用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备及测量方法

摘要

一种用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备包括磁体、探头、前置放大器、功率放大器、核磁共振控制器和控制计算机等部分。核磁共振控制器产生特定频率和波形的射频激励脉冲，放大后送到磁体中的核磁共振探头，激发探头内放置的岩石样品，并产生核磁共振回波信号。核磁共振探头接收所述回波信号，放大后送至所述核磁共振控制器，最终送至计算机。本发明方法系将采集的核磁共振自旋回波信号处理成石油勘探开发生产可直接使用的参数，快速且精度高地给出孔隙大小分布、孔隙度、渗透率、可动流体与不可动流体饱和度、含油饱和度等多种岩石物性参数。本发明数据分析和处理方法也适于油田核磁共振测井仪的使用。

说明书

技术领域

本发明涉及利用核磁共振进行物质探测并实行材料的测试及分析的设备和技术，具体地说，涉及一种利用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备及和测量方法。

背景技术

在石油勘探和开发过程中，为了解地层情况，需要从地层中钻取岩石样品进行分析测量。钻取的岩石样品一般为直径从2.5厘米到12厘米不等的圆柱体，通称岩心。获取石油岩心样品的孔隙大小分布、孔隙度、渗透率、含油饱和度、可动流体与不可动流体饱和度等物性参数是认识油藏情况，提高勘探开发效果的重要环节。

通常，须先钻井取得岩心样品，然后将其送至实验室进行岩心分析。目前这种实验室岩心分析方式存在以下四方面弊病：①岩心分析时间冗长(比如一个月以上)，且因时效性差，致不能有效地将分析结果应用于石油勘探和开发；②需用多种分析仪器，通常，一种仪器只能测量一种参数；过多数量的仪器，使得实际上无法实现油田生产现场的快速测量；③钻取岩心需要很高的费用；④分析过程需使用有毒化学试剂，极容易对环境造成污染。因此，研制可在油田生产现场获得地层岩石样品物性参数的分析设备和方法颇具实用价值。

另一方面，在油田勘探开发的钻井过程中，往往能够收集大量岩屑(直径约3mm的岩石碎片)。如果能从岩屑中同时得到上述孔隙大小分布、孔隙度、渗透率、可动流体与不可动流体饱和度等油层物理信息，则不仅可减少钻取岩心的数量，大幅度降低勘探开发成本，还能给油田地质工程师和开发工程师及时提供大量的地层物性参数，为储层评价、产量预测和开发方案的制定提供重要依据。

众所周知，当含油(或水)的样品处于均匀静磁场中时，流体中所含氢核¹H会被磁场极化，宏观上表现出一个磁化矢量。这时，对样品施加一定频率(拉摩频率)的射频场，就可产生核磁共振。这之后再取消该射频场，则可接收一个幅度随时间依指数规律衰减的信号(常称自旋回波信号)，一般使用“横向驰豫时间T₂”描述这种信号衰减的快慢。所述横向驰豫时间T₂的长短与地层岩石孔隙大小有关，却与岩石是否破碎无关。因此，采用核磁共振技术有可能实现地层岩心和岩屑的现场测量。

然而，现有的核磁共振仪器体积大、重量大、对环境要求高，不适合油田现场的使用。另外，现有的核磁共振分析方法主要用于物质分子结果的分析，不能用于岩石物性的分析和测量。因此，寻求重量轻、体积小、对工作环境无特别要求、适于油田现场使用的核磁共振仪器及相应的分析方法，极具实用意义。

发明内容

本发明的目的在于提供一种体积小、适于油田现场使用，并且对环境无污染的测量地层岩石物性的设备。

本发明的另一目的在于提供一种快速且高精度分析地层岩石物性的测量方法。

为实现上述目的，本发明提供一种利用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备，该设备包括：磁体、探头、前置放大器、功率放大器、核磁共振控制器和控制计算机等部分。其中，所述核磁共振探头被置于所述磁体中；岩石样品被置于所述探头内；所述设备根据控制计算机传来的指令，由核磁共振控制器产生预定频率和波形的射频激励脉冲信号；激励脉冲信号经功率放大器放大后被送到核磁共振探头，激发被安置在核磁共振探头内的岩石样品，并产生核磁共振信号；再由所述核磁共振探头接收所产生的核磁共振信号；所述核磁共振信号被送到所述前置放大器中放大；放大后的核磁共振信号被送至所述核磁共振控制器进行滤波、转换等处理；经过上述处理后的核磁共振信号被送到控制计算机中，最终由计算机给出孔隙大小分布、孔隙度、渗透率、可动流体与不可动流体饱和度、含油饱和度等岩石物性参数。

