RU2146380C1 - Определение ядерным магнитным резонансом петрофизических свойств геологических структур - Google Patents

Abstract

Изобретение касается систем, предназначенных для получения качественных и количественных измерений геологических структур. В системе, соответствующей настоящему изобретению, используется инструмент геофизического исследования в скважине методом ЯМР для сообщения поляризующего магнитного поля участку геологической формации в течение заранее определенного периода времени. Затем сигналы ЯМР от возбужденных ядер в формации детектируются для получения данных для расчета ряда важных петрофизических параметров, включая пористость, насыщение минимальной связанной водой и минимальный полный объем воды формации. Изобретение обеспечивает усовершенствованную систему, предназначенную для использования методики ЯМР для получения информации, касающейся геологических структур. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 27 ил.

Description

Изобретение касается систем, предназначенных для получения качественных и количественных измерений геологических структур. Более конкретно, настоящее изобретение обеспечивает эффективный и действенный способ, предназначенный для использования информации, полученной посредством аппаратуры ядерного магнитного резонанса (NMR) для определения петрофизических свойств геологических структур.

Ключевым петрофизическим свойством при определении, создает ли формация жизнеспособные количества углеводородов, является водонасыщенность S_w формации. S_w определяют в виде процента перового пространства формации, которое заполняется формационной водой и связывается с другими интересующими параметрами, такими как полный объем воды (BVW), полный объем углеводорода (BVH) и пористость (PHI) следующим образом:
BVW = PHI•S_w
BVH = PHI(1 - S_w)
Безусловно, если поровое пространство формации полностью заполнено водой, то есть если S_w = 100%, то такая формация не представляет интерес для цели изыскания нефти. С другой стороны, если формация имеет минимальную водонасыщенность, она производит все углеводороды, а не воду. Минимальная возможная водонасыщенность формации известна под названием минимальной водонасыщенности S_WIRR.

Минимальная водонасыщенность S_WIRR связана со средней зернистостью формации. Например, глинистые сланцы и глины из-за их пластинчатой структуры и мелкой зернистости имеют огромные участки поверхности по сравнению с таким же объемом песчаных зерен. Действие этого состоит в связывании больших количеств воды с их структурой. Дополнительно к этому, из-за их мелкозернистости и больших сил, которые удерживают воду на месте, глинистые сланцы имеют по существу нулевую проходимость и высокую пористость. Таким образом, глинистые сланцы уменьшают пористость формации, что является пригодным для удержания производимых (свободных) текучих сред, и увеличивают количество воды, которая связывается с формацией. Используя вышеприведенное соотношение, минимальная водонасыщенность S_WIRR позволяет рассчитывать воду, связанную с формацией, известную под названием минимального полного объема воды (BVI) формации, то есть процент единичного объема формации, который представляет минимальную формационную воду, определяемый следующим образом:
BVI = PHI•S_WIRR
При условии критической значимости водонасыщенности, как описано выше, предложено много технических приемов для определения его значения для данной формации. Стандартный способ получения значения S_w состоит из обработки фактора условий образования Арчи. Фактор условий образования F определяют следующим образом:
F = R_o/R_w = C_w/C_o,
где R_o - удельное сопротивление породы коллектора при полном насыщении водным электролитом с удельным сопротивлением R_w, а C_o и C_w - соответствующие электрические проводимости. Далее, данные сведения о пористости (PHI), которая является частью суммарного объема образца, который занят порами и пустотами, а удельное сопротивление (R_t), то есть сопротивление породы коллектора, которая частично насыщена до степени S_w электролитом с сопротивлением R_o посредством обычных методов геофизических исследований в скважине, анализ фактора условий образования Арчи обеспечивает следующие эмпирические соотношения, которые связывают пористость (PHI) с фактором условий образования (F) и удельное сопротивление с насыщенностью. Соотношениями являются:

На практике значения "a" (коэффициент фактора условий образования), "m" (показатель цементации) и "n" (показатель насыщения) изменяются с изменением типа формации и характера углеводорода. Однако в большинстве случаев аналитик использует одно и то же соотношение на больших интервалах, интервалах, которые могут включать в себя разнообразие литологий, типов пор и размеров зерен. В таких обстоятельствах часто оказывается трудным выбрать соответствующие значения "a", "m" и "m". Выбор правильных значений представляет существенный интерес, поскольку эти параметры используются для связи пористости с фактором условий образования F и совместно с удельным сопротивлением с насыщением.

При попытке уменьшить сложность вышеупомянутых соотношений замечено, что если "a" - величина постоянная, она может быть равна 1, поскольку F должен быть равен 1,0 при 100% пористости. Таким образом, соотношение между фактором условий образования F и пористостью уменьшается до

Можно дополнительно упростить уравнение (1), если пористость PHI и насыщение S_w рассматривать не в виде независимых переменных. Хотя предположение, что пористость и насыщение являются независимыми, полезно для выполнения лабораторных исследований геологических структур, известных аналитикам каротажных диаграмм, эту сложность модели не следует обязательно интерпретировать действительной каротажной кривой удельного сопротивления.

Принимая во внимание вышеизложенное, предложено исключить пористость и насыщение как независимые параметры и использовать только член полного объема воды (произведение пористости и насыщения) для моделирования взаимосвязи между проводимостью содержащихся текучих сред и полученной в результате измерений проводимостью формации. Этот способ имеет дополнительное преимущество, состоящее в том, что устраняется необходимость производить независимую оценку числовых значений показателей "m" и "n".

В статье Джорджа Р.Коутса и Дж.Л.Даменоира под названием "Новый подход к усовершенствованной, полученной посредством каротажной диаграммы проницаемости ("A new Approachto Improved Log-Derived Permeability") SPWLA, Четырнадцатый ежегодный симпозиум по геологическим исследованиям в скважине, стр. 1, 1973 г., было показано, что обычное значение "w" можно приспособить как для показателей насыщения "n", так и для показателей цементации "m". Предлагаемое выражение для единого показателя, используемое с целью связывания BVW, то есть PHI•S_m0, с идеальным сопротивлением, имеет вид:
(PHI•S_w)^w = R_w/R_t,
где w - единый показатель, используемый для связывания BVW с R_w/R_t;
PHI - суммарная пористость породы;
R_w - удельное сопротивление формационной воды;
R_t - истинное удельное сопротивление породы.

Предлагаемое выражение для единого показателя до настоящего времени не находило широкого применения в индустрии геофизических исследований в скважинах, потому что аналитик геологического разреза скважины только предполагает, что порода полностью заполнена водой, чтобы рассматривать кажущееся значение W. Другими словами, уравнение единого показателя можно решить только относительно w посредством предположения, что PHI•S_w = PHI. Член пористости можно было определять посредством обычных приборов геофизического исследования в скважине.

Результаты, получаемые посредством предложения условия заполнения водой, были действительны только в водяных зонах и приводили к переоценке w в представляющих интерес зонах углеводорода. Потребовалось длительное время, чтобы решить w для условия с заполнением углеводородом, то есть PHI•S_w = BVI, так что истинный результат для w можно получить для представляющих интерес зон углеводорода.

Дополнительные сложности при использовании уравнения (1) для получения точных значений для требуемых параметров возникают из-за того, что измерения удельного сопротивления подвергаются воздействию наличием глинистых минералов в формации. Чтобы компенсировать эти влияния, которые могут значительно снизить точность измерений, требуется получить оценку содержания глинистых минералов формации. Такие оценки традиционно получают, используя субъективные, часто усложненные и неточные методы индикаторов глины.

С появлением метода геофизического исследования в скважине ядерным магнитным резонансом (NMR) возникают новые возможности определения w, а также других свойств течений жидкостей пористых сред. В статье А.Тимура под названием "Исследование импульсным ядерным магнитным резонансом пористости, подвижной текучей среды и проницаемости песчаника" ("Pulsed Nuclear Magnetic Resonance Studies of Porosity, Movable Flurd and Permeability of Sandstones") в журнале Нефтяная технология (Petroleum Technology), июнь 1969 г., стр. 775 было экспериментально показано, что метод NMR обеспечивает неразрушающее определение пористости, подвижной текучей среды и проницаемости формации породы.

Известно, что когда ансамбль магнитных моментов типа магнитных моментов водородных ядер подвергают воздействию статического магнитного поля, они стремятся выравняться по направлению напряженности магнитного поля, давая общее намагничивание. Скорость, с которой устанавливается равновесие в таком общем намагничивании при обеспечении статического магнитного поля, характеризуется параметром Т1, известным под названием времени спин-решетчатой релаксации.

