CN103884633B - 一种确定岩石渗透率的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种确定岩石渗透率的方法及装置，该方法包括：选取系列岩心样本测量并获得岩石渗透率值；测量不同渗透率的岩心样本饱和水时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线；根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系确定所述各岩心样本的横向弛豫时间T2分布与各岩心样本的孔喉半径分布的关系；将所述岩心样本的横向弛豫时间T2分布和所述孔喉半径分布平均分为n组，计算岩心样本各组的孔隙度分量和平均孔喉半径。利用核磁共振T2分布划分多组孔隙度分量和平均孔喉半径分量确定岩石渗透率。本发明方法及装置所求取的渗透率更真实的反映了储层岩石的渗流特性，与岩心分析渗透率结果一致性好，计算结果准确。

Description

一种确定岩石渗透率的方法及装置

技术领域

本发明涉及石油勘探中的测井技术，具体的讲是一种确定岩石渗透率的方法及装置。

背景技术

渗透率反映的是在一定压差条件下，流体在孔隙介质内流动的能力。影响岩石渗透率的因素有很多，主要的影响因素有孔隙度、束缚水饱和度和孔隙结构。应用常规测井资料计算岩石渗透率的传统方法是根据渗透率与孔隙度等测井参数的相关性分析，建立渗透率计算模型，由于常规测井资料不能反映储层流体在一定压差下的流动能力，因此，难以直接计算渗透率，应用常规测井资料建立的渗透率模型为具有区域性的统计模型，区域局限性强，且误差较大，给测井解释渗透率带来了很大的困难。

随着石油勘探的不断深入，这种应用常规测井资料建立的渗透率统计模型越来越难以适应当前的测井解释评价需求，特别是在孔隙结构复杂的低孔低渗储层和致密砂岩储层中，不同类型孔隙所占比例差别很大，平均孔喉半径和孔喉比变化大，孔隙间的连通情况千差万别，储层孔渗关系复杂；相近孔隙度的岩心，渗透率差别可达2～3个数量级，应用常规测井资料建立的渗透率统计模型评价储层渗透性难度更大，影响储层渗透率的测井定量解释评价。

核磁共振作为一项新的测井技术，主要的优势体现在它可以确定束缚流体体积和可动流体体积以及提供孔隙结构信息，此外核磁共振测量对象是储层孔隙中的氢核，其测量结果基本不受岩性、岩石骨架等因素的影响，它所解释的孔隙度更为可靠。因此，核磁共振成为确定储层渗透率的重要测井方法之一。

目前利用核磁共振技术计算渗透率主要有Coates模型和SDR模型。在这两种模型中渗透率主要与孔隙度有关，其中Coates模型主要考虑了孔隙度、束缚流体饱和度和可动流体饱和度来建立相应的渗透率计算模型；SDR模型主要考虑了孔隙度和T2几何均值来建立相应的渗透率计算模型。这两种应用核磁共振的渗透率计算模型主要通过T2分布得到的T2截止值确定束缚流体和可动流体或者通过T2分布得到的几何均值这些参数进行计算，没有考虑T2分布中不同孔隙组分对孔隙度、孔隙结构、束缚流体、渗透率等的贡献不同，没有充分挖掘岩石核磁共振测量中所包含的丰富信息。Coates模型和SDR模型在中高孔渗的砂岩储层中具有较好的应用效果，但在低孔低渗储层和致密砂岩储层的渗透率计算中会产生很大的误差，影响储层渗透率的测井定量解释评价。

发明内容

为使得所求取的渗透率更真实的反映了储层岩石的渗流特性，本发明实施例提供了一种确定岩石渗透率的方法，方法包括：

测量不同渗透率岩心样本饱和水状态时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线；

根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布；

将所述横向弛豫时间T2分布的数据等对数划分为n组，根据所述的横向弛豫时间T2分布和孔喉半径分布确定各组孔隙度和平均孔喉半径；

根据所述各组的孔隙度、平均孔喉半径及式（1）确定岩石的渗透率，式（1）为：

其中，K为岩心渗透率，为每一组的孔隙度（i=1,…,n），r_i为平均孔喉半径（i=1,…,n），为根据所述各组孔隙度确定的总孔隙度，f(G)为通过岩心数据标定获得的权系数。

此外，本发明还通过了一种确定岩石渗透率的装置，装置包括：

测量模块，用于测量不同渗透率岩心样本饱和水状态时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线；

转换模块，用于根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布；

参数计算模块，用于根据所述横向弛豫时间T2分布的数据等对数划分为n组，根据所述的横向弛豫时间T2分布和孔喉半径分布确定各组孔隙度和平均孔喉半径；

渗透率确定模块，用于根据所述各组的孔隙度、平均孔喉半径及式（1）确定岩石的渗透率，式（1）为：

其中，K为岩心渗透率，为每一组的孔隙度（i=1,…,n），r_i为平均孔喉半径（i=1,…,n），为根据所述各组孔隙度确定的总孔隙度，f(G)为通过岩心数据标定获得的权系数。

