CN113781452B - 页岩含油饱和度的确定方法及装置、电子设备和存储介质 - Google Patents

Abstract

本公开涉及一种页岩含油饱和度的确定方法及装置、电子设备和存储介质。涉及页岩的含油饱和度技术领域，所述的页岩含油饱和度的确定方法，包括：获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度、所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度、设定地层水的含氢指数及设定油样的含氢指数；基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度。本公开实施例可实现页岩的含油饱和度确定。

Description

页岩含油饱和度的确定方法及装置、电子设备和存储介质

技术领域

本公开涉及页岩的含油饱和度技术领域，尤其涉及一种页岩含油饱和度的确定方法及装置、电子设备和存储介质。

背景技术

页岩油饱和度是储量计算的关键参数，由于油信号存在小孔之中，目前较多采用蒸馏法进行岩心含油饱和度求取，但是该方法得到含油饱和度数据受实验温度影响较大。核磁共振在流体识别方面具有一定优势，但是无法分离小孔中油水信号，导致含油饱和度存在一定误差。

发明内容

本公开提出了一种页岩含油饱和度的确定方法及装置、电子设备和存储介质技术方案。

根据本公开的一方面，提供了一种页岩含油饱和度的确定方法，包括：

获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度、所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度、设定地层水的含氢指数及设定油样的含氢指数；

基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度。

优选地，在所述获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度之前，确定所述页岩的第一二维核磁共振分布，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数及设定信噪比；

基于所述第一核磁共振参数对所述页岩进行核磁共振处理，并检测所述核磁共振处理中的信噪比；

若所述信噪比小于或等于所述设定信噪比，则增加扫描次数，直至所述信噪比大于所述设定信噪比，确定所述页岩的第一二维核磁共振分布；

以及/或，

在所述获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度之前，还要确定所述第一信号强度，其确定方法，包括：

根据所述第一二维核磁共振分布，得到其对应的多个第一幅度；

对所述多个第一幅度进行求和，得到所述第一信号强度。

优选地，在所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布，其确定方法，包括：

获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布；

根据所述第三二维核磁共振分布及所述第四二维核磁共振分布，确定所述第二二维核磁共振分布；

以及/或，

在所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：

根据所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布，得到其对应的多个第四幅度；

对所述多个第四幅度进行求和，得到所述第四信号强度。

优选地，在所述获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布之前，确定所述第三二维核磁共振分布的方法，其确定的方法，包括：

获取第一核磁共振参数、所述页岩的第一体积以及设定体积比值；

根据所述第一体积以及所述设定体积比值确定所述顺磁溶液的第二体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第二体积的顺磁溶液进行核磁共振处理，确定所述顺磁溶液对应的第三二维核磁共振分布；

以及/或，

在所述获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布之前，确定所述第四二维核磁共振分布，其确定的方法，包括：

获取第一核磁共振参数；

基于所述第一核磁共振参数内的第一扫描次数，确定第二核磁共振参数内的第二扫描次数；

基于所述第二核磁共振参数，对所述页岩与所述顺磁溶液的混合溶液进行核磁共振处理，确定所述混合溶液对应的第四二维核磁共振分布；

以及/或，

所述根据所述第三二维核磁共振分布及所述第四二维核磁共振分布，确定所述第二二维核磁共振分布的方法，包括：

获取所述第一核磁共振参数的内第一扫描次数以及所述第二核磁共振参数内的第二扫描次数；

根据所述第一扫描次数及所述第二扫描次数，确定所述第一扫描次数及所述第二扫描次数的比值；

根据所述第三二维核磁共振分布对应的第一回波信号幅度、所述第四二维核磁共振分布对应的第二回波信号幅度以及所述比值，确定所述第二二维核磁共振分布。

优选地，所述基于所述第二核磁共振参数，对所述页岩与所述顺磁溶液的混合溶液进行核磁共振处理，确定所述混合溶液对应的第四二维核磁共振分布之前，对所述页岩进行粉碎，其粉碎的控制方法，包括：

获取粉碎指令以及设定目；

根据所述粉碎指令，对所述页岩进行粉碎，并检测所述页岩的粉碎目；

若所述粉碎目小于所述设定目，继续对所述页岩进行粉碎；直至，所述粉碎目大于或等于所述设定目为止；

以及/或，

在获取所述页岩的第一体积之前，确定所述第一体积，其确定方法，包括：

分别获得所述顺磁溶液的第一质量及重力加速度；

根据所述第一质量及所述第二体积，得到所述顺磁溶液的第一密度；

测量所述页岩在所述顺磁溶液中悬浮状态下的浮力；

基于所述浮力、第一密度及所述重力加速度，确定所述第一体积。

优选地，在所述基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度之前，需要确定所述页岩是否丢失，其确定方法，包括：

获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布以及设定信号强度；

根据所述第三二维核磁共振分布，确定对应的第二信号强度；

根据所述第四二维核磁共振分布，确定对应的第三信号强度；

计算所述第三信号强度与所述第三信号强度之间的差值，若所述差值大于或等于所述设定信号强度，则确定所述页岩未丢失；否则，确定所述页岩丢失。

优选地，所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：

获取所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油线或水线位置；

基于所述油线或水线位置确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油信号区域；

基于所述油信号区域，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布中的第四信号强度；

以及/或，

所述的页岩含油饱和度的确定方法，还包括：

获取所述第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度及对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理的核磁共振参数；

获取所述第一体积的设定孔隙度的参照物，并基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，得到所述参照物对应的第二一维核磁共振分布；

根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度；

基于所述信号强度及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度；

以及/或，

在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定地层水的含氢指数以及/或设定油样的含氢指数，其确定方法，包括；

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的地层水进行核磁共振处理，得到第七信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第七信号强度的比值，得到所述设定地层水的含氢指数；

以及/或，

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的原油进行核磁共振处理，得到第六信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定原油的含氢指数。

获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度、所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度、设定地层水的含氢指数及设定油样的含氢指数；

基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度。

根据本公开的一方面，提供了一种含油饱和度的确定装置，包括：

获取单元，用于获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度、所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度、设定地层水的含氢指数及设定油样的含氢指数；

确定单元，用于基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度。

根据本公开的一方面，提供了一种电子设备，包括：

处理器；

用于存储处理器可执行指令的存储器；

其中，所述处理器被配置为：执行上述页岩含油饱和度的确定方法。

根据本公开的一方面，提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，所述计算机程序指令被处理器执行时实现上述页岩含油饱和度的确定方法。

在本公开实施例中，本公开实施例可实现页岩的含油饱和度的确定，以解决目前页岩的含油饱和度测量精度低的问题。本公开实施例可以获取页岩油储层的含油饱和度信息，可以客观评价页岩油储层的储集特征，为制定合理的油气开发方案提供参数依据。

应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，而非限制本公开。

根据下面参考附图对示例性实施例的详细说明，本公开的其它特征及方面将变得清楚。

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，这些附图示出了符合本公开的实施例，并与说明书一起用于说明本公开的技术方案。

图1示出根据本公开实施例的页岩含油饱和度的确定方法的流程图；

图2示出根据本公开实施例的二维核磁共振脉冲序列图；

图3示出根据本公开实施例的页岩油样品原样的T1-T2二维核磁共振(流体)分布图；

图4示出根据本公开实施例的氯化锰溶液的T1-T2二维核磁共振(流体)分布图；

图5示出根据本公开实施例的页岩样品粉碎后浸泡于氯化锰溶液的T1-T2二维核磁共振(流体)分布图；

图6是根据一示例性实施例示出的一种电子设备800的框图；

图7是根据一示例性实施例示出的一种电子设备1900的框图。

具体实施方式

以下将参考附图详细说明本公开的各种示例性实施例、特征和方面。附图中相同的附图标记表示功能相同或相似的元件。尽管在附图中示出了实施例的各种方面，但是除非特别指出，不必按比例绘制附图。

在这里专用的词“示例性”意为“用作例子、实施例或说明性”。这里作为“示例性”所说明的任何实施例不必解释为优于或好于其它实施例。

本文中术语“和/或”，仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，本文中术语“至少一种”表示多种中的任意一种或多种中的至少两种的任意组合，例如，包括A、B、C中的至少一种，可以表示包括从A、B和C构成的集合中选择的任意一个或多个元素。

另外，为了更好地说明本公开，在下文的具体实施方式中给出了众多的具体细节。本领域技术人员应当理解，没有某些具体细节，本公开同样可以实施。在一些实例中，对于本领域技术人员熟知的方法、手段、元件和电路未作详细描述，以便于凸显本公开的主旨。

