Метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) является относительно молодым физическим методом – явление ЯМР независимо открыли американские физики Ф. Блох и Э.М.Парселл со своими сотрудниками в 1946 г. (Нобелевская премия по физике 1952 г.).
ЯМР быстро нашел применение в нефтепромысловой геологии – уже в начале 60 – х годов был разработан метод ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) в поле Земли. Благодаря усилиям организаций Москвы (ВНИИЯГГ), Азербайджана ( Азинефтехим, ЮжВНИИгеофизика), Татарии ( Татнефтегеофизика), Западной Сибири (ЗапСибНИИгеофизика) была создана отечественная технология ЯМК в поле Земли [1,4], которая развивается и в настоящее время. Наиболее широко, в рамках обязательного комплекса ГИС, ЯМК применяется в "Татнефтегеофизике". Результаты по нескольким тысячам скважин подтвердили эффективность ЯМК при решении ряда геологических задач [9,10] на основе анализа величины индекса свободного флюида (ИСФ), который, например, в разрезах Волго–Уральской нефтегазоносной провинции прямо коррелирует с эффективной пористостью. В других регионах страны ЯМК в поле Земли применяется эпизодически. Метод имеет ограниченные возможности при исследовании пород с небольшими временами релаксации; практически сложно получить качественные результаты при наличии в буровом растворе добавок нефти.
Бурное развитие фундаментальных теоретических и экспериментальных работ в области ЯМР в последние десятилетия ХХ века имело важные прикладные применения. В частности, разработанный метод магнитно – резонансной томографии (МРТ) считается одним из самых выдающихся медицинских открытий XX века ( Р. Эрнст - Нобелевская премия по химии 1991 г. за достижения в области импульсных ЯМР и МРТ) .
Эти идеи нашли практическое воплощение и применительно к геофизическим исследованиям скважин (ГИС) – в 90 –е годы разработан метод ЯМК в сильном поле (в поле постоянных магнитов), аппаратурно реализованный компаниями Numar (ныне входит в состав компании Hulliburton, MRIL – Magnetic Resonance Imaging Logging) и Schlumberger (CMR – Combine Magnetic Resonance).
Основной особенностью метода является размещение в скважинном приборе постоянных магнитов, создающих в зоне исследования магнитное поле, значительно превышающее напряженность магнитного поля Земли (практически влиянием направления и величины магнитного поля Земли можно пренебречь).
Так, для прибора ЯМТК НПЦ «Тверьгеофизика» в зоне исследования напряженность магнитного поля составляет примерно 175 Гс, т.е. примерно в 350 раз больше магнитного поля Земли.
Перевод ЯМК в категорию методов «искусственного поля» позволил реализовать преимущества, связанные с возможностью контролируемого и направленного воздействия на изучаемый разрез. С технической точки зрения появилась возможность реализовать новые методики, обеспечивающие более широкий диапазон измерений. В конечном итоге это позволило получить принципиально новые для практики ГИС характеристики пород, отражающие структуру порового пространства и свойства флюидов в зоне исследования. Отмеченные особенности способствовали бурному развитию ЯМК в сильном поле за рубежом.
В НПЦ «Тверьгеофизика» в 1998 г. началась разработка отечественного скважинного прибора ЯМК в сильном поле, которая завершилась к концу 2000 г. 12 февраля 2001 г. на Ново- Медведковском месторождении Оренбургской области было проведено первое исследование скважины российским прибором ядерно-магнитного томографического каротажа (ЯМТК) с использованием поля постоянных магнитов . Разработанный скважинный прибор работал на одной частоте.
Параллельно с проведением работ с одночастотным прибором с июня 2001 г началась разработка трехчастотного прибора ЯМТК , который был испытан в производственном режиме 3 апреля 2002 г. К сентябрю 2002 г. каротаж ЯМТК был выполнен уже в нескольких десятках скважин.
