Способ определения характеристики пористой подземной формации

Способ определения характеристики пористой подземной формации

Реферат

 

Использование: при каротаже скважины, пробуренной в породах, содержащих газообразный углеводород. Способ включает этапы получения записи ЯМР, используя время восстановления, которое равно или больше периода продольной релаксации газообразного углеводорода, и определения из записи ЯМР распределения периодов поперечной релаксации, содержащего периоды поперечной релаксации, свойственные газообразному углеводороду. После этого оценивают размер по крайней мере одной поры подземной формации и объем поры, занятый газообразным углеводородом, без знания характеристик породы подземной формации. 8 з.п. ф-лы, 19 ил.

Изобретение относится к способу определения характеристик пористой подземной формации, содержащей газообразный углеводород, при этом внутри формации проходит буровая скважина.

При эксплуатации углеводородных бассейнов для определения количества углеводородов, которые можно извлечь, иначе говоря, промышленного ресурса, полезно применять каротаж. Для измерения характеристик бассейна, например пористости и насыщения пространства поры водой и углеводородом, разработаны каротажные приборы или средства, например средства измерения плотности, нейтронов и удельного сопротивления. Эти приборы широко используются в нефтяной промышленности. Однако для того, чтобы точно определить пористость, используя эти приборы, необходимо знать литологию породы. Для определения насыщения углеводорода, т.е. максимального содержания углеводорода, используя удельное сопротивление, необходимо знать множество других характеристик породы и текуче среды. Кроме того, не известны методы оценки размера пор или проницаемости при непрерывной записи, т.е. без взятия проб текучей среды.

Каротаж скважины методом ядерного магнитного резонанса ("ЯМР") способен определять содержания жидкости в объеме поры в бассейне, и способ использования ЯМР-каротажа описаны, например, в патентах США NN 5309098; 5291137; 5280243; 5212447; 4717878; 4717877; 4717876 и 4710713. В частности, в патенте N 5291137 описана Карр-Перселл-Мейбуг-Гилл последовательность импульсов ("CPMG") и эхо-измерений и способ получения свободной от жидкости пористости, суммарной ЯМР-пористости, связанной с жидкостью пористости, времени спин-спиновой релаксации (которое относится к распределению размера пор в песчанике) и непрерывной регистрации или записи проницаемости. Время восстановления между сериями CPMG импульсов обычно составляет от 0.5 до 1.5 секунд. Поскольку время релаксации метана в обычных условиях бассейна больше 3 секунд, суммарная ЯМР-проницаемость, измеренная этим способом, не может включать объем, занятый газообразным углеводородом.

В последнее время для определения заполненной жидкостью пористости литологически независимым способом введен новый инструментарий или средство записи, т. е. его характеристика не требует литологической коррекции для определения пористости, а именно, MPIL (TM NUMAR Corp. of Malvern, Penn). MPILL использует импульсы ядерного магнитного резонанса подвижных протонов в пространстве поры. Однако согласно изготовителю инструментария или средства этот инструментарий или средство не может измерять содержание газообразного углеводорода в пространстве поры, например, Чандлер и др. из NUMAR в SPE 28635 "Improved Log Quality with a Dual-Frequency Pulsed NMR Tool" установил, что "газ вызывает некорректируемое снижение MPIL проницаемости. Этот "газовый эффект" является характеристикой всего ЯМР-каротажного средства".

Этот "газовый эффект" является главным недостатком, поскольку в множестве бассейнов главным образом или только углеводородом является природный газ. Поровые жидкости в этих бассейнах включают соляной раствор и природный газ. Невозможность измерить газ означает, что посредством ЯМР-каротажа нельзя измерить заполненную газом пористость и необходимо полагаться на сравнение с другими средствами каротажа, например нейтронный каротаж или каротаж плотности, для измерения пористости.

