磁测井法规范

Ⅰ 常规测井方法有哪些

测井，也叫地球物理测井或矿场地球物理，简称测井，是利用岩层的电化专学特性属、导电特性、声学特性、放射性等地球物理特性，测量地球物理参数的方法，属于应用地球物理方法（包括重、磁、电、震、核）之一。石油钻井时，在钻到设计井深深度后都必须进行测井，又称完井电测，以获得各种石油地质及工程技术资料，作为完井和开发油田的原始资料。这种测井习惯上称为裸眼测井。而在油井下完套管后所进行的二系列测井，习惯上称为生产测井或开发测井。其发展大体经历了模拟测井、数字测井、数控测井、成像测井四个阶段。

常规测井方法有以下几种：

• 井径测井

• 自然伽马测井

• 自然电位测井

• 密度测井

• 补偿中子测井

• 声波速度测井

• 声波幅度测井

• 声波全波列测井

• 双侧向测井

• 微电阻率测井

• 双感应测井

• 自然伽马能谱测井

• 阵列感应测井

• 核磁共振测井

• 地层倾角测井

Ⅱ 核磁测井

核磁共振（Nuclear Magnetic Resonance）测井，简称核磁测井（NMR），是20世纪90年代迅速发展的一种新型测井方法。由于它能提供与岩性无关的孔隙度（有效孔隙度、自由流体孔隙度）、束缚水饱和度，以及孔径分布和渗透率等重要地层参数，加之不受泥浆、泥饼和侵入的影响而备受人们青睐。

13.5.1 基本概念

13.5.1.1 核磁共振

核磁共振是磁场中的原子核对电磁波的一种响应。大家知道，原子核由带正电的质子和不带电的中子组成，质子和中子统称为核子。所有奇数的核子以及含偶数个核子但原子序数为奇数的原子核，都具有内禀角动量（或叫“自旋”），犹如一个旋转的陀螺，自身不停地旋转。由于原子核带有电荷，这种自旋将产生磁场，在没有外加磁场时，单个磁矩随机取向，使得大量同等核的系统在宏观上没有磁性。

当核磁矩处于外加磁场（如某一静磁场B₀）时，它将受到一个力矩的作用，从而会像倾倒的陀螺绕重力场旋转一样，绕外加磁场的方向进动。在外加磁场中，整个自旋系统被磁化，且不同原子核的进动频率不相同。

对于被磁化后的自旋系统，若再施加一个与静磁场垂直，以进动频率ω₀振荡的交变磁场B₁，会发生共振吸收现象。即处于低能态的核磁矩吸收交变场提供的能量，跃迁到高能态，磁化强度相对于外磁场发生偏转，这种现象称为核磁共振。

交变磁场可以连续施加，也可以以短脉冲的形式施加。现代核磁共振仪多采用脉冲方式，其工作频率（决定于静磁场的强度）大多在射频段，故这种脉冲电磁波又叫做射频脉冲。

13.5.1.2 弛豫过程与弛豫时间

在射频脉冲施加以前，自旋系统处于平衡状态，磁化矢量与静磁场B₀方向相同。射频脉冲作用期间，磁化矢量偏离静磁场方向，射频脉冲作用完后，磁化矢量将通过自动动进，朝静磁场方向回转，试图从非平衡状态恢复到平衡状态，这一过程叫做“弛豫”。

弛豫过程是磁化矢量在坐标系中绕Z轴的动进。它包含两种不同的机理，即纵向弛豫和横向弛豫，并可用弛豫速率来表征。纵向弛豫速率用1／T₁来表示，T₁叫做纵向弛豫时间，反映的是磁化矢量的纵向分量按指数恢复到Z方向初值的过程；横向弛豫速率用1／T₂表示，T₂叫做横向弛豫时间，它反映的是磁化矢量的水平分量按指数衰减到零的过程。目前核磁测井仪器主要测量的是横向弛豫时间T₂。

对于大多数原子核来说，能探测到的信号都很弱，但氢核具有相对较大的核磁矩。因而，在富含氢（如水和油）的岩石中，能测到较强的信号。

13.5.2 核磁测井的测量技术

早期的核磁测井仪采用一种较大的线圈并在其上通上电流，在地层中产生一个静磁场，使地层中的氢原子（质子）激化。当迅速将静磁场切断后，激化了的氢核就会在较弱但却均匀的地磁场中旋进。旋进中的氢核在激发静磁场的线圈中产生一个呈指数衰减的信号，通过测量该信号在一定时间内的衰减，可以计算自由流体指数，它反映的是地层含可动流体的孔隙度。这种仪器的主要缺陷是，需要采用具有强磁性的特殊泥浆以消除井眼背景强信号的影响；另外，强的激化电流会使共振接收器长时间饱和（可达20ms），这又会降低仪器对快衰减孔隙分量的灵敏度。

后发展的核磁测井采用一种记录脉冲回波的NMR测井仪，它的激化磁场由装在仪器内的高强度永久磁铁产生。井内通过发射线圈或天线发射射频场，交变磁力线垂直于径向强磁场方向，发射频率等于该均匀磁化区域氢核的核磁共振频率，然后接收由这个区域的氢核在退激过程中的衰减信号（回波）。目前，市场上推出的核磁测井仪主要有两种类型，一种是Numar公司20世纪80年代末研制的磁共振成像测井（MRIL），能产生一个2ft（60cm）长、呈柱状的灵敏区域，该区域向井筒外延伸至几英寸远。另一种是20世纪90年代初Schlumberger公司的组合式核磁测井（CMR），能对地层内0.5～1.25in的范围敏感，并可延伸到6in（15cm）远。这种仪器采用偏心臂方式进行测量，能保持与地层良好的接触和较高的垂直分辨率，且能与其他一些补偿测井方法，如补偿密度测井、岩性密度测井、电磁波传播测井、热中子孔隙度测井，以及微球形聚焦测井等相组合以提高对地层特性的解释和评价能力。

目前的核磁测井仪，通过数据采集和信号处理技术的不断改进，不仅能很好探测共振衰减的慢分量（主要由毛管束缚水和自由流体产生），还能探测小于3ms的快分量（主要由粘土束缚水产生）。因此，测量横向弛豫衰减时间T₂及其随时间的分布，能提供常规测井不能提供的关于地层孔隙大小及其结构的细节，进而分析流体的可动性——流体是束缚的还是自由流动的等等。

如图13-23是实验室得出的砂岩岩石孔径大小与T₂的对应关系。图中二条线分别代表孔隙中饱和水和空气时T₂的分布（谱）特性。可以看出，大孔隙区域内可动流体与小孔隙区域内不可动流体之间T₂的分界大约为33ms。对于碳酸盐岩，这一截止值一般为100ms，并随着大孔隙中的水被排出，T₂分布中长T₂组分首先消失。

