CN104912550B - 一种核磁共振测井资料定量计算储层产液剖面方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种核磁共振测井资料定量计算储层产液剖面方法，属于地球物理测井技术领域。本发明利用核磁共振测井资料计算毛管压力的基础上结合束缚水、残余烃转换为相渗曲线，进而得到储层产水率和产液剖面,得到的结果可与射孔试油结论或者开采期间的生产测井流量剖面结果对比，结果显示符合率达到90%，精度提高15%。

Description

一种核磁共振测井资料定量计算储层产液剖面方法

技术领域

本发明涉及地球物理测井技术领域，具体地说是一种核磁共振测井资料定量计算储层产液剖面方法。

背景技术

油气田开发评价一般使用由电阻率和孔隙度测井资料计算的含水饱和度来估算可开采储层的厚度，并确定射孔的层段。这个方法通常能够可靠地预测储层产水或烃，但是当含水饱和度值在35％-75％的中间范围，产液预测必须依靠现场经验，然而有些经验往往被证明是模糊不定的，容易导致决策错误和出水。有些高束缚水低阻油气藏计算的含水饱和度在70％以上，仍然能够产烃不产水，可见束缚水饱和度是产量预测的关键参数。

曾文冲(1985)很早就意识到了这种现象，那时并没有测井资料可以直接得到束缚水，他提出了利用岩心粒度与束缚水建立关系。随着核磁共振测井技术的发展，如今测井解释可以量化束缚流体和自由流体的体积，继而可以得到束缚水饱和度。利用束缚水与总含水饱和度的比值可预测储层产烃时是否有水产出，Jacobsen和Dodge等人(1998)的研究充分利用了这个技术，这是一个明显的改进。

事实上要获得储层产烃时出水的情况，更直接的方法是得到储层产水率，而产水率最关键的参数是相对渗透率曲线，在这方面不同学者发展了不同的方法，Burdine和Corey(1966)最先利用毛管压力计算相对渗透率，Li和Horne(2000)发展了他们的方法，最新的进展是Altunbay等人(1998)利用核磁T2谱转换的毛管压力来计算相对渗透率继而得到产水率，国内学者肖亮毛志强等(2008)也提出了核磁T2谱转换毛管压力的新方法；当然也有些学者直接利用经验公式得到相对渗透率，如Jacobsen等人(2006)，这样就不需要利用核磁资料变相得到相对渗透率，经验公式简单但理论依据不强。本文的处理方法是首先将核磁共振T2谱转换为伪毛管压力，然后利用Burdine方法结合束缚水饱和度与残余烃饱和度将毛管压力转换为相渗曲线，这是一种很有意义的方法。

本发明提出一种新的方法，引入水相和烃相的相对流动物理特点对这种方法作进一步的改进，可以使测井解释从静态领域发展到动态领域，这个新技术的关键是利用相对渗透率的计算，依靠测井资料逐层预测产烃量与产水量比值。

发明内容

本发明提出了一种核磁共振测井资料定量计算储层产液剖面方法，利用核磁共振测井资料计算毛管压力的基础上结合束缚水、残余烃转换为相渗曲线，进而得到储层产水率和产液剖面。

为解决上述技术问题，本申请提供了一种核磁共振测井资料定量计算储层产液剖面方法，包括以下步骤：

1.利用已知的岩心核磁资料得到T2截止值、束缚水饱和度、T2几何平均值，建立本区域T2截止值与T2几何平均值的模型；

2.利用已知的核磁共振测井资料得到储层逐深度点的T2谱及几何平均值，结合步骤S1建立的模型计算不同深度的变T2截止值以及束缚水饱和度；

3.利用轻烃的密度与核磁共振测井计算含烃校正总孔隙度和冲洗带含烃饱和度，后者可被定为残余烃饱和度；

4.利用随钻深电阻率测井数据可计算储层原始含水饱和度；

5.利用已知的岩心毛管压力与核磁T2谱建立非线性幂函数拟合关系，应用到实际核磁共振测井T2谱便可转换得到逐深度点的毛管压力；

6.建立Burdine相对渗透率方程，输入步骤2中的束缚水饱和度，输入步骤3中的残余烃饱和度，输入步骤5中逐深度点的毛管压力，得到逐深度点的相对渗透率曲线；

7.根据步骤6中得到的相对渗透率曲线，结合PVT样品的流体粘度，利用产水率方程计算产水率；

8.根据步骤7中的产水率，把它作为求积函数，在各深度把储层渗透率下限以上的渗透率用产水率刻度，然后把这些相对的水、烃贡献在测试层段深度范围内累加得到l00％，即可得到流量剖面。