Обнаружено, что механизм, который определяет значение Т1, зависит от молекулярной динамики. В жидкостях молекулярная динамика является функцией размера молекулы и межмолекулярных взаимодействий. Следовательно, вода и различные типы нефти имеют различные значения Т1.

В неоднородных средах типа пористых твердых веществ, в порах которых содержится жидкость, динамика молекул близко к поверхности твердого вещества также является существенной и отличается от динамики в массе жидкости. Таким образом, можно понять, что параметр Т1 обеспечивает ценную информацию, относящуюся к параметрам геофизического исследования в скважине.

Существует ряд технических приемов возмущения равновесия ансамбля магнитных моментов типа магнитного момента водородного ядра для изменения параметра Т1. Каждый из этих технических приемов обеспечивает средство, предназначенное для измерения Т1 формации породы в пределах определенного объема (называемого "активным объемом"), который определяют, главным образом, посредством формы магнитного поля, окружающего магнитную структуру. Отношение сигнал-шум измерения ограничивается отношением активного объема к однородности магнитного поля в упомянутом объеме (максимальная плотность потока минус минимальная плотность потока) и увеличивается пропорционально этому отношению.

В любой данной конфигурации инструмента NMR аппаратура реагирует только на ядра, находящиеся в активном объеме. В настоящем изобретении и описанных здесь известных инструментах границы активного объема определяются посредством диаграммы направленности излучения передающей и принимающей антенн, а также сочетанием подробной структуры магнитного поля с полосой пропускания частот приемного устройства. Радиочастота, на которую реагирует данное ядро или которую оно испускает при возбуждении, пропорциональна плотности потока магнитного поля, в котором оно погружено. Коэффициент пропорциональности зависит от типов ядер. В случае ядер водорода этот коэффициент составляет 42,5759 МГц/тесла. Если полоса частот приемного устройства NMR простирается от 1,30 до 1,31 МГц, то прибор будет чувствителен к водородным ядрам в области магнитного поля, которые имеют плотности потока между 30,5 и 30,8 мТ, при условии, что диаграмма направленности излучения антенны позволяет принимать достаточный сигнал от этих местоположений.

Если требуется исследовать ядра, расположенные в конкретной области, структуру магнитного поля, диаграмму направленности и полосу частот модулирующих сигналов приемного устройства необходимо отрегулировать на чувствительность к этой и только в этой области. Поскольку отношение сигнал-шум получающегося сигнала пропорционально (наряду с другими факторами) корню квадратному из ширины полосы частот моделирующих сигналов приемного устройства, то важно минимизировать изменение магнитного поля в требуемом активном объеме; меньшие изменения (лучшая однородность поля) означают лучшее отношение сигнал-шум. Поскольку отношение сигнал-шум увеличивается с увеличением частоты, то очень важна также номинальная напряженность магнитного поля в этой области. Не имеет значения, определяется ли номинальная напряженность в виде основного значения, среднего значения или какого-то другого значения в диапазоне значений, заключенных в активном объеме, потому что существенными являются только большие различия в отношениях сигнал-шум.

Один способ измерения T1 формации почвы поясняется примером, известным под названием "Инструмент геофизического исследования в скважине ядерным магнитным резонансом Склумбергера" ("Schiumberger Nuclear Magnetic Logging Tool") Этот инструмент описан Р.К.Херриком, С.Х.Котурой и Д.Л. Бестом в работе "Усовершенствованная система ядерного магнитного геофизического исследования в скважине и ее применение для оценки формации" ("An Improved Nuclear Magnetic Logging System and Its Application to Formation Evaluation") SPE 8361, представленной на 54-й ежегодной осенней технической конференции и выставке общества инженеров-нефтяников Американского института горных инженеров (АИГИ), проводимой в г. Лас-Вегас, штат Невада, 23-26 сентября 1979 г., а также Р. Дж. С. Брауном и др. в патенте США N 2.213.357 под названием "Исследование формации Земли и текучего материала посредством определения скорости релаксации ядерных магнитных моментов" ("Earth Formation and Fluid Material Investigation by Nuclear Magnetic Relaxation Rate Determination").

Инструмент ядерного магнитного геологического исследования в скважине Склумберга измеряет свободную прецессию ядерных магнитных моментов протона в магнитном поле Земли посредством применения сравнительно сильного поля поляризации постоянного тока к окружающей формации породы, чтобы выравнять протонные спины примерно перпендикулярно магнитному полю Земли. Поле поляризации необходимо применять в отношении периода, примерно в пять раз больше Т1 (время спин-решетчатой релаксации) для достаточной поляризации (примерно две секунды). В конце поляризации поле быстро выключается. Поскольку спины протонов не способны следовать этому внезапному изменению, они остаются выравненными перпендикулярно магнитному полю Земли и прецессируют относительно этого поля на "частоте ларморовской прецессии", соответствующей локальному магнитному полю Земли (примерно от 1300 до 2600 Гц, в зависимости от местоположения).

Спиновая прецессия наводит в измерительной катушке синусоидальный сигнал, амплитуда которого пропорциональна плотности протонов, имеющихся в формации. Сигнал затухает с постоянной времени Т2 (время поперечной релаксации) из-за неоднородностей в локальном магнитном поле по всему объему восприятия.

Усовершенствованные инструменты и способы геофизического исследования в скважине методом NMR, предназначенные для использования этих инструментов, описаны в патентах США NN 4.710.713, 4.717.876, 4.717,877, 4.717.878, 5.212.447 и 5.280.243, которые принадлежат правопреемнику настоящего изобретения.

В соответствующем настоящему изобретению способе, более подробно описанном ниже, использованы инструменты и методики геофизического исследования в скважине, описанные в вышеперечисленных патентах, для получения ранее не имеющихся в наличии данных, относящихся к строению геологической структуры. Измерения, полученные от вышеописанных инструментов, используются в сочетании с новыми и теоретическими разработками для получения улучшенной информации, касающейся петрофизических свойств геологических структур. В частности, новая интерпретация стандартных и NMR измерений используется для получения характеристик формации, включая содержание в ней глинистого минерала, который в этом случае можно использовать для определения ключевых петрофизических параметров типа водонасыщенности.

Сущность изобретения состоит в сследующем.

Соответствующий настоящему изобретению способ обеспечивает усовершенствованную систему, предназначенную для использования в методике NMR (ядерного магнитного резонанса) для получения информации, касающейся геологических структур. В соответствующей настоящему изобретению системе используется инструмент геофизического исследования в скважине методом NMR для сообщения магнитных полей поляризации на участке геологической формации. Затем сигналы ядерного магнитного резонанса от возбужденных ядер в формации детектируются для получения данных для расчета ряда важных петрофизических параметров, включая пористость, содержание глинистых минералов и полный объем минимальной воды формации.

Соответствующие настоящему изобретению система и способ обеспечивают возможность непосредственного измерения минимального полного объема воды (BVI), и это измерение используется для увеличения надежности получаемых посредством каротажной диаграммы водонасыщений, особенно при сложных литологиях. Кроме того, данные наблюдений характеристик пористости каротажной диаграммы магнитного резонанса (MRL), при сравнении с другими измерениями пористости, обеспечивают более прямой способ определения связанной воды глинистого минерала, чем обычно получается от обычных каротажных данных.

В частности, из-за того, что инструмент NMR закрывается на более короткое время релаксации чем примерно 1,5 мс, которые указывают на связанную воду глинистого минерала и другие поровые системы с короткими характеристиками релаксации, в соответствии с настоящим изобретением диаграмма магнитно-каротажного резонанса, приводимая в действие на частоте следования импульсах, равной примерно 2 мс, измеряет пористость, которую можно использовать в качестве оценки эффективного порогового пространства формации, исключая действия пористости глины. Таким образом, эффективная пористость (PHI_ef) связана с суммарной пористостью (PHI_T) и пористостью глинистой связанной воды (PHI_cl) следующим образом:
PHI_MRL = PHI_EF = PHI_T - PHI_CL,
где PHI_MRL - пористость, измеряемая MRL (диаграмма магнитно-резонансного каротажа).

