CN111379560B - 一种构建储层油水性质判识图版的方法 - Google Patents
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Abstract
一种构建储层油水性质判识图版的方法，其包括：分别对不同质量的盐水进行D‑T2二维核磁共振测量，对应得到不同质量下的盐水的水信号质心；分别对不同质量的油进行D‑T2二维核磁共振测量，对应得到不同质量下的油的油信号质心；分别将水信号质心和油信号质心投影到预设坐标系中，并确定水信号质心和油信号质心的分布区域，构建得到储层油水性质判识图版。本方法克服了T2一维核磁共振无法区分油水信号及现有D‑T2图版对非常规储层的不适用性，其无需事先清楚各种影响因素及其影响程度，便能实现油、水信号的识别，其操作简单、快捷，识别准确、直观，在非常规储层中应用前景十分广阔。
Description
技术领域
本发明涉及油气勘探开发技术领域，具体地说，涉及一种构建储层油水性质判识图版的方法以及一种储层油水性质识别方法。
背景技术
核磁共振是一项无损、快速的地层孔隙流体识别与评价方法。现有的采用T2一维谱的方法需要先测新鲜样、饱和样，然后再将岩石样品在弛豫试剂(如氯化锰)中浸泡一定时间，这样才能够将水的信号抑制掉。但对于纳米级孔喉尺度的超低孔超低渗非常规储层，弛豫试剂难以扩散到细小孔隙中，其对水信号的抑制程度及所需时间均无法衡量，从而不能准确区分油水信号。
发明内容
为解决上述问题，本发明提供了一种构建储层油水性质判识图版的方法，所述方法包括：
步骤一、分别对不同质量的盐水进行D-T2二维核磁共振测量，对应得到不同质量下的盐水的水信号质心；
步骤二、分别对不同质量的油进行D-T2二维核磁共振测量，对应得到不同质量下的油的油信号质心；
步骤三、分别将水信号质心和油信号质心投影到预设坐标系中，并确定所述水信号质心和油信号质心的分布区域，构建得到储层油水性质判识图版。
根据本发明的一个实施例，所述步骤一包括：
步骤a、称取第一预设质量的盐水并进行D-T2二维核磁共振测量，得到第一预设质量下的盐水的水信号质心；
步骤b、向所述盐水中加入第二预设质量的盐水并进行D-T2二维核磁共振测量，从而得到新的盐水的水信号质心；
步骤c、重复执行预设次数的步骤b，得到不同质量下的盐水的水信号质心。
根据本发明的一个实施例，在所述步骤b中，通过向所述盐水中滴入预设滴数的盐水来加入第二预设质量的盐水。
根据本发明的一个实施例，在所述步骤一中，利用体积不超过核磁共振探头均匀区的带盖的四氟瓶称取所述盐水。
根据本发明的一个实施例，所述盐水的矿物度接近地层水矿物度。
根据本发明的一个实施例，所述步骤二包括：
步骤d、称取第一预设质量的油并进行D-T2二维核磁共振测量，得到第一预设质量下的油的油信号质心；
步骤e、向所述油中加入第三预设质量的油并进行D-T2二维核磁共振测量，从而得到新的油的油信号质心；
步骤f、重复执行预设次数的步骤e，得到不同质量下的油的油信号质心。
根据本发明的一个实施例，所述油包括接近不易挥发的轻质油。
根据本发明的一个实施例，在所述步骤三中，将所述水信号质心和油信号质心分别以不同符号以及/或者不同颜色投影到所述预设直角坐标系中。
根据本发明的一个实施例，采用频率为10MHz至20MHz的带有D-T2脉冲序列的核磁共振仪器来进行D-T2二维核磁共振测量。
本发明还提供了一种储层油水性质识别方法，所述方法包括：
步骤一、对待分析样品进行D-T2二维核磁共振测量，得到所述待分析样品的核磁共振信号分布区域；
步骤二、利用预设储层油水性质判识图版，根据所述核磁共振信号分布区域判断所述待分析样品含水或含油状态，所述预设储层油水性质判识图版是采用如上任一项所述的方法构建得到的。
本发明针对非常规储层纳米级孔喉尺度、超低孔超低渗、孔隙流体含量低等特点，基于不同质量/含量流体的D-T2响应特征与分布规律，创新提出了一种非常规储层D-T2二维核磁共振油、水识别方法，克服了T2一维核磁共振无法区分油水信号及现有D-T2图版对非常规储层的不适用性，本方法无需事先清楚各种影响因素及其影响程度，便能实现油、水信号的识别，其操作简单、快捷，识别准确、直观，在非常规储层中应用前景十分广阔。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
