CN104297278A - 改良式CPMG序列T2-G采集参数t0自适应方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了改良式CPMG序列T₂-G采集参数t₀的自适应方法，这种t₀自适应方法的基本步骤如下：定义t₀自适应判别因子σ，T₂-G正式实验前，变化t₀进行核磁共振预采集得到σ曲线，通过σ极大值条件结合信噪比约束条件，实现最优化t₀的自动搜索和匹配。本发明设计的改良式CPMG序列T₂-G采集参数t₀自适应方法能够有效降低实验操作难度，该方法的应用将大幅提升T₂-G实验效率，在油田现场具有广泛的应用前景。

Description

改良式CPMG序列T2-G采集参数t0自适应方法

技术领域

本发明涉及低场核磁共振岩心分析领域，具体地说是改良式CPMG序列T₂-G采集参数t₀的一种自适应方法设计。

背景技术

储层岩石骨架中含有顺磁性物质或铁磁性物质时，岩石骨架与孔隙流体的磁化率有明显差异(如表1)，在外部磁场条件下这种磁化率差异将在孔隙空间中形成附加磁场梯度，称为内部磁场梯度。

Kleinberg和Vinegar(1996)给出内部磁场梯度的近似计算公式：

$G=\frac{\mathrm{\ΔH}}{R}\≈\frac{{\mathrm{\μ}}_0{H}_0\mathrm{\Δ\χ}}{R}---\left(4\right)$

式中，μ₀为真空磁导率，H₀为外加磁场强度，Δχ为孔隙流体与骨架的磁化率之差，R为孔隙空间中内部磁场梯度计算点到固液接触面的距离。

表1储层岩石/矿物/流体磁化率

由于储层岩石孔隙类型及孔隙结构的多样性，岩石内部磁场梯度大小除了与H₀、Δχ成正比外，还与孔隙大小、胶结类型、矿物类型、矿物颗粒形状、固体颗粒的表面粗糙度、孔隙网络的微观几何形态等众多因素有关，因此岩石的内部磁场梯度不是一个固定值，而是与孔隙微观结构有关的分布，无法使用单一的数学公式直接计算岩石内部磁场梯度。

由于岩石内部磁场梯度的复杂性，需通过间接方法测量岩石内部磁场梯度分布，内部磁场梯度也属于储层岩石的核磁共振属性，因此岩石内部磁场梯度的测量需借助核磁共振手段。岩石内部磁场梯度G通过孔隙流体扩散作用引起的增强横向弛豫(也称扩散弛豫)对核磁共振测量产生影响，因此设计G的测量方法需了解储层岩石孔隙流体的横向弛豫机制。

由多孔介质核磁共振弛豫理论可知，孔隙流体的横向弛豫机制包括自由弛豫、表面弛豫、扩散弛豫，如下式所示：

$\frac{1}{T_2}=\frac{1}{T_{2B}}+\frac{1}{T_{2S}}+\frac{1}{T_{2D}}---\left(5\right)$

式中，T₂是孔隙流体的横向弛豫时间；T_2B是横向自由弛豫时间；T_2S是横向表面弛豫时间；T_2D是横向扩散弛豫时间。

自由弛豫，也称体弛豫，是流体本身的核磁共振弛豫性质，它由流体的物理性质(粘度、化学成分等)决定，同时还受温度、压力等环境因素的影响。

表面弛豫是孔隙中的流体分子与固体颗粒表面不断碰撞造成能量衰减的过程，其表达式如下式：

$\frac{1}{T_{2S}}={\mathrm{\ρ}}_2\frac{S}{V}---\left(6\right)$

式中，ρ₂是岩石横向表面弛豫强度；S/V是岩石比表面积。

存在内部磁场梯度时，孔隙流体分子扩散引起的增强横向弛豫速率称为扩散弛豫，其表达式如下：

$\frac{1}{T_{2D}}=\frac{{\left(\mathrm{\γG}{T}_E\right)}^{2}D}{12}---\left(7\right)$

