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.
6. Выполнение каротажных работ
Настройка и эталонировка прибора производится с использованием эталонировочного устройства, которое представляет собой бочку с коаксиальными секциями, имитирующими область скважины и область породы. Область породы заполняется водой с добавкой CuSO4 для уменьшения времени продольной и поперечной релаксации. Эта область имитирует 100%-ную пористость.
Настройка прибора происходит в два этапа. На первом с помощью тестовых программ калибровки производится настройка частотной характеристики приемного тракта и частоты радиоимпульса. На втором этапе выбираются оптимальные значения радиоимпульсов, т. е. их длительность и амплитуда радиочастотного поля в зоне исследования. Настройка производится сопоставлением настроечных характеристик прибора, полученных путем математического моделирования, и экспериментальных данных.
Подготовка скважины. Учитывая большой диаметр прибора (155 – 165 мм вместе с отклонителями), исследования выполняются в скважинах с номинальным диаметром 190 мм и более. ЯМТК обычно выполняется после обязательного комплекса ГИС и перед производством работ ЯМТК проводится промывка скважины. В сложных условиях (неустойчивый ствол, наклонные скважины и др.) сначала проводится контрольный спуск шаблона, который по своим размерам и весу аналогичен скважинному прибору ЯМТК.
Проведение измерений. Для контроля движения прибора при спуско – подъемных операциях в последней модификации аппаратуры используется встроенный канал ГК. Измерения выполняются от подошвы к кровле интервала каротажа.
Выбор режима измерений определяется исходя из особенностей разреза. Как правило, основное измерение выполняется во всем интервале на одном режиме измерений, в перспективных интервалах могут выполняться дополнительные измерения с использованием других режимов.
Скорость каротажа обычно составляет 100 –150 м / час и обеспечивает шаг записи по глубине 20 см. При использовании специальных режимов измерений с увеличенными временами намагничивания или сложным набором импульсных последовательностей, а также при детализационных измерениях с шагом 10 см, скорость может уменьшаться до 50 м /час. При устойчивом стволе скважины возможно выполнение измерений на точках с остановкой на 1 – 3 минуты. В этом случае за счет накопления сигнала N измерений в раз увеличивается соотношение «сигнал / шум», что повышает достоверность обработки.
Контроль процесса измерений и обработка в реальном времени. Для последней модификации аппаратуры программное обеспечение регистрации реализовано в среде Windows.
Оперативный контроль работы прибора проводится по регистрируемым и выводимым на монитор текущим техническим параметрам : температура в различных участках скважинного прибора, напряжение радиоимпульсов, амплитудно – частотная характеристика и др.
В процессе каротажа производится экспресс-обработка релаксационной кривой с получением текущих значений полной и эффективной пористостей и распределения пористости по бинам. Помимо этих данных в процессе каротажа оператор наблюдает на экране дисплея поле зарегистрированных релаксационных кривых и текущую релаксационную кривую. При одновременном выполнении нескольких измерений (например, с различными временами раздвижки между импульсами TЕ,) реализовано совместное представление их результатов.
При наличии на буровой спутникового канала связи возможна непосредственная трансляция процесса каротажа с результатами обработки в реальном времени Заказчику. Объем информации, получаемой непосредственно в процессе каротажа, достаточен для принятия оперативных решений по технологии дальнейших работ в скважине (выбор интервалов и точек для специальных исследований ЯМТК, отбор керна сверлящим керноотборником, проб флюидов приборами гидродинамического каротажа и испытателями в открытом стволе).
7. Геолого – технологические характеристики исследованных разрезов
К настоящему времени ЯМТК выполнен в нескольких десятках опорных, разведочных и эксплуатационных скважин с различными геолого – технологическими условиями.
Характеристики скважин. Глубины подошвы интервалов каротажа находились в диапазоне 500 – 4500 м. Максимальный угол наклона скважин составил 27 град. При этом практически все исследованные за последний год эксплуатационные скважины имели угол наклона не менее 20 град.
Максимальная температура в подошве интервала каротажа составила 123 град. За счет невысокой скорости каротажа прибор работал при температуре более 100 град несколько часов. Максимальное гидростатическое давление достигало 60 мПа, что меньше расчетного для скважинного прибора. Воздухо-заполненный радиопрозрачный корпус в зоне размещения магнита и РЧ катушки выполнен по той же технологии, по которой были изготовлены корпуса приборов, успешно работавших в Кольской СГ-3 на глубинах более 11 км.
В одной скважине экстремальные показатели по сочетанию этих факторов составили: глубина – 4100 м, угол наклона – 26 град., температура – 123 град., давление – 46 мПа.
