Badania zawartości wody nieruchomej metodą magnetycznego rezonansu jądrowego (NMR) w piaskowcach o zróżnicowanej litologii

• Autorzy: Klaja J. , Przelaskowska A.

Warianty tytułu

EN

Investigations of the irreducible water content in different types of sandstones using the nuclear magnetic resonance method (NMR)

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Przeprowadzono ocenę zawartości wody nieruchomej metodą magnetycznego rezonansu jądrowego. Określenie ilości wody nieruchomej w przestrzeni porowej jest niezbędne do wyznaczenia porowatości dynamicznej, a co za tym idzie - charakterystyki własności zbiornikowych skał. Kluczowym parametrem w tego typu badaniach jest czas graniczny T2G (parametr umożliwiający rozdzielenie wody nieruchomej od wolnej). Parametr T2G wyznaczono dla piaskowców reprezentujących różne baseny sedymentacyjne. Zmienność wyznaczonych wartości T2G (3-15 ms) związana jest ze zróżnicowaniem wykształcenia przestrzeni porowej i składu mineralnego badanych skał. Średnia wartość wyznaczonego czasu granicznego (9.14 ms) znacząco odbiega od wartości średniej (33 ms) podawanej dla piaskowców w literaturze. Przyjęcie wartości T2G = 33 ms może spowodować, że błędy w określeniu porowatości dynamicznej będą sięgać nawet 100%. Widoczne jest więc, że określenie rzeczywistych czasów odcięcia badanych skał jest bardzo istotne dla prawidłowej interpretacji pomiarów NMR.

EN

The irreducible water content has been evaluated using nuclear magnetic resonance (NMR) method. Estimation of the irreducible water content in the pore space is indispensable for the productive porosity evaluation and characteristics of the reservoir properties of rocks. The irreducible water content has been established calculating the cutoff time T2G (parameter which enables the division between irreducible and free water). Different types of sandstones were investigated. Variability of the estimated T2G values (3-15 ms) is connected with the diversity of the pore space structure and mineralogy of the investigated rocks. The average T2G value (9.14 ms) established experimentally differs considerably from the average value presented in the literature (33 ms). Use of an average T2G = 33 ms value in the interpretation of the NMR measurements may result in great, even 100 percent errors in the estimation of the producible porosity. Thus, it is clear that investigations of real T2 values for rocks from different sedimentary basins is necessary.

Słowa kluczowe

PL

magnetyczny rezonans jądrowy; woda nieruchoma; woda wolna; czas poprzecznej relaksacji T2

EN

nuclear magnetic resonance (NMR); irreducible water; free water; transverse relaxation time T2

• Wydawca: Wydawnictwa AGH
• Czasopismo: Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie
• Rocznik: 2006
• Tom: T. 32, z. 4
• Strony: 463--477
• Opis fizyczny: Bibliogr. 14 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Klaja J.

• Instytut Nafty i Gazu, Zakład Geofizyki Wiertniczej, ul. Bagrowa 1, 30-733 Kraków

autor

Przelaskowska A.

• Instytut Nafty i Gazu, Zakład Geofizyki Wiertniczej, ul. Bagrowa 1, 30-733 Kraków

Bibliografia

• Bowers M.C., Ehrlich R., Howard J.J. & Kenyon W.E., 1995. Determination of porosity types from NMR data and their relationship to porosity types derived from thin section. Journal of Petroleum Science and Engineering, 13, 1-14.
• Ciechanowska M. & Zalewska J., 2004. Badanie wpływu zawartości żelaza w składzie chemicznym skały na ocenę parametrów złożowych metodą NMR. Prace INiG, Wydanie konferencyjne: Efektywne technologie poszukiwania i eksploatacji złóż węglowodorów, 130, 329-334, Kraków.
• Coates G., Xiao L. & Prammer M., 1999. NMR Logging Principles & Applications. Haliburton Energy Services, USA, 1-233.
• Hennel J.W. & Kryst-Widzgowska T., 1995. Na czym polega tomografia magnetyczno-rezonansowa? Instytut Fizyki Jądrowej im. H. Niewodniczańskiego, Kraków, 1-88.
• Jarzyna J., 1998. Otworowe profilowanie jądrowego rezonansu magnetycznego - nowa, efektywna metoda wyznaczania właściwości zbiornikowych skał. Nafta-Gaz, 5, 215-222.
• Kenyon B., Kleinberg R., Straley C., Gubelin G. & Morriss C., 1995. Nuclear magnetic Resonance Imaging Technology for the 21st Century. Oilfield Review, 7, 3, 19-30.
• Kenyon W.E., 1997. Petrophysical Principles of Applications of NMR Logging. The Log Analyst, 2,21-43.
• Ostroff G.M., Shorey D.S. & Georgi D.T., 1999. Integration of NMR and conventional LOG data for improved petrophysical evaluation of shaly sands. SPWLA 40th Logging Symposium, May 30-June 3, 1-14.
• Plewa M. & Plewa S., 1992. Petrofizyka. Wydawnictwa Geologiczne, Warszawa, 1-327.
• Straley C., Morriss C.E., Kenyon W.E. & Howard J.J., 1995. NMR in Partially Saturated Rocks: Laboratory Insights on Free Fluid Index and Comparison with Borehole Logs. The Log Analyst, 1, 40-58.
• Straley C., Rossini D., Vinegar H.J., Tutunjan P. & Morriss C.E., 1997. Core Analysis by Low-Field NMR. The Log Analyst, 2, 84-94.
• Tiab D. & Donaldson E.C., 1996. Petrophysics, Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 1-706.
• Toporkov G.V., Murtsovkin V.A., Zelenov A.S. & Tarasov S.Y., 2002. The Study of Residual Water Saturation Formation in Hydrophylic and Hydrophobic Reservoirs by NMR Method. SCA, 44, 1-12.
• Xie H. & Guiheneuf T., 2000. NMR Logs: Low Field NMR and Rock Core Analysis. Materiały szkoleniowe firmy ResLab, 1-11.