通过考虑孔隙度和不同孔喉半径对渗透率的贡献，利用核磁共振T2分布划分多种孔隙度分量和平均孔喉半径分量确定岩石渗透率，使得所求取的渗透率更真实的反映了储层岩石的渗流特性，计算结果更加准确。

为让本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，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性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明确定岩石渗透率的方法的流程图；

图2为本发明实施例中步骤S102根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布的流程图；

图3为本发明公开的一种确定岩石渗透率的装置的框图；

图4为本发明一实施例框图；

图5为本发明一实施例的框图；

图6为本发明一实施例储层渗透率确定方法流程图；

图7为本发明实施例T2分布等对数划分成8个分量的示意图；

图8为本发明实施例确定的岩石渗透率与岩心气测渗透率对比图；

图9为本发明实施例利用核磁共振测井计算储层渗透率与取心分析气测渗透率对比图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，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，本领域普通技术人员在没有做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。

如图1所示，本发明提供了本发明实施例提供了一种确定岩石渗透率的方法，方法包括：

步骤S101，测量不同渗透率岩心样本饱和水状态时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线；具体包括：

采用低场核磁共振分析仪测量岩心样本的核磁共振信号确定岩心样本的横向弛豫时间T2分布；本发明实施例中极化时间至少为12s，回波间隔时间为0.3ms。

采用半渗透隔板法测量岩心样本的毛管压力曲线。

步骤S102，根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布；

步骤S103，将所述横向弛豫时间T2分布的数据等对数划分为n组，根据所述的横向弛豫时间T2分布和孔喉半径分布确定各组孔隙度和平均孔喉半径；

步骤S104，根据所述各组的孔隙度、平均孔喉半径及式（1）确定岩石的渗透率，式（1）为：

其中，K为岩心渗透率，为每一组的孔隙度（i=1,…,n），r_i为平均孔喉半径（i=1,…,n），为根据所述各组孔隙度确定的总孔隙度，f(G)为通过岩心数据标定获得的权系数。

如图2所示，本发明实施例中步骤S102根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布包括：

步骤S1021，根据毛管压力曲线获得孔喉半径分布；

步骤S1022，确定横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线间的函数关系；

步骤S1023，根据确定的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布。

如图3所示，本发明还公开了一种确定岩石渗透率的装置，包括：

测量模块301，用于测量不同渗透率岩心样本饱和水状态时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线；

转换模块302，用于根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布；

参数计算模块303，用于根据所述横向弛豫时间T2分布的数据等对数划分为n组，根据所述的横向弛豫时间T2分布和孔喉半径分布确定各组孔隙度和平均孔喉半径；

渗透率确定模块304，用于根据所述各组的孔隙度、平均孔喉半径及式（1）确定岩石的渗透率，式（1）为：

其中，K为岩心渗透率，为每一组的孔隙度（i=1,…,n），r_i为平均孔喉半径（i=1,…,n），为根据所述各组孔隙度确定的总孔隙度，f(G)为通过岩心数据标定获得的权系数。

如图4所示，测量模块301包括：

低场核磁共振分析仪3011，用于测量岩心样本的核磁共振信号确定岩心样本的横向弛豫时间T2分布；低场核磁共振分析仪测量岩心样本的核磁共振信号确定岩心样本的横向弛豫时间T2分布时，极化时间至少为12s，回波间隔时间为0.3ms。

毛管压力曲线测量单元3012，用于采用半渗透隔板法测量岩心样本的毛管压力曲线。

如图5所示，参数计算模块303包括：

孔喉半径分布确定单元3031，用于根据毛管压力曲线获得孔喉半径分布；

函数关系确定单元3032，用于确定横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系；

转换单元3033，用于根据确定的函数关系将横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布。

岩心样本的横向弛豫时间T2分布面积与岩心含水的氢核数量成正比，经过刻度岩心样本横向弛豫时间T2分布每一个数据点的幅度值代表孔隙度分量，把所有数据点幅度值累加确定总孔隙度岩心样本横向弛豫时间T2分布每一个数据点的T2值代表相应的孔喉大小，毛管压力曲线能够反映岩心的孔喉分布，横向弛豫时间T2分布与毛管压力曲线存在函数关系。根据各岩心样本的横向弛豫时间T2分布和所述毛管压力曲线计算的孔喉分布分别的数据点平均分为n组，将岩心样本各组的孔隙度分量累加确定各组的孔隙度；将由毛管压力曲线得到的孔喉分布对应各组内的数据求取平均值确定平均孔喉半径。