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的附图做简单的介绍：
图1是现有的现有的D-T2二维核磁共振解释图版的示意图；
图2是根据本发明一个实施例的构建储层油水性质判识图版的方法的实现流程示意图；
图3是根据本发明一个实施例的确定水信号质心的实现流程示意图；
图4是根据本发明一个实施例的储层油水性质判识图版的示意图；
图5是根据本发明一个实施例的储层油水性质识别方法的实现流程示意图；
图6是根据本发明一个实施例的Y井3460-3462m的岩屑样D-T2二维核磁共振谱图；
图7是根据本发明一个实施例的Y井3467-3470m的岩屑样D-T2二维核磁共振谱图。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
同时，在以下说明中，出于解释的目的而阐述了许多具体细节，以提供对本发明实施例的彻底理解。然而，对本领域的技术人员来说显而易见的是，本发明可以不用这里的具体细节或者所描述的特定方式来实施。
另外，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
发明人通过研究发现，D-T2二维核磁共振能够直接、直观区分油、水信号，但其仅适用于常规储层。
图1示出了现有的D-T2二维核磁共振解释图版的示意图。在图1中，gas、wat、oil分别为气线、水线和油线。对于常规储层(图1中的细线)，气、水的扩散系数均为常数，其分布为水平的直线，油线为一斜线。油质越轻，弛豫时间越长、扩散系数越大。
然而，对于非常规储层，由于受限扩散的影响，孔隙流体的D-T2分布均偏离常规储层(图中的粗线)。其中气线、水线均向低扩散系数的方向偏离，而油线向高扩散系数的方向偏离，油、气、水的识别区域变窄。
对于非常规储层，国内外研究人员给出了诸多影响因素，如信噪比、胶结指数、润湿性、表面弛豫率、受限扩散、内部梯度等，并在此基础上给出了油、水识别的理论模型及识别图版(如图1中所示的粗线)。然而，这种方法存在着诸多问题。例如，上述影响因素在测量前难以明确知晓；没有考虑不同流体含量的信号响应及分布规律；给出的图版仍无法准确识别非常规储层的油、水信号等。
针对现有技术中所存在的上述问题，本发明提供了一种储层油水性质识别方法，该方法利用预设构建好的储层油水性质判识图版来对待分析样本的含水或是含油状态进行判识。
图2示出了本实施例所提供的构建储层油水性质判识图版的方法的实现流程示意图。
如图2所示，本实施例所提供的构建储层油水性质判识图版的方法会在步骤S201中分别对不同质量的盐水进行D-T2二维核磁共振测量，对应得到不同质量下的盐水的水信号质心。
具体地，如图3所示，本实施例中，该方法优选地会在步骤S301中称取第一预设质量的盐水并进行D-T2二维核磁共振测量，得到第一预设质量下的盐水的水信号质心。
随后，该方法会在步骤S302中向步骤S301中所得到的盐水中加入第二预设质量的盐水并进行D-T2二维核磁共振测量，从而得到新的盐水的水信号质心。该方法会在步骤S303重复执行上述步骤S302，并在步骤S304中判断重复次数是否达到预设次数。
如果步骤S302的重复次数达到了预设次数，那么该方法也就完成了对于盐水的水信号质心的测量。而如果步骤S302的重复次数未达到预设次数，那么该方法将会继续执行步骤S302。
需要指出的是，在本发明的不同实施例中，上述预设次数的取值可以根据实际需要配置为不同的合理值，本发明并不对上述预设次数的具体取值进行限定。
本实施例中，该方法优选地通过向盐水中滴入预设滴数的盐水来加入第二预设质量的盐水。当然，在本发明的其他实施例中，该方法还可以根据实际需要采用其他合理方式来加入第二预设质量的盐水，本发明不限于此。
