CN109100384A - 致密油藏水驱油微观机理信息确定方法、装置及系统 - Google Patents
致密油藏水驱油微观机理信息确定方法、装置及系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109100384A CN109100384A CN201810952022.6A CN201810952022A CN109100384A CN 109100384 A CN109100384 A CN 109100384A CN 201810952022 A CN201810952022 A CN 201810952022A CN 109100384 A CN109100384 A CN 109100384A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- default
- water drive
- rock sample
- map
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 236
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 84
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 228
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 159
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims abstract description 136
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 127
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 33
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 402
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 92
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 75
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 40
- 230000015654 memory Effects 0.000 claims description 23
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 claims description 22
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 17
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 13
- 230000005311 nuclear magnetism Effects 0.000 claims description 9
- 239000000346 nonvolatile oil Substances 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 25
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 24
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 10
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 37
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 31
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 22
- 230000006870 function Effects 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 11
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 5
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N Heavy water Chemical class [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 2
- 230000010148 water-pollination Effects 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229910021389 graphene Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 210000000867 larynx Anatomy 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 210000002569 neuron Anatomy 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000013102 re-test Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
- G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
- G01N24/081—Making measurements of geologic samples, e.g. measurements of moisture, pH, porosity, permeability, tortuosity or viscosity
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
- Y02A90/30—Assessment of water resources
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
- Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
Abstract
本说明书实施例公开了一种致密油藏水驱油微观机理信息确定方法、装置及系统，所述方法包括获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱；对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱；获取所述预设润湿性岩样的孔隙空间对应的弛豫时间T2区间，根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。利用本说明书各实施例，可以准确有效的确定致密油藏水驱油的采油微观机理信息，为致密油有效开发及选择合理开发方式提供理论依据，提高致密油藏开发的效果。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气勘探开发技术领域，特别地，涉及一种致密油藏水驱油微观机理信息确定方法、装置及系统。
背景技术
致密油储层孔隙结构复杂，物性差、原油赋存孔隙小、流体渗流阻力大，有效驱替系统难以建立。油水两相渗流理论是油田注水开发的理论基础，认识致密油藏水驱油微观动用规律及动用机理，对油藏合理有效开发有着重要意义。
目前，针对低渗油藏水驱微观机理开展了大量研究，对不同润湿性低渗油藏水驱微观机理作了定性的可视化观测和理论分析，但针对致密油藏水驱油的微观的开采机理研究较少。因此，业内亟需一种可以有效确定致密油藏的水驱油微观开采机理的方法。
发明内容
本说明书实施例的目的是提供一种致密油藏水驱油微观机理信息确定方法、装置及系统，可以准确有效的确定致密油藏水驱油的采油微观机理信息。
本说明书提供一种致密油藏水驱油微观机理信息确定方法、装置及系统是包括如下方式实现的：
