CN113027421B - 油基钻井液环境下核磁共振测井t2谱形态校正方法 - Google Patents

油基钻井液环境下核磁共振测井t2谱形态校正方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及油气田勘探开发领域，公开一种油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法。在现有水基钻井液环境下和油基钻井液环境下实际测量的核磁共振测井数据基础上，建立油基钻井液环境下与水基钻井液环境下核磁共振测井T2谱之间的函数关系，对油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱形态进行校正，可以将油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱校正到对应深度的水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱，并进行流体识别，实现准确计算岩石物理特性参数和评价储集层孔隙结构的目的，校正结果有助于根据核磁共振测井T2谱连续定量评价岩石孔隙结构及渗透率的计算，提高了油基钻井液环境下核磁共振测井数据应用的准确性。

Description

油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法
技术领域
本发明涉及油气田勘探开发领域，尤其涉及一种油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法。
背景技术
核磁共振测井能够评价储集层的各种岩石物理特性，包括与岩性无关的总孔隙度、渗透率、有效孔隙度、束缚水饱和度等参数，也可以评价储集层的孔隙结构。
核磁共振测井探测径向深度较浅，主要探测冲洗带区域，因此测量得到的核磁共振测井T2谱包含了钻井液滤液的信息。在水基钻井液环境下，钻井液滤液的主要成分为水，核磁共振测井探测范围内以水湿润相占主导地位，此时核磁共振测井T2谱分布形态基本不受水基钻井液滤液的影响，可以用于储集层岩石物理参数的计算以及孔隙结构的评价，长弛豫时间代表大孔隙，短弛豫时间代表小孔隙。但是在油基钻井液环境下，侵入核磁共振测井探测范围内的流体主要为油基钻井液滤液，对岩石颗粒来说是一种非润湿相流体，此时，非润湿相的油基钻井液滤液的体积弛豫不可忽略，导致核磁共振测井T2谱的幅度和形态与水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱相比发生明显变化。对于主要成分为轻组分烃的油基钻井液来说，核磁共振测井受油基钻井液滤液侵入会导致核磁共振测井T2谱形状向右拖尾现象严重，造成大孔隙假象，且渗透率计算结果偏大。此时，油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱不能直接用于储集层的评价。
发明内容
基于以上问题，本发明的目的在于提供一种油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，校正结果有助于根据核磁共振测井T2谱连续定量评价岩石孔隙结构及渗透率的计算，提高了油基钻井液环境下核磁共振测井数据应用的准确性。
为达上述目的，本发明采用以下技术方案：
一种油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，包括以下步骤：
S1、在水基钻井液环境下和油基钻井液环境下，分别实际测量目标区域的储集层的核磁共振测井数据，并处理得到相应环境下的核磁共振测井T2谱以及相应的渗透率曲线和孔隙度曲线；
S2、根据渗透率曲线和孔隙度曲线将储集层划分为多种类型，对每种类型的储集层采用二维网格法分别捕获水基钻井液环境下和油基钻井液环境下实际测量的核磁共振测井数据，并建立油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱与水基钻井液环境下核磁共振测井T2谱的函数关系；
S3、将每种类型的储集层在油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱校正到水基钻井液环境下，进而利用校正后的核磁共振测井T2谱连续定量评价油基钻井液环境下储集层的孔隙大小及渗透率的计算。
作为本发明的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法的优选方案，储集层的类型划分为四种，第Ⅰ类储集层的渗透率K取值范围为K<1mD，第Ⅱ类储集层的渗透率K取值范围为1mD≤K<10mD，第Ⅲ类储集层的渗透率K取值范围为10mD≤K<100mD，第Ⅳ类储集层的渗透率K取值范围为K≥100mD。
作为本发明的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法的优选方案，确定储集层的孔隙度和渗透率的上限和下限，将孔隙度和渗透率在上限和下限之间分成若干等份，以孔隙度作为横坐标，以渗透率作为纵坐标，得到二维网格，按照孔渗值大小逐点把油基钻井液环境下和水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱数据划分到相应的网格单元中，分别构成水基钻井液环境下和油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱样本库。
作为本发明的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法的优选方案，对每种类型的储集层的岩心样品进行饱和水状态下的核磁共振实验以及高压压汞实验，获取每种类型的储集层对渗透率影响最大的孔径分布对应的若干个T2弛豫时间。
