CN103267721A - 一种致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了的一种致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，包括：通过岩心压汞及核磁共振实验将核磁T₂谱转伪毛管压力曲线；通过岩心压汞实验获得渗透率累积贡献值，并根据所述渗透率累积贡献值建立储层孔喉空间有效性划分标准；根据所述孔喉空间有效性划分标准，通过伪毛管压力曲线计算粘土束缚水体积、不可动毛管束缚水体积、约束毛管束缚水体积和可动流体体积实现评价致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态。

Description

一种致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法

技术领域

本发明属于测井工程技术领域，特别涉及一种致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法。

背景技术

致密砂岩储层物性差、埋藏深、丰度低，主要发育微细孔隙，且以片状孔隙喉道为主，孔喉比相近，含水饱和度高，滞留在岩石孔隙中的水赋存形式多样，贾敏效应和表面分子力作用强烈，具有启动压力梯度。随着驱替压力上升，束缚水可能会流动，在采取增产工艺措施进行有效开发过程中，水的影响严重。这样的储层利用常规的测井解释和传统的核磁共振测井解释方法已无法获得满意的勘探效果，必须研究新的技术方法才能打开新局面。

现有技术中，储层流体性质识别方法很多，多采用声波与中子交会、声波与电阻率交会、声波、中子、密度孔隙度重叠法、阵列感应测井、基于常规测井响应的多参数的人工智能等流体性质判别方法，这些方法对储层流体性质判识存在一定的局限性与适应性。核磁共振测井利用孔隙流体的弛豫特性以及自扩散系数的差异发展了差谱法、移谱法等流体识别技术，对于致密砂岩含气储层，分子的快速自扩散，加上核磁共振测井仪器的梯度磁场大大减小了气相测量的横向弛豫时间，造成天然气的弛豫时间移动到束缚流体的弛豫时间谱区域，增加了核磁共振测井识别气体信号的难度，使传统的核磁共振测井解释在实际现场应用中遇到了困难。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供一种致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，能够实现根据粘土束缚水体积、不可动毛管束缚水体积、约束毛管束缚水体积和可动流体体积评价致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态，以克服致密砂岩储层中分子快速自扩散、气相测量横向弛豫时间短所造成的核磁共振测井识别气体信号难度高的技术问题。

为解决上述技术问题，本发明提供了一种致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，包括：通过岩心压汞实验及核磁共振实验将核磁T2谱转伪毛管压力曲线；通过岩心压汞实验获得渗透率累积贡献值，并根据所述渗透率累积贡献值建立储层孔喉空间有效性划分标准；根据所述储层孔喉空间有效性划分标准，通过所述伪毛管压力曲线计算不同区间流体体积实现评价致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态。

进一步地，所述将核磁T₂谱转伪毛管压力曲线具体包括：通过相似对比法获得每块岩样的核磁T₂谱与压汞曲线之间的横向转换系数；通过分段等面积对比法获得每块岩样的核磁T₂谱与压汞曲线之间的纵向转换系数；根据所述横向转换系数、所述纵向转换系数，通过核磁T₂谱获得伪毛管压力曲线。

进一步地，所述横向转换系数的计算公式是：

其中：Pc：毛管压力，Mpa；T₂：核磁T₂谱横向弛豫时间，ms；C：横向转换系数，无量纲。

进一步地，获得所述纵向转换系数具体包括：确定所述核磁T₂谱经横向刻度转换后得到的伪毛管压力曲线与实测毛管压力曲线的拐点；通过以所述拐点为界限，将所述伪毛管压力曲线与所述实测毛管压力分段为小孔径部分和大孔径部分；分别计算所述小孔径部分、所述大孔径部分对应于所述实测毛管压力曲线、所述伪毛管压力曲线包络面积比值；其中，所述比值即为对应纵向小孔径转换系数D₁、纵向大孔径转换系数D₂。

进一步地，所述纵向转换系数D₁的计算公式是：所述纵向转换系数D₂的计算公式是：

$D_1=\underset{j=N1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{S}_{\mathrm{Hg},j}/\underset{i=1}{\overset{M1}{\mathrm{\Σ}}}{A}_{m,i};$