1. Физические основы метода
В ЯМТК реализован импульсный метод формирования эффекта ЯМР. Физические основы этого метода детально описаны в литературе, поэтому ограничимся краткой сводкой основных понятий.
Ядра атомов, имея электрический заряд, могут обладать и определенным магнитным моментом. Импульсный ЯМР основан на свойствах таких ядер поглощать энергию в радиочастотном (РЧ) диапазоне и излучать ее после прекращения воздействия РЧ- импульса. Так, эффект ЯМР можно получить, если поместить образец в статическое магнитное поле и затем облучить его электромагнитным полем с частотой, соответствующей резонансной для данного типа ядер:
f = g * Н (1)
где f – частота радиочастотного поля; Н – напряженность статического магнитного поля; g – гиромагнитное отношение (постоянная), величина которого индивидуальна для различных ядер (сводку элементов, исследуемых методом ЯМР, можно найти в [11]).
Как видно из (1), ЯМР является спектроскопическим методом – изменяя частоту РЧ поля f или напряженность статического магнитного поля Н, или и то и другое вместе, можно создать условия резонанса для различных элементов , т.к. величина g индивидуальна для каждого из них. Это и используется при ЯМР- спектроскопии в химии. Для каротажа создать такие приборы пока сложно. Поэтому приборы ЯМК (как в поле Земли, так и в сильном поле) настраиваются на условия резонанса ядер водорода, точнее, изотопа 1Н. Он входит в состав воды и нефти, имеет высокую естественную распространенность и большое гиромагнитное отношение, облегчающее регистрацию эффектов ЯМР. Для прямого выявления углеводородов было бы интересно настраиваться на регистрацию содержания ядер углерода С. Однако у ядра наиболее распространенного изотопа углерода 12С магнитный момент отсутствует и эффект ЯМР не формируется, а изотоп 13С имеет низкую распространенность в естественной смеси (1,1 %) и на его основе трудно получить надежный эффект ЯМР при каротаже. В то же время ЯМТК имеет возможность выделять и оценивать характеристики УВ, но уже на основе другого физического эффекта – различия УВ и воды по величине вязкости и коэффициента диффузии (см. ниже).
Формирование статического магнитного поля. Постоянный магнит (рис.1) размещен вдоль оси скважинного прибора и представляет собой стержень длиной около 1 м, намагниченный перпендикулярно к его оси. Поле, создаваемое этим магнитом, практически плоско параллельно по всей длине магнита в плоскостях, перпендикулярных к оси зонда, и спадает в радиальном направлении обратно пропорционально квадрату расстояния от его оси. Поэтому зонд называется дипольный - градиентный. На фиксированном расстоянии от оси магнита поле в аксиальном направлении однородно по интенсивности, но в разных точках направлено в различные стороны. На расстояниях r>2R (R - радиус магнита) это поле с большой степенью точности описывается следующими уравнениями:
Hr = Kф* Br*(R / r)2*sinj (2)
Hj= - Kф* Br*(R / r)2*cosj
где Hr, Hj- соответственно радиальная и тангенциальная составляющие напряженности поля магнита в цилиндрической системе координат ( r, j) с осью, совпадающей с осью магнита; Br - остаточная индукция материала магнита; Kф - коэффициент формы магнита .
Из (2) видно, что для создания высокой напряженности Н в зоне исследования необходимо увеличивать или поперечные размеры магнита R, или остаточную индукцию материала магнита Br . В практике ЯМК сильного поля стараются максимально повысить последний параметр, поскольку увеличение поперечных размеров магнита влечет за собой увеличение диаметра скважинного прибора.
Магнит зонда прибора MRIL выполнен из FeB (железо – бор). Это один из немногих материалов для постоянных магнитов, который является практически непроводящим и «не нагружает» РЧ- катушку, добротность которой у зонда MRIL достигает 100. Недостатками этого материала является относительно небольшая остаточная индукция (Вr = 3000...4000 Гс , поэтому магнит зонда должен иметь диаметр не менее 100 - 120 мм) и ухудшенная температурная характеристика в области низких температур: со снижением температуры поле магнита падает, а при температурах -15... -18° С магнит может необратимо размагнититься [13]. Это осложняет полевые работы в зимних условиях, поскольку требует использования специальных нагревателей.
