阅读说明：本技术 连续表征页岩油储层相对润湿性指数的方法 (Method for continuously characterizing relative wettability index of shale oil reservoir ) 是由 霍进 宋永� 毛新军 支东明 孙中春 贾希玉 王伟 王振林 张妮 牟立伟 于 2019-09-25 设计创作，主要内容包括：本发明提供了一种连续表征页岩油储层相对润湿性指数的方法,包括：步骤S1,在页岩油甜点段进行钻井密闭取心,获得饱含油且流体状态保存完好的岩心样品；步骤S2,对页岩油甜点段进行核磁共振测井,以得到核磁共振测井波谱；步骤S3,对岩心样品进行核磁共振测量、自吸法相对润湿性测量、蒸馏饱和度测量,根据核磁共振测量、自吸法相对润湿性指数、蒸馏饱和度确定核磁共振波谱,根据核磁共振波谱计算吸附水体积与吸附油体积的界限值T<Sub>2j1</Sub>；步骤S4,根据核磁共振波谱计算吸附油体积的上限值T<Sub>2j2</Sub>；步骤S5,根据核磁共振测井波谱、界限值T<Sub>2j1</Sub>和上限值T<Sub>2j2</Sub>连续计算每个深度点的相对润湿性指数。本发明为页岩油储层的润湿性的全剖面评价提供了全新的技术手段。(The invention provides a method for continuously characterizing a relative wettability index of a shale oil reservoir, which comprises the following steps: step S1, drilling, closing and coring are carried out on the shale oil dessert section to obtain a rock core sample which is full of oil and well stored in a fluid state; step S2, performing nuclear magnetic resonance logging on the shale oil dessert section to obtain a nuclear magnetic resonance logging spectrum; step S3, performing nuclear magnetic resonance measurement, self-priming relative wettability measurement and distillation saturation measurement on the rock core sample, determining a nuclear magnetic resonance spectrum according to the nuclear magnetic resonance measurement, the self-priming relative wettability index and the distillation saturation, and determining a nuclear magnetic resonance spectrum according to the nuclear magnetic resonance spectrumCalculating the limit value T of the volume of the adsorbed water and the volume of the adsorbed oil 2j1 (ii) a Step S4, calculating the upper limit value T of the volume of the adsorbed oil according to the nuclear magnetic resonance spectrum 2j2 (ii) a Step S5, logging the spectrum according to the nuclear magnetic resonance, the threshold value T 2j1 And an upper limit value T 2j2 The relative wettability index for each depth point is calculated continuously. The invention provides a brand new technical means for the full-section evaluation of the wettability of the shale oil reservoir.)

连续表征页岩油储层相对润湿性指数的方法

技术领域

本发明涉及页岩油勘探与开发技术领域，具体而言，涉及一种连续表征页岩油储层相对润湿性指数的方法。

背景技术

北美的页岩油(气)革命，改变了世界油气的供应格局。全球范围内，页岩油(气)资源丰富，为油气勘探、开发提供了全新的、重大领域。页岩油储层的润湿性对页岩油的流动性影响较大，因而影响页岩油的开采方式。油储层的润湿性指数通常应用取心岩心分析获得，这种方法获得的润湿性数据受钻井取心位置的限制，获得润湿性指数的成本相对较高，分析数据是离散的、且无法代表整个钻井剖面的润湿性特征。测井资料具有连续、分辨率高的特点，应用测井资料连续表征页岩油储层的润湿性，分析全剖面的储层的润湿性，对于页岩油勘探开发意义重大。

实验研究发现，与浮力成藏的水湿与常规油层不同，页岩油储层一般为混合润湿或者油湿，表现为含油孔隙亲油，含水孔隙亲水的表面润湿性特征。

实验研究发现，与常规储层不同，页岩油储层无钻井液的侵入，核磁共振的测量范围基本为原状地层。对于页岩油层，核磁共振的响应特征是吸附水的表面弛豫、亲油孔隙吸附油的表面弛豫和游离油的体积弛豫的贡献之和。

