CN111380891B - 构建钻井液地层油判识图版的方法及钻遇油层判识方法 - Google Patents

构建钻井液地层油判识图版的方法及钻遇油层判识方法 Download PDF

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Abstract

一种构建用于钻遇油层判识的钻井液地层油判识图版的方法及钻遇油层判识方法，其中，该构建图版的方法包括：在原始钻井液中添加不同质量的基础油，分别进行T1‑T2二维核磁共振测量，对应得到钻井液水信号质心和基础油信号质心；在原始钻井液中添加不同质量的、不同密度或黏度的地层油，分别进行T1‑T2二维核磁共振测量，对应得到地层油信号质心；将钻井液水信号质心、基础油信号质心以及地层油质心以能够区分的方式投影到预设直角坐标系中，构建得到钻井液地层油判识图版。本方法克服了T2一维核磁共振对在线测量及油基钻井液体系的不适应性，其操作更加简单，成本更加低廉，其判识更为准确，适用范围也更加广阔。

Description

构建钻井液地层油判识图版的方法及钻遇油层判识方法
技术领域
本发明涉及油气勘探开发技术领域，具体地说，涉及一种构建用于钻遇油层判识的钻井液地层油判识图版的方法以及一种钻遇油层判识方法。
背景技术
一种纯流体只有一个弛豫峰，低场核磁共振是一种有效的钻井液含油性识别评价技术，但目前采用核磁共振技术识别钻井液中的油、水信号及含量，局限于T2一维谱技术。T2一维谱技术在实施过程中需要在添加弛豫试剂前、后进行两次分析，以判别是否存在油、水信号的叠加或钻井液出现的新峰是油峰还是水峰。
然而，这种基于T2一维谱技术的判别方式存在诸多问题。例如，由于弛豫剂无法穿透油膜对其包裹的水分子产生信号抑制作用，因此这种方法对油包水体系的钻井液是无效的。此外，该方法并不适合于在线测量。
发明内容
为解决上述问题，本发明提供了一种构建用于钻遇油层判识的钻井液地层油判识图版的方法，所述方法包括：
步骤一，在原始钻井液中添加不同质量的基础油，分别进行T1-T2二维核磁共振测量，对应得到钻井液水信号质心和基础油信号质心；
步骤二、在原始钻井液中添加不同质量的、不同密度或黏度的地层油，分别进行T1-T2二维核磁共振测量，对应得到地层油信号质心；
步骤三、将所述钻井液水信号质心、基础油信号质心以及地层油质心以能够区分的方式投影到预设直角坐标系中，构建得到钻井液地层油判识图版。
根据本发明的一个实施例，所述原始钻井液包括水基钻井液和/或油基钻井液。
根据本发明的一个实施例，
在所述步骤一中，将所述基础油添加到所述原始钻井液中后，将混合后的钻井液的温度恒温到与所使用的核磁共振仪器探头温度一致后再进行T1-T2二维核磁共振测量；
在所述步骤二中，将所述地层油添加到所述原始钻井液中后，将混合后的钻井液的温度恒温到与所使用的核磁共振仪器探头温度一致后再进行T1-T2二维核磁共振测量。
根据本发明的一个实施例，采用频率为15MHz至25MHz的带有T1-T2脉冲序列的低场核磁共振仪器来进行T1-T2二维核磁共振测量。
根据本发明的一个实施例，在所述步骤三中，将所述钻井液水信号质心、基础油信号质心以及地层油质心以不同符号以及/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，所述预设直角坐标系包括以下所列项中的任一项或几项：
(T1,T2)坐标系、(T2,T1)坐标系、(T1/T2,T2)坐标系、(T2/T1,T2)坐标系、(T1/T2,T1)坐标系和(T2/T1,T1)坐标系。
根据本发明的一个实施例，在执行所述步骤一和步骤二前，所述方法还对所述原始钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量，并记录所有信号峰的位置，
在所述步骤一和步骤二中，根据所述原始钻井液的所有信号峰的位置，确定钻井液水峰、基础油油峰以及地层油油峰的位置，进而确定所述钻井液水信号质心和基础油信号质心以及地层油信号质心。
根据本发明的一个实施例，在所述步骤二中，向步骤一中所得到的混合后的钻井液中添加不同质量的、不同密度或黏度的地层油。
根据本发明的一个实施例，在所述钻井液地层油判识图版中，以T1/T2＝4.5为分界线，其中，水基钻井液位于该分界线上方，油基钻井液位于该分界线下方。
本发明还提供了一种钻遇油层判识方法，所述方法包括：
步骤一，对待分析钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量，得到所述待分析钻井液的T1-T2峰的质心的分布；
步骤二，根据所述待分析钻井液的质心的分布，利用预设钻井液地层油T1-T2判识图版，确定是否钻遇油层，其中，所述预设钻井液地层油T1-T2判识图版采用如上任一项所述的方法构建得到。
