CN107966465B - 一种基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集及反演方法 - Google Patents

一种基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集及反演方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开一种基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集及反演方法，步骤如下：将岩心样品放入恒定磁场强度的磁体中，设置三维脉冲序列参数并施加于岩心样品，三维脉冲序列在时间轴上分为三个窗口，第一个窗口使用反转恢复脉冲序列，其中极化时间可调；第二个窗口使用梯度线圈给测试区域施加脉冲梯度磁场并采集第一回波串信号的幅值，其中脉冲梯度大小、窗口时间、回波间隔可调；第三个窗口使用仪器最短回波间隔的CPMG脉冲序列采集第二回波串信号的幅值。对第一回波串信号的幅值和第二回波串信号的幅值进行联合反演获得岩心中各弛豫组分的含量。本发明可同时获取岩心样品中快弛豫信号和慢弛豫信号，避免有效信号的缺失，降低了反演结果的误差。

Description

一种基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集及反演方法
技术领域
本发明属于核磁共振及岩石物理领域，具体地说是涉及一种基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集及反演方法，可应用于岩石核磁共振实验及分析。
背景技术
核磁共振技术凭借快速、无损、无侵入、无毒、只对含氢孔隙流体敏感等优点，成为岩石物理领域中的一种重要的分析测试方法。将核磁共振仪器产生的脉冲序列施加于岩心样品中，以使岩心样品对该脉冲序列产生回波串信号，依据回波串信号的幅值可分析获得岩心样品中各弛豫组分的含量。
随着能源勘探的进一步深入，有机页岩、致密砂岩等复杂及非常规储层成了研究的重点。这些储层物性差，非均质性强，孔隙结构复杂，弛豫信号弱，对传统的核磁共振技术带来巨大挑战。三维核磁共振岩心测量及分析技术以其能够同时测量并分析纵向弛豫时间、横向弛豫时间、扩散系数的优点受到广泛的重视。其中，三维脉冲序列是三维核磁共振数据采集的核心技术，其功能直接影响三维核磁共振技术的应用效果。现有的三维脉冲序列，是现有二维脉冲序列的简单组合，包括基于饱和恢复序列、多回波间隔CPMG序列的三维脉冲序列，基于饱和恢复序列、扩散编辑序列的三维脉冲序列，基于饱和恢复序列、改进CPMG序列的三维脉冲序列，基于饱和恢复序列、脉冲梯度序列、CPMG序列的三维脉冲序列。
然而，以上三维脉冲序列缺少对快弛豫信号的采集，无法兼顾岩心中快弛豫组分和慢弛豫组分的协同测量，造成有效信号的缺失。同时，现有三维核磁共振信号反演方法中，缺少对快弛豫信号的处理，无法兼顾获取岩心中快弛豫组分和慢弛豫组分的信息，造成反演结果的误差。
发明内容
针对以上问题，本发明提出一种基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集及反演方法。
本发明所采用的技术解决方案是：
一种基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集及反演方法，包括以下步骤：
S1、将岩心样品放入恒定磁场强度的磁体中；
S2、设置三维脉冲序列参数并施加于岩心样品，三维脉冲序列在时间轴上分为三个窗口，第一个窗口使用反转恢复脉冲序列，其中极化时间可调；第二个窗口使用梯度线圈给测试区域施加脉冲梯度磁场并采集第一回波串信号的幅值，其中脉冲梯度大小、窗口时间、回波间隔可调；第三个窗口使用仪器最短回波间隔的CPMG脉冲序列采集第二回波串信号的幅值；
S3、对第一回波串信号的幅值和第二回波串信号的幅值进行联合反演获得岩心中各弛豫组分的含量。
上述方法中，所述三维脉冲序列划分出的三个窗口中，第一窗口脉冲序列编辑所述岩心样品的纵向弛豫时间，第二窗口脉冲序列编辑所述岩心样品的横向弛豫时间和扩散系数，第三窗口脉冲序列编辑所述岩心样品的横向弛豫时间。
