Ядерно-магнитный метод

Величина U_о зависит от времени поляризации ф_пол или от времени действия остаточного тока ф_ос, что позволяет определить время продольной релаксации.

При исследовании разреза скважины ядерно-магнитным методом для определения U_о обычно регистрируют две или три кривые сигнала свободной прецессии при фиксированных временах ф₁, ф₂, ф₃ и при постоянных значениях ф_пол и ф_ос (рис. 4, а). В отдельных точках разреза для получения времени продольной релаксации либо измеряют амплитуды сигнала свободной прецессии (рис. 4, б, в), либо последовательно записывают несколько кривых для одного фиксированного значения времени измерения, но при различных ф_пол или ф_ос в обоих случаях.

Рис. 4. Кривые ЯММ (а) и кривые времени релаксации для нефтеносно (б) водоносной (в) пород. а: 1 - песчаник; 2 - алевролит глинистый; 3 - глины. Криые U₁, U₂, U₃ соответствуют временам ф₁, ф₂, ф₃ после начала прецессии; б: T₁ = 760, h = 818 м; в: T₁ = 215, h = 855 м.

Перспективы развития ЯМК связаны, с одной стороны, с необходимостью преодоления недостатков и ограничений современных модификаций метода и аппаратуры, с другой - с новыми задачами, решение которых могло бы быть обеспечено на основе физических предпосылок ЯМР.

Имеется несколько аппаратурно-методических проблем, препятствующих повсеместному использованию ЯМК:

Ш применяемая в ряде районов технология бурения скважин предусматривает добавку в промывочную жидкость сырой нефти, что приводит к появлению интенсивного мешающего сигнала от свободного флюида в стволе скважины; эта же проблема имеет место при использовании легких р-ров (< 1,2 г/см³);

Ш низкая пороговая чувствительность аппаратуры ЯМК (на уровне 2 - 3 % ИСФ) не позволяет исследовать коллекторы с ухудшенными свойствами;

Ш повышенная магнитность пород и бурового раствора сокращает длительность сигнала до ненаблюдаемого уровня. Есть несколько путей решения этих проблем.

С целью исключения сигнала от промывочной жидкости могут быть использованы добавка в раствор ферромагнитного порошка и различные способы управления глубинностью исследования. Первый путь предпочтительнее, но он дорог, второй требует центрирования прибора в скважине, что увеличивает опасность аварийного прихвата.

Основное внимание разработчиков сегодня сосредоточено на втором пути решения этой проблемы. Наиболее мощный и универсальный способ - накопление сигналов. Здесь, кроме снижения скорости каротажа, практически нет ограничений, пороговая чувствительность может быть доведена до десятых долей % ИСФ.

Интерпретация диаграмм ЯММ

Интерпретация диаграмм ЯММ заключается в определении величин сигнала свободной прецессии и времени продольной релаксации T₁. Время поперечной релаксации Т₂, будучи искажено неоднородностью поля Земли, для изучения разрезов скважин не используется.

На основании интерпретации диаграмм ЯММ возможно решение основных задач: выделение коллекторов и оценка их коллекторских свойств; оценка характера насыщения коллектора и перспективы получения нефти, газа или воды из пласта.

Выделение коллекторов.Изучение коллекторских свойств пород производится по U_о. На величину измеряемого сигнала свободной прецессии оказывают влияние только те ядра водорода, которые входят в состав молекул, способных перемещаться в поровом пространстве коллектора. Исследования показали, что связанная вода и твердые углеводороды (битум, кир, асфальтены), содержащие протоны малой подвижности, сигналом свободной прецессии на диаграммах ЯММ не отмечаются.

Это вызвано тем, что в связи с наличием мертвого времени ф в ЯММ регистрируются только те сигналы свободной прецессии (ССП), которые характеризуются временем Т₂ > 30 мс.

Величина U_о калибруется в единицах, называемых индексом свободного флюида (ИСФ) и характеризующих объем пор (в %), занятых жидкостью, участвующей в образовании ССП. Индекс свободного флюида условно считают соответствующим коэффициенту эффективной пористости

k_{п. эф.} = k_п (1 - k_во),

где k_во -- коэффициент остаточной водонасыщенности.