图13-23 孔隙性砂岩的T₂分布图

Ⅲ 基桩钢筋笼长度磁测井法怎么看单节笼长度

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Ⅳ 电缆井的设置规范

《石油测井新技术及标准规范》本书主要内容包括：核磁共振测井技术及应用；电阻率成像测井技术及应用；声波成像测井技术及应用；MDT模块式地层动态测试器；综合孔隙度岩性测井仪；储层饱和度测井仪；快速平台测井仪，以及介绍了油气田测井解释中常见岩石和矿物的地球化学性质、物理性质、产状、岩石物理性质、测井参数及相关标准规范等。本书适合于油田现场测井、测井解释、勘探开发地质等工程技术人员参考，也可做为大专院校有关专业教师及测井分析和测井地质学科研究生的参考用书。第一篇裸眼测井工艺 第一章测井仪器 第二章大斜度井、水平井测井技术 第三章电缆使用工艺及测井基础设施 第四章井壁取心 第二篇测井资料解释 第一章测井资料的数字处理 第二章测井资料解释方法 第三章利用测井资料进行区块评价 第三篇生产测功井新技术 第一章生产测井技术 第二章井下流量测井 第三章流体密度及持水率测量 第四章温度测井 第五章压力测井及资料分析 第六章产出剖面测井信息综合分析 第七章水平井生产测井技术 第八章注入剖面测井 第九章套管井底参数测井 第十章生产测井资料应用 第十一章套管工程检测测井 第十二章数控测井仪器设备 第十三章剩余油监测技术 第四篇射孔新技术 第一章射孔器及其检测技术 第二章射孔深度控制 第三章射孔现场施工工艺 第四章射孔优化设计 第五章油气井爆炸作业 第五篇其他测井新技术及其应用 第一章成像测井方法 第二章复杂储层评价方法 第三章成像测井的地质分析 第四章核磁共振测井及其应用 第五章 基础实验研究 第六章测井解释油气饱和度岩石物理研究 第六篇相关标准规范

Ⅳ 金属矿测井

在金属矿勘查中，经常同时采用测井和井中物探，它们统称为金属矿钻孔地球物理勘探，泛称金属矿测井。测井和井中物探的相同之处，需要将下井仪器下到井中，采集有关物理量数据; 不同之处，测井主要用来研究井壁地质问题，而井中物探的勘查范围是井周、井间或井底的较大空间，目前一般为井周或井底数十至数百米。

10. 2. 1 测井的基本任务和方法

10. 2. 1. 1 基本任务

1) 查明和定量评价金属矿。划出矿化、矿层或富矿段，确定其深度和厚度; 确定矿石成分、品位 ( 含量) 、规模和储量，替代取心分析方法，实现局部不取心或无岩心钻进，提高钻探效率。

2) 为地面或井中物探解释提供所需的物性参数。

3) 划分和校验钻孔地质剖面，校正钻探岩心编录。

4) 对比相邻钻孔的测井曲线，研究矿体产状。

5) 解决矿区水文地质问题，如确定出水位置。

10. 2. 1. 2 主要方法

我国在金属矿测井中使用过的综合测井方法有电、核、声、磁、热等各种类型，其中电测井包括电阻率、滑动接触、自然电位、电极电位、激发极化、感应和电磁波测井等;磁测井有磁化率测井;核测井包括自然伽马、密度、选择伽马－伽马、中子活化和X射线荧光测井等。

针对不同的地质问题和任务，采用的测井方法有所不同。

(1)多金属硫化矿评价

多金属硫化矿床通常具有高的电子导电性，用电测井方法能很好地查明，主要方法是滑动接触电流法和电极电位法。电极电位法效果最好，因为离子导电的非矿岩石不显电极电位异常。作为辅助方法，还可应用自然电位和激发极化测井，后者主要用来圈定浸染的或半氧化的硫化金属矿。

当存在伴生黄铁矿和石墨化岩石时，电测井方法很难从中区分出具有工业价值的硫化矿(如方铅矿、黄铜矿、镍黄铁矿等)，应附加密度和选择伽马－伽马测井。

如果待查明的多金属硫化矿中含有磁铁矿物(如磁黄铁矿、磁铁矿)，则还应进行磁化率测井，以便查明磁性矿物成分。

(2)铁矿床评价

查明和评价磁性铁矿的主要测井方法是磁化率测井，可用来确定磁铁矿含量;评价弱磁铁矿的主要方法是选择伽马－伽马测井，可用来圈定具有工业价值的矿层和确定铁含量。

(3)多金属和稀有金属矿床评价

主要测井方法为X荧光测井和密度测井，可为确定矿层边界和组分提供十分有用的信息。X荧光测井可应用于大多数有色和稀有金属矿床，如Cu、Zn、As、Mo、Ag、Sn、Sb、Ba、Hg、Pb。密度测井则适用于Pb含量高的矿床。

(4)划分和校验钻孔地质剖面

主要测井方法为电阻率、自然伽马和密度测井，钻遇火成岩或变质岩地层时，应使用磁化率测井代替视电阻率测井。

我国虽然做过测井的矿种和使用过的测井方法很多，和国外相比在应用上和技术上都不逊色，由于客观条件不利，我国金属非金属矿测井工作始终未能如油气、煤、铀、水文工程测井那样获得发展。

10.2.2 井中物探

我国首先将井中物探用于金属矿产勘查。1958年地质部门在辽宁大套岫峪铅锌矿区进行的井中单分量磁测井是我国井中物探工作的开端。此后，随着我国铁矿找矿工作的大规模展开，20世纪60～80年代井中磁测方法在全国大量推广使用，投入仪器数百台，勘测井孔数千个，成效卓著。

20世纪60年代开始，井中激发极化法和井中电磁波法在我国铜、铅锌、镍等矿产勘查中的应用也得到较快发展。上述三种方法在判断地面异常性质，找寻井旁、井底隐伏矿体，并推定其位置、延伸、边界、产状等方面发挥了特有的重要作用，曾被我国地质部门物探工作者誉为“地下物探三朵花”。

20世纪80～90年代，其他一些井中物探方法，包括井中脉冲瞬变电磁法、井中低频感应电法、井中弹性波法等也在我国金属矿勘查中得到应用，在一些地区取得良好效果。进入20世纪90年代，随着我国金属矿勘查工作特别是钻探工作量锐减，金属矿领域的井中物探工作也大幅度减少。

在金属矿区合理地应用井中物探方法，可在验证地面物化探异常、普查评价矿区远景阶段和勘探阶段发挥良好的作用，包括:

1) 发现井周、井底、深部盲矿。

2) 确定矿体相对于井的位置、形状、大小、产状。

3) 追索和圈定矿体或矿化带范围。

4) 研究井间矿体连续性等。

近年来，我国主要金属矿产大中型矿山的资源短缺与枯竭程度与日俱增，深部和外围勘查找矿是解决老矿山矿产资源危机的主攻方向。测井与井中物探方法在金属矿勘查中作用越来越重要、应用越来越广泛。以 2006 年度第二批全国危机矿山接替资源勘查项目为例，针对铁、铜锌、铜、钼、铅锌、锡等矿种采用了井中三分量磁测、磁化率测井、井中激电、激电测井和综合测井等方法，以井中三分量磁测、磁化率测井、井中激电方法为主。

Ⅵ 核磁共振测井方法

（一）测井仪器

1.组合式核磁共振测井仪（CMR）

CMR测井仪采用磁性很强永久磁铁产生静磁场，磁体放入井中，在井眼之外的地层中建立一个比地磁场强度大1000倍的均匀磁场区域，天线发射自旋回波脉冲序列（CPMG）信号并接收地层的回波信号。CMR原始数据由一系列自旋回波幅度组成，经处理得到T₂弛豫时间分布。T₂分布为主要的测井输出，由此T₂回波串可导出孔隙度、束缚流体饱和度、自由流体饱和度和渗透率。

