CN117110352B - 一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁t1-t2分布的方法 - Google Patents

一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁t1-t2分布的方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1‑T2分布的方法，以柱塞样纳米CT裂缝分布为基础，标定中质油填充页岩裂缝的二维核磁T1‑T2分布，绘制图版适用于评价页岩中质油藏裂缝发育特征。包括如下步骤：1）岩样饱和碘化钾水溶液，称重法计算总孔隙度；2）纳米CT扫描量化裂缝参数；3）混合气驱除裂缝油；4）二维核磁差谱法获取裂缝分布，标定T2偏移状态下的裂缝尺寸。本发明使用纳米CT扫描和混合气驱油技术标定裂缝二维核磁分布，解决了低分辨率CT扫描丢失裂缝和高粘裂缝油驱替不全问题，绘制了中质油填充状态下的裂缝二维核磁T1‑T2分布图版，填补了二维核磁技术在页岩中质油藏裂缝评价中的应用空白。

Description

一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法
技术领域
本发明涉及一种中质油填充状态下的裂缝二维核磁T1-T2分布方法，尤其是涉及一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法。
背景技术
常规油气藏的成藏过程包括4个步骤：生、排、运、聚。生就是生烃，排就是初次运移，运就是二次运移，聚就是油气在圈闭中的聚集。生油层通常离圈闭很远。生油层生出的油气，在浮力的作用下向上运移进入储集层，这就是初次运移，也是生油层的排烃过程，初次运移的方向都是向上的。油气进入储集层之后，在浮力的作用下继续向上运移，遇到障碍就转向进行侧向运移，这就是二次运移，二次运移的方向可以向上，也可以侧向上。油气运移到圈闭中，遇到盖层和遮挡层就无法继续运移了，只好聚集起来形成油气藏，这就是油气聚集。然而，页岩油气藏为非常规油气藏，它的成藏过程不同于常规油气藏。页岩是由泥岩（基质）和砂条（砂或粗泥）组成的，它们都很薄，以页理的形式存在。如果没有砂条，页岩就变成了泥岩。页岩的基质即是生油层，又是盖层和围岩；砂条为储集层，也是微型圈闭。页岩的生储盖齐全，生油层离圈闭很近。生油层生出的油气，在浮力的作用下，直接排烃到圈闭中聚集起来，油气经过了初次运移，却没有经过二次运移。因此，页岩油气藏的成藏过程只包括三个步骤：生、排、聚。二次运移给跨过了。
页岩油气藏在全球油气资源中占有重要地位。裂缝是该类油气藏主要的存储空间和运移通道，明确裂缝分布特征是页岩储层评价的关键问题。目前，裂缝评价方法主要分两类：1）直接观测法，如光学显微镜、扫描电镜等，观测结果为二维图像且半定量；2）间接观测法，主要观测手段有压汞、一维核磁共振（NMR T2）和CT扫描等，测试结果为定量的孔径分布曲线。上述方法中仅有NMR和CT能够实现样品无损测试，且NMR是唯一能够开展井下连续测试（核磁共振测井）的方法。二维核磁由T2和T1两部分组成，T1与流体性质相关，T2与孔径相关。二维核磁技术（T1-T2）日渐成熟，但目前还缺少利用二维核磁评价裂缝核磁参数的相关技术，无法直观评价裂缝含油特征。
进一步的，对于油的品质来说，不同组分原油填充裂缝时，裂缝的二维核磁呈现显著差别。受油品T2驰豫性质（弛豫是物理学用语，指的是在某一个渐变物理过程中，从某一个状态逐渐地恢复到平衡态的过程。高能物理中，在外加射频脉冲RF(B1)的作用下，原子核发生磁共振达到稳定的高能态后，从外加的射频一消失开始，到恢复至发生磁共振前的磁矩状态为止，这整个过程叫弛豫过程，也就是物理态恢复的过程。其所需的时间叫弛豫时间。弛豫时间有两种即t1和t2，t1为自旋-点阵或纵向驰豫时间，t2为自旋-自旋或横向弛豫时间）影响。油品越重核磁T2谱发生偏移越明显，校正后才能准确反映岩石孔径。当油藏裂缝中存储的油不是轻质油时，裂缝核磁响应特征会发生偏移现象。因此，对于页岩中质油藏，需要结合地层原油品质绘制新的裂缝二维核磁图版，以满足勘探评价需求。
参考文献：
[1] 王民, 王文广, 卢双舫. 一种火山岩ct图像的预处理和确定分割阀值的方法. 2014.
