A. 请求，毕业论文开题报告-存储式压力计地面回放仪设计
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首页 >> 工业技术 >> 石油与天然气工业 >> 石油仪器 >> 2003年02期 >> SJ-CY存储式电子压力计
SJ-CY存储式电子压力计
SJ- CY memory manometer
<<石油仪器 >>2003年02期
李伟 , 曹刚 , 李凯峰 , 王永祥 , 王芳
介绍了SJ-CY存储式电子压力计的技术指标及仪器的主要特点,阐述了井下仪器的方案设计、井下仪器驱动程序设计、地面回放软件设计、给出了结论及建议.该仪器适用于油、水井生产测井及试井.
关键词： 地层压力测量 压力计 生产测井 试井 密闭监测
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引用文献:
生产测井现场操作手册卷Ⅱ仪器 《北京:石油工业出版社》 乔贺堂 1993 / / P
生产测井现场工程师手册 《大庆油田有限公司测试技术服务分公司生产测井研究所》 位在林 2000 / / P
φ22存储式电子压力计鉴定材料 大庆油田有限公司测试技术服务分公司生产测井研究所 2001 / / P
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B. 测井技术在晋城寺河煤层气地面预抽项目中的应用
周明磊1王怀洪2苏现为3毕叶岚3
（1.山东煤炭地质工程勘察研究院 泰安 271000）
（2.山东科技大学地球信息科学与工程学院 青岛 266510）
（3.山东省煤田地质局数字测井站 泰安 271000）
作者简介：周明磊，男，汉族，山东即墨人，研究员，现在山东煤炭地质工程勘察研究院从事测井新技术新方法的应用研究以及资料的处理解释。信箱：[email protected]。
摘要 本文探讨利用数字测井技术解释煤层气的储层参数，估算煤层气含量，同时进行其他岩性的分析，并对煤层气井的固井质量做出评价，为煤层气勘探提供测井技术支持。
关键词 测井技术 煤层气 储层参数 体积模型
APPlications of Well Logging Technology in Surface CBM Extraction Project at Sihe Coalmine，Jincheng City
Zhou Minglei，Wang Huaihong，Su Xianwei，Bi Yelan
（1.Shandong Survey Institute of Coal Geological Engineering，Tai'an 271000；2.College of Geoinformation science and Engineering，Shandong University of Science and Technology，Qing 266510；3.Shandong Provencial Bureau of Coal Geotogy，Tai'an 271000）
Abstract：This article introced the use of digital logging technology in explaining the reservoir parameters，while analyzed other variable litho-logy，and assessed the cementing quality of CBM wells.It can supply logging technical support for CBM exploration.
Keywords：logging technology；CBM；reservoir parameters；volumetric model
1 概述
山西晋城煤业集团寺河矿井是“九五”时期国家重点建设项目，设计生产能力400万t/a。井田位于沁水煤田东南部，跨阳城、沁水两县，全井田面积为91.2km2，可采煤层3层即3＃、9＃、15＃煤层。其中3＃煤平均厚度为6.42m，可采储量为4.32×108t，也是本次煤层气地面预抽的目的层。
瓦斯也叫煤层气，是煤矿安全的头号杀手，也是一种清洁能源。本矿井属高瓦斯矿井，为了从根本上杜绝煤矿瓦斯事故的频繁发生，改善煤矿安全生产条件，同时还可作为一种新的能源；在地面上打井进行煤层气抽采，高瓦斯矿井就可能成为低瓦斯矿井。随着数字测井技术的快速发展，煤层气的测井仪器、有效方法及解释模型也比较成熟，已经具有能直接解释煤层气储层参数的可能性。