Характеристики бурового раствора. При исследованиях ЯМТК скважины были заполнены пресным глинистым буровым раствором ( УЭС = 0,2 – 2 Омм), за исключением одной, где использовался полимерный раствор с УЭС 0,05 Омм.
Электропроводящий буровой раствор "нагружает" радиочастотную катушку, уменьшая ее добротность, при этом уменьшается коэффициент передачи входных цепей прибора. Кроме того, уменьшается напряжение радиоимпульса на радиочастотной катушке, напряженность радиочастотного поля в области исследования и настройка прибора становится не оптимальной. Для контроля и управления этими процессами в приборе измеряется напряжение первого радиоимпульса и его значение передается на земную поверхность.
Хотя в исследованной скважине с УЭС бурового раствора 0,05 Омм его влияние было зафиксировано при каротаже по техническим параметрам, оно существенно не сказалось на результатах обработки данных .
Установлено, что практически всегда в буровом растворе присутствуют тонкодисперсные частицы металла. Они намагничиваются магнитом зонда и налипают на стенки скважинного прибора. По опыту работ максимальная толщина отдельных фрагментов налипшего слоя достигала нескольких сантиметров. Этот эффект чаще наблюдается при роторном бурении, чем при турбинном. Слой металла на стенках зонда качественно приводит к таким же явлениям, как и проводящий буровой раствор, и, в конечном счете, снижает отношение «сигнал/шум». Однако по полученным данным это снижение не носит критического характера для количественной обработки.
Практически во всех эксплуатационных скважинах в буровом растворе были добавки нефти (4 –6 об. %). Их наличие не сказалось на результатах ЯМТК, поскольку область скважины исключена из зоны исследования.
Эксплуатационные характеристики прибора. Максимальное время работы прибора в скважине составило 16 часов ( при регистрации интервала длиной 1200 м с дополнительными измерениями). Запись обычно проводится на интервале до 600 м , что соответствует непрерывной работе прибора в течении 6 - 7 часов. Подтвердилась высокая морозоустойчивость магнита из NdFeB и виброустойчивость прибора в целом: при проведении сервисных работ в январе – марте в Западной Сибири зонд постоянно находился на открытом воздухе в стандартном хранилище каротажных приборов под кузовом подъемника, в т. ч. при передвижении по зимникам более 1000 км..
Стратиграфия исследованных разрезов. К настоящему времени исследования ЯМТК в России выполнены в осадочном чехле и фундаменте Русской платформы и Западно – Сибирской плиты. На Русской платформе исследованы продуктивные комплексы карбона, девона, а также архея в пределах Волго – Уральской НГП. В Западной Сибири проведены исследования в разрезах верхнего (сеноман) и нижнего (неоком) мела, юры и палеозоя.
Литологический состав пород. Исследованные ЯМТК разрезы включали осадочные, магматические и метаморфические породы. Продуктивные комплексы были в основном представлены терригенными (кварцевые и аркозовые песчаники) и карбонатными породами.
8. Примеры данных ЯМТК в различных типах разрезов
На рис.6 - 10 приведены примеры результатов ЯМТК в различных типах разрезов. На рисунках представлены амплитудно–временные спектры, компоненты пористости и оценка проницаемости разреза.
Дифференциальные спектры (см. рис.6) могут быть представлены в двух основных формах. Обычная форма их представления приведена в третьей колонке (зависимость dКп/dТ2 от Т2). В четвертой колонке показана цветовая диаграмма этих же спектров, облегчающая визуальный анализ. Т. к. дифференциальный спектр отражает распределение пористости по размерам пор, эта информация позволяет судить о особенностях структуры порового пространства (диапазон изменения размеров пор, преобладание определенных групп пор, сортировка пор и др.).
Интегральный спектр также может иметь обычное представление в виде зависимости Кп от Т2 , но стандартным является его визуализация в виде объемной модели распределения пористости по «бинам» в заданных временных интервалах (первая колонка на рис.6). Биновое представление позволяет увидеть соотношение пористости, приходящейся на поры различного размера. Красные тона характеризуют поры, в которых вода капиллярно связана, синие тона - эффективные поры. Чем более насыщен синий цвет, тем крупнее поры и наоборот, чем больше насыщен красный цвет, тем мельче поры.
Данные о пористости представлены в пятой колонке. Для всех фрагментов разрезов применявшийся режим измерений обеспечил практическое исключение влияния пористости глин на регистрируемый сигнал. Использованная технология как бы снимает с породы глинистую маску, обнажая структуру порового пространства, сформированного алевритовой и псаммитовой фракциями, что подчеркивает аномалию против коллекторов.
