Некоторые основные сведения

Билл Кенйон, Роберт Клайнберг, Кристиан Стрейли

Риджфилд, Коннектикут, США

За помощь в подготовке данной статьи благодарим Остина Бойда и Билли-Дин Джибсон из компании Шлюмберже Уерлайн энд Тестинг, Шугар Лэнд, Техас, США. Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Ойлфилд Ревью», осень 1995 г. CMR (совместимый зонд ядерно-магнитного каротажа), ELAN (элементный анализ кривых каротажа), Litho-Density — литоплотностной каротаж (фотоэлектрический плотностной ка­ротаж) и NML (зонд ядерно-магнитного каротажа) являются марками Шлюмберже. Прибор MRIL (прибор ядерно-магнитного каротажа) является маркой корпорации NUMAR.

В течение почти 75 лет нефтедобывающая про­мышленность полагается на методы геофизи­ческих исследований в скважинах при изучении свойств геологического разреза. Арсенал мето­дов каротажа на кабеле вырос до масштабов, которые позволяют изучать строение залежей углеводородов с беспрецедентной точностью. Однако, все же еще остаются нерешенными и многие проблемы. Так, например, по-прежне­му труднодостижимо получение непрерывных по разрезу данных о проницаемости, нередки случаи пропусков продуктивных интервалов, а коэффициент нефтеизвлечения остается не­высоким. Надежные измерения ядерно-маг­нитного резонанса (ЯМР) могут изменить картину в лучшую сторону. В статье изложе­ны физические основы метода ядерно-маг­нитного каротажа (ЯМК), интерпретация получаемых данных и рассмотрены практиче­ские примеры их успешного применения.

Некоторые основные сведения.

Ядерно-магнитный резонанс связан с физиче­ским принципом, заключающимся в реакции ядер на магнитное поле. Многие из ядер обла­дают магнитным моментом, т. е. они ведут се­бя как вращающиеся стержневые магниты (рис. 1). Эти вращающиеся магнитные ядра могут взаимодействовать с внешними по от­ношению к ним магнитными полями и генери­ровать поддающиеся измерению сигналы.

Для большинства элементов обнаружива­емые сигналы слабы, однако, водород обла­дает сравнительно большим магнитным моментом и присутствует в изобилии и в во­де, и углеводородах порового пространства горных пород. Настроив используемый при ЯМК каротажный зонд на частоту магнитного резонанса водорода, можно максимально усилить и измерить данный сигнал.

Измерение направлено на определение ве­личины амплитуды сигнала и его затухания (см. раздел «Все дело в спине — измерения ЯМР», стр. 36). Величина амплитуды сигнала при ЯМР пропорциональна числу ядер водоро­да и калибруется таким образом, чтобы опре­делить значения пористости независимо от литологии и без использования радиоактивных источников. Однако наибольший интерес, петрофизиков вызывает величина затухания сигнала ЯМР в течение каждого цикла изме­рений, называемая временем релаксации.

Время релаксации зависит от размера пор (рис. 2). Небольшие поры снижают время ре­лаксации, причем самые малые величины времени релаксации соответствуют связан­ной воде в глинах и капиллярах. Крупные по­ры отождествляются с большими временами релаксации и содержат в себе наиболее лег­ко извлекаемые флюиды. Таким образом, рас­пределение времен релаксации является мерой распределения размеров пор — нового петро-физического параметра. В результате интерпре­тации времен релаксации и их распределений можно получить такие петрофизические пара­метры как проницаемость, динамическая (эффективная) пористость и остаточная водонасыщенность. Другие возможные приложения включают в себя построение кривых капилляр­ного давления, определение типа углеводоро­дов и дополнительную информацию при проведении фациального анализа.¹

В процессе проведения опытных исследо­ваний ядерного магнитного резонанса можно измерить два времени релаксации и их рас­пределения. С помощью лабораторного инст­румента обычно измеряется продольное время релаксации T1 и распределение Т2, в то время как с помощью каротажных зондов производятся замеры поперечного времени релаксации Т2 и распределения Т2 при боль­шей скорости.² Далее в данной статье под Т2 будет подразумеваться поперечное время ре­лаксации.

Рис. 1. Прецессирующие протоны. Ядра водорода — протоны — ведут себя подобно вращающимся стержневым магнитам. Будучи выведенными из равновесия, они прецессируют в статическом магнитном поле (слева! точно так же, как и макушка детского волчка в гравитационном поле Земли (справа).