Поэтому задачей настоящего изобретения является создание способа определения по крайней мере размера поры подземной формации и объема поры, занятой газообразным углеводородом в формации, используя ЯМР-каротаж, где не нужно знать другие характеристики формации, кроме давления и температуры поры. В другом аспекте изобретения его задачей является определение содержания газообразного углеводорода в формации, когда газосодержание может быть определено без значения характеристик породы формации.

Еще одной задачей настоящего изобретения является разработка способа определения размера поры формации, на который не влияет содержание глины в формации.

Эти и другие задачи выполняются посредством способа определения характеристик пористой подземной формации, содержащей газообразный углеводород, причем сквозь упомянутую подземную формацию проходит скважина, упомянутый способ включает этапы получения записи ЯМР, используя время восстановления, которое равно или больше, чем время продольной релаксации газообразного углеводорода; и определения из записи ЯМР распределения времен поперечной релаксации, приписываемому газообразному углеводороду; и оценку по крайней мере одного размера поры подземной формации и объема поры, занятого газообразным углеводородом.

В предпочтительном варианте объем, занимаемый газообразным углеводородом, оценивается посредством дополнительного получения второй записи ЯМР, используя время восстановления, которое значительно короче, чем время продольной релаксации газообразного углеводорода. Амплитуды суммарного сигнала от первой и второй записи ЯМР вычитаются и остаток делится на водородный показатель газа при условиях бассейна для определения объема поры, занимаемого газообразным углеводородом. Альтернативно объем, занимаемый газообразным углеводородом, может быть оценен из первой и второй записей ЯМР путем вычитания распределений времен поперечной релаксации первой записи ЯМР из распределений времен поперечной релаксации второй записи ЯМР и деления остатка на эффективный водородный показатель газа при условиях бассейна для определения объема, занимаемого газообразным углеводородом. В практике этого варианта настоящего изобретения, если также присутствует нефть, разница между двумя записями ЯМР может быть интегрирована по всему диапазону Т2, внутри которого, как ожидается, газовые характеристики дифференцируются между газом и нефтью.

Используя градиенты либо постоянного, либо импульсного магнитного поля, можно измерить коэффициент диффузии газа, и величина его сдерживания объемной диффузией за счет сужения пор может быть использована для оценки размера пор и проницаемости.

Насыщение газообразным углеводородом или содержание газообразного углеводорода в объеме поры может быть точно измерено, используя запись импульсов ЯМР посредством использования последовательности импульсов ЯМР, которая включает время восстановления, превышающее время продольной релаксации газа. В зависимости от содержания других текучих сред в формации для определения содержания текучих сред в формации также может потребоваться вторая запись ЯМР, использующая последовательность импульсов, которая включает время восстановления, которое равно или меньше времени продольной релаксации газа, запись плотности и/или запись гамма лучей.

Существенным аспектом настоящего изобретения является то, что газ внутри формации всегда является не увлажненным. Следовательно, время продольной релаксации T1 газа всегда будет временем релаксации газового объема, не сокращаемым поверхностной релаксацией при смачивании такими жидкостями, как соляной раствор или рассол. T1 объема газообразного углеводорода зависит только от его температуры и давления, которые точно известны для большинства бассейнов. Более того, T1 газообразного углеводорода обычно продолжительнее, чем T1 других жидкостей бассейна, например рассола и сырой нефти.

Сигнал ЯМР от газообразного углеводорода может быть измерен даже в очень сланцеватых, плотных непроницаемых формациях, для которых водный сигнал релаксирует слишком быстро для того, чтобы его можно было измерить. Высокая диффузность природного газа выражается в том, что измерение коэффициента диффузии ограничено в порах большинства пород при малых значениях времени между эхом. В сланцеватых породах, где водная фаза имеет короткое T1 и короткое время поперечной релаксации T2, измерения диффузии для водной фазы невозможны, поскольку время между эхом должно быть слишком продолжительным по сравнения с T1 и T2. Однако, если использовать природный газ в качестве индикатора диффузии, то можно измерить ограниченный коэффициент диффузии даже в очень сланцеватых породах.