[2] 魏修平, 李浩, 王丹丹, 冯琼. 储层裂缝识别方法和成像测井储层裂缝识别方法. 2014.
[3] 沈鹿易, 董旭, 陈国辉. 一种测试巴西劈裂法裂缝尺寸与核磁T2关系的方法.发明专利2022.
[4] 董旭, 柳波, 白龙辉, 田善思, 石颖, 于耀翔. 基于核磁共振测量巴西劈裂法裂缝分布的方法. 发明专利. 2022.
[5] 俞保财, 任小锋, 蔡芳, 何秋凯. 二维核磁共振测井在致密碳酸盐岩储层中的应用. 测井技术. 2020;2:186-91.
发明内容
本发明提供了一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法，解决低分辨率CT扫描丢失裂缝和高粘油驱替裂缝不全的问题，其技术方案如下所述：
一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法，其特征在于：
S1：岩样制备并烘干，分别通过饱和水实验以及饱和中质油实验，计算总孔隙度Øt；
S2：对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验，量化岩样的裂缝参数；
S3：对饱和中质油实验的柱塞样品进行混合气驱油实验，排空岩样的裂缝油；
S4：对饱和中质油实验的岩样进行二维核磁扫描实验，对完成混合气驱油实验的岩样进行二维核磁扫描实验，通过差谱法计算裂缝二维核磁T1-T2分布Tf。
进一步的，步骤S1中，计算总孔隙度Øt包括以下步骤：
S11：岩样制备，将含裂缝页岩进行线切割，制备标准的页岩柱塞样品；
S12：岩样烘干，将岩样在200°C的温度下烘干成干燥岩样，并静置至室温待用，称量干燥岩样质量md，并测量总体积Vb；
S13：对岩样进行饱和水实验以及饱和油实验；
S14：计算岩样的总孔隙度Øt：
Øt=((ms-md)/ρ)/Vb
其中：ρ为溶液密度，ms为饱和水实验的样品质量；md为干燥岩样质量，Vb为干燥岩样的测量总体积。
进一步的，步骤S13中，饱和水实验，是将干燥岩样抽真空后加压饱和碘化钾水溶液24小时，称量样品质量ms，加压为32MPa；饱和中质油实验，是将干燥样品抽真空后加压饱和油24小时，加压为32MPa，所述中质油选用真空泵油。
进一步的，步骤S2中，对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验，量化岩样的裂缝参数，包括以下步骤：
S21：对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验，经过数字图像处理区分样品孔缝；
S22：量化裂缝的孔隙度Øf，用于分析后续裂缝驱替实验完成度，
ØCT = Ø2 + Ø3 ØCT < Øt， 公式二
Øf = Ø3 公式三
低于CT扫描仪分辨率而丢失的基质孔隙，其孔隙度为Ø1；CT扫描识别出的基质孔隙，其孔隙度为Ø2；CT扫描识别出的所有裂缝Ø3=Øf；Øt是总孔隙度；ØCT是CT孔隙度；
S23：量化裂缝孔径分布rf，将连续rf谱转换成柱状图，通过使用“图形耦合法”获取裂缝核磁和孔径比例关系；
S24：量化裂缝含量Sf，用于监测后续气驱实验出液量，判断驱替实验完成情况；
Sf =Ø3 / Øt =Øf / Øt 公式四
S25：量化裂缝体积Vf；通过 Vf 监控驱替量，
mf =(ms-md)×(1-Sf) 公式五
Vf = mf / ρ 公式六
其中，mf为体积为Vf状态下对应流体的质量，计算裂缝体积Vf，用于监测后续气驱实验出液量，判断驱替实验完成情况；ρ为溶液密度，ms为饱和水实验的样品质量；md为干燥岩样质量。
进一步的，步骤S3中，对饱和中质油实验的柱塞样品进行混合气驱油实验，排空裂缝油，包括以下步骤：
S31：对饱和中质油实验的柱塞样品注入混合气，利用混合气驱替中质油；
S32：柱塞岩样放入夹持器后，加围压固定，注入混合气继续驱替裂缝油；
