Оценка пластов с использованием каротажных измерений методом магнитного резонанса

Оценка пластов с использованием каротажных измерений методом магнитного резонанса

Реферат

 

Изобретение касается способа определения свойств земных пластов, окружающих ствол скважины. Размещают каротажный прибор с возможностью перемещения по стволу скважины, передают энергию электромагнитного поля от каротажного прибора в пласты и принимают спиновые эхо-сигналы ядерно-магнитного резонанса в каротажном приборе много раз с соответствующим множеством различных условий передачи и приема для получения множества измерений. Создают модель пласта, которая включает в первом варианте множество модельных составляющих для рапной фазы и множество модельных составляющих для фазы природной нефти, а во втором варианте - множество модельных составляющих для рапной фазы и также включает множество времен релаксации природной нефти для фазы природной нефти. Модифицируют модельные составляющие для оптимизации модели относительно сигналов измерения, и выводят модельные составляющие для оптимизированной модели. При модификации модельных составляющих могут осуществлять итеративную модификацию. Модель пласта может дополнительно включать составляющую фильтрата бурового раствора на углеводородной основе и составляющую газа. Из выведенных составляющих могут получать характеристики пласта, в том числе пористость, нефтенасыщенность, водонасыщенность, вязкость, и коэффициент диффузии. Измерения могут осуществляться при перемещении каротажного прибора по стволу скважины с определенной скоростью. Изобретения направлены на повышение точности и снижение трудоемкости измерения. 2 c. и 40 з.п.ф-лы, 19 ил., 13 табл.

Область техники

Изобретение относится к способам ядерно-магнитного резонанса и более точно к способу оценки пласта с использованием измерений ядерно-магнитного резонанса (ЯМР).

Предшествующий уровень техники

Известные способы оценки пластов для обнаружения углеводородов полагались в большей степени на электрические каротажные измерения либо сопротивления пласта, либо электропроводности пласта, а также на измерения пористости пластов, полученные путем нейтронных, плотностных и ультразвуковых измерений. Практичность электрических каротажных измерений для обнаружения углеводородов, а также для количественной оценки нефтегазонасыщенности, зависит от эмпирических уравнений насыщенности, таких как хорошо известное уравнение Арчи (Archie) или другие, включая модели Waxman-Smits и Dual-Water. Во многих средах этот традиционный подход к оценке пластов обеспечивает точные прогнозы продуктивности пластов. Тем не менее, нередки случаи, когда случаются пропуски рентабельных зон, неточные оценки углеводородов на месте и дорогостоящая разведка зон, которые оказались некоммерческими. Такие случаи включают пластовые воды неизвестной или переменной солености, пластовые пресные воды, влияние электропроводности глины на измеряемое удельное сопротивление, неточная инверсия данных удельного сопротивления и пласты, которые имеют аномальные значения параметров Арчи.

Оценка углеводородных продуктивных пластов с использованием ЯМР импульсных каротажных приборов предлагает потенциальную возможность решения проблемы оценки пластов, исходя из того факта, что многие углеводородные продуктивные пласты могут быть неверно истолкованы или даже совершенно пропущены при использовании известных способов оценки, основанных на измерении удельного сопротивления.

