Método de registro por resonancia magnética nuclear
(1) Herramientas de registro
1. Herramienta de registro por resonancia magnética nuclear (CMR) combinada
La herramienta de registro CMR utiliza un imán permanente muy fuerte que genera Se coloca un campo magnético estático en el pozo y se establece un área de campo magnético uniforme que es 1000 veces más fuerte que el campo geomagnético en la formación fuera del pozo. La antena emite una señal de secuencia de pulso de eco de espín (CPMG) y la recibe. el eco de la formación. Los datos originales de CMR constan de una serie de amplitudes de eco de espín, que se procesan para obtener la distribución del tiempo de relajación T2. La distribución T2 es el principal resultado de registro, a partir del cual el tren de ecos T2 puede derivar la porosidad, la saturación del fluido ligado, la saturación del fluido libre y la permeabilidad.
CMR es un pequeño instrumento de tipo deslizante con una longitud de conexión de 4,33 m, un peso de 148 kg, una temperatura nominal de 177 °C y una presión nominal de 138 MPa. sección se muestran en la Figura 5-54.
CMR debe utilizar un resorte de arco, excéntrico o calibrador eléctrico para medir la excentricidad. La placa del detector tiene un ancho máximo de 5,3 pulgadas y un diámetro total máximo de 6,6 pulgadas con resortes de arco deslizantes.
Para condiciones típicas de pozo, el diámetro mínimo recomendado es de 6,25 pulgadas. Cuando las condiciones del pozo son buenas, se puede utilizar CMR para registrar pozos hasta 5,785 pulgadas.
(1) Selección de parámetros de secuencia de pulsos CPMG
Las mediciones de RMN son periódicas, no continuas. El ciclo de medición consta del tiempo de espera y el período de adquisición del eco de espín. El tiempo de adquisición es mucho más corto que el tiempo de espera. Durante el período de espera, los núcleos de hidrógeno regresan a la dirección del campo magnético del instrumento. El tiempo de espera depende del T1 del fluido poroso. Durante el período de adquisición, la bobina transmisora del instrumento emite rápidamente ecos de espín. Los ecos se recogen a determinados intervalos (intervalos de eco).
El tiempo de espera, el número de ecos recogidos y el intervalo de eco se denominan parámetros de secuencia de impulsos. Estos parámetros determinan la medición de RMN y deben tenerse en cuenta antes de iniciar el registro. La selección óptima de parámetros está relacionada con la litología y el tipo de fluido, y si el instrumento CMR se utiliza para medición continua o medición puntual.
Figura 5-54 Instrumento experimental de RMN de pulso
1) Ciclo de medición. Para corregir las compensaciones en las trayectorias de los electrones, las secuencias de eco de espín se recopilan en pares, llamados pares de fase alterna.
El tiempo total del ciclo de recolección de un par de fases alternas es
Registro de pozos geofísicos
Donde: TW es el tiempo de espera, s; ecos; TE es el intervalo de eco, s.
El tiempo de ciclo prolongado puede mejorar la precisión del registro CMR. Sin embargo, para pozos con grandes cambios ambientales, períodos prolongados dan como resultado velocidades de medición bajas y tiempos de residencia de medición puntual prolongados.
2) Prueba de velocidad. En el registro continuo, la velocidad del instrumento se ajusta para garantizar que se complete un nuevo ciclo de medición en cada sección de frecuencia de muestreo del fondo del pozo (generalmente 6 pulgadas o 15,24 cm). La velocidad máxima de registro es
Registro geofísico
La Figura 5-55 muestra la relación entre la velocidad máxima de registro, el tiempo de espera y el número de ecos recopilados. La mayoría de las velocidades de registro CMR oscilan entre 45,7 y 183 m/h. Según el modelo de registro de fluido ligado, la velocidad medida puede alcanzar más de 244 m/h.
3) Restricciones en la selección de parámetros de pulso. ①Intervalo de eco. Para mejorar la sensibilidad de la medición de componentes de rápida descomposición (es decir, poros pequeños y petróleo de alta viscosidad), el registro CMR generalmente utiliza un intervalo de eco mínimo (0,28 ms). A medida que el hardware mejore, se espera que disminuya la separación mínima del eco. Para mejorar la relajación de la difusión, también se aumenta el espaciamiento de los ecos. Esto se aplica a formaciones limpias que no contienen grandes cantidades de microporos. Para mantener la sensibilidad a los poros pequeños, los intervalos de eco rara vez superan 1 ms. ②Número de ecos. Las sensibilidades de eco recopiladas son: 200, 300, 600, 1200, 1800, 3000, 5000 y 8000. Cuando el intervalo de eco es de 0,28 ms, los tiempos de adquisición correspondientes son: 0,056 s, 0,084 s, 0,17 s, 0,34 s, 0,50 s, 0,84 s, 1,40 s y 2,24 s. El número máximo de ecos recopilados durante el registro continuo de pozos suele ser 1800. Las simulaciones por computadora y la experiencia de campo muestran que aumentar el número de ecos provocará cambios insignificantes en el registro de poros CMR. ③Tiempo de espera. Lo ideal es que el tiempo de espera sea lo suficientemente largo como para polarizar completamente los núcleos de hidrógeno. Porque el hidrógeno polarizado de forma incompleta contribuye de forma incompleta a la amplitud del eco de espín. En la práctica, el tiempo de espera está sujeto a los requisitos de eficiencia del sitio del pozo y se deben realizar correcciones en caso de polarización incompleta.