式中，D是流体的扩散系数；γ是氢核的旋磁比；G是内部磁场梯度；T_E是CPMG脉冲序列的回波间隔。

在均匀外部磁场条件下，当等待时间T_W足够长时，内部磁场梯度影响下的CPMG脉冲序列回波幅度为：

b(t)＝∫∫f(T₂,G)k_T(t,T₂)k_G(G)dDdT₂

            (8)

k_T(t,T₂)＝exp(-t/T₂)

$k_G\left(G\right)=\exp (-\frac{{\mathrm{\γ}}^2{G}^2{T}_E^2\mathrm{Dt}}{12})$

式中，b是回波幅度；T₂是孔隙流体的固有弛豫(自由弛豫+表面弛豫)时间，下文中的T₂如无特殊说明均指固有弛豫；f(T₂,G)是氢核在(T₂,G)二维空间的分布；k_T是与横向弛豫时间相关的核函数，t是回波时间；k_G是与内部磁场梯度相关的核函数，T_E是CPMG脉冲序列的回波间隔；D是孔隙流体扩散系数。

由式(8)可知，单条CPMG回波串加载的内部磁场梯度信息有限，因此基于CPMG序列的一维核磁测量无法准确表征岩石内部磁场梯度分布，需要引入另一变量加载G的信息，形成二维核磁共振采集。由式(8)可知，与G相关的核函数k_G中，γ和D是常数，t＝i×T_E，i是自旋回波序号，可供加载G的变量只有T_E，因此实现T₂-G二维核磁共振采集的回波幅度为：

b(t,T_E)＝∫∫f(T₂,G)k_T(t,T₂)k_G(t,T_E)dDdT₂

k_T(t,T₂)＝exp(-t/T₂)  (9)

$k_G(T_E,G)=\exp (-\frac{{\mathrm{\γ}}^2{G}^2{T}_E^2\mathrm{Dt}}{12})$

式中，b是回波间隔为T_E时第i个回波的回波幅度，t＝i×T_E。

由式(9)可知，核函数k_G和k_T存在共同变量t，两个核函数是耦合关系，这种变回波间隔的T₂-G二维数据在解谱时将面临超大系数矩阵处理和反演效率提升等难题。

为了消除式(9)中核函数k_G和k_T的耦合关系，Sun和Dunn(2002)借鉴了二维核磁共振波谱学中“分割时间轴”的思想，设计了两个窗口的改良式CPMG序列，如附图1所示。改良式CPMG序列中每条CPMG序列的射频采集时间轴分为两个窗口，第一个窗口长度固定为t₀，改变第一个窗口中的回波个数NE₁使回波间隔从大变小，加载储层岩石内部磁场梯度信息；第二个窗口用仪器的最短回波间隔采集CPMG回波信号，将内部磁场梯度引起的扩散弛豫影响降到最小，采集储层孔隙流体横向弛豫信息，并将第一个窗口中由扩散弛豫引起的衰减记录到第二个窗口采集的回波幅度中，实现了T₂-G二维核磁共振数据采集。

改良式CPMG序列的第一个窗口通过变化回波间隔加载内部磁场梯度信息，第二个窗口用仪器的最短回波间隔采集自旋回波信号，可忽略内部磁场梯度的影响，因此改良式CPMG序列第二个窗口的回波幅度为：

$b_{\mathrm{ik}}=\underset{j=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\underset{p=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}f(T_{2j},G_p)\exp (-\frac{t_i+t_0}{T_{2j}})\exp (-\frac{{\mathrm{\γ}}^2{G}_p^2{\mathrm{Dt}}_0^3}{12{\mathrm{NE}}_{1k}^2})---\left(10\right)$

$k_T(t_i,T_2)=\exp (-\frac{t_i+t_0}{T_2})$

$k_G({\mathrm{NE}}_1,G)=\exp (-\frac{{\mathrm{\γ}}^2{G}_p^2{\mathrm{Dt}}_0^3}{12{\mathrm{NE}}_1^2})$

