CN107843531A - 低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，包括：通过真实岩心饱和不同低粘油下核磁共振实验分析，获得饱和不同粘度油的岩心核磁共振弛豫时间T2分布；通过真实岩心的孔隙结构分析，获得岩心的孔喉半径r分布；建立弛豫时间T2值与孔喉半径r间转化的基准模型；建立折算系数M与流体粘度及该流体下岩心T2几何平均值之间的关系，确定折算系数M；将基准模型与折算系数结合得到通用转化模型，进而得到储层的拟毛管压力曲线以及孔隙结构分布及特征参数。该方法可以从核磁测井资料上得到连续、定量的储层孔隙结构参数，来进行储层评价研究，为低渗油藏的合理、有效开发提供更全面、更准确的储层资料。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法。
背景技术
核磁共振技术作为岩心分析的先进技术，利用原子核在磁场中的响应，通过饱和或吸附在介质孔隙中流体的核磁共振特性实现对介质内部结构和微观形态的描述和评价，具有无损、无毒、无害、快速、多种可检测对象等多重优越性。
低渗油藏开发面临的一个主要问题是如何利用核磁共振测井资料进行储层中油层部分的孔隙结构研究，因为岩石孔隙间的油、水核磁共振响应不同，而现有的利用核磁测井资料研究储层孔隙结构的方法只适合水层，并不能应用到油层段的核磁测井资料中。低渗储层孔喉微细，孔隙中所含原油大多粘度较低，为此我们发明了一种针对低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种利用核磁共振测井资料进行储层中油层部分孔隙结构研究的低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，该低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法包括：步骤1，通过真实岩心饱和不同低粘油下核磁共振实验分析，获得饱和不同粘度油的岩心核磁共振弛豫时间T2分布；步骤2，通过真实岩心的孔隙结构分析，获得岩心的孔喉半径r分布；步骤3，建立弛豫时间T2值与孔喉半径r间转化的基准模型；步骤4，建立折算系数M与流体粘度及该流体下岩心T2几何平均值之间的关系，确定折算系数M；步骤5，将基准模型与折算系数结合得到通用转化模型，再根据已知油的粘度值与饱和该粘度油岩心的T2几何平均值将该岩心的核磁共振弛豫时间T2分布转化成孔喉半径r的分布，进而得到储层的拟毛管压力曲线以及孔隙结构分布及特征参数。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，真实岩心需提前进行除油除盐处理，再抽真空饱和低粘度油，接下来进行核磁共振测试，获得弛豫时间T2分布。
在步骤1中，饱和高低粘度油的方法采用驱替法，粘度由低到高，即用高粘度油驱替低粘度油，再对每一次驱替饱和后的岩心进行核磁共振测试。
在步骤1中，饱和样品所用的低粘度油其粘度值小于2mPa.s。
在步骤2中，将核磁共振分析后的岩心进行再次除油处理，然后进行恒压压汞分析，确保整个分析研究是在同一块岩心上进行。
在步骤3中，选择一种粘度较低的油，利用低渗透砂岩真实岩心，根据核磁共振与压汞孔隙结构分析均反映了岩心孔隙结构分布的特点，在同一块岩心上对比研究核磁共振T2分布与孔喉半径r分布数据，利用幂函数关系建立T2值与孔喉半径r间转化的基准数学模型；
T2＝C×rn (1)
其中：T2为核磁共振弛豫时间，ms；r为孔喉半径，μm；C、n为常数，获取方法如下：
C＝aln(T2g)+b n＝pT2g q (2)
其中,a、b、p、q为拟合系数；T2g为岩心T2几何平均值，计算方法如下：
其中，i＝1、2……，代表取点个数，T2，i和Ai分别代表各点处的T2弛豫时间及相应的幅度；A0代表弛豫时间总幅度和。
在步骤4中，将不同粘度低粘油饱和的岩心弛豫时间T2分布折算到同一块岩心基准流体的弛豫时间T2分布，得到不同折算系数M，分析研究折算系数M与流体粘度及该流体下岩心T2几何平均值T2g之间的关系，通过回归拟合得到折算系数M的计算公式：
M＝Aln(μT2g)+B (4)
其中：μ为需折算到基准流体T2分布的饱和岩心所用的流体粘度，mPa.s；T2g为该流体下岩心的T2几何平均值，ms；A、B为拟合系数。
在步骤5中，将饱和已知粘度的低粘油岩心进行核磁共振分析，得到弛豫时间T2分布及T2g，由油的粘度及T2g利用公式(4)得到折算系数M，再利用公式(5)及公式(6)就可得到该岩心孔喉半径分布，进而可得到拟毛管压力曲线以及孔隙结构分布及特征参数