本发明所提供的构建钻井液地层油判识图版的方法采用T1-T2二维低场核磁共振技术，通过建立不同钻井液体系水峰、基础油油峰及其中不同性质地层油的油峰判识图版，来根据待测钻井液二维核磁共振质心在图版上的分布区域判识是否钻遇油层，本方法克服了T2一维核磁共振对在线测量及油基钻井液体系的不适应性。本方法在实施过程中无需改进硬件，也无需添加弛豫试剂，同时还无需采取二次分析，仅仅通过一次测量便能够直接区分钻井液中的油、水，并识别钻井液中油是人工添加的还是来源于地层的。相较于现有方法，本方法操作更加简单，成本更加低廉，其判识更为准确，适用范围也更加广阔。
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是根据本发明一个实施例的构建用于钻遇油层判识的钻井液地层油判识图版的实现流程图；
图2是根据本发明一个实施例的钻井液水信号质心、基础油信号质心以及地层油质心在(T2,T1)坐标系下的质心分布；
图3是根据本发明一个实施例的钻井液水信号质心、基础油信号质心以及地层油质心在(T1/T2,T2)坐标系下的质心分布；
图4是根据本发明一个实施例的(T2,T1)坐标系下的钻井液地层油判识图版；
图5是根据本发明一个实施例的(T2,T1/T2)坐标系下的钻井液地层油判识图版；
图6是根据本发明一个实施例的利用图版进行钻遇油层判识的实现流程示意图；
图7是根据本发明一个实施例的X井的T1-T2谱图；
图8和图9是根据本发明一个实施例的X井的钻井液T1-T2水信号质心和油信号质心的分布图；
图10是根据本发明一个实施例的Y井的T1-T2谱图；
图11和图12是根据本发明一个实施例的Y井的钻井液T1-T2水信号质心和油信号质心的分布图。
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。
为了克服当前T2一维谱低场核磁共振技术对在线测量及油包水钻井液体系的不适用性的问题，本发明提供了一种新的钻遇油层判识方法，该方法利用预先构建好的钻井液地层油判识图版来进行判断是否钻遇油层。
图1示出了本实施例中构建用于钻遇油层判识的钻井液地层油判识图版的实现流程图。
如图1所示，本实施例中，该方法在构建钻井液地层油判识图版时，首先会在步骤S101中在原始钻井液中添加不同质量的基础油，并在步骤S102中分别对添加有不同质量的基础油的钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量，对应得到钻井液水信号质心和基础油信号质心。
具体地，本实施例中，该方法在向原始钻井液中添加基础油或是地层油前，优选地会对原始钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量，并记录所有信号峰的位置。这样在后续对混合后的钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量时，也就可以区分出钻井液水峰、基础油油峰以及地层油油峰的位置，进而确定钻井液水信号质心和基础油信号质心以及地层油信号质心。
本实施例中，在对原始钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量时，该方法优选地首先在没有核磁共振信号的样品瓶内称取一定质量(本发明并不对所称取的具体质量进行限定)的原始钻井液，随后将该原始钻井液恒温到与所使用的核磁共振探头温度一致后，再对该原始钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量。
本实施例中，该方法所使用的核磁共振仪器优选地为频率为15MHz至25MHz的带有T1-T2脉冲序列的低场核磁共振仪器，其可以采用22MHz的T1-T2脉冲序列来进行T1-T2二维核磁共振测量。
当然，在本发明的其他实施例中，根据实际需要，该方法所采用的T1-T2脉冲序列的频率还可以为其他合理频率，本发明不限于此。
在步骤S101以及步骤S102中，该方法优选地会向原始钻井液中添加指定质量的基础油，随后恒温到与所使用的核磁共振探头温度一致后，再对混合后的钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量。然后，该方法会继续向钻井液中添加指定质量的基础油，并重复上述恒温以及T1-T2二维核磁共振测量操作。通过重复上述步骤，该方法也就可以得到添加不同质量的基础油的钻井液的钻井液水峰以及基础油油峰，进而确定出对应的钻井液水信号质心和基础油信号质心。