2 煤储层的地球物理特征
煤层气是一种以吸附状态为主，生成并储存在煤层中的非常规天然气，其成分与常规天然气基本相同（甲烷含量大于95%），可作为与常规天然气同等优质的能源和化工原料。煤层气的储层就是煤层，煤层气也就具有煤层的各种地球物理特征。煤层气储层具有双重孔隙结构，可以理想简化，如图1所示。煤基质的骨架是不同比例有机质和矿物质（一般以粘土矿物为主）组成的混合物。而煤层气储层的基质孔隙中，吸附着甲烷（CH4）以及少量的水和其他气体（CO2、N2、重烃等），几乎没有游离的水和气。煤层围岩的主要岩性是砂岩、泥岩、石灰岩等，煤层的物性特征与围岩存在较明显的差异。本区的目的层为3＃煤层，平均厚度为6.42m，含有1层夹矸，岩性为碳质泥岩，反映明显，煤层顶底板岩性均为泥岩，具有渗透性差、隔水性良好的特点，致使煤层中的煤层气难以向外逸散而得以保存富集。因此，3＃煤为煤层气提供了良好的存储条件。其地球物理特征如下。
表10 SH1号孔固井质量数据表
6 结论及建议
本次的目的层为3＃煤层，测井物性反映明显，解释精度符合要求。
目的煤层的工业分析以及其他岩层的岩性分析是依据前面所述的体积模型及测井响应值，通过交会图技术选取参数，采用最小二乘法求解所得，具有一定的参考价值。煤层含气量的估算参考了本区内其他地质钻孔的煤层化验数据，结合钻孔的测井响应值，应用灰分与含气量的线性关系求解所得，供有关方面参考。
由于煤层气测井还处于起步阶段，无论测井仪器还是方法都需要进一步完善，通过本次的煤层气测井，对以后的工作建议如下：
（1）增加双井径、双测向等参数测量。
（2）尽量实现在每种探管上增加自然伽马参数，消除由于电缆伸缩带来的深度误差。
（3）通过实验确定声波探管是否满足固井质量检测技术要求，开发新的应用程序从全波列波形图上提取声波幅度。
（4）研究磁定位测井技术。
（5）电缆深度测量精度要进一步提高，用人工进行深度刻度其测量误差必须≤0.5‰。
（6）中子刻度必须有两个点：水点和19%刻度箱。
参考文献
[1]煤层气测井方法研究编写组.2000.煤层气测井方法研报告，北京：中国煤田地质总局
[2]贺天才.2005.晋城寺河煤层气抽采实践与展望，中国煤层气，第二卷第3期16页
[3]测井学编写组.1998.测井学，北京：石油工业出版杜
C. 什么是测井解释系统以及其作用
. Forward 版本2.5、2.7、 .NET 平台Windows 简介：真正的多用户测井处理系统，多级安全保护措施,抛弃传统的以方法为核心的设计思路，采用以井为对象为核心的处理方案，使处理流程与人工解释方法更接近。 2 WellCAD 版本 3.1、4.0 平台 Windows 简介：WellCAD是一款基于井眼数据管理的强有力的交互式PC机数据管理工具软件，是目前市场上同类型功能最强的井筒应用工具。 Wellcad软件是由一批在石油行业和与石油直接相关行业比如地球物理、岩石矿物学、地质工艺及石油地质工业丰富的工作经验的专家和员工开发的。该软件具有强有力的图形功能和处理能力及专业化的钻井记录文件分析功能，能够满足石油地质学家科研及各个层次石油地质工作者的需要，能够生成标准化的井眼数据处理成果和职业化图表报告，适用于井筒原始资料的处理及后期综合解释。 3. Geolog 版本6.4 简介：聚类分折、定量回归由多种地震属性计算物性。 4. LogPlot 版本 2005 平台 Windows 简介： LogPlot 是一个用于石油, 地球物理等领域的十分灵活方便的测井绘图软件. 可以安装在手提式电脑上到现场工作, 用户可以只有很少的经验, 但却可在短时间内做出大量的测井记录, 并且可以用软件中的造井工具来显示一个或多个井位．用户还可以建立自己的样板, 或应用软件中已有的样板。 5. LESA 5.0 测井评估分析系统 版本 5.0 平台 Windows 简介：Digital Formation的测井评估分析软件，可应用于裸眼井及套管井测井分析，支持LAS和LBS格式。可以解释大部分裸眼井测井，从单个孔隙度测井最小值到现代组合测井。该解释结合了着名服务公司采用特殊工具的测井结果。 6. GAEA WinLog 版本 4.33 平台 Windows 简介：能够非常快速容易的创建钻井日志和测井曲线的工具。WinLoG非常直观，容易上手，界面与Office程序类似。日志和曲线的显示就是打印的效果。所有的日志和曲线在上面点击后都可以编辑。用Access数据库来存储数据信息，所以你可以很容易的将数据用在其他程序中。 GeoFrame、eXpress、DPP、Drill View、Geo-Steering Screen
