一、岩石物理计算处理解释流程 ............................................................................................ 2
㈠SPLIT_mcls ..................................................................................................................... 2 ㈡RESEQ ............................................................................................................................ 3 ㈢ECHO STRIP .................................................................................................................. 4 ㈣PROCESS T2D ................................................................................................................ 8 ㈤T2 TOOLKIT ................................................................................................................. 9 二、时间域（TDA）分析与油气解释流程 .......................................................................... 13
（一）、T2T1_EVENT ..................................................................................................... 15 （二）、TDA_COMP ....................................................................................................... 17 三、扩散（DIFAN）分析与油气解释流程 .......................................................................... 19
（一）T2_DIFSEL ........................................................................................................... 21 (二)、DIFAN .................................................................................................................... 22 三、核磁流体分析（MRIAN）解释流程 ............................................................................. 25
（一）、PRE MRIAN ....................................................................................................... 25 （二）、SWB-MRIAN ...................................................................................................... 30 （三）、MRIAN（Magnetic Resonance Imaging Analysis） ......................................... 33 四、核磁－密度分析DMR（Magnetic Resonance－Density Analysis） ........................... 44
1
MRIL-Prime型核磁共振测井数据处理
核磁共振成像测井的资料处理，首先是原始回波串的预处理及多指数拟和，得到后续处理所需要的各种信息，如T2分布、回波串的差（双TW数据）等。接着，双TW数据作TDA分析，再进入时间—深度转换。如果不是双TW数据，则在回波拟和后即做时间—深度转换。然后，在深度域做岩石物理计算及油气解释，得到最终结论。
一、岩石物理计算处理解释流程
原始回波串 抽取、分组SPLIT_mcls （可选） 重新排序Reseq ACT_PARAMS ECHO_STRIP（回波串拟合） PROCESS_T2D（时间域-深度域转换） T2 _TOOLKIT（岩石物理参数计算） 最终结果
㈠SPLIT_mcls
1. 作用：
把含5组数据的文件（时间域文件）分成几个含3组数据的文件。
2. 启动SPLIT_mcls ：
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→SPLIT_mcls，屏幕上出现： Enter input CLS file(*.m.cls) 用户输入： 333.m.cls?
屏幕上接着出现： Enter output groups desired: 用户输入输出文件名 （abc、adc、dec）之一 注：实际输出文件名为： 333.abc.m.cls
3. 说明：
1) DPP主窗目录必须是待处理MRIL文件（*.m.cls）所在目录。
2
2) 用CLS Editor查看该新文件中的CACT和GRP发生了变化。
㈡RESEQ
1. 作用：
把SPLIT mcls处理过的文件中的CACT和GRP进行排序。
2. 运行方法：
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→RESEQ，屏幕上出现Runner—Main Windows窗口
1) 点击File→Select CLS Database,输入SPLIT处理过的CLS文件； 2) 点击EDIT→CURVE MAP,确定输入/输出曲线名(重定向)；
3) 点击OPTION→create parameter database，自动生成名为reseq.jbv的参数文件；或File
→Open parameter database打开已存在的参数文件;
4) 点击OPTION→RUN PARAMETER EDITOR，对参数文件进行编辑。从文件
/desktop/dpp/etc/cact reseq db.txt中找到观测模式ID码，赋给参数ACT_SEQ; 5) 点击SAVE SESSION FILE，生成各种文件集合，以备再处理之用，最后点击RUN运行程序。 3. 说明：
①该程序只能运行一次，若出错，必须从SPLIT_mcls开始重做。
3
②用CLS Editor会发现该新文件中CACT和GRP发生变化，CACT已重新排序。
文件cact_reseq_db.txt内容
ACT_SEQ号 观测模式 ACT_SEQ号 观测模式 0 MX2TWTE1
1 MX2TWTE2 14 D9TWE4ADC 2 MX2TE 15 DTWE1ABC 3 D9TWE1ABC 16 DTWE1DEC 4 D9TWE1DEC 17 DTWE1ADC 5 D9TWE1ADC 18 DTWE2ABC 6 D9TWE2ABC 19 DTWE2DEC 7 D9TWE2DEC 20 DTWE2ADC 8 D9TWE2ADC 21 DTWE3ABC 9 D9TWE3ABC 22 DTWE3DEC 10 D9TWE3DEC 23 DTWE3ADC 11 D9TWE3ADC 24 DTWE4ABC 12 D9TWE4ABC 25 DTWE4DEC 13 D9TWE4DEC 26 DTWE4ADC
㈢ECHO STRIP
1. 作用：对MRIL－P/C型仪器测得的m.cls文件进行MAP处理。
? 回波串累计和相位校正；
? 进行回波串多指数拟合，获得离散的T2分布及各区间孔隙度；
? TE=0.6ms，T2的选取为0.5，1，2，4，8，16，256ms
? 其它TE，T2的选取为1，2，4，8，16，32，64，128，256，512，1024，2048ms
? T2域的合并：0.5，1，2，4ms由TE＝0.6ms回波串拟和结果提供；8，16，?，2048ms 由TE≠0.6ms回波串拟和结果提供。
? 对TDA计算提供长、短TW回波串的幅度差EDIF； ? 输出MPHIX，用作对比。 2. 运行方法：
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→ECHO_STRIP ，屏幕上出现Runner—Main Windows窗口。在Runner—Main Windows窗口中
1) 点击File→Select CLS Database，选择待处理的*.m.cls文件； 2) 点击EDIT→CURVE MAP,确定输入、输出曲线名(重定向)；
3) 点击OPTION→create parameter database，自动生成名为echo_strip.jbv的参数文件；或
File→Open parameter database,打开已存在的参数文件；
4) 点击OPTION→RUN PARAMETER EDITOR，对参数文件进行编辑；
5) 点击SAVE SESSION FILE，生成各种文件集合，以备再处理之用，最后点击RUN运行程序。 说明：
①所有处理在时间域（*.m.cls）中进行；
4
②从文件/desktop/dpp/etc/dpp_act_db.txt中查程序需要的有关参数； ③输出的所有孔隙度曲线都没有经过滤波。
● 参数设置：(绿色意味着变化，红色意味着不变)
ACT-FLG： 模式编号（从desktop/dpp/etc/dpp act db.txt中查找） 1、做平均处理的参数
RUNAVA： A组平均处理参数，隐含16，范围1～80 RUNAVB： B组平均处理参数，隐含16，范围1～80 RUNAVPR： PRO6组平均处理参数，隐含4，范围1～80 RUNAVED： 差分回波串EDIF平均处理参数，隐含4，范围1～8 2、对A组做相位校正的参数
PHSCORA： 对A组做相位校正标志（=1做校正，=0不做） PTHRESA： A组孔隙度门槛，隐含0，范围1～10 NLVLPHA： 相位校正的累计数目，隐含5，范围1～12
FECHOPHA： A组第一个做相位校正的回波序号，隐含2，范围1～5 LECHOPHA： A组最后一个做相位校正的回波序号，隐含9，范围3～1000 3、对B组做相位校正的参数
PHSCORB： 对B组做相位校正标志（=1做校正，=0不做） PTHRESB： B组孔隙度门槛，隐含0，范围1～10 NLVLPHB： B组相位校正的累计数目，隐含5，范围1～12 FECHOPHB： B组第一个做相位校正的回波序号，隐含2，范围1～5 LECHOPHB： B组最后一个做相位校正的回波序号，隐含9，范围3～1000 4、BAND鉴别参数（只在有坏BAND时使用）
DBANDO~DBAND4：鉴别BAND0、BAND1、BAND2、BAND3、BAND4，隐含0（0=不做，1=做） 5、MAP处理参数
FECHOA： A组第一个做处理的回波序号，隐含2，范围1～51 LECHOA： A组最后一个做处理的回波序号，隐含400，范围10～1000 FECHOB： B组第一个做处理的回波序号，隐含2，范围1～51 LECHOB： B组最后一个做处理的回波序号，隐含400，范围10～1000 FECHOPR： C组第一个做处理的回波序号，隐含1，范围1～21 LECHOPR： C组最后一个做处理的回波序号，隐含10，范围10～30 6、MAP处理“规则化”（Regulrrization）参数
SMOOTHA: A组平滑整齐参数，隐含0.5，范围-0.2～1。若需高度整齐化，输入低平滑值。 SMOOTHB: B组平滑整齐参数，隐含0.5，范围-0.2～1 SMOOTHPR: C组平滑整齐参数，隐含0.5，范围-0.2～1 SMOOTHED: 差谱平滑整齐参数，隐含0.5，范围-0.2～1 7、回波数（这些参数仅适用于C型仪器） NECHOA： A组回波个数, 隐含400 NECHOB： B组回波个数, 隐含400 NECHOPR： C组回波个数, 隐含10 8、测试参数
5
DEBUG: 回波测试标志，隐含0（0=不，1=是） FILLNULL: 充填w/Nulls标志，隐含1（0=不，1=是） DEBFLG: 使用Diabias滤波器标志，隐含1（0=不，1=是） TRFLG: 目前不可用
SHELLFLG: PRIME为壳牌输出标志，隐含0（0=不，1=是，仅对P型仪器） ERFLG： 提高分辨率标志（=1进入提高分辨率处理，=0不做），隐含0
TE 0.9ms 1.2ms 2.4ms 3.6ms 4.8ms 6.0ms MRIL—P相位校正的回波序号 2～12 2～9 1～6 1～5 1～4 1~3 ● 输入曲线（28条）
AMPN： 前3个回波的幅度 B1： 井下测量的原始B1。
B1MO： 温度校正后的B1。 B1MOD=B13(1+0.000333Ptemp C) CACT： 观测模式中的一个周期内回波的序号。 CALT: 刻度参考温度 CECH： 回波个数。
DCOF： 由回波串计算的直流偏置（未经刻度）。 DLOD： 井下张力。
E1CO： 第一个回波校正因子。 E1CO=E1Coef13B1mod+E1Coef23B1mod+E1Coef3 E2CO： 第二个回波校正因子。 E2CO=E2Coef GAIN： 增益（未经累加）。 GAMM： 自然伽马（未经刻度）。 GRP： 回波串识别符。
IEDC： 回波间直流偏置的均值（未经刻度）。 IE_N: 回波间直流偏置的标准偏差 NOIS： 直流偏置的标准偏差（未经刻度）。 OFFS： 直流偏置均值（未经刻度）。 PWCO： 功率校正因子。 PWCO?2
探头温度
刻度确定的系数
1 2AOCoef1?B1mod?AOCoef2?B1mod?AOCoef3幅度系数
RAMP： 原始回波幅度（经过所有校正，未经累加）。 RPHA: 原始回波相位
SACO： 矿化度校正因子。 SACO=1.0+0.043(Sal.In ppm/100,000) SEQN： 观测模式序号。
STAT： 数据传输状态（＝0可以，＝1丢失，＝2字节有误，＝32重复）。 TDEP: 深度
TMCO： 温度校正因子。 TMP1： 发射器温度。
6
?地层温度（K)TMCO?CAL.Temp(?K)TMP3： 探头温度（单位：℃）。
TTIM： 地面系统记录的回波串传输时间。
● 输出曲线
1、回波串A处理后的输出曲线
DEPTHA： 回波串A的参考深度（累加窗口的中心）
AMPA、PHASA： 回波串A的幅度、相位（经过刻度、增益、功率、矿化度、温度校正，没做累加） REALA、IMAGA： 回波信号实部、虚部（直角坐标系），经过刻度，没做校正，没做累加 AVRA、AVIA： 累加后的实部、虚部
REALCA、IMAGCA：经过相位校正以后的AVRA、AVIA，并做增益、功率、矿化度、温度校正 ECHOA： 重复REALCA（仅用于显示） 2、回波串A拟合处理后的质量控制曲线 PHANA： A组的平均相位角
PHNOA、PHERA： 经累加和相位校正后的噪声（虚部）的标准偏差、均值， SNRA： 回波串的信噪比
CHIA： 拟合误差的标准偏差（拟合质量） 3、回波串A反演拟合后的输出曲线 P01A、P02A： T2=1.0ms，2.0ms的孔隙度
P1A～P10A： T2=4、8、16、32、64、128、256、512、1024、2048ms的孔隙度，％ PBINA： 孔隙度幅度向量，％
4、回波串B处理后的输出曲线、质量控制曲线、反演拟合后的输出曲线 DEPTHB： 回波串B的参考深度（累加窗口的中心）
AMPB、PHASB： 回波串B的幅度、相位（经过刻度、增益、功率、矿化度、温度校正，没做累加） REALB、IMAGB： 回波信号实部、虚部（直角坐标系），经过刻度，没做校正，没做累加 AVRB、AVIB： 累加后的实部、虚部
REALCB、IMAGCB：经过相位校正以后的AVRB、AVIB，并做增益、功率、矿化度、温度校正 ECHOB： 重复REALCB（仅用于显示） PHANB： B组的平均相位角
PHNOB、PHERB： 噪声（虚部）的标准偏差、均值，经累加和相位校正 SNRB： 回波串的信噪比
CHIB： 拟合误差的标准偏差（拟合质量） P01B、P02B： T2=1.0ms，2.0ms的孔隙度
P1B～P10B： T2=4、8、16、32、64、128、256、512、1024、2048ms的孔隙度 PBINB： 孔隙度幅度向量
5、回波串C（RP06）处理后的输出曲线、质量控制曲线、反演拟合后的输出曲线 DEPTHC： 回波串C的参考深度（累加窗口的中心）
AMPC、PHASC： 回波串C的幅度、相位（经过刻度、增益、功率、矿化度、温度校正，没做累加） REALC、IMAGC： 回波信号实部、虚部（直角坐标系），经过刻度，没做校正，没做累加 AVRC、AVIC： 累加后的实部、虚部
REALCC： 经过功率、矿化度、温度校正后的AVRC SNRC： 回波串的信噪比
7
CHIC： 拟合误差的标准偏差（拟合质量） P1PR～P7PR： T2=0.5、1、2、4、8、16、256ms的孔隙度 PBINPR： 孔隙度幅度向量
6、双TW模式回波串的差（用于TDA分析）、质量控制曲线、反演拟合后的输出曲线 EDIF： 回波幅度的差（A组－B组） CHIED： 拟合误差的标准偏差（拟合质量） P01ED、P02ED： T2=1.0ms，2.0ms的孔隙度
P1ED～P10ED： T2=4、8、16、32、64、128、256、512、1024、2048ms的孔隙度 PBINED： 孔隙度幅度向量 7、增益（用于质量控制）
GAINA、GAINB、GAINC：A、B、C组的增益（经过累加） 8、反演拟合后的质量控制曲线
YFITA、YFITB、YFITPR、YFITED： 回波串A、B、C、ED的理论值 9、频带相位曲线
PHANA0～PHANA3：A组0、1、2、3频带相位角 PHANB0～PHANB3：B组0、1、2、3频带相位角 10、回波串的差增强因子(对短TW的预极化校正) EDBST： 用于增强回波串的差 11、深度对比曲线
MPHIX： 核磁共振总孔隙度（仅用于深度对比）
● 说明
1、质量控制
ERFLG为提高分辨率标志，当其等于0时，各个做平均处理的参数RUNAVA、RUNAVB、RUNAVPR对不同模式有最小值，不能下调，且不计算纵向分辨率RAAPER。当ERFLG为1时，启动SETOR方法，参数RUNAVA、RUNAVB、RUNAVPR可以下调，与NLVLPH一起变化，NLVLPH按2倍增加，目的是：CHI<2，PHNO≈1.0，PHER≈0，SNR>5，RAAPER较合理。
2、ECHO STRIP运行完后，形成几个临时文件（“MWS*.*”），占很大空间，应删掉。
3、回波串差增强因子EDBST考虑了在等待期间，由于仪器的移动，完全极化过的自旋进入短等待时间的探测区域
EDBST?1
TWB?DepthDif?TWB?NE?TE?1?Antlen式中：Antlen－天线长度；
DepthDif－长、短等待时间深度差
㈣PROCESS T2D
1. 作用：
将核磁时间域文件转为深度域文件，以备下步处理使用。
2. 运行方法：
8
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→PROCESS_T2D ，屏幕上出现 Enter input CLS file(*.m.cls) 用户输入文件： 333.m.cls?