上述方法中，根据多孔介质核磁共振弛豫理论，推得所述三维脉冲序列的回波幅度，如式(1)、(2)所示，
式(1)代表第一回波串信号的幅值，式(2)代表第二回波串信号的幅值；式(1)、(2)中bis代表第s组回波串中第i个自旋回波的幅值；第s组回波串的三维脉冲序列参数中，极化时间为TWs，第二窗口的回波间隔为NE1s，脉冲梯度为Gs，回波个数为TE1s；f(T1r,T2j,Dp)为纵向弛豫时间T1r、横向弛豫时间T2j、扩散系数Dp对应的孔隙度分量；γ为氢核的旋磁比；t0为梯度脉冲持续时间；TE2为第三窗口中CPMG序列的回波间隔，是仪器可设置的最小值；NE2为第三窗口中CPMG序列的回波个数；l为纵向弛豫时间的布点数；m为横向弛豫时间的布点数；n为扩散系数的布点数。
上述方法中所提到的联合反演方法是将所述第一回波串信号的幅值和所述第二回波串信号的幅值利用式(3)联合反演：
其中，k1表示与所述第一回波串信号对应的核函数矩阵；k2表示与所述第二回波串信号对应的核函数矩阵；b1表示所述第一回波串信号的幅值；b2表示所述第二回波串信号的幅值；依据式(3)获得所述岩心样品中各弛豫组分的含量f。
在一些实施方式中，所述联合反演方法可以转换为约束最优化问题的求解，即式(4)：
其中，σ是平衡所述第一回波串信号和所述第二回波串信号噪声水平的因子；α是正则化因子；依据获得所述岩心样品中各弛豫组分的含量f；其中I代表与及维度相同的单位矩阵，上标符号T表示矩阵的转置。
本发明的有益技术效果是：
(1)本发明考虑到现有三维脉冲序列缺少对快慢弛豫组分的协同采集，提供了新型的三窗口的三维脉冲序列，在施加单次脉冲序列的过程中，在第二窗口中采集第一回波串信号的幅值，在第三窗口中采集第二回波串信号的幅值，同时获取岩心样品中快弛豫信号和慢弛豫信号，避免有效信号的缺失。
(2)本发明应用基于三维脉冲序列的联合反演方法，对第一回波串信号的幅值和第二回波串信号的幅值进行联合反演，兼顾获取岩心中快弛豫组分和慢弛豫组分的信息，降低了反演结果的误差。本发明在页岩、致密砂岩等具有弱弛豫信号、孔隙结构复杂的岩心中具有较大的应用前景。
附图说明
图1是本发明提供的一种基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集及反演方法的流程图；
图2是本发明提供的三维脉冲序列的示意图；
图3是某具有三弛豫组分岩心的正演模型；
图4是某具有三弛豫组分岩心的正演回波串的示意图；
图5是某具有三弛豫组分岩心的反演结果。
具体实施方式
本发明提出了一种基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集及反演方法，将岩心样品放入恒定磁场强度的磁体中，设置三维脉冲序列参数并施加于岩心样品，三维脉冲序列在时间轴上分为三个窗口，第一个窗口使用反转恢复脉冲序列，其中极化时间可调；第二个窗口使用梯度线圈给测试区域施加脉冲梯度磁场并采集第一回波串信号的幅值，其中脉冲梯度大小、窗口时间、回波间隔可调；第三个窗口使用仪器最短回波间隔的CPMG脉冲序列采集第二回波串信号的幅值。对第一回波串信号的幅值和第二回波串信号的幅值进行联合反演获得岩心中各弛豫组分的含量。该方法在页岩、致密砂岩等具有弱弛豫信号、孔隙结构复杂的岩心中具有较大的应用前景。
上述方法中，所述三维脉冲序列划分出的三个窗口中，第一窗口脉冲序列编辑所述岩心样品的纵向弛豫时间，第二窗口脉冲序列编辑所述岩心样品的横向弛豫时间和扩散系数，第三窗口脉冲序列编辑所述岩心样品的横向弛豫时间。
上述方法中，根据多孔介质核磁共振弛豫理论，可推得所述三维脉冲序列的回波幅度，如式(1)、(2)所示，
式(1)代表第一回波串信号的幅值，式(2)代表第二回波串信号的幅值；式(1)、(2)中bis代表第s组回波串中第i个自旋回波的幅值；第s组回波串的三维脉冲序列参数中，极化时间为TWs，第二窗口的回波间隔为NE1s，脉冲梯度为Gs，回波个数为TE1s；f(T1r,T2j,Dp)为纵向弛豫时间T1r、横向弛豫时间T2j、扩散系数Dp对应的孔隙度分量；γ为氢核的旋磁比；t0为梯度脉冲持续时间；TE2为第三窗口中CPMG序列的回波间隔，是仪器可设置的最小值；NE2为第三窗口中CPMG序列的回波个数；l为纵向弛豫时间的布点数；m为横向弛豫时间的布点数；n为扩散系数的布点数。
