Дополнительные применения

Скважинные зонды ЯМК являются приборами с небольшой глубинностью исследования. В большинстве случаев они измеряют свойства горных пород в промытой зоне.⁹ С этим свя­заны некоторые преимущества, так как свой­ства фильтрата бурового раствора хорошо известны и могут быть измерены непосредст­венно на буровой на дневной поверхности. Когда в процессе бурения поглощение буро­вого раствора незначительно, как, например, в интервалах с низкой проницаемостью, в промытой зоне так же могут присутствовать углеводороды.¹⁰ В подобных случаях с помо­щью зондов ЯМК можно измерять такие свойства флюидов, как вязкость, и, следова­тельно, различать нефть и воду.

Из опубликованных примеров влияния вяз­кости углеводородов можно привести исследо­вания компанией Шелл диатомитов Северного Белриджа и глинистых сланцев Брауна на месторождении Бейкерсфилд в штате Калифорния, США.¹¹ По данным ЯМК и по лабораторным ис­следованиям на керне на кривых распределения Т2 отмечаются два четких пика. Более короткий пик, находящийся приблизительно в интервале 10 мс, вызван водой, контактирующей с поверх­ностью диатомитов. Более длительный пик — приблизительно в интервале 150 мс — вызван присутствием легкой нефти. Положение нефтя­ного пика можно увязать с вязкостью нефти. Площадь под указанным пиком характеризует нефтенасыщенность.

Замеры распределений Т2 также произво­дились на образцах сырой нефти вязкостью от 2,7 до 4300 сП (рис. 17). Протоны водорода нефтей с высокой вязкостью менее подвижны и склонны релаксировать быстрее. По резуль­татам ЯМК на распределении Т2 наблюдается нефтяной пик, из чего сделана правильная оценка вязкости нефти также видно, что в приделах верхних 45 м диатомитового разреза происходит переход к более тяжелым нефтям.

Р ис. 17. Распределения Т₂ для двух образцов неф­ти различной вязкости. Когда доминирует объем­ная релаксация флюида, что имеет место при ис­следовании образцов флюидов, на время релаксации влияет вязкость. Протоны водорода в флюидах с высокой вязкостью менее подвижны и имеют тенденцию к быстрой релаксации.

Кривые капиллярного давления, используемые инженерами-разработчиками для оценки процентного содержания реликтовой воды, также можно вывести по распределениям Т2. Обычно эти кривые, представляющие собой графики зависимости объема ртути от давления, получают в результате насыщения ртутью образцов керна. При низких давлениях ртуть заполняет самые крупные поры, и по мере роста давления постепенно заполняются более мелкие поры. Производная от кривой капиллярного давления аппроксимирует распределение Т2. Возможны некоторые отличия кривых по форме, так как при нагнетании ртути изменяются размеры проходных сечений пор, а измерения ЯМР отождествляются с разменами самих пор.

Следует ожидать появление новых применений и методик, основанных на более сложных операциях , которые могут включать сравнения данных каротажных исследований, выполненных в различных скважинных условиях. Например, в породу может быть закачен флюид, рассчитанный на компенсацию ЯМР-сигнала от воды с целью измерения остаточной нефтенасыщенности. Методика такого рода, названая "каротаж-нагнетание-каротаж", использовалась вместе с данными других скважинных геофизических исследований для контроля эффективности процессов нагнетания флюидов или кислотной обработки пластов.