S33：出油量计量；
S34：驱替实验结束：当岩心末端出液量小于Vf时，继续混合气驱油实验；当岩心末端出液量达到Vf时，结束气驱实验，Vf为裂缝体积。
进一步的，步骤S31中，所述混合气为氮气、二氧化碳混合气，比例为80%N2+20%CO2。
进一步的，步骤S33中，出油量计量的过程如下所述，在夹持器出口端放置量筒，用于收集排出孔隙的液体，计量累计排出流体的体积V；气驱完全饱和流体岩样的累计出液体积V=Vf时，对应岩样只有基质孔隙含液，而裂缝完全不含液；在出口端靠近夹持器位置加一根气管，定时吹CO2，防止液体粘在出口端管壁，以免影响裂缝体积Vf计量；量筒前加装气液分离器，防止CO2气体携带油滴逃逸。
进一步的，步骤S4中，对饱和中质油岩样进行二维核磁扫描实验，得到二维核磁T1-T2分布谱Tmf，该状态下的核磁谱信号包括所有裂缝和部分基质孔；对完成混合气驱油实验的岩样进行二维核磁扫描实验，得到残余流体填充孔隙的二维核磁T1-T2分布谱Tm。
进一步的，步骤S4中，通过差谱法计算裂缝二维核磁T1-T2分布图谱Tf，包括T1f和T2f两部分，然后从Tf中提取裂缝T2谱T2f，标定中质油藏裂缝孔径-时间关系，利用步骤S2获取的rf柱状图与T2f做图形匹配，提取不少于4个（T2f,rf）交叉点，建立“裂缝孔径-时间定量转换关系式T2f-rf”；在分布图谱Tf标注裂缝T2f的rf值，最后完成中质油填充裂缝二维核磁时间及尺寸分布标定。
岩样除烘干步骤外，后续的驱替和核磁测试温度均为35℃。
所述标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法，绘制了中质油填充状态下的裂缝二维核磁T1-T2分布图版，填补了二维核磁技术在页岩中质油藏裂缝评价中的应用空白，适用于中质油层，不适用轻质或重质油层；适用于伊利石或伊蒙间层发育页岩，不适用于强吸水性粘土（高岭石、蒙脱石）大量发育的页岩。
附图说明
图1是所述标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法的流程示意图；
图2是所述孔隙度的分布示意图。
具体实施方式
如图1所示，所述标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法，包括以下步骤：
S1：岩样制备并烘干，通过饱和水实验以及饱和油实验，计算总孔隙度Øt；包括以下步骤：
S11：岩样制备。
将含裂缝页岩进行线切割，制备标准的页岩柱塞样品，简称岩样，所述页岩柱塞样品的长度为3-5cm，直径为2.54cm。
S12 岩样烘干。
将岩样在200°C的温度下烘干成干燥岩样，并静置至室温待用，称量干燥岩样质量md（g），并测量总体积Vb。
S13：对岩样进行饱和水实验以及饱和油实验。
S131：饱和水实验，是将干燥岩样抽真空后加压（32MPa）饱和碘化钾（KI）水溶液（2000-5000ppm）24小时，称量样品质量ms（g）。
S132：饱和中质油实验，是将干燥样品抽真空后加压（32MPa）饱和油24小时。
已知中质油的密度介于0.87-0.92g/cm3，可以选用真空泵油，所述真空泵油是一种专门为真空设备上的真空泵而研制的润滑油，分矿物油和合成油两种，符合中质油条件，因此选用真空泵油代表中质油开展实验。所述中质油选用美孚68#真空泵油，密度0.89g/cm3，ISO粘度等级68，35℃粘度约68厘泊。
其中，饱和顺序不可调换。遵循“S12-S131-S12-S132”的顺序，先开展饱和水实验后开展饱和油实验。因为同一个样品，先做饱和水实验的话，烘干后可以继续做饱和油实验，先做饱和油实验的话烘不干净，所以必须先做饱和水实验再做饱和油实验。
S14：计算岩样的总孔隙度Øt。