上述方法中所提到的联合反演方法是将所述第一回波串信号的幅值和所述第二回波串信号的幅值利用式(3)联合反演：
其中，k1表示与所述第一回波串信号对应的核函数矩阵；k2表示与所述第二回波串信号对应的核函数矩阵；b1表示所述第一回波串信号的幅值；b2表示所述第二回波串信号的幅值；依据式(3)获得所述岩心样品中各弛豫组分的含量f。
在一些实施方式中，联合反演方法可以转换为约束最优化问题的求解，即式(4)：
其中，σ是平衡所述第一回波串信号和所述第二回波串信号噪声水平的因子；α是正则化因子；依据获得所述岩心样品中各弛豫组分的含量f。
下面结合附图与具体实施方式对本发明进行说明。
如图1所示，一种基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集及反演方法，主要包括岩心样品核磁信号采集、岩心样品核磁信号反演两部分，该方法具体按以下步骤依次进行：
S1、将岩心样品放入恒定磁场强度的磁体中；
S2、设置三维脉冲序列参数并施加于岩心样品，三维脉冲序列在时间轴上分为三个窗口，第一个窗口使用反转恢复脉冲序列，其中极化时间可调；第二个窗口使用梯度线圈给测试区域施加脉冲梯度磁场并采集第一回波串信号的幅值，其中脉冲梯度大小、窗口时间、回波间隔可调；第三个窗口使用仪器最短回波间隔的CPMG脉冲序列采集第二回波串信号的幅值；
S3、对第一回波串信号的幅值和第二回波串信号的幅值进行联合反演获得岩心中各弛豫组分的含量。
图2是三维脉冲序列的示意图。三维脉冲序列在时间轴上分为三个窗口，分别对岩心样品有具体的编辑功能：其中第一窗口脉冲序列编辑岩心样品的纵向弛豫时间，第二窗口脉冲序列编辑岩心样品的横向弛豫时间和扩散系数，第三窗口脉冲序列编辑岩心样品的横向弛豫时间。具体地，第一个窗口使用反转恢复脉冲序列，其中极化时间可调；第二个窗口使用梯度线圈给测试区域施加脉冲梯度磁场并采集第一回波串信号的幅值，其中脉冲梯度大小、窗口时间、回波间隔可调；第三个窗口使用仪器最短回波间隔的CPMG脉冲序列采集第二回波串信号的幅值。
图3是某具有三弛豫组分岩心的正演模型。其中岩心类型为页岩，弛豫组分1代表干酪根，弛豫组分2代表有机质孔中的油，弛豫组分3代表无机孔中的油，弛豫组分1及弛豫组分2代表快弛豫组分，弛豫组分3代表慢弛豫组分。图3(a)是某具有三弛豫组分岩心正演模型的三维核磁共振图，弛豫组分1的纵向弛豫时间为2ms，横向弛豫时间为0.5ms，扩散系数为4×10-7cm2/s，占岩石总弛豫信号的30％；弛豫组分2的纵向弛豫时间为15ms，横向弛豫时间为3ms，扩散系数为4×10-6cm2/s，占岩石总弛豫信号的40％；弛豫组分3的纵向弛豫时间为150ms，横向弛豫时间为100ms，扩散系数为4×10-6cm2/s，占岩石总弛豫信号的30％。图3(b)是三弛豫组分岩心正演模型在T1-T2平面的投影图；图3(c)是三弛豫组分岩心正演模型在T1-D平面的投影图；图3(d)是三弛豫组分岩心正演模型在T2-D平面的投影图。
图4是某具有三弛豫组分岩心的正演回波串的示意图。共设置15组三维脉冲序列，其中第一窗口极化时间TW为0.10ms、0.19ms、0.37ms、0.72ms、1.39ms、2.68ms、5.18ms、10ms、19.31ms、37.28ms、71.97ms、138.95ms、268.27ms、517.95ms、1000ms；第二窗口梯度脉冲持续时间t0为10ms；回波间隔TE1分别为0.2ms、0.33ms、0.5ms、1ms、1ms、0.2ms、0.33ms、0.5ms、1ms、1ms、0.2ms、0.33ms、0.5ms、1ms、1ms；回波个数NE1分别为50、30、20、10、10、50、30、20、10、10、50、30、20、10、10；脉冲梯度为G分别为5Gs/cm、22.5Gs/cm、40Gs/cm、57.5Gs/cm、75Gs/cm、5Gs/cm、22.5Gs/cm、40Gs/cm、57.5Gs/cm、75Gs/cm、5Gs/cm、22.5Gs/cm、40Gs/cm、57.5Gs/cm、75Gs/cm；第三窗口回波间隔TE2为0.2ms；回波个数NE2为3000；氢核的旋磁比γ为2.675×104rad/s/Gs。图4为根据以上15组三维脉冲序列及图3中某具有三弛豫组分岩心的正演模型获取的回波串，其中10ms前为第一回波串信号的幅值，10ms后为第二回波串信号的幅值。第一回波串信号的幅值表征快弛豫组分的信号，如弛豫组分1及弛豫组分2；第二回波串信号的幅值表征慢弛豫组分的信号，如弛豫组分3，可见基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集方法，能够实现对快慢弛豫组分的协同采集。