屏幕上接着出现： Enter output CLS file[333.d.cls] 用户给定输出文件名：333.d.cls?
屏幕上又出现： Enter the sampling step:
输入采样间距，英制输入0.5，米制输入0.1，屏幕上接着出现
Enter configuration file[desktop/dpp/etc/config.m2d] 要求输入相应的配置文件。然后屏幕上接着出现：
用户直接回车即可，然后出现
Enter MRIL to log delay [0.0] Enter GRMM to log delay [0.0]
要求用户输入深度延迟。若不输入，用户直接回车即可，程序开始执行。 注意：
1、先查原文件中的TDEP是公制还是英制，再根据公英制以及文件中有几组数据选择配置文件，该程序不能进行公英制转制。具体如下：
“2组数据且英制” /?/?/config 2 grp ft.m2d “2组数据且公制” /?/?/config 2 grp m.m2d “3组数据且英制” /?/?/config 3 grp ft.m2d “3组数据且公制” /?/?/config 3 grp m.m2d 2、用CLS Editor可看出时间域文件转为了深度域文件。
适合A组+PRO6组 适合A组+ B组+PRO6组
㈤T2 TOOLKIT
1. 作用：
? 将各区间孔隙度滤波；
? 计算总孔隙度MSIGT、有效孔隙度MPHIT、束缚水孔隙度MBVIT和渗透率； ? 由离散的T2分布得到连续分布的T2谱（200个元素的向量）； ? 计算油气的NMR性质（T1、T2及含氢指数）； ? 对TDA_COMP的计算结果进行滤波。
2. 运行：
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→ECHO_STRIP ，屏幕上出现Runner—Main Windows窗口。在Runner—Main Windows窗口中
1） 点击File→Select CLS Database, 选择待处理的*.d.cls文件； 2） 点击EDIT→CURVE MAP,确定输入、输出曲线名(重定向)；
3） 点击OPTION→create parameter database，自动生成名为t2_toolkit.jbv的参数文件；或
File→Open parameter database打开已存在的参数文件； 4） 点击OPTION→RUN PARAMETER EDITOR，对参数文件进行编辑；
9
5） 点击SAVE SESSION FILE，生成各种文件集合，以备再处理之用，最后点击RUN运行程序。 ● 参数设置：
ACT-FLG： 模式编号（从desktop/dpp/etc/dpp act db.txt中查找）。 OSFLG： 是否老类型的谱（=0不是，=1是）。 1、关于滤波的参数
FILTFLG： 是否滤波（=0不是，=1是）。
FLTTYP： 滤波类型（=0为Hanning,=1为Triangular,=2为Block）。 FLTLEN： 滤波长度（隐含5，范围3～21）
当采样间距为0.5ft，则令FLTLEN=5； 当采样间距为0.25ft，则令FLTLEN=9； 当采样间距为0.1m，则令FLTLEN=7；
T2SPLICE：用于把PR06与A或B组合并的的T2时间，隐含4ms。 2、关于计算BVI的参数
T2CUTOFF：束缚流体T2截止值，隐含33。
若无岩心数据，则砂岩用33ms，碳酸盐岩用90ms。
SBVICOEF：SBVI系数，隐含0.062。
若无岩心数据，则砂岩用0.062，碳酸盐岩用0.009。
3、关于计算渗透率的参数
CCOEF： Coates模型的渗透率系数，隐含10，范围5～25 MUDTYP： 泥浆类型（=0水基，=1油基）
CTHRES： 渗透率的最小孔隙度门槛（隐含0.05）。 SBCOEF： Ben Swanson模型的渗透率系数（310）。 SBEXP： Ben Swanson模型的渗透率指数。 FFICUT： 可动流体截止值。 T2STRTSB：PERMSB的低T2 Bin时间。 T2ENDSB： PERMSB的高T2 Bin时间。 CUMSUMTH：PERMSB的累计门槛。 SBFITTYP：PERMSB的拟合模型。
0=为Cubic Spline 1=为2nd order poly.
4、关于计算烃理论性质的参数
HCFLG： 计算烃理论性质的标志。（=0不计算，=1计算）。
TOOLTYP： 核磁仪器类型（=0为C型6\，=1为C型4.5\，=2为P型）。 FRQFLG： C型仪器频率（=0低频，=1高频）。 TE： 回波间隔，隐含1.2ms。 FPRESS： 地层压力，隐含500PSI。 FTEMPF： 地层温度，隐含100°F。 OILVISC： 油的粘度，隐含2cp。 5、自然伽马刻度参数
RGRGAIN： 自然伽马增益系数。
10
-7
RGROFFS： 自然伽马偏移量。
● 输出曲线
1、C组（PRO6）的输出曲线
P1PRF~ P7PRF： 滤波后的T2=0.5、1、2、4、8、16、256ms的孔隙度 MCBW： 粘土水孔隙度（PRO6：P0.5ms＋P1ms＋P2ms） PRSPEC： PRO6组T2分布 2、B组（短TW或长TE）的输出曲线
PO1BF、PO2BF： 滤波后的T2=1.0ms，2.0ms的孔隙度
P1BF~ P10BF： 滤波后的T2=4、8、16、32、64、128、256、512、1024、2048ms的孔隙度 MSIGTB： 总孔隙度，即C组（P0.5＋P1＋P2＋P4）＋B组（P8＋??＋P2048） MPHITB： 有效孔隙度（P4PR＋P2B＋??＋P1OB，即4—2048ms） TBSPEC： B组T2分布，即C组与B组合并（0.5～2048ms） 3、A组（长TW或短TE）的输出曲线
PO1AF、PO2AF： 滤波后的T2=1.0ms，2.0ms的孔隙度
P1AF~ P10AF： 滤波后的T2=4、8、16、32、64、128、256、512、1024、2048ms的孔隙度 MSIGTA： 总孔隙度，即C组（P0.5＋P1＋P2＋P4）＋A组（P8＋??＋P2048） MPHITA： 有效孔隙度（P4PR＋P2A＋??＋P1OA，即4—2048ms） TASPEC： A组T2分布，即C组与A组合并（0.5～2048ms） CBVITA： 截止值束缚水孔隙度BVI，用A组合并的谱计算 SBVITA： 谱束缚水孔隙度BVI，用A组合并的谱计算 MBVITA： 最大BVI（CBVITA与SBVITA中的最大者） MPERM： 渗透率估计值（Coates模型，用MPHITA） PERMSB： 渗透率估计值（Swanson方法） 4、回波串差的输出曲线
PO1EDF、PO2EDF：滤波后的T2=1.0ms，2.0ms的孔隙度
P1EDF~ P10EDF：滤波后的T2=4、8、16、32、64、128、256、512、1024、2048ms的孔隙度 DSPHIED： 回波串差EDIF的总孔隙度 EDSPEC： 回波串差EDIF的T2分布 5、油气NMR特性理论值曲线
DOI、MGRAD： MRIL探测深度、MRIL磁场梯度 RHOGAS： 甲烷密度估算值
T1GAS、HIGAS、T2GAS、DOGAS：甲烷的T1、含氢指数、T2、扩散系数（310） T1OIL、T2OIL、DOOIL：油的T1、T2、扩散系数（310） 6、EDIF时间域（TDA）分析后的曲线
PHIGAF、PHIOAF、PHIWAF：气、油、水滤波后的孔隙度（长TW） PHIGF、PHIOF、PHIWF： 气、油、水滤波后的孔隙度 PHIFPL： TDA完全极化的液相孔隙度 BWTR、BOIL、BGAS： TDA分析后水、油、气的累加孔隙度
TDAMSIG、TDAMPHI： 极化与含氢指数校正后的总孔隙度、有效孔隙度 TDAPERM： Coates模型用TDAMPHI计算的TDA渗透率
11
-5
-5
MGR： 刻度与滤波后的伽马射线
? 方法原理
CBVI计算：如下图所示
CLCUT：粘土水截止值
SBVI计算：假设所有孔径的孔隙水都对束缚水含量有贡献，这种贡献随孔径的增大而减小。
1 Swirf?SBVICOEF?T2?SBVIOFFSBVICOEF、SBVIOFF通过实验室确定。若无实验室数据，对砂岩，SBVICOEF取0.0618，对碳酸盐岩取0.0091；SBVIOFF≥1，若无实验室数据，通常取1。
SBVI?Swirf?0.5?P1PRF?Swirf?1?P2PRF?Swirf?2?P3PRF?Swirf?4?P4PRF?P10AF?CBW?Swirf?8?P2AF???Swirf?2048T2_Toolkit计算的最后束缚水孔隙度MBVITA是SBVI和CBVI的最大者，即
MBVITA=max(CBVI,SBVI)
计算油气NMR特性理论值（根据压力P、温度T的理论公式）
T1g?2.5?107?g1.17TK
???G?TE? 1?Dg?T2g122 12
HIg=4ρg/(16.40330.111)
0.9式中：Dg?8.5?10?2?TK， ?g?16.043P（z气体压缩因子）
1206.3zTK?gT1O?0.00713TK?2??GTE?1???DO?T2O0.00713TK12式中：DO?1.3TK298?