 

 

Рис. 2. Кривые релаксации. Вода, помещенная в испытательную емкость, имеет продолжительное время релаксации Т₂, равное 3700 мс при 40°С (верхняя кривая). Времена релаксации в каверноз­ных карбонатах могут приближаться к этим вели­чинам. Однако вода в поровом пространстве поро­ды обычно обладает меньшими значениями времени релаксации. Так например, в песчаниках время релаксации обычно изменяются от 10 мс в небольших порах до 500 мс — в крупных. Величи­на начальной амплитуды кривой релаксации дает значение пористости CMR (т. е. пористости по дан­ным совместимого прибора ЯМК).

Применения ЯМК и примеры

Распределение Т2, получаемое с помощью совместимого зонда ЯМК компании Шлюмберже и описанное ниже, включает в себя все измерения на основе ЯМР и имеет несколько петрофизических применений:

• распределение Т2 отражает распределение размеров пор в водонасыщенных породах;

• площадь под кривой распределения равна значению пористости CMR;

• оценка величины проницаемости произво­дится из логарифмического среднего вре­мени Т2 и пористости CMR;

• эмпирически определяемые граничные зна­чения делят распределение Т2 на площади, равные открытой пористости и пористости остаточной воды.³

1. Murphy DP: "NMR Logging and Core Analysis—Simplified," World Oil 216, no. 4 (April 19951: 65-70.

2. Примеры лабораторных измерений Т2 на образцах керна, позволяющие проводить прямое сравнение с результатами каротажа и лабораторными измерениями Т, на образцах керна, можно найти в следующих статьях:

Straley С, Rossini D, Vinegar H, Tutunjian P and Morriss С: "Core Analysis by Low Field NMR," Proceedings of the 1994 International Symposium of the Society of Core Analysts, Sta-vanger, Norway, September 12-14,1994, paper SCA-9404. Kleinberg RL, Straley C, Kenyon WE, Akkurt R and Farooqui SA: "Nuclear Magnetic Resonance of Rocks: T1, versus Т₂," paper SPE 26470, presented at the 68th SPE Annual Technical Con­ference and Exhibition, Houston, Texas, USA, October 3-6, 1993.

3. Kenyon WE: "Nuclear Magnetic Resonance as a Petrophysica! Measurement," Nuclear Geophysics 6, no. 2 (1992):153-171.

 

Применение и интерпретация данных ЯМК зависит от понимания свойств пород и флюи­дов, вызывающих релаксацию (см. раздел «Механизмы релаксации ЯМР», стр. 40). При существовании такого обоснования механиз­мов релаксации интерпретация распределе­ний Т2 не вызывает затруднений.

Распределение Т2- — В пористых средах время релаксации Т2 пропорционально разме­ру пор.⁴ На любой глубине в скважине совме­стимый зонд ЯМК исследует образец коллектора, размеры пор которого варьируют в некотором диапазоне. Наблюдаемое время затухания Т2 представляет собой сумму сигна­лов Т2, посылаемых протонами водорода из отдельных пор, релаксирующих независимо друг от друга. Распределение Т2 графически отображает объем порового флюида, связан­ного с каждым из значений Т2, и, следова­тельно, объем, связанный с каждой из пор.

Для преобразования сигналов ЯМР в рас­пределения Т2 используются специальные при­емы обработки сигналов (рис. 3). Детали обработки выходят за рамки настоящей статьи.⁵

На примере исследования карбонатного коллектора видно, что распределения Т2 в ин­тервале глубин от Х102 до Х122 м смещены в сторону больших значений времени спектра распределения, указывая на наличие пор большого размера (рис. 4). Ниже глубины Х122 м наблюдается смещение в сторону мень­ших значений времен спектра, что означает присутствие пор малого размера. Это позволя­ет не только качественно выделять потециально продуктивные зоны, но и помогает геологам в проведении фациального анализа.

Не зависящая от литологии пористость. К традиционным исследованиям пористости в скважинах относятся пористость, определяемая по плотностному каротажу и «нейтронная пори­стость». Оба вида измерений нуждаются в кор­ректировке за условия окружающей среды и подвержены влиянию литологии и пластовых флюидов. Получаемая пористость является об­щей и включает и извлекаемые флюиды, и свя­занную воду в глинах и капиллярах (рис. 5).

Однако, пористость CMR не подвержена влиянию литологии, так как включает в себя только извлекаемые флюиды и связанную во­ду в капиллярах. Это происходит по той причи­не, что водород, содержащийся в матрице породы и в связанной воде глин, обладает до­статочно краткими временами релаксации Т2, что ведет к потере полезного сигнала в связи с инерционностью прибора CMR.