可以理解，本公开提及的上述各个方法实施例，在不违背原理逻辑的情况下，均可以彼此相互结合形成结合后的实施例，限于篇幅，本公开不再赘述。

此外，本公开还提供了含油饱和度的确定装置、电子设备、计算机可读存储介质、程序，上述均可用来实现本公开提供的任一种页岩含油饱和度的确定方法，相应技术方案和描述和参见方法部分的相应记载，不再赘述。

图1示出根据本公开实施例的页岩含油饱和度的确定方法的流程图，如图1所示，所述页岩含油饱和度的确定方法，包括：

步骤S101：获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度、所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度、设定地层水的含氢指数及设定油样的含氢指数；步骤S102：基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度。可实现页岩的含油饱和度的确定，以解决目前页岩的含油饱和度测量精度低的问题。本公开实施例可以获取页岩油储层的含油饱和度信息，可以客观评价页岩油储层的储集特征，为制定合理的油气开发方案提供参数依据。

步骤S101：获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度、所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度、设定地层水的含氢指数及设定油样的含氢指数。

在本公开中，在所述获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度之前，确定所述页岩的第一二维核磁共振分布，其确定方法，包括：获取第一核磁共振参数及设定信噪比；基于所述第一核磁共振参数对所述页岩进行核磁共振处理，并检测所述核磁共振处理中的信噪比；若所述信噪比小于或等于所述设定信噪比，则增加扫描次数，直至所述信噪比大于所述设定信噪比，确定所述页岩的第一二维核磁共振分布。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，所述第一核磁共振参数，至少包括：频率范围、脉冲序列。

图2示出根据本公开实施例的二维核磁共振脉冲序列图。脉冲序列可配置为T1-T2二维脉冲序列。

例如，核磁共振仪器的频率范围可配置2MHz～6MHz，设定信噪比可配置为30。因此，在本实施例中的第一二维核磁共振分布及第二二维核磁共振分布为T1-T2二维核磁共振分布，其中横坐标为T2(ms)，纵坐标为T1(ms)。

核磁共振测量时采用T1-T2反转恢复法脉冲序列获取二维核磁共振脉冲序列，回波串信号进行二维数据反演获取页岩油样品的二维核磁共振分布及对应的信号强度S1。其中，二维数据反演的方法可采用回波串进行奇异值分解(SVD)反演的方法。

图3示出根据本公开实施例的页岩油样品原样T1-T2二维核磁共振(流体)分布图。如图3所示，二维数据采用回波串进行奇异值分解(SVD)反演的方法得到了所述页岩的第一二维核磁共振分布。

在本公开中，在所述获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度之前，还要确定所述第一信号强度，其确定方法，包括：根据所述第一二维核磁共振分布，得到其对应的多个第一幅度；对所述多个第一幅度进行求和，得到所述第一信号强度S1。

在图3中，实验的页岩为井场10克～30克页岩油新鲜样品，采用2MHz核磁共振实验分析仪测试，核磁共振测量时采用T1-T2脉冲序列获取二维核磁共振脉冲序列，由于页岩油孔隙尺寸较小，为确保采集到准确的油气信号，T1-T2二维脉冲序列的等待时间以以小孔采集为主体，本发明中等待时间为24组等待时间，通过对24组回波串信号进行二维数据反演获取页岩油样品的第一二维核磁共振分布，如图3所示，扫描次数为32次，求取第一信号强度S1。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，由于页岩油孔隙尺寸较小，为确保采集到准确的油气信号，T1-T2二维脉冲序列的等待时间以小孔(T2<3ms的一维核磁共振T2分布)采集为主体。所述第一核磁共振参数，还包括：设定等待时间。在所述确定所述页岩的第一二维核磁共振分布的方法，包括：获取设定等待时间；根据所述设定等待时间确定回波串信号的数目；对所述数目的回波串信号进行二维数据反演得到所述页岩的第一二维核磁共振分布。其中，所述设定等待时间确定回波串信号的数目可为20组。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，核磁共振测量时采用T1-T2反转恢复法脉冲序列获取二维核磁共振脉冲序列，由于页岩油孔隙尺寸较小，为确保采集到准确的油气信号，T1-T2二维脉冲序列的等待时间以小孔(T2<3ms的一维核磁共振T2分布)采集为主体，本发明中的等待时间至少为20组，通过对20组回波串信号进行二维数据反演获取页岩油样品的第一二维核磁共振分布及对应的信号强度S1。

在本公开中，在所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布，其确定方法，包括：获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布；根据所述第三二维核磁共振分布及所述第四二维核磁共振分布，确定所述第二二维核磁共振分布。

在本公开中，在所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：根据所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布，得到其对应的多个第四幅度；对所述多个第四幅度进行求和，得到所述第四信号强度S4。

在本公开中，所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：获取所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油线或水线位置；基于所述油线或水线位置确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油信号区域；基于所述油信号区域，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布中的第四信号强度S4。

具体地说，由于所述第二二维核磁共振分布为所述页岩除去水的二维核磁共振分布，其已经不含水。因此在上所述第二二维核磁共振分布上，油线或水线位置对应的T1-T2应为一条线。

例如，在本公开的实施中，所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油线或水线位置为T1-T2二维核磁共振油线或水线的位置为1(即对角线)，即T1-T2＝1对应的所述第二二维核磁共振分布的下侧为顺磁溶液(氯化锰)的信号，T1-T2＝1对应的所述第二二维核磁共振分布的上侧为油信号。仅仅油少量的油信号下T1-T2＝1对应的所述第二二维核磁共振分布的下侧，即使如此，确定页岩对应的含油饱和度的精确性已经大大提升。更为具体地说，经标准饱和油样刻度后，确定T1-T2二维核磁共振油线和水线位置，本发明中油线为T1/T2数值为8。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，顺磁溶液可选择氯化锰溶液，在一定浓度在把所述页岩内的水信号消除。顺磁溶液的设定溶度可配置为65000PPM及其以上。以下，以顺磁溶液为氯化锰溶液进行说明。

在本公开中，在所述获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布之前，确定所述第三二维核磁共振分布的方法，其确定方法，包括：获取第一核磁共振参数、所述页岩的第一体积以及设定体积比值；根据所述第一体积以及所述设定体积比值确定所述顺磁溶液的第二体积；基于所述第一核磁共振参数，对所述第二体积的顺磁溶液进行核磁共振处理，确定所述顺磁溶液对应的第三二维核磁共振分布。

图4示出根据本公开实施例的氯化锰溶液的T1-T2二维核磁共振(流体)分布图。如图4所示，上述二维数据采用回波串进行奇异值分解(SVD)反演的方法得到了所述氯化锰溶液的第三二维核磁共振分布。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，配置65000PPM氯化锰溶液，氯化锰体积接近岩页(岩样)体积的两倍，氯化锰溶液体积与岩样体积之和小于核磁共振仪器的共振区域，确保岩心粉碎后能够完全浸没于溶液中，利用采用2MHz核磁共振实验分析仪获取二维核磁共振回波串，参数和页岩进行核磁共振(第一二维核磁共振分布)的参数相同；通过二维反演获取溶液的第三二维核磁共振分布，即可确定氯化锰的信号分布范围和信号强度S2。如图4所示，通过二维反演获取氯化锰溶液的第三二维核磁共振分布，确定氯化锰的信号分布范围和第二信号强度S2。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，所述根据所述第一体积以及所述设定体积比值确定所述顺磁溶液的第二体积的方法，包括：所述第一体积乘以所述设定体积比值得到所述顺磁溶液的第二体积。例如，所述设定体积比值可配置为2，氯化锰溶液的第二体积是所述页岩的第一体积的两倍。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，在基于所述第一核磁共振参数，对所述第二体积的顺磁溶液进行核磁共振处理，确定所述顺磁溶液对应的第三二维核磁共振分布之前，还需要确定所述顺磁溶液及所述页岩的共振区域，其确定方法，包括：获取所述第一体积及所述第二体积；根据所述第一体积及所述第二体积确定所述顺磁溶液及所述页岩的共振区域。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，所述根据所述第一体积、所述第二体积及设定总体积确定所述顺磁溶液及所述页岩的共振区域的方法，包括：计算所述第一体积及所述第二体积的体积和；所述体积和为所述顺磁溶液及所述页岩的共振区域。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，在基于所述第一核磁共振参数，对所述第二体积的顺磁溶液进行核磁共振处理，确定所述顺磁溶液对应的第三二维核磁共振分布之前，还需要确定所述顺磁溶液及所述页岩的共振区域是否在所述核磁共振仪器的共振区域内，其确定方法，包括：获取共振区域的设定总体积；若所述体积和小于所述设定总体积，则所述顺磁溶液及所述页岩的共振区域在所述核磁共振仪器的共振区域内；否则，所述顺磁溶液及所述页岩的共振区域不在所述核磁共振仪器的共振区域内。所述顺磁溶液及所述页岩的共振区域在所述核磁共振仪器的共振区域内，则对所述第二体积的顺磁溶液进行核磁共振处理，确定所述顺磁溶液对应的第三二维核磁共振分布；所述顺磁溶液及所述页岩的共振区域不在所述核磁共振仪器的共振区域内，不对所述第二体积的顺磁溶液进行核磁共振处理。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，利用与第一核磁共振参数相同采集参数获取浓度为65000PPM以上的氯化锰溶液的二维核磁共振信号，氯化锰体积是岩样体积的两倍，既要确保岩心粉碎后能够完全浸没于溶液中，又要氯化锰溶液体积与岩样体积之和小于核磁共振仪器的共振区域，通过二维反演获取溶液的第三二维核磁共振分布，进而确定氯化锰的信号分布范围和第二信号强度S2。