ЯМР подход, который использует дифференциальную методологию , был предложен в публикациях Akkurt и др. (NMR Logging оf Natural Gas Reservoirs, стр. N, представленную на 36^th ежегодной конференции Society of Professional Well Log Analysts, 1995). Эта методология включает выполнение двух измерений спинового эхо-сигнала ЯМР с различными временами ожидания, т.е. различными временами для поляризации и деполяризации спинов. Исходные измерения (детектированные спиновые эхо-сигналы) или T₂-распределения, вычисленные из этих измерений, вычитаются, чтобы получить "дифференциальный сигнал" (либо дифференциальный Т₂-спектр, либо последовательность эхо-сигналов), которые в дальнейшем могут обрабатываться для оценки пористости пласта, заполненного углеводородами. В литературе по каротажу скважин методом ЯМР некоторые из дифференциальных методов называются метод дифференциального спектра (DSM) и метод анализа временных выборок (TDA). Времена ожидания методов выбираются таким образом, чтобы дифференциальный сигнал содержал малые вклады от рапы, находящейся в пласте. Чтобы выбрать надлежащее время ожидания, чтобы исключить вклад рапы, требуется знание ЯМР свойств пластовых флюидов. Этот фактор ограничивает методы каротажа нефтеразведки. Кроме того, интерпретация метода требует, чтобы T₁-распределение рапной фазы не перекрылось с T₁-спектрами углеводородных фаз. В карбонатных продуктивных пластах и в продуктивных пластах, содержащих нефть со значениями вязкости от низких до промежуточных значений (например, 1-50 сантипуаз), T₁-распределения рапы и углеводородов могут перекрываться. Это ограничивает применимость дифференциальных методов к сланцеватым пескам, содержащим нефть и газ с очень низкими значениями вязкости. Недавняя публикация (Akkurt и др., "Enhanced Diffusion: Expanding the Range of NMR Direct Hydrocarbon-Typing Methods", стр. GG, представлена на the 36^th ежегодной конференции of the Society of Professional Well Log Analysts, 1998) отмечает ограничения методов дифференциального спектра (DSM) и анализа временных выборок (TDA) для нефти с промежуточными значениями вязкости и предлагает метод, названный метод повышенной диффузии (EDM), который пытается использовать тот факт, что рапная фаза является более диффузионной, чем нефть с промежуточными значениями вязкости. Увеличивая временное разнесение эхо-сигналов таким образом, чтобы диффузия доминировала над временем релаксации Т₂ рапы, можно достичь верхнего предела (T_2DW) на кажущемся времени Т₂. Чтобы получить пористость пласта, заполненного нефтью, в публикации Akkurt и др. 1998 года предлагается интегрировать кажущееся T₂-распределение для времен релаксации больших, чем T_2DW. Хотя предполагается, что базовая концепция метода повышенной диффузии (EDM) жизнеспособна, имеются практические сложности, которые ограничивают надежность обнаружения нефти, поскольку (1) кажущиеся Т₂-распределения расширяются посредством регуляризации (сглаживания), которая используется при обработке для снижения шумовых артефактов, таким образом, интегрирование кажущихся Т₂-распределений из крутого заднего фронта рапы может привести к прогнозам нефти в водных зонах; (2) сигнал нефти может иметь хвост с коротким временем релаксации, который переходит в сигнал рапы; (3) в поисково-разведочных скважинах не может быть принято предположение, что диффузные свойства пластов нефти оказываются меньшими, чем для воды; и (4) в скважинах, пробуренных с буровым раствором на углеводородной основе, используя концепцию метода повышенной диффузии (EDM), трудно отделить сигнал фильтрата от сигнала природной нефти.

Недавняя статья Chen и др. "Estimation of Hydrocarbon Viscosity With Multiple ТЕ Dual Wait-Time MRIL Logs", стр.49009, в трудах "Transactions of the 1998 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1998", предлагает способ для объединения двойного времени ожидания и многочисленных данных временного разнесения эхо-сигналов для оценки вязкости нефти. Дифференциальная методология используется для объединения различных измерений. Последовательности спиновых эхо-сигналов из данных о длительных и коротких временах ожидания, собранных с одинаковым временным разнесением эхо-сигналов, вычитаются для исключения сигнала водной рапы. Этот способ имеет ограничения, обсуждаемые выше. Более того, вычитание дифференциального сигнала увеличивает шум в 1,4 раза, что тоже является одним из недостатков способа анализа временных выборок (TDA).

Основополагающий недостаток вышеупомянутых способов инверсии состоит в том, что разделение измеренных данных на сигналы рапы и углеводородов выполнимо только для данного конкретного случая в аппроксимации дифференциального сигнала. Подход, который делает это разделение на начальном этапе, раскрывается автором Looyestijn в публикации "Determination of Oil Saturation from Diffusion NMR Logs", стр. SS, представленная на 37^th ежегодной конференции of the Society of Professional Well Log Analysts, 1996, который использует "диффузионную обработку" для вычисления нефтенасыщенности из ЯМР данных, собранных с различным временным разнесением эхо-сигналов. Looyestijn аппроксимирует измеренные данные к модели, которая явно включает сигналы рапы и нефти.

