Способ и устройство для измерения полной пористости методом ядерного магнитного резонанса

 

Изобретение относится к области измерения методом ядерного магнитного резонанса, чувствительным к короткому времени релаксации, которое может быть обусловлено водой, связанной в глине, и может быть использовано для полной пористости каждого пласта, проходимого буровой скважиной. В скважине генерируется последовательность осциллирующих магнитных полей чередующейся фазы типа последовательности Карра-Перселла-Мейбума-Джилла (CPMG) или аналогичная последовательность импульсов для возбуждения в объеме пласта сигналов, измеряемых прибором ЯМР-каротажа. Выделение составляющих сигнала с короткими Т₂ достигается благодаря уменьшенному интервалу между эхо-сигналами и улучшенному отношению сигнал/шум. Осуществляется прием сигналов спинового эха и измерение значения каждого сигнала. Значения сигналов разбиваются на первое и второе множества, причем первое множество содержит ранние эхо-сигналы, а второе множество - остальные эхо-сигналы. Второе множество эхо-сигналов подразделяется далее на систему групп, и для каждой группы второго множества формируется значение оконной суммы, что дает систему оконных сумм. Характеристика пласта определяется на основании совокупности оконных сумм и значений каждого сигнала первого множества. Техническим результатом изобретения является возможность определения помимо пористости соответствующей свободной жидкости и капиллярной пористости, пористости, обусловленной водой, связанной в глине, и микропористости. 4 с. и 13 з.п. ф-лы, 9 ил.

Настоящая заявка является развитием Предварительной заявки 60/042059 на патент США, поданной 9 апреля 1997 г.

Изобретение относится, в общем, к методу определения пористости пласта земной коры, проходимого буровой скважиной, и, в частности, к методу измерения полной пористости такого пласта.

Приборы для проведения ядерного магнитного каротажа, такие, как описаны в патенте США 4.933.638 на имя Кеньона с соавторами, а также в патентах США 5.055.787 и 5.055.788 на имя Клайнберга с соавторами, измеряют число и скорости релаксации ядерного магнитного резонанса (ЯМР) атомов водорода, находящихся в поровом пространстве породы, посредством измерения амплитуды и скорости затухания сигналов, возникающих от эхо-импульсных последовательностей. Ядерно-магнитные каротажные приборы направляют в пласт поток радиочастотных (РЧ) импульсов и регистрируют возвращающиеся импульсы, называемые спиновым эхо. Сигнал, измеряемый ядерно-магнитным каротажным прибором, таким, как CMR (товарный знак компании Schlumberger, означающий "комбинированный магнитный резонанс"), а ранее - PNMT (товарный знак компании Schlumberger, означающий "импульсный ядерно-магнитный прибор"), пропорционален средней плотности ядер водорода в жидкости, занимающей поровое пространство. Поскольку плотность водорода в воде и жидких углеводородах приблизительно постоянна, измеряемый сигнал можно откалибровать таким образом, чтобы он сообщал долю объема жидкости, занимающей поровое пространство.

Показано, что связанные и несвязанные жидкости можно различить по соответствующему времени релаксации в водонасыщенных пробах породы. См. С. Straley, C.E. Morriss, W.E. Kenyon and J.J. Howard, ЯМР в частично насыщенных породах: лабораторные исследования индекса свободной жидкости и сравнение с каротажными диаграммами. Log Analyst, January/February 1995, на стр. 40 (доклад, представленный на 32-м ежегодном симпозиуме по каротажу, SWPLA, 16-19 июня 1991 г.). Сигналы от воды, связанной в глинистых минералах, воды в порах, слишком малых для того, чтобы их можно было промыть под действием практически реализуемого градиента давления, и от тяжелых (вязких) углеводородов, релаксируют очень быстро. Жидкости, дающие медленную релаксацию, маловязки и находятся в крупных порах. Поэтому медленно релаксирующие жидкости могут быть извлечены из пласта, если он обладает достаточной проницаемостью.