В приборе ЯМТК НПЦ «Тверьгеофизика» используется редкоземельный магнит из NdFeB (неодим – железо – бор). Неодим имеет остаточную индукцию Вr= 10000. .. 11000 Гс, благоприятную температурную характеристику (изменение напряженности поля составляет 3 - 5% на 100 °С) и сохраняет свои свойства при очень низких температурах..
Однако магнит из NdFeB является проводящим и добротность РЧ - катушки падает до 20. Нами были разработаны новая схема полей, создаваемых зондом с магнитом из NdFeB, и его конструкция, которые позволяют уменьшить влияние проводимости магнита на РЧ катушку. На данный способ и устройство получен патент России [5]. В результате при меньших габаритах и массе магнита с хорошими температурными свойствами получены характеристики зонда, аналогичные характеристикам зонда прибора MRIL.
Формирование радиочастотного поля реализуется РЧ - катушкой. Ее витки лежат в плоскостях, параллельных оси магнита и направлению его намагниченности. Радиочастотная катушка создает поле, аналогичное полю магнита, но повернутое по отношению к нему в каждой точке пространства на 90°.
Импульсная последовательность. Поле, создаваемое постоянными магнитами, неоднородно (см.(2)). Поэтому в ЯМТК для регистрации эффекта ЯМР используется метод спин – эхо, предложенный Ханом ( Erwin L. Hahn) в варианте последовательности Карра – Парселла, в дальнейшем усовершенствованной Мейбумом и Гиллом [ 1].
Импульсная последовательность Карра – Парселла – Мейбум – Гилла (CPMG ) в настоящее время применяется во всех модификациях ЯМК в сильном поле, созданных в мире. После намагничивания породы полем постоянного магнита радиочастотная катушка излучает серию импульсов определенной длительности, после каждого из которых измеряется сигнал спин- эхо. Релаксационная кривая получается как огибающая амплитуд сигналов спин-эхо (рис.2).
Реализация такой импульсной последовательности для каротажа являлась сложной технической задачей. Полная последовательность ( на каждый квант глубины) реализуется за 0,5 – 1 с, и за это время РЧ катушка должна излучить 400 – 1000 импульсов и между ними принять такое же количество откликов спин – эхо. При этом величина напряжения для импульсов составляет киловольты, а для сигналов спин – эхо – десятки нановольт, т.е. перепад напряжений двух последовательных сигналов с интервалом в доли миллисекунды составляет 11 порядков.
2. Петрофизические основы методаОсновными измеряемыми информативными характеристиками являются релаксационная кривая, отражающая затухание намагниченности порового флюида в породе по времени поперечной релаксации Т2 и амплитуда сигнала, соответствующая времени начала измерения( tнач = 0) релаксационной кривой (рис. 3).
Амплитуда сигнала, отражающая число резонирующих ядер, пропорциональна объемному водородосодержанию. При этом во всех модификациях ЯМК к моменту начала измерения релаксация протонов водорода, входящего в состав твердой фазы породы, уже завершается, и они не вносят вклад в сигнал. Поэтому ЯМК характеризует водородосодержание только флюида (фильтрата, воды, нефти, газа) в пустотном пространстве породы, которое по данным калибровки пересчитывается в коэффициент пористости по ЯМК. Отсюда вытекает важное для практики следствие - величина полной пористости по ЯМК не зависит от литологии пород.
Затухание определяется тремя параллельно проходящими процессами релаксации [12]: поверхностной релаксации ( основной механизм), диффузионной и объемной, каждая из которых контролируется комплексом петрофизических характеристик.
