测井仪器型号(测井仪器型号有哪些)

测井仪器方法及原理

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Wellcad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。

测井设备

1.压力计（高精度、永久式、压裂式）。

2.超声波流量计。

3.五参数（温度、伽马、磁定位、流量、压力）。

4.产出测井仪（温度、伽马、磁定位、流量、压力、持水、密度、持气率）。

5.注入多参数（温度、伽马、磁定位、流量、压力）。

6.低压综合测试仪。7.示功仪。

8.测调仪（高效测调、边测边调）。

9.井径仪（16臂、18臂、24臂、40臂、60臂）。

10.测厚仪（磁测厚）。11陀螺仪（测斜仪）。12.电磁探伤。

13.声波变密度（声波仪）。14.智能配水器。15.过套管电阻率。16.高压物样取样器。17.电动除垢器。18.液压举升装置。19.电动封隔器。20.张力短节。21旋转短节。

22.测内径、腐蚀、壁厚、方位、水泥胶结。

23.电缆头、滑套、扶正器、软连接。

24.碳氢比、中子密度、氧活化。25成像测井系列。

以上这些常规测井仪器，西安思坦仪器股份有限公司都生产。

测井仪器类型

具有当今世界先进水平的斯伦贝谢、阿特拉斯、哈里伯顿三大测井公司的测井技术和测井设备代表着测井技术的发展方向和水平。目前测井服务的主导产品是斯伦贝谢的MAXIS－500系统、贝克－阿特拉斯的ECLIPS－5700系统及哈里伯顿的ECELL－2000系统，及其配套的井下仪器系列和解释软件。常见的测井仪器缓衫有能谱测井仪、岩性密度测井仪、数字声波测井仪、补偿中子测井仪、双测向测井仪。成像仪器主要有核磁共振测井仪、环周声波成像测井仪、电成像测井仪、多极子声波成像测井仪、扇段(分区)水泥胶结测井仪、阵列感应测井仪等。(1)电阻率测井仪电阻率测井仪(附图16)是用于钻孔岩层视电阻率测量的仪器。该地面仪器连接井下电极系，并配套PC机使用，可以测量视电阻率及自然电位等参数。仪器采用自适应供电方案，向井下岩层供出宽范围的交流方波。同时测量供电电流和电压。所以具有操作简便，测量范围宽，轻便可靠等特点。为了减少人工电场对自电测量的干扰，仪器采用AB不供电测自然电位的方案。视电阻率测量有两个电压测量通道，可以同时记录两条视电阻率曲线。(2)全波列声波测井仪全波列声波测井仪(附图17)功能齐全。可用于工程勘察中的岩石钻孔全波列测井，还可用于非金属材料和构件的强度及缺陷的无损检测、混凝土基桩完整性缺陷检测。仪器波形放大显示，自动快速判读声波参数。钻孔、测区或桩基的波形、测点声时、测区平均声速、测区换算强度值现场实时显示。Windows系统下全中文菜单操作，简单易学，方便快捷。高亮度，10.4″彩色触摸式液晶显示屏。USB接口数据传输、打印，快速、可靠。主要技术指标见表8.2。表8.2全波列声波测井信主要技术指标表续表(3)多参数轻便数字测井仪MOUNT测井仪系列(附图18)、全数字化井下综合参数扰闷腔探头，包括:电阻率，自然伽马、伽马能谱，伽马密度，中子孔隙度，自然电位，声波全波列，磁导率，激发极化，声学二维/三维成像，井径，井斜，产状，流量等各种探头。有适用于煤田和金属矿测井的1000m，2000m绞车，也有使用于工程物探，水文地质，环保测井的100m，200m，500m轻型绞车。(4)综合数字测井系统综合数字测井系统(附图19)是专为野外工作方便而设计的，可连接各种测井探管的数字化测井系统。地面仪器可连接各种测井探管的轻便方式，此外还包括了深度计量给井下仪供电等功能。本仪器具有重量轻，操作维修简单罩基，可连接井下探管种类多，抗震、耐温、耐湿，可靠性高等特点。

测井仪器的种类,分别具有的特点及其表现出的特殊性

（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4.33m，重148kg，额定温度177℃，额定压力138MPa，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5.3in，带有滑套弓型弹簧的最大总直径为6.6in。

对于一般的井眼条件，推荐的最小井径为6.25in。当井眼条件很好，CMR可在5.785in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6in，即15.24cm）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45.7～183m/h之间。在束缚流体测井模型下测速可达244m/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（0.28ms）。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0.28ms时对应的采集时间分别为：0.056s、0.084s、0.17s、0.34s、0.50s、0.84s、1.40s和2.24s。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2p.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4mPa·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4mPa·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9in采样率，测速提高1.5倍。