D. 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：TW为等待时间，s；NE为回波数；TE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；Vg为侵入域的气体体积，p.u.；T1effect为等待时间中极化气体的部分影响，即1-exp（-Tw/T1g）（T1g为气体的T1；Tw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：T1w为第一次测井的等待时间；T2w为第二次测井的等待时间；T1g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T2min和T2max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T2max和最小值T2min；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）T2min。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，T2min为0.5 μs。
3）T2max。T2max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T2max值不敏感。对采集600～1800个回波的连续测井，T2max取3000 μs。对于点测，一般采集3000～8000个回波，T2max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，Rm＞10 Ω·m的淡水泥浆井眼中天线Q值为100；而在Rm=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Tc。在单一共振体内，要使恢复达到95%以上，恢复时间TR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，TC=TR/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T2i，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：ai为第i个横向弛豫时间所对应的回波幅度；T2i为第i个横向弛豫时间；n为所划分的T2i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）Aj（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T2i对应的ai，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ai求和经过刻度得到φNMR；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ai之和，经过刻度（归一化）得到φFFI；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ai之和，经过刻度（归一化）得到φbvi。
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TR、TE，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TW=3～4 s，标准回波时间间隔Te=1.2 ms，回波个数Ne≥200。
2.双TW测井
根据油、气、水的弛豫响应特征不同，采用不同等待时间TW进行测量，可定性识别流体性质：
短等待时间TWS：水信号可完全恢复，烃信号不能完全恢复；
长等待时间TWL：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（TWS和TWL）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TE测井
地球物理测井