在本公开中，在获取所述页岩的第一体积之前，确定所述第一体积，其确定方法，包括：分别获得所述顺磁溶液的第一质量及重力加速度；根据所述第一质量及所述第二体积，得到所述顺磁溶液的第一密度；测量所述页岩在所述顺磁溶液中悬浮状态下的浮力；基于所述浮力、第一密度及所述重力加速度，确定所述第一体积。具体地说，确定所述第一体积的方法，还包括：获取所述第一体积对应的预设计算公式，基于所述预设计算公式、所述浮力、第一密度及所述重力加速度，确定所述第一体积。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，所述预设计算公式为：F＝ρ_顺磁溶液gV_体积。

其中，F为浮力；ρ_顺磁溶液为顺磁溶液的第一密度；V_体积为所述页岩的第一体积，g为所述重力加速度。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，所述顺磁溶液的第一质量的确定方法，包括：获取所述容器的质量以及装入所述顺磁溶液后的顺磁溶液及容器的总质量；所述总质量减去述容器的质量，得到所述顺磁溶液的第一质量。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，利用天平分别测量容器的质量及氯化锰溶液和容器的总质量，进而得到氯化锰溶液的密度，然后将将页岩油样品粉碎，粉碎至设定目(40-60目)，用薄纱包裹后，悬浮于氯化锰溶液中，并测量悬浮状态下页岩的浮力，获取所述页岩(样品)的第一体积。

在本公开中，在所述获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布之前，确定所述第四二维核磁共振分布，其确定的方法，包括：获取第一核磁共振参数；基于所述第一核磁共振参数内的第一扫描次数，确定第二核磁共振参数内的第二扫描次数；基于所述第二核磁共振参数，对所述页岩与所述顺磁溶液的混合溶液进行核磁共振处理，确定所述混合溶液对应的第四二维核磁共振分布。其中，所述第一核磁共振参数内的第一扫描次数为测量顺磁溶液的第三二维核磁共振分布的扫描次数。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，在所述获取所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布之前，确定所述第四二维核磁共振分布，其确定的方法，还包括：获取设定时间；对所述页岩放置述顺磁溶液内的时间进行计时，得到浸入时间；当所述浸入时间大于或等于所述设定时间时，发出进行核磁共振的控制指令；根据所述控制指令对所述混合溶液进行核磁共振，以得到所述混合溶液对应的第四二维核磁共振分布。其中，所述设定时间可配置为1小时。

例如，将所述页岩防止所述样品完全浸没入氯化锰溶液(顺磁溶液)中，等待一段时间后(超过1小时)，利用核磁共振实验分析仪测量混合溶液的第四二维核磁共振分布。

图5示出根据本公开实施例的页岩样品粉碎后浸泡于氯化锰溶液的T1-T2二维核磁共振(流体)分布图。如图4所示，上述二维数据采用回波串进行奇异值分解(SVD)反演的方法得到了所述页岩样品粉碎后浸泡于氯化锰溶液的第四二维核磁共振分布。此时，如图5所示，基本都是油信号，水信号含量已经很少。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，利用天平分别测量氯化锰溶液和容器质量，确定氯化锰溶液的密度，将页岩油样品粉碎，粉碎直40-60目，用薄纱包裹后，悬浮于溶液中，并测量悬浮状态下的质量，获取页岩样品的体积，经过标准水样刻度，可将信号强度A1转化为页岩(岩样)的孔隙度。然后，完全浸没入氯化锰溶液中，等待2小时后，利用核磁共振实验分析仪测量混合溶液的第四二维核磁共振分布。如图5示，并求取第三信号强度S3，本步骤的核磁共振扫描次数为64。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，所述基于所述第一核磁共振参数内的第一扫描次数，确定第二核磁共振参数内的第二扫描次数的方法，包括：获取基于所述第一核磁共振参数的第一扫描次数及设定信噪比；将所述第一扫描次数设置为所述第一核磁共振参数内初始的第二扫描次数；基于所述第一核磁共振参数内的初始的第二扫描次数对所述混合溶液进行核磁共振处理，并检测所述混合溶液进行核磁共振处理的第二信噪比；若所述第二信噪比小于或等于所述设定信噪比，则增加设定的第二扫描次数；直至所述第二信噪比大于所述设定信噪比，确定第二核磁共振参数内的第二扫描次数。其中，所述设定信噪比可配置为30。

具体地说，在本公开的实施例及其他可能的实施例中，若所述第二信噪比小于或等于所述设定信噪比，则增加设定的第二扫描次数；直至所述第二信噪比大于所述设定信噪比，确定第二核磁共振参数内的第二扫描次数的方法，包括：获取第一设定步长及大于所述第一设定步长的第二设定步长；S1011：计算所述第二信噪比与所述设定信噪比的比值参数；S1012：若所述比值参数小于比值参数设定值，按照所述第二设定步长更新所述第二扫描次数；否则，按照所述第一设定步长更新所述第二扫描次数；重复执行步骤S1011及步骤S1012，直至所述第二信噪比大于所述设定信噪比，将此时最后一次更新的所述第二扫描次数确定为第二核磁共振参数内的第二扫描次数。

例如，所述比值参数设定值设置为0.5，若所述比值参数小于比值参数设定值0.5，说明所述第二信噪较小，需要大幅度调整第二扫描次数，选用大于所述第一设定步长h1的第二设定步长h2，此时更新所述第二扫描次数＝上次第二扫描次数+h2；若所述比值参数大于比值参数设定值0.5，说明所述第二信噪较大，需要小幅度调整第二扫描次数，选用第一设定步长h2即可，此时更新所述第二扫描次数＝上次第二扫描次数+h1。

在本公开中，所述根据所述第三二维核磁共振分布及所述第四二维核磁共振分布，确定所述第二二维核磁共振分布的方法，包括：获取所述第一核磁共振参数的内第一扫描次数以及所述第二核磁共振参数内的第二扫描次数；根据所述第一扫描次数及所述第二扫描次数，确定所述第一扫描次数及所述第二扫描次数的比值；根据所述第三二维核磁共振分布对应的第一回波信号幅度、所述第四二维核磁共振分布对应的第二回波信号幅度以及所述比值，确定所述第二二维核磁共振分布。其中，所述第一扫描次数及所述第二扫描次数的比值为2。

例如，由于所述第二二维核磁共振分布的步骤中信噪比低于页岩新鲜来样的第一二维核磁共振分布的信噪比，本步骤的核磁共振的第二扫描次数增加为第一二维核磁共振分布测量中的第一扫描次数倍数，确保信噪比大于30(设定信噪比)。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，所述根据所述第三二维核磁共振分布对应的第一回波信号幅度、所述第四二维核磁共振分布对应的第二回波信号幅度以及所述比值，确定所述第二二维核磁共振分布的方法，包括：获取反演所述第三二维核磁共振分布对应的第一回波串信号的数目；根据所述目数，确定反演所述第四二维核磁共振分布对应的第二回波信号的数目；将所述第一回波信号幅度除以所述比值后，并减去所述第二回波信号，得到所述第二二维核磁共振分布对应的第三波信号；对所述第三波信号进行反演，得到所述第二二维核磁共振分布。

例如，将20组及以上第一回波信号幅度除以所述比值，并与核磁共振的第二回波串相减，将得到回波串进行二维数据反演获取第二二维核磁共振流体分布。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，由于页岩油孔隙尺寸较小，为确保采集到准确的油气信号，T1-T2二维脉冲序列的等待时间以小孔(T2<3ms的一维核磁共振T2分布)采集为主体。所述第一核磁共振参数，还包括：设定等待时间。在所述确定所述页岩的第一二维核磁共振分布的方法，包括：获取设定等待时间；根据所述设定等待时间确定回波串信号的数目；对所述数目的回波串信号进行二维数据反演得到所述页岩的第一二维核磁共振分布。其中，所述设定等待时间确定回波串信号的数目可为20组。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，核磁共振测量时采用T1-T2反转恢复法脉冲序列获取二维核磁共振脉冲序列，由于页岩油孔隙尺寸较小，为确保采集到准确的油气信号，T1-T2二维脉冲序列的等待时间以小孔(T2<3ms的一维核磁共振T2分布)采集为主体，本发明中的等待时间至少为20组，通过对20组回波串信号进行二维数据反演获取页岩油样品的第一二维核磁共振分布及对应的信号强度S1。