Normalmente, el tiempo de espera es tres veces mayor que el T1 promedio del fluido de los poros. ④Tiempo mínimo de espera. Debido a las limitaciones de la relación de ancho de banda de la bobina de transmisión, el tiempo de espera mínimo es aproximadamente el doble del tiempo de adquisición. En la práctica esto no se convierte en una limitación porque tanto el tiempo de espera como el tiempo de adquisición están controlados por el tiempo de relajación del fluido poroso (T1 y T2), y un fluido poroso con una T2 larga también tendrá una T1 larga y por lo tanto requieren un largo tiempo de espera.
Figura 5-55 La relación entre la medición de velocidad máxima, el tiempo de espera y el número de ecos recolectados
4) Selección de parámetros. La selección de los parámetros de la secuencia de impulsos se basa en la planificación previa al trabajo y en las mediciones in situ.
El plan previo al trabajo incluye la estimación del tiempo promedio de relajación (T1 promedio) del agua de poro y de los hidrocarburos en la zona de intrusión (hidrocarburos originales o lodos a base de aceite). Para el funcionamiento típico del instrumento, el tiempo de espera es aproximadamente cuatro veces mayor de los dos valores T1.
Al estimar los tiempos de relajación del fluido poroso, a menudo se supone que la roca está mojada por agua. En este caso, los hidrocarburos se relajan a una velocidad volumétrica y la relajación volumétrica del petróleo se estima a partir de la viscosidad en las condiciones del yacimiento. La relajación volumétrica del gas está relacionada con la temperatura y presión del yacimiento. La curva de relación entre T1 y T2 y la viscosidad del fluido se muestra en la Figura 5-49.
La inspección de la secuencia de pulsos a menudo se logra registrando un tiempo de espera largo en un intervalo productivo seguido de un registro repetido con un tiempo de espera corto. Tiempo de espera mínimo para producir una porosidad CMR precisa y pequeñas correcciones de polarización (por ejemplo, menos de 2 p.u.) para los registros primarios.
Después de varios registros CMR en un área o formación, a menudo se puede determinar la secuencia óptima. Esta secuencia se puede utilizar para el registro CMR posterior.
A continuación se describen varias secuencias de pulsos predefinidas que se han utilizado con éxito en pruebas de campo.
A. Yacimientos con aceite de viscosidad media a alta (superior a 4 mPa·s). El valor T1 del petróleo de viscosidad media y alta es relativamente corto, y la secuencia de pulsos CMR se selecciona principalmente en función del T1 del agua de los poros.
El T1 del agua de los poros está determinado por la relajación de la superficie, que cambia con el tamaño de los poros y la litología. Las rocas carbonatadas tienen una relajación superficial más débil que las areniscas y requieren tiempos de espera más prolongados. Cuando la roca es muy porosa (como los carbonatos porosos), el tiempo de relajación se acerca al valor del volumen de agua (como función conocida de la temperatura). Sin embargo, los instrumentos CMR detectan zonas intruidas donde el agua connata es desplazada por el filtrado del lodo de perforación, lo que reduce el T1 del filtrado volumétrico del lodo debido a la presencia de iones paramagnéticos disueltos en el filtrado.
De hecho, el valor T1 del agua intersticial es difícil de determinar, por lo que la secuencia de impulsos se basa en el tiempo de ciclo mínimo adecuado para la mayoría de los entornos subterráneos. Según la experiencia, la secuencia de pulsos recomendada para el registro continuo de pozos se muestra en la Tabla 5-3. La segunda columna de la tabla es el umbral de viscosidad del aceite. Se requiere un tiempo de espera más largo si se excede el umbral. También se requieren tiempos de espera más prolongados si el yacimiento contiene poros particularmente grandes (por ejemplo, alta permeabilidad, areniscas no consolidadas y carbonatos vuggy).
