Петрофизическое обеспечение лабораторных и скважинных исследований горных пород методом ядерного магнитного резонанса в сильном поле тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат технических наук Денисенко, Александр Сергеевич

• Денисенко, Александр Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Денисенко, Александр Сергеевич

Оглавление

Оглавление

Введение

1. Современное состояние метода Ядерного Магнитного Резонанса в изучении горных пород нефтегазовых месторождений. Обзор литературы

1.1. Физические основы ядерного магнитного резонанса

1.1.1. Уравнения Блоха для намагниченности

1.1.2. Спин-решеточная и спин-спиновая релаксации

1.1.3. Диффузия в неоднородных магнитных полях

1.2. Экспериментальные методы наблюдения эффектов ядерного магнитного резонанса

1.2.1. Основные методы

1.2.2. Метод спинового эха

1.2.3. Последовательность Kappa - Парселла

1.2.4. Чередование фазы и метод Мейбума - Гилла

1.3. Современное петрофизическое обеспечение интерпретации данных ядерного магнитного каротажа (ЯМК) в сильном магнитном поле

1.3.1. Основные направления и методология лабораторных ЯМР исследований

1.3.2. Принцип измерения и первичной обработки сигналов

1.3.3. Скорость релаксации жидкости в поровом пространстве

1.3.4. Определение пористости. Граничные значения Т2 для свободной и связанной воды

1.3.5. Влияние температуры на релаксационные характеристики горных пород

1.3.6. Оценка вязкости флюида

1.3.7. Оценка размеров пор

1.3.8. Соотношение времен продольной и поперечной релаксаций

1.3.9. Релаксация в частично насыщенных горных породах

1.3.10. Оценка коэффициента проницаемости

1.3.11. Определение флюидонасыщенности порового коллектора

2. Оценка параметров структуры порового пространства горных пород по комплексу данных ЯМР, петрографического «имидж-анализа» прокрашенных шлифов и капилляриметрии

2.1. Характеристики структуры порового пространства и методы их изучени..

2.2. Методики проведения эксперимента и обработки результатов

2.2.1. Методика измерения кривой релаксации ЯМР

2.2.2. Определение спектра времен релаксации

2.2.3. Методика капилляриметрических исследований

2.2.4. Методика исследования петрографических шлифов («имидж-анализ») и комплексного анализа результатов

2.3. Результаты исследования структуры порового пространства песчано-глинистых пород Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

2.4. Результаты исследования структуры порового пространства карбонатных пород Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

2.5. Результаты оценки релаксационной активности и размеров пор различных горных пород

2.6. Выводы

3. Метод ЯМР как индикатор воздействий на керн в процессах вытеснения при различных составах вытесняющего и вытесняемого флюидов. (Динамическая петрофизика)

3.1. Предпосылки к использованию метода ЯМР в мониторинге процессов динамической петрофизики

3.2. ЯМР-исследования в процессе вытеснения порового флюида газом. Оценка неснижаемой водонасыщенности по спектрам Т2 различными способами

3.3. Определение степени влияния калий-хлор-полимерной и пресной

ингибированной систем буровых растворов на фильтрационно-емкостные

характеристики пород

3.3.1. Целесообразность экспериментального моделирования на керне процессов кольматации и краткий обзор проведенных исследований

3.3.2. Подготовка рабочих жидкостей и образцов керна к испытаниям

3.3.3. Экспериментальная часть

3.3.4. Результаты фильтрационных исследований

3.3.5. Эксперимент с калий-хлор-полимерным буровым раствором

3.3.6. Эксперимент с пресным ингибированным буровым раствором

3.3.7. Применение метода ЯМР в оценке динамики изменения структуры емкостного пространства, интерпретация результатов

3.4. Оценка влияния фильтрата бурового раствора на эксплуатационные

характеристики пластов содержащих в цементе набухающие минералы гли

3.5. Изменения структуры пустотного пространства карбонатных коллекторов в процессе воздействия на породу различными кислотными

композиционными составами

3.5.1. Цели и задачи работ по подбору кислотных композиций

3.5.2. Методика исследования

3.5.3. Результаты ЯМР-исследований в оценке изменений структуры емкостного пространства за счет воздействия кислотных составов

3.6. Выводы

4. Применение «тяжелой» воды D20 при ЯМР-исследовании процессов вытеснения в системе нефть-вода

4.1. Предпосылки использования D20 в комплексе ЯМР-исследований кернового материала

4.2. Методика проведения эксперимента и обработки результатов

4.3. Результаты исследования капиллярных свойств преимущественно гидрофобных горных пород

4.4. Результаты исследования капиллярных свойств преимущественно гидрофильных горных пород

4.5. Выводы

Заключение

Список используемой литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Петрофизическое обеспечение лабораторных и скважинных исследований горных пород методом ядерного магнитного резонанса в сильном поле»

Введение

Актуальность исследований. В соответствии с Энергетической стратегии России на период до 2030 г. планируется обеспечить добычу нефти на уровне 530-535 млн. тонн. Значительно увеличится и добыча газа. В этой связи значительно возрастает роль геолого-геофизического обеспечения нефтегазопоисковых работ. Ключевую роль при этом играют петрофизические исследования керна методом ЯМР в сильном поле, которые на основе прямых измерений характеристик пород обеспечивают получение базовых констант, зависимостей и характеристик процессов, используемых при моделировании и оценке подсчетных параметров резервуаров.

Актуальность и востребованность новых ЯМР-разработок для исследования керна в нефтегазовых технологиях определяется несколькими группами факторов.

С точки зрения физических основ механизма ЯМР релаксации наиболее значимыми являются четыре компоненты - амплитуда сигнала, соответствующая водородосодержанию, время продольной и поперечной релаксации (Г; и Т2) и коэффициенты самодиффузии насыщающих флюидов. Эти параметры имеют богатое петрофизическое содержание. В частности, механизмы поверхностной, диффузионной и объемной релаксации по Т2 чувствительны к изменению структуры емкостного пространства, поверхностных свойств горных пород и типа насыщающей их жидкости. На основе этих уникальных свойств в петрофизической практике созданы инструменты для изучения распределения пористости по временам релаксации, являющимся отражением структуры порового пространства, которое контролирует комплекс ФЕС (Кп, Кв0, Кпр, Кпэф и др.), а также распределений вязкости флюидов.

Важным свойством ЯМР изучения горных пород являются также технологические факторы - этот метод относится к электромагнитным и

дистанционным, т.е. не оказывающим какого-либо воздействия на объект исследования. Необходимо отметить возможности метода ЯМР как экспрессного и поэтапного, способного давать широкий спектр информации на различных стадиях изучения объектов недропользования, как в процессе ГТИ на скважине с измерением флюидов, навесок породы, шлама, так и в лабораторных прецизионных измерениях образцов керна.

