RU2453831C2 - Method for conducting petrophysical investigations on large-diameter rock samples in field conditions - Google Patents
Method for conducting petrophysical investigations on large-diameter rock samples in field conditions Download PDFInfo
- Publication number
- RU2453831C2 RU2453831C2 RU2010116907/28A RU2010116907A RU2453831C2 RU 2453831 C2 RU2453831 C2 RU 2453831C2 RU 2010116907/28 A RU2010116907/28 A RU 2010116907/28A RU 2010116907 A RU2010116907 A RU 2010116907A RU 2453831 C2 RU2453831 C2 RU 2453831C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- signals
- signal
- phase
- phase shift
- sample
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Это изобретение относится к области петрофизических исследований горных пород по образцам керна большого диаметра, проводимых в полевых условиях при изучении месторождений нефти и газа на основе применения метода ядерного магнитного резонанса (ЯМР) в магнитном поле Земли.This invention relates to the field of petrophysical studies of rocks using large diameter core samples conducted in the field when studying oil and gas fields using the method of nuclear magnetic resonance (NMR) in the Earth’s magnetic field.
Изобретение предназначается для использования при поиске, разведке и разработке нефтегазовых залежей, из которых с целью повышения геологической представительности и достоверности определения петрофизических характеристик горных пород отбирают керн диаметром 80-120 мм.The invention is intended for use in the search, exploration and development of oil and gas deposits, from which, in order to increase the geological representativeness and reliability of determining the petrophysical characteristics of rocks, core samples with a diameter of 80-120 mm are selected.
Известны /1/ различные способы петрофизических исследований горных пород по керну. Эти способы характеризуются длительностью, субъективностью, трудоемкостью и проводятся в лабораторных условиях. В результате этого необходимую для решения геолого-геофизических задач петрофизическую информацию известные способы обеспечивают с опозданием. Кроме того, длительное время между отбором керна и его исследованием приводит к недостоверным результатам, поскольку физико-химические свойства пород успевают существенно измениться.Known / 1 / various methods of petrophysical studies of rocks by core. These methods are characterized by duration, subjectivity, complexity and are carried out in laboratory conditions. As a result of this, the well-known methods provide belatedly necessary for solving geological and geophysical problems petrophysical information. In addition, the long time between coring and its investigation leads to unreliable results, since the physicochemical properties of the rocks have time to change significantly.
Известен /2/ способ ЯМР исследований в искусственном магнитном поле, позволяющий экспрессно анализировать образцы пород. Однако на практике этот способ позволяет исследовать образцы пород диаметром не более 40 мм.Known / 2 / method for NMR studies in an artificial magnetic field, allowing express analysis of rock samples. However, in practice, this method allows you to explore rock samples with a diameter of not more than 40 mm.
Наиболее близким аналогом (прототипом) заявляемого способа является способ ЯМР исследований образцов пород в магнитном поле Земли /3/, при котором используется метод накопления в сочетании с интегрированием для целей регистрации сигналов. Высокая однородность земного поля позволяет исследовать образцы пород практически любого диаметра. В известном способе исследуемый образец горной породы помещается в катушку индуктивности, с помощью которой образец предварительно намагничивается, а затем возбуждается и принимается при узкой приемной полосе сигнал свободной прецессии (СП) ядер водорода поровой жидкости исследуемого образца породы. Измеряемый сигнал усиливают, осуществляют амплитудное детектирование и интегрируют в нескольких временных окнах. Амплитуды сигналов накапливают путем усреднения фиксированного количества измерений. Для более эффективного накопления выбирают оптимальные времена интегрирования, которые зависят от величины постоянной затухания сигнала. По полученным таким образом амплитудным значениям экстраполируют огибающую сигнала СП к моменту его возбуждения и определяют начальную амплитуду, которая пропорциональна основному определяемому параметру - индексу свободного флюида (ИСФ). ИСФ является мерой количества флюида, который может свободно перемещаться в поровом пространстве породы, то есть эффективной пористости горной породы.The closest analogue (prototype) of the proposed method is an NMR method for studying rock samples in the Earth’s magnetic field / 3 /, which uses the accumulation method in combination with integration for the purpose of recording signals. The high uniformity of the earth's field allows us to study rock samples of almost any diameter. In the known method, the test rock sample is placed in an inductor, with which the sample is pre-magnetized, and then a free precession (SP) signal of the hydrogen nuclei of the pore liquid of the test rock sample is excited and received with a narrow receiving strip. The measured signal is amplified, amplitude detection is carried out and integrated in several time windows. The amplitudes of the signals are accumulated by averaging a fixed number of measurements. For more efficient accumulation, optimal integration times are selected, which depend on the value of the signal attenuation constant. Using the amplitude values thus obtained, the envelope of the SP signal is extrapolated to the moment of its excitation and the initial amplitude is determined, which is proportional to the main parameter being determined - the free fluid index (ISF). ISF is a measure of the amount of fluid that can move freely in the pore space of the rock, that is, the effective porosity of the rock.
