CN108020488B - 核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法与装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法与装置，该方法包括：在地层有效压力和地层温度条件下，在待检测致密砂岩为润湿状态时，获取待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱；在地层有效压力和常温条件下，在待检测致密砂岩为残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱；根据第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定待检测致密砂岩的润湿性。本发明提供的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法与装置，提高了致密砂岩的润湿性的准确度。
Description
技术领域
本发明涉及岩石润湿性测量技术领域，尤其涉及一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法与装置。
背景技术
润湿性是指在有非混溶相流体存在时，一种流体在固体表面展开或吸附的趋势。油藏岩石润湿性是岩石物理特征参数之一，它影响孔隙流体分布状态，决定岩石微观驱替效率，对渗透率、饱和度等参数评价具有重要作用。
现有技术中，通常是采用自吸法或离心机法获取岩石的润湿性。但由于自吸法和离心机法的操作过程复杂，无法实现井下测井储层评价。与常规油气储层相比，致密砂岩的储层物性差、孔隙结构复杂，前人提出的核磁共振经验模型获得的致密砂岩润湿性的准确度不高，因此，有必要提出更适合致密砂岩的润湿性指数评价模型。
发明内容
本发明提供一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法与装置，以提高致密砂岩的润湿性的准确度。
本发明实施例提供一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法，包括：
在地层有效压力和地层温度条件下，在所述待检测致密砂岩为润湿状态时，获取待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱；
在地层有效压力和常温条件下，在所述待检测致密砂岩为残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱；
根据所述第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定所述待检测致密砂岩的润湿性。
在本发明一实施例中，根据所述第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定所述待检测致密砂岩的润湿性，包括：
获取所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值；
获取所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值；
根据所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值和所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值确定所述待检测致密砂岩的润湿性。
在本发明一实施例中，所述根据所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值和所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值确定所述待检测致密砂岩的润湿性，包括：
根据确定所述待检测致密砂岩的润湿性；
其中，所述INMR表示所述待检测致密砂岩的润湿性指数，所述T2s,Swirr2表示所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值，所述T2s,Sor表示所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值。
在本发明一实施例中，所述根据所述第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定所述待检测致密砂岩的润湿性之前，还包括：
在地层有效压力和常温条件下，在所述待检测致密砂岩为束缚水状态时，获取待检测致密砂岩的第三核磁共振T2图谱；
根据所述第一核磁共振T2图谱和所述第三核磁共振T2确定所述待检测致密砂岩的初始润湿性已改变。
在本发明一实施例中，所述在所述待检测致密砂岩为润湿状态时，获取待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱之前，还包括：
对所述待检测致密砂岩进行老化处理，以使所述待检测致密砂岩为润湿状态。
在本发明一实施例中，所述在所述待检测致密砂岩为残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱之前，还包括：
对所述待检测致密砂岩进行盐水驱替处理，以使所述待检测致密砂岩为残余油状态。
在本发明一实施例中，所述在所述待检测致密砂岩为束缚水状态时，获取待检测致密砂岩的第三核磁共振T2图谱之前，还包括：
对所述待检测致密砂岩进行原油驱替处理，以使所述待检测致密砂岩为束缚水状态。
本发明实施例还提供一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的装置，包括：
获取单元，用于在地层有效压力和地层温度条件下，在所述待检测致密砂岩为润湿状态时，获取待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱；
获取单元，还用于在地层有效压力和常温条件下，在所述待检测致密砂岩为残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱；
确定单元，用于根据所述第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定所述待检测致密砂岩的润湿性。
在本发明一实施例中，所述确定单元，具体用于获取所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值；并获取所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值；再根据所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值和所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值确定所述待检测致密砂岩的润湿性。