Индекс свободного флюида определяется как отношение начальной амплитуды ССП, зарегистрированной на образце породы, поры которого заполнены пресной водой, к начальной амплитуде ССП, измеренной на дистиллированной воде, занимающей такой же объем, как и образец породы. Соответственно ИСФ изменяется от 0 до 100%. Для установления масштаба кривых ЯМК в единицах ИСФ аппаратура эталонируется.

На характер зависимости ИСФ от содержания свободной воды не влияют литологические, структурные и иные особенности породы. Следовательно, в пластах, представляющих собой чередование прослоев коллекторов и неколлекторов, вклад в величину ИСФ вносят только прослои коллекторов, а остальные разности, не содержащие свободного флюида, не создают сигнала свободной прецессии.

В коллекторах с трещинной пористостью, входящей в общую систему пор, переход от ИСФ к k_{п. эф} осуществляется так же, как для гранулярных коллекторов. Для коллекторов, характеризующихся наличием изолированных каверн, не связанных с общей системой пор, сравнение k_{п. эф} и ИСФ неправомерно, так как общий объем изолированных каверн не входит в эффективную пористость, но входит в ИСФ. В данном случае необходимо исключить объем изолированных каверн, учтенных по кривой ИСФ, но не влияющих на k_{п. эф}.

Рис.5. Теоретические кривые ЯММ для пластов различной мощности. (ИСФ)_п/(ИСФ)_вм = 5.

Однородные водородсодержащие пласты, мощности которых равны длине зонда или превышают ее, отмечаются на кривых ЯММ симметричными максимумами, расположенными в средней части пласта; границы пластов проводятся по середине наклонных линий (рис. 5). Если мощность пласта меньше длины зонда, происходит уменьшение ИСФ по сравнению с истинными величинами и расширение максимума; определение границ тонких пластов по кривым ЯМК затрудняется. В качестве существенных (характерных) величин (ИСФ)_к принимаются их средние значения. Для получения истинных значений (ИСФ)_и по данным (ИСФ)_к вводятся поправки за влияние скважины, глинистой корки, пространственной ориентации скважины и др. Для этого построены соответствующие палетки и номограммы.

Определение характера насыщения пород. Это определение производится по времени продольной релаксации T₁. Для измерения T₁ прибор устанавливается на заданной глубине в интервалах, охарактеризованных по кривой ИСФ как коллекторы, содержащие свободную жидкость. Время продольной релаксации T₁ можно определять с использованием U_{t пол} без учета ряда факторов, влияющих на амплитуду ССП -- диаметра скважины, толщины глинистой корки и пространственной ориентации скважины. Измерение T₁ выполняют на глубине залегания исследуемого пласта двумя способами: в сильном поле -- T_{1с. п} и в слабом поле-- T_{1сл. п}.

Для определения T_{1с. п} проводится серия измерений амплитуд U_{t пол} (в В) для различных времен t_пол (в с) и поляризующего магнитного поля H_п (в А/м). Одно из измерений выполняется с достаточно большим временем t_пол, обеспечивающим равновесное состояние вектора ядерной намагниченности (в А/м) (рис. 2, а и б). Этому вектору соответствует амплитуда , T_{1с. п} может быть рассчитана:

U_{t пол} = [1 ? ].

Время продольной релаксации в слабом поле T_{1сл. п} определяют по длительности действия остаточного поляризующего поля H_ос. Для этого выполняют измерения амплитуд ССП при фиксированном времени поляризации t_пол, но при последовательно изменяющемся времени действия t_ос и соответственно остаточного тока I_ос (рис. 2, в, г).

На практике для определения T₁ по результатам измерений не используют непосредственные зависимости амплитуд U_{t пол} и U_{t ос} от времен t_пол и t_ос. Величины T₁ находят графически. Для этого по результатам измерений вычисляют значения так называемых функций продольной релаксации F_{c. п}(t_пол) и F_{cл. п}(t_ос), которые в сильном и слабом поле соответственно имеют вид:

,

где U_{(t пол)} -- амплитуда ССП при времени поляризации t_пол;

,

где U_{(t ос)} -- амплитуда ССП при времени действия остаточного тока; -- амплитуда ССП при t_ос, непосредственно не измеряемая, а вычисляемая по формуле .