Этот способ имеет ряд недостатков:This method has several disadvantages:
1. Использование узкой приемной полосы частот обусловливает большое «мертвое время» при измерениях и искажение спектральной характеристики сигналов малой длительности.1. The use of a narrow receiving frequency band causes a large "dead time" in the measurements and distortion of the spectral characteristics of signals of short duration.
2. При исходном отношении сигнал/шум ≥3 на выходе амплитудного детектора отношение сигнал/шум оказывается в раз меньше значения, потенциально достижимого с помощью когерентного детектора.2. With the initial signal-to-noise ratio ≥3, the signal-to-noise ratio at the output of the amplitude detector is times less than the value potentially achievable with a coherent detector.
3. При отношении сигнал/шум <3 происходит подавление сигнала помехой; кроме того, возрастает ошибка измерений, обусловленная смещением математического ожидания результата.3. When the signal to noise ratio <3, the signal is suppressed by interference; in addition, the measurement error increases due to a shift in the mathematical expectation of the result.
4. Накопление одного и того же количества измерений приводит к тому, что относительная погрешность измерений для образцов различной пористости будет различна, а именно, примерно обратно пропорциональна величине ИСФ.4. The accumulation of the same number of measurements leads to the fact that the relative measurement error for samples of different porosity will be different, namely, it is approximately inversely proportional to the value of the ISF.
5. Потеря информации о частоте и фазе измеренных сигналов не позволяет применять помехоустойчивую обработку в частотной области и когерентное накопление с целью повышения точности оценок в условиях низкого отношения сигнал/шум.5. Loss of information about the frequency and phase of the measured signals does not allow the use of noise-tolerant processing in the frequency domain and coherent accumulation in order to increase the accuracy of estimates in conditions of low signal to noise ratio.
В результате этого при исследовании пород-коллекторов сложного строения с помощью данного способа погрешность определения величины ИСФ достигает 50% и более.As a result of this, when studying reservoir rocks of a complex structure using this method, the error in determining the value of the ISF reaches 50% or more.
Таким образом, известный способ не обеспечивает достаточную точность определений параметров сигналов СП, особенно при малых величинах отношения сигнал/шум.Thus, the known method does not provide sufficient accuracy in the determination of the parameters of the SP signals, especially for small signal-to-noise ratios.
В различных областях техники, где требуется определение параметров слабых сигналов, например, в ЯМР-спектроскопии /4/, известен способ когерентного накопления периодических или квазипериодических сигналов с одинаковой частотой для повышения отношения сигнал/шум. Этот способ заключается в фазовом сдвиге каждого из принимаемых сигналов на определенную величину, так чтобы после сдвига фазы сигналов совпадали или отличались на целое число периодов, и суммировании скорректированных таким образом сигналов. Однако непосредственное применение когерентного накопления для определения параметров слабых сигналов СП в земном поле невозможно в связи с тем, что в известных способах начальная фаза измеряемых сигналов с каждым циклом измерений изменяется случайным образом. Такие случайные сдвиги начальной фазы измеряемых сигналов, как показывает практика, достигают величин 180°. Закон распределения этой случайной величины неизвестен, поэтому при числе накоплений до 5 относительные ошибки определения параметров сигналов могут превышать 50%. Случайные изменения начальной фазы вызваны совместным действием нескольких причин физического и технического характера, среди которых можно указать нестабильность характеристик коммутирующих устройств, возбуждающих и приемных контуров и др. Исключение влияния указанных факторов и достижение стабильности начальной фазы представляет значительные технические трудности. Случайные сдвиги начальной фазы могут быть скомпенсированы путем фазового сдвига каждого из накапливаемых сигналов, если известны начальная фаза и частота каждого из этих сигналов. Однако в случае слабых сигналов СП невозможно определить их фазу и частоту с достаточной точностью.In various fields of technology where it is necessary to determine the parameters of weak signals, for example, in NMR spectroscopy / 4 /, a method is known for coherently accumulating periodic or quasiperiodic signals with the same frequency to increase the signal-to-noise ratio. This method consists in phase shifting each of the received signals by a certain amount, so that after the phase shift the signals coincide or differ by an integer number of periods, and summing the signals thus corrected. However, the direct application of coherent accumulation to determine the parameters of weak SP signals in the earth's field is impossible due to the fact that in the known methods the initial phase of the measured signals varies randomly with each measurement cycle. Such random shifts of the initial phase of the measured signals, as practice shows, reach values of 180 °. The distribution law of this random variable is unknown, therefore, with the number of accumulations up to 5, the relative errors in determining the signal parameters can exceed 50%. Random changes in the initial phase are caused by the combined action of several physical and technical reasons, among which one can indicate the instability of the characteristics of switching devices, excitation and receiving circuits, etc. The exclusion of the influence of these factors and the achievement of stability of the initial phase presents significant technical difficulties. Random shifts of the initial phase can be compensated by the phase shift of each of the accumulated signals, if the initial phase and frequency of each of these signals are known. However, in the case of weak SP signals, it is impossible to determine their phase and frequency with sufficient accuracy.