Модель использовала пять простых экспонент для рапной фазы и затянутую экспоненту для нефтяной фазы и применялась к ЯМР каротажным данным из эксплуатационной скважины, пробуренной с буровым раствором на водной основе. Время релаксации нефти было известно из лабораторных измерений на произведенных образцах, а пористость пластов, заполненных нефтью и рапой, вычислялись из каротажных диаграмм.

В публикации РСТ-заявки WO 97/34166 of R.Bonnie, M.Johannes, P.Hofetra, W.Looyestijn, R.Sandor and J.Karl раскрывается способ определения фракции флюида, выбранного по меньшей мере из двух пластовых флюидов, который включает следующие шаги: выбор зависимости между ЯМР эхо-откликом от флюидов, фракций флюидов и по меньшей мере одной переменной, которая воздействует на ЯМР эхо-отклик способом, зависящим от фракций флюидов, посредством варьирования по меньшей мере одной переменной, такой как время ожидания или временное разнесение импульсов в ходе ЯМР измерения, чтобы воздействовать на ЯМР эхо-отклик способом, зависящим от фракций флюидов, и определения фракции выбранного флюида посредством аппроксимации ЯМР эхо-отклика к выбранному соотношению. Пример, приведенный в описании, включает определение водонасыщенности в грунтовом пласте, содержащем нефть средней плотности и воду, посредством ЯМР измерений с приложением постепенно изменяющегося магнитного поля на образец грунтового пласта. Вода была смоделирована с двумя временами поперечной релаксации и двумя соответствующими объемными фракциями, компонентой с коротким временем релаксации, представляющей связанную воду, и компонентой с длительным временем релаксации, представляющей подвижную воду. Нефть была смоделирована с одним временем поперечной релаксации и с одной соответствующей объемной фракцией. В описании утверждается, что посредством повторения способа для диапазона практических значений для параметров воды и нефти было обнаружено, что способ весьма слабо зависит от фактических значений параметров нефти. Утверждается также, что если недоступна никакая информация относительно этих параметров, то ошибки оцененной водонасыщенности могут составлять до 0.1. Также указано, что если вязкость нефти оценивается с точностью до двух десятичных знаков, то результирующая ошибка водонасыщенности пренебрежимо мала по сравнению с полной точностью измерения. Таким образом, в этом способе, который моделирует нефть с одним временем поперечной релаксации и с соответствующей объемной фракцией, очевидно, чтобы получить адекватную точность, необходимо априорно знать вязкость нефти. В практике каротажа скважин априорное знание истинной вязкости нефти обычно невозможно. Указанный способ требует входных данных отношения T₁/T₂ для рапы. Эта величина является переменной и неизвестна, так что надлежащее значение в основном не может быть введено. Результат неточностей во входном отношении T₁/T₂ может привести к ошибкам амплитуд флюида, оцененных этим методом. Подводя итог, можно сделать вывод, что известным способам недостает согласованного теоретического и практического подхода, необходимого для того, чтобы обеспечить точную и завершенную оценку пластов на основе метода ЯМР. Задачей настоящего изобретения является создание улучшенного способа оценки параметров пласта по сравнению с известными способами.

Сущность изобретения

Отличительный признак настоящего изобретения состоит во введении в инверсионный способ обработки модели, имеющей сырую нефть с распределением составляющих вязкостей. Составляющие вязкости могут быть непосредственно отнесены к распределению времен ЯМР релаксации, измеренных на объемных образцах сырой нефти, и могут отражать сложный состав сырой нефти как смеси многих различных типов молекул углеводорода. Составляющие вязкости упрощают инверсию, обеспечивая единый набор параметров для характеристики распределений времен объемной релаксации и коэффициентов диффузии для сырой нефти. Показано, что макроскопическая вязкость сырой нефти может быть выражена как логарифмическое среднее значение распределения составляющих вязкостей. Также в приложении Б показано, почему в сырой нефти также существует распределение коэффициентов диффузии. Кроме того, прогнозируется, что распределение коэффициентов диффузии и времен релаксации в сырой нефти имеет подобный характер.

