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原文传递一种页岩油储层岩石多尺度储集空间润湿性定量评价方法

专利名称：	一种页岩油储层岩石多尺度储集空间润湿性定量评价方法
摘要：	本发明涉及是一种页岩油储层岩石多尺度储集空间润湿性定量评价方法。包括如下步骤：1、确定岩心干样核磁T2谱Pg；2、确定岩心自吸水分布对应的核磁T2谱Pwr；3、确定岩心内饱和水分布对应的核磁T2谱Pwsr；4、确定岩心自吸油分布对应的核磁T2谱Por；5、确定岩心内饱和油分布对应的核磁T2谱Posr；6、确定岩心的孔喉分布；7、对其润湿性开展定量评价。这种方法用于解决现有的岩心实验与核磁联测润湿性评价方法未考虑页岩油储层岩心难以形成有效的油水驱替且重水或顺磁离子溶液与地层水的差异性可改变流体在黏土储集空间内分布进而影响润湿性评价结果，因而无法应用于页岩油储层岩心润湿性测定的问题。
专利类型：	发明专利
国家地区组织代码：	黑龙江;23
申请人：	东北石油大学
发明人：	魏建光;王安伦;付晓飞;赵小青;周晓峰;杨英;李江涛
专利状态：	有效
申请日期：	2023-06-28T00:00:00+0800
发布日期：	2023-11-24T00:00:00+0800
申请号：	CN202310771297.0
公开号：	CN117110349A
代理机构：	黑龙江省百盾知识产权代理事务所(普通合伙)
代理人：	孙淑荣
分类号：	G01N24/08;G01N13/04;G01N15/08;G01N1/28;G;G01;G01N;G01N24;G01N13;G01N15;G01N1;G01N24/08;G01N13/04;G01N15/08;G01N1/28
申请人地址：	163000 黑龙江省大庆市高新技术产业开发区学府街99号
主权项：	1.一种页岩油储层多尺度储集空间润湿性定量评价方法，具体包括如下步骤： (1)在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，对烘干后的岩心进行核磁T2谱测试，确定岩心干样核磁T2谱Pg； (2)将岩心环面用热塑膜包裹上，将岩心置于烧杯中，向烧杯中注入地层水，当水面升至岩心上端面下0.5cm处停止注入，用保鲜膜将烧杯口封住，将烧杯置于常温常压环境中，开展岩心自吸地层水实验，每隔24h将岩心取出，去掉热塑膜将岩心表面多余液体除去后称重，称重后再次将岩心环面用热塑膜包上，将岩心放回至烧杯中继续自吸实验，当岩心质量恒定时认为岩心自吸平衡，终止自吸实验，对自吸地层水后的岩心开展核磁T2谱测试，确定岩心自吸水状态下核磁T2谱Pw，将Pw减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内自吸水分布对应的核磁T2谱Pwr； (3)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，将烘干后岩心的环面用热塑膜包上并将岩心置于压力活塞容器内抽真空48h，之后向压力活塞容器内注入地层水，保证地层水浸没岩心，利用ISCO泵以20MPa恒压向活塞容器下部注入蒸馏水推动活塞直到压力活塞容器内压力也升至20MPa，记录初始注入蒸馏水体积，之后每隔24h记录ISCO泵注入的蒸馏水体积，当注入的蒸馏水体积恒定时停止饱和并取出岩心，去掉岩心热塑膜将岩心表面多余液体除去，对饱和地层水后的岩心开展核磁T2谱测试，确定饱和水状态下的岩心的核磁T2谱Pws，将Pws减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内饱和水分布对应的核磁T2谱Pwsr； (4)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，将岩心环面用热塑膜包裹上，将岩心置于烧杯中，向烧杯中注入正癸烷，当液面升至岩心上端面下0.5cm处停止注入，用保鲜膜将烧杯口封住，将烧杯置于常温常压环境中，开展岩心自吸正癸烷实验，实验过程中若液面下降应及时补充正癸烷，每隔24h将岩心取出，将岩心上多余液体除去后称重，称重后再次将岩心环面用热塑膜包上，将岩心放回至烧杯中继续自吸实验，当岩心质量恒定时认为岩心自吸平衡，终止自吸实验，对自吸正癸烷后的岩心开展核磁T2谱测试，确定岩心自吸油状态下核磁T2谱Po，将Po减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内自吸油分布对应的核磁T2谱Por； (4)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，将岩心环面用热塑膜包上并将岩心置于压力活塞容器内抽真空48h，之后向压力活塞容器内注入正癸烷，保证正癸烷浸没岩心，利用ISCO泵以20MPa恒压向活塞容器下部注入蒸馏水推动活塞直到压力活塞容器内压力也升至20MPa，记录初始注入