Бурное развитие ядерного магнитного каротажа (ЯМК) в сильном поле обуславливает перспективность и актуальность метода ЯМР в изучении горных пород. В последние годы ЯМК проводится в более чем 100 скважинах в год как отечественными, так и зарубежными компаниями. Эффективность работы этого динамично развивающегося аппаратурно-методического комплекса опирается на целый ряд важных аспектов петрофизического обеспечения лабораторных и скважинных исследований горных пород методом ядерно-магнитного резонанса, которые остаются не достаточно исследованными, что делает актуальной данную работу.

Цель работы: Создание научно-методических основ петрофизического обеспечения интерпретации данных ядерного магнитного резонанса в сильном магнитном поле.

Основные задачи работы:

Выполнить обзор современного состояния исследований горных пород на базе метода ЯМР в поле постоянных магнитов.

1. Разработать методику оценки структуры порового пространства и компонентного состава пористости на основе комплекса петрофизических методов с различной физической природой (ЯМР, имидж-анализ шлифов, капи лляриметрия).

2. Оценить информативность метода ЯМР и разработать экспериментальную методику ЯМР-мониторинга изменения структурно-

емкостных и поверхностных свойств коллекторов нефти и газа в процессах вытеснения при различных комбинациях вытесняющего и вытесняемого флюидов.

3. Оценить эффективность применения «тяжелой» воды Э20 при ЯМР-сопровождении петрофизического моделирования системы «нефть-вода» в порах горных пород.

Достоверность и обоснованность научных результатов. Достоверность исследований обусловлена тем, что все результаты диссертационной работы базируются на масштабных данных реального кернового материала более чем 20-ти нефтегазовых месторождений и сопоставлении данных ЯМР-исследований с другими физическими методами, такими как рентгеноструктурный анализ, имидж-анализ петрографических шлифов, растровая электронная микроскопия и данными интерпретации материалов ГИС разрезов, вскрытых бурением скважин.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Показана эффективность метода ЯМР в сильном магнитном поле для оценки петрофизических характеристик песчано-глинистых и карбонатных пород по результатам исследования свыше 22500 образцов керна более чем с 20-ти крупных месторождений, в основном Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской и Лено-Тунгусской нефтегазоносных провинций России.

2. Экспериментально обоснована методика комплексной оценки порометрической характеристики пород по согласованным измерениям на керне прямыми и косвенными методами с различной физической природой и разрешающей способностью (ЯМР, имидж-анализ петрографических прозрачных шлифов, капилляриметрия).

3. Разработана экспериментальная методика ЯМР-мониторинга структурно-емкостных и поверхностных свойств коллекторов нефти и газа в процессах

вытеснения при различных составах вытесняющего и вытесняемого флюидов.

4. Экспериментально обосновано применение «тяжелой» воды D20 при ЯМР-сопровождении петрофизического моделирования системы «нефть-вода» в песчано-глинистых и карбонатных породах.

Основные защищаемые положения:

1. Комплексирование капиллярометрии, имидж-анализа шлифов и ЯМР-измерений на керне обеспечивают петрофизическую калибровку измерений ЯМР в скважинах для оценки порометрической характеристики и компонентного состава емкости.

2. ЯМР - измерения на керне в режиме мониторинга позволяют количественно оценивать изменение структуры порового пространства пород при петрофизическом моделировании загрязнения прискважинной зоны пласта фильтратом бурового раствора и последующих мероприятий по восстановлению проницаемости, а также процессов по увеличению нефтеотдачи и их эффективности в результате соляно-кислотных обработок.

3. Использование воды D20 при моделировании системы «нефть-вода» в рамках петрофизических экспериментов «впитывание-дренаж» позволяет по данным ЯМР оценивать текущее насыщение нефтяной фазой и степень смачиваемости поверхности пор изучаемых коллекторов.

Практическая значимость работы и личное участие автора. Работа выполнялась автором в течение более чем 12 лет. Денисенко A.C. лично производил, а впоследствии руководил регистрацией релаксационных кривых ЯМР всего изучаемого в лаборатории объема керна (более 22500 образцов керна); провел обоснованный расчет и последующую интерпретацию всех спектров распределения времен релаксации; осуществлял своевременную диагностику, юстировку и, при необходимости, руководил ремонтом и внедрением новых узлов, разработкой, апробацией и реализацией новых

методических процедур комплекса имеющейся аппаратуры ЯМР. Участвовал в многочисленных научно-технических совещаниях, конференциях, сессиях и консультациях, читал тематические лекции на слушаниях по повышению квалификации работников сферы геофизических и петрофизических исследований, готовил окончательные отчетные материалы и проводил их защиту на НТС заказчиков.

Разрабатывал и внедрял новые методико-аппаратурные решения в общем комплексе петрофизических исследований, а именно: высокоточного измерения газопроницаемости, рентгено-дифракционного анализа минералогического состава горных пород, анализа структуры пустотного пространства на базе петрографических прозрачных шлифов, капилляриметрических и фильтрационных исследований, комплексной интерпретации материалов ГИС и керна.

В процессе работы на базе петрофизических исследований материалов керна и ГИС более чем 20-ти крупных месторождений Денисенко A.C. были сформированы основные положения и тезисы диссертационной работы, поставлены цели и предложены новые методические решения и, впоследствии, доведены до непосредственного практического исполнения. С его личным участием и под его непосредственным руководством в программу возможных работ компании были внедрены: комплексы изучения динамики структуры емкостного пространства в процессе вытеснения, замещения насыщающего флюида, различных воздействий на матрицу пород; эксперименты с использованием водородонесодержащих жидкостей при изучении капиллярных свойств горных пород; сопоставление и настройка спектров распределения времен релаксации по данным прямых методов изучения морфологии порового пространства.

Предложенные методики и подходы в реализации аппаратурных комплексов на базе ЯМР позволяют существенно повысить эффективность существующих технологий петрофизических исследований песчано-глинистых

и карбонатных пород коллекторов нефти и газа.

Все научные выводы, положения и результаты, защищаемые в диссертационной работе, разработаны и получены лично автором, либо под его непосредственным контролем и руководством.

Апробация и реализация результатов диссертации

Основные положения диссертационной работы докладывались на: XVI Губкинских чтениях «Развитие нефтегазовой геологии - основа укрепления минерально-сырьевой базы» (г. Москва, 2002г.); научно-практической конференции «Ядерная Геофизика 2002» (г. Тверь, 2002г.); 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 2003г.); Международном ежегодном симпозиуме 8СА (Франция, г.По, 2003г.); Всероссийском научно-практическом семинаре «Состояние петрофизического обеспечения ядерно-геофизических, акустических и других методов ГИС» (г.Тверь, 2005г); Международном ежегодном симпозиуме БСА (Канада, Торонто, 2005г.); научно практическом семинаре «Новейшие ядерно-геофизические, петрофизические и ГИС- технологии при определении ФЕС нефтегазонасыщенных пластов на различных стадиях изучения (при поисках, разведке и разработке)» (Доминиканская Республика, 2007г.); научно практическом семинаре «Ядерно-геофизические скважинные и аналитические методы в комплексе ГИС для оценки ФЕС пластов при поиске, разведке и контроле эксплуатации месторождений нефти и газа» (Вьетнам, г.Фантьет, 2009г); научно-практическом семинаре «Петрофизическое обеспечение геофизических исследований бурящихся скважин» (Республика куба, 2010г.); Юбилейной международной конференции «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы», посвященная 100-летию со дня рождения профессора В.Н. Кобрановой (г. Москва, 2010г.); I Российском рабочем совещании, посвященном 90-летию со дня рождения Б.Б. Звягина, «Глины,

глинистые минералы и слоистые минералы» (г. Москва, 2011г.); Всероссийской научно-практической конференции «Состояние и перспективы развития ядерно-магнитных методов исследований нефтегазовых и рудных скважин, каменного материала и флюидов» (г. Тверь, 2011 г.); научно-техническом семинаре «Новые ядерно-геофизические скважинные и петрофизические технологии при исследовании нефтяных и газовых месторождений» (к. Канкун, Мексика, 2011г.)