Цель настоящего изобретения - повышение точности оценки величин ИСФ пород-коллекторов и обеспечение оперативных исследований образцов керна диаметром до 120 мм и более в полевых условиях. Для достижения этой цели в предлагаемом способе используются:The purpose of the present invention is to improve the accuracy of estimating ISF values of reservoir rocks and to provide operational research of core samples with a diameter of up to 120 mm and more in the field. To achieve this goal, the proposed method uses:
1. Принципиально новый способ измерений, основанный на цифровой регистрации волновых форм сигналов СП в магнитном поле Земли.1. A fundamentally new measurement method based on digital recording of waveforms of SP signals in the Earth’s magnetic field.
2. Оптимальная ширина приемной полосы частот, обеспечивающая максимальное отношение сигнал/шум и исключение искажений частотных спектров измеряемых сигналов. Оптимальная ширина приемной полосы частот выбиралась из условия: , где - величина постоянной времени затухания сигнала СП. Из опыта ЯМР исследований образцов пород из разных месторождений страны было найдено минимальное значение . В соответствии с этим была выбрана ширина приемной полосы частот, равная 340 Гц.2. The optimal width of the receiving frequency band, providing the maximum signal to noise ratio and eliminating distortion of the frequency spectra of the measured signals. The optimal width of the receiving frequency band was selected from the condition: where - the constant value of the decay time of the signal SP. The minimum value was found from the experience of NMR studies of rock samples from different fields of the country . In accordance with this, a width of the receiving frequency band of 340 Hz was selected.
3. Образец перфторированного масла в качестве источника опорного сигнала.3. A sample of perfluorinated oil as a reference signal source.
4. Когерентный способ накопления измеряемых сигналов СП, при котором для каждого из накапливаемых сигналов поровой жидкости исследуемых образцов породы осуществляют фазовый сдвиг, приводящий фазу сигнала к начальной фазе первого из накапливаемых сигналов. Величину фазового сдвига определяют путем измерения фазы и частоты сигнала от перфторированного масла и умножения фазового сдвига сигнала от перфторированного масла на отношение величин гиромагнитных отношений ядер фтора и водорода. Необходимое количество повторных измерений определяется исходя из заранее заданной допустимой относительной погрешности измерений ε и измеренной в первом цикле измерений величины ИСФ1 в соответствии с формулой4. A coherent method of accumulation of measured SP signals, in which a phase shift is carried out for each accumulated pore fluid signal of the studied rock samples, leading the signal phase to the initial phase of the first of the accumulated signals. The magnitude of the phase shift is determined by measuring the phase and frequency of the signal from the perfluorinated oil and multiplying the phase shift of the signal from the perfluorinated oil by the ratio of the gyromagnetic ratios of the fluorine and hydrogen nuclei. The required number of repeated measurements is determined on the basis of a predetermined allowable relative measurement error ε and the value of ISF 1 measured in the first measurement cycle in accordance with the formula
где α - коэффициент, определяемый при калибровке аппаратуры.where α is the coefficient determined during the calibration of the equipment.
5. Обработка цифровой измерительной информации в частотной области в сочетании с оптимальной цифровой фильтрацией.5. Processing of digital measurement information in the frequency domain in combination with optimal digital filtering.
6. Автоматизация процессов исследований керна и обработки получаемых данных в реальном режиме времени.6. Automation of core research and data processing in real time.
7. Проведение исследований образцов пород сразу после отбора в состоянии естественного насыщения.7. Conducting studies of rock samples immediately after selection in a state of natural saturation.
Сущность заявляемого способа заключается в следующем.The essence of the proposed method is as follows.
В катушку индуктивности помещают исследуемый образец горной породы и образец перфторированного масла. При этом циклически выполняются следующие операции. Через катушку пропускается ток поляризации, с помощью которого создается намагниченность, обусловленная магнитными моментами ядер водорода поровой жидкости и ядер фтора перфторированной жидкости. Путем быстрого выключения тока поляризации одновременно возбуждают подлежащий измерению сигнал от поровой жидкости и сигнал от перфторированной жидкости, причем частоты этих сигналов отличаются в силу различия гиромагнитных отношений ядер водорода и фтора, а начальные фазы этих сигналов совпадают в силу одновременности возбуждения.A test rock sample and a sample of perfluorinated oil are placed in an inductor. In this case, the following operations are performed cyclically. A polarization current is passed through the coil, with the help of which magnetization is created, due to the magnetic moments of the hydrogen nuclei of the pore liquid and the fluorine nuclei of the perfluorinated liquid. By quickly turning off the polarization current, the signal to be measured from the pore liquid and the signal from the perfluorinated liquid are simultaneously excited, the frequencies of these signals being different due to the difference in the gyromagnetic ratios of the hydrogen and fluorine nuclei, and the initial phases of these signals coincide due to the simultaneous excitation.
Измеряемые сигналы после необходимого усиления без детектирования преобразуются со временем дискретизации Δt в цифровую последовательность Um(tm), где tm=tм+mT/N, tм - мертвое время, T - время регистрации, N=Т/Δt - число записанных точек сигнала, m=0, 1, 2, …, N-1.The measured signals after the necessary amplification without detection are converted with a sampling time Δt into a digital sequence U m (t m ), where t m = t m + mT / N, t m is dead time, T is the recording time, N = T / Δt is the number of recorded points of the signal, m = 0, 1, 2, ..., N-1.