CMR为小型滑板型仪器，连接长度4.33 m，重148 kg，额定温度177℃，额定压力138 MPa，其结构及横截面见图5-54。

CMR必须用弓形弹簧、用偏心器或动力井径仪进行偏心测量。探测器极板最大宽度5.3 in，带有滑套弓型弹簧的最大总直径为6.6 in。

对于一般的井眼条件，推荐的最小井径为6.25 in。当井眼条件很好，CMR可在5.785 in以下的井眼中进行测井。

（1）CPMG脉冲序列参数的选择

核磁共振测量为周期性的，而不是连续的。测量周期由等待时间和自旋回波采集时间段组成。采集时间比等待时间短许多。在等待时间段，氢核重新回到仪器磁场方向。等待时间根据孔隙流体的T₁而定。在采集时间段，仪器的发射线圈快速发出自旋回波。隔一定的时间段（回波间隔）收集回波。

等待时间、采集的回波数和回波间隔被称为脉冲序列参数。这些参数决定了NMR的测量，必须在测井前加以说明。参数的优化选择与岩性和流体类型有关，并与CMR仪是连续测量还是点测有关。

图5-54 实验型脉冲NMR仪器

1）测量周期。为校正电子路线的偏置，自旋回波序列成对采集，称为相位交替对。

采集一个相位交替对的总周期时间为

地球物理测井

式中：T_W为等待时间，s；N_E为回波数；T_E为回波间隔，s。

周期时间长可提高CMR测井的精度。但是，对于环境变化大的井，长周期导致低测速和长的点测停留时间。

2）测速。在连续测井中，调节仪器测速确保在井下每个采样率段（通常为6 in，即15.24 cm）中完成一次新的测量周期。最大测井速度为

地球物理测井

图5-55为最大测速与等待时间和采集回波数的关系。大多数CMR测井速度在45.7～183 m/h之间。在束缚流体测井模型下测速可达244 m/h以上。

3）脉冲参数选择的约束条件。①回波间隔。为提高对快速衰减组分（即小孔隙及高黏度油）测量的敏感性，CMR测井通常采用最小回波间隔（0.28 ms）。随着硬件的改进，期望最小回波间隔随之减小。为增强扩散弛豫，也增长回波间隔。这适用于不含大量微孔隙的纯净地层。为保持对小孔隙的敏感性，回波间隔很少超过1ms。②回波数。采集的回波灵敏度为：200，300，600，1200，1800，3000，5000 和8000。回波间隔0.28 ms时对应的采集时间分别为：0.056 s、0.084 s、0.17 s、0.34 s、0.50 s、0.84 s、1.40 s和2.24 s。在连续测井时采集的最多回波数常为1800。计算机模拟和现场经验表明：再增加回波数对CMR孔隙测井造成的变化可忽略。③等待时间。理想情况下等待时间足够长，以使氢核完全极化。因为不完全极化的氢对自旋回波幅度的贡献不完全。实际上，等待时间受制于井场效率的要求，对不完全极化要进行校正。通常，等待时间比孔隙流体的平均T₁长三倍。④最小等待时间。由于发射线圈频宽比的限制，最小等待时间约为采集时间的两倍。实际上，这不成为一种限制，因为等待时间和采集时间均由孔隙流体的弛豫时间控制（T₁和T₂），具有长T₂的孔隙流体也有长T₁，因此需要长的等待时间。

图5-55 最大测速与等待时间和采集回波数的关系

4）参数选择。脉冲序列参数选择基于预工作计划和现场测量进行。

预工作计划包括估算孔隙水和侵入带烃（原有烃或油基泥浆）的平均弛豫时间（平均T₁）。对于一般的仪器操作，等待时间近似为这两种T₁中较大值的四倍。

在估算孔隙流体弛豫时间时，通常假设岩石为水湿润性。在此情况下，烃以体积速率弛豫，油的体积弛豫根据储层条件下的黏度估算。气体的体积弛豫与储层温度和压力有关。T₁和T₂与流体黏度的关系曲线见图5-49。

脉冲序列检查常常通过在产层段的一次长等待时间测井后再用短等待时间重复测井实现。产生精确CMR孔隙度和小的极化校正（例如小于2 p.u.）的最小等待时间用于主要测井。

在一个地区或地层几次CMR测井之后，常可确定出最优序列。该序列便可用于后续CMR测井。

下面介绍已成功用于现场测试的几种预定义脉冲序列。

A.具有中至高黏度油（大于4 mPa·s）的储层。中高黏度油的T₁值相对短，CMR脉冲序列主要根据孔隙水的T₁选择。

孔隙水的T₁由面弛豫而定，它随着孔隙尺寸和岩性不同而变化。碳酸盐岩的表面弛豫比砂岩弱，需要较长的等待时间。当岩石具有很大孔隙时（例如孔洞性碳酸盐岩），弛豫时间接近体积水的值（为已知的温度函数）。但是，CMR仪探测侵入带，其中原生水被钻井泥浆滤液驱替，由于滤液中存在溶解的顺磁离子，因此减小了体积泥浆滤液的T₁。

实际上，孔隙水的T₁值是很难确定的，因此脉冲序列根据适用于大部分井下环境的最小周期时间而定。根据经验，推荐用于连续测井的脉冲序列见表5-3。表中第二列为油的黏度阈值，超过阈值需要较长的等待时间。如果储层含有特别大孔隙（例如，高渗透率、未固结砂岩和孔洞碳酸盐岩），也需要较长等待时间。

表5-3 常规连续测井

B.具有低黏度油（小于4 mPa·s）储层。当储层含轻油或当用油基泥浆钻井时，CMR脉冲序列根据油的T₁确定。需要长的等待时间和慢的测速。表5-4为MAXIS测井软件中预定义的脉冲参数。若已知储层条件的油黏度，该序列的等待时间须修正。这时，由图5-49估算平均T₁，而等待时间设定为3T₁。当井眼条件允许使用较高测速，推荐使用9 in采样率，测速提高1.5倍。

表5-4 MAXIS测井软件中预定义的脉冲参数

C.含气储层。在潜在含气层中，CMR测井的主要应用是识别传统测井曲线（例如中子-密度）未示出的气层。CMR孔隙度低估了气层的孔隙度。原因如下：气体氢指数明显小于1；在较宽的温度和压力范围内，气体具有长T₁（大于3 s），因此在连续测井中不能完全极化；由于扩散影响，气体T₂较短（约400 μs）。因此高的T₁/T₂比使极化校正失效。

气体信号幅度值为

地球物理测井

式中：HI为气体氢指数；V_g为侵入域的气体体积，p.u.；T_1effect为等待时间中极化气体的部分影响，即1-exp（-T_w/T_1g）（T_1g为气体的T₁；T_w为等待时间）。

许多环境中，气体信号太小而不能被检测到，这发生于浅地层（气体氢指数太小）和低至中孔隙地层（含少量残余气体积）中。这些地层中，最有效的方法是用相对短的等待时间测井，只要有足够时间使水极化即可（例如，砂岩或碳酸盐岩序列）。这使气信号幅度变为最小，CMR孔隙度的减小可能是由于气体影响造成的。

在深部高孔隙地层中，气信号可能大于3 p.u.或4 p.u.。在这些地层中，单独的CMR测井通过改变等待时间和回波间隔就可识别出气层。

用这种方法通过改变等待时间而改变T₁分布。第一次测井用使水充分极化的一种等待时间（例如砂岩或碳酸盐岩序列）。第二次测井用一种较长的等待时间，以增高气信号的幅值。于是通过第二次测井得出的CMR孔隙度的增量可识别出气体。第二次测井的等待时间应选择能得到至少4p.u的额外气信号。额外气信号计算如下：