 

 

4. Kenyan WE, Howard JJ, Sezinger A, Straley C, Matteson A, Horkowitz К and Ehrlich R: "Роге-Size Distribution and NMR in Microporous Cherty Sandstones," Transactions of the SPWLA 30th Annual Logging Symposium, Denver, Colorado, USA, June 11-14,1389, paper LL.

Howard JJ, Kenyon WE and Straley C: "Proton Magnetic Resonance and Pore Size Variations in Reservoir Sand­stones," paper SPE 20BD0, presented at the 65th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA,

September 23-26,1990. Gallegos DP and Smith DM: "A NMH Technique for the Analy­sis of Pore Structure: Determination Continuous Pore Size Distributions," Journal of Colloid and Interface Science 122, no. 1 (19881:143-153.

Loren JD and Robinson JD: "Relations Between Pore Size Fluid and Matrix Properties, and NML Measurements," SPE Journal 10 (September 1970): 268-278.

5. Freedman R and Morriss CE: "Processing of Data From an NMR Logging Tool," paper SPE 30560, presented at the 70th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 22-25,1995.

Рис. З. Распределение Т_г как результат обра­ботки амплитуды сиг­нала. Совместимый зонд ЯМК измеряет затухающую амплиту­ду сигнала ЯМР (верхний график], ко­торая представляет собой сумму всех за­тухающих сигналов Т_г, генерируемых прото­нами водорода в ис­следуемом объеме. В результате выделения диапазонов значений Тг с помощью проце­дур математического решения обратной за­дачи и получается са­мо распределение Т_г (нижний график]. Дан­ная кривая представ­ляет собой распреде­ление пор по своим размерам, а площадь под кривой определяет значение пористости CMR. Интерпретация распределения пор по размерам и логариф­мическое среднее Т_г используются для вы­числения таких пара­метров, как проницае­мость и открытая пористость

 

 

Рис. 4. Распределение пор по размерам и индекс свободных флюидов на примере карбонатов. В данной скважине нефтяную компанию интересовал вопрос образования призабойного водяного конуса в процессе эксплуатации. По результатам интерпре­тации данных традиционного каротажа интервал ниже глубины Х122 м характеризовался почти 100-процентной водонасыщенностью (колонка 31. Однако, по материалам ЯМК этому интервалу со­ответствуют низкие значения распределения Т₂ (колонка 4], что указывает на присутствие пор ма­лого размера. Судя по распределению Т₂, поры большего размера находятся над отметкой Х122 м. Если к распределениям применить характерное для карбонатов граничное значение индекса свободных флюидов, равное 100 мс, то окажется, что боль­шая часть воды является связанной. Данный ре­зультат позволил нефтяной компании принять ре­шение о включении интервала Х104—Х119 м в программу перфорации.

 

Рис. 5. Пористость по данным ЯМК. Водород матрицы породы и связанной во­ды в глинах характеризуется малым временем релаксации, которое не регист­рируется в связи с инерционностью детектора ЯМК. Пористость по данным ЯМК включает в себя только капиллярно-связанную воду и свободные флюиды и, таким образом, не зависит от типа литологии. Общая пористость, получае­мая традиционными методами каротажа, также включает связанную воду в глинах. Штриховая линия означает, что в пористость по данным ЯМК не входит микропористость, отождествляемая с плотными глинистыми сланцами.

 

 

На примере карбонатного разреза предла­гается сравнение значений пористости, полу­ченных по данным ЯМК и плотностного каротажа, и демонстрируется независимость первой от литологии (рис. 6). Нижняя полови­на интервала сложена преимущественно изве­стняками и значения пористости по данным плотностного каротажа из расчета известня­ковой матрицы совпадают со значениями по­ристости CMR. На глубине Х281 м литология коллектора переходит в доломитовую и значе­ния пористости по данным плотностного каро­тажа должны отождествляться с доломитовой матрицей,, чтобы соответствовать значениям пористости CMR. Если же литологический со­став неизвестен или же он сложный, лучшим решением будет определение пористости по

данным ЯМК, Помимо этого, здесь не исполь­зуются радиоактивные источники, а потому исключается возможность их утери в неблагоприятных скважинных условиях.

Проницаемость. — Возможно наиболее важной особенностью ядерно-магнитного ка­ротажа является его способность регистриро­вать кривую проницаемости по разрезу в реальном времени. Потенциальные выгоды для нефтяных компаний представляются ог­ромными. Определение проницаемости позво­ляет прогнозировать дебиты и, следовательно, оптимизировать программы заканчивания и ин­тенсификации притоков, уменьшая при этом затраты на отбор керна и испытания скважин.