在本公开中，所述基于所述第二核磁共振参数，对所述页岩与所述顺磁溶液的混合溶液进行核磁共振处理，确定所述混合溶液对应的第四二维核磁共振分布以及/或在确定所述第一体积之前，对所述页岩进行粉碎，其粉碎的控制方法，包括：获取粉碎指令以及设定目；根据所述粉碎指令，对所述页岩进行粉碎，并检测所述页岩的粉碎目；若所述粉碎目小于所述设定目，继续对所述页岩进行粉碎；直至，所述粉碎目大于或等于所述设定目为止。其中，所述设定目可配置为40-60目。

在本公开中，在所述基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度之前，需要确定所述页岩是否丢失，其确定方法，包括：获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布以及设定信号强度；根据所述第三二维核磁共振分布，确定对应的第二信号强度；根据所述第四二维核磁共振分布，确定对应的第三信号强度；计算所述第三信号强度与所述第三信号强度之间的差值，若所述差值大于或等于所述设定信号强度，则确定所述页岩未丢失；否则，确定所述页岩丢失。具体地说，本领域人员可以根据需要自行确定所述设定信号强度。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，确定所述第二信号强度的方法，包括：根据所述第三二维核磁共振分布，得到其对应的多个第二幅度；对所述多个第二幅度进行求和，得到所述第二信号强度。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，确定所述第三信号强度的方法，包括：根据所述第四二维核磁共振分布，得到其对应的多个第三幅度；对所述多个第三幅度进行求和，得到所述第三信号强度。

步骤S102：基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度。

在本公开中，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定地层水的含氢指数，其确定方法，包括；获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的地层水进行核磁共振处理，得到第七信号强度；计算所述第五信号强度与所述第七信号强度的比值，得到所述设定地层水的含氢指数。

在本公开中，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定油样的含氢指数，其确定方法，包括；获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的原油进行核磁共振处理，得到第六信号强度；计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定原油的含氢指数。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，所述基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度的方法，还包括：根据所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数确定计算系数；根据所述第四信号强度以及计算系数确定含油信号强度；基于所述第一信号强度及所述含油信号强度，确定所述页岩的含油饱和度。其中，所述基于所述第一信号强度及所述含油信号强度，确定所述页岩的含油饱和度的方法，包括：所述含油信号强度除以所述第一信号强度，确定所述页岩的含油饱和度。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，给出了求取页岩的含油饱和度的具体公式：

含油饱和度S＝(S4*HIw/HIo)/(S1)*100％。

其中，所述HIw为地层水的含氢指数，利用标准水样和相同体积地层水核磁共振信号比值求取，本发明中研究区的HIw数值0.98；HIo为其中本地区原油的含氢指数，利用标准水样和相同体积本地区原油的核磁共振信号比值求取，本发明中研究区的HIo数值0.78；S1为第一信号强度，S4为第四信号强度。

在本公开中，还公开了一种页岩的孔隙度的确定方法，所述页岩的孔隙度的确定方法，包括：获取所述第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度及对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理的核磁共振参数；获取所述第一体积的设定孔隙度的参照物，并基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，得到所述参照物对应的第二一维核磁共振分布；根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度；基于所述信号强度及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，在所述获取所述第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度之前，获取核磁共振参数及设定信噪比；基于所述核磁共振参数及所述设定信噪比对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理，得到所述第一一维核磁共振分布。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，所述基于所述核磁共振参数及所述设定信噪比对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理，得到所述第一一维核磁共振分布的方法，包括：检测基于所述核磁共振参数对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理的信噪比；若所述信噪比小于或等于所述设定信噪比，则增加所述扫描次数；直至所述信噪比大于所述设定信噪比，停止增加所述扫描次数。其中，所述设定信噪比可配置为30。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，所述核磁共振参数，至少包括：频率范围、脉冲序列及回波间隔。其中，脉冲序列可配置自旋回讯磁振脉冲序列(CPMG脉冲序)，回波间隔可配置为最小回波间隔。

具体地说，利用低场(核磁共振仪器的频率范围为2MHz～6MHz)核磁共振实验分析仪测试10克～30克页岩油新鲜样品，采用CPMG脉冲序列获取所述页岩的第一一维核磁共振分布。由于页岩油中孔隙结构以小孔隙为主，采集参数中仪器最小回波间隔测量，并增加扫描次数要确保信噪比大于设定信噪比30，将得到回波串进行奇异值分解(SVD)反演处理获得，所述页岩的第一一维核磁共振分布可为T2一维核磁共振分布。

更为具体地说，利用低场(共振频率2MHz)核磁共振实验分析仪测试30克页岩油新鲜样品，采用CPMG脉冲序列，由于页岩油中孔隙结构以小孔隙为主，采用仪器最小回波间隔测量(TE为0.1ms)，增加扫描次数要确保信噪比大于35，本发明中扫描次数为128次。将得到24组回波串采用奇异值分解SVD联合反演算法处理获得T2T2一维核磁共振分布，本例中T2一维核磁共振分布的布点为128个，并获取对应的信号强度A1。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，得到所述参照物对应的第二一维核磁共振分布的方法与得到第一一维核磁共振分布的方法相同，在此不进行详细说明。但，第二一维核磁共振分布的信噪比也应大于所述设定信噪比。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，在获取所述第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度之前，需要确定所述第一一维核磁共振分布对应的信号强度，其确定方法，包括：获取第一一维核磁共振分布；

根据所述第一一维核磁共振分布，确定对应的多个信号幅度；对多个幅度进行求和，得到述第一一维核磁共振分布对应的信号强度A1。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，所述根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度的方法，包括：获取第二一维核磁共振分布；根据所述第二一维核磁共振分布，确定对应的多个参照信号幅度；对多个幅度进行求和，得到述第二一维核磁共振分布对应的参照信号强度。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，基于所述信号强度A1及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度的方法，包括：计算信号强度A1与参照信号强度的强度比值；所述强度比值乘以参照物的设定孔隙度，得到所述页岩的孔隙度。

具体地说，页岩的孔隙度/参照物的设定孔隙度＝信号强度A1/参照信号强度；也就是说，页岩的孔隙度＝(信号强度A1/参照信号强度)*参照物的设定孔隙度。

在本公开的实施例及其他可能的实施例中，参照物可以选择水，其孔隙度认为是100％。

更为详细地，在本公开及其他可能的实施例中，

含油饱和度或孔隙度的确定方法的执行主体可以是含油饱和度或孔隙度的确定装置，例如，含油饱和度或孔隙度的确定方法可以由终端设备或服务器或其它处理设备执行，其中，终端设备可以为用户设备(User Equipment，UE)、移动设备、用户终端、终端、蜂窝电话、无绳电话、个人数字处理(Personal Digital Assistant，PDA)、手持设备、计算设备、车载设备、可穿戴设备等。在一些可能的实现方式中，该含油饱和度或孔隙度的确定方法可以通过处理器调用存储器中存储的计算机可读指令的方式来实现。

本领域技术人员可以理解，在具体实施方式的上述方法中，各步骤的撰写顺序并不意味着严格的执行顺序而对实施过程构成任何限定，各步骤的具体执行顺序应当以其功能和可能的内在逻辑确定。

本公开还提出了一种含油饱和度的确定装置，所述含油饱和度的确定装置，包括：获取单元，用于获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度、所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度、设定地层水的含氢指数及设定油样的含氢指数；确定单元，用于基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度。

本公开还提出了一种孔隙度的确定装置，所述孔隙度的确定装置，包括：获取单元，用于获取所述第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度及对第一一维核磁共振分布进行核磁共振处理的核磁共振参数；第一确定单元，用获取所述第一体积的设定孔隙度的参照物，并基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，确定所述参照物对应的第二一维核磁共振分布；第二确定单元，用于根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度；第三确定单元，用于基于所述信号强度及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度。

在一些实施例中，本公开实施例提供的装置具有的功能或包含的模块可以用于执行上文方法实施例描述的含油饱和度或孔隙度的确定方法，其具体实现可以参照上文方法实施例的描述，为了简洁，这里不再赘述。

本公开实施例还提出一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，所述计算机程序指令被处理器执行时实现上述含油饱和度或孔隙度的确定方法。计算机可读存储介质可以是非易失性计算机可读存储介质。