式中，b_ik是第一个窗口的回波个数为NE_1k时，第二个窗口中第i个回波的幅度，k是回波串的序号，对应的回波时间为t_i+t₀，t_i＝i×T_Emin，T_Emin是仪器最短回波间隔；f(T_2j,G_p)是横向弛豫时间T_2j、内部磁场梯度G_p对应的孔隙度分量；m是横向弛豫时间T_2j分量的个数，j是序号；n是内部磁场梯度G_p分量的个数，p是序号；γ是氢核的旋磁比；D是孔隙流体的扩散系数；t₀是第一个窗口的持续时间；NE₁是整数，NE_1min＝1，NE_1max取决于核磁仪器的最小回波间隔。

式(10)写成矩阵形式：

B＝K_G·F·K_T  (11)

式中，B是回波幅度b_ik对应的实测数据矩阵，大小是s×q，s是回波串总条数，q是每条回波串的回波个数；K_G是核函数k_G对应的系数矩阵，大小是s×n，n是内部磁场梯度G的布点个数；K_T是核函数k_T对应的系数矩阵，大小是m×q，m是横向弛豫时间T₂的布点个数；F是f(T₂,G)二维分布对应的矩阵，也即T₂-G反演时的目标函数矩阵，大小是n×m。

由式(11)可知，得益于两个窗口的独特设计，改良式CPMG序列第二窗口的数据实现了两个耦合函数的分离，单个反演系数矩阵的规模大大减小，解谱时将第二个窗口采集的多条回波串利用式(11)进行二维反演(李新军等,2013)，即可得到储层岩石的T₂-G二维分布。后来，Sun和Dunn(2005)，谢然红等(2009)提出了核函数k_G和k_T的合并处理方式，仅变化回波间隔采集多条CPMG回波串，使用多回波串联合反演方法求解T₂-G二维分布，并借助回波数据压缩技术提高反演速度，不过这种处理方式的解谱效率低于改良式CPMG序列，伴随着改良式CPMG序列在核磁共振岩心分析仪上的普及，改良式CPMG序列在岩石内部磁场梯度研究中的应用越来越广泛。

由式(10)可知，NE₁是内部磁场梯度G的加载变量，但t₀的大小决定G的加载范围，t₀过小时对G的分辨率较低，将导致T₂-G分布中G轴的“拖尾”现象，如附图2(a)所示；t₀过大时，第二个窗口的回波串信噪比降低，并且对短弛豫组分的分辨率降低(第一个窗口的回波数据不参与反演)；因此最优化的t₀是保证内部磁场梯度信息有效加载的前提下尽可能小，此时T₂-G反演谱峰位清晰，G轴没有“拖尾”现象，如附图2(b)所示。

实践发现，不同区块、不同岩性、不同物性的储层岩石内部磁场梯度差异较大，改良式CPMG序列的采集参数t₀需要手动调节，选择不当将导致反演谱中岩石内部磁场梯度的“拖尾”现象；手动调节t₀需要操作人员具备相关的核磁共振背景知识，大大增加了T₂-G实验的操作难度和测试周期，不符合油田现场的大批量、快速测试要求。因此，开展t₀自适应方法研究对提高T₂-G实验效率具有重要意义。

发明内容

为解决目前改良式CPMG序列采集参数t₀调节繁琐费时等问题，本发明提供一种改良式CPMG序列T₂-G采集参数t₀自适应方法。

本发明所采用的技术解决方案是：

改良式CPMG序列T₂-G采集参数t₀自适应方法，其特征在于包括以下步骤：

(1)定义幅度因子σ_m、σ₁、σ：

${\mathrm{\σ}}_m=\frac{b_{1\max }}{M_0}---\left(1\right)$

${\mathrm{\σ}}_1=\frac{b_{11}}{M_0}---\left(2\right)$

σ＝σ_m-σ₁  (3)

式中，M₀是回波间隔T_E＝T_Emin时CPMG序列的首波幅度，T_Emin是核磁共振岩心分析仪器的最短回波间隔；b_1max是改良式CPMG序列第一个窗口的回波个数NE₁＝NE_1max＝t₀/T_Emin时第二个窗口的首波幅度；b₁₁是NE₁＝1时改良式CPMG序列第二个窗口的首波幅度；幅度因子σ_m、σ₁、σ无量纲；