Ограниченный коэффициент диффузии является индикатором размера пор. Для MRIL версии С каротажного инструментария (градиент поля 17 Гс/см и время между эхом 1.2 мс) в породах с пористостью около 30 PU или с диаметром пор более 1000 микрон не должно быть ограничения для диффузии метана. При диаметрах пор порядка 20 микрон должно наблюдаться значительное ограничение, и при размере пор порядка 0.1 микрона и менее диффузность будет полностью ограничена до D₀/извилистость, где D₀ является объемным коэффициентом диффузии.

Далее изобретение будет описано подробно в примерах со ссылкой на чертеже, где: Фиг. 1 является графиком T1 метана как функции давления при различных температурах.

Фиг. 2 показывает типичную последовательность CPMG-эхо (с чередованием фазы 90^o импульса), используемую для измерения времени поперечной релаксации T2.

Фиг. 3 является графиком водородного индекса для природного газа как функции давления при различных температурах.

Фиг. 4 является графиком T2 природного газа при неограниченной диффузии, измеренной посредством MRIL C записи, как функции давления при различных температурах.

Фиг. 5 является графиком записи T2 природного газа для T2 метана для релаксации ограниченной диффузии при различной пористости как функции инверсии диаметра пор, измеренных посредством MRIL C записи.

Фиг. 6A показывает хистограмму или график временного ряда T2 для песчаника, содержащего соляной раствор и природный газ, когда диаметр пор составляет 1000 микрон и коэффициент диффузии метана не ограничивается объемной диффузией.

Фиг. 6B является хистограммой или графиком временного ряда T2 для песчаника, содержащего соляной раствор и природный газ, когда диаметр пор составляет 100 микрон и коэффициент диффузии метана слегка ограничен объемной диффузией.

Фиг. 6C является хистограммой или графиком временного ряда T2 для песчаника, содержащего соляной раствор и природный газ, когда диаметр пор составляет 20 микрон и коэффициент диффузии метана значительно ограничен объемной диффузией.

Фиг. 6D является хистограммой или графиком временного ряда T2 для песчаника, содержащего соляной раствор и природный газ, когда диаметр пор составляет мене 0.1 микрона, так что коэффициент диффузии ограничен до 1/(извилистость).

Фиг. 7 является записью скважины, полученной способом настоящего изобретения.

Фигуры 7A - 7C, 8A - 8C и 9A - 9C показывают записи скважины, включающие ЯМР записи согласно способу настоящего изобретения.

Посредством инструментария записи ядерно-магнитного резонанса можно измерить четыре характеристики: Mo, T1, T2 и D, где Mo является равновесной ядерной намагниченностью, T1 является временем продольной релаксации, T2 является временем поперечной релаксации и D является коэффициентом диффузии. Первые три характеристики не требуют градиента магнитного поля, тогда как измерение D требует градиента магнитного поля. Градиент может быть либо постоянным, либо импульсным. ЯМР запись обычно ограничивается до измерения водорода (¹H) вследствие его сильного сигнала и высокого гидромагнитного отношения.

ЯМР запись настоящего изобретения отличается от обычно используемой в нефтяной промышленности записи удлинением времени восстановления между последовательностью импульсов до или выше времени продольной релаксации газообразного углеводорода внутри формации, подлежащей записи. Описанная в патенте США N 5291137 CPMG эхо последовательность может быть использована вместе с инструментарием записи ЯМР, например MRIL C, поставляемым фирмой NUMAR Corp. of Malvern, Penn. Инструментарий MRIL способен определить характеристики части формации, т.е. на расстоянии четырех-пяти дюймов от стенки скважины. Это является предпочтительным, поскольку породы в пределах менее двух или трех дюймов от стенки скважины могут быть смыты буровым раствором и не характеризуют формацию в целом.

Время продольной релаксации газов T1, например метана, является исключительно функцией температуры и давления, а не других характеристик формации. T1 для метана рассмотрено, например C.J. Gerritsma, et al., "Proton Spin Latice Relaxation and Self Diffusion in Methanes - Paper 2", Physica, V5, 392 (1971). Считается, что T1 пропорционально плотности и изменяется с абсолютной температурой согласно уравнению: ln(T1) = A - B(1/T) (1) где A и B являются константами, и T является абсолютной температурой.