C＝aln(MT2g)+b n＝p(MT2g)q (5)
(MT2)＝C×rn (6)。
本发明中的低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，涉及微观孔隙结构定量分析的新方法，是利用核磁共振测井资料来研究低渗透低粘油油层孔隙结构的新方法，该方法是基于恒压压汞曲线与核磁共振弛豫时间T2分布均反映了岩心孔隙分布的原理，而低渗透储层孔隙微细、原油粘度偏低等特征出发，首先需建立地区性的基准模型，再根据不同低粘油的核磁共振弛豫时间T2分布特征，建立一个适合不同粘度低粘油的通用模型，在此基础上，利用核磁共振测井资料得到该地区油层段的核磁共振T2分布，就能对储层孔隙结构进行连续的、定量的表征，来进行储层评价研究，为低渗透油藏的合理、有效开发提供更全面、更准确的储层资料。
附图说明
图1为本发明的低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的一具体实施例中选取的某井不同深度核磁共振测井资料图；
图3为本发明的一具体实施例中相应测井深度的拟毛管压力曲线图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
如图1所示，图1为本发明的低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法的流程图。
步骤101中，通过要研究地区的真实岩心饱和不同低粘油下核磁共振实验分析，获得饱和不同粘度油的岩心核磁共振弛豫时间T2分布。真实岩心需提前进行除油除盐处理，再抽真空饱和较低粘度油，接下来进行核磁共振测试，获得弛豫时间T2分布。饱和较高低粘度油的方法采用驱替法，粘度由低到高，即用高粘度油驱替低粘度油，再对每一次驱替饱和后的岩心进行核磁共振测试。饱和样品所用的低粘度油其粘度值均小于2mPa.s。
步骤102中，通过真实岩心的孔隙结构分析，获得岩心的孔喉半径r分布。需将核磁共振分析后的岩心进行除油处理，然后再进行恒压压汞分析，这样整个分析研究中是在同一块岩心上进行的，保证了分析研究中孔隙结构的一致性，排除了由于不同岩心导致的孔隙结构差异对研究结果的影响。
步骤103中，建立弛豫时间T2值与孔喉半径r间转化的基准模型。选择一种粘度较低的油，利用低渗透砂岩真实岩心，根据核磁共振与压汞孔隙结构分析均反映了岩心孔隙结构分布的特点，在同一块岩心上对比研究核磁共振T2分布与孔喉半径r分布数据，利用幂函数关系建立T2值与孔喉半径r间转化的基准数学模型；
T2＝C×rn (1)
其中：T2为核磁共振弛豫时间，ms；r为孔喉半径，μm；C、n为常数，获取方法如下：
C＝aln(T2g)+b n＝pT2g q (2)
其中,a、b、p、q为拟合系数；T2g为岩心T2几何平均值，ms，计算方法如下：
其中，i＝1、2……，代表取点个数，T2，i和Ai分别代表各点处的T2弛豫时间及相应的幅度；A0代表弛豫时间总幅度和。
步骤104中，通过对多组同一真实岩心饱和不同粘度低粘油的T2弛豫时间分布特征研究，建立折算系数M与流体粘度及该流体下岩心T2几何平均值(T2g)之间的关系，确定折算系数M。将不同粘度低粘油饱和的岩心弛豫时间T2分布折算到同一块岩心基准流体的弛豫时间T2分布，得到不同折算系数M，分析研究折算系数M与流体粘度及该流体下岩心T2几何平均值(T2g)之间的关系，通过回归拟合得到折算系数M的计算公式：
M＝Aln(μT2g)+B (4)
其中：μ为需折算到基准流体T2分布的饱和岩心内的流体粘度，mPa.s；T2g为该流体下岩心的T2几何平均值，ms；A、B为拟合系数。
步骤105中，将基准模型与折算系数结合就得到一个通用转化模型，利用这个通用模型就可将已经粘度油饱和下低渗岩心的核磁共振弛豫时间T2分布转化成孔喉半径r的分布，进而得到储层的拟毛管压力曲线以及孔隙结构分布及特征参数等。在一实施例中，利用该地区的核磁测井资料，选取几个深度点，见图2，就可得到T2分布及特征参数T2g，再由地质实验分析得到的原油粘度数据，利用公式(4)得到折算系数M，再利用公式(5)及公式(6)就可得到该岩心孔喉半径分布，进而可得到相应的拟毛管压力曲线，见图3，以及孔隙结构分布及特征参数等，见表1。
C＝aln(MT2g)+b n＝p(MT2g)q (5)
(MT2)＝C×rn (6)
表1不同深度储层平均孔喉半径值
| 井深/m | 平均孔喉半径/um |
| 3201.6 | 2.15 |
| 3202.2 | 1.21 |
| 3203.4 | 1.12 |