Согласно изобретению предлагается способ определения свойств земных пластов, окружающих ствол скважины, содержащий следующие шаги: (а) размещение каротажного прибора, который способен перемещаться по стволу скважины; (б) передача энергии электромагнитного поля от каротажного прибора в пласты и прием спиновых эхо сигналов ядерно-магнитного резонанса в каротажном приборе; (в) выполнение шага (б) много раз с соответствующим множеством различных условий передачи и приема для получения множества измерений; (г) создание модели пласта, которая включает множество модельных составляющих для рапной фазы и множество модельных составляющих для фазы природной нефти; (д) модификация модельных составляющих для оптимизации модели относительно сигналов измерения; (е) выведение модельных составляющих оптимизированной модели.

В зависимости от обстоятельств шаг (г) создания модели пласта может включать создание модели, которая дополнительно включает составляющую фильтрата бурового раствора на углеводородной основе и/или может включать составляющую газа.

В варианте воплощения изобретения шаг передачи энергии электромагнитного поля от каротажного прибора и приема спиновых эхо-сигналов ядерно-магнитного резонанса в каротажном приборе включает создание постоянного магнитного поля в области исследования и генерацию последовательностей импульсов радиочастотного магнитного поля в области исследования, а также прием последовательностей спиновых эхо-сигналов ядерно-магнитного резонанса. В этом варианте воплощения градиент приложенного постоянного магнитного поля в области исследования обозначен как G_p, время ожидания между последовательностями - W_р, временное разнесение эхо-сигналов - ТЕ_р, число принятых спиновых эхо-сигналов последовательности - _p. Вышеупомянутый шаг (в) содержит выполнение шага (б) много раз с соответствующими различными значениями по меньшей мере одного условия, выбранного из группы, состоящей из G_p, W_p, TE_p и J_p. Также в этом варианте воплощения шаг (в) содержит выполнение шага (б) N раз для получения серии N измерений, а измерения р выполняются на множестве соответственно разделенных слоев области измерения в пласте. Отдельные исследуемые слои могут выбираться по частоте каротажным прибором.

В варианте воплощения изобретения шаг (г) создания модели пласта включает создание набора модельных амплитудных составляющих, которые определяют распределение времен поперечной релаксации для рапной фазы, и еще набора амплитудных модельных составляющих, которые определяют распределение времен поперечной релаксации для фазы природной нефти, а также набора модельных составляющих, которые определяют составляющие вязкости природной нефти.

Настоящее изобретение обеспечивает усовершенствования во всех стандартных результатах ЯМР откликов, включая ЯМР оценки общей пористости, пористости свободных флюидов и связанных флюидов, Т₂-распределения и проницаемость в сланцеватых песках. Дополнительно он может обеспечить оценки насыщенностей и пористости пласта, заполненного водой, нефтью, фильтратом бурового раствора на углеводородной основе (OBMF) и газом, вязкости нефти, T₁-распределений для нефти, коэффициентов диффузии нефти и отношений T₁/T₂ для рапы. Также могут быть получены профили насыщенности пластов флюидами.

Настоящее изобретение также может использоваться для измерений, выполняемых на поверхности земли на кернах земных пластов. В таком случае керн может быть помещен в ЯМР лабораторное оборудование (или непосредственно в каротажный прибор), и могут быть осуществлены соответствующая последовательность импульсов и сбор эхо-сигналов. Могут быть определены объемы флюидов в колонке породы и другие параметры оценки пластов.

Краткое описание чертежей

В дальнейшем изобретение поясняется описанием конкретных вариантов его воплощения со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:

фиг.1 изображает схему устройства, которое может быть использовано в практическом применении варианта воплощения настоящего изобретения;

фиг.2 изображает схему типичного образца каротажного прибора, который может использоваться для получения измерений согласно изобретению.

