测井探测范围内井周剩余油分布、相对渗透率与核磁响应关系研究

Absolute permeability dominates liquid-producing capacity, while phase permeability determines liquid-producing property. Residual oil/gas distribution and phase permeability characteristics may vary drastically with the same oil saturation, which are the key factors for identifying reservoir fluid properties and interpreting water flooded layers. This project intends to combine the NMR logging and multiple NMR experiment technology (1D, 2D, 3D imaging) in the logging detection range. With the use of multi-scale(whole core scale, core plug scale, millimeter scale) digital core technology and NMR imaging experiment technology, we characterize the law of residual oil distribution in space and pores(big, medium, small, tiny pores) quantitatively with different macro-factors such as scale factors, bedding, lamina, crack, sedimentary cycle, intrusion(displacement). We study the algorithm of residual oil distribution and models of relative permeability by using multi-scale digital core models and interactively verify the relative permeability calculated by T2 mapping, and set up the corresponding relations and discrimination models among residual oil distribution, relative permeability and NMR response in different oil containing conditions. Lastly we extend the residual oil distribution and relative permeability model to the 1D, 2D NMR logs with the T2 spectrum reconstitution and water spectrum extraction technology, and put forward a new approach for complex reservoir quantitative evaluation and fluid property identification.

绝对渗透率决定产液能力，相渗决定产液性质，相同的含油饱和度可以有不同的剩余油气分布和相渗特性,这是导致测井储层流体性质识别或水淹层解释困难的关键因素。本项目在测井探测范围内，通过多种核磁实验技术（一维、二维、三维成像）和核磁测井结合，应用不同尺度（全直径、常规柱塞、毫米尺度）CT扫描数字岩心技术和核磁成像实验技术，定量表征尺度因子、层理、纹层、裂缝、沉积韵律、侵入（驱替）等宏观参数变化下剩余油空间分布和孔隙分布（大、中、小、微孔隙）规律；通过构建多尺度融合的数字岩心模型研究剩余油分布算法和相对渗透率计算模型，并与T2 mapping相对渗透率计算方法交互检验；进一步建立不同含油性条件下剩余油分布和相对渗透率与核磁的对应关系和判别模型；通过核磁T2谱重构技术、水谱提取技术把建立的核磁判别模型拓展到一维、二维核磁测井，探索复杂储层定量评价和流体性质识别新方法。

绝对渗透率决定产液能力，相渗决定产液性质，相同的含油饱和度可以有不同的剩余油气分布和相渗特性，这是导致测井储层流体性质识别或水淹层解释困难的关键因素。本项目通过岩石物理实验和数值模拟两种技术手段，研究测井探测范围内井周剩余油分布、相对渗透率与核磁响应关系研究。首先，根据实验需求完成核磁-相渗联测设备的研制，利用T2谱积分方法计算相对渗透率；其次，结合多种核磁实验技术（一维、二维、三维成像）和核磁测井技术研究了岩心孔隙分布和孔隙中流体分布，并制作了一维谱和二维谱流体分布识别图版；另外，研究了三类不同尺度（全直径、常规柱塞、毫米尺度）CT扫描数字岩心模型的剩余油分布算法、渗透率与相对渗透率数值模拟方法，包括数学形态学方法、孔隙网络法和格子玻尔兹曼法，并研究了宏观因素和微观因素对渗透率和相对渗透率的影响规律；最后，以具有不同层理、纹层、裂缝、沉积韵律等宏观参数特征的电成像数据转换孔隙度数据为硬数据、全直径CT资料为训练图像，采用多点地质统计学方法构建三维数字井筒，通过孔隙度与渗透率相关关系，结合核磁共振测井技术，构建井周三维渗透率分布，利用有限元方法计算每层的渗透率值，利用三维孔隙半径分布构建井筒核磁T2谱，进而计算相对渗透率，最终实现不同层位连续的渗流特性表征，编制储层定量评价和流体性质识别程序处理模块，通过对比实例井核磁测井处理结果进行验证，本研究助于探索复杂储层定量评价和流体性质识别新方法。