З атухание cpmg в образце горной породы

Рис. 13. Типичная кривая затухания амплитуды спинового эха в горной породе. Каждая точка представляет амплитуду спинового эха. В этом примере время регистрации было меньше 0,3 сек

Р ис. 14. Продольная релаксация T1. При завершении импульсной последовательности CPMG протоны постепенно возвращаются в свое исходное состоя­ние в статическом магнитном поле. Этот процесс контролируется характеристической временной константой T1, т.е. временем продольной релакса­ции.

Наблюдения, выполненные на множестве образцов песчаника, показали, что граничное время 33 мс для распределений Т2 позволяет разделять пористости свободных флюидов и связанной воды в капиллярах. В случае кар­бонатного разреза время релаксации имеет тенденцию к увеличению в трехкратном ра­змере и поэтому здесь используется гранич­ное время, равное 100 мс.⁷ Однако оба этих граничных значения изменятся, если капил­лярное давление в коллекторе будет отлично от давления 7 атм., использованного при центрифугировании образцов. В последнем случае для определения истинных граничных значений для исследуемого коллектора опи­санные выше опыты следует повторить.

На примере тонкозернистого песчаного коллектора по результатам интерпретации дан­ных традиционного каротажа в интервалах заглинизированных песчаников были получены значения водонасыщенности от 70 до 80%. Однако по данным ЯМК большая часть распре­деления Т2 находится в диапазоне времен, меньших 33 мс, что указывает на присутствие капиллярно-связанной воды. Результаты ин­терпретации с учетом данных ЯМК показали, что большая часть этой воды является оста­точной. Скважина была успешно освоена с низким водосодержанием в добываемой жидкости (рис. 15). Водосодержание в добы­ваемой жидкости можно оценить по разности между остаточной водонасыщенностью и водонасыщенностью по данным электрического каротажа.

В другом примере, на этот раз представ­ляющем собой сложно построенный карбо­натный коллектор, нефтяную компанию беспокоило образование водяного конуса в процессе эксплуатации скважины. Данные ЯМК свидетельствовали о том, что ниже от­метки Х123 м наблюдаются низкие значения Т2, характеризующие поры малого размера. Использование граничного значения 100 мс для карбонатов показало, что почти вся вода является остаточной. Это обстоятельство позволило компании осуществить дополни­тельную перфорацию (рис. 4, стр. 33). До на­стоящего времени проблем с образованием водяного конуса в скважине не возникало.

Рис. 15. Индекс свобод­ных флюидов на приме­ре песчаника. В пред­ставленном песчано-глинистом коллекторе (колонка 1) распределе­ния Т₂ (колонка 5) распо­лагаются в основном в интервале левее гранич­ной линии в 33 мс, что указывает на присутст­вие капиллярно-связан­ной воды. Однако, эле­ментный анализ кривых каротажа (ELAN) без учета данных ЯМК (колонка 3), свидетель­ствует о высокой водонасыщенности, подразу­мевающей приток воды. Результаты интерпрета­ции ELAN с учетом дан­ных ЯМК (колонка 4) од­нозначно показали, что большая часть воды яв­ляется связанной. В дан­ной скважине водосодержание в добываемой жидкости составило 30%, подтвердив выво­ды, сделанные по данным ЯМК.