按照本发明的利用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备，所述核磁共振控制器是全数字化的，它还包括：激励信号源单元、信号接收与处理单元、事件触发器单元、I/O接口单元、存储器单元、中央处理器单元、通信接口单元；所述激励信号源单元产生射频激励脉冲信号；信号接收与处理单元对核磁共振信号进行滤波、放大、解调、模/数(A/D)转换处理；事件触发器单元提供硬件动作和时序控制信号；存储器单元对接收和处理后的数据进行存储；中央处理器单元负责各单元功能的协调；通信接口单元负责控制计算机和仪器各部分的通讯及数据传输。

按照本发明的测量地层岩石物性的设备，其中所述核磁共振回波信号的解调为数字化解调，对回波信号进行正交解调之前，先对所述信号进行高速数字化处理，并使数字处理过程中信号的增益始终保持一致。

按照本发明，上述结构的全数字化核磁共振控制器收到控制计算机发来的指令后，所述事件触发器单元产生硬件动作和时序控制信号；所述核磁共振控制器中的激励信号源单元产生射频激励脉冲信号；激励脉冲被所述功率放大器放大后，传送到置于所述磁体中的核磁共振探头，激发位于核磁共振探头内的岩石样品并产生核磁共振信号；所产生的核磁共振信号被所述核磁共振探头接收，经所述前置放大器放大后送至所述核磁共振控制器内的数字信号接收与处理单元进行核磁共振信号采集，得到核磁共振自旋回波数据；所述核磁共振自旋回波数据在核磁共振控制器中经过数字滤波处理后，由所述核磁共振控制器中的通信接口单元传送到所述控制计算机；由计算机最终对上述核磁共振信号数据进行处理，得到所述的岩石物性参数。

为产生核磁共振回波信号，必须有一定强度和均匀度的磁场环境。本发明的核磁共振设备包含一个适于便携核的核磁共振永磁体，它包括多块轭铁，它们组成长方体形状的轭铁体；一对永磁磁块被安装在两块上、下轭铁上，所述一对永磁磁块彼此相对的表面上分别安装极板，所述极板的另一表面上装有与其外缘形状相同的匀场环。其中，所述永磁磁块由钐钴永磁材料制成，所述极板和匀场环的外缘均为矩形形状，并且，除安装所述永磁磁块的轭铁外的侧面轭铁的中间部分被切除，形成对称几何图形形状的通孔。作为一种优选的方式，构成轭铁体的两块侧面轭铁的中心分别被切割有一个矩形形状的通孔，并且其中的匀场环是由薄金属条组成的矩形。这样，既保证所述各轭铁形成所需磁路，具有足够的导磁能力，又能大大减轻整个磁体的重量，并增加磁体的匀场区域。

另外，核磁共振回波信号的解调也采用数字化解调，即在对所接收的回波信号实行正交解调之前，先由信号接收与处理单元对所述信号进行高速数字化处理，然后，再由数字振荡器对已被数字化的回波信号进行数字解调。于是，在数字处理过程中信号的增益始终保持一致，并且无需像同类现有技术的模拟解调方式那样，必须加入接收相位循环，大大减化了本振电路和接收处理过程，同时提高了测量速度。

按照本发明的另一方面，本发明提供一种用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的测量方法，它依序包括如下步骤：读取全数字化核磁共振设备获得的核磁共振自旋回波信号；对所述自旋回波信号进行弛豫时间反演计算处理，得到地层岩石横向T₂驰豫时间谱；用四氯化碳和煤油组成的标准样品对T₂弛豫时间谱进行刻度和定标；计算得出岩石物性参数。

按照本发明的测量地层岩石物性的方法，其中，在所述T₂弛豫时间谱中以弛豫时间最短的两个峰中间的最低点确定可动流体T₂弛豫时间截止值。

作为优选，所述反演计算T₂弛豫时间谱，采用最小二乘法确定目标函数，并形成线性方程组；用矩阵变换的方法将T₂的求解转换到时域求解所述方程组。

作为优选，在确定岩石样品的含油饱和度时，通过向岩石样品中添加水溶性顺磁离子的方法来实现油、水核磁共振信号的分离，进而实现含油饱和度的测量。

所述物性参数包括岩石的孔隙度、渗透率、孔隙大小分布、可动流体与不可动流体饱和度、可动流体含量和含油保和度。其中所述岩石的孔隙度又包括总孔隙度、可动流体孔隙度、裂缝溶洞孔隙度。

按照本发明的方法，将采集到的核磁共振自旋回波信号处理成石油勘探和开发可以直接使用的参数。这种分析方法可从一个样品的测量获得对油田勘探和开发有重要意义的多种地层岩石物性参数，具有计算速度快、精度高等优点，不仅适合岩石样品分析设备使用，也适合于油田其它核磁共振设备如核磁共振测井仪的使用。

采样本发明利用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的分析方法对工作环境适应性强，所需使用的设备简单，重量轻。