Природный газ состоит главным образом из метана и легких алканов. Обычно свыше 75% по объему природного газа является метаном. Характеристики газообразного углеводорода внутри формации поэтому могут быть оценены с достаточной точностью в практике настоящего изобретения путем принятия или допущения состава гипотетического углеводорода, например C_1.1H_4.2.

В соответствии с фиг. 1 график T1 для струи природного газа, имеющего состав C_1.1H_4.2, представлен как функция давления при различных температурах. Уравнение (1) может быть использовано для экстраполирования до других температур. Линии a - f представляют T1 в секундах для температур от 100^oF до 350^oF (37.78^oC - 1763.67^oC) с шагом в 50^o соответственно.

В качестве примера типичных условий бассейна метан может иметь плотность около 0.2 г/см³ и температуру около 200^oF, в результате которых T1 составляет около 4 секунд. Время восстановления порядка шести секунд обычно должно превышать T1, и выраженное в записи ЯМР оно полезно для практики настоящего изобретения, Поэтому, для того, чтобы не насыщать (или не ограничивать) полностью сигнал от метана, время восстановления (T_р) в CPMG последовательности должно быть больше четырех секунд, предпочтительнее, от около шести до около двенадцати секунд, что составляет два - три T1 газа. T1 природного газа составляет от около 3 до около 6 секунд для типичных условий резервуара.

На фиг. 2 изображена типичная CPMG последовательность импульсов с фазовым чередованием 90^o импульса. Эта последовательность импульсов используется для измерения времени поперечной релаксации T2.

Последовательность включает 90-градусный ВЧ-импульс (с частотой ларморовской процессии ядер), после которого через промежуток времени t_ср следует серия 180-градусных импульсов с равным интервалом между ними. Интервал между 180-градусными импульсами составляет 2t_ср. Например, в MRIL C это время может быть порядка 1.2 мс. Спиновое эхо, e, достигается между каждым из 180-градусных импульсов. Эта последовательность повторяется через промежуток времени T_R с 90^o ВЧ-импульсом в противоположной фазе (относительно предшествующего 90^o ВЧ-импульса). Последующая серия отрицательных эхо, e, вычитается из предыдущей серии, получая таким образом когерентные сигналы и аннулируя и отменяя ложные сигналы.

При наличии составных или сложных текучих сред в пространстве поры и диапазона размера пор, ЯМР-сигнал A(t) характеризуется суммой экспоненциальных распадов: где a_i являются константами, и T2_i являются контактами, представляющими периоды релаксации, и n является целым числом, где n T2_i выбраны с равными логарифмическими интервалами. Обычно для удовлетворения эхо-данным необходимо от тридцати пяти до 50 интервалов, n. Данные области времени могут быть инвертированы, используя мультиэкспоненциальную программу, с получением хистограммы, или графика временного ряда, или графика a_i как функции T2_i. Такая инверсия рассмотрена, например, в патенте США N 5291137. Периоды релаксации компонентов, которые связаны с твердыми частицами, обычно значительно короче, чем для компонентов, не связанных с твердыми частицами. Поверхности в формациях обычно смочены либо водой, либо нефтью, но не газом. Поэтому эффекты поверхностной релаксации для газов являются незначительными.

Мультиэкспоненциальная инверсия серии эхо-сигналов от характеристики ЯМР, развернутой на фиг. 2, следовательно, может быть выражена как распределение времени релаксации T2. Ординатой должна быть амплитуда сигнала, связанного с каждой T2 постоянной времени путем подбора a_i для заданных T2_i.