其中，S_Hg,j：压汞曲线第j个分量的进汞饱和度增量；N：压汞曲线总分量个数；M：伪毛管压力曲线总分量个数；A_m,i：伪毛管压力曲线第i个分量幅度；N1：孔径尺寸分界拐点处对应的压汞分量数；M1：孔径尺寸分界拐点处对应的伪毛管压力曲线分量数。

进一步地，所述渗透率累积贡献值计算公式是:

$X=[\underset{i}{\overset{i+1}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{\ΔS}}_{i-(i+1)}}{{\left(P_c\right)}_{i-(i+1)}^2}/\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{\ΔS}}_i}{{\left(P_c\right)}_i^2}]\×100;$

其中，X：渗透率累积贡献值；ΔS_i：压力为P_i所注入的进汞饱和度，%；ΔS_i-(i+1)：压力为P_i到P_i+1区间内所注入的进汞饱和度，%；(P_c)_i：i点毛管压力平均值，MPa；(P_c)_i-i+1：i点和i+1点的毛管压力平均值，MPa。

进一步地，所述渗透率累积贡献值进行储层孔喉空间有效性划分标准包括：粘土束缚水体积，所述渗透率累积贡献值X的包络面积：99.99%＜X≤100%；不可动毛管束缚水体积，所述渗透率累积贡献值X的包络面积：99.5%≤X＜99.99%；约束毛管束缚水体积，所述渗透率累积贡献值X的包络面积：95%≤X＜99.5%；可动流体体积，所述渗透率累积贡献值X的包络面积：X＜95%。

本发明提供的的一种致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，根据岩心压汞实验及核磁共振实验，采用相似对比法确定横向转换系数C；采用二维等面积刻度法纵向转换系数D1、D2；实现了利用核磁T₂谱获得定量的、连续的、高精度的伪毛管压力曲线；并通过渗透率累积贡献值建立储层孔喉空间有效性划分标准，根据伪毛管压力曲线计算粘土束缚水体积、不可动毛管束缚水、约束毛管束缚水和可动流体体积实现评价致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态，进而克服传统核磁共振测井解释应用中致密砂岩储层中分子快速自扩散、气相测量横向弛豫时间短所造成的核磁共振测井识别气体信号难度高的技术问题。

附图说明

图1为本发明实施例提供的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法操作流程图。

图2为本发明实施例提供的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法中核磁共振T₂谱横向转换后与实测毛管压力曲线对比效果图。

图3为本发明实施例提供的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法中核磁共振T₂谱纵向转换后的孔喉分布频率与实测对比效果图。

图4为本发明实施例提供的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法中横线转换系数C与T₂几何平均值关系图。

图5为本发明实施例提供的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法中大孔径纵向转换系数与孔隙度关系图。

图6为本发明实施例提供的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法中小孔径纵向转换系数与孔隙度关系图。

图7为本发明实施例提供的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法中不同渗透率累积贡献值与对应的孔喉半径关系图。

图8为本发明实施例提供的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法中不同渗透率累积贡献值对应的加权平均孔喉半径与渗透率关系图。

图9为本发明实施例提供的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法中根据渗透率累积贡献值建立的储层孔喉空间有效性划分标准刻度到核磁T₂谱上的状态示意图。

图10为本发明实施例提供的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法中核磁测井处理成果图。

具体实施方式

下面结合附图，对本发明提供的具体实施方式作进一步详细说明。

参见图1-10，本发明实施例提供的一种致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，包括如下步骤：

步骤S101：通过岩心压汞实验及核磁共振实验将核磁T₂谱转伪毛管压力曲线；

步骤S102：通过岩心压汞实验获得渗透率累积贡献值，并根据累积贡献值建立储层孔喉空间有效性划分标准；

步骤S103：根据储层孔喉空间有效性划分标准，通过伪毛管压力曲线计算不同区间流体体积参数实现评价致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态。

其中，步骤S103中用于实现评价致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的不同区间流体体积参数包括：粘土束缚水体积、不可动毛管束缚水体积、约束毛管束缚水体积和可动流体体积。