(2)控制t₀从小变大，建立幅度因子σ_m、σ₁、σ随t₀的变化关系，从变化关系中可看到，随着t₀的增大，σ_m、σ₁呈减小趋势，σ的变化趋势是先增大后减小，而σ极大值对应的t₀取值就是改良式CPMG序列T₂-G最优化采集参数。

优选的，在定义幅度因子后，t₀自适应方法具体步骤如下：

步骤一，待测岩石使用CPMG序列采集回波串，采集参数：等待时间T_W＝6s，回波间隔T_E＝T_Emin，T_Emin是仪器最短回波间隔，累加次数NS＝16，回波个数NE＝1024；

步骤二，t₀赋初值，t₀搜索步长Δt₀赋值，t₀搜索次数赋初值k＝1，并且t₀、Δt₀取T_Emin的整数倍；

步骤三，待测岩石使用改良式CPMG序列采集回波串，采集参数：等待时间T_W＝6s，第一个窗口的回波个数N_E1＝1，第一个窗口的回波间隔T_E1＝t₀ ^k，第二个窗口的回波个数N_E2＝1，第二个窗口的回波间隔T_E2＝T_Emin，累加次数NS＝16，使用上述公式(1)～(3)计算σ_m ^k、σ₁ ^k、σ^k；

若σ₁ ^k≤0.2，则此时的t₀就是待测岩石的最佳t₀取值；若σ₁ ^k>0.2，且k＝1，则k＝k+1，t₀ ^k＝t₀ ^k-1+Δt₀，重复步骤三；

若σ₁ ^k>0.2，k>1，且σ₁ ^k≤σ₁ ^k-1，则此时的t₀就是待测岩石的最佳t₀取值；若σ₁ ^k>0.2，k>1，且σ₁ ^k>σ₁ ^k-1，则k＝k+1，t₀ ^k＝t₀ ^k-1+Δt₀，重复步骤三。

优选的，步骤二中：t₀＝0.4ms，Δt₀＝0.5ms，T_Emin＝0.1ms。

相对于现有技术，本发明的有益技术效果是：

本发明通过定义幅度因子σ，建立了改良式CPMG序列最优化t₀的定量评价标准，并结合信噪比约束，最终形成了改良式CPMG序列t₀的自适应匹配流程，T₂-G正式实验前，只需对待测岩石进行简单的核磁共振预采集就能确定待测岩石的最佳t₀取值，避免了t₀手动调节时的无序调节，大大降低了实验操作难度，为T₂-G二维核磁共振实验的推广应用创造了有利条件。

附图说明

附图1是改良式CPMG序列示意图；

附图2是S-1号饱和水砂岩不同t₀对应的T₂-G测量结果；

附图3是改良式CPMG序列t₀自适应流程；

附图4是T₂-G单峰构造模型；

附图5是单峰构造模型对应的模拟回波串；

附图6是T₂-G单峰模型幅度因子曲线；

附图7是T₂-G单峰模型幅度因子σ影响因素分析；

附图8是T₂-G多峰模型；

附图9是T₂-G多峰模型幅度因子σ影响因素分析；

附图10是四块饱和水砂岩的幅度因子曲线；

附图11是四块饱和水砂岩自适应t₀对应的T₂-G测量结果。

具体实施方式

改良式CPMG序列是测量岩石内部磁场梯度分布的常用核磁共振脉冲序列，其第一个窗口的持续时间t₀是影响内部磁场梯度信息加载效果的关键采集参数，针对手动调节t₀繁琐费时的局限，本发明公开了改良式CPMG序列T₂-G采集参数t₀的一种自适应方法。这种t₀自适应方法的基本原理：定义t₀自适应判别因子σ，T₂-G正式实验前，变化t₀进行核磁共振预采集得到σ曲线，通过σ极大值条件结合信噪比约束条件，实现最优化t₀的自动搜索和匹配。本发明设计的改良式CPMG序列T₂-G采集参数t₀自适应方法能够有效降低实验操作难度，该方法的应用将大幅提升T₂-G实验效率，在油田现场具有广泛的应用前景。