令HCFLG=1，计算烃理论性质，从其输出中主要使用T1GAS、HIGAS。因T2GAS与TE有关，
故此处意义不大。因OILVISC不易得到准确数值，故此处T1OIL也意义不大。
二、时间域（TDA）分析与油气解释流程
通常轻烃有较长的T1，水的T1较短，因此对孔隙水而言，较短的极化时间足以磁化，而轻烃则需较长的极化时间才能完全磁化。理论上讲，两个T2谱相减，水信号抵消，油与气的信号则余留在差谱中，由此识别油气，这就是差谱法。但实际上由于噪声影响，这种差谱的定性方法不可靠。实际应用中,通过复杂的时间域分析TDA（TIME DOMAIN ANALYSIS），来利用双TW信息完成对地层流体的识别和油气定量评价。
Echo_Strip（回波拟和） T2T1_Event TDA_Comp Process_T2d（时—深转换） 曲线合并/ 深度匹配 T2_Toolkit（岩石物理计算） Pre_MRIAN （可选） Swb_MRIAN MRIAN 常规测井资料 TDA/MRIAN结论 13
考虑油、气、水三相：假设岩石是亲水的。信号幅度
?nmr?t??HIw???iSw1?e?TW/T1we?t/T2wii?1nn???????HIoSo1?e?TW/T1oe?t/T2oi??SgHIg1?ei?1??????TW/T1g?e
?t/T2g对应的T2分布中包括三部分：
①水的信号：除了T2的分布范围外，幅度还有一个因子（1?e2，?)为水的纵向弛豫时间，令T1i=T1W，得到极化因子（1?eT1W（通常为3～5倍T1W时，该因子才接近于1）。
②油的信号，出现在T2O的位置，仍然决定于油的粘度，幅度大小也有一极化因子（1?e?TW/T1O?TW/T1i），取T1W＝max(T1i，i=1，
?TW/T1W），由物理基础知，只有当TW》
）。
③气的信号：出现在T2g处，只有扩散弛豫，由回波间隔、磁场梯度及扩散系数确定，幅度需考虑极化因子（1?e?TW/T1g）。
对于轻质油和天然气，T1g与T1O很接近，且远大于T1w。设想用两个长、短不一的等待时间TWl与TWs进行观测，合理地选择恢复时间TWl与TWs，那么，对于TWl，油、气、水的信号均会完全恢复，因而得到完整的T2分布；而对于TWs，水的信号已完全恢复，但油与气只是部分恢复。作减法，水的信号在Δφnmr(t)中完全消失，则有
??nmr?t????HIoSoe?TWsT1o?e?TWl/T1oe?t/T2oi??SgHIgei?1**??oile?t/T2o??gase?t/T2gn??????TWs/T1g?e?TWl/T1g?e?t/T2g
即Δφ
在已知nmr(t)简化为一个双指数表达式。
*
T2O和T2g的情况下，通过对Δφnmr(t)的双指数拟
*合，可以得到?oil与?gas，进而可以得到油、气的孔隙度。
?TW/T1计算表明，流体的极化量（1?e）是等待时间的函数。一般情况下，等待时间3S时，水
和油基泥浆滤液的极化率可达95％；等待时间10S时，气与油的极化率达90％，极化程度的进一步提高，需要长得多的等待时间。比较理想的等待时间对是8S与3S。数值模拟结果表明，3S对气层检测并不是最佳的。当长等待时间固定在8S时，气与油的含烃孔隙度是等待时间TWS的函数。TWS从3S下降到1S，气的孔隙度可以翻倍。因此，对于检测天然气来说，最佳的等待时间对是TWS=1S，TWL=8S。即使如此，这组等待时间却又增加了水信号留在两个回波串差谱信号中的机会。当双TW测井的主要目的是定量检测天然气时，水的非完全极化将成为谱差分信号中第二个重要来源。
水的非完全极化：数值模拟表明，对于亲水岩石，当等待时间是1S时，极化量是T2的函数。假设岩石中水相的T1/T2比是1.5，当T2≤250ms时，极化率将超过95％；而当T2＝500ms时，极化量将损失近25％。如果地层100％含水，并且，T2分布中包含比250ms还长的成分，那么，就会容易把两个回波串的T2分布之差中的剩余信号解释成油。同样，如果地层只部分含油，很可能把谱差分中的全部信号误解释成都是油。
流体特性：需要考虑的流体特性主要是含氢指数和纵向弛豫时间。如果含氢指数太小，谱差分剩余油信号就会非常小；如果烃与水相之间T1没有差别，基于T1的产层与非产层就无法区分。
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（一）、T2T1_EVENT
1. 作用：用于从差异较大的区间中，对可能存在的流体进行T1和T2的搜索。
2. 运行方法：
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→T2T1_EVENT，屏幕上出现Runner—Main Windows窗口。在Runner—Main Windows窗口中
1) 点击File→Select CLS Database, 选择待处理的*.m.cls文件；
2) 点击EDIT→CURVE MAP,确定输入、输出曲线名(重定向)；
3) 点击OPTION→create parameter database，自动生成名为t2t1_event.jbv的参数文件，或
File→Open parameter database,打开已存在的参数文件；
4) 点击OPTION→RUN PARAMETER EDITOR，对参数文件进行编辑；
5) 点击SAVE SESSION FILE，生成各种文件集合，以备再处理之用，最后点击RUN运行程序。
● 参数设置
T1SEARCH、T2SEARCH： 分别为搜索T1、T2的标志（=0不搜索，=1搜索） NUMECHO： 差分回波串的回波个数，隐含为400个 TE： 差分回波串的回波间隔，隐含1.2ms
TWA、TWB： 长、短等待时间，分别隐含为13595ms、1045ms 1、T1搜索参数
T1STKW： T1累加的CPMG个数，隐含40，范围1～200 T1FBIN、T1LBIN：孔隙度最大差异对比的第一个与最后一个区间序号，分别隐含为6与8，范围4~12 MINT1、MAXT1： 预计的最小T1与最大T1，隐含值分别为1500ms和6600ms 2、T2搜索参数
T2STKW： T2累加的CPMG个数，隐含40，范围1～200
FECHO、LECHO： T2搜索的第一个与最后一个回波，分别隐含为2和400 T2XMIN、T2XMAX：第一相的T2最小值、最大值，隐含10ms、100ms T2YMIN、T2YMAX：第二相的T2最小值、最大值，隐含200ms、900ms MNPHIT2： 最小的做搜索的孔隙度，隐含1.25%，范围0～5％ T2DELTA： T2搜索的步长，隐含为1ms，范围0.0001～10ms
T2EPS： T2搜索的误差容限，隐含为0.01ms，范围0.00001～1 ms T2MXITR： T2预测的最大迭代次数，隐含99，范围3～99999 T2COMPS： 进行搜索的T2的个数，隐含2，范围1～2
● 输入曲线
DEPTHA： A组与B组的平均参考深度
P1A~ P12A： 第1～12区间的孔隙度（长TW） P1B~ P12B： 第1～12区间的孔隙度（短TW） EDBST： 用于增强回波串的差 EDIF： 长、短TW的回波串差
● 输出曲线
T1APP： T1的估算值，ms T1ERR： T1搜索的误差最小值
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DEPTHT1： T1搜索输出的深度 T2X1： 单相搜索的T2 PORX1： 单相搜索的孔隙度 T2ERRX： 单相搜索的误差最小值 T2Y、T2X： 长、短分量双相搜索的T2 PORY、PORX: 长、短分量的孔隙度 T2ERRXY： 双相搜索的误差最小值
● 说明
①T2T1_EVENT的处理文件为时间域文件*.m.cls。
②在处理之前，用02_echostrip_ab_event.spc和09pte_t2t1event_qcpor.spc显示有关曲线，找出哪几个区间差异较大，用于T1搜索。 ③T1、T2搜索井段应该是孔隙度较大的井段，T1、T2上下应基本一致。对于孔隙度很小的井段，T1APP、T2X、T2Y意义不大。对于孔隙度较大的井段，若T2X1与T2Y基本重叠，则认为该地层的Edif服从单指数分布；若T2X1界于T2X、T2Y中间，说明存在两相流体。 ④若T2ERR等误差曲线数值高，可适当增大MNPHIT2，做重新处理。
3.方法原理
T1搜索（单相）
P(i) T1Fbin 长TW T1Lbin 短TW T2分布 P2a P3a P4a P5a P6a P7a P8a P9a P2b P3b P4b P5b P6b P7b P8b P9b
??TW???HI?1?e?TW/T1
T1的估算基于比值
EDIF
回波串幅度差（一般不选P1、P2、P3组）
由孔隙度最大差异在T2分布上的范围，选取T1Fbin与T1Lbin MRIL孔隙度受到HI和T1的影响
???TWl1?e?TW/T ??TWs1?e?TW/Tl1s1显然，若φTWL＝ΦTWS，T1无值。 根据T1FBIN、T1LBIN选定的长、短等待时间的区间孔隙度比及用户提供的MINT1与MAXT1,采用叠代法计算T1值，最终结果采用T1STKW个T1值的平均值。
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T2搜索（最多两相）
P(i) T2xmin T2xmax T2ymin T2ymax T2分布
单指数：求Porx1、T2x1
Edif?t??Porx1?e?t/T2x1
双指数：求Porx、T2x、Pory、T2y
Edif?t??Porx?e?t/T2x?Pory?e?t/T2y
（二）、TDA_COMP
1. 作用：
根据双TW测井，通过使用时间域的回波串幅度差进行差谱分析，估计流体性质。
2. 运行方法：
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→TDA-COMP，屏幕上出现Runner—Main Windows窗口。在Runner—Main Windows窗口中
1) 点击File→Select CLS Database, 选择待处理的*.m.cls文件；
2) 点击EDIT→CURVE MAP,确定输入、输出曲线名(重定向)；
3) 点击OPTION→create parameter database，自动生成名为tda_comp.jbv的参数文件，或
File→Open parameter database,打开已存在的参数文件；
4) 点击OPTION→RUN PARAMETER EDITOR，对参数文件进行编辑；
5) 点击SAVE SESSION FILE，生成各种文件集合，以备再处理之用，最后点击RUN运行程序。 ● 参数设置
1) SET UP参数
FECHOTDA、LECHOTDA： 用于TDA分析的第一个、最后一个回波序号，分别隐含为1、400 TE： 回波间隔，隐含为1.2ms
TWA、TWB： 长、短等待时间，分别隐含为13595ms、1000ms FLUIDFLG： 流体存在标志，隐含1
1=气与油 4=气 2=气与水 5=油 3=油与水 6=水
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2) 流体的核磁参数
T1GAS、T2GAS： 气的T1、T2，分别隐含为1500ms、40ms T1OIL、T2OIL： 油的T1、T2，分别隐含为1100ms、800ms T1WTR、T2WTR： 水的T1、T2，分别隐含为500ms、200ms HIGAS、、HIOIL、HIWTR：气、油、水的含氢指数，分别隐含为0.5、0.9、1
● 输入曲线
EDIF： 长、短TW组的回波串幅度差
● 输出曲线
PHIGU、PHIOU、PHIWU： 气、油、水的孔隙度估算值（未作T1和HI校正） PHIGA、PHIOA、PHIWA： 气、油、水的视孔隙度（长TW）
PHIG、PHIO、PHIW： 气、油、水的孔隙度估算值（经过T1和HI校正） YFITTDA TDA回波串EDIF的理论值 SNRT： 累加后EDIF的信噪比
3、方法原理
TDA计算
P(i) *?gas*?oilT2gas*Edif?t???gas?e*T2分布 T2oil
?t/T2gas*??oil?e?t/T2oil??
求解出?gas与?*oil，再作HI、T1gas、T1oil校正。得到回波串差对应的油、气或水的孔隙度。
?gas??*gasHIgas???gas?TWs/T1gas,?oil?*oil ?HIoil???oil??gas?e?e?TWl/T1gas
??oil?e?TWs/T1oil?e?TWl/T1oil
最后计算油、气、水三相在有效孔隙度体系中的孔隙体积。
PhiFPL?MphiA?[?g?HIg?1?e??w?HIw?e?TWl/t1w]TDAMphi?PhiFPL??g??o??w
??TWl/T1g???o?HIo?1?e?TWl/T1o??