附图说明

通过以下结合附图对实现本发明的具体实施方式的详细描述，将使本发明的上述和其它目的、要素、特点以及优点愈为清晰，并可进一步理解本发明，其中：

图1是说明本发明用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备的总体结构方框图；

图2是说明本发明设备中所用全数字化核磁共振控制器的电路方框图；

图3是说明实现本发明的一种实施例设备中所用便携式永磁体结构的分解透视图；

图4是说明本发明所用永磁体结构整体装配透视图；

图5是说明本发明一种实施例利用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的方法和数据处理的流程图；

图6是说明采用本发明的设备和分析方法得到的一块实施例地层岩石的T₂弛豫时间谱，及其离心实验前后T₂弛豫时间谱变化的曲线图；

图7是说明一种实施例确定带有裂缝溶洞的岩石的T₂弛豫时间谱及其可动流体T₂弛豫时间截止值方法的曲线图；

图8是说明实现本发明方法的定标曲线图；

图9是说明一种实施例岩石样品中的水在MnCl₂水溶液中浸泡前后T₂弛豫时间谱变化的曲线图；

图10是说明本发明方法一种实施例测得的岩石核磁共振分析结果与同一深度核磁共振测井数据处理结果的对比图。

图11是本发明一种实施例方法对油井2030-2040米井段的核磁共振测井数据处理的结果。

具体实施方式

首先参照图1至4并结合一种实施例，进一步描述本发明用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备。其中图1示出本发明用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备总体结构方框图；图2示出本发明设备一种实施例所用的全数字化核磁共振控制器的电路结构方框图。图3和4则示出本发明一种实施例设备中所用便携式永磁体结构的分解透视图和整体装配透视图。

(1)测量地层岩石物性设备的总体结构

如图1所示，一种实施例利用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备，它包括控制计算机，该计算机发出的指令，经数字通信接口传给核磁共振控制器，并且核磁共振控制器根据上述控制指令，通过其中的数字激励信号源单元(参见图2)产生具有特定频率(如3.75MHz)和波形(如矩形、高斯形等)的射频激励脉冲，并将其传送至功率放大器。然后，所述激励脉冲经功率放大器放大到一定功率(如25瓦)后再被送给核磁共振探头，激发并产生核磁共振信号；紧接着激励脉冲被关闭，核磁共振探头接收核磁共振信号；接收到的核磁共振信号送到前置放大器。放大后的核磁共振回波信号被送到所述核磁共振控制器的数字信号接收与处理单元(见图2)，经该单元的滤波、放大、解调及A/D转换等处理后，核磁共振信号再通过所述数字通信接口，被传送到控制计算机。

从上面明显地看出，本实施例所用的数字激励脉冲信号的发射和核磁共振回波信号的接收是分时进行的。也就是说，当发射所述数字激励脉冲信号时，停止核磁共振回波信号接收；反之，在接收核磁共振回波信号时，则停止发射所述数字激励脉冲信号。这中间，由构成本实施例核磁共振控制器的事件触发器单元控制它们之间的切换(见图2)。

在上述过程中，为产生理想的核磁共振回波串信号，对激励信号源单元产生的射频脉冲有一定的要求。首先要求射频脉冲具有一定形状，射频脉冲形状可以是矩形脉冲，也可以是高斯函数形或其它函数形状的脉冲。一般地说，比较复杂的函数形状可以产生电磁场比较均匀的激励信号，可以产生比较好的核磁共振回波串信号。

另一方面，还要求精确地控制所述射频脉冲的宽度。通常，对脉冲宽度的控制精度要求达到1微秒，以实现不同的磁化矢量偏转角度，比如0°，90°，180°，270°等，以便获得最佳的核磁共振信号。此外，还要求所述射频脉冲具有一定的相位(如0°，90°，180°，270°等)以及与核磁共振条件相符合的频率(如3.75MHz)。本实施例中，采用数字化方式产生所需的射频脉冲信号，并且采用的是矩形形状射频脉冲信号。当然，也可以方便地实现其它形状的射频脉冲信号。对于所述射频脉冲信号的频率和相位，都采用数字化方式实现控制，因而具有很高的控制精度(频率精度为0.01Hz，相位精度为0.1度)。

因此，在本实施例的核磁共振测量设备中，所产生的回波信号是核磁共振频率和信号幅度调制而成的信号，也即回波信号的频率与核磁共振频率相同，回波信号的幅度随时间通常按指数规律变化，核磁共振频率信息和信号幅度信息调制混合在接收到的回波信号之中。因为只有随时间变化的信号幅度信息才能够反映地层岩石孔隙结构。具体地说，为了获得能够反映岩石孔隙结构的信息，必须除掉回波信号中的共振频率信息。因此，必须对所述核磁共振回波信号进行解调、A/D转换等处理，以除掉回波信号中的共振频率信息。

