ICS 73. 020 D 13 SY 备案号：53431—2016 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T66172016 代替SY/T6617—2005 核磁共振测井资料处理及解释规范 Specification for log data processing and interpretation ofnuclearmagneticresonance 2016-01一07发布 2016一06一01实施 国家能源局 发布 SY/T6617—2016 目 次 前言 范围 2 规范性引用文件 3 解释软件 测井资料质量检查 4 5 深度校正及数据合并 5. 1 深度校正 数据合并 5. 2 数据处理 6. 1 回波串数据处理 6. 2 岩石物理参数计算 6. 3 时间域处理 6. 4 扩散处理 6. 5 流体参数计算 6.6 二维核磁共振横向弛豫一扩散系数（T，-D）处理 二维核磁共振纵向弛豫一横向弛豫（T，-T,）处理 6. 7 测井资料解释 7. 1 储层划分 7.2孔隙结构分析 7.3流体识别 7.4影响因素分析 处理解释成果要求 8. 1 成果图 8. 2 资料存档 I SY/T6617—2016 前言 本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则 起草。 本标准代替SY/T6617一2005《核磁共振测井资料处理与解释规范》。本标准与SY/T6617- 2005相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下： 修改了标准的范围（见第1章，2005年版的第1章）； 在规范性引用文件中，增加了引用的标准（见第2章）； 在“解释软件”中，增加了“Petrosite处理解释软件”和“其他处理解释软件”（见第3 章)； 删除具体软件输人曲线、输出曲线、处理参数部分的内容，提炼出普适性处理流程并进行规 范（见第6章，2005年版的第6章、第7章）； 增加了利用核磁共振测井资料进行回波串拟合的方法（见6.1.7）； 增加了利用核磁共振测井资料计算孔隙度的方法（见6.2.2）； -增加了利用核磁共振测井资料计算渗透率的方法（见6.2.3）； 增加了时间域处理方法（见6.3)； 增加了扩散处理方法（见6.4)； 增加了流体参数计算方法（见6.5）； 增加了二维核磁共振测井资料处理的内容（见6.6和6.7)； 修改了储层划分的内容（见7.1，2005年版的9.1)； 修改了流体识别的内容（见7.3，2005年版的9.3）； -增加了利用二维核磁共振测井资料进行流体识别的内容（见7.3）； -增加了核磁共振测井资料影响因素分析（见7.4)； 增加了二维核磁共振测井资料处理成果出图格式要求、资料存档的内容（见第8章）。 本标准由石油工业标准化技术委员会石油测井专业标准化委员会（CPSC/TC11）提出并归口。 本标准起草单位：中石化胜利石油工程有限公司测井公司、中国石油天然气有限公司塔里木油田 分公司勘探开发研究院、中海油田服务股份有限公司。 本标准主要起草人：孙清溪、张晋言、许东晖、罗景美、蒋宏娜、刘美杰、周勇、孟祥水、肖承 文、纪怀深。 本标准代替了SY/T6617—2005。 IⅡI SY/T6617—2016 核磁共振测井资料处理与解释规范 1范围 本标准规定了核磁共振测井资料质量检查、深度校正及数据合并、数据处理、资料解释和处理解 释成果的技术要求。 本标准适用于核磁共振测井资料的处理与解释。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 SY/T5132 石油测井原始资料质量规范 SY/T5360 裸眼井单井测井数据处理流程 SY/T5633 石油测井图件格式 ，解释软件 3 解释软件包括： Express处理解释软件。 b) DPP处理解释软件。 c) Petrosite处理解释软件。 d) 其他处理解释软件。 测井资料质量检查 4 依据SY/T5132的规定对测井原始资料进行质量检查。 5深度校正及数据合并 5.1深度校正 深度校正应符合SY/T5360的要求。 5.2 数据合并 将测井数据转换成统一的格式，处理时需要合并的数据编辑为一个文件。 1 SY/T6617—2016 6数据处理 6.1回波串数据处理 6.1.1MRIL-Prime型核磁共振测井资料需要进行分组处理，分组处理过的数据运行排序程序将回 波序号和回波串识别符进行排序。 6.1.2MRIL-C/TP型核磁共振测井资料计算黏土水孔隙度和总孔隙度时，应提供分别包括有效孔 隙度和黏土束缚水孔隙度的两组回波串数据。 6.1.3进行回波串多指数拟合，根据仪器型号选择合适的T谱布点个数。 