На фиг. 2 последовательность повторяется после времени или периода восстановления T_R. Если время восстановления T_R больше, чем утроенное T1, то происходит почти полная релаксация. Если T_R незначительно больше, чем T1, для расчета частичного насыщения используется поправочный коэффициент . Этот поправочный коэффициент определяется формулой: где Mo является равновесной ядерной намагниченностью, измеренной посредством ЯМР-записи. Однако, если T_R значительно меньше T1, намагничивание будет полностью насыщенным, и сигнал от газа не будет определен. Поскольку T1 значительно короче для поровой воды и большинства сырых нефтей, газообразный углеводород может быть отличен или дифференцирован от воды и сырой нефти посредством выполнения двух записей ЯМР, для одной из которых время релаксации меньше времени релаксации газа, а для другой время релаксации равно или больше времени релаксации газа. Газ может быть идентифицирован как разность между двумя записям.

Эта разность между двумя записями, которая характеризует газовой вклад в характеристику ЯМР, может быть затем использована для определения размера поры внутри формации. Это возможно вследствие механизма релаксации, который преобладает для водорода в газовой фазе в отличие от жидкой фазы.

ЯМР-записи реагируют на содержание водорода. При интерпретации записей ЯМР используют водородный показатель ("HI") для преобразования результатов ЯМР на объемной основе. HI является плотностью атомов водорода относительно жидкой воды при стандартных условиях.

В условиях бассейна HI является одним и тем же для воды и жидких углеводородов. HI для газообразных углеводородов известен и указан, например, в Schlumberger Log Interpretation Principals/Applications, которые опубликованы в Schlomberger Educational Serveces, Houston, Tecxas (1987), в частности, на фиг. 5 - 17, стр. 45. Когда плотность и HI природного газа несколько больше, чем для метана, давление будет составлять от 2000 до 10000 psi (140.6 до 703 кг/см²), температура - от около 100^oF до около 350^oF (37.78^oC - 176.67^oC), в результате чего плотности газа составят от около 0.1 до около 0.3 г/см³ и HI от около 0.2 до около 0.6. Хотя этот HI меньше единицы, он еще достаточно велик и обеспечивает возможность измерения газообразного углеводорода посредством последовательности импульсов ЯМР настоящего изобретения.

На фиг. 3 представлен график HI для природного газа, имеющего состав C_1.4H_4.2, как функции давления при различных температурах. Линии от g до 1 представляют HI при температурах от 100^oF (37.78^oC) до 350^oF (176.67^oC) с шагом пятьдесят градусов соответственно.

В настоящем описании упоминается "эффективный HI" как произведение и HI.

Следовательно, ЯМР измеряет плотность водородных атомов жидкой фазы на участке исследуемой формации. Плотность атомов водорода может быть преобразована или конвертирована до объемной фракции, ЯМР, путем деления на HI. HI и для воды, и для жидких углеводородов является почти единым, и поэтому HI используется только для газовой фазы в последующих рассуждениях.

Если в формации не присутствуют свободная жидкая вода и свободные жидкие углеводороды, может быть получена только одна ЯМР-запись, использующая время восстановления, которое равно или больше времени продольной релаксации газа. Сигналы, соответствующие периодам релаксации, большим, чем отсечка вода-газ, например порядка 32 мс, присущи газу, тогда как сигналы, соответствующие периодам релаксации, меньшим, чем отсечка вода-газ, присущи воде.

Когда присутствует свободная вода, а не свободные жидкие углеводороды, объем присутствующего газа еще можно определить посредством одной записи ЯМР, но требуются запись плотности и гамма-запись (для определения содержания глины в формации). Для этого метода необходимо начинать с уравнения для суммарной плотности или объемной плотности _B формации. Если формация содержит глину, воду и газообразные, а не жидкие углеводороды, объемная плотность может быть выражена как сумма плотности, умноженная на объемную фракцию компонентов, следующим образом: _B = (1-V_cl-_w-_g)_ma+V_clcl+_ww+_gg (4), где V_c1 - объемная фракция глины, _w - объемная фракция воды, _g - объемная фракция газа, _ma - плотность материнской породы, _cl - плотность глины, _w - плотность воды, не связанной с глиной, и _g - плотность газа.

