常用測井方法

Ⅰ 電法測井

電法測井是指以研究岩石及其裂隙流體的導電性、電化學性質及介電性為基礎的一類測井方法，包括以測量岩層電化學特性、導電特性和介電特性為基礎的測井方法。常用的有自然電位測井、視電阻率測井、側向測井、微電極系及激發極化測井。

7.3.1.1 自然電位測井

自然電位測井是以岩石的電化學活動性質為基礎的測井方法。

(1)井中自然電場的產生

井中自然電場的產生主要取決於岩石的岩性、地下水與泥漿的礦化度和含鹽成分。在測井中，鑽井剖面以砂、泥岩為主，所觀測到的自然電位主要是由擴散作用、擴散—吸附作用和過濾作用所產生的。

擴散電位:不同濃度的兩種溶液之間可形成電位差，這一電位差所產生的電場反過來又會減慢原來運動較快的離子，而加速原來運動較慢的離子。當這一電位差達到某一數值而使正、負離子的實際遷移速度達到相同時，在兩種溶液中的正、負離子就不再富集。這時擴散達到動態平衡狀態，兩種溶液之間便建立起一個穩定的電位差。這種由離子擴散作用所產生的電動勢稱為擴散電動勢。

擴散—吸附電位:對於含泥質的岩層(如粘土、泥岩、亞砂土及亞粘土等)，由於泥質顆粒具有選擇性吸附負離子的特性，從而使遷移率較快的負離子(如Cl^－離子)的實際運動速度大大降低，而原來遷移較慢的正離子(如Na⁺離子)的實際運動速度相對加快，其結果使得在低濃度的溶液中富集了正離子，而在高濃度的溶液中則富集了負離子，從而產生了與純擴散作用相反的電場。這種在離子擴散過程中又伴隨著吸附現象而產生的電動勢稱為擴散—吸附電動勢。

過濾電位:過濾電位是因地層水與泥漿柱之間存在著壓力差而產生的。地下水溶液在壓力差的作用下通過岩石孔隙時，因構成孔隙壁的岩石顆粒具有選擇性吸附負離子的作用，故在孔隙壁形成固定的負離子層，而孔隙內溶液中相對過剩的正離子便同溶液一起向壓力低的孔隙一端移動。這樣就在孔隙兩端富集了不同符號的離子，從而形成了電位差，稱為過濾電動勢。

實測得的自然電位是由擴散電動勢、擴散—吸附電動勢和過濾電動勢所共同產生的電位差。一般情況下，考慮到泥漿柱與地層水之間的壓力差比較小，而且在井壁上有泥餅的存在，過濾電位實際上很小，故其對實測自然電位的影響常忽略不計。

(2)自然電位測井的裝置形式

自然電位測井的測量裝置如圖7.5所示，它只需—測量迴路而不需供電裝置，通常將測量電極置於井內作為移動電極，另一測量電極布置在地面上。自然電位測井是測量沿井軸移動的自然電位差，自然電位測井與地面自然電位法類似，它是通過測量鑽井剖面的自然電場變化，來判斷地下目標層的位置、特性以及解決其他相關的地質問題。

(3)自然電位測井曲線

在水文測井中，用自然電位測井曲線可以劃分滲透性地層以及確定咸、淡水分界面等。圖7.6為河北某地利用自然電位測井曲線確定咸、淡水分界面的實例。由於在62m以上的淺層砂層中的地層水礦化度高於泥漿的礦化度，故其自然電位測井曲線呈現負異常。在62m以下的深層砂層所含地層水的礦化度低於泥漿的礦化度，其自然電位測井曲線呈現正異常。一般確定咸、淡水分界面位置的方法是:若淡水層位於鹹水層下部，則將咸、淡水層之間的隔水層底界面定為咸、淡水分界面;若淡水層位於鹹水層上部，則將二者之間的隔水層頂界面定為咸、淡水分界面。

圖7.5自然電位測井裝置示意圖

圖7.6利用自然電位測井曲線劃分咸、淡水分界面

7.3.1.2 視電阻率測井

(1)視電阻率測井的方法原理

視電阻率測井是以岩、礦石電阻率差異為物理依據，通過測量人工直流電場沿鑽孔剖面的變化，來研究鑽孔地質剖面的一種主要電測井方法。視電阻率測井原理如圖7.7所示，其中供電電路由電源E、電流表mA、可變電阻R及供電電極A，B構成，測量電路由地面測量儀器G和測量電極M，N構成。

圖7.7視電阻率測井原理示意圖

供電電極A通過大地與供電電極B形成的穩定電流場，其電流線的分布受到供電測量電極周圍岩石導電性差異的影響，而造成M與N之間的電位差ΔU_MN的變化。通過地面測位差測量儀器觀測的ΔU_MN，便可以了解視電阻率隨固定電極排列沿井筒移動的變化曲線。

(2)常規視電阻率測井電極系

在常規測井中，通常井內只有三個電極時構成三電位電極系。三電位電極系有梯度電極系和電位電極系。

根據成對電極的測量位置不同，將成對電極位於上部的稱為頂部梯度電極系;將成對電極位於下部的稱為底部梯度電極系。

電位電極系就是在三電極系中供電電極與測量電極之間的距離遠小於測量電極的間距。

(3)理論視電阻率測井曲線

電位電極系視電阻率ρ_s測井曲線，如圖7.8(a)所示，為高阻厚層(無鑽孔影響，採用理想電位電極系AM)理論視電阻率測井曲線和實測視電阻率曲線。

圖7.8(b)為高阻厚層上的實測ρ_s曲線，與理論曲線相比可以看出，二者的形狀基本相似，只是實測曲線因受鑽孔井徑和泥漿等因素的影響，使ρ_s曲線的極大值變小，平直段消失，曲線變圓滑。這時高阻岩層分界面的位置可以用分離點a'b'來確定。

圖7.8高阻厚層上的電位電極系視電阻率測井曲線

(4)視電阻率測井曲線的應用

圖7.9為山西臨汾YDWQ地熱井的一段視電阻率實測曲線(細線為自然電位)。它是採用模擬組合測井儀的探管電極系和數字測井記錄儀測量層位的。該段孔徑為191mm，地層為奧陶系中統。從圖可以看出，泥質灰岩的視電阻率值很低，有上、中、下三層;底部的純石灰岩視電阻率很高，界面也很陡直;上部的石灰岩因岩溶裂隙發育，視電阻率值相對較低，變化較大，個別地方接近泥質灰岩。解釋時結合自然γ與γ－γ曲線區別是因岩溶還是泥質引起的低視電阻率值異常。

圖7.9視電阻率測井曲線實例

Ⅱ 主要測井方法

近幾十年來，人們為了通過測井使裂縫更容易被探測與評價，已做出了很大努力。然而，人們也發現裂縫的定性和定量評價比原來預計的情況復雜得多。各種方法都基於這一事實，即在井眼尺寸不變的均質地層中，裂縫帶將在探測的正常響應上產生異常。如果裂縫是張開的，則這種異常相當大；如果是閉合的，這種異常則微不足道。裂縫的分布極為復雜，裂縫性儲集層產量變化大而遞減快，高產井、低產井、乾井交替出現，開發這類儲層需付出很高的代價。隨著測井技術的進步，對裂縫性儲層的描述與開發已形成了一定的技術系列。以聲波及放射性為主的裂縫測井系列與地震資料結合，進行橫向預測，可以劃分裂縫發育帶及其分布，對裂縫發育帶應用微電極掃描和井下聲波電視測井，可以直觀地把裂縫形態、寬度、長度、走向，以及它們的含油產狀展示在人們面前。雖然有了這些技術上的進步，但由於地震資料受到地質因素的影響，在一個新區判斷裂縫發育帶仍然有很大的多解性。這些技術只能提高我們的成功率而不能在任何條件下得出單一而又肯定的解釋。由於裂縫發育的隨機性，以及層理、岩性等因素的影響，導致了測井響應的多解性，在一定程度上影響了用測井資料探測裂縫的成功率。探測裂縫及其分布規律的主要依據是裂縫與基質岩塊具有不同的地質、地球物理特徵，故在多數測井曲線上都有相應的顯示。用測井來探測裂縫只能限於那些張開或部分充填的裂縫，很難把天然裂縫從人工誘導縫中區分開來。

1.電測井方法

①雙側向測井。這種儀器強烈地受到裂縫的影響，因為裂縫網路構成低電阻率通道，這種通道具有分流電流的作用。在與鑽井軸成亞平行的裂縫情況中，如果鑽井液比存在於裂縫中的導電流體導電性更強，則淺側向電阻率R_LLS比深側向電阻率R_LLD低，曲線呈現雙軌；而在緻密帶內，孔隙少，無裂縫，R_LLS與R_LLD讀出的電阻率值相近，兩條曲線基本重合。②微側向測井。與雙側向相同，應用電阻率的異常來確定裂縫帶，微側向測井受垂向電阻率變化的影響，由於它們具有極板，因此面向極板的裂縫才能觀測到。但是，一般說來，由於鑽孔在裂縫附近易破碎，井眼成橢圓形，而極板有沿著長軸定向的趨勢。微側向測井儀器探測的深度很淺，裂縫系統的存在將大大影響這些儀器的響應。③感應測井。在假設裂縫產生電阻率異常的前提下，感應測井可用於確定裂縫的存在，由於其感應電流的分布是呈環狀的，所以感應測井受水平電阻率變化的影響，微側向測井與感應測井之間的振幅差異可用於顯示垂直與水平裂縫的存在。④電磁波傳播測井。千兆級高頻電磁波探測很淺的地層，具特高垂向解析度，使傳播時間和衰減曲線反映很薄的岩性變化。對水平和低角度裂縫有不同的反映特徵，水平縫以兩條曲線的尖銳高尖出現，泥頁岩的衰減更劇烈。如果極板遇上高角度縫，則出現較長井段的相應異常。

2.核測井方法

①補償密度測井。當井身結構較好時，補償密度曲線能較好地反映地層岩性和進行裂縫識別。②岩性密度測井。當採用重晶石鑽井液鑽井時，由於重晶石的光電吸收截面指數Pe值很大，Pe曲線在裂縫段將急劇增高。如果裂縫段井壁上形成重晶石泥餅，則裂縫段不僅有高的Pe值，而且還會有負的補償密度曲線值。③自然伽馬能譜測井。由於裂縫是流體循環的好場所，所以在漫長的地質年代裡，如果有鈾或其他放射性元素存在，NGS就能探測到裂縫。

3.聲波測井方法

①聲幅測井。這種方法可能比其他方法更多地用於探測裂縫。據Marris（1964）和其他學者的研究，縱波遇到垂直或高角度裂縫時減弱，而橫波遇到水平或低角度裂縫時更敏感。當縱波遇到充滿流體的裂縫時，由於接觸面上的反射，它的振幅降低。當橫波遇到充滿流體的裂縫時，它的振幅基本消失（Aquilera&Vanpoollen，1977）。另外，Welex把相長和相消干涉描述為平行井身但並不橫切井身的裂縫標志。然而，經驗表明，由於岩性變化及儀器居中狀況會使幅度產生像裂縫引起那樣大的變化。實際上，由於裂縫中固體顆粒的連接會使聲特性的不連續消失。因此，很難普遍使用這種方法。②變密度測井。變密度測井記錄的是在一個聲波傳送脈沖後，深度和振幅與時間的變化關系，大部分聲波波列被記錄下來並以近似地震道的形式顯示在測井記錄上。測井記錄上的陰影變化表明了振幅變化。暗色陰影表明最大的正振幅，淡色陰影表明最大的負振幅。根據Aguilera和Vanpoollen（1977）的工作，這種方法就是通過在測井記錄上尋找兩個獨特平行波組之間的跳躍或雜亂帶來表現裂縫。一些學者不是依靠跳躍帶而是尋找特殊的W形圖案來發現裂縫。然而，無論哪種情況，如果分析者未能很好地了解地層剖面，那麼，可能把岩性變化誤認為裂縫帶。由於岩性與孔隙度的變化在圖上可能產生類似於裂縫產生的突變，因此，解釋這種測井圖必須特別小心。③環形聲波測井。記錄沿井壁呈水平環形傳播的聲波，以聲波幅度的衰減來探測垂直高角度裂縫。實踐表明，這種方法是一種很有潛力的高傾角裂縫探測系統。④陣列聲波測井。通過時間窗口控制，可獲得縱波、橫波、斯通利波的能量曲線。利用斯通利波的衰減來探測裂縫，是一種探測裂縫的新途徑。斯通利波是一種頻率為2～5Hz的波，它對裂縫有很強的響應。斯通利波在裂縫面產生的機理是由於入射波在裂縫面的壓縮作用產生的流體脈沖進入井筒，使井壁產生壓縮及膨脹。因為流體由裂縫壓入井眼和流體進入裂縫，使轉換的斯通利能量消耗，因此能量衰減與裂縫發育有密切的關系。