Время дискретизации Δt выбирается из условия Найквиста: Δt<1/2/fmax, где fmax - верхняя граница полосы частот измеряемых сигналов.The sampling time Δt is selected from the Nyquist condition: Δt <1/2 / f max , where f max is the upper boundary of the frequency band of the measured signals.
В результате быстрого преобразования Фурье (БПФ) получают дискретный спектр исходного сигнала с шагом по частоте 1/Т. Коэффициенты спектра исходного сигнала определяются известными /4/ выражениямиAs a result of the fast Fourier transform (FFT), a discrete spectrum of the original signal is obtained with a frequency step of 1 / T. The spectrum coefficients of the source signal are determined by the well-known / 4 / expressions
1≤k≤2N,1≤k≤2N,
а сам исходный сигнал представляется в виде многочленаand the original signal itself is represented as a polynomial
Используя построенную с шагом 1/Т Гц гребенку спектральных составляющих сигнала, после оптимальной цифровой фильтрации получают лоренцевы спектральные кривые измеряемого и опорного сигнала видаUsing a comb of spectral components of the signal constructed with a step of 1 / T Hz, after optimal digital filtering, Lorentz spectral curves of the measured and reference signal of the form are obtained
где Δω=ω-ω0. Параметры сигналов получают по соответствующим спектрам с помощью следующих выраженийwhere Δω = ω-ω 0 . The signal parameters are obtained from the corresponding spectra using the following expressions
где Δf0,7 - ширина спектральной линии по уровню 0,707 от |Gmax|.where Δf 0.7 is the width of the spectral line at a level of 0.707 from | G max |.
Сравнение величин отношения сигнал/шум, получаемых при однократном измерении образцов пород с ИСФ=10% с помощью прототипа и заявляемого способа для разных значений , представлено в таблице 1.Comparison of the signal-to-noise ratio obtained by a single measurement of rock samples with ISF = 10% using the prototype and the proposed method for different values are presented in table 1.
Эти данные показывают, что величины отношения сигнал/шум для заявляемого способа превышают соответствующие величины сигнал/шум для прототипа во всем диапазоне значений . Для наиболее характерного диапазона значений это превышение составляет (200-400)%. В результате этого точность определения ИСФ исследуемых образцов пород с помощью заявляемого способа повышается в 2-4 раза по сравнению с прототипом.These data show that the signal-to-noise ratio for the proposed method exceeds the corresponding signal-to-noise values for the prototype in the entire range of values . For the most characteristic range of values this excess is (200-400)%. As a result of this, the accuracy of determination of the ISF of the studied rock samples using the proposed method is increased by 2-4 times in comparison with the prototype.
В случае малых величин отношения сигнал/шум, которые наблюдаются при измерении образцов пород с ИСФ=(1-5)%, производится когерентное накопление измеряемых сигналов. Поскольку начальная фаза измеряемых сигналов от поровой жидкости исследуемого образца породы с каждым циклом измерений изменяется случайным образом, для каждого из накапливаемых сигналов осуществляется фазовый сдвиг, приводящий фазу сигнала к начальной фазе первого из накапливаемых сигналов, что необходимо для когерентного суммирования сигналов. Величина этого сдвига по шкале времени определяется известным соотношением:In the case of small values of the signal-to-noise ratio, which are observed when measuring rock samples with ISF = (1-5)%, a coherent accumulation of the measured signals is performed. Since the initial phase of the measured signals from the pore liquid of the rock sample under study varies randomly with each measurement cycle, a phase shift is carried out for each of the accumulated signals, bringing the signal phase to the initial phase of the first of the accumulated signals, which is necessary for the coherent summation of signals. The magnitude of this shift on a time scale is determined by the known relation:
Δt=-Δφ/2πf, где Δφ - сдвиг по фазе в радианах, f - частота сигнала в Гц. В рассматриваемом случае накопления сигналов от ядер водорода поровой жидкости величина фазового сдвига для i-го накапливаемого сигнала определяется по формулеΔt = -Δφ / 2πf, where Δφ is the phase shift in radians, f is the signal frequency in Hz. In the considered case of accumulation of signals from hydrogen nuclei of the pore fluid, the phase shift for the i-th accumulated signal is determined by the formula
Δti=-(φ0Hi-φ0H1)/2πfH, где φ0Hi - начальная фаза i-го сигнала от водорода, Δti - сдвиг по шкале времени i-го сигнала, необходимый для совмещения накапливаемых сигналов по фазе с первым сигналом, fH - частота сигнала свободной прецессии водорода. В случае слабых сигналов невозможно определить их частоту и начальную фазу с достаточной точностью, что необходимо для когерентного суммирования. В то же время сигнал от ядер фтора перфторированного масла имеет достаточно большую интенсивность вследствие высокой концентрации ядер фтора. Поэтому величину фазового сдвига, необходимого для когерентного суммирования сигналов от поровой жидкости исследуемого образца породы, определяют путем измерения частоты и начальной фазы сигнала от перфторированного масла, рассматриваемого как опорный сигнал. Пересчет фазового сдвига опорного сигнала на фазовый сдвиг сигнала от поровой жидкости исследуемого образца осуществляют с помощью умножения фазового сдвига опорного сигнала на отношение величин гиромагнитных отношений ядер фтора