地球物理测井

式中：T_1w为第一次测井的等待时间；T_2w为第二次测井的等待时间；T_1g为气体的T₁。

在良好的环境下，通过处理不同回波间隔的两次测井采集的自旋回波序可以计算出孔隙流体的扩散系数（Flaum等，1996）。于是通过其与油和水相关的高扩散系数可识别气体。4 p.u.的最小气信号是希望值，所需的等待时间由等式（5-42）计算。通常需要4 s或5 s的最小等待时间，两次测井都用相同的等待时间，表5-5中的脉冲序列已成功用于几种高孔隙砂岩中计算扩散系数。

表5-5 不同回波间隔测井

D.束缚流体。束缚流体具有低T₁，通常在砂岩和碳酸盐岩中分别小于50 ms和150 ms。因此，束缚流体测井曲线用短等待时间、高测速的测量得出。束缚流体测井的推荐参数见表5-6。

表5-6 束缚流体测井

5）点测参数选择。进行点测是为提高CMR孔隙度测井精度并获取详细的T₂分布。测量原理与连续测井相同，但点测没有周期时间的限制。一般使用较长的等待时间，收集更多的回波数以便与连续测井进行比较。表5-7给出预定义的砂岩，碳酸盐岩和轻质油/油基泥浆的脉冲序列。

表5-7 点测脉冲序列

（2）信号处理

在CMR仪器研制的同时，必须设计一种经济完整的数据采集和信号处理方法，用于分析以CPMG脉冲序列期间采集到的成百上千的自旋回波幅值。信号处理主要是计算T₂分布曲线。

在仪器研制的早期就意识到有关反演方法不适于CMR测井数据的实时处理。特别是实时计算连续T₂分布需多台计算机完成大量采集数据的计算。由于成百上千的自旋幅值组成的一个自旋回波序列仅包含几个线性相关的参数，而NMR测量的核心参数近似于线性，所以自旋回波数据有冗余量，它可被压缩成几个数值而不丢失信息。用现场的计算设备可实时地利用采集的压缩数据计算T₂分布。

数据压缩算法必须适应性强，且可与实时数据采集和处理环境兼容。井下数据压缩使用仪器电子盒内的数字信号处理芯片，这需要一个快速的压缩算法。井下数据压缩减少了对遥测能力的需求，及磁盘和磁带的存储量。未压缩数据也能传输到井下并存储在磁盘中，用于后期处理。一种新的反演和相关数据压缩算法——窗处理算法（WP）已开发出来。

通过确定在预选T₂值处的信号幅度计算出T₂分布。再由幅度拟合出一条曲线以显示出一连续函数。预选的T₂值等间隔位于T_2min和T_2max之间的对数坐标上。预选T₂值的数目为分布中的组份数。

T₂的计算和测井曲线输出首先选择一组处理参数：多指数弛豫模型中的组份数目；计算的T₂分布中的T₂最大值T_2max和最小值T_2min；自由流体截止值；输入的T₁/T₂；泥浆滤液的弛豫时间。输入上述参数用于计算T₂分布、自由流体和束缚流体孔隙度的相对数量、平均弛豫时间。

1）组份数。现场数据的模拟和处理指出，若使用至少10个组份模型，组份数对CMR测井输出的影响可以忽略。若要得到平滑T₂分布则必须增加更多的组份。通常，连续测井用30个组份模型，点测使用50个组份模型。

2）T_2min。根据测量对短弛豫时间固有的敏感性确定最小T₂值，这与测量的回波间隔有关。当使用回波间隔为0.28 μs时，T_2min为0.5 μs。

3）T_2max。T_2max值的选择在T₂分布中的最长弛豫时间与测量可分辨的最长弛豫时间之间取折中，后者根据采集时间（即采集的回波数和回波间隔）确定。模拟显示在合理的取值范围内，CMR测井输出对T_2max值不敏感。对采集600～1800个回波的连续测井，T_2max取3000 μs。对于点测，一般采集3000～8000个回波，T_2max定为5000 μs。

4）T₁/T₂比。极化校正时需输入T₁/T₂。当储层含黏滞油时，推荐T₁/T₂定为2。当存在轻质油，T₁/T₂增至3。

（3）刻度和校正

在车间中用含氯化镍稀释液的一种混合物完成精确刻度。溶液的信号幅度代表标准的100 p.u.。

在测量周期的等待时间中完成电子刻度。在此期间，一个小信号被送入位于天线上的一个测试线圈中。信号由天线采集并被处理，然后信号幅值被用于系统增益中由操作频率、温度和周期介质电导率产生的变化进行校正。

信号幅度必须作温度校正、磁场强度校正（磁场强度随温度和附在磁体上金属碎屑量而变化）、流体氢指数校正（当地层水或泥浆滤液矿化度较高时，该校正十分重要）。

图5-56 MRIL仪器框图

此外，CMR测井须对氢核不完全极化进行校正。

（4）测井质量控制

测井质量控制包括：仪器定位、采样率和测速、叠加与精度、仪器调谐、泥浆滤液弛豫时间等。

2.核磁共振（成像）测井（MRIL）

（1）仪器说明

MRIL仪器，由三部分构成：探头（长8 in，直径为4.5 in或6.0 in）；长13 ft、直径3.626 in的电子线路短节和长10 ft、直径为3.626 in的储能短节（图5-56）。

仪器的探头由永久磁铁、调谐射频（RF）天线和测量射频磁场幅度的传感器组成。磁场呈圆柱形轴对称，磁力线指向地层，磁场幅度与径向距离的平方成反比。调整RF磁场形状，使其符合磁场空间分布，且使RF磁场与静磁场相互垂直，这种结构形成一个圆柱形共振区域。其长度为43 in（或24 in，这取决于RF天线的张角）、额定厚度为0.04 in。有两种探头可供选择，直径为6 in的标准探头，用于直径7.785～12.25 in的井眼；直径为4.5 in的小井眼探头，用于直径6.0～8.5 in的井眼。仪器的工作频率为650～750 kHz，共振区域半径19.7～21.6 cm（对于标准探头）。

仪器为数字化仪器，原始回波按载波被数字化处理，所有的后续滤波和检测均在数字域实现。

（2）仪器特点

1）多频工作。MRIL的C型仪器具有灵活的变频特性，可从一个频率跳变到另一个频率。对于17×10^-4 T/cm的额定磁场梯度，一个15 kHz的频率跳跃对应于共振区域半径0.23 cm的变化，该设计也支持在两种频率下同时测量，双频测量的几何图见图5-57。

2）测低阻井。低阻井相当于一种对射频天线的负载，负载常用天线因子Q表示。在直径8.5 in的井眼中，R_m＞10 Ω·m的淡水泥浆井眼中天线Q值为100；而在R_m=0.02 Ω·m的井眼中，Q值变为7，低Q值对MRIL信号质量有不良影响。

3）信噪比（SWR）高。测量频率为725 kHz时，在淡水泥浆井眼环境下，仪器的单回波信噪比（SWR）为70∶1。计算结果经多次回波提高了信噪比，其自由流体指数（FFI）的信噪比为240∶1。

4）调幅与调相功能。C型仪对每个回波提供完全幅度和相位调制。

5）测速快。测速取决于MRIL输出的单次实验信噪比、期望的测井精度纵向张角及地下T₁能允许的测量周期时间T_c。在单一共振体内，要使恢复达到95%以上，恢复时间T_R必须满足：