本公开实施例还提出一种电子设备，包括：处理器；用于存储处理器可执行指令的存储器；其中，所述处理器被配置为上述含油饱和度或孔隙度的确定方法。电子设备可以被提供为终端、服务器或其它形态的设备。

氢核在岩石孔隙中发生的弛豫过程，就是在外加磁场的作用下，氢核与孔隙壁之间相互作用而发生的能量传递和转化的过程。氢核在孔隙中的弛豫过程，与氢核弛豫的边界条件与弛豫的空间尺寸有关。小孔隙中不同流体的氢核纵向弛豫和横向弛豫时间不同，可以利用纵向弛豫时间和横向弛豫时间的二维分布进行流体性质识别。氯化锰溶液是可以增强水信号的弛豫速率，氯化锰离子不能与油分子结合，所以可以用于低场核磁共振油水信号分离。当氯化锰浓度增加到一定量后，核磁共振仪器无法采集到水的弛豫信号，此时获得信号仅仅为油信号。根据已有分析数据的就算结果，本公开的实施例相对于传统含油饱和度计算方法，精算精度提高了25％以上。

表1是页岩的品饱孔隙度和度计算结果。

表1是页岩的品饱孔隙度和度计算结果

序号	岩心编号	岩心重量g	岩心体积ml	岩心孔隙度％	含油饱和度％
						1	BY6-1	15.86	6.37	13.13	46.0
2	BY6-3	21.84	8.77	13.28	59.6
						3	BY6-5	18.27	6.27	13.25	46.1
4	BY5-1	21.40	8.67	14.81	47.8
						5	BY5-3	24.71	9.53	11.09	46.9
6	BY5-5	19.24	7.61	12.90	63.0
						7	BY5-7	21.43	8.82	13.94	67.7
8	BY5-9	21.16	8.46	10.19	61.0
						9	BY5-11	23.99	9.75	13.62	51.1
10	BY2-1	19.18	7.49	12.57	65.0
						11	BY2-3	21.90	8.95	12.98	64.0
12	BY2-5	19.74	8.00	12.70	53.2
						13	BY2-7	27.25	11.05	13.11	67.3
14	BY2-9	17.61	7.03	12.93	71.0
						15	BY1-1	14.83	6.05	12.97	58.0

图6是根据一示例性实施例示出的一种电子设备800的框图。例如，电子设备800可以是移动电话，计算机，数字广播终端，消息收发设备，游戏控制台，平板设备，医疗设备，健身设备，个人数字助理等终端。

参照图6，电子设备800可以包括以下一个或多个组件：处理组件802，存储器804，电源组件806，多媒体组件808，音频组件810，输入/输出(I/O)的接口812，传感器组件814，以及通信组件816。

处理组件802通常控制电子设备800的整体操作，诸如与显示，电话呼叫，数据通信，相机操作和记录操作相关联的操作。处理组件802可以包括一个或多个处理器820来执行指令，以完成上述的方法的全部或部分步骤。此外，处理组件802可以包括一个或多个模块，便于处理组件802和其他组件之间的交互。例如，处理组件802可以包括多媒体模块，以方便多媒体组件808和处理组件802之间的交互。

存储器804被配置为存储各种类型的数据以支持在电子设备800的操作。这些数据的示例包括用于在电子设备800上操作的任何应用程序或方法的指令，联系人数据，电话簿数据，消息，图片，视频等。存储器804可以由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，如静态随机存取存储器(SRAM)，电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)，可擦除可编程只读存储器(EPROM)，可编程只读存储器(PROM)，只读存储器(ROM)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。

电源组件806为电子设备800的各种组件提供电力。电源组件806可以包括电源管理系统，一个或多个电源，及其他与为电子设备800生成、管理和分配电力相关联的组件。

多媒体组件808包括在所述电子设备800和用户之间的提供一个输出接口的屏幕。在一些实施例中，屏幕可以包括液晶显示器(LCD)和触摸面板(TP)。如果屏幕包括触摸面板，屏幕可以被实现为触摸屏，以接收来自用户的输入信号。触摸面板包括一个或多个触摸传感器以感测触摸、滑动和触摸面板上的手势。所述触摸传感器可以不仅感测触摸或滑动动作的边界，而且还检测与所述触摸或滑动操作相关的持续时间和压力。在一些实施例中，多媒体组件808包括一个前置摄像头和/或后置摄像头。当电子设备800处于操作模式，如拍摄模式或视频模式时，前置摄像头和/或后置摄像头可以接收外部的多媒体数据。每个前置摄像头和后置摄像头可以是一个固定的光学透镜系统或具有焦距和光学变焦能力。

音频组件810被配置为输出和/或输入音频信号。例如，音频组件810包括一个麦克风(MIC)，当电子设备800处于操作模式，如呼叫模式、记录模式和语音识别模式时，麦克风被配置为接收外部音频信号。所接收的音频信号可以被进一步存储在存储器804或经由通信组件816发送。在一些实施例中，音频组件810还包括一个扬声器，用于输出音频信号。

I/O接口812为处理组件802和外围接口模块之间提供接口，上述外围接口模块可以是键盘，点击轮，按钮等。这些按钮可包括但不限于：主页按钮、音量按钮、启动按钮和锁定按钮。

传感器组件814包括一个或多个传感器，用于为电子设备800提供各个方面的状态评估。例如，传感器组件814可以检测到电子设备800的打开/关闭状态，组件的相对定位，例如所述组件为电子设备800的显示器和小键盘，传感器组件814还可以检测电子设备800或电子设备800一个组件的位置改变，用户与电子设备800接触的存在或不存在，电子设备800方位或加速/减速和电子设备800的温度变化。传感器组件814可以包括接近传感器，被配置用来在没有任何的物理接触时检测附近物体的存在。传感器组件814还可以包括光传感器，如CMOS或CCD图像传感器，用于在成像应用中使用。在一些实施例中，该传感器组件814还可以包括加速度传感器，陀螺仪传感器，磁传感器，压力传感器或温度传感器。

通信组件816被配置为便于电子设备800和其他设备之间有线或无线方式的通信。电子设备800可以接入基于通信标准的无线网络，如WiFi，2G或3G，或它们的组合。在一个示例性实施例中，通信组件816经由广播信道接收来自外部广播管理系统的广播信号或广播相关信息。在一个示例性实施例中，所述通信组件816还包括近场通信(NFC)模块，以促进短程通信。例如，在NFC模块可基于射频识别(RFID)技术，红外数据协会(IrDA)技术，超宽带(UWB)技术，蓝牙(BT)技术和其他技术来实现。

在示例性实施例中，电子设备800可以被一个或多个应用专用集成电路(ASIC)、数字信号处理器(DSP)、数字信号处理设备(DSPD)、可编程逻辑器件(PLD)、现场可编程门阵列(FPGA)、控制器、微控制器、微处理器或其他电子元件实现，用于执行上述方法。

在示例性实施例中，还提供了一种非易失性计算机可读存储介质，例如包括计算机程序指令的存储器804，上述计算机程序指令可由电子设备800的处理器820执行以完成上述方法。

图7是根据一示例性实施例示出的一种电子设备1900的框图。例如，电子设备1900可以被提供为一服务器。参照图7，电子设备1900包括处理组件1922，其进一步包括一个或多个处理器，以及由存储器1932所代表的存储器资源，用于存储可由处理组件1922的执行的指令，例如应用程序。存储器1932中存储的应用程序可以包括一个或一个以上的每一个对应于一组指令的模块。此外，处理组件1922被配置为执行指令，以执行上述方法。

电子设备1900还可以包括一个电源组件1926被配置为执行电子设备1900的电源管理，一个有线或无线网络接口1950被配置为将电子设备1900连接到网络，和一个输入输出(I/O)接口1958。电子设备1900可以操作基于存储在存储器1932的操作系统，例如Windows ServerTM，Mac OS XTM，UnixTM,LinuxTM，FreeBSDTM或类似。

在示例性实施例中，还提供了一种非易失性计算机可读存储介质，例如包括计算机程序指令的存储器1932，上述计算机程序指令可由电子设备1900的处理组件1922执行以完成上述方法。

本公开可以是系统、方法和/或计算机程序产品。计算机程序产品可以包括计算机可读存储介质，其上载有用于使处理器实现本公开的各个方面的计算机可读程序指令。

计算机可读存储介质可以是可以保持和存储由指令执行设备使用的指令的有形设备。计算机可读存储介质例如可以是――但不限于――电存储设备、磁存储设备、光存储设备、电磁存储设备、半导体存储设备或者上述的任意合适的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括：便携式计算机盘、硬盘、随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦式可编程只读存储器(EPROM或闪存)、静态随机存取存储器(SRAM)、便携式压缩盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能盘(DVD)、记忆棒、软盘、机械编码设备、例如其上存储有指令的打孔卡或凹槽内凸起结构、以及上述的任意合适的组合。这里所使用的计算机可读存储介质不被解释为瞬时信号本身，诸如无线电波或者其他自由传播的电磁波、通过波导或其他传输媒介传播的电磁波(例如，通过光纤电缆的光脉冲)、或者通过电线传输的电信号。

