CN110593857B - 油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法及其图版 - Google Patents
油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法及其图版 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110593857B CN110593857B CN201911021717.3A CN201911021717A CN110593857B CN 110593857 B CN110593857 B CN 110593857B CN 201911021717 A CN201911021717 A CN 201911021717A CN 110593857 B CN110593857 B CN 110593857B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- magnetic resonance
- nuclear magnetic
- difference
- fluid
- difference spectrum
- 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.)
- Active
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 119
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 title claims abstract description 106
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims abstract description 104
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 13
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 5
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000005311 nuclear magnetism Effects 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000013210 evaluation model Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
本发明涉及一种油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法及其图版，属于石油测井技术领域。该方法通过核磁共振双等待时间(TW)测井、建立目标井核磁共振双TW测井差谱T2几何均值(T2LM)‑有效孔隙度差(Δφ)交会图图版、确定流体识别边界值、逐点判识流体类型、绘制流体指示曲线和确定储层流体类型，从地层润湿性因素对核磁共振弛豫机理的影响出发，选取核磁共振测井中对流体识别敏感的参数，构建差谱T2几何均值‑有效孔隙度差(差谱T2LM‑Δφ)流体识别图版；通过识别图版，实现对复杂油水层的流体识别，提高了测井对复杂油水层的判识能力，有效实现了低孔低渗、油润湿储层流体性质有效识别。
Description
技术领域
本申请涉及石油测井技术领域，特别涉及一种油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法及其图版。
背景技术
低孔低渗砂岩储层物性差，孔隙结构和油水关系复杂，传统的测井解释方法和评价模型难以准确计算储层参数，测井解释难度大，流体性质判识难，测井解释符合率低。
而核磁共振(英文Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy，简称NMR)测井能在井筒中测量井周地层的与岩性无关的孔隙度、渗透率、含油性等物性参数，并用于孔隙结构评价，在低孔低渗储层中核磁共振测井方法具有更重要的优势。
目前常用的核磁共振测井流体识别方法大多是针对亲水地层，在低孔低渗、油润湿的储层中，流体识别效果差，精度不高。目前，针对低孔低渗、电阻率低对比度的复杂油水层，尚没有一种普遍适用的、准确率高的核磁共振流体识别方法。
发明内容
本发明的目的在于提供一种油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法及其图版，旨在提供一种能够在油润湿储层中普遍适用且对流体识别精度较高的方法。
为了实现上述发明目的，本发明实施例提供了以下技术方案：
第一方面，本申请提供一种油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法，包括以下步骤：
对目标井核磁共振双等待时间(TW)测井进行数据处理，获取长等待时间、短等待时间的回波串及其有效孔隙度数据。
根据核磁共振双TW测井数据构建差谱T2LM-△φ交会图图版，其中，T2LM为核磁共振双TW差谱T2几何均值，△φ为核磁共振双TW有效孔隙度差，差谱T2LM-△φ交会图图版的X轴为T2几何均值T2LM，图版的Y轴为有效孔隙度差△φ。
根据差谱T2LM-△φ交会图图版，分别确定目标井地区油层和水层的差谱T2几何均值的范围和有效孔隙度差值范围，范围的上下限值即为流体识别边界值。