6.1.4回波拟合处理的第一个和最后一个序号参数应与观测模式提供的参数相一致或根据振铃检测 结果合理选择。 6.1.5相位校正的第一个和最后一个序号参数应与观测模式提供的参数相一致。 6.1.6运行回波拟合模块获得离散的T,谱及各区间孔隙度；计算长、短等待时间回波串的幅度差。 6.1.7利用核磁共振回波串数据（ECHO)，通过多指数拟合反演得到T,谱，计算方法见公式（1）。 ECHO(t)： A;exp(-t/T2i) (1) 式中： A,与第i个T2时间相对应的信号幅度，已刻度成孔隙度单位； 所划分的T2,组分个数； T2i 组分，一般按2的幂次取值，T2:=2i+1（i=0，1，2，，n）。 6.1.8时一深转换时将时间域数据转为深度域数据，时一深转换采用公制时采样间距为0.1m，采 用英制时采样间距为0.5ft或0.25ft，时一深转换应选择与其组数和深度单位相一致的配置文件。 6.2岩石物理参数计算 6.2.1计算毛管束缚水孔隙度应根据岩心实验数据确定T，截止值。如无实验数据，砂泥岩地层T， 截止值为33ms；碳酸盐岩地层T²截止值为90ms，或采用地区经验值。渗透率模型系数应根据岩心 实验数据确定，如无实验数据采用地区经验值。滤波长度参数的取值应与采样间距相一致，计算理论 烃的参数应根据井深和地区规律确定。 6.2.2核磁共振测井孔隙度计算方法如下： a）总孔隙度计算见公式（2）。 S(T,)dT2 (2) 式中： .——总孔隙度，以百分数表示； T2min 最小横向弛豫时间，单位为毫秒（ms）； 最大横向弛豫时间，单位为毫秒（ms）； T2max S- —T2谱组分的孔隙度贡献值； T 横向弛豫时间，单位为毫秒（ms）。 b）有效孔隙度的计算见公式（3）。 S(T2)dT2 (3) 2 SY/T6617—2016 式中： pe 有效孔隙度，以百分数表示； 黏土束缚水最大横向弛豫时间，单位为毫秒（ms）。 c） 黏土束缚水孔隙度的计算见公式（4）。 S(T2)dT2 (4) 式中： 黏土束缚水孔隙度，以百分数表示。 d）毛管束缚水孔隙度的计算见公式（5）。 Taunf S(T,) dT2 pBVI: (5) 式中： pBVI 毛管束缚水孔隙度，以百分数表示； T 2eutof -T²截止值，单位为毫秒（ms）。 e）可动流体孔隙度的计算见公式（6）和公式（7）。 S(T,)dT2 pFF1 .(6) 或者可用减法求得： FF=cBwBVI (7) 式中： pFFI 可动流体孔隙度，以百分数表示。 6.2.3 核磁共振测井渗透率计算方法如下： a) Timur一Coates模型的计算见公式（8）。 (8) 式中： K- 渗透率，单位为毫达西（mD)； C- 渗透率计算系数，一般为10； C1 孔隙度指数，一般为4； C2 流体指数，一般为2。 b) SDR模型的计算见公式（9）。 K= C (Φ)C (T2g)C2 (9) 式中： C 渗透率计算系数，一般为4； C1 孔隙度指数，一般为4； C2 核磁共振T，谱几何平均值指数，一般为2； T2g 核磁共振Tz谱几何平均值，单位为毫秒（ms）。 6.3时间域处理 6.3.1 利用两组不同等待时间的回波串幅度差数据进行地层流体识别和油气定量评价。 3 SY/T6617—2016 6.3.2回波间隔、等待时间等参数应与实际观测模式相一致。 6.3.3从双等待时间差异较大的区间中对可能存在的流体进行T，和T2搜索。流体T，，T,弛豫时间 的第一个和最后一个区间序号应是双等待时间差异较大的区间。T，T搜索井段应该是孔隙度较大 的井段。 6.3.4流体类型参数选择应与地层流体类型实际情况基本相符。流体参数应与弛豫时间搜索的结果 相一致，油、气、水的弛豫时间应符合地区规律。 6.3.5对时间域的回波串幅度差进行处理，按公式（10）计算与$。，并作含氢指数和T校正 后，计算油、气、水的孔隙度。 EDIF(t)=$·e-t/T2g +$。·e-t/T2o (10) 式中： 未作含氢指数和T，校正的地层含气体积，以小数表示； 未作含氢指数和T，校正的地层含油体积，以小数表示； T2g 气的横向弛豫时间，单位为毫秒（ms）； T20 油的横向弛豫时间，单位为毫秒（ms）。 6.4扩散处理 6.4.1 使用两组不同回波间隔的T谱进行扩散处理，定性识别流体性质和定量计算含水饱和度。 6.4.2结合流体核磁共振实验估算储层条件下自由流体的核磁共振参数。 6.4.3T特征值的选择：对两组不同回波间隔的T2谱进行分析，计算长、短回波间隔T2谱的几何 平均值。选择的长短回波间隔几何平均值的上限、下限，应能够反映不同性质流体的特征。应在有可 动流体分布的井段内计算T谱的几何平均值。 6.4.4扩散分析：利用构建水线