и водорода. Последняя операция основана на известном физическом факте: величины частот сигналов СП для ядер различных элементов в одном и том же магнитном поле относятся как величины гиромагнитных отношений указанных ядер. Процедура измерения частоты и начальной фазы сигналов от перфторированного масла и пересчета осуществляется следующим образом. Δt i = - (φ 0Hi -φ 0H1) / 2πf H, where φ 0Hi - initial phase i-th signal hydrogen, Δt i - shift time scale i-th signal combination needed for the accumulated signals in phase with the first signal , f H is the frequency of the signal of free hydrogen precession. In the case of weak signals, it is impossible to determine their frequency and initial phase with sufficient accuracy, which is necessary for coherent summation. At the same time, the signal from fluorine nuclei of perfluorinated oil has a sufficiently high intensity due to the high concentration of fluorine nuclei. Therefore, the phase shift required for the coherent summation of signals from the pore fluid of the test rock sample is determined by measuring the frequency and initial phase of the signal from perfluorinated oil, considered as a reference signal. Recalculation of the phase shift of the reference signal by the phase shift of the signal from the pore fluid of the test sample is carried out by multiplying the phase shift of the reference signal by the ratio of the gyromagnetic ratios of fluorine nuclei and hydrogen. The last operation is based on a well-known physical fact: the frequencies of the SP signals for the nuclei of various elements in the same magnetic field are referred to as the magnitudes of the gyromagnetic ratios of these nuclei. The procedure for measuring the frequency and initial phase of signals from perfluorinated oil and conversion is as follows.
Для сигнала свободной прецессии вида U0exp(-βt)cos(φ0+2πf0t), где U0 - исходная амплитуда, β - скорость затухания сигнала, φ0 - начальная фаза, f0 - центральная частота, амплитудный спектр сигнала имеет максимум на частоте, равной центральной частоте сигнала. Значение фазово-частотной характеристики при этой частоте с учетом условия β<<f0 равноFor a free precession signal of the form U 0 exp (-βt) cos (φ 0 + 2πf 0 t), where U 0 is the initial amplitude, β is the signal attenuation rate, φ 0 is the initial phase, f 0 is the center frequency, and the signal amplitude spectrum has a maximum at a frequency equal to the center frequency of the signal. The value of the phase-frequency characteristic at this frequency, taking into account the condition β << f 0 is
Поскольку начальные фазы обоих сигналов совпадают, а частоты жестко связаны через постоянный коэффициент 0,9409, величина фазового сдвига для i-го накапливаемого сигнала определяется по формулеSince the initial phases of both signals coincide, and the frequencies are rigidly connected through a constant coefficient of 0.9409, the phase shift for the i-th accumulated signal is determined by the formula
Необходимое количество повторных измерений, используемое для когерентного накопления сигналов, определяют исходя из заданной допустимой относительной погрешности измерения сигналов от исследуемых образцов пород ε. Значение этой погрешности не должно быть превышено независимо от величины ИСФ исследуемого образца породы. Для этого после первого измерения ИСФ исследуемого образца породы величина αИСФ1ε сравнивается с 1 и если указанная величина меньше 1, вычисляется количество повторных измерений по формулеThe required number of repeated measurements used for coherent accumulation of signals is determined on the basis of a given permissible relative error in measuring signals from the studied rock samples ε. The value of this error should not be exceeded irrespective of the value of the ISF of the studied rock sample. For this, after the first measurement of the ISF of the studied rock sample, the value αISF 1 ε is compared with 1 and if the indicated value is less than 1, the number of repeated measurements is calculated by the formula
Округление до целого значения N берется с избытком. Использование этой формулы основано на следующем. Величина ИСФ пропорциональна амплитуде сигнала СП. Следовательно, при стационарности собственных шумов аппаратуры существует пропорциональность между отношением сигнал/шум и величиной ИСФ. Коэффициент пропорциональности α устанавливается в результате калибровки аппаратуры. В свою очередь относительная погрешность измерений равна отношению шум/сигнал, которое при когерентном накоплении убывает обратно пропорционально корню квадратному из числа накоплений.Rounding to the integer value of N is taken in excess. The use of this formula is based on the following. The value of the ISF is proportional to the amplitude of the signal SP. Therefore, with the stationary noise of the equipment, there is a proportionality between the signal-to-noise ratio and the value of the IFF. The proportionality coefficient α is established as a result of the calibration of the equipment. In turn, the relative measurement error is equal to the noise / signal ratio, which, with coherent accumulation, decreases inversely with the square root of the number of accumulations.
После выполнения определенного количества повторных измерений производят их когерентное суммирование и масштабируют результирующий сигнал по числу повторных измерений.After performing a certain number of repeated measurements, they are coherently summed and the resulting signal is scaled according to the number of repeated measurements.