作为本发明的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法的优选方案，T2弛豫时间选取5个，第Ⅰ类储集层给定的5个T2弛豫时间分别为1.5ms、3.0ms、10.0ms、30.0ms、50.0ms；第Ⅱ类储集层给定的5个T2弛豫时间分别为4.0ms、10.0ms、40.0ms、60.0ms、100.0ms；第Ⅲ类储集层给定的5个T2弛豫时间分别为10.0ms、40.0ms、90.0ms、220.0ms、310.0ms；第Ⅳ类储集层给定的5个T2弛豫时间分别为50.0ms、120.0ms、250.0ms、410.0ms、1000.0ms。
作为本发明的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法的优选方案，每种类型的储集层给定的5个T2弛豫时间、最小T2弛豫时间T2min以及最大T2弛豫时间T2max将油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱划分为6个区间，对每一区间的核磁共振测井T2谱的幅度进行累加，并计算出不同区间内孔隙分量占总孔隙分量的比例，得到6个孔隙度X分量。
作为本发明的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法的优选方案，建立水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱组成各点的幅度和油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱的6个孔隙度X分量之间的多元线性函数关系，并从油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱计算出不同T2弛豫时间水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱幅度。
作为本发明的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法的优选方案，水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱组成各点的幅度和油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱的6个孔隙度X分量之间的多元线性函数关系为：
A1＝a11X1+a12X2+a13X3+a14X4+a15X5+a16X6+b1
A2＝a21X1+a22X2+a23X3+a24X4+a25X5+a26X6+b2
A3＝a31X1+a32X2+a33X3+a34X4+a35X5+a36X6+b3
...
Ai＝ai1X1+ai2X2+ai3X3+ai4X4+ai5X5+ai6X6+bi
上式中，Ai表示经过校正后核磁共振测井T2谱第i个布点对应的幅度值，i的取值为核磁共振测井T2谱的布点个数；X1,X2......X6为对应储集层类型划分的6个孔隙度X分量；ai1,ai2......ai6为第i个布点对应的多元线性函数对应的系数，其数值由样本库中水基钻井液环境下和油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱数据标定得到；b1,b2......bi为第i个布点对应的多元线性函数对应的常数系数，其数值由样本库中水基钻井液环境下和油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱数据标定得到。
作为本发明的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法的优选方案，根据计算出的核磁共振测井T2谱幅度和对应的T2弛豫时间，绘制出校正后水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱。
作为本发明的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法的优选方案，根据校正后水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱在测井解释平台中绘制综合解释图。
本发明的有益效果为：
本发明提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，首先，在水基钻井液环境下和油基钻井液环境下，分别实际测量目标区域的储集层的核磁共振测井数据，并处理得到相应环境下的核磁共振测井T2谱以及相应的渗透率曲线和孔隙度曲线，然后，根据渗透率曲线和孔隙度曲线将储集层划分为多种类型，对每种类型的储集层采用二维网格法分别捕获水基钻井液环境下和油基钻井液环境下实际测量的核磁共振测井数据，并建立油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱与水基钻井液环境下核磁共振测井T2谱的函数关系，最后，将每种类型的储集层在油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱校正到水基钻井液环境下，进而利用校正后的核磁共振测井T2谱连续定量评价油基钻井液环境下储集层的孔隙大小及渗透率的计算。本发明提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，在现有水基钻井液环境下和油基钻井液环境下实际测量的核磁共振测井数据基础上，建立油基钻井液环境下与水基钻井液环境下核磁共振测井T2谱之间的函数关系，对油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱形态进行校正，可以将油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱校正到对应深度的水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱，并进行流体识别，实现准确计算岩石物理特性参数和评价储集层孔隙结构的目的，解决了油基钻井液滤液侵入导致核磁共振测井T2谱形态发生明显变化、无法准确定量评价岩石孔隙结构和计算储集层评价参数的问题，校正结果有助于根据核磁共振测井T2谱连续定量评价岩石孔隙结构及渗透率的计算，提高了油基钻井液环境下核磁共振测井数据应用的准确性。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对本发明实施例描述中所需要使用的附图作简单的介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据本发明实施例的内容和这些附图获得其他的附图。