一种致密油藏水驱油微观机理信息确定方法，包括：
获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱；
对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱；
获取所述预设润湿性岩样的孔隙空间对应的弛豫时间T2区间，根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱，包括：
对所述预设润湿性岩样基于第一预设驱替压力进行水驱油处理，并获取第一水驱油核磁共振T2图谱，其中，所述第一预设驱替压力小于预设压力阈值；
相应的，所述确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息包括：根据所述初始核磁共振T2图谱、第一水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述方法还包括：
根据所述采油微观机理信息对致密油藏进行水驱油开采，其中，所述采油微观机理信息，包括：
润湿程度小于第一预设阈值的预设润湿性岩样：大孔隙空间内原油动用机理为驱替，小喉道内原油动用机理为渗吸；
润湿程度大于等于第一预设阈值的预设润湿性岩样：大孔隙空间内原油动用机理为驱替，大孔隙表面原油动用机理为剥蚀，小喉道内原油动用机理为渗吸。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱，包括：
对基于第一预设驱替压力下水驱油处理后的所述预设润湿性岩样，基于第二预设驱替压力进行水驱油处理，获得第二水驱油核磁共振T2图谱，其中，所述第二预设驱替压力大于等于预设压力阈值；
相应的，所述确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息包括：根据第一水驱油核磁共振T2图谱、第二水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述方法还包括：
根据所述采油微观机理信息对致密油藏进行水驱油开采，其中，所述采油微观机理信息，包括：
润湿程度小于第一预设阈值的预设润湿性岩样的原油动用机理包括：动用小孔喉控制的大孔隙、增加驱替压力动用小孔喉及动用边界层；
润湿程度大于等于第一预设阈值的预设润湿性岩样的原油动用机理包括：动用小孔喉控制的大孔隙、增加驱替压力动用小孔喉。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息，包括：
根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述T2区间内的原油采出程度；
根据所述原油采出程度确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
另一方面，本说明书实施例还提供一种致密油藏水驱油微观机理信息确定装置，包括：
初始图谱获取模块，用于获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱；
水驱油图谱获取模块，用于对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱；
机理信息确定模块，用于获取所述预设润湿性岩样的孔隙空间对应的弛豫时间T2区间，根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
本说明书提供的所述装置的另一个实施例中，所述水驱油图谱获取模块包括：
第一水驱油图谱获取单元，用于对所述预设润湿性岩样基于第一预设驱替压力进行水驱油处理，并获取第一水驱油核磁共振T2图谱，其中，所述第一预设驱替压力小于预设压力阈值；
相应的，所述机理信息确定模块用于根据所述初始核磁共振T2图谱、第一水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
本说明书提供的所述装置的另一个实施例中，所述水驱油图谱获取模块包括：
第二水驱油图谱获取单元，用于对基于第一预设驱替压力下水驱油处理后的所述预设润湿性岩样，基于第二预设驱替压力进行水驱油处理，获得第二水驱油核磁共振T2图谱，其中，所述第二预设驱替压力大于等于预设压力阈值；
相应的，所述机理信息确定模块用于根据第一水驱油核磁共振T2图谱、第二水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
另一方面，本说明书实施例还提供一种致密油藏水驱油微观机理信息确定设备，包括处理器及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述指令被所述处理器执行时实现包括以下步骤：
获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱；
对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱；
获取所述预设润湿性岩样的孔隙空间对应的弛豫时间T2区间，根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
另一方面，本说明书实施例还提供一种致密油藏水驱油微观机理信息确定系统，包括至少一个处理器以及存储计算机可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现上述任意一个实施例所述方法的步骤。
本说明书一个或多个实施例提供的一种致密油藏水驱油微观机理信息确定方法、装置及系统，可以通过获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱，及基于预设驱替压力水驱油后的水驱油核磁共振T2图谱。然后，基于所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述T2区间对应的孔隙空间内的采油微观机理信息。从而可以确定不同润湿性岩样在不同孔隙空间内的采油微观机理信息，为致密油有效开发及选择合理开发方式提供理论依据，提高致密油藏开发的效果。
附图说明
为了更清楚地说明本说明书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说明书中记载的一些实施例，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。在附图中：
图1为本说明书提供的一种致密油藏水驱油微观机理信息确定方法实施例的流程示意图；
图2为本说明书提供的一个实施例中岩样润湿角测试示意图；
图3为本说明书提供的另一个实施例中5号岩样的核磁共振图谱示意图；
图4为本说明书提供的另一个实施例中8号岩样的核磁共振图谱示意图；
图5为本说明书提供的另一个实施例中4号岩样的核磁共振图谱示意图；
图6为本说明书提供的另一个实施例中7号岩样的核磁共振图谱示意图；
图7为本说明书提供的另一个实施例中不同润湿性岩样不同T2区间的相对含油量统计示意图；
图8为本说明书提供的另一个实施例中不同润湿性岩样0.32MPa驱替后不同T2区间原油采出程度示意图；
图9为本说明书提供的另一个实施例中不同润湿性岩样5.12MPa驱替后不同T2区间原油采出程度增加量示意图；
图10为本说明书提供的另一个实施例中亲水岩样不同微观机理作用占比示意图；
图11为本说明书提供的另一个实施例中中性岩样不同微观机理作用占比示意图；
图12为本说明书提供的一种致密油藏水驱油微观机理信息确定装置实施例的模块结构示意图。
图13为根据本说明书的一个示例性实施例的服务器的示意结构图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本说明书中的技术方案，下面将结合本说明书一个或多个实施例中的附图，对本说明书一个或多个实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是说明书一部分实施例，而不是全部的实施例。基于说明书一个或多个实施例，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，都应当属于本说明书实施例方案保护的范围。
