Вы здесь

Программа обработки данных ЯМТК «NMR Processor»

Программно-методический комплекс «NMR PROCESSOR» (cвидетельство Роспатента об официальной регистрации программы для ЭВМ №2003612705) выполняет обработку первичных данных ядерно-магнитного каротажа. Комплекс предназначается как для обработки первичных данных ЯМК, так и для их интерпретации. Обработка основывается на получении спектров времен поперечной релаксации и определении по ним основных петрофизических характеристик.

Применяется при исследовании нефтегазовых скважин методом ядерно-магнитного каротажа в сильном поле, позволяет проанализировать результаты измерения и провести оценки фильтрационно-емкостных характеристик горных пород.

Основные расчетные возможности комплекса:
 расчет дифференциальных спектров;
 расчет интегральных спектров;
 расчет парциальных спектров;
 расчет бинов;
 расчет общей пористости;
 разделение общей пористости на составляющие: пористость глин, эффективная пористость, капиллярно-связанная вода;
 расчет проницаемости по капиллярно-решеточной модели;
 расчет проницаемости по модели Тимура;
 расчет проницаемости по модели Тимура-Коатса;
 расчет проницаемости по модели среднего T2;
 расчет параметра пористости по капиллярно-решеточной модели;
 предварительная фильтрация сигнала с помощью НЧ-фильтра;
 предварительная фильтрация сигнала с помощью Wavelet-фильтра;
 вычитание спектров (с целью определения насыщенности пласта разными типами флюидов);
 вычитание релаксационных кривых.

Возможности визуализации данных:

 возможность просмотра первичных данных ЯМК;
 возможность просмотра спектров;
 визуализация данных (построение планшетов) и вывод на принтер;
 возможность графического представления спектров на планшете в виде бинов, волновых картин и цветовых диаграмм.

Дополнительные  возможности:

 возможность редактирования первичных данных;
 экспорт данных в ASCII;
 импорт внешних данных (ГИС и т.п.);
 увязка по глубине, изменение интервала (длины) LIS – файла.

Входные и выходные данные:

 входные данные: файлы регистрации спектров в формате LIS международного стандарта (LIS-79);
 выходные данные: результаты измерений и обработки в виде LIS и LAS-файлов и твердых копий каротажных диаграмм;
 возможность поинтервальной обработки (перерасчет отдельных интервалов с использованием скорректированных параметров, изменение отсечек для получения эффективной пористости и пористости глин на отдельных интервалах).

Программно-методический комплекс «NMR PROCESSOR». Рабочее окно

Зонд прибора ЯМТК с помощью по­стоянного магнита создает в окружаю­щем его пространстве  магнитное поле Hr.  Это поле, воздействуя на ядра во­дорода, вызывает намагниченность пластовых флюидов (вода, нефть, газ).  Для  возникновения эффекта ядерно-магнитного резонанса зондом форми­руется импульсное радиочастотное поле Н1, направленное в каждой точке пространства перпендикулярно постоянному полю Hr. Частота радиочастотного поля равна частоте прецессии ядер водорода в поле магнита в заданной зоне исследования. Так как равенство этих двух частот соблюдается только в узком цилиндрическом слое, коаксиальном оси зонда, то и сигнал ЯМР формируется только в этом слое

Для измерения релаксационной кривой Т2 используется последовательность радиоимпульсов Карра-Перселла-Мейбум-Гилла. После каждого 180° импульса возникает сигнал спин-эхо. Релаксационная кривая является огибающей амплитуд сигналов спин-эхо.

Импульсная последовательность характеризуется тремя параметрами – временем намагничивания Tw, временем раздвижки между импульсами Te, числом   импульсов N.

В аппаратуре ЯМТК реализовано более 10 режимов измерений с различной комбинацией величин Tw (0.75-8 с), Te (0.8-4.8 мс), N (400-1000).

Базовая калибровка выполняется в эталонировочной емкости с водой и обеспечивает калибровку амплитуды релаксационной кривой в единицах пористости. Результаты калибровки записываются в память прибора. Полевые калибраторы не требуются.