就这一点而言，普通核磁共振系统对接收到的回波信号，必须先进行正交解调，然后再进行A/D转换。也就是将所收到的回波信号分为两路，分别与两路正交本振信号模拟相乘，然后再分别实行滤波和A/D转换。这种处理过程的实质是一种模拟解调过程。这当中，由于两路模拟乘法器和模拟滤波器的处理增益不可能做到完全相同，因而必然带来误差。为此，还必须加入接收相位循环来消除这种误差。这不仅使得本振电路和接收处理过程都复杂化，而且增加了测量所需的时间。

然而，正如上述实施例所表明的，按照本发明，系将现有技术中对信号模拟解调方式改变为采用数字解调方式。即在对回波信号进行正交解调之前，先对所述信号进行高速数字化(如20MHz的A/D转换)处理，然后，利用数字振荡器对已被数字化的回波信号进行数字解调。这就使得在数字处理过程中信号的增益始终保持一致，从而可以省去现有技术中的接收相位循环，这不仅大大减化了本振电路和接收处理过程，同时提高了测量速度。

此外，核磁共振测量对于硬件动作，比如相位控制、发射许可、接收许可等的时刻要求极为严格，通常对其精度要求到达1μs量级。如果直接通过软件方式(如脉冲序列指令)，由中央处理器软件执行硬件动作的控制，则由于处理器指令本身的执行时间并不完全相同，以及在程序执行过程中可能会受到其它控制过程的影响，因而很难将脉冲序列指令的时间准确度控制在核磁共振测量所要求的范围内。于是，按照本发明的实施例，为核磁共振控制器设置事件触发器单元，作为专用于执行所述脉冲序列指令的硬件。本实施例中，采用现场可编程逻辑门阵列(FPGA)实现所述事件触发器。事件触发器在规定的时间段向外围电路(如相位控制、发射许可、接收许可等电路)发出动作(事件)控制信号，比如打开发射机、关闭接收机的触发信号，这个信号为5V电压的直流脉冲信号，其时间控制精度达到0.5μs。

因此，结合图1和图2，就总体而言，作为一种实施例利用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备，整体地可以实现以下功能：

1)由核磁共振控制器的信号接收与处理单元1对安装在磁体中的核磁共振探头接收的来自样品的核磁共振回波信号依序实行滤波、放大、解调及A/D转换处理；

2)由核磁共振控制器的激励信号源单元2对核磁共振控制器中数控振荡器输出的信号实行频率合成、相位控制、脉冲宽度控制；

3)由核磁共振控制器中设置的事件触发器单元对安装在设备中的前置放大器和射频放大器实施开关控制；

5)存储脉冲序列指令或执行该指令；以及

6)由所述核磁共振控制器中的存储器单元对A/D采样数据缓存；

7)由所述核磁共振控制器中的通信接口单元实现核磁共振控制器与计算机之间的通信；

8)由所述控制计算机实现对核磁共振回波信号进行刻度、标定和处埋。

(2)永磁体结构

以下参照图3-4描述本发明实施例测量地层岩石物性的设备中所用永磁体的结构。

图3示出本实施例测量地层岩石物性的设备中所用永磁体结构的分解透视图。其中，所述永磁体包括上轭铁1和下轭铁9以及两块侧面轭铁5和14，它们通过螺钉11′-13′、11-13、10′、10以及15′-16′(图中未示出相应的螺钉15-16)连接，组成一个整体成长方体形状的轭铁体；作为整个磁体的主体。所述轭铁采用电工纯铁(型号DT4C，下同)制造，所述各连接螺钉采用不锈钢材料。

按照面对图3的纸面方向观看，所述上、下轭铁1和9的长度分别为200mm，宽度为160mm(分别对应图4中的“AB”和“BC”)，并且它们互相相对的内表面上分别用市售强力胶(商品名325厌氧胶，下同)粘结有钐钴合金(Sm₂Co₁₇)材料制成的永磁磁块2和8，并使所述钐钴永磁磁块2和8各自在所述轭铁1和9上排列成相反的极性。每个侧面轭铁5和14与相邻上、下轭铁1和9的邻接边的边长均为160mm(即图4中的“BC”)，即等于所述上、下轭铁1和9的宽度，而与该邻接边垂直的另一边的边长为100mm(即图4中的“BD”)。由此，形成相邻的上、下轭铁与侧面轭铁的长度之比为200mm∶100mm＝2∶1。每一块轭铁1、9和5、14的厚度均为10mm。

在所述钐钴永磁磁块2和8互相相对内表面上分别用上述强力胶粘结呈矩形形状的极板3和7。使二极板3和7的相对内表面之间形成宽度58mm空气隙，从而在该间隙内形成均匀磁场。