Поверхностная релаксация возникает за счет эффектов взаимодействия протонов с поверхностью зерен и контролируется распределением пористости по размерам пор, формой пор и релаксационной активностью поверхности.
Диффузионная релаксация проявляется в неоднородном магнитном поле, где молекулярное движение вызывает расфазировку протонов. Она возникает, в частности, при использовании средств измерений, формирующих неоднородное магнитное поле, например, как при ЯМТК. В последнем случае диффузионная релаксация может контролироваться выбором методики измерений: можно либо уменьшить ее вклад до уровня, которым можно пренебречь, либо, наоборот – максимально увеличить эффект с определением принципиально нового для практики ГИС петрофизического параметра – коэффициента диффузии порового флюида.
Объемная релаксация определяется собственно свойствами флюида, насыщающего поровое пространство и по-разному проявляется для различных типов (углеводороды и вода), состава, вязкости ( увеличение вязкости уменьшает время релаксации) флюидов. Эффект объемной релаксации слабее поверхностной и становится заметным, когда взаимодействие протонов с поверхностью ограничено, например, при лабораторных ЯМР -исследованиях пластовых флюидов, в кавернозных карбонатах, для углеводородов в гидрофильных коллекторах ( протоны УВ не контактируют с поверхностью пор).
Таким образом, эффект ЯМР чувствителен к практически важным петрофизическим характеристикам, таким как емкость (распределение пористости по размерам пор и на этой основе – различные типы пористости), фильтрация (через распределение пористости по размерам пор), насыщенность и состав флюидов (на основе коэффициента диффузии). Основным негативным фактором является влияние магнитных минералов, но их содержание в осадочных разрезах обычно невелико.
Наилучшие возможности ЯМР имеет для определения характеристик емкости, поскольку эффекты поверхностной релаксации при изучении горных пород являются основными в формировании релаксационной кривой, а амплитуда характеризует водородосодержание флюида (см. рис.3). Поэтому именно в рамках интерпретационной модели пористости и проводится основная обработка данных ЯМК. Самостоятельное значение имеет оценка флюидонасыщенности, но она более сложна, поскольку требует выделения достаточно слабых эффектов диффузионной релаксации на фоне поверхностной, и реализуется при применении специальных средств и методик измерения.
3. Основные особенности ЯМТК
Область исследования. Вертикальная характеристика ЯМТК определяется длиной магнита и РЧ – катушки. Разрешение составляет 620 мм.
Радиальная характеристика ЯМТК является уникальной для практики каротажа. При выбранной фиксированной частоте РЧ поля f эффект ЯМР протонов водорода будет формироваться только в той области среды, где напряженность поля магнита H будет удовлетворять выражению (1). С другой стороны, из (2) видно, что для прибора с дипольным градиентным магнитом величина H изменяется в радиальном направлении. Поэтому условия ЯМР наступают только на некотором вполне определенном расстоянии от оси магнита, где частота РЧ поля, создаваемого катушкой, равна частоте прецессии ядер водорода в поле магнита.
В результате сигнал ЯМР формируется только в тонком цилиндрическом слое, коаксиальном оси магнита, почти по всей его длине. На рис.1 показаны расположение зоны исследования и направление полей в этой зоне по отношению к зонду ЯМК. Ширина резонансного слоя составляет доли миллиметра и контролируется градиентом поля магнита и интенсивностью радиочастотного поля на выбранном расстоянии. Образно говоря, область исследования ЯМТК представляет собой ватманский лист, обернутый вокруг скважины, или большой «шлиф». Вне этого тонкого слоя сигнал ЯМР не формируется и, соответственно, не регистрируется прибором. Опыт зарубежных компаний и наш собственный показал, что даже такой небольшой объем области исследований статистически достаточен для объективной оценки свойств пород в массиве.
Отметим практически важные следствия, вытекающие из особенностей конфигурации системы полей зонда .