Публикации: По теме диссертации опубликовано 22 работы (3 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ)

Фактический материал. В основу диссертационной работы положены исследования проведенные автором в ОАО НПЦ «Тверьгеофизика» (2000 -2005 гг.) и в ООО «Арктик-ГЕРС» (2005 - 2012 гг.). Был обработан, проанализирован и обобщен фактический материал петрофизических исследований керна. Проведены серии комплексных экспериментов на основе аппаратуры ЯМР. Анализ многочисленных результатов и их последующая интерпретация позволили расширить существующую методическую базу и разработать принципиально новые научно-обоснованные подходы в решении задач применения метода ЯМР в изучении петрофизических свойств горных пород, как в лаборатории, так и в разрезе скважин при проведении ядерного магнитного каротажа. Использованы данные более чем по 20-ти месторождениям из всех нефтегазоносных провинций РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Объем работы - 149 страниц текста, 33 рисунка, 10 таблиц. Список литературы содержит 63 наименования, в том числе 32 на английском языке.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.г.-м.н. Топоркову Владимиру Георгиевичу за неизменное внимание, ценные советы и конструктивные замечания, консультанту по научной работе д.т.н., профессору Стрельченко Валентину Вадимовичу за последовательные инструкции и корректировки, касающиеся структуры диссертации и к.т.н. Малинину Андрею Викторовичу за неоценимую помощь и консультации.

Автор также выражает свою искреннюю признательность ученым и специалистам д.ф.-м.н. В.А. Мурцовкину, к.т.н. С.Ю. Рудаковской, к.ф.-м.н П.В. Кошкину за плодотворные советы и ценные замечания и отдельно отмечает искреннюю заботу, безграничную поддержку и многочисленные рекомендации оказываемые в процессе работы его отцом, к.т.н Сергеем Ивановичем Денисенко.

1. Современное состояние метода Ядерного Магнитного Резонанса в изучении горных пород нефтегазовых месторождений. Обзор литературы.

1.1. Физические основы ядерного магнитного резонанса

Рассмотрим ядро [3, 37, 38], обладающее магнитным моментом /л, и моментом количества движения Й/. Эти моменты параллельны, и поэтому можно записать:

ц = № (1.1)

где магнитомеханическое отношение у - постоянная величина. Через / принято обозначать ядерный момент количества движения, измеренный в единицах Н. Энергия взаимодействия магнитного момента //, с внешним магнитным полем, индукция которого В0:

и =-/л-В0 (1.2)

Если поле направлено вдоль оси х, то

и = (1-3)

Обозначим через т/ = 7,1 - 1, ... , -I разрешенные значения /,; следовательно, разрешенные значения энергии II = -т1уЬВ0.

В магнитном поле ядро, у которого / = 1/2, может находиться в одном из двух энергетических состояний, соответствующих т/ = ±1/2. Если разность энергий этих двух состояний приравнять На>0, то %со0 = уЬВ0 и, следовательно,

о)0=уВ0. (1.4)

Это соотношение является основным условием магнитного резонансного поглощения.

А Я

В случае протона у = 2,675-10 рад/(сек-Гс) = 2,675-10 рад(сек-тесла); следовательно, для частоты имеем:

у(МГц) = 4,258-В0 (кГс)=42,58-Д, (тесла). (1.4а)

1.1.1. Уравнения Блоха для намагниченности

Изменение со временем момента количества движения системы равно, как известно, вращающему моменту, действующему на систему [3, 37, 38]. Механический момент, действующий на магнитный момент ¡л со стороны магнитного поля В0, равен векторному произведению ¡и х В0\ тогда уравнение движения для момента («гироскопическое уравнение») можно записать в виде

П— = ]ихВ0 (1.5)

Л °

или

^ = ГМХВ0. (1.6)

т

Ядерная намагниченность М определяется как сумма по всем ядрам в единице объема. Если рассматривается система ядер одного изотопа и лишь они взаимодействуют с полем, то коэффициент у для всех ядер одинаков и уравнение (1.6) можно переписать для М\

~- = ГМхВ0. (1.7)

Поместим систему ядер в постоянное магнитное поле В0, направленное вдоль оси ъ. В состоянии теплового равновесия при температуре Т для компонент намагниченности М имеем:

Мх = 0, Му = О, М2 = ХоВо = СВо/Т, (1.8)

где постоянная Кюри

С = Ы^/Ъкв. (1.9)

Если величина М7_ относится к неравновесному состоянию, то она приближается к равновесному значению со «скоростью», пропорциональной отклонению М2 от равновесного значения М0,

ам2 =М0-М.2 Ж Тг '

Введенную в этом уравнении величину Г; обычно называют временем

продольной релаксации или временем спин-решеточной релаксации.

Если в начальный момент времени t = 0 ненамагниченный образец помещен в магнитное поле В0, то его намагниченность будет увеличиваться от начального нулевого значения М2 = 0 до конечного значения М2 = М0. Интегрируя уравнение (1.10) находим

МгО) = М0(1-е~{/Т1). (1.11)

Приняв во внимание (1.10), уравнение движения (1.7) для г-компоненты намагниченности можно записать в виде:

(1М„ ... _ . М0-М2 /1 ПоЛ

= у(МхВ0)2+-^-—2-, (1.12а)

л '1 02 тг

где (М0 -М^/Т] - дополнительный член уравнения, появляющийся из-за наличия

взаимодействий, не связанных с магнитным полем В0. Таким образом, помимо

прецессии вокруг магнитного поля, вектор намагниченности М будет

релаксировать, приближаясь к равновесному значению Мо.

Если в постоянном магнитном поле В0 поперечная компонента

намагниченности Мх не равна нулю, то со временем она (так же как и Му) будет

спадать до нуля. Процесс спадания до нуля поперечных компонент М, то есть

Мх и Му, которые в начальный момент могут оказаться не равными нулю,

обусловлен требованием равенства их нулю в состоянии теплового равновесия.