Отсечка по времени релаксации Т_с, отличающая связанные жидкости от несвязанных, устанавливается эмпирически и равна 50 мс для спин-решеточной релаксации (Т₁) и 33 мс для спин-спиновой релаксации (Т₂) в водонасыщенных песчаниках при капиллярном давлении 689 кПа (100 фунт./дюйм²). При пределе чувствительности по Т₂, равном 3 мс, в присутствии глин, ила или микропористости известные до сих пор методы измерения, основанные на ЯМР и используемые в приборе CMR, могут дать заниженную оценку полной пористости породы. Ядра водорода в основной породе и некоторые из ядер воды, связанной глиной, релаксируют слишком быстро и прибором CMR не обнаруживаются. Поэтому эффективная пористость, измеряемая CMR, не учитывает составляющей от воды, связанной в глине. См. патент США 5.291.137 на имя Роберта Фридмэна. См. также R. Freedman and C.E. Morriss, "Обработка данных, полученных при измерениях прибором для каротажа методом ЯМР", документ SРЕ 30560 (доклад, представленный на ежегодную конференцию-выставку, SPE, 22-25 октября 1995 г.). Таким образом, существует необходимость в методе измерения, чувствительном к короткому времени релаксации, которое может быть обусловлено водой, связанной в глине, и дающем возможность учесть, помимо свободной жидкости и капиллярной пористости, также и воду, связанную в глине, и микропористость.

Изложенные выше недостатки существующих способов преодолеваются с помощью являющихся предметом данного изобретения средства и способа определения характеристики пласта земной коры, проходимого буровой скважиной. В скважине создается осциллирующее магнитное поле, которое возбуждает множество сигналов спинового эха от определенных ядер пласта. Осуществляется прием сигналов спинового эха и измерение значения каждого сигнала. Совокупность значений сигнала разбивается на первое множество и второе множество, причем первое множество содержит ранние эхо-сигналы, а второе множество - остальные эхо-сигналы. Второе множество эхо-сигналов подразделяется далее на систему групп, и для каждой группы второго множества формируется значение "оконном суммы", образуя систему оконных сумм. Характеристика пласта определяется на основании совокупности оконных сумм и значений каждого сигнала первого множества.

Преимущества данного изобретения станут ясны из последующего описания и прилагаемых чертежей. При этом следует иметь в виду, что чертежи служат лишь для иллюстративных целей и не являются определением изобретения.

На чертежах приведены следующие иллюстрации: на фиг.1. показана система ЯМР-каротажа; на фиг.2 - система ЯМР-каротажа, совмещенного с процессом бурения; на фиг. 3 - блок-схема, которая иллюстрирует существующий метод определения эффективной пористости пласта; на фиг.4 - блок-схема, которая иллюстрирует этапы определения полной пористости пласта; на фиг. 5 - сравнение распределений Т₂ для пяти кернов при значениях времени отсечки по Т₂, равных 3 мс и 0,3 мс; на фиг.6 - сравнение эффективной пористости и полной пористости по результатам каротажа; на фиг.7 - каротажная диаграмма пласта, содержащего сланцы, залегающего поверх слоя газонесущего песка; на фиг.8 - каротажная диаграмма пласта, содержащего сланцеватый песок; на фиг.9 - каротажная диаграмма пласта, содержащего вязкие углеводороды.

Согласно фиг.1, на которой представлена каротажная система на основе ядерного магнитного резонанса (ЯМР), система ЯМР-каротажа, включающая прибор 10 ЯМР-каротажа, находится в буровой скважине 12 и соединяется кабелем с системой обработки 14, находящейся на поверхности скважины и предназначенной для обработки сигналов, передаваемых вверх по скважине каротажным прибором 10. В другом варианте система 14 может находиться внизу скважины. Инструмент 10 оборудован выдвижным рычагом 16, который при приведении его в действие прижимает поверхность 18 к стенке скважины. Внутри прибора 10 имеются антенна 20 и магнит 22. Антенна 20 создает переменное магнитное поле, осциллирующее с радиочастотой, а магнит 22 создает статическое магнитное поле. Магнитное поле радиочастоты и статическое магнитное поле направлены к исследуемому объему 24, находящемуся внутри участка пласта, пересекаемого скважиной 12. В процессе работы прибор 10 производит измерение в исследуемом объеме 24 путем магнитной переориентации ядерных спинов частиц пласта под действием импульса переменного магнитного поля и последующего определения прецессии выделенных частиц в статическом однородном магнитном поле внутри исследуемого объема 24 на протяжении определенного времени.