18
三、扩散（DIFAN）分析与油气解释流程
Echo_Strip（回波拟和） Process_T2d（时—深转换） 曲线合并/ 深度匹配 T2_Toolkit（岩石物理计算） T2_DIFSEL DIFAN DIFAN结论 梯度场中扩散对T2的影响可表示为
1D?G?TE? ?T2122从上式可以看出，观测的横向弛豫时间T2是流体的扩散系数D、回波间隔TE、以及磁场梯度G
的函数。对于固定的G，增大TE将导致T2减小。扩散系数大的流体T2减小更多，扩散系数小的流体T2减小较少。因此，对比两组大小不同回波间隔的T2分布，根据T2分布谱上各峰的位置移动变化情况可确定流体的类型。
⑴气、水两相：显然气是非润湿相
?nmr?t??HIw????iSw?1?e?TW/Ti?1n1w?e?t/T2wi???SgHIg1?e??TW/T1g?e?t/T2gDg??GTE?1?T2g122
2SD??GTE?1??i?wT2wiVi12D??GTE?由此可见，在T2分布中，气近似于一个单峰，出现在1?g的位置，幅度为φHIgSg；
T2122水则分布在一个很宽的范围，弛豫时间为1??Si?Dw??GTE?，幅度分别为φiSw。
T2wiVi122在不同回波间隔的T2分布上，由于气或凝析油的T2扩散系数远大于水的扩散系数，气与水的
位置将发生不同的位置移动。因此，将导致较大回波间隔时，气或凝析油的T2峰迅速前移，甚至消失；而水峰相对移动不大。例如，对于长、短两个回波间隔TEl、TEs，且假设TEl＝3TEs，在回波间
19
隔为TEl的T2分布中，气体的T2为
9Dg??GTE?1 ?T2122比TEs时的T2小9倍。而水的T2为
S9Dw??GTE? 1??i?T2iVi122各相呈不均匀减小，即大孔径T2减小多，小孔径减小少。同时，由于气体的扩散性比水强得多，
Dg远比Dw大，所以，气体的信号往T2减小的方向位移的距离比水信号位移大。
⑵油、水两相：假设水是润湿相
?nmr?t??HIw????iSw?1?ei?1n?TW/T1w?e?t/T2wi?????HIS?1?eooi?1n?TW/T1o?e?t/T2oi?
当油是单一成分时，它在T2分布中可能以单峰的形式出现，峰值大小为ΦSOHIO。位置在D??GTE?处。对于粘度很小的油，自由弛豫与扩散弛豫均起作用，对TE变化的11??oT2wiT2Bo122依赖性将与水相似，所以，不易从改变TE的谱位移中予以区分。对粘度很大的稠油，它几乎只有自由弛豫，且T2很短，故也很难从改变TE的谱位移中予以区分。如果油属于中等粘度，自由弛豫与扩散弛豫仍然同时起作用，但由于T2BO较长，在观测T2中，扩散弛豫项的贡献占优，油的位置近似为1?Do??GTE?。又由于中等粘度的油扩散性比水差，扩散系数比水的要小得多，所以，
T2122通过改变回波间隔，油与水的信号将往T2减小的方向发生程度不同的位移。水的扩散性好，位移显
著，中等粘度的油扩散性差，位移很小。
上述表明，回波间隔TE增大，T2将减小，谱峰前移。据此可以根据长TE分布谱计算岩石孔隙中水的最大T2值T2DW。
12 T2DW?T2SFACT?2DW??GTE?地层孔隙中所有与水有关的T2弛豫时间都≤T2DW，而地层中油的T2弛豫时间基本上都＞T2DW。因此，在DTW测井模式下，可以根据TEl下最大水线T2DW右侧谱峰的有无、大小来识别评价油气层。
根据上式，增加GFACT，DIFAN计算的T2DW向左移动，导致更多的可动水信号移到了T2DW
线的右边；增加T2SFACT，DIFAN计算的T2DW向右移动，导致更多的烃信号移到了T2DW线的左边。
水的扩散系数
?925e?0.00026PB??0.000522PB??95?0.0261P?BTk?????Dw?12.5Tke
式中：PB为地层压力，巴（bars）
磁场梯度
G?GFACT?2.54??dref4000?CFRQ?B0?1?tc?TMP3?25??1000?CFRQ
式中：GFACT因子—考虑了岩石内部磁场梯度的附加影响；
20
tc—magnet thermol coefficent dref—测量直径参考值
仪器 MRIRL—C 6″ MRIRL—C 4.5″ MRIRL—P 6″ MRIRL—P 4.875″ dref（in） 16 10 16 10 B0(高斯) 177 217 155 240 上述识别流体的方法叫做移谱法。移谱法只能是定性的，而且也不可靠，因为油、水的扩散系数等参数以及谱位移的大小都不能直接获得。在应用中，基于上述原理，通过扩散分析或扩散增强分析来实现对中等粘度油的识别和定量评价。
（一）T2_DIFSEL
1、作用：
通过对T2分布谱进行分析，计算出长、短TE分布谱的几何平均值、峰值、半峰值及用于扩散分析的横向弛豫时间T2，为运行DIFAN提供数据。
2、运行方法：
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→T2_DIFSEL，屏幕上出现Runner—Main Windows窗口。在Runner—Main Windows窗口中
1. 点击File→Select CLS Database，选择待处理的*.d.cls文件； 2. 点击EDIT→CURVE MAP,确定输入、输出曲线名(重定向)；
3. 点击OPTION→create parameter database，自动生成名为t2_difsel.jbv的参数文件，或File
→Open parameter database,打开已存在的参数文件；
4. 点击OPTION→RUN PARAMETER EDITOR，对参数文件进行编辑；
5. 点击SAVE SESSION FILE，生成各种文件集合，以备再处理之用，最后点击RUN运行程序。
● 参数设置
1、确定峰值的限制参数
AMINB、AMINA： 长、短TE组确定峰值的最小孔隙度，隐含值均为1.2%，范围0.5～5％ 2、确定几何平均值的参数
T2GMUA、T2GMLA：短TE组计算几何平均T2GM的上、下限，隐含值分别为1024ms和32ms T2GMUB、T2GMLB：长TE组计算几何平均T2GM的上、下限，隐含值分别为1024ms和32ms PMINA： 短TE组计算几何平均T2GM的最小孔隙度界限，隐含0％，范围0.5～5％ PMINB： 长TE组计算几何平均T2GM的最小孔隙度界限，隐含0，范围0.5～5％ T2SELFLG： 确定DIFAN中T2用哪组数的选择标志，同时控制T2S和T2L
1=用几何平均T2GM 2=用峰值T2DIF1 3=用半峰值T2DIF
● 输入曲线
21
MPHITA： 核磁有效孔隙度
TBSPEC、TASPEC：长、短TE回波串的T2分布
● 输出曲线
T2GMS： 短TE组的T2几何平均值，ms T2DIF1S： 短TE组孔隙度峰值对应的T2，ms T2DIFS: 短TE组孔隙度半峰值对应的T2，ms T2S： 用于扩散分析的T2值（短TE），ms T2GML： 长TE组的T2几何平均值，ms T2DIF1L： 长TE组孔隙度峰值对应的T2，ms T2DIFL： 长TE组孔隙度半峰值对应的T2，ms T2L： 用于扩散分析的T2值（长TE），ms
● 说明
①T2GM、T2DIF1、T2DIF应主要在有可动流体的部分计算。
②T2_DIFSEL运行之后，可用07_t2difsel.spc在屏幕出图，观察参数的处理效果。
(二)、DIFAN
1、作用：
使用双TE（A组为短TES，B组为长TEL），做扩散分析。
2、运行方法：
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→DIFAN ，屏幕上出现Runner—Main Windows窗口。在Runner—Main Windows窗口中
1) 点击File→Select CLS Database，选择待处理的*.m.cls文件； 2) 点击EDIT→CURVE MAP,确定输入、输出曲线名(重定向)；
3) 点击OPTION→create parameter database，自动生成名为difan.jbv的参数文件，或File
→Open parameter database,打开已存在的参数文件；
4) 点击OPTION→RUN PARAMETER EDITOR，对参数文件进行编辑；
5) 点击SAVE SESSION FILE，生成各种文件集合，以备再处理之用，最后点击RUN运行程序。
● 参数设置
1、SET UP参数
TEL、TES： 长、短回波间隔，隐含值分别为3.6ms和1.2ms CFRQ： 仪器中心频率，隐含750KHZ SURFT： 地表温度,隐含70°F BHT： 井底温度，隐含150°F TD： 井深，隐含10ft
PRESSG： 地层压力梯度，隐含0.433 psi /ft，范围0.2～1.08psi/ft PRESSF： 视地层压力，隐含0 psi PRESSD： 计算视地层压力的深度，隐含0ft TOOLTYP： 核磁仪器类型，隐含2
22
0=MRIL-C 6＂探头 1=MRIL-C 4.5＂探头 2=MRIL Prime 6＂ 探头 3=MRIL Prime 4.875＂ 探头 TFLAG： 温度单位标志，隐含0
0=华氏度 1=摄氏度 T2LIM： 固有T2的上限，隐含0（表示无限制） 2、流体参数
T2MIN： 自由流体的最小固有T2，隐含25ms，范围9～100ms T2HY： 烃的固有T2，隐含520.5ms，范围50～1200ms RDDWHY： 烃/水的扩散系数比值，隐含0.077，范围0～100 ROSF： 残余油饱和度，隐含0，范围0～1（小数） 3、调节参数
GFACT： 磁场梯度调节因子，隐含1，范围0.2～2。取小于1的值是不合理的。 T2SFACT： 短T2调节因子，隐含1，范围0.2～2 4、相对渗透率参数
RELPFL： 相对渗透率模型（=0为Minas，=1为General） WVIS： 地层水粘度，隐含0.3cp，范围0.15～2.0 OVIS： 地层中油的粘度，隐含2.7cp，范围0.1～100
● 输入曲线
FTEMP： 地层温度
MPHITA： 核磁有效孔隙度（短TE） MBVITA： 最大束缚水孔隙度 MPERM： Coates模型渗透率
T2L、T2S： 用于扩散分析的长、短TE的T2值 TMP3： 核磁探头温度
● 输出曲线
T2INT： 固有T2弛豫时间 T2DW： 水的扩散弛豫时间T2上限 D： 地层流体的扩散系数 DW： 地层水的扩散系数 RDDW： D/DW的比值
IT2： 固有T2的倒数，等于1/T2INT DIFSW： DIFAN计算的含水饱和度 DIFBVW： DIFAN计算的束缚水孔隙度
DIFKRO、DIFKRW：DIFAN计算的油、水相对渗透率 DIFWCUT： DIFAN预测的产水率
3、方法原理
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Carr-Purcell方程描述了梯度场中的弛豫
11D??GTE? ??T2RT2int122双回波间隔
D??GTEl?11 ??T2RlT2int1221T2Rs?1T2intD??GTEs? ?122T2RL、T2RS分别为根据长、短TE的T2分布谱计算孔隙流体的视T2几何平均值、峰值或半峰值。
包括两个未知参数：孔隙流体的固有横向弛豫时间T2int和孔隙流体视扩散系数D。T2int和D求出后，便可从下图所示的交会图中求出视含水饱和度Swa，然后由下式求出Sw。
1 T2MIN1T2int1T2HY
RDDWHY S?FFI?BVISw?wa
FFI?BVI从
1D交会图可以看出，增大T2MIN，Swa增大；增大T2HY，Swa减小；增大?T2intDwRDDWHY，Swa减小。
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三、核磁流体分析（MRIAN）解释流程
Echo_Strip（回波拟和） Process_T2d（时—深转换） 曲线合并/ 深度匹配 T2_Toolkit（岩石物理计算） Pre_MRIAN Swb_MRIAN MRIAN 常规测井资料 MRIAN结论
（一）、PRE MRIAN 1. 作用：
? 计算地层总孔隙度； ? 计算视地层水电阻率；
? 利用MRIL资料计算视粘土水饱和度SWBMRI；
? 生成SWB-MRIAN估计粘土水饱和度所需要的一系列曲线；
? 结合常规测井资料，使用由石英、硬石膏和白云石组成的三矿物模型快速评价岩石骨架矿
物含量。
2. 运行方法：
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→PRE MRIAN，屏幕上出现Runner—Main Windows窗口。在Runner—Main Windows窗口中
1) 点击File→Select CLS Database，选择待处理的*.d.cls文件；
2) 点击EDIT→CURVE MAP,确定输入、输出曲线名(重定向)；