图5-57 MRIL双频测量示意图

地球物理测井

由于多频工作的结果，周期时间稍长于标准化所用频率数的T₂。在双频工作情况下，T_C=T_R/2。在T₁=500 ms、1000 ms和2000 ms的条件下，地层极化完全恢复对应于周期为750 ms、1500 ms、3000 ms。依测井环境不同，C型仪测速约为B型的4.4～14.4倍。

6）垂向分辨率高。通过减小射频天线的纵向张角可得到更高的分辨率，目前探头设计张角为43 in，C型仪可兼容更小的张角（24 in）。

（3）脉冲参数选择

MRIL采用CPMG脉冲序列完成对T₂的测量。其CPMG脉冲参数选择方式基本上与CMR的脉冲参数选择方式相同。

图5-58 双频MRIL探头及探测区域剖面图

C型仪的回波间隔时间约为1 ms。每个深度测量点上，记录的回波串为：在淡水泥浆井眼中约为1200个回波；在咸水泥浆井眼中，约300～500个回波。

（4）MRIL的垂向分辨率和信噪比

NMR仪的垂向分辨率受控于永久磁场及射频磁场的形状，即决定于磁体物理尺寸及射频天线。理论上，MRIL仪的探测体积为一圆环（图5-58），圆环大小受射频天线的张角影响。

MRIL数据的垂向分辨率和信噪比不仅受控于NMR的物理特性和传感器的设计，而且与数据采集及处理过程有关。C型仪的操作模式为双频双相交替方式。脉冲序列依次为：频率2，原相位；频率1，原相位；频率1，反相位；频率2，反相位。相位交替改变了NMR回波的符号，而干扰信号的相位不变。通过改变所有反向回波的符号并将所有测量求和，相干干扰被消除。根据井眼环境，在完成回波数据转换之前，需要进行附加的求均值以提高信噪比。在井场或后续处理中应用滤波技术进行后续的处理。

使用时序分析法通过比较某一特定层段中两次或多次测井数据可以定量评估垂向分辨率和信噪比。在0.9 m·min^-1、3.0 m·min^-1和9.1 m·min^-1测速下分别进行重复测井得到三对测井曲线，用时序分析计算出相关系数和信噪比与空间频率的关系，平均低频信噪比特征见表5-8。

表5-8

（5）仪器的刻度和环境影响

C型MRIL用100%的标准水进行刻度，水装于一个高1 m、长2 m、宽1 m的屏蔽容器内（在调幅频带内操作）。改变井眼负荷的方法是加入井眼流体或在射频天线上加电阻。在存在井眼负载时，将回波幅度与已知的标准水的简单指数衰减比较进行刻度。仪器还需进行二次刻度。此外，在井场，测井前和测井后还要用标准探头对电子线路进行校对，仪器所有参数都要记录并与标准值比较。

对于使用新的24 in张角的MRIL仪器，实施采集数据进行时序分析现场曲线时可以看出，24 in张角仪器的数据显示出明显的层界，并可分辨出薄层。其时序分析结果见表5-9。与表5-8中43 in张角的结果比较可见，24 in张角的垂向分辨率提高。低频信噪比二者无差别。根据简单的几何推理，我们预计24 in张角的信噪比应降2.5 dB；且信噪比的这种降低与测速无关。测试井的时序分析指出，信噪比降低至小于5 dB。

表5-9

NMR回波幅度随地层温度升高而降低，地层温度与刻度温度之比用于回波输出的校正。MRIL输出对烃密度敏感，故需进行温度、压力对液态烃密度影响的校正；天然气可减小MRIL孔隙度，但不可校正。

（二）信号处理和输出

MRIL测得的原始数据是所接收到的回波串，如图5-59。它是求各种参数和各种应用的基础。

目前C型仪用的信号处理方法是从原始回波串中提取T₂分布谱（如图5-60）。

对于一个孔隙系统，可能会存在着多个弛豫组分T_2i，每个回波都是多种弛豫组分的总体效应。通常，回波串的衰减速率表现出双指数或多指数特征；所以可以将回波幅度看成是多指数分量之和。

地球物理测井

式中：a_i为第i个横向弛豫时间所对应的回波幅度；T_2i为第i个横向弛豫时间；n为所划分的T_2i个数，通常n取8。

图5-59 MRIL测得的回波串

由一组固定T₂弛豫（4 ms，8 ms，16ms，32 ms，64 ms，128 ms，256 ms和512 ms）作出基本函数拟合回波串。这样一组NMR测量信号（回波）A_j（t）（设有m个，m＞n）可以得到一组超定方程组，该方程组的最小二乘解求得一组与固定划分的T_2i对应的a_i，经内插和平滑后得到T₂分布谱。每个圈定的T₂对应一部分孔隙，各T₂分量a_i求和经过刻度得到φ_NMR；FFI为T₂大于或等于32 ms对应的孔隙之和，由T₂大于截止值的各项a_i之和，经过刻度（归一化）得到φ_FFI；BVI为4ms、8ms和16ms的T₂值对应的部分孔隙之和，由T₂小于截止值的各项a_i之和，经过刻度（归一化）得到φ_bvi。

图5-60 自旋—回波串的多指数拟合及T₂分布谱

通过合理地设置MRIL的测量参数T_R、T_E，测量两组或多组回波串，得到不同的T₂分布谱。对它们进行谱差分或谱位移处理，可以定性地识别储层中流体的类型。

（三）核磁共振测井的测量模式（MRIL-C型仪器）

1.标准T₂测井

提供一般的储层参数，如有效孔隙度、自由流体体积、束缚流体体积、渗透率等。

一般选取等待时间T_W=3～4 s，标准回波时间间隔T_e=1.2 ms，回波个数N_e≥200。

2.双T_W测井

根据油、气、水的弛豫响应特征不同，采用不同等待时间T_W进行测量，可定性识别流体性质：

短等待时间T_WS：水信号可完全恢复，烃信号不能完全恢复；

长等待时间T_WL：水信号可完全恢复，烃信号也能完全恢复。

将用两种等待时间（T_WS和T_WL）测量的T₂分布相减，可基本消除水的信号，剩下部分烃的信号，从而达到识别油气层的目的。

3.双T_E测井

地球物理测井

式中：T_2CPMG为采用CPMG脉冲法测量的弛豫时间；D为地层流体的扩散系数；G为磁场梯度；T_E为回波间隔；γ为氢核的旋磁比。

从上式可看出，增加回波间隔T_E将导致T₂减小；且T₂分布将向减小的方向移动（移谱）。由于油气水的扩散系数不同，在MRIL-C型测井仪的梯度磁场中对T₂分布的影响程度不一样，采用长短T_E测井，油气水的T₂分布变化的程度也不同，据此可定性识别流体性质。

（四）核磁共振测井的测量模式（MRIL-P型仪器）

测量模式就是测井期间控制仪器的一系列参数。MRIL-P型测井仪测井时有4种基本测量方式，根据不同的参数组合成77测井模式。

1.DTP方式

为等待时间T_W和粘土束缚水模式。它分5个频带2组测量方式（A，PR），4频带上为PR组信号（T_E=0.6 ms，N_E=10，T_W=0.02 s），共采集8组回波串，用于计算粘土束缚水体积。在0～3频带上为A组信号（T_E、T_W自定），共采集16个T_W信号。每个周期共有24组回波串。该方式主要用于计算总孔隙度、有效孔隙度；确定可动流体体积、毛管束缚流体体积和粘土束缚流体体积、渗透率等参数。