式中：T2CPMG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；TE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TE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TE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TW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（TE=0.6 ms，NE=10，TW=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（TE、TW自定），共采集16个TW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（TE=0.6 ms，NE=10，TW=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TE相同，等待的时间TW不同，A、B之间为长等待时间TWL，B、A之间为短等待时间TWS。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（TE=0.6 ms，NE=10，TW=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TW，不同的回波间隔TE。A组为短回波音隔TES，B组为长回波间隔TEL，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（TE=0.6 ms，NE=10，TW=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
E. 地球物理测井预测系统
(一)软件功能及数据格式
地球物理测井单井涌水量预测系统采用模块化程序编写方式,相对独立的实现某一功能,然后集成在一个大的系统中达到从数据输入,数据处理,成果输出等一整套的功能。
1.软件功能
本地球物理测井单井涌水量预测系统分为模型数据查看模块、模型计算模块、涌水量预测模块、井数据查看模块和预测结果显示及输出模块5个模块(见图6-11)。
图6-11 地球物理测井单井涌水量预测系统主界面
(1)模型数据查看模块
本软件所包含的模型数据查看模块能够实现数据输入,数据显示,数据输出,数据编辑功能(见图6-12)。
(2)模型计算模块
模型计算模块可以将已经拥有的地球物理测井数据通过数据拟合得到若干拟合公式,以便于下一步进行井的单位涌水量预测。
图6-12 模型数据查看模块界面
本模块分为井数据导入、控制参数选择、拟合公式选择3个部分(见图6-13),分别实现模型井数据的导入,选择相对误差或者绝对误差,选择最大迭代次数,选择拟合精度,选择阻尼系数,多个拟合公式选择及显示的功能。根据工区数据的不同对应选择不同的参数和选项。
(3)涌水量预测模块
涌水量预测模块的作用是在前一步模型计算的前提下,利用之前拟合得到的不同涌水量计算公式,计算得到单口井或者多口井的预测单位涌水量。
本模块分为选择预测井数据,选择拟合公式,计算结果输出(见图6-14)。
图6-13 模型计算模块界面
图6-14 单井涌水量预测模块界面
(4)井数据查看模块
数据查看模块可以很形象的显示所选择的井的所有参数,分为井参数查看,层参数查看,井示意图显示(见图6-15)。
(5)预测结果显示及输出模块
本模块可以将预测得出的结果以文本的格式保存,同时也可以打印输出。井数据响应界面如图6-16所示。
图6-15 井数据查看模块界面
图6-16 井数据响应界面
2.数据格式说明
(1)模型井数据格式
模型井数据如图6-17所示,前两行为数据文件头,第一行为井号。第二行第1个数为这口井的深度,第2个数为这口井的井径,第3个数为这口井的层数。第二行之后为模型井数据,每一行存储一个层位的井数据,每一个井有6个井参数,这里要注意数据的行数与井层数一定要对应,否则会报错,数据的第1列为单位涌水量,第2列为井径,第3列为层厚度,第4列为层埋深,第5列为含水层电阻率,第6列为黏土隔水层电阻率,第7列为泥质含量。
图6-17 模型井数据格式示意图
(2)预测井数据格式
预测井数据如图6-18所示,前两行为数据文件头,第一行为井号。第二行第1个数为这口井的深度,第2个数为这口井的井径,第3个数为这口井的层数。第二行之后为预测井数据,每一行存储一个层位的井数据,每一个井有6个井参数,这里要注意数据的行数与井层数一定要对应,否则会报错,数据的第1列为井径,第2列为层厚度,第3列为层埋深,第4列为含水层电阻率,第5列为黏土隔水层电阻率,第6列为泥质含量。