孔隙度是指岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样体积的比值，称为该岩石的总孔隙度，以百分数表示。孔隙度反映了基质的孔隙状况，总孔隙度大，说明基质较轻、较疏松，反之，则基质较重、较坚实。
Øt=((ms-md)/ρ)/Vb 公式一
其中：ρ为溶液密度，ms为饱和水实验的样品质量；md为干燥岩样质量（g），Vb为干燥岩样的测量总体积。
理论上，同一样品的孔隙空间不变，完全饱和任意流体计算得到孔隙度相同，为避免不完全饱和导致的孔隙度计算错误，本发明用样品饱和水的量计算总孔隙度Øt。样品除烘干外，后续驱替和核磁测试温度均设置为35℃。
S2：对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验（KI-CTnm），量化裂缝参数；所述裂缝参数包括：1）裂缝尺度数n；2）裂缝核磁分布时间参数；3）裂缝半径分布尺寸参数等。包括以下步骤：
S21：对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验（KI-CTnm），经过数字图像处理区分样品孔缝；
其中，孔是基质孔，缝就是裂缝。
S22：量化裂缝的孔隙度Øf，用于分析后续裂缝驱替实验完成度。
ØCT = Ø2 + Ø3 ØCT < Øt， 公式二
Øf = Ø3 公式三
图2中“基质孔1”代表低于CT扫描仪分辨率而丢失的基质孔隙，其孔隙度为Ø1；“基质孔2”代表CT扫描识别出的基质孔隙，其孔隙度为Ø2；“裂缝3”代表CT扫描识别出的所有裂缝Ø3=Øf。受分辨率影响，低于CT仪器分辨率的基质孔会被视为骨架，因此步骤S21的结果不是岩样真实完整的孔隙分布，属于伪孔隙分布。本发明通过饱和流体法计算孔隙度，解决了CT扫描丢失孔隙引发的裂缝含量计算不准确的问题，同时避免了因过度无效CT扫描导致的实验成本激增问题。
S23：量化裂缝孔径分布rf，将连续rf谱转换成柱状图，通过使用“图形耦合法”获取裂缝核磁和孔径比例关系；
S24：量化裂缝含量Sf，用于监测后续气驱实验出液量，判断驱替实验完成情况；
Sf =Ø3 / Øt =Øf / Øt 公式四
S25：量化裂缝体积Vf；通过 Vf 监控驱替量。
mf =(ms-md)×(1-Sf) 公式五
Vf = mf / ρ 公式六
其中，mf为体积为Vf状态下对应流体的质量。
监测气驱实验出液量，待驱出流体的体积等于裂缝体积Vf时，驱替实验完成。
S3：对饱和中质油实验的柱塞样品进行混合气驱油实验，排空裂缝油；包括以下步骤：
S31：对饱和中质油实验的柱塞样品注入混合气，利用混合气驱替中质油。
所述混合气为氮气、二氧化碳混合气（80%N2+20%CO2）。轻质油流动性强，加回压条件下注N2能够实现裂缝油全驱替的目标，但是中质油粘度大于轻质油，流动性比轻质油差很多，利用纯N2驱中质油时裂缝中会有残留，而CO2有改善油品流动性的作用，但其穿透基质孔隙的能力远超N2。为充分发挥二者优势，在N2中掺入体积分数为20%的CO2，采用注混合气（80%N2+20%CO2）的方式驱油，且岩心末端不加回压，避免阻力增大导致CO2进入基质孔隙。
所述注混合气的比例可以适当调换，但一定是N2含量高CO2含量低。CO2比例越高越容易导致基质孔隙的油被动用，影响对裂缝驱替是否完成的判断。基质孔隙属于常识，就是常说的孔缝里面的“孔”，而岩心末端指的是柱塞状岩心靠近出气口的端面。
S32：柱塞岩样放入夹持器后，加围压固定，注入混合气继续驱替裂缝油。
S33：出油量计量方法。
在夹持器出口端放置量筒，用于收集排出孔隙的液体，计量累计排出流体的体积V。气驱完全饱和流体岩样的累计出液体积V=Vf时，对应岩样只有基质孔隙含液，而裂缝完全不含液。在出口端靠近夹持器位置加一根气管，定时吹CO2，防止液体粘在出口端管壁，以免影响Vf计量。量筒前加装气液分离器，防止CO2气体携带油滴逃逸，从而增大Vf计算误差。
S34：驱替实验结束：
当岩心末端出液量小于Vf时，继续混合气驱油实验（N）；