蒸馏水体积，之后每隔24h记录ISCO泵注入的蒸馏水体积，当注入的蒸馏水体积恒定时停止饱和并取出岩心，去掉岩心热塑膜将岩心表面多余液体除去，对饱和正癸烷后的岩心开展核磁T2谱测试，确定饱和油状态下的岩心的核磁T2谱Pos，将Pos减去Pg，取所得T2谱中T2≥0.2ms的部分即为岩心内饱和油分布对应的核磁T2谱Posr； (5)、在110℃条件下对岩心进行烘干至恒重，对岩心进行高压压汞测试，确定岩心的孔喉分布，依据Pwsr、Posr及高压压汞测试结果完成T2w-r的对标及T2o-r的对标，选用T2＝Cfrnf为转换关系式，根据T2w-r、T2o-r对标结果分别确定T2w-r转换关系式中Cf及nf值、T2o-r转换关系式中Cf及nf值，确定T2w-r、T2o-r的转换关系式Rw、Ro,T2w-水信号的T2值，T2o-油信号的T2值；上式中Cf、nf为与岩心性质、孔隙结构及流体性质相关的常数； (6)、基于Rw由Pwr经T2w-r转换得到自吸水分布Dw及其自吸水分布累积曲线Sw； (7)、基于Ro由Por经T2o-r转换得到自吸油分布Do及其自吸油分布累积曲线So； (8)、以r<0.0125μm的孔隙为微孔，0.0125μm≤r<0.05μm的孔隙为小孔，以0.05μm≤r<0.5μm的孔隙为中孔，r>0.5μm的孔隙为大孔，由Sw分别确定0.0125μm、0.05μm、0.5μm对应的孔隙度累积值及自吸水总孔隙度V1、V2、V3、V4，由So分别确定0.0125μm、0.05μm、0.5μm对应的孔隙度累积值及自吸油总孔隙度Va、Vb、Vc、Vd，分别确定岩心的微、小、中、大孔及岩心整体自吸水及自吸油所占孔隙的孔隙度分量Vw-mic及Vo-mic、Vw-min及Vo-min、Vw-med及Vo-med、Vw-mac及Vo-mac、Vw及Vo，分别计算岩心的微、小、中、大孔及岩心整体润湿指数Imic、Imin、Imed、Imac及I，依据Imic、Imin、Imed、Imac及I对页岩岩心微、小、中、大孔及整体润湿性进行评价，评价标准为：0～0.4为油湿，0.4～0.6为中性，0.6～1为水湿。 2.根据权利要求1所述的页岩油储层多尺度储集空间润湿性定量评价方法，其特征在于：所述步聚(9)中确定岩心的微、小、中、大孔及岩心整体自吸水及自吸油所占孔隙的孔隙度分量Vw-mic及Vo-mic、Vw-min及Vo-min、Vw-med及Vo-med、Vw-mac及Vo-mac、Vw及Vo采用的公式如下： Vw-mic＝V1 (1) Vw-min＝V2-V1 (2) Vw-med＝V3-V2 (3) Vw-mac＝V4-V3 (4) Vw＝V4 (5) Vo-mic＝Va (6) Vo-min＝Vb-Va (7) Vo-med＝Vc-Vb (8) Vo-mac＝Vd-Vc (9) Vo＝Vd (10) 其中，V1为Sw上0.0125μm对应的孔隙度累积值，V2为Sw上0.05μm对应的孔隙度累积值，V3为Sw上0.5μm对应的孔隙度累积值，V4为自吸水总孔隙度累积值，Va为So上0.0125μm对应的孔隙度累积值，Vb为So上0.05μm对应的孔隙度累积值，Vc为So上0.5μm对应的孔隙度累积值，Vd为自吸油总孔隙度累积值，Vw-mic为岩心微孔内自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo-mic为岩心微孔内自吸油所占孔隙的孔隙度分量，Vw-min为岩心小孔内自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo-min为岩心小孔内自吸油所占孔隙的孔隙度分量，Vw-med为岩心中孔内自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo-med为岩心中孔内自吸油所占孔隙的孔隙度分量，Vw-mac为岩心大孔内自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo-mac为岩心大孔内自吸油所占孔隙的孔隙度分量，Vw为岩心整体自吸水所占孔隙的孔隙度分量，Vo为岩心整体自吸油所占孔隙的孔隙度分量。 3.根据权利要求1所述的页岩油储层多尺度储集空间润湿性定量评价方法，其特征在于：所述步聚(9)中计算岩心的微、小、中、大孔及岩心整体润湿指数Imic、Imin、Imed、Imac及I采用的公式如下： Imic＝Vw-mic/(Vw-mic+Vo-mic) (11) Imin＝Vw-min/(Vw-min+Vo-min) (12) Imed＝Vw-med/(Vw-med+Vo-med) (13) Imac＝Vw-mac/(Vw-mac+Vo-mac) (14) I＝Vw/(Vw +Vo) (15) 其中，Imic为岩心微孔的润湿指数，Imin为岩心小孔的润湿指数，Imed为岩心中孔的润湿指数，Imac为岩心大孔的润湿指数，I为岩心整体的润湿指数。