图6-18 预测井数据格式示意图
(二)系统操作流程
1)数据准备。预测模型的计算需要在已有一定量数据的基础上,所以需要将数据收集起来以本软件所需要的格式保存到相应的文件中。文件格式详见数据格式说明部分。需要准备的数据有:
a.模型井数据(数量越多所拟合的结果精度越准确)。
b.预测井数据。
2)打开地球物理测井单井涌水量预测软件,点击数据输入选项,将模型井和预测井数据文件输入,以对应的格式保存起来。
3)点击 ,打开模型计算窗口,填写模型井的数量,这样在井参数选项卡内的会将对应数量的井列出,并显示没有加载数据。如图6-19所示。
图6-19 井参数加载模块
4)依次双击井列表内的每一口井,将之前保存好的模型井数据文件加载,加载成功后列表内会显示“——→OK”字样,提示井数据加载成功,然后依次将所有的模型井数据导入。
5)在控制参数栏目内进行参数的设定,首先选择误差判断方法,可选的方法有相对误差和绝对误差,然后依次填写最大迭代次数,拟合精度,阻尼系数三个参数,作为模型拟合时的控制参数(图6-20)。
图6-20 控制参数模块
6)根据需要在拟合公式选择栏目里选择所需要的拟合公式,公式可以选择的尽量多一点,这样下一步公式的筛选空间将会大一点。
7)单击模型计算最下方的 ,开始公式拟合。当拟合结束之后,会提示公式保存位置,选择对应的位置保存后以备下一个模块的使用。
8)关闭模型拟合对话框,回到程序主窗口,单击 打开涌水量计算窗口。填写模型井的数量,这样在井参数选项卡内的会将对应数量的井列出,并显示没有加载数据。
9)依次双击井列表内的每一口井,将之前保存好的模型井数据文件加载,加载成功后列表内会显示“--→OK”字样,提示井数据加载成功,然后依次将所有的预测井数据导入。
10)根据需要在拟合公式选择栏目里选择所需要的拟合公式,根据需要,公式可以选择不同的数量。公式选择不同,得出的结果数量也不同。
11)单击 开始按照所选择的公式进行单井涌水量结果的计算。得到计算结果,并弹出数据保存对话框,将结果保存到合适的位置。
F. 油气地质资料数字资源服务的创新方式与保障条件
赵传玉
(中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院)
摘要 油气地质资料数字资源服务的常规方式包括网络目录检索、网络全文浏览与下载两种； 创新方式则包括数字地图导航服务、在线绘图与对比服务、移动化利用服务、数据挖掘与知识服务以及大数据服务5种。油气地质资料数字资源服务的创新方式，需要具备丰富的数字化资源、完善的档案管理信息系统、大容量的网络带宽以及具有大数据思维的档案工作者4个方面的保障条件。
关键词 油气地质资料 数字资源 利用服务 数字地图 数据挖掘 知识服务 大数据
0 引言
油气地质资料是对石油天然气勘探开发地质资料的简称，是指在石油天然气勘探开发生产和科研过程中形成的文字、图表、数据、声像等形式的原始地质资料，以及成果地质资料和岩心、岩屑、光薄片等实物地质资料。《地质资料管理条例》及其实施办法发布十余年来，油气地质资料的数字资源建设与服务工作经历了一个从无到有、不断壮大的过程。
目前已经比较成熟、正在被各油气田勘探开发单位广泛应用的油气地质资料数字资源服务方式，主要包括网络目录检索、网络全文浏览与下载两种方式。网络目录检索是指通过网络提供油气地质资料的案卷级与文件级目录信息的检索服务，授权用户可通过这种方式查找到馆藏中的任何一个案卷或一份文件。网络全文浏览与下载是指通过网络提供油气地质资料的全文浏览与下载服务，该项服务在目录数据库建设的基础上开展，授权用户可在线浏览地质资料的主要内容，也可下载至本机进一步利用。
1 油气地质资料数字资源服务的创新方式
随着IT技术的不断发展和资源建设程度的不断推进，油气地质资料数字资源服务方式也要不断创新。结合工作实际及国内外的相关文献，笔者总结了如下5种创新服务方式。
1.1 数字地图导航服务
数字地图导航服务，是指利用基于GIS(Geographic Information System，地理信息系统)导航，以地质资料内容对应的工作区的地理坐标为检索点，向用户提供某一特定地理区域所包含的全部油气地质资料的一种服务方式，它是网络目录检索、全文浏览与下载的一种有益补充，要在地质资料检索系统上集成GIS服务方可实现，目前比较成熟的平台有ArcGIS平台、Google公司提供的Google Earth服务等。