3) 点击OPTION→create parameter database，自动生成名为pre_mrian.jbv的参数文件，或
File→Open parameter database,打开已存在的参数文件；
4) 点击OPTION→RUN PARAMETER EDITOR，对参数文件进行编辑；
5) 点击SAVE SESSION FILE，生成各种文件集合，以备再处理之用，最后点击RUN运行程序。
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● 参数设置：
1、SET UP参数
NTOOLFL： 中子仪器类型选择标志，隐含2
0=HES CNL 10=Sperry 6.75in CNP 1=HES SNL 11=Sperry 8in CNP 2=HES DSN 12=Sperry 4.75in CTN 3=HES DSEN 13=Sperry 6.75in CTN 4=SWS NPHI（CNT-H） 14=Sperry 8in CTN 5=SWS NPHI（CNT-G） 15=Anadrill6.5in CDN 6=SWS NPHI（CNT-A） 16=Anadrill 8in CDN 7=SWS TNPH/NPOR CURVE 17=BPB(Reeves Wireline) CNT 8=SWS APS APXX CURCES 18=Baker-Atlas 2420 CN 9=SWS APS FPXX CURVES 19=Baker-Atlas 2435 CN INNEUTFL： 中子输入骨架值选项（0=灰岩，1=砂岩，2=白云岩），隐含0 OUTNEUTFL： 中子输出骨架值选项，隐含1 TPORFL： 总孔隙度选择标志，隐含0
0=中子-密度交会孔隙度 5=声波-中子交会孔隙度 1=密度 6=MSIGTA 2=中子 7=TDAMSIG 3=声波 8=DMRP 4=声波-密度交会孔隙度 9=外来孔隙度
DPORFL： 密度输入骨架（0=灰岩2.71,1=砂岩2.65,2=白云岩2.87）,隐含0 2、流体/骨架参数
SURFT： 平均地表温度,隐含70°F BHT： 井底温度,隐含150°F TD： 井深，隐含7000ft
PRESSG： 地层压力梯度，隐含0.433psi/ft PRESSF： 视地层压力，隐含0psi
PRESSD： 计算视地层压力的深度，隐含0ft RWREF： 地层水电阻率，隐含0.04Ω.m TWREF： 地层水电阻率的参考温度，隐含75°F RMFREF： 泥浆滤液电阻率，隐含0.04Ω.m TMFREF： 泥浆滤液电阻率的参考温度，隐含75°F
ARCHIE、EXPHI： 阿尔奇公式中的系数（a）、胶结指数（m），隐含值分别为1和2.05 RHOFL、DMA：分别为流体密度与视骨架密度，隐含值分别为1.0g/cm和2.65g/cm RHOSAN： 砂岩骨架密度，隐含2.65g/cm RHOLIM： 灰岩骨架密度，隐含2.71g/cm
3
33
3
3
RHODOL： 白云岩骨架密度，隐含2.851g/cm DTMA： 视声波骨架值，隐含55.5μs/ft
SONICFL： 声波方程选择标志（0=Raiga-Clemenceau公式，1=Chapman修正公式），隐含1
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● 输入曲线：
MSIGTA、MPHITA、MBVITA： MRIL总孔隙度、有效孔隙度、束缚水孔隙度，% TDAMSIG、TDAMPHI：TDA总孔隙、有效孔隙度，% DMRP、DMREPHI： DMR总孔隙度、有效孔隙度，% NPHI： 中子孔隙度，% RHOB： 体积密度
PE： 光电吸收截面，b/e DPOR： 密度孔隙度，% DT： 声波时差 RT： 地层深探测电阻率 TPOREXT： 外来总孔隙度，% ● 输出曲线：
FTEMP： 地层温度，°F
RWAT、RMFAT： 地层温度下的地层水电阻率与泥浆滤液电阻率 SALW、SALMF： 地层水矿化度与泥浆滤液矿化度，Kppm RHOW、RHOMF： 地层水密度与泥浆滤液密度 RHOBR： 用DPOR计算的地层体积密度
PHID、PHIN、PHIS：计算的密度孔隙度、中子孔隙度与声波孔隙度 PHIX： 计算的中子密度交会孔隙度 RHOMA： 视骨架密度（交会图） UMA： 视骨架Pe值 TPOR： 总孔隙度
RWA、CWA： 视地层水电阻率与视地层水电导率 SWBMRI： MPHITA确定的束缚水饱和度 BN： 束缚水中子值 DPND： 中子与密度孔隙度的差 DPTD： 声波与密度孔隙度的差 RPND： 中子与密度孔隙度的比值
DPMD： 密度孔隙度与MRIL孔隙度MPHITA的差 MFFI： 总的自由流体指数
VQTZ、VCAL、VDOL：视骨架石英含量、视骨架方解石含量与视骨架白云石含量
3.方法原理
密度孔隙度计算
若输入曲线没有RHOB曲线，有DPOR曲线，PRE_MRIAN使用DPOR曲线计算地层体积密度，然后再计算密度孔隙度。
若DPORFL＝0 ρb=2.71－1.713DPOR/100
若DPORFL＝1 ρb=2.65－1.653DPOR/100 RHOBR=ρb 若DPORFL＝2 ρb=2.87－1.873DPOR/100
27
若有RHOB输入曲线，RHOBR曲线无值
DMA??bPHID??100
DMA??f中子孔隙度变换
将以砂岩、石灰岩或白云岩刻度的中子孔隙度转换为用户需要的类型。 声波孔隙度计算
声波孔隙度计算基于非线性的Raiga－Clemenceau方程。
1????DTMA?x?PHIS??1?????100
??t?????DTMA(us/ft) x ＞49.5 1.6 43.5＜DTMA≤49.5 1.76 ≤43.5 2
Chapman 修正公式：x=x＋0.0025Δt
交会孔隙度
①中子－密度交会孔隙度
计算砂岩、石灰岩、白云岩视密度孔隙度
?D?ssRHOSAN??b RHOLI?M?b RHODO?L?b
?Dls??Ddol?RHOSAN??fRHOLI?M?fRHODO?L?f若?Nls??Dls，则
RHOMA?若?Nls??Dls，则
RHOLIM??RHOLIM?RHOSAN???Nls??Dls?
?Dls??Dss??Nss??NlsRHOMA?RHOLIM??RHODOL?RHOLIM???Nls??Dls?
?Ddol??Dls??Nls??Ndol若RHOMA＜RHOSAN，需作轻烃影响校正。
100?7?11?Nss??308?Dss PHIX?222若RHOMA≥RHOSAN，则
100?RHOMA??b?
PHIX?RHOMA??f②中子－声波交会孔隙度 若SONICFL=0,则
?S?1???ss55.5????t?11.647.6? ?S?1????ss??t?11.7643.5? ?S?1????ss??t?12若SONICFL=1,则x=x＋0.0025Δt
28
若?Nls??Sls，则?tma?47.6?7.9??Nls??Sls? ?Sls??Sss??Nss??Nls若?Nls??Sls，则?tma?若Δtma＞55.5，则
47.6?4.1??Nls??Sls? ?Sdol??Sls??Nls??Ndol?t?若SONICFL=0，则?n?s?100???1?ma?
?t???t?若SONICFL=1，则?n?s?100???1?ma??t??若Δtma≤55.5，则?n?s?100??Sss
总孔隙度选择
输出的总孔隙度TPOR依赖于用户指定的输入参数TPORFL，其中声波－密度交会计算的总孔隙度为TPOR?0.5??PHID?PHIS?
快速评价岩性
1x?0.0025?t1x
?e??b?0.18831.0704Uma??e?PE?TPOR?Uf/1001?TPOR/100
?RHOMA?VQTZ?RHOSAN?VCAL?RHOLIM?VDOL?RHODOL? ?Uma?VQTZ?Uqtz?VCAL?Ucal?VDOL?Udol?1?VQTZ?VCAL?VDOL?式中：Uqtz?5.084??RHOLIM?0.188?31.806??RHOSAN?0.1883? Ucal?
1.07041.07043.142??RHODOL?0.1883?
1.0704Udol?MPHI选择
若没有DMREPHI及TDAMPHI曲线，MPHI=MPHITA，否则
MPHI=max（DMREPHI，MPHITA）或MPHI=max（TDAMPHI，MPHITA）
若没有MPHITA曲线，有DMREPHI和TDAMPHI曲线，则
MPHI=DMREPHI或MPHI=TDAMPHI MRIL粘土水饱和度 SWBMRI?1?MPHI
TPOR视地层水电阻率
EXPHI?100/TPOR?RWA?ARCHIE CWA=1/RWA
束缚水指示曲线
BN?1?MPHI
PHIN?RT
29
DPND=PHIN–PHID DPTD=PHIS–PHID
RPND?PHIN
PHIDDPMD=PHID–MPHI
总自由流体指数： MFFI=MPHI–MBVITA
（二）、SWB-MRIAN
1. 作用：
利用除了核磁资料之外的现有曲线计算所有可能的束缚水饱和度，并且选择最优的束缚水饱和度作为最终的束缚水饱和度SWB。
2. 运行：
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→SWB-MRIAN，屏幕上出现Runner—Main Windows窗口。在Runner—Main Windows窗口中
1) 点击File→Select CLS Database，选择待处理的*.d.cls文件；
2) 点击EDIT→CURVE MAP,确定输入、输出曲线名(重定向)；
3) 点击OPTION→create parameter database，自动生成名为swb_mrian.jbv的参数文件，或
File→Open parameter database,打开已存在的参数文件；
4) 点击OPTION→RUN PARAMETER EDITOR，对参数文件进行编辑；
5) 点击SAVE SESSION FILE，生成各种文件集合，以备再处理之用，最后点击RUN运行程序。
● 参数设置
⑴流体参数
SURFT： 平均地表温度, 隐含70°F BHT： 井底温度，隐含150°F TD： 井深，隐含7000ft
PRESSG： 地层压力梯度，隐含0.433psi/ft PRESSF： 视地层压力，隐含0
PRESSD： 计算视地层压力的深度，隐含0 ⑵粘土参数
GRB、GRF： 泥岩、纯岩性的GR，分别隐含150API、20API BNB、BNF： 泥岩、纯岩性的BN，分别隐含100、0 STEIBER： Steiber相关系数，隐含0
DPNDB、DPNDF： 泥岩、纯岩性的DPND，分别隐含18、0
RHOMAB、RHOMAF： 泥岩、纯岩性的RHOMA，分别隐含2.88g/cm、2.65g/cm DPTDB、DPTDF： 泥岩、纯岩性的DPTD，分别隐含18、0 RTB、RTF： 泥岩、纯岩性的RT，分别隐含-1、0.02
EPHLSLP： 中子密度有效孔隙度的斜率（=-1表示不用EPHI），隐含0.2 RPNDB、RPNDF： 泥岩、纯岩性的RPND，分别隐含2.0、1.0 XB、XF： 泥岩、纯岩性的X，分别隐含-1、0
3
3
30
MRIFLG： SWBMRI的计算标志（=0不计算，=1计算），隐含1 MSIGFLG： SWBMSIG的计算标志（=0不计算，=1计算），隐含1 SPFLG： SWBSP的计算标志（=0不计算，=1计算），隐含0 DMRFLG： DMRSWB的使用标志（=0不，=1是），隐含1 HLWGT： Hodges-Lehman加权方法
0=取中间值 1=最小SWB 2=最大SWB
SWBFLG： 束缚水饱和度选择标志，隐含0
0=Hodges-Lehman 8=SWBRHOMA 1=最小值 9=SWBDPTD 2=最大值 10=SWBRT 3=SWBMRI 11=SWBSP 4=SWBMSIG 12=SWBEPHI 5=SWBGR 13=SWBRPND 6=SWBNEUT 14=SWBX 7=SWBDPND 15=DMRSWB
TSWBFL： TPOR与SWB校正标志，隐含1
0=TPOR不正确 1=SWB不正确
2=MPHI不正确
WCLAY： RPHICLAY的W指数，隐含1.8，范围1～3 PHIMAX： 预计的总孔隙度最大值，隐含54％
注：当GRB,BNB,DPNDB,RHOMAB,RTB,RPNDB或XB=-1时，表示不用该曲线计算SWB。
● 输入曲线
TPOR： 总孔隙度
PHID、PHIN： 计算的密度孔隙度与中子孔隙度
MSIGTA、MPHITA、MBVITA：MRIL总孔隙度、有效孔隙度、束缚水孔隙度 TDAMPHI、DMRMPHI： TDA有效孔隙度与DMR有效孔隙度 GR： 自然伽马 BN: 束缚水中子值 RHOMA： 视骨架密度
RPND： 中子与密度孔隙度的比值 DPTD： 声波与密度孔隙度的差 DPND： 中子与密度孔隙度的差 RT： 地层深探测电阻率 SP： 自然电位 X： 用户指定的曲线 DMRSWB： DMR粘土水饱和度