Чтобы учесть эту поперечную релаксацию, в уравнениях движения для Мх и Му

следует ввести дополнительные члены, в простейшем случае

пропорциональные соответственно величинам Мх и Му\

(1МУ ... _ . Мх /1 ю^ч

-± = у(МхВ0)х--±, (1.126)

ш 12

Шу=у(МхВ0)-^ (1.12в)

Л ' ' 0/>; Т2

где Т2 - так называемое время поперечной релаксации. В некоторых случаях времена релаксации Т} и Т2 почти одинаковы, но бывают ситуации, когда Т] » Т2. Это зависит от конкретных свойств и особенностей системы и

от условий, в которых она находится.

Время поперечной релаксации Т2 служит мерой того времени, в течение которого индивидуальные моменты, дающие вклад в компоненты Мх и Му, остаются в фазе друг с другом. Поскольку локальные магнитные поля, действующие на различные спины, тоже различны, то вызываемое ими прецессионное движение спинов будет происходить с различными частотами. Если первоначально все спины были в фазе, то с течением времени распределение фаз будет становиться все более случайным (хаотическим), а величины МхиМу будут стремиться к нулю. Поэтому величину Т2 можно было бы называть также временем расфазировки.

Система уравнений (1.12) называется уравнениями Блоха. Эти уравнения не симметричны относительно х, у и г, поскольку мы с самого начала выбрали для постоянного внешнего поля В0, действующего на спиновую систему, направление вдоль 2. В экспериментах по магнитному резонансу переменное поле обычно накладывается вдоль оси х (или _у). Нам наиболее интересны явления, связанные с изменениями намагниченности, которые обусловлены совместным действием постоянного магнитного и переменного электромагнитного полей.

1.1.2. Спин-решеточная и спин-спиновая релаксации

Спин-решеточная и спин-спиновая релаксации в жидкостях определяют основные особенности исследований методом ЯМР в геологии и геофизике.

В реальных средах спины ядер взаимодействуют не только с внешними магнитными полями, но и с полями, создаваемыми окружающими ядрами. Такое взаимодействие, называемое диполь-дипольным, играет важную роль в формировании эффектов ЯМР и состоит в следующем. Каждый из двух диполей с моментами /ла и находящихся во внешнем магнитном поле, напряженность которого Но, на расстоянии гаъ друг от друга, создает в точке расположения другого диполя локальное магнитное поле

нф_ь)=±^( 3cos20-l) (1.13)

fab

где в - угол, который межспиновый вектор rab составляет с направлением поля

Н0.

В точке расположения диполя /ль суммарное постоянное внешнее поле Доопределяется суммой полей Н0 и Нф.ъу

Н^=Н0±Нл(а_Ь). (1.14)

Это суммарное магнитное поле изменяет частоту прецессии спина а>'ъ=у(Н0 +\Нл(а_Ь}\), а>1 = у(Н0-\Нл(а_ь\). (1.15)

В точке расположения диполя /ла частоты прецессии определяются

выражениями, аналогичными (1.15).

Прецессия момента //а с частотой соа в точке расположения диполя ¡лъ

создает также и переменное поле Hb(t), которое, взаимодействуя со спином /иа,

вызывает квантовые переходы, подобные тем, которые обусловлены внешним

переменным полем с частотой соо, амплитуда которого Hj.

Из сказанного следует, что вследствие взаимного влияния магнитных

диполей их частоты прецессии не соответствуют по величине постоянному

внешнему магнитному полю и оказываются неодинаковыми для разных

диполей. Макроскопически эффект проявляется в том, что взаимное влияние

друг на друга системы спинов приводит к возникновению полосы частот вокруг

частоты прецессии а>о, определяемой внешним полем Н0.

Тепловое движение молекул создает в каждой точке флуктуирующее во

времени магнитное поле, характеризуемое определенным спектром частот.

Спектральная плотность флуктуирующего поля определяется временем

корреляции молекул тс - средним временем, протекающим между двумя

ближайшими столкновениями. Чем меньше время корреляции, тем шире

диапазон частот, характеризующих флуктуирующее поле. В жидкостях

12

небольшой вязкости время корреляции составляет 10" с. Поэтому спектр

частот движения молекул и, следовательно, спектр частот флуктуирующего

1 0

поля будет лежать в диапазоне 0-10 Гц. Наибольший интерес представляют те части спектра, в которых частота близка к нулю, совпадает с частотой резонанса спинов во внешнем магнитном поле или кратна ей. Именно в этих участках спектра магнитное поле наиболее сильно взаимодействует со спинами ядер.

Анализ такого взаимодействия показывает, что на время спин-решеточной релаксации Т] влияют только высокочастотные составляющие флуктуирующего поля, а на время спин-спиновой релаксации - составляющие как с нулевой частотой (постоянные поля), так и с частотой прецессии.

Количественно оценить связь Tj и с молекулярным тепловым движением можно на основе анализа времен корреляции тс.

Спектральное распределение времен корреляции и соответствующих им частот описывается функцией К(тс), а спектральная плотность частот тепловых

движений молекул - ее Фурье-изображением

+00

J(G))= \K(rc)ei(0tdt. (1.16)

—00

где К(тс) пропорционально exp(-t/rc). Если при данном значении тс спектральная плотность на частоте прецессии а>о наибольшая (coqtc « 1), то взаимодействие спинов с флуктуирующим полем будет наиболее эффективным, а времена релаксации Г/ и Т2 - малы. Если же тс слишком велико (щгс » 1) или слишком мало (сО(,тс « 1), то высокочастотные составляющие полей на частоте резонанса соо будут малы и Т\ возрастет. В то же время с увеличением тс возрастает составляющая нулевой частоты, вследствие чего Г/ падает.

При малом тс (ojf) тс « 1) частоты, характеризующие тепловое движение молекул, распределены почти равномерно в широком диапазоне - от нуля до \/хс Гц. Если тс велико (coqtc » 1), то сильно возрастает плотность низких частот, а высокие практически будут отсутствовать. Наибольшей спектральная плотность для частоты, близкой к резонансу, будет при условии cdqtc= 1.

На процессы релаксации влияют различные виды взаимодействия спинов друг с другом и с решеткой. При спине I = 1/2, соответствующем ядрам водорода, преобладает диполь-дипольное взаимодействие, причем наиболее сильно - внутримолекулярное, вызванное вращательным движением спинов. Для этого вида взаимодействия получены выражения для Г; и Т2 в свободной жидкости:

1 _2у%1{1 + \) ( г_ 4г„

7] 5 г6

1 _у4М(1 +1) Т2 ~ 5г6

---+ -

Зг„ н--т +

1 + ю2г2 1 + 4ю2г2у

(1.17)

(1.18)

где г - внутримолекулярное расстояние между спинами.

Анализ этих уравнений показывает, что значение Т2, монотонно падает по мере увеличения тс и очень слабо зависит от резонансной частоты, то есть от напряженности внешнего магнитного поля. В то же время Г; имеет минимум при (Оо тс = 0,62. Иными словами, Г/ с уменьшением тс сначала падает, а затем неограниченно возрастает. Величина Т) в минимуме превышает Т2, примерно в 2 раза. Такой ход изменения Г; и Т2 подтвержден экспериментально.