本说明书实施例提供了一种致密油藏水驱油微观机理信息确定方法，可以通过先获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱。然后，对饱和油束缚水状态下的岩样基于一定预设驱替压力进行水驱油处理，并测试获得水驱油后的水驱油核磁共振T2图谱。然后，可以获取所述预设润湿性岩样的孔隙空间对应的弛豫时间T2区间，基于所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定相应T2区间对应的孔隙空间内的采油微观机理信息。从而可以确定不同润湿性岩样在不同孔隙空间内的采油微观机理信息，为致密油有效开发及选择合理开发方式提供理论依据，提高致密油藏开发的效果。
图1是本说明书提供的所述一种致密油藏水驱油微观机理信息确定方法实施例流程示意图。虽然本说明书提供了如下述实施例或附图所示的方法操作步骤或装置结构，但基于常规或者无需创造性的劳动在所述方法或装置中可以包括更多或者部分合并后更少的操作步骤或模块单元。在逻辑性上不存在必要因果关系的步骤或结构中，这些步骤的执行顺序或装置的模块结构不限于本说明书实施例或附图所示的执行顺序或模块结构。所述的方法或模块结构的在实际中的装置、服务器或终端产品应用时，可以按照实施例或者附图所示的方法或模块结构进行顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境、甚至包括分布式处理、服务器集群的实施环境)。
具体的一个实施例如图1所示，本说明书提供的致密油藏水驱油微观机理信息确定方法的一个实施例中，所述方法可以包括：
S2：获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱。
岩样可以包括通过井壁取心和钻井取心获得的岩心样品。所述润湿性可以包括液体在岩石表面自动流散的特性。本说明书实施例中，所述岩石的润湿性可以通过润湿程度来定量描述，其中，润湿程度表示岩样亲水的程度，润湿程度值越大，表示岩样亲水性越好。如可以将润湿程度大于等于第一预设阈值的岩样的润湿性确定为亲水，将润湿程度大于第二预设阈值且小于第一预设阈值的岩样的润湿性确定为弱亲水，将润湿程度小于等于第二预设阈值的岩样的润湿性确定为中性。其中，所述第二预设阈值小于第一预设阈值。具体实施时，第一、第二预设阈值的大小可以根据实际需要自行设定。
一些实施方式中，如可以采用自动吸入法、自吸离心法、测润湿角法等确定岩石的润湿性。本说明书的一个实施例中，可以根据测润湿角法确定岩样的润湿性，如可以采用光学投影法或者吊板法测润湿角，利用润湿角定量表征岩样的润湿程度，相应的，润湿角越小，则岩样的亲水性越好，润湿程度值越大。从而定量准确的确定岩样的润湿性。
获取鄂尔多斯致密油1个区块8块致密岩样分别进行润湿性测试，如图2所示。图2表示编号为4、5、7、8的岩样润湿角测试示意图，编号为4、5、7、8的岩样对应的润湿角分别为21.6、28.5、88.9、96.6。相应的，可以设定4、5号岩样为亲水岩样，7、8号岩样为中性岩样。
然后，可以获取预设润湿性岩样，如可以根据实际需要获取润湿性为中性、亲水或者弱亲水中的一种或者多种岩样。然后，对岩样进行洗油并烘干，所述洗油的方法可以参考现有技术进行。之后，可以抽真空并加压饱和重水，将岩样装入驱替流程，选取合适的驱替压力，用煤油驱替饱和水的岩样，获得岩样的饱和油束缚水状态。测量饱和油束缚水状态下岩样的核磁共振T2谱，获得初始核磁共振T2图谱。
具体实施时，可以利用如Mncl2水溶液浸泡致密岩样，消除水相核磁共振信号，然后，再测试岩样在相应状态下的核磁共振T2图谱。岩心样品的核磁共振信号量多少反映岩样内流体含量多少，即，本说明书实施例中可以利用核磁共振T2图谱中核磁共振信号量的大小来定量表征相应孔隙空间的含油量。由核磁共振T2图谱的测试原理可知，核磁共振T2弛豫时间可以反映孔隙大小，T2弛豫时间与岩样的孔隙半径之间具有正比关系，T2弛豫时间越大孔隙半径越大。
S4：对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，并获取水驱油后的水驱油核磁共振T2图谱。
获取饱和油束缚水状态的上述岩样，依据岩样物性等参数，对每块岩样分别在预设驱替压力下进行水驱油实验，驱至没有油产出时为止。然后，可以测试水驱油后的岩样的核磁共振T2谱，获得水驱油核磁共振T2图谱。其中，所述预设驱替压力的大小可以根据实际需要自行设定。相应的，水驱油驱替实验可以参考现有技术实施，这里不做限定。
S6：获取所述预设润湿性岩样的孔隙空间对应的弛豫时间T2区间，根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
可以预先确定所述预设润湿性岩样的孔隙空间对应的弛豫时间T2区间。由核磁共振原理可知，小弛豫时间对应岩样小喉道或大孔喉表面的流体，大弛豫时间对应大孔隙内的流体。一些实施方式中，可以利用T2截止值将弛豫时间T2区间划分为两半部分，小于T2截止值的弛豫时间区间表示岩样的小喉道或大孔喉表面孔隙空间，大于等于T2截止值的弛豫时间区间表示岩样的大孔隙空间。
然后，可以获取预设润湿性岩样的初始核磁共振T2图谱以及水驱油核磁共振T2图谱，将二者叠合到一张图中，进行对比分析。获取某一个孔隙空间对的弛豫时间T2区间，根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。所述采油微观机理信息可以包括不同润湿性岩样在不同孔隙空间内的原油动用机理、及原油动用机理在整体开采过程中的占比程度。从而可以根据所述采油微观机理信息进行致密油藏的原油开发，提高原油开发的效果。
本说明书的一个实施例中，所述对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，并获取水驱油核磁共振T2图谱，可以包括：
对所述预设润湿性岩样基于第一预设驱替压力进行水驱油处理，并获取第一水驱油核磁共振T2图谱；
相应的，所述确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息可以包括：根据所述初始核磁共振T2图谱、第一水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
具体实施时，可以设置所述第一预设驱替压力小于预设压力阈值，所述预设压力阈值可以通过综合分析岩样的物性参数进行确定。从而可以分析在较小驱替压力下不同润湿性岩样的不同孔隙空间内的原油动用机理，确定致密油藏的采油微观机理信息，更为精细准确的指导致密油藏开发，提高原油开发效果。
相应的，本说明书的一个实施例中，可以根据所述采油微观机理信息对致密油藏进行水驱油开采，其中，通过分析所述初始核磁共振T2图谱、第一水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定的所述采油微观机理信息可以包括：
润湿程度小于第一预设阈值的预设润湿性岩样：大孔隙空间内原油动用机理为驱替，小喉道内原油动用机理为渗吸；
润湿程度大于等于第一预设阈值的预设润湿性岩样：大孔隙空间内原油动用机理为驱替，大孔隙表面原油动用机理为剥蚀，小喉道内原油动用机理为渗吸。
一个实例中，可以按照下述方法对8块岩样样品进行处理：①岩心标号、洗油，烘干；②气测孔隙度、气测渗透率；③抽真空并加压饱和煤油，利用岩心饱和煤油重与干重差计算孔隙度(煤油测孔隙度)；④饱和油状态下的核磁共振T2谱测量(T2谱检测利用Reccore-04型岩心核磁共振分析仪进行)；⑤岩心再烘干；⑥抽真空并加压饱和矿化度为50000mg/L的重水，利用岩心湿重与干重差计算孔隙度(水测孔隙度)；⑦将岩心装入驱替流程，选取合适的驱替压力，用煤油驱替饱和水的岩心，建立岩心饱和油束缚水状态(驱替实验利用SL-2012型非线性测试系统完成)，驱替倍数约为10PV，计量驱出水量，称岩心重量；⑧饱和油束缚水状态下的核磁共振T2谱测量，获得初始核磁共振T2图谱；⑨依据岩心物性等参数，对每块岩心分别进行第一预设驱替压力下的水驱油实验，其中，所述第一预设驱替压力取值为0.32MPa。驱至没有油产出时为止(驱替量约5PV)，计量驱出油量，称岩心重量，分别进行核磁共振T2谱测量，获得水驱油核磁共振T2图谱。
图3、图4分别为5号和8号岩样饱和油状态、饱和油束缚水状态及0.32MPa水驱油后的核磁共振T2谱，其中，T2截止值为10ms。
对比图3、图4可以看出，亲水和中性岩样不同状态T2谱有明显的差异。8号样饱和油状态和饱和油束缚水状态T2谱右峰(对应大孔隙)基本重合，而5号样饱和油状态和饱和油束缚水状态T2谱右峰(对应大孔隙)相差较多。表明中性岩样大孔隙部分原油充注饱满，亲水岩样大孔隙部分原油充注不完全饱满。