31
RWAT、RMFAT： 视地层水电阻率与视泥浆滤液电阻率 CCW： 粘土水电阻率 FTEMP: 地层温度
● 输出曲线
SWBMRI： MPHITA计算的粘土水饱和度 SWBMSIG： MSIGA计算的粘土水饱和度 SWBGR： GR计算的粘土水饱和度 SWBNEUT： BN计算的粘土水饱和度 SWBDPND： DPND计算的粘土水饱和度 SWBRHOMA： RHOMA计算的粘土水饱和度 SWBDPTD： DPTD计算的粘土水饱和度 SWBRT： RT计算的粘土水饱和度 SWBSP： SP计算的粘土水饱和度 SWBEPHI： DMREPHI计算的粘土水饱和度 SWBRPND： RPND计算的粘土水饱和度 SWBX： X计算的粘土水饱和度
SWBMIN、SWBMAX： 计算的最小、最大粘土水饱和度 SWBHL： Hodges-Lehman法选择的粘土水饱和度 SWB： 用户选择的粘土水饱和度
WW： 含水饱和度100%时的视W变量（WQ在SWT=1的边界） WI： 束缚水条件下视W变量（WQ在SWT=SWTIRR的边界） PHICLAY、RPHICLAY：视粘土水孔隙度与视粘土水饱和度
3.方法原理
Swb?x??x?xfxb?xf
xb、xf－均由交会图确定。（如Swb－BN、Swb－GR、Swb－RHOMA、Swb－DPND等）
x xf X Bound
xb Swbmri X Free
利用MRIL SWB与常规测井资料的相关性，建立用常规测井资料计算Swb的关系，以便在MRIL资料有疑难的层段，如气层、稠油层、微孔（小于4ms）多的层以及扩井段等，由常规测井确定Swb作为MRIL的补充。
用Hodges－Lehman中位数求出最佳的SWB，消除个别异常点的影响。设用8种方法求出的Swb
32
依次为：M1，M2，M3，?，M8。
①两两组合，求其算术平均值。
11?M1?M1?p12?1?M1?M2??p12??M1?M8?222 111P22??M2?M2?p23??M2?M3??p28??M2?M8?222???P11?P88?1?M8?M8?2②把36种算术平均值，按从大到小的顺序重新排列。取36个中间的两个算术平均值（17，18），再求其平均值作为Swb。
由经验知道，由4种方法求Swb，再用中位数求出Swb就很理想了。
（三）、MRIAN（Magnetic Resonance Imaging Analysis）
1. 作用：
使用双水模型，综合核磁资料和常规测井资料，提供总孔隙度和有效孔隙度、总含水体积和有效含水体积、不可动水体积、自由流体体积、总含水饱和度和有效含水饱和度、粘土水饱和度、渗透率。
2. 运行方法：
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→MRIAN，屏幕上出现Runner—Main Windows窗口。在Runner—Main Windows窗口中
1) 点击File→Select CLS Database，选择待处理的*.d.cls文件； 2) 点击EDIT→CURVE MAP,确定输入、输出曲线名(重定向)；
3) 点击OPTION→create parameter database，自动生成名为mrian.jbv的参数文件，或File
→Open parameter database,打开已存在的参数文件；
4) 点击OPTION→RUN PARAMETER EDITOR，对参数文件进行编辑；
5) 点击SAVE SESSION FILE，生成各种文件集合，以备再处理之用，最后点击RUN运行程序。
● 参数设置：
1、粘土/渗透率参数
RPINDX： 总孔隙度TPOR调节因子，隐含0.65 TSWBFL： TPOR与SWB校正标志，隐含1
0=TPOR不正确 1=SWB不正确 2=MPHI不正确
CSS： SW与SXO关系系数，隐含0.3。该参数仅影响重建的SP。
FIXW： 选择参数W的逻辑标志（=0采用计算的W，≠0采用用户输入的W），隐含1.8 PCOEF： 渗透率系数（Coates公式系数），隐含10 PTHRES： 渗透率门槛，隐含0.05
POREXP、BDFEXP：Coates公式孔隙度指数与BVI/FFI指数，隐含值分别为4和2 PHIMAX： 预计的最大孔隙度，隐含54％
33
2、流体参数
SURFT： 地表温度，隐含70°F BHT: 井底温度,隐含150°F TD： 井深，隐含7000ft
PRESSG： 地层压力梯度，隐含0.433psi/ft PRESSF： 视地层压力，隐含0
PRESSD： 视地层压力的深度，隐含0 RWREF： 地层水电阻率，隐含0.04Ω.m
TWREF： 地层水电阻率的参考温度，隐含75°F RMFREF： TMFREF： WFLAG： EXPHI、EXSAT：WOFF、WGAIN：3、稠油参数
HOFLAG： TEB： BCFRQ： TOOLTYP： GFACT： ● 输入曲线
SWB： SWBMRI： DMREPHI： DMRMPHITA： TDAMPHI： TDAMBVITA： DMRP： DMRMSIGTA： TDAMSIG： TDATPOR： RT： TMP3： P1PRF~ P4PRF：P2AF～P10AF：P2BF～P10BF： 泥浆滤液电阻率，0.04Ω.m
泥浆滤液电阻率的参考温度，隐含75°F 计算参数W的逻辑标志，隐含1
0=早期MRIAN版本计算W的经验公式 1=线性W-SWT关系 2=非引性W-SWT关系
公式中胶结指数（m）、饱和度指数（n），隐含值分别为2.05和1.5 －W线性关系的截距、斜率，隐含值分别为1.65和3.0 稠油逻辑处理标志（=0不能，=1能），隐含0 组回波间隔，隐含6.0ms 仪器中心频率，隐含635KHZ 核磁仪器类型，隐含2
0=MRIL—6″探头 1=MRIL—4.5″探头 2=MRIL Prime 6″探头
3=MRIL Prime 4.875″探头
磁场梯度调节因子，隐含1
束缚水饱和度
来自MPHITA的束缚水饱和度 至少一条用于确定粘土水饱和度
分析得到的有效孔隙度
核磁有效孔隙度
至少一条用于确定MPHI 分析得到的有效孔隙度 核磁束缚水体积
分析得到的总孔隙度 核磁总孔隙度 至少一条用于确定MSIG 分析得到的总孔隙度 总孔隙度
地层深探测电阻率
核磁探头温度, TMP3（磁铁温度）单位应为℃ 组T2=0.5、1、2、4ms的孔隙度
组的T2=8、16、32、64、128、256、512、1024、2048ms的孔隙度 组的 T2=8、16、32、64、128、256、512、1024、2048ms的孔隙度
34
Ariche SWT PR06 A B● 输出曲线
FTEMP： 地层温度
RWAT、RMFAT： 地层温度下的地层水电阻率与泥浆滤液电阻率 SALW、SALMF： 地层水矿化度、泥浆滤液矿化度，kppm RHOW、RHOMF： 地层水密度、泥浆滤液密度 SWBCOR： 校正过的束缚水饱和度 TPORCOR： 校正过的总孔隙度 PHIT、EPOR、： MRIAN计算的总孔隙度、有效孔隙度
MSIG、MPHI、MBVI：MRIAN计算的核磁总孔隙度、核磁有效孔隙度、核磁束缚水体积 WW： 含水饱和度100%时的视W变量（WQ在SWT=1的边界） WI： 束缚水条件下的视W变量（WQ在SWT=Swirr的边界） WQ： 双水模型中估算的W指数
RO： 地层100%含水时岩石的电阻率 RI： 地层电阻率（束缚水状态）
CBVWT、CBVWE： 总孔隙度中的含水孔隙体积、有效孔隙度中的含水孔隙体积 MBVIT： 总束缚水（MBVITA＋粘土水）
MSWT、MSWE、MSWIT：总含水饱和度、有效含水饱和度、总束缚水饱和度 MFFI： 总的自由流体指数 CCW： 等效粘土水导电率
RTR、SPR： 双水模型重建的RT、SP
-32
MPERME： 渗透率（用MPHI），310μm
-32
MPERMW、MPERMH： 用MPHI计算的水的渗透率、烃的渗透率，310μm
-32
PMRI： 渗透率（用TPOR），310μm
-32
PMRIW、PMRIH： 用TPOR计算的水的渗透率、烃的渗透率，310μm MSWB： MRIAN计算的粘土水饱和度 HIA： 视含氢指数 BVMO： 可动油孔隙度
SOMRI： MRIAN稠油饱和度
VCHEV、VKR： Chevron稠油粘度、Kern River稠油粘度 T2DW： 水的扩散弛豫时间T2上限 EDMSPEC： 增强扩散分析的差谱
注：只有当至少在一个解释井段设置HOFLAG=1时，在cls文件中才有HIA、BVMO、SOMRI、VCHEV、VKR、T2DW、EDMSPEC等曲线。
3.方法原理
双水模型：
Ct???t?Swt??Cwe
wCwe?Cw?Swb?Ccw?Cw? SwtCcw?
Fd? β为平衡阳离子等效电导率，C??cw
QcwvQ35
Fd?1?a?T?eb?T?Cw/Cxo 稀溶液校正因子
β＝0.794798＋7.170084310-2Tc-1.336206310-5Tc 单位℃
vQ是当Qv＝1meq/cm3时，粘土水占据的孔隙体积
H vQ???vQ绝对温度
??3.217157?10?3??水?Tn 粘土水的等效NaCl溶液的浓度，mol/l
H vQ?6.111735?10?7?Tc2?7.46985?10?4?Tc?0.294238MRIAN采用Newton－Raphson叠代法求解Swt。
MSIG和MPHI选择
若有MSIGTA曲线，没有TDAMSIG和DMRP曲线，则MSIG=MSIGTA;
若有MSIGTA和TDAMSIG曲线，没有DMRP曲线，则MSIG=max(MSIGTA，TDAMSIG)； 若有DMRP和MSIGTA曲线，没有TDAMSIG曲线，则MSIG=max(MSIGTA，DMRP)； 若只有DMRP曲线，则MSIG＝DMRP。
若没有DMREPHI和TDAMPHI曲线，则MPHI=MPHITA；
若有DMREPHI和MPHITA曲线，则MPHI=max(DMREPHI，MPHITA)； 若有TDAMPHI和MPHITA曲线，则MPHI=max(TDAMPHI，MPHITA)； 若只有DMRMPHI曲线，则MPHI＝DMREPHI； 若只有TDAMPHI曲线，则MPHI＝TDAMPHI。 选择SWB
MRIAN根据选择的MPHI首先按公式Swbm=1?MPHI计算一个束缚水饱和度，接着判断是否
TPOR选择了稠油处理逻辑，若没有，则Swbm=max(SWB，1?MPHI)，否则Swbm=SWB。
TPOR然后按下述方法选取未经校正的束缚水饱和度Swbu：若有SWBMRI曲线，Swbu=min(Swbm，SWBMRI)，否则Swbu=Swbm。
RPINDX校正：
RPINDX参数控制：在100％含粘土水地层，调整总孔隙度和粘土水饱和度，使之与用电阻率和粘土水电导率计算的结果相一致。若输入MRIAN的总孔隙度TPOR来自TDA或DMR孔隙度输出，则不需要RPINDX校正，或仅需较小的校正。其它来源的总孔隙度需要作RPINDX校正，特别当总孔隙度是用中子和密度测井资料计算时。因为中子－密度交会图是针对含水纯岩石的三矿物模型建立的。由于粘土矿物中子相应的非线性，这对计算泥岩地层的总孔隙度产生不利影响。
总孔隙度校正因子定义如下：
?1??C?RtRPINDX??CW????1w?t
TPORCOR=TPOR(1-(1-RPINDX)Swbu)
36
TPORCOR(1- Swbc)= TPOR(1- Swbu) SWBCOR?1?TPOR?1?Swbu? TPORCOR注：RPINDX越小，对Swb与TPOR的校正量越大。 孔隙度和SWB校正：
首先按如下方法估计总孔隙度初值：
若TSWBFL=0和1，则φt=max(MPHI，TPORCOR)，否则φt= TPORCOR。
然后按下式计算视总孔隙度φta，再按φta和解释参数TSWBFL的取值作如下逻辑判断。
φta=MPHI＋φt·SWBCOR
若φta≤φt，则PHIT＝φt，MSWB=SWBCOR。 若φta＞φt，则
① 若TSWBFL=0，假设φt不正确，φt由MPHI和SWBCOR计算。
MPHI
1?SWBCORMSWB=SWBCOR
② 若TSWBFL=1，假设SWBCOR不正确，SWBCOR由φt 和MPHI计算。
PHIT=φt
MPHI
MSWB?1?PHITPHIT?③ 若TSWBFL=2，假设MPHI不正确，MPHI由φt 和SWBCOR计算。
PHIT=φt
MSWB=SWBCOR
MPHI=PHIT(1-MSWB)
完成上述判断和校正后，计算常规有效孔隙度：EPOR=PHIT(1-MSWB)。 毛管束缚水体积和自由流体指数：
MBVI=MBVITA，若激活稠油处理逻辑，重新计算MBVI。 MBVIT=MBVI＋MSWB3PHIT MFFI=MPHI-MBVI
W指数：
??t?Swt?w?Ctn ??tmSwtCwewlg??tSwt??mlg?t?nlgSwt
w?mlg?t?nlgSwtlg?Ct/Cwe?
