Джафаров И.С.
Сынгаевский П.Е. (Halliburton)
Хафизов С.Ф. (ОАО ТНК)

Метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) разрабатывался для выявления петрофизической характеристики пластовых флюидов. По мере признания результатов и получения дополнительной информации появилась возможность расширить его использование для выделения и количественной характеристики обстановок осадконакопления. Для разработки такой методики были привлечены материалы прибора CMR+ компании Шлюмберже, многочастотного MRIL-C/tpкомпании Халлибуртон и данные экспериментального российского зонда ядерно-магнитного томографического каротажа (ЯМТК). Исследования выполнены в подразделениях Тюменской Нефтяной Компании (ТНК) и на кафедре инженеров-нефтяников Государственного университета Луизианы (США).

В настоящее время метод спектрального ЯМР весьма широко применяется в различных нефтегазо носных бассейнах Мира для решения целого ряда задач. В Мексиканском заливе, США и на месторождениях Западной Сибири он использовался для оценки эффективной пористости (MPHI), связанной воды (MBVI), остаточной нефтенасыщенности и абсолютной проницаемости (MPERM), определение которых традиционно вызывает трудности в сильно глинистых терригенных осадках [2,5]. Поскольку ЯМР является точным методом спектральной пористости [9], он также может служить для характеристики смены литологии и, следовательно, для оценки фациальной принадлежности отложений. Такая информация наиболее достоверна тогда, когда 100% исследуемого пространства породы заполнено водой, или в распределение времени поперечной релаксации Т₂ введены соответствующие поправки за углеводородный индекс HI (условные обозначения приведены в конце статьи).

Седиментационный комплекс устьевого бара

Для обработки данных ядерно-магнитного резонанса мы использовали характеристики устьевых баров, описанных в современных обстановках осадконакопления р. Миссисипи [7,8]. Кроме того, привлекались материалы обнажений свиты Фронтиер штата Вайоминг, США, детально задокументированные во время полевых работ 1997-1998 гг. [10]. Выделение обстановок по ГИС основывалось на данных каротажных материалов по скв.3 и Е-2 месторождения Матагорда Айлэнд (Мексиканский залив, США) и скв.80793, 43534 и 021 Самотлорского месторождения (Западная Сибирь) [6,8]. Всего было выделено четыре обстановки, входящие в состав седиментационного комплекса регрессивного бара: продельты, дельтового фронта, дистальной и проксимальной частей устьевого бара. В этих обстановках сформировались семь основных литологических разностей пород (литофаций), пять из которых уверенно распознаются по данным скважинного ЯМР. Все обстановки характеризуются исключительно хорошей латеральной протяженностью и могут коррелироваться на десятки километров [3,7].

Фации проксимальной части бара хорошо видны на большинстве каротажных материалов, т.к. сложены однородными отсортированными чистыми песчаными разностями. На спектре Т₂ они представлены четко выраженным, иногда близким к одномодальному, распределением с максимумом сигнала MFFI на временах 20.0-40.0 м/сек. Ранние времена релаксации в диапазоне 0.5-30 м/сек связаны с глинистой оторочкой обломочных зерен и микропористостью частично растворенных участков полевых шпатов и обломков пород (рис.1,4).

Рис.1. Фации устьевого бара, Мексиканский залив

Фации дистальной части регрессивного бара представлены сериями пластов различной мощности с отчетливым укрупнением зернистости к кровле (рис.2,3). Энергия палеообстановки была ниже, поэтому участками накапливалось больше глинистых разностей. На каротажных материалах они характеризуются существенной «изрезанностью» кривых. ЯМР-сигнал содержит два отчетливых максимума – один, связанный со свободными флюидами (1.0-30.0 м/сек), и второй, — со значительным количеством капиллярно-связанной воды (MBVI). В этой части седиментационного комплекса происходит смешивание вод различной солёности, кроме того, из-за пониженной гидродинамики обломки раковин имеют лучшие шансы на захоронение. Это приводит к образованию конкреций с кальцитовым цементом базального типа. Такие прослои практически непроницаемы, могут иметь хорошую протяженность и представлять определенную сложность при планировании разработки. В карбонатных участках распределение Т₂ становится одномодальным с «плавающим» в широких пределах максимумом, а суммарная пористость MSIG резко падает (рис.5).

Рис.2. Фации дистального бара, Мексиканский залив

Рис.3. Фации дистального бара. Горизонт с карбонатными конкрециями

Фации фронта дельты сложены преимущественно глинисто-алевролитовыми разностями со значительным количеством разнообразных линз песчаного материала. В ряде случаев такие литофации распознаются на диаграммах ГК или сопротивления зондами малой глубинности, но их выделение на ПС или акустике проблематично (см.рис.5). На материалах ЯМР они представлены в основном пористостью MBVI и/или MBVI/MCBW. Времена поперечной релаксации Т₂характеризуются низкоамплитудными одномодальными сигналами в интервале времен 0.3-10.0 м/сек и могут визуально не отличаться от сигналов продельты.