在本发明一实施例中，所述确定单元，具体用于根据确定所述待检测致密砂岩的润湿性；
其中，所述INMR表示所述待检测致密砂岩的润湿性指数，所述T2s,Swirr2表示所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值，所述T2s,Sor表示所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值。
在本发明一实施例中，所述获取单元，还用于在地层有效压力和常温条件下，在所述待检测致密砂岩为束缚水状态时，获取待检测致密砂岩的第三核磁共振T2图谱；
所述确定单元，还用于根据所述第一核磁共振T2图谱和所述第三核磁共振T2确定所述待检测致密砂岩的初始润湿性已改变。
在本发明一实施例中，该核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的装置还可以包括处理单元；
所述处理单元，用于对所述待检测致密砂岩进行老化处理，以使所述待检测致密砂岩为润湿状态。
在本发明一实施例中，所述处理单元，还用于对所述待检测致密砂岩进行盐水驱替处理，以使所述待检测致密砂岩为残余油状态。
在本发明一实施例中，所述处理单元，还用于对所述待检测致密砂岩进行原油驱替处理，以使所述待检测致密砂岩为束缚水状态。
本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质上存储有计算机程序，在所述计算机程序被处理器执行时，执行上述任一实施例所述的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法。
本发明实施例还提供一种电子设备，包括处理器和存储器，其中，
所述存储器用于存储程序指令；
所述处理器用于读取所述存储器中的程序指令，并根据所述存储器中的程序指令执行上述任一实施例所述的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法。
本发明提供的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法与装置，通过在地层有效压力和地层温度条件下，在待检测致密砂岩为润湿状态时，获取待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱；在地层有效压力和常温条件下，在待检测致密砂岩为残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱；根据第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定待检测致密砂岩的润湿性。这样，通过获取致密砂岩为润湿状态时，待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱，及待检测致密砂岩为残余油状态时，待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱，从而根据第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定待检测致密砂岩的润湿性，提高了致密砂岩的润湿性的准确度。
附图说明
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本公开的实施例，并与说明书一起用于解释本公开的原理。
图1为本发明实施例提供的一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法的示意图；
图2为本发明实施例提供的一种核磁共振测量采用的CPMG脉冲序列的示意图；
图3为本发明实施例提供的一种盐水的T2弛豫谱和原油的T2弛豫谱的示意图；
图4为本发明实施例提供的一种不同饱和度的待检测致密砂岩的T2弛豫谱的示意图；
图5为本发明实施例提供的一种润湿性指数对比图；
图6为本发明实施例提供的另一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法的示意图；
图7为本发明实施例提供的一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的装置的结构示意图；
图8为本发明实施例提供的另一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的装置的结构示意图；
图9为本发明提供的一种电子设备的结构示意图。
通过上述附图，已示出本公开明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本公开构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本公开的概念。
具体实施方式
这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本公开相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本公开的一些方面相一致的装置和方法的例子。
本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”、“第三”“第四”等(如果存在)是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例例如能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
现有技术中，通常是采用自吸法或离心机法获取岩石的润湿性。但由于自吸法和离心机法的操作过程复杂，该实验室手段难以应用于测井储层润湿性评价，前人提出的核磁共振经验模型在致密砂岩的评价中准确度不高。为了提高致密砂岩的润湿性的准确度，本发明提供的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法，通过在地层有效压力和地层温度条件下，在待检测致密砂岩为润湿状态时，获取待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱；在地层有效压力和常温条件下，在待检测致密砂岩为残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱；根据第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定待检测致密砂岩的润湿性。这样，通过获取致密砂岩为润湿状态时，待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱，及待检测致密砂岩为残余油状态时，待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱，从而根据第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定待检测致密砂岩的润湿性，提高了致密砂岩的润湿性的准确度。