1. Величина сигнала спин-эхо, наведенного в приемной радиочастотной катушке, не зависит от выбранного радиуса зоны исследования и, соответственно, выбранной частоты прецессии, а определяется только напряженностью радиочастотного поля в зоне исследования. Поэтому прибор с дипольным градиентным магнитом позволяет работать на относительно малых частотах (300 -800 кГц) без потери чувствительности и точности регистрации релаксационной кривой. В приборе ЯМТК частота составляет 730 кГц , а зона исследования шириной 0,5 мм располагается на расстоянии 18 см от оси зонда. В аксиальном направлении зона практически не меняется.
2. Если изменить частоту воздействующего радиоимпульса хотя бы на 15 - 20 кГц, то зона исследования сместится на 1 - 2 мм. При этом процессы, происходящие в первой зоне, не будут отражаться на процессах во второй зоне исследования , т.к. толщина каждой из них менее миллиметра. Это обстоятельство позволяет применять многочастотный метод исследования окружающего скважину пространства подобно методу магнитной резонансной томографии (МРТ) в медицине. Возможность работы на нескольких частотах позволяет также увеличить или скорость каротажа, или точность измерения релаксационной кривой при той же скорости, или независимо реализовать несколько различных методик измерений за один спуск- подъем.
3. При номинальном диаметре скважины 19 – 22 см (например, в коллекторах) зона исследования ЯМТК удалена от стенки скважины на 7 – 8,5 см. Поэтому состав бурового раствора (добавки нефти и др.) не влияет на результаты исследования, поскольку скважина находится вне зоны исследования ЯМТК. В этом принципиальное отличие от ЯМК в поле Земли, где при добавках нефти влияние скважины делает практически невозможным получение информации о разрезе.
Диапазон измерений времен поперечной релаксации. Для излучения и приема сигнала в ЯМК используется одна и та же РЧ -катушка, поэтому первая амплитуда сигнала (в момент времени tнач) регистрируется через некоторое время Dt после начала процесса затухания t0:Dt=tнач – t0. За это время Dt уже завершается релаксация части протонов водорода (в основном в составе минералов и небольших порах) и их содержание уже не удается восстановить при обработке. Поэтому для водонасыщенной породы
W ³ Кп ³ КпЯМК ( 3),
где W – водородосодержание, Кп – общая пористость, КпЯМК - пористость, зарегистрированная ЯМК. Чем позже начинается регистрация (чем больше Dt), тем существеннее отличие Кп и КпЯМК .
Из этого следует, что КпЯМК зависит от технических характеристик измерительного тракта, т.е. при прочих равных условиях разными типами аппаратуры (с различными Dt) будут получены неодинаковые значения КпЯМК .
Для ЯМК в поле Земли интервал времени между началом процесса релаксации и первой зарегистрированной точкой составляет Dt = 50 – 80 мс и принципиально не может быть существенно уменьшен в рамках используемой последовательности Паккарда - Вариана. За это время происходит полное затухание сигнала в порах небольших размеров. Регистрируемая пористость, получившая название ИСФ – индекс свободного флюида (FFI – free fluid index), отражает емкость наиболее крупных пор.
Заметим, что широко распространенное мнение о соответствии ИСФ эффективной пористости (ИСФ = Кпэф), в общем случае может не выполняться даже в водоносных пластах по нескольким причинам.
1. ИСФ зависит от технического параметра конкретной аппаратуры Dt, а Кпэф, как петрофизический параметр, - нет. Поэтому соотношение ИСФ – Кпэф надо обосновывать.
2. Затухание релаксационной кривой (и, соответственно, амплитуда в момент tнач и ИСФ) зависит не только от порометрической характеристики породы, но и от других факторов (см. п.2). Например, в водоносных песчаниках при одинаковой порометрической характеристике, но различной релаксационной активности поверхности будут получены различные релаксационные кривые и ИСФ: чем выше релаксационная активность, тем короче релаксационная кривая и меньше ИСФ. При очень высокой релаксационной активности (очень коротких релаксационных кривых) ИСФ может вообще не фиксироваться (произошло полное затухание сигнала в интервале времени Dt) , несмотря на наличие эффективных пор по порометрической характеристике.