本实施例中，该方法优选地通过向钻井液中滴入特定滴数的基础油来向钻井液中添加指定质量的基础油。当然，在本发明的其他实施例中，该方法根据实际情况还可以采用其他合理方式来添加基础油，同时，所添加的基础油的质量还可以为其他合理质量，本发明对此并不进行限定。
如图1所示，本实施例中，该方法会在步骤S103中向原始钻井液中添加不同质量的、不同密度或黏度的地层油，并在步骤S104中分别进行T1-T2二维核磁共振测量，对应得到地层油信号质心。
本实施例中，该方法实现步骤S103和步骤S104的原理以及过程与上述步骤S101和步骤S102类似，故在此不再对步骤S103和步骤S104的具体内容进行赘述。
需要指出的是，在本发明的不同实施例中，根据实际需要，该方法在步骤S103中既可以向原始钻井液中添加地层油，也可以向步骤S101中所得到的添加有基础油的钻井液(即混合后的钻井液)中添加不同质量的、不同密度或黏度的地层油。
本实施例中，上述原始钻井液优选地包括水基钻井液(例如混油钻井液)和油基钻井液，即该方法在步骤S101中分别向水基钻井液和油基钻井液中添加基础油，并在步骤S103中分别向水基钻井液和油基钻井液中添加地层油。
随后，该方法会在步骤S105中将所得到的钻井液水信号质心、基础油信号质心以及地层油质心以能够区分的方式投影到预设直角坐标系中，从而构建得到钻井液地层油判识图版。
具体地，本实施例中，该方法在步骤S105中优选地会将钻井液水信号质心、基础油信号质心以及地层油质心以不同符号以及/或者不同颜色投影到预设直角坐标系中。
例如，通过上述步骤S101至步骤S104，该方法可以得到如图2和图3所示的质心分布示意图，其中，图2表示(T2,T1)坐标系下的质心分布，图3表示(T2,T1/T2)坐标系下的质心分布。
在图2和图3中，ob表示油基钻井液，om表示混油钻井液，pw表示纯水，1#、2#、3#、4#、5#、6#分别为不同性质的原油。其中，1#、2#、3#、4#、6#的原油的密度为0.86-0.89g/cm3，黏度为12.1-1195mPa.s；5#为重质油，其密度为1.017g/cm3，黏度为9488mPa.s；硅油、白油、大豆油为成品油。圆点符号为油信号的质心，方形符号为水信号的质心。
该方法在步骤S105中可以得到如图4和图5所示的钻井液地层油判识图版，其中，图4表示(T2,T1)坐标系下的钻井液地层油判识图版，图5表示(T2,T1/T2)坐标系下的钻井液地层油判识图版。其中，优选地，钻井液水峰的T1<0.1ms，水基钻井液与油基钻井液中的水信号以T1/T2＝4.5为分界线，水基的在分界线上方，油基的在分界线下方。纯水T1>3ms；钻井液中的油分布于0.1ms<T1<3ms之间，油质越重，T2越短，其中钻井液基础油的信号质心介入重质油及轻-中质油之间，与轻-中质油以T1/T2＝4.5为分界线。
需要指出的是，在本发明的其他实施例中，根据实际需要，该方法在步骤S105中所使用到的预设坐标系还可以为其他合理坐标系，本发明不限于此。例如，在本发明的一个实施例中，该方法所使用到的预设坐标系可以为(T1,T2)坐标系、(T2,T1)坐标系、(T1/T2,T2)坐标系、(T2/T1,T2)坐标系、(T1/T2,T1)坐标系和(T2/T1,T1)坐标系中的某一个或某几个。
这样也就构建得到的判识钻遇油层时所需要使用的钻井液地层油判识图版。图6示出了本实施例中利用上述图版进行钻遇油层判识的实现流程示意图。
如图6所示，本实施例中，该方法首先会在步骤S601中对待分析钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量，从而得到待分析钻井液的T1-T2峰的质心的分布。其中，该方法在步骤S601中对待分析钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量的原理以及过程与上述步骤S101至步骤S102所公开的方案类似，故在此不再对该部分内容进行限定。
随后，该方法会在步骤S602中根据步骤S601中所得到的待分析钻井液的质心的分布情况，利用预设钻井液地层油T1-T2判识图版来确定是否钻遇油层。其中，该预设钻井液地层油T1-T2判识图版即为采用如上所述的方法构建得到的。
例如，X井采用水基钻井液钻进，于井深45000m气测后效：全烃20.244％，C1为5.539％，C2为0.584％，C3为0.061％，iC4、nC4、iC5、nC5均为0.01％；取后效样进行T1-T2二维核磁共振分析，可以得到如图7所示的T1-T2谱图，还可以得到如图8和图9所示的钻井液T1-T2水信号质心和油信号质心的分布图。从图8和图9中可以看出，该水基钻井液含油。
同样的，Y井井段2870.00～3677.00m采用油基钻井液钻进，油水比82:18。对入口、出口钻井液采样进行T1-T2二维核磁共振分析，可以看出Y井2918.00m-2928.00m处的出口钻井液有明显的增峰，但信号微弱，这表明含油量很低，占比不到1％。