Рис.4. Фации центральной части устьевого бара или острова, фронта дельты и питающего канала

Рис.5. Фации проксимальной и дистальной части бара, фронта дельты и продельты

Фации продельты сложены горизонтально-слои стыми глинистыми разностями с примесью песчаного материала и значительным количеством органики. В случае применения многочастотного ЯМР появляется возможность их выделения, но в большинстве случаев по данным Т₂ эти фации неотличимы от глинистых участков фронта дельты. При внимательном подборе параметров активаций T_E, N и T_W появляется возможность их количественной характеристики [2].

В Мексиканском заливе прибор CMR+ применялся для оценки количества глинисто- и капиллярно-связанной воды и позволил получить хорошие результаты в слабоконсолидированных осадках. На месторождении Матагорда Айлэнд (блоки 622/623) запись в скв.Е-2 была сделана осенью 1999 г. Исследования распределения времени Т₂ в различных обстановках устьевого бара и их связь с литофациями были выполнены Сынгаевским П.Е. на кафедре инженеров-нефтяников Государственного университета Луизианы, США в 1999-2000 гг.

На территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна Тюменская Нефтяная Компания, ее дочернее предприятие ОАО «Самотлорнефтегаз» впервые привлекли современный многочастотный прибор MRIL-C/tp для исследований скважин и дополнили эти работы ЯМР-анализами образцов керна и пластовых флюидов. Полученные результаты послужили основой для решения ряда задач по оптимизации разработки продуктивных пластов АВ₁^1-3 («рябчик»), которые отличаются значительной глинистостью и фациальной неоднородностью [3]. На рис.5 приводится фрагмент диаграммы, записанной на скв.80793 Самотлорского месторождения. Фации проксимальной части устьевого бара выделяются в интервале 1752-1780 м, дистальная часть бара — в интервале 1780-1828 м, фронтальной части дельты 1828-1830 м и глин продельты — ниже 1830 м. Отмечаются горизонты с карбонатными конкрециями на участках х1781, х1783, х1797 м, которые подтверждаются повышенными значениями метода сопротивлений, показаниями ГГК-п и литоплотности, а также характерным резким снижением значений пористости MSIG и MPHI.

Выполнение высококачественной записи прибором ЯМТК в скв.021 Самотлорской площади позволило дать детальную литологическую характеристику отложений и обосновать обстановки их осадконакопления. Песчаное тело в интервале 1058-1080 м характеризуется двухчленным строением — верхняя часть сложена очень мелкозернистыми алевролитами, содержит значительное количество связанной воды (MBVI) и практически непроницаема, вниз переходит в песчаные разности с хорошими ФЕС. Такое строение характерно для образований меандрирующих каналов и русел. На диаграммах ПС и ГК в первой колонке эти литофации не отличиаются от нижних (рис.4). Нижний песчаник (1100-1138 м) сложен хорошо отсортированными однородными разностями, разделенными непроницаемым карбонатным прослоем (1122-1124 м), вероятно, связанным с конкреционным горизонтом. Карбонатный прослой можно предположить по данным ГК, но на кривой ПС он не отличается от расположенных выше (х1116 м) и ниже (х1129 м) проницаемых прослоев с повышенной глинистостью. Во второй колонке показан каверномер в масштабе 100-300 мм, в третьей — кривая проницаемости MPERM, рассчитанная по модели Коатеса (0.1-2000 мД). В четвертой колонке в масштабе пористости (0-30%) показаны объемы глинисто-связанной MCBW (зеленое), капиллярно-связанной воды MBVI (серое) и объем свободных флюидов MFFI (синее). Такие об разования типичны для центральных частей вдольбереговых баров и прибрежных островов.

Будущее метода ЯМР

Будущее этого уникального метода будет определяться дальнейшим улучшением скорости записи, отношения уровня сигнал/помеха или глубинности исследования. Эти составляющие уже значительно усовершенствованы и появилась необходимость его широкого промышленного распространения [5]. Вокруг ЯМР сформировалось мнение как о высокотехнологичном методе [1,4], обработка и интерпретация данных которого требует особых затрат и доступна лишь ограниченному числу профессионалов, что, по нашему мнению, неверно.