图4为图3所示永磁体结构对应的整体装配透视图。图中示出，本实施例永磁体的两个侧面轭铁5和14的中心均被切割成矩形形状的通孔。该矩形通孔的尺寸约为长100mm，宽50mm(分别对应于与图4中“BC”和“BD”平行的边)，从而保证整个磁体有足够的导磁能力，并使如此构成的磁体重量约为10公斤，仅为同样线度之普通永磁体重量的五分之一左右。

再回到图3，一对极环4和6分别用强力胶粘结在极板3和7上，极环4或6为矩形结构，由电工纯铁加工成的薄片组成，并且其外部周缘与所依附的极板外缘等大。极板3或7为电工纯铁加工成矩形结构，这种结构在相同的空间范围内增大了极板和极环的面积，更有利于聚磁和消除边缘效应，从而达到最大限度地提高磁场强度均匀性的目的。

采用上述结构的永磁体，在图4所示磁体的中心区域形成了恒定磁场。为进一步提高磁场的均匀性，在极板3和7上粘有薄的、尺寸不等的硅钢片(图中未示出)。按照本实施例，以上述结构磁体的几何中心为中心，在直径约25mm、轴向(即图4中BC边所沿的方向)长约30mm的柱形范围内，形成强度达到880高斯的恒定磁场，并且磁场均匀度优于100ppm。

以下参照图5至11并结合实施例，进一步描述本发明用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的方法和数据处理的过程。

图5示出实现本发明利用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性方法的测量和数据处理体流程图。

(1)T2弛豫谱反演计算(步骤S12)

在步骤S11时，从计算机读入核磁共振测量所得到的回波数据，即利用本发明的核磁共振设备进行岩石核磁共振测量，得到的核磁共振回波信号。这种信号可由下式描述为：

$$ >>y>>(>t>)>>=>>\Sigma >i>>>f>i>>·>exp>>(>->>t>>T>>2>i>>>>)>>+>ϵ>>(>t>)>>->->->>(>la>)>>>$$

                t＝n·τ            (1b)

其中，y(t)表示核磁共振回波信号的幅度，t表示采样时间，f_i表示第i类岩石孔隙在总孔隙中所占的份额，T_2i表示第i类岩石孔隙的T₂弛豫时间，τ表示相邻回波信号的间隔时间，ε(t)表示设备的随机噪声，n表示回波数。式(1a)和(1b)说明不同大小的孔隙有各自的T₂弛豫时间，采集到的核磁共振回波信号是这些T₂弛豫时间信号的叠加。

于是，在步骤S12采用数学反演的方法求解(1a)和(1b)式。具体方法是：先用最小二乘法确定目标函数；然后对待求变量(f_i，T_2i)求极值并令其等于0，从而形成一个关于f_i，T_2i的线性方程组。解此方程组即可得出一组f_i，T_2i值，它们组成T₂弛豫时间谱。在求解上述方程组过程中，采用矩阵变换的方法将求解T₂的问题转换到时域来进行，使计算结果更快、更精确。图6是采用本发明的设备和分析方法反演得到的一块实际油田地层岩石的T₂弛豫时间谱。图6中的横座标表示T₂弛豫时间的大小，纵座标表示不同T₂弛豫时间分量所占的比例。

(2)确定可动流体截止值及饱和度(步骤S 13)

采用T₂截止值方法确定油田地层岩石中可动流体含量。

如所周知，T₂弛豫时间谱能够反映岩石孔隙半径分布情况，即T₂弛豫时间越短，表明流体存在的孔隙越小；反之亦然。然而，当岩石孔隙半径小到一定程度，则孔隙中的流体会被岩石表面与流体之间的毛细管张力所束缚，以致流体无法在其中流动。因此，在所述T₂弛豫谱上存在一个界限，即当岩石孔隙流体的T₂弛豫时间大于一个弛豫时间界限时，流体为可动流体，反之为束缚流体。这个弛豫时间界限，称为可动流体T₂截止值(T₂截止值)。可动流体截止值是评价储层石油、水等流体含量和流动性的一个重要指标，广泛地应用于石油勘探的实践中。

进一步，根据T₂截止值，可以从T₂弛豫时间谱中计算出可动流体所占的百分比(即可动流体的饱和度)。具体方法是：在步骤S12得到的T₂弛豫谱上，将T₂弛豫时间大于T₂截止值的组分进行积分，并用M1表示积分面积，同时还对T₂弛豫谱上所有组分进行积分，用M2表示这一积分面积，于是，可动流体饱和度BVM用下式计算：

                BVM＝M1/M2                (2)

可以用高速离心实验来确定所述可动流体截止值。具体方法是，将岩石样品饱和水进行一次核磁共振测量，然后，将岩石样品放到高速离心机中接受离心处理(离心机转速度控制在10000转/分左右，离心时间约为1小时)，离心处理完毕后，再进行一次核磁共振测量，以便确认可动流体T₂截止值。