图1是本发明具体实施方式提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法的流程示意图；
图2是本发明具体实施方式提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法中水基钻井液环境下核磁共振测井综合解释图；
图3是本发明具体实施方式提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法中油基钻井液环境下核磁共振测井综合解释图；
图4是本发明具体实施方式提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法中利用二维网格法提取核磁共振测井T2谱示意图；
图5是本发明具体实施方式提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法中从第Ⅰ类储集层提取的不同钻井液类型钻井条件下的实测核磁共振测井T2谱示意图；
图6是本发明具体实施方式提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法中从第Ⅱ类储集层提取的不同钻井液类型钻井条件下的实测核磁共振测井T2谱示意图；
图7是本发明具体实施方式提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法中从第Ⅲ类储集层提取的不同钻井液类型钻井条件下的实测核磁共振测井T2谱示意图；
图8是本发明具体实施方式提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法中从第Ⅳ类储集层提取的不同钻井液类型钻井条件下的实测核磁共振测井T2谱示意图；
图9是本发明具体实施方式提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法中对油基钻井液环境下实际测量的核磁共振测井T2谱进行校正，得到水基钻井液环境下核磁共振测井T2谱的综合解释图；
图10是本发明具体实施方式提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法中利用校正后得到的水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱计算渗透率方法准确性验证图。
具体实施方式
为使本发明解决的技术问题、采用的技术方案和达到的技术效果更加清楚，下面将结合附图对本发明实施例的技术方案作进一步的详细描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。其中，术语“第一位置”和“第二位置”为两个不同的位置。
在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
如图1所示，本实施例提供一种油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，该油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法包括以下步骤：
S1、在水基钻井液环境下和油基钻井液环境下，分别实际测量目标区域的储集层的核磁共振测井数据，并处理得到相应环境下的核磁共振测井T2谱以及相应的渗透率曲线和孔隙度曲线；
S2、根据渗透率曲线和孔隙度曲线将储集层划分为多种类型，对每种类型的储集层采用二维网格法分别捕获水基钻井液环境下和油基钻井液环境下实际测量的核磁共振测井数据，并建立油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱与水基钻井液环境下核磁共振测井T2谱的函数关系；
S3、将每种类型的储集层在油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱校正到水基钻井液环境下，进而利用校正后的核磁共振测井T2谱连续定量评价油基钻井液环境下储集层的孔隙大小及渗透率的计算。
在现有水基钻井液环境下和油基钻井液环境下实际测量的核磁共振测井数据基础上，建立油基钻井液环境下与水基钻井液环境下核磁共振测井T2谱之间的函数关系，对油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱形态进行校正，可以将油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱校正到对应深度的水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱，并进行流体识别，实现准确计算岩石物理特性参数和评价储集层孔隙结构的目的，解决了油基钻井液滤液侵入导致核磁共振测井T2谱形态发生明显变化、无法准确定量评价岩石孔隙结构和计算储集层评价参数的问题，校正结果有助于根据核磁共振测井T2谱连续定量评价岩石孔隙结构及渗透率的计算，提高了油基钻井液环境下核磁共振测井数据应用的准确性。