下面以具体的实施例对本发明的技术方案以及本申请的技术方案如何解决上述技术问题进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程在某些实施例中不再赘述。下面将结合附图，对本发明的实施例进行描述。
图1为本发明实施例提供的一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法的示意图，该核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法可以由核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的装置执行，该核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的装置可以独立设置，也可以集成在处理器中。请参见图1所示，该核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法可以包括：
S101、在地层有效压力和地层温度条件下，对待检测致密砂岩进行老化处理，以使待检测致密砂岩为润湿状态。
老化过程是模拟油藏条件下，储层岩石润湿性发生转变的过程，一般认为油藏岩石最初是亲水的，在地层温度和压力下，原油长时间与岩石接触，在原油组分、岩石矿物等共同作用下，岩石会发生润湿性转变。因此，老化过程选用地层原油能更好使岩石恢复油藏润湿性。此时测量的核磁共振T2谱信息包含束缚水、与孔隙壁接触的油，以及体相油。
在本发明实施例中，通过对待检测致密砂岩进行老化处理，其目的在于：恢复岩样油藏润湿性，即通过老化处理，使得待检测致密砂岩为润湿状态，以获取润湿状态时，待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱。当然，若待检测致密砂岩本身为润湿状态，则不需要对待检测致密砂岩进行老化处理，就可以直接获取待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱。
S102、在待检测致密砂岩为润湿状态时，获取待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱。
示例的，在待检测致密砂岩为润湿状态时，通过CPMG脉冲序列获取第一核磁共振T2图谱。
需要说明的是，图2为本发明实施例提供的一种核磁共振测量采用的CPMG脉冲序列的示意图，请参见图2所示，在核磁共振实验仪器上位机的控制下，谱仪发射特定频率的射频信号，该频率恰好与岩样流体氢核自旋进动的频率相同(拉莫尔频率)，自旋由完全极化后达到的平衡状态向非平衡状态转变，磁化矢量发生扳转。射频脉冲作用结束后，自旋系统向平衡态恢复，该过程为弛豫。弛豫分为横向弛豫和纵向弛豫两种。在横向弛豫T2中，90°脉冲对把宏观磁化矢量扳转至横向平面，在接下来的半回波时间内发生散相，180°脉冲将散相的磁化矢量进行重聚，最后形成回波，对散相的磁化矢量不断施加180°脉冲，可以产生CPMG回波串。
S103、在地层有效压力和常温条件下，对待检测致密砂岩进行盐水驱替处理，以使待检测致密砂岩为残余油状态。
在本发明实施例中，通过对待检测致密砂岩进行盐水驱替处理，其目的在于：使得待检测致密砂岩为残余油状态，以获取残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱。示例的，为了使得待检测致密砂岩加快进入残余油状态，可以先将待检测致密砂岩放置于充满盐水的自吸瓶中，使得待检测致密砂岩自吸水排油10天，再用盐水驱替待测致密砂岩，此时待检测致密砂岩孔隙流体包含与孔隙壁接触的水(自发吸入水后产生)和驱替进入的水，以使待检测致密砂岩加快进入为残余油状态。
S104、在待检测致密砂岩为残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱。
需要说明的是，当待检测致密砂岩需要进行老化处理时，顺序先执行S101-S102，再执行S103-S104；当待检测致密砂岩不需要进行老化处理时，S101-S102和S103-S104之前无先后顺序。。
示例的，请参见图3所示，图3为本发明实施例提供的一种盐水的T2弛豫谱和原油的T2弛豫谱的示意图，根据图3可以看出：根据地层水矿物度配置的氯化钠溶液，T2峰值为2700ms；地层原油T2谱展布宽，峰值为270ms，属于轻质原油，粘度较低。
进一步地，请参见图4所示，图4为本发明实施例提供的一种不同饱和度的待检测致密砂岩的T2弛豫谱的示意图，结合图4可以看出：完全饱和水状态T2弛豫表征待检测致密砂岩的孔隙结构特征，说明该待检测致密砂岩具有双孔机构，小孔比例高，连通性较差。常温条件下，原油驱替待检测致密砂岩至束缚水状态，待检测致密砂岩的T2谱呈现双峰分布，右峰为油峰，靠近原油体弛豫，说明待检测致密砂岩的孔隙流体为原油，且原油处于水湿孔隙中。在地层有效压力和地层温度条件下老化作用后，T2谱峰向左移动，说明原油紧密接触孔隙表面，改变孔隙表面的润湿状态。最后，水驱待测致密砂岩至残余油状态，T2谱油峰比例下降，对应的孔隙含油体积减小。通过比较不同待检测致密砂岩老化前后T2谱峰移动的大小，判断老化作用的程度。
S105、获取第一核磁共振T2图谱的算术平均值。
在获取第一核磁共振T2图谱之后，就可以根据计算确定第一核磁共振T2图谱的算术平均值。
S106、获取第二核磁共振T2图谱的算术平均值。
同样的，在获取第二核磁共振T2图谱之后，就可以根据计算确定第二核磁共振T2图谱的算术平均值。
需要说明的是，S105和S106之前并无先后顺序，可以先执行S105，再执行S106，也可以先执行S106，再执行S105，当然，也可以同时执行S105和S106。
S107、根据第一核磁共振T2图谱的算术平均值和第二核磁共振T2图谱的算术平均值确定待检测致密砂岩的润湿性。
在分别确定第一核磁共振T2图谱的算术平均值和第二核磁共振T2图谱的算术平均值之后，就可以根据该第一核磁共振T2图谱的算术平均值和第二核磁共振T2图谱的算术平均值确定待检测致密砂岩的润湿性。可选的，S107根据第一核磁共振T2图谱的算术平均值和第二核磁共振T2图谱的算术平均值确定待检测致密砂岩的润湿性，可以包括：
根据确定待检测致密砂岩的润湿性。
其中，INMR表示待检测致密砂岩的润湿性指数，T2s,Swirr2表示第一核磁共振T2图谱的算术平均值，T2s,Sor表示第二核磁共振T2图谱的算术平均值。
示例的，请参见图5所示，图5为本发明实施例提供的一种润湿性指数对比图，在图5中，以8块待检测致密砂岩为例，相关系数R2＝0.7305，结合图5可以看出：通过本发明实施例的方案确定的待检测致密砂岩的润湿性指数与自吸法得到的待检测致密砂岩的润湿性指数的拟合度好，因此，通过本发明实施例提供的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法，根据第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定待检测致密砂岩的润湿性，提高了致密砂岩的润湿性的准确度。
