本发明专利技术提供了一种确定岩石渗透率的方法及装置，该方法包括：选取系列岩心样本测量并获得岩石渗透率值；测量不同渗透率的岩心样本饱和水时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线；根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系确定所述各岩心样本的横向弛豫时间T2分布与各岩心样本的孔喉半径分布的关系；将所述岩心样本的横向弛豫时间T2分布和所述孔喉半径分布平均分为n组，计算岩心样本各组的孔隙度分量和平均孔喉半径。利用核磁共振T2分布划分多组孔隙度分量和平均孔喉半径分量确定岩石渗透率。本发明专利技术方法及装置所求取的渗透率更真实的反映了储层岩石的渗流特性，与岩心分析渗透率结果一致性好，计算结果准确。
【技术实现步骤摘要】
【专利摘要】本专利技术提供了一种确定岩石渗透率的方法及装置，该方法包括：选取系列岩心样本测量并获得岩石渗透率值；测量不同渗透率的岩心样本饱和水时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线；根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系确定所述各岩心样本的横向弛豫时间T2分布与各岩心样本的孔喉半径分布的关系；将所述岩心样本的横向弛豫时间T2分布和所述孔喉半径分布平均分为n组，计算岩心样本各组的孔隙度分量和平均孔喉半径。利用核磁共振T2分布划分多组孔隙度分量和平均孔喉半径分量确定岩石渗透率。本专利技术方法及装置所求取的渗透率更真实的反映了储层岩石的渗流特性，与岩心分析渗透率结果一致性好，计算结果准确。【专利说明】一种确定岩石渗透率的方法及装置
本专利技术涉及石油勘探中的测井技术，具体的讲是一种确定岩石渗透率的方法及装置。
技术介绍
渗透率反映的是在一定压差条件下，流体在孔隙介质内流动的能力。影响岩石渗透率的因素有很多，主要的影响因素有孔隙度、束缚水饱和度和孔隙结构。应用常规测井资料计算岩石渗透率的传统方法是根据渗透率与孔隙度等测井参数的相关性分析，建立渗透率计算模型，由于常规测井资料不能反映储层流体在一定压差下的流动能力，因此，难以直接计算渗透率，应用常规测井资料建立的渗透率模型为具有区域性的统计模型，区域局限性强，且误差较大，给测井解释渗透率带来了很大的困难。随着石油勘探的不断深入，这种应用常规测井资料建立的渗透率统计模型越来越难以适应当前的测井解释评价需求，特别是在孔隙结构复杂的低孔低渗储层和致密砂岩储层中，不同类型孔隙所占比例差别很大，平均孔喉半径和孔喉比变化大，孔隙间的连通情况千差万别，储层孔渗关系复杂；相近孔隙度的岩心，渗透率差别可达2?3个数量级，应用常规测井资料建立的渗透率统计模型评价储层渗透性难度更大，影响储层渗透率的测井定量解释评价。核磁共振作为一项新的测井技术，主要的优势体现在它可以确定束缚流体体积和可动流体体积以及提供孔隙结构信息，此外核磁共振测量对象是储层孔隙中的氢核，其测量结果基本不受岩性、岩石骨架等因素的影响，它所解释的孔隙度更为可靠。因此，核磁共振成为确定储层渗透率的重要测井方法之一。目前利用核磁共振技术计算渗透率主要有Coates模型和SDR模型。在这两种模型中渗透率主要与孔隙度有关，其中Coates模型主要考虑了孔隙度、束缚流体饱和度和可动流体饱和度来建立相应的渗透率计算模型；SDR模型主要考虑了孔隙度和T2几何均值来建立相应的渗透率计算模型。这两种应用核磁共振的渗透率计算模型主要通过T2分布得到的T2截止值确定束缚流体和可动流体或者通过T2分布得到的几何均值这些参数进行计算，没有考虑T2分布中不同孔隙组分对孔隙度、孔隙结构、束缚流体、渗透率等的贡献不同，没有充分挖掘岩石核磁共振测量中所包含的丰富信息。Coates模型和SDR模型在中高孔渗的砂岩储层中具有较好的应用效果，但在低孔低渗储层和致密砂岩储层的渗透率计算中会产生很大的误差，影响储层渗透率的测井定量解释评价。
技术实现思路
为使得所求取的渗透率更真实的反映了储层岩石的渗流特性，本专利技术实施例提供了 一种确定岩石渗透率的方法，方法包括:测量不同渗透率岩心样本饱和水状态时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线；根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布；将所述横向弛豫时间T2分布的数据等对数划分为η组，根据所述的横向弛豫时间Τ2分布和孔喉半径分布确定各组孔隙度和平均孔喉半径；根据所述各组的孔隙度、平均孔喉半径及式(I)确定岩石的渗透率，式(I)为:【权利要求】1.一种确定岩石渗透率的方法，其特征在于，所述的方法包括: 测量不同渗透率岩心样本饱和水状态时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线.