当岩心末端出液量达到Vf时，结束气驱实验（Y）。
受粘度影响，中质油在高压作用下难以完全进入所有小孔隙，饱和中质油实验存在部分小孔不饱和的情况。但中质油在高压作用下能进入所有裂缝，不影响裂缝体积，因此不额外讨论中质油饱和状态下的岩心裂缝充填的流体量。
所述岩心裂缝是指岩心里面的裂缝，岩心就是指这个岩石样品，里面有孔有缝。
S4：对饱和中质油岩样进行二维核磁扫描实验，对完成混合气驱油实验的岩样进行二维核磁扫描实验，通过差谱法计算裂缝二维核磁T1-T2分布Tf。包括以下步骤：
S41：二维核磁扫描实验：
对饱和中质油岩样进行二维核磁扫描实验，得到二维核磁T1-T2分布谱Tmf，该状态下的核磁谱信号包括所有裂缝和部分基质孔。
对混合气驱油实验结束二维核磁扫描实验，得到残余流体填充孔隙的二维核磁T1-T2分布谱Tm。残余流体填充孔隙位于S23所述“部分基质孔”。
S42：通过差谱法计算裂缝二维核磁T1-T2分布Tf。
首先利用Tmf与Tm做差，得到裂缝T1-T2时间分布图谱Tf，包括T1f和T2f两部分。
然后从Tf中提取裂缝T2谱T2f，标定中质油藏裂缝孔径-时间关系。裂缝尺寸是岩石固有属性，不受油品影响，因此同一样品的rf是固定不变的。受流体性质影响，不同油品的核磁信号分布位置是不同的，中质油填充裂缝的核磁T2谱相比于轻质油会明显左偏。因此，需要专门标定中质油藏裂缝T2分布尺寸。rf柱状图与T2f做图形匹配，提取不少于4个（T2f,rf）交叉点，一般是取6个，建立“裂缝孔径-时间定量转换关系式T2f-rf”。所述交叉点提取的越多，效果越好。关系式T2f-rf是指数关系，具体参数跟样品有关。
进一步的，在分布图谱Tf标注裂缝T2f的rf值。
最后完成中质油填充裂缝二维核磁时间及尺寸分布标定。
本发明中涉及的关键缩略词释意如下：
1）T2：横向驰豫时间，ms，也代指一维核磁T2谱；
2）T1：纵向驰豫时间，ms；
3）T1-T2：二维核磁谱；
4）Tmf：饱和油状态孔缝二维核磁谱，ms；
5）Tm：含油状态下基质孔二维核磁谱，ms；
6）Tf：含油状态下裂缝二维核磁谱，ms；
7）T2f：含油状态下裂缝横向驰豫谱，ms；
8）T1f：含油状态下裂缝纵向驰豫谱，ms；
9）rf：CT扫描饱和碘化钾样品获得裂缝尺寸分布谱（尺寸量），ms；
10）Sf：裂缝含量，%；
11）Vf：裂缝体积，cm3；
12）V：累计出液体积，cm3；
13）Øt：总孔隙度，%；
14）Øm：基质孔隙度，包括“基质孔1”和“基质孔2”两部分，%；
15）Ø1：“基质孔1”孔隙度，代表低于CT扫描仪分辨率而丢失的基质孔隙的量，%；
16）Ø2：“基质孔2”孔隙度，代表CT扫描识别出的基质孔隙的量，%；
17）Øf，Ø3：裂缝孔隙度，%；
18）ØCT：CT孔隙度，%；
19）KI-CTnm：饱和碘化钾岩样纳米CT扫描。
本发明具有以下特点：
1、CT扫描是裂缝定量评价的基础，本发明先通过CT扫描技术标定裂缝含量和尺寸，再结合气驱实验明确裂缝核磁分布状态。现有利用CT图像区分基质孔和裂缝的方法很多（如王俊杰，2020，碳酸盐岩储层多尺度孔洞缝的识别与表征），本发明沿用现有人工智能图像处理技术提取基质孔和裂缝，不深入讨论孔缝CT识别分类技术细节。
2、在饱和碘化钾溶液岩样中开展CT扫描，是实现利用纳米CT准确区分页岩基质孔和裂缝的关键。碘化钾(KI)具有增强CT信号的作用，孔隙中饱和碘化钾溶液后CT图像会变亮，从而增大岩样基质孔隙、裂缝和骨架颗粒三者的CT区分度。同时KI又不会影响NMR信号精度。
常规方法是干岩样CT扫描提取孔隙信息，本发明在饱和碘化钾样品上开展CT扫描，有两大优势：1）裂缝大量发育导致岩样孔缝区分度变差，饱和碘化钾溶液更利于区分孔和缝。2）CT信号强度增大利于在分辨率允许条件下准确提取“基质孔隙2”，从而明确“基质孔隙1”和“基质孔隙2”边界（图2）。