本实施例中，核磁T₂谱转伪毛管压力曲线具体包括：

①、通过相似对比法确定每块岩样的核磁T₂谱与压汞曲线之间的横向转换系数C；

②、通过分段等面积对比法确定每块岩样的核磁T₂谱与压汞曲线之间的纵向转换系数D₁、D₂；

③、根据横向转换系数C、纵向转换系数D₁、D₂（建立横向转换系数C、纵向转换系数D1、D2与压汞资料无关的测井参数之间的关系），通过核磁T₂谱获得伪毛管压力曲线。

下面，通过对本实施例的具体实施情况做进一步详细说明，以支持本发明所要解决的技术问题。

1.1、横向转换系数C；

横向转换系数C主要是在简化的线性刻度下与T₂、Pc具有如下关系：

$P_c=C\×\frac{1}{T_2}\→---\left(1\right)$

其中：Pc：毛管压力，Mpa；T₂：核磁T₂谱横向弛豫时间，ms；C：横向转换系数，无量纲。

本实施例中，横向转换系数C可通过岩心刻度得到，具体包括：设核磁T₂谱共有M个数据点，常规压汞毛管压力共有N个数据点，一般来讲M>N。先选取某一C值，利用下述式（2）在核磁T₂谱中选取N个点使每个点与所对应的常规压汞毛管压力之间的偏差最小，即使得每一个df_j(j＝1,2,3,,,,,,N)（数据点）取得最小值。从而在M个数据点中选取N个点，并构成一个序列k_j(j＝1、2、3、...、N)。

${\mathrm{df}}_j=|\frac{C}{T_{2,\left(k_j\right)}}-P_{c,j}|\→---\left(2\right)$

利用式(2)找出该N个数据点后，根据下述式（3）计算两条曲线的相关系数。

$R=\frac{\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}(A_{{m,k}_j}-\stackrel{\‾}{A_m})(S_{\mathrm{Hg},j}-\stackrel{\‾}{S_{\mathrm{Hg}}})}{\sqrt{\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{(A_{{m,k}_j}-\stackrel{\‾}{A_m})}^2\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{(S_{\mathrm{Hg},j}-\stackrel{\‾}{S_{\mathrm{Hg}}})}^2}}\→---\left(3\right)$

其中，R：T₂谱分布与压汞饱和度分布之间的相关系数，无量纲；A_m：对应于T₂的测量信号幅度(mV)；特定序列中的T₂测量幅度平均值(mV)；S_Hg：对应于P_c压力区间的汞饱和度(%)；

压汞饱和度平均值(%)；N：压汞的数据点数；M：T₂谱的数据点数；k_j（j=1,2,…,N₁)：一个序列。

本实施例中，通过给定一个预设C值，并对所选择的C值进行试算，确定出相关系数最大的C值，即为最佳的横向转换系数。

图2是核磁T₂谱横向转换后伪毛管压力曲线与实测毛管压力曲线对比效果图，从图中可以看出，有很好的一致性。

1.2、纵向转换系数

本实施例中，为得到不同毛管压力情况下进汞饱和度增量，将经过横向转换系数刻度后的伪毛管压力曲线幅度增量经过刻度转换为进汞饱和度增量，具体步骤为：

①、确定核磁T₂谱经横向刻度转换后得到的伪毛管压力曲线与实测毛管压力曲线的拐点；

②、通过以拐点为界限，将伪毛管压力曲线与实测毛管压力分段为小孔径部分和大孔径部分；

③、分别计算小孔径部分、大孔径部分对应于实测毛管压力曲线、伪毛管压力曲线包络面积比值；

本实施例中：

$D_1=\underset{j=N1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{S}_{\mathrm{Hg},j}/\underset{i=1}{\overset{M1}{\mathrm{\Σ}}}{A}_{m,i}\→---\left(4\right)$

$D_2=\underset{j=1}{\overset{N1}{\mathrm{\Σ}}}{S}_{\mathrm{Hg},j}/\underset{i=M1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}{A}_{m,i}\→---\left(5\right)$

其中，D₁：纵向小孔径转换系数；D₂：纵向大孔径转换系数；S_Hg,j：压汞曲线第j个分量的进汞饱和度增量；N：压汞曲线总分量个数；M：T₂谱经横向刻度转换后的伪毛管压力曲线总分量个数；A_m,i：T₂谱经横向刻度转换后的伪毛管压力曲线第i个分量幅度；N1：孔径尺寸分界拐点处对应的压汞分量数；M1：孔径尺寸分界拐点处对应的T₂谱经横向刻度转换后的伪毛管压力曲线分量数。