具体地说，在高速离心处理过程中，样品中的可动流体被排除到岩石样品之外，因此，离心前后T₂弛豫时间谱发生变化(参见图6)，通过对离心前后的T₂弛豫时间谱的比较可以确定可动流体T₂截止值。具体方法如下：首先，对离心后T₂谱的所有点的幅度求和，然后在离心前的T₂谱中找出一点，使得该点左边各点的幅度和与离心后T₂谱所有点的幅度和相等，则该点对应的横坐标即为所分析岩样的可动流体T₂截止值(如图6中黑色实线所示)。

从上面的叙述不难看出，实现确定可动流体截止值的过程比较复杂。并且，进一步的实验表明，岩石可动流体的T₂弛豫时间截止值绝大多数处于T₂弛豫时间谱中T₂弛豫时间最短的两个峰中间的最低点附近(如图7中的黑色实线所示)。这个T₂弛豫时间截止值可以是不固定的，随着地层的不同而不同，因而它可以作为区别地层结构的重要物性参数。

根据上述方法能方便地确定地层岩石可动流体截止值，其误差小于5％，满足工程应用的要求。

参照图7，该图所示为一块带有裂缝溶洞的岩石的T₂弛豫时间谱，可动流体T₂弛豫时间截止值处于A1谱峰和A2谱峰之间的最低点。图中谱峰A1的积分面积反映的是岩石束缚流体含量。谱峰A2的积分面积反映的是岩石可动流体含量。谱峰A3的积分面积反映的是岩石裂缝溶洞孔隙中流体含量。因此有：

        束缚流体饱和度＝1-可动流体饱和度        (4)

从(3)和(4)式可以看出，所谓可动流体饱和度表示岩石中可动流体占所有流体的百分数，束缚流体饱和度是指岩石中束缚流体占所有流体的百分数。这是标志地层岩石能够提供的石油产量特性的重要物性参数。

(3)地层岩石孔隙度确定

地层岩石孔隙度是指岩石中孔隙体积与岩石外形体积的比值，这是表示地层岩石储存石油性能的重要参数。

在所述地层岩石物性的核磁共振测量中，使用不同比例的四氯化碳(CCl₄)和煤油的混合溶液，比如四氯化碳∶煤油＝97∶3、91∶9、85∶15、79∶21、73∶27等，加入一定浓度，如500ppm的弛豫试剂(比如乙酰丙酮铬)作为标准样品，用以刻度T₂谱，即刻度岩石的孔隙度(步骤S14)。这里所说的刻度T₂谱，即通过计算T₂谱下的面积并与标准样品对比，从而得出所需的孔隙度。

按照本实施例的方法，其中，使用的四氯化碳由于不含有氢原子而不会产生核磁信号，因此所含四氯化碳的体积相当于岩石骨架的体积，一定浓度弛豫试剂的加入，用于模拟岩石中铁、铬等顺磁物质等对弛豫时间的影响。而煤油可产生核磁信号，煤油的体积相当于岩石的孔隙体积。这样不同比例的四氯化碳+煤油混合物就相当于不同孔隙度的岩石流体系统。作为举例，比如可在8毫升的四氯化碳中加入2毫升煤油，将上述混合溶液密封地装在直径25毫米，高30毫米的玻璃器皿中，即形成了孔隙度为20％的标准样。按照本实施实例，用上述方法形成5个标准采样，用以对岩石孔隙度进行刻度，这5个标准样分别相当于孔隙度φ_k＝3％，9％，15％，21％，27％。

具体刻度方法是利用本发明的测量地层岩石物性的设备，对上述5个标准样进行的核磁共振测量。表1给出了一组测量结果。

         表1标准采样的核磁共振测量结果

  标准样孔隙度值(％)  核磁共振测量信号值(无因次)  3  864.98  9  3590.43  15  6230.99  21  8850.65  27  11458.03

以核磁共振测量信号值(无因次)为纵轴，以标准样孔隙度为横轴，则可以得出图8所示的定标曲线图。采用统计学中的线性回归方法将数据点(图中的矩形标记)拟合成一条直线。然后根据未知岩石样品的测量信号在拟合线上的位置可以计算出未知样品的孔隙度。例如，在图8中，一个未知岩石样品的核磁共振信号测量值为3,600，则对应的孔隙度值为16％。

求得核磁共振孔隙度和可动流体百分数(可动流体的饱和度)后，进而，还容易求得如下各项重要参数：

可动孔隙度＝核磁共振孔隙度×可动流体饱和度        (5)

其中，所述可动孔隙度表示岩石中可动孔隙含量；裂缝溶洞孔隙度表示岩石裂缝中流体的含量。

岩石物性参量的计算(步骤S15)