В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения эта связь обеспечивает возможность определять фракцию связанной воды глинистого минерала (S_WB) непосредственно, когда измерение пористости MRL объединяется с оценкой суммарной пористости, получаемой от обычных источников. Эта особенность, в свою очередь, позволяет пользователю производить коррекции при измерении каротажной диаграммой удельного сопротивления и таким образом получать точные оценки водонасыщенности.

В другом варианте осуществления пористость и связанную воду минимального объема дополнительно используют для определения дополнительных петрофизических свойств формации. В частности, полный объем воды рассчитывают, используя выражение:
(PHI•S_w)^w = R_w/R_t
для первого кажущегося w, предполагая формацию, заполненную водой (PHI•S_w = PHI), и для второго кажущегося w, предполагая формацию, заполненную нефтью (PHI•S_w= BVI). Дополнительные петрофизические параметры, такие, как профиль минимального насыщения формации, определяются из новой модели, связывающей параметр w с двумя кажущимися значениями w.

На фиг. 1 показано частично иллюстративное, частично в виде блок-схемы изображение устройства геофизического исследования в скважине, предназначенного для получения измерений ядерного магнитного резонанса геологической структуры;
на фиг. 2А и фиг. 2Б - графическая иллюстрация цепочки сигналов релаксации спинового эха в функции амплитуды в зависимости от времени для геологической структуры, исследуемой с использованием системы ядерного магнитного резонанса типа показанной на фиг. 1;
на фиг. 3 - каротажная диаграмма типичных песков с высокой пористостью с побережья Мексиканского залива Соединенных Штатов Америки, включающая в себя кажущиеся значения w (дорожка 3) и пористости и минимального полного объема воды NMR (ядерного магнитного резонанса) (дорожка 4) формации;
на фиг. 4 - сравнение значений ww и R_xo/R_t для показанной на фиг. 3 формации;
на фиг. 5 - сравнение значений wi и R_xo/R_t для показанной на фиг. 3 формации;
на фиг. 6 - сравнение значений ww и wi для показанной на фиг. 3 формации;
на фиг. 7 - сравнение значений ww и S_MIRR (определяемых в результате измерений NMR минимального полного объема воды и пористости) для показанной на фиг. 3 формации;
на фиг. 8 - сравнение обычных результатов (дорожка 4) с результатами, полученными соответствующим настоящему изобретению способом (дорожка 3) при определении полного объема воды для показанной на фиг. 3 формации;
на фиг. 9 - каротажная диаграмма карбонатной формации Эдуарда;
на фиг. 10 - сравнение значений ww и wi для показанной на фиг. 9 формации;
на фиг. 11 - сравнение значений ww и R_xo/R_t для показанной на фиг. 9 формации;
на фиг. 12 - сравнение значений wi и R_xo/R_t для показанной на фиг. 9 формации;
на фиг. 13 - сравнение wi и ww для показанной на фиг. 9 формации;
на фиг. 14 - сравнение значений ww и S_WIRR (определяемых на основании результатов измерений минимального полного объема воды и пористости) для показанной на фиг. 9 формации;
на фиг. 15 - сравнение определяемых керном значений S_WIRR и w в случае образцов кернов, взятых из скважины рядом с показанной на фиг. 9 формацией;
на фиг. 16 - сравнение обычных результатов (дорожка 4) с результатами, полученными соответствующим настоящему изобретению способом (дорожка 3) при определении полного объема воды для показанной на фиг. 9 формации;
на фиг. 17 - сравнение измерений пористости MRL плотности - нейтронов в сланцеватом песке;
на фиг. 18 - иллюстрирование корреляции индикаторов связанной воды глины;
на фиг. 19А и 19Б - блок-схема соответствующего настоящему изобретению метода проведения анализа MSL (диаграммы магнитно-резонансного каротажа);
на фиг. 20 - иллюстрирование сравнения значения S_wb, полученного из C_wa и соответствующим настоящему изобретению способом MRL;
на фиг. 21 - результаты, полученные соответствующим настоящему изобретению способом, при расчете S_wB в образце сланцевого песка Frio;
на фиг. 22 - результаты, полученные соответствующим настоящему изобретению способом для расчета S_wb в образце с острова Юджин в Мексиканском заливе;
на фиг. 23 - несущий воду интервал сланцеватого песка Frio с техасского побережья залива;
на фиг. 24А - график Пикетта, иллюстрирующий значение R_w, используя пористость свободного графика плотности-нейтронов;
на фиг. 24Б - график Пикетта богатых глиной сланцев с использованием пористости сводного графика плотности-нейтронов;
на фиг. 24 В - график Пикетта богатых глиной сланцев с использованием пористости плотности (основная масса песчаника);
на фиг. 25А - график плотности-нейтронов в случае самого чистого, самого влажного песка;
на фиг. 25Б - график плотности-нейтронов с выделенным богатым глиной сланцем;
на фиг. 26А - график плотности-нейтронов с уравновешенной суммарной пористостью до C_cw;
на фиг. 26Б - график плотности-нейтронов с приведением к одному масштабу суммарной плотности;
на фиг. 27 - график Пикетта образца воды, полученный с использованием новой суммарной пористости.

Подробное описание предпочтительного варианта осуществления изобретения.

Рассматривая фиг. 1, отметим, что здесь показана буровая скважина 10 в формации 12, имеющей подлежащие исследованию структуры, используя соответствующие настоящему изобретению способ и устройство. Внутри буровой скважины находится инструмент 16 геофизического исследования в скважине, который подвешен посредством троса 18, проходящего через шкивы 20 и 22, причем расположение троса определяется двигателем 24.

Верхняя часть инструмента геофизического исследования в скважине 16 содержит телеметрическую электронику 26, электронику восприятия гамма-излучения 28 и электронику получения изображения магнитного резонанса 30 (MRl). Зонд MRI 32 подвешен на нижней части зонда для обеспечения возбуждения окружающей геологической формации. Поле возбуждения имеет обычно цилиндрическую форму, как показано ссылочной позицией 34. Усовершенствованные устройства, которые можно использовать для зонда 32, в общем описаны в патентах США NN 4.710.713; 4.717.876; 4.717.877 и 4.717.878, которые включены в настоящее описание путем этой ссылки для всех назначений.

Измерение спин-спинового эхо-импульса релаксации спинового эхо-образца в однородных изотропных средах отражает характеристики соотношения поверхности и объема пор. В обычных породах, встречающихся в окружении скважины для геофизического исследования, породы представляют сложные смеси, которые часто включают в себя разнообразные размеры пор. Следовательно, получаемая в результате измерений релаксация спинового эха в таком окружении представляет собой сложное явление, отражение изменений которой существует исходя из соотношений поверхности и объема взаимодействий поверхности с жидкостью.

На фиг. 2 представлена графическая иллюстрация цепочки сигналов релаксации спинового эха в функции амплитуды в зависимости от времени для геологической структуры, исследуемой с использованием системы ядерного магнитного резонанса типа показанной на фиг.1. Длительность интервалов между импульсами в этом применении обычно находится между 1,5 и 3 миллисекундами. Интервалы времени, обозначенные позициями "А-Н", соответствуют интервалам между сигналами для различных размеров частиц, где интервал "А" соответствует интервалу для частиц с размерами больше 500 мкм, а интервал "Н" соответствует интервалу для частиц с размерами больше 8 мкм и так далее.

Использование эхо-сигналов в каждом временном окне для возвращения назад к нулевому моменту устанавливает кажущуюся амплитуду пористости. Такие методы регрессии известны специалистам в данной области техники и описаны в следующей литературе: К. Фукунага "Введение в распознавание статистических моделей ("Introduction to Statistical Pattern Recognition"), Академик Пресс, 1972 г. , Вхаттачарья и Джонсон "Статистические концепции и способы" ("Statistical Concepts and Methods"), Уайли энд Санз 1977 г.; и Девьювери Киттлер "Статистический подход к распознанию модели" ("Pattern Recognition - A Statistical Approach"), Прентис Хол, 1982 г.

В результате действительной работы инструмента измерение спин-эховой информации задерживается на несколько миллисекунд (обычно меньше 5 мс для инструментов, описанных в вышеперечисленных патентах, включенных здесь путем ссылки). В течение этого периода времени (t_del) однозначное измерение информации формации не производится. Этот период времени t_del включает в себя характеристику соотношения поверхности и объема, связанную с выбором группы размеров пор, который непосредственно связан с размерами пор, относящихся к размерам зерен глины. Таким образом, благодаря правильному выбору окон отраженных сигналов посредством использования параметра t_del можно обеспечить спин-эховое измерение, которое измеряет суммарное поровое пространство, минус поровое пространство, связанное с конкретными отношениями поверхности к объему пор, связанными с упомянутыми размерами частиц.