根据流体识别边界值对目标储层流体类型进行判识，当差谱T2几何均值和有效孔隙度差△φ均在图版的油层区域内的，则用数字“1”表示，当差谱T2几何均值或有效孔隙度差任意一项不在油层区域内的，则用数字“0”表示。
根据数字“0”或“1”，进行流体指示曲线的绘制，并根据流体指示曲线，综合确定储层的流体类型。
在一种具体的实施方案中，获取差谱T2LM-△φ交会图版的X轴T2几何均值的步骤包括：计算核磁共振双等待时间(TW)观测模式下长等待时间与短等待时间的回波串差；对核磁共振长等待时间与短等待时间的回波串差进行反演得到差谱；计算核磁共振差谱的T2几何均值T2LM。
获取差谱T2LM-Δφ交会图图版的Y轴有效孔隙度差Δφ的步骤包括计算核磁共振测井双等待时间(TW)观测模式下长等待时间组有效孔隙度；计算核磁共振测井双等待时间(TW)观测模式下短等待时间组有效孔隙度；根据长等待时间组有效孔隙度与短等待时间组有效孔隙度得到有效孔隙度差Δφ。
在一种具体的实施方案中，储层的流体类型的判别包括
当绘制的曲线为连续矩形形态时，判断目标储层为油层；当曲线为单一“脉冲”或无“脉冲”时，判断目标储层为水层。
第二方面，本申请提供一种致密砂岩油润湿储层核磁共振测井流体识别图版，根据前述油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法建立的目标井区域差谱T2LM-△φ交会图图版。
第三方面，本申请提供一种油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别系统，包括数据处理模块、图版构建模块、边界获取模块、判识模块以及绘制模块。
其中，所述数据处理模块用于对目标井核磁共振双等待时间(TW)测井进行数据处理，获取长等待时间、短等待时间的回波串及其有效孔隙度数据；
所述图版构建模块用于根据核磁共振双等待时间(TW)测井数据构建差谱T2LM-△φ交会图图版，其中，T2LM为核磁共振双TW差谱T2几何均值，△φ为核磁共振双TW有效孔隙度差，差谱T2LM-△φ交会图图版的X轴为差谱T2几何均值T2LM，图版的Y轴为有效孔隙度差△φ。
所述边界获取模块用于根据差谱T2LM-△φ交会图图版，分别确定目标井地区油层和水层的差谱T2几何均值的范围和有效孔隙度差值范围，范围的上下限值即为流体识别边界值。
所述判识模块用于根据流体识别边界值对目标储层流体类型进行判识，当差谱T2几何均值和有效孔隙度差△φ均在图版的油层区域内的，则用数字“1”表示，当差谱T2几何均值或有效孔隙度差任意一项不在油层区域内的，则用数字“0”表示。
所述绘制模块用于根据数字“0”或“1”，进行流体指示曲线的绘制，并根据流体指示曲线，综合确定储层的流体类型。
在一种具体的实施方案中，获取差谱T2LM-Δφ交会图版的X轴差谱T2几何均值的步骤包括：计算核磁共振双等待时间(TW)观测模式下长等待时间与短等待时间的回波串差；对核磁共振长等待时间与短等待时间的回波串差进行反演得到差谱；计算核磁共振差谱的T2几何均值T2LM。
获取差谱T2LM-Δφ交会图图版的Y轴有效孔隙度差Δφ的步骤包括计算核磁共振测井双等待时间(TW)观测模式下长等待时间组有效孔隙度；计算核磁共振测井双等待时间(TW)观测模式下短等待时间组有效孔隙度；根据长等待时间组有效孔隙度与短等待时间组有效孔隙度得到有效孔隙度差Δφ。
在一种具体的实施方案中，储层的流体类型的判别包括
当绘制的曲线为连续矩形形态时，判断目标储层为油层；当曲线为单一“脉冲”或无“脉冲”时，判断目标储层为水层。
第四方面，本申请提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现前述油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法的步骤。
与现有技术相比，本发明的有益效果：本发明提供的油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法，通过核磁共振双等待时间(TW)测井、建立目标井差谱T2LM-△φ交会图图版、确定流体识别边界值、逐点判识流体类型、绘制流体指示曲线和最后确定储层流体类型。从地层润湿性因素对核磁共振弛豫机理的影响出发，选取核磁共振测井中对流体识别敏感的参数，构建差谱T2几何均值—有效孔隙度差流体识别图版；通过识别图版，实现对复杂油水层的流体识别，提高了测井对复杂油水层的判识能力，提高了测井对复杂油水层的判识能力有效实现了低孔低渗、油润湿储层流体性质有效识别。
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚的了解本发明的技术手段，并可依照说明书的内容予以实施，以下以本发明的较佳实施例并配合附图详细说明如后。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施方式的技术方案，下面将对实施方式中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本申请的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。
图1是本发明实施例提供的油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法的流程图；
图2是本发明实施例对储层进行油润湿条件下低孔低渗砂岩核磁共振弛豫机理的数值模拟示意图；
图3是本发明核磁共振差谱T2几何均值-有效孔隙度差识别图版；
图4是本发明实施例对一口井进行流体识别的实例示意图；
图5是本发明实施例对另一口井进行流体识别的实例示意图。
具体实施方式