?lg??t?Swt?lg??t?Swt?当Swt=1时，W=m；当Swt＝0时，W→n。
当Swt=1时Cwew=Cw＋MSWB(Ccw-Cw) ，当Swt=Swirr时Cwirr?Cw?PHIT?MSWB?Ccw?Cw?，因此，
MBVITW上限（Swt=1）WW?lg?Ct/Cwew? ， W下限（Swt=Swirr） WI?lg?Ct/Cwirr?
lg?tlg??tSwirr? 37
由此可见，W值对解释结果的影响为W越大，自由水越多。 WFLG=0，根据MRIL束缚水饱和度确定指数W
W=0.4Swirr＋1.65
若W≥WW，则W=WW，若W≤WW，则W=WI
Swirr?MBVI MPHIWFLG=1，采用W－Swt线性关系
W=Swt·WGAIN＋WOFF
WFLG=2，采用W－Swt非线性关系
EXPHI?lg?t?EXSAT?lgSwt W?lg??t?Swt?使用W－Swt交会图说明W参数的可用性。
①若WI在W-Swt关系线以上，可能是总束缚水MBVIT或者控制W－Swt关系在Swt＝0时的参数（EXSAT或WOFF）错。
②若在Swt＝1时，计算的WW在W-Swt关系线之下，认为EXPHI或WGAIN不正确
常规含水饱和度SWE: Swe?稠油处理：
解释模型 总孔隙度 有效孔隙度 由Rt和φt计算的BVW Swt?MSWB
1?MSWB岩石骨架 干粘土 粘土水 毛管水 可动水 稠油 MRIL EDM BVWM MRIL总孔隙度 HIa 粘度 MRIL视总孔隙度包括粘土水、毛管水、可动水和稠油的贡献。由于稠油视含氢指数（与粘度
38
有关）的影响，MRIL视总孔隙度没有包括稠油占据的所有孔隙空间。在稠油存在的情况下，应用常规的T2截止值将高估毛管水含量，这对确定双水模型中求SWT的指数W产生不利影响。利用常规测井资料结合NMR测井可以解决这一问题，并改善束缚水体积和总含水饱和度计算结果，此外，对粘度＞500cp的稠油，可以计算其粘度。
第一步，基于常规测井资料确定的总孔隙度、 初始NMR Rt 电阻率结合NMR确定的BVI（来自MBVITA）以BVI 及多种方法计算的粘土水饱和度，根据双水模型
计算BVW初值。
第二步，φt、Swb、BVW和NMR不同回波间隔的T2分布输入稠油处理逻辑，获得一个新的BVI。这个新的BVI被返回到双水模型中，用于更准确的求W和BVW，直到符合要求。
双水模型 φt和 SWB BVW 稠油 处理模块 新的BVI MRIAN使用EDM法（Enhanced Diffusion 1.2msT2谱 EDD谱 Method）确定NMR可动水体积及识别轻质油。当
选择稠油处理逻辑时，通过采用长TW、长TE的T2分布谱识别轻质油。结合长TW、长TE及长TW、短TE的T2分布谱识别可动水。
在水为润湿相的条件下，油的T2主要受体积弛豫和扩散弛豫控制。稠油长的C-H原子链结构使扩散弛豫很小，因此，稠油的T2主要受控于体积弛豫。当回波间隔很短时（例如0.9ms或1.2ms），
水的T2主要受表面弛豫控制。在梯度场中，随回波间隔增大，水的扩散弛豫变得显著，使水的T2谱向T2时间减小的方向移动。当TE为几个ms时，水的较长T2分量移到弛豫时间100ms以下。而中等粘度的残余油的弛豫时间在100ms以上。这是标准EDM技术，可用于计算粘度在1~50cp范围内的轻质油饱和度。
可动油孔隙度 含油饱和度 含氢指数 原油粘度 TE=1.2ms的T2谱 T2DW TE=3.6ms的T2谱 轻质油 EDD T2谱 可动水 短TE的T2谱减去长TE的T2谱得到EDD（Enhanced Diffusion Diffrence）谱，用于确定可
39
动水。T2DW线右边的正差异通常被解释为可动水BVWMa（从T2DW到P10AF－P10BF各相累加）。这在大多数情况下是正确的，因为稠油、粘土水、毛管水的弛豫时间T2很短。当存在轻质油时将导致错误的可动水估计。但是，轻烃信号容易根据长TE的T2分布谱中T2DW线右侧谱峰的有无加以区别。
MRIAN识别轻质油通过在长TE的T2分布谱中从T2DW开始到P10BF进行各相累加。轻质油饱
BVLO和度Slo?。当SlO＞20％时，MRIAN认为存在轻质油。
EPORMBVI、可动油孔隙度和NMR含油饱和度：
当选择稠油处理逻辑时，MRIAN根据是否存在轻质油计算MBVI、SOMRI、BVMO，此外还可以计算如下参数。
若没有轻质油 BVWM=MSWE3EPOR－MBVITA 若BVWM＜BVWMa，则BVWM=BVWMa
BVMO=BVWM－MSWE3EPOR MBVI=MSWE3EPOR－BVWM
EPOR?BVWM若BVMO＞0，则SOMRI?
EPOR若BVMO≤0，则SOMRI=1－MSWE
若有轻质油 BVWM=max(BVWMa－BVLO，MSWE3EPOR－MBVITA)
MBVI=MBVITA
BVMO=MBVITA＋BVWM－MSWE3EPOR
EPOR?BVWM?MBVITA若BVMO＞0，则SOMRI?
EPOR若BVMO≤0，则SOMRI=1－MSWE 视含氢指数
若有MSIGTA曲线，HIA?若无MSIGTA曲线，HIA?MSIGTA
PHITMPHITA
EPOR稠油粘度
MRIAN使用两个经验公式计算稠油粘度，使用条件为：若轻质油饱和度Slo≤0.1，且MSWE＜0.95，且EPOR＞5％，且HIA＞0.05
VKR?e11.55?5.75HIA
若VKR＜500，则VKR无值
VCHEV?e11.74?6.09HIA
若VCHEV＜500，则VCHEV无值 饱和度和孔隙度
CBVWE=MSWE3EPOR
CBVWT=CBVWE＋MSWB3PHIT
40
CBVWTPHIT MBVITMSWIT?PHITMSWT?计算的地层理论电阻率
R0?RI?1?PHIT/100??CWWQ?MSWB?CCW?CW??1
?MBVIT/100?WQ??CW??MSWB?CCW?CW???MSWIT?1?
RTR??CBVWT/100?WQ??CW?MSWB?CCWCW???MSWT?
自然电位理论曲线
对NaCl溶液，在75°F，流体电阻率＜0.1Ω.m时
Req?R?100.0426lg?FTEMP/50.8??0.131?101?0.5R??1??lg?FTEMP/19.9??2????
当流体电阻率＜0.1Ω.m时，Req=R。
??MSWB?CCW?Cweq?? ?Cweq?MSWT?SPR???61?0.133FTEMP?lg?MSWB?C????CCW?Cmfeqwfeq??Sxot??渗透率模型－Coates模型
?FFI???K??nmr??????10??irr4?
???2根据总孔隙度计算的渗透率
?PHIT??PMRI???C?1??C2?PHIT?BVIT???BVIT??C3
BVIT=max(PTHRES3PHIT，MBVIT)
根据有效孔隙度计算的渗透率
?MPHI??MPERE???C?1??C2?MPHI?BVI???BVI??C3
BVI=max(PTHRES3PHIT，MBVI)
水的有效渗透率
?MSWT?MSWIT?
PMRIW?PMRI??1?MSWIT??2 41
MSWT?MSWIT? 及 MPERMW?MPERME????1?MSWIT??油的有效渗透率
3?1?MSWIT?
PMRIH?PMRI?1?MSWIT?23?1?MSWT?MPERMH?MPERME??1?MSWT?22及
4.有关说明
单位：MRIAN使用的单位为――温度是DEGF，压力是psi，压力梯度是psi/ft。程序检查温度单位是否为DEGC（℃）或DEGF，压力单位是否为psi或Mpa，压力梯度单位是否为psi/ft、kPa/m，根据需要进行单位转换。
用户可以在文件*_mrian_par.txt中查看输入参数的值及单位。
如何使用温度参数：MRIAN使用三个参数（SURFT、BHT和TD）计算地层温度。
t(D)=G·D+TO
G?t2?t1 D2?D1SURFT参数隐含深度为0。当有多个温度区间时，SURFT并不代表实际的地表温度，SURFT、BHT和TD参数代表相应井段的相应数值。
MRIAN为每个解释井段计算的温度梯度缺省值为
G?BHT?SURFT
TD如何使用压力参数：MRIAN使用三个参数（PRESSG、PRESSF和PRESSD）计算地层压力。
P(D)=PG2D+ (PF－PG2PD) 如何建立W-Swt线性关系：
在含纯水层井段，使用mswit_ww.xcf控制文件作WW－MSWIT交会图，在Swt＝100％线上密
42
集点区域顶部拾取一点，本例为2.15，它是WOFF和WGAIN之和，即WOFF＋WGAIN＝2.15。在含油层井段，使用mswit_wi.xcf控制文件作WI－MSWIT交会图，从WW－MSWIT交会图拾取的点（2.15）画线通过密集区的底部，与Swt＝0的交点值，即为WOFF。本例为1.4。
如何选择RPINDX参数：
在含100％或近似100％粘土水地层井段，使用rpindx_swb.xcf交会图控制文件作交会图。通过
（0，1）点作直线横切SWB=1附近密集点区的顶部，本例红线显示如何选取RPINDX值。
注：当解释井段没有含100％粘土水地层，上述方法不能用于选取RPINDX，用户应将RPINDX置为1。
如何选取仪器的中心频率CFRQ：
仪器的中心频率CFRQ可从测井参数文件*.param中获得。对于P型仪器，CFRQ等于B组频率的平均值。测井分析家必须计算该平均值。
若MRIL数据中没有包括B组数据，测井分析家可以使用CFRQ的缺省值。
油、气、水核磁共振特性参数值
流体 水 油 气 T1(ms) 1~500 1~4000 2000~5000 T2(ms) 1~500 1~1000 1~60 典型T1/T2 2 4 80 HI 1 1 0.2~0.4 η(mPa.S) 0.2~0.8 0.2~1000 0.011~0.014 甲烷 DO310-5（cm2/s） 1.8~7 0.0015~7.6 80~100
1巴（bar）＝105帕 1psi＝6.895kPa
1标准大气压(atm)＝1.013253105Pa＝14.695psi 1psi/ft＝22.62kPa/m
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四、核磁－密度分析DMR（Magnetic Resonance－Density Analysis）
Echo_Strip（回波拟和） Process_T2d（时—深转换） 曲线合并/ 深度匹配 T2_Toolkit（岩石物理计算） DMR（核磁－密度分析） Pre_MRIAN （可选） Swb_MRIAN MRIAN 常规测井资料 DMR/MRIAN结论
DMR综合核磁资料、密度测井资料及用户选择的解释参数，提供经天然气校正后的地层总孔隙度和有效孔隙度、可动水孔隙度、含气饱和度、含油饱和度、油的粘度及渗透率等。
DMR计算粘土水及毛管水相对体积的方法与T2_TOOLKIT相似。
进行地层含油分析时，DMR仅使用于分析低粘度（1～50cp）油。DMR使用EDM法计算含油饱和度及含油孔隙度。用于EDM分析的数据通常为长TW、长TE（3.6ms或更长）回波串。EDM分析数据不能是油基泥浆条件下测得的资料。因为油基泥浆对含油孔隙度计算产生很大影响，EDM不能区分侵入的油基泥浆的滤液。
DMR用长TW、长TE和短TW、长TE的核磁资料计算油的粘度。
1.作用：
综合核磁资料和密度测井资料，进行天然气影响校正，提供地层总孔隙度和有效孔隙度、可动水孔隙度、含气饱和度、含油饱和度、油的粘度及渗透率等。
2.运行方法：
从Desktop Petrophysics界面中选Model Launcher→Numar→DMR，屏幕上出现Runner—Main Windows窗口。在Runner—Main Windows窗口中
1）点击File→Select CLS Database，选择待处理的*.d.cls文件； 2）点击EDIT→CURVE MAP,确定输入、输出曲线名(重定向)；
3）点击OPTION→create parameter database，自动生成名为dmr.jbv的参数文件，或File→Open parameter database,打开已存在的参数文件；
44
4）点击OPTION→RUN PARAMETER EDITOR，对参数文件进行编辑；
5）点击SAVE SESSION FILE，生成各种文件集合，以备再处理之用，最后点击RUN运行程序。
● 参数设置：
1、设置参数