核磁共振技术是通过测量储层中氢核的核磁共振信号，来认识储层的微观孔隙结构和储层宏观特征。核磁共振测井的原始数据是幅度随时间衰减的回波信号，零时刻的信号幅度经过适当的刻度能够计算出与骨架无关的孔隙度，而回波串衰减过程经过反演得到的T2谱能够直观的反映出储层中孔隙大小以及各种孔隙分布特征等孔隙结构信息。孔隙度和孔隙结构都是影响渗透率的重要因素，储层中流体的渗流能力更多的是受到孔喉半径的控制，因此，孔隙结构信息是计算储层渗透率过程中首先要考虑的因素。

本发明实施例的目的是针对计算储层渗透率难题，以岩石物理配套实验为基础，利用核磁共振测量和分析技术，提出了应用核磁共振T2谱划分多种孔隙组分确定渗透率的方法。在该方法中把T2谱分成8个不同的分量，这种划分方法可以准确描述不同级别孔喉半径的分布情况，同时能够表征不同级别孔喉半径对渗透率的影响。因此，本发明计算的渗透率具有更高的精度，更能反应储层的渗流特征。

图6为本发明一实施例的储层渗透率确定方法流程图，如图6所示，本发明的岩石渗透率确定方法包括步骤：

步骤S601：选取系列岩心，测量并获得岩心饱和水时横向弛豫时间、岩心毛管压力曲线和孔喉半径分布；

选取36块岩心样品（孔隙度在3.0%～14.6%之间，渗透率在0.04×10^-3μm²～70.1×10^-3μm²之间），根据选取岩心层位的地层水分析资料，配制与实际地层水矿化度接近的盐水，利用低场核磁共振分析仪采用自旋回波脉冲序列（Carr-Purcell-Meiboom-Gill，CPMG），按照《岩样核磁共振参数实验室测量规范（SY/T6490-2007）》标准流程进行实验，测量岩心内水的核磁共振信号，获得每块岩心的横向弛豫时间T2分布；按照《岩心分析方法（SY/T5336-2006）》和《岩石毛管压力曲线的测定（SY/T5346-2005）》标准流程进行实验，测量及计算得到每块岩心的孔隙度、渗透率、半渗透隔板毛管压力曲线和孔喉半径分布。

步骤S601中测量岩心饱和水状态的横向弛豫时间T2分布时需要采取足够长的极化时间（12s），采取在仪器允许的条件下最小的回波间隔（0.3ms），以确保测量信号能反映孔隙结构。

上文所述的岩心横向弛豫时间T2的单位为ms，岩心孔隙度的单位为百分数（%），岩心渗透率K的单位为×10^-3μm²，岩石毛管压力曲线Pc的单位为MPa，岩心孔喉半径的单位为μm。

步骤S602：将核磁共振T2分布转化为孔喉半径分布；

当孔隙中只有单相流体时，对于比表面积为S_i/V_i的第i种孔隙系统，其横向弛豫时间T_2i可以写成：一般情况下，自由弛豫会比表面弛豫慢很多，因此，即横向弛豫时间的分布能够表征孔径分布。而岩石的毛管压力曲线测量实验能够表征孔喉半径分布，找到二者之间合适的转化关系就能把T2分布转化为孔喉半径分布。

测量岩心的毛管压力曲线，并根据毛管压力与孔喉之间的转化关系：获得孔喉半径分布，其中Pc为毛管压力，Mpa；σ为流体界面张力，N/m；为润湿接触角，度；r孔喉半径，um。

测量岩心的横向弛豫T2分布，并根据T2分布与孔喉半径之间的转化关系：其中T₂为横向弛豫时间，ms；ρ为表面弛豫率，；S为孔隙表面积，um²；V为孔隙体积um³.研究T2分布和毛管压力曲线获得的孔喉半径分布之间的函数转化关系为：经过实验室资料配套刻度得到式中a、b、c合理值：a=0.735；b=55.8；c=0.86，因此用将T2分布转化为孔喉半径分布。

在实验室内通过半渗透隔板法毛管压力实验得到岩石的毛管压力曲线。通过研究，发现幂函数的形式能够很好的表征毛管压力曲线和核磁共振之间的关系：利用该幂函数将步骤110中测量的核磁共振T2分布转化为孔喉半径分布。

步骤S603：将T2分布等对数划分为8组，计算每一组的孔隙度和平均孔喉半径；

岩心核磁共振实验测量的T2分布有128个数据点，将这些数据点的横向弛豫时间等对数依次分成8组（请参照图7），将步骤120中得到的孔喉半径分布依次对应分成8组，并且计算出每一组的孔隙度（i=1,…,8）和平均孔喉半径r_i（i=1,…,8）；每一组都代表着一个级别的孔隙结构特征，平均孔喉半径能够代表同一级别孔喉的特征，能够反映该级别孔喉的渗流特征，不同级别孔隙结构对渗透率有着不同的影响。