步骤1所述的T2截止值、束缚水饱和度、T2几何平均值，分别是岩心核磁饱和水T2谱与离心T2谱确定的T2截止值、岩心T2截止值计算岩心束缚水饱和度、饱和水岩心核磁T2谱的几何均值。

步骤2所述的变T2截止值束缚水饱和度是将实际核磁共振测井资料的T2几何平均值代入岩心建立的T2截止值与T2几何平均值模型得到逐深度点的变T2截止值，然后得到束缚水饱和度，束缚水饱和度公式如(1)式所表示：

式中BFV为束缚水孔隙，单位为％；φ_t为总孔隙，单位为％；S_wirr为束缚水饱和度，单位为小数。

步骤3所述的密度与核磁共振测井资料计算冲洗带含烃饱和度是气或者轻烃的密度、核磁两个不同响应方程计算的结果，如公式(2)、(3)所示：

ρ_b＝ρ_ma(1-φ_t)+ρ_fφ_t(1-S_gxo)+ρ_gφ_tS_gxo (2)

TCMR＝φ_tS_gxo(HI)_gP_g+φ_t(1-S_gxo)(HI)_f (3)

式中S_gxo为地层中的含烃饱和度，单位为小数；ρ_g是烃密度，单位为g/cm³；P_g是极化因子，无量纲；HI是含氢指数，无量纲。

步骤4所述的原始含水饱和度是阿尔奇公式计算的原状地层含水饱和度，公式如(4)所示：

式中a、b、m、n为阿尔奇指数，无量纲；R_w是地层水电阻率，单位Ωm；R_t是原状地层电阻率，单位Ωm；Sw是原状地层总含水饱和度，单位％。

步骤5所述的岩心毛管压力与核磁T2谱幂函数关系是指：使T2谱的总幅度之和为100％，将T2谱从大孔向小孔进行反向累加，得到一条在物理意义和形态上与压汞毛管压力曲线相似的T2谱累积曲线，不再用简单线性公式进行拟合而是在对数坐标下用非线性幂函数进行拟合，如式(5)所示：

其中P_c为压汞过程中施加的毛管压力，单位为MPa；T2为核磁共振测井横向弛豫时间，单位为ms；m、n均为岩心分析参数，无量纲。

步骤6中所述的Burdine相对渗透率是利用毛管压力曲线、束缚水、残余烃饱和度计算相渗曲线的一种方法，其为公式(6)、(7)所示：

其中，K_rwt、K_rnwt分别是湿相与非湿相的相渗曲线，单位小数；τ_rwt为孔隙介质湿相迂曲度，为孔隙介质非湿相迂曲度，单位无量纲。

步骤7中所述产水率方程为公式(8)所示：

其中，F_w是任何已知饱和度时的分流量，单位小数；是该饱和度时水相和烃相相对渗透率的函数，K_o是烃的相对渗透率，K_w是水的相对渗透率，单位小数；μ_o是烃的粘度，μ_w是水的粘度，单位mPa.s。

步骤8所述的储层渗透率下限为实际试油或者测压取样资料确定的储层产出渗透率下限，被积分函数如(9)式所示：

其中，f_wt是某深度点的分流量，单位小数；K_i是某深度点渗透率值，单位μm²

本方面的有益效果是：本发明提出了一种利用测井资料预测产液比值剖面的新方法，提供的含轻烃砂岩初期烃、水生产预测值比传统方法更精确。相对于静态的处理方法，该方法基本上是一个动态分析方法，有效的把电阻率、密度、中子和核磁共振测井数据综合起来，解决地层的束缚水、残余烃、毛管压力以及相渗曲线等问题，最终提供的产液比值剖面能满足射孔决策的分析结果，显示适合率达到90％，精度提高15％。

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为本发明利用核磁共振测井资料计算产液剖面的流程图。

图2为本发明岩心毛管压力曲线和岩心核磁T2谱分类。

图3为本发明岩心刻度与T2谱转换毛管压力结果。

图4为本发明毛管压力曲线计算的相渗曲线与岩心相渗曲线对比图。

具体实施方式

本发明是利用核磁共振测井资料计算毛管压力的基础上结合束缚水、残余烃转换为相渗曲线，进而得到储层产水率和产液剖面的一种新方法。下面结合附图，对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