4.成像測井方法

利用電流束和聲波波束對井軸進行掃描，從而得到有關井壁的「圖像」的一類測井方法。它是近20年發展起來的，並在繼續發展和完善中。通過成像測井可得到有關地層產狀、溶孔、溶洞等其他測井方法無法獲得的重要信息。這對地層、構造、岩性和裂縫性儲層的研究等方面意義都很大。包括：①井下電視。顯示井眼表面聲波響應的連續圖像。這種儀器能給出一張井壁聲波影像。它是通過記錄一部分聲波能量獲得的，由聲源發出並由井壁折回，反射到本身發射極，因此它起著接收器的作用。當岩石緻密而光滑時地層的反射能量更高。如果岩石表面粗糙，有裂縫或者孔洞，那就會存在能量失散，而這些不規則出現在膠片上更陰暗。這種儀器不僅能夠探測裂縫而且能夠確定裂縫的產狀，能很好地顯示岩石表面的形狀。它只能發現寬的、開啟的破裂面。當時間和振幅測井雙重顯示時，可發現充填物與基質具有聲波差異的裂縫。由於這是一種新的定向方法，因而也能確定裂縫的方向（Wily，1980；Aillet，1981）。這種方法在裂縫定量方面具有較好的應用前景。但是為了避免能量失散和有花斑的圖像的出現，不僅要求在鑽井液中沒有呈現懸浮狀態的組分，而且沒有厚的泥餅，還要求井眼不是橢圓形井眼，鑽井液中不含天然氣。②微電阻率掃描測井（FMS）。井壁附近的電阻率是重要的岩石物理性質之一，可用來描述地層的細微結構。微電阻率測井沿井壁測量，探測淺而垂向解析度高，因而對井壁地層的電性不均勻極為敏感。微電阻率測井無法確定裂縫的產狀，無法區分裂縫、小溶洞、溶孔，這些問題可以通過微電阻率掃描來解決。當緻密層中存在裂縫時，鑽開後高電導率的鑽井液或濾液就迴流或滲入地層中。FMS儀器掃描到此處時，就記錄下裂縫的高電導信息。在相應的FMS圖像上顯示為深灰或黑色，而沒有裂縫的地方，岩石為高電阻率，對應的FMS圖像上為淺灰或白色。FMS記錄的信息的清晰程度取決於以下幾個因素：ⓐ裂縫的張開度，如果裂縫的張開度大，鑽井液進入得就多而深，裂縫處的FMS圖像顏色就深，否則就淺；如果裂縫是閉合的，FMS就掃描不出來。ⓑ鑽井液性質，鑽井液電導率越大，對應裂縫處的FMS圖像就越暗。ⓒ鑽井液侵入程度，鑽井液取代地層中的烴越多，對應的FMS圖像就越暗。利用FMS圖像研究裂縫是一種新的測井手段，它能給出其他識別裂縫的測井方法不能給出的裂縫視產狀，能把裂縫和溶孔兩種不同的儲集層區分開，能估計裂縫視寬度而不受其他參數控制。這種方法是測井識別裂縫的補充和發展，它以直觀、簡單兩大特點使解釋人員易懂易用。③全井眼地層微掃描測井（FMI）：20世紀80年代中期，斯倫貝謝公司推出了第一支電法成像儀———地層掃描儀。這種儀器與傾角儀相似，但較之傾角儀，它安裝了大量的附加電極「電扣」去采樣電流，獲得的數據經處理後產生一幅對應於井壁的高清晰度圖像。1991年推出的FMI具有更大的井眼覆蓋率和更高的解析度。FMI極板安裝在8in井眼中應有80%的覆蓋率、0.2in的垂向解析度。FMI極板有192個電扣，能測定92條微電阻率曲線，能對井內每一條微電阻率曲線精確定位。現在已能用諸如FRACVIEW程序來分析井眼圖像電導率所反映的裂縫密度、張開度和孔隙度。張開度是根據裂縫加在電圖像背景上的電導率計算的；計算裂縫密度時計入井眼偏移並作為「校正密度」供井間對比使用；孔隙度用每一條裂縫的平均開度計算。

5.地層傾角測井方法

①雙井徑曲線。在很好地掌握了地層剖面後，井徑測井是發現井中裂縫帶的有效方法。簡言之，若井眼鑽遇高密度裂縫帶，則井徑擴大。特別是鑽遇高角度裂縫時，往往在與形成區域性裂縫的最小應力方向相平行的方向上產生井眼定向擴徑。②電導率異常檢測。該方法是排除地層層理引起的電導率異常，突出與裂縫有關的電導率異常。求出各極板與相鄰兩個極板的電導率讀數之間的最小電導率正差異，把這個最小正差異疊加在該極板的方位曲線上，作為識別裂縫的標志。③地層傾角矢量圖。在地層傾角測井矢量圖中，裂縫或者表現為層段之間無法進行對比，或者表現為傾角看起來很雜亂。也可根據孤立的高傾角顯示識別裂縫的存在。

6.其他測井方法

①溫度測井。鑽井液中的溫度梯度受開啟裂縫帶存在的影響，由於裂縫網隅被鑽井液侵入，使地層變冷，從而使溫度降低。②磁粉測井。可探測流體能與井眼流體交換的任何裂縫以及它們的方位和范圍。③重復式地層測試器（RFT）。系統測取地層壓力和鑽井液柱壓力，能分析壓力系統、尋找新裂縫系統。能直觀地認識地層滲透性，計算滲透率，評價生產能力。從儀器推靠和封閉成敗及預測壓力恢復情況，分析地層是干層、較小裂縫或孔隙、縱向連通很好的大裂縫，還是分散孤立的高角度裂縫，這也有助於研究高角度裂縫。

從以上的分析可以看出，在過去40年中，裂縫的探測與分析對電纜服務來說一直是個持續的挑戰。井下聲波電視測井（Taylor，1983）是一種成功的方法，然而卻難以區分開啟與閉合裂縫；環形聲波測井（Guy，1987）可用於探測垂直的或近於垂直的裂縫。斯通利波的能量衰減能顯示開啟裂縫的特徵（Brie，1988），尤其是用陣列聲波儀器規一化的差值能量。然而垂向平均間隔仍很大。除聲波方法外，在水基鑽井液中應用微電場獲得了成功。很久以來在裂縫性儲集層中一直使用傾角測井和SHDT（Lehne，1988），但仍然存在井眼粗糙度的影響問題。已經證明地層微掃描儀（Ekstrom等，1986）是富有成效的，但受粗糙度的影響，並且有時開啟與閉合裂縫的存在而使問題更加繁瑣。因此，對測井來說可靠的裂縫分析方法仍然是一種挑戰。

Ⅲ 測井技術

(1)泥頁岩氣儲層的常規測井曲線響應

由於頁岩氣與常規氣一樣，是不導電介質，具有密度小、含氫指數低、傳播速度慢等物理特性。因此，含氣頁岩的測井響應應該不同於非含氣頁岩，利用頁岩氣儲層在常規測井曲線上的響應特徵，通過測井解釋資料，不僅可以識別儲層，還能夠進行地層評價。識別頁岩氣儲層所需要的常規測井方法主要有：自然伽馬、井徑、中子、密度、聲波時差和電阻率測井。以下依次對頁岩氣儲層在常規測井曲線上的響應特徵進行分析：

① 自然伽馬測井：泥頁岩氣儲層的自然伽馬值顯示高值，這是由於：①泥頁岩中泥質含量較高，泥質含量越高放射性就越強；②含氣頁岩中有機質含量豐富，通常情況下乾酪根形成於一個使鈾沉澱的還原環境，從而具有較強的放射性，導致自然伽馬值升高。

② 井徑測井：頁岩一般表現為擴徑，而且有機質含量越高，擴徑越明顯。

③ 聲波時差測井：頁岩氣儲層的聲波時差值顯示為高值，並伴有周波跳躍現象，這是由於：A頁岩氣的存在使得聲波速度降低，聲波時差增大；B.聲波在有機質中傳播的速度較低，含氣頁岩中含有大量有機質，導致聲波時差增大。如果聲波時差值偏小，則說明頁岩地層中有機質豐度低，經濟開采價值不大；C.含氣頁岩內部發育裂縫，遇到裂縫氣層會發生周波跳躍現象，或者曲線突然拔高。

④ 中子測井：頁岩氣儲層中子測井顯示為高值。中子測井反映的是地層中的含氫量也就是地層孔隙度。中子測井值升高的原因為：①在頁岩氣儲層中，含氣會導致中子密度值減小，但是束縛水會使中子密度值增大，由於頁岩中束縛水飽和度要大於含氣飽和度，因此，兩者綜合的效果還是會使頁岩氣的中子密度值升高；②頁岩氣儲層中有機質的氫含量使得中子密度值升高。

⑤ 地層密度測井：地層密度顯示為低值。地層密度值實際上測量的是地層的電子密度，而電子密度相當於地層體積密度。頁岩密度為低值，比砂岩和碳酸鹽岩的地層密度值低，但是比煤層和硬石膏的地層密度值高出很多。對於含氣頁岩儲層來講，隨著有機質和烴類氣體含量增加，將會使地層密度值變得更低，如果頁岩氣儲層中發育裂縫，也會使地層密度測井值降低。

⑥ 岩性密度測井：岩性密度表現為低值。岩性密度測井的Pe值可以用來指示岩性，用於識別頁岩中的黏土礦物類型。頁岩礦物組分的變化，將導致單位體積頁岩岩性密度測井值發生變化。

⑦ 電阻率測井：泥頁岩的深淺電阻率總體低值，局部負值。泥頁岩氣的電阻率受到很多因素的影響，主要有：①頁岩泥質含量高，束縛水飽和度高，而這兩者的電阻率都很低；②頁岩氣儲層低孔低滲，使得泥漿濾液侵入范圍很小，侵入帶影響很小，深淺曲線值非常相近，這反映了頁岩氣儲集層的滲透率值低；③有機質電阻率高，乾酪根的電阻率為無限大，含氣頁岩中有機質豐度高，會進一步導致電阻率測井值升高。

在表10.1中對泥頁岩氣儲層的常規測井響應特徵進行了總結，圖10.1展示了實際測量的頁岩氣儲層的常規測井曲線，與普通頁岩相比，含氣頁岩具有自然伽馬強度高、電阻率大、地層密度低和光電效應低的典型特徵。

表10.4 利用測井曲線計算TOC的方法

(修改於Sondergeld等，2010)

Ⅳ 自然電位測井

自然電位測井是沿井身測量岩層或礦體在天然條件下產生的電場電位變化的一種測井方法。自然電位測井誕生於1931年，是世界上最早使用的測井方法之一，測量簡便且實用意義很大，所以至今依然廣泛應用。

在生產實踐中人們發現，將一個測量電極放入裸眼井中並在井內移動，在沒有人工供電的情況下，仍能測量到電場電位變化。這個電位是自然產生的，所以稱為自然電位。

1.1.1 井中自然電位的產生

研究表明，井中自然電位包括擴散電位、擴散吸附電位、過濾電位和氧化還原電位等幾種。鑽井泥漿濾液和地層水的礦化度(或濃度)一般是不相同的，兩種不同礦化度的溶液在井壁附近接觸產生電化學過程，結果產生擴散電位和擴散吸附電位;當泥漿柱與地層之間存在壓力差時，地層孔隙中產生過濾作用，從而產生過濾電位;金屬礦含量高的地層具有氧化還原電位。

在石油井中，自然電位主要由擴散電位和擴散吸附電位組成。

1.1.1.1 擴散電位

首先做一個電化學實驗，實驗裝置如圖1.1.1所示。用一個滲透性隔膜將一個玻璃缸分隔成左右兩部分，分別往玻璃缸兩邊注入濃度不同的NaCl溶液(濃度分別為C_w和C_m，且C_w>C_m)，然後在兩種溶液中各插入一個電極，用導線將這兩個電極和一個電壓表串聯起來，我們可以觀察到電壓表指針發生偏轉。

玻璃缸左右兩邊溶液的濃度不同，那麼高濃度溶液中的離子受滲透壓的作用要穿過滲透性隔膜遷移到低濃度溶液中去，這種現象稱為擴散現象。對於NaCl溶液來說，由於Cl^－的遷移率大於Na⁺的遷移率，因此低濃度溶液中的Cl^－相對增多，形成負電荷的富集，高濃度溶液中的Na⁺相對增多，形成正電荷的富集。於是，在兩種不同濃度的溶液間能夠測量到電位差。雖然離子繼續擴散，但是Cl^－受到高濃度溶液中的正電荷吸引和低濃度溶液中的負電荷排斥作用，其遷移率減慢;Na⁺則遷移率加快，因而使兩側的電荷富集速度減慢。當正、負離子的遷移率相同時，電動勢不再增加，但離子的擴散作用還在進行，這種狀態稱為動態平衡。此時接觸面處的電動勢稱為擴散電動勢或擴散電位。

圖1.1.1 擴散電位產生示意圖

在砂泥岩剖面井中，純砂岩井段泥漿濾液和地層水在井壁附近相接觸，如果二者的濃度不同，就會產生離子擴散作用。假設泥漿濾液和地層水只含NaCl，應用電化學知識，可由Nernst方程求出井壁上產生的擴散電位:

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式中:E_d為擴散電位，mV;l₊、l_－分別為正、負離子遷移率，S/(m·N);R為摩爾氣體常數，等於8.313J/(mol·K);T為熱力學溫度，K;F為法拉第常數，等於96500C/mol;C_w、C_mf分別為地層水和泥漿濾液的NaCl質量濃度，g/L。

在溶液濃度比較低的情況下，溶液的電阻率與其濃度成反比，因此，式(1.1.1)可改寫為:

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式中:R_w、R_mf分別為地層水和泥漿濾液的電阻率，Ω·m。令:

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稱K_d為擴散電位系數，mV。則式(1.1.2)可簡寫為:

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利用式(1.1.3)可以計算溶液的K_d值。當溫度為18℃時，NaCl溶液的K_d值為－11.6mV。

通常情況下，地層水的含鹽濃度大於泥漿濾液的含鹽濃度，即C_w>C_mf，因此擴散結果是地層水中富集正電荷，泥漿中富集負電荷。

1.1.1.2 擴散吸附電位

如果用泥岩隔膜替換上述實驗中的滲透性隔膜，而不改變其他條件，重新進行實驗，會出現什麼現象呢?通過觀察，發現電壓表指針朝相反方向偏轉，表明濃度大的一側富集了負電荷，而濃度小的一側富集了正電荷(圖1.1.2)。

圖1.1.2 擴散吸附電位產生示意圖

用泥岩隔膜將兩種不同濃度的NaCl溶液分開，兩種溶液在此接觸面處產生離子擴散，擴散總是從濃度大的一方向濃度小的一方進行。由於黏土礦物表面具有選擇吸附負離子的能力，因此當濃度不同的NaCl溶液擴散時，黏土礦物顆粒表面吸附Cl^－，使其擴散受到牽制，只有Na⁺可以在地層水中自由移動，從而導致電位差的產生。這樣就在泥岩隔膜處形成了擴散吸附電位。

在砂泥岩剖面井中，泥岩井段泥漿濾液和地層水在井壁附近相接觸，產生的擴散吸附電位可以表示為:

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式中:稱K_da為擴散吸附電位系數，它與岩層的泥質陽離子交換能力Q_v有關。在Q_v接近極限值的情況下，岩石孔隙中只有正離子參加擴散，可看作Cl^－的遷移率為零，因此由式(1.1.3)得到K_da:

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在溶液濃度比較低的情況下，式(1.1.5)可改寫為:

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1.1.1.3 過濾電位

溶液通過毛細管時，毛細管壁吸附負離子，使溶液中正離子相對增多。正離子在壓力差的作用下，隨同溶液向壓力低的一端移動，因此在毛細管兩端富集不同符號的離子，壓力低的一方帶正電、壓力高的一方帶負電，於是產生電位差，如圖1.1.3所示。

圖1.1.3 過濾電位形成示意圖

岩石顆粒與顆粒之間有很多孔隙，它們彼此連通，形成很細的孔道，相當於上述的毛細管。在鑽井過程中，為了防止井噴，通常使泥漿柱壓力略大於地層壓力。在壓力差的作用下，泥漿濾液向地層中滲入。由於岩石顆粒的選擇吸附性，孔道壁上吸附泥漿濾液中的負離子，僅正離子隨著泥漿濾液向地層中移動，這樣在井壁附近聚集大量負離子，在地層內部富集大量正離子，從而產生電位差，這就是過濾電位。根據Helmholz理論，可以得出估算過濾電位的表達式:

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式中:R_mf為泥漿濾液電阻率，Ω·m;μ為泥漿濾液的黏度，10^－3Pa·s;Δp為泥漿柱與地層之間的壓力差，101325Pa;Aφ為過濾電位系數，mV。Aφ與溶液的成分、濃度有關。

一般認為，在泥餅形成之前，當泥漿柱與地層之間壓力差很大時，才能產生較大的過濾電位。由於油井泥漿柱與地層之間壓力差不是很大，而且在測井時已形成泥餅，泥餅幾乎是不滲透的，上述壓力差降落在泥餅上，因此Eφ常忽略不計。

1.1.1.4 氧化還原電位

由於岩體的不均勻性，當它與泥漿接觸而發生化學反應時，某一部分會因失去電子而呈正極性，另一部分則會因得到電子而顯負極性，因此，二者之間便產生電位差，稱為氧化還原電位。氧化還原電位僅產生於電子導電的固相礦體中，例如煤層和金屬礦。沉積岩中基本沒有氧化還原電位。

1.1.2 自然電位測井原理與曲線特徵

1.1.2.1 自然電位測井原理

自然電位測井使用一對測量電極，用M、N表示，見圖1.1.4。測井時，將測量電極N放在地面，電極M用電纜送至井下，沿井軸提升電極M測量自然電位隨井深的變化，所記錄的自然電位隨井深的變化曲線叫自然電位測井曲線，通常用SP表示。

自然電位測井極少單獨進行，而是與其他測井方法同時測量。例如，自然電位測井可以和電阻率測井同時測量。

1.1.2.2 井中自然電場分布與自然電位幅度的計算

以砂泥岩剖面井為例來說明井中自然電場分布特徵。通常情況下，鑽井過程中採用淡水泥漿鑽進，泥漿濾液的濃度往往低於地層水的濃度。此時，在砂岩層段井內富集有負電荷，而在泥岩層段井內富集正電荷。由擴散電位和擴散吸附電位形成的自然電場分布如圖1.1.5所示。

圖1.1.4 自然電位測井原理圖

圖1.1.5 井中自然電場分布示意圖

在砂岩和泥岩接觸面附近，自然電位與E_d和E_da都有關系，其幅度可由圖1.1.6(a)所示的等效電路求得。在此等效電路中，E_d和E_da是相互疊加的，這就是在相當厚的砂岩和泥岩接觸面處的自然電位幅度基本上是產生自然電場的總電位E_總的原因，其值為:

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式中:K為自然電位系數，mV。通常把E_總稱為靜自然電位(SSP)，運算時寫為U_SSP。此時E_d的幅度稱為砂岩線，E_da的幅度稱為泥岩線。

為了使用方便，實際自然電位測井曲線不設絕對零線，而是以大段泥岩對應的自然電位曲線作為其相對基線(即零線)。這樣，巨厚的純砂岩部分的自然電位幅度就是靜自然電位值U_SSP。而實際上，在井中所尋找的砂岩儲集層大部分是夾在泥岩層中的有限厚的砂岩，如圖1.1.6(b)所示。此時，砂岩層處的自然電位異常幅度不等於SSP，用ΔU_SP表示。假設自然電流I所流經的泥漿、砂岩、泥岩各段等效電阻分別是r_m、r_sd、r_sh，由Kirchhoff定律得:

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所以，自然電流為:

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對於厚度有限的砂岩井段，其自然電位幅度ΔU_SP定義為自然電流I在流經泥漿等效

圖1.1.6 計算U_SSP、ΔU_SP值的等效電路圖

電阻r_m上的電位降，即ΔU_SP=Ir_m，從而得到:

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整理得:

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對於巨厚層，砂岩和泥岩層的截面積比井的截面積大得多，所以r_mr_sd，r_mr_sh，因此ΔU_SP≈U_SSP。而對於一般有限厚地層則ΔU_SP<U_SSP。

1.1.2.3 自然電位測井曲線特徵

針對目的層為純砂岩、上下圍岩為泥岩的地層模型，計算得到一組自然電位理論曲線，如圖1.1.7所示，它是一組曲線號碼為 (地層厚度/井徑)的ΔU_SP/U_SSP隨深度變化的關系曲線。

理論曲線具有以下特點:曲線相對於地層中點對稱;厚地層(h>4d，d為井徑)的自然電位曲線幅度值近似等於靜自然電位，且曲線的半幅點深度正對著地層界面深度，參見曲線號碼 的曲線，與橫坐標ΔU_SP/|U_SSP|=0.5的直線相交的兩點(即半幅點)正好和對應地層的界面深度一致;隨著地層厚度的變薄，對應界面的自然電位幅度值離開半幅點向曲線的峰值移動;地層中點取得曲線幅度的最大值，隨著地層變薄極大值隨之減小(ΔU_SP/|U_SSP|值接近零)，且曲線變得平緩。

實測曲線與理論曲線的特點基本相同，但由於測井時受井內環境及多方面因素的影響，實測曲線不如理論曲線規則。在早期的測井曲線圖上，自然電位測井曲線沒有絕對零點，而是以大段泥岩處的自然電位測井曲線作基線;曲線上方標有帶極性符號(+，－)的橫向比例尺，它與曲線的相對位置不影響自然電位幅度ΔU_SP的讀數。自然電位幅度ΔU_SP的讀數是基線到曲線異常極大值之間的寬度用橫向比例尺換算出的毫伏數。現在採用計算機繪制測井曲線圖，與其他常規測井曲線一樣，自然電位測井曲線也具有左右刻度值，見圖1.1.8。

圖1.1.7 自然電位測井理論曲線

圖1.1.8 自然電位測井曲線實例

在砂泥岩剖面井中，鑽井一般用淡水泥漿(C_w>C_mf)，在砂岩滲透層井段自然電位測井曲線出現明顯的負異常;在鹽水泥漿井中(C_w<C_mf)，滲透層井段則會出現正異常。因此，自然電位測井曲線是識別滲透層的重要測井資料之一。

1.1.3 影響自然電位的因素

在砂泥岩剖面井中，自然電位曲線的幅度及特點主要決定於造成自然電場的總自然電位和自然電流的分布。總自然電位的大小取決於岩性、地層溫度、地層水和泥漿中所含離子成分和泥漿濾液電阻率與地層水電阻率之比。自然電流的分布則決定於流經路徑中介質的電阻率及地層的厚度和井徑的大小。這些因素對自然電位幅度及曲線形狀均有影響。

1.1.3.1地層水和泥漿濾液中含鹽濃度比值的影響

地層水和泥漿濾液中含鹽量的差異是造成自然電場中擴散電位E_d和擴散吸附電位E_da的基本原因。E_d和E_da的大小決定於地層水和泥漿濾液中含鹽濃度比值 。以泥岩作基線，當C_w>C_mf時，砂岩層段則出現自然電位負異常;當C_w<C_mf時，則砂岩層段出現自然電位的正異常;當C_w=C_mf時，沒有自然電位異常出現。C_w與C_mf的差別愈大，曲線異常愈大。

1.1.3.2岩性的影響

在砂泥岩剖面井中，以大段泥岩處的自然電位測井曲線作基線，在自然電位曲線上出現異常變化的多為砂質岩層。當目的層為較厚的純砂岩時，它與圍岩之間的總自然電位達到最大值，即靜自然電位，此時在自然電位曲線上出現最大的負異常幅度。當目的層含有泥質(其他條件不變)時，總自然電位降低，因而曲線異常的幅度也隨之減小。此外，部分泥岩的陽離子交換能力減弱時，會產生基線偏移，滲透層的自然電位異常幅度也會相對降低。

1.1.3.3溫度的影響

同樣岩性的岩層，由於埋藏深度不同，其溫度是不同的，而K_d、K_da都與熱力學溫度成正比例，這就導致埋藏深度不同的同樣岩性岩層的自然電位測井曲線上異常幅度有差異。為了研究溫度對自然電位的影響程度，需計算出地層溫度為t(℃)時的K_d或K_da值。為計算方便，先計算出18℃時的K_da值，然後用下式可計算出任何地層溫度t(℃)時的K_da值:

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式中:K_da|t=18為18℃時的擴散吸附電動勢系數，mV;t為地層溫度，℃。K_d的溫度換算公式與K_da的形式完全相同。

1.1.3.4 地層水和泥漿濾液中所含鹽的性質的影響

泥漿濾液和地層水中所含鹽類不同，則溶液中所含離子不同，不同離子的離子價和遷移率均有差異，直接影響K_d或K_da值。

在純砂岩井段中，地層水中所含鹽類改變時，K_d也隨之改變，見表1.1.1。因此，不同溶質的溶液，即使在其他條件都相同的情況下，所產生的E_d值也有差異。

表1.1.1 18℃時幾種鹽溶液的K_d值

1.1.3.5 地層電阻率的影響

當地層較厚並且各部分介質的電阻率相差不大時，式(1.1.12)中的r_sd、r_sh與r_m相比小得多，此時對於純砂岩來說ΔU_SP≈U_SSP。當地層電阻率增高時，r_sd、r_sh與r_m比較，則不能忽略，因此ΔU_SP<U_SSP。地層電阻率越高，ΔU_SP越低。根據這個特點可以定性分辨油、水層。

1.1.3.6 地層厚度的影響

從圖1.1.7所示的自然電位理論曲線上可以看出，自然電位幅度ΔU_SP隨地層厚度的變薄而降低，而且曲線變得平緩。由於地層厚度變薄後，自然電流經過地層的截面變小，式(1.1.12)中的r_sd增加，使得ΔU_SP與SSP差別加大。

1.1.3.7井徑擴大和泥漿侵入的影響

井徑擴大使井的截面加大，式(1.1.12)中r_m相應減小，因此ΔU_SP降低。

在有泥漿侵入的滲透層井段所測的自然電位幅度ΔU_SP比同樣的滲透層沒有泥漿侵入時所測得的ΔU_SP要低。這是由於泥漿侵入使地層水和泥漿濾液的接觸面向地層內部推移的緣故，相當於產生自然電場的場源與測量電極M之間的距離加大，而測量的自然電位下降。侵入越深，測得的ΔU_SP越低。

