计算致密油储层的含油饱和度的方法与流程

本发明涉及油气勘探领域，具体而言，涉及一种计算致密油储层的含油饱和度的方法。

背景技术：

含油饱和度是储层含油性表征的重要参数。对于常规储层，用测井的方法获得储层含油饱和度的方法通常有电法测井、核磁共振测井和C/O比能谱测井。对于致密油储层，上述测井方法的应用均受到限制。

其中，电法测井计算饱和度需要和孔隙度测井联合应用，应用下式计算含油饱和度：式中：Φ为孔隙度测井获得的孔隙度值，小数；a、b、m、n为岩石电性实验参数，无量纲；RT为电法测井获得的地层电阻率，Ω.m；Rw为地层水电阻率，Ω.m。然而，对于致密油而言，地层通常不产水，无法得到地层水电阻率数据，从而无法有效直接应用上述公式计算含油饱和度。C/O比能谱测井应用的条件是有较高的孔隙度，才能获得信噪比较高的测井资料，致密油储层孔隙度通常较低，该方法也不适用。

应用核磁共振测井资料计算含油饱和度通常有两种方法：一种是将核磁共振测井的弛豫波谱转换为伪毛管压力曲线，在已知油水界面和油水密度差的情况下，计算每一点的含油饱和度。国内该方面的研究成果较多，在碎屑岩储层和火山岩储层应用效果明显。阙涞培等，2003(西南石油学报)研究了应用核磁共振T2谱转换为伪毛管压力曲线，从而计算饱和度的方法；从2000年开始，匡立春、毛志强、孙中春、何丹、肖亮等结合准噶尔盆地低阻、低孔、低渗砂岩储层及火山岩储层的特点，对应用核磁共振测井资料转换毛管压力曲线的方法进行了研究，提出了分段幂指数转换的方法，并获得了国家发明专利(2012)，在碎屑岩、火山岩储层饱和度计算中见到了较好的地质效果。另一种方法是假设油藏高度足够大，用核磁共振测井获得的束缚水饱和度估算含油饱和度。

然而，致密油藏具有源储一体，非浮力成藏的特点，没有明确的油水界面，第一种方法无法直接应用。由于致密油储层以纳米孔为主，在地层条件下无法流动，流体几乎全部均为束缚流体，第二种方法也无法使用。也就是说，在现有的技术条件下，含油饱和度计算是致密油储层表征的技术难题和亟需解决的关键问题。

技术实现要素：

本发明的主要目的在于提供一种计算致密油储层的含油饱和度的方法。

为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种计算亲水或中性润湿致密油储层的含油饱和度的方法，包括以下步骤：应用核磁共振测井仪器采集数据，并经数据处理获得横向弛豫时间T₂谱；确定亲水或中性润湿的致密油储层对应于含油孔喉半径下限的横向弛豫时间阈值；根据横向弛豫时间T₂谱和横向弛豫时间阈值连续计算致密油储层的含油饱和度。

进一步地，获得横向弛豫时间T₂谱的方法包括：利用核磁共振仪的最小回波间隔采集致密油储层的测井数据，并利用测井数据获取氢核的横向弛豫时间T₂谱。

进一步地，选用两种方法确定横向弛豫时间阈值，第一种方法是岩心样品的无氢减饱和与核磁共振联测法，第二种方法是密闭取心分析含油饱和度数据与核磁测井T₂阈值迭代法。

进一步地，岩心样品的无氢减饱和与核磁共振联测法的步骤包括：保水无氢岩心加工；保水无氢减饱和过程中的核磁共振测量；水谱的识别与T₂阈值的确定。

进一步地，密闭取心分析含油饱和度数据与核磁测井T₂阈值迭代法的步骤包括：利用每米不小于3个数据孔隙度分析资料进行饱和度分析数据的联合归位；利用微电阻率扫描成像资料对致密油储层的岩心进行归位微调；采用迭代法确定横向弛豫时间阈值，计算均方误差最小时的T₂值为饱和度计算阈值AT₂，并且其计算公式如下：其中，WT2(j)为第j个迭代T₂阈值的均方计算误差，n为含油饱和度实验数据的个数，SO_i为第i个样点的饱和度测量数据，SSO_ji为第j个迭代T₂阈值的第i个计算饱和度，其计算公式如下：

