mohoso
Introducción
La roca es un medio poroso con una estructura de poros compleja., y también es el principal objeto de investigación en el campo de la exploración y desarrollo de petróleo y gas.. Actualmente, La resonancia magnética nuclear de bajo campo se utiliza ampliamente para el análisis de núcleos.. Actualmente existen dos métodos analíticos principales para la resonancia magnética nuclear de bajo campo., a saber, espectroscopia de relajación por resonancia magnética nuclear (RMN) y resonancia magnética nuclear (resonancia magnética).
En el espectro de relajación, el cálculo de los parámetros espectrales de los espectros unidimensionales T1 y T2 y el análisis de la forma de la línea y los cambios de tendencia son importantes. Porque las señales recopiladas son señales generales de hidrógeno., El análisis del espectro de relajación única tiene problemas de promediación de efectos y superposición de señales.. El análisis del espectro de relajación ha comenzado a evolucionar hacia un espectro de relajación bidimensional.. El espectro de relajación bidimensional puede distinguir eficazmente diferentes fuentes de señales con señales similares en el espectro unidimensional agregando información física de relajación..
Nuclear imagen de resonancia magnética Se utiliza para observar directamente la distribución morfológica de los fluidos en las rocas y los cambios estructurales de los medios porosos., y estudiar las leyes de percolación y acoplamiento fluido-sólido.. Actualmente se utiliza principalmente en el análisis de medios porosos sueltos y núcleos artificiales..
Prueba de propiedad física de la roca
La señal magnética nuclear refleja directamente la escala del fluido que contiene hidrógeno en los poros.. Los parámetros de relajación. (es decir, t1, t2, y D) obtenidos por la inversión de la señal de atenuación son la base para estudiar los parámetros físicos de la roca. La porosidad de RMN está determinada por la cantidad total de señales de RMN.. la saturación, permeabilidad, y las características de humectabilidad dependen de los parámetros de relajación y los modelos teóricos., entonces los últimos tres son parámetros obtenidos indirectamente.
Porosidad
El área integrada de la T2 El espectro es proporcional al contenido de hidrógeno del fluido en los poros del núcleo.. La correlación entre la señal de RMN y la porosidad se puede obtener mediante calibración para obtener la porosidad de RMN de la muestra de roca a medir..
Para carbonatos, areniscas apretadas, y esquistos, Las pruebas magnéticas nucleares pueden obtener básicamente los mismos resultados que las perforaciones con helio.; pero para muestras de rocas muy susceptibles, como rocas ígneas, cuanto mayor sea la susceptibilidad magnética, la porosidad magnética nuclear y los pozos de helio Cuanto mayor sea el error de grado.
Además, Algunos estudiosos han descubierto que la porosidad de los recortes es básicamente consistente con la porosidad del núcleo estándar.. Entonces, para muestras que son difíciles de extraer, Los núcleos se pueden utilizar en lugar de núcleos para probar la porosidad..
Saturación de fluidos
El espectro T2 refleja la distribución del tamaño de los poros del yacimiento.. Restringido por fuerzas capilares y fuerzas viscosas., Cuando el radio del poro es pequeño hasta cierto punto., el líquido quedará atrapado en los poros y no podrá fluir. Este diámetro de poro corresponderá a un valor crítico en la T2 espectro. Cuando el tiempo de relajación del fluido es mayor que el valor crítico de T2, El fluido se considera un fluido móvil., de lo contrario es un fluido inamovible. Por lo tanto, este valor crítico también se llama fluido móvil T2 valor de corte (t2cierre). la t2 El valor de corte es un parámetro importante para calcular la saturación del fluido irreducible y se utiliza para evaluar la disponibilidad del fluido del yacimiento..
Permeabilidad
Hay dos métodos principales de estimación de la permeabilidad magnética nuclear clásica., es decir, el modelo de Coates que depende de la saturación del fluido y el modelo SDR que depende del tamaño de los poros. Tanto el modelo de Coates como el modelo SDR consideran el efecto de la distribución del tamaño de los poros sobre la permeabilidad., pero el modelo de Coates cree que la permeabilidad es sólo una contribución de dos etapas de los fluidos móviles y los fluidos ligados., mientras que el modelo SDR simplemente promedia la distribución del tamaño de los poros. Para núcleos de yacimientos convencionales con estructuras de poros simples, Los dos métodos son ideales para caracterizar la permeabilidad..
Para embalses (carbonato, esquisto) con poros grandes, debido a la gran diferencia en la contribución de los poros de diferentes tamaños a la permeabilidad, el modelo necesita ser modificado y mejorado. Por lo tanto, Los modelos y métodos de cálculo actuales, el valor de corte y la dirección de la contribución de la porosidad múltiple se están desarrollando..