1.1.4 自然電位測井的應用

自然電位測井是一種最常用的測井方法，有著廣泛的用途。

1.1.4.1 劃分滲透性岩層

一般將大段泥岩層的自然電位測井曲線作為泥岩基線，偏離泥岩基線的井段都可以認為是滲透性岩層。滲透性很差的地層，常稱為緻密層，其自然電位測井曲線接近泥岩基線或者曲線的幅度異常很小。

識別出滲透層後，可用自然電位測井曲線的半幅點來確定滲透層界面，進而計算出滲透層厚度。半幅點是指泥岩基線算起1/2幅度所在位置。對於岩性均勻、界面清楚、厚度滿足 的滲透層，利用半幅點劃分岩層界面是可信的。如果儲集層厚度較小，自然電位測井曲線異常較小，利用半幅點求出的厚度將大於實際厚度，一般要與其他縱向解析度較高的測井曲線一起來劃分地層。

1.1.4.2 地層對比和研究沉積相

自然電位測井曲線常常作為單層劃相、井間對比、繪制沉積體等值圖的手段之一，這是因為它具有以下特點，見圖1.1.9。

1)單層曲線形態能反映粒度分布和沉積能量變化的速率。如柱形表示粒度穩定，砂岩與泥岩突變接觸;鍾形表示粒度由粗到細，是水進的結果，頂部漸變接觸，底部突變接觸，漏斗形表示粒度由細到粗，是水退的結果，底部漸變接觸，頂部突變接觸;曲線光滑或齒化程度是沉積能量穩定或變化頻繁程度的表示。這些都同一定沉積環境形成的沉積物相聯系，可作為單層劃相的標志之一。

2)多層曲線形態反映一個沉積單位的縱向沉積序列，可作為劃分沉積亞相的標志之一。

3)自然電位測井曲線形態較簡單，又很有地質特徵，因而便於井間對比，研究砂體空間形態，後者是研究沉積相的重要依據之一。

4)自然電位測井曲線分層簡單，便於計算砂泥岩厚度、一個沉積體的總厚度、沉積體內砂岩總厚度、沉積體的砂泥比等參數，按一個沉積體繪出等值圖，也是研究沉積環境和沉積相的重要資料。如沉積體最厚的地方指出盆地中心，泥岩最厚的地方指出沉積中心，砂岩最厚和砂泥比最高的地方指出物源方向，沉積體的平面分布則指出沉積環境。

圖1.1.9 自然電位測井曲線形態特徵

1.1.4.3 確定地層水電阻率

在評價油氣儲集層時，需要用到地層電阻率資料。利用自然電位測井曲線確定地層水電阻率是常用的方法之一。

選擇厚度較大的飽含水的純砂岩層，讀出自然電位幅度ΔU_SP，校正成靜自然電位U_SSP，並根據泥漿資料確定泥漿濾液電阻率R_mf。對於低濃度的地層水和泥漿濾液來說，利用式(1.1.8)可以求出地層水電阻率R_w。在濃度較高的情況下，溶液的濃度與電阻率不是簡單的線性反比例關系，此時可以引入「等效電阻率」的概念，即不論溶液濃度如何變化，溶液的等效電阻率與濃度之間保持線性反比例關系。式(1.1.8)可以改寫為:

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式中:R_mfe為泥漿濾液等效電阻率，Ω·m;R_we為地層水等效電阻率，Ω·m。

利用上式可以求出地層水等效電阻率，再根據溶液電阻率與等效電阻率的關系圖版可以求出地層水電阻率。

1.1.4.4 估算泥質含量

自然電位測井曲線常被用來估算砂泥岩地層中的泥質含量，估算方法有以下幾種。

方法一。利用經驗公式估算，當砂泥岩地層中所含泥質呈層狀分布形成砂泥質交互層，且泥質層與砂質層的電阻率相等或差別不大時，地層的泥質含量可用下式求得:

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式中:U_PSP為含泥質砂岩的自然電位測井曲線幅度，mV。

方法二。利用岩心分析資料和數理統計方法，找出自然電位與泥質含量之間的關系，建立泥質含量計算模型，然後利用這種模型來求取泥質含量。該方法適合於具有較多岩心分析資料的地區。

1.1.4.5 判斷水淹層

在油田開發過程中，常採用注水的方法來提高油氣採收率。如果一口井的某個油層見到了注入水，則該層就叫水淹層。油層水淹後，自然電位測井曲線往往發生基線偏移，出現台階，見圖1.1.10。因此，常常根據基線偏移來判斷水淹層，並根據偏移量的大小來估算水淹程度。

圖1.1.10 水淹層自然電位測井曲線示意圖

Ⅳ 電測井常用方法

（一）視電阻率測井

視電阻率測井是基於不同岩層間的電阻率差異，測量被鑽井穿過的岩層的電阻率，並根據視電阻率沿井軸的變化規律來劃分鑽井地質剖面、確定含水層位置、厚度的一種電測井方法。在實際工作中，電極系有梯度電極系和電位電極系。由梯度電極系測得的曲線叫梯度曲線，由電位電極系測得的曲線叫電位曲線。

通常情況下，含淡水的砂層相對於鄰近的黏土層或泥岩層為高電阻率地質體，ρS曲線呈高阻反映，見圖5－5－1。

圖5－5－1 河南睢縣某鑽孔視電阻率測井曲線

反之，砂岩中若含鹹水，則ρS曲線呈低阻反映。對含水的灰岩裂隙或溶洞，ρS曲線也呈低阻反映。通過確定高阻層和低阻層的頂底界面位置，則可劃分含水層。

圖5－5－1是河南睢縣某鑽孔的一段視電阻率測井曲線，地下水的總溶解性固體為1.28g/L。由圖可看出，梯度曲線對於含水層的反映比電位曲線明顯的多，在265m處，梯度曲線上有明顯的極大值，從而確定了含水層的下界面。若將梯度電極倒置，即電極系為N0.5－M2.0－A時，則在251m處，梯度曲線上同樣有一明顯的極大值來確定含水層的上界面。

（二）自然電位測井

自然電位曲線具有形態簡單，與岩性關系密切以及觀測方法簡便等特點。在測井中它是用來劃分含水層的重要手段。

圖5－5－2 第四系含水層上的自然電位曲線

通常，第四系孔隙含水層、基岩裂隙（孔隙、溶隙）含水層中的水與鑽井的井液之間存在著明顯的礦化程度差異，在含水層上會產生電動勢，出現正或負的自然電位異常。利用含水層上出現的正或負的自然電位異常，並結合視電阻率測井結果，則可較好地判別和劃分含水層。

圖5－5－2是在第四系砂卵石和黏土層上測量的結果。由圖可知，黏土層呈現低阻特徵，其上部沒有自然電位異常反映，含淡水的砂卵石層上，ρS曲線呈高阻異常特徵，自然電位異常達－60mV；含淡水的泥質砂層上，ρS曲線呈中阻異常特徵，自然電位異常值較低，僅－20mV。根據負自然電位異常和高、中阻ρS異常可判別含水層所含的水為淡水；利用自然電位異常半幅值點可劃分含水層的上、下界面。

三、電測井應用實例

以綏中沿海地帶施工的X6號孔電測井曲線、井旁測深資料及鑽孔地質資料對比為例敘述電測井應用實例。

圖5－5－3為地質柱狀圖、測井、測深綜合成果圖，電測井曲線整理劃分出7小層。根據地層和曲線特徵又將其綜合成三大層。即1～4小層為第一大層，ρ_m為150Ω·m，反映為含淡水的砂礫卵石層，礦化度0.92g/L，層低埋深36.5m；第5～6小層綜合為第二大層，ρ_m為25Ω·m，反映為含鹹水的砂礫石層和混合花崗岩風化層，礦化度3.39g/L，層低埋深50m；第7小層為第三大層，ρ_m為800Ω·m，反映為不含水的堅硬混合花崗岩。

孔旁測深曲線為KQH型，第一、二電性層（曲線首支和K點）電阻率2900Ω·m，反映為透水不含水的干礫卵石層，因電測井未能測到該層，故不做電性上的對比分析。在測井曲線相應深度上，電測深曲線的第三電性層Q點相當於電測井曲線的第一大層的淡水層。第四電性H點相當於測井曲線的第二大層鹹水層；第五電性層曲線尾支上升段，反映為不含水的混合花崗岩。該孔地層電阻率與礦化度關系見表5－5－1。

圖5－5－3 地質柱狀圖、測井、測深綜合成果圖

表5－5－1 X6號孔地層電阻率與礦化度關系表

由其應用實例可知電測井不但能確定含水層的位置及厚度、劃分鹹淡水分界面，而且能為電測深推斷解釋提供物性依據資料。

Ⅵ 地球物理測井包括哪些方法

油氣田的地球物理法包括地球物理勘探和地球物理測井。地球物理勘探已在前一節中做了介紹，本節將介紹地球物理測井方法，簡稱測井。

地球物理測井已廣泛應用於石油地質勘探和油氣田開發過程中。應用測井方法可以劃分井筒地層剖面、確定岩層厚度和埋藏深度、進行區域地層對比，還可以探測和研究地層的主要礦物成分、裂縫、孔隙度、滲透率、油氣飽和度、傾向、傾角、斷層、構造特徵、沉積環境與砂岩體的分布等參數，對於評價地層的儲集能力、檢測油氣藏的開采情況、精細分析和研究油氣層等具有重要的意義。

目前，常用的測井方法主要有電法測井、聲波測井和放射性測井等。

一、電法測井不同岩石的導電性不同，岩石孔隙中所含各種流體的導電性也不同。利用該特點認識岩石性質的測井方法稱為電法測井。電法測井包括自然電位測井、電阻率測井和感應測井等。

1.自然電位測井1)基本原理自然電位測井是根據油井中存在著擴散吸附電位進行的。在打井鑽穿岩層時，地層岩石孔隙中含有地層水。地層水中所含的一定濃度的鹽類要向井筒內含鹽量很低的鑽井液中擴散。地層水所含的鹽分以氯化鈉為主，鈉離子帶正電，氯離子帶負電。由於氯離子移動得快，大量進入井筒內鑽井液中。致使井內正對著滲透層的那段鑽井液帶負電位，形成擴散電位。而這種電位差的大小與岩層的滲透性密切相關。地層滲透性好，進入鑽井液里的氯離子就多，形成的負電位就高；地層滲透性差，氯離子進入鑽井液里就少，形成的負電位就低。因此，含油滲透層在自然電位曲線上表現為負值，而不滲透的泥岩層等則顯正值(圖3-2)。

圖3-8判斷油氣水層的測井資料綜合解釋

另一方面要對測井以外的資料(如該井的鑽井、地質和工程資料等)進行綜合分析和解釋，搞清楚油層、氣層和水層的岩性、儲油物性(孔隙度和滲透率)、含油性(含油飽和度、含氣飽和度或含水飽和度)等。

思考題

1. 什麼叫油氣田？什麼叫含油氣盆地？

2. 區域勘探和工業勘探分別可劃分為哪兩個階段？

3. 地球物理勘探法主要包括哪些方法？簡述各種方法的基本原理。

4. 地球化學勘探法的主要原理是什麼？具體包括哪些方法？

5. 地質錄井包括哪些方法？

6. 地球物理測井主要包括哪些方法？分別主要有哪些用途？

7. 簡述聲波測井的基本原理。

Ⅶ 測井解釋基本理論和方法

8. 1. 1 測井解釋的基本理論

測井資料處理解釋就是根據所要解決的問題應用適當的數學物理方法，建立相應的測井解釋模型，推導出測井響應值與地質參數之間的數學關系; 然後對測井資料加工處理和分析解釋，把測井信息轉變為盡可能反映地質原貌特徵的地質信息，供地質勘探開發使用。

目前，在測井數據處理中採用的解釋模型有許多種，可按不同角度對它們大致分類。按岩性分類有: 純岩石和含泥質岩石模型; 單礦物、雙礦物和多礦物模型; 砂泥岩、碳酸鹽岩、火成岩、變質岩模型。按儲集空間特徵分類有: 孔隙型、雙重孔隙型、裂縫型和孔隙 － 裂縫型模型。按孔隙流體性質與特徵分類有: 含水岩石、含油氣岩石模型以及陽離子交換模型 ( 瓦克斯曼—史密茨模型和雙水模型) 。按建模方法分類有: 岩石體積模型，最優化模型和概率統計模型。此外，還可以從其他角度來對解釋模型分類。

下面介紹測井資料解釋中最基本的模型和公式，即岩石體積模型和阿爾奇公式。

8. 1. 1. 1 岩石體積物理模型

由測井方法原理可知，許多測井方法的測量結果，實際上都可看成是儀器探測范圍內岩石物質的某種物理量的平均值。如岩石體積密度 ρb，可以看成是密度測井儀器探測范圍內物質 ( 骨架和孔隙流體) 密度的平均值，即單位體積岩石的質量 ( g/cm3) 。岩石中子測井值 φN可以看成中子測井探測范圍內岩石物質含氫指數的平均值，即單位體積岩石的含氫指數。自然伽馬、聲波時差等測井值也可作同樣解釋。總之，上述測井方法有兩個共同特點: 它們測量的物理參數可以看成是單位體積岩石中各部分的相應物理量的平均值; 在岩性均勻的情況下，無論任何大小的岩石體積，它們對測量結果的貢獻，按單位體積來說，都是一樣的。根據這些特點，我們在研究測井參數與地質參數的關系時，就可以避開對每種測井方法微觀物理過程的研究，著重從宏觀上研究岩石各部分 ( 孔隙流體、泥質、礦物骨架) 對測量結果的貢獻，從而發展了所謂岩石體積物理模型 ( 簡稱體積模型) 的研究方法。用這種方法導出的測井響應方程與相應測井理論方法和實驗方法的結果基本一致，是一種很好的近似方法。此法的特點是推理簡單，不用復雜的數學物理知識，除電阻率測井外，對其他具有前述 「平均」概念的測井方法，均可導出具有線性形式的測井響應方程，既便於人們記憶使用，又便於計算機計算處理。