为使本申请实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施方式中的附图，对本申请实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施方式是本申请一部分实施方式，而不是全部的实施方式。基于本申请中的实施方式，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本申请保护的范围。
因此，以下对在附图中提供的本申请的实施方式的详细描述并非旨在限制要求保护的本申请的范围，而是仅仅表示本申请的选定实施方式。基于本申请中的实施方式，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本申请保护的范围。
实施例
在相关技术中，在利用核磁共振测井判识低孔低渗储层流体性质时，重叠图技术和交会图技术效果较好，其应用的关键在于寻找对油层敏感的核磁共振参数以及构建敏感参数，但对油润湿条件下低孔低渗砂岩储层的核磁共振弛豫机理的研究较少，导致多数方法在油润湿储层中应用效果较差，流体识别精度降低。
本申请提供一种油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法，该方法适用于油润湿储层。其中，可以根据储层的物性优劣、非均质的强弱、地层亲油强弱因素，判断储层流体类型。当储层物性差、非均质性强、地层弱亲油时则判断储层则为油润湿储层。
请参阅图1，该油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法包括以下步骤：
S100：对目标井核磁共振双等待时间(TW)测井进行数据处理，获取长等待时间、短等待时间的回波串及其有效孔隙度数据。
S200：根据核磁共振双TW测井数据构建差谱T2LM-△φ交会图图版，其中，T2LM为核磁共振双TW差谱T2几何均值，△φ为核磁共振双TW有效孔隙度差，差谱T2LM-△φ交会图图版的X轴为差谱T2几何均值T2LM，图版的Y轴为有效孔隙度差△φ。在本申请中，差谱T2几何均值T2LM反映了润湿性储层的弛豫特征，有效孔隙度差则反映了地层的物性与含油性。
其中，获取差谱T2LM-△φ交会图版的X轴差谱T2几何均值的步骤包括：计算核磁共振双等待时间(TW)观测模式下长等待时间与短等待时间的回波串差。对核磁共振长等待时间与短等待时间的回波串差进行反演得到差谱。计算核磁共振差谱的T2几何均值T2LM。
获取差谱T2LM-Δφ交会图图版的Y轴有效孔隙度差Δφ的步骤包括：计算核磁共振测井双TW观测模式下长等待时间组的有效孔隙度。计算核磁共振测井双TW观测模式下短等待时间组的有效孔隙度。长等待时间组有效孔隙度与短等待时间组有效孔隙度得到有效孔隙度差△φ。也就是计算长等待时间组、短等待时间组的有效孔隙度的差值，得到有效孔隙度差△φ。
根据差谱T2几何均值和有效孔隙度差△φ的结果构建T2LM-△φ交会图版。
S300：根据差谱T2LM-△φ交会图图版，分别确定目标井地区油层、水层差谱T2几何均值范围和有效孔隙度差范围，范围的上下限值即为流体识别边界值。
S400：根据流体识别边界值对目标储层流体类型进行判识，当差谱T2几何均值和有效孔隙度差△φ均在图版的油层区域内的，则用数字“1”表示，当差谱T2几何均值或有效孔隙度差任意一项不在油层区域内的，则用数字“0”表示。
S500：根据数字“0”或“1”，进行流体指示曲线的绘制，并根据流体指示曲线，综合确定储层的流体类型。
其中，当绘制的曲线为连续矩形形态时，判断目标储层为油层；当曲线为单一“脉冲”或无“脉冲”时，判断目标储层为水层。
针对某一储层，利用上述图版进行流体识别，识别结果用数字表示，当落入油层区域，则用“1”表示，落入其他区域用“0”表示，以此方法构建流体指示曲线。当某一层段曲线为“0”或不连续的单一“脉冲”时，表示该层段为水层；当某一层段曲线为“1”或连续的“脉冲”时，表示该层段为油层。
本申请提供一种致密砂岩油润湿储层核磁共振测井流体识别图版，根据前述油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法建立的目标井区域差谱T2LM-△φ交会图图版。
本申请提供一种油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别系统，包括数据处理模块、图版构建模块、边界获取模块、判识模块以及绘制模块。
其中，数据处理模块用于对目标井核磁共振双TW测井进行数据处理，获取长等待时间、短等待时间的回波串及其有效孔隙度数据。
图版构建模块用于根据核磁共振双TW测井数据构建差谱T2LM-△φ交会图图版，其中，T2LM为核磁共振双TW差谱T2几何均值，△φ为核磁共振双TW有效孔隙度差，差谱T2LM-△φ交会图图版的X轴为差谱T2几何均值T2LM，图版的Y轴为有效孔隙度差△φ。
边界获取模块用于根据差谱T2LM-△φ交会图图版，确定目标井地区油层差谱T2几何均值的范围和有效孔隙度差值范围、水层差谱T2几何均值范围和有效孔隙度差范围，范围的上下限值即为流体识别边界值。
判识模块用于根据流体识别边界值对目标储层流体类型进行判识，当差谱T2几何均值和有效孔隙度差△φ均在图版的油层区域内的，则用数字“1”表示，当差谱T2几何均值或有效孔隙度差任意一项不在油层区域内的，则用数字“0”表示。
绘制模块用于根据数字“0”或“1”，进行流体指示曲线的绘制，并根据流体指示曲线，综合确定储层的流体类型。
在一种具体的实施方案中，获取差谱T2LM-Δφ交会图版的X轴差谱T2几何均值的步骤包括：计算核磁共振双等待时间(TW)观测模式下长等待时间与短等待时间的回波串差；对核磁共振长等待时间与短等待时间的回波串差进行反演得到差谱；计算核磁共振差谱的T2几何均值T2LM。