 

Рис. 6. Не зависящая от литологии пористость. Ни­же отметки Х281 м разрез представлен доломити-зированными известняками (колонка 1], над кото­рыми залегают доломиты. Поданным плотностного каротажа получены две кривые порис­тости (колонка 2) — при вычислении одной учиты­валась известняковая литология, а при вычислении другой — доломитовая. Значения пористости по данным ЯМК совпадают со значениями пористости по данным плотностного каротажа с известняковой матрицей в интервале залегания известняков и с доломитовой матрицей — в интервале залегания доломитов. Данный пример демонстрирует незави­симость значений пористости по данным ЯМК от литологии.

 

 

Проницаемость рассчитывается, исходя из эмпирических зависимостей между пористос­тью по данным ЯМК и средними величинами времени релаксации.Эти зависимости бы­ли разработаны по результатам измерений проницаемости для минерализованной плас­товой воды и по данным ЯМК, выполненных в лабораторных условиях на нескольких сотнях образцов керна. Обычно используется следу­ющая формула:

где — оценка проницаемости, — по­ристость по данным ЯМК, — среднее логарифмическое распределения Т2, С — по­стоянная, обычно принимаемая равной 4,0 для песчаников и 0,1 —для карбонатов.

 

В интервале скважины, пройденном с отбо­ром керна, был проведен ЯМК. Значение С в модели вычисления проницаемости по данным ЯМК было рассчитано по значениям керновой проницаемости на нескольких глубинах. После калибровки оказалось, что значения проницае­мости по данным ЯМК совпадают со всеми значениями керновой проницаемости по всему интервалу скважины (рис. 7). В интервале ХХ41 м — ХХ4Э м пористость практически не изменялась. Однако, проницаемость значи­тельно изменялась от 0,07 мД на глубине ХХ48 м до 10 мД на глубине ХХ43 м. Кривая проницаемости по данным ЯМК характеризу­ется также превосходным вертикальным раз­решением и хорошо согласуется с данными по керну. Используемое для данной скважины зна­чение С будет использоваться при проведении последующих ЯМК в аналогичных условиях, что позволит нефтяной компании уменьшить затра­ты на отбор керна.

Индекс свободных флюидов. — Значение индекса свободных флюидов определяется путем установления границы на кривой релак­сации Т2. Значения, превышающие граничное, указывают на наличие крупных пор, не спо­собных удерживать флюиды и поэтому потен­циально продуктивных, а значения, меньшие граничного — на мелкие поры, в которых не-извлекаемые флюиды удерживаются капил­лярными силами.

С целью проверки этого предположения было проведено множество опытов над образ­цами горных пород.⁶ Замеры распределений Т2 на водонасыщенном керне были проведены в воздушной среде до и после центрифугиро­вания с целью вытеснения подвижной воды. Чтобы смоделировать капиллярное давление в коллекторе, образцы центрифугировались под давлением 7 кг/см² (689 кПа), Перед на­чалом центрифугирования распределение релаксации соответствовало полному рас­пределению размеров пор. Представляется логичным предположить, что в процессе цен­трифугирования первыми должны будут вы­свободится объемы крупных пор. Поэтому неудивительно, что поздние времена релакса­ции исчезли из замеров Т2 (рис. 8).

 

 

Рис. 7. Сравнение данных каротажа и керновых данных. Значения пористости по данным ЯМК демонстрируют хорошее совпадение с определениями пористости по керну. Расчетные значения прони­цаемости по данным ЯМК были скорректированы таким образом, чтобы они соответствовали данным проницаемости по керну. Это позволило при бурении последующих скважин заменить традиционный отбор керна проведением ЯМК.

Рис. 8. Открытая пористость. Открытая пористость определяется путем уста­новления граничных значений на кривой распределения Т2. Площадь под час­тью кривой справа от граничных значений позволяет определять значение по­ристости свободных флюидов (верхний график]. Эта зона связана с крупными продуктивными порами в образце породы. Граничное значение было определе­но в лаборатории на большом количестве водонасыщенных образцов породы. Сначала проводилось измерение первоначального распределения Т2. Затем, чтобы смоделировать дренаж при типичных для коллекторов капиллярных дав­лениях, образцы подвергались центрифугированию под давлением 7 атмо­сфер. Количество дренированного флюида равно открытой пористости, кото­рая затем преобразована в соответствующую площадь под кривой распределения Т2. Эта затушеванная площадь справа и определяет граничные значения. Из сравнения распределений Т2 до и после центрифугирования вы­текает справедливость данной методики (верхний график]. Открытая порис­тость, определенная по представленных песчаниками разрезам двух скважин с использованием полученного выше граничного значения 33 мс, демонстриру­ет хорошую корреляцию со значениями пористости, полученной на образцах керна с применением центрифуги (нижний график].