0.32MPa驱替后，8号样右峰降低幅度很大，5号样右峰也有一定幅度的降低，表明亲水、中性岩样的大孔隙部分原油动用程度均比较高，而中性岩样的大孔隙部分原油动用程度更高一些。因此，亲水、中性岩样的大孔隙空间内原油动用机理均为驱替占主要地位。
进一步对比分析T2截止值左侧的T2区间，8号样10ms以下孔隙空间内原油动用量很小(对应图4中标注为2的区域面积)，表明8号样小喉道或大孔喉表面的原油动用很少。由于驱替压力只有0.32MPa，相对很小，而致密储层孔隙表面吸附作用很强，这样的驱替压力无法驱替出岩样大孔隙表面的油。另一方面，致密储层呈混合润湿，一部分孔喉呈现亲水特性，一部分孔喉呈现亲油特性；对亲油的小喉道而言，小的驱替压力无法克服毛管阻力，驱替出小喉道内的油，故小喉道的油只能依靠亲水毛管部分的渗吸作用采出。因此，中性岩样10ms以下孔隙空间内原油动用机理为渗吸作用。
5号样10ms以下孔隙空间内原油动用量较高(对应图3中标注为1的区域面积)。由于5号样亲水，小的驱替压力也能通过剥蚀作用将大孔隙表面的原油采出。因此，5号样10ms以下孔隙空间内原油是剥蚀和渗吸共同作用的结果。同时，从图3中可看出，5号样束缚水饱和油状态10ms以下T2谱降低幅度较大，表明剥蚀采油的作用较强。因此，亲水岩样10ms以下孔隙空间内原油动用机理为剥蚀和渗吸作用，且剥蚀作用较强。
则在0.32MPa预设驱替压力下，上述亲水、中性岩样的采油微观机理信息可以包括：亲水、中性岩样的大孔隙空间内原油动用机理为驱替；中性岩样小喉道内原油动用机理为渗吸，亲水岩样大孔隙表面原油动用机理为剥蚀、小喉道内原油动用机理为渗吸；中性岩样整体驱替机理原油动用程度较高，亲水岩样剥蚀加渗吸与驱替原油动用程度相当。
本说明书上述实施例，通过分析在较小驱替压力下不同润湿性岩样的不同孔隙空间内的原油动用机理，确定致密油藏的采油微观机理信息。从而利用上述实施例，可以更加精细准确的指导致密油藏开发，提高原油开发效果。
本说明书的另一个实施例中，可以对基于第一预设驱替压力下水驱油处理后的所述预设润湿性岩样，基于第二预设驱替压力进行水驱油处理，获得第二水驱油核磁共振T2图谱，其中，所述第二预设驱替压力大于等于预设压力阈值。根据第一水驱油核磁共振T2图谱、第二水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
通过在第一预设驱替压力下进行水驱油处理后，进一步增加驱替压力至第二预设驱替压力，在较大压力下进一步对岩样进行水驱油处理。通过分析此过程中不同润湿性岩样的不同孔隙空间内的水驱油原油动用机理，可以更为精细的分析确定致密油藏的采油微观机理信息。进一步精细准确的指导致密油藏开发，提高原油开发效果。
相应的，本说明书的一个实施例中，可以根据所述采油微观机理信息对致密油藏进行水驱油开采，其中，通过分析第一水驱油核磁共振T2图谱、第二水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定的所述采油微观机理信息可以包括：
润湿程度小于第一预设阈值的预设润湿性岩样的原油动用机理包括：动用小孔喉控制的大孔隙、增加驱替压力动用小孔喉及动用边界层；
润湿程度大于等于第一预设阈值的预设润湿性岩样的原油动用机理包括：动用小孔喉控制的大孔隙、增加驱替压力动用小孔喉。
图5、图6分别表示4号、7号样饱和油状态、饱和油束缚水状态及第一、第二预设驱替压力水驱油后的核磁共振T2谱，其中，第一、第二预设驱替压力分别为0.32MPa、5.12MPa。实验时，先对岩样基于0.32MPa压力进行驱替，然后，再增加压力至5.12MPa进行驱替。
对比图5、图6中0.32MPa、5.12MPa对应的核磁共振T2谱可以看出：
由0.32MPa驱替后，又增至5.12MPa驱替，两块岩样T2截止值右侧的较大弛豫时间部分都有一定程度的降低，表明有一定量大孔隙内剩余油被驱出。这类采出的剩余油又可分为两类：一类为小喉道控制的大孔隙内的原油，因为这部分喉道很小，0.32MPa不足以启动，直至增加驱替压力到一定程度后，这类喉道中的油才能动用。另一类为较大喉道控制的油滴，由于贾敏效应，0.32MPa不足以克服贾敏效应造成的渗流阻力，故0.32MPa驱替后成为残余油分布在大孔隙中，直至增加驱替压力到一定程度后，这类喉道中的油也才能动用。
两块岩样T2截止值左侧的较小弛豫时间区间对应的幅度也有一定程度的降低，但中性润湿岩样降低幅度更大。因本说明书实例中的致密岩样，0.32MPa驱替时间5PV需很长时间(均在10天以上)，而岩样的渗吸作用主要发生在渗吸初期，72小时后渗吸作用采油量很少。因此，驱替压力由0.32MPa增加至5.12MPa，渗吸采油的作用很少。增加驱替压力后，一方面，一部分小孔喉内的油可以得到动用；另一方面，中性润湿岩样有一部分边界层油膜变薄，增加了采出油量。但，亲水岩样边界层油的比例很少，故此类机理作用很小。
则根据上述实施例方案确定的采油微观机理信息可以包括：
增加驱替压力后，亲水岩样和中性润湿岩样水驱油开采原油机理共同点为：二者都启动了小喉道控制的油和圈闭在大孔隙内的剩余油滴，即增加驱替压力后，相应的采油机理为动用小孔喉控制的大孔隙及增加驱替压力动用小孔喉。
采油机理不同点为：中性润湿岩样由于边界层油膜变薄，提高了油的采出程度，相应的采油机理为动用边界层，而亲水岩样这类采油机理作用较少。
本说明书上述实施例的方案，通过分析增加一定驱替压力后的核磁共振T2图谱，来确定相应的采油微观机理信息。从而利用上述实施例，可以为致密油藏开发进一步提供更为精细的理论依据，进一步提高致密油藏开发效果。
本说明书的另一个实施例中，还可以根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述T2区间内的原油采出程度，根据所述原油采出程度确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
图7、图8、图9分别表示润湿性为亲水、弱亲水及中性的岩样，水驱油开采微观作用机理对比分析示意图。其中，图7表示不同润湿性岩样的相对含油量统计示意图，图8表示0.32MPa驱替后原油采出程度示意图，图9表示进一步加压至5.12MPa驱替后原油采出程度增加量示意图。如图7、图8、图9所示，可以进一步将大于等于T2弛豫时间的区间划分为10-100ms、大于100ms的区间进行分析，对于大于T2截止值的孔隙空间，T2弛豫时间越大表示孔隙空间的孔隙半径越大。
如图7所示，不同润湿性岩样饱和油束缚水状态，较大孔隙含油相对量均较高，中性和弱亲水岩样高于亲水岩样。表明中性和弱亲水岩样大孔隙内原油充注饱满，而亲水岩样大孔隙内原油充注不完全饱满。
可以根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及相应的T2区间围成区域的面积，确定相应T2区间内的原油采出程度。如图8所示，0.32MPa驱替后，不同润湿性岩样较大孔隙内原油采出程度均较高，表示不同润湿性岩样大孔隙内驱替作用较强。亲水和弱亲水岩样10ms以下孔隙空间内原油动用量较高，而中性润湿岩样此类孔隙内原油动用量较低；表明亲水和弱亲水岩样低驱替压力下剥蚀和渗吸作用较强，中性润湿岩样低驱替压力下剥蚀和渗吸作用较弱。
进一步，可以根据所述第一水驱油核磁共振T2图谱、第二水驱油核磁共振T2图谱及相应的T2区间围成区域的面积，确定相应T2区间内的原油采出程度。如图9所示，进一步增压至5.12MPa驱替后，不同润湿性岩样不同T2区间孔隙原油采出程度均有一定程度增加。中性润湿岩样10ms以下孔隙空间内原油采出程度明显高于亲水及弱亲水岩样，表明增加驱替压力后，中性润湿岩样有一部分边界层油膜得到了动用，增加了采出油量。
将8块致密岩样水驱油微观机理进一步进行定量统计，如图10、图11及表1所示，其中，表1表示岩样水驱油微观机理定量统计信息表。亲水岩样采油机理主要有驱替、渗吸加剥蚀、增加驱替压力动用小孔喉、动用小孔喉控制的大孔隙等机理，它们的采出油百分数分别为14.67％、11.83％、2.18％和4.26％。驱替、渗吸、剥蚀作用的采油量占主导地位。
中性润湿岩样采油机理主要有驱替、渗吸、增加驱替压力动用小孔喉及动用边界层、动用小孔喉控制的大孔隙等机理，它们的采出油百分数分别为24.47％、2.12％、5.76％和3.29％，驱替作用的采油量占主导地位。