Характеристики отношения поверхности к объему пор, которые опускаются во время этого периода t_del включают в себя фракцию глинистого минерала пространства породы, обеспечивая таким образом прямую связь между полученной в результате такого измерения посредством ядерного магнитного резонанса (NMR) пористостью и суммарной пористостью породы. Другими словами, в свободной окружающей среде глинистого минерала с порами > 2 мкм, экстраполирование сигналов отражения NMR до нулевого момента времени обеспечивает измерение суммарной пористости (PHI), но в сланцеватом песке, который содержит глинистые минералы, и таким образом, поры глинистой размерности, измерение пористости NMR не учитывает влияния микропор коллекторного качества. Как более подробно описано ниже, эта особенность дает весьма полезное измерение пористости NMR при оценке емкости коллектора для поддержания производства.

Описанные выше известные устройства (см., например, статью А.Тимура в журнале "Нефтяная технология" (Petroleum Technology") показывают, что NMR можно использовать для определения параметра породы, называемого индексом свободной текущей среды (FFT). Способ FFT опирается на использование релаксаций, которые происходят в течение времени последнего измерения после выбора t_del. Этот период времени называется длительной составляющей явления релаксации (обычно значения t_del≥ 22 мс). Разница между поровым пространством, описываемым в виде релаксации длительной составляющей, и поровым пространством, которое обеспечено полным спектром NMR (ядерный магнитный резонанс), обеспечивает прямое измерение полного объема пор, которые удерживаются на месте благодаря наличию поверхностного натяжения и других капиллярных сил. Этот параметр, то есть полный объем минимальной воды непосредственно касается отношения поверхности к объему пор породы неглинистой размерности.

В вышеупомянутой заявке на патент США с регистрационным номером 07/701.516, зарегистрированной 16 мая 1991 г., содержание которой специально включено в настоящую заявку путем ссылки, измерение NMR пористости и минимального полного объема, в свою очередь, используется для нахождения собственной магнитной проницаемости породы, поскольку эти полученные в результате измерения параметры (пористости и минимального полного объема) отражают главную составляющую пригодной для производства породы посредством модели проницаемости свободной текучей среды Коутса.

Соответствующие настоящему изобретению способ и устройство основаны на раскрытии того, что значения NMR пористости и минимальной воды полного объема можно дополнительно использовать для определения экспоненциального соотношения "w" между полным объемом воды (BVW = PHI•S_w) формации и отношением удельных сопротивлений R_w/R_t посредством уравнения:
(PHI•S_w)^w = R_w/R_t, (2)
где w - единый показатель, используемый для связывания BVW с R_w/R_t;
PHI - суммарная пористость породы;
R_w - удельное сопротивление формационной воды;
R_t - истинное удельное сопротивление породы.

Как описано выше, известные способы могут обеспечивать решение в отношении кажущегося w посредством предположения условия с заполнением воды (PHI•S_w = PHI), поскольку известные устройства могут измерять пористость, а не минимальный полный объем. Это приводит к переоценке w в углеводородных зонах. Преимущественно благодаря знанию минимальной воды (BVI) полного объема NMR, второй кажущийся w можно решать посредством предположения формации с углеводородным заполнением (PHI•S_w= BVI). Таким образом, настоящее изобретение обеспечивает точное значение w для заполненной водой формации, а также для заполненных углеводородом формаций.

Решения кажущихся значений w осуществляются посредством двух предположений: во-первых, зоны формации находятся в состоянии насыщения минимальной водой (S_w = S_WIRR, BVW = BVI, w = wi) и, во-вторых, эти зоны заполняются водой (S_w = 1.0, BVW = PHI, w = ww). Решение уравнения (2) в отношении w в этих двух граничных точках дает:
wi = log(R_w/R_t)/log(BVI); (3)
ww = log(R_w/R_t)/log(PHI) (4)
Следовательно, поскольку R_t можно определять посредством обычного логарифма удельного сопротивления, как это известно в технике, и поскольку BVI и PHI для данной формации можно определить посредством устройств NMR, как описано выше, в том случае, если R_w известно, w можно определить для его двух концевых точек wi и ww.

Для обычных сланцеватых песков высокой пористости побережья морского залива Соединенных Штатов Америки специалисты в данной области техники нашли полезным график Пикетта для определения R_w. После определения R_w посредством графика Пикетта следует внести поправку на действия глины. Поправка на глину также известна специалистам в данной области техники и ее можно выполнить посредством использования сортировки большого количества индикаторов глины для определения соответственной фракции связанной воды глины.

Определив значение R_w с поправкой на глину, можно определить кажущиеся значения w посредством замены полученных в результате измерения NMR значений на BVI и PHI в уравнения (3) и (4) соответственно. Каротажные диаграммы ww и wi для вышеописанной формации побережья морского залива можно видеть на дорожке 3 фиг. 3. Как и ожидалось, когда PHI достигает величины BVI, две оценки w стремятся достигнуть аналогичных значений.

Определив кажущиеся значения w, можно установить подтверждение в отношении того, дают ли эти значения точные результаты для предлагаемых условий, используя обычные средства интерпретирования диаграммы геофизических исследований в скважинах. Такие средства содействуют определению, заполнена ли конкретная зона исследования водой или минимальной водой.

Одним средством выполнения этого является вычерчивание графиков ww и wi, каждого в отдельности, относительно переменной, сильно связанной с насыщением, но графиков, которые в значительной степени свободны от влияния фактора условий образования типа отношения R_xo/R_t (где R_xo - удельное сопротивление заполненной водой зоны). Примеры таких графиков для ww и wi, полученных от вышеупомянутых сланцеватых песков высокой пористости побережья морского залива Соединенных Штатов Америки, как показано на фиг. 4 и 5, соответственно.

Что касается фиг. 4, то специалисты в области анализа каротажных диаграмм могут идентифицировать несколько текстурных условий, и они включают в себя пески в условиях минимальной воды, пески, достигающие S_w = 1, сланцевые разрезы, минимальные изменения и построения, отражающие действия глинистых минералов и углеводородного содержания. Конкретной значимости во влажных песках при или около предполагаемого условия, то есть S_w = 1, ww достигает значения 1,8. Это значение весьма соответствует значениям, часто наблюдаемым при лабораторных испытаниях аналогичных пород. Таким образом, значение ww обеспечивает точное определение значения w при достижении предполагаемого условия PHI•S_w = PHI.

Что касается фиг. 5, то график wi иллюстрирует изменения структур данных, связанные с изменением предположения. Теперь пески, которые имеют высокое содержание углеводорода, дают значения, более соответствующие значениям, наблюдаемым при лабораторных исследованиях аналогичной породы, хотя неминимальные участки дают значения гораздо ниже. Таким образом, wi обеспечивает точное определение w при достижении предполагаемого условия PHI•S_w = BVI.

Более того конкретная важность состоит в наблюдении (см. фиг. 4 и 5) того, что w явно изменяется при изменении насыщения минимальной водой. Как показано на фиг. 5, при уменьшении wi, увеличивается S_w. При этом способе использование в известной технике постоянных значений для "m" и "n" в зонах как воды, так и углеводорода, может вести к ошибке, поскольку это дает более высокую оценку содержания углеводорода в некоторых формациях, в то время как в других - к его недооценке.

Эта тенденция дополнительно поясняется на фиг. 6, где представлен график зависимости wi и ww. Рассматривая фиг. 6, специалисты в данной области техники могут видеть, что несущие воду пески представляют вертикальный тренд при значении в районе 1,8, тогда как пески при S_WIRR идут вправо и выше этого значения.