Tabla 5-3 Registro continuo convencional
B. Yacimientos con aceite de baja viscosidad (menos de 4 mPa·s). Cuando el yacimiento contiene petróleo liviano o cuando se perfora con lodo a base de petróleo, la secuencia de pulsos CMR se determina en función del T1 del petróleo. Requiere un tiempo de espera prolongado y una medición de velocidad lenta. La Tabla 5-4 muestra los parámetros de pulso predefinidos en el software de registro MAXIS. Si se conoce la viscosidad del aceite de las condiciones del yacimiento, se debe corregir el tiempo de espera de la secuencia. En este momento, el T1 promedio se estima a partir de la Figura 5-49 y el tiempo de espera se establece en 3T1. Cuando las condiciones del pozo permiten el uso de velocidades de medición más altas, se recomienda utilizar una frecuencia de muestreo de 9 pulgadas, que aumenta la velocidad de medición en 1,5 veces.
Tabla 5-4 Parámetros de pulso predefinidos en el software de registro MAXIS
C. La principal aplicación del registro CMR en formaciones potencialmente portadoras de gas es identificar zonas de gas que no se muestran en las curvas logarítmicas convencionales (por ejemplo, densidad de neutrones). La porosidad CMR subestima la porosidad de la capa de gas. Las razones son las siguientes: el índice de hidrógeno del gas es significativamente menor que 1 en un amplio rango de temperatura y presión, el gas tiene un T1 largo (mayor a 3 s), por lo que no puede polarizarse completamente en el registro continuo del pozo; Por efectos de difusión, el gas T2 es corto (aproximadamente 400 μs). Por lo tanto, una relación T1/T2 elevada hace que la corrección de polarización sea ineficaz.
El valor de amplitud de la señal del gas es
Registro geofísico del pozo
En la fórmula: HI es el índice de hidrógeno del gas; Vg es el volumen de gas del dominio de invasión; , p.u.; el efecto T1 es la influencia parcial del gas polarizado en el tiempo de espera, es decir, 1-exp (-Tw/T1g) (T1g es el T1 del gas; Tw es el tiempo de espera).
En muchos entornos, la señal del gas es demasiado pequeña para ser detectada. Esto ocurre en formaciones poco profundas (el índice de hidrógeno del gas es demasiado pequeño) y en formaciones de porosidad baja a media (que contienen pequeños volúmenes de gas residual). En estas formaciones, el método más eficaz es registrar pozos con tiempos de espera relativamente cortos, siempre que haya tiempo suficiente para que el agua se polarice (por ejemplo, secuencias de arenisca o carbonato). Esto minimiza la amplitud de la señal del gas y la reducción de la porosidad CMR puede deberse a la influencia del gas.
En formaciones profundas de alta porosidad, la señal de gas puede ser superior a 3 p.u. En estas formaciones, los registros CMR individuales pueden identificar zonas de gas variando los tiempos de espera y los intervalos de eco.
Utilice este método para cambiar la distribución T1 cambiando el tiempo de espera. El primer registro utiliza un tiempo de espera que polariza suficientemente el agua (como una secuencia de arenisca o carbonato). El segundo registro utiliza un tiempo de espera más largo para aumentar la amplitud de la señal del gas. Luego, el gas puede identificarse por el incremento en la porosidad CMR del segundo registro. El tiempo de espera para el segundo registro del pozo debe seleccionarse para obtener una señal de gas adicional de al menos 4p.u. La señal de gas adicional se calcula de la siguiente manera:
Registro de pozo geofísico
Donde: T1w es el tiempo de espera para el primer registro de pozo; T2w es el tiempo de espera para el segundo registro de pozo; T1g es el T1 del gas.
En buenas condiciones, el coeficiente de difusión del fluido de los poros se puede calcular procesando la secuencia de eco de espín recopilada de dos registros de pozo con diferentes intervalos de eco (Flaum et al., 1996). El gas puede entonces identificarse por su alto coeficiente de difusión en relación con el petróleo y el agua. La señal de gas mínima de 4 p.u. es el valor deseado y el tiempo de espera requerido se calcula mediante la ecuación (5-42). Generalmente se requiere un tiempo de espera mínimo de 4 s o 5 s y se utiliza el mismo tiempo de espera para ambos registros. La secuencia de pulsos de la Tabla 5-5 se ha utilizado con éxito para calcular el coeficiente de difusión en varias areniscas de alta porosidad.
Tabla 5-5 Registro de pozos con diferentes intervalos de eco
D. Los fluidos ligados tienen un T1 bajo, típicamente menos de 50 ms y 150 ms en areniscas y carbonatos, respectivamente. Por lo tanto, los registros de fluidos ligados se obtienen con tiempos de espera cortos y mediciones de alta velocidad. Los parámetros recomendados para el registro de fluidos ligados se muestran en la Tabla 5-6.
Tabla 5-6 Registro de fluido ligado
5) Selección de parámetros de medición de puntos. El propósito de realizar mediciones puntuales es mejorar la precisión del registro de porosidad CMR y obtener una distribución T2 detallada. El principio de medición es el mismo que el del registro continuo, pero no hay límite de tiempo de ciclo para la medición puntual. Generalmente, se utilizan tiempos de espera más prolongados para recopilar una mayor cantidad de ecos y compararlos con los registros continuos. La Tabla 5-7 proporciona secuencias de pulsos predefinidas para arenisca, roca carbonatada y lodo ligero/a base de petróleo.
