Manyetik rezonans logu: Klastik rezervuarlarda uygulanışı ve petrofizik yoruma katkısı

Magnetic resonance logging: Its application in clastic reservoirs and contribution to petrophysical evaluation

Özet

70 yılı aşkın bir süredir petrol endüstrisi yeraltındaki kayaçların rezervuar özelliklerini belirlemede kuyu loglarından yararlanmaktadır. Hidrokarbon içeren zonların belirlenmesinde konvensiyonal loglar yeterli olmasına rağmen, bu loglar devamlı geçirgenlik, kalıcı su saturasyonu ve boşluk büyüklüğünün dağılımının belirlenmesinde yeterli olamamaktadır. CMR (Combinable Magnetic Resonance) logundan elde edilen veriler klasik anlamdaki yoruma yeni bir bakış sunmaktadır. Log aleti, kantitatif olarak litolojiden bağımsız porozite (gözeneklilik veya boşluk hacmi), bağıl ve serbest mayi hacmi gibi rezervuarın üretimine doğrudan ışık tutan önemli veriler sunmaktadır. Ayrıca, gerçek zamanda direk permeabilite ölçümü sağlamaktadır. Bundan başka, ince üretim katmanlarının tanımlanmasında, düşük rezistivite zonlarının algılanmasında ve hidrokarbon tipinin tanımlanmasında kullanılmaktadır. Trakya Baseni'nde yeralan üç güncel kuyuda CMR log aleti kullanılmış ve bu kuyularda gazlı zonlar CMRP (CMR loğundan elde edilen porozite) ve DPHI (densite logundan elde edilen porozite) parametreleri kullanılarak (DPHI kumtaşı > TCMR (toplam CMR porozitesi)) bulunmuştur. Bunlara ek olarak, bağıl (BFV) ve serbest mayi (CMFF) hacim parametreleri log yorumunda kullanılmış ve bağıl su doygunluğu $(Sw_{irr})$ ve devamlı geçirgenlik (K) gibi önemli verilerin hesaplatılması sağlanmıştır. Kuyularda alınan karotlardan ölçülen porozite ve permeabilite değerleri, CMR logundan elde edilen değerlerle iyi bir korelasyon sunmaktadır. Ayrıca, $T_2$ değerlerinin değişik zaman aralıkları için olan sınır (cutoff) değerleri kullanılarak rezervuarın gözenek büyüklüğünün dağılımı kolayca elde edilebilmektedir.

Abstract

For more than 70 years, the oil industry has taken advantage of wireline logging tools to reveal the reservoir properties of oil-bearing rocks at the subsurface. Although the conventional logging tool suites are capable of determinating the hydrocarbon bearing intervals, there are still some elusive points such as continuous permeability (K), irreducible water saturation $(Sw_{irr})$ and pore size distribution through-out the logged sections. Interpretation of CMR (Combinable Magnetic Resonance) data brings a new perspective to the conventional interpretation techniques. The tool provides quantitative estimates of lithology-independent porosity, bound- and free-fluid volumes which are the fundamental parameters of evaluating reservoir producibility. Furthermore, it gives direct detection of permeability. It is also used in detecting the thinly laminated productive zones. Another use of tool is to define the hydrocarbon type in the reservoir. Recently, tool was run in three wells that have been drilled in the Thrace Basin. In these wells, direct gas indicating zones are detected by using CMRP (CMR porosity) and DPHI (density porosity), where DPHI sand > TCMR (total CMR porosity). Besides, using BFV (bound fluid volume) and CMFF (free fluid volume) parameters in the interpretation of conventionallogs provides continuous determination of $(Sw_{irr})$ and K across the logging section. Hence, it helps to reduce the perforation intervals and to decrease completion time and cost. Porosity and permeability of the core samples taken from the reservoir interval are calculated and the correlation of them with the porosity and permeability data obtained from CMR data is quite reasonable. Furthermore, pore size distribution of the reservoirs can easily be constructed by using different ranges of $T_2$ distribution (relaxation time for H nuclei) cutoffs.