Дополнительное подтверждение изменения показателя w при изменении насыщения минимальной воды следует из фиг. 7, представляющей график зависимости ww от явного S_WIRR, где кажущееся значение S_WIRR эквивалентно полученной в результате измерения ядерным магнитным резонансом (NMR) минимальной воде объема BVI, деленной на полученную в результате измерения NMR плотность PHI. Фиг. 7 дает возможность различить тренды, связанные с действиями увеличения S_w, а также тренды увеличения S_WIRR. Важно отметить, что виден также тренд между S_WIRR и w, при условии, что структура развития взаимосвязи для прогнозирования значения w для использования и формации сланцеватого песка подобна этим. Определение методом лучшей подгонки уравнения первого порядка из представленного на фиг. 7 тренда дает следующее уравнение:
w = 0,4•S_WIRR+1,65 (5)
Дорожка 2 на фиг. 8 показывает каротажную диаграмму значений w (рассчитанных с использованием уравнения 4), wi и ww для вышеописанной формации. Получающийся полный объем воды, рассчитанный с использованием w, где подлежащее использованию w ограничивается так, чтобы оно было больше или равной величине wi и меньше или равной величине ww, поскольку ww и wi представляют граничные точки величины W, показан на дорожке 3 фиг. 8. Как можно видеть, как и в случае обычного анализа "m" и "n", изображенного на дорожке 4, результаты имеют увеличенную воду в некоторых первоначальных "представлениях", тогда как уменьшающуюся в других случаях.

Фиг. 8 иллюстрирует также возможность информации w прогнозировать качество S_WIRR посредством сравнения прогнозируемого w с ww и wi. Как можно видеть, когда ww > w, то присутствуют углеводороды, а когда w больше wi, то это условие свидетельствует о зоне не с S_WIRR (не с минимальным насыщением воды). Только когда w = wi, можно считать, что зона имеет структуру S_WIRR.

В случае вышеописанной формации было произведено испытание производства изображения на вершине верхнего песка фиг. 8, дающее 600 тысяч кубических футов в день (16990 м³) газа в течение 30 суток, затем производя примерно 20 баррелей (3180 л) воды в день и 50 баррелей (7950 л) нефти в день и, наконец, выравнивая на 100 баррелей (15900 л) воды в день и 40 баррелей (6360 л) нефти в день.

Пример
Проведено исследование на проверку вышеописанных результатов более сложной карбонатной формации, чем вышеописанная формация сланцеватых песков, на фиг. 9 показаны данные диаграммы геофизических исследований в скважине для этой формации. Показанным сечением рельефа является формация Эдуарда из центральной части штата Техас. Как показано обычными каротажными диаграммами пористости (дорожка 3 на фиг. 9), отображаемыми в единицах кажущейся пористости известняка, литография сложная, и установление правильных значений для "а", "m" и "n" оказывается трудным. Однако полученная методом NMR пористость близко следует полученной посредством керна пористости (дорожка 4 на фиг. 9), показывая возможность по каротажной диаграмме NMR определить пористость без использования литологии основной массы породы. Таким образом, минимизируется проблема определения пористости для сложной литологии, оставляя вопрос имеющей отношение пористости на фактор условий образования.

Первое прохождение аналоговых результатов wi и ww показано на дорожке 3 фиг. 10. График зависимости ww от R_xo/R_t этого интервала показан на фиг. 11. Высокий максимум отношения R_xo/R_t дает хорошее подтверждение того, что основная часть этого интервала имеет высокое содержание воды. Рассматривая далее BVI на основании графика зависимости wi от R_xo/R_t фиг. 12, отметим, что он подтверждает высокое содержание воды и свидетельствует о наличии углеводородов. Это показано различием ww и wi на фиг. 11 и 12. Эти выводы подтверждаются также ходом кривой, наблюдаемым на графике зависимости wi от ww, представленном на фиг. 13.

На фиг. 14 показано сравнение ww с S_WIRR, где S_WIRR получено из значений NMR (ядерного магнитного резонанса) пористости и минимального полного объема воды, как описано выше. Ход кривой, наблюдаемый в рассматриваемом выше примере сланцеватого песка на побережье Мексиканского залива, показан сплошной линией (эквивалентной уравнению 4). Как можно видеть, сплошная линия близко совпадает с нижней кромкой данных, подтверждая жизнеспособность уравнения (4) для этого типа формации. Данные, которые попали выше этой линии, означают породу, не являющуюся коллектором (сланец) при действиях S_WIRR или углеводородов.

В табл. 1 показаны результаты полного анализа керна на аналогичных породах от соседней скважины в этом местоположении. Перечислены также результаты преобразования обычных значений a, m и n в w.

На фиг. 15 показан график зависимости, полученной из таблицы 1 величины w от керна S_WIRR. Кроме того, на фиг. 15 показана также сплошная линия, представляющая ходы кривых, наблюдаемые в соответствии со значениями, полученными от сланцеватого песка и каротажной диаграммы, изображенных на фиг. 14 (то есть, в соответствии с уравнением 4). Хотя набор данных ограничен, он дает довольно приемлемое согласование с наблюдаемым ходом кривой.

Действительный показатель w (а также кажущиеся значения w), рассчитанный в соответствии с уравнением (4), показан на дорожке 2 фиг. 16. Для определения члена BVW (полного объема воды) вначале рассчитывают в соответствии с уравнением (4) подлежащий использованию W, а затем обеспечивают такое положение, чтобы он оказался больше или равным значению wi и меньше или равным значению ww, как описано выше. Результаты (дорожка 3) показывают, что большая часть профиля с хорошей проницаемостью находится в состоянии не S_WIRR (структура с минимальным насыщением воды). Испытания этой скважины подтвердили это посредством вначале получения I.I MMCF газа с низким потоком воды из всех основных пористостей этого интервала. Однако это быстро изменилось в течение меньше чем 60 суток до непромышленного производства бурения с большим количеством воды.

Использование информации пористости по MRL.

Как кратко описано выше, изучение характеристики пористости по MRL (диаграмме магнитно-резонансного каротажа) при сравнении с другими измерениями пористости предлагает более прямой метод определения содержания воды в глинистом минерале формации, чем обычно имеется при обычных данных каротажной диаграммы. В работе Коутса и др. "The MRIL in Conoco 33-1: An investigation of a new magnetic imaging log" ("Исследование новой каротажной диаграммы магнитного изображения"), документ ДД, 32-й ежегодный симпозиум по геологическим исследованиям в скважине Общества профессиональных исследователей каротажных диаграмм в скважине (32-nd Annual Logging Symposium of the Society of Professional Well Log Analysts), Мидленд, штат Техас, 1991 г. , содержание которого специально включено здесь путем ссылки, было показано, что определяемая посредством MRL пористость аналогична эффективной пористости, используемой в обычных интерпретациях каротажных диаграмм, потому что она не учитывает вклады пор, с размером меньше примерно 2 мкм. Причина состоит в том, что такие поры маленьких размеров имеют очень короткое время релаксации, которое нельзя зарегистрировать инструментом NMR (ядерного магнитного резонанса). В соответствии с этим можно смоделировать измерение пористости PHI каротажной диаграммы магнитного резонанса MRL в виде равной эффективной пористости PHI_EF, используя следующее соотношение:
PHI_M = PHI_EF = PHI_T - PHI_CL, (6)
где PHI_T - суммарная пористость формации, измеряемая другими независимыми методами, а PHI_CL - пористость глины формации. Разделив обе стороны уравнения (6) на суммарную пористость PHI_T и произведя перестановку членов, получим выражение для насыщения свободной водой S_wf и насыщения связанной водой S_wb:
S_wf + S_wb = 1 (7)
Как хорошо известно в технике, оценки суммарной пористости PHI_T можно получить из диаграммы акустического каротажа, диаграмм плотностного каротажа, диаграмм нейтронного каротажа при условии, что известна литология формации. Если литология не известна или если присутствуют смеси известных минералов, то для определения литологии можно использовать сочетание двух или более каротажных диаграмм характеристик пористости и литологии, обеспечив тем самым точное значение суммарной пористости.

Подтверждение наблюдения того, что измерения пористости PHI_M можно использовать для сближения с эффективной пористостью PHI_EF формации, состоит в том, что в условиях обломочных сланцеватых песков полученная посредством MRL пористость PHI_EF меньше суммарной пористости PHI_T, измеряемой независимым методом. С другой стороны, в более чистых песках, например, в песках на глубине между 5212 футами (1588,62 м) и 5221 футами (1591,36 м) на фиг. 17 (дорожка 4) показания пористости MRL ближе к суммарной пористости, определяемой из обычной диаграммы плотностного каротажа.

Дорожка 3 на фиг. 18 иллюстрирует корреляцию между несколькими индикаторами связанной воды глины, включая индикаторы гамма-излучения, самопроизвольного потенциала и индикатор границы глины MRL в соответствии с настоящим изобретением. Необходимо отметить, что хотя выходные сигналы индикаторов не полностью перекрываются, выходной сигнал индикатора MRL четко согласуется с другими, более традиционными индикаторами.