Tabla 5-7 Secuencia de pulsos de medición puntual
(2) Procesamiento de señales
Mientras se desarrollan instrumentos CMR, se debe diseñar y señalizar una recopilación de datos completa y económica. Métodos de procesamiento para analizar los cientos o miles de amplitudes de eco de espín recopiladas durante las secuencias de pulsos CPMG. El procesamiento de la señal consiste principalmente en calcular la curva de distribución T2.
En las primeras etapas del desarrollo del instrumento, se descubrió que los métodos de inversión relevantes no eran adecuados para el procesamiento en tiempo real de los datos de registro CMR. En particular, el cálculo en tiempo real de la distribución T2 continua requiere varias computadoras para completar el cálculo de una gran cantidad de datos recopilados. Dado que una secuencia de eco de espín compuesta por cientos o miles de amplitudes de espín solo contiene unos pocos parámetros relacionados linealmente, y los parámetros centrales de las mediciones de RMN son aproximadamente lineales, los datos de eco de espín tienen redundancia y se pueden comprimir en varios valores sin pérdida. información. La distribución T2 se puede calcular en tiempo real utilizando equipos informáticos in situ utilizando los datos comprimidos recopilados.
Los algoritmos de compresión de datos deben ser adaptables y compatibles con entornos de recopilación y procesamiento de datos en tiempo real. La compresión de datos en el fondo del pozo utiliza un chip de procesamiento de señales digitales dentro de la caja electrónica del instrumento, lo que requiere un algoritmo de compresión rápido. La compresión de datos en el fondo del pozo reduce la necesidad de capacidades de telemetría y almacenamiento en disco y cinta. Los datos sin comprimir también se pueden transferir al fondo del pozo y almacenarse en el disco para su posprocesamiento. Se ha desarrollado un nuevo algoritmo de inversión y compresión de datos relacionados, el algoritmo de procesamiento de ventanas (WP).
La distribución T2 se calcula determinando la amplitud de la señal en un valor T2 preseleccionado. Luego se ajusta una curva a partir de la amplitud para mostrar una función continua. Los valores T2 preseleccionados se encuentran equidistantes en una coordenada logarítmica entre T2min y T2max. El número de valores T2 preseleccionados es el número de componentes de la distribución.
Para calcular T2 y las curvas logarítmicas de pozo de salida, primero seleccione un conjunto de parámetros de procesamiento: el número de componentes en el modelo de relajación multiexponencial, el valor máximo T2max y el valor mínimo T2min de T2 en el T2 calculado; distribución; valor de corte de fluido libre; entrada T1/T2; tiempo de relajación del filtrado de lodo. Ingrese los parámetros anteriores para calcular la distribución T2, las cantidades relativas de fluido libre y porosidad del fluido unido, y el tiempo promedio de relajación.
1) Número de componentes. La simulación y el procesamiento de datos de campo indican que el efecto del número de componentes en la salida del registro CMR es insignificante si se utilizan al menos 10 modelos de componentes. Para obtener una distribución T2 suave, se deben agregar más componentes. Normalmente, se utiliza un modelo de 30 componentes para el registro continuo y un modelo de 50 componentes para el registro puntual.
2) T2min. El valor mínimo de T2 se determina basándose en la sensibilidad inherente de la medición a tiempos de relajación cortos, que está relacionada con la separación de ecos medida. Cuando se utiliza un intervalo de eco de 0,28 μs, T2min es de 0,5 μs.
3) T2máx. La selección del valor T2max es un compromiso entre el tiempo de relajación más largo en la distribución T2 y el tiempo de relajación más largo que puede resolverse mediante la medición, este último determinado en función del tiempo de adquisición (es decir, el número de ecos recolectados y el valor del eco). intervalo). La simulación muestra que dentro de un rango de valores razonable, la salida del registro CMR no es sensible al valor T2max. Para un registro continuo de pozos que recopila de 600 a 1800 ecos, T2max es de 3000 μs. Para la medición puntual, generalmente se recopilan de 3000 a 8000 ecos y T2max se establece en 5000 μs.
4) Relación T1/T2. Es necesario ingresar T1/T2 durante la corrección de polarización. Cuando el depósito contiene aceite viscoso, se recomienda configurar T1/T2 en 2. Cuando hay aceite ligero, T1/T2 aumenta a 3.
(3) Calibración y calibración
La calibración precisa se logra en el taller con una mezcla que contiene cloruro de níquel diluido. La amplitud de la señal de la solución representa el estándar de 100 p.u.