本发明中的低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，针对低渗透低粘油砂岩储层核磁测井资料的应用，通过该方法就可以从核磁测井资料上得到连续、定量的储层孔隙结构参数，来进行储层评价研究，为低渗油藏的合理、有效开发提供更全面、更准确的储层资料。
Claims (8)
1.低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，其特征在于，该低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法包括：
步骤1，通过真实岩心饱和不同低粘油下核磁共振实验分析，获得饱和不同粘度油的岩心核磁共振弛豫时间T2分布；
步骤2，通过真实岩心的孔隙结构分析，获得岩心的孔喉半径r分布；
步骤3，建立弛豫时间T2值与孔喉半径r间转化的基准模型；
步骤4，建立折算系数M与流体粘度及该流体下岩心T2几何平均值之间的关系，确定折算系数M；
步骤5，将基准模型与折算系数结合得到通用转化模型，再根据已知油的粘度值与饱和该粘度油岩心的T2几何平均值将该岩心的核磁共振弛豫时间T2分布转化成孔喉半径r的分布，进而得到储层的拟毛管压力曲线以及孔隙结构分布及特征参数。
2.根据权利要求1所述的低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，其特征在于，在步骤1中，真实岩心需提前进行除油除盐处理，再抽真空饱和低粘度油，接下来进行核磁共振测试，获得弛豫时间T2分布。
3.根据权利要求2所述的低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，其特征在于，在步骤1中，饱和高低粘度油的方法采用驱替法，粘度由低到高，即用高粘度油驱替低粘度油，再对每一次驱替饱和后的岩心进行核磁共振测试。
4.根据权利要求2所述的低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，其特征在于，在步骤1中，饱和样品所用的低粘度油其粘度值小于2mPa.s。
5.根据权利要求1所述的低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，其特征在于，在步骤2中，将核磁共振分析后的岩心进行再次除油处理，然后进行恒压压汞分析，确保整个分析研究是在同一块岩心上进行。
6.根据权利要求1所述的低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，其特征在于，在步骤3中，选择一种粘度较低的油，利用低渗透砂岩真实岩心，根据核磁共振与压汞孔隙结构分析均反映了岩心孔隙结构分布的特点，在同一块岩心上对比研究核磁共振T2分布与孔喉半径r分布数据，利用幂函数关系建立T2值与孔喉半径r间转化的基准数学模型；
T2＝C×rn (1)
其中：T2为核磁共振弛豫时间，ms；r为孔喉半径，μm；C、n为常数，获取方法如下：
C＝aln(T2g)+b n＝pT2g q (2)
其中,a、b、p、q为拟合系数；T2g为岩心T2几何平均值，计算方法如下：
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其中，i＝1、2……，代表取点个数，T2，i和Ai分别代表各点处的T2弛豫时间及相应的幅度；A0代表弛豫时间总幅度和。
7.根据权利要求6所述的低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，其特征在于，在步骤4中，将不同粘度低粘油饱和的岩心弛豫时间T2分布折算到同一块岩心基准流体的弛豫时间T2分布，得到不同折算系数M，分析研究折算系数M与流体粘度及该流体下岩心T2几何平均值T2g之间的关系，通过回归拟合得到折算系数M的计算公式：
M＝Aln(μT2g)+B (4)
其中：μ为需折算到基准流体T2分布的饱和岩心所用的流体粘度，mPa.s；T2g为该流体下岩心的T2几何平均值，ms；A、B为拟合系数。
8.根据权利要求7所述的低渗透低粘油油层孔隙结构的核磁共振参数表征方法，其特征在于，在步骤5中，将饱和已知粘度的低粘油岩心进行核磁共振分析，得到弛豫时间T2分布及T2g，由油的粘度及T2g利用公式(4)得到折算系数M，再利用公式(5)及公式(6)就可得到该岩心孔喉半径分布，进而可得到拟毛管压力曲线以及孔隙结构分布及特征参数
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