Поскольку ЯМР-запись реагирует на жидкости, суммарная измеренная ЯМР объемная фракция равна: _ЯМР = _w+(_gHI_g) (5) Объединив уравнения (4) и (5) для исключения _w , решение для _g выразится следующим уравнением: Плотности отдельных компонентов могут быть оценены с относительно хорошей точностью. Объемная плотность может быть определена из гамма-гамма записи, объемная фракция глины может быть определена из записи гамма лучей. Следовательно, уравнение (6) может быть использовано для оценки объемной фракции газа при одной ЯМР-записи, при этом запись должна быть выполнена при времени восстановления большем, чем время продольной релаксации присутствующего газа, и запись плотности - в виде гамма-гамма записи и записи гамма лучей.

Когда выполняют две записи ЯМР для определения количества газа в формации, объем газа может быть определен непосредственно из двух записей без необходимости в какой-либо другой информации. Для каждой записи получены _ЯМР и ; _ЯМР1 и ₁ для записи, использующей время восстановления, большее, чем время продольной релаксации газа, и _ЯМР2 и ₂ для записи, использующей время восстановления, меньшее, чем время продольной релаксации газа. Два уравнения для объема жидкости, измеренного посредством каждого ЯМР, имеют следующий вид: _ЯМР1 = _b+₁(_gHI_g) (7) и _ЯМР2 = _b+₂(_gHI_g) (8) Объемная фракция газа может быть определена из решения уравнений (7) и (8) с получением и суммарные амплитуды, и распределения T2, полученные из двух последовательностей CPMG, могут быть вычтены из каждой другой полученной амплитуды только газового сигнала и только газового распределения T2 соответственно.

При вычитании двух последовательностей CPMG интересующая зона может быть либо записана дважды, либо различные последовательности импульсов могут использоваться в двух кольцах, зондируемых посредством инструментария, например инструментария записи MRIL. Инструментарий записи MRIL C позволяет разделить CPMG последовательности в два кольца, отстоящих друг от друга на 0.09 дюйма (0.229 см). Одна последовательность может использовать более продолжительное T_r в сравнении с T1 метана, а другая использовать T_r, более короткое, чем T1 метана. Например, одно T_r может составлять от шести до двенадцати секунд, тогда как другое T_r составляет 1.5 секунд, когда T1 газа в формации при условиях формации составляет 4 секунды. Предпочтительнее применять двухкольцевой метод, чем записывать зону дважды, поскольку для представления сдвинутого по глубине среза необходима перезапись той же самой зоны.

При наличии в формации воды, легкого масла и газа можно определить объем поры, занимаемый газом и легким маслом, но при этом необходимо использовать инструментарий ЯМР, применяющий импульсный градиент, и должны быть проведены две записи ЯМР. Одна запись ЯМР имеет время релаксации, равное или большее времени продольной релаксации газа, и одна запись ЯМР имеет время релаксации, меньшее, чем время продольной релаксации газа. Легкие масла, как и газ, могут иметь относительно продолжительное время T1, и поэтому не имеют распределений T2, которые погашаются при вычитании распределений T2. Отклики ЯМР, присущие газу и легкому маслу, идентифицируются на графике разности между двумя записями путем помещения на график зависимости откликов от T2 двух откликов.

Для того, чтобы узнать, какой отклик относится к газу, а какой - к легкому маслу, необходимо понять механизм релаксации компонентов.

Релаксационными механизмами, влияющими на T1 и T2 в породах, являются (1) движение молекул в жидкостях, (2) поверхностная релаксация у стенки поры и (3) молекулярная диффузия при градиентах магнитного поля.