Настоящее изобретение целесообразно использовать для каротажа, совмещенного с бурением. Инструмент для ЯМР-каротажа, совмещенного с бурением, показан на фиг.2. Инструмент 30 состоит из буровой коронки 32, буровой колонны 34 и импульсного устройства ЯМР, помещенного внутри буровой муфты 38. Импульсное устройство ЯМР состоит из магнита 40, РЧ антенны 42 и электронного модуля 44. Буровая муфта 38 представляет собой наружный элемент, соприкасающийся с буровым раствором и буровым шламом, а также с пластом земли, в котором бурится скважина. Буровая коронка 32 и буровая колонна 34 образуют средство бурения скважины в пласте. Инструмент 30 включает также средство для проведения измерений методом импульсного ядерного магнитного резонанса (ЯМР) в процессе бурения скважины. Электронный модуль 44 включает в себя систему 46 для обработки данных измерений методом ЯМР. В другом варианте система обработки 46 может находиться вверху скважины.

Фиг.3 иллюстрирует существующий метод определения эффективной пористости (CMRP), т.е. суммы пористости, соответствующей свободной жидкости, и капиллярной пористости, с помощью прибора ЯМР-каротажа. После того, как прибор ЯМР-каротажа начинает осуществлять возбуждение пласта посредством последовательности РЧ-импульсов, прибор начинает принимать от пласта последовательность сигналов спинового эха. На шаге 100 вычисляется фаза Θ сигнала как функция синфазной (R_j) и квадратурной (X_j) амплитуд следующим образом:

На шаге 110 с помощью уравнений

определяются амплитуда A_j ⁽⁺⁾ сигнала с шумом и амплитуда A_j ^(-) для импульса напряжения каждого приемника спинового эха. На шаге 120 по амплитуде A_j ^(-) производится оценка среднеквадратичного шума. Далее, на шаге 130, по амплитуде A_j ⁽⁺⁾ сигнала с шумом вычисляется оконная сумма I_m,m+1. Первая оконная сумма, I_1,2, вычисляется суммированием амплитуд A₁ ⁽⁺⁾, A₂ ⁽⁺⁾,..., A_n ⁽⁺⁾, попавших в первое временное окно. Вторая оконная сумма, I_2,3, определяется для второго временного окна и третья оконная сумма, I_3,4, определяется для третьего временного окна таким же точно образом, путем суммирования амплитуд A_j ⁽⁺⁾ сигнала с шумом, попавших, соответственно, во второе и третье временные окна. Оконные суммы передаются вверх по скважине от ЯМР-прибора в систему обработки, находящуюся на поверхности. Система обработки вычисляет распределение Т₂ и интегрирует функцию распределения Р(Т₂), определяя эффективную пористость, т.е. сумму значений пористости, соответствующих свободной жидкости и капиллярной пористости.

На фиг. 4 приведена блок-схема метода определения с помощью прибора ЯМР полной пористости (TCMR), что является предметом настоящего изобретения. Инструмент опускается в скважину и (на шаге 210) создает в исследуемом объеме пласта статическое магнитное поле, а затем генерирует последовательность осциллирующих магнитных полей чередующейся фазы, типа последовательности Карра-Перселла-Мейбума-Джилла (CPMG), или другую подобную последовательность импульсов для возбуждения в исследуемом пласте сигналов, измеряемых прибором ЯМР-каротажа, согласно правилу
W-90^o_±x-(t_ср-180^o_у-t_ср-echo_j) (3)
где j - индекс полученных эхо-сигналов CPMG, W - время ожидания, которое должно предшествовать каждой последовательности CPMG, чтобы перед начальным 90^o-ным импульсом успела восстановиться продольная намагниченность, и t_ср - интервал Карра-Перселла. В предпочтительном варианте изобретения минимальный интервал 2t_ср между эхо-сигналами составляет примерно 0,2 мс. Чем короче интервал между эхо-сигналами, тем больше число эхо-сигналов, содержащих информацию о воде, связанной глиной, и, следовательно, тем выше отношение сигнал/шум для сигналов с короткими Т₂.