有关本发明的详细说明、技术细节及具体操作过程，结合附图详述如下。

数值模拟是核磁共振理论研究的常用工具，在储层核磁共振响应规律、二维核磁共振脉冲序列设计、核磁共振解谱方法开发等研究中发挥着重要作用。因此使用T₂-G正演数值模拟方法研究最优化t₀取值范围。

T₂-G正演数值模拟分为三步：

第一步：T₂轴、G轴布点，常用对数等间距布点方式，布点范围和布点个数根据研究需要设置，文中T₂轴的布点范围0.01～10000ms，G轴的布点范围0.001～1000T/m，布点个数都是64。

第二步：构造T₂-G二维分布模型f(T₂,G)，并使f(T₂,G)满足归一化条件：

$\underset{j=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\underset{p=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}f(T_{2j},G_p)=1---\left(12\right)$

第三步：设置t₀、NE₁，计算系数矩阵K_G；设置T_Emin、NE₂，计算系数矩阵K_T；利用下式计算T₂-G模拟回波串幅度。

B＝K_G·F·K_T  (11)

由附图2结合式(10)可知，NE₁＝NE_1max＝t₀/T_Emin时，回波幅度是第二个窗口回波中的最大值，代表加载内部磁场梯度的上限；NE₁＝NE_1min＝1时，回波幅度是第二个窗口回波中的最小值，代表加载内部磁场梯度的下限；因此考察t₀加载G的能力时，只需数值模拟NE₁＝1、t₀/T_Emin对应的回波幅度。附图4是构造的T₂-G单峰模型，T₂几何平均值T_2g＝100ms，G几何平均值G_g＝1T/m；附图5是t₀＝5.5ms，NE₁＝1、55时(T_Emin＝0.1ms)对应的模拟回波串曲线。

由附图2结合式(10)可知，NE₁＝1、t₀/T_Emin时，回波串间有足够的幅度差是有效加载岩石内部磁场梯度信息的关键，为了定量评价t₀的影响，定义以下三个幅度因子：

${\mathrm{\σ}}_m=\frac{b_{1\max }}{M_0}---\left(1\right)$

${\mathrm{\σ}}_1=\frac{b_{11}}{M_0}---\left(2\right)$

σ＝σ_m-σ₁  (3)

其中，M₀是T_E＝T_Emin时CPMG序列的首波幅度；b_1max是NE₁＝NE_1max＝t₀/T_Emin时改良式CPMG序列第二个窗口的首波幅度；b₁₁是NE₁＝1时改良式CPMG序列第二个窗口的首波幅度；幅度因子σ_m、σ₁、σ无量纲。

t₀从小变大，正演模拟T₂-G的回波幅度，即可得到幅度因子σ_m、σ₁、σ随t₀的变化关系，附图6就是附图4所示T₂-G单峰模型的幅度因子曲线：随着t₀的增大，σ_m、σ₁呈减小趋势，σ的变化趋势是先增大后减小。

为了研究幅度因子σ_m、σ₁、σ的变化趋势，将定义式(1)、(2)、(3)结合式(10)作如下转换：

${\mathrm{\σ}}_m=\frac{b_{1\max }}{M_0}\≈\underset{j=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\underset{p=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\frac{f(T_{2j},G_p)}{M_0}\exp (-\frac{T_{E\min }+t_0}{T_{2j}})---\left(13\right)$

${\mathrm{\σ}}_1=\frac{b_{11}}{M_0}=\underset{j=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\underset{p=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\frac{f(T_{2j},G_p)}{M_0}\exp (-\frac{T_{E\min }+t_0}{T_{2j}})\exp (-\frac{{\mathrm{\γ}}^2{G}_p^2{\mathrm{Dt}}_0^3}{12})---\left(14\right)$

$\mathrm{\σ}=\underset{j=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\underset{p=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\frac{f(T_{2j},G_p)}{M_0}\exp (-\frac{T_{E\min }+t_0}{T_{2j}})[1-\exp (-\frac{{\mathrm{\γ}}^2{G}_p^2{\mathrm{Dt}}_0^3}{12})]---\left(15\right)$