表5-4MAXIS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3s），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400μs）。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3p.u.或4p.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。4p.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4s或5s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50ms和150ms。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0.28μs时，T2min为0.5μs。

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3000μs。对于点测，一般采集3000～8000个回波，T2max定为5000μs。

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100p.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5-56MRIL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8in，直径为4.5in或6.0in）；长13ft、直径3.626in的电子线路短节和长10ft、直径为3.626in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43in（或24in，这取决于RF天线的张角）、额定厚度为0.04in。有两种探头可供选择，直径为6in的标准探头，用于直径7.785～12.25in的井眼；直径为4.5in的小井眼探头，用于直径6.0～8.5in的井眼。仪器的工作频率为650～750kHz，共振区域半径19.7～21.6cm（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17×10-4T/cm的额定磁场梯度，一个15kHz的频率跳跃对应于共振区域半径0.23cm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8.5in的井眼中，Rm＞10Ω·m的淡水泥浆井眼中天线Q值为100；而在Rm=0.02Ω·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725kHz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5-57MRIL双频测量示意图

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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=500ms、1000ms和2000ms的条件下，地层极化完全恢复对应于周期为750ms、1500ms、3000ms。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43in，C型仪可兼容更小的张角（24in）。

（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1ms。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0.9m·min-1、3.0m·min-1和9.1m·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1m、长2m、宽1m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24in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，24in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43in张角的结果比较可见，24in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24in张角的信噪比应降2.5dB；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5dB。

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5-59MRIL测得的回波串

由一组固定T2弛豫（4ms，8ms，16ms，32ms，64ms，128ms，256ms和512ms）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32ms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=3～4s，标准回波时间间隔Te=1.2ms，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=0.6ms，NE=10，TW=0.02s），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=0.6ms，NE=10，TW=0.02s），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=0.6ms，NE=10，TW=0.02s），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=0.6ms，NE=10，TW=0.02s），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

测井分析仪

50000

测井仪器型号有哪些

近钻头随钻测量技术是石油钻井领域最具有发展前景的高新技术之一，它以近钻头地质参数与工程参数的随钻测量、传输、信息解释、决策控制为主要技术特征，能有效提高油气层钻遇率、降低钻井成本。本文介绍了近钻头测量系统国内外的发展与应用现状，阐述了系统的工作原理、结构组成与特点，为满足小口径钻进对近钻头测量技术的需求，提出了小型化设计亟待攻克的关键技术难题，包括电磁波无线通信抗干扰技术、小直径涡轮发电技术、井下MEMS传感器技术等，为今后小直径近钻头测量系统研发提供技术基础。

近钻头随钻测量;小口径钻进;电磁波无线通信;涡轮发电;MEMS传感器

在油气资源勘探开发过程中，近钻头测量系统是实时获取近钻头区域数据的重要手段，它是利用近钻头地质参数、工程参数测量和随钻控制技术手段来指导钻头一直沿着设计轨迹或者“甜点区”钻进，从而提高油气层钻遇率，减少钻井成本［1］。近钻头测量系统是综合了钻井、测井、信号采集、自动控制、机械设计与制造等多学科的一种高新技术，在石油天然气定向钻井中必不可少。然而在地质钻探领域，多为小口径取心钻进，限制了近钻头随钻测量系统的推广应用。随着钻井技术的发展和公益性地质调查项目的不断实施，小口径油气钻井和地质勘探孔越来越多（口径多在152.4mm以下），尤其是小口径定向井、水平井钻进，工程人员需要获取近钻头处的钻压、扭矩、振动、压力、温度等工程参数以及顶角、方位等轨迹参数，及时掌握钻具的实际工作状态与钻孔轨迹，确保钻具与钻进过程安全可控［2-4］。随着微纳电子技术的飞速发展和微机电系统（MEMS）智能传感器产品的不断完善，使得小口径井下近钻头测量系统的研发成为可能。基于此，本文对近钻头随钻测量系统的国内外研究现状及工作原理进行了分析总结，并提出了小口径近钻头随钻测量系统的技术难点，以期给相关从业者提供借鉴。

国外研究井下近钻头测量系统时间早于国内，而且发展速度很快，取得了较好的经济效益。以近钻头测量为特征的近钻头地质导向系统是21世纪石油钻井领域的一项重大创新技术，美国、英国、澳大利亚、挪威等国家采用该技术完成的钻井数量逐步增多，钻井周期逐步缩短，钻井成本显著下降。