На шаге 220 прибор ЯМР принимает образующиеся эхо-сигналы, возбужденные в пласте вокруг скважины, и определяет значение каждого сигнала. На шаге 230 эхо-сигналы разбиваются на первое множество, состоящее из ранних эхо-сигналов, и второе множество, содержащее остальные эхо-сигналы. Ранние эхо-сигналы несут влияние сигналов, время релаксации Т₂ которых меньше, чем приблизительно три миллисекунды. Число ранних эхо-сигналов зависит от интервала между эхо-сигналами. В предпочтительном варианте изобретения при интервале между эхо-сигналами приблизительно 0,2 мс будет иметь место около шести ранних эхо-сигналов. На шаге 240 остальные эхо-сигналы разбиваются на ряд оконных интервалов, и суммированием сигналов, попавших в каждое окно, определяются оконные суммы. На шаге 250 значения каждого раннего эхо-сигнала и множества оконных сумм передаются вверх по скважине от прибора ЯМР к находящейся на поверхности системе обработки. Настоящее изобретение предполагает возможность размещения системы обработки и внизу скважины. Таким образом, система обработки может быть установлена как внизу скважины, так и на поверхности. На шаге 260 определяется характеристика слоя, например объем, занимаемый в пласте водой, связанной глиной, или насыщенность пласта углеводородами, или же полная пористость (ТСМR), т.е. сумма составляющих пористости, определяемых свободной жидкостью, капиллярной пористостью и водой, связанной в глине. Система обработки вычисляет функцию распределения Р(Т₂) и выходную диаграмму полной пористости, зависящую от каждого раннего эхо-сигнала и набора оконных сумм.

Согласно настоящему изобретению, объем ϕ_cbw воды, связанной в глине, вычисляется интегрированием функции распределения Р(Т₂) по следующей формуле:

где Т_cbw - заранее заданная отсечка по времени релаксации, назначаемая для отделения сигналов воды, связанной в глине. Полная пористость TCMR определяется интегрированием функции распределения Р(Т₂) по следующей формуле:

Измерение TCMR дает дополнительную информацию о пористости и позволяет измерить и пористость, обусловленную водой, связанной в глине, и микропористость. На фиг. 5 показаны распределения Т₂ для кернов, взятых из сильно сланцеватого песчаникового пласта. Пористость, проявляющаяся в виде сигналов с Т₂, от 0,3 мс до приблизительно 3 мс, показывает различие между TCMR и CMRP. Различие между пористостями CMRP и TCMR в этом интервале объясняется микропористостью, обусловленной как мелкими порами, так и водой, связанной в глине. Аналогично, на фиг.6 показано сравнение распределений Т₂, полученных при измерении эффективной пористости (CMRP) и полном пористости (TCMR) на основании каротажных диаграмм CMRP и TCMR доломитового пласта. Пласт характеризуется значительной микропористостью, о чем свидетельствуют амплитуды распределений Т₂ в интервале от 0,3 мс до приблизительно 3 мс. Из-за микропористости на некоторых участках каротажного интервала значения пористости CMRP оказываются ниже значений пористости TCMR. Различия между значениями пористости CMRP и TCMR в каротажном интервале вызваны микропористостью, обусловленной как мелкими порами, так и водой, связанной в глине.