所謂岩石體積模型，就是根據測井方法的探測特性和岩石中各種物質在物理性質上的差異按體積把實際岩石簡化為性質均勻的幾個部分，研究每一部分對岩石宏觀物理量的貢獻，並把岩石的宏觀物理量看成是各部分貢獻之和，即:

1) 按物質平衡原理，岩石體積 V 等於各部分體積 Vi之和，即 ; 如用相對體積 Vi表示，則

2) 岩石宏觀物理量 M 等於各部分宏觀物理量 Mi之和，即 。當用單位體積物理量 ( 一般就是測井參數) 表示時，則岩石單位體積物理量 m 就等於各部分相對體積 Vi與其單位體積物理量 mi乘積之總和，即

石油測井中遇到的地層雖然很復雜，岩性類型很多，但是油氣儲集層主要是砂泥岩和碳酸鹽岩兩大類。從測井解釋來看，由於泥質成分與岩石骨架成分在物理性質上有顯著的區別，故可把岩石劃分為含泥質岩石和純岩石 ( 不含泥質或含泥質甚少) 兩類。從數學物理觀點看，不管岩石骨架成分如何，均可把儲集層簡化為兩種簡單的岩石體積模型: 純岩石模型，由岩石骨架及其孔隙流體組成; 含泥質岩石體積模型，由泥質、岩石骨架及其孔隙流體組成。當地層岩性復雜、骨架礦物的物理性質明顯不同時，還可以把骨架礦物分為兩種或多種，從而建立雙礦物岩石體積模型和多礦物岩石體積模型。最基本的是純岩石和泥質岩石兩種體積模型，由這兩種模型可以很容易導出雙礦物和多礦物體積模型。

8. 1. 1. 2 阿爾奇公式

20 世紀 40 年代初，阿爾奇 ( Archie) 通過岩心實驗，得出的上述含水純岩石和含油氣純岩石的電阻率測井解釋的關系式，即 Archie 公式，其一般形式歸結如下:

地球物理測井教程

式中: Ro為 100%飽和地層水的岩石電阻率，Ω·m; Rw為地層水電阻率，Ω·m; φ 為岩石有效孔隙度，小數; a 是與岩性有關的岩性系數，一般為 0. 6 ～1. 5; m 為膠結指數，是與岩石膠結情況和孔隙結構有關的指數，一般為 1. 5 ～3，常取 2 左右; F 為地層因素，它是 100%飽和地層水的岩石電阻率 R0與所含地層水電阻率 Rw的比值，其大小主要取決於地層孔隙度 φ 且與岩石性質、膠結情況和孔隙結構等有關，但與地層水電阻率 Rw無關; Rt為岩石真電阻率，Ω·m; b 是與岩性有關的系數，一般接近於 1，常取 b = l; n 為飽和度指數，與油、氣、水在孔隙中的分布狀況有關，其值在 1. 0 ～4. 3 之間，以 1. 5 ～2. 2 者居多，常取 n = 2; Sw為岩石含水飽和度，小數; I 為電阻增大系數，它是含油氣岩石真電阻率 Rt與該岩石 100%飽含地層水時的電阻率 Ro的比值，其大小基本決定於 Sw，但與地層的孔隙度 φ 和地層水電阻率 Rw無關。

Archie 公式本來是對具有粒間孔隙的純地層得出的，但實際上，它們可用於絕大多數常見儲集層。在目前常用的測井解釋關系式中，只有 Archie 公式最具有綜合性質，它是連接孔隙度測井和電阻率測井兩大類測井方法的橋梁，因而成為測井資料綜合定量解釋的最基本解釋關系式。實際應用時，一般先用孔隙度測井資料計算地層孔隙度φ，用Archie公式計算地層因素F，再根據地層真電阻率R_t和地層水電阻率R_w，由Archie公式計算地層含水飽和度S_w或含油飽和度S_o。

8.1.2 測井解釋方法

利用解釋模型和有關的解釋方程把測井信息加工成地質信息的方法稱為測井解釋方法或測井數據處理技術。這些解釋方法，按照解釋的精度和程度可分為定性解釋、半定量解釋和定量解釋;按操作的方法可分為人工解釋和數據處理;按解釋的地點和採用解釋方法的難易程度，可分為井場解釋、測井站解釋和計算中心解釋，或者僅按難易程度分為快速直觀解釋和定量解釋;按解釋精度與評價范圍，可分為單井初步解釋與油氣分析、單井儲集層的精細描述與油氣評價、多井評價與油藏描述等三個層次。重要的在於理解和掌握每個具體解釋方法的原理，計算機處理和顯示技術、應用的條件和作地質解釋的方法。

8.1.2.1 快速直觀技術

在測井解釋中，由於數字處理技術的應用，發展了一些快速直觀評價儲集層的岩性、孔隙度、含油性以及可動油氣的解釋和顯示方法，稱為快速直觀技術，它屬於半定量解釋范疇。測井資料解釋的快速直觀技術，最初是為在井場進行快速直觀評價儲集層而發展起來的，以便及時地為地質學家提供完井依據或為計算機解釋提供參考。現在，該技術不僅在井場解釋中廣泛使用，而且已成為數字處理中選擇解釋模型和解釋參數、顯示和評價解釋結果的一種基本方法，大致分為交會圖技術和曲線重疊法兩大類。

(1)交會圖技術

交會圖是用於表示地層測井參數或其他參數之間關系的圖形。在測井解釋與數據處理中，常用的交會圖有交會圖版、頻率交會圖與Z值圖、直方圖等。測井分析者常用它們來檢查測井曲線質量、進行曲線校正、鑒別地層礦物成分、確定地層岩性組合、分析孔隙流體性質、選擇解釋模型和解釋參數、計算地層的地質參數、檢驗解釋成果及評價地層等，用途十分廣泛，成為測井解釋與數據處理強有力的工具。

交會圖版是用來表示給定岩性的兩種測井參數關系的解釋圖版。它們都是根據純岩石的測井響應關系建立的理論圖版，是測井解釋與數據處理的依據。主要有岩性－孔隙度測井交會圖版、用於識別地層岩性的M－N和MID等交會圖版、用於鑒別地層中黏土礦物及其他礦物的交會圖版等。

頻率交會圖就是在x－y平面坐標(可分為100×50或100×100個單位網格)上，統計繪圖井段上各個采樣點的數值，落在每個單位網格中的采樣點數目(即頻率數)的一種直觀的數字圖形，簡稱為頻率圖。Z值圖是在頻率交會圖基礎上引入第三條曲線Z(稱Z曲線)作成的數據圖形。Z值圖的數字表示同一井段的頻率圖上，每個單位網格中相應采樣點的第三條線Z的平均級別。

直方圖是表示繪圖井段某測井值或地層參數的頻數或頻率分布的圖形。直方圖的繪制方法是用橫坐標軸代表測井值或地層參數，並將它分為若干個等間距的區間，統計給定井段內落入各個區間的采樣點個數(稱為頻數)。以頻數為縱軸顯示出來，便得到頻數分布直方圖。有時，也可以計算各區間采樣點的相對頻率(等於該區間的采樣點數與總采樣點數之比)。相對頻率用縱軸顯示出來，便得到頻率分布直方圖。

(2)曲線重疊法

曲線重疊法，一般採用統一量綱(如孔隙度、電阻率等)、統一縱橫向比例和統一基線，繪制出測井曲線或參數曲線的重疊圖，按曲線的幅度差直觀地評價地層的岩性、孔隙性、含油性或可動油氣等。

8.1.2.2 定量解釋

測井資料定量解釋是依靠計算機完成的。在計算機上運行測井資料處理程序，可以對測井資料進行編輯和預處理;可以通過逐點處理計算所要求取的儲集層參數和其他數據，主要是有關岩性和評價物性、含油性的參數;還可以將成果用數據表和圖形直觀地顯示出來。

Ⅷ 常用井下物理測井方法介紹

1.視電阻率測井

(1)視電阻率測井原理

在實際測井中,岩層電阻率受圍岩電阻率、鑽井液電阻率、鑽井液沖洗帶電阻率的影響,井下物探測得的電阻率不是岩層的真電阻率,這種電阻率稱為視電阻率。視電阻率測井主要包括三部分:供電線路、測量線路和井下電極系,如圖4-6所示。

圖4-6 視電阻率測井原理圖

在井下將供電電極(A,B)和測量電極(M,N)組成的電極系A,M,N或 M,A,B放入井內,而把另一個電極(B或N)放在地面泥漿池中。當電極系由井底向井口移動時,由供電電極A,B供給電流,在地層中造成人工電場。由測量電極M ,N測得電位差ΔU_MN。M ,N兩點的電位差直接由它所在位置的岩層電阻率所決定,岩層電阻率越高,測得的電位差就越大;岩層電阻率越低,測得的電位差就越小。電位差的變化,反映了不同地層電阻率的變化。視電阻率測井實際上就是對電位差的連續測量,經過計算就可求得視電阻率。

(2)視電阻率曲線形態

視電阻率曲線形態與電極系的分類有關。當井下測量電極系為A,M,N時,稱為梯度電極系;當井下測量電極系為M,A,B時,稱為電位電極系。由供電電極到電極系記錄點的距離稱為電極距,常用的有2.5m梯度電極系和0.5m電位電極系。梯度電極系根據成對電極系(AB或 MN)與不成對電極系(AM或MA)的位置又分為頂部梯度電極系和底部梯度電極系。

實際測井中,底部梯度電極系曲線形態如圖4-7所示。頂部梯度電極系曲線形態正好相反。

電位電極系曲線形態如圖4-8所示,曲線沿高阻層中心對稱,A表示異常幅度,A/2稱為半幅點,岩層上下界面與半幅點位置對應。

圖4-7 底部梯度電極系視電阻率曲線形狀

圖4-8 電位電極系視電阻率測井曲線形狀

(3)視電阻率測井的應用

1)確定岩性。一般純泥岩電阻率低,砂岩稍高,碳酸鹽岩相當高,岩漿岩最高。根據視電阻率曲線幅度的高低,可以判斷地下岩層的岩性。但當岩層中含高礦化度的地下水時,其對應的視電阻率相應降低。由於影響視電阻率的因素很多,曲線具有多解性,要結合岩屑、岩心等其他錄井資料綜合判斷。

2)劃分地層。實際應用中,以底部梯度電極系曲線的極大值劃分高阻層的底界面,以極小值劃分高阻層的頂界面,單純用視電阻率曲線劃分頂界面往往有一定誤差,應結合其他曲線進行劃分。視電阻率曲線確定高電阻岩層的界面比較准確,而對電阻率較低的地層則准確度較差。

2.自然電位測井

(1)自然電位測井原理

地層中有3種自然電位,即擴散吸附電位、過濾電位和氧化還原電位。擴散吸附電位主要發生在地熱、油氣井中,是我們主要測量的對象;過濾電位很小,常忽略不計;氧化還原電位主要產生在金屬礦井中,這里不做研究。

在砂岩儲層地熱井中,一般都含有高礦化度的地熱流體。地熱流體和鑽井液中都含有氯化鈉(NaCl)。當地熱流體和鑽井液兩種濃度不同的溶液直接接觸時,由於砂岩地層水中的正離子(Na⁺)和負離子(Cl^-)向井液中擴散,Cl^-的遷移速度(18℃時為65×10⁵cm/s)比Na⁺的遷移速度(18℃時為43 ×10⁵cm/s)大,所以隨著擴散的進行,井壁的井液一側將出現較多的Cl^-而帶負電,井壁的砂岩一側則出現較多的Na⁺而帶正電。這樣,在砂岩段井壁兩側聚集的異性電荷(砂岩帶正電荷,鑽井液帶負電荷)就形成了電位差。

與砂岩相鄰的泥岩中所含的地層水的成分和濃度一般與砂岩地層水相同,泥岩中高濃度的地層水也向井內鑽井液中擴散。但由於泥質顆粒對負離子有選擇性的吸附作用,一部分氯離子被泥岩表面吸附在井壁側帶負電,井壁的井液一側將出現較多的Na⁺而帶正電。這樣,在泥岩段井壁兩側聚集的異性電荷(泥岩帶負電荷,鑽井液帶正電荷)就形成了電位差。

由於正負電荷相互吸引,這種帶電離子的聚集發生因地層岩性不同,在兩種不同濃度溶液的接觸(井壁)附近,形成自然電位差(圖4-9)。用一套儀器測量出不同段的自然電位差,就可以研究出地下岩層的性質。

(2)自然電位曲線形態

在滲透性砂岩地層中,若岩性均勻,自然電位曲線的形態與地層中點是對稱的。異常幅度大小等於自然電流在井內的電位降。一般用異常幅度的半幅點確定地層頂底界面,如圖4-9所示。