фиг.3 изображает схему для генерации радиочастотных импульсов и для приема и запоминания спиновых эхо-сигналов согласно изобретению;

фиг.4 изображает диаграмму, иллюстрирующую молекулярную структуру некоторых составляющих типичной сырой нефти;

фиг.5А, 5В, 5В, 5Г, 5Д и 5Е изображают алгоритмы для управления способом согласно изобретению;

фиг.6 изображает блок-схему алгоритма сбора данных, которая представлена блоком 527 на фиг.5;

фиг.7 изображает блок-схему алгоритма оптимизации модели, как представлено блоком 560 на фиг.5;

фиг.8 изображает диаграмму Т₂-распределения для рапы в пласте песчаника, как в примере инверсии, согласно изобретению;

фиг.9 изображает диаграмму Т₂-распределения для рапы в карбонатном пласте, который используется в другом примере инверсии настоящего изобретения,

фиг.10 изображает диаграмму зависимости амплитуды эхо-сигналов как функции от времени для серии измерений используемой в примере инверсии, согласно изобретению;

фиг.11 изображает диаграмму в виде столбцов для рапы, нефти, фильтрата бурового раствора на углеводородной основе (OBMF) и газа, сравнивающую истинные (входные) значения насыщенности с теми, которые получены способом согласно изобретению в моделировании методом Монте Карло с использованием измерений на фиг.10;

фиг.12 изображает диаграмму, показывающую профиль поляризации, произведенной в пласте перемещающимся каротажным прибором, имеющим область предварительной поляризации, который может использоваться для получения измерений, компенсированных с учетом скорости перемещения каротажного прибора согласно изобретению;

фиг.13 изображает диаграмму зависимости амплитуды эхо-сигнала как функцию от времени для серии измерений, используемой в другом примере инверсии;

фиг.14 изображает диаграмму в виде столбцов для рапы, нефти, фильтрата бурового раствора на углеводородной основе (OBMF) и газа, сравнивающую истинные (входные) значения насыщенности с теми, которые получены способом согласно изобретению в моделировании методом Монте Карло с использованием измерений на фиг.13.

Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения

На фиг.1 показано устройство для исследования подповерхностных пластов 31, пересеченных стволом 32 скважины, которое может использоваться для воплощения способа настоящего изобретения.

Каротажный прибор 30 подвешивается в стволе 32 скважины на армированном кабеле 33, длина которого по существу определяет относительную глубину погружения прибора 30. Длина кабеля управляется подходящим средством, находящимся на поверхности, таким как барабан или лебедочный механизм (не показан). Наземное оборудование может включать процессорную подсистему и связываться со скважинным оборудованием.

Каротажный прибор 30, который выполняет измерения, может быть любым подходящим каротажным прибором на основе ядерно-магнитного резонанса для проводного каротажа (как показано) или может быть такого типа, который применяется в измерениях во время бурения. Прибор 30 включает средство для создания постоянного магнитного поля в пластах и радиочастотную антенну для генерации импульсов радиочастотного магнитного поля в пластах, а также для приема спиновых эхо-сигналов из пластов. Средство для создания постоянного магнитного поля может содержать постоянный магнит или набор магнитов, а также радиочастотную антенну для генерации импульсов радиочастотного магнитного поля и для приема спиновых эхо-сигналов из пластов, которое может содержать, например, одну или более радиочастотных антенн. Вариант воплощения настоящего изобретения использует серию измерений от ЯМР каротажного прибора такого типа, который может эксплуатироваться для получения отдельных измерений от множества близко расположенных тонкослойных областей в окружающих пластах.

На фиг.2 иллюстрируется упрощенный вид некоторых элементов каротажного прибора 30, который содержит первый центральный магнит или набор магнитов 36, а также радиочастотную антенну 37, которая может представлять собой соответствующим образом ориентированную катушку или катушки.

Также показан общий вид близко расположенных цилиндрических тонких слоев 38-1, 38-2,...38-N, которые могут выбираться по частоте, используя упомянутый тип многочастотного каротажного прибора. Как известно из уровня техники, например из патента США №4710713, каротажный прибор может выбирать исследуемую область слоя посредством надлежащего выбора частоты радиочастотной энергии в передаваемых импульсах. Дополнительный магнит 39, набор магнитов может использоваться для приложения предварительно поляризованного постоянного магнитного поля к тем пластам, к которым приближается область исследования каротажного прибора по мере того, как он поднимается в стволе скважины в направлении стрелки Z.

Фиг.3 изображает схему известного типа для генерации радиочастотных импульсов и для приема и запоминания спиновых эхо-сигналов. Для практического осуществления способа настоящего изобретения могут использоваться любые другие подходящие схемы.