也就是说，现有技术中存在表征润湿性指数的成本较高的问题。

发明内容

本发明的主要目的在于提供一种连续表征页岩油储层相对润湿性指数的方法，以解决现有技术中存在表征润湿性指数的成本较高的的问题。

为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种连续表征页岩油储层相对润湿性指数的方法，包括：步骤S1，在页岩油甜点段进行钻井密闭取心，获得饱含油且流体状态保存完好的岩心样品；步骤S2，对页岩油甜点段进行核磁共振测井，以得到核磁共振测井波谱；步骤S3，对岩心样品进行核磁共振测量、自吸法相对润湿性测量、蒸馏饱和度测量，根据核磁共振测量结果、自吸法相对润湿性指数、蒸馏饱和度确定核磁共振波谱，根据核磁共振波谱计算吸附水体积与吸附油体积的界限值T_2j1；步骤S4，根据核磁共振波谱计算吸附油体积的上限值T_2j2；步骤S5，根据核磁共振测井波谱、界限值T_2j1和上限值T_2j2连续计算每个深度点的相对润湿性指数。

进一步地，步骤S3还包括：步骤S31，在岩心样品上水平钻取多个1英寸柱塞样，将每个柱塞样分为两个并行分析样品，一个并行分析样品为实验样品用于核磁共振测量和蒸馏饱和度测量，另一个并行分析样品为对照样品用于自吸法相对润湿性测量；步骤S32，对实验样品进行核磁共振测量，并获得核磁共振T2谱，确定核磁孔隙度。

进一步地，步骤S3还包括步骤S33，选取实验样品中满足核磁孔隙度大于等于0.08且小于等于0.16，且核磁共振T2谱中有波峰的实验样品作为选定样品，对与该选定样品处于同一个柱塞样中的对照样品进行自吸法相对润湿性测量。

进一步地，步骤S3还包括步骤S34，对不同润湿特性且完成核磁共振测量的实验样品进行蒸馏法饱和度测量，获得岩心样品的含水饱和度。

进一步地，步骤S3还包括步骤S35，经过自吸法相对润湿性测量后，根据测量结果将对照样品分为多级润湿样品，多级润湿样品至少包括中性润湿样品和弱油润湿样品，选取中性润湿样品或弱油润湿样品的核磁共振T2谱，从左向右累积孔隙度，确定孔隙百分比等于岩心样品的含水饱和度所对应的T2横向弛豫时间，横向弛豫时间作为确定吸附水体积与吸附油体积之间的T2界限值T_2j1。

进一步地，在步骤S33中，自吸法相对润湿性测量的相对润湿性指数计算公式为：

I_A＝I_w+I_o 公式1

其中，I_A为自吸法测量的相对湿润指数，I_w为用水驱替比，I_o为用油驱替比。

进一步地，多级润湿样品根据相对润湿性指数I_A的大小进行划分，相对润湿性指数I_A大于等于-1且小于等于1，当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于-1且小于等于-0.7时，多级润湿样品为强油润湿，以作为强油润湿样品；当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于-0.7且小于等于-0.3时，多级润湿样品为油润湿，以作为油润湿样品；当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于-0.3且小于等于-0.1时，多级润湿样品为弱油润湿，以作为弱油润湿样品；当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于-0.1且小于等于0.1时，多级润湿样品为中性润湿，以作为中性润湿样品；当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于0.1且小于等于0.3时，多级润湿样品为弱水润湿，以作为弱水润湿样品；当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于0.3且小于等于0.7时，多级润湿样品为水润湿，以作为水润湿样品；当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于0.7且小于等于1时，多级润湿样品为强水润湿，以作为强水润湿样品。

进一步地，在步骤S33中，波峰包括吸附水峰、吸附峰和体积弛豫峰中的至少一种。

进一步地，步骤S4还包括：步骤S41，根据核磁共振T2谱和吸附水体积与吸附油体积之间的T2界限值T_2j1，计算吸附水体积：

其中，V_吸附水为应用核磁共振T2谱计算的吸附水体积，无量纲，小数；P_i为核磁共振T2谱对应的孔隙度分量，无量纲，小数；T_2j1为吸附水体积与吸附油体积之间的T2界限值；

步骤S42，根据测量的润湿性指数计算吸附油体积：

其中，V_吸附水为应用核磁共振T2谱计算的吸附水体积，无量纲，小数；I_r为岩心测量的相对润湿性指数，无量纲，小数；

步骤S43，从T_2j1开始向右累积岩心样品的核磁共振T2谱直至计算的吸附油体积与步骤S42中吸附油体积相等，此时岩心核磁共振T2谱对应的T2值即为吸附油体积的计算上限T_2j2。

进一步地，步骤S5包括：

其中，V_吸附水(h)为深度为h点应用测井核磁波谱计算的吸附水体积，无量纲，小数；V_吸附油(h)为深度为h点应用测井核磁波谱计算的吸附油体积，无量纲，小数；I_r(h)为深度为h点因公测井核磁波谱计算的相对润湿性指数，无量纲，小数。