根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布； 将所述横向弛豫时间T2分布的数据等对数划分为η组，根据所述的横向弛豫时间Τ2分布和孔喉半径分布确定各组孔隙度和平均孔喉半径； 根据所述各组的孔隙度、平均孔喉半径及式(I)确定岩石的渗透率，式(I)为: 2.如权利要求1所述的确定岩石渗透率的方法，其特征在于，所述的测量不同渗透的岩心样本饱和水状态时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线包括: 米用低场核磁共振分析仪测量岩心样本的核磁共振信号确定岩心样本的横向弛豫时间T2分布； 采用半渗透隔板法测量岩心样本的毛管压力曲线。3.如权利要求2所述的确定岩石渗透率的方法，其特征在于，所述的采用低场核磁共振分析仪测量岩心样本的核磁共振信号确定岩心样本的横向弛豫时间T2分布时,极化时间至少为12s，回波间隔时间为0.3ms。4.如权利要求1所述的确定岩石渗透率的方法，其特征在于，所述的根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布包括: 根据所述毛管压力曲线获得孔喉半径分布； 确定横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线间的函数关系； 根据确定的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布。5.一种确定岩石渗透率的装置，其特征在于，所述的装置包括: 测量模块，用于测量不同渗透率岩心样本饱和水状态时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线； 转换模块，用于根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布； 参数计算模块，用于根据所述横向弛豫时间T2分布的数据等对数划分为η组，根据所述的横向弛豫时间Τ2分布和孔喉半径分布确定各组孔隙度和平均孔喉半径； 渗透率确定模块，用于根据所述各组的孔隙度、平均孔喉半径及式(I)确定岩石的渗透率，式(I)为: 6.如权利要求5所述的确定岩石渗透率的装置，其特征在于，所述的测量模块包括:低场核磁共振分析仪，用于测量岩心样本的核磁共振信号确定岩心样本的横向弛豫时间T2分布； 毛管压力曲线测量单元，用于采用半渗透隔板法测量岩心样本的毛管压力曲线。7.如权利要求6所述的确定岩石渗透率的装置，其特征在于，所述的低场核磁共振分析仪测量岩心样本的核磁共振信号确定岩心样本的横向弛豫时间T2分布时,极化时间至少为12s，回波间隔时间为0.3ms。8.如权利要求5所述的确定岩石渗透率的装置，其特征在于，所述的参数计算模块根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布包括: 孔喉半径分布确定单元，用于根据所述毛管压力曲线获得孔喉半径分布； 函数关系确定单元，用于确定横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系；转换单元，用于根据确定的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布。【文档编号】G01N15/08GK103884633SQ201410078493【公开日】2014年6月25日 申请日期:2014年3月5日 优先权日:2014年3月5日 【专利技术者】李长喜, 徐红军, 胡法龙, 李潮流, 王昌学 申请人:中国石油天然气股份有限公司本文档来自技高网...
【技术保护点】
一种确定岩石渗透率的方法，其特征在于，所述的方法包括：测量不同渗透率岩心样本饱和水状态时的横向弛豫时间T2分布和岩心毛管压力曲线；根据所述横向弛豫时间T2分布和毛管压力曲线的函数关系将所述横向弛豫时间T2分布转换为孔喉半径分布；将所述横向弛豫时间T2分布的数据等对数划分为n组，根据所述的横向弛豫时间T2分布和孔喉半径分布确定各组孔隙度和平均孔喉半径；根据所述各组的孔隙度、平均孔喉半径及式（1）确定岩石的渗透率，式（1）为：其中，K为岩石渗透率，为每一组的孔隙度（i=1,…,n），ri为平均孔喉半径（i=1,…,n），为根据所述各组孔隙度确定的总孔隙度，f(G)为通过岩心数据标定获得的权系数。
【技术特征摘要】
【专利技术属性】
技术研发人员：李长喜，徐红军，胡法龙，李潮流，王昌学，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：北京;11
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