Скважинная процессорная подсистема 210 имеет подключенную память, синхронизацию, интерфейсы и периферийные устройства (отдельно не показанные), как хорошо известно из уровня техники. Процессорная подсистема обычно соединяется с телеметрическими схемами 205 для связи с поверхностью земли. Схемы формирования импульсов включают генератор 220 изменяемой частоты, который генерирует радиочастотные сигналы на желаемых частотах под управлением процессора. Выход генератора присоединен к фазосдвигающему устройству 222 и затем к модулятору 230, которые управляются процессорной подсистемой 210. Фазосдвигающее устройство и модулятор могут управляться способом, известным из уровня техники, чтобы генерировать желаемые импульсы радиочастотного поля, например 90-градусные и 180-градусные импульсы для CPMG типов последовательностей или любых других желательных последовательностей ЯМР импульсов. Выход модулятора 230 присоединен через усилитель 235 мощности к радиочастотной антенне 240. Переключатель 250 добротности может быть использован для критического демпфирования системы радиочастотной антенны для снижения осцилляции антенны. Также антенна соединена с приемным устройством через антенный переключатель 265, выход которого соединен с усилителем 270 приемного устройства. Антенный переключатель 265 предохраняет усилитель 270 приемного устройства от импульсов высокой мощности, которые проходят к радиочастотной антенне 240 во время режимов передачи и демпфирования. Во время режима передачи антенный переключатель 265 является только низкоимпедансным соединением от антенны к усилителю 270 приемного устройства. Выход усилителя 270 приемного устройства присоединен к сдвоенному фазочувствительному детектору 275, который также принимает опорный сигнал от генератора сигналов. Продетектированный выходной сигнал подается в аналого-цифровой преобразователь 280, выходные данные которого являются цифровой версией принятого сигнала ядерно-магнитного резонанса. Каротажный прибор 30 показан на фиг.1 как единый предмет, он альтернативно может содержать отдельные компоненты и может комбинироваться с другими каротажными инструментами. Также могут быть использованы альтернативные виды физической связи, например в системе измерений во время бурения может быть использована линия телекоммуникаций.

В описанном варианте воплощения слои в пределах прослойка расположены близко (например, на расстоянии порядка 10 миллиметров) так, чтобы насыщенность флюидов можно было считать постоянной на протяжении всего прослойка. N измерений. выполняется в пределах прослойка. Каждое измерение характеризуется набором параметров {G_p, W_p, ТЕ_р, J_p} для р=1...N, где W_p - времена ожидания, ТЕ_р - временное разнесение эхо-сигналов (сек), G_p-градиент приложенного постоянного магнитного поля (Гаусс/см), J_p - число принятых спиновых эхо-сигналов. Предполагается, что каждое измерение отличается от другого. Если измерение повторяется, то оно "объединяется" (усредняется аналогичным измерением для уменьшения шума). С таким допущением не должно быть двух идентичных наборов параметров измерений.

Модель ЯМР релаксации для многих флюидов

Рассмотрим общую модель релаксации спинового эхо сигнала для пласта, содержащего рапу и природную нефть. Из-за того что многие скважины бурят с буровыми растворами на углеводородной основе, модель также учитывает присутствие в пласте фильтрата бурового раствора на углеводородной основе (OBMF). В приложении А модель распространяется еще и на газ. Допустим A^p_j представляет амплитуду j-ого эха, полученного во время измерения р. Рассмотрим следующую общую модель релаксации.

где первый, второй и третий члены представляют сигналы рапы, природной нефти и фильтрата бурового раствора на углеводородной основе (OBMF) соответственно. Модель точно учитывает экспериментально наблюдаемое распределение рапы и распределения времен релаксации сырой нефти. Измерения на фильтрах бурового раствора на углеводородной основе показывают, что распределения времен релаксации очень узкие и могут быть описаны единой экспонентой. Кажущиеся скорости поперечной релаксации включают самопроизвольную диффузию молекул флюида в градиенте G_p постоянного магнитного поля, которые для неограниченной диффузии в однородном градиенте могут быть записаны известным образом

