Блок электроники предназначен для приема команд и программ от наземного комплекса, организации процесса измерений, формирования радиоимпульсов и их усиления, предварительной обработки полученных сигналов спин-эхо и передачи измерительных данных на земную поверхность.

Энергетический блок предназначен для накопления энергии, необходимой для формирования серии радиоимпульсов в радиочастотной катушке (не менее 500 - 600 Дж), а также для формирования напряжений питания блока электроники. В этом блоке находится модем, служащий для передачи измерительной информации и приема команд от наземного комплекса. Более подробная информация об особенностях аппаратуры приведена в [ 8 ].

В 2002 г. была завершена разработка новой модификации аппаратуры ЯМТК. Ее основные отличия :

· в три раза увеличилась чувствительность прибора;

· реализована возможность выполнения нескольких измерений с различными TW и TE за один спуск – подъем;

· реализован режим измерений на трех частотах.

5. Обработка и интерпретация данных ЯМТК

Определение характеристик разреза по ЯМТК включает три стандартные процедуры: получение исходной релаксационной кривой; геофизическую обработку кривой с получением спектров; определение компонент емкости, фильтрации, флюидонасыщенности (рис. 5).

Исходной информацией является непосредственно регистрируемая прибором релаксационная кривая, представляющая собой зависимость сигнала ЯМР от времени измерения. Она отражает затухание намагниченности порового флюида в породе.

Геофизическая обработка данных. При необходимости в релаксационную кривую вводятся поправки за условия измерений, а также выполняются процедуры фильтрации. Далее с использованием специальных математических процедур из релаксационной кривой рассчитывается дифференциальный спектр. Он описывает распределение сигнала ЯМР по временам поперечной релаксации T₂ , соответствующим разным скоростям релаксации намагниченности флюида в порах разного размера. По своему физическому смыслу эта зависимость представляет собой дифференциальное распределение пористости по времени поперечной релаксации Т₂ (dК_п /dТ₂ от Т₂ ) . Так как время релаксации пропорционально размеру пор, то, следовательно, дифференциальное распределение пористости по временам релаксации качественно характеризует также и распределение пористости по размерам пор.

«Качественный» характер распределения пористости связан с тем, что, кроме размеров пор, спектры несут в себе информацию и о других составляющих релаксации (см. п.2). Поэтому для получения дифференциального спектра распределения пористости по размерам пор r (dК_п /dr от r) необходима петрофизическая калибровка в виде зависимости Т₂ – r .

Определение фильтрационно – емкостных свойств основано на их прямой зависимости от структуры порового пространства, описываемой спектром ЯМТК. Так, чтобы определить пористость, соответствующую какому – либо интервалу времен релаксации ( Т_{2 i} ; Т_{2 i} +DТ₂ ) достаточно проинтегрировать дифференциальный спектр на этом участке (найти площадь под кривой). Этот прием и используется для определения компонент пористости по данным ЯМТК.

Пористость. Полная пористость определяется интегрированием дифференциального спектра во всем интервале времен релаксации. Как отмечалось, она не зависит от литологического и минералогического состава, но в общем случае зависит от состава флюида в зоне исследования , поскольку измеряется водородосодержание флюида. Занижение полной пористости по ЯМТК в основном может быть связано со следующими причинами:

- высокая газонасыщенность в зоне исследования (уменьшение водородосодержания);

- наличие в поровом пространстве битума, в котором релаксация протонов заканчивается до начала измерения и не вносит вклад в амплитуду сигнала. Например, если в порах присутствует битум и нефть, то по ЯМК будет фиксироваться только пористость, занятая нефтью;

- наличие «мертвого» времени аппаратуры, из–за которого возможна неполная регистрация сигналов от пор глин;

- малым временем намагничивания флюида Tw, в результате чего возможна неполная регистрация сигналов от крупных пор и каверн.

Определение компонент полной пористости производится путем интегрирования дифференциальных спектров в определенных временных интервалах. Используется два варианта.

В первом случае («Разбиение на бины» – см. рис.5) шкала Т2 разбивается на интервалы так, что каждый последующий интервал в два раза больше предыдущего (1-2, 2-4, 4–8, 8-16 мс и. т. д.). Такая разбивка является стандартной для ЯМК в искусственном поле, а пористости, соответствующие этим интервалам, получили название «бинов» (bin1, bin2 и. т. д.). Эта форма представления удобна для наглядного восприятия результатов каротажа ЯМТК, поскольку качественно отражает пористость, приходящуюся на поры разных размеров (чем правее интервал по шкале Т2, тем больше размеры пор, формирующих пористость этого интервала), а изменение картины бинов по глубине отражает вариацию структуры порового пространства пород в разрезе.