Analizando la correlación entre la permeabilidad y parámetros como la porosidad, distribución del tamaño de los poros, y movible / saturación de fluido ligado, Los factores que afectan la permeabilidad del yacimiento y sus respectivos pesos pueden aclararse para obtener un modelo de predicción de la permeabilidad magnética nuclear más completo y preciso..
Mojabilidad
Diferente de la medición del ángulo de humectación convencional para caracterizar cuantitativamente la humectabilidad de muestras de rocas., La caracterización de la humectabilidad magnética nuclear se basa en una prueba de saturación de fluidos., que necesita combinar diferentes experimentos de centrifugación y saturación de fluidos para comparar la forma y la tendencia de evolución de las líneas del espectro de relajación antes y después del experimento. O, El historial de cambios de saturación de fluido se puede obtener mediante el cálculo del valor de corte., que ilustra más cualitativamente la humectación central.
Para caracterizar cuantitativamente la humectabilidad del núcleo., la ecuación de cálculo del índice de humectabilidad por RMN (yo) se da en la literatura:
entre ellos, Iw oscila entre -1 a 1, dónde -1 representa una fuerte humedad del aceite, 0 no representa una preferencia de humectación significativa, y 1 representa una fuerte humedad del agua.
Debido a las diferencias obvias en la composición y contenido mineral de los diferentes tipos y regiones de yacimientos., Es difícil evaluar la humectabilidad de núcleos complejos.. Por lo tanto, La caracterización de la humectabilidad también ha evolucionado desde un solo factor y un solo método a un análisis integral de múltiples factores..
Caracterización de la estructura de poros.
El método de intrusión de mercurio y el CO2 / norte2 El método de adsorción es un método de prueba de distribución del tamaño de poro central tradicional y ampliamente utilizado..
El método de intrusión de mercurio refleja el tamaño de los poros y la distribución de la garganta de los poros a través de la presión externa.. Sin embargo, bajo condiciones de alta presión, La microestructura de la roca será destruida., y algunos datos de poros se distorsionarán. Por lo tanto, El rango de prueba incluye principalmente poros grandes y algunos mesoporos en la muestra..
Aunque el método de adsorción de gas ha perfeccionado la caracterización del microporo-mesoporo (2-50Nuevo Méjico) distribución, Tiene un alcance de monitoreo limitado para los macroporos. (mayor que 100 nm). Es lo mismo que el método de intrusión de mercurio que es una prueba destructiva para los núcleos invasores..
la t2 El espectro medido por resonancia magnética nuclear de bajo campo refleja toda la información de los poros de la muestra de roca., asegurando al mismo tiempo que la muestra no se dañe, por eso es cada vez más utilizado.
- La correspondencia entre la T típica2 espectro y la apertura r es la siguiente:
Como se puede ver en la fórmula anterior., la T2 La distribución refleja la información del tamaño de los poros.. Específicamente, cuanto mayor sea el pico de la línea espectral y más estrecha sea la distribución, cuanto mayor sea la proporción de poros correspondiente al pico y más uniforme será la distribución de los poros. Según la forma y tendencia de la línea del espectro de relajación., Se puede invertir un modelo bimodal o multimodal y utilizarlo para calcular la contribución de la relajación en los poros pequeños y grandes a la relajación total., y estudiar la conectividad de la red de poros..
- Aunque las tasas de relajación superficial de muestras de rocas en regiones similares o en el mismo horizonte pueden ser aproximadamente iguales, los valores de la tasa de relajación de la superficie y el factor de forma generalmente no son universales. la t2 La distribución se puede transformar en la distribución del radio de los poros combinando la curva de intrusión de mercurio., y el valor del coeficiente de conversión C se puede determinar de acuerdo con las características similares de la curva de intrusión de mercurio y la T2 curva:
- El método de análisis de nanoporos por resonancia magnética nuclear utiliza el cálculo de la diferencia de señal antes y después de la solidificación del fluido saturado para obtener el tamaño de los poros., que evita la medición de la intensidad de relajación superficial y la influencia de sustancias paramagnéticas en la señal magnética nuclear. Sin embargo, Este método tiene requisitos más altos para las propiedades de los líquidos saturados..
- Según las características de la libre difusión de protones de hidrógeno., El uso del coeficiente de difusión del núcleo de hidrógeno como variable se puede utilizar para estudiar la morfología geométrica y las características de conectividad de los poros de las rocas., pero este método no puede describir la compleja forma de los poros y el proceso de difusión del núcleo de hidrógeno en la red de poros.. Puede dar tamaño de poro y conectividad en condiciones extremas.:
- Combinando el modelo de relajación bidimensional de T1, t2, y coeficiente de difusión D, es posible observar que los medios porosos con diferentes tamaños de poro tienen distribuciones de señal significativamente diferentes en la T1-t2 o DT2 espectro:
- Debido a la dificultad de obtener una tasa de relajación superficial precisa ρ, la relación entre la información de relajación y el tamaño de la característica de los poros de la secuencia DDIF a través de la excitación del campo interno para obtener un estado característico alto (n≥1):
Independientemente de si obtener la distribución del tamaño de los poros o caracterizar la forma y conectividad de los poros, Las sondas del núcleo de hidrógeno en el agua que llenan los poros deben “tocar” la pared de los poros. Los resultados están controlados por el comportamiento de relajación de la nucleación del hidrógeno., por lo que el tiempo de relajación se utiliza para calcular la correlación de la estructura de los poros.. Los parámetros también tienen requisitos estrictos sobre el tamaño de los poros de la muestra y la conectividad..