这里所描述的计算机可读程序指令可以从计算机可读存储介质下载到各个计算/处理设备，或者通过网络、例如因特网、局域网、广域网和/或无线网下载到外部计算机或外部存储设备。网络可以包括铜传输电缆、光纤传输、无线传输、路由器、防火墙、交换机、网关计算机和/或边缘服务器。每个计算/处理设备中的网络适配卡或者网络接口从网络接收计算机可读程序指令，并转发该计算机可读程序指令，以供存储在各个计算/处理设备中的计算机可读存储介质中。

用于执行本公开操作的计算机程序指令可以是汇编指令、指令集架构(ISA)指令、机器指令、机器相关指令、微代码、固件指令、状态设置数据、或者以一种或多种编程语言的任意组合编写的源代码或目标代码，所述编程语言包括面向对象的编程语言—诸如Smalltalk、C++等，以及常规的过程式编程语言—诸如“C”语言或类似的编程语言。计算机可读程序指令可以完全地在用户计算机上执行、部分地在用户计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在涉及远程计算机的情形中，远程计算机可以通过任意种类的网络—包括局域网(LAN)或广域网(WAN)—连接到用户计算机，或者，可以连接到外部计算机(例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接)。在一些实施例中，通过利用计算机可读程序指令的状态信息来个性化定制电子电路，例如可编程逻辑电路、现场可编程门阵列(FPGA)或可编程逻辑阵列(PLA)，该电子电路可以执行计算机可读程序指令，从而实现本公开的各个方面。

这里参照根据本公开实施例的方法、装置(系统)和计算机程序产品的流程图和/或框图描述了本公开的各个方面。应当理解，流程图和/或框图的每个方框以及流程图和/或框图中各方框的组合，都可以由计算机可读程序指令实现。

这些计算机可读程序指令可以提供给通用计算机、专用计算机或其它可编程数据处理装置的处理器，从而生产出一种机器，使得这些指令在通过计算机或其它可编程数据处理装置的处理器执行时，产生了实现流程图和/或框图中的一个或多个方框中规定的功能/动作的装置。也可以把这些计算机可读程序指令存储在计算机可读存储介质中，这些指令使得计算机、可编程数据处理装置和/或其他设备以特定方式工作，从而，存储有指令的计算机可读介质则包括一个制造品，其包括实现流程图和/或框图中的一个或多个方框中规定的功能/动作的各个方面的指令。

也可以把计算机可读程序指令加载到计算机、其它可编程数据处理装置、或其它设备上，使得在计算机、其它可编程数据处理装置或其它设备上执行一系列操作步骤，以产生计算机实现的过程，从而使得在计算机、其它可编程数据处理装置、或其它设备上执行的指令实现流程图和/或框图中的一个或多个方框中规定的功能/动作。

附图中的流程图和框图显示了根据本公开的多个实施例的系统、方法和计算机程序产品的可能实现的体系架构、功能和操作。在这点上，流程图或框图中的每个方框可以代表一个模块、程序段或指令的一部分，所述模块、程序段或指令的一部分包含一个或多个用于实现规定的逻辑功能的可执行指令。在有些作为替换的实现中，方框中所标注的功能也可以以不同于附图中所标注的顺序发生。例如，两个连续的方框实际上可以基本并行地执行，它们有时也可以按相反的顺序执行，这依所涉及的功能而定。也要注意的是，框图和/或流程图中的每个方框、以及框图和/或流程图中的方框的组合，可以用执行规定的功能或动作的专用的基于硬件的系统来实现，或者可以用专用硬件与计算机指令的组合来实现。

以上已经描述了本公开的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。本文中所用术语的选择，旨在最好地解释各实施例的原理、实际应用或对市场中技术的技术改进，或者使本技术领域的其它普通技术人员能理解本文披露的各实施例。

Claims (65)

1.一种页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，包括：

获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度、所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度、设定地层水的含氢指数及设定油样的含氢指数；其中，在所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布，其确定方法，包括：

获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布；

根据所述第三二维核磁共振分布及所述第四二维核磁共振分布，确定所述第二二维核磁共振分布；其中，所述根据所述第三二维核磁共振分布及所述第四二维核磁共振分布，确定所述第二二维核磁共振分布的方法，包括：

获取所述第三二维核磁共振分布对应的第一核磁共振参数内的第一扫描次数以及所述第四二维核磁共振分布对应的第二核磁共振参数内的第二扫描次数；

根据所述第一扫描次数及所述第二扫描次数，确定所述第一扫描次数及所述第二扫描次数的比值；

根据所述第三二维核磁共振分布对应的第一回波信号幅度、所述第四二维核磁共振分布对应的第二回波信号幅度以及所述比值，确定所述第二二维核磁共振分布；其中，所述根据所述第三二维核磁共振分布对应的第一回波信号幅度、所述第四二维核磁共振分布对应的第二回波信号幅度以及所述比值，确定所述第二二维核磁共振分布的方法，包括：获取反演所述第三二维核磁共振分布对应的第一回波串信号的数目；根据所述第一回波串信号的数目，确定反演所述第四二维核磁共振分布对应的第二回波信号的数目；将所述第一回波信号幅度除以所述比值后，并减去所述第二回波信号，得到所述第二二维核磁共振分布对应的第三回波信号；对所述第三回波信号进行反演，得到所述第二二维核磁共振分布；

基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度。

2.根据权利要求1所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度之前，确定所述页岩的第一二维核磁共振分布，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数及设定信噪比；

基于所述第一核磁共振参数对所述页岩进行核磁共振处理，并检测所述核磁共振处理中的信噪比；

若所述信噪比小于或等于所述设定信噪比，则增加扫描次数，直至所述信噪比大于所述设定信噪比，确定所述页岩的第一二维核磁共振分布。

3.根据权利要求1或2所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度之前，还要确定所述第一信号强度，其确定方法，包括：

根据所述第一二维核磁共振分布，得到其对应的多个第一幅度；

对所述多个第一幅度进行求和，得到所述第一信号强度。

4.根据权利要求1或2所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：

根据所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布，得到其对应的多个第四幅度；

对所述多个第四幅度进行求和，得到所述第四信号强度。

5.根据权利要求3所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：

根据所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布，得到其对应的多个第四幅度；

对所述多个第四幅度进行求和，得到所述第四信号强度。

6.根据权利要求1或2或5所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布之前，确定所述第三二维核磁共振分布的方法，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数、所述页岩的第一体积以及设定体积比值；

根据所述第一体积以及所述设定体积比值确定所述顺磁溶液的第二体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第二体积的顺磁溶液进行核磁共振处理，确定所述顺磁溶液对应的第三二维核磁共振分布。

7.根据权利要求3所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布之前，确定所述第三二维核磁共振分布的方法，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数、所述页岩的第一体积以及设定体积比值；

根据所述第一体积以及所述设定体积比值确定所述顺磁溶液的第二体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第二体积的顺磁溶液进行核磁共振处理，确定所述顺磁溶液对应的第三二维核磁共振分布。

8.根据权利要求3所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布之前，确定所述第三二维核磁共振分布的方法，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数、所述页岩的第一体积以及设定体积比值；

根据所述第一体积以及所述设定体积比值确定所述顺磁溶液的第二体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第二体积的顺磁溶液进行核磁共振处理，确定所述顺磁溶液对应的第三二维核磁共振分布。

9.根据权利要求1、2、5、7-8任一项所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布之前，确定所述第四二维核磁共振分布，其确定 方法，包括：

获取第一核磁共振参数；

基于所述第一核磁共振参数内的第一扫描次数，确定第二核磁共振参数内的第二扫描次数；

基于所述第二核磁共振参数，对所述页岩与所述顺磁溶液的混合溶液进行核磁共振处理，确定所述混合溶液对应的第四二维核磁共振分布。

10.根据权利要求3所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布之前，确定所述第四二维核磁共振分布，其确定 方法，包括：

获取第一核磁共振参数；

基于所述第一核磁共振参数内的第一扫描次数，确定第二核磁共振参数内的第二扫描次数；

基于所述第二核磁共振参数，对所述页岩与所述顺磁溶液的混合溶液进行核磁共振处理，确定所述混合溶液对应的第四二维核磁共振分布。

11.根据权利要求4所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布之前，确定所述第四二维核磁共振分布，其确定 方法，包括：

