1 001137 2 Настоящее изобретение относится к мето

1
Настоящее изобретение относится к методу определения жидкой фракции в земной формации, используя технологию ядерного магнитного резонанса (ЯМР). При добыче углеводорода из земной формации, содержащей углеводородную жидкость и воду, в основном желательно определить водное насыщение, или, наоборот, углеводородное насыщение в формации,
чтобы оценить техническую и экономическую
осуществимость углеводородного производства
из формации. Такая оценка может быть желательна, например, для нового поля или для частично истощенного поля, содержащего остаточный или остающийся объем нефти.
Обычно прикладная каротажная техника
для определения нефти, газа или воды в земной
формации - ЯМР каротаж. В этой технологии
определяется временная эволюция поперечной
релаксации ядерного магнетизма воды и нефти,
содержащейся в формации.
Наблюдаемая кривая затухания намагничивания высоты эхо является существенно многоэкспоненциальной функцией и может быть
представлена:
где P(T2)dT2 представляет фракцию жидкости с
временем поперечной релаксации от Т2 до
T2+dT.
Насыщение нефти, газа и воды тогда определяется из наблюдаемых времен релаксации
ЯМР различных жидкостей в формации. Однако
чтобы различать сигналы, происходящие от воды и нефти в формации, требуется, чтобы эти
сигналы имели достаточно различные времена
релаксации ЯМР. Такое может быть в случае
очень тяжелых нефтей, имеющих времена релаксации меньшие, чем несколько миллисекунд,
в то время как вода имеет времена релаксации в
диапазоне от десяти до нескольких сотен миллисекунд. Обычно различие не столь явно, чтобы между водой и нефтью могло быть сделано
различие, замещая воду в формации около буровой скважины фильтратом бурового раствора,
содержащем парамагнитные ионы, которые сокращают время релаксации воды до нескольких
миллисекунд. Сложная кривая затухания ЯМР,
измеренная при временах больших, чем обычно
20 мс, тогда может интерпретироваться, как
происходящая только из нефти. Хотя эта техника успешно применяется, она имеет недостаток
необходимости использовать специальный буровой раствор и достигать требуемого вторжения фильтрата бурового раствора в формации
вокруг ствола скважины, который делает известный метод дорогостоящим и требует затрат
времени. Кроме того, полное замещение не гарантировано и не может быть легко проверено.
Также эта техника часто применяется в добывающем резервуаре, и захваченный буровой
раствор может быть далеко унесен от ствола
скважины прежде, чем измерения выполнены.
001137
2
ЕР-А-489578 раскрывает способ проведения измерения эхо-импульса ЯМР в буровой
скважине. В этом способе статическое магнитное поле и градиент магнитного поля прилагаются к формации, окружающей буровую скважину, сопровождаемые серией электромагнитных импульсов ЯМР. Затухание эхо ЯМР используется, чтобы определить коэффициент
диффузии D и поперечное время релаксации Т2.
Эта публикация раскрывает, что коэффициент
диффузии D может применяться, чтобы определить уровни насыщения воды и углеводорода.
Однако не раскрыто, как такие уровни насыщения воды и углеводорода могут быть определены. Кроме того, только упоминается единственный коэффициент диффузии D, который относится или только к воде, или только к углеводородной жидкости.
Целью изобретения является получение
улучшенного метода определения жидкой
фракции в земной формации, содержащей, по
крайней мере, две жидкости.
В соответствии с изобретением обеспечивается способ определения фракции жидкости,
выбранной из, по крайней мере, двух жидкостей, содержащихся в земной формации, который включает
a) индуцирование магнитного поля в области упомянутой земной формации;
b) проведение измерения эхо-импульса
ЯМР в вышеупомянутой земной формации;
c) выбор соотношения между эхооткликом ЯМР от вышеуказанных жидкостей,
фракций жидкостей и, по крайней мере, одной
переменной, которая воздействует на эхоотклик ЯМР способом, зависящим от фракций
вышеупомянутых жидкостей;
d) изменение вышеуказанной, по крайней
мере, одной переменной в ходе измерения ЯМР,
воздействующего таким образом на измеренный
эхо-отклик ЯМР способом, зависящим от фракций вышеуказанных жидкостей; и
e) определение фракции выбранной жидкости, с помощью подбора вышеупомянутого
выбранного соотношения к эхо-отклику ЯМР.