本实施例中，该方法优选地利用体积不超过核磁共振探头均匀区的带盖的四氟瓶称取盐水。例如，该方法可以利用没有核磁共振信号、体积不超过核磁共振探头均匀区的带盖的四氟瓶，在感量为指定质量(例如0.0001g)的电子天平上依此称取0.0001g至满瓶的不同质量、接近地层水矿物度的盐水，并利用频率在10Mhz-20Mhz之间、带有梯度的三维核磁共振仪器进行D-T2二维核磁共振测量，从而得到水信号从无到有、从弱到强的变化。
这样，本方法也就可以对应得到盐水质量及其对应的水信号质心。
再次如图2所示，本实施例中，该方法会在步骤S202中分别对不同质量的油进行D-T2二维核磁共振测量，对应得到不同质量下的油的油信号质心。具体地，与对于盐水进行D-T2二维核磁共振测量相类似的，本实施例中，该方法优选地会首先称取第一预设质量的油并进行D-T2二维核磁共振测量，得到第一预设质量下的油的油信号质心。随后，该方法会向油中加入第三预设质量的油并进行D-T2二维核磁共振测量，从而得到新的油的油信号质心。该方法会重复执行预设次数的上述步骤，从而得到不同质量下的油的油信号质心。
需要指出的是，本实施例中，该方法得到不同质量下的油的油信号质心的原理以及过程与上述步骤S301至步骤S304所阐述的内容相同，故在此不再对该部分内容进行赘述。
本实施例中，该方法在步骤S202中所使用到的油可以是不易挥发的轻质油。当然，在本发明的其他实施例中，该方法所使用到的油还可以根据实际需要采用其他合理性质的油，本发明并不对油的具体性质以及种类进行限定。
同时，需要指出的是，本发明并不对上述步骤S301至步骤S302的具体实现顺序进行限定。例如，在本发明的不同实施例中，该方法既可以先执行步骤S301再执行步骤S302，也可以先执行步骤S302再执行步骤S301，还可以同时执行步骤S301和步骤S302。
如图2所示，本实施例中，在得到不同质量的盐水的水信号质心以及不同和质量的油的油信号质心后，该方法会在步骤S203中分别将上述水信号质心和油信号质心投影到预设坐标系中，并在步骤S204中确定水信号质心和油信号质心的分布区域，从而构建得到储层油水性质判识图版。
具体地，本实施例中，该方法在步骤S203中会将步骤S201中所得到的水信号质心以及步骤S202中所得到的油信号质心分别以不同符号以及/或者不同颜色投影到预设直角坐标系中。
在步骤S204中，该方法会分别对预设直交坐标系中的水信号质心和油信号质心进行连线，这样根据水信号质心的分布以及油信号质心的分布圈定出水信号以及油信号的分布区域，从而构建得到所需要的储层油水性质判识图版。
图4示出了本实施例所得到的储层油水性质判识图版的示意图。D-T2二维核磁共振由于加了脉冲梯度，T2孔喉尺度分辨率降低，测不到10ms左右以下(有机孔)孔隙中的流体。气的信号在常温常压下测不出来，对于非常规储层，由于孔隙流体含量低，油、水信号也不会分布到附图1中油线、水线上。该图版给出了油、水含量从最低到最高，信号从无到有、从弱到强的演变规律及分布范围，其能够准确解释非常规油水层。由于采用的是轻质油，所以给出的油信号分布区是最大范围的，该范围包括了中质油与重质油。
在构建得到了储层油水性质判识图版后，本发明所提供的储层油水性质识别方法也就可以利用该储层油水性质判识图版对待分析样品的含水或含油状态进行判识。
图5示出了本实施例中储层油水性质识别方法的实现流程示意图。
如图5所示，本实施例所提供的储层油水性质识别方法首先会在步骤S501中对待分析样品进行D-T2二维核磁共振测量，得到待分析样品的核磁共振信号分布区域。随后，该方法会在步骤S502中利用预设储层油水性质判识图版，根据步骤S501中所得到的核磁共振信号分布区域判断待分析样品含水或含油状态。
例如，Y井是一口页岩油钻探井，于井深3468m-3474m见有明显的气测异常，岩屑录井见油斑显示，取岩屑进行多维核磁共振分析，可以发现具有较强的核磁共振信号，其中，图6示出了Y井3460-3462m的岩屑样D-T2二维核磁共振谱图，图7示出了Y井3467-3470m的岩屑样D-T2二维核磁共振谱图)，其中，该核磁共振信号分布于储层油水性质判识图版的油信号分布区，因此可以解释为油层。而如果若按图1所示的图版则难以解释，或解释为水层。该井于井段3440.42m-3504.47m进行中途测试，日产油154t，日产气13400m3，日产水3.22m3。测试结论为油层，与本实施例所提供的储层油水性质识别方法的解释结果相符。