2.DTW方式

又称双TW模式。该模式采用5个频带3组测量模式（A，B，PR）。4频带上为PR组信号（T_E=0.6 ms，N_E=10，T_W=0.02 s），共采集8组回波串，用于计算粘土束缚水体积。在0～3频带上分别采集16个A组和B组信号，A、B组回波间隔T_E相同，等待的时间T_W不同，A、B之间为长等待时间T_WL，B、A之间为短等待时间T_WS。每个周期共有40个回波串，根据长、短不同等待时间的T₂谱识别油气。

3.DTE方式

又称双TE模式。该模式采用了5个频带3组测量模式（A，B，PR）。4频带上为PR组信号（T_E=0.6 ms，N_E=10，T_W=0.02 s），共采集8组回波串，用于计算粘土束缚水体积。0～3频带各采集16个A、B组信号，A、B组共有相同的等待时间T_W，不同的回波间隔T_E。A组为短回波音隔T_ES，B组为长回波间隔T_EL，共40个回波串。其主要目的是应用两个不同回波间隔的数据作扩散加权，进行气检测等。

4.DTWE方式

又称双TW+双TE模式。该模式采用5个频带5组测量模式（A，B，D，E，PR）。4频带上为PR组信号（T_E=0.6 ms，N_E=10，T_W=0.02 s），共采集8组回波串，用于计算粘土束缚水体积。0～1频带上各采集8个A、B组信号，2～3频带上各采集8个D、E组信号，其中A、B为短TE双TW模式，D、E为长TE双TW模式。共40个回波串。包含了双TE和双TW测井，一次下井可获得所有信息，大大地提高了工作效率。

实际测井过程中，基本测量方式确定后，根据不同的测量参数从77种测量模式中选取合适的模式进行测井。表5-10列出了常见的10种测量模式参数。

表5-10 常用的10种测量模式参数

Ⅶ 测井资料解释方法与技术

测井资料解释可分为定量、半定量和定性三种类型。前者主要由计算机来实现，而后者则主要通过人工分析来完成，两者起着相互补充、相互印证的作用。应当承认，先进的计算机解释技术是实现各种复杂地质分析和数值运算的有力手段，也需要指出，单纯的计算机数据处理，并不能完全解决测井解释面临的各种问题。这是因为测井所要解决的地质、工程问题，一般不能仅用单纯的地质-数学模型及相应的解释方程所描述。它既有数值运算，也包含着由多种经验法则组成的非数值运算。大量事实也证明，使用常规的计算机处理方式，只能为测井解释提供分析问题的手段，而不能最终提供综合解题的能力和自动决策的最佳答案。因此，在测井解释中，充分利用各种有用信息（包括地质、录井、测试和岩心分析资料），认真分析各种可能的情况，借助专家的知识和经验，对提高测井解释的地质效果是十分必要的。下面我们通过对一些地质问题的解决的阐述，说明测井解释的一般方法。

15.6.1 划分钻井地质剖面和识别储集层

测井资料是划分钻井地质剖面的可靠手段，它不仅可以准确确定不同性质岩层的顶底界面，而且可以判别岩性，确定储集层及其储集特性。下面讨论两种主要岩层剖面。

15.6.1.1 碎屑岩剖面

碎屑岩剖面的主要岩类是砂岩（各种粒级）、泥岩和它们的过渡岩类，有时也有砾岩及砂岩与砾岩的过渡岩类。利用目前常规的测井方法，可以较好地解决划分其岩性剖面和确定储集层问题。其中较有效的方法是自然电位、自然伽马和微电极测井，其他测井方法如电阻率和声波等也有重要的辅助作用。

通常，泥岩层都具有正的自然电位和较高的自然伽马读数，微电极系曲线读数最低且无幅度差。砂岩层的显示特征正好与此相反。砂岩岩性纯、孔渗性好，有较明显的自然电位负异常，自然伽马低读数以及微电极系曲线的正幅度差等特征，且井径曲线常表现为实测井径值小于钻头直径。据此，也不难将剖面上的砂岩储集层划分出来，并可进一步根据这些曲线特征的明显程度判断其渗透性的好坏。

剖面上的非渗透性致密岩层，如致密砂岩、砾岩等，其自然电位和自然伽马曲线特征与一般砂岩基本相同，但它们有明显高的电阻率值和低的声波时差读数，容易根据微电极系或球形聚焦曲线，再配合径向电阻率曲线和声波时差曲线将它们划分出来。

利用渗透性地层与非渗透性泥页岩和致密层之间的电性差异，可以划分出储层中的非渗透夹层，进而确定储层的有效厚度。岩层界面的划分，通常是用直观性较好的自然电位或自然伽玛曲线和分层能力较强的微电阻率曲线，同时参考径向电阻率曲线和孔隙度测井曲线来实现。如图15-11是碎屑岩剖面上主要岩性在常规测井曲线上的显示特征和用这些曲线划分岩层剖面及确定储集层的实例。

在实际工作中，我们也可能遇到与所述规律不相符合的一些特殊情况，如含放射性矿物的高伽马储层，含高矿化度地层水的低电阻率储层，以及由于泥浆滤液矿化度大于地层水矿化度而使储层的自然电位曲线表现为正异常等等，对此需根据有关资料做出具体分析。

15.6.1.2 碳酸盐岩剖面

碳酸盐岩剖面的主要岩类是石灰岩、白云岩，也有泥岩、部分硬石膏以及这些岩类的过渡岩。储集层主要是在致密、巨厚石灰岩或白云岩中的孔（洞）隙和裂缝发育带，因此与砂岩储集层不同之处是，它与周围围岩具有相同的岩性。

划分碳酸盐岩剖面的岩性可用常规的自然伽马、径向电阻率和孔隙度测井（声波、密度和中子）曲线。通常，泥岩层具有高伽马、低电阻率和高时差、低密度及高中子孔隙度等特征；致密的纯石灰岩、纯白云岩，具有低的自然伽马和电阻率值高达数千甚至上万欧姆·米的特征，且在孔隙度测井曲线上有较典型的特征值。如石灰岩：Δt=47.5μs/ft（1 ft=0.3048 m），ρ_b=2.71g/cm³，Φ_N=0；白云岩：Δt=43.5μs/ft，ρ_b=2.87g/cm³，Φ_N=0.04；硬石膏的典型特征是，自然伽马为剖面最低值，电阻率为最高值，且体积密度最大（ρ_b=2.98g/cm³），很容易加以识别。

碳酸盐岩剖面上的储集层，由于其孔隙或裂缝发育，泥浆滤液的侵入造成电阻率明显降低（低于围岩），成为区分碳酸盐岩储层与非储层的一个重要标志。电阻率降低的数值与裂缝的发育程度有关。通常可低达数百欧姆·米甚至数十欧姆·米。在孔隙度测井曲线上，储集层的显示特征也较明显，即相对于致密层有较高的时差值，较低密度值和较大的中子孔隙度读数。特别是当裂缝较发育时，声波曲线还常显示出较明显的周波跳跃特征。

在实际划分碳酸盐岩剖面上的储集层时，应首先寻找低电阻率地层；其次，利用自然伽马曲线的相对高值排除其中的泥质层。然后，根据径向电阻率曲线的差异和孔隙度测井曲线的显示特征圈定出储集层，并进一步判断其渗透性的好坏。如图15-12是碳酸盐岩剖面上主要岩性及储层的测井响应特征实例。