参见图1为本发明的实施流程图，具体步骤如下：

由于我们的解释模型采用亲水岩石，用BFV值除以岩层总孔隙度就得到束缚水饱和度；

式中BFV为束缚水孔隙，单位为％；φ_t为总孔隙，单位为％；S_wirr为束缚水饱和度，单位为小数。

T2截止值的变化可随岩层岩石类型和岩性而变化，在水基泥浆钻的井，在没有其他有效信息时，对大多数砂岩，33ms值一般是适用的。在油基泥浆井，对同样的岩层，需要把截止值调节到高位值，以便考虑油基泥浆表面活性剂对小颗粒和侵入带中毛细管的影响。截止值与岩石样品的特性直接有关，特别是孔隙表面特性，所以砂泥岩与碳酸盐岩截止值有很大的差异。截止值是一个地区经验参数，不同的地区，不同的地层，不同的层系，截止值或采用可变截止值，都存在困难。不过最近几年一直有学者尝试可变T2截止值计算束缚水，Wim Looyestijn等人做出了一些尝试，利用已知的岩心核磁资料得到T2截止值、束缚水饱和度、T2几何平均值，建立T2截止值与T2几何平均值关系模型，利用已知的核磁共振测井资料得到储层逐深度点的T2谱及几何平均值，结合岩心建立的模型计算不同深度的变T2截止值，然后得到束缚水饱和度。获得尽可能代表地层真实情况的束缚水，最终求取的束缚水将作为相渗模型的一个重要输入参数。

当前计算残余轻烃饱和度的方法是用探测浅的、微电阻率测井数据或依靠径向电阻率测井剖面的反演来确定冲洗带电阻率，然后使用饱和度方程导出冲洗带饱和度，在仅产出轻烃-水情况下我们能够假设其等于残余烃饱和度，在基于电阻率的方法中，这个问题依靠饱和度表达式中的泥浆滤液电阻率，但是由于侵入带中泥浆滤液和原生水混合的问题，导致侵入带混合地层水电阻率难以求准。但是如果我们使用从核磁共振测井数据导出的时，我们可以绕过这些问题，选用基于密度-核磁共振的方法，称之为密度磁共振(DMR)，计算井眼附近区域的含烃饱和度，这种方法首先是由Freedman等人(1998)研究的。DMR方法用两个方程式表达，描述充满流体储层中密度测井和核磁共振测井的响应：

ρ_b＝ρ_ma(1-φ_t)+ρ_fφ_t(1-S_gxo)+ρ_gφ_tS_gxo (2)

TCMR＝φ_tS_gxo(HI)_gP_g+φ_t(1-S_gxo)(HI)_f (3)

式中S_gxo为地层中的含烃饱和度，单位为小数；ρ_g是烃体密度，单位为g/cm³；P_g是极化因子，无量纲；HI是含氢指数，无量纲。

用DMR方法处理密度和核磁共振测井数据可以得到冲洗带含烃饱和度和总孔隙度，因为核磁共振测井仪的孔隙度响应与岩性无关，因此不需要进行泥质含量校正。并且我们使用的核磁共振测井仪器的探测深度比中子测井更接近密度测井的探测深度。这个模型不依赖于地层水的电阻率，所以泥浆滤液和原始地层水的混合问题不存在。因此，得到的这两个数值比上面描述的早期技术更加精确，并且残余烃饱和度也将与束缚水饱和度作为相渗模型的重要输入参数。

在整个新的技术流程中，确保总含水饱和度准确也非常关键，通常是利用常规的电阻率方法计算，最广泛的阿尔奇饱和度模型如公式(4)，泥质重的情况可以用西门度模型，把这种方法与从DMR处理导出的地层总孔隙度相结合，可提供含轻烃砂岩环境的最佳值。同时，在饱和度模型中地层真电阻率是关键变量，必须小心的确定。处理过程中要注意一些电阻率失真的情况，例如在钻井过程中由于循环、通井或者取心的情况下，电阻率曲线会受浸入的影响；在使用新鲜的泥浆/油基泥浆钻的井里，时常出现低电阻率圆环带的情况；如果在上述情况中最深的电阻率也不能反应地层真实情况，就需要做些电阻率校正工作。得到了准确的随深度变化的含水饱和度，就可以求取分流量方程中给定饱和度时的产水率。