Сравнение между измерениями MRL и пористости (или суммарной пористости) плотности обнаружило чувствительность к расстоянию между эхо-сигналами (ТЕ), используемому в конкретном эксперименте NMR. Табл. 2 показывает, что пористость MPL уменьшается при увеличении расстояния ТЕ.

Лабораторные измерения NMR выполнены при градиенте статического магнитного поля, равном G = 6,74 Гаусса/см (6,74•10^-4 тесла/см).

Тенденция измерения PHI_M к уменьшению с увеличением интервала ТЕ, как показано в табл. 2, показывает наличие взаимосвязи между расстоянием между эхо-сигналами измерений NMR и потерей пористости, которая происходит из-за наличия конкретных составляющих пор маленьких размеров в формации. Поскольку поры маленьких размеров связываются с содержанием воды в глинистом минерале формации, в соответствии с настоящим изобретением можно непосредственно оценивать пористость глины. В частности, в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения значение для интервала ТЕ устанавливается равным 2 мс, и нашли, что это значение является оптимальным для определения пористости глины PHI_CL формации. Меньшие значения ТЕ обычно приводят к недооценке пористости глины, тогда как большие значения стремятся к исключению составляющих пористости, которые являются не глинистого типа, например илом.

Дериват пористости глины PHI_CL с использованием измерений MRL в соответствии с настоящим изобретением, в свою очередь, позволяет определить насыщение связанной воды глинистого минерала S_wb, которое можно использовать непосредственно в моделях, основанных на стандартном удельном сопротивлении для получения точных оценок водонасыщенности, а также другие интересующие параметры, такие, как эффективный полный объем воды и проницаемость формации.

В частности, возвращаясь к уравнению (1), формулы анализа фактора условий образования Арчи можно переписать для получения формулы:
(PHI^m•S_w ⁿ) C_w' = C_t, (8)
где C' - общий член проводимости, соответствующий чистой формации. В случае сланцеватых формаций проводимость C' можно выразить в виде функции проводимости свободной воды C_w, насыщения связанной воды S_wb и параметра проводимости воды в глине C_cw, который можно получить, используя метод CEC двойной воды, как описано, например, в работе Клэвие и др. "Теоретические и экспериментальные основы "двойной воды" для интерпретирования сланцевых песков" ("The Theoretical and experiental bases for the "Dual water" model interpretation of shaly sands") SPE 6859, труды ежегодной Технической конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников, г. Денвер, штат Колорадо, октябрь 1977 г. Как описано в этой работе, проводимость глинистой воды C_cw является функцией температуры формации Т_f и определяется выражением
C_cw = 0,000216 (T_f + 504,4) (T_f - 16,7)
Принимая модель с одним экспоненциальным показателем W, как описано выше, и используя выражение проводимости воды для сланцевых формаций, уравнение (8) можно перезаписать следующим образом:
BVW^w[C_w(1-S_wb/S_wt) + C_cwS_wt/S_wt = C_T, (9)
где S_wt - суммарная водонасыщенность. Выражение в формуле (9) эквивалентно выражению в уравнении (2), поэтому снова можно определить значения для кажущихся экспоненциальных множителей wi и ww. Однако в уравнении (9) все величины можно определять непосредственно из измерений каротажной диаграммы MRL.

В частности, если суммарная водонасыщенность предполагается равной S_wt= 100%, то значение экспоненциального параметра ww двойной воды можно получить из уравнения (9) посредством замечания, что BVW = PHI_T и S_wt=1. Все другие величины можно непосредственно определить из измерения MRL, так что параметр ww можно рассчитывать по формуле:
WW = log₁₀[C_T/(C_w + S_wb • (C_cw - C_w)/log₁₀(PHI)_T (10)
Наоборот, если предположить, что суммарная водонасыщенность S_wt находится на минимальном уровне, то BVW= BVI_T, как определено выше. Суммарный полный объем минимальной воды BVI можно выразить следующим образом:
BVI_T = PHI_T•(S_irrcl+ S_irrncl),
где S_irrcl - составляющая минимального насыщения из-за глинистого материала, а S_irrncl - составляющая минимального насыщения из-за факторов, не связанных с глиной. Коэффициент S_irrcl можно вычислить непосредственно по измерению минимального связанного объема BVT_M диаграммы магнитно-резонансного каротажа MRL, и он равен
S_irrncl = BVI_M/PHI_T
Подстановка и упрощение дают следующие формулы для экспоненциального параметра wi:
ww = log₁₀[C_T/(C_w+S_wbi• (C_cw-C_w)]/log₁₀(PHI_T), (11)
где S_wbi - минимальная насыщенность связанной воды.

Эффективный экспоненциальный параметр w, заданный в уравнении (5), теперь можно в соответствии с настоящим изобретением рассчитать непосредственно из измерений MRL и определить выражением:
w = 0,4 • BVI_M/PHI_M + 1,65 (12)
Решения уравнений (10), (II) и (12) представляют существенное преимущество по сравнению с известными, потому что они позволяют аналитику каротажной диаграммы избежать использование современных весьма субъективных методов определения параметра S_wb.

Поправки на дополнительные факторы
При применении соответствующего настоящему изобретению способа к измерениям MRL (диаграммы магнитно-резонансного каротажа) важно определить, что на точность предложенной модели могут влиять другие факторы. Легко определить два особых случая: наличие газа в измеряемом поровом пространстве и наличие микропор, связанных с ферромагнитными или парамагнитными материалами. Например, можно видеть, что при градиенте магнитного поля типа используемого в вышеописанных инструментах геофизического исследования в скважине измерения пористости чувствительны к коэффициенту диффузии Д. В соответствии с этим, если какое-то поровое пространство формации заполнено газом, инструмент не регистрирует его.

Оба рассмотренных случая могут приводить к ситуации, когда соответствующий настоящему изобретению инструмент MRL может недооценивать действительную пористость формации и в результате переоценивать содержание связанной воды глины. Для исправления этих эффектов можно применить два возможных способа. Первый способ состоит в использовании нескольких индикаторов связанной воды глины, которые менее чувствительны к наличию газа или ферромагнитного материала. При втором способе используют итерационный процесс, ограничивающий значения рассчитанного параметра пористости глины.

В соответствии с настоящим изобретением, при использовании второго способа коррекции критерий применения коррекции выражается следующим условием:
BVW_T(res) ≥ BVI_T(M),
где BVW_T(res) - суммарный полный объем воды, определяемый по измерениям удельного сопротивления, a BVI_T(M) - суммарный минимальный полный объем воды, определяемый инструментом MRL. Это условие определяет то, что суммарный объем воды, обнаруженный в формации, не может быть меньше суммарного объема связанной воды. Если условие удовлетворяется, соответствующий настоящему изобретению способ выполняет коррекцию вычисленных значений.

Если уравнение не удовлетворяется, то можно рассматривать три возможные коррекции в зависимости от значений кажущейся проводимости воды C_wa и проводимости воды глины C_cw как определено выше.

Если C_wa= C_cw, то в соответствии со способом настоящего изобретения устанавливается признак ошибки, показывающий исследователю каротажной диаграммы, что независимую внешнюю коррекцию необходимо выполнять в значении параметра R_w при анализе фактора Арчи.

Если C_wa > C_cw, то устанавливается признак ошибки, показывающий, что независимую коррекцию необходимо производить в значении кажущейся проводимости воды. И, наконец, если C_wa < C_cw, то это предполагает, что ошибка появляется при расчете значения параметра S_wb и в этом случае возбуждается итерационная коррекция вычисленного значения объема связанной воды глины.

На фиг. 19 показан в форме блок-схемы способ проведения анализа MRL в соответствии с настоящим изобретением, который соответствует описанной выше третьей коррекции и обеспечивает возможность осуществления поправки на дополнительные факторы, которые оказывают влияние на точность измерений MRL.

На этапе 100 рассчитываются и запоминаются в памяти вычислительной машины значения нескольких внутренних параметров. Эти внутренние параметры включают в себя суммарную пористость формации, определяемую независимыми измерениями, и значения для определяемых MRL указателя свободной текучей среды, проводимостей глины и свободной воды и температуры Т и проводимости C_t формации.

На этапе 110 алгоритм осуществляет проверку, меньше ли значение суммарной пористости, чем пористость PHI_M, определяемая в результате измерения MRL, и если эти условия удовлетворяются, то на этапе 115 назначает значение суммарной пористости, равной значению пористости, измеряемой посредством MRL.