20世纪90年代初，史密斯公司（SmithInternational）提出了近钻头测量概念，并申请了专利，该方案主要包括近钻头传感器模块、控制模块2部分，2个模块均包含一个内置环状天线的收发器。传感器模块位于动力钻具下方近钻头处，负责采集井下数据并将数据调制为电磁信号加载至发射天线，位于动力钻具上方的控制模块对该电磁信号进行接收解调，从而获取传感器采集的原始数据，通过随钻测量系统（MWD）再将数据传输至地表［5］。1993年，斯伦贝谢公司（Schlumberger）研发了一套无线传输系统，分别在钻头附近钻铤及上部钻铤安装了环状天线收发组件，用于收发近钻头数据，该系统没有将数据直接发给随钻测量系统，而是新增了一个声波收发装置将数据传输至地面。进入21世纪以来，大型油服公司也相继开发并完善了近钻头测量系统，贝克休斯公司、斯伦贝谢、哈利伯顿为主要技术拥有公司，生产8种产品约20个系列，可测量参数30多项，基本上能够满足各种井型的需要，但是对外仅提供技术服务，不出售测量设备，且服务价格十分昂贵。其中代表性的测量系统有［6］：

（1）贝克休斯公司（BakerHughes）的NaviGator系统，测井仪器位于钻头后1~4m，可以测量井斜、电阻率、方位、伽马射线等参数。

（2）斯伦贝谢公司的EcoScope多功能随钻测量系统，可以测量多种近钻头参数，主要包括伽马射线、电阻率、密度、孔隙度、环空压力、井径、振动等参数。

（3）哈利伯顿公司（Halliburton）的ABI系统，可测量近钻头处的井斜、伽马、电阻率等参数。

与国外相比，国内在近钻头测量系统方面的研究起步较晚，目前尚无成熟的产品使用。1994年，中国石油勘探开发研究院对该技术开展了技术探索与储备工作，1999年进行技术攻关研制出一套带近钻头传感器的地质导向钻井系统CGDS-1，该系统可以测量井斜、电阻率、伽马等参数，总体达到了国外20世纪90年代的水平［1］。2007-2010年，大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院成功研制了DQNBMS-1近钻头地质导向测井系统，该系统具有多参数测量、测点距离近（部分参数小于1m）、测量精度高等特点，显著提高了油层砂岩钻遇率，为水平井尤其是薄差油层水平井开发提供了技术保障［7］。2012年，胜利伟业石油工程技术服务有限公司研制成功了MWD近钻头无线地质导向系统，测量仪器距离钻头2.8ｍ，采集的数据经过调制后通过无线电磁波方式传输给螺杆钻具上部的无线短传接收系统，解调后即可获得近钻头数据参数［5］。2012-2014年，长城钻探工程公司在已有随钻测井系统（LWD）基础上成功研制了GW-NB近钻头地质导向系统，仪器总长度仅1m，直接与钻头连接，仪器测量零长仅为0.5ｍ，这种设计大大降低了仪器维修成本和缩短了仪器维保时间。近年来，北京六合伟业与西部钻探工程院共同开发了XZ-NBMS型随钻近钻头测量系统，近钻头测量参数有井斜和动态方位伽马成像，采用电磁波无线短传系统，测量精度高、传输稳定。仪器外径目前有Ø172、Ø133.4、Ø105　mm等规格，针对小型化应用需求，目前正致力于小口径测量系统的研发［8］。2019年渤海钻探定向井公司自主研发BH-NWD近钻头方位伽马测量系统，和传统伽马测量仪相比零长短，能更早探测到地层岩性的变化，并且具有上伽马和下伽马２条伽马曲线，水平井储层钻遇率均达到93%以上，目前已在华北油田、山西煤层气田、四川页岩气田等多个油气田成功完成20余口水平井的随钻地质导向测量作业［9］。近年来，中国石油大学、东北石油大学、山东大学、中国地质大学等高校也相继开展了近钻头测量与数据传输系统的研究，研究工作内容都是侧重系统模型的仿真分析及地面模拟实验，未能真正用于实际生产中，后续还需要对该系统进行深入研究。