Первый механизм благодаря локальным перемещениям, например перекидыванию молекул, называется объемной релаксацией. Периоды продольной релаксации равны периодам поперечной релаксации, когда преобладающим релаксационным механизмом является объемная релаксация. Объемная релаксация является преобладающим релаксационным механизмом в жидкой воде и жидких углеводородах (или углеводородных жидкостях). Время или период продольной релаксации T1, ожидаемый для углеводородной жидкости, T1_о в мс, может быть рассчитано как функция вязкости, в сантипуазах, углеводородной жидкости по формуле: Вторым релаксационным механизмом является поверхностная релаксация у стенки поры или релаксация ¹H ядер, когда они близко приближаются к парамагнитным ионам, таким как железо и марганец, которые остаются на поверхности зерен. Она является доминирующим механизмом для молекул жидкости, например воды, которая смачивает поверхности породы. Однако, поскольку газ всегда является не смачивающим и никогда не приближается близко к поверхности породы, этот механизм является незначительным для газа. Эта релаксация обычно является очень быстрой.

Третьим релаксационным механизмом является диффузия молекул при градиентах магнитного поля. Этот релаксационный механизм влияет только на T2 и не влияет на T1. Поэтому когда диффузия является заметным релаксационным механизмом, T2 будет отличаться от T1. Диффузия является преобладающим релаксационным механизмом только для газа.

Неограниченная диффузия является нижним пределом диапазона T2, в котором ожидаются отклики ЯМР для газа. Верхний предел определяется ограниченной диффузией.

Используя CPMG последовательность, время релаксации вследствие диффузии (T2D), когда диффузия не ограничивается размером поры, определяется формулой где является ¹H гиромагнитным отношением (26.741 рад./сек Гс), D_о является коэффициентом неограниченной диффузии, G является градиентом поля, созданного инструментарием ЯМР, и t_ср является половиной шага или периода импульса CPMG.

D₀ сверхкритического метана как функции температуры и плотности можно найти, например, в Gerritsma et al., упомянутом ранее в настоящем описании, а также в Dawson et al., AlChE Journal, vol 16, N 5, 1970.

При типичных условиях бассейна метан имеет плотность около 0.2 г/см³ и коэффициент диффузии, примерно в 50 раз превышающий коэффициент диффузии воды, или около 109 10^-5 см²/с в сравнении с 2 10^-5 см²/с для воды. Поэтому, используя уравнение (11), если имеет место неограниченная объемная диффузия, с инструментарием записи MRIL C (G = 17 Гс/см, t_ср = 0.6 мс), получают T2D, которое должно быть равно 37.1 мс. Согласно фиг. 4, T2D для диффузии, не ограниченной диаметром пор, изображена на графике как функция давления для температур от 100^oF (37.78^oC) до 350^oF (176.67^oC) с шаром пятьдесят градусов (10^oC) в виде линий от m до r, соответственно, используя инструментарий MRIL C.

Отношение коэффициента ограниченной диффузии D¹ к коэффициенту неограниченной диффузии D₀, достигая предела инверсии извилистости, когда жидкость диффундирует через множество пор. Извилистость определяется как произведение коэффициента удельного сопротивления формации F и пористости формации Коэффициент удельного сопротивления формации можно определить, например, используя запись индукции (индукционный каротаж), и пористость можно определить из записи плотности или нейтронного каротажа.

Верхним пределом диапазона, в котором ожидаются отклики ЯМР для газа, следовательно, является время релаксации вследствие ограниченной диффузии T2D¹, которое определяется формулой: На фиг. 5 представлена запись T2D¹ для метана как функции инверсии диаметра поры для пористости 10, 20 и 30% в виде линий s, t и u соответственно.

Задавая интервал T2, в котором ожидается снижение газового пика, и ожидаемое местоположение пика углеводородной жидкости, основанное на вязкости углеводородных жидкостей, ожидаемых в формации, пики разности между двумя распределениями T2 из двух записей ЯМР могут быть разделены на газовый пик и пик углеводородной жидкости. Объем поры, занятый каждым газом и углеводородной жидкостью, затем рассчитывается путем интегрирования площади под пиками и деления интегрированной площади газового пика на HI газа при условиях формации. С учетом поправочного коэффициента из уравнения (3), основанного на T1 для газа для записи ЯМР, имеющей T_R, более продолжительное, чем время продольной релаксации газа, (_L, T1_g) и T_R, более короткое, чем время продольной релаксации газа, (_S, T1_g), объем поры, занятой газом, может быть найдено по формуле: где P является разностью между двумя распределениями T2 из двух записей ЯМР, выраженная как функция T2.