获取差谱T2LM-Δφ交会图图版的Y轴有效孔隙度差Δφ的步骤包括计算核磁共振测井双等待时间(TW)观测模式下长等待时间组有效孔隙度；计算核磁共振测井双TW观测模式下短等待时间组有效孔隙度；根据长等待时间组有效孔隙度与短等待时间组有效孔隙度得到有效孔隙度差Δφ。
在一种具体的实施方案中，储层的流体类型的判别包括
当绘制的曲线为连续形态时，判断目标储层为油层；当曲线为单一脉冲或无脉冲时，判断目标储层为水层。
本申请提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法的步骤。
本发明通过核磁共振双等待时间(TW)测井、建立目标井区域差谱T2LM-△φ交会图图版、确定流体识别边界值、判识储层、绘制流体指示曲线和确定储层的流体类型，从地层润湿性因素对核磁共振弛豫机理的影响出发，选取核磁共振测井中对流体识别敏感的参数，构建差谱T2几何均值—有效孔隙度差流体识别图版；通过识别图版，实现对复杂油水层的流体识别，提高了测井对复杂油水层的判识能力，提高了测井对复杂油水层的判识能力有效实现了低孔低渗、油润湿储层流体性质有效识别。
为了验证本发明提供的致密砂岩油润湿储层核磁共振测井流体识别方法对复杂油水层的判识效果，下面结合具体案例予以佐证。
案例一：针对研究区储层进行油润湿条件下低孔低渗砂岩核磁共振弛豫机理的数值模拟，如图3所示。随着含油饱和度的升高，核磁T2分布逐渐往前移动，当含油饱和度为82.5％时，核磁T2分布位于在10-200ms之间，指示了该类油层的核磁弛豫特征；根据核磁共振双TW观测理论与弛豫机理，双TW差谱也在这一范围内，其差谱T2几何均值大小可以指示含油性。如果地层含油时，根据数值模拟结果，差谱T2几何均值应10～200ms之间，而且，长等待时间核磁孔隙度要大于短等待时间核磁孔隙度，两者差值越大说明含油饱和度越大，且储层孔隙度也越好。为此，根据这一原理，建立了核磁共振差谱T2几何均值-有效孔隙度差识别图版，具体构建过程如下。
图4为核磁共振差谱T2几何均值-有效孔隙度差识别图版，该方法是利用核磁共振测井双等待时间TW观测模式下，差谱的T2几何均值能够不受润湿性影响，反映不同流体峰值位置的特点，以及长短等待时间下有效孔隙度的差值能够反映孔隙结构，同时避免T2截止值和地层润湿性影响的特点，构建交会图实现流体识别。从图4中可以看出，该图版中油层和水层之间的界限明显，流体识别效果好。
案例二：下面结合具体的油田实例，进一步详述本发明利用流体识别图版进行致密砂岩油润湿储层核磁共振测井流体识别方法的有效性。
首先，根据目标井地区储层特点建立差谱T2LM-△φ交会图，确定流体识别边界值。本案例中，油层区差谱T2几何均值在80-250ms之间，有效孔隙度差大于0.5％；水层区差谱T2几何均值小于80ms或大于250ms，有效孔隙度差小于0.5％；然后对目标井的核磁共振测井数据进行处理，计算差谱T2几何均值和有效孔隙度差；再根据计算得到的差谱T2几何均值和有效孔隙度差的数值，与流体识别图版中的流体边界值进行比较，确定储层的流体类型。
本实施例中，将每一深度点的流体识别结果用数字表示，“1”代表油层，“0”代表水层。这样可以得到一条连续的流体指示“脉冲”曲线。当该“脉冲”曲线表现为连续形态时，可判断为油层；而当曲线为单一“脉冲”或无“脉冲”时，可判断为水层。
图4为对研究区一口井进行流体识别的实例。图4中第7道为利用差谱T2LM-△φ交会图输出的流体指示曲线，并对矩形曲线进行填充。在该井2812m-2815m处，差谱T2几何均值大于250ms，有效孔隙度差约为0.5％，指示曲线表现为单一“脉冲”，解释为水层。试油结果见油花，日产水39.3m3/d，为水层，验证了该方法的准确性。
图5为对研究区另一口井的流体识别实例。图5中第7道为利用差谱T2几何均值-有效孔隙度差图版输出的流体指示曲线，并对矩形曲线进行填充。在该井2395m～2400m处，指示曲线为连续“脉冲”，解释为油层。试油结果为日产油15.56t/d，日产水0m3/d，为油层，解释结果准确。
从上述两个案例可以看出，本申请提供的致密砂岩油润湿储层核磁共振测井流体识别方法适用于油润湿储层，能够对流体识别，且识别结果准确。
本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统、装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，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。另外，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，也可以是电的，机械的或其它的形式连接。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本发明实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以是两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分，或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-OnlyMemory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应所述以权利要求的保护范围为准。
Claims (8)
1.一种油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法，其特征在于，包括以下步骤：