圖4-9 井內自然電位分布與自然電位曲線形狀

(3)自然電位測井的應用

A.劃分滲透層

自然電位曲線異常是滲透性岩層的顯著特徵。當地層水礦化度大於鑽井液礦化度時(地熱水多為此例),滲透層自然電位曲線呈負異常,泥岩層自然電位曲線呈正異常。當地層水礦化度小於鑽井液礦化度時則相反。

劃分滲透層一般以泥岩自然電位為基線,砂岩中泥質含量越少,自然電位幅度值愈大,滲透性愈好;砂岩中泥質含量越多,自然電位幅度值就愈小,滲透性就變差。

劃分地層界面一般用半幅點確定。但當地層厚度h小於自然電位曲線幅度Am時,自1/3幅點算起;地層厚度h≥自然電位曲線幅度5Am時,自上、下拐點算起。

B.劃分地層岩性

岩石的吸附擴散作用與岩石的成分、結構、膠結物成分、含量等有密切關系,故可根據自然電位曲線的變化劃分出地層岩性。如砂岩岩性顆粒變細,泥質含量越多,自然電位幅度值就降低,據此可劃分出泥岩、砂岩、泥質砂岩等。

3.感應測井

(1)感應測井原理

感應測井是研究地層電導率的測井方法。井下部分主要測井儀器有:發射線圈、接收線圈和電子線路,如圖4-10所示。在下井儀器中,當振盪器向發射線圈輸出固定高頻電流(I)時,發射線圈就會在井場周圍的地層中形成交變電磁場,在交變電磁場的作用下,地層中就會產生感應電流(I),感應電流又會在地層中形成二次電磁場(或叫次生電磁場),在次生電磁場的作用下,接收線圈會產生感應電動勢,地面記錄儀將感應電動勢的信號記錄下來,就成為感應測井曲線。

圖4-10 感應測井原理圖

(2)感應測井曲線形態

由於感應電流大小與地層電導率成正比,所以,地層電導率大,感應測井曲線幅度高;地層電導率小,感應測井曲線幅度低。

(3)感應測井的應用

A.確定岩性

與其他曲線配合,可區分出砂岩、泥岩、泥質砂岩、砂質泥岩等岩性。劃分厚度大於2m的地層,按半幅點確定其界面;厚度小於2m的地層,因用半幅點分層較麻煩,實際中往往不用感應曲線分層。

注意的是,感應曲線上讀的是電導率,其單位是毫歐姆/米(mΩ/m)。它的倒數才是視電阻率,單位是歐姆米(Ω·m)。

B.判斷含水儲層,劃分界面

感應測井曲線對地層電阻率反應極為靈敏。由於電阻率的變化導致電導率的變化,水層電導率明顯升高,分界面往往在曲線的急劇變化處。

4.側向測井

(1)側向測井原理

側向測井是視電阻率方式之一,不同的是它的電極系中除有主電極系外,還有一對屏蔽電極,其作用是使主電流聚成水平層狀電流(又稱聚焦測井),極大地降低了鑽井液、沖洗帶和圍岩的影響,能解決普通電極測井不能解決的問題,如在碳酸岩地層、鹽水鑽井液以及薄層交互剖面中提高解釋效果。

側向測井有三側向、六側向、七側向、八側向和微側向。下面僅介紹常用的七側向、八側向、雙側向和微側向。

(2)七側向測井

1)七側向測井是一種聚焦測井方法,其主電極兩端各有一個屏蔽電極,屏蔽電極使主電流成薄層狀徑向地擠入地層,此時,井軸方向上無電流通過,七側向測井曲線就是記錄在不變的主電流全部被擠入地層時,所用的電壓值。當地層電阻率較大時,主電流不易被擠入地層,所用的電壓值就大;相反,當地層電阻率較小時,主電流容易被擠入地層,所用的電壓值就小。在測井曲線上,對應高阻層,曲線有較高的視電阻率;對應低阻層,曲線有較低的視電阻率。

2)七側向測井曲線的應用

七側向測井曲線的特點是正對高阻層,曲線形狀呈中心對稱,曲線上有兩個「尖子」,解釋時取地層中點的視電阻率作為該高阻層的視電阻率值,取突變點作為地層的分界線,如圖4-11所示。

七側向測井可分為深、淺兩種側向。深側向能反映地層深部的電阻率;淺側向能反映井壁附近地層的電阻率變化。對於熱儲層而言,它僅反映鑽井液沖洗帶附近的電阻率變化。根據七側向測井的特點,將它們組合起來,就能較好地劃分地層所含流體的性質。此外,還可以求出地層的真電阻率。七側向測井常用於孔隙型地層測井中。

圖4-11 七側向測井曲線形狀圖

(3)八側向測井

八側向測井是側向測井的一種,原理與七側向測井相同,實際為一探測深度很淺的七側向測井,只是電極系尺寸大小和供電迴路電極距電極系較近,因此看起來很像一個八個電極的電極系,故名八側向。八側向探測深度為0.35m,應用地層電阻率范圍0～100Ωm,且泥漿電阻率大於0.1Ωm(魏廣建,2004)。因八側向探測深度淺,縱向分層能力較強。它是研究侵入帶電阻率的方法,通常不單獨使用,而是和感應測井組合應用,稱為雙感應-八側向測井,是目前井下地球物理測井的主要測井項目。

(4)雙側向測井

雙側向電極系結構:由七個環狀電極和兩個柱狀電極構成。

雙側向探測深度:雙側向的探測深度由屏蔽電極A₁,A₂的長度決定,雙側向採用將屏蔽電極分為兩段,通過控制各段的電壓,達到增加探測深度的目的。側向測井由於屏蔽電極加長,測出的視電阻率主要反映原狀地層的電阻率;淺側向測井探測深度小於深側向,主要反映侵入帶電阻率。

雙側向縱向分層能力:與O₁,O₂的距離有關,可劃分出h＞O₁,O₂的地層電阻率變化。

雙側向影響因素:層厚、圍岩對深、淺雙側向的影響是相同的,受井眼影響較小。

雙側向測井資料的應用:

1)劃分地質剖面:雙側向的分層能力較強,視電阻率曲線在不同岩性的地層剖面上,顯示清楚,一般層厚h＞0.4m的低阻泥岩,高阻的緻密層在曲線上都有明顯顯示。

2)深、淺側向視電阻率曲線重疊,快速直觀判斷油(氣)水層。

由於深側向探測深度較深,深、淺測向受井眼影響程度比較接近,可利用二者視電阻率曲線的幅度差直觀判斷油(氣)、水層。在油(氣)層處,曲線出現正幅度差;在水層,曲線出現負幅度差。如果鑽井液侵入時間過長,會對正、負異常差值產生影響,所以,一般在鑽到目的層時,應及時測井,減小泥漿濾液侵入深度,增加雙側向曲線差異。

3)確定地層電阻率。

根據深、淺雙側向測出的視電阻率,可採用同三側向相同的方法求出地層真電阻率Rt和侵入帶直徑Di。

4)計算地層含水飽和度。

5)估算裂縫參數。

(5)微側向測井

微側向裝置是在微電極繫上增加聚焦裝置,使主電流被聚焦成垂直井壁的電流束,電流束垂直穿過泥餅,在泥餅厚度不大的情況下可忽略不計,測量的視電阻率接近沖洗帶的真電阻率。

由於主電流束的直徑很小(僅4.4cm),所以,微側向測井的縱向分辨能力很強。因此,應用微側向測井曲線可以劃分岩性,劃分厚度為5cm的薄夾層、緻密層,常用於碳酸鹽岩地層測井中。

5.聲波時差測井

(1)聲波時差測井原理

聲波時差測井原理如圖4-12所示,在下井儀器中有一個聲波發射器和兩個接收裝置。當聲波發射器向地層發射一定頻率的聲波時,由於兩個接收裝置與發射器之間的距離不同,因此,初至波(首波)到達兩個接收器的時間也不同。第一個接收器先收到初至波,而第二個接收器在第一個接收器初至波到達Δt時間後才收到初至波。Δt的大小隻與岩石的聲波速度有關,而與泥漿影響無關。通常兩接收器之間的距離為0.5m,測量時儀器已自動把Δt放大了一倍,故Δt相當於穿行1m所需的時間。這個時間又叫做聲波時差,單位是μs/m (1s=10⁶μs)。聲波時差的倒數就是聲波速度。

圖4-12 聲波時差測井原理圖

(2)聲波時差測井的應用

A.判斷岩性

岩石越緻密,孔隙度越小,聲波時差就越小;岩石越疏鬆,孔隙度越大,聲波時差就越大。因此,可以利用聲波時差曲線判斷岩性,從泥岩、砂岩到碳酸鹽岩聲波時差是逐漸減小的(泥岩252～948μs/m;砂岩300～440μs/m;碳酸鹽岩125～141μs/m)。

B.劃分油、氣、水層

當岩層中含有不同的流體時,由於流體密度存在差異,聲波在不同流體中傳播速度不同。因此,在其他條件相同的前提下,沉積地層中的流體性質也影響聲波時差,如淡水聲波時差為620μs/m,鹽水為608μs/m,石油為757～985μs/m,甲烷氣為2260μs/m。同樣,岩石中有機質含量也可影響聲波的速度,一般情況下,泥頁岩中有機質含量越高,所對應的聲波時差值越大(操應長,2003)。

實際應用中,氣層聲波時差較大,曲線的特點是產生周波跳躍現象。油層與氣層之間聲波時差曲線的特點油層小,氣層大,呈台階式增大;水層與氣層之間聲波時差曲線的特點是水層小,氣層大,也呈台階式增大。但水層一般比油層小10%～20%,如圖4-13所示。

C.劃分滲透性岩層

當聲波通過破碎帶或裂縫帶時,聲波能量被強烈吸收而大大衰減,使聲波時差急劇增大。根據這個特徵,可以在聲波時差曲線上將滲透性岩層劃分出來。

D.沉積地層孔隙度、地層不整合面研究

在正常埋藏壓實條件下,沉積地層中孔隙度的對數與其深度呈線性關系,聲波時差對數與其深度也呈線性關系,並且隨埋深增大,孔隙度減小,聲波時差也減小,若對同一口井同一岩性的連續沉積地層,表現為一條具有一定斜率的直線。但是,有的井聲波時差對數與其深度的變化曲線並不是一條簡單的直線,而是呈折線或錯開的線段,可能就是地層不整合面或層序異常界面。

圖4-13 聲波時差測井曲線應用

6.自然伽馬測井

(1)自然伽馬測井原理

在自然界中,不同岩石含有不同的放射性。一般地,岩石的泥質含量越高放射性越強,泥質含量越低放射性越弱。其射線強度以γ射線為最。

自然γ測井中,井下儀器中有一γ閃爍計數器,計數器將接收到的岩層自然γ射線變為電脈沖,電脈沖由電纜傳至地面儀器的放射性面板,變為電位差,示波儀把電位差記錄成自然伽馬曲線。岩層的自然伽馬強度用脈沖/分表示,如圖4-14所示。

圖4-14 自然伽馬測井裝置及曲線形狀圖

h—岩層厚度;d₀—井徑

(2)自然伽馬曲線形態

1)自然伽馬曲線對稱於地層層厚的中點;

2)當地層厚度大於3倍井徑時,自然伽馬曲線極大值為一常數,用半幅點確定岩層界面;

3)當地層厚度小於3倍井徑時,自然伽馬曲線幅度變小,小於0.5倍井徑時,曲線表現為不明顯彎曲,岩層越薄,分層界限越接近於峰端,如圖4-14所示。

(3)自然伽馬測井的應用

A.劃分岩性

在砂泥岩剖面中,泥岩、頁岩自然伽馬曲線幅度最高,砂岩最低,而粉砂岩、泥質砂岩則介於砂岩和泥岩之間,並隨著岩層泥質含量增多而曲線幅度增高(見圖4-15)。

在碳酸鹽岩剖面中,泥岩、頁岩自然伽馬曲線值最高,純灰岩、白雲岩最低;而泥質灰岩、泥質白雲岩則介於二者之間,並隨著泥質含量的增加而自然伽馬值也增加。

圖4-15 應用自然伽馬和中子伽馬曲線判別岩性

B.判斷岩層的滲透性

根據自然伽馬曲線的幅度可判斷泥質膠結砂岩滲透性的好壞,也可間接判斷碳酸鹽岩裂縫的發育程度,劃分裂縫段。

C.進行地層對比

由於自然伽馬曲線不受井眼、鑽井液、岩層中流體性質等因素的影響,所以,在其他測井曲線難以對比的地層中,可用自然伽馬曲線進行地層對比。

D.跟蹤定位射孔

由於自然伽馬測井不受套管、水泥環的影響,所以,在下完套管之後的射孔作業中,將下套管的自然伽馬測井曲線與裸眼測井曲線對比,確定跟蹤射孔層位。

Ⅸ 常用測井項目的符號、單位、物理意義、理論基礎/測量方法、主要地質應用及影響因素

其實你完全沒有必要再網路上問這么專業的問題的。你可以到一些石油論壇上問一下。這些都是的測井專業的問題，很難有人能全知道的。尤其是物理意義，測量方法，地質應用這些方面的知識。這是一門專業所涵蓋的內容了啊。
曲線名稱 符號 單位 物理意義 地質應用 影響因素
自然伽馬 GR API，倫琴/小時 自然界的天然反射性 可以求泥質含量和粒度 泥質含量，放射性礦物是主要影響因素，而井徑是主要的導致儀器測不準地層真實值的因素