油气田勘探开发工作，必须充分占有目标区域的全部资料，才能有的放矢深入研究。用户使用常规的检索方法，以题名、作者、关键词等作为检索词，往往难以覆盖目标区域的全部资料。地质资料馆藏机构通过对资料内容涉及的空间数据进行着录并在检索系统中集成GIS导航服务等方式，不仅让用户可以直观的掌握目标区域的地理与地形情况，还可以通过GIS导航平台提供的点选和圈选功能，查询该区域内的全部油气地质资料。
笔者所在单位通过建立空间数据库，着录油气地质资料内容对应的工作区的地理坐标信息，并在检索系统中集成GIS平台，实现了对油气地质资料的GIS导航查询服务。用户登录后，只需框选某一特定区域，即可查询这一区域内中石化各油气田勘探开发单位形成的油气地质资料情况，极大地提高了查全率与查准率，效果反馈良好。
1.2 在线绘图与对比服务
这是一种全新的服务方式，主要是以馆藏的各类数据体为基础，通过管理信息系统与检索系统，提供对这些数据体的自定义可视化以及对比服务。
以测井数据体为例，测井是指利用岩层的电化学、导电、声学、放射性等地球物理特性，测量地球物理参数的过程。测井的方法众多，也形成了多种类型、多种格式的测井数据体，而这些测井数据体一般都不便直接阅读，必须形成测井曲线图才能方便利用。在线绘图与对比服务，就是将馆藏每一口井的全部测井数据体，上传至存储服务器，并与相应的案卷级目录信息、文件级目录信息链接，用户在浏览时，可根据自身需要，选择一口井的某一类或某几类测井数据体，或者多口井的某一类测井数据体，利用管理信息系统提供的在线绘图功能，实时绘制测井曲线图并进行对比。该服务方式可以让用户自行确定测井曲线种类、选择图件参数、图件显示方式等，大大提高了利用效率和利用效果。
目前中石化油气勘探开发源头数据采集系统中的测井数据采集系统，采集了测井数据体后，就是通过在线绘图、在线对比、在线统计等方式来展示采集结果的，效果非常好。这一系统的成功实践，为油气地质资料数字资源的在线服务提供了一种借鉴思路。
1.3 移动化利用服务
移动互联网飞速发展，各种业务在移动设备上的应用越来越成熟。笔者认为，随着手持移动设备(手机、平板电脑等)硬件配置越来越高，对复杂任务的处理能力与处理速度大幅提高；3G、4G等高速移动互联网的进一步普及，为油气地质资料利用服务的移动化提供了机遇。英国地质调查局在2010年9月发布了其第一个基于iOS系统的APP——iGeology，用户可借助该APP在英国任意地方通过移动设备检索1：50000地质图及相关数据，利用效果显着。全国地质资料馆在2013年也分别发布了基于iOS和Android系统的手机客户端，可以直接通过手机查询地质资料并发起资料订购。
对于油气田勘探开发单位而言，我们可效仿上述成功经验，开发专门的第三方应用程序(APP)，通过局部推送、切片技术、鹰眼技术等手段，解决大容量电子文件在移动互联网上的推送和在手持移动设备上的显示等问题，经授权和认证后，可根据勘探开发科研生产一线工作者的需要，将其急需的油气地质资料数字资源，推送到他们的手持移动设备上，提高服务与支撑效率。
1.4 数据挖掘与知识服务
数据挖掘一般是指从大量数据中自动搜索隐藏于其中的有着特殊关系性信息的过程。油气地质资料管理信息系统中，既保管有丰富的电子资源，又拥有庞大用户群的利用记录，这两者对计算机而言都是大量的数据，为提供数据挖掘与知识服务奠定了基础。
数据挖掘与知识服务包含了两个方面的含义，一方面是指对馆藏油气地质资料中的有用数据进行挖掘。对地质现象的认识，是随着相关资料档案的丰富、技术的更新、方法的优化而不断精确的。馆藏油气地质资料是在多年的勘探开发工作中不断形成的，其包含了广大勘探开发工作者对地质现象认识的不断总结和提炼。可以通过统计、在线分析处理、情报检索、机器学习、专家系统和模式识别等诸多方法，对地质资料中有关某一特定区域、某一特定地质现象的数据进行深入挖掘、分析，将其中的隐形知识挖掘出来转换成显性知识并提供服务。另一方面是指对用户利用数据的挖掘。用户在管理信息系统中，检索档案目录、浏览下载档案电子文件时，都会形成大量的有关利用的数据，包括利用时间、利用热点、利用兴趣方向等，对这些数据进行挖掘，可针对不同用户的兴趣点，提供个性化、有针对性的服务。对用户利用数据的挖掘，分为3个层次，一是对全体用户利用数据的挖掘，分析全体用户最感兴趣的利用服务内容、方式、方法等，以促进利用服务工作的改进和优化。二是对特定群体用户(如某一单位、某一研究室)特定时间段利用数据的挖掘，分析他们的阶段性利用兴趣，可为有针对性提供主动上门服务提供方向。三是对个体用户利用数据的挖掘，可分析该用户的研究方向、倾向的服务方式等，从而为该用户提供更好地数据资源利用服务。