Для трансляционного движения выражения для Т, и Т2 аналогичны, но времена релаксации различаются, поскольку величина г определяется расстоянием между соседними молекулами. Вклад трансляционного диполь-дипольного взаимодействия в Т) определяется выражением

Г л \

1

8ях4Й2/(/ + 1)

Тх ). 9 г Б

(1.19)

Ч-Ч Угг

Влияние диполь-дипольного взаимодействия особенно велико, когда в растворе содержатся парамагнитные ионы. Это объясняется тем, что гиромагнитное отношение электрона в 657 раз больше, чем у протона, вследствие чего даже малое содержание парамагнитных примесей в растворе резко снижает величину Т1.

Как видно из изложенного, решающее влияние на процесс релаксации в жидкости при отсутствии в ней парамагнитных ионов оказывает время

корреляции движения молекул, которое определяется вязкостью жидкости. Таким образом, вязкость является одним из наиболее важных параметров, определяющих ядерно-магнитные свойства жидкостей.

Другой фактор, влияющий на время корреляции в жидкости и, следовательно, на время релаксации, - электрохимическая связь молекул жидкости с твердой фазой, например, с твердым пористым телом. Электрохимическая связь определяет существование слоя жидкости на поверхности твердой фазы, в котором жидкость малоподвижна. Это приводит к возрастанию тс и, как следствие, к снижению Т] и Т2, этих слоев. При отсутствии влияния парамагнитных центров именно этот эффект определяет ядерно-магнитные свойства пористых тел, насыщенных водой.

1.1.3. Диффузия в неоднородных магнитных полях

В жидкостях диффузионное движение приводит к перемещению ядер между различными частями образца, в которых скорости ядерной прецессии могут отличаться [38]. В результате расфазировка в течение первого интервала времени т может отличаться от фазировки в течение второго интервала времени т и сигнал эха уменьшается. Этот эффект имеет большое практическое значение. Он дает способ измерения скоростей диффузии в жидкостях. Эффект был обнаружен Ханом и описан в его первой статье по спиновому эху. Теоретическое обоснование этого эффекта приведено ниже.

В случае диффузии в неоднородном магнитном поле имеется континуум значений напряженности магнитного поля. Для простоты предполагаем аксиальную симметрию неоднородного поля

ИМ

Н(х,у,2) = Н0+2(1.20)

аг

Диффузию обычно описывают диффузионным уравнением. Торри рассмотрел диффузионное уравнение совместно с уравнением Блоха.

Предположим, что каким-либо способом в постоянном однородном магнитном поле вдоль оси 2 при отсутствии переменного поля создали

неоднородную намагниченность М2, Предположим также, что величина Г; бесконечно велика. Тогда полная 2-составляюгцая намагниченности измениться не может, но в результате диффузии намагниченность М2 будет перераспределяться по объему образца, и в конечном счете мы получим ее однородное распределение. Данный процесс описывается уравнением:

^ = 2М2 (1.21)

&

где I) - постоянная диффузии.

Если в начальный момент времени имеются также составляющие плотности намагниченности Мх и Му, то в постоянном однородном магнитном поле диффузия будет их изменять. Постоянное магнитное поле вызывает прецессию Мх и Му. Поэтому изменения Мх и Му возникают из-за диффузии и из-за прецессии. Путем преобразования к системе координат, вращающейся с частотой прецессии, можно исключить прецессию, и в этой системе записать

^ = 2МХ, (1.22а)

Л

ам.

= ИУ2Му, (1.226)

л у

или, воспользовавшись соотношением М+ = Мх + гМ

у-

<ЛМ+

= ИЧ2М+ (1.23)

Л

Уравнение (1.23) описывает векторный эффект, так как величина М-двумерная.

Рассмотрим случай, когда постоянное поле неоднородно. Мы должны включить влияние распределения частоты прецессии.

Учитывая прецессионный и релаксационный члены, получаем

-1 7 = -ф(х,у,2)М+ (х,--1 >*> > ' + ВУ2М+ (х,

Ш Т2

(1.24)

где к(х,у,г) = Н(х,у,г)-Н0, (1.25)

Н0 - среднее поле по объему образца. Подставляя в (1.24) выражение для к(х,у,г) из (1.20), получаем уравнение, описывающее свободную прецессию в постоянном неоднородном магнитном поле, которое имеет аксиальную симметрию

dM" dt

-iyz

гдНл

М

+

М+--+ DV2M+ п

dz J Т2 > (L26)

Уравнение (1.26) включает естественные эффекты спин-спиновой и спин-решеточной релаксации. Градиент поля cHJdz определяется в начале координат и постоянен. Единственная зависимость от координат в пределах образца в уравнении (1.26) содержится в первом члене правой части.

Если диффузии нет (D = 0), уравнение (1.26) решить просто, так как для каждого слоя образца при фиксированном значении z оно описывает прецессию во вращающейся системе координат в постоянном поле Н с учетом затухания с постоянной времени Т2. Решение имеет вид

. (дн_\

М+(r,t) = М(г,0)e~t/T2e * 3z > , (1.27)

где М(г, 0) - комплексная плотность намагниченности при t = 0.

Предположим, что намагниченность M(r,t) однородна. Однородную намагниченность М(г,0) можно получить с помощью приготавливающего импульса 7i/2, который действует на образец, намагниченный до теплового равновесия вдоль постоянного поля. (Здесь мы пренебрегаем небольшими вариациями статической намагниченности при тепловом равновесии, связанными с неоднородностью постоянного магнитного поля.) Рассмотрим плотность намагниченности в слоях образца с координатами z - zlz, z, и z + Az, где Az - малая часть размера образца вдоль оси z. Эти три плоскости находятся на одинаковом расстоянии друг от друга, поэтому частоты прецессии ядер в этих плоскостях отличаются на одну и ту же величину. В момент времени t = 0 фазы прецессии ядер в этих трех слоях совпадают. Затем намагниченность слоя

г + Аг опережает намагниченность слоя г, а намагниченность слоя 2 - Лг отстает. Углы опережения и отставания постепенно растут во времени, но всегда остаются равными. Если спины из слоев г - Аг к г + Аг диффундируют в слой то их количество будет одинаково. Поэтому они будут приносить в намагниченность слоя г одинаковые по величине добавки как с опережением, так и с отставанием по фазе. В результате фаза полной намагниченности слоя г не будет изменяться. Следовательно, можно ожидать, что диффузия не влияет на фазу изменяющейся намагниченности слоя 2, но влияет на величину этой намагниченности. До тех пор пока значение 2 не попадает на границу образца, каждый слой г имеет два симметрично расположенных с разных сторон слоя на расстоянии Аг. Из этих двух слоев намагниченность диффундирует в слой г с опережением или отставанием по фазе в зависимости от Аг и независимо от г. Поэтому мы попытаемся искать решение уравнения (1.26) в следующем виде:

• (Ж)

1Щ — и

М+(г^) = М0е~(/Т2е Vдz)A(t) (1.28)

После подстановки этого решения в уравнение (1.7) получим уравнение для величины А(1;):

А М \ дг )

или

А = А(0)е ^ (к) 3. (1.30)

Постоянную А(0) внесем в Мо. Тогда находим

Л с1Н\2 з , . (с1НЛ

М+(г^) = М0е~(/Т2е 1 <ь) е {сЬ) . (1.31)

Эта формула описывает изменение во времени намагниченности от ее начального значения М0 в момент 1 = 0 после импульса 7с/2.