15.6.2 确定储集层参数

在前述的测井分析程序中，我们已经介绍了几种主要储集层参数（孔隙度、饱和度和渗透率等）的常规确定方法，这里仅就程序中未能涉及到的一些问题作进一步补充。

图15-11 碎屑岩剖面主要岩性及储层的测井响应特征实例

图15-12 碳酸盐岩剖面主要岩性及储层的测井响应特征实例

15.6.2.1 确定孔隙度

在用孔隙度测井资料确定储层孔隙度时，对于高、中、低孔隙度的地层剖面，使用三孔隙度系列，一般都有较强的求解能力。也广泛使用单一的声波测井方法计算孔隙度，因为它的探测深度较深，对井眼条件的敏感性较低，且受岩石中可能存在的重矿物的影响较小。若再用岩心分析数据对声波测井资料求得的孔隙度作进一步刻度，一般都能满足储层评价中定量计算孔隙度的要求。

也需要指出，岩石的声波速度不是仅与孔隙度有关，它还受岩性、压实程度、胶结程度、孔隙结构，以及孔隙流体性质等诸多因素的制约。因此，线性形式的威利时间平均公式常常不足以表达这种复杂的关系。1986年，法国道塔尔石油公司通过声波时差与孔隙度之间关系的研究，提出了“声波地层因素”概念，其表示式为

勘查技术工程学

或

勘查技术工程学

式中：F_ac为声波地层因素；x为岩性指数，与岩性和孔隙结构有关。对于砂岩、石灰岩和白云岩，x的经验值分别为1.6，1.76和2.00。

由于式（15.6-1）与电阻率地层因素-孔隙度关系式十分相似，故有“声波地层因素公式”之称。将其表示成孔隙度的计算形式为

勘查技术工程学

在给出岩石的岩性指数和骨架声波时差之后，可由该式计算孔隙度。它的特点是不需要作声波压实校正，也不需要流体声波时差，因而避免了这两个参数引起的误差。该式不适用于天然气层。

对于天然气储层，特别是疏松的高孔隙砂岩含气层，当声波曲线出现周波跳跃时，将无法用声波曲线计算可靠的孔隙度值。此时可用中子、密度测井由下式近似估算气层孔隙度

勘查技术工程学

式中：φ_N、φ_D分别是中子、密度测井计算的孔隙度值（%）。

对于裂缝性储层，提出了一种利用电阻率测井资料计算裂缝孔隙度的方法。由于这类储层的总孔隙度由岩块孔隙度φ_b和裂缝孔隙度φ_f两部分构成，假定岩层浅部裂缝中有泥浆侵入而岩块孔隙及岩层深处的裂缝中无泥浆侵入，则根据并联电路原理和阿尔奇方程可导出计算裂缝孔隙度的方程为

勘查技术工程学

式中：R_m为泥浆电阻率；m_f为裂缝的孔隙度指数，通常为1～1.3。

15.6.2.2 确定饱和度

目前，在常规测井解释中主要是利用电阻率测井资料，由阿尔奇方程计算油气储层的含水饱和度。尽管阿尔奇方程在应用中也暴露出了许多问题，但它仍是目前指导油气层测井解释的理论基础。实践表明，用好阿尔奇方程的关键，是根据岩石类型和岩石结构正确确定方程中的经验系数a、m、n和b，或根据对具体储层的研究，提出一些针对性强和更加适用的派生公式。下面列举几种评价泥质砂岩和碳酸盐岩油气层的几种派生饱和度公式。

（1）分散泥质砂岩油气层饱和度方程

勘查技术工程学

式中：q为分散泥质含量，它是分散泥质体积占岩石总孔隙体积之比，即q=V_SH／V_φ，

勘查技术工程学

（2）层状泥质砂岩油气层饱和度方程

勘查技术工程学

式中：V_SH为层状泥质砂岩的泥质含量；φ为层状泥质砂岩的有效孔隙度，它与纯砂岩部分的有效孔隙度φ_SD之间的关系为φ=φ_SD（1-V_SH）。

（3）混合泥质砂岩油气层饱和度方程

勘查技术工程学

（4）裂缝性碳酸盐岩油气层饱和度方程

岩块含水饱和度由下式计算

勘查技术工程学

式中：R_tb为岩块电阻率；m_b和n_b分别是岩块孔隙度指数和饱和度指数；R_tb为岩块真电阻率，可由下式确定

勘查技术工程学

m_f为裂缝的孔隙度指数。

裂缝含水饱和度目前还很难根据测井资料直接确定，它与裂缝壁的束缚水厚度h_bW成正比，而与裂缝宽度b成反比。通常认为，只要裂缝宽度大于10μm，裂缝含水饱和度将小于5%。因此，一般情况下，裂缝性油气层的裂缝含油气饱和度特别高。

裂缝性油气层的总含水饱和度S_Wt等于裂缝含水饱和度与岩块含水饱和度的算术加权和。若用V_f表示裂缝孔隙度占岩石总孔隙度的是百分数（称为裂缝分布指数），则

勘查技术工程学

另外，也可用电阻率测井资料计算，即

勘查技术工程学

式中m和n为总孔隙度指数和总含水饱和度指数，R_TC为裂隙性地层的真电阻率。

15.6.2.3 确定渗透率

确定储集岩石的渗透率是测井解释的一个难题，主要原因是影响岩石渗透率的因素较多，随机性较强，加之目前还缺乏能直接反映岩石渗透率的测井手段。因而，现有的方法基本上都是通过统计分析建立由测井计算的孔隙度、束缚水饱和度与岩心分析渗透率之间的经验关系式。局限性较大，很难达到地质分析所要求的精度。

应用核磁共振测井资料计算储层渗透率是目前较有效的方法。岩心实验分析得出的计算渗透率的两个主要经验公式是

SDR方程

勘查技术工程学

Timur方程

勘查技术工程学

式中：φ_NMR为核磁测井求得的孔隙度；φ_F和φ_B分别是自由流体和束缚水孔隙度；T_2log为T₂的对数平均，C、a₁、a₂、b₁和b₂为经验系数。对于砂岩地层，通常取a₁=4，a₂=2，b₁=1，b₂=2。系数C₁和C₂对于不同地区或层段可能不一样，可通过实验分析确定。一般情况下（砂岩），C₁=4，C₂=10。

Ⅷ 测井人员技术要领

先了解复一下电法测井和制放射性测井以及核磁测井的原理及其测井解释。
掌握理论知识后，现场实践测井仪器的连接、调试过程，有一个大概的感性认识。而后根据你的方向，专门了解仪器的性能及使用情况。
至此基本可以进入状态了。
向其他人多了解仪器的使用、维护方法。

Ⅸ 测井方法评价系列

由于单一测井方法往往给测井解释及应用带来多解性，实际工作中常常将多种测井方法组合成为一定的测井评价系列。随着新的《煤炭地球物理测井规范》的颁发实施，进一步完善了煤炭地球物理测井技术标准，明确了测井方法评价系列。根据煤种、煤层结构和地质目的不同，以及完成测井地质任务的需要，按照经济技术合理的原则，一般分为以下测井方法评价系列：

1）凡探煤钻孔，必须选择测量电阻率、自然伽马、补偿密度、自然电位或声波时差、井径、井斜等；还可考虑选择测量中子—中子、地层产状、超声波成像等。

2）复杂结构煤层或薄煤层的地区，还应选择采用垂直分辨率高的测井方法。

3）凡要求进行煤层气评价的钻孔，必须选择测量补偿密度、自然伽马、补偿声波、补偿中子、双侧向、自然电位、双井径、井斜、井温等；还可考虑选择微球形聚焦、微电极、地层产状、超声波成像、核磁共振等测井项目。