3、本发明使用纳米CT而不是微米CT扫描柱塞页岩，增强了孔隙识别度，避免了微米CT分辨率（约30-50 um）低导致的微裂缝大量丢失的问题。不可回避的是，纳米CT（分辨率约500 nm）仍会丢失部分基质孔隙。本条属于共识，属于本发明关键点，但不是核心。
4、本发明通过饱和流体法计算孔隙度，解决了因CT扫描分辨率低导致孔隙丢失而引发的临界饱和度计算不准确的问题，同时避免了因过度无效CT扫描导致的实验成本激增问题。完成一次纳米CT扫描通常需要2小时以上，在这个时间周期内气驱实验可能已经完成或超标了，因此持续CT循环扫描是不切实际的。本方案通过饱和样品CT扫描和称重实验计算孔隙度量化临界状态参数Sc，避免过度无效CT扫描。
5、本发明注混合气驱油。所述混合气为氮气与二氧化碳的混合气（80%N2+20%CO2）。N2在含油基质孔隙中的扩散性能较差，利用N2驱油有利于清除裂缝中的油。轻质油流动性强，加回压条件下注N2能够实现裂缝油全驱替的目标。但中质油粘度大于轻质油，其流动性比轻质油差很多，利用纯N2驱油时裂缝中仍会残留部分油。CO2有改善油品流动性的作用，但其穿透基质孔隙的能力远超N2，因此混合气体中CO2浓度不宜过高。为充分发挥二者优势，在N2中掺入20%CO2，采用注混合气（80%N2+20%CO2）的方式冲刷驱油。岩心末端不加回压，避免增大阻力导致CO2进入基质孔隙。
6、适用性一：本发明适用于中质油层，不适用重质油层，轻质油密度小于0.87（g/cm3）；中质油密度大于等于0.87小于0.92（g/cm3）；重质油密度大于等于0.92小于1.0（g/cm3）。
7、适用性二：本发明涉及饱和水实验，当岩石中粘土矿物类型为高岭石或蒙脱石时，粘土矿物吸水会导致岩样体积膨胀，进而导致样品孔隙结构发生改变，样品失去代表性。适用于伊利石或伊蒙间层发育的页岩，不适用于强吸水性粘土（高岭石、蒙脱石）大量发育的页岩。
本发明使用纳米CT扫描和混合气驱油技术标定裂缝二维核磁分布，解决了低分辨率CT扫描导致的裂缝丢失问题和高粘导致的裂缝油驱替不全问题；使用真空泵油模拟中质油藏，开展定量气驱油实验，绘制了中质油填充状态下裂缝的二维核磁T1-T2分布图版，标定了中质油藏偏移裂缝时间谱与实际尺寸的关系，填补了二维核磁技术在页岩中质油藏裂缝评价中的应用空白，本发明具有科学性和普适性。

Claims (6)

1.一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法，适用于伊利石或伊蒙间层发育的页岩，其特征在于：
S1：岩样制备并烘干，分别通过饱和水实验以及饱和中质油实验，计算总孔隙度Øt；
S2：对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验，量化岩样的裂缝参数；包括以下步骤：
S21：对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验，经过数字图像处理区分样品孔缝；
S22：量化裂缝的孔隙度Øf，用于分析后续裂缝驱替实验完成度，
ØCT = Ø2 + Ø3 ØCT < Øt， 公式二
Øf = Ø3 公式三
低于CT扫描仪分辨率而丢失的基质孔隙，其孔隙度为Ø1；CT扫描识别出的基质孔隙，其孔隙度为Ø2；CT扫描识别出的所有裂缝Ø3=Øf；Øt是总孔隙度；ØCT是CT孔隙度；
S23：量化裂缝孔径分布rf，将连续rf谱转换成柱状图，通过使用“图形耦合法”获取裂缝核磁和孔径比例关系；
S24：量化裂缝含量Sf，用于监测后续气驱实验出液量，判断驱替实验完成情况；
Sf =Ø3 / Øt =Øf / Øt 公式四
S25：量化裂缝体积Vf；通过 Vf 监控驱替量，
mf =(ms-md)×(1-Sf) 公式五
Vf = mf / ρ 公式六
其中，ρ为溶液密度，ms为饱和水实验的样品质量；md为干燥岩样质量；mf为体积为Vf状态下对应流体的质量，计算裂缝体积Vf，用于监测后续气驱实验出液量，判断驱替实验完成情况；