Так как временная эволюция эхо-сигналов
ЯМР действует способом, зависящим от фракции жидкостей, и так как измеренные эхосигналы ЯМР являются суперпозицией эхосигналов от индивидуальных жидкостей, различие между эхо-сигналами индивидуальных
жидкостей может быть сделано через результат
изменения переменной на измеренном эхоотклике ЯМР.
Соответственно, жидкости имеют различные коэффициенты диффузии ЯМР, эти различные коэффициенты диффузии ЯМР включены в
выбранное соотношение, вышеуказанное магнитное поле имеет градиент магнитного поля, и
вышеуказанная, по крайней мере, одна переменная является произведением импульсного
интервала ЯМР и градиента магнитного поля.
3
Вариации в величине произведения могут быть
получены за счет вариаций в импульсном интервале ЯМР и/или градиенте магнитного поля.
В присутствии градиента магнитного поля,
на временную эволюцию измеренных эхосигналов ЯМР воздействует молекулярная самодиффузия. Таким образом, различие между
эхо-сигналами от индивидуальных жидкостей
может быть сделано через диффузионный эффект на измеренном эхо-отклике ЯМР.
Предпочтительно, чтобы, по крайней мере,
два импульса временных интервала ЯМР различной длины применялись в измерении ЯМР,
эти импульсные временные интервалы различной длины соответственно применяются в одиночной ЯМР каротажной последовательности, в
одиночном каротажном проходе циклично или в
отдельных каротажных проходах.
Подходящая ЯМР каротажная последовательность - это Саrr-Purcell-Meiboom-Gill
(CPMG) последовательность в соответствии с:
TR − 90° ± х − (tcpj − 180°у − tcpj − echoj) (2)
где TR - время ожидания между последовательностями;
tcpj - Carr-Purcell интервал;
х, у - это фазы 90° и 180° импульсов соответственно; и
j - индекс эхо-сигнала.
Для одиночной жидкости кривая затухания
эхо ЯМР при градиенте магнитного поля и постоянной tcp может быть описана
где Ai - жидкая фракция с временем поперечной
релаксации Т2,i;
М(0) - амплитуда сигнала в момент времени t = 0;
T2,i - время поперечной релаксации жидкой
фракции Аi;
T1,i - время продольной релаксации жидкой
фракции Ai;
γ - гиромагнитное отношение подчиненного ядра жидкости;
G - градиент магнитного поля;
D - молекулярный коэффициент самодиффузии жидкости в пористой породе.
Кривая эхо-сигнала ЯМР из формации, которая содержит множество жидкостей, есть суперпозиция эхо-сигналов, произведенных индивидуальными жидкостями в соответствии с
где Mj(t) является затуханием эхо ЯМР j-той
фракции жидкости, как описано в выражении
(3).
Величина коэффициента диффузии D связана с температурой и вязкостью жидкости и
может быть аппроксимирована эмпирическим
соотношением
D=2,5T/300η (10-9 м2/с)
(5)
где Т - температура (К);
η - вязкость (сП).
001137
4
Молекулярная диффузия в пористой среде
по существу ограничена, что подразумевает, что
D не константа, а функция эффективного времени диффузии, заданного 2tcp, и геометрией
пористой системы.
Будет ясно, что различие между эхосигналами от различных жидкостей может быть
сделано на основании влияния различных коэффициентов диффузии на отклике ЯМР (изменяя
импульсный временной интервал) и/или на основании влияния их различных времен продольной релаксации на отклике ЯМР (изменяя
TR).