本发明提供的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法，通过在地层有效压力和地层温度条件下，在待检测致密砂岩为润湿状态时，获取待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱；在地层有效压力和常温条件下，在待检测致密砂岩为残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱；根据第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定待检测致密砂岩的润湿性。这样，通过获取致密砂岩为润湿状态时，待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱，及待检测致密砂岩为残余油状态时，待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱，从而根据第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定待检测致密砂岩的润湿性，提高了致密砂岩的润湿性的准确度。
基于图1所示的实施例，在图1所示的实施例的基础上，进一步地，请参见图6所示，图6为本发明实施例提供的另一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法的示意图，在S104在地层有效压力和常温条件下，在待检测致密砂岩为残余油状态时，获取饱和水条件下的待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱之后，还可以包括：
S601、在地层有效压力和常温条件下，对待检测致密砂岩进行原油驱替处理，以使待检测致密砂岩为束缚水状态。
在本发明实施例中，通过对待检测致密砂岩进行原油驱替处理，其目的在于：使得待检测致密砂岩为束缚水状态，此时，待检测致密砂岩孔隙流体包含束缚水、与孔隙壁接触的油、体相油和自发吸入的水，从而获取待检测致密砂岩的第三核磁共振T2图谱。
S602、在待检测致密砂岩为束缚水状态时，获取待检测致密砂岩的第三核磁共振T2图谱。
示例的，在待检测致密砂岩为束缚水状态时，通过CPMG脉冲序列获取第三核磁共振T2图谱。
S603、根据第一核磁共振T2图谱和第三核磁共振T2确定待检测致密砂岩的初始润湿性已改变。
在分别确定第一核磁共振T2图谱和第三核磁共振T2之后，就可以根据第一核磁共振T2图谱和第三核磁共振T2的差值确定待检测致密砂岩的初始润湿性已改变。之后，可以通过S105-S107，确定改变后的待检测致密砂岩的润湿性。
图7为本发明实施例提供的一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的装置70的结构示意图，请参见图7所示，该核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的装置70可以包括：
获取单元701，用于在地层有效压力和地层温度条件下，在待检测致密砂岩为润湿状态时，获取待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱；
获取单元701，还用于在地层有效压力和常温条件下，在待检测致密砂岩为残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱；
确定单元702，用户根据第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定待检测致密砂岩的润湿性。
可选的，确定单元702，具体用于获取第一核磁共振T2图谱的算术平均值；并获取第二核磁共振T2图谱的算术平均值；再根据第一核磁共振T2图谱的算术平均值和第二核磁共振T2图谱的算术平均值确定待检测致密砂岩的润湿性。
可选的，确定单元702，具体用于根据确定待检测致密砂岩的润湿性。
其中，INMR表示待检测致密砂岩的润湿性指数，T2s,Swirr2表示第一核磁共振T2图谱的算术平均值，T2s,Sor表示第二核磁共振T2图谱的算术平均值。
可选的，获取单元701，还用于在地层有效压力和常温条件下，在待检测致密砂岩为束缚水状态时，获取待检测致密砂岩的第三核磁共振T2图谱。
确定单元702，还用于根据第一核磁共振T2图谱和第三核磁共振T2确定待检测致密砂岩的初始润湿性已改变。
可选的，该核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的装置70还可以包括处理单元703，请参见图8所示，图8为本发明实施例提供的另一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的装置70的结构示意图。
处理单元703，用于对待检测致密砂岩进行老化处理，以使待检测致密砂岩为润湿状态。
可选的，处理单元703，还用于对待检测致密砂岩进行盐水驱替处理，以使待检测致密砂岩为残余油状态。
可选的，处理单元703，还用于对待检测致密砂岩进行原油驱替处理，以使待检测致密砂岩为束缚水状态。
上述核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的装置70，对应地可执行任一实施例的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法的技术方案，其实现原理和技术效果类似，在此不再赘述。
本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质上存储有计算机程序，在计算机程序被处理器执行时，执行上述任一实施例所示的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法。
上述计算机可读存储介质，对应地可执行任一实施例的致密砂岩的润湿性方法的技术方案，其实现原理和技术效果类似，在此不再赘述。
图9为本发明提供的一种电子设备90的结构示意图，请参见图9所示，该电子设备90可以包括：
处理器901和存储器902，其中，存储器902用于存储程序指令。
处理器901用于读取存储器902中的程序指令，并根据存储器902中的程序指令执行上述任一实施例所示的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法。
应理解的是，处理器901可以是中央处理单元(Central Processing Unit，CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器901也可以是任何常规的处理器等。结合本申请所公开的方法的步骤可以直接体现为硬件处理器执行完成，或者用处理器901中的硬件及软件模块组合执行完成。