(a)地层岩石渗透率确定

实验表明，可用下面的式(7)和(8)计算地层岩石渗透率：

$$ >>>K>nmrl>>=>>>(>>>\phi >nmr>>>C>1>>>)>>4.2>>>>(>>BVM>BVI>>)>>1.5>>->->->>(>7>)>>>$$

$$ >>>K>>nmr>2>>>=>>C>2>>\times sup>>\phi >nmr>2.2sup>>\times sup>>T>>2>g>>1.4sup>>->->->>(>8>)>>>$$

上式中的BVM表示由T₂谱计算得到的可动流体百分数；BVI表示由T₂谱计算得到的不可动流体百分数；φ_nmr表示核磁共振测得的孔隙度；T_2g表示T₂弛豫时间谱中T₂的几何平均值(ms-毫秒)；而K_nmr1、K_nmr2表示渗透率(mD-毫达西)；C₁、C₂为待定系数。

当地层岩石的渗透率大于100mD时，采用(7)式计算；但当地层岩石的渗透率小于100mD时，采用(8)式计算。待定系数C₁、C₂需要结合常规实验或经验来确定(C1通常在5-15间，C2通常在100-200间)。具体方法：将已知的渗透率和核磁共振测量结果带入公式(7)和(8)中，算出C1或C2。对一定的具体地质区域而言，待定系数C₁、C₂是一定的，可对一定量(比如30块左右)的岩心进行上述计算，然后用各次测量的平均值来确定C₁、C₂。

(b)地层岩石孔隙半径分布确定

按照本实施例，采用下式计算地层岩石孔隙半径及其分布情况：

                   r＝c·T₂            (9)

其中：r表示孔隙半径(μm-微米)；c为转换系数，它的取值范围可在0.01到0.1之间，更可以结合常规岩石压汞测量结果来确定。转换系数c的具体取值方法与上述“地层岩石渗透率确定“中的待定系数确定方法一样。对一定的具体地质区域而言，转换系数c是一定的，不需要进行大量的岩石压汞实验。

(c)地层岩石样品含油饱和度的核磁共振测量

当岩石样品(包括岩心与岩屑)中存在油、水两相时，由于油和水中都含有氢原子，因此，区分其中的油、水核磁共振信号成为确定样品中含油饱和度的关键。

按照本发明的一种实施例，利用向岩石样品中添加水溶性顺磁离子(如Mn²⁺)的方法，可实现油、水核磁共振信号的分离。

作为弛豫试剂的水溶性顺磁离子添加剂(Mn²⁺离子溶液)可以有效地缩短水相弛豫时间，而由于Mn²⁺离子不能溶于油相，因而油的弛豫时间不受影响。利用水溶性顺磁离子溶液的这种性质，将含油岩石样品浸泡在MnCl₂水溶液中，溶液中的Mn²⁺离子通过扩散作用进入孔隙内的水相中。稳定状态下，岩石样品内的Mn²⁺浓度与岩石样品外MnCl₂水溶液中的Mn²⁺浓度相等，因而，将有效地缩短岩石样品中水相的弛豫时间，而油相弛豫时间不变。根据这一特点，即可实现对岩心中油、水含量的精确测量。

具体地说，按照本发明的这种实施例，使用Mn²⁺离子含量为1000mg/l的MnCl₂水溶液，将岩心浸泡30分钟，或者将岩屑浸泡15分钟，岩心(岩屑)中水相T₂弛豫时间缩短至10毫秒以下。即T₂谱上的弛豫时间小于10毫秒的组份为水相，而大于10毫秒的组份为油相。

图9示出在上述MnCl₂水溶液中将只含有水的岩屑浸泡15分钟前后T₂弛豫时间谱的变化。从图中可见，经上述浸泡后，水相弛豫时间均缩短至10毫秒以下。对于既含油又含水的岩石样品，如果MnCl₂水溶液浸泡前T₂弛豫时间谱的积分面积为W1，浸泡后T₂弛豫时间谱的积分面积为W2，则用下式计算岩心(岩屑)含油包和度So：

            So＝(W1-W2)/W1                (10)

实例1：

利用本发明方法对取自中国北方油田的30块地层岩心取样(直径25毫米)进行分析处理。测量中，使用前述本发明的设备作为核磁共振测量仪器，共振频率3.75MHz，测量回波时间300毫秒，回波串个数为1024个。为便于比较，用常规实验方法对这30块岩心的物性也进行了测量。表2给出对所述30块岩心按常规实验方法所得岩心的孔隙度和渗透率与按本发明核磁共振测量装置及测量方法得到的结果对比。从表中可以看出，本发明的处理结果与常规实验方法得到的结果吻合很好，具有良好的精度。