由式(13)可知，横向弛豫项exp[-(T_Emin+t₀)/T₂]随t₀的增大而减小，因此σ_m也随t₀的增大而减小。对比式(13)、(14)可知，由于多了扩散弛豫项exp(-γ²G²Dt₀ ³/12)，σ₁随t₀的增大而减小，而且降幅比σ_m大。由式(15)可知，[1-exp(-γ²G²Dt₀ ³/12)]随t₀的增大而增大，而且增幅比exp[-(T_Emin+t₀)/T₂]的降幅大，在这段区间内σ随t₀的增大而增大；当t₀增大到一定值后，exp(-γ²G²Dt₀ ³/12)≈0，此时σ随t₀的增大而减小，与σ_m的变化趋势重合。综上所述，NE₁＝t₀/T_Emin、1时第二个窗口的首波幅度差σ先随t₀的增大而增大，达到极大值后，又随t₀的增大而减小，而σ极大值对应的t₀取值就是改良式CPMG序列T₂-G最优化采集参数。至此，幅度因子σ就是改良式CPMG序列T₂-G采集参数t₀自适应方法需要的判别因子。

为了研究幅度因子σ的影响因素，构造不同的T₂-G单峰模型，附图7(a)是不同G_g(T_2g＝100ms)对应的σ曲线，附图7(b)是不同T_2g(G_g＝1T/m)对应的σ曲线。由附图7可知，对不同的T₂-G单峰模型，幅度因子σ的变化趋势都是先增大后减小，σ极大值的主控因素是岩石内部磁场梯度G，岩石横向弛豫时间对σ极大值的影响较小。

不失一般性，构造T₂-G多峰模型，如附图8所示，附图9是对应的幅度因子σ曲线。由附图9可知，对不同的T₂-G多峰模型，幅度因子σ的变化趋势也是先增大后减小，σ极大值的主控因素是岩石内部磁场梯度G，岩石横向弛豫时间对σ极大值的影响较小。综上所述，幅度因子σ先增后降的变化趋势，σ极大值主控因素是内部磁场梯度G，是储层岩石T₂-G二维分布的普遍规律，这也验证了幅度因子σ作为T₂-G采集参数t₀自适应判别因子的正确性。

在实际应用中，为了保证第二个窗口回波数据的高信噪比，增加约束条件σ₁>0.2，设计出改良式CPMG序列t₀自适应流程，如附图3所示。附图3所示的改良式CPMG序列t₀自适应方法的主要功能是在σ₁>0.2的前提下，寻找幅度因子σ极大值对应的t₀，也即改良式CPMG序列最优化t₀取值。

具体操作步骤如下：

步骤一，待测岩石使用CPMG序列采集回波串，采集参数：等待时间T_W＝6s，回波间隔T_E＝T_Emin，T_Emin为仪器最短回波间隔，累加次数NS＝16，回波个数NE＝1024；

步骤二，t₀赋初值，t₀搜索步长Δt₀赋值，t₀搜索次数赋初值k＝1，并且t₀、Δt₀取T_Emin的整数倍，例如t₀＝0.4ms，Δt₀＝0.5ms(T_Emin＝0.1ms)；

步骤三，待测岩石使用改良式CPMG序列采集回波串，采集参数：等待时间T_W＝6s，第一个窗口的回波个数N_E1＝1，第一个窗口的回波间隔T_E1＝t₀ ^k，第二个窗口的回波个数N_E2＝1，第二个窗口的回波间隔T_E2＝T_Emin，累加次数NS＝16，使用公式(1)～(3)计算σ_m ^k、σ₁ ^k、σ^k；

若σ₁ ^k≤0.2，则此时的t₀就是待测岩石的最佳t₀取值；若σ₁ ^k>0.2，且k＝1，则k＝k+1，t₀ ^k＝t₀ ^k-1+Δt₀，转步骤三；

若σ₁ ^k>0.2，k>1，且σ₁ ^k≤σ₁ ^k-1，则此时的t₀就是待测岩石的最佳t₀取值；若σ₁ ^k>0.2，k>1，且σ₁ ^k>σ₁ ^k-1，则k＝k+1，t₀ ^k＝t₀ ^k-1+Δt₀，转步骤三。