La báscula electrónica se completa durante el tiempo de espera del ciclo de medición. Durante este tiempo, se introduce una pequeña señal en una bobina de prueba ubicada en la antena. La antena recoge la señal y la procesa, y luego la amplitud de la señal se corrige según los cambios en la ganancia del sistema causados por la frecuencia de funcionamiento, la temperatura y la conductividad dieléctrica periódica.
La amplitud de la señal debe corregirse según la temperatura, la intensidad del campo magnético (la intensidad del campo magnético cambia con la temperatura y la cantidad de desechos metálicos adheridos al imán) y la corrección del índice de hidrógeno fluido (cuando la salinidad del agua de formación o filtrado de lodo es relativamente alto) Esta corrección es importante cuando el valor es alto).
Figura 5-56 Diagrama de bloques del instrumento MRIL
Además, el registro CMR debe corregirse para detectar la polarización incompleta de los núcleos de hidrógeno.
(4) Control de calidad del registro
El control de calidad del registro incluye: posicionamiento del instrumento, frecuencia y velocidad de muestreo, superposición y precisión, ajuste del instrumento, tiempo de relajación del filtrado de lodo, etc.
2. Registro de resonancia magnética nuclear (imágenes) (MRIL)
(1) Descripción del instrumento
El instrumento MRIL consta de tres partes: sonda (8 pulgadas) de largo, 4,5 pulgadas o 6,0 de diámetro); 13 pies de largo, 3,626 de diámetro, cachorro de circuito electrónico y 10 pies de largo, 3,626 de diámetro, cachorro de almacenamiento de energía (Figura 5-56).
La sonda del instrumento consta de un imán permanente, una antena de radiofrecuencia (RF) sintonizada y un sensor que mide la amplitud del campo magnético de RF. El campo magnético es cilíndrico y axialmente simétrico, con líneas de campo magnético apuntando hacia la formación y la amplitud del campo magnético es inversamente proporcional al cuadrado de la distancia radial. Ajuste la forma del campo magnético de RF para que se ajuste a la distribución espacial del campo magnético y haga que el campo magnético de RF y el campo magnético estático sean perpendiculares entre sí. Esta estructura forma un área de vibración cilíndrica. Tiene 43 pulgadas de largo (o 24 pulgadas dependiendo del ángulo de la antena de RF) y tiene un espesor nominal de 0,04 pulgadas. Hay dos tipos de sondas para elegir, la sonda estándar con un diámetro de 6 pulgadas, utilizada para diámetros de pozo de 7,785 a 12,25 pulgadas, y la sonda de pozo pequeña con un diámetro de 4,5 pulgadas, utilizada para diámetros de pozo de 6,0 a 8,5 pulgadas; pulgadas. La frecuencia de funcionamiento del instrumento es de 650 ~ 750 kHz y el radio máximo del área de vibración es de 19,7 ~ 21,6 cm (para sonda estándar).
El instrumento es un instrumento digital. El eco original se procesa digitalmente de acuerdo con la onda portadora, y todo el filtrado y detección posteriores se implementan en el dominio digital.
(2) Características del instrumento
1) Funcionamiento multifrecuencia.
El instrumento tipo C de MRIL tiene una función de conversión de frecuencia flexible que le permite saltar de una frecuencia a otra. Para un gradiente de campo magnético nominal de 17×10-4 T/cm, un salto de frecuencia de 15 kHz corresponde a un cambio de 0,23 cm en el radio de la zona de vibración. El diseño también admite mediciones simultáneas en dos frecuencias, de doble frecuencia. geometría de medición Consulte la Figura 5-57.
2) Medir pozos de baja resistencia. El pozo de baja resistencia equivale a una carga en la antena de radiofrecuencia, y la carga suele estar representada por el factor de antena Q. En un pozo con un diámetro de 8,5 pulgadas, el valor Q de la antena en un pozo de lechada de agua dulce con Rm>10 Ω·m es 100, mientras que en un pozo con Rm=0,02 Ω·m, el valor Q se convierte en 7; y un valor Q bajo tiene un impacto negativo en la calidad de la señal MRIL. Tiene efectos adversos.
3) Alta relación señal-ruido (ROE). Cuando la frecuencia de medición es de 725 kHz, la relación señal-ruido (SWR) de un solo eco del instrumento es de 70:1 en el ambiente del pozo con lodo de agua dulce. Los resultados del cálculo mejoran la relación señal-ruido después de múltiples ecos, y la relación señal-ruido del índice de fluido libre (FFI) es 240:1.
4) Funciones de modulación de amplitud y modulación de fase. Los instrumentos tipo C proporcionan modulación completa de amplitud y fase de cada eco.