Теперь необходимо рассмотреть, что случится, если мы применим импульс 71 в момент времени т, который поворачивает намагниченность вокруг

оси у. Плотность намагниченности непосредственно перед импульсом равна

днл2т3 . m

/т -D\Y-r-\ —" -iyz—т

М+(г,т~) = М0е-т/Т2е ^ dz J 3 e 3z . (1.32)

Импульс ж не меняет Му, но превращает Мх в -Мх. Это эквивалентно

А дН л. дН Т изменению фазового угла от значения -yz-г до значения л л-yz-т. 1аким

dz dz

образом, при t = т+

-DÎT-У- iA

М+(г,т+ ) = M0et/T2e [dzj3e * é*.

(1.33)

Далее намагниченность ivt будет изменяться во времени в соответствии с формулой (1.31)

D(dH^(t-r)3 _ дН

M+(r,t-r) = M+(r,T)e'(t-T)/T2e ^ 3 е'* * . (1.34)

Подставляя в выражение (1.34) в качестве начального условия значение (1.32), получаем в момент t - т = т(или t = 2 т)

М+(г,2т) = -М0е-2т/Т2е ^dz ^ 3 .

(1.35)

Комплексные фазовые множители в (1.35) сокращаются, и мы получаем известный результат Хана.

Важно отметить, что диффузионный член после двух интервалов времени (yâH/âz)2D(21*/Ъ)

равен экспоненте с показателем а не с

показателем (yâH/âz)2D[(2т)3/Ъ]. Это означает, что потеря фазы происходит независимо в каждый интервал времени т. Метод Kappa и Парселла основан именно на этом факте. Они заметили, что если применить последовательность импульсов 71, разделенных интервалами 2 т, то можно получить последовательность эха и, выбрав т достаточно малым, можно значительно уменьшить диффузионное затухание намагниченности и сделать его меньше

релаксационного.

Таким образом, диффузия молекул в исследуемой жидкости сильно ускоряет процесс расформирования вектора ядерной намагниченности и снижает величину измеренного Т2,. Этот эффект проявляется тем сильнее, чем длительнее интервал т и больше градиент напряженности поля. Изменяя величину г, можно направленно изменять степень влияния диффузии на измеряемое (кажущееся) значение Т2. При известном градиенте напряженности статического поля этот эффект можно использовать для определения коэффициента диффузии исследуемого флюида [18, 39, 40].

1.2. Экспериментальные методы наблюдения эффектов ядерного магнитного резонанса

1.2.1. Основные методы.

Эффекты ядерного магнитного резонанса можно наблюдать двумя основными методами - стационарными и импульсными [3, 7, 8]. В стационарном методе на исследуемый образец, помещенный в постоянное магнитное поле, накладывается переменное магнитное поле, частота которого медленно изменяется вблизи резонанса, при этом наблюдается сигнал поглощения. Этот сигнал для жидкостей имеет форму распределения Лоренца с экстремумом, соответствующим совпадению резонансной частоты (щ с частотой переменного поля. Процесс наблюдения сигнала поглощения таким способом называется медленным прохождением через резонанс.

Другой вариант медленного прохождения состоит в том, что частота переменного поля фиксирована вблизи резонанса, а постоянное поле медленно изменяется в небольших пределах. Тем самым также создаются условия прохождения через резонанс.

В стационарных методах переменное поле воздействует на исследуемый образец в течение всего времени наблюдения сигнала ЯМР. В импульсных методах на образец, находящийся в постоянном магнитном поле,

высокочастотное поле воздействует в течение короткого промежутка времени, за который вектор ядерной намагниченности поворачивается на некоторый угол. После выключения импульса высокочастотного поля, повернувшего вектор ядерной намагниченности, происходит возвращение спиновой системы в первоначальное равновесное состояние. Этот процесс представляет собой

свободную прецессию спинов вокруг направления постоянного магнитного

*

поля, которая экспоненциально затухает во времени с постоянной времени Т2 . Постоянная затухания Т* определяется, как уже указывалось, спин-спиновой

релаксацией и неоднородностью внешнего постоянного магнитного поля.

Свободную прецессию можно наблюдать по ЭДС, индуцируемой в катушке индуктивности, ориентированной должным образом относительно оси прецессии спинов. ЭДС, индуцированная в катушке, называется сигналом ядерной индукции или сигналом свободной прецессии (ССП) и описывается выражением

г,

ЕЦ) = Е08т(о)01)е 12 , (1.36)

где Е0 - начальная амплитуда ССП; г - время, отсчитываемое от момента начала свободной прецессии.

Экспоненциально затухающая функция вида (1.36) является Фурье-

преобразованием функции Лоренца

*

Г(®)=-—^Ьг- о-37)

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Денисенко, Александр Сергеевич

4.5. Выводы

Экспериментально обосновано применение «тяжелой» воды Б20 при ЯМР-сопровождении петрофизического моделирования системы «нефть-вода» в песчано-глинистых и карбонатных породах. Показано, что замена «легкой» воды (Н20) на «тяжелую» воду (Т)20) в рамках петрофизических экспериментов «впитывание-дренаж» позволяет по данным ЯМР оценивать текущее насыщение нефтяной фазой и характеризовать степень смачиваемости поверхности пор изучаемых коллекторов. Представленная в работе качественная характеристика степени смачиваемости рассматриваемых пород многократно подтверждена капельным методом на профиле керна и измерениями коэффициентов Аммота-Гарвея на цилиндрических образцах (аналог метода Тульбовича).

Заключение

По результатам выполненных работ сделаны следующие выводы:

1. Выполнен обзор современного состояния и перспектив исследований горных пород на базе метода ЯМР в поле постоянных магнитов. Подтверждена высокая информативность амплитудно-временных характеристик процессов продольной Г; и поперечной Т2 релаксации в изучении свойств коллекторов нефти и газа. В сочетании с новыми аппаратурно-методическими решениями это принципиально позволяет решать широкий круг задач в области петрофизического обеспечения геологоразведочного, технологического и промыслового блоков современных нефтегазовых технологий. Эти возможности подтверждаются опытом ЯМР-исследований более 20 тысяч образцов керна из основных нефтегазоносных провинций России.