4）凡要求进行水文地质评价的钻孔，还应选择测量扩散、流量、中子－中子、超声波成像等。

5）凡要求进行工程地质评价的钻孔，还应选择测量声波时差、超声波成像等。

6）凡要求进行地温评价的钻孔，还应选择测量简易井温、近稳态井温和稳态井温等。

7）凡要求进行固井质量检查的钻孔，还应选择测量声幅、全波列（声波变密度）、磁定位等。

Ⅹ 测井仪器设备

煤炭系统自1985年引进五套美国MT－Ⅲ数字测井系统后，很长一段时间没有再引进国外先进的测井仪器和测井技术。直至2009年初，中煤地质工程总公司在国内首家引进一套美国蒙特（Moumt－Sopris）仪器公司生产的Matrix数控测井系统。目前国内生产煤炭测井仪器厂家主要有北京中地英捷物探仪器研究所、渭南煤矿设备仪器厂、上海地质仪器厂和重庆地质仪器厂。从测井参数方法方面看，上述厂家生产的测井仪器均可完成煤炭测井的补偿密度、自然伽马、视电阻率、三侧向电阻率、自然电位、声波时差、井径、井斜、井温等项目，基本满足《煤炭地球物理测井规范》的要求。北京中地英捷物探仪器研究所为开展煤层气和其他测井工作，还研发和生产一批新方法仪器，主要包括补偿中子、双侧向、微球形聚焦、套管接箍、双井径、声波变密度、声幅、流量、磁化率等测井仪器，测井方法较全。

1.PSJ－2型轻便数字测井系统

本仪器由北京中地英捷物探仪器研究所生产，是目前我国煤田地质勘探测井的主要设备，具有体积小、重量轻、选用范围广，可广泛用于煤田、水文、冶金及桩基勘测、工程地质等领域。该测井系统主要由笔记本电脑、针式打印机、数字采集记录仪、绞车控制器、绞车和测井探管组成。测井探管包括声速、密度三侧向、井温井液电阻率、电测电极系、连续孔斜检测、双井径检测、双侧向、补偿中子、磁定位自然伽马、桩基孔检测等十多种，组合程度高、方法齐全。测量方法为声波时差、声幅、补偿密度、井径、自然伽马、三侧向电阻率、激发极化率、井斜、双井径、双侧向、补偿中子、磁定位等。

2.TYSC－3Q型数字测井仪

本仪器由渭南煤矿设备仪器厂生产，是轻型车载或散装煤田勘探测井设备，具有综合化、轻便化和多参数的特点，便于拆卸搬运，还适用于金属、工程和水文地质勘探。该测井系统主要由计算机、针式打印机、测井控制面板、绞车控制器、绞车和测井探管组成。测井探管包括声速、密度三侧向、井温井液电阻率、电测电极系四种，测量方法为声波时差、密度、井径、自然伽马、三侧向电阻率、电位电阻率、自然电位、梯度电阻率、激发极化率、井温、井液电阻率。

3.JHQ－2D型数字测井系统

本仪器由上海地质仪器厂生产，是专为地质、煤田、水文、冶金、核工业行业而设计，具有重量轻、操作维修简单、可连接井下探管种类多、抗震、耐温、耐湿、可靠性高等特点。该系统主要由笔记本电脑、打印机、绘图仪、综合测井仪、电测面板、绞车控制器、绞车和测井探管组成。测井探管包括三侧向、磁三分量、声速、放射性密度、井温井液电阻率、数字井径仪、高精度测斜仪、电极系、磁化率、流量仪、闪烁辐射仪。探管种类多、组合程度较低。测量方法为三侧向电阻率、磁三分量、声速、密度、井温、井液电阻率、井径、井斜、自然电位、视电阻率、磁化率、流量、自然伽马。

4.JQS－1智能工程测井系统

本仪器由重庆地质仪器厂生产，具有设备轻便、功能齐全、图形清晰、直观（全中文菜单）、用户界面良好等特点。主要由笔记本电脑、打印机、智能工程测井系统主机、绞车控制器、绞车和测井探管组成，测井探管包括声波、双源距密度贴壁组合、井温井液电阻率、中子组合、磁化率、多道能谱、井径等，探管种类多，组合程度较高。测量方法为近接收、时差、密度、自然伽马、视电阻率、井径、井温、井液电阻率、中子、磁化率、自然伽马能谱。

但上述所有厂家生产的仪器，在工作性能稳定性、仪器刻度、校正和数据定量方面均存在一定的不足，有待进一步完善。

5.美国MT－Ⅲ数字测井系统

本测井系统由美国蒙特（Moumt－Sopris）仪器公司于1985年生产，具有测井方法多、探管组合程度高、工作稳定可靠，刻度计算量板齐全等特点，主要用于煤田，也适用于水文、工程、热源及浅油层等测井。因引进年限长，配件少、方法面板多、故障较多。地面仪器主要由计算机、四笔记录仪、方法面板、绞车控制器、数字格式器、绞车等组成；下井探管有6种，分别为密度组合仪、中子组合仪、声波仪、井温柔仪、电测仪、产状仪；测量方法有补偿密度、聚焦电阻率、自然伽马、井径、中子—热中子、自然电位、0.4m电位电阻率、接地电阻、声波时差、声幅、全波列、井温、井液电阻率、激发极化率、1.6m电位电阻率、1.8m梯度电阻率、井斜、微侧向等。

6.美国Matrix数控测井系统

该系统由美国蒙特（Moumt－Sopris）仪器公司于2009年初生产，在煤炭测井界属最先进、最可靠的测井仪器。测井方法齐全、配置合理，主要由采集面板、计算机、绞车和多种井下探头组成完整的测井体系，在丰富的测井采集软件支持、控制下，进行测井数据采集、显示、存盘、打印等工作，由软件取代了硬件的很多功能，大大增强了仪器工作的可靠性，减少仪器故障率。该系统使用国际通用的Well cad软件来管理、处理和解释测井数据，并可方便地与物探、地质等数据交换拼接。下井仪器最大外径40mm，设计可测井深2000m，完全适合煤炭、煤层气、金属、水文等领域测井。除了配备有可以测量补偿密度、补偿声波、补偿中子、深中浅电阻率、微侧向、自然伽马、自然电位、井径、井斜、井温、声波全波列、声波变密度、声幅、套管接箍、双感应、磁化率、流量等方法的测井仪器外；还配备有先进的声波全波列测井仪和超声波成像测井仪。应用声波全波列测井仪可直接测量纵波速度、横波速度或者从全波列中获取横波速度，计算更准确的岩煤层力学性质。应用超声波成像测井仪可以测量提供大量有效可视的钻孔岩体定量数据，形成反映孔壁特征的二维孔壁展开图像、三维孔壁柱状图、钻孔节理裂隙统计极点图和玫瑰花图，直接应用于测算地应力场、识别裸眼井壁裂缝、判断岩层岩性、确定岩层产状等，具有直观、清晰、可视性的特点，在工程勘察、油气、煤炭、煤层气等测井领域有着广阔的应用前景。

石油系统测井仪器的测井方法最全，技术先进，工作性能较好，但因井下仪器外径一般为89mm，最小外径为70mm，而且仪器采样间隔、源距均较大，一般不适宜煤炭测井。