На этапе 120 производится вычисление насыщения связанной воды S_wb, кажущегося суммарного минимального полного объема воды и предела насыщения связанной воды в соответствии с настоящим изобретением. На этапах 130 и 135 проверяется рассчитанное значение параметра насыщения связанной воды S_wb в зависимости от его предельного значения, определяемого на этапе 120, и устанавливается равным S_wblim, если оно больше. На следующем этапе 140 рассчитывается пористость глины по значениям суммарной пористости и насыщения связанной воды.

На этапе 150 производится вычисление значений нескольких выходных параметров в соответствии с уравнениями (10-12). На этапах 160-175 производится проверка, находится ли экспоненциальное значение переменной w в диапазоне значений, определяемых граничными значениями wi и ww, и если оказывается за пределами этого диапазона в любом направлении, то назначается значение для w, равное соответствующему граничному значению.

На этапе 180 производится вычисление параметров кажущегося (BVW_A) и суммарного (BVW_T) обычного полного объема воды. Этапы 100-180 данного способа содержат анализ MRL, при котором не выполняются коррекции. На этапе 190, если вычисленное значение пористости глины PHI_CL меньше определенного порогового значения, установленного специальным вариантом осуществления настоящего изобретения, равным 0,001, управление передается этапу 240, на котором осуществляется вычисление эффективного объема BVW_EF. На этапе 240 можно также выполнить расчет проницаемости PERM формации в соответствии со следующим уравнением:
PERM_M = 100•(PHI_T^2 • [(PHI_T-BVI_T)/BVI_T]^2
Этап 200 способа инициирует описанную выше коррекцию посредством проверки, больше ли полный объем воды BVW_T, чем минимальный полный объем воды BVI_T. Если условие удовлетворяется, то управление переходит к этапу 240. Если условие не удовлетворяется, то на этапе 210 BVW_T устанавливается равным параметру BVI_T, а пористость глины PHI_C устанавливается равной PHI_CL = BVI_T - BVI_M.

На этапах 220 и 225, если вычисленная на этапе 210 пористость глины PHI_CL отрицательная, то ее значение устанавливается равным 0, а параметр BVI_T устанавливается равным рассчитанному по MRL значению BVI_M. И, наконец, на этапе 230 параметр насыщения связанной воды S_wb устанавливается равным скорректированной пористости глины PHI_CL, деленной на суммарную пористость PHI_T, и алгоритм возвращается к этапу 150. Повторение продолжается до тех пор, пока не будет удовлетворено условие на этапе 210. Ниже приводится определение всех параметров, используемых при анализе на фиг. 19, которые в некоторых случаях отклоняются от обозначений, используемых в вышеприведенном описании.

Параметры, используемые на фиг. 19:
Входные кривые:
Phimd - Пористость (десятичные числа) MSL (каротажной диаграммы магнитного резонанса)
Bvimd - Минимальный полезный объем (десятичные числа) MRL.

Phiext - Внешняя суммарная пористость (десятичные числа)
Т - Температура формации (градусы по шкале Фаренгейта)
R_t - Истинное удельное сопротивление формации (Омы)
Входные параметры:
Ffimd - Указатель свободной текучей среды MRL
Ccw - Проводимость воды глины
Cw - Проводимость свободной воды
Ct - Истинная проводимость формации
Swia - Кажущаяся минимальная водонасыщенность
Tbvia - Кажущийся минимальный суммарный полный объем
Swblim - Предел насыщения связанной воды
Swbi - Насыщение минимальной связанной воды
Deww - Комплекс двойной воды - проводимости воды при условиях 100% водонасыщенности
Dcwi - Комплекс двойной воды - проводимости воды при условиях насыщенности минимальной воды
Cbvwa - Кажущийся обычный полный объем воды
Выходные кривые:
Tpor - Суммарная пористость
Swb - Насыщение связанной воды
Clpor - Пористость глины
Bvit - Суммарный минимальный полный объем
Ww - Переменная W - 100% водонасыщенность
Wi - Переменная W - условия насыщения минимальной воды
Wg - Переменная W
Cbvwt - Суммарный обычный полный объем воды
Cbvwe - Обычный полный объем воды
Эффективность
Pmri - Проницаемость MRIAN
На фиг. 20 показано сравнение значений для насыщения связанной воды Swb, вычисленного с использованием обычного способа каротажной диаграммы удельного сопротивления и способа MRL в соответствии с настоящим изобретением. График четко иллюстрирует совпадение вычисленных параметров в обоих случаях.

Дорожки 4 на фиг. 21 и 22 иллюстрируют потенциал соответствующего настоящему изобретению способа, предназначенный для обнаружения наличия глины и свободного пространства текучей среды, включая углеводороды и производимую воду.

Последующие параграфы обеспечивают дополнительную информацию, а также альтернативное описание настоящего изобретения, которое может быть полезным при разъяснении некоторых аспектов компетенции изобретения.

Хотя данные, отображенные на дорожке 3 фиг. 18, демонстрируют хорошую корреляцию между этими индикатором глины и обычными индикаторами, они не демонстрируют абсолютную связь для количественного значения. Это фактически отражает также ограничение других обычных способов, поскольку подвергаются выбору параметров аналитиком.

Исследование
Таким образом, необходимо показать, что результат решения уравнения (6) обеспечивает измерение с количественным определением связанной воды глины. Это можно сделать посредством использования модели CEC посредством использования обычных данных каротажной диаграммы пористости и удельного сопротивления, то есть, когда суммарная водонасыщенность S_wt=1, истинная проводимость формации C_t определяется уравнением:
C_t= (Phit^m) • (C_wf + Swb • (C_cw-C_wf))
где m - показатель цементации, а C_wf и C_cw представляют проводимости свободной и связанной воды соответственно. Насыщение связанной воды глины S_wb связано с CEC на единицу порового пространства (Q_v), соответствующего равенству S_wв= αV_QQ_V, где V - объем связанной воды глины на единицу нагрузки на глину, α - коэффициент, который зависит от процентного содержания соли.

Посредством определения влияния CEC на каротажную диаграмму удельного сопротивления определяется изменение кажущегося удельного сопротивления воды, как видно в несущих воду сланцеватых песков. Это демонстрируется решением уравнения 13, используя выражение для теоретической проводимости глинистой воды, проводимости свободной воды и измерения R_t. Показанная на фиг. 23 каротажная диаграмма тройной комбинации через песок F_rio с техасского прибрежного участка иллюстрирует сланцеватый песок, который подходит для этой цели.

Кажущуюся пористость, полученную из свободного графика зависимости нейтронов-плотности, часто используют в качестве меры суммарной пористости. Это часто дает приемлемые результаты в песчаниках коллектора, но имеет тенденцию к переоценке пористости в функции содержания глины. Это может создавать дилемму, когда делаются усилия использовать какую-либо теоретическую модель CEC, поскольку необходимо, чтобы полученное в результате измерений удельное сопротивление уравнивалось содержанием глины и проводимостями формационной воды, используя выражение для фактора условий образования F в уравнении 1.

Эти проблемы легко можно видеть в нижеприведенном уравнении 14, которое показывает взаимосвязь Арчи, используемую для преобразования удельного сопротивления в кажущееся удельное сопротивление воды, и в уравнении 15, где, очевидно, фракция связанной воды связывается с кажущейся проводимостью воды и значениями конечных точек для всей связанной воды глины или всей неглинистой воды, то есть:
R_wa = R_f/F, (14)
S_wb = (C_wa- C_wf)/(C_cw-C_wf) (15)
Как показывает уравнение (14), получающаяся R_wa зависит от пористости (Phit), а также от показателя m. Во многих исследованиях песков показано, что песчаники обычно имеют m = 1,8 и а = 1. В сланцах эти параметры хорошо не известны, хотя некоторые лабораторные данные предлагают увеличения при содержании глины.

Графики Пикетта, представленные на фиг. 24A и 24B, где в двойном логарифмическом масштабе изображены удельное сопротивление глубины и пористость сводного графика нейтронов-плотности, иллюстрируют взаимосвязь между пористостью и удельным сопротивлением для самого чистого песка и большинства богатых глиной сланцев соответственно. В качестве справки, на фиг. 25A и 25B идентифицированы также изображенные интервалы, которые иллюстрируют сводный график плотности-нейтронов.