для рапной фазы. Параметр T₂,₁ представляет набор N_s логарифмически разнесенных времен релаксации, которые представляют сумму поверхностной и объемной релаксации рапной фазы. Второй член в правой части уравнения представляет вклад в скорость релаксации вследствие диффузии, где _H=2 4258G^-ls^-1 представляет гиромагнитное отношение протона, a D_w(T) представляет температурно-зависимый коэффициент самопроизвольной диффузии воды, выраженный в единицах см²/сек. При необходимости могут применяться поправки для D_w(T), учитывающие эффекты ограниченной диффузии и для G_p, учитывающие внутренние градиенты скальных пород (см. приложение Д). Кажущаяся скорость релаксации природной нефти может быть записана в виде

где T_2,0( _k) - время объемной релаксации, связанное с амплитудой b_k в распределении времен релаксации природной нефти; D₀( _k) - коэффициент диффузии, зависящий от вязкости. Обычно считается, что сырая нефть является несмачиваемой фазой, на которую не влияет поверхностная релаксация. Допускается, что в сырой нефти на молекулярном уровне существует распределение составляющих вязкостей ( _k), и этот постулат согласуется с экспериментальными данными, в которых существует распределение времен релаксации в сырой нефти. Morriss и др. "Hydrocarbon Saturation And Viscosity Estimation From NMR Logging In The Belridge Diatomite", стр. С, представленной на конференции 35^th Annual Meeting Of The Society Of Professional Well Logging Analysis, 1994 показали, что для набора разных видов сырой нефти существует сильная корреляция между логарифмическими средними временами релаксации их распределений и их измеренных вязкостей. Измеренная вязкость является свойством макроскопического переноса сырой нефти, которое определяет реологические свойства и является величиной, которая используется в уравнениях гидродинамического переноса, подобных уравнению Навье Стокса. Параметры _k в уравнении 3 представляют феноменологические микроскопические переменные, которые отражают сложный состав сырой нефти. Сырая нефть представляет собой смеси, состоящие из многих различных типов углеводородных молекул различающихся размеров, форм и молекулярных весов (McCain, W.D., The Properties Of Petroleum Fluids, опубликованной компанией Penn Well Publishing Co., Second Edition, Chapter 1, 1990). На фиг.4 показаны несколько составляющих, которые могли бы присутствовать в типичной сырой нефти.

Макроскопическая вязкость ( ₀) сырой нефти эмпирически связывается с логарифмическим средним распределения времен поперечной релаксации посредством уравнения следующего вида

где а 250 является эмпирически определенным составным коэффициентом, раскрытым Looyestijn "Determination Of Oil Saturation From Diffusion NMR Logs", стр. SS, представленной на 37^th Annual Meeting of the Society of Professional Well Log Analysts, 1996, Т - температура в градусах Кельвина, с Аt^-1. По аналогии с вышеупомянутым уравнением предположим, что составляющие вязкости связаны с составляющими в распределении времен релаксации одним и тем же уравнением:

Зависимость времен релаксации в уравнениях (4) и (5) от вязкости и температуры согласуется с экспериментами и теоретическими прогнозами работ Bloembergen, Purcell and Pound "Relaxation Effects In Nuclear Magnetic Resonance Absorption", Physical Review, том 73, №7, стр. 679-712, 1948, используя определения логарифмического среднего времени релаксации;

c

где b_k представляет N₀ амплитуды в распределении времен объемной релаксации сырой нефти. Если (4) и (5) подставить в (6), то можно обнаружить, что макроскопическая вязкость сырой нефти представляет собой логарифмическое среднее параметра _k

что подобно высокотемпературному пределу "правила смешения Аррениуса" для вязкости смеси (см. Bondi "Physical Properties Of Molecular Crystals, Liquids, And Glasses", опубликованной компанией John Wiley & Sons, стр. 348-349, 1968), где - "концентрация" составной части смеси с вязкостью _k. Важная разница между правилом смешения вязкостей в уравнении (8) и правилом смешения Аррениуса состоит в том, что параметры _k в уравнении (8) являются вязкостями составных частей в смеси и они не равны вязкостям чистых компонентов. Таким образом, постулат о том, что "эмпирически наблюдаемое распределение времен поперечной релаксации подразумевает распределение составляющих вязкостей на молекулярном уровне" при объединении с эмпирически установленной корреляцией в уравнении (4), приводит к правилу смешения типа правила Аррениуса для вязкости смеси сырой нефти. Распределение составляющих вязкостей обеспечивает информацию о составах и молекулярных весах составных частей сырой нефти. Макроскопическая вязкость сырой нефти в дополнение к определению реологических свойств нефти может быть отнесена к ее API плотности (плотность нефтепродуктов в градусах Американского нефтяного института).