Предлагаемый способ, использующий когерентное накопление слабых сигналов, обеспечивает повышение точности измерений по сравнению с известным способом за счет уменьшения относительной погрешности измерений при одном и том же исходном отношении сигнал/шум и одинаковом числе накоплений. Благодаря адаптивному управлению количеством повторных измерений в зависимости от измеряемой величины ИСФ обеспечивается для всех исследуемых образцов пород относительная погрешность измерений не выше заданной допустимой величины.The proposed method, using coherent accumulation of weak signals, provides improved measurement accuracy compared to the known method by reducing the relative measurement error for the same initial signal-to-noise ratio and the same number of accumulations. Thanks to the adaptive control of the number of repeated measurements, depending on the measured value of the ISF, a relative measurement error is ensured for all studied rock samples not higher than the specified permissible value.
Ошибка определения амплитуды сигнала вычисляется по формулеThe error in determining the amplitude of the signal is calculated by the formula
где Δ1 - стандартное отклонение, Δ2 - смещение математического ожидания.where Δ 1 is the standard deviation, Δ 2 is the bias of the mathematical expectation.
Для прототипа , а , где σ2 - дисперсия шума, u - амплитуда сигнала. Для предлагаемого способа , а .For prototype , but where σ 2 is the noise variance, u is the signal amplitude. For the proposed method , but .
При накоплении N измерений стандартное отклонение увеличивается в раз, а смещение математического ожидания в N раз. Следовательно, ошибка измерений составит: . Таким образом, относительная погрешность измерений, равная ε=Δ/u, при накоплении N измерений составит:With the accumulation of N measurements, the standard deviation increases in times, and the shift in mathematical expectation is N times. Therefore, the measurement error will be: . Thus, the relative measurement error equal to ε = Δ / u, with the accumulation of N measurements will be:
для прототипа for prototype
для предлагаемого способа for the proposed method
Из приведенных формул видно, что относительная погрешность для предлагаемого способа всегда меньше, что показывают данные, представленные в таблице 2.From the above formulas it is seen that the relative error for the proposed method is always less, as shown by the data presented in table 2.
Технико-экономическая эффективность применения данного изобретения заключается в повышении точности, оперативности и объективности определения величин ИСФ пород-коллекторов нефти и газа и обеспечении проведения исследований керна большого диаметра в полевых условиях при значительном сокращении затрат труда и времени.Feasibility study of the application of this invention is to increase the accuracy, efficiency and objectivity of determining the values of the ISF of reservoir rocks of oil and gas and to provide for the study of large diameter core in the field with a significant reduction in labor and time.
Источники информацииInformation sources
1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. Москва. "Недра". 1991 г.1. Dobrynin V.M., Wendelstein B.Yu., Kozhevnikov D.A. Petrophysics. Moscow. "Bosom". 1991 year
2. Авторское свидетельство СССР №1073654 от 15.02.84 г. Бюллетень изобретений №6. Кл. G01N 24/08.2. USSR author's certificate No. 1073654 of 02.15.84. Bulletin of inventions No. 6. Cl. G01N 24/08.
3. Релаксометр - аппаратура для исследования образцов горных пород методом свободной прецессии. Орлов Г.Л., Даневич В.И., Мазниашвили Г.Б., Садыхов Д.М. «Изв. вузов. Сер. Нефть и газ», 1972, №9, с.91-93.3. Relaxometer - equipment for the study of rock samples by free precession. Orlov G.L., Danevich V.I., Mazniashvili G.B., Sadikhov D.M. "Izv. universities. Ser. Oil and gas ”, 1972, No. 9, pp. 91-93.
4. Фаррар Т.С., Беккер Э.Д. Импульсная и Фурье-спектроскопия ЯМР. М., «Мир», 1973.4. Farrar T.S., Becker E.D. Pulse and Fourier transform NMR spectroscopy. M., "World", 1973.
Что заявляется:What is claimed:
1. Способ ЯМР исследований полноразмерных образцов горных пород большого диаметра с естественной насыщенностью в полевых условиях, основанный на цифровом измерении волновых форм сигналов свободной прецессии ядер водорода порового флюида породы в магнитном поле Земли, обеспечивающий повышение точности, оперативности и объективности определения индекса свободного флюида (ИСФ), заключающийся в том, что:1. NMR method for studying full-sized samples of large-diameter rocks with natural saturation in the field, based on digital measurement of waveforms of free precession waveforms of hydrogen nuclei of pore rock fluid in the Earth’s magnetic field, which improves the accuracy, speed and objectivity of determining the free fluid index (ISF ), which consists in the fact that:
а) помещают в катушку индуктивности исследуемый образец горной породы и образец перфторированного масла;a) a test rock sample and a sample of perfluorinated oil are placed in an inductor;
б) прикладывают к исследуемому образцу породы и образцу перфторированного масла поляризующее постоянное магнитное поле путем пропускания постоянного тока через катушку индуктивности;b) a polarizing constant magnetic field is applied to the test rock sample and the perfluorinated oil sample by passing a direct current through an inductor;
в) возбуждают сигналы СП от ядер водорода порового флюида исследуемого образца породы и от ядер фтора перфторированного масла с помощью быстрого выключения поля поляризации;c) excite SP signals from hydrogen nuclei of the pore fluid of the test rock sample and from fluorine nuclei of perfluorinated oil by quickly turning off the polarization field;
г) выбирают время дискретизации Δt из условия Найквиста: Δt<1/2fmax, где fmax - верхняя граница полосы частот измеряемых сигналов;d) select the sampling time Δt from the Nyquist condition: Δt <1 / 2f max , where f max is the upper boundary of the frequency band of the measured signals;
д) преобразуют со временем дискретизации Δt измеряемые сигналы после необходимого усиления без детектирования в цифровую последовательность Um(tm), где tm=tм+mT/N, tм - мертвое время, T - время регистрации, N=T/Δt - число записанных точек сигнала, m=0, 1, 2, …, N-1.d) transform the measured signals after necessary amplification without detection into a digital sequence U m (t m ) with a sampling time Δt, where t m = t m + mT / N, t m is dead time, T is the recording time, N = T / Δt is the number of recorded signal points, m = 0, 1, 2, ..., N-1.
