[发明专利]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

权利要求书

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，其特征在于可动水指数按下述公式计算：

KDS＝(Sg-Sy)/Sg*100％   (1)

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。

5.根据权利要求4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，其特征在于可动油信号面积下述公式计算：

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。

6.根据权利要求4或5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，其特征在于可动干扫信号面积下述公式计算：

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。

7.根据权利要求1至6任意一项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，其特征在于含油指数按下述公式计算：

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。

8.根据权利要求1至7任意一项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。

9.根据权利要求8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％。