其中AT(j)为含油饱和度起算核磁共振横向弛豫时间，ms；ATS为有效孔隙度的核磁共振横向弛豫起算时间；ATD为有效孔隙度的核磁共振横向弛豫终止时间。

进一步地，第一种方法和第二种方法分别使用；或第一种方法和第二种方法同时应用。

进一步地，根据横向弛豫时间T₂谱和横向弛豫时间阈值计算致密油储层的含油饱和度的公式为：

$\mathrm{So}=1-\left(\underset{i=\mathrm{ATS}}{\overset{{\mathrm{AT}}_2}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\φ}}_i\right)/\underset{i=\mathrm{ATS}}{\overset{\mathrm{ATD}}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\φ}}_i;$

应用本发明的技术方案，该方法以核磁共振测井数据为基础，通过确定致密油储层在亲水或中性润湿情况下，其含油孔喉半径下限对应的核磁共振横向弛豫最小时间阈值，从而形成了一种全新的应用核磁共振的横向弛豫时间T₂谱直接计算致密油储层含油饱和度的方法。

附图说明

构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

图1为本申请实施方式所提供的计算致密油储层的含油饱和度的方法的流程示意图；

图2为一块岩心样品的无氢减饱和与核磁共振联测法获得的实验结果；

图3为一口井密闭取心饱和度分析数据井段的归位图；

图4为一口井密闭取心井段应用不同的AT2值迭代计算的均方误差分析图；

图5为一口井应用确定的AT2和核磁共振测井T₂谱计算的含油饱和度图；以及

图6为3口井59组计算含油饱和度与实验分析饱和度误差分析图。

具体实施方式

需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本申请。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。

本发明在岩心去饱和核磁共振实验资料及连续的密闭取心资料分析的基础上，建立了确定致密油储层最小含油孔喉半径对应的核磁共振横向弛豫最小时间阈值，从而形成了一种全新的应用核磁共振横向弛豫时间波谱直接计算致密油储层含油饱和度的方法。如图1所示，该方法包括以下步骤：应用核磁共振测井仪器采集数据，并经数据处理获得横向弛豫时间T₂谱；确定亲水或中性润湿的致密油储层对应于含油孔喉半径下限的横向弛豫时间阈值；根据横向弛豫时间T₂谱和横向弛豫时间阈值连续计算致密油储层的含油饱和度。

本发明在致密油储层的测井数据的基础上，致密油储层最小含油孔喉半径对应的核磁共振横向弛豫最小时间阈值，从而形成了一种全新的应用核磁共振的横向弛豫时间T₂谱直接计算致密油储层含油饱和度的方法。

下面将更详细地描述根据本发明提供的计算致密油储层的含油饱和度的方法的示例性实施方式。然而，这些示例性实施方式可以由多种不同的形式来实施，并且不应当被解释为只限于这里所阐述的实施方式。应当理解的是，提供这些实施方式是为了使得本申请的公开彻底且完整，并且将这些示例性实施方式的构思充分传达给本领域普通技术人员。

首先，应用核磁共振测井仪器采集数据，并经数据处理获得横向弛豫时间T₂谱。该步骤中，根据致密油储层纳米孔隙发育的特点，一般采用仪器可以提供的最小回波间隔采集，并控制测速，提高测井资料的信噪比，用测井资料获取氢核的横向弛豫时间T₂谱(即T₂波谱)。

然后，确定亲水或中性润湿的致密油储层对应于含油孔喉半径下限的横向弛豫时间阈值。

本发明提供了两种方法：一种为岩心样品的无氢减饱和与核磁共振联测法。另一种为密闭取心分析含油饱和度数据与核磁测井T₂阈值迭代法。前者适用于无系统密闭取心资料的情况，用常规取心即可完成，后者适用于有系统密闭取心的情况。两种方法也可同时应用，相互印证，以提高饱和度T₂阈值的确定精度。