利用上述实施例提供的方案，通过进一步确定原油采出程度，可以利用原油采出程度定量确定各采油机理下采出油的百分比，从而更加简单高效的确定不同润湿性岩样在不同孔隙空间内的采油微观机理信息。可以更加准确的指导致密油藏开发，进一步提高致密油藏开发效果。
表1岩样水驱油微观机理定量统计信息表
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。具体的可以参照前述相关处理相关实施例的描述，在此不做一一赘述。
上述对本说明书特定实施例进行了描述。其它实施例在所附权利要求书的范围内。在一些情况下，在权利要求书中记载的动作或步骤可以按照不同于实施例中的顺序来执行并且仍然可以实现期望的结果。另外，在附图中描绘的过程不一定要求示出的特定顺序或者连续顺序才能实现期望的结果。在某些实施方式中，多任务处理和并行处理也是可以的或者可能是有利的。
本说明书一个或多个实施例提供的一种致密油藏水驱油微观机理信息确定方法，可以通过获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱，及基于预设驱替压力水驱油后的水驱油核磁共振T2图谱。然后，基于所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定相应T2区间对应的孔隙空间内的采油微观机理信息。从而可以确定不同润湿性岩样在不同孔隙空间内的采油微观机理信息，为致密油有效开发及选择合理开发方式提供理论依据，提高致密油藏开发的效果。
基于上述所述的致密油藏水驱油微观机理信息确定方法，本说明书一个或多个实施例还提供一种致密油藏水驱油微观机理信息确定装置。所述的装置可以包括使用了本说明书实施例所述方法的系统、软件(应用)、模块、组件、服务器等并结合必要的实施硬件的装置。基于同一创新构思，本说明书实施例提供的一个或多个实施例中的装置如下面的实施例所述。由于装置解决问题的实现方案与方法相似，因此本说明书实施例具体的装置的实施可以参见前述方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。具体的，图12表示说明书提供的一种致密油藏水驱油微观机理信息确定装置实施例的模块结构示意图，如图12所示，所述装置可以包括：
初始图谱获取模块102，可以用于获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱；
水驱油图谱获取模块104，可以用于对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱；
机理信息确定模块106，可以用于获取所述预设润湿性岩样的孔隙空间对应的弛豫时间T2区间，根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
利用上述实施例的方案，可以确定不同润湿性岩样在不同孔隙空间内的采油微观机理信息，为致密油有效开发及选择合理开发方式提供理论依据，提高致密油藏开发的效果。
本说明书的另一个实施例中，所述水驱油图谱获取模块104可以包括第一水驱油图谱获取单元，其中，
所述第一水驱油图谱获取单元，可以用于对所述预设润湿性岩样基于第一预设驱替压力进行水驱油处理，并获取第一水驱油核磁共振T2图谱，其中，所述第一预设驱替压力小于预设压力阈值；
相应的，所述机理信息确定模块可以用于根据所述初始核磁共振T2图谱、第一水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
利用上述实施例的方案，可以通过分析在较小驱替压力下不同润湿性岩样的不同孔隙空间内的原油动用机理，确定致密油藏的采油微观机理信息，从而可以更加精细准确的指导致密油藏开发，提高原油开发效果。
本说明书的另一个实施例中，所述水驱油图谱获取模块104可以包括第二水驱油图谱获取单元，其中，
所述第二水驱油图谱获取单元，可以用于对基于第一预设驱替压力下水驱油处理后的所述预设润湿性岩样，基于第二预设驱替压力进行水驱油处理，获得第二水驱油核磁共振T2图谱，其中，所述第二预设驱替压力大于等于预设压力阈值；
相应的，所述机理信息确定模块可以用于根据第一水驱油核磁共振T2图谱、第二水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
利用上述实施例的方案，可以通过进一步分析增加一定驱替压力后的核磁共振T2图谱，确定相应的采油微观机理信息，为致密油藏开发进一步提供了更为精细的理论依据，提高致密油藏开发效果。
需要说明的，上述所述的装置根据方法实施例的描述还可以包括其他的实施方式。具体的实现方式可以参照相关方法实施例的描述，在此不作一一赘述。
本说明书一个或多个实施例提供的一种致密油藏水驱油微观机理信息确定装置，可以通过获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱，及基于预设驱替压力水驱油后的水驱油核磁共振T2图谱。然后，基于所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定相应T2区间对应的孔隙空间内的采油微观机理信息。从而可以确定不同润湿性岩样在不同孔隙空间内的采油微观机理信息，为致密油有效开发及选择合理开发方式提供理论依据，提高致密油藏开发的效果。
本说明书提供的上述实施例所述的方法或装置可以通过计算机程序实现业务逻辑并记录在存储介质上，所述的存储介质可以计算机读取并执行，实现本说明书实施例所描述方案的效果。相应的，如图13所示，本说明书还提供一种致密油藏水驱油微观机理信息确定设备，包括处理器及存储处理器可执行指令的存储器，所述指令被所述处理器执行时实现包括以下步骤：
获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱；
对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱；
获取所述预设润湿性岩样的孔隙空间对应的弛豫时间T2区间，根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
需要说明的，所述设备根据方法实施例的描述还可以包括其他的实施方式。具体的实现方式可以参照相关方法实施例的描述，在此不作一一赘述。
本说明书所提供的方法实施例可以在移动终端、计算机终端、服务器或者类似的运算装置中执行。以运行在服务器上为例，图13是应用本发明实施例的一种致密油藏水驱油微观机理信息确定服务器的硬件结构框图。如图13所示，服务器10可以包括一个或多个(图中仅示出一个)处理器100(处理器100可以包括但不限于微处理器MCU或可编程逻辑器件FPGA等的处理装置)、用于存储数据的存储器200、以及用于通信功能的传输模块300。本邻域普通技术人员可以理解，图13所示的结构仅为示意，其并不对上述电子装置的结构造成限定。例如，服务器10还可包括比图13中所示更多或者更少的组件，例如还可以包括其他的处理硬件，如数据库或多级缓存、GPU(图像处理器)，或者具有与图13所示不同的配置。
存储器200可用于存储应用软件的软件程序以及模块，如本发明实施例中的信息确定方法对应的程序指令/模块，处理器100通过运行存储在存储器200内的软件程序以及模块，从而执行各种功能应用以及数据处理，即实现上述微观机理信息确定方法。存储器200可包括高速随机存储器，还可包括非易失性存储器，如一个或者多个磁性存储装置、闪存、或者其他非易失性固态存储器。在一些实例中，存储器200可进一步包括相对于处理器100远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至计算机终端10。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。
传输模块300用于经由一个网络接收或者发送数据。上述的网络具体实例可包括计算机终端10的通信供应商提供的无线网络。在一个实例中，传输模块300包括一个网络适配器(Network Interface Controller，NIC)，其可通过基站与其他网络设备相连从而可与互联网进行通讯。在一个实例中，传输模块300可以为射频(RadioFrequency，RF)模块，其用于通过无线方式与互联网进行通讯。