2. На основе измерений на керне методами с различной физической природой и разрешающей способностью (ЯМР, имидж-анализ шлифов, капилляриметрия) экспериментально обоснована методика оценки структуры порового пространства и компонентного состава пористости песчано-глинистых и карбонатных пород. Показано, что распределения емкости по размерам пор, получаемые из данных капилляриметрии и имидж-анализа шлифов, могут существенно отличаться и отражают меру неоднородности размеров тел пор и соединяющих их каналов. Обоснован переход от значений времен ЯМР- релаксации к геометрическим размерам пор на основе прямого метода изучения морфологии порового пространства горных пород -петрографического имидж-анализа прокрашенных шлифов. Предложена методика расчета остаточной водонасыщенности по спектрам ЯМР, основанная на введении дополнительной весовой функции, определяемой экспериментально на образцах керна при достижении неснижаемой водонасыщенности. Показано, что комплексирование капилляриметрии, имидж-анализа шлифов и ЯМР-измерений на керне обеспечивает петрофизическую калибровку измерений ЯМР в скважинах для оценки порометрической характеристики и компонентного состава емкости.

3. Разработана экспериментальная методика ЯМР-мониторинга структурно-емкостных и поверхностных свойств коллекторов нефти и газа в процессах вытеснения при различных комбинациях вытесняющего и вытесняемого флюидов. Показано, что данные ЯМР позволяют количественно оценивать изменение структуры порового пространства пород при петрофизическом моделировании загрязнения прискважинной зоны пласта фильтратом бурового раствора и последующих мероприятий по восстановлению проницаемости глинистых коллекторов, а также процессов по увеличению нефтеотдачи в результате соляно-кислотных обработок карбонатных пород.

4. Экспериментально обосновано применение «тяжелой» воды Б20 при ЯМР-сопровождении петрофизического моделирования системы «нефть-вода» в песчано-глинистых и карбонатных породах. Показано, что замена «легкой» воды (Н20) на «тяжелую» воду (020) в рамках петрофизических экспериментов «впитывание-дренаж» позволяет по данным ЯМР оценивать текущее насыщение нефтяной фазой и характеризовать степень смачиваемости поверхности пор изучаемых коллекторов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Денисенко, Александр Сергеевич, 2012 год

Список используемой литературы

1. Стрельченко В.В., Марьянова Е.В. О возможности оценки глинистости пластов по данным гамма-метода и ЯМР - Геология нефти и газа, No.3,1989, с.54-57.

2. Стрельченко В.В., Марьянова Е.В., Некрасов С.А. Современное состояние исследования шлама и обломков керна при бурении морских нефтегазовых скважин - Обз. инф. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. Вып.9, М., ВНИИЭГАЗПРОМ, 1988, 48с.

3. Аксельрод С. М., Неретин В. Д.. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике. - М.: Недра, 1990, 192 с.

4. Карпова М.В., Неретин В.Д. Возможности анализа релаксационных кривых в методе ЯМР. - Разведочная геофизика, 1982, вып. 98, с. 126-137.

5. Кононенко И.Я., Неретин В.Д. Изучение образцов горных пород для оптимизации режима ядерно-магнитного каротажа - Нефтегазовая геология, геофизика и бурение, 1985, вып.З, с.14-17.

6. Неретин В.Д., Белорай Я.Л., Евдокимова А.Ф. Полевая аппаратура ЯМР для оперативного анализа шлама, керна и пластовых флюидов - Разведочная геофизика, 1983, вып. 96, с. 134-137.

7. Неретин В.Д., Белорай Я.Л., Костылев В.В. и др. Оперативное определение коллекторских свойств горных пород аппаратурой ЯМР типа АОКС - МУ 41-06-62-84 - М.: Изд. ВНИИЯГГ, 1985, 65 с.

8. Неретин В.Д., Белорай Я.Л., Чижик В.И. и др. Определение коллекторских свойств горных пород импульсным методом ЯМР - М.: Изд. ВНИИЯГГ, 1978, 78 с.

9. Неретин В.Д., Карпова М.В., Губайдулин A.A. и др. Определение водонасыщенности неэкстрагированных образцов горных пород импульсным методом ЯМР с использованием электрохимической обработки - М.: изд. ВНИИЯГГ, 1980, 40 с.

10. Запорожец В.М., Неретин В.Д., Белорай Я.Л. и др. Определение

содержания связанной воды методом ЯМР - Разведочная геофизика, 1977, вып. 75, с.140-144.

11. Колотущенко JI.Д. Основные продуктивные горизонты Ботуобинского нефтегазоносного района. - Диссертация кандидата геолого-минералогических наук, 1984.

12. Brown, R. J. S., Neuman, S. H. 1982. The Nuclear Magnetism Log - a Guide for Field Use//The Log Analyst. September - October. P. 4 - 9.

13. Тульбович Б. И.. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа - М.: Недра, 1979, 199с.

14. Веденин С. В., Булка Г. Р., Винокуров В. М. и др. Изучение некоторых коллекторских свойств горных пород методом ЯМР - Геологии нефти и газа. 1972. № 17, с. 59-63.

15. Аксельрод С. М.. Ядерно-магнитный каротаж в искусственном магнитном поле (по материалам американских геофизических журналов) - НТВ "Каротажник", Тверь: ГЕРС, 1998, вып. 49, с. 46-63.

16. Kenyon W. Е. 1992. Nuclear Magnetic Resonance as a Petrophysical Measurement// Nuclear Geophysics. Vol. 6. No 2. P. 153 - 171.

17. Miller M. N., Paltiel Z., Gillen M. E., Granot J., and Bouton J. C. 1990. Spin Echo Magnetic Resonance Logging: Porosity and Free Fluid Index Determination, SPE-20561: Society of Petroleum Engineers, presented at the 65th Annual Technical Conference and Exhibition.

18. Coats G. R., Vinegar H. J., Tutunjan P. N., Gardner J. S. 1993. Restrictive Diffusion from Uniform Gradient NMR Well Logging, SPE 26472, 68th Annual Technical Conference and Exhibition of the SPE.

19. Chang D., Vinegar H. J., Morriss С. E., and Straley C. 1997. Effective porosity, Producible Fluid, and Permeability from NMR Logging//Tlie Log Analyst. V. 38. P. 60-72.

20. Straley C., Morris С. 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. January - February. P. 40 - 56.

21. Forbes P. Centrifuge data analysis techniques, an SCA survey on the calculation of drainage capillary pressure curves from centrifuge measurements, SCA-9714, the Intl. Symp. of the SCA, Calgary, Sept. 8-10, (1997).

22. Kleinberg R. L. 1996. Utility of NMR T2 Distribution, Connection with Capillary Pressure, Clay Effect, and Determination of the Surface Relaxivity Parameter //Magnetic Resonance Imaging. Vol. 14. Nos. 7/8. P. 761 - 767.

23. Morriss C. E., Freedman R., Straley C., Johnston M., Vinegar H. J. 1997. Hydrocarbon Saturation and Viscosity Estimation from NMR Logging in the Belridge Diatomite//The Log Analyst. Vol. 38. P. 44 - 60.

24. Straley C., Rossini D., Vinegar H. J., Tutunjan P., and Morriss C. E. 1997. Core Analysis by Low-Field NMR//The Log Analyst. Vol. 38. P. 84 - 94.

25. Kleinberg R. L., Boyd A. 1997. Tapered Cutoffs for Magnetic Resonance Bound Water Volume, SPE 38737, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Taxes.

