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 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

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

Страницы: 1, 2