其中，岩心样品的无氢减饱和与核磁共振联测法实验步骤包括：①、保水无氢岩心加工；②、保水无氢减饱和过程中的核磁共振测量；③、水谱的识别与T2阈值的确定。该实验的核心是保水获得基本无烃条件下的含油样品的核磁共振水谱。致密油储层的特点是以纳米孔隙为主，含油饱和度较高，含油样品中含量较低的水赋存于孔隙直径更小的孔隙空间内，相对较易保存。另外，由于储层样品致密，取心过程中钻井液侵入较浅，极易获得有代表性的样品。

实验样品的钻取：取心获得的全直径岩心在30℃温度下低温保存，选取有代表性的岩心用液氮钻取1英寸的样品，去掉两端有一定污染的部分，中间4cm样品作为实验样品，确保试样样品无水侵入、蒸发。

测量未洗油前的剩余油、水两相的核磁共振波谱，图2中□谱线。值得说明的是，由于样品是常规取心获得的，在这种情况下，原油的轻质组分有所散失，但这对完全含水谱的获得影响不大。

保水无氢减饱和及核磁共振波谱测量：致密油储层样品渗透率极低，覆压渗透率通常小于0.1md，用驱替的方法减饱和无法实现。采用二氧化碳洗油的方法减饱和，先洗去大孔喉中的油气、再洗去较小孔喉中的油气，在这一过程中对应测量岩心样品的核磁共振波谱，直到基本洗去岩心样品中的烃类，获得基本不含烃类的剩余水谱，图2中×符号的谱线。

水谱的识别与T₂阈值的确定：分析剩余水谱的特征，确定含水体积，获取含油饱和度计算的T₂阈值。从剩余完全含水谱获得T₂阈值AT₂为6ms。

在本发明的另一种优选实施方式中，采用密闭取心分析含油饱和度数据与核磁测井T₂阈值迭代法的步骤包括：①、饱和度数据的精确归位；②、迭代法确定饱和度计算横向弛豫时间T₂阈值。

饱和度数据的精确归位：首先，用每米不小于3个数据孔隙度分析资料进行饱和度分析数据的联合归位；而后，用微电阻率扫描成像资料进行岩心的归位的微调，确保归位误差不大0.1m(图3)。图3中，CALi、GR和SP为岩性曲线，用来划分储层与非储层，其中CALi为井径曲线，GR为自然伽马测井曲线，SP为自然电位测井曲线；RI、RXO和RT为电阻率曲线，用来判断储层的含油性，其中RXO为冲洗带地层电阻率；DEN、CNL和AC为孔隙度曲线，用来计算储层孔隙度的大小，其中DEN为密度曲线；T2为核磁共振波谱。

密闭取心分析含油饱和度数据与核磁测井T₂阈值迭代法的步骤包括：利用每米不小于3个数据孔隙度分析资料进行饱和度分析数据的联合归位；利用微电阻率扫描成像资料对致密 油储层的岩心进行归位微调；采用迭代法确定横向弛豫时间阈值，计算均方误差最小时的T₂值为饱和度计算阈值AT₂，并且其计算公式如下：其中，WT2(j)为第j个迭代T2阈值的均方计算误差，n为含油饱和度实验数据的个数，SOi为第i个样点的饱和度测量数据，SSOji为第j个迭代T2阈值的第i个计算饱和度，其计算公式如下：

其中AT(j)为含油饱和度起算核磁共振横向弛豫时间，ms；ATS为有效孔隙度的核磁共振横向弛豫起算时间；ATD为有效孔隙度的核磁共振横向弛豫终止时间。

其中，第一种方法和第二种方法分别使用；或第一种方法和第二种方法同时应用。

计算均方误差最小的T₂值为确定的T₂饱和度计算阈值AT₂。图4为一口井密闭取心井段应用不同的AT₂值计算的均方误差，均方误差最小时对应的的AT₂为6ms，与岩心实验结果完全一致。

最后，根据横向弛豫时间波谱和横向弛豫时间阈值连续计算致密油储层的含油饱和度。

应用确定的AT₂和核磁共振测井获得的连续T₂波谱按下列公式计算每个测点的饱和度：

$\mathrm{So}=1-\left(\underset{i=\mathrm{ATS}}{\overset{\mathrm{AT}2}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\φ}}_i\right)/\underset{i=\mathrm{ATS}}{\overset{\mathrm{ATD}}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\φ}}_i;$