26. Latour L. L., Kleinberg R. L., Sezginer A. 1994. Nuclear Magnetic Resonance Properties of Rocks at Elevated Temperatures//Journal of Colloid and Interface Science. Vol. 150. No 2. P. 271 - 274.

27. Logan W. D., Horkowitz J. P., Laronga R., and Cromwell D. 1997, Practical Application of NMR Logging in Carbonate Reservoirs, SPE 38740. 1997. Annual Technical Conference and Exhibition.

28. Menger S., Prammer M. 1998. Can NMR Porosity Replace Conventional Porosity in Formation Evaluation. Abstracts, the SPWLA 39th Annual Logging Symposium//The Log Analyst. March - April. P. 69.

29. Akkurt R., Prammer M. G., Moor M. A. 1996. Selection of Optimal Acquisition parameters for MRIL Logs//The Log Analyst. November -December. 1996. P. 43 - 52.

30. Kleinberg R. L. 1994. Pore Size Distribution, Pore Coupling, and Transverse Relaxation Spectra of Porous Rocks. Magnetic Resonance Imaging. Vol. 12. No 2. P.

271 - 274.

31. Kleinberg R. L., Straley C., Kenyon W. E., Akkurt R., and Farooqui S. A. 1993, Magnetic Resonance of Rocks: t! vs. T2, SPE 26470, SPE, Richardson, Taxes.

32. Kenyon W. E. 1997. Petrophysical Principles of Application of NMR Logging// The Log Analyst. Vol. 38. No 2. P. 21 - 43.

33. Chen A., Hickey H. and Balcom B. A Single-shot Method for Determining Drainage and Imbibition Capillary Pressure Curves, SCA Annual Conference, SCA2006-12, Trondheim, Norway, 2006

34. Prammer M. G., Drack E. D., Bouton J. C., and Gardner J. S. Measurement of Clay-Bound water and Total Porosity by Magnetic Resonance Logging//The Log Analyst. November - December. P. 61 - 69.

35. Matteson A., Tomanic J. P., Hron M. M., Alien D. F., Kenyon W.E. 1998. NMR Relaxation of Clay-Brine Mixtures. SPE 49008. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. New Orlean.

36. Kleinberg R. L., Farooqui S. A., Horshfield M. A. 1993. T1/T2 Ratio and Frequency Dependence of the NMR Relaxation in Porous Sedimentary Rocks// Journal of colloid and Interface Science. V. 155. P. 195 - 198.

37. Sen P., N., Straley C., Kenyon W. E., and Whittingham M. S. 1990. Surface-to-Volume Ratio, Charge Density, Nuclear-Magnetic Relaxation, and Permeability in Clay-Bearing Sandstones//Geophysics. V. 55. No 1. P. 61 - 69.

38. Т. Фаррар, Э. Беккер. Импульсная и Фурье-спектроскопия ЯМР - М.: Мир, 1973. 164 с.

39. Киттель. Физика твердого тела - М.: Мир, 1985.

40. Сликтер Ч. Основы теории магнитного резонанса - М.: Мир, 1981. 448 с.

41. Тихонов А.Н. Методы решения некорректно поставленных задач - М.: Наука, 1979.-285 с.

42. Kleinberg R. L., Kenyan W. Е., Mitra P. P. 1994. Mechanism of NMR Relaxation of Fluids in Rocky/Journal of Magnetic Resonance. Series A 108. P. 206 -214.

43. Аксельрод С. М., Даневич В. И., Садыхов Д. М. Ядерно-магнитные исследования разрезов скважин в Азербайджане - Баку: Азернешр, 1991. 173 с.

44. Morris С. Е.. Deutch P. Freeman, R. McKeon D., Kleinberg R. L. 1996. Operating Guide for the Combinable Magnetic Resonance Tool//The Log Analyst. November-December. 1996. P. 53 - 60.

45. Akkurt R., Vinegar H. J., Tutunjian P. N., A. J.Guillory. 1996. NMR Logging of Natural Gas Reservoirs//The Log Analyst. November-December. P. 3342.

46. White J. 1997. Application of Downhole Magnetic Resonance Imaging in the North Sea, SPE 38551. 1997. Offshore Europe Conference.

47. Derrick P. Green, Josh R. Dick, Mike McAloon, P.F. de J. Cano-Barrita, Jon Burger, and Bruce Balcom. Oil/Water Imbibition and Drainage Capillary Pressure Determined by MRI on a Wide Sampling of Rocks. SCA2008-01. The Int. Symp. of the SCA. Abu Dhabi, UAE 29 Oct.-Nov., 2008.

48. Monetto C., Frost E., Georgi D. Breda E., Olima O., and Descarrega C. Heavy Oil Identification in the Bajo Barreales Formation, San Jorge Basin, Argentina, Abstracts, the SPWLA 39th Annual Logging Symposium//The Log Analyst. March-April. P. 71.

49. Akkurt R. Marshall D. 1998. Enhanced Diffusion: Expanding the Application of the Conventional Differential Spectrum Method, Abstracts, the SPWLA 39th Annual Logging Symposium//The Log Analyst. March-April. P. 70.

50. Физические величины: Справочник. Под ред. Григорьева И.С., Мейлихова Е.З. - М.; Энергоатомиздат, 1991. - 1232 с.

51. Godefroy S., Korb J.-P., Petit D., Fleury M. 1999. NMR Surface Relaxivity and Diffusion Effects in Grain Packs. SCA-9920. 1999 International Symposia.

52. Мурцовкин В.А. Использование мультирешеточной капиллярной модели для расчета проницаемости по данным ядерного магнитного резонанса. -Коллоидный журнал, 2009, том 71, №5, С.685-692.

53. Мурцовкин В.А., Топорков В.Г., Новая ЯМР-технология петрофизичес-ких исследований керна, шлама и флюидов. - 2000, Каротажник, № 69, с. 84 -

54. Murtsovkin V.A., Malinin A.V. Petrophysical Model for Calculation of Electrical and Flow Characteristics of Porous Reservoirs // Technical Abstracts. International Conference and Exhibition on Well Logging.- Moscow, 1998.- M2.1.

55. Максимов M. И. Обработка скважин соляной кислотой. ГОСТОПТЕХИЗДАТ 1945. 163 с.

56. Денисенко А.С. Исследование петрофизических характеристик горных пород методом ядерного магнитного резонанса - Дисс. магистра, 2001, ТГУ.

57. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации.

58. ОСТ 39-204-86 Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления.

59. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (физика горных пород). - М.: Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. - 368 с.

60. Кабранова В.Н. Петрофизика. - М.: Недра, 1986. 392 с.

61. Гудок Н. С., Богданович Н. Н., Мартынов В. Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород - М.: Недра, 2007. - 592 с.

62. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (методическое пособие): методический материал / - М. : [б. и.], 2001. - 229 с

63. Орлов JI. И., Карпов Е. Н., Топорков В. Г. Петрофизические исследования коллекторов нефти и газа: научное издание - М. : Недра, 1987. - 217 с.