Объем поры, занятый жидким углеводородом ₀ , может быть определен как интегрированная площадь под разностью между двумя записями ЯМР по всему интервалу вокруг ожидаемых T2₀ из T2₀, где выбрано на основе ширины пика углеводородной жидкости: где (_L, T1₀) является согласно уравнению (3) для записи ЯМР, имеющей T_R более продолжительное, чем время продольной релаксации газа и T1 углеводородной жидкости, и (_S, T1₀) основано на записи ЯМР, имеющей T_R более короткое, чем время продольной релаксации газа и t1 углеводородной жидкости.

Инструментарий MRIL C имеет глубину исследования 16 дюймов (40.64 см). В скважине с диаметром восемь дюймов (20.32 см) формация может быть обследована вплоть до четырехдюймовой стенки скважина (10.16 см). Грязи или шламы на основе нефти имеют слабое вторжение на эту глубину и поэтому являются предпочтительными буровыми грязями для практики настоящего изобретения. При слабо вторгающихся нефтяных шламах или грязях газонасыщение, наблюдаемое посредством MRIL C записывающего инструментария, не должно промываться. В частности, буровой шлам на нефтяной основе ESCAID 110, с 80% ESCAID 110 и 20% насыщенной CaCl₂ воды, обеспечивает, как установлено, очень слабое вторжение и поэтому является предпочтительной системой.

D/D_о быть выражено как функция (D_o)^1/2, где D является коэффициентом ограниченной диффузии, является временем между сигналами эхо в эксперименте с фиксированным градиентом или временем межградиентного импульса в напряженности импульсного поля ЯМР. Для коротких периодов, когда имеет место только небольшое ограничение, показано, что: где S/V является отношением поверхности к объему поры. Для продолжительных периодов эхо D/D_о достигает 1/извилистость при диффундировании жидкости через множество пор. Извилистость определяется как произведение коэффициента удельного сопротивления формации F на пористость. Коэффициент удельного сопротивления формации может быть определен, например, используя индукционный каротаж, и пористость может быть определена из нейтронного каротажа.

Для приведения в соответствие режимов короткого и длинного периодов эха можно использовать приближение Пэйда (Pade approximation). Приемлемым приближением Пейда является: где является пористость формации, F является коэффициентом удельного сопротивления формации, является аппроксимирующим параметром, который может быть аппроксимирован следующей зависимостью: Если газонасыщение (S_g) не равно единице, 1/FФ заменяется на S_g/FФ.

Из уравнений (6) и (7) можно определить S/V для данного набора свойств жидкости и измерить D из записи ЯМР с известным временем эха. Диаметр поры d для сферических пор является функцией S/V, как: Эта зависимость обычно принимается в качестве приближения или аппроксимации размера пор внутри формации и может быть использована в практике настоящего изобретения для оценки размера поры на основе S/V, определенного из уравнения (7).

На фиг. 6A показана типичная хистограмма или график временного ряда T2 для 30 PU песчаника, содержащего только соляной раствор и природный газ, когда размер пор составляет 1000 в диаметре и коэффициент диффузии метана не ограничен объемной диффузией. Параметры MRIL C являются предполагаемыми. Песчаник имеет минимальное насыщение водой, которое для песчаника означает, что T2 несводимой или минимальной воды составляет менее 30 мс. Следовательно, вся вода связана посредством поверхностного взаимодействия и не должна производиться. T2D для метана выражается в метановом пике при 37 мс. Допуская, что водородный индекс (HI) метана в условиях бассейна равен 0.35, площадь под пиком 37 мс, деленная на 0.35, выражается в суммарной пористости 30 PU и газонасыщении 70%. Местоположение метанового пика y 37 мс показывает, что поры равны 1000 и более.

Фиг. 6B п