Strona główna » Zagadnienia badawcze » Rozpoznanie stopnia nasycenia porów i typów mediów złożowych » Segmentacja typów porów w skałach łupkowych na podstawie map T₁–T₂ LF-NMR
Segmentacja typów porów w skałach łupkowych na podstawie map T₁–T₂ LF-NMR
Rysunek. Mapy sygnału różnicowego 2D T₁–T₂ dla próbek skał łupkowych – identyfikacja typów porów na podstawie pozycji sygnału i jego zmian między stanami saturacji. Kolory granic odpowiadają dominującym typom płynów i mechanizmom ich związania: obszar żółty – sygnał pochodzący od bituminów, kerogenu oraz grup hydroksylowych (OH); zielony – zaadsorbowane węglowodory ciekłe; ciemnoniebieski – wolne węglowodory ciekłe; czerwony – woda strukturalna oraz zaadsorbowana na powierzchni porów; jasnoniebieski – woda wolna w mikro i mezoporach, fioletowy – woda wolna w makroporach i szczelinach.
Mapy T₁–T₂ rejestrowane metodą LF-NMR stanowią cenne narzędzie w klasyfikacji typów porów w skałach łupkowych. W porównaniu do jednowymiarowych rozkładów T₂, dwuwymiarowe mapy relaksacyjne pozwalają na dekompozycję sygnału protonów w zależności od rodzaju wiązania płynu z matrycą skalną. W rezultacie analiza lokalizacji sygnatur sygnału w przestrzeni T₁–T₂ umożliwia identyfikację frakcji porów odpowiadających wodzie wolnej (free fluid water), związanej kapilarnie (capillary-bound water), wodzie związanej w materii ilastej (clay-bound water) oraz w materii organicznej, a także nasyceniu węglowodorami w zbiornikach typu shale oil/gas.
Badając rdzenie skalne na różnych poziomach saturacji przestrzeni porowej oraz stosując odpowiednie zakresy relaksacyjne i wzorce z badań SEM, XRD i TOC, możliwa jest segmentacja przestrzeni porowej z dokładnością niedostępną dla klasycznej relaksometrii. Takie podejście rozwijane jest w naszym laboratorium jako element automatycznej klasyfikacji typów porów w skałach zbiornikowych złóż niekonwencjonalnych.
Referencja
- Mukhametdinova, A., Habina-Skrzyniarz, I., Kazak, A., Krzyżak, A. T. NMR relaxometry interpretation of source rock liquid saturation — A holistic approach. Marine and Petroleum Geology, 2021. 132. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2021.105165.
