核磁共振及显微荧光融合技术构建的储层含水性评价模型制造技术

本发明专利技术涉及储层含水性评价方法技术领域，是一种核磁共振及显微荧光融合技术构建的储层含水性评价模型，其包括建立含水性三维评价模型，利用该建立核磁+显微荧光含水性评价模型对储层含水性进行评价。本发明专利技术将核磁共振派生参数“可动水指数”、“含油指数”与显微荧光派生参数“水溶烃指数”量化参数融合建立核磁+显微荧光含水性评价模型，该模型涵盖了核磁共振和显微荧光薄片中最为敏感的含水性评价参数，通过核磁共振及显微荧光薄片技术双重验证，大大提高了储层含水性判别的准确率，为录井含水性识别提供了一种新方法。性识别提供了一种新方法。性识别提供了一种新方法。

【技术实现步骤摘要】
核磁共振及显微荧光融合技术构建的储层含水性评价模型


[0001]本专利技术涉及储层含水性评价方法
，是一种核磁共振及显微荧光融合技术构建的储层含水性评价模型。

技术介绍

[0002]目前运用录井技术手段评价储层含油性的方法较多，但针对储层含水性判别的方法相对欠缺，常规录井及气测解释判断储层含水性效果较差，亟待录井新方法解决这一难题。传统核磁共振及显微荧光技术均是通过谱图特征对储层流体性质进行定性评价，缺乏相互验证的方法及解释模型的应用。
[0003]国内现用核磁共振解释多为利用常规参数(比如核磁孔隙度、可动水饱和度等)构建的二维交汇图版，根据交汇点分布区间评价流体性质，交汇评价图版可能存在落点分布不均，由此造成流体性质判别不准确的问题。
[0004]上述评价图版采用的核磁共振参数原理上是通过测量孔隙信号与油信号之间的比值关系获得，而岩样中流体存在挥发性，当流体挥发后孔隙被外源水(饱和盐水)所填充会造成误判储层含水。其次，该评价方法只运用核磁共振参数构建图版，最为有效的T2谱图流体性质评价方法在图版中作用没有充分发挥。
[0005]岩心显微荧光薄片技术对于储层含水性识别具有独特作用，是唯一能够通过肉眼观察地层流体在微观孔隙内赋存状态的一种技术，实现了微观流体产状的可视化，但国内均是定性描述，没有实现定量评价岩心含水性。