式中a、b、m、n为阿尔奇指数，无量纲；R_w是地层水电阻率，单位Ωm；R_t是原状地层电阻率，单位Ωm；Sw是原状地层总含水饱和度，单位％。

利用毛管压力计算相渗曲线有着可靠的理论依据，但是怎样得到毛管压力曲线，岩心实验的毛管压力曲线毕竟是极少数，如何利用测井资料得到随深度变化的连续毛管压力曲线，近几年利用核磁测井资料定量评价岩石孔隙结构的研究取得了一定的进展。从近10年发表的文献看，壳牌石油公司在利用核磁共振测井资料定量评价岩石孔喉结构的方法研究中取得了明显进展，Yakov(2001)提出横向弛豫时间和毛管压力之间的转换关系，并以平均饱和度误差取得最小值为标准求取最为合适的转换系数C，也把NMR转换的毛管压力曲线与实测的毛管压力曲线进行了对比。Yakov提出的转换关系是线性的，认为可以通过实验样品求取适合一个储层的平均转换系数。

与传统的线性转换关系不同，何雨丹和毛志强等人提出用幂函数关系实现NMR毛管压力曲线非线性转换。对于物性单一的储层，转换关系具有一段性，采用单一幂函数来构造伪毛管压力曲线；对于物性复杂的储层，转换关系具有分段性，大孔和小孔处采用不同幂函数来分段构造伪毛管压力曲线，如公式(5)。应用新的幂函数分段转换的方法对岩心数据进行了处理，效果得到了大大改善，这种方法从反映的微观孔隙空间入手，简单方便的实现了用毛管压力资料对T2谱的精细刻度，提高了利用核磁共振测井资料定量评价岩石孔隙结构的精度。

其中P_c为压汞过程中施加的毛管压力，单位为MPa；T2为核磁共振测井横向弛豫时间，单位为ms；m、n均为岩心分析参数，无量纲。

采用等饱和度的刻度方法，对岩心毛管压力资料和岩心核磁资料分类，如图2，大致将岩心毛管压力曲线分为两类，岩心核磁T2谱也分为两类。然后将分类后的岩心数据进行处理得到了毛管压力P_c_1/T₂的转换关系，也就是R_c_T₂的转换关系，经过刻度得到了用幂函数拟合的转换关系之后就可以利用这一转换关系将对应T2谱转换为毛管压力，如图3。核磁共振资料转换得到的毛管压力曲线也为Burdine相渗模型提供了重要的参数。

毛管力曲线既然反映了岩石的孔喉分布，因此根据毛管压力曲线所确定的孔喉分布就可计算出岩石的渗透率；既然相对渗透率主要取决于流体饱和度，而毛管压力的大小也直接与湿相、非湿相饱和度有关(即毛管力曲线)，那么通过适当的毛管压力函数转化，根据岩石内流体饱和度的变化特征来计算相对渗透率也是可能的。

Burdine(1953)等先后用不同的方法导出了类似的渗透率计算公式，根据迂曲度是饱和度的函数性质，Burdine划分出了湿相和非湿相迂曲度，设τ为孔隙介质一种流体饱和时的迂曲度，τ_wt为两相渗流条件下湿相的迂曲度，迂曲度比值令令式中S_min—在毛管压力曲线上确定的最小湿相饱和度，对亲水岩石则为束缚水饱和度S_nwtr—残余非湿相饱和度，为亲水岩石中的残余油饱和度。迂曲度比值随饱和度的变化而变化。Burdine得出的计算公式如下：

其中，K_rwt、K_rnwt分别是湿相与非湿相的相渗曲线，单位小数；

τ_rwt为孔隙介质湿相迂曲度，为孔隙介质非湿相迂曲度，单位无量纲。

Burdine的计算公式与实际比较接近，是目前应用较多的一种方法。我们选取同一个岩心样品的实验毛管压力和实验相渗曲线，利用Burdine方法将毛管压力转化为相渗曲线，可见结果与实验相渗曲线吻合较好，如图4。

最终的流量剖面结果是由产水率随深度积分得到的，而产水率是由分流量方程导出的，分流量方程的表达式为：

其中，F_w是任何已知饱和度时的分流量，是该饱和度时水相和烃相相对渗透率的函数；K_O是烃的相对渗透率，K_w是水的相对渗透率，单位小数；μ_o是烃的粘度，μ_w是水的粘度，单位mPa.s。