其中，So为所述致密油储层的含油饱和度，φ_i为第i毫秒核磁共振弛豫时间对应的孔隙相对体积，AT2为所述横向弛豫时间阈值，ATS为有效孔隙度的核磁共振横向弛豫起算时间，ms；ATD为有效孔隙度的核磁共振横向弛豫终止时间，ms。

图5为一口井应用确定的AT2和核磁共振测井获得的连续T₂波谱计算饱和度的实例。计算结果与实测结果对比，两种结果的形态一致，计算饱和度的相对误差相对较小。3口井密闭取心饱和度与本发明计算的饱和度对比，计算误差主要分布在10％之内，平均绝对误差为2.3％，计算精度高，完全能够满足储量计算的精度要求。图5中，CALi、GR和SP为岩性曲线，用来划分储层与非储层，其中CALi为井径曲线，GR为自然伽马测井曲线，SP为自然电位测井曲线；RI、RXO和RT为电阻率曲线，用来判断储层的含油性，其中RXO为冲洗带地层电阻率；DEN、CNL和AC为孔隙度曲线，用来计算储层孔隙度的大小，其中DEN为密度曲线；T2为核磁共振波谱。

下面将以一个致密油区块为例对本发明的技术流程进行详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

说明区块为准噶尔盆地二叠系一个致密油区块。致密油储层为咸化湖泊环境的细粒沉积， 主要岩性为碎屑岩和碳酸盐岩过渡性岩类。储层的孔隙度主要分布在6～16％之间，覆压渗透率普遍低于0.1md，为典型的致密油储层。储层的含油饱和度普遍较高，分析数据含油饱和度大都高于70％。全区块多井试油无自然产能，体积压裂后具有较高的产量。全区所有致密油区块试油井段均不产水，用电阻率法计算饱和度无法获得地层水电阻率资料。全区所有致密油井均进行了核磁共振测井。勘探初期应用常规储层的核磁共振测井饱和度计算方法，计算的饱和度误差较大。无法满足生产上致密油含油性表征的技术要求。按照本发明提供的方法技术较好地解决了饱和度计算的技术难题。

具体实施方式和实施流程为：

1)、根据致密油储层纳米孔隙发育的特点，采用最小回波间隔采集，并控制测速，获得了合格的核磁共振测井资料，反演计算，获取了氢核的横向弛豫时间T₂波谱。

2)、选取有代表性的岩心进行无氢减饱和与核磁共振联测实验

实验样品的钻取：取心获得的全直径岩心在30℃温度下低温保存，选取有代表性的岩心用液氮钻取1英寸的样品，去掉两端有一定污染的部分，中间4cm样品作为实验样品，确保试样样品无水侵入、蒸发。首先，测量未洗油前的剩余油、水两相的核磁共振波谱。值得说明的是，由于样品是常规取心获得的，在这种情况下，原油的轻质组分有所散失，但这对完全含水谱的获得影响不大。

保水无氢减饱和及核磁共振波谱测量：致密油储层样品渗透率极低，覆压渗透率通常小于0.1md，用驱替的方法减饱和无法实现。采用二氧化碳洗油的方法减饱和，先洗去大孔喉中的油气、再洗去较小孔喉中的油气，在这一过程中对应测量岩心样品的核磁共振波谱，直到基本洗去岩心样品中的烃类，获得基本不含烃类的剩余水谱。