图5是某具有三弛豫组分岩心的反演结果。根据图4中的某具有三弛豫组分岩心的正演回波串，使用联合反演方法对第一回波串信号的幅值和第二回波串信号的幅值进行联合反演获得岩心中各弛豫组分的含量，其中纵向弛豫时间的布点数l为30，横向弛豫时间的布点数m为30，扩散系数的布点数n为30。图5(a)是某具有三弛豫组分岩心反演结果的三维核磁共振图，图5(b)是三弛豫组分岩心反演结果在T1-T2平面的投影图；图5(c)是三弛豫组分岩心反演结果在T1-D平面的投影图；图5(d)是三弛豫组分岩心反演结果在T2-D平面的投影图。图中可见，弛豫组分1、弛豫组分2及弛豫组分3在三维核磁共振图及三平面的投影中清晰可辨，其相对误差为5.2％，满足解释分析精度的要求，可见基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集反演方法可以实现对快弛豫组分与慢弛豫组分的协同处理，同时获取岩心中快弛豫组分和慢弛豫组分的信息。
上述方式中未述及的部分采取或借鉴已有技术即可实现。
需要说明的是，在本说明书的教导下，本领域技术人员所作出的任何等同替代方式，或明显变型方式，均应在本发明的保护范围之内。

Claims (1)

1.一种基于三维脉冲序列的岩心核磁信号采集及反演方法，其特征在于包括以下步骤：
S1、将岩心样品放入恒定磁场强度的磁体中；
S2、设置三维脉冲序列参数并施加于岩心样品，三维脉冲序列在时间轴上分为三个窗口，第一个窗口使用反转恢复脉冲序列，其中极化时间可调；第二个窗口使用梯度线圈给测试区域施加脉冲梯度磁场并采集第一回波串信号的幅值，其中脉冲梯度大小、窗口时间、回波间隔可调；第三个窗口使用仪器最短回波间隔的CPMG脉冲序列采集第二回波串信号的幅值；
S3、对第一回波串信号的幅值和第二回波串信号的幅值进行联合反演获得岩心中各弛豫组分的含量；
所述三维脉冲序列划分出的三个窗口中，第一窗口脉冲序列编辑所述岩心样品的纵向弛豫时间，第二窗口脉冲序列编辑所述岩心样品的横向弛豫时间和扩散系数，第三窗口脉冲序列编辑所述岩心样品的横向弛豫时间；
根据多孔介质核磁共振弛豫理论，推得所述三维脉冲序列的回波幅度，如式(1)、(2)所示，
式(1)代表第一回波串信号的幅值，式(2)代表第二回波串信号的幅值；式(1)、(2)中bis代表第s组回波串中第i个自旋回波的幅值；第s组回波串的三维脉冲序列参数中，极化时间为TWs，第二窗口的回波间隔为NE1s，脉冲梯度为Gs，回波个数为TE1s；f(T1r,T2j,Dp)为纵向弛豫时间T1r、横向弛豫时间T2j、扩散系数Dp对应的孔隙度分量；γ为氢核的旋磁比；t0为梯度脉冲持续时间；TE2为第三窗口中CPMG序列的回波间隔，是仪器可设置的最小值；NE2为第三窗口中CPMG序列的回波个数；l为纵向弛豫时间的布点数；m为横向弛豫时间的布点数；n为扩散系数的布点数；
所述的联合反演方法是将所述第一回波串信号的幅值和所述第二回波串信号的幅值利用式(3)联合反演：
其中，k1表示与所述第一回波串信号对应的核函数矩阵；k2表示与所述第二回波串信号对应的核函数矩阵；b1表示所述第一回波串信号的幅值；b2表示所述第二回波串信号的幅值；依据式(3)获得所述岩心样品中各弛豫组分的含量f；
所述联合反演方法转换为约束最优化问题的求解，即式(4)：
其中，σ是平衡所述第一回波串信号和所述第二回波串信号噪声水平的因子；α是正则化因子；依据获得所述岩心样品中各弛豫组分的含量f，其中I代表与及维度相同的单位矩阵，上标符号T表示矩阵的转置。
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