从上述描述中可以看出，本发明针对非常规储层纳米级孔喉尺度、超低孔超低渗、孔隙流体含量低等特点，基于不同质量/含量流体的D-T2响应特征与分布规律，创新提出了一种非常规储层D-T2二维核磁共振油、水识别方法，克服了T2一维核磁共振无法区分油水信号及现有D-T2图版对非常规储层的不适用性，本方法无需事先清楚各种影响因素及其影响程度，便能实现油、水信号的识别，其操作简单、快捷，识别准确、直观，在非常规储层中应用前景十分广阔。
应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构或处理步骤，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。
说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。
虽然上述示例用于说明本发明在一个或多个应用中的原理，但对于本领域的技术人员来说，在不背离本发明的原理和思想的情况下，明显可以在形式上、用法及实施的细节上作各种修改而不用付出创造性劳动。因此，本发明由所附的权利要求书来限定。
Claims (9)
1.一种构建储层油水性质判识图版的方法，其特征在于，所述方法适用于非常规储层，其中包括：
步骤一、分别对不同质量的盐水进行D-T2二维核磁共振测量，对应得到不同质量下的盐水的水信号质心；
步骤二、分别对不同质量的油进行D-T2二维核磁共振测量，对应得到不同质量下的油的油信号质心，所述油包括接近不易挥发的轻质油；
步骤三、分别将不同质量下的水信号质心和不同质量下的油信号质心投影到预设坐标系中，并确定所述水信号质心和油信号质心的分布区域，构建得到储层油水性质判识图版。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤一包括：
步骤a、称取第一预设质量的盐水并进行D-T2二维核磁共振测量，得到第一预设质量下的盐水的水信号质心；
步骤b、向所述盐水中加入第二预设质量的盐水并进行D-T2二维核磁共振测量，从而得到新的盐水的水信号质心；
步骤c、重复执行预设次数的步骤b，得到不同质量下的盐水的水信号质心。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，在所述步骤b中，通过向所述盐水中滴入预设滴数的盐水来加入第二预设质量的盐水。
4.如权利要求2所述的方法，其特征在于，在所述步骤一中，利用体积不超过核磁共振探头均匀区的带盖的四氟瓶称取所述盐水。
5.如权利要求1～4中任一项所述的方法，其特征在于，所述盐水的矿物度接近地层水矿物度。
6.如权利要求1～4中任一项所述的方法，其特征在于，所述步骤二包括：
步骤d、称取第一预设质量的油并进行D-T2二维核磁共振测量，得到第一预设质量下的油的油信号质心；
步骤e、向所述油中加入第三预设质量的油并进行D-T2二维核磁共振测量，从而得到新的油的油信号质心；
步骤f、重复执行预设次数的步骤e，得到不同质量下的油的油信号质心。
7.如权利要求1～4中任一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤三中，将所述水信号质心和油信号质心分别以不同符号以及/或者不同颜色投影到所述预设直角坐标系中。
8.如权利要求1～4中任一项所述的方法，其特征在于，采用频率为10MHz至20MHz的带有D-T2脉冲序列的核磁共振仪器来进行D-T2二维核磁共振测量。
9.一种储层油水性质识别方法，其特征在于，所述方法包括：
步骤一、对待分析样品进行D-T2二维核磁共振测量，得到所述待分析样品的核磁共振信号分布区域；
步骤二、利用预设储层油水性质判识图版，根据所述核磁共振信号分布区域判断所述待分析样品含水或含油状态，所述预设储层油水性质判识图版是采用如权利要求1～8中任一项所述的方法构建得到的。
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