以某油气田实测核磁共振测井数据为例，通过收集目标地区取芯数据以及实际测量的水基钻井液井(即水基钻井液环境下)和油基钻井液井(即油基钻井液环境下)的核磁共振测井数据，并对收集的核磁共振测井数据通过CIFLOG解释平台进行数据处理，分别得到两种钻井条件下的测井综合解释图，如图2和图3所示。需要说明的是，在图2和图3中，第一道为GR(自然伽马曲线)、CAL(井径曲线)、BIT(钻头直径曲线)，第二道为深度道，第三道为电阻率曲线，第四道为三孔隙度曲线，第五道为校正前的实测核磁共振测井T2谱，第六道为核磁计算孔隙度和岩心分析孔隙度对比道，第七道为校正前后核磁计算渗透率对比道，第八道为岩性剖面图。由图3可以看出，对于主要成分为轻组分烃的油基钻井液来说，核磁共振测井受油基钻井液滤液侵入会导致核磁共振测井T2谱形状向右拖尾现象严重，造成大孔隙假象，且渗透率计算结果偏大。
可选地，储集层的类型划分为四种，第Ⅰ类储集层的渗透率K取值范围为K<1mD，第Ⅱ类储集层的渗透率K取值范围为1mD≤K<10mD，第Ⅲ类储集层的渗透率K取值范围为10mD≤K<100mD，第Ⅳ类储集层的渗透率K取值范围为K≥100mD。
由于渗透率决定了储集层的渗流能力，也就决定了油基钻井液滤液侵入储集层的侵入程度，不同渗透性的地层侵入带中地层流体被油基钻井液滤液驱替的程度不同，导致不同侵入状态下对应的核磁共振测井T2谱相应特征差异明显，因此需要根据渗透率值的大小对储集层进行分类。
可选地，确定储集层的孔隙度和渗透率的上限和下限，将孔隙度和渗透率在上限和下限之间分成若干等份，以孔隙度作为横坐标，以渗透率作为纵坐标，得到二维网格，按照孔渗值大小逐点把油基钻井液环境下和水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱数据划分到相应的网格单元中，分别构成水基钻井液环境下和油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱样本库。
利用二维网格技术构建研究区核磁共振测井T2谱样本库，将孔隙度作为横坐标，渗透率作为纵坐标，经过统计分析，研究区储集层孔隙度下限取6％，上限取25％，渗透率下限取0.01mD，上限取1000mD。如图4所示，将以上两个参数在上、下限间分成1000等份，这样就得到了1000×1000个网格，每个网格都对应着孔隙度和渗透率的一个范围。将研究区典型储集层按照孔渗值大小逐点把油基钻井液环境下和水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱数据划分到相应的单元格中，分别构成水基钻井液环境下和油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱样本库，如图5至图8所示。
可选地，对每种类型的储集层的岩心样品进行饱和水状态下的核磁共振实验以及高压压汞实验，获取每种类型的储集层对渗透率影响最大的孔径分布对应的若干个T2弛豫时间。
对四种储集层类型的岩心样品进行饱和水状态下的核磁共振实验以及高压压汞实验，获取各储集层类型对渗透率影响最大的孔径分布对应的5个核磁T2弛豫时间，代表油基钻井液滤液可能侵入的孔隙空间。
可选地，T2弛豫时间选取5个，第Ⅰ类储集层给定的5个T2弛豫时间分别为1.5ms、3.0ms、10.0ms、30.0ms、50.0ms；第Ⅱ类储集层给定的5个T2弛豫时间分别为4.0ms、10.0ms、40.0ms、60.0ms、100.0ms；第Ⅲ类储集层给定的5个T2弛豫时间分别为10.0ms、40.0ms、90.0ms、220.0ms、310.0ms；第Ⅳ类储集层给定的5个T2弛豫时间分别为50.0ms、120.0ms、250.0ms、410.0ms、1000.0ms。
可选地，每种类型的储集层给定的5个T2弛豫时间、最小T2弛豫时间T2min以及最大T2弛豫时间T2max将油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱划分为6个区间，对每一区间的核磁共振测井T2谱的幅度进行累加，并计算出不同区间内孔隙分量占总孔隙分量的比例，得到6个孔隙度X分量。
对四种油基钻井液环境下的储集层类型，对核磁共振测井T2谱采用如下方法进行校正，以获取水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱。对各储集层类型给定的5个T2弛豫时间、核磁最小T2弛豫时间T2min＝0.3ms以及最大T2弛豫时间T2max＝3000ms共7个T2弛豫时间将核磁共振T2谱划分为6个区间，对每一区间的核磁共振T2谱幅度进行累加，并计算出不同区间内孔隙分量占总孔隙分量的比例，得到6个孔隙度X分量。
可选地，建立水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱组成各点的幅度和油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱的6个孔隙度X分量之间的多元线性函数关系，并从油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱计算出不同T2弛豫时间水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱幅度。
可选地，水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱组成各点的幅度和油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱的6个孔隙度X分量之间的多元线性函数关系为：
A1＝a11X1+a12X2+a13X3+a14X4+a15X5+a16X6+b1
A2＝a21X1+a22X2+a23X3+a24X4+a25X5+a26X6+b2
A3＝a31X1+a32X2+a33X3+a34X4+a35X5+a36X6+b3
...