е) определяют дискретный спектр исходного сигнала с шагом по частоте 1/Т с помощью быстрого преобразования Фурье (БПФ);e) determine the discrete spectrum of the source signal in steps of 1 / T in frequency using the fast Fourier transform (FFT);
ж) осуществляют оптимальную цифровую фильтрацию, используя построенную гребенку спектральных составляющих сигнала;g) carry out optimal digital filtering using the constructed comb of spectral components of the signal;
з) определяют параметры сигнала от ядер водорода порового флюида исследуемого образца породы по его частотному спектру с помощью следующих выражений:h) determine the parameters of the signal from the hydrogen nuclei of the pore fluid of the test rock sample from its frequency spectrum using the following expressions:
, , , ,
где - постоянная времени затухания сигнала, - ширина спектральной линии по уровню 0,707 от |Gmax|;Where - signal decay time constant, - the width of the spectral line at a level of 0.707 from | G max |;
и) определяют величину ИСФ исследуемого образца породы по формуле: ИСФ1=U0K, где K - коэффициент калибровки;i) determine the value of the ISF of the studied rock sample by the formula: ISF 1 = U 0 K, where K is the calibration coefficient;
к) вычисляют величину αИСФ1ε, где ε - заданная допустимая относительная погрешность измерений, α - коэффициент, определяемый при калибровке аппаратуры, и сравнивают с 1;j) calculate the value αISF 1 ε, where ε is the specified permissible relative measurement error, α is the coefficient determined during the calibration of the equipment, and compared with 1;
л) определяют необходимое число повторных измерений, когда αИСФ1ε<1, по формуле: N=(αИСФ1ε)-2-1, округление до целого значения N берется с избытком;k) determine the required number of repeated measurements when αISF 1 ε <1, according to the formula: N = (αISF 1 ε) -2 -1, rounding to the integer value of N is taken in excess;
м) выполняют N повторных измерений;m) perform N repeated measurements;
н) определяют начальные фазы опорных сигналов от перфторированного образца по их фазово-частотной характеристике при центральной частоте спектра ядер фтора: φ0F=φ(f0);m) determine the initial phase of the reference signals from the perfluorinated sample according to their phase-frequency characteristic at the center frequency of the spectrum of fluorine nuclei: φ 0F = φ (f 0 );
о) осуществляют фазовые сдвиги накопленных сигналов от порового флюида исследуемого образца породы на величины Δt, определяемые по формуле:n) carry out phase shifts of the accumulated signals from the pore fluid of the test rock sample by Δt values determined by the formula:
Δti=-(φ0Fi-φ0F1)0,9409/2πfF;Δt i = - (φ 0Fi -φ 0F1 ) 0.9409 / 2πf F ;
п) производят когерентное суммирование накопленных сигналов и масштабируют результирующий сигнал по числу повторных измерений;o) produce a coherent summation of the accumulated signals and scale the resulting signal according to the number of repeated measurements;
р) определяют величину ИСФ исследуемого образца горной породы по результатам когерентного накопления сигналов: ИСФ=U0pK, где U0p - амплитуда результирующего сигнала.p) determine the ISF value of the studied rock sample according to the results of coherent signal accumulation: ISF = U 0p K, where U 0p is the amplitude of the resulting signal.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для измерения сигналов СП применяют оптимальную ширину приемной полосы частот, равную 340 Гц.2. The method according to claim 1, characterized in that for the measurement of the signals of the SP apply the optimal width of the receiving frequency band equal to 340 Hz.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что для цифровой регистрации волновых форм измеряемых сигналов СП выбирают время дискретизации, равное 80 мкс.3. The method according to claim 2, characterized in that for digital recording of waveforms of the measured SP signals, a sampling time of 80 μs is selected.