分流量描述了任何已知饱和度时的水流量与总流量的比值。分流量明确的描述了在井的整个生产周期中饱和度随产量变化时井筒流体产量的相对比值。如果在完井之前输入储层中流体饱和度值，利用以上方法就能预测井筒初期产量中有水的比例。

可以分两步导出分流量方程，第一步要确定储层各深度的相对渗透率，第二部是计算井下条件烃和水的粘度值。流体的粘度可以通过PVT取样获得。

用PVT关系计算油气井条件下水和烃的粘度，与相渗曲线一起代入方程组(8)得到产水率，即为测井逐点深度的出水量百分比。首先使用基于核磁共振的Timur-Coates方程或者SDR方程确定地层绝对渗透率，再计算生产流量剖面。我们没有把渗透率本身显示为工作流程的一个输出，而被用作求积函数，以便精确计算渗透率门槛值以上的储层(烃+水)流量总贡献。在各深度，把渗透率用产水率刻度，然后把这些相对的烃和水贡献在测试层段深度范围内累加得到l00％，即可得到流量剖面，如公式(9)。确定预期的射孔井段是要经过选择的，仅仅是经过选择后涉及的这些层段才对流体剖面产生贡献。

其中，F_wt是某深度点的分流量；

K_i是某深度点渗透率值。

基于以上研究工作，将此方法应用在具体井筒中，以南海西部××气田为例，该气田岩心资料测井资料丰富，测井资料主要是斯伦贝谢公司的Vision测井系列，核磁共振仪器主要是CMR-Plus，该井钻遇××气田黄流组，岩性为海底扇粉砂岩泥质较重，岩心分析孔隙度10-15％渗透率1-10mD，属于典型的低孔低渗储层。综合成果图Track1是伽马井径信息，Track2是深度，Track3是电阻率与核磁共振渗透率信息，Track4是中子密度声波曲线，Track5是测井解释结论与测试结论，Track6是岩性剖面包括泥质含量与孔隙度，Track7是三饱和度曲线包括束缚水、残余气、含水饱和度，与道右边界填充的是束缚水，与道左边界填充的是残余气，束缚水与含水饱和度填充的是可动水，含水饱和度与残余气填充的是可动气，Track8与Track9分别是不同预射孔层段的流量剖面，Track10是核磁共振T2谱，Track11是核磁计算的伪毛管压力，Track12是计算的连续相渗曲线，Track13是分流曲线与产水率。本井有两层射孔段，分别是2910-2918m和2933-2963m，在2910-2918m测试段(Track9)初期流量剖面预测值显示大量出气而产水率只有1％左右，实际出气63万方每天且不产水。在2933-2963m测试段(Track8)初期流量剖面预测值显示大量出水产水率为88％，实际出气473方/天，出水18.5方/天，按照气体积系数0.0033，计算产水率约为92％。

本口生产井有8段射孔层，最上面1210-1222m射孔层段由于出水严重，已经关闭。剩余7段射孔层先后进行了连续流量测井与全流量测井，如track10和track11显示，产水率分别为56％和54％，而利用本井的核磁共振与常规测井资料计算出相渗曲线(如track12)，再输入本井2009年RPM测井得到的饱和度，最后结合绝对渗透率预测的产液剖面显示7段射孔层段总产水率为60％，其中射孔段1296-1308m出水较多，总产水率与流量测井值误差较小，本发明方法虽然不能预测具体产能，但是能预测每段射孔层的出水情况，整个产液剖面对不同的射孔层产水率描述精确。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例演示如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (2)

1.一种核磁共振测井资料定量计算储层产液剖面方法，其特征在于，包括以下步骤：

(1)利用已知的岩心核磁资料得到T2截止值、束缚水饱和度、T2几何平均值，建立本区域T2截止值与T2几何平均值的模型；

(2)利用已知的核磁共振测井资料得到储层逐深度点的T2谱及几何平均值，结合步骤(1)建立的模型计算不同深度的变T2截止值以及束缚水饱和度，所述的变T2截止值束缚水饱和度是将实际核磁共振测井资料的T2几何平均值代入岩心建立的T2截止值与T2几何平均值模型得到逐深度点的变T2截止值，然后得到束缚水饱和度，束缚水饱和度公式如(1)式所表示：