对目标井核磁共振双等待时间TW测井进行数据处理，获取长等待时间、短等待时间的回波串及其有效孔隙度数据；
根据核磁共振双等待时间TW测井数据构建差谱T2LM-Δφ交会图图版，其中，T2LM为核磁共振差谱T2几何均值，Δφ为核磁共振双TW测井有效孔隙度差，差谱T2LM-Δφ交会图图版的X轴为差谱T2几何均值T2LM，图版的Y轴为核磁共振双TW有效孔隙度差Δφ；
获取差谱T2LM-Δφ交会图图版的Y轴有效孔隙度差Δφ的步骤包括计算核磁共振测井双等待时间TW观测模式下长等待时间组有效孔隙度；计算核磁共振测井双等待时间TW观测模式下短等待时间组有效孔隙度；根据长等待时间组有效孔隙度与短等待时间组有效孔隙度得到有效孔隙度差Δφ；
根据差谱T2LM-Δφ交会图图版，分别确定目标井地区油层和水层的差谱T2几何均值的范围和有效孔隙度差值范围，范围的上下限值即为流体识别边界值；
根据流体识别边界值对目标储层流体类型进行判识，当差谱T2几何均值和有效孔隙度差Δφ均在图版的油层区域内的，则用数字“1”表示，当差谱T2几何均值或有效孔隙度差任意一项不在油层区域内的，则用数字“0”表示；
根据数字“0”或“1”，进行流体指示曲线的绘制，并根据流体指示曲线，综合确定储层的流体类型。
2.根据权利要求1所述的油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法，其特征在于，
获取差谱T2LM-Δφ交会图版的X轴差谱T2几何均值的步骤包括：计算核磁共振双等待时间TW观测模式下长等待时间与短等待时间的回波串差；对核磁共振长等待时间与短等待时间的回波串差进行反演得到差谱；计算核磁共振差谱的T2几何均值T2LM。
3.根据权利要求1所述的油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法，其特征在于，储层的流体类型的判别包括
当绘制的曲线为连续矩形形态时，判断目标储层为油层；当曲线为单一“脉冲”或无“脉冲”时，判断目标储层为水层。
4.一种致密砂岩油润湿储层核磁共振测井流体识别图版，其特征在于，根据权利要求1-3任一项所述的油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法建立目标井区域差谱T2LM-Δφ交会图图版。
5.一种油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别系统，其特征在于，包括
数据处理模块，所述数据处理模块用于对目标井核磁共振双等待时间TW测井进行数据处理，获取长等待时间、短等待时间的回波串及其有效孔隙度数据；
图版构建模块，所述图版构建模块用于根据核磁共振双等待时间TW测井数据构建差谱T2LM-Δφ交会图图版，其中，T2LM为核磁共振差谱T2几何均值，Δφ为核磁共振TW测井有效孔隙度差，差谱T2LM-Δφ交会图图版的X轴为差谱T2几何均值T2LM，图版的Y轴为核磁共振双TW有效孔隙度差Δφ；
获取差谱T2LM-Δφ交会图图版的Y轴有效孔隙度差Δφ的步骤包括计算核磁共振测井双等待时间TW观测模式下长等待时间组有效孔隙度；计算核磁共振测井双TW观测模式下短等待时间组有效孔隙度；根据长等待时间组有效孔隙度与短等待时间组有效孔隙度得到有效孔隙度差Δφ；
边界获取模块，边界获取模块用于根据差谱T2LM-Δφ交会图图版，分别确定目标井地区油层和水层的差谱T2几何均值的范围和有效孔隙度差值范围，范围的上下限值即为流体识别边界值；
判识模块，所述判识模块用于根据流体识别边界值对目标储层流体类型进行判识，当差谱T2几何均值和有效孔隙度差Δφ均在图版的油层区域内的，则用数字“1”表示，当差谱T2几何均值或有效孔隙度差任意一项不在油层区域内的，则用数字“0”表示；
绘制模块，所述绘制模块用于根据数字“0”或“1”，进行流体指示曲线的绘制，并根据流体指示曲线，综合确定储层的流体类型。
6.根据权利要求5所述的油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别系统，其特征在于，
获取差谱T2LM-Δφ交会图版的X轴差谱T2几何均值的步骤包括：计算核磁共振双等待时间TW观测模式下长等待时间与短等待时间的回波串差；对核磁共振长等待时间与短等待时间的回波串差进行反演得到差谱；计算核磁共振差谱的T2几何均值T2LM。
7.根据权利要求6所述的油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别系统，其特征在于，储层的流体类型的判别包括
当绘制的曲线为连续矩形形态时，判断目标储层为油层；当曲线为单一“脉冲”或无“脉冲”时，判断目标储层为水层。
8.一种计算机可读存储介质，其特征在于，其上存储有计算机程序，其特征在于，该程序被处理器执行时实现权利要求1-3任一项所述油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法的步骤。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911021717.3A CN110593857B (zh) | 2019-10-25 | 2019-10-25 | 油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法及其图版 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911021717.3A CN110593857B (zh) | 2019-10-25 | 2019-10-25 | 油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法及其图版 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110593857A CN110593857A (zh) | 2019-12-20 |