Claims (2)
где α - коэффициент, определяемый при калибровке аппаратуры. 2. The NMR research method according to claim 1, characterized in that the number of repeated measurements required for accumulation is determined based on a predetermined allowable relative measurement error ε and measured in the first measurement cycle of the free fluid index ISF 1 according to the formula
where α is the coefficient determined during the calibration of the equipment.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010116907/28A RU2453831C2 (en) | 2010-04-29 | 2010-04-29 | Method for conducting petrophysical investigations on large-diameter rock samples in field conditions |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010116907/28A RU2453831C2 (en) | 2010-04-29 | 2010-04-29 | Method for conducting petrophysical investigations on large-diameter rock samples in field conditions |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010116907A RU2010116907A (en) | 2011-11-27 |
RU2453831C2 true RU2453831C2 (en) | 2012-06-20 |
Family
ID=45317345
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010116907/28A RU2453831C2 (en) | 2010-04-29 | 2010-04-29 | Method for conducting petrophysical investigations on large-diameter rock samples in field conditions |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2453831C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2747741C1 (en) * | 2020-08-18 | 2021-05-13 | Общество с ограниченной ответственностью «ТНГ-Групп» | Device for determining core parameters and corresponding method |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU721736A1 (en) * | 1978-10-09 | 1980-03-15 | Пермский Государственный Научно- Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of determining open porosity of ore-collectors |
SU1073654A1 (en) * | 1982-12-16 | 1984-02-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Геофизических Методов Разведки | Device for determination of mountain rock porosity |
SU1728751A1 (en) * | 1989-10-09 | 1992-04-23 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for determining porosity of rocks |
EP0871045A2 (en) * | 1997-04-09 | 1998-10-14 | Schlumberger Limited | Method and apparatus for measuring total nuclear magnetic resonance porosity |
EP1073916A1 (en) * | 1998-04-22 | 2001-02-07 | Southwest Research Institute | Porosity and permeability measurement of underground formations containing crude oil, using epr response data |
US6646437B1 (en) * | 2000-04-07 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for clay typing using NMR-based porosity modeling |
-
2010
- 2010-04-29 RU RU2010116907/28A patent/RU2453831C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU721736A1 (en) * | 1978-10-09 | 1980-03-15 | Пермский Государственный Научно- Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of determining open porosity of ore-collectors |
SU1073654A1 (en) * | 1982-12-16 | 1984-02-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Геофизических Методов Разведки | Device for determination of mountain rock porosity |
SU1728751A1 (en) * | 1989-10-09 | 1992-04-23 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for determining porosity of rocks |
EP0871045A2 (en) * | 1997-04-09 | 1998-10-14 | Schlumberger Limited | Method and apparatus for measuring total nuclear magnetic resonance porosity |
EP1073916A1 (en) * | 1998-04-22 | 2001-02-07 | Southwest Research Institute | Porosity and permeability measurement of underground formations containing crude oil, using epr response data |
US6646437B1 (en) * | 2000-04-07 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for clay typing using NMR-based porosity modeling |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2747741C1 (en) * | 2020-08-18 | 2021-05-13 | Общество с ограниченной ответственностью «ТНГ-Групп» | Device for determining core parameters and corresponding method |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2010116907A (en) | 2011-11-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Legchenko et al. | Removal of power-line harmonics from proton magnetic resonance measurements | |
Doll et al. | Adiabatic and fast passage ultra-wideband inversion in pulsed EPR | |
CN110431408B (en) | High spatial resolution nuclear magnetic resonance of long whole-core rock samples using spatial sensitivity profiles of short RF coils | |
US9018950B2 (en) | Spin echo SPI methods for quantitative analysis of fluids in porous media | |
US7622919B2 (en) | Nuclear magnetic resonance measurement techniques in non-uniform fields | |
US11766189B2 (en) | Nuclear magnetic resonance system-based substance measurement method and system | |
US20060213283A1 (en) | NMR methods for measuring fluid flow rates | |
US9389193B1 (en) | Spatially resolved magnetic resonance spin-spin relaxation distribution measurement methods | |
JP2015512317A (en) | MR imaging using APT contrast enhancement and sampling at multiple echo times | |
US6690167B2 (en) | Nuclear magnetic resonance pulse sequence with refocusing pulses having reduced tipping angle | |
JP4564015B2 (en) | Magnetic resonance imaging apparatus and magnetic resonance imaging method | |
US10088594B2 (en) | Methods and apparatuses for echo processing of nuclear magnetic resonance (NMR) data | |
JP4599490B2 (en) | Method and configuration of NMR spectroscopy | |
McPhee et al. | Nuclear magnetic resonance (NMR) | |
JPH01113033A (en) | Method for determining nuclear magnetic distribution | |
CN106066494B (en) | A kind of igneous rock NMR porosity bearing calibration and T2 distribution correction methods | |
RU2566651C2 (en) | Method and unit for adaptive change of interval between pulses at measurement of water content based on nuclear magnetic resonance (nmr) | |
NO326613B1 (en) | Method for detecting hydrocarbons from NMR data | |
RU2453831C2 (en) | Method for conducting petrophysical investigations on large-diameter rock samples in field conditions | |
WO2019214267A1 (en) | Compact core magnetic resonance porosity correction method considering relaxation component sections | |
EP2799849B1 (en) | Nmr imaging device and nmr imaging method | |
EP2388611B1 (en) | Production of spectra with improved signal-to-noise ratio | |
US10473601B1 (en) | System and method for spatially resolved T1-T2 distribution measurement | |
Goda et al. | Characterizing of corrosion backside of steel plates using extremely low-frequency eddy current testing with multiple-frequency magnetic-field exposure | |
Renou et al. | Radio-frequency pulse calibration using the MISSTEC sequence |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130430 |