Рассчитанные значения функции F_{c. п}(t_пол) или F_{cл. п}(t_ос) соответствуют реальным измерениям t_пол и t_ос и применяются для графического определения T₁. С этой целью вычисленные функции наносятся на бланк с полулогарифмической шкалой (рис. 6).

В однородной водонасыщенной среде, поры которой имеют одинаковые размеры, функция продольной релаксации даже при наличии связанной воды является однокомпонентной. В полулогарифмическом масштабе такая зависимость имеет вид прямой с постоянными T₁ и значениями функций около 0,37 (рис. 6, а). При наличии смеси флюидов с различными T₁ зависимость изображается в виде кривой, которая может быть разложена на несколько прямых. По этим прямым находят T₁ каждого компонента (рис. 6, б). Тангенс угла полученных прямых равен времени T₁.

Как видно из примера, изображенного на рис. 6, прямые, представляющие функции F_{c. п}(t_пол) или F_{cл. п}(t_ос), переносятся параллельно самим себе так, чтобы они пересекали ось ординат в точке, равной единице. Время T₁, соответствующее ординате 0,37, отсчитывается (в мс) на оси абсцисс. Для приближенной оценки T₁ достаточно произвести измерения при двух значениях времени поляризации. При точных определениях производится до 15 измерений для значений t_пол или t_ос

В высокопроницаемых пластах наибольшие времена релаксации (больше 1 с) отмечаются в водонасыщенных пластах или нефтенасыщенных, содержащих легкую нефть. Однако дисперсия этих значений велика: на величину T₁ помимо характера насыщения коллектора влияют и такие факторы, как удельная поверхность коллектора, его гидрофильность или гидрофобность, тип пористости, глинистость, вязкость флюида.

При различии нефте-, водонасыщенности пласта учитывают, что высоковязкие (смолистые) компоненты нефти при низких температурах характеризуются быстрозатухающими сигналами свободной прецессии и отмечаются низкими показаниями на диаграммах ЯММ.

Согласно опыту изучения продуктивных горизонтов с закачиваемой пресной водой, время T₁ зоны проникновения у водоносных коллекторов лежит в пределах 200 -- 600 мс, а у нефтегазоносных -- 700 -- 1000 мс. Кроме того, нефтегазоносные пласты благодаря наличию остаточной нефти или газа в зоне проникновения характеризуются двумя компонентами в характеристике продольной релаксации.

Рис.6. Функция релаксации F_{c. п}(t_пол) или F_{cл. п}(t_ос) в полулогарифмической системе координат. а - однокомпонентная экспоненциальная зависимость; двухкомпонентная зависимость; функции релаксации: 1 - двухкомпонентная; 2 и 3 - с большим (T₁^/ = 1280 мс) и малым (T₁^// = 350 мс) временами продольной релаксации; 4 и 5 - перенесенные параллельно соответственно цифрам 2 и 3.

Ядерно-магнитный метод предназначен для выделения пластов, содержащих подвижный флюид, определения их пористости и характера насыщении. Комплексирование результатов ЯММ с данными других каротажных исследований скважин позволяет расширить и уточнить возможности количественной оценки пористости коллекторов, их эффективной мощности, насыщенности и промышленной нефтеносности. Метод ЯММ используется также для разделения нефтеносных и битуминизированных пород.

Ограничения метода ЯМК связаны с невозможностью измерения ССП в среде (в глинистом растворе, породе) с повышенной магнитной восприимчивостью, в породах с малой эффективной пористостью (1,5 ? 2%), в том числе в трещинных коллекторах, если часть трещин заполнена глинистым раствором. Этот метод неприменим при очень вязких нефтях -- более 600 мПа•с, при наличии в промывочной жидкости свободного флюида--воды или нефти, создающего дополнительный ССП.

Недостатками метода являются: длительность измерений (скорость движения прибора ЯМК ограничивается временем поляризации t_пол > 3T₁ и не должна превышать 250 м/ч); малая глубинность исследования (около 0,2 м), вследствие чего влияние зоны проникновения на показания ЯММ велико. Ядерно-магнитный метод применим при исследовании разрезов скважин, не обсаженных колонной, так как обсадная стальная колонна является ферромагнитным материалом, и э.д.с. свободной прецессии в ней равна нулю; тем самым колонна экранирует вскрытый разрез горных пород.

Заключение