[发明专利]一种确定岩石渗透率的方法及装置

说明书

技术领域

本发明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。

背景技术

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。

发明内容

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，本发明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为岩心渗透率，为每一组的孔隙度（i=1,…,n），r_i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。

此外，本发明还通过了一种确定岩石渗透率的装置，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；

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（1）确定岩石的渗透率，式（1）为：

其中，K为岩心渗透率，为每一组的孔隙度（i=1,…,n），r_i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。

通过考虑孔隙度和不同孔喉半径对渗透率的贡献，利用核磁共振T2分布划分多种孔隙度分量和平均孔喉半径分量确定岩石渗透率，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，计算结果更加准确。

为让本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

附图说明