Показано, что существует связь между количеством связанной воды, содержащейся в порах сланценосного пласта, и катионообменной емкостью глинистых минералов. См. Н. Hill, O. Shirley, and G. Klein, Связанная вода в сланцеватых песчаниках и ее связь с Q_v и другими свойствами пласта, 20 Log Analyst 3-19, (1979). Измерение полной пористости является эффективным средством определения катионообменной емкости Q_v, нормированной на объем пор, по данным каротажа с помощью метода, предложенного Хиллом, Ширли и Клайном:

Показано, что проводимость нефтеносных сланцеватых песчаников может быть представлена выражением, связывающим относительное удельное сопротивление с водонасыщенностью, удельным сопротивлением воды и катионообменной емкостью на единицу порового объема пласта. См. M. Waxman and L.Smits, Электропроводность нефтеносных сланцеватых песчаников, 243 Soc'y of Petr. Eng. J. 107-122, (1968). Водонасыщенность S_w определяется на основании подхода, предложенного Ваксманом и Смитсом:

где F* - пластовое относительное удельное сопротивление сланцеватого песчаника, R_W - удельное сопротивление равновесного водного соляного раствора, R₁ - удельное сопротивление частично водонасыщенного песчаника, n* - показатель насыщения сланцеватого песчаника и В - эквивалентная проводимость обменных катионов глины. Углеводородная насыщенность определяется выражением S_нс=1-S_w.

Возможно также определение углеводородной насыщенности по двойной водной модели, которая учитывает исключение соли из части поровой воды. См. С. Clavier, G. Coates, and J. Dumanoir, "Теоретическое и экспериментальное обоснование "двойной водной" модели для интерпретации сланцеватых песчаников", Soc'y of Petr. Enq. Trans. 6859 (1977). Водонасыщенность S_wt определяется на основании двойной водной модели по формуле:

где F_о - пластовое относительное удельное сопротивление сланцеватого песчаника, используемое в двойной водной модели, C_t - истинная проводимость углеводородонесущего пласта, β - эквивалентная проводимость противоионов натрия, Q_v - концентрация противоионов глины в единице порового объема и n - показатель насыщения. Углеводородная насыщенность определяется выражением S_нс=1-S_wt
На фиг. 7 сравниваются эффективная пористость (CMRP), полная пористость (TCMR) и диаграммы нейтронного каротажа пористости (NPHI) и плотностного каротажа пористости (DPHI) для интервала, который состоит из сланца, залегающего поверх газонесущего песчаника. В интервале от 418 футов (127,4 м) до 433 футов (132 м) переход на нейтронноплотностной диаграмме подавляется сланцеватостью, которая компенсирует влияние газа на нейтронной диаграмме. Диаграмма CMRP не содержит информации о значениях Т₂ ниже 3 мс. Поэтому расхождение между CMRP и плотностной диаграммой в интервале от 418 футов (127,4 м) до 433 футов (132 м) может объясняться водой, связанной в глине, микропористостью или же уменьшением водородного индекса из-за присутствия газа. Таким образом, различие между CMRP и пористостью по плотностной диаграмме не может считаться надежным индикатором присутствия газа в сланцеватом песчанике. С другой стороны, разность значений TCMR и пористости по плотностной диаграмме точно указывает на присутствие газа в сланцеватых песчаниках. Согласно настоящему изобретению, газонасыщенность S_g и пористость ϕ с поправкой на газ определяются следующими соотношениями:


P = 1-exp(-W/T_l,g) (11)
здесь

где HI - водородный индекс газа при температуре и давлении коллектора, Р - коэффициент поляризации, принимающий значения из интервала 0-1 и характеризующий степень поляризации газа, λ - коэффициент, учитывающий влияние газа на плотностную диаграмму, W - время ожидания, достаточно большое для поляризации всех жидкостей, за исключением газа, Т_1,g - время спин-решеточной релаксации для газа, плотность газа при температуре и давлении коллектора, ρ_f- плотность жидкости и ρ_ma- плотность основной породы, используемые при вычислении DPHI по измеренной плотности пласта.