Кажущаяся скорость поперечной релаксации фильтрата бурового раствора на углеводородной основе (OBMF) в уравнении (1) может быть записана в виде

где T₂,_OBMF и D_OBMF - время объемной релаксации и коэффициент самопроизвольной диффузии фильтрата бурового раствора на углеводородной основе (OBMF).

В опубликованной литературе обычно заявляется, что времена поперечной и продольной релаксации объемной сырой нефти и фильтрата бурового раствора на углеводородной основе (OBMF) (то есть при нулевом градиенте магнитного поля) могут быть приняты равными так, чтобы в уравнениях (1) и (3), T_1,0( _k)=T_2,0( _k) для природной нефти и уравнениях (1) и (9), T_1,OBMF=Т_2,OBMF для фильтрата. Заметим, что предположение, что T₁ и Т₂ распределения сырой нефти равны, не является существенным элементом, поскольку модель релаксации может быть приспособлена так, чтобы учитывать неравные распределения. Фактически, недавно полученные данные для сырой нефти говорят о том, что T₁ и Т₂ распределения некоторых видов сырой нефти могут значительно отличаться, и в этих случаях отношения T₁/Т₂, по-видимому, должны быть коррелированны с битумным содержанием нефти.

Для удобства описания определяется как отношение вязкости к абсолютной температуре. Зависимость от времен объемной релаксации многих жидкостей, задаваемая уравнениями (4) и (5), была экспериментально проверена посредством многих экспериментов в разнообразных системах (см. Abragam A. "The Principles Of Nuclear Magnetism", published by Oxford Univ. Press, стр. 324-325, 1961; Zhang Q., Lo, S-W., Huang C.C., Hirasaki G.J., Kobayashi, R., and House W.V. "Some Ex-ceptions To Default NMR Rock And Fluid Properties", Paper FF presented at the 39^th Annual Meeting of the Society of Professional Well Log Analysts, 1998). Зависимость среднего времени релаксации от , построенная в двойном логарифмическом масштабе (т.е. ()_{log m}) от ), для многих жидкостей, включая сырую нефть продуктивного пласта, может быть аппроксимирована прямой линией с наклоном, равным -1. Zhang и др. показали, что время релаксации в чистом метане имеет обратно пропорциональную зависимость (наклон равен 1) от , которая наблюдается в жидкостях, и утверждают, что это происходит потому, что релаксация вызывается преимущественно посредством механизма вращения спинов в газе, в противоположность диполь-дипольной релаксации в жидкостях. Zhang и др. далее утверждают, что времена релаксации сырой нефти в продуктивных пластах, содержащей растворенный метан, могли бы отклоняться от зависимости ^-1 в уравнениях (4) и (5). Они доказывают, что для того, чтобы охарактеризовать времена релаксации нефти, содержащей газообразные пластовые флюиды, потребуется отличная функциональная зависимость. Времена релаксации нефти, содержащей газообразные пластовые флюиды как функции газового фактора (GOR), температуры и вязкости, в настоящее время не установлены и существует необходимость аргументировать или возможно даже заменить соотношения, принятые в уравнениях (4) - (5). Общая релаксационная модель в уравнении (1) остается в силе, и можно было бы модифицировать только функциональную зависимость времени релаксации от вязкости и температуры. Недавняя публикация Ло и др. "Relaxation Time And Diffusion Measurements of Methane And N-Decane Mixtures" The Log Analyst, стр. 43-46, November-December, 1998, показывает, что в смесях метана и n-декана график зависимости T₁ от , построенной в двойном логарифмическом масштабе, отличается от прямой линии (т.е. простой зависимости степенного закона) при возрастании молярной доли газа в смеси. Предполагается, что для залежей сырой нефти, имеющей высокие газовые факторы, требуется более общая функциональная зависимость времени ре