上述实施例所述的一种致密油藏水驱油微观机理信息确定设备，可以通过获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱，及基于预设驱替压力水驱油后的水驱油核磁共振T2图谱。然后，基于所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定相应T2区间对应的孔隙空间内的采油微观机理信息。从而可以确定不同润湿性岩样在不同孔隙空间内的采油微观机理信息，为致密油有效开发及选择合理开发方式提供理论依据，提高致密油藏开发的效果。
本说明书还提供一种致密油藏水驱油微观机理信息确定系统，所述系统可以为单独的致密油藏水驱油微观机理信息确定系统，也可以应用在多种类型的油田开发系统或者数据分析系统中。所述的系统可以为单独的计算机，也可以包括使用了本说明书的一个或多个所述方法或一个或多个实施例装置的实际操作装置(如激发装置、接收装置、接收线路)等。所述致密油藏水驱油微观机理信息确定系统可以包括至少一个处理器以及存储计算机可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现上述任意一个或者多个实施例中所述方法的步骤。
需要说明的，上述所述的系统根据方法或者装置实施例的描述还可以包括其他的实施方式，具体的实现方式可以参照相关方法实施例的描述，在此不作一一赘述。
上述实施例所述的一种致密油藏水驱油微观机理信息确定系统，可以通过获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱，及基于预设驱替压力水驱油后的水驱油核磁共振T2图谱。然后，基于所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定相应T2区间对应的孔隙空间内的采油微观机理信息。从而可以确定不同润湿性岩样在不同孔隙空间内的采油微观机理信息，为致密油有效开发及选择合理开发方式提供理论依据，提高致密油藏开发的效果。
需要说明的是，本说明书上述所述的装置或者系统根据相关方法实施例的描述还可以包括其他的实施方式，具体的实现方式可以参照方法实施例的描述，在此不作一一赘述。本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于硬件+程序类、存储介质+程序实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
尽管本说明书实施例内容中提到如采油微观机理信息、孔隙空间等获取、定义、交互、计算、判断等操作和数据描述，但是，本说明书实施例并不局限于必须是符合标准数据模型/模板或本说明书实施例所描述的情况。某些行业标准或者使用自定义方式或实施例描述的实施基础上略加修改后的实施方案也可以实现上述实施例相同、等同或相近、或变形后可预料的实施效果。应用这些修改或变形后的数据获取、存储、判断、处理方式等获取的实施例，仍然可以属于本说明书的可选实施方案范围之内。
上述对本说明书特定实施例进行了描述。其它实施例在所附权利要求书的范围内。在一些情况下，在权利要求书中记载的动作或步骤可以按照不同于实施例中的顺序来执行并且仍然可以实现期望的结果。另外，在附图中描绘的过程不一定要求示出的特定顺序或者连续顺序才能实现期望的结果。在某些实施方式中，多任务处理和并行处理也是可以的或者可能是有利的。
上述实施例阐明的系统、装置、模块或单元，可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。一种典型的实现设备为计算机。具体的，计算机例如可以为个人计算机、膝上型计算机、车载人机交互设备、平板计算机或者这些设备中的任何设备的组合。
为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本说明书一个或多个时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块或子单元的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内部包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。
还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、商品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、商品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法或者设备中还存在另外的相同要素。
本领域技术人员应明白，本说明书一个或多个实施例可提供为方法、系统或计算机程序产品。因此，本说明书一个或多个实施例可采用完全硬件实施例、完全软件实施例或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本说明书一个或多个实施例可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质上实施的计算机程序产品的形式。
本说明书一个或多个实施例的存储介质可以包括用于存储信息的物理装置，通常是将信息数字化后再以利用电、磁或者光学等方式的媒体加以存储。所述存储介质又可以包括：利用电能方式存储信息的装置如，各式存储器，如RAM、ROM等；利用磁能方式存储信息的装置如，硬盘、软盘、磁带、磁芯存储器、磁泡存储器、U盘；利用光学方式存储信息的装置如，CD或DVD。当然，还有其他方式的可读存储介质，例如量子存储器、石墨烯存储器等等。
本说明书一个或多个实施例可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构等等。也可以在分布式计算环境中实践本本说明书一个或多个实施例，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本说明书的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述并不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
以上所述仅为本说明书的实施例而已，并不用于限制本说明书。对于本领域技术人员来说，本说明书可以有各种更改和变化。凡在本说明书的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本说明书的权利要求范围之内。
Claims (11)
1.一种致密油藏水驱油微观机理信息确定方法，其特征在于，包括：
获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱；
对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱；
获取所述预设润湿性岩样的孔隙空间对应的弛豫时间T2区间，根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
2.根据权利要求1所述的致密油藏水驱油微观机理信息确定方法，其特征在于，所述对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱，包括：
对所述预设润湿性岩样基于第一预设驱替压力进行水驱油处理，并获取第一水驱油核磁共振T2图谱，其中，所述第一预设驱替压力小于预设压力阈值；
相应的，所述确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息包括：根据所述初始核磁共振T2图谱、第一水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
3.根据权利要求2所述的致密油藏水驱油微观机理信息确定方法，其特征在于，所述方法还包括：
根据所述采油微观机理信息对致密油藏进行水驱油开采，其中，所述采油微观机理信息，包括：
润湿程度小于第一预设阈值的预设润湿性岩样：大孔隙空间内原油动用机理为驱替，小喉道内原油动用机理为渗吸；
润湿程度大于等于第一预设阈值的预设润湿性岩样：大孔隙空间内原油动用机理为驱替，大孔隙表面原油动用机理为剥蚀，小喉道内原油动用机理为渗吸。
4.根据权利要求2所述的致密油藏水驱油微观机理信息确定方法，其特征在于，所述对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱，包括：