图3是核磁共振T₂谱纵向转换后的孔喉分布频率与实测对比效果图，从图中可以看出，转换效果有很好的一致性。

本实施例中，图4-6是转换系数与压汞资料无关的测井参数关系图。从图中可以看出，转换系数与测井参数有很好的相关性，这为通过核磁T₂谱获得定量的、连续的、高精度的伪毛管压力曲线和孔隙结构参数奠定了基础。

2、渗透率累积贡献值划分储层孔喉空间有效性

本实施例中，不同毛管压力区间的渗透率贡献值计算公式为：

$X=[\underset{i}{\overset{i+1}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{\ΔS}}_{i-(i+1)}}{{\left(P_c\right)}_{i-(i+1)}^2}/\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{\ΔS}}_i}{{\left(P_c\right)}_i^2}]\×100\→---\left(6\right)$

其中：ΔS_i：压力为P_i所注入的的进汞饱和度，%；ΔS_i-(i+1)：压力为P_i到P_i+1区间内所注入的的进汞饱和度，%；(P_c)_i：i点和的毛管压力平均值，MPa；(P_c)_i-i+1：i点和i+1点的毛管压力平均值，MPa。

本实施例中，利用区间渗透率贡献值，采用数理计算方法可以计算出不同渗透率累积贡献值对应的孔喉半径和加权平均孔喉半径。图7为不同渗透率累积贡献值与其对应的孔喉半径关系图，从图中可以看出：所有岩心样品在99.5%处出现拐点，在渗透率小于0.015×10^-3μm²岩心样品在95%处出现了拐点，即致密砂岩储层在≤95%或95%～99.5%区间所对应的孔喉半径随渗透率贡献值的增加缓慢减小，代表某一个互相连通的、孔喉大小相近的同一孔喉体系；99.5%～99.99%所对应的孔喉半径随渗透率贡献值的增加而急剧减小，代表另一组孔喉体系。

因此，本实施例将累积渗透率贡献值达95%所对应的孔喉半径值定义为主流动孔喉半径值，累积渗透率贡献值达99.5%所对应的孔喉半径值定义为有效流动孔喉半径值。图8为不同渗透率累积贡献值的加权平均孔喉半径与渗透率关系图，从图中可以看出，在超低渗储层，尤其是渗透率小于0.015×10^-3μm²，渗透率累积贡献值为99.99%与100%的加权平均孔喉半径两条曲线是完全重合的，反映了在超低渗储层中，贡献值为99.99%的加权平均孔喉半径与贡献值为100%的加权平均孔喉半径是相同的，说明渗透率累积贡献值在99.99%～100%对应的喉道是没有渗流能力。将渗透率累积贡献值为99.99%所对应的孔喉半径定义为难流动孔喉半径。

本实施例中，根据上述渗透率累积贡献值建立的储层孔喉空间有效性划分标准刻度到核磁T₂谱上，参见图9，第一充填区域201表示渗透率累积贡献值低于95%的面积；第二充填区域202表示渗透率累积贡献值介于95%～99.5%的面积；第三充填区域203表示渗透率累积贡献值介于99.5%～99.99%的面积；第四充填区域204表示渗透率累积贡献值高于99.99%的面积。

本实施例中，图10为本申请提供的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法中核磁测井处理成果图。其中，第一道至第三道为常规测井曲线，第四道为核磁T₂谱曲线，第五道由核磁T₂谱转换得到的伪毛管压力曲线，第六道为孔径分布曲线，第七为渗透率贡献值分布曲线，第八道至第十道依次为主流孔喉半径、有效流动孔喉半径和难流动孔喉半径，第十一道为粘土束缚体积、不可动毛管束缚水体积、约束毛管束缚水体积和可动流体体积，第十二道为解释结论：在3099～3102.9m井段，计算出的孔喉分布显示比较好，孔隙中赋存的流体以可动流体体积、毛管束缚水（不可动）体积和粘土束缚水体积为主，仅存在少量的毛管束缚水（约束）体积，结合地区的认识，解释为气层。对该层进行试气，日产气22679m³/d。