应用本发明的技术方案，一种连续表征页岩油储层相对润湿性指数的方法包括：步骤S1，在页岩油甜点段进行钻井密闭取心，获得饱含油且流体状态保存完好的岩心样品；步骤S2，对页岩油甜点段进行核磁共振测井，以得到核磁共振测井波谱；步骤S3，对岩心样品进行核磁共振测量、自吸法相对润湿性测量、蒸馏饱和度测量，根据核磁共振测量结果、自吸法相对润湿性指数、蒸馏饱和度确定核磁共振波谱，根据核磁共振波谱计算吸附水体积与吸附油体积的界限值T_2j1；步骤S4，根据核磁共振波谱计算吸附油体积的上限值T_2j2；步骤S5，根据核磁共振测井波谱、界限值T_2j1和上限值T_2j2连续计算每个深度点的相对润湿性指数。

通过在页岩油甜点段进行钻井密闭取心，以获得饱含油且流体状态完好的岩心样品，以使测量的样品均来自油储层，以增加测量出的数据的准确性。通过对页岩油甜点段进行核磁共振测井，以确定岩心样品所在环境处的核磁共振测井波谱。而对岩心样品进行核磁共振测量、自吸法相对润湿性测量、蒸馏饱和度测量，根据核磁共振测量结果、自吸法相对润湿性指数、蒸馏饱和度确定核磁共振波谱，用于确定吸附水体积与吸附油体积的界限值T_2j1和吸附油体积的上限值T_2j2，然后根据核磁共振测井波谱、界限值T_2j1和上限值T_2j2连续计算每个深度点的相对润湿性指数。实现了页岩油储层相对润湿性指数测井定量连续表征，为页岩油储层的润湿性的全剖面评价提供了全新的技术手段。同时，采用一次钻井取芯就可知道整个钻井剖面的润湿性特征，大大减少了钻井取芯的次数，进而减少了测量成本。

附图说明

构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

图1示出了本发明的可选实施例的连续表征页岩油储层相对润湿性指数的方法流程图图；以及

图2示出了本发明的一个可选实施例的核磁共振测井波谱；

图3示出了本发明的一个可选实施例的样品(孔隙度18.5％、含油饱和度78％、相对润湿性指数-0.12)地层温度下的核磁共振T2谱；

图4示出了本发明的一个可选实施例的样品(孔隙度19.0％、含油饱和度87％、相对润湿性指数-0.39)地层温度下的核磁共振T2谱；

图5示出了本发明的一个可选实施例的样品(孔隙度18.5％、含油饱和度98.6％、相对润湿性指数-0.89)地层温度下的核磁共振T2谱；

图6示出了本发明的一个可选实施例的样品(孔隙度16.4％、含油饱和度99.4％、相对润湿性指数-0.97)地层温度下的核磁共振T2谱；

图7示出了本发明的一个可选实施例应用连续表征页岩油储层相对润湿性指数的方法得到的相对润湿性指数的成果图。

具体实施方式

需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。

需要指出的是，除非另有指明，本申请使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

在本发明中，在未作相反说明的情况下，使用的方位词如“上、下、顶、底”通常是针对附图所示的方向而言的，或者是针对部件本身在竖直、垂直或重力方向上而言的；同样地，为便于理解和描述，“内、外”是指相对于各部件本身的轮廓的内、外，但上述方位词并不用于限制本发明。

为了解决现有技术中存在表征润湿性指数的成本较高的的问题，本发明提供了一种连续表征页岩油储层相对润湿性指数的方法。

如图1所示，一种连续表征页岩油储层相对润湿性指数的方法包括：步骤S1，在页岩油甜点段进行钻井密闭取心，获得饱含油且流体状态保存完好的岩心样品；步骤S2，对页岩油甜点段进行核磁共振测井，以得到核磁共振测井波谱；步骤S3，对岩心样品进行核磁共振测量、自吸法相对润湿性测量、蒸馏饱和度测量，根据核磁共振测量结果、自吸法相对润湿性指数、蒸馏饱和度确定核磁共振波谱，根据核磁共振波谱计算吸附水体积与吸附油体积的界限值T_2j1；步骤S4，根据核磁共振波谱计算吸附油体积的上限值T_2j2；步骤S5，根据核磁共振测井波谱、界限值T_2j1和上限值T_2j2连续计算每个深度点的相对润湿性指数。