5) La prueba de velocidad es rápida. La velocidad de medición depende de la relación señal-ruido de un único experimento generado por MRIL, el ángulo de apertura longitudinal deseado de la precisión del registro y el tiempo del ciclo de medición permitido Tc del T1 subterráneo. En un solo cuerpo de vibración, para lograr una recuperación superior al 95%, el tiempo de recuperación TR debe cumplir:
Figura 5-57 Esquema de medición de doble frecuencia MRIL
Registro geofísico
Como resultado del funcionamiento multifrecuencia, el tiempo del ciclo es ligeramente mayor que T2, lo que se normaliza según el número de frecuencias utilizadas. En el caso de funcionamiento en doble frecuencia, TC=TR/2. En las condiciones de T1=500 ms, 1000 ms y 2000 ms, la recuperación completa de la polarización de la formación corresponde a períodos de 750 ms, 1500 ms y 3000 ms. Dependiendo del entorno de registro, la velocidad de medición del instrumento tipo C es aproximadamente de 4,4 a 14,4 veces mayor que la del instrumento tipo B.
6) Alta resolución vertical. Se puede obtener una resolución más alta reduciendo el ángulo de apertura longitudinal de la antena de RF. El ángulo de apertura del diseño actual de la sonda es de 43 pulgadas y el instrumento tipo C es compatible con un ángulo de apertura más pequeño (24 pulgadas).
(3) Selección de parámetros de pulso
MRIL utiliza la secuencia de pulso CPMG para completar la medición de T2. El método de selección de parámetros de pulso CPMG es básicamente el mismo que el método de selección de parámetros de pulso CMR.
Figura 5-58 Sección transversal del área de detección y sonda MRIL de doble frecuencia
El tiempo de intervalo de eco del instrumento tipo C es de aproximadamente 1 ms. En cada punto de medición de profundidad, la cadena de ecos registrada es: aproximadamente 1200 ecos en el pozo de lechada de agua dulce; alrededor de 300 a 500 ecos en el pozo de lechada de agua salada;
(4) Resolución vertical y relación señal-ruido de MRIL
La resolución vertical del instrumento de RMN está controlada por la forma del campo magnético permanente y la frecuencia magnética de radio. campo, que está determinado por las dimensiones físicas del imán y las antenas de RF. Teóricamente, el volumen de detección del instrumento MRIL es un anillo (Figura 5-58), y el tamaño del anillo se ve afectado por el ángulo de apertura de la antena de radiofrecuencia.
La resolución vertical y la relación señal-ruido de los datos MRIL no solo están controladas por las características físicas de la RMN y el diseño del sensor, sino que también están relacionadas con el proceso de adquisición y procesamiento de datos. El modo de funcionamiento del instrumento tipo C es el modo alterno de doble frecuencia y doble fase. La secuencia de pulsos es: frecuencia 2, fase original; frecuencia 1, fase original; frecuencia 1, fase inversa, frecuencia 2, fase inversa; La alternancia de fases cambia el signo del eco de RMN, mientras que la fase de la señal perturbadora permanece sin cambios. Al cambiar el signo de todos los ecos inversos y sumar todas las mediciones, se elimina la interferencia coherente. Dependiendo del entorno del pozo, es posible que se requiera un promedio adicional para mejorar la relación señal-ruido antes de completar la conversión de datos de eco. Aplicar tecnología de filtrado en el sitio del pozo o en procesamiento posterior para procesamiento posterior.
La resolución vertical y la relación señal-ruido se pueden evaluar cuantitativamente comparando dos o más registros de pozos en un intervalo específico mediante análisis de series de tiempo. Se realizaron registros repetidos a 0,9 m·min-1, 3,0 m·min-1 y 9,1 m·min-1 para obtener tres pares de curvas de registro. Se utilizó un análisis de series de tiempo para calcular el coeficiente de correlación y la relación señal-ruido. y relación de frecuencia espacial, las características promedio de la relación señal-ruido de baja frecuencia se muestran en la Tabla 5-8.
Tabla 5-8
(5) Calibración del instrumento e impacto ambiental
El MRIL tipo C utiliza 100% agua estándar para la calibración y el agua está contenida en un En un contenedor blindado de 1 m de alto, 2 m de largo y 1 m de ancho (operando en la banda de frecuencia AM). Los métodos para cambiar la carga del pozo son agregar fluido del pozo o agregar resistencias a la antena de RF. La amplitud del eco se escala comparándola con una caída exponencial simple conocida del agua estándar en presencia de carga en el pozo. El instrumento también necesita ser calibrado dos veces. Además, en el sitio del pozo, se deben utilizar sondas estándar para calibrar los circuitos electrónicos antes y después del registro, y todos los parámetros del instrumento deben registrarse y compararse con los valores estándar.
