[8].
У 2002 р. була завершена розробка нової модифікації апаратури ЯМТК. Її основні відмінності:
В· в три рази збільшилася чутливість приладу;
В· реалізована можливість виконання декількох вимірювань з різними TW і TE за один спуск - підйом;
В· реалізований режим вимірювань на трьох частотах.
5. Обробка та інтерпретація даних ЯМТК
Визначення характеристик розрізу по ЯМТК включає три стандартні процедури: отримання вихідної релаксационной кривої; геофізичну обробку кривої з отриманням спектрів; визначення компонент ємності, фільтрації, флюідонасищенності (рис. 5). p> Вихідною інформацією є безпосередньо реєстрована приладом релаксаційна крива, що є залежність сигналу ЯМР від часу вимірювання. Вона відображає загасання намагніченості порового флюїду в породі. p> Геофізична обробка даних. При необхідності в релаксаційну криву вводяться поправки за умови вимірювань, а також виконуються процедури фільтрації. Далі з використанням спеціальних математичних процедур з релаксационной кривої розраховується диференціальний спектр. Він описує розподіл сигналу ЯМР за часами поперечної релаксації T 2 , відповідним різним швидкостям релаксації намагніченості флюїду в порах різного розміру. За своїм фізичним змістом ця залежність являє собою диференціальне розподіл пористості за часом поперечної релаксації Т 2 (Dк п /dТ 2 від Т 2 ). Так як час релаксації пропорційно розміром пір, то, отже, диференціальне розподіл пористості по часами релаксації якісно характеризує також і розподіл пористості за розмірами пор.
В«ЯкіснийВ» характер розподілу пористості пов'язаний з тим, що, крім розмірів пір, спектри несуть в собі інформацію і про інших складових релаксації (див. п.2). Тому для отримання диференціального спектра розподілу пористості за розмірами пор r (d к п /dr від r) необхідна петрофизического калібрування у вигляді залежності Т 2 - r. p> Визначення фільтраційно - ємнісних властивостей засноване на їх прямій залежності від структури порового простору, описуваної спектром ЯМТК. Так, щоб визначити пористість, відповідну якому - або інтервалу часів релаксації (Т 2 i ; Т 2 i + DТ 2 ) досить проінтегрувати диференційний спектр на цій ділянці (знайти площу під кривою). Цей прийом і використовується для визначення компонент пористості за даними ЯМТК. p> Пористість. Повна пористість визначається інтегруванням диференціального спектра в усьому інтервалі часів релаксації. Як зазначалося, вона не залежить від літологічного і мінералогічного складу, але загалом випадку залежить від складу флюїду в зоні дослідження, оскільки вимірюється водородосодержаніе флюїду. Заниження повної пористості по ЯМТК в основному може бути пов'язано з наступними причинами:
- висока газонасиченості в зоні дослідження (зменшення водородосодержанія);
- наявність у поровом просторі бітуму, в якому релаксація протонів закінчується до початку вимірювання і не вносить внесок у амплітуду сигналу. Наприклад, якщо в порах присутній бітум та нафту, то по ЯМК буде фіксуватися тільки пористість, зайнята нафтою;
- наявність В«мертвогоВ» часу апаратури, через якого можлива неповна реєстрація сигналів від пір глин;
- малим часом намагнічування флюїду Tw, в результаті чого можлива неповний реєстрація сигналів від великих пір і каверн.
Визначення компонент повної пористості проводиться шляхом інтегрування диференціальних спектрів в певних часових інтервалах. Використовується два варіанти. p> У першому випадку (В«Розбиття на біниВ» - див. рис.5) шкала Т2 розбивається на інтервали так, що кожний наступний інтервал у два рази більше попереднього (1-2, 2-4, 4-8, 8-16 мс і. т. д.). Така розбивка є стандартною для ЯМК в штучному полі, а пористості, відповідні цим інтервалах, отримали назву В«біновВ» (bin1, bin2 і. т. д.). Ця форма подання зручна для наочного сприйняття результатів каротажу ЯМТК, поскольу ьку якісно відображає пористість, що припадає на пори різних розмірів (чим правіше інтервал за шкалою Т2, тим більше розміри пір, формують пористість цього інтервалу), а зміна картини бінов за глибиною відображає варіацію структури порового простору порід в розрізі. p> У другому випадку (В«Метод отсечекВ» - див. рис.5) визначаються петрофізичні компоненти пористості (див. таблицю). Інтегрування виробляється в тимчасових інтервалах з петрофизического обгрунтованими кордонами, тобто реалізується методика граничних значень часів Т 2 , відповідають різним механізмам утримання води в порах різних розмірів. p> Використання граничних значень обумовлено як об'єктивними (різні породи мають різні розподілу пор за розмірами і релаксаційну активність поверхні), так і суб'єктивними причинами. Так, ефективна пористіс...