步骤S604：将每一组的孔隙度和平均孔喉半径作为确定岩石渗透率K的参数，确定渗透率；

将步骤S603得到的每一组的孔隙度和平均孔喉半径r_i作为确定岩石渗透率K的参数，具体关系式为：确定渗透率；其中n为分组数（n=8），为总孔隙度，f(G)为权系数，通过岩心数据标定得到f(G)=0.044。

通过以上步骤求取了模型中需要的各个关键参数，实现了应用核磁共振T2分布多种孔隙分量确定岩石渗透率的方法。

请参考图8，图8为利用本发明计算的岩石渗透率与实验测量得到的气测渗透率对比图，从图8可以看出，利用本发明计算的岩石渗透率与实验测量得到的渗透率二者相关性好，数据点分布在交会图45°线附近，计算精度高，应用效果明显。

再请参考图9，图9为利用本发明计算的储层渗透率与取心分析气测渗透率对比图。从图9可以看出，利用本发明计算的储层渗透率与取心分析的渗透率具有很好的一致性，精度高。油田实例证明本发明在储层渗透率定量解释评价中具有明显的实际应用效果。

本领域普通技术人员可以理解并实现上述实施例方法中的全部或部分步骤。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (8)

1.一种确定岩石渗透率的方法，其特征在于，所述的方法包括：

测量不同渗透率岩心样本饱和水状态时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线；

根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布；

将所述横向弛豫时间T2分布的数据等对数划分为n组，根据所述的横向弛豫时间T2分布和孔喉半径分布确定各组孔隙度和平均孔喉半径；

根据所述各组的孔隙度、平均孔喉半径及式(1)确定岩石的渗透率，式(1)为：

其中，K为岩石渗透率，为每一组的孔隙度(i＝1,…,n)，r_i为平均孔喉半径(i＝1,…,n)，为根据所述各组孔隙度确定的总孔隙度，f(G)为通过岩心数据标定获得的权系数。

2.如权利要求1所述的确定岩石渗透率的方法，其特征在于，所述的测量不同渗透率岩心样本饱和水状态时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线包括：

采用低场核磁共振分析仪测量岩心样本的核磁共振信号确定岩心样本的横向弛豫时间T2分布；

采用半渗透隔板法测量岩心样本的毛管压力曲线。

3.如权利要求2所述的确定岩石渗透率的方法，其特征在于，所述的采用低场核磁共振分析仪测量岩心样本的核磁共振信号确定岩心样本的横向弛豫时间T2分布时，极化时间至少为12s，回波间隔时间为0.3ms。

4.如权利要求1所述的确定岩石渗透率的方法，其特征在于，所述的根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布包括：

根据所述毛管压力曲线获得孔喉半径分布；

确定横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线间的函数关系；

根据确定的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布。

5.一种确定岩石渗透率的装置，其特征在于，所述的装置包括：

测量模块，用于测量不同渗透率岩心样本饱和水状态时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线；

转换模块，用于根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布；

参数计算模块，用于根据所述横向弛豫时间T2分布的数据等对数划分为n组，根据所述的横向弛豫时间T2分布和孔喉半径分布确定各组孔隙度和平均孔喉半径；

渗透率确定模块，用于根据所述各组孔隙度、平均孔喉半径及式(1)确定岩石的渗透率，式(1)为：

其中，K为岩石渗透率，为每一组的孔隙度(i＝1,…,n)，r_i为平均孔喉半径(i＝1,…,n)，为根据所述各组孔隙度确定的总孔隙度，f(G)为通过岩心数据标定获得的权系数。

6.如权利要求5所述的确定岩石渗透率的装置，其特征在于，所述的测量模块包括：

低场核磁共振分析仪，用于测量岩心样本的核磁共振信号确定岩心样本的横向弛豫时间T2分布；

毛管压力曲线测量单元，用于采用半渗透隔板法测量岩心样本的毛管压力曲线。

7.如权利要求6所述的确定岩石渗透率的装置，其特征在于，所述的低场核磁共振分析仪测量岩心样本的核磁共振信号确定岩心样本的横向弛豫时间T2分布时，极化时间至少为12s，回波间隔时间为0.3ms。

8.如权利要求5所述的确定岩石渗透率的装置，其特征在于，所述的参数计算模块根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布包括：

孔喉半径分布确定单元，用于根据所述毛管压力曲线获得孔喉半径分布；

函数关系确定单元，用于确定横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系；

转换单元，用于根据确定的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布。