近钻头测量系统由近钻头测量短节和近钻头接收短节２部分组成（见图1），二者之间通过无线传输系统进行信号传输，传输方式主要有泥浆脉冲传输、电磁波传输和声波传输。近钻头测量短节与钻头连接，主要由传感器、发射天线、控制电路、电池组等组成。控制电路是为了获取地质参数和工程参数等井下数据，然后做出处理并将信号传输给发射天线，发射天线将信号以电磁波形式发射给接收天线。近钻头接收短节位于螺杆钻具上方，主要由接收天线、控制电路、电源电路、存储器等组成，负责接收发射天线传输过来的信号，然后将信号进行处理存储。在近钻头地质导向系统中，接收短节还能与MWD系统进行通讯，通过MWD系统将数据上返给地面。

图1  近钻头测量系统组成示意

Fig.1  Systemcompositiondiagram

声波和电磁波在近钻头无线短传通讯系统方面都有应用，与声波短传不同，电磁波因其传输信号频带更宽、所需功率更低且不易受到井下噪声干扰，加之电磁波短传技术非常成熟，因此在近钻头测量无线短传通信系统中应用比较广泛。

电磁波短传无线通信系统主要由发送设备、接收设备、电磁信道3大部分组成（见图2），其中发送设备由传感器、信号调制器、功率放大器和发射天线组成，接收设备由接收天线、信号放大器、滤波器和信号解调器组成，电磁信道一般由钻具、裸露的井壁和它们之间的钻井液及周围的地层共同组成。

图2  电磁波无线短传通信系统组成示意

Fig.2  Schematicdiagramoftheelectromagneticshortwirelesscommunicationsystem

电磁波无线短传技术是利用甚低频/低频电磁波进行信号远程传输的技术。电磁波短传无线通信系统工作原理为：井下传感器采集的数据基本上为数字信息，调制电路需要将数字信号转变为在通信信道传输的某一频率的模拟信号，该模拟信号经功率放大后由发射天线发射至由钻井液、钻柱及井下环空构成的电磁信道中。依据电磁感应电流场基本原理，接收天线在交变的磁场作用下将感应到的电磁信号转换为电信号，经放大滤波，然后进行信号解调即可获取近钻头传感器的原始数据信息，最终实现近钻头数据信息的无线短距离传输。

与传统石油钻井相比，小口径钻进技术所需钻井设备小而少，消耗的材料、燃料、专用管材少，井场占地面积小，有助于降低勘探成本和提高经济效益，在石油钻井中，国外小口径尺寸定义已经缩小到Ø98.4mm甚至更小的Ø82.6mm，国内小口径尺寸主要为Ø152.4mm和Ø120.7mｍ。我国小口径定向钻具还没有成熟的尺寸系列，小口径近钻头测量系统开发也处于初步研究阶段，本文通过Ø96mm口径近钻头测量系统（见图3），重点分析电磁波无线传输技术、井下自发电技术及MEMS传感器技术在小型化设计中的实现建议。

图3  Ø96mm口径近钻头测量系统方案示意

Fig.3  Schematicdiagramofthe“H”sizenear‑bitmeasuringsystem

电磁波无线传输不需要钻井液作为信号载体，对欠平衡钻井工艺有更好的适应性，但随着地层介质对信号的吸收，石油钻井中其应用深度受到很大限制，一般不超过3000ｍ［10］。与石油钻井不同，地质钻探尤其是小口径深部地质钻探多数为火山岩或者变质岩地层，地层电阻率较大，电磁波信号衰减小，载波频率选择范围更广，这对信号传输是有利的，同时由于井眼尺寸的减小，收发线圈结构尺寸相应变小，会降低信息的传输距离和效率。解决方案可从以下３方面着手，一是对发射天线进行改进研究，在尺寸及发射距离之间寻找最佳点，以满足小口径近钻头随钻测量系统要求，比如ScientificDrillingInternational公司的EM-MWD产品，其工作原理是从地表经钻杆下入电缆，并将电缆与发射端对接形成延伸发射天线，从而提高信号传输深度，传输距离可达4000m，且传输速度也较为快速。二是对在电磁波微弱信号处理技术进行研究［11-13］，从而在减少天线尺寸的同时减少信号的失真程度，最大程度的提高发射距离。三是可采用信号中继站技术（见图4），在钻柱上设置分布式的信号中继站，上一级中继站接收到信号后对信号进行解调及重新调制，从而达到信号修正的目的［14-16］，随后将调制过的信号重新发送，从而实现利用“信号接力”技术将井下信号有效高速地传递到地表。