Во втором случае («Метод отсечек» - см. рис.5) определяются петрофизические компоненты пористости (см. таблицу). Интегрирование производится во временных интервалах с петрофизически обоснованными границами, т.е. реализуется методика граничных значений времен Т₂ , соответствующих различным механизмам удержания воды в порах разных размеров.

Использование граничных значений обусловлено как объективными ( разные породы имеют различные распределения пор по размерам и релаксационную активность поверхности), так и субъективными причинами. Так, эффективная пористость определяется с использованием Кво, а величина последнего зависит от принятого давления вытеснения. Поэтому и положение границы «капиллярно–связанная – эффективная пористость» на оси Т₂ будет зависеть от принятого давления вытеснения при определении Кво. Для стандартизации результатов в практике ЯМР используется величина давления 0,7 МПа (100 psi ), хотя можно оценить граничное значение Т₂ при любом заданном давлении вытеснения.

Типовые граничные значения для выделения различных компонент пористости, приведены в таблице. Они достаточно стабильны, но для конкретных отложений могут уточняться по исследованиям на керне.

Таблица

Типовые интервалы Т₂ для определения компонент пористости

Компоненты пористости (типовые мнемоники)	Т2 min (мс)	Т2 max (мс)
Пористость глин Кп глин (MCBW)	0	4
Пористость, занятая капиллярно-связанной водой Кп кап – св. (MBVI)	4	Терригенный разрез – 33 Карбонатный разрез - 90
Пористость, занятая остаточной водой Кп во при р = 0,7 Мпа	0	Терригенный разрез – 33 Карбонатный разрез - 90
Эффективная пористость Кп эф (MFFI) при р = 0,7 Мпа	Терригенный разрез – 33 Карбонатный разрез – 90	Конечное для спектра
Каверновая емкость (в карбонатах) Кп кав.	750	Конечное для спектра
Поровая емкость (в карбонатах) Кп пор	0	750
Полная пористость по ЯМК Кп ЯМК (MPHS)	0	Конечное для спектра

Подобная методика определения компонент пористости применима для водонасыщенных пород. Присутствие углеводородов может вносить существенные погрешности, снижение которых возможно за счет использования специальных более сложных методик обработки результатов ЯМТК.

Проницаемость. Для оценки абсолютной проницаемости по данным ЯМТК используется два подхода.

Первый подход связан с применением широко используемых петрофизических связей типа Кво – Кпр, Кпэф – Кпр (и их зарубежных аналогов – моделей Тимура, Тимура- Коатса и др.). Расчет Кпр проводится по данным Кпэф, Кво, непосредственно определяемым по ЯМТК.

Во втором подходе используется непосредственно дифференциальный спектр ЯМТК, качественно отражающий структуру порового пространства. Расчет Кпр производится в рамках решеточной капиллярной модели пористой среды (см. рис.5) [6].

Флюидонасыщенность. Для качественных и количественных оценок насыщенности в зоне исследования ЯМТК используется информация двух и более измерений с различными параметрами последовательности CPMG. Технически задача сводится к совместному анализу нескольких спектров для каждой точки глубины. Методики количественных оценок находятся в стадии разработки и опробования и в настоящей статье не приводятся.

6. Выполнение каротажных работ

Настройка и эталонировка прибора производится с использованием эталонировочного устройства, которое представляет собой бочку с коаксиальными секциями, имитирующими область скважины и область породы. Область породы заполняется водой с добавкой CuSO₄ для уменьшения времени продольной и поперечной релаксации. Эта область имитирует 100%-ную пористость.

Настройка прибора происходит в два этапа. На первом с помощью тестовых программ калибровки производится настройка частотной характеристики приемного тракта и частоты радиоимпульса. На втором этапе выбираются оптимальные значения радиоимпульсов, т. е. их длительность и амплитуда радиочастотного поля в зоне исследования. Настройка производится сопоставлением настроечных характеристик прибора, полученных путем математического моделирования, и экспериментальных данных.

Подготовка скважины. Учитывая большой диаметр прибора (155 – 165 мм вместе с отклонителями), исследования выполняются в скважинах с номинальным диаметром 190 мм и более. ЯМТК обычно выполняется после обязательного комплекса ГИС и перед производством работ ЯМТК проводится промывка скважины. В сложных условиях (неустойчивый ствол, наклонные скважины и др.) сначала проводится контрольный спуск шаблона, который по своим размерам и весу аналогичен скважинному прибору ЯМТК.