| CN110593857B true CN110593857B (zh) | 2020-06-30 |
Family
ID=68850542
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911021717.3A Active CN110593857B (zh) | 2019-10-25 | 2019-10-25 | 油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法及其图版 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110593857B (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114137623B (zh) * | 2020-09-04 | 2024-04-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 核磁测井仪观测模式确定方法、存储介质以及电子设备 |
| CN112268919B (zh) * | 2020-09-25 | 2023-09-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用核磁共振反演识别致密砂岩储层流体的方法 |
| CN116539655B (zh) * | 2023-07-06 | 2023-10-10 | 山东石油化工学院 | 一种基于核磁共振技术评价致密砂岩储层水敏性的方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6318463B1 (en) * | 1999-09-24 | 2001-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Slickline fluid indentification tool and method of use |
| CN1763563A (zh) * | 2004-10-21 | 2006-04-26 | 北京大学 | 用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备及测量方法 |
| CN101718878A (zh) * | 2009-12-15 | 2010-06-02 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 利用核磁共振录井解释图板进行储层评价的方法 |
| CN104989386A (zh) * | 2015-05-20 | 2015-10-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油特性判别方法及图版的生成方法 |
| CN105464655A (zh) * | 2015-12-15 | 2016-04-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种流体测井识别方法 |
| CN106050225A (zh) * | 2016-06-06 | 2016-10-26 | 中国石油天然气集团公司 | 一种核磁共振测井t2谱100%纯水谱的确定方法 |
| CN108049866A (zh) * | 2017-12-11 | 2018-05-18 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 二维核磁共振测井致密气藏定量评价方法 |
-
2019
- 2019-10-25 CN CN201911021717.3A patent/CN110593857B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6318463B1 (en) * | 1999-09-24 | 2001-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Slickline fluid indentification tool and method of use |
| CN1763563A (zh) * | 2004-10-21 | 2006-04-26 | 北京大学 | 用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备及测量方法 |
| CN101718878A (zh) * | 2009-12-15 | 2010-06-02 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 利用核磁共振录井解释图板进行储层评价的方法 |
| CN104989386A (zh) * | 2015-05-20 | 2015-10-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油特性判别方法及图版的生成方法 |
| CN105464655A (zh) * | 2015-12-15 | 2016-04-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种流体测井识别方法 |