Графики Пикетта можно использовать для определения R_w или при наличии R_w для определения m предлагается а = 1. На фиг. 14A чистые пески используются для определения R_w = 0,35 Ом, используя обычное значение а = 1. На фиг. 24В определяются богатые глиной сланцы посредством модели сланцеватого песка плотности-нейтронов. Здесь иллюстрируется градиент кажущейся m, необходимой для согласования кластера данных с данной проводимостью глинистой воды. Поскольку возможно, что сланец на этой глубине в большинстве случаев содержит связанную с глиной воду (см. вышеприведенное выражение для Ccw), линию S_wt = 1,0 можно провести от точки C_cw (17 мОм/м) через верхнюю кромку кластера данных. Это расположение в кластере предполагает, что проводимость свободной формационной воды выше, чем когда она связана с глиной. Наклон этой линии общего направления отражает показатель m взаимосвязи фактора условий образования с пористостью Арчи, то есть:
m = log(R_w/R_t)/log(Phit) (16)
Наблюдаемый наклон, равный 2,79, гораздо больше значения 1,8, которое необходимо в большинстве песков, и даже больше значения 2,00, часто сообщаемого в этих преобразованиях. Хотя можно ожидать m > 1,8, m - выше величины 2,79, видимо, маловероятно, особенно после предположения, что погрешность пористости гораздо вероятнее получается при воздействии этого наклона. Это утверждение кажется даже более логичным, когда пористость сводного графика нейтронов-плотности, равная 36 единицам пористости, сопоставляется с 23 единицами пористости, необходимыми для m = 2, применяемыми в этой группе богатых глиной сланцев.

Другим способом является использование суммарной пористости, основанной на диаграмме плотностного каротажа, использующей кажущуюся плотность основной массы породы. В сланцеватых песках, подобных пескам участка побережья Мексиканского залива, плотность зерен кварца, равная 2,65 г/см³, хорошо применяется в песках и сланцах, поскольку плотность зерен глинистого минерала ближе к 2,65, и сланцы стремятся быть двухкомпонентной смесью этих двух минералов.

Здесь также одобряется способ определения зависимости плотности пористости, потому что он ближе обеспечивает необходимость согласования пористости с C_cw. Это показано на фиг. 24C, где изображен график Пикетта такой же группы богатых глиной сланцев, используя метод плотности пористости вместо метода нейтронной плотности. Градиент кажущегося m, равного 2,0, совместим с исследованиями других показателей цементации и их зависимостью от содержания глины.

Этот процесс требует использования переменного показателя для приспосабливания песков (m = 1,8) и сланцев (n = 2) при усилии использовать теоретический параметр проводимости глины C_cw, обеспеченный методом CEC двойной воды, где проводимость глинистой воды является просто функцией температуры формации, когда R_w меньше 0,16 Ом, как показано в вышеприведенном определении параметра C_cw.

Для этой цели полезен метод переменного W,предложенный в 1922 г. Коутсом и Говардом, где m и показатель насыщения n заменяются одним показателем. Благодаря интегрированию, предположение о том, что MRL (диаграмма магнитно-резонансного каротажа) опускает пористость глины в методологии переменного w, имеется переменный показатель, который изменяется в функции кажущегося насыщения минимальной воды чистой основной массы породы. Функциональная взаимосвязь показана в виде вышеприведенного уравнения 12. В этом уравнении конечный w удерживается в пределах границ значений wi и ww, рассчитанных из оценки суммарной связанной воды, которая представляет условия минимальной и насыщенной воды соответственно.

На практике важно понимать, что на применение этого метода могут воздействовать другие факторы. Легко различить два особых случая: газ в измеряемых поровом пространстве и микропорах, связанных либо с ферромагнитными, либо с парамагнитными материалами. Оба из них представляют ситуации, где MRL может недооценивать пористость, и приводят ко всем переоценкам в содержании связанной воды глины, как определено выше. Таким образом, если это MRL, то необходимо систематически применять способ, чтобы разработать процесс, который правильно приспосабливает эти события. Возможны два способа: один такой, при котором используется множество индикаторов связанной воды глины, а другой такой, при котором используется итеративный процесс для правильного ограничения параметра пористости глины.

При многократном решении S_wb используется насыщение связанной воды MRL (MSW В) для калибровки чередующихся индикаторов и, благодаря использованию процесса взвешивания, например, метода Ходжеза-Лиманна выбирается типичный представитель S_wb.

Итеративный способ, введенный в вычислительную машину, обрабатывающую пакет интерпретаций, которые изображены в виде диаграммы на фиг. 19, предполагает, что MSWB является правильным и рассчитывает суммарный полный объем воды посредством решения квадратного уравнения, то есть уравнения двоичной воды. Понимание того, что найденный суммарный объем воды не должен быть меньше суммарного объема связанной воды Phicl + MRLBUI, определяет граничное условие, которое при C_cw > C_w позволяет прогрессивно уменьшать объем связанной воды глины, пока не сбалансируются два объема воды. При C_cw < C_w уменьшение связанной воды глины уменьшает определяемый удельным сопротивлением объем воды, и итерация обходится. Любое уменьшение пористости глины во время итерации дополняется к первоначальной пористости MRL, чтобы позволить представить скорректированное значение газа-микропористости.

Представленную на фиг. 19 блок-схему можно приспособить к использованию многократного способа связанной воды глины посредством предположения, что любая переоценка посредством MSWB облегчается процессом взвешенного выбора.

Выполнение методологии MRIAN обеспечивает кажущуюся проводимость из уравнений 1 и 14 на основании переменного показателя W. Это используется при расчете кажущегося S_wb по уравнению 15. Сравнение этого S_WB с насыщением из первоначальной гипотезы, как видно на фиг. 20, где два метода стремятся совпасть в несущих воду интервалах, дает эмпирическое подтверждение того, что пористость MRL из каротажной диаграммы отражения импульсов 2 мс ТЕ по существу опускает пористость глины в этих условиях сланцеватых песков.

Результаты интерпретации по серии Frio (фиг. 21), а также участку острова Юджин в Мексиканском заливе (фиг. 22) иллюстрируют применение интеративной методологии MRIAL. Они представляют всего лишь две из более 200 интерпретируемых таким образом скважин, которые на самом деле выполнены. Как правило, результаты m оказываются хорошими, судя по производству в зависимости от прогноза. Однако имеются участки, где на свойства текучей среды оказывает воздействие модель, особенно при тяжелой нефти /< 15 ARI (антецедентный показатель осадков)/ и когда на суммарную пористость оказывают влияние литологические переменные или промываемая буровая скважина. Следовательно, дополнительные исследования проводят для лучшего понимания этих воздействий и исследования в лаборатории кажущейся связи между Qv и пористостью MRIL.

На фиг. 26A - 26В показаны графические зависимости нейтронов от плотности с суммарной пористостью, сбалансированной до С_cw (проводимость воды в глине), и масштабированием суммарной пористости соответственно. Фиг. 27 представляет график Пикетта образца воды, используя новую суммарную пористость в соответствии с соответствующим настоящему изобретению способом.

Хотя настоящее изобретение описано в соответствии с предпочтительным вариантом его осуществления, оно предназначено не для ограничения специальной приведенной здесь формой, а предназначено для охвата таких модификаций, вариантов и эквивалентов, которые можно разумно включить в сущность и объем изобретения, определяемые нижеприведенными пунктами формулы изобретения.

Claims (3)

1. Способ определения строения геологической структуры, содержащий этапы: сообщения поляризующего магнитного поля геологической структуре в течение заранее определенного периода времени; измерения сигналов ядерного магнитного резонанса, представляющих релаксацию спинового эха популяции частиц в геологической структуре; построения цепочки сигналов спинового эха, характеризующих упомянутую популяцию частиц; определения значений пористости (РН I_м) диаграммы магнитно-резонансного каротажа (MRL) геологической структуры из упомянутой цепочки сигналов спинового эха; определения значений суммарной пористости и извлечения дополнительных петрофизических свойств геологической структуры из значений суммарной пористости (РН I_t) и из значений пористости MRL (РН I_м).

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительные петрофизические свойства геологической структуры представляют собой насыщение минимальной связанной водой S_WB, минимальный полный объем воды BVI_м и полный объем воды (BVW) геологической структуры.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что значение S_WB определяют, используя выражение
S_WB = (РНI_t - РНI_м)/РНI_t.

Images