水谱的识别与T₂阈值的确定：分析剩余水谱的特征，确定含水体积，获取含油饱和度计算的T₂阈值。从剩余完全含水谱获得T₂阈值AT2。

该致密油区块选取了4块样品进行无氢减饱和与核磁共振联测实验，分别为砂屑云岩、云屑粉砂岩、长石岩屑粉砂岩和云质粉砂岩。现以云质粉砂岩的实验为例介绍实验确定T₂阈值AT2的方法。实验样品的孔隙度为13.4％，覆压渗透率为0.09md，实验结果见附图2。图中：□T₂谱为洗油前的T₂谱；◇为洗油2天后的T₂谱；×为洗油6天后获得的水谱。采用注氦孔隙度配套测量的方法可以检测轻质组分挥发量和洗去原油的孔隙体积。洗油前，注氦测得孔隙度为3.4％，由核磁共振获得的孔隙度为10.04％，获得的核磁共振波谱含油特征明显。此后，每洗油一天，进行一次核磁、注氦配套测量，洗油两天后的测量结果和核磁波谱显示，样品仍然具有含油特征，直至洗油6天后，获得了基本完全含水的核磁谱。此时，样品基本无荧光，核磁谱水谱特征明显，注氦孔隙度的测量值为10.94％，获得样品的含油饱和度为82％。从含水谱获得的AT2阈值为6ms。

3)、该区有系统的密闭取心饱和度测量资料，应用密闭取心分析含油饱和度数据与核磁测井T₂阈值迭代法进一步验证岩心实验结果。

饱和度数据的精确归位：首先，用每米不小于3个数据孔隙度分析资料进行饱和度分析数据的联合归位；而后，用微电阻率扫描成像资料进行岩心归位的微调，确保归位误差不大于0.1m(图3)。图3中，第一道分别为井径曲线、自然伽马测井曲线和自然电位测井曲线，第二道为深度道，第三道为三电阻率测井曲线，第四道为三孔隙度测井曲线，第五道为核磁共振测井曲线和岩心分析孔隙度(散点)，第六道为分析的含油饱和度(散点)。

迭代法确定饱和度计算横向弛豫时间T₂阈值：按下列公式进行迭代计算均方误差：

$\mathrm{AT}2\left(j\right)=\underset{j=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\frac{1}{n}\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{({\mathrm{SO}}_i-{\mathrm{SSO}}_{\mathrm{ji}})}^2$

式中：AT2(j)为第j个迭代T₂阈值的均方计算误差；

n为含油饱和度实验数据的个数；

SOi为第i个样点的饱和度测量数据；

SSOji为第j个迭代T₂值的第i个计算饱和度。

计算均方误差最小的T₂值为确定的T₂饱和度计算阈值AT2。图4这口井密闭取心井段应用不同的AT2值计算的均方误差，均方误差最小时对应的AT2为6ms，与岩心实验结果完全一致。

4)、应用确定的AT2和核磁共振测井获得的连续T₂波谱按下列公式连续计算全区每口井的饱和度：

$\mathrm{So}=1-\left(\underset{i=\mathrm{ATS}}{\overset{\mathrm{AT}2}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\φ}}_i\right)/\underset{i=\mathrm{ATS}}{\overset{\mathrm{ATD}}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\φ}}_i;$

其中，So为所述致密油储层的含油饱和度，φ_i为第i毫秒核磁共振弛豫时间对应的孔隙相对体积，AT2为所述横向弛豫时间阈值，ATS为有效孔隙度的核磁共振横向弛豫起算时间，ms；ATD为有效孔隙度的核磁共振横向弛豫终止时间，ms。

图5为一口井应用确定的AT2和核磁共振测井获得的连续T₂波谱计算饱和度的实例。图中，第六道为计算的饱和度和密闭取心饱和度(散点)对比图，从对比结果看，两种方法获得的饱和度具有较好的一致性，且精度较高。图5中，第一道分别为井径曲线、自然伽马测井曲线和自然电位测井曲线，第二道为深度道，第三道为三电阻率测井曲线，第四道为三孔隙度测井曲线，第五道为核磁共振测T₂谱，第六道为计算的含油饱和度和分析的含油饱和度(散点)。

本区3口具有密闭取心饱和度分析数据，共59块样品。计算饱和度和分析饱和度误差分析图见图6。3口井密闭取心饱和度与本发明计算的饱和度对比，计算误差主要分布在10％之内，平均绝对误差为2.3％，计算精度高，完全能够满足储量计算的精度要求。

从以上实施例可以看出，本发明上述的实例实现了如下技术效果：该方法以核磁共振测井数据为基础，通过确定致密油储层在亲水或中性润湿情况下，其含油孔喉半径下限对应的核磁共振横向弛豫最小时间阈值，从而形成了一种全新的应用核磁共振的横向弛豫时间T₂谱直接计算致密油储层含油饱和度的方法。

以上仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。