| CN106050225A (zh) * | 2016-06-06 | 2016-10-26 | 中国石油天然气集团公司 | 一种核磁共振测井t2谱100%纯水谱的确定方法 |
| CN108049866A (zh) * | 2017-12-11 | 2018-05-18 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 二维核磁共振测井致密气藏定量评价方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 核磁共振双TW测井数据联合反演与流体识别;谭茂金等;《地球物理学报》;20080930;第51卷(第5期) * |
| 核磁共振测井技术在致密油储层评价中的应用研究;成志刚等;《测井技术》;20161031;第40卷(第5期);第719-725页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110593857A (zh) | 2019-12-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110593857B (zh) | 油润湿致密砂岩核磁共振测井流体识别方法及其图版 | |
| EP2447469B1 (en) | Quantitative calculation method for hydrocarbon saturation of fractured reservoir | |
| CN110231272A (zh) | 致密砂岩孔径与核磁共振t2值转换关系的确定方法及系统 | |
| Hulea et al. | Carbonate rock characterization and modeling: Capillary pressure and permeability in multimodal rocks—A look beyond sample specific heterogeneity | |
| WO2015021088A1 (en) | Methods for determining a saturation-height function in oil and gas reservoirs | |
| WO2017023789A1 (en) | Method for estimating permeability of fraclured rock formations from induced slow fluid pressure waves | |
| CN103198363A (zh) | 一种基于ct孔隙分析的储层产气量预测方法及装置 | |
| NO20120654A1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for inkorporering av intern gradient og begrenset diffusjon i NMR-inversjon ved brønnlogging | |
| CN108629459B (zh) | 储层含烃孔隙的检测方法及装置 | |
| CN111963159A (zh) | 一种砾岩致密油储层流体性质的识别方法 | |
| CN113775326B (zh) | 可动水饱和度的评价方法、装置、电子设备及介质 | |
| CN106593423A (zh) | 一种油藏流体类型的识别方法及装置 | |
| Stadtműller et al. | Estimation of petrophysical parameters of carbonates based on well logs and laboratory measurements, a review | |
| CN108457646B (zh) | 确定储层流体性质的方法 | |
| CN114060015B (zh) | 一种致密砂岩含气性的评价方法及装置 | |
| WO2021208578A1 (zh) | 测井参数的获取方法、装置和介质 | |
| CN107015289A (zh) | 圈闭地质资源量确定方法及装置 | |
| CN113971351B (zh) | 裂缝孔隙度的确定方法及装置 | |
| US20230374900A1 (en) | Characterization and Geomodeling of Three-Dimensional Vugular Pore System in Carbonate Reservoir | |
| CN112711076B (zh) | 提取石油钻井中泥浆侵入地层深度的方法和装置 | |
| RU2771802C1 (ru) | Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов | |
| CN113109888B (zh) | 一种基于多因素渗透率的火山岩高孔低渗储层储量计算方法 | |
| CN113009115B (zh) | 一种多孔缝介质储层连通孔缝度的定量计算方法 | |
| Chork et al. | Porosity and permeability estimation based on segmented well log data | |
| CN109254331B (zh) | 获取源储组合类型的方法 |
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 |