当地层含有混合流体时，利用油水和气的扩散系数的明显差异，利用水和油气T1弛豫特性的明显差异，可将油、气、水的NMR信息区分开来，识别油、气、水，求含油气饱和度，这种测量与岩性和泥质含量无关。
CPMG序列脉冲技术的思想是对可逆转的散相效应引起的快衰减进行补偿。自旋回波序列技术的优点：①利用自旋回波方法可以获得较高的信噪比；②自旋回波技术可放松对磁场极高均匀性的需求；③自旋回波序列可视具体情况需要进行修改，有灵活可变化的特点，适用于多种多样的井眼和地质情况。
自旋回波属于一种能量守恒的散焦—聚焦过程，或称为散相—重聚过程。除静磁场不均匀外，化学位移及自旋—自旋耦合也是引起散相的原因。
经验表明，砂岩地层束缚流体的T2驰豫时间通常小于33ms，碳酸盐岩地层则小于100ms。值得注意的是，许多高粘度油的T2测量值含有低于33ms（砂岩）或100ms（碳酸盐岩）而高于0.3ms的组分。
地层的孔隙空间是由大小不同的孔隙、裂缝、溶洞和孔道组成的复杂系统。大孔隙流体对应着大的T2，而小孔隙流体对应着小的T2。典型的回波信号幅度衰减曲线是由多个指数衰减曲线叠合而成的。
理论和实验都证明，砂岩粘土和毛管束缚水中的氢弛豫时间约为0.1～33ms，而孔隙中可动流体的氢弛豫时间为几十至数百毫秒。实测数据表明，孔隙地层的T2分布多为双峰结构，两峰之间有一待定的分界点，依此将束缚水和可动水分开，称为T2截至值。截至值随岩性、表面特性、孔隙类型和流体特性而改变，故应由试验统计确定，如无实验数据可取33ms作为近似值。石灰岩储层T2截至值约为100ms。
T2是由三种弛豫机制决定的，即体积弛豫、表面弛豫和扩散弛豫。在具体条件下，其中有一种或两种机制起决定性作用，而另一种往往可以忽略。
在水的T1小而油和气的T1大的有利条件下，用不同的恢复时间TR可造成水和油气T2谱的差异，从而将它们去分开，这就是T2谱差分法。
天然气的扩散系数比水和油大得多，当TE增大时可观测到它相对于油和水的T2谱的位移，从而发现地层中有天然气。这就是T2谱位移法。