Поэтому, вероятно, ЯМК в поле Земли наиболее эффективен в породах с низкой релаксационной активностью, например, в карбонатных породах и зрелых кварцевых песчаниках. Последние распространены в нижних (преимущественно палеозойских) частях разреза платформ, например, песчаники и карбонаты девона и карбона Волго – Уральской НГП. Наоборот, высокая релаксационная активность отмечается для незрелых песчаников – граувакк и аркозов - с увеличенным содержанием обломков материнских пород, полевых шпатов и специфическим набором акцессориев. Такие породы характерны для разрезов молодых плит (в частности, Западно–Сибирской), геосинклинальных областей и обрамления складчатых сооружений. Даже при благоприятной порометрической характеристике здесь фиксируются короткие релаксационные кривые и за счет большого Dt оценка коллекторов по ИСФ бывает малоэффективна или невозможна.
При ЯМТК благодаря использованию последовательности CPMG время Dt удается уменьшить на два порядка, до долей мс (рис.2). Это позволяет в общем случае выходить на оценку по ЯМТК коэффициента общей пористости Кп, а по характеристикам зарегистрированной релаксационной кривой (400 - 1000 точек на квант глубины) оценивать структуру порового пространства породы в целом и связанные с ней дифференциальные характеристики емкости (эффективная , капиллярно-связанная и др.) и фильтрации. При этом такие оценки возможны для различных типов разрезов нефтегазовых скважин.
Методики измерений. Эффект ЯМР при каротаже является сложным для интерпретации – поведение релаксационной кривой контролируется комплексом факторов и, соответственно, имеется область эквивалентных решений. Помимо стандартных способов (комплексирование, ввод априорной петрофизической информации) при ЯМТК область эквивалентных решений может быть сужена за счет дополнительных измерений, которые позволяют «высветить» вклад отдельных факторов.
Такая возможность обусловлена тем, что по способу формирования и измерения сигнала ЯМТК является методом искусственного поля, т.е. допускает направленное воздействие на разрез. Наиболее важными управляемыми параметрами являются время намагничивания TW и время задержки между импульсами ТЕ (см. рис.2).
Величина TW контролирует степень намагниченности порового флюида. Так, изменение поведения релаксационной кривой при различных TW может указывать на присутствие пор крупных размеров или наличие в зоне исследования углеводородов (УВ).
Изменение ТЕ регулирует активность процесса диффузии молекул порового флюида и принципиально позволяет выходить на определение коэффициента диффузии D по ЯМТК. Этот параметр является новым для практики каротажа. Практически важно, что он отличается для различных типов УВ (газ, легкие, тяжелые нефти) и воды и корреляционно связан с вязкостью поровых флюидов.
Именно на анализе эффектов изменения релаксационных кривых при различных TW и TE и основана оценка характера насыщенности по ЯМТК.
4. Аппаратура ЯМТКАппаратура ЯМТК состоит из скважинного прибора, соединенного каротажным кабелем с универсальным наземным управляюще- регистрирующим комплексом КАРАТ - П.
Наземный комплекс организует питание скважинного прибора, передает к скважинному прибору программу измерений, осуществляет прием данных от скважинного прибора, их регистрацию, экспресс-обработку с целью получения геофизических параметров в реальном масштабе времени, визуализацию этих параметров, а также данных, характеризующих режим работы скважинного прибора. По завершению скважинных измерений в наземном комплексе осуществляются обработка и интерпретация результатов исследований.
Скважинный прибор состоит из трех частей: зондовой части, блока электроники и энергетического блока (рис. 4).
Зондовая часть включает магнит и радиочастотную катушку с настроечными емкостями.