                            表2

序号核磁孔隙度(％)常规孔隙度(％)  核磁渗透率(mD)  常规渗透率(mD)  1  10.44  11.04  0.137  0.265  2  12.55  12.80  3.069  4.890  3  10.85  11.13  1.024  0.993  4  11.99  12.57  1.495  2.410  5  12.08  12.96  0.893  0.275  6  11.55  12.26  0.714  0.635  7  16.72  17.43  1.562  2.180  8  15.69  15.91  0.800  0.567  9  18.17  18.32  2.197  2.710  10  13.98  14.90  0.687  0.910  11  16.90  16.99  4.162  2.260  12  16.39  17.56  0.880  1.500  13  14.91  15.39  0.584  0.355  14  13.81  14.05  0.911  0.216  15  9.43  9.79  0.254  0.093  16  11.44  11.45  0.760  0.654  17  11.89  11.91  0.720  0.635  18  9.23  9.34  0.216  0.343  19  9.68  9.75  0.216  0.328  20  11.15  11.61  0.190  0.234  21  13.54  14.42  2.368  7.690  22  13.52  13.90  0.357  0.344  23  18.78  18.79  58.432  54.800  24  19.15  19.20  67.581  58.400  25  17.51  17.67  12.704  20.600  26  17.32  18.00  6.624  7.980  27  16.87  17.27  5.339  6.770  28  16.78  17.10  28.685  24.200  29  15.60  16.86  12.323  11.500  30  16.37  17.22  33.503  29.000

实例2：

采用本发明方法对8块地层岩心取样进行核磁共振含油饱和度分析处理。核磁共振测量仪器采用本发明的设备，具体参数为：共振频率3.75MHz，测量回波时间300ms，回波串个数1024个。为便于比较，用常规实验方法对这8块岩心的含油饱和度也进行了测量。表3给出了本发明的测量结果与常规测量方法得到的含油饱和度的对比。从表中可以看出，本发明的处理结果与常规测量方法得到的结果吻合很好，具有良好的精度。

            表3 8块地层岩心核磁共振含油饱和度结果

序号  孔隙度(％)  渗透率(mD)  核磁含油饱和度(％)  常规含油饱和度(％)  1  20.97  61.57  55.85  58.37  2  20.78  67.16  42.33  45.75  3  16.39  20.56  43.66  40.94  4  12.23  21.45  19.78  21.21  5  17.11  49.51  38.73  36.32  6  20.30  34.25  36.76  38.56  7  14.50  1.64  38.37  40.43  8  14.73  1.61  37.66  34.87

附带地，除上述对从地下取出的地层岩心样品的物性参数进行测量外，还可将本发明的方法应用于油田核磁共振测井仪的数据处理。譬如，发明人曾将本发明的数据处理方法应用于对中国西部油田一口井的核磁共振测井数据的处理中。处理解释过程中，发明人从回波信号中反演计算出100个指数，即T₂弛豫时间谱中的数据个数(对比美国NUMAR公司只有10个指数)，T₂弛豫时间分布范围从0.1ms到10000ms(对比美国NUMAR公司的则从2ms-1024ms)，从而极大地提高了核磁测井数据反映复杂孔隙结构的能力。使裂缝结构在新的解释结果中有了明显地显示，也即使用常规方法不能显示和分辨的地层岩石裂缝结构，在应用本发明方法的测量和处理方法后可清晰地显现出来。

图10给出深度为4058米处取出的岩石样品的核磁共振分析结果与同一深度核磁测井数据处理结果的对比。从图中可以看出NUMAR公司从核磁测井数据处理得到的10个指数的T₂谱与岩心分析结果相距较远，而采用本发明反演方法得到的100个指数的T₂谱与岩心样品分析结果有较好地对应关系，特别是来自裂缝等大孔道的组份有了明显地显示。

图11示出的是采用本发明的处理方法对该井2030-2040米井段核磁共振测井数据进行处理的结果。图中第一道为采用本发明的方法计算出的T₂驰豫时间分布谱，第二道为测井数据对应的深度信息，第三道显示的是原始回波信号的信噪比，第四道为美国NUMAR公司的测井软件计算的质量控制(CHI)曲线，第五道为核磁孔隙度(MPHI)曲线和不可动流体孔隙度(MBVI)曲线，第六道为核磁渗透率(PERM)曲线，第七道为核磁共振测量的原始回波(ECHOS)信号。图中的质量控制曲线和原始回波曲线是直接从NUMAR公司原始测井数据磁带的文件中读取出来的，其它曲线为采用本发明的方法处理出来的。通过与其它地质及测井资料对比，表明本发明的处理结果与实际地层情况吻合得很好。

以上虽然通过实施例详细描述了本发明，但只是为了说明的目的。实际上，本领域的普通技术人员可以理解，可对上述实施例做出各种改型和变化而不致脱离有如以下所附各权利要求限定的本发明精髓和范围。