Коэффициент проницаемости, рассчитанный из спектров ЯМТК с использованием решеточной капиллярной модели, приведен в колонке 6.
На рис.6 представлен интервал песчано – глинистого разреза мезозойских отложений Западной Сибири. Песчаники и алевролиты аркозовые, мелкозернистые, плохо отсортированные. Спектры ЯМТК достаточно широкие и располагаются во временном интервале от единиц до сотен мс. Это свидетельствует о значительном диапазоне размеров пор, которые формируются фракциями от мелкоалевритовой до псаммитовой. По аналогии с гранулометрией можно сказать, что сортировка пор ухудшенная. Из картины распределения бинов (колонка 1) видно, что мелкие поры составляют значительную часть емкости пород. Это определяет ухудшенные ФЕС разреза в целом. Коллекторы выделяются увеличенными амплитудами спектров относительно вмещающих пород. Для них характерно смещение правой границы спектров вправо, в область больших времен (сотни мс), что указывает на появление групп пор относительно крупных размеров, формируемых псаммитовой фракцией. Эти поры и контролируют величину эффективной емкости. Однако «качество» эффективных пор невысокое (относительно малые времена Т2) – практически все они «приграничные» с неэффективными порами. На формирование профиля проницаемости, помимо содержания и размеров наиболее крупных пор, влияет сортировка пор. Для части коллекторов отмечается смещение вправо левой границы спектров и они становятся более «узкими» за счет уменьшения роли алевритовых пор. Улучшение сортировки пор по размерам свидетельствует об упрощении структуры порового пространства для фильтрации.
На рис.7 представлен фрагмент песчано–глинистого разреза глубокозалегающих отложений палеозоя Волго-Уральской НГП. Во вмещающих кварцевые песчаники глинах к моменту проведения ЯМТК сформировались глубокие каверны. Зона исследования прибора полностью оказалась в пределах скважины и фиксировался спектр бурового раствора. Здесь получены высокоамплитудные спектры на малых временах, а «пористость» бурового раствора составила около 70 %. Это свидетельствует о преобладающем «алевритовом» размере «пор» глинистого раствора в скважине, вероятно, вследствие коагуляции частиц. Преобладание «алевритовой» пористости буровых растворов получено практически во всех исследованных скважинах с интервалами глубоких каверн.
Для кварцевых песчаников правые части спектров смещены в область больших времен, где выделяется группа крупных эффективных пор на временах 100-1000 мс, которые и обеспечивают коллекторские свойства. Сортировка пористости хорошая за счет незначительной роли мелких пор. Поэтому, несмотря на сильное уплотнение, кварцевые песчаники обладают неплохими фильтрационными характеристиками. Следует отметить, что кварцевые песчаники обычно имеют низкую, часто менее 10 %, остаточную водонасыщенность. В этих условиях достаточно трудно оценивать фильтрационную неоднородность разреза с использованием зависимостей Кпр – Кво или Кпр – Кпэф. Расчет Кпр непосредственно по спектрам ЯМТК, чувствительным к изменению структуры порового пространства, в рамках решеточной капиллярной модели позволяет получить достаточно детальную характеристику неоднородности коллекторов по проницаемости. При этом оценки Кпр соответствуют пластовым условиям, в то время как корреляционные связи Кпр – Кво обычно отражают атмосферные условия измерений.
На рис.8 приведены обзорные данные ЯМТК для большого интервала карбонатного разреза Волго – Уральской НГП. Как отмечалось, полная пористость по ЯМТК не зависит от литологии пород. На данном фрагменте в верхней части (до глубины ХХ34 м) разрез представлен ангидритами с прослоями доломитов, ниже (до глубины ХХ50м) залегает неоднородная покрышка, далее разрез преимущественно известняковый с подчиненным участием доломитов. Введение поправки за литологию в полную пористость не требуется и такой планшет может быть получен по результатам уже первичной обработки. Тонкий (1 м) прослой на глубине ХХ50м под покрышкой с пористостью 10% является коллектором. Ниже, хотя и отмечается незначительная эффективная пористость, разрез непроницаем. Коллекторы появляются только с глубины ХХ80м.
Независимость полной пористости от литологии позволяет применять ЯМТК в слабоизученных разрезах со сложным составом пород. В качестве примера на рис.9 приведены фрагменты данных ЯМТК в верхней части разреза архейского фундамента Русской платформы. В таких разрезах основой для выделения коллекторов является величина полной пористости. Дальнейшая оценка выделенных объектов проводится по комплексу критериев: «насыщенность» интервала разреза перспективными пластами; соответствие аномалий ЯМТК аномалиям ГИС; толщина и однородность пласта (чем больше ширина аномалии и ее однородность, тем менее вероятно проявление погрешностей обработки в условиях низкого соотношения «сигнал/шум»); прогнозная величина эффективной пористости и соотношение полной и эффективной пористости (чем меньше доля эффективной пористости, тем менее вероятно проявление коллекторских свойств); структура порового пространства (максимальные размеры, сортировка пор, структура эффективной и неэффективной пористости). Объем подобных исследований пока невелик, хотя первые оптимистичные результаты уже получены при изучении палеозойского фундамента Западно – Сибирской плиты.