为检验上述T₂-G采集参数t₀自适应方法的实用性，选择来自四个不同区块的四块砂岩进行T₂-G实验。附图10是四块饱和水砂岩的幅度因子曲线，附图11是四块饱和水砂岩自适应t₀对应的T₂-G测量结果，不同区块四块砂岩的最优化t₀差异明显，验证了T₂-G采集参数t₀自适应匹配的必要性。附图11中每块岩心回波串间的幅度差明显，反演谱中峰位清晰，G轴也没有“拖尾”现象，说明本发明提供的T₂-G采集参数t₀自适应方法满足现场实验需求，并且有效降低了T₂-G二维核磁共振实验的操作难度。

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 (3)

1.改良式CPMG序列T₂-G采集参数t₀自适应方法，其特征在于包括以下步骤：

(1)定义幅度因子σ_m、σ₁、σ：

${\mathrm{\σ}}_m=\frac{b_{1\max }}{M_0}---\left(1\right)$

${\mathrm{\σ}}_1=\frac{b_{11}}{M_0}---\left(2\right)$

σ＝σ_m-σ₁  (3)

式中，M₀是回波间隔T_E＝T_Emin时CPMG序列的首波幅度，T_Emin是核磁共振岩心分析仪器的最短回波间隔；b_1max是改良式CPMG序列第一个窗口的回波个数NE₁＝NE_1max＝t₀/T_Emin时第二个窗口的首波幅度；b₁₁是NE₁＝1时改良式CPMG序列第二个窗口的首波幅度；幅度因子σ_m、σ₁、σ无量纲；

(2)控制t₀从小变大，建立幅度因子σ_m、σ₁、σ随t₀的变化关系，从变化关系中可看到，随着t₀的增大，σ_m、σ₁呈减小趋势，σ的变化趋势是先增大后减小，而σ极大值对应的t₀取值就是改良式CPMG序列T₂-G最优化采集参数。

2.根据权利要求1所述的改良式CPMG序列T₂-G采集参数t₀自适应方法，其特征在于，在定义幅度因子后，t₀自适应方法具体步骤如下：

步骤一，待测岩石使用CPMG序列采集回波串，采集参数：等待时间T_W＝6s，回波间隔T_E＝T_Emin，T_Emin是仪器最短回波间隔，累加次数NS＝16，回波个数NE＝1024；

步骤二，t₀赋初值，t₀搜索步长Δt₀赋值，t₀搜索次数赋初值k＝1，并且t₀、Δt₀取T_Emin的整数倍；

步骤三，待测岩石使用改良式CPMG序列采集回波串，采集参数：等待时间T_W＝6s，第一个窗口的回波个数N_E1＝1，第一个窗口的回波间隔T_E1＝t₀ ^k，第二个窗口的回波个数N_E2＝1，第二个窗口的回波间隔T_E2＝T_Emin，累加次数NS＝16，使用上述公式(1)～(3)计算σ_m ^k、σ₁ ^k、σ^k；

若σ₁ ^k≤0.2，则此时的t₀就是待测岩石的最佳t₀取值；若σ₁ ^k>0.2，且k＝1，则k＝k+1，t₀ ^k＝t₀ ^k-1+Δt₀，重复步骤三；

若σ₁ ^k>0.2，k>1，且σ₁ ^k≤σ₁ ^k-1，则此时的t₀就是待测岩石的最佳t₀取值；若σ₁ ^k>0.2，k>1，且σ₁ ^k>σ₁ ^k-1，则k＝k+1，t₀ ^k＝t₀ ^k-1+Δt₀，重复步骤三。

3.根据权利要求2所述的改良式CPMG序列T₂-G采集参数t₀自适应方法，其特征在于，步骤二中：t₀＝0.4ms，Δt₀＝0.5ms，T_Emin＝0.1ms。