实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一可读取存储器中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储器(存储介质)包括：只读存储器(read-only memory，ROM)、RAM、快闪存储器、硬盘、固态硬盘、磁带(magnetic tape)、软盘(floppy disk)、光盘(optical disc)及其任意组合。
上述电子设备90，对应地可执行任一实施例的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法的技术方案，其实现原理和技术效果类似，在此不再赘述。
本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本公开的其它实施方案。本发明旨在涵盖本公开的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本公开的一般性原理并包括本公开未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本公开的真正范围和精神由下面的权利要求书指出。
应当理解的是，本公开并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本公开的范围仅由所附的权利要求书来限制。
Claims (8)
1.一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法，其特征在于，包括：
在地层有效压力和地层温度条件下，在待检测致密砂岩为润湿状态时，获取所述待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱；
在地层有效压力和常温条件下，在所述待检测致密砂岩为残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱；
根据所述第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定所述待检测致密砂岩的润湿性；
其中，根据所述第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定所述待检测致密砂岩的润湿性，包括：
获取所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值；
获取所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值；
根据所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值和所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值，通过确定所述待检测致密砂岩的润湿性；所述INMR表示所述待检测致密砂岩的润湿性指数，所述T2s,Swirr2表示所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值，所述T2s,Sor表示所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定所述待检测致密砂岩的润湿性之前，还包括：
在地层有效压力和常温条件下，在所述待检测致密砂岩为束缚水状态时，获取待检测致密砂岩的第三核磁共振T2图谱；
根据所述第一核磁共振T2图谱和所述第三核磁共振T2确定所述待检测致密砂岩的初始润湿性已改变。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述在所述待检测致密砂岩为润湿状态时，获取待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱之前，还包括：
对所述待检测致密砂岩进行老化处理，以使所述待检测致密砂岩为润湿状态。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述在所述待检测致密砂岩为残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱之前，还包括：
对所述待检测致密砂岩进行盐水驱替处理，以使所述待检测致密砂岩为残余油状态。
5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述在所述待检测致密砂岩为束缚水状态时，获取待检测致密砂岩的第三核磁共振T2图谱之前，还包括：
对所述待检测致密砂岩进行原油驱替处理，以使所述待检测致密砂岩为束缚水状态。
6.一种核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的装置，其特征在于，包括：
获取单元，用于在地层有效压力和地层温度条件下，在待检测致密砂岩为润湿状态时，获取所述待检测致密砂岩的第一核磁共振T2图谱；
获取单元，还用于在地层有效压力和常温条件下，在所述待检测致密砂岩为残余油状态时，获取待检测致密砂岩的第二核磁共振T2图谱；
确定单元，用于根据所述第一核磁共振T2图谱和第二核磁共振T2图谱确定所述待检测致密砂岩的润湿性；
其中，所述确定单元具体用于：
获取所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值；
获取所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值；
根据所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值和所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值，通过确定所述待检测致密砂岩的润湿性；所述INMR表示所述待检测致密砂岩的润湿性指数，所述T2s,Swirr2表示所述第一核磁共振T2图谱的算术平均值，所述T2s,Sor表示所述第二核磁共振T2图谱的算术平均值。
7.一种计算机可读存储介质，其特征在于，
计算机可读存储介质上存储有计算机程序，在所述计算机程序被处理器执行时，执行权利要求1～5任一项所述的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法。
8.一种电子设备，其特征在于，包括处理器和存储器，其中，
所述存储器用于存储程序指令；
所述处理器用于读取所述存储器中的程序指令，并根据所述存储器中的程序指令执行权利要求1～5任一项所述的核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法。
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