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 ЯМТК
Аппаратура 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 ЯМТК
Определение 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 |