通过在页岩油甜点段进行钻井密闭取心，以获得饱含油且流体状态完好的岩心样品，以使测量的样品均来自油储层，以增加测量出的数据的准确性。通过对页岩油甜点段进行核磁共振测井，以确定岩心样品所在环境处的核磁共振测井波谱。而对岩心样品进行核磁共振测量、自吸法相对润湿性测量、蒸馏饱和度测量，根据核磁共振测量结果、自吸法相对润湿性指数、蒸馏饱和度确定核磁共振波谱，用于确定吸附水体积与吸附油体积的界限值T_2j1和吸附油体积的上限值T_2j2，然后根据核磁共振测井波谱、界限值T_2j1和上限值T_2j2连续计算每个深度点的相对润湿性指数。实现了页岩油储层相对润湿性指数测井定量连续表征，为页岩油储层的润湿性的全剖面评价提供了全新的技术手段。同时，采用一次钻井取芯就可知道整个钻井剖面的润湿性特征，大大减少了钻井取芯的次数，进而减少了测量成本。

需要说明的是，页岩油甜点段是指页岩中原油富集且相对易于开采的层段。流体状态保存完好是指饱含油的岩心由地下到地上的过程中油未挥发或挥发量小的岩心。

具体的，步骤S3还包括：步骤S31，在岩心样品上水平钻取多个1英寸柱塞样，将每个柱塞样分为两个并行分析样品，一个并行分析样品为实验样品用于核磁共振测量和蒸馏饱和度测量，另一个并行分析样品为对照样品用于自吸法相对润湿性测量；步骤S32，对实验样品进行核磁共振测量，并获得核磁共振T2谱，确定核磁孔隙度；步骤S33，选取实验样品中满足核磁孔隙度大于等于0.08且小于等于0.16，且核磁共振T2谱中有波峰的实验样品作为选定样品，与该选定样品处于同一个柱塞样中的对照样品，进行自吸法相对润湿性测量；步骤S34，对不同润湿特性且完成核磁共振测量的实验样品进行蒸馏法饱和度测量，获得岩心样品的含水饱和度；步骤S35，经过自吸法相对润湿性测量后，根据测量结果将对照样品分为多级润湿样品，多级润湿样品至少包括中性润湿样品和弱油润湿样品，选取中性润湿样品或弱油润湿样品的核磁共振T2谱，从左向右累积孔隙度，确定孔隙百分比等于岩心样品的含水饱和度所对应的T2横向弛豫时间，横向弛豫时间作为确定吸附水体积与吸附油体积之间的T2界限值T_2j1。

孔隙度是岩样孔隙空间体积与岩样体积的比值；孔隙百分比是水的孔隙体积与岩样总的孔隙体积的比值。

多个1英寸的柱塞样均被分为相等的两份，以作为实验样品和对照样品，以使用对照样品来得知实验样品中每个样品的润湿性，且不会对实验样品造成污染，增加了实验样品获得的核磁共振T2谱的准确性。通过对核磁共振T2谱累积孔隙度，当累积到的数据与岩心样品的含水饱和度相等时核磁共振T2谱所对应的横行弛豫时间即为吸附水体积与吸附油体积之间的T2界限值T_2j1。

在步骤S33中，自吸法相对润湿性测量的相对润湿性指数计算公式为：

I_A＝I_w+I_o 公式1

其中，I_A为自吸法测量的相对湿润指数，I_w为用水驱替比，I_o为用油驱替比。

水驱替比是指自动渗吸驱替出的油的体积与水渗吸和强制驱替出的油的总体积之比；油驱替比是指油自动渗吸驱替出的水的体积与油渗吸和强制驱替出的水的总体积之比。

具体的，多级润湿样品根据相对润湿性指数I_A的大小进行划分，相对润湿性指数I_A大于等于-1且小于等于1，当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于-1且小于等于-0.7时，多级润湿样品为强油润湿，以作为强油润湿样品；当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于-0.7且小于等于-0.3时，多级润湿样品为油润湿，以作为油润湿样品；当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于-0.3且小于等于-0.1时，多级润湿样品为弱油润湿，以作为弱油润湿样品；当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于-0.1且小于等于0.1时，多级润湿样品为中性润湿，以作为中性润湿样品；当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于0.1且小于等于0.3时，多级润湿样品为弱水润湿，以作为弱水润湿样品；当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于0.3且小于等于0.7时，多级润湿样品为水润湿，以作为水润湿样品；当自吸法测量的相对润湿性指数I_A大于等于0.7且小于等于1时，多级润湿样品为强水润湿，以作为强水润湿样品。在步骤S33中选取I_A大于等于-0.3且小于等于0.1的实验样品的核磁共振T2谱中的孔隙度进行累积以求得吸附水与吸附油之间的T2界限值T_2j1。