Блок электроники предназначен для приема команд и программ от наземного комплекса, организации процесса измерений, формирования радиоимпульсов и их усиления, предварительной обработки полученных сигналов спин-эхо и передачи измерительных данных на земную поверхность.
Энергетический блок предназначен для накопления энергии, необходимой для формирования серии радиоимпульсов в радиочастотной катушке (не менее 500 - 600 Дж), а также для формирования напряжений питания блока электроники. В этом блоке находится модем, служащий для передачи измерительной информации и приема команд от наземного комплекса. Более подробная информация об особенностях аппаратуры приведена в [ 8 ].
В 2002 г. была завершена разработка новой модификации аппаратуры ЯМТК. Ее основные отличия :
· в три раза увеличилась чувствительность прибора;
· реализована возможность выполнения нескольких измерений с различными TW и TE за один спуск – подъем;
· реализован режим измерений на трех частотах.
5. Обработка и интерпретация данных ЯМТКОпределение характеристик разреза по ЯМТК включает три стандартные процедуры: получение исходной релаксационной кривой; геофизическую обработку кривой с получением спектров; определение компонент емкости, фильтрации, флюидонасыщенности (рис. 5).
Исходной информацией является непосредственно регистрируемая прибором релаксационная кривая, представляющая собой зависимость сигнала ЯМР от времени измерения. Она отражает затухание намагниченности порового флюида в породе.
Геофизическая обработка данных. При необходимости в релаксационную кривую вводятся поправки за условия измерений, а также выполняются процедуры фильтрации. Далее с использованием специальных математических процедур из релаксационной кривой рассчитывается дифференциальный спектр. Он описывает распределение сигнала ЯМР по временам поперечной релаксации T2, соответствующим разным скоростям релаксации намагниченности флюида в порах разного размера. По своему физическому смыслу эта зависимость представляет собой дифференциальное распределение пористости по времени поперечной релаксации Т2 (dКп/dТ2 от Т2) . Так как время релаксации пропорционально размеру пор, то, следовательно, дифференциальное распределение пористости по временам релаксации качественно характеризует также и распределение пористости по размерам пор.
«Качественный» характер распределения пористости связан с тем, что, кроме размеров пор, спектры несут в себе информацию и о других составляющих релаксации (см. п.2). Поэтому для получения дифференциального спектра распределения пористости по размерам пор r (dКп/dr от r) необходима петрофизическая калибровка в виде зависимости Т2 – r .
Определение фильтрационно – емкостных свойств основано на их прямой зависимости от структуры порового пространства, описываемой спектром ЯМТК. Так, чтобы определить пористость, соответствующую какому – либо интервалу времен релаксации ( Т2i ; Т2i +DТ2 ) достаточно проинтегрировать дифференциальный спектр на этом участке (найти площадь под кривой). Этот прием и используется для определения компонент пористости по данным ЯМТК.
Пористость. Полная пористость определяется интегрированием дифференциального спектра во всем интервале времен релаксации. Как отмечалось, она не зависит от литологического и минералогического состава, но в общем случае зависит от состава флюида в зоне исследования , поскольку измеряется водородосодержание флюида. Занижение полной пористости по ЯМТК в основном может быть связано со следующими причинами:
- высокая газонасыщенность в зоне исследования (уменьшение водородосодержания);
- наличие в поровом пространстве битума, в котором релаксация протонов заканчивается до начала измерения и не вносит вклад в амплитуду сигнала. Например, если в порах присутствует битум и нефть, то по ЯМК будет фиксироваться только пористость, занятая нефтью;
- наличие «мертвого» времени аппаратуры, из–за которого возможна неполная регистрация сигналов от пор глин;
- малым временем намагничивания флюида Tw, в результате чего возможна неполная регистрация сигналов от крупных пор и каверн.
Определение компонент полной пористости производится путем интегрирования дифференциальных спектров в определенных временных интервалах. Используется два варианта.