В выгодном воплощении изобретения вышеуказанная, по крайней мере, одна переменная
включает время ожидания между последовательностями импульсов ЯМР, которое, например, TR в случае CPMG последовательности.
Более привлекательно применить первую
переменную в виде произведения импульсного
интервала ЯМР и градиента магнитного поля и
второй переменной в виде времени ожидания
между импульсными последовательностями
ЯМР (TR в случае CPMG последовательности).
Будет понятно, что первая переменная была бы
тогда объединена с градиентом магнитного поля
и применением к жидкостям, имеющим различные коэффициенты диффузии ЯМР.
Шаг е) способа согласно изобретению
предпочтительно содержит применяемый метод
инверсии к измеренному эхо-отклику ЯМР и
вышеуказанному выбранному соотношению.
Более предпочтительно инвертировать измеренные данные эхо-откликов ЯМР, полученные для вариаций, по крайней мере, в одной
переменной (например, первой и второй переменной), одновременно используя подходящее
представление уравнения (4), также подход учитывает широкие диапазоны вышеуказанных переменных, возможно различные уровни шумов
на индивидуальных кривых затухания, и любое
число кривых затухания, которые принимаются
во внимание.
Пример.
Определение водного насыщения в формации горных пород, содержащей нефть со средним удельным весом и воду, применяя измерения ЯМР градиента магнитного поля на образце
формации горных пород, иллюстрируется в
дальнейшем со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых
фиг. 1-4 схематично показывают кривые
затухания ЯМР для земных формаций, имеющих нефтяные насыщения соответственно 0,15,
0,3, 0,45 и 0,6; и
фиг. 5 - отношение эхо-сигналов ЯМР для
двух различных импульсных интервалов времени как функцию нефтяного насыщения при различных значениях времени.
Два времени поперечной релаксации и две
соответствующие фракции объема были отобраны для модели воды. Компонент с коротким
5
временем релаксации представляет связанную
воду и остается постоянным, принимая во внимание, что компонент с длинным временем релаксации представляет подвижную воду и изменяется с нефтяным насыщением. Нефть была
смоделирована одним временем поперечной
релаксации и одной соответствующей фракцией
объема. Значения параметров были выбраны,
как следует ниже:
T2,w,1 = 10 мс;
Aw,1 = 0,25;
T2,w,2 = 100 мс;
Aw,2 = 0,60; 0,45; 0,30; 0,15 соответственно;
Dw = 3,0 Е-9 м2/с;
Т2,0 = 50 мс;
А0 = 0,15; 0,30; 0,45; 0,60 соответственно;
G = 0,2 Тл/м;
γ = 2π 42,565 МГц/Тл.
Каждая из фиг. 1-4 показывает нормализованные кривые затухания эхо ЯМР для двух
импульсных интервалов (2tcp), где в каждой из
этих фигур верхняя кривая (обозначенная 1a, 1b,
1с, 1d) представляет ЯМР отклик как функцию
времени t для импульсного интервала времени
2tcp = 2 мс, и более низкая кривая (обозначенная
цифрами 2а, 2b, 2c, 2d) представляет отклик на
функцию времени t для импульсного интервала
времени 2tcp = 6 мс. Кроме того, нефтяное насыщение на фиг. 1 равно А0 = 0,15, на фиг.2 - А0
= 0,3, на фиг. 3 - А0 = 0,45 и на фиг. 4 - А0 = 0,6.
Как ясно из этих фигур разделение между
верхней кривой 1a, 1b, 1c, 1d) и более низкой
кривой (2а, 2b, 2c, 2d) уменьшается с увеличением нефтяного насыщения. Таким образом,
применяя, по крайней мере, два различных импульсных интервала времени, было определено
разделение между верхней и более низкой кривой, а из разделения было определено нефтяное
насыщение.