Para el nuevo instrumento MRIL de ángulo de apertura de 24 pulgadas, al recopilar datos para el análisis de series temporales de la curva de campo, se puede ver que los datos del instrumento de ángulo de apertura de 24 pulgadas muestran límites de capa obvios y se puede distinguir TLC. Los resultados del análisis de tiempos se muestran en la Tabla 5-9. En comparación con los resultados del ángulo de apertura de 43 pulgadas en la Tabla 5-8, se puede ver que la resolución vertical del ángulo de apertura de 24 pulgadas mejora. No hay diferencia en la relación señal-ruido de baja frecuencia entre los dos. Basándonos en un razonamiento geométrico simple, esperamos que la relación señal-ruido en un ángulo de apertura de 24 pulgadas se reduzca en 2,5 dB y esta reducción en la relación señal-ruido no tiene nada que ver con la medición de la velocidad; El análisis de tiempo del pozo de prueba indicó que la relación señal-ruido se redujo a menos de 5 dB.
Tabla 5-9
La amplitud del eco de RMN disminuye a medida que aumenta la temperatura de la formación. La relación entre la temperatura de la formación y la temperatura de la escala se utiliza para corregir la salida del eco. La producción de MRIL es sensible a la densidad de los hidrocarburos, por lo que se requiere una corrección de los efectos de la temperatura y la presión sobre la densidad de los hidrocarburos líquidos. El gas natural puede reducir la porosidad de MRIL, pero no se puede corregir.
(2) Procesamiento y salida de señal
Los datos originales medidos por MRIL son la cadena de eco recibida, como se muestra en la Figura 5-59. Es la base para la obtención de diversos parámetros y diversas aplicaciones.
El método actual de procesamiento de señales utilizado por los instrumentos tipo C es extraer el espectro de distribución T2 del tren de ecos original (Figura 5-60).
Para un sistema de poros, puede haber múltiples componentes de relajación T2i, y cada eco es el efecto general de múltiples componentes de relajación. Normalmente, la tasa de atenuación del tren de ecos muestra características biexponenciales o multiexponenciales, por lo que la amplitud del eco puede considerarse como la suma de componentes multiexponenciales;
Registro de pozos geofísicos
En la fórmula: ai es la amplitud del eco correspondiente al i-ésimo tiempo de relajación transversal; T2i es el i-ésimo tiempo de relajación transversal; n es el; número de T2i dividido, normalmente n es 8.
Figura 5-59 El tren de ecos medido por MRIL
Consiste en un conjunto de relajaciones T2 fijas (4 ms, 8 ms, 16 ms, 32 ms, 64 ms, 128 ms , 256 ms y 512 ms) para realizar una función básica que se ajuste al tren de ecos. Tal conjunto de señales de medición de RMN (ecos) Aj(t) (conjunto m, m>n) puede obtener un conjunto de ecuaciones sobredeterminadas. La solución de mínimos cuadrados de este conjunto de ecuaciones obtiene un conjunto de T2i con divisiones fijas. La ai correspondiente. se interpola y suaviza para obtener el espectro de distribución T2. Cada T2 encerrado en un círculo corresponde a una parte de los poros, y la suma de cada componente de T2 ai se escala para obtener φNMR; FFI es la suma de los poros correspondientes a T2 mayor o igual a 32 ms (normalizado) para obtener φFFI; BVI es la suma de poros parciales correspondientes a valores de T2 de 4 ms, 8 ms y 16 ms. A partir de la suma de ai con T2 menor que el valor de corte, se obtiene φbvi después del escalado (normalización).
Figura 5-60 Ajuste multiexponencial del tren de espín-eco y el espectro de distribución T2
Al establecer razonablemente los parámetros de medición TR y TE de MRIL, se pueden medir dos o más grupos Agrupar trenes de ecos para obtener diferentes espectros de distribución T2. Realizar un procesamiento de diferencia espectral o cambio espectral en ellos puede identificar cualitativamente el tipo de fluido en el yacimiento.
(3) Modo de medición del registro por resonancia magnética nuclear (instrumento tipo MRIL-C)
1. Registro T2 estándar
Proporciona parámetros generales del yacimiento, como porosidad efectiva, volumen de fluido libre, volumen de fluido ligado, permeabilidad, etc.
Generalmente, se selecciona el tiempo de espera TW=3~4 s, el intervalo de tiempo de eco estándar Te=1,2 ms y el número de ecos Ne≥200.
2. Registro dual de TW
De acuerdo con las diferentes características de respuesta de relajación del petróleo, el gas y el agua, se utilizan diferentes tiempos de espera TW para la medición, que pueden identificar cualitativamente las propiedades del fluido:
Tiempo de espera corto TWS: la señal de agua se puede restaurar por completo, pero la señal de hidrocarburos no se puede restaurar por completo;
Tiempo de espera largo TWL: la señal de agua se puede restaurar por completo y la señal de hidrocarburos también se puede restaurar por completo.
Restar la distribución T2 medida con dos tiempos de espera (TWS y TWL) puede básicamente eliminar la señal de agua y dejar algunas señales de hidrocarburos, logrando así el propósito de identificar capas de petróleo y gas.