图4  信号中继站实现方案

Fig.4  Structureblockdiagramofthesignalrelaystation

在深井甚至超深井近钻头测量过程中，采用锂电池对测量仪器供电已经不能满足井下高温高压环境要求，受电池容量限制，仪器持续工作时间也会受到限制，采用钻井液动力驱动涡轮发电机进行发电是一种有效的供电方式。涡轮发电机主要由涡轮机构和发电机２部分构成，图5所示为一种旋转磁极式涡轮发电机结构，其工作原理是钻井液驱动涡轮旋转，涡轮带动安装有永磁体的外壳转子旋转，发电机定子轴上装有线圈绕组，线圈切割磁力线从而产生交流电。考虑其小型化设计，需要对其结构紧凑性和工作高效性提出更高要求，主要有发电机电磁结构和参数优化设计、涡轮结构形式与结构参数优化设计及其精密制造等［17-20］。

图5  涡轮发电机结构

Fig.5  Schematicdiagramoftheturbinegeneratorstructure

斯伦贝谢、贝克休斯、哈利伯顿、俄罗斯SAGOR公司的井下涡轮发电机技术成熟，国内也有数家科研单位研发了多种型号的井下涡轮发电机，但多数是针对井下大功率（≥200W）仪器研制的，驱动钻井液排量较大，且其外径多在100mm以上，不适用于小口径［21-22］。图6为俄罗斯SG072（左）和SG074（右）型号涡轮发电机，其中SG074型涡轮发电机涡轮直径为89mm，外壳直径为80mm，功率为30~550W，所需钻井液排量7~20L/s，满足一般地质钻探小口径的尺寸需求，有望用于小口径近钻头随钻测量系统的实时供电。

图6  俄罗斯SAGOR公司SG型泥浆涡轮发电机

Fig.6  TypeSGmudturbinegeneratorfromSAGOR,Russia

微机电系统内部结构一般在微米甚至纳米级，是一个集微传感器、微执行器、微机械机构、微电源、信号处理及控制电路、接口及通信等于一体的独立的智能系统［20］，其结构组成见图7。

图7  MEMS传感器基本构成

Fig.7  BasicstructureoftheMEMSsensor

MEMS传感器凭借其体积小、质量轻、可靠性高、灵敏度高、易于集成等优势，正在逐步取代传统机械传感器，常见的MEMS传感器有压力传感器、温度传感器、加速度传感器、陀螺传感器等。由于MEMS传感器具有极小的尺寸和高集成度的特性，能有效适应井下狭小的安装环境，且MEMS传感器具有良好的抗振动、抗冲击能力，近年来该类传感器在井下工具中也获得了越来越广泛的应用，斯伦贝谢公司率先将MEMS陀螺传感器应用于随钻测量工具，西安交通大学针对矿井的环境需求采用了新的设计思路研制了大量程的高温高压传感器，该传感器的外尺寸仅为4000μm×4000μm×525μm。重庆大学为了降低MEMES传感器在井下环境的误差，提出了角差补偿安装法。中科院地质与地球物理研究所开展了基于MEMS加速度计的近钻头动态井斜测量系统研究，测量单元将5个MEMS加速度计集成于独立的一个短节上，在动态情况下测量精度达到了0.5°［23］。中煤科工集团西安研究院有限公司、中国地质大学（北京）等也开展了基于MEMS传感器的井眼轨迹测量系统的误差校正研究，能够满足实际井下钻探工艺的精度需求［24-25］。

（1）近钻头随钻测量及无线短传技术在石油钻井领域已经广泛应用，国内在井下近钻头测量系统的研究已趋于成熟，但在测量精度、应用深度、可靠稳定性等方面，与国外还存在差距。

（2）小口径近钻头测量系统处于初步研究阶段，针对小口径钻进近钻头测量系统应用需求，目前小型化设计急需攻克的关键技术包括小尺寸电磁波天线设计及信号处理技术、小直径涡轮发电机设计技术、井下小型传感器及测控系统设计等相关技术。近钻头随钻测量系统研发涉及技术领域广泛，是一个复杂的系统工程，需要发挥科研院所、高校和企业各自优势，强化“产学研用”深度融合，在关键技术和“卡脖子”难题上取得突破，共同推动智能化钻井技术发展。

引用本文：韦海瑞,朱芝同,吴川,等.近钻头随钻测量系统及其小型化设计关键技术分析[J].钻探工程,2022,49(5):156-162.

WEIHairui,ZHUZhitong,WUChuan,etal.Analysisoncurrentstatusandkeytechnologyofminiaturizationdesignofnear-bitMWDsystems[J].DrillingEngineering,2022,49(5):156-162.