В первом случае («Разбиение на бины» – см. рис.5) шкала Т2 разбивается на интервалы так, что каждый последующий интервал в два раза больше предыдущего (1-2, 2-4, 4–8, 8-16 мс и. т. д.). Такая разбивка является стандартной для ЯМК в искусственном поле, а пористости, соответствующие этим интервалам, получили название «бинов» (bin1, bin2 и. т. д.). Эта форма представления удобна для наглядного восприятия результатов каротажа ЯМТК, поскольку качественно отражает пористость, приходящуюся на поры разных размеров (чем правее интервал по шкале Т2, тем больше размеры пор, формирующих пористость этого интервала), а изменение картины бинов по глубине отражает вариацию структуры порового пространства пород в разрезе.
Во втором случае («Метод отсечек» - см. рис.5) определяются петрофизические компоненты пористости (см. таблицу). Интегрирование производится во временных интервалах с петрофизически обоснованными границами, т.е. реализуется методика граничных значений времен Т2, соответствующих различным механизмам удержания воды в порах разных размеров.
Использование граничных значений обусловлено как объективными ( разные породы имеют различные распределения пор по размерам и релаксационную активность поверхности), так и субъективными причинами. Так, эффективная пористость определяется с использованием Кво, а величина последнего зависит от принятого давления вытеснения. Поэтому и положение границы «капиллярно–связанная – эффективная пористость» на оси Т2 будет зависеть от принятого давления вытеснения при определении Кво. Для стандартизации результатов в практике ЯМР используется величина давления 0,7 МПа (100 psi ), хотя можно оценить граничное значение Т2 при любом заданном давлении вытеснения.
Типовые граничные значения для выделения различных компонент пористости, приведены в таблице. Они достаточно стабильны, но для конкретных отложений могут уточняться по исследованиям на керне.
Таблица
Типовые интервалы Т2 для определения компонент пористости
| Компоненты пористости (типовые мнемоники) | Т2 min (мс) | Т2 max (мс) |
| Пористость глин Кп глин (MCBW) | 0 | 4 |
| Пористость, занятая капиллярно-связанной водой Кп кап – св. (MBVI) | 4 | Терригенный разрез – 33 Карбонатный разрез - 90 |
| Пористость, занятая остаточной водой Кп во при р = 0,7 Мпа | 0 | Терригенный разрез – 33 Карбонатный разрез - 90 |
| Эффективная пористость Кп эф (MFFI) при р = 0,7 Мпа | Терригенный разрез – 33 Карбонатный разрез – 90 | Конечное для спектра |
| Каверновая емкость (в карбонатах) Кп кав. | 750 | Конечное для спектра |
| Поровая емкость (в карбонатах) Кп пор | 0 | 750 |
| Полная пористость по ЯМК Кп ЯМК (MPHS) | 0 | Конечное для спектра |
Подобная методика определения компонент пористости применима для водонасыщенных пород. Присутствие углеводородов может вносить существенные погрешности, снижение которых возможно за счет использования специальных более сложных методик обработки результатов ЯМТК.
Проницаемость. Для оценки абсолютной проницаемости по данным ЯМТК используется два подхода.
Первый подход связан с применением широко используемых петрофизических связей типа Кво – Кпр, Кпэф – Кпр (и их зарубежных аналогов – моделей Тимура, Тимура- Коатса и др.). Расчет Кпр проводится по данным Кпэф, Кво, непосредственно определяемым по ЯМТК.
Во втором подходе используется непосредственно дифференциальный спектр ЯМТК, качественно отражающий структуру порового пространства. Расчет Кпр производится в рамках решеточной капиллярной модели пористой среды (см. рис.5) [6].
Флюидонасыщенность. Для качественных и количественных оценок насыщенности в зоне исследования ЯМТК используется информация двух и более измерений с различными параметрами последовательности CPMG. Технически задача сводится к совместному анализу нескольких спектров для каждой точки глубины. Методики количественных оценок находятся в стадии разработки и опробования и в настоящей статье не приводятся.
0 комментариев