Identificación del líquido de los poros.
La identificación del fluido poroso es la aplicación más básica de la tecnología de resonancia magnética nuclear bidimensional en el campo del análisis de núcleos.. Debido a las diferencias obvias en los coeficientes de difusión del aceite., gas, y agua, la distribución bidimensional de D-T2 Se pueden distinguir estos tres fluidos comunes en las rocas., compensando la tabla corta de señales superpuestas en la T unidimensional2 espectro. El DT2 La distribución espectral variará según la composición de la muestra de roca y el tipo de fluido., por lo que es posible estimar la viscosidad del fluido y cuantificar la saturación de petróleo y gas basándose en la separación de señales de fluidos multifásicos..
Cuando el peso molecular del fluido que contiene hidrógeno en el poro de la roca es muy diferente, la T1 / t2 la proporción también será muy diferente. Por lo tanto, además del D-T2 espectro, la T1-t2 El espectro también se puede utilizar para distinguir el fluido de otros componentes en el poro..
Otros estudios combinados con resonancia magnética
Basado en inmersión central, desplazamiento, centrifugación, y experimentos de ciclo seco-húmedo., combinado con líneas espectrales de RMN y tecnología de imágenes, Puede reflejar directa o indirectamente cambios en la distribución de fluidos en medios porosos., y analizar más a fondo los cambios en la estructura de los poros.. Investigación sobre diversos fenómenos en la regulación del desarrollo y producción de energía..
El primer tipo de aplicación estudia las características de distribución morfológica y las leyes de migración de fluidos cambiando la distribución espacial de las señales magnéticas nucleares antes y después del desplazamiento.. Este tipo de aplicación está representada por la investigación de la tecnología de resonancia magnética nuclear para la recuperación mejorada de petróleo., CO2 inundación de metano de yacimientos de carbón, Síntesis y descomposición de hidratos., etc.. Se describe principalmente de forma cualitativa y proporciona apoyo objetivo para el análisis teórico..
La señal magnética nuclear de los medios de desplazamiento líquidos que contienen hidrógeno y los que no contienen hidrógeno tiene una gran diferencia., y el efecto de observación de imágenes es bueno; mientras que la intensidad de la señal del medio de desplazamiento de gas que contiene hidrógeno es más débil que la del líquido, y es más probable que se pierda debido al ruido en muestras de rocas reales. El tiempo de observación es mayor.. Cifra 1 muestra el proceso de adsorción de metano del carbón; Cifra 2 muestra el proceso de formación de hidratos de gas natural.
Las observaciones de imágenes experimentales de daños en rocas se basan en los puntos brillantes y el brillo de la imagen para comprender y describir de manera intuitiva y cualitativa la evolución de los poros y las microfisuras en la roca., como el daño por congelación y descongelación del granito y el daño por hidratación del esquisto. Se muestra en la figura 4. Se pueden realizar estudios similares con la ayuda de tomografías computarizadas y reconstrucción del núcleo digital..
Conclusión
Después de más de 60 años de desarrollo, La tecnología de RMN adecuada para el estudio de medios porosos de rocas está bastante madura., y debido a sus características de prueba no destructivas, Se ha utilizado cada vez más en el campo de la minería..
Este artículo resume los resultados de la aplicación de la tecnología de resonancia magnética nuclear en ensayos petrofísicos y caracterización estructural., Resume los problemas existentes y los cuellos de botella técnicos en la aplicación., y resume la tendencia de desarrollo de la tecnología.: (1) Mejorar y desarrollar la teoría de la relajación de los medios rocosos porosos., (2) enriquecer los objetos de detección, (3) mejorar la relación señal-ruido, (4) optimizar los parámetros y pasos experimentales, y mejorar el algoritmo de inversión.
entre ellos, Los objetos ricos en detección incluyen la obtención de más cantidades físicas que contienen información de relajación a través del desarrollo de secuencias y el uso de diferentes medios fluidos como portadores de señales magnéticas nucleares.. Al mismo tiempo, es necesario profundizar la comprensión de los diversos tipos de reservorios, complementarse, y combinar varios métodos de cálculo analítico y métodos experimentales para ayudar y verificar los resultados de los experimentos magnéticos nucleares..