В то время как предложено, что водное насыщение (или нефтяное насыщение) было определено подбором полных кривых к соответствующей форме уравнения (4), используя соответствующую программу числовой минимизации, чувствительность способа, согласно изобретению, может быть оценена из фиг. 5, которая показывает кривые 3, 4, 5, 6, представляющие отношение R = M(t, 2tcp=6)/M(t, 2tcp=2) для
выбранных значений t, как функцию нефтяного
насыщения А0. Выбранное значение t для кривой 3 - t=90 мс, для кривой 4 - t=48 мс, для кривой 5 - t=18 мс и для кривой 6 - t=12 мс.
Повторяя способ для диапазона практических значений для водных и нефтяных параметров, было определено, что способ, согласно изобретению, лишь слабо зависит от фактических
величин нефтяных параметров. Если никакая
информация относительно этих параметров не
доступна, погрешности в оценке водного насыщения могут доходить до 0,1. Если вязкость
нефти может быть оценена с точностью двух
десятичных цифр, результирующая погреш-
001137
6
ность в водном насыщении незначительна по
сравнению с полной точностью измерения.
Способ может быть выполнен, например,
на месте через буровую скважину, образованную в земной формации или в лаборатории, используя образец керна, взятый из формации.
Кроме того, способ привлекателен для определения остаточного нефтяного насыщения в
случае, если течение воды или движение газов
применялось к земной формации для замещения
нефти в формации.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ определения фракции жидкости,
выбранной из, по крайней мере, двух жидкостей, содержащихся в земной формации, которые имеют различные коэффициенты диффузии
ядерного магнитного резонанса (ЯМР), включающий следующие этапы:
a) индуцирование магнитного поля в области земной формации, которое имеет градиент магнитного поля;
b) проведение измерения эхо-импульса
ЯМР в упомянутой области земной формации;
c) выбор соотношения между эхооткликом ЯМР от вышеупомянутых жидкостей,
фракций жидкостей, различных коэффициентов
ЯМР упомянутых жидкостей и, по крайней мере, одной переменной, которая воздействует на
ЯМР эхо-отклик в зависимости от фракций
упомянутых жидкостей;
d) изменение упомянутой, по крайней мере, одной переменной в ходе измерения ЯМР, и
таким образом воздействия на измеренный эхоотклик в зависимости от фракций упомянутых
жидкостей; и
e) определение фракции выбранной жидкости путем аппроксимации выбранного соотношения на ЯМР эхо-отклик.
2. Способ по п.1, в котором одна из упомянутой, по крайней мере, одной переменной является произведением импульсного интервала
ЯМР и градиента магнитного поля.
3. Способ по п.2, в котором в измерении
ЯМР используют, по крайней мере, два импульсных интервала различной длины.
4. Способ по п.1, в котором, по крайней
мере, одна переменная содержит время ожидания между ЯМР последовательностями импульсов.
5. Способ по любому из пп.2, 3, в котором
упомянутое произведение импульсного интервала ЯМР и градиента магнитного поля, формирует первую переменную, и в котором упомянутая, по крайней мере, одна переменная, включает вторую переменную, являющуюся временем
ожидания между ЯМР последовательностями
импульсов.
6. Способ по любому из пп.1-5, в котором
этап е) включает применение инверсионного
7
001137
метода к измеренному эхо-отклику ЯМР и вышеуказанному соотношению.
7. Способ по п.6, в котором измеренные
данные эхо-отклика ЯМР, полученные изменением первой и второй переменных, инвертированы одновременно.
8. Способ по любому из пп.1-7, в котором
вышеуказанное измерение ЯМР содержит каротажную последовательность в соответствии с
Фиг. 1
Фиг. 2
8
TR − 90° ± х − (tcp,j − 180°у − tcp,j − ehoj),
где TR - время ожидания между последовательностями;
tcp,j - интервал каротажной последовательности;
х, у - фазы 90° и 180° импульсов соответственно; и
j - индекс эхо-сигнала.
Фиг. 4
Фиг. 5
Фиг. 3
Евразийская патентная организация, ЕАПВ
Россия, Москва, ГСП 103621, М. Черкасский пер., 2/6