技术实现思路

[0006]本专利技术提供了一种核磁共振及显微荧光融合技术构建的储层含水性评价模型，克服了上述现有技术之不足，其以核磁共振三扫分析的可动水指数、含油指数及显微荧光的水溶烃指数构建储层含水性三维立体评价模型，通过构建的三维立体评价模型对储层含水性进行量化评价，提高了评价的准确率。
[0007]本专利技术的技术方案是通过以下措施来实现的：一种核磁共振及显微荧光融合技术构建的储层含水性评价模型，包括以下步骤：步骤一，建立含水性三维评价模型：采集若干录井显示层的岩心样品，对每一个采集到的录井显示段内的岩心样品分别进行核磁共振和显微荧光薄片分析，通过核磁共振分析得到所述岩心样品的核磁共振数据，通过核磁共振数据计算可动水指数和含油指数，通过显微荧光薄片分析得到所述岩心样品的显微荧光薄片数据，通过显微荧光薄片数据计算水溶烃指数；以可动水指数为X轴、含油指数为Y轴、水溶烃指数为Z轴建立含水性三维评价模型；
[0008]步骤二，含水性评价：对待评价井位的录井显示层段的岩心样品分别进行核磁共振和显微荧光薄片分析，通过核磁共振分析得到所述岩心样品的核磁共振数据，通过核磁共振数据计算可动水指数和含油指数，通过显微荧光薄片分析得到所述岩心样品的显微荧光薄片数据，通过显微荧光薄片数据计算水溶烃指数，将所得的可动水指数为X轴数值、含
油指数为Y轴数值、水溶烃指数为Z轴数值在所述含水性三维评价模型中进行定位，根据定位的空间方位，得到储层含水性判定结果。
[0009]下面是对上述专利技术技术方案的进一步优化或/和改进：
[0010]上述含水性三维评价模型中，当可动水指数小于30％、含油指数大于20％且水溶烃指数为0时，所述储层为油层；当可动水指数小于30％、含油指数小于20％且水溶烃指数为0时，所述储层为差油层；当可动水指数大于70％、含油指数大于5％且水溶烃指数大于10％时，所述储层为油水混层；当可动水指数大于70％、含油指数小于5％且水溶烃指数大于或等于0时，所述储层为水层。
[0011]上述核磁共振数据包括可动油信号强度、可动干扫信号强度、T2截止值对应的弛豫时间，核磁信号结束时的弛豫时间和可动油饱和度。
[0012]上述可动水指数按下述公式计算：
[0013]KDS＝(Sg
‑
Sy)/Sg*100％
ꢀꢀꢀ
(1)
[0014]式(1)中，KDS为可动水指数(％)，Sy为可动油信号面积，Sg为可动干扫信号面积。
[0015]上述可动油信号面积下述公式计算：
[0016][0017]式(2)中，Sy为可动油信号面积，y为可动油信号强度(单位：n/a)，为T2截止值对应的弛豫时间(单位：ms)；为核磁信号结束时的弛豫时间(单位：ms)。
[0018]上述可动干扫信号面积下述公式计算：
[0019][0020]式(3)中，Sg为可动干扫信号面积，g为可动干扫信号强度(单位：n/a)，为T2截止值对应的弛豫时间(单位：ms)；为核磁信号结束时的弛豫时间(单位：ms)。
[0021]上述含油指数按下述公式计算：
[0022]X＝EXP(e
i
/100)
ꢀꢀ
(4)
[0023][0024]式(4)至(5)中，e
i
为可动油饱和度(％),HYZ为含油指数(％),X为自然对数，X
i
为单井自然对数，X
min
为区域最小自然对数，X
max
为区域最大自然对数。
[0025]上述显微荧光薄片数据包括水溶烃发光面积占比及流体发光面积占比。
[0026]上述水溶烃指数为水溶烃发光面积占比与流体发光面积占比的比值乘以100％。
[0027]本专利技术将核磁共振派生参数“可动水指数”、“含油指数”与显微荧光派生参数“水溶烃指数”量化参数融合建立核磁+显微荧光含水性评价模型(即含水性三维评价模型)，该
模型涵盖了核磁共振和显微荧光薄片中最为敏感的含水性评价参数，通过核磁共振及显微荧光薄片技术双重验证，大大提高了储层含水性判别的准确率，为录井含水性识别提供了一种新方法。
附图说明
[0028]附图1为本专利技术的核磁+显微荧光含水性评价模型图。
[0029]附图2为核磁共振流体油信号面积谱图。
[0030]附图3为采用录井岩心显微荧光薄片数字化应用系统对显微荧光照片处理图。
[0031]附图4为M45井综合录井图。
[0032]附图5为M45井的核磁共振流体油信号面积谱图。
[0033]附图6为M45井的显微荧光照片。
[0034]附图7为M45井的含水性三维评价模型图。
[0035]附图2中，a区域为可动油信号面积，b区域为可动水信号面积。
[0036]附图3中，a图划定的虚线区域为水溶烃发光面积，b图划定的虚线区域为流体发光面积；附图5中，干样信号即为干扫信号。
[0037]附图5中，a区域为可动油信号面积，b区域为可动水信号面积。
[0038]附图6中，a为水溶烃痕迹，b为可动油痕迹。
具体实施方式
[0039]本专利技术不受下述实施例的限制，可根据本专利技术的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。
[0040]所述附图2、附图5为核磁共振的T2图谱。
[0041]下面结合实施例对本专利技术作进一步描述：
[0042]实施例：该核磁共振及显微荧光融合技术构建的储层含水性评价模型，包括步骤一，建立含水性三维评价模型：采集若干录井显本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种核磁共振及显微荧光融合技术构建的储层含水性评价模型，其特征在于包括以下步骤：步骤一，建立含水性三维评价模型：采集若干录井显示层的岩心样品，对每一个采集到的录井显示段内的岩心样品分别进行核磁共振和显微荧光薄片分析，通过核磁共振分析得到所述岩心样品的核磁共振数据，利用核磁共振数据计算可动水指数和含油指数；通过显微荧光薄片分析得到所述岩心样品的显微荧光薄片数据，利用显微荧光薄片数据计算水溶烃指数；以可动水指数为X轴、含油指数为Y轴、水溶烃指数为Z轴建立含水性三维评价模型；步骤二，含水性评价：对待评价井位的录井显示层段的岩心样品分别进行核磁共振和显微荧光薄片分析，通过核磁共振分析得到所述岩心样品的核磁共振数据，通过核磁共振数据计算可动水指数和含油指数，通过显微荧光薄片分析得到所述岩心样品的显微荧光薄片数据，通过显微荧光薄片数据计算水溶烃指数，将所得的可动水指数为X轴数值、含油指数为Y轴数值、水溶烃指数为Z轴数值在建立的含水性三维评价模型中进行定位，根据定位的空间方位，得到储层含水性评价结果。2.根据权利要求1所述的核磁共振及显微荧光融合技术构建的储层含水性评价模型，其特征在于含水性三维评价模型中，当可动水指数小于30％、含油指数大于20％且水溶烃指数为0时，所述储层为油层；当可动水指数小于30％、含油指数小于20％且水溶烃指数为0时，所述储层为差油层；当可动水指数大于70％、含油指数大于5％且水溶烃指数大于10％时，所述储层为油水混层；当可动水指数大于70％、含油指数小于5％且水溶烃指数大于或等于0时，所述储层为水层。3.根据权利要求1或2所述的核磁共振及显微荧光融合技术构建的储层含水性评价模型，其特征在于核磁共振数据包括可动油信号强度、可动干扫信号强度、T2截止值对应的弛豫时间，核磁信号结束时的弛豫时间和可动油饱和度。4.根据权利要求3所述的...

【专利技术属性】
技术研发人员：苑传江，陈向辉，胡智勇，李秀彬，罗宏斌，李怀军，曾杰，程晶，戴敏，张小虎，
申请(专利权)人：中国石油集团西部钻探工程有限公司，
类型：发明
国别省市：