笔者所在的单位已对用户利用数据进行了第一、三两个层次的挖掘，我们通过管理信息系统统计用户的搜索关键词、浏览与下载兴趣等，分析阶段时间内全体用户以及个体用户利用兴趣的Top 10，在用户检索界面进行动态显示与实时更新，总体效果不错。目前我们正在尝试对用户利用数据进行第二层次的挖掘，以便更好地提供利用服务。
1.5 大数据服务
大数据时代已经来临，借助飞速发展的信息技术和硬件技术，我们日常生活的衣食住行都在不断形成大数据，这已是社会共识。在目前的油气田勘探开发各项活动中，形成的数据量非常大，也属于大数据的范畴；各级地质资料馆(室)馆藏的油气地质资料及其数字资源，其数据量更加庞大。面对如此庞大的数字资源，单纯提供个体数字资源的服务将逐渐不符合油气田勘探开发工作的实际，我们要具备大数据的思维，将馆藏全部数据资源视为一个整体，提供整体服务，通过寻找各项地质工作与油气田勘探发现、油气田开发产能建设之间的相关关系来提供服务。
据笔者目前掌握资料来看，大数据服务尚未在油气地质资料部门开展，但Google、Visa等掌握了大量数据的公司进行大数据服务的案例屡见报端。中石油、中石化、中海油等公司都掌握了大量的油气地质资料数字资源，提供大数据服务来促进油气勘探发现与油气田开发产能建设，势必不会太遥远。
2 油气地质资料数字资源服务的保障条件
油气地质资料相较其他参考资料，具有原始性与系统性两大优势。原始性是因为其是油气田勘探开发工作的原始记录，系统性则是因为其系统记录了各项油气田勘探开发活动的过程和结果。基于这些优势，必须重点开展油气地质资料的数字资源服务，创新服务方式。结合工作实际，笔者认为创新服务方式，要具备如下几方面的保障条件。
2.1 基础条件——丰富的数字化资源
丰富的数字化资源是开展数字资源服务的基础条件。丰富的数字化资源包括两个方面，一是数字化的纸质地质资料，主要是指利用扫描技术、OCR技术、存储技术等技术手段，形成馆藏纸质地质资料的数字化版本；二是各种数据体，主要是指在物化探、钻井、测井、录井等油气田勘探开发工作中，利用各种仪器采集和(或)形成的大量的数据体，及其解译数据。这些数据体是对地质现象的原始记录，是数字资源服务的主体，对其利用需求远大于对数字化的纸质地质资料的利用需求。而这些数据体往往是各项工作的中间性成果，对其归档的控制力度稍弱，需要各级档案部门采取切实可行的归档监管措施，确保这些数据体及其解译成果能及时、全面地归档，以筑牢油气地质资料数字资源服务的基础。
2.2 技术条件——完善的地质资料管理信息系统
开展数字资源服务，完善的地质资料管理信息系统是技术保障。无论是数字化的纸质地质资料，还是各种数据体，都是以代码形式存储在光盘、磁盘等光磁载体上，必须借助完善的地质资料管理信息系统，方能有效地开展利用服务。完善的地质资料管理信息系统应该具备两方面的基本功能，一是能作为油气地质资料日常管理的工具，可提供从归档、整理到编目、着录检索、统计等各个基本环节的信息化管理，提高日常管理工作水平；二是能作为用户利用服务的终端，用户无论是进行目录、全文检索，还是全文浏览与下载，都可借助于该管理信息系统实时并动态显示。
2.3 环境条件——大容量的网络带宽
从笔者所在单位的情况来看，通过网络提供地质资料利用服务近年来发展迅猛，在部分单位的地质资料部门已成为提供利用服务工作的主要方式。油气田勘探开发工作中形成的地质资料，大部分是技术报告以及各种技术图件，其电子文件体积一般都比较大，动辄在几百兆字节(MB)甚至吉字节(GB)，要将这些大体积的电子文件通过网络提供利用，大容量的网络带宽必不可少。
2.4 智力条件——具有大数据思维的地质资料工作者
任何一项工作的正常开展，都必须有一定数量的专业技术人才为依托。笔者认为，要充分开展油气地质资料数字资源的利用服务工作，具有大数据思维的地质资料工作者是必不可少的智力条件。一方面，他们可从资料档案专业的角度，按资料档案工作的规律与特点开展油气地质资料数字资源的利用服务工作；另一方面，他们还可从数据的角度，开展对油气地质资料数字资源中丰富数据的挖掘、提炼与整合，结合油气田勘探开发业务工作，提供有针对性的内容服务；第三方面，他们还可从大数据的角度，将油气地质资料数字资源作为一种大数据来整体考虑，通过IT部门的配合，来发掘各类数字资源与油气田勘探开发工作的相关关系，从而提供其他利用服务方式所无法提供的数据与知识服务。
参考文献
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