Схема обработки данных ЯМТК

Исходной  информацией для обработки является  зарегистрированная релаксационная кривая, представляющая собой зависимость сигнала ЯМР от времени измерения. Из нее с  использованием специальных математических процедур рассчитывается  спектр ЯМТК, который представляет собой  распределение пористости по времени поперечной релаксации Кп2). Так как время релаксации  пропорционально размеру пор, то спектр качественно характеризует и распределение пористости по размерам пор (см. следующий рисунок). Дальнейшая обработка производится на основе полученных спектров ЯМТК.

Распределение пористости по «бинам»  отражает пористость, приходящуюся на определенные интервалы времени Т2 (в мс), называемых «бинами». Биновое представление позволяет увидеть соотношение пористости, приходящейся на поры различного размера. Чем больше номер бина, тем больших размеров поры формируют его емкость.

Характеристики емкости (Кп эфф, Кп св. воды, Кп каверновая, Кп глин) оцениваются путем интегрирования спектра в заданных интервалах времен релаксации, соответствующих группам пор определенных размеров. Капиллярно связанная пористость и пористость глин вместе составляют емкость, заполненную остаточной водой. 

Для оценки абсолютной проницаемости могут использоваться несколько подходов. В одном из них Кпр рассчитывается непосредственно из  спектров ЯМТК по специальной методике с использованием капиллярно-решеточной модели пористой среды.

Для изучения эффектов остаточной насыщенности применяются специальные методики измерений и приемы обработки.

Петрофизическая информативность спектров ЯМТК

ПРИМЕРЫ ЗАПИСИ ЯМТК

Структуру порового пространства характеризует спектр ЯМТК, отражающий  распределение пористости (ось ординат) по времени поперечной релаксации Т2 (ось абсцисс) для каждой точки глубины. На планшете спектры приведены в трех формах представления, облегчающих визуальный анализ:

 стандартной («волновая картина», поле 2);
 в виде цветовой диаграммы («амплитудная картина», поле 3);
 в виде распределения пористости по бинам (поле 1).

Информация спектров позволяет судить об особенностях структуры порового пространства (диапазон изменения размеров пор,  преобладание определенных  групп  пор и др.). Так, биновое представление (поле 1) позволяет увидеть соотношение пористости, приходящейся на поры различного размера – синий цвет характеризует наиболее крупные по размерам поры, красный – мелкие. 

Информация о ёмкости порового пространства приведена в поле 4 в виде объемной модели. Найденная емкость подразделяется на эффективную (показана синим цветом), капиллярно-связанную (темно-красный) и пористость глин (зеленый). Полная пористость по ЯМТК соответствует сумме всех выделенных компонент пористости. Она показана как  огибающая черная линия

Иногда, в процессе проведения работ предоставляется возможность сравнить результаты исследования, полученные в ходе каротажа ЯМТК с лабораторными методами исследования керна по этой скважине. Ниже приведен один из примеров такого сравнения. Несмотря на то, что данные, полученные по керну, обрабатываются в разное время, в разных условиях и получены разными методами, в большинстве случаев, мы можем наблюдать достаточно хорошее соответствие с данными ЯМТК. Наиболее хорошее совпадение наблюдается при определении пористости и ее составляющих. Данный пример иллюстрирует информативность метода в сложных геолого-технологических условиях (температура в зоне исследования около 125 °С) – в юрских отложениях глубине более 4 км.

Фрагмент результатов ЯМТК при исследовании карбонатного резервуара в Восточной Сибири. Карбонатный разрез подсолевого комплекса имеет сложный литологический состав, что осложняет определение пористости по ГИС. Кроме того, одних данных по пористости недостаточно для прогнозирования фильтрационных свойств. В этом случае для решения задач по оценке коллекторского и фильтрационного потенциала эффективен метод ЯМТК. Нечувствительность метода к соли позволяет корректно определять емкость в засолоненных карбонатах. Значения проницаемости в карбонатах рассчитаны с использованием капиллярно-решеточной модели, разработанной в ООО «Нефтегазгеофизика». Проведённые ограниченные эксперименты по рассаливанию керна показали, что в зоне исследования ЯМК при принятой технологии бурения растворения солей не происходит, что указывает на объективность оценки пористости.

Фрагмент песчано-глинистого разреза хамакинского горизонта Восточной Сибири. По ЯМТК в разрезе выделяется два доминантных  коллектора с максимальными размерами пор (показаны красными стрелками в последней колонке), которые будут определять приток газа из пласта. Проницаемость в остальных коллекторах на порядок меньше.