3. Registro TE dual
Registro geofísico
En la fórmula: T2CPMG es el tiempo de relajación medido utilizando el método de pulso CPMG; D es el fluido de formación; coeficiente de difusión; G es el gradiente del campo magnético; TE es el intervalo de eco; γ es la relación giromagnética del núcleo de hidrógeno.
Se puede ver en la fórmula anterior que aumentar el intervalo de eco TE hará que T2 disminuya y la distribución de T2 se moverá en la dirección de disminución (desplazamiento de espectro); Debido a los diferentes coeficientes de difusión del petróleo, el gas y el agua, el grado de influencia en la distribución de T2 en el campo magnético de gradiente de la herramienta de registro MRIL-C es diferente. Al utilizar el registro TE largo y corto, el grado de cambio del T2. La distribución del petróleo, el gas y el agua también es diferente. En base a esto, se puede determinar cualitativamente las propiedades de los fluidos.
(4) Modo de medición del registro por resonancia magnética nuclear (instrumento tipo MRIL-P)
El modo de medición es una serie de parámetros para controlar el instrumento durante el registro. La herramienta de registro MRIL-P tiene 4 métodos de medición básicos al registrar, que se combinan en 77 modos de registro según diferentes parámetros.
1. Modo DTP
Es el tiempo de espera TW y modo agua ligada a arcilla. Está dividido en 5 bandas de frecuencia y 2 grupos de métodos de medición (A, PR). La cuarta banda de frecuencia es la señal del grupo PR (TE=0,6 ms, NE=10, TW=0,02 s). cadenas de eco para calcular el volumen de agua unida a arcilla. Las bandas de frecuencia 0 a 3 son señales del grupo A (TE y TW están personalizadas) y se recopilan un máximo de 16 señales TW. Cada ciclo tiene 24 grupos de trenes de eco. Este método se utiliza principalmente para calcular la porosidad total y la porosidad efectiva; determinar el volumen de fluido móvil, el volumen de fluido ligado a capilares, el volumen de fluido ligado a arcilla, la permeabilidad y otros parámetros.
2.Modo DTW
También conocido como modo dual TW. Este modo utiliza 5 bandas de frecuencia y 3 grupos de modos de medición (A, B, PR). La banda 4 es la señal del grupo PR (TE=0,6 ms, NE=10, TW=0,02 s), y se recogen un máximo de 8 grupos de trenes de ecos para calcular el volumen de agua unida a arcilla. Recopile 16 señales del Grupo A y del Grupo B respectivamente en las bandas de frecuencia 0 a 3. Los intervalos de eco TE de los Grupos A y B son los mismos, pero el tiempo de espera TW es diferente. El largo tiempo de espera TWL está entre A y B. el tiempo de espera largo TWL está entre B y A. Tiempo de espera corto TWS. Cada ciclo tiene un máximo de 40 trenes de ecos, y el petróleo y el gas se identifican en función de espectros T2 con diferentes tiempos de espera largos y cortos.
Modo 3.DTE
También conocido como modo TE dual. Este modo utiliza 5 bandas de frecuencia y 3 grupos de modos de medición (A, B, PR). La banda 4 es la señal del grupo PR (TE=0,6 ms, NE=10, TW=0,02 s), y se recogen un máximo de 8 grupos de trenes de ecos para calcular el volumen de agua unida a arcilla. Las bandas 0 a 3 recogen cada una 16 señales de los grupos A y B. Los grupos A y B tienen el mismo tiempo de espera TW y diferentes intervalos de eco TE. El grupo A es un TES con intervalo de eco corto, el grupo B es un TEL con intervalo de eco largo, con un máximo de 40 trenes de eco. Su objetivo principal es aplicar datos de dos intervalos de eco diferentes para ponderación de difusión, detección de gases, etc.
Modo 4.DTWE
También conocido como modo dual TW+dual TE. Este modo utiliza 5 bandas de frecuencia y 5 grupos de modos de medición (A, B, D, E, PR). La banda 4 es la señal del grupo PR (TE=0,6 ms, NE=10, TW=0,02 s), y se recogen un máximo de 8 grupos de trenes de ecos para calcular el volumen de agua unida a arcilla. Se recopilan 8 señales de los grupos A y B en cada banda de frecuencia de 0 a 1, y se recopilan 8 señales de los grupos D y E en cada banda de frecuencia de 2 a 3. Entre ellos, A y B son modos TE duales TW cortos y D y E son modos TE duales TW largos. ***40 trenes de eco. Incluyendo el registro dual TE y dual TW, toda la información se puede obtener en un solo viaje, lo que mejora enormemente la eficiencia del trabajo.
En el proceso de registro real, después de determinar el método de medición básico, se selecciona el modo apropiado entre 77 modos de medición de acuerdo con diferentes parámetros de medición para el registro.
La Tabla 5-10 enumera 10 parámetros de modo de medición comunes.
Tabla 5-10 10 parámetros de modo de medición comúnmente utilizados