Весьма перспективными являются разработки прибора ЯМР на буровой колонне и анализатора пластовых флюидов, совмещенного с пластоиспытателем [2]. Прибор записи данных во время бурения компании Халлибуртон опробован в Мексиканском заливе и на Северном Море. Он работает в различных режимах и позволяет регистрировать такие параметры, как Т₁ и Т₂ (времена продольной и поперечной релаксации). Регистрации данных во время бурения уделяется особое внимание, поскольку нередко они оказываются единственной доступной информацией, кроме того измерения на колонне значительно ближе к неизмененным пластовым условиям. Согласно исследованиям, выполненным в 2000 г. в Государственном университете Луизианы [10], полученные при этом данные дают наиболее полную информацию о составе и распределении поровых флюидов. Для считывания и обработки информации существующие прототипы ЯМР на колонне должны подниматься на поверхность, следующее поколение приборов будет передавать данные на поверхность в режиме реального времени. Компания Бэйкер Атлас продолжает лицензировать использование прибора многочастотного ЯМР разработки Ньюмар, однако одновременно в исследовательских центрах Хьюстона (США) и Германии ведутся собственные разработки инструмента для измерений на 32 различных частотах.

Выводы

Метод ЯМР может успешно применяться для выделения и количественной характеристики обстановок осадконакопления терригенных пород. Спектральное распределение пористости позволяет судить о смене гидродинамических режимов, соответствующем изменении зернистости и отсортированности осадка.

Запись ЯМР необходимо выполнять во всех разведочных и оценочных скважинах, дополняя ограниченным набором методов стандартного каротажа, а при необходимости более детальной характеристики — методами расширенного комплекса (сканеры и телевизоры, широкополостная акустика, элементный/геохимический каротаж и т.д.).

В сложнопостроенных коллекторах Западной Сибири ЯМР является предпочтительным методом для получения максимально достоверных геологических и петрофизических характеристик. При этом измерения поперечной релаксации (Т₂) необходимо дополнить записью времени продольной релаксации (Т₁).

Для сокращения затрат и повышения достоверности промыслово-геофизических исследований в открытом стволе рекомендовано ввести прибор MRIL в обязательный комплекс ГИС. В скважинах, где планируются отбор кернового материала и/или расширенный комплекс исследований, регистрация ЯМР обязательно должна выполняться с применением активаций двух типов (двойного времени между эхо-сигналами T_E и двойного времени задержки T_W).

Сокращения

CMR — прибор ЯМР компании Шлюмберже;

HI — углеводородный индекс;

MPHI — эффективная пористость;

MSIG — общая (суммарная) пористость;

MBVI (BVI) — объем капиллярно-связанной воды;

MCBW (CBW) — объем глинисто-связанной воды;

MPERM — проницаемость, рассчитанная по ЯМР;

MFFI — индекс свободного флюида;

MRIL — прибор многочастотного ЯМР компании Халлибуртон;

Т1 — время магнетизации (продольной релаксации);

Т2 — время поперечной релаксации;

TW — время задержки;

TE — время между эхо-сигналами;

TX или TR- — время эксперимента;

N — число эхо-сигналов.

Литература

1. Методическое руководство по проведению ядерно-магнитного каротажа и интерпретации его данных. — М.: ВНИИЯГГ.- 1982.
2. Сынгаевский П.Е. Применение метода ЯМР для характеристики состава и распределения пластовых флюидов. //Материалы четвертой научно-практической конференции ХМАО. -Ханты-Мансийск.-2000.-С. 350-367.
3. Хафизов С.Ф. Прогноз сложнопостроенных ловушек для нефти и газа в мезозойских отложениях южных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.// Автореф. дисс. на соиск. уч. степ. к.г.-м. н.- Санкт-Петербург.- ВНИГРИ.- 2000.-22 с.
4. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. М: Недра.-1978.
5. Coates, G., Xiao, Lizhi, and Prammer, M.G., NMR logging principles and applications. Halliburton Energy Services, 1999.
6. Djafarov I.S., Khafizov S.F. and Syngaevsky P. E.,. Spectral NMR for Petrophysical Characterization and Depositional Environments Interpretation in AB1 1-2 zones («Ryabcheck» group) of Samotlor field. Khanty-Manseisk Regional Conference, Russia 13-17 November, 2001.
7. Galloway W.E., Hobday, D.K., Terrigeneous Clastic Depositional Systems, Springer-Verlag, New York, Berlin, Heidelberg, Tokyo, 1983.
8. Grausman A.A., Khafizov S.F., Syngaevsky A.E. and Syngaevsky P.E. High Resolution Sequence Stratigraphy, Log Motifs & Reservoir Architecture of Turbidite Systems (a Comparison of Arkansas outcrops and Neocomian (K1) section of West Siberia Basin.) In printing. Materials of AAPG Annual Convention in Houston, March, 2002.
9. Hodgkins, M.A., and Howard, J.J., 1999, Application of NMR logging to reservoir characterization of low resistivity sands in the Gulf of Mexico, AAPG Bulletin, v. 83, no. 1, p.114–127.
10. Syngaevsky P.E. Formation Evaluation of the Siphonina Davisi Section at Matagorda Island Field. Offshore Texas, Gulf of Mexico: 622/623 and 519 blocks. Post-doctoral study at Louisiana State University, The Craft and Hawkins Department of Petroleum Engineering. May 1999 — August 2000.