В НПЦ «Тверьгеофизика» реализован полный вариант технологии исследований методом ядерно – магнитного резонанса в сильных магнитных полях, включающий:
· лабораторные ЯМР - исследования пластовых флюидов, шлама и керна;
· исследования разрезов скважин методом ЯМТК.
По данным керна может проводиться контроль и настройка результатов ЯМТК. Вопросы ЯМР- исследований керна описаны в работе [7] , и здесь не рассматриваются. К настоящему времени проведены ЯМР – исследования более 5000 образцов керна пород различного литологического состава, хотя объем прямых сопоставлений «керн – ГИС» пока ограничен как по объему выборки, так и по диапазону коллекторских свойств пород.
На рис.10 приведено сопоставление результатов ЯМТК и детальных стандартных исследований керна. По керну Кп определен весовым методом, содержание остаточной воды – по капиллярометрии. Приведенные на рисунке значения Кп и Кпр были получены для керна в условиях, моделирующих пластовые. Величины Кп и Кпр, измеренные при атмосферных условиях, существенно выше. Можно отметить хорошее согласие данных ЯМТК с результатами петрофизических исследований.
Круг вопросов, касающихся оценки флюидонасыщенности по данным ЯМТК, будет обсужден в последующих публикациях.
Литература
1. Аксельрод С. М., Неретин В. Д., 1990. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике. М., Недра, 192с.
2. Акселърод С. М.,1998. Ядерно-магнитный каротаж в искусственном магнитном поле (по материалам американских геофизических журналов): Каротажник, № 49, с.46 - 63.
3. Акселърод С. М.,1999. Петрофизическое обоснование ЯМК в поле постоянных магнитов. Методология и результаты лабораторных исследований ЯМР-свойств пород (по публикациям в американской геофизической печати): Каротажник, № 59, 28 - 47.
4. Методическое руководство по проведению ядерно – магнитного каротажа и интерпретации его данных. Под ред. В. Д. Неретина . М., ВНИИЯГГ, 1982, 96 с.
5. Митюшин Е. М., Барляев В. Ю., Хаматдинов Р. Т., 2002, Способ каротажа с использованием ядерно-магнитного резонанса и устройство для его осуществления: Патент России №2181901
6. Мурцовкин В. А.,2002. Модель для расчета характеристик пористых сред. Коллоидный журнал, том 64, №3, с. 387 – 392.
7. Мурцовкин В. А., Топорков В. Г., 2000, Новая ЯМР-технология петрофизических исследований керна, шлама и флюидов. Каротажник, № 69, с. 84 - 97.
8. Первый российский прибор ядерно-магнитного каротажа с использованием поля постоянных магнитов / Е. М.Митюшин, В. Ю. Барляев, В.А. Мурцовкин, Р. Т. Хаматдинов. Геофизика, 2002, №1, с. 43-50.
9. Применение ядерно – магнитного метода исследования скважин при контроле выработки пласта. / В.Д.Чухвичев, А.Г. Корженевский, В.А. Горгун, В. Д. Неретин. Каротажник,1998, №49, с. 86 - 94
10. Решение различных геологических задач по данным ЯМК и стандартного комплекса ГИС на нефтяных месторождениях Татарстана. / В.С.Дубровский, А.Г. Корженевский, Р.Н.Абдуллин и др. Каротажник, №50, с.98 - 108
11.Ядерный магнитный резонанс./П.М.Бородин, М.И.Володичева, В.В.Москалев и др.Л., ЛГУ, 1982, 344 с.
12. Kleinberg R.L., Kenyon W.F., Mitra P.P On the mechanism of NMR Relaxation of Fluids in Rocks – Journal of Magnetic Resonance, 108A №2 (1994) p.206 - 214
13. Prammer M. G., Bouton J., Chandler R. N., Brack E. , 1999, Theory and Operation of a New, Multi-Volume, NMR Logging System: Paper DD, SPWLA 40th Annual Logging Symposium.
14.Strikman S., TaicherZ., 1987, Nuclear Magnetic Resonance Sensing Apparatus and Techniques. US Patent 4710713, G01R 33/20