获取第一核磁共振参数；

基于所述第一核磁共振参数内的第一扫描次数，确定第二核磁共振参数内的第二扫描次数；

基于所述第二核磁共振参数，对所述页岩与所述顺磁溶液的混合溶液进行核磁共振处理，确定所述混合溶液对应的第四二维核磁共振分布。

12.根据权利要求6所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布之前，确定所述第四二维核磁共振分布，其确定 方法，包括：

获取第一核磁共振参数；

基于所述第一核磁共振参数内的第一扫描次数，确定第二核磁共振参数内的第二扫描次数；

基于所述第二核磁共振参数，对所述页岩与所述顺磁溶液的混合溶液进行核磁共振处理，确定所述混合溶液对应的第四二维核磁共振分布。

13.根据权利要求9所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述基于所述第二核磁共振参数，对所述页岩与所述顺磁溶液的混合溶液进行核磁共振处理，确定所述混合溶液对应的第四二维核磁共振分布之前，对所述页岩进行粉碎，其粉碎的控制方法，包括：

获取粉碎指令以及设定目；

根据所述粉碎指令，对所述页岩进行粉碎，并检测所述页岩的粉碎目；

若所述粉碎目小于所述设定目，继续对所述页岩进行粉碎；直至，所述粉碎目大于或等于所述设定目为止。

14.根据权利要求10-12任一项所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述基于所述第二核磁共振参数，对所述页岩与所述顺磁溶液的混合溶液进行核磁共振处理，确定所述混合溶液对应的第四二维核磁共振分布之前，对所述页岩进行粉碎，其粉碎的控制方法，包括：

获取粉碎指令以及设定目；

根据所述粉碎指令，对所述页岩进行粉碎，并检测所述页岩的粉碎目；

若所述粉碎目小于所述设定目，继续对所述页岩进行粉碎；直至，所述粉碎目大于或等于所述设定目为止。

15.根据权利要求6所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取所述页岩的第一体积之前，确定所述第一体积，其确定方法，包括：

分别获得所述顺磁溶液的第一质量及重力加速度；

根据所述第一质量及所述第二体积，得到所述顺磁溶液的第一密度；

测量所述页岩在所述顺磁溶液中悬浮状态下的浮力；

基于所述浮力、第一密度及所述重力加速度，确定所述第一体积。

16.根据权利要求7-8、12-13任一项所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取所述页岩的第一体积之前，确定所述第一体积，其确定方法，包括：

分别获得所述顺磁溶液的第一质量及重力加速度，以及获取第一核磁共振参数、所述页岩的第一体积以及设定体积比值；

根据所述第一体积以及所述设定体积比值确定所述顺磁溶液的第二体积；

根据所述第一质量及所述第二体积，得到所述顺磁溶液的第一密度；

测量所述页岩在所述顺磁溶液中悬浮状态下的浮力；

基于所述浮力、第一密度及所述重力加速度，确定所述第一体积。

17.根据权利要求14所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取所述页岩的第一体积之前，确定所述第一体积，其确定方法，包括：

分别获得所述顺磁溶液的第一质量及重力加速度，以及获取第一核磁共振参数、所述页岩的第一体积以及设定体积比值；

根据所述第一体积以及所述设定体积比值确定所述顺磁溶液的第二体积；

根据所述第一质量及所述第二体积，得到所述顺磁溶液的第一密度；

测量所述页岩在所述顺磁溶液中悬浮状态下的浮力；

基于所述浮力、第一密度及所述重力加速度，确定所述第一体积。

18.根据权利要求1-2、5、7-8、10-13、15、17任一项所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度之前，需要确定所述页岩是否丢失，其确定方法，包括：

获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布以及设定信号强度；

根据所述第三二维核磁共振分布，确定对应的第二信号强度；

根据所述第四二维核磁共振分布，确定对应的第三信号强度；

计算所述第三信号强度与所述第三信号强度之间的差值，若所述差值大于或等于所述设定信号强度，则确定所述页岩未丢失；否则，确定所述页岩丢失。

19.根据权利要求3所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度之前，需要确定所述页岩是否丢失，其确定方法，包括：

获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布以及设定信号强度；

根据所述第三二维核磁共振分布，确定对应的第二信号强度；

根据所述第四二维核磁共振分布，确定对应的第三信号强度；

计算所述第三信号强度与所述第三信号强度之间的差值，若所述差值大于或等于所述设定信号强度，则确定所述页岩未丢失；否则，确定所述页岩丢失。

20.根据权利要求4所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度之前，需要确定所述页岩是否丢失，其确定方法，包括：

获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布以及设定信号强度；

根据所述第三二维核磁共振分布，确定对应的第二信号强度；

根据所述第四二维核磁共振分布，确定对应的第三信号强度；

计算所述第三信号强度与所述第三信号强度之间的差值，若所述差值大于或等于所述设定信号强度，则确定所述页岩未丢失；否则，确定所述页岩丢失。

21.根据权利要求6所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度之前，需要确定所述页岩是否丢失，其确定方法，包括：

获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布以及设定信号强度；

根据所述第三二维核磁共振分布，确定对应的第二信号强度；

根据所述第四二维核磁共振分布，确定对应的第三信号强度；

计算所述第三信号强度与所述第三信号强度之间的差值，若所述差值大于或等于所述设定信号强度，则确定所述页岩未丢失；否则，确定所述页岩丢失。

22.根据权利要求9所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度之前，需要确定所述页岩是否丢失，其确定方法，包括：

获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布以及设定信号强度；

根据所述第三二维核磁共振分布，确定对应的第二信号强度；

根据所述第四二维核磁共振分布，确定对应的第三信号强度；

计算所述第三信号强度与所述第三信号强度之间的差值，若所述差值大于或等于所述设定信号强度，则确定所述页岩未丢失；否则，确定所述页岩丢失。

23.根据权利要求14所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度之前，需要确定所述页岩是否丢失，其确定方法，包括：

获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布以及设定信号强度；

根据所述第三二维核磁共振分布，确定对应的第二信号强度；

根据所述第四二维核磁共振分布，确定对应的第三信号强度；

计算所述第三信号强度与所述第三信号强度之间的差值，若所述差值大于或等于所述设定信号强度，则确定所述页岩未丢失；否则，确定所述页岩丢失。

24.根据权利要求16所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在所述基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度之前，需要确定所述页岩是否丢失，其确定方法，包括：

获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布以及设定信号强度；

根据所述第三二维核磁共振分布，确定对应的第二信号强度；

根据所述第四二维核磁共振分布，确定对应的第三信号强度；

计算所述第三信号强度与所述第三信号强度之间的差值，若所述差值大于或等于所述设定信号强度，则确定所述页岩未丢失；否则，确定所述页岩丢失。

25.根据权利要求1-2、5、7-8、10-13、15、17、19-24任一项所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：

获取所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油线或水线位置；

基于所述油线或水线位置确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油信号区域；

基于所述油信号区域，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布中的第四信号强度。

26.根据权利要求3所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：

获取所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油线或水线位置；

基于所述油线或水线位置确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油信号区域；

基于所述油信号区域，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布中的第四信号强度。

27.根据权利要求4所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：

获取所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油线或水线位置；

基于所述油线或水线位置确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油信号区域；

基于所述油信号区域，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布中的第四信号强度。

28.根据权利要求6所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：

获取所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油线或水线位置；

基于所述油线或水线位置确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油信号区域；

基于所述油信号区域，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布中的第四信号强度。

29.根据权利要求9所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：

获取所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油线或水线位置；

基于所述油线或水线位置确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油信号区域；

基于所述油信号区域，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布中的第四信号强度。

30.根据权利要求14所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：

获取所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油线或水线位置；

基于所述油线或水线位置确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油信号区域；

基于所述油信号区域，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布中的第四信号强度。

31.根据权利要求16所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：

获取所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油线或水线位置；

基于所述油线或水线位置确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油信号区域；

基于所述油信号区域，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布中的第四信号强度。

32.根据权利要求18所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度，其确定方法，包括：

获取所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油线或水线位置；

基于所述油线或水线位置确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布的油信号区域；

基于所述油信号区域，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布中的第四信号强度。

33.根据权利要求1-2、5、7-8、10-13、15、17、19-24、26-32任一项所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述的页岩含油饱和度的确定方法，还包括：

获取第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度及对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理的核磁共振参数；

获取所述第一体积的设定孔隙度的参照物，并基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，得到所述参照物对应的第二一维核磁共振分布；

根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度；

基于所述信号强度及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度。

34.根据权利要求3所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述的页岩含油饱和度的确定方法，还包括：

获取第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度及对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理的核磁共振参数；

获取所述第一体积的设定孔隙度的参照物，并基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，得到所述参照物对应的第二一维核磁共振分布；

根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度；

基于所述信号强度及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度。

35.根据权利要求4所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述的页岩含油饱和度的确定方法，还包括：