本发明实施例提供的一种致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，根据岩心压汞实验及核磁共振实验，采用相似对比法确定横向转换系数C；采用二维等面积刻度法纵向转换系数D1、D2；实现了利用核磁T2谱获得定量的、连续的、高精度的伪毛管压力曲线；并通过渗透率累积贡献值建立储层孔喉空间有效性划分标准，根据伪毛管压力曲线计算粘土束缚水体积、毛管束缚水（不可动）体积、毛管束缚水（约束）体积和可动流体体积实现评价致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态。

最后所应说明的是，以上具体实施方式仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照实例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (8)

1.一种致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，其特征在于，包括： 

通过岩心压汞实验及核磁共振实验将核磁T₂谱转伪毛管压力曲线； 

通过岩心压汞实验获得渗透率累积贡献值，并根据所述渗透率累积贡献值建立储层孔喉空间有效性划分标准； 

根据所述孔喉空间有效性划分标准，通过伪毛管压力曲线计算不同区间流体体积特征参数实现评价致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态。 

2.根据权利要求1所述的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，其特征在于，所述将核磁T₂谱转伪毛管压力曲线具体包括： 

通过相似对比法获得每块岩样的核磁T₂谱与压汞曲线之间的横向转换系数； 

通过分段等面积对比法获得每块岩样的核磁T₂谱与压汞曲线之间的纵向转换系数； 

根据所述横向转换系数、所述纵向转换系数，通过核磁T₂谱获得伪毛管压力曲线。 

3.根据权利要求2所述的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，其特征在于，所述横向转换系数的计算公式是：

其中：Pc：毛管压力，Mpa；T₂：核磁T₂谱横向弛豫时间，ms；C：横向转换系数，无量纲。 

4.根据权利要求3所述的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，其特征在于，获得所述纵向转换系数具体包括： 

确定所述核磁T₂谱经横向刻度转换后得到的伪毛管压力曲线与实测毛管压力曲线的拐点； 

通过以所述拐点为界限，将所述伪毛管压力曲线与所述实测毛管压力分段为小孔径部分和大孔径部分； 

分别计算所述小孔径部分、所述大孔径部分对应于所述实测毛管压力曲 线、所述伪毛管压力曲线包络面积比值； 

其中，所述比值即为对应纵向小孔径转换系数D₁、纵向大孔径转换系数D₂。 

5.根据权利要求4所述的基于孔隙特征参数计算致密砂岩储层渗透率的方法，其特征在于： 

所述纵向转换系数D₁的计算公式是：

所述纵向转换系数D₂的计算公式是：

其中，S_Hg,j：压汞曲线第j个分量的进汞饱和度增量；N：压汞曲线总分量个数；M：伪毛管压力曲线总分量个数；A_m,i：伪毛管压力曲线第i个分量幅度；N1：孔径尺寸分界拐点处对应的压汞分量数；M1：孔径尺寸分界拐点处对应的伪毛管压力曲线分量数。 

6.根据权利要求1所述的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，其特征在于： 

所述渗透率累积贡献值计算公式是: 

其中，X：渗透率累积贡献值；ΔS_i：压力为P_i所注入的进汞饱和度，%；ΔS_i-(i+1)：压力为P_i到P_i+1区间内所注入的进汞饱和度，%；(P_c)_i：i点毛管压力平均值，MPa；(P_c)_i-i+1：i点和i+1点的毛管压力平均值，MPa。 

7.根据权利要求6所述的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，其特征在于，所述渗透率累积贡献值建立储层孔喉空间有效性划分标准包括： 

粘土束缚水体积，所述渗透率累积贡献值X的包络面积：99.99%＜X≤100%； 

不可动毛管束缚水体积，所述渗透率累积贡献值X的包络面积：99.5%≤X＜99.99%； 

约束毛管束缚水体积，所述渗透率累积贡献值X的包络面积：95%≤X＜99.5%； 

可动流体体积，所述渗透率累积贡献值X的包络面积：X＜95%。 

8.根据权利要求1所述的致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法，其特征在于，所述不同区间流体体积特征参数包括：粘土束缚水体积、不可动毛管束缚水体积、约束毛管束缚水体积和可动流体体积。 

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