自然電位 SP mv 地層的天然電位差 識別滲透層 地層水和泥漿濾液的變化，泥質含量的不同是主要影響因素

井徑 CAL，HCAL m,cm,inch 井筒的直徑 判斷是否存在擴徑/縮徑 用於曲線校正

深探測電阻率 ILD 姆歐，西門子 原裝地層視電阻率 判別地層的流體 主要影響因素是地層水礦化度，泥漿侵入，泥質含量等

淺探測電阻率 ILM 姆歐，西門子 過渡帶視電阻率 判別地層的流體 主要影響因素是地層水礦化度，泥漿侵入，泥質含量等

微球聚焦 MSFL 姆歐 過渡帶視電阻率 判別地層的流體 主要影響因素是地層水礦化度，泥漿侵入，泥質含量等

太多了，沒時間寫了。請其他人補充吧。你的問題是在很大。

Ⅹ 核磁共振測井方法

（一）測井儀器

1.組合式核磁共振測井儀（CMR）

CMR測井儀採用磁性很強永久磁鐵產生靜磁場，磁體放入井中，在井眼之外的地層中建立一個比地磁場強度大1000倍的均勻磁場區域，天線發射自旋迴波脈沖序列（CPMG）信號並接收地層的回波信號。CMR原始數據由一系列自旋迴波幅度組成，經處理得到T₂弛豫時間分布。T₂分布為主要的測井輸出，由此T₂回波串可導出孔隙度、束縛流體飽和度、自由流體飽和度和滲透率。

CMR為小型滑板型儀器，連接長度4.33 m，重148 kg，額定溫度177℃，額定壓力138 MPa，其結構及橫截面見圖5-54。

CMR必須用弓形彈簧、用偏心器或動力井徑儀進行偏心測量。探測器極板最大寬度5.3 in，帶有滑套弓型彈簧的最大總直徑為6.6 in。

對於一般的井眼條件，推薦的最小井徑為6.25 in。當井眼條件很好，CMR可在5.785 in以下的井眼中進行測井。

（1）CPMG脈沖序列參數的選擇

核磁共振測量為周期性的，而不是連續的。測量周期由等待時間和自旋迴波採集時間段組成。採集時間比等待時間短許多。在等待時間段，氫核重新回到儀器磁場方向。等待時間根據孔隙流體的T₁而定。在採集時間段，儀器的發射線圈快速發出自旋迴波。隔一定的時間段（回波間隔）收集回波。

等待時間、採集的回波數和回波間隔被稱為脈沖序列參數。這些參數決定了NMR的測量，必須在測井前加以說明。參數的優化選擇與岩性和流體類型有關，並與CMR儀是連續測量還是點測有關。

圖5-54 實驗型脈沖NMR儀器

1）測量周期。為校正電子路線的偏置，自旋迴波序列成對採集，稱為相位交替對。

採集一個相位交替對的總周期時間為

地球物理測井

式中：T_W為等待時間，s；N_E為回波數；T_E為回波間隔，s。

周期時間長可提高CMR測井的精度。但是，對於環境變化大的井，長周期導致低測速和長的點測停留時間。

2）測速。在連續測井中，調節儀器測速確保在井下每個采樣率段（通常為6 in，即15.24 cm）中完成一次新的測量周期。最大測井速度為

地球物理測井

圖5-55為最大測速與等待時間和採集回波數的關系。大多數CMR測井速度在45.7～183 m/h之間。在束縛流體測井模型下測速可達244 m/h以上。

3）脈沖參數選擇的約束條件。①回波間隔。為提高對快速衰減組分（即小孔隙及高黏度油）測量的敏感性，CMR測井通常採用最小回波間隔（0.28 ms）。隨著硬體的改進，期望最小回波間隔隨之減小。為增強擴散弛豫，也增長回波間隔。這適用於不含大量微孔隙的純凈地層。為保持對小孔隙的敏感性，回波間隔很少超過1ms。②回波數。採集的回波靈敏度為：200，300，600，1200，1800，3000，5000 和8000。回波間隔0.28 ms時對應的採集時間分別為：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。在連續測井時採集的最多回波數常為1800。計算機模擬和現場經驗表明：再增加回波數對CMR孔隙測井造成的變化可忽略。③等待時間。理想情況下等待時間足夠長，以使氫核完全極化。因為不完全極化的氫對自旋迴波幅度的貢獻不完全。實際上，等待時間受制於井場效率的要求，對不完全極化要進行校正。通常，等待時間比孔隙流體的平均T₁長三倍。④最小等待時間。由於發射線圈頻寬比的限制，最小等待時間約為採集時間的兩倍。實際上，這不成為一種限制，因為等待時間和採集時間均由孔隙流體的弛豫時間控制（T₁和T₂），具有長T₂的孔隙流體也有長T₁，因此需要長的等待時間。

圖5-55 最大測速與等待時間和採集回波數的關系

4）參數選擇。脈沖序列參數選擇基於預工作計劃和現場測量進行。

預工作計劃包括估算孔隙水和侵入帶烴（原有烴或油基泥漿）的平均弛豫時間（平均T₁）。對於一般的儀器操作，等待時間近似為這兩種T₁中較大值的四倍。

在估算孔隙流體弛豫時間時，通常假設岩石為水濕潤性。在此情況下，烴以體積速率弛豫，油的體積弛豫根據儲層條件下的黏度估算。氣體的體積弛豫與儲層溫度和壓力有關。T₁和T₂與流體黏度的關系曲線見圖5-49。

脈沖序列檢查常常通過在產層段的一次長等待時間測井後再用短等待時間重復測井實現。產生精確CMR孔隙度和小的極化校正（例如小於2 p.u.）的最小等待時間用於主要測井。

在一個地區或地層幾次CMR測井之後，常可確定出最優序列。該序列便可用於後續CMR測井。

下面介紹已成功用於現場測試的幾種預定義脈沖序列。

A.具有中至高黏度油（大於4 mPa·s）的儲層。中高黏度油的T₁值相對短，CMR脈沖序列主要根據孔隙水的T₁選擇。

孔隙水的T₁由面弛豫而定，它隨著孔隙尺寸和岩性不同而變化。碳酸鹽岩的表面弛豫比砂岩弱，需要較長的等待時間。當岩石具有很大孔隙時（例如孔洞性碳酸鹽岩），弛豫時間接近體積水的值（為已知的溫度函數）。但是，CMR儀探測侵入帶，其中原生水被鑽井泥漿濾液驅替，由於濾液中存在溶解的順磁離子，因此減小了體積泥漿濾液的T₁。

實際上，孔隙水的T₁值是很難確定的，因此脈沖序列根據適用於大部分井下環境的最小周期時間而定。根據經驗，推薦用於連續測井的脈沖序列見表5-3。表中第二列為油的黏度閾值，超過閾值需要較長的等待時間。如果儲層含有特別大孔隙（例如，高滲透率、未固結砂岩和孔洞碳酸鹽岩），也需要較長等待時間。

表5-3 常規連續測井

B.具有低黏度油（小於4 mPa·s）儲層。當儲層含輕油或當用油基泥漿鑽井時，CMR脈沖序列根據油的T₁確定。需要長的等待時間和慢的測速。表5-4為MAXIS測井軟體中預定義的脈沖參數。若已知儲層條件的油黏度，該序列的等待時間須修正。這時，由圖5-49估算平均T₁，而等待時間設定為3T₁。當井眼條件允許使用較高測速，推薦使用9 in采樣率，測速提高1.5倍。

表5-4 MAXIS測井軟體中預定義的脈沖參數

C.含氣儲層。在潛在含氣層中，CMR測井的主要應用是識別傳統測井曲線（例如中子-密度）未示出的氣層。CMR孔隙度低估了氣層的孔隙度。原因如下：氣體氫指數明顯小於1；在較寬的溫度和壓力范圍內，氣體具有長T₁（大於3 s），因此在連續測井中不能完全極化；由於擴散影響，氣體T₂較短（約400 μs）。因此高的T₁/T₂比使極化校正失效。

氣體信號幅度值為

地球物理測井

式中：HI為氣體氫指數；V_g為侵入域的氣體體積，p.u.；T_1effect為等待時間中極化氣體的部分影響，即1-exp（-T_w/T_1g）（T_1g為氣體的T₁；T_w為等待時間）。

許多環境中，氣體信號太小而不能被檢測到，這發生於淺地層（氣體氫指數太小）和低至中孔隙地層（含少量殘余氣體積）中。這些地層中，最有效的方法是用相對短的等待時間測井，只要有足夠時間使水極化即可（例如，砂岩或碳酸鹽岩序列）。這使氣信號幅度變為最小，CMR孔隙度的減小可能是由於氣體影響造成的。

在深部高孔隙地層中，氣信號可能大於3 p.u.或4 p.u.。在這些地層中，單獨的CMR測井通過改變等待時間和回波間隔就可識別出氣層。

用這種方法通過改變等待時間而改變T₁分布。第一次測井用使水充分極化的一種等待時間（例如砂岩或碳酸鹽岩序列）。第二次測井用一種較長的等待時間，以增高氣信號的幅值。於是通過第二次測井得出的CMR孔隙度的增量可識別出氣體。第二次測井的等待時間應選擇能得到至少4p.u的額外氣信號。額外氣信號計算如下：

地球物理測井

式中：T_1w為第一次測井的等待時間；T_2w為第二次測井的等待時間；T_1g為氣體的T₁。

在良好的環境下，通過處理不同回波間隔的兩次測井採集的自旋迴波序可以計算出孔隙流體的擴散系數（Flaum等，1996）。於是通過其與油和水相關的高擴散系數可識別氣體。4 p.u.的最小氣信號是希望值，所需的等待時間由等式（5-42）計算。通常需要4 s或5 s的最小等待時間，兩次測井都用相同的等待時間，表5-5中的脈沖序列已成功用於幾種高孔隙砂岩中計算擴散系數。

表5-5 不同回波間隔測井

D.束縛流體。束縛流體具有低T₁，通常在砂岩和碳酸鹽岩中分別小於50 ms和150 ms。因此，束縛流體測井曲線用短等待時間、高測速的測量得出。束縛流體測井的推薦參數見表5-6。

表5-6 束縛流體測井

5）點測參數選擇。進行點測是為提高CMR孔隙度測井精度並獲取詳細的T₂分布。測量原理與連續測井相同，但點測沒有周期時間的限制。一般使用較長的等待時間，收集更多的回波數以便與連續測井進行比較。表5-7給出預定義的砂岩，碳酸鹽岩和輕質油/油基泥漿的脈沖序列。

表5-7 點測脈沖序列

（2）信號處理

在CMR儀器研製的同時，必須設計一種經濟完整的數據採集和信號處理方法，用於分析以CPMG脈沖序列期間採集到的成百上千的自旋迴波幅值。信號處理主要是計算T₂分布曲線。

在儀器研製的早期就意識到有關反演方法不適於CMR測井數據的實時處理。特別是實時計算連續T₂分布需多台計算機完成大量採集數據的計算。由於成百上千的自旋幅值組成的一個自旋迴波序列僅包含幾個線性相關的參數，而NMR測量的核心參數近似於線性，所以自旋迴波數據有冗餘量，它可被壓縮成幾個數值而不丟失信息。用現場的計算設備可實時地利用採集的壓縮數據計算T₂分布。

數據壓縮演算法必須適應性強，且可與實時數據採集和處理環境兼容。井下數據壓縮使用儀器電子盒內的數字信號處理晶元，這需要一個快速的壓縮演算法。井下數據壓縮減少了對遙測能力的需求，及磁碟和磁帶的存儲量。未壓縮數據也能傳輸到井下並存儲在磁碟中，用於後期處理。一種新的反演和相關數據壓縮演算法——窗處理演算法（WP）已開發出來。

通過確定在預選T₂值處的信號幅度計算出T₂分布。再由幅度擬合出一條曲線以顯示出一連續函數。預選的T₂值等間隔位於T_2min和T_2max之間的對數坐標上。預選T₂值的數目為分布中的組份數。

T₂的計算和測井曲線輸出首先選擇一組處理參數：多指數弛豫模型中的組份數目；計算的T₂分布中的T₂最大值T_2max和最小值T_2min；自由流體截止值；輸入的T₁/T₂；泥漿濾液的弛豫時間。輸入上述參數用於計算T₂分布、自由流體和束縛流體孔隙度的相對數量、平均弛豫時間。

1）組份數。現場數據的模擬和處理指出，若使用至少10個組份模型，組份數對CMR測井輸出的影響可以忽略。若要得到平滑T₂分布則必須增加更多的組份。通常，連續測井用30個組份模型，點測使用50個組份模型。

2）T_2min。根據測量對短弛豫時間固有的敏感性確定最小T₂值，這與測量的回波間隔有關。當使用回波間隔為0.28 μs時，T_2min為0.5 μs。

3）T_2max。T_2max值的選擇在T₂分布中的最長弛豫時間與測量可分辨的最長弛豫時間之間取折中，後者根據採集時間（即採集的回波數和回波間隔）確定。模擬顯示在合理的取值范圍內，CMR測井輸出對T_2max值不敏感。對採集600～1800個回波的連續測井，T_2max取3000 μs。對於點測，一般採集3000～8000個回波，T_2max定為5000 μs。