在步骤S33中，波峰包括吸附水峰、吸附峰和体积弛豫峰中的至少一种。在本申请中选取的是吸收峰、吸附油峰和体积弛豫峰三峰明显的对照样品进行的自吸法相对润湿性指数的测定。当然还可以选取体积弛豫峰明显的对照样品进行自吸法相对润湿性指数的测定。

步骤S4还包括：步骤S41，根据核磁共振T2谱和吸附水体积与吸附油体积之间的T2界限值T_2j1，计算吸附水体积：

其中，V_吸附水为应用核磁共振T2谱计算的吸附水体积，无量纲，小数；P_i为核磁共振T2谱对应的孔隙度分量，无量纲，小数；T_2j1为吸附水体积与吸附油体积之间的T2界限值；

步骤S42，根据测量的润湿性指数计算吸附油体积：

其中，V_吸附水为应用核磁共振T2谱计算的吸附水体积，无量纲，小数；I_r为岩心测量的相对润湿性指数，无量纲，小数；

步骤S43，从T_2j1开始向右累积岩心样品的核磁共振T2谱直至计算的吸附油体积与步骤S42中吸附油体积相等，此时岩心核磁共振T2谱对应的T2值即为吸附油体积的计算上限T_2j2。

进一步地，步骤S5包括：

其中，V_吸附水(h)为深度为h点应用测井核磁波谱计算的吸附水体积，无量纲，小数；V_吸附油(h)为深度为h点应用测井核磁波谱计算的吸附油体积，无量纲，小数；I_r(h)为深度为h点因公测井核磁波谱计算的相对润湿性指数，无量纲，小数。

以一个具体的例子为例进行说明，选取四个样品，样品1的核磁孔隙度为18.5％、含水饱和度22.0％以及测得的相对润湿性指数为-0.12，样品2的核磁孔隙度为19.0％、含水饱和度13.0％以及测得的相对润湿性指数为-0.39，样品3的核磁孔隙度为18.5％、含水饱和度1.4％以及测得的相对润湿性指数为-0.89，样品4的核磁孔隙度为16.4％、含水饱和度0.6％以及测得的相对润湿性指数为-0.97，选取弱油湿的样品1和油湿的样品2对其进行核磁波谱测量，获得样品1的核磁共振T2谱(如图3)和样品2的核磁共振T2谱(如图4)，对样品1的核磁共振T2谱和样品2的核磁共振T2谱从左向右累积孔隙度，当孔隙百分比等于岩心样品的含水饱和度对应的横向弛豫时间，样品1得到的横向弛豫时间为3.4ms，样品2得到的横向弛豫时间为3.3ms，进而确定吸附水体积与吸附油体积的界限值T_2j1为3.3ms。

根据吸附水体积与吸附油体积的界限值T_2j1计算吸附水的体积，

本例子中样品1的含水体积为0.041、样品2的含水体积为0.025、样品3的含水体积为0.0026以及样品4的含水体积为0.001。

根据吸附水体积和相对润湿性指数计算吸附油体积，

由于样品3和样品4为强油湿的，含水饱和度小，用于计算吸附油含量误差较大，故采用样品1和样品2计算吸附油体积，计算结果分别为样品1为0.052，样品2为0.057。从3.3ms开始向右累积样品1的核磁共振T2谱，直至计算的吸附油的体积为0.052，此时样品1的核磁共振T2谱的横向弛豫时间为32ms。用相同的方法累积样品2的核磁共振T2谱，获得的横向弛豫时间为32.3ms。而对样品3的核磁共振T2谱从3.3ms累积到32m得到的相对润湿性指数与实验结果一致，对样品4的核磁共振T2谱从3.3ms累积到32ms得到的相对润湿性指数与实验结果一致。因此可以确定吸附油体积的上限值T_2j2为32ms。

然后根据吸附水体积与吸附油体积的界限值T_2j1和吸附油体积的上限值T_2j2以及该井段的核磁共振测井资料，连续定量计算该井段页岩油的相对润湿性指数，如图7所示，从图7中可以看出，实验值和计算值变化规律完全一致，数值大小也基本相等。

需要说明的是，上述的V_吸附水是指单位体积样品中水所占的体积，V_吸附油是指单位体积样品中油所占的体积。二者均是没有量纲的小数。

显然，上述所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、工作、器件、组件和/或它们的组合。

需要说明的是，本申请的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本申请的实施方式能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。