式中BFV为束缚水孔隙，单位为％；φ_t为总孔隙，单位为％；S_wirr为束缚水饱和度，单位为小数；

(3)利用轻烃的密度与核磁共振测井计算含烃校正总孔隙度和冲洗带含烃饱和度，后者可被定为残余烃饱和度，所述的密度与核磁共振测井资料计算冲洗带含烃饱和度是气或者轻烃的密度、核磁两个不同响应方程计算的结果，如公式(2)、(3)所示：

ρ_b＝ρ_ma(1-φ_t)+ρ_fφ_t(1-S_gxo)+ρ_gφ_tS_gxo (2)

TCMR＝φ_tS_gxo(HI)_gP_g+φ_t(1-S_gxo)(HI)_f (3)

式中ρ_b是指测井密度，单位为g/cm³；ρ_ma是骨架密度，单位为g/cm³；ρ_f是流体密度，单位为g/cm³；TCMR是核磁共振总孔隙度，单位为％；f是地层水缩写，无量纲；g是气体缩写，无量纲；

式中S_gxo为地层中的含烃饱和度，单位为小数；ρ_g是烃密度，单位为g/cm³；P_g是极化因子，无量纲；HI是含氢指数，无量纲；

(4)利用随钻深电阻率测井数据可计算储层原始含水饱和度，所述的原始含水饱和度是阿尔奇公式计算的原状地层总含水饱和度，公式如(4)所示：

式中a、b、m、n为阿尔奇指数，无量纲；R_w是地层水电阻率，单位Ωm；R_t是原状地层电阻率，单位Ωm；S_w是原状地层总含水饱和度，单位％；

(5)利用已知的岩心毛管压力与核磁T2谱建立非线性幂函数拟合关系，应用到实际核磁共振测井T2谱便可转换得到逐深度点的毛管压力，所述的岩心毛管压力与核磁T2谱幂函数拟合关系是指：使T2谱的总幅度之和为100％，将T2谱从大孔向小孔进行反向累加，得到一条在物理意义和形态上与压汞毛管压力曲线相似的T2谱累积曲线，不再用简单线性公式进行拟合而是在对数坐标下用非线性幂函数进行拟合，如式(5)所示：

其中P_c为压汞过程中施加的毛管压力，单位为MPa；T2为核磁共振测井横向弛豫时间，单位为ms；m、n均为岩心分析参数，无量纲；

(6)建立Burdine相对渗透率方程，输入步骤(2)中的束缚水饱和度，输入步骤(3)中的残余烃饱和度，输入步骤(5)中逐深度点的毛管压力，得到逐深度点的相对渗透率曲线，所述的Burdine相对渗透率是利用毛管压力曲线、束缚水、残余烃饱和度计算相渗曲线的一种方法，其为公式(6)、(7)所示：

其中，ds代表饱和度Sw的积分方式，K_rwt、K_rnwt分别是湿相与非湿相的相渗曲线，单位小数；τ_rwt为孔隙介质湿相迂曲度，τ_nrwt为孔隙介质非湿相迂曲度，单位无量纲；

(7)根据步骤(6)中得到的相对渗透率曲线，结合PVT样品的流体粘度，利用产水率方程计算产水率，所述产水率方程为公式(8)所示：

其中，F_w是任何已知饱和度时的分流量，单位小数， 是该饱和度时水相和烃相相对渗透率的函数，K_o是烃的相对渗透率，K_w是水的相对渗透率，单位小数；μ₀是烃的粘度，μ_w是水的粘度，单位mPa.s；

(8)根据步骤(7)中的产水率，把它作为求积函数，在各深度把储层渗透率下限以上的渗透率用产水率刻度，然后把这些相对的水、烃贡献在测试层段深度范围内累加得到l00％，即可得到流量剖面，所述的储层渗透率下限为实际试油或者测压取样资料确定的储层产出渗透率下限，被积分函数如(9)式所示：

其中，btm是指深度的底深、top是指深度的顶深；F_wi是某深度点的分流量，单位小数；K_i是某深度点渗透率值，单位μm²。

2.根据权利要求1所述的一种核磁共振测井资料定量计算储层产液剖面方法，其特征在于：步骤(1)所述的T2截止值、束缚水饱和度、T2几何平均值，分别是岩心核磁饱和水T2谱与离心T2谱确定的T2截止值、岩心T2截止值计算岩心束缚水饱和度、饱和水岩心核磁T2谱的几何均值。