2923m出口钻井液的T1-T2谱图如图10所示，钻井液T1-T2水信号质心和油信号质心的分布图如图11和图12所示。从图10至图12可以看出，由于采用油基钻井液，录井不能确定含油级别，气测、岩石热解、定量荧光、热蒸发烃色谱及测井均解释为油层，试油：日产液71.8t，日产油3.1t，含水高达95.6％，为含油水层。
这样也就证明T1-T2核磁共振能够准确发现油基钻井液条件下的含油显示。
从上述描述中可以看出，本发明所提供的构建钻井液地层油判识图版的方法采用T1-T2二维低场核磁共振技术，通过建立不同钻井液体系水峰、基础油油峰及其中不同性质地层油的油峰判识图版，来根据待测钻井液二维核磁共振质心在图版上的分布区域判识是否钻遇油层，本方法克服了T2一维核磁共振对在线测量及油基钻井液体系的不适应性。本方法在实施过程中无需改进硬件，也无需添加弛豫试剂，同时还无需采取二次分析，仅仅通过一次测量便能够直接区分钻井液中的油、水，并识别钻井液中油是人工添加的还是来源于地层的。相较于现有方法，本方法操作更加简单，成本更加低廉，其判识更为准确，适用范围也更加广阔。
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 (8)

1.一种构建用于钻遇油层判识的油包水钻井液地层油判识图版的方法，其特征在于，所述方法包括：
步骤一，先对原始钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量，再在原始钻井液中添加不同质量的基础油，并分别进行T1-T2二维核磁共振测量，从而对应得到钻井液水信号质心和基础油信号质心；
步骤二、在所述步骤一中所得到的混合后的钻井液中添加不同质量的、不同密度或黏度的地层油，分别进行T1-T2二维核磁共振测量，对应得到地层油信号质心；
步骤三、将所述钻井液水信号质心、基础油信号质心以及地层油质心以不同符号以及/或者不同颜色方式投影到预设直角坐标系中，构建得到钻井液地层油判识图版。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述原始钻井液包括水基钻井液和/或油基钻井液。
3.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，
在所述步骤一中，将所述基础油添加到所述原始钻井液中后，将混合后的钻井液的温度恒温到与所使用的核磁共振仪器探头温度一致后再进行T1-T2二维核磁共振测量；
在所述步骤二中，将所述地层油添加到所述原始钻井液中后，将混合后的钻井液的温度恒温到与所使用的核磁共振仪器探头温度一致后再进行T1-T2二维核磁共振测量。
4.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，采用频率为15MHz至25MHz的带有T1-T2脉冲序列的低场核磁共振仪器来进行T1-T2二维核磁共振测量。
5.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述预设直角坐标系包括以下所列项中的任一项或几项：
(T1,T2)坐标系、(T2,T1)坐标系、(T1/T2,T2)坐标系、(T2/T1,T2)坐标系、(T1/T2,T1)坐标系和(T2/T1,T1)坐标系。
6.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，在对所述原始钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量时，记录所有信号峰的位置，
在所述步骤一和步骤二中，根据所述原始钻井液的所有信号峰的位置，确定钻井液水峰、基础油油峰以及地层油油峰的位置，进而确定所述钻井液水信号质心和基础油信号质心以及地层油信号质心。
7.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，在所述钻井液地层油判识图版中，以T1/T2＝4.5为分界线，其中，水基钻井液位于该分界线上方，油基钻井液位于该分界线下方。
8.一种钻遇油层判识方法，其特征在于，所述方法包括：
步骤一，对待分析钻井液进行T1-T2二维核磁共振测量，得到所述待分析钻井液的T1-T2峰的质心的分布；
步骤二，根据所述待分析钻井液的质心的分布，利用预设钻井液地层油T1-T2判识图版，确定是否钻遇油层，其中，所述预设钻井液地层油T1-T2判识图版采用如权利要求1～7中任一项所述的方法构建得到。
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