Показано, что проницаемость водонасыщенного песчаника или нефтеносного песчаника может быть установлена из соотношения между пористостью и объемом связанной жидкости. В настоящем изобретении измерение полной пористости дает эффективное независимое средство для получения улучшенной оценки проницаемости на основании метода Таймура-Коутса:

Здесь ϕ_TCMR- полная пористость, ϕ_BFV- пористость, соответствующая связанной жидкости (включая воду, связанную глиной), полученная при отсечке приблизительно 33 мс, а - коэффициент порядка 10⁴ и k дает оценку проницаемости в миллидарси.

Для оценки проницаемости газонасыщенного пласта в уравнение (13) вместо полной пористости следует подставлять пористость с поправкой на газ, вычисляемую по формуле (10).

Фиг. 8 свидетельствует о наличии сильной корреляции между данными гамма-каротажа и пористостью, соответствующей связанной жидкости при Т_с=12 мс. Объем ϕ_bf связанной жидкости определяется интегрированием функции распределения Р(Т₂) согласно следующей формуле:

Здесь Т_c - заранее заданная отсечка по времени релаксации, которая для выделения сланца должна приниматься равной приблизительно 8-12 мс. Измерение TCMR служит точным индикатором сланцев, не зависящим от естественной радиоактивности пласта. В некоторых случаях гамма-каротаж не позволяет эффективно отделить сланцы от песчаника, особенно в случаях, когда песчаник содержит радиоактивные минералы, например калиевый полевой шпат.

На фиг. 9 данные TCMR и CMRP-каротажа в зоне, содержащей вязкие углеводороды, от 300 футов (91,4 м) до 338 футов (103 м), и в подстилающем влажном слое позволяют четко определить границы нефтяной зоны. Эта четкая граница определяется по разности между TCMR и CMRP. Измерение TCMR позволяет выделить и измерить сигналы от углеводородов с вязкостью приблизительно 10000 сП.

Предыдущее описание предпочтительной формы и возможных вариантов предлагаемого изобретения приведено здесь лишь в иллюстративных целях. Оно ни в коей мере не является исчерпывающим и не ограничивает настоящего изобретения описанным здесь вариантом его реализации. Хотя настоящее изобретение относится к аппаратуре и методу для измерения полной пористости с помощью прибора для ядерно-магнитного каротажа, спускаемого в скважину или установленного на буровом инструменте, изобретение равным образом может применяться для измерения и других характеристик пласта. Очевидно, что специалисты смогут найти многочисленные модификации и варианты изобретения. Описание выбранных вариантов реализации изобретения приведено здесь, чтобы наилучшим образом объяснить принципы изобретения и его практическое применение и тем самым помочь специалистам понять изобретение и из различных вариантов его реализации и различных модификаций выбрать ту, которая подходит для предполагаемого использования. Объем притязаний настоящего изобретения определяется прилагаемой формулой изобретения и эквивалентными объектами.

Формула изобретения

1. Способ измерения характеристики пласта земной коры, проходимого буровой скважиной, включающий следующие этапы: создание в скважине осциллирующих магнитных полей для возбуждения множества сигналов спинового эха от выбранных ядер пласта; измерение сигналов спинового эха и определение значения каждого сигнала; разделение совокупности значений на первое множество и второе множество, в которых первое множество содержит ранние эхо-сигналы, а второе множество - остальные эхо-сигналы; подразделение второго множества на систему групп; формирование значения оконной суммы для каждой группы второго множества и получение таким образом системы оконных сумм; и определение характеристики пласта на основании системы значений оконных сумм и значений каждого сигнала первого множества.

2. Способ по п.1, включающий также этап формирования выходной диаграммы и распределения времени релаксации в зависимости от значений оконных сумм и значений каждого сигнала первого множества.

3. Способ по п.2, включающий также этап определения, на основании распределения времени релаксации, оценки полной пористости пласта.

4. Способ по п.2, включающий также этап определения на основании распределения времени релаксации, объема, занимаемого в пласте водой, связанной глиной.