4）T₁/T₂比。極化校正時需輸入T₁/T₂。當儲層含黏滯油時，推薦T₁/T₂定為2。當存在輕質油，T₁/T₂增至3。

（3）刻度和校正

在車間中用含氯化鎳稀釋液的一種混合物完成精確刻度。溶液的信號幅度代表標準的100 p.u.。

在測量周期的等待時間中完成電子刻度。在此期間，一個小信號被送入位於天線上的一個測試線圈中。信號由天線採集並被處理，然後信號幅值被用於系統增益中由操作頻率、溫度和周期介質電導率產生的變化進行校正。

信號幅度必須作溫度校正、磁場強度校正（磁場強度隨溫度和附在磁體上金屬碎屑量而變化）、流體氫指數校正（當地層水或泥漿濾液礦化度較高時，該校正十分重要）。

圖5-56 MRIL儀器框圖

此外，CMR測井須對氫核不完全極化進行校正。

（4）測井質量控制

測井質量控制包括：儀器定位、采樣率和測速、疊加與精度、儀器調諧、泥漿濾液弛豫時間等。

2.核磁共振（成像）測井（MRIL）

（1）儀器說明

MRIL儀器，由三部分構成：探頭（長8 in，直徑為4.5 in或6.0 in）；長13 ft、直徑3.626 in的電子線路短節和長10 ft、直徑為3.626 in的儲能短節（圖5-56）。

儀器的探頭由永久磁鐵、調諧射頻（RF）天線和測量射頻磁場幅度的感測器組成。磁場呈圓柱形軸對稱，磁力線指向地層，磁場幅度與徑向距離的平方成反比。調整RF磁場形狀，使其符合磁場空間分布，且使RF磁場與靜磁場相互垂直，這種結構形成一個圓柱形共振區域。其長度為43 in（或24 in，這取決於RF天線的張角）、額定厚度為0.04 in。有兩種探頭可供選擇，直徑為6 in的標准探頭，用於直徑7.785～12.25 in的井眼；直徑為4.5 in的小井眼探頭，用於直徑6.0～8.5 in的井眼。儀器的工作頻率為650～750 kHz，共振區域半徑19.7～21.6 cm（對於標准探頭）。

儀器為數字化儀器，原始回波按載波被數字化處理，所有的後續濾波和檢測均在數字域實現。

（2）儀器特點

1）多頻工作。MRIL的C型儀器具有靈活的變頻特性，可從一個頻率跳變到另一個頻率。對於17×10^-4 T/cm的額定磁場梯度，一個15 kHz的頻率跳躍對應於共振區域半徑0.23 cm的變化，該設計也支持在兩種頻率下同時測量，雙頻測量的幾何圖見圖5-57。

2）測低阻井。低阻井相當於一種對射頻天線的負載，負載常用天線因子Q表示。在直徑8.5 in的井眼中，R_m＞10 Ω·m的淡水泥漿井眼中天線Q值為100；而在R_m=0.02 Ω·m的井眼中，Q值變為7，低Q值對MRIL信號質量有不良影響。

3）信噪比（SWR）高。測量頻率為725 kHz時，在淡水泥漿井眼環境下，儀器的單回波信噪比（SWR）為70∶1。計算結果經多次回波提高了信噪比，其自由流體指數（FFI）的信噪比為240∶1。

4）調幅與調相功能。C型儀對每個回波提供完全幅度和相位調制。

5）測速快。測速取決於MRIL輸出的單次實驗信噪比、期望的測井精度縱向張角及地下T₁能允許的測量周期時間T_c。在單一共振體內，要使恢復達到95%以上，恢復時間T_R必須滿足：

圖5-57 MRIL雙頻測量示意圖

地球物理測井

由於多頻工作的結果，周期時間稍長於標准化所用頻率數的T₂。在雙頻工作情況下，T_C=T_R/2。在T₁=500 ms、1000 ms和2000 ms的條件下，地層極化完全恢復對應於周期為750 ms、1500 ms、3000 ms。依測井環境不同，C型儀測速約為B型的4.4～14.4倍。

6）垂向解析度高。通過減小射頻天線的縱向張角可得到更高的解析度，目前探頭設計張角為43 in，C型儀可兼容更小的張角（24 in）。

（3）脈沖參數選擇

MRIL採用CPMG脈沖序列完成對T₂的測量。其CPMG脈沖參數選擇方式基本上與CMR的脈沖參數選擇方式相同。

圖5-58 雙頻MRIL探頭及探測區域剖面圖

C型儀的回波間隔時間約為1 ms。每個深度測量點上，記錄的回波串為：在淡水泥漿井眼中約為1200個回波；在鹹水泥漿井眼中，約300～500個回波。

（4）MRIL的垂向解析度和信噪比

NMR儀的垂向解析度受控於永久磁場及射頻磁場的形狀，即決定於磁體物理尺寸及射頻天線。理論上，MRIL儀的探測體積為一圓環（圖5-58），圓環大小受射頻天線的張角影響。

MRIL數據的垂向解析度和信噪比不僅受控於NMR的物理特性和感測器的設計，而且與數據採集及處理過程有關。C型儀的操作模式為雙頻雙相交替方式。脈沖序列依次為：頻率2，原相位；頻率1，原相位；頻率1，反相位；頻率2，反相位。相位交替改變了NMR回波的符號，而干擾信號的相位不變。通過改變所有反向回波的符號並將所有測量求和，相乾乾擾被消除。根據井眼環境，在完成回波數據轉換之前，需要進行附加的求均值以提高信噪比。在井場或後續處理中應用濾波技術進行後續的處理。

使用時序分析法通過比較某一特定層段中兩次或多次測井數據可以定量評估垂向解析度和信噪比。在0.9 m·min^-1、3.0 m·min^-1和9.1 m·min^-1測速下分別進行重復測井得到三對測井曲線，用時序分析計算出相關系數和信噪比與空間頻率的關系，平均低頻信噪比特徵見表5-8。

表5-8

（5）儀器的刻度和環境影響

C型MRIL用100%的標准水進行刻度，水裝於一個高1 m、長2 m、寬1 m的屏蔽容器內（在調幅頻帶內操作）。改變井眼負荷的方法是加入井眼流體或在射頻天線上加電阻。在存在井眼負載時，將回波幅度與已知的標准水的簡單指數衰減比較進行刻度。儀器還需進行二次刻度。此外，在井場，測井前和測井後還要用標准探頭對電子線路進行校對，儀器所有參數都要記錄並與標准值比較。

對於使用新的24 in張角的MRIL儀器，實施採集數據進行時序分析現場曲線時可以看出，24 in張角儀器的數據顯示出明顯的層界，並可分辨出薄層。其時序分析結果見表5-9。與表5-8中43 in張角的結果比較可見，24 in張角的垂向解析度提高。低頻信噪比二者無差別。根據簡單的幾何推理，我們預計24 in張角的信噪比應降2.5 dB；且信噪比的這種降低與測速無關。測試井的時序分析指出，信噪比降低至小於5 dB。

表5-9

NMR回波幅度隨地層溫度升高而降低，地層溫度與刻度溫度之比用於回波輸出的校正。MRIL輸出對烴密度敏感，故需進行溫度、壓力對液態烴密度影響的校正；天然氣可減小MRIL孔隙度，但不可校正。

（二）信號處理和輸出

MRIL測得的原始數據是所接收到的回波串，如圖5-59。它是求各種參數和各種應用的基礎。

目前C型儀用的信號處理方法是從原始回波串中提取T₂分布譜（如圖5-60）。

對於一個孔隙系統，可能會存在著多個弛豫組分T_2i，每個回波都是多種弛豫組分的總體效應。通常，回波串的衰減速率表現出雙指數或多指數特徵；所以可以將回波幅度看成是多指數分量之和。

地球物理測井

式中：a_i為第i個橫向弛豫時間所對應的回波幅度；T_2i為第i個橫向弛豫時間；n為所劃分的T_2i個數，通常n取8。

圖5-59 MRIL測得的回波串

由一組固定T₂弛豫（4 ms，8 ms，16ms，32 ms，64 ms，128 ms，256 ms和512 ms）作出基本函數擬合回波串。這樣一組NMR測量信號（回波）A_j（t）（設有m個，m＞n）可以得到一組超定方程組，該方程組的最小二乘解求得一組與固定劃分的T_2i對應的a_i，經內插和平滑後得到T₂分布譜。每個圈定的T₂對應一部分孔隙，各T₂分量a_i求和經過刻度得到φ_NMR；FFI為T₂大於或等於32 ms對應的孔隙之和，由T₂大於截止值的各項a_i之和，經過刻度（歸一化）得到φ_FFI；BVI為4ms、8ms和16ms的T₂值對應的部分孔隙之和，由T₂小於截止值的各項a_i之和，經過刻度（歸一化）得到φ_bvi。

圖5-60 自旋—回波串的多指數擬合及T₂分布譜

通過合理地設置MRIL的測量參數T_R、T_E，測量兩組或多組回波串，得到不同的T₂分布譜。對它們進行譜差分或譜位移處理，可以定性地識別儲層中流體的類型。

（三）核磁共振測井的測量模式（MRIL-C型儀器）

1.標准T₂測井

提供一般的儲層參數，如有效孔隙度、自由流體體積、束縛流體體積、滲透率等。

一般選取等待時間T_W=3～4 s，標准回波時間間隔T_e=1.2 ms，回波個數N_e≥200。

2.雙T_W測井

根據油、氣、水的弛豫響應特徵不同，採用不同等待時間T_W進行測量，可定性識別流體性質：

短等待時間T_WS：水信號可完全恢復，烴信號不能完全恢復；

長等待時間T_WL：水信號可完全恢復，烴信號也能完全恢復。

將用兩種等待時間（T_WS和T_WL）測量的T₂分布相減，可基本消除水的信號，剩下部分烴的信號，從而達到識別油氣層的目的。

3.雙T_E測井

地球物理測井

式中：T_2CPMG為採用CPMG脈沖法測量的弛豫時間；D為地層流體的擴散系數；G為磁場梯度；T_E為回波間隔；γ為氫核的旋磁比。

從上式可看出，增加回波間隔T_E將導致T₂減小；且T₂分布將向減小的方向移動（移譜）。由於油氣水的擴散系數不同，在MRIL-C型測井儀的梯度磁場中對T₂分布的影響程度不一樣，採用長短T_E測井，油氣水的T₂分布變化的程度也不同，據此可定性識別流體性質。

（四）核磁共振測井的測量模式（MRIL-P型儀器）

測量模式就是測井期間控制儀器的一系列參數。MRIL-P型測井儀測井時有4種基本測量方式，根據不同的參數組合成77測井模式。

1.DTP方式

為等待時間T_W和粘土束縛水模式。它分5個頻帶2組測量方式（A，PR），4頻帶上為PR組信號（T_E=0.6 ms，N_E=10，T_W=0.02 s），共採集8組回波串，用於計算粘土束縛水體積。在0～3頻帶上為A組信號（T_E、T_W自定），共採集16個T_W信號。每個周期共有24組回波串。該方式主要用於計算總孔隙度、有效孔隙度；確定可動流體體積、毛管束縛流體體積和粘土束縛流體體積、滲透率等參數。

2.DTW方式

又稱雙TW模式。該模式採用5個頻帶3組測量模式（A，B，PR）。4頻帶上為PR組信號（T_E=0.6 ms，N_E=10，T_W=0.02 s），共採集8組回波串，用於計算粘土束縛水體積。在0～3頻帶上分別採集16個A組和B組信號，A、B組回波間隔T_E相同，等待的時間T_W不同，A、B之間為長等待時間T_WL，B、A之間為短等待時間T_WS。每個周期共有40個回波串，根據長、短不同等待時間的T₂譜識別油氣。

3.DTE方式

又稱雙TE模式。該模式採用了5個頻帶3組測量模式（A，B，PR）。4頻帶上為PR組信號（T_E=0.6 ms，N_E=10，T_W=0.02 s），共採集8組回波串，用於計算粘土束縛水體積。0～3頻帶各採集16個A、B組信號，A、B組共有相同的等待時間T_W，不同的回波間隔T_E。A組為短回波音隔T_ES，B組為長回波間隔T_EL，共40個回波串。其主要目的是應用兩個不同回波間隔的數據作擴散加權，進行氣檢測等。

4.DTWE方式

又稱雙TW+雙TE模式。該模式採用5個頻帶5組測量模式（A，B，D，E，PR）。4頻帶上為PR組信號（T_E=0.6 ms，N_E=10，T_W=0.02 s），共採集8組回波串，用於計算粘土束縛水體積。0～1頻帶上各採集8個A、B組信號，2～3頻帶上各採集8個D、E組信號，其中A、B為短TE雙TW模式，D、E為長TE雙TW模式。共40個回波串。包含了雙TE和雙TW測井，一次下井可獲得所有信息，大大地提高了工作效率。

實際測井過程中，基本測量方式確定後，根據不同的測量參數從77種測量模式中選取合適的模式進行測井。表5-10列出了常見的10種測量模式參數。

表5-10 常用的10種測量模式參數