TEB： B组(长TE，通常为3.6ms或更长)回波间隔，隐含6.0ms TWA： A组（长TW）等待时间，隐含7890.4ms TWB： B组（长TW）等待时间，隐含6000ms TWD： D组（短TW）等待时间，隐含1000ms CFRQ： 仪器中心频率，隐含635KHZ TOOLTYP： 核磁仪器类型标志，隐含2
0=MRIL—C型 6″探头 1=MRIL—C型 4.5″探头 2=MRIL Prime 6″探头
3=MRIL Prime 4.875″探头
GFACT： 磁场梯度调节因子，隐含1
2、流体参数
SURFT： 地表温度，隐含70°F BHT: 井底温度,隐含150°F TD： 井深，隐含7000ft
PRESSG： 地层压力梯度，隐含0.433psi/ft PRESSF： 视地层压力，隐含0
PRESSD： 视地层压力的深度，隐含0
3
RHOMA： 地层骨架密度，隐含2.65g/cm
3
RHOFL： 孔隙流体密度，隐含1.0g/cm HIFL： 孔隙流体含氢指数，隐含1
CLCUT： 粘土水T2截止值，隐含2.82843ms T2CUT： 毛管水T2截止值，隐含33ms
SBVICOF、SBVIOFF：谱加权束缚水体积的乘系数和加系数，隐含值分别为0.0618和1.0 3、渗透率参数
PCOEF： 渗透率系数（Coates公式系数），隐含10 PTHRES： 渗透率门槛，隐含0.05
POREXP： Coates公式孔隙度指数，隐含值4
BDFEXP： Coates公式BVI/FFI指数，隐含值为2 4、坏井眼参数
CALICUT： 坏井眼井径截止值，隐含24in
3
DHROCUT： 坏井眼密度校正值截止值，隐含1.0g/cm HRUGCUT： 坏井眼不规则度截止值，隐含2 5、T1搜索参数
T1STKW： T1搜索累加次数，隐含5 MINT1 ： T1最小值，隐含1500ms MAXT1 ： T1最大值，隐含6000ms
45
● 输入曲线
RHOB： 密度测井曲线 DRHO： 密度校正曲线 CALI： 井径,in
TMP3： 核磁探头温度（磁铁温度）,单位应为℃ P1PRF~ P4PRF： PR06组T2=0.5、1、2、4ms的孔隙度
P2AF～P10AF： A组的T2=8～2048ms的孔隙度 （长TW短TE） P01BF～P10BF： B组的T2=1～2048ms的孔隙度 （长TW长TE）
P01DF～P10DF： D组的T2=1～2048ms的孔隙度 （短TW,TE同B组）
● 输出曲线
PHID： 密度孔隙度
DMRCBW： DMR计算的粘土水相对体积 DMRBVI： DMR计算的毛管水相对体积 DMRBVW： DMR计算的可动水相对体积 DMROIL： 地层含油孔隙度 DMRGAS： 地层含气孔隙度 DMRP： DMR计算的总孔隙度
DMREPHI： DMR计算的核磁有效孔隙度 DMRSG： 地层含气饱和度 DMRSO： 地层含油饱和度 DMRSWB： 地层粘土水饱和度
-32
DMRPERM： 渗透率（用DMRP），310μm DMRVOIL： DMR计算的油的粘度 HRUG： 井眼不规则标志 BHFLAG： 坏井眼标志
T2DW： 水的扩散弛豫时间T2上限 T1APP: 油的纵向弛豫时间T1
3.方法原理
计算井眼不规则度
HRUG是DMR计算的识别不规则井眼的标志。当HRUG＞2时，DMR认为井眼的不规则严重影响了密度曲线的质量，因而，不用密度资料作任何计算。
i?NRUG,?i?2HRUG?坏井眼标志
?CALI?i?1??CALI?i?1??2CALI?i?i?20.5?NURG?1?
DMR使用三个参数判断坏井眼：CALI、DRHO、HRUG。若CALI≥CALICUT或DRHO≥DRHOCUT或HRUG≥HRUGCUT，认为是坏井眼，令BHFLAG=1，否则BHFLAG=0。
计算MRIL总孔隙度
ΦTNMR=P1PRF+?+P4PRF+P2AF+?P10AF
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计算DMR毛管束缚水孔隙度
DMRBVI=max（CBVI，SBVI）
计算DMR总孔隙度 首先用密度资料计算孔隙度
RHOMA?RHOB
RHOMA?RHOFL若PHID＞ΦTNMR，DMR使用MRIL总孔隙度和密度资料计算总孔隙度
RHOB=ρg2DMRSG2DMRP+RHOFL(1-DMRSG) DMRP+RHOMA(1-DMRP) ΦTNMR =Pg2HIg2DMRSG2DMRP+HIFL(1-DMRSG)DMRP
16.043P （z甲烷气体压缩因子） ?g?1206.3zTKPHID?HIg=4ρg/(16.40330.111)
Pg?1?eT1g??TWA/T1g
2.5?107?g1.17TK由此解出作天然气校正后的总孔隙度
DMRP=PHID2w+（1-w）ΦTNMR /HIFL 式中：w?1?HIgPg/HIFL??RHOFL??g?/?RHOMA?RHOFL?1?HIgPg/HIFL
若PHID≤ΦTNMR，DMRP=ΦTNMR 计算地层含气孔隙度和含气饱和度
VGAS?PHID??TNMR/HIFL
1-HIgPg/HIFL??RHOFL??g?/?RHOMA?RHOFL?若只有A组数据
DMRBGAS=min(VGAS，DMRP-DMRCBW-DMRBVI)
若同时有A、B两组数据
DMRBGAS=min(VGAS，DMRP-DMRCBW-DMRBOIL-DMRBVI)
DMR按下式计算地层含气饱和度
DMRBGAS DMRSG?DMRP?DMRCBW若密度资料不可靠，DMRBGAS=0，DMRSG=0 计算地层含油孔隙度和含油饱和度
DMR使用EDM法计算含油饱和度：认为B组T2分布谱水线T2DW右侧谱为油的信号，从T2DW起到P10BF各相之和为视含油孔隙度VOIL
DMRBOIL=min(VOIL,DMRP-DMRBVI-DMRCBW)
地层含油饱和度
47
DMRSO?DMRBOIL
DMRP?DMRCBW计算地层可动水孔隙度
DMRBVW=DMRP-DMRCBW-DMRBGAS-DMRBOIL-DMRBVI
计算油的纵向弛豫时间及其粘度
设长TW含油饱和度为VOILTWB，短TW含油饱和度为VOILTWD，两者的比值与用户选择的最大T1值与最小T1值比较：
1?e?TWB/T1MINVOILTWB1?e?TWB/T1MAX ??TWD/T1MINTWD/T1MAXVOILTWD1?e1?e若上式成立，按下式计算T1
1?e?TWD/T1APP否则，T1无值。（T1STKW解释员应选择奇数）
油的粘度
VOILTWB?1?e??TWB/T1APP?VOILTWD
DMRVOIL?DMR渗透率
7.13TK
T1APP?DMRP?DMRPERM???C1??C2?DMRP?BVIT????BVIT??C3
48
MRIL－P型(6in探头)核磁共振测井仪器参数
最高耐温： 350℉/177℃
最高耐压： 20,000psi/138MPa 适用井眼： 7～16in
井眼流体： 无限制――任何类型的钻井液或空气 泥浆电阻率： ≥0.02Ω.m（需加泥浆排除器） 共振频率： 500～800khz T2分布： 0.3～3000ms 精度： ±1pu或5％
垂直分辨率： 标准模式： 6ft 高分辨率模式： 4ft Stationary模式： 2ft 仪器长度： 52.88ft 仪器重量： 1475lbs 探测深度：
49
Dpp_act_db文件内容 测量模式 D9TW D9TW1 D9TW2 D9TW3 D9TW4 D9TE108 D9TE110 D9TE112 D9TE208 D9TE210 D9TE212 D9TE308 D9TE310 D9TE312 D9TE408 D9TE410 D9TE412 D9TWE1 D9TWE2 D9TWE3 D9TWE4 D9TWE1ABC D9TWE1DEC D9TWE1ADC D9TWE2ABC D9TWE2DEC D9TWE2ADC D9TWE3ABC D9TWE3DEC D9TWE3ADC D9TWE4ABC D9TWE4DEC D9TWE4ADC D9TP08 D9TP9_5 D9TP12 DTW DTW1 DTW2
50
DPP代码 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 等待时间 回波间隔 回波数 最小累积数目 （A，B，C组） （A，B，C组） （A，B，C组） （A，B，C组） 12988，1000， 20 12988，1000， 20 12990，1002， 20 12988，1000， 20 12988，1000， 20 8006， 8006， 20 10006，10006，20 12006，12006，20 8008， 8006， 20 10008，10006，20 12008，12006，20 8006， 8006， 20 10006，10006，20 12006，12006，20 8006， 8006， 20 10006，10006，20 12006，12006，20 12988，1000， 20 12988，1000， 20 12988，1000， 20 12988，1000， 20 12988，1000， 20 12988，1000， 20 12988，12988，20 12988，1000， 20 12990，1002， 20 12988，12990，20 12988，1000， 20 12988，1000， 20 12988，12988，20 12988，1000， 20 12988，1000， 20 12988，12988，20 8008， 0， 20 9552， 0， 20 12008，0， 20 12208，1000， 20 12208，1000， 20 12209，1001， 20 0.9，0.9，0.6 1.8，1.8，0.6 2.7，2.7，0.6 3.6，3.6，0.6 4.5，4.5，0.6 0.9，1.8，0.6 0.9，1.8，0.6 0.9，1.8，0.6 0.9，2.7，0.6 0.9，2.7，0.6 0.9，2.7，0.6 0.9， 3.6， 0.6 0.9， 3.6， 0.6 0.9，3.6，0.6 0.9， 4.5， 0.6 0.9， 4.5， 0.6 0.9，4.5，0.6 0.9， 1.8， 0.6 0.9，2.7，0.6 0.9，3.6，0.6 0.9，4.5，0.6 0.9，0.9，0.6 1.8， 1.8， 0.6 0.9，1.8，0.6 0.9，0.9，0.6 2.7，2.7，0.6 0.9， 2.7， 0.6 0.9， 0.9， 0.6 3.6， 3.6， 0.6 0.9， 3.6， 0.6 0.9， 0.9， 0.6 4.5，4.5，0.6 0.9， 4.5， 0.6 0.9， 0.0， 0.6 0.9， 0.0， 0.6 0.9， 0.0， 0.6 1.2，1.2，0.6 2.4，2.4，0.6 3.6，3.6，0.6 500，500，10 250，250，10 166，166，10 125，125，10 100，100，10 500，250，10 500，250，10 500，250，10 500，166，10 500，166，10 500，166，10 500，125，10 500，125，10 500，125，10 500，100，10 500，100，10 500，100，10 500，250，10 500，166，10 500，125，10 500，100，10 500，500，10 250，250，10 500，250，10 500，500，10 166，166，10 500，166，10 500，500，10 125，125，10 500，125，10 500，500，10 100，100，10 500，100，10 500，0， 10 500，0， 10 500，0， 10 400，400，10 200，200，10 133，133，10 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16，16，8 16， 16，8 16，16，8 16，16，8 8， 8， 8 8， 8， 8 8， 8， 8 8， 8， 8 8， 8， 8 8， 8， 8 8， 8， 8 8， 8， 8 8， 8， 8 8， 8， 8 8， 8， 8 8， 8， 8 16，0， 8 16，0， 8 16，0， 8 16，16，8 16，16，8 16，16，8