对基于第一预设驱替压力下水驱油处理后的所述预设润湿性岩样，基于第二预设驱替压力进行水驱油处理，获得第二水驱油核磁共振T2图谱，其中，所述第二预设驱替压力大于等于预设压力阈值；
相应的，所述确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息包括：根据第一水驱油核磁共振T2图谱、第二水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
5.根据权利要求4所述的致密油藏水驱油微观机理信息确定方法，其特征在于，所述方法还包括：
根据所述采油微观机理信息对致密油藏进行水驱油开采，其中，所述采油微观机理信息，包括：
润湿程度小于第一预设阈值的预设润湿性岩样的原油动用机理包括：动用小孔喉控制的大孔隙、增加驱替压力动用小孔喉及动用边界层；
润湿程度大于等于第一预设阈值的预设润湿性岩样的原油动用机理包括：动用小孔喉控制的大孔隙、增加驱替压力动用小孔喉。
6.根据权利要求1-5任一项所述的致密油藏水驱油微观机理信息确定方法，其特征在于，所述确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息，包括：
根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述T2区间内的原油采出程度；
根据所述原油采出程度确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
7.一种致密油藏水驱油微观机理信息确定装置，其特征在于，包括：
初始图谱获取模块，用于获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱；
水驱油图谱获取模块，用于对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱；
机理信息确定模块，用于获取所述预设润湿性岩样的孔隙空间对应的弛豫时间T2区间，根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
8.根据权利要求7所述的致密油藏水驱油微观机理信息确定装置，其特征在于，所述水驱油图谱获取模块包括：
第一水驱油图谱获取单元，用于对所述预设润湿性岩样基于第一预设驱替压力进行水驱油处理，并获取第一水驱油核磁共振T2图谱，其中，所述第一预设驱替压力小于预设压力阈值；
相应的，所述机理信息确定模块用于根据所述初始核磁共振T2图谱、第一水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
9.根据权利要求8所述的致密油藏水驱油微观机理信息确定装置，其特征在于，所述水驱油图谱获取模块包括：
第二水驱油图谱获取单元，用于对基于第一预设驱替压力下水驱油处理后的所述预设润湿性岩样，基于第二预设驱替压力进行水驱油处理，获得第二水驱油核磁共振T2图谱，其中，所述第二预设驱替压力大于等于预设压力阈值；
相应的，所述机理信息确定模块用于根据第一水驱油核磁共振T2图谱、第二水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
10.一种致密油藏水驱油微观机理信息确定设备，其特征在于，包括处理器及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述指令被所述处理器执行时实现包括以下步骤：
获取预设润湿性岩样在饱和油束缚水状态下的初始核磁共振T2图谱；
对所述预设润湿性岩样基于预设驱替压力进行水驱油处理，获取水驱油核磁共振T2图谱；
获取所述预设润湿性岩样的孔隙空间对应的弛豫时间T2区间，根据所述初始核磁共振T2图谱、水驱油核磁共振T2图谱及T2区间围成区域的面积，确定所述预设润湿性岩样在相应孔隙空间内的采油微观机理信息。
11.一种致密油藏水驱油微观机理信息确定系统，其特征在于，包括至少一个处理器以及存储计算机可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现权利要求1-6中任意一项所述方法的步骤。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810952022.6A CN109100384B (zh) | 2018-08-21 | 2018-08-21 | 致密油藏水驱油微观机理信息确定方法、装置及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810952022.6A CN109100384B (zh) | 2018-08-21 | 2018-08-21 | 致密油藏水驱油微观机理信息确定方法、装置及系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109100384A true CN109100384A (zh) | 2018-12-28 |
| CN109100384B CN109100384B (zh) | 2021-07-30 |
Family
ID=64850409
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810952022.6A Active CN109100384B (zh) | 2018-08-21 | 2018-08-21 | 致密油藏水驱油微观机理信息确定方法、装置及系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109100384B (zh) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110160935A (zh) * | 2019-06-06 | 2019-08-23 | 西安石油大学 | 评价致密储层微观孔隙结构特征对水驱油效果影响的方法 |
| CN110895254A (zh) * | 2019-06-05 | 2020-03-20 | 中国石油大学(华东) | 一种评价页岩有机质和无机质采收率的方法 |
| CN111027887A (zh) * | 2019-12-25 | 2020-04-17 | 中国石油大学(北京) | 驱油机理确定方法及系统 |
| CN111507986A (zh) * | 2020-04-08 | 2020-08-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种孔隙内波及情况的确定方法和装置 |
| CN112858133A (zh) * | 2021-01-12 | 2021-05-28 | 西安石油大学 | 致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法 |
| CN113390759A (zh) * | 2021-04-27 | 2021-09-14 | 清华大学 | 一种基于油藏芯片表征润湿性影响的评价方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060132131A1 (en) * | 2002-09-11 | 2006-06-22 | Institut Francais Du Petrole | Method of measuring rock wettability by means of nuclear magnetic resonance |
| CN106525888A (zh) * | 2016-09-26 | 2017-03-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种测试致密油藏润湿性的方法及装置 |
| US20170191917A1 (en) * | 2015-04-22 | 2017-07-06 | Saudi Arabian Oil Company | Nuclear magnetic resonance gas isotherm technique to evaluate reservoir rock wettability |
| CN106990131A (zh) * | 2017-02-21 | 2017-07-28 | 上海大学 | 一种纳米流体改变岩心润湿性的快速评价方法 |