Ai＝ai1X1+ai2X2+ai3X3+ai4X4+ai5X5+ai6X6+bi
上式中，Ai表示经过校正后核磁共振测井T2谱第i个布点对应的幅度值，i的取值为核磁共振测井T2谱的布点个数；X1,X2......X6为对应储集层类型划分的6个孔隙度X分量；ai1,ai2......ai6为第i个布点对应的多元线性函数对应的系数，其数值由样本库中水基钻井液环境下和油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱数据标定得到；b1,b2......bi为第i个布点对应的多元线性函数对应的常数系数，其数值由样本库中水基钻井液环境下和油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱数据标定得到。
可选地，根据计算出的核磁共振测井T2谱幅度和对应的T2弛豫时间，绘制出校正后水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱。
可选地，根据校正后水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱在测井解释平台中绘制综合解释图。
如图9所示，在CIFLOG解释平台编制了相应的挂接程序，对某油气田实际测量的油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱进行校正的综合解释图。图中第一道为GR(自然伽马曲线)、CAL(井径曲线)、BIT(钻头直径曲线)；第二道为深度道；第三道为电阻率曲线；第四道为三孔隙度曲线；第五道为校正前的实测核磁共振测井T2谱；第六道为对实际测量得到的油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱进行校正后得到的水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱，从图上可以看出，与校正前的核磁共振测井T2谱相比，利用上述方法得到的水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱左移，拖尾现象消失，T2谱主峰个数由双峰变为单峰，消除了油基钻井液滤液侵入的影响；第七道为核磁计算孔隙度和岩心分析孔隙度对比道；第八道为校正前后核磁计算渗透率对比道，可以看出，在油基钻井液环境下，利用核磁共振测井T2谱计算的渗透率结果与岩心分析渗透率相比明显偏大，利用校正后得到的水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱计算的渗透率变小，与岩心分析渗透率结果吻合效果较好，从图10中也可以看出利用校正后的核磁共振测井T2谱计算出的渗透率与岩心分析结构吻合效果较好；第九道为岩性剖面图。
本实施例提供的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，在现有水基钻井液环境下和油基钻井液环境下实际测量的核磁共振测井数据基础上，建立油基钻井液环境下与水基钻井液环境下核磁共振测井T2谱之间的函数关系，对油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱形态进行校正，可以将油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱校正到对应深度的水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱，并进行流体识别，实现准确计算岩石物理特性参数和评价储集层孔隙结构的目的，解决了油基钻井液滤液侵入导致核磁共振测井T2谱形态发生明显变化、无法准确定量评价岩石孔隙结构和计算储集层评价参数的问题，校正结果有助于根据核磁共振测井T2谱连续定量评价岩石孔隙结构及渗透率的计算，提高了油基钻井液环境下核磁共振测井数据应用的准确性。
注意，上述仅为本发明的较佳实施例及所运用技术原理。本领域技术人员会理解，本发明不限于这里的特定实施例，对本领域技术人员来说能够进行各种明显的变化、重新调整和替代而不会脱离本发明的保护范围。因此，虽然通过以上实施例对本发明进行了较为详细的说明，但是本发明不仅仅限于以上实施例，在不脱离本发明构思的情况下，还可以包括更多其他等效实施例，而本发明的范围由所附的权利要求范围决定。

Claims (8)

1.一种油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、在水基钻井液环境下和油基钻井液环境下，分别实际测量目标区域的储集层的核磁共振测井数据，并处理得到相应环境下的核磁共振测井T2谱以及相应的渗透率曲线和孔隙度曲线；
S2、根据渗透率曲线和孔隙度曲线将储集层划分为多种类型，对每种类型的储集层采用二维网格法分别捕获水基钻井液环境下和油基钻井液环境下实际测量的核磁共振测井数据，并建立油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱与水基钻井液环境下核磁共振测井T2谱的函数关系；
S3、将每种类型的储集层在油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱校正到水基钻井液环境下，进而利用校正后的核磁共振测井T2谱连续定量评价油基钻井液环境下储集层的孔隙大小及渗透率的计算；
建立水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱组成各点的幅度和油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱的6个孔隙度X分量之间的多元线性函数关系，并从油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱计算出不同T2弛豫时间水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱幅度；
水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱组成各点的幅度和油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱的6个孔隙度X分量之间的多元线性函数关系为：
A1＝a11X1+a12X2+a13X3+a14X4+a15X5+a16X6+b1
A2＝a21X1+a22X2+a23X3+a24X4+a25X5+a26X6+b2
A3＝a31X1+a32X2+a33X3+a34X4+a35X5+a36X6+b3
...
