[发明专利]基于核磁共振测井的储层气-水相对渗透率曲线构建方法、系统

说明书

本发明属于石油勘探开发储层评价技术领域，公开了一种基于核磁共振测井的储层气‑水相对渗透率曲线构建方法、系统，该方法利用核磁共振测井资料通过转换模型一计算得到核磁毛管压力曲线；建立储层束缚水饱和度和残余气饱和度的计算模型，由孔隙度和渗透率计算得到储层束缚水饱和度及残余气饱和度；利用核磁毛管压力曲线通过转换模型二构建储层的水相相对渗透率曲线，通过转换模型三构建储层的气相相对渗透率曲线。本发明基于核磁共振测井构建获取连续的、每个深度点的气、水相对渗透率曲线，提供了一种精度高、使用便捷、耗时少，无需进行岩心相对渗透率实验测量即可连续定量获取气‑水相对渗透率曲线的方法。

技术领域

本发明属于石油勘探开发储层评价技术领域，尤其涉及一种基于核磁共振测井的储层气-水相对渗透率曲线构建方法、系统。

背景技术

目前，实际气藏多是气水共存，相对渗透率曲线是描述气相、水相在储层岩石中渗流特性的基础资料，对气藏动态描述、气田开发设计起着重要作用，具有很高的研究价值。目前，相对渗透率曲线的获取方法主要有直接测定和间接计算两类：

第一类是直接测定法，包括稳态法实验和非稳态法实验，主要是通过岩心实验测量获取相对渗透率曲线，这是目前获取相对渗透率曲线主要的方法，但由于岩心数量有限，且地层具有非均质性，直接测定法得到的相对渗透率曲线无法实现连续描述气藏的实际情况，同时实验测量获取相对渗透率曲线耗时长、成本高。

第二类是间接计算法，间接计算法所需要的参数众多，不同方法计算得到的相对渗透率曲线差别较大，准确性较低，而且无法推广到不同气藏，适用性较低。因此，亟需一种新的气-水相对渗透率曲线计算方法，以弥补现有技术缺陷。

解决以上问题及缺陷的难度为：

(1)现有直接测定法得到的相对渗透率曲线无法实现连续描述气藏的实际情况，同时实验测量获取相对渗透率曲线耗时长、成本高。

(2)现有间接计算法所需要的参数众多，通常需要5～8个参数，而且不同方法计算得到的相对渗透率曲线与岩心实验测量的相对渗透率曲线之间差别较大，因而适用性较低，无法推广到不同气藏。

解决以上问题及缺陷的意义为：现有方法无法得到高精度的、连续深度点的储层气相及水相相对渗透率曲线，针对这一局限性，利用核磁共振测井资料提供的核磁共振T₂谱计算获得核磁毛管压力曲线，进而构建得到储层气相及水相相对渗透率曲线，结果与岩心实验测量一致，可提供准确且连续深度的储层渗流特征信息，对气藏开发和综合管理具有实际意义。

发明内容

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种基于核磁共振测井的储层气-水相对渗透率曲线构建方法、系统，涉及一种连续定量评价储层流体渗流特征的技术，尤其涉及一种基于核磁共振测井的气-水相对渗透率曲线构建方法、系统。

本发明是这样实现的，一种基于核磁共振测井的储层气-水相对渗透率曲线构建方法，所述气-水相对渗透率曲线构建方法包括以下步骤：

步骤一，利用核磁共振测井仪器采集测量，并对采集数据通过反演得到核磁共振测井T₂谱及对应深度的孔隙度、渗透率曲线；

步骤二，利用核磁共振测井T₂谱通过转换模型一计算得到连续分布的核磁毛管压力曲线；

步骤三，应用孔隙度和渗透率计算得到储层束缚水饱和度及残余气饱和度；

步骤四，利用核磁毛管压力曲线通过转换模型二构建连续分布的水相相对渗透率曲线；

步骤五，利用核磁毛管压力曲线通过转换模型三构建连续分布的气相相对渗透率曲线。

进一步，步骤一中，所述核磁共振T₂谱从核磁共振测井资料反演成果获得，储层孔隙度和渗透率曲线直接从核磁共振测井资料反演成果获得，或从利用常规方法计算结果中获得。