获取第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度及对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理的核磁共振参数；

获取所述第一体积的设定孔隙度的参照物，并基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，得到所述参照物对应的第二一维核磁共振分布；

根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度；

基于所述信号强度及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度。

36.根据权利要求6所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述的页岩含油饱和度的确定方法，还包括：

获取第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度及对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理的核磁共振参数；

获取所述第一体积的设定孔隙度的参照物，并基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，得到所述参照物对应的第二一维核磁共振分布；

根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度；

基于所述信号强度及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度。

37.根据权利要求9所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述的页岩含油饱和度的确定方法，还包括：

获取第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度及对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理的核磁共振参数；

获取所述第一体积的设定孔隙度的参照物，并基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，得到所述参照物对应的第二一维核磁共振分布；

根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度；

基于所述信号强度及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度。

38.根据权利要求14所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述的页岩含油饱和度的确定方法，还包括：

获取第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度及对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理的核磁共振参数；

获取所述第一体积的设定孔隙度的参照物，并基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，得到所述参照物对应的第二一维核磁共振分布；

根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度；

基于所述信号强度及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度。

39.根据权利要求16所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述的页岩含油饱和度的确定方法，还包括：

获取第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度及对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理的核磁共振参数；

获取所述第一体积的设定孔隙度的参照物，并基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，得到所述参照物对应的第二一维核磁共振分布；

根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度；

基于所述信号强度及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度。

40.根据权利要求18所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述的页岩含油饱和度的确定方法，还包括：

获取第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度及对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理的核磁共振参数；

获取所述第一体积的设定孔隙度的参照物，并基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，得到所述参照物对应的第二一维核磁共振分布；

根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度；

基于所述信号强度及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度。

41.根据权利要求25所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，所述的页岩含油饱和度的确定方法，还包括：

获取第一体积的页岩的第一一维核磁共振分布对应的信号强度及对所述第一体积的页岩的进行核磁共振处理的核磁共振参数；

获取所述第一体积的设定孔隙度的参照物，并基于所述核磁共振参数对所述参照物进行核磁共振处理，得到所述参照物对应的第二一维核磁共振分布；

根据所述第二一维核磁共振分布，确定其对应的参照信号强度；

基于所述信号强度及所述参照信号强度，确定所述页岩的孔隙度。

42.根据权利要求1-2、5、7-8、10-13、15、17、19-24、26-32、34-41任一项所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定地层水的含氢指数，其确定方法，包括；

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的地层水进行核磁共振处理，得到第七信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第七信号强度的比值，得到所述设定地层水的含氢指数。

43.根据权利要求3所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定地层水的含氢指数，其确定方法，包括；

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的地层水进行核磁共振处理，得到第七信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第七信号强度的比值，得到所述设定地层水的含氢指数。

44.根据权利要求4所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定地层水的含氢指数，其确定方法，包括；

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的地层水进行核磁共振处理，得到第七信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第七信号强度的比值，得到所述设定地层水的含氢指数。

45.根据权利要求6所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定地层水的含氢指数，其确定方法，包括；

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的地层水进行核磁共振处理，得到第七信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第七信号强度的比值，得到所述设定地层水的含氢指数。

46.根据权利要求9所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定地层水的含氢指数，其确定方法，包括；

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的地层水进行核磁共振处理，得到第七信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第七信号强度的比值，得到所述设定地层水的含氢指数。

47.根据权利要求14所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定地层水的含氢指数，其确定方法，包括；

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的地层水进行核磁共振处理，得到第七信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第七信号强度的比值，得到所述设定地层水的含氢指数。

48.根据权利要求16所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定地层水的含氢指数，其确定方法，包括；

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的地层水进行核磁共振处理，得到第七信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第七信号强度的比值，得到所述设定地层水的含氢指数。

49.根据权利要求18所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定地层水的含氢指数，其确定方法，包括；

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的地层水进行核磁共振处理，得到第七信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第七信号强度的比值，得到所述设定地层水的含氢指数。

50.根据权利要求25所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定地层水的含氢指数，其确定方法，包括；

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的地层水进行核磁共振处理，得到第七信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第七信号强度的比值，得到所述设定地层水的含氢指数。

51.根据权利要求33所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定地层水的含氢指数，其确定方法，包括；

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的地层水进行核磁共振处理，得到第七信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第七信号强度的比值，得到所述设定地层水的含氢指数。

52.根据权利要求1-2、5、7-8、10-13、15、17、19-24、26-32、34-41、43-51任一项所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定油样的含氢指数，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的油样进行核磁共振处理，得到第六信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定油样的含氢指数。

53.根据权利要求3所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定油样的含氢指数，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的油样进行核磁共振处理，得到第六信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定油样的含氢指数。

54.根据权利要求4所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定油样的含氢指数，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的油样进行核磁共振处理，得到第六信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定油样的含氢指数。

55.根据权利要求6所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定油样的含氢指数，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的油样进行核磁共振处理，得到第六信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定油样的含氢指数。

56.根据权利要求9所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定油样的含氢指数，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的油样进行核磁共振处理，得到第六信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定油样的含氢指数。

57.根据权利要求14所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定油样的含氢指数，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的油样进行核磁共振处理，得到第六信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定油样的含氢指数。

58.根据权利要求16所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定油样的含氢指数，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的油样进行核磁共振处理，得到第六信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定油样的含氢指数。

59.根据权利要求18所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定油样的含氢指数，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的油样进行核磁共振处理，得到第六信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定油样的含氢指数。

60.根据权利要求25所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定油样的含氢指数，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的油样进行核磁共振处理，得到第六信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定油样的含氢指数。

61.根据权利要求33所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定油样的含氢指数，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的油样进行核磁共振处理，得到第六信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定油样的含氢指数。

62.根据权利要求42所述的页岩含油饱和度的确定方法，其特征在于，在获取设定地层水的含氢指数以及设定油样的含氢指数之前，确定所述设定油样的含氢指数，其确定方法，包括：

获取第一核磁共振参数以及标准水样的第三体积；

基于所述第一核磁共振参数，对所述标准水样进行核磁共振处理，得到第五信号强度；

基于所述第一核磁共振参数，对所述第三体积的标准水样和与所述第三体积相同体积的油样进行核磁共振处理，得到第六信号强度；

计算所述第五信号强度与所述第六信号强度的比值，得到所述设定油样的含氢指数。

63.一种含油饱和度的确定装置，其特征在于，包括：

获取单元，用于获取页岩的第一二维核磁共振分布对应的第一信号强度、所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度、设定地层水的含氢指数及设定油样的含氢指数；其中，在所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布对应的第四信号强度之前，确定所述页岩除去水的第二二维核磁共振分布，包括：获取顺磁溶液的第三二维核磁共振分布、所述页岩在所述顺磁溶液的第四二维核磁共振分布；根据所述第三二维核磁共振分布及所述第四二维核磁共振分布，确定所述第二二维核磁共振分布；其中，所述根据所述第三二维核磁共振分布及所述第四二维核磁共振分布，确定所述第二二维核磁共振分布，包括：获取所述第三二维核磁共振分布对应的第一核磁共振参数内的第一扫描次数以及所述第四二维核磁共振分布对应的第二核磁共振参数内的第二扫描次数；根据所述第一扫描次数及所述第二扫描次数，确定所述第一扫描次数及所述第二扫描次数的比值；根据所述第三二维核磁共振分布对应的第一回波信号幅度、所述第四二维核磁共振分布对应的第二回波信号幅度以及所述比值，确定所述第二二维核磁共振分布；其中，所述根据所述第三二维核磁共振分布对应的第一回波信号幅度、所述第四二维核磁共振分布对应的第二回波信号幅度以及所述比值，确定所述第二二维核磁共振分布，包括：获取反演所述第三二维核磁共振分布对应的第一回波串信号的数目；根据所述第一回波串信号的数目，确定反演所述第四二维核磁共振分布对应的第二回波信号的数目；将所述第一回波信号幅度除以所述比值后，并减去所述第二回波信号，得到所述第二二维核磁共振分布对应的第三回波信号；对所述第三回波信号进行反演，得到所述第二二维核磁共振分布；

确定单元，用于基于所述第一信号强度、所述第四信号强度、所述设定地层水的含氢指数及所述设定油样的含氢指数，确定所述页岩的含油饱和度。

64.一种电子设备，其特征在于，包括：

处理器；

用于存储处理器可执行指令的存储器；

其中，所述处理器被配置为调用所述存储器存储的指令，以执行权利要求1至62中任意一项所述页岩含油饱和度的确定方法。

65.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，其特征在于，所述计算机程序指令被处理器执行时实现权利要求1至62中任意一项所述页岩含油饱和度的确定方法。

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