Ai＝ai1X1+ai2X2+ai3X3+ai4X4+ai5X5+ai6X6+bi
上式中，Ai表示经过校正后核磁共振测井T2谱第i个布点对应的幅度值，i的取值为核磁共振测井T2谱的布点个数；X1,X2......X6为对应储集层类型划分的6个孔隙度X分量；ai1,ai2......ai6为第i个布点对应的多元线性函数对应的系数，其数值由样本库中水基钻井液环境下和油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱数据标定得到；b1,b2......bi为第i个布点对应的多元线性函数对应的常数系数，其数值由样本库中水基钻井液环境下和油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱数据标定得到。
2.根据权利要求1所述的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，其特征在于，储集层的类型划分为四种，第Ⅰ类储集层的渗透率K取值范围为K<1mD，第Ⅱ类储集层的渗透率K取值范围为1mD≤K<10mD，第Ⅲ类储集层的渗透率K取值范围为10mD≤K<100mD，第Ⅳ类储集层的渗透率K取值范围为K≥100mD。
3.根据权利要求1所述的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，其特征在于，确定储集层的孔隙度和渗透率的上限和下限，将孔隙度和渗透率在上限和下限之间分成若干等份，以孔隙度作为横坐标，以渗透率作为纵坐标，得到二维网格，按照孔渗值大小逐点把油基钻井液环境下和水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱数据划分到相应的网格单元中，分别构成水基钻井液环境下和油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱样本库。
4.根据权利要求1所述的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，其特征在于，对每种类型的储集层的岩心样品进行饱和水状态下的核磁共振实验以及高压压汞实验，获取每种类型的储集层对渗透率影响最大的孔径分布对应的若干个T2弛豫时间。
5.根据权利要求4所述的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，其特征在于，T2弛豫时间选取5个，第Ⅰ类储集层给定的5个T2弛豫时间分别为1.5ms、3.0ms、10.0ms、30.0ms、50.0ms；第Ⅱ类储集层给定的5个T2弛豫时间分别为4.0ms、10.0ms、40.0ms、60.0ms、100.0ms；第Ⅲ类储集层给定的5个T2弛豫时间分别为10.0ms、40.0ms、90.0ms、220.0ms、310.0ms；第Ⅳ类储集层给定的5个T2弛豫时间分别为50.0ms、120.0ms、250.0ms、410.0ms、1000.0ms。
6.根据权利要求1所述的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，其特征在于，每种类型的储集层给定的5个T2弛豫时间、最小T2弛豫时间T2min以及最大T2弛豫时间T2max将油基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱划分为6个区间，对每一区间的核磁共振测井T2谱的幅度进行累加，并计算出不同区间内孔隙分量占总孔隙分量的比例，得到6个孔隙度X分量。
7.根据权利要求1所述的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，其特征在于，根据计算出的核磁共振测井T2谱幅度和对应的T2弛豫时间，绘制出校正后水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱。
8.根据权利要求1所述的油基钻井液环境下核磁共振测井T2谱形态校正方法，其特征在于，根据校正后水基钻井液环境下的核磁共振测井T2谱在测井解释平台中绘制综合解释图。
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