5. Способ по п.3, включающий также дальнейшие этапы формирования выходной диаграммы плотности пласта; определения плотностной пористости пласта на основании диаграммы плотности; и определения характеристики пласта по газу на основании плотностной пористости и полной пористости, определенной на этапе определения объема, занимаемого в пласте водой, связанной глиной.

6. Способ по п.3, включающий также дальнейшие этапы формирования выходной диаграммы плотности пласта; определения плотностной пористости пласта на основании диаграммы плотности; и определения пористости пласта с поправкой, учитывающей влияние газа на выходную диаграмму на основании плотностной пористости и полной пористости, определенной на этапе определения объема, занимаемого в пласте водой, связанной глиной.

7. Способ по п.1, включающий также этапы установки бурового устройства; бурения скважины в пласте земной коры с помощью бурового устройства; измерения сигналов спинового эха в процессе бурения скважины.

8. Устройство для измерения характеристики каждого слоя земной коры, проходимого буровой скважиной, содержащее каротажный прибор, включающий, в свою очередь, средства для создания осциллирующих магнитных полей с целью возбуждения совокупности сигналов спинового эха от определенных ядер пласта и средства для приема сигналов спинового эха измерения значения каждого сигнала; средство для разделения совокупности значений на первое множество и второе множество, причем первое множество содержит ранние эхо-сигналы, а второе множество - остальные эхо-сигналы; средство для подразделения второго множества на систему групп; средство для формирования значения оконной суммы для каждой группы второго множества и получения таким образом системы оконных сумм; и средство для определения характеристики пласта на основании системы значений оконных сумм и значений каждого сигнала первого множества.

9. Устройство по п.8, содержащее, кроме того, средство для формирования выходной диаграммы и распределения времени релаксации в зависимости от значений оконных сумм и значений каждого сигнала первого множества.

10. Устройство по п.9, содержащее, кроме того, средство для определения, на основании распределения времени релаксации, оценки полной пористости пласта.

11. Устройство по п.9, содержащее, кроме того, средство для определения, на основании распределения времени релаксации, объема, занимаемого в пласте водой, связанной глиной.

12. Устройство по п.10, содержащее, кроме того, средство для формирования выходной диаграммы плотности пласта; средство для определения плотностной пористости пласта на основании диаграммы плотности; и средство для определения характеристики пласта по газу на основании плотностной пористости, определенной на этапе формирования выходной диаграммы и распределения времени релаксации.

13. Устройство по п.10, содержащее, кроме того, средство для формирования выходной диаграммы плотности пласта; средство для определения плотностной пористости пласта на основании диаграммы плотности; и средство для определения пористости пласта с поправкой, учитывающей влияние газа на выходную диаграмму на основании плотностной пористости и полной пористости, определенной на этапе формирования выходной диаграммы и распределения времени релаксации.

14. Устройство по п. 8, в котором каротажный прибор содержит прибор, опускаемый в буровую скважину на тросе.

15. Устройство по п.8, в котором каротажный прибор содержит прибор, установленный на буровом оборудовании и работающий в процессе бурения.

16. Способ измерения характеристики пласта земной коры, проходимого буровой скважиной, включающий следующие этапы: определение, на основании распределения времени релаксации, оценки полной пористости пласта; формирование выходной диаграммы плотности пласта; определение плотностной пористости пласта на основании диаграммы плотности и определение пористости пласта с поправкой, учитывающей влияние газа на выходную диаграмму на основании плотностной пористости и полной пористости.

17. Способ измерения характеристики пласта земной коры, проходимого буровой скважиной, включающий следующие этапы: создание в скважине осциллирующих магнитных полей для возбуждения множества сигналов спинового эха от выбранных ядер пласта; обработку сигналов спинового эха для определения полной пористости пласта; формирование выходной диаграммы плотности пласта; определение плотностной пористости пласта на основании диаграммы плотности и определение пористости пласта с поправкой, учитывающей влияние газа на выходную диаграмму на основании плотностной пористости и полной пористости.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9