S3：对饱和中质油实验的柱塞样品进行混合气驱油实验，排空岩样的裂缝油；包括以下步骤：
S31：对饱和中质油实验的柱塞样品注入混合气，利用混合气驱替中质油；
S32：柱塞岩样放入夹持器后，加围压固定，注入混合气继续驱替裂缝油；
S33：出油量计量；
S34：驱替实验结束：当岩心末端出液量小于Vf时，继续混合气驱油实验；当岩心末端出液量达到Vf时，结束气驱实验，Vf为裂缝体积；
S4：对饱和中质油实验的岩样进行二维核磁扫描实验，对完成混合气驱油实验的岩样进行二维核磁扫描实验，通过差谱法计算裂缝二维核磁T1-T2分布Tf；Tf是指含油状态下裂缝二维核磁谱；
其中，对饱和中质油岩样进行二维核磁扫描实验，得到二维核磁T1-T2分布谱Tmf，该状态下的核磁谱信号包括所有裂缝和部分基质孔；对完成混合气驱油实验的岩样进行二维核磁扫描实验，得到残余流体填充孔隙的二维核磁T1-T2分布谱Tm；Tm是含油状态下基质孔二维核磁谱；
通过差谱法计算裂缝二维核磁T1-T2分布图谱Tf，包括T1f和T2f两部分，T1f是含油状态下裂缝纵向驰豫谱，T2f是含油状态下裂缝横向驰豫谱，然后从Tf中提取裂缝T2谱T2f，标定中质油藏裂缝孔径-时间关系，利用步骤S2获取的rf柱状图与T2f做图形匹配，提取不少于4个（T2f,rf）交叉点，建立“裂缝孔径-时间定量转换关系式T2f-rf”；在分布图谱Tf标注裂缝T2f的rf值，最后完成中质油填充裂缝二维核磁时间及尺寸分布标定。
2.根据权利要求1所述的标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法，其特征在于：步骤S1包括以下步骤：
S11：岩样制备，将含裂缝页岩进行线切割，制备标准的页岩柱塞样品；
S12：岩样烘干，将岩样在200°C的温度下烘干成干燥岩样，并静置至室温待用，称量干燥岩样质量md，并测量总体积Vb；
S13：对岩样进行饱和水实验以及饱和中质油实验；
S14：计算岩样的总孔隙度Øt：
Øt=((ms-md)/ρ)/Vb
其中：ρ为溶液密度，ms为饱和水实验的样品质量；md为干燥岩样质量，Vb为干燥岩样的测量总体积。
3.根据权利要求2所述的标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法，其特征在于：步骤S13中，饱和水实验，是将干燥岩样抽真空后加压饱和碘化钾水溶液24小时，称量样品质量ms，加压为32MPa；饱和中质油实验，是将干燥样品抽真空后加压饱和油24小时，加压为32MPa，所述中质油选用真空泵油。
4.根据权利要求1所述的标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法，其特征在于：步骤S31中，所述混合气为氮气、二氧化碳混合气，比例为80%N2+20%CO2。
5.根据权利要求1所述的标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法，其特征在于：步骤S33中，出油量计量的过程如下所述，在夹持器出口端放置量筒，用于收集排出孔隙的液体，计量累计排出流体的体积V；气驱完全饱和流体岩样的累计出液体积V=Vf时，对应岩样只有基质孔隙含液，而裂缝完全不含液；在出口端靠近夹持器位置加一根气管，定时吹CO2，防止液体粘在出口端管壁，以免影响裂缝体积Vf计量；量筒前加装气液分离器，防止CO2气体携带油滴逃逸。
6.根据权利要求1所述的标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法，其特征在于：岩样除烘干步骤外，后续的驱替和核磁测试温度均为35℃。
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