| CN108020488A (zh) * | 2017-11-21 | 2018-05-11 | 中国石油大学(北京) | 致密砂岩的润湿性获取方法、装置、介质及电子设备 |
-
2018
- 2018-08-21 CN CN201810952022.6A patent/CN109100384B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060132131A1 (en) * | 2002-09-11 | 2006-06-22 | Institut Francais Du Petrole | Method of measuring rock wettability by means of nuclear magnetic resonance |
| US20170191917A1 (en) * | 2015-04-22 | 2017-07-06 | Saudi Arabian Oil Company | Nuclear magnetic resonance gas isotherm technique to evaluate reservoir rock wettability |
| CN106525888A (zh) * | 2016-09-26 | 2017-03-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种测试致密油藏润湿性的方法及装置 |
| CN106990131A (zh) * | 2017-02-21 | 2017-07-28 | 上海大学 | 一种纳米流体改变岩心润湿性的快速评价方法 |
| CN108020488A (zh) * | 2017-11-21 | 2018-05-11 | 中国石油大学(北京) | 致密砂岩的润湿性获取方法、装置、介质及电子设备 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 冯程 等: "低渗透复杂润湿性储集层核磁共振特征", 《石油勘探与开发》 * |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110895254A (zh) * | 2019-06-05 | 2020-03-20 | 中国石油大学(华东) | 一种评价页岩有机质和无机质采收率的方法 |
| CN110160935A (zh) * | 2019-06-06 | 2019-08-23 | 西安石油大学 | 评价致密储层微观孔隙结构特征对水驱油效果影响的方法 |
| CN111027887A (zh) * | 2019-12-25 | 2020-04-17 | 中国石油大学(北京) | 驱油机理确定方法及系统 |
| CN111027887B (zh) * | 2019-12-25 | 2024-03-05 | 中国石油大学(北京) | 驱油机理确定方法及系统 |
| CN111507986A (zh) * | 2020-04-08 | 2020-08-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种孔隙内波及情况的确定方法和装置 |
| CN111507986B (zh) * | 2020-04-08 | 2023-06-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种孔隙内波及情况的确定方法和装置 |
| CN112858133A (zh) * | 2021-01-12 | 2021-05-28 | 西安石油大学 | 致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法 |
| CN112858133B (zh) * | 2021-01-12 | 2023-09-12 | 西安石油大学 | 致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法 |
| CN113390759A (zh) * | 2021-04-27 | 2021-09-14 | 清华大学 | 一种基于油藏芯片表征润湿性影响的评价方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109100384B (zh) | 2021-07-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109100384A (zh) | 致密油藏水驱油微观机理信息确定方法、装置及系统 | |
| EP2834453B1 (en) | Methods for determining wettability from nmr measurements | |
| CN103282747B (zh) | 用于产生地质模型的更新的系统和方法 | |
| US10247684B2 (en) | Nuclear magnetic resonance (NMR) distributions and pore information | |
| CN104838257B (zh) | 基于nmr测量和温度/压力循环的沥青质测评 | |
| CN106154343B (zh) | 计算致密油储层的含油饱和度的方法 | |
| CN104453881B (zh) | 油气成藏底限确定方法和装置 | |
| US20130325408A1 (en) | Two dimensional nmr of diffusion and relaxation for material characterization | |
| DE112018002703T5 (de) | Schnelle Messung und Interpretation von mehrdimensionalen Messungen im Bohrloch | |
| CN108020488B (zh) | 核磁共振评价致密砂岩油气储层润湿性的方法与装置 | |
| CN110687612A (zh) | 吸附油和游离油含量连续表征的页岩油分析方法及装置 | |
| DE102011112002A1 (de) | Verfahren und Systeme zum Messen von NMR-Charakteristiken bei der Förderbohrlochmessung | |
| CN101743377A (zh) | 临界解吸压力的现场确定 | |
| Othman et al. | The effect of fines migration during CO2 injection using pore-scale characterization | |
| CN112462438B (zh) | 基于核磁共振测井定量评价地层流体的方法、装置及设备 | |
| US8949173B2 (en) | Pay zone prediction | |
| CN106355571A (zh) | 一种白云岩储层质量的确定方法及装置 | |
| Kantzas et al. | Residual gas saturation revisited | |
| CN109934257A (zh) | 一种基于机器学习的基岩潜山油藏岩石类型识别方法 | |
| CN108897036A (zh) | 一种地震数据处理方法及装置 | |
| CN107194180B (zh) | 油藏水驱体积波及系数的确定方法、装置及系统 | |
| CN104866706A (zh) | 碳酸盐岩渗透率确定方法及装置 | |
| CN104809275A (zh) | 碳酸盐岩微观流动模拟方法及装置 | |
| US9329289B2 (en) | Method of constructing a grid representative of a property distribution by conditional multipoint statistical simulation | |
| CN106351652A (zh) | 一种含烃储集层核磁共振测井t2谱形态校正方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |