核磁共振测井波谱的校正方法与流程

本发明涉及石油领域，具体而言，涉及一种核磁共振测井波谱的校正方法。

背景技术：

石油工业经过半个多世纪的发展，其勘探开发的目标越来越复杂，其储层的渗透率越来越低，目前低渗透与致密油储层已经是或即将是勘探与开发的主目标，该类储层评价的核心内容之一就是孔隙结构评价，现有孔隙结构评价技术主要是应用核磁共振测井，当孔隙介质中流体的核磁共振弛豫机理为体积弛豫时，核磁共振波谱的响应机理如下：

$T_{1,2}={\mathrm{\ρ}}_{1,2}\×{\left(\frac{S}{V}\right)}_{por}$

其中，T_1,2为核磁共振弛豫时间，ρ_1,2为岩石的表面弛豫率，S为孔隙的表面积，V为孔隙的体积。该模型是最具物理意义的评价模型，但是应用该模型的前提是储层只含单一的孔隙流体。随后世界各国测井解释专家提出了一些系列的评价模型，这些模型应用的前提均是为亲水储层，并且核磁共振测井受含油气的影响要小。

目前大多数的常规储层为亲水岩石，并且核磁共振测井探测范围内的储层因受泥浆侵入的影响，其残余油饱和度低，此时核磁共振测井受含油性的影响非常微弱，其响应特征为单一流体，即水的核磁共振，这时上述模型均可以用来评价储层的孔喉半径分布。

但是，对于中性润湿的储层，比如致密油储层，其含油饱和度较高，并且孔喉半径小，泥浆难以对储层进行驱替，核磁共振测井受原油的信号影响大，这时采用现有的方法来分析计算致密油储层的孔喉半径分布具有产生极大的误差。

现有技术中的分析方法没有充分考虑到中性储层含油性对核磁共振测井的影响，如果不对储层的核磁共振测井波谱进行含油性校正就难以正确表征中性储层的孔喉半径分布，因此，需要一种核磁共振测井波谱油气校正的方法。

技术实现要素：

本发明的主要目的在于提供一种核磁共振测井波谱的校正方法，以解决现有技术中的水的核磁共振波谱不能准确分析中性储层孔喉半径分布的问题。

为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种核磁共振测井波谱的校正方法，上述校正方法包括：步骤S1，采用核磁共振波谱分离模型将中性储层的核磁共振波谱分为含水谱与含油谱；步骤S2，采用表面弛豫率计算模型计算上述中性储层的孔隙的水表面弛豫率与油表面弛豫率；步骤S3，利用上述油表面弛豫率计算上述中性储层的含油部分的孔喉半径 分布；步骤S4，根据上述水表面弛豫率对上述含油部分的孔喉半径分布进行校正，得到校正后的上述中性储层的含油部分的饱含水的核磁共振波谱；以及步骤S5，对上述含水谱与上述校正的含油部分的饱含水的核磁共振波谱进行叠加，得到校正后的上述中性储层的饱含水的核磁共振波谱。

进一步地，上述核磁共振波谱分离模型为：T_1w,2w∪T_1o,2o＝T_1,2(1)，式(1)中：T_1,2为上述中性储层的核磁共振波谱；T_1w,2w为上述中性储层的含水谱；T_1o,2o为上述中性储层的含油谱。

进一步地，上述步骤S2包括：

步骤A，选取取心样品，测量上述取心样品的核磁共振波谱、洗油后饱含水的核磁共振波谱与上述中性储层的总孔喉半径分布；

步骤B，根据上述洗油后的饱含水的核磁共振波谱与毛管压力曲线，采用式(2)计算上述水表面弛豫率，上述式(2)为：上述式(2)中：ρ_w为上述水表面弛豫率，θ为汞的接触角，γ为汞的表面张力，P_total为毛管压力，T_1tw,2tw为上述洗油后的饱含水的核磁共振横向弛豫时间T_2tw或纵向弛豫时间T_1tw，单位为ms；

步骤C，将上述取心样品的饱含油水的核磁共振波谱分为取心样品含水谱与取心样品含油谱；

步骤D，根据上述水表面弛豫率与上述取心样品含水谱，采用式(3)计算上述取心样品的含水部分的孔喉半径分布，上述式(3)为：r_w＝a×ρ_w×T_1w,2w上述式(3)中：r_w为上述取心样品的含水部分的孔喉半径分布，ρ_w为上述水表面弛豫率，a为常数，当上述孔隙形状分别为圆柱形、球形、形槽状时，a分别为2、3、1，T_1w,2w为上述取心样品含水谱的横向弛豫时间T_2w或纵向弛豫时间T_1w；

步骤E，根据上述总孔喉半径分布与上述取心样品的含水部分的孔喉半径分布，采用式(4)计算上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布，上述式(4)为上述式(4)中，r_o为上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布，r_w为上述取心样品的含水部分的孔喉半径分布，r_total为上述总孔喉半径分布；

步骤F，根据上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布与上述取心样品的含油谱，采用式(5)计算上述油表面弛豫率，上述式(5)为上述式(5)中，ρ_o为上述油表面弛豫率；θ为上述汞的接触角，γ为上述汞的表面张力，a为常数，当上述孔隙形状分别为圆柱形、球形、形槽状时，a分别为2、3、1，P_o为上述中性储层含油部分的孔径对应 的毛管压力，根据上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布计算得到，T_1o,2o为上述含油谱的横向弛豫时间T_2o或纵向弛豫时间T_1o。

进一步地，上述步骤A包括：选取密闭取心样品，测量上述密闭取心样品的核磁共振波谱；对上述密闭取心样品进行洗油，测量洗油后的上述取心样品的饱含水的核磁共振波谱；以及对上述密闭取心样品进行压汞实验，获得上述总孔喉半径分布。

进一步地，上述步骤A包括：选取非密闭取心样品，对上述非密闭取心样品进行洗油，测量洗油后的上述非密闭取心样品的饱含水的核磁共振波谱；对上述洗油后的上述非密闭取心样品进行压汞实验，获得上述总孔喉半径分布；以及对上述非密闭取心样品进行岩心归位，将实际测井核磁共振波谱作为上述非密闭取心样品的核磁共振波谱。

进一步地，上述岩心归位为厘米级的岩心归位。

进一步地，在上述步骤C中，根据原油赋存下限值所对应的核磁共振时间，将上述取心样品的核磁共振波谱分为取心样品含水谱与取心样品含油谱。

进一步地，上述步骤S3包括根据上述油表面弛豫率与上述步骤S1中的上述含油谱，采用式(6)计算上述中性储层含油部分的孔喉半径分布，上述式(6)为：R_o＝a×ρ_o×T_1o,2o，上述式(6)中，R_o为上述中性储层含油部分的孔喉半径分布；ρ_o为上述油表面弛豫率；a为常数，当上述孔隙形状为圆柱形时取2，为球形时取3，为槽状时取1；T_1o,2o为上述含油谱的横向弛豫时间T_2o或纵向弛豫时间T_1o。

进一步地，在上述步骤S4中，根据上述水表面弛豫率，采用式(7)对上述中性储层含油部分的孔喉半径分布进行校正，得到上述中性储层含油部分的饱含水的核磁共振波谱，上述式(7)为，上述式(7)中，T_1jw,2jw为上述中性储层含油部分的饱含水的核磁共振波谱；R_o为上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布；ρ_w为上述水表面弛豫率；a为常数，当上述孔隙形状分别为圆柱形、球形、形槽状时，a分别为2、3、1。

进一步地，在上述步骤S5中，采用式(8)将上述步骤S1中的上述含水谱与上述中性储层含油部分的饱含水的核磁共振波谱进行叠加，得到上述中性储层饱含水的核磁共振波谱，上述式(8)为，T_1tw,2tw＝T_1w,2w∪T_1jw,2jw，上述式(8)中，T_1tw,2tw为上述中性储层饱含水的核磁共振波谱；T_1w,2w为上述含水谱；T_1jw,2jw为上述中性储层含油部分的饱含水的核磁共振波谱。

应用本发明的校正方法，充分考虑了中性储层的含油性对核磁共振测井的影响，采用中性储层的含油部分的孔隙饱含水核磁共振波谱，对中性储层的含水谱进行校正，校正后的波谱为中性储层的饱含水的核磁共振波谱，该波谱能够正确表征中性储层的孔喉半径分布，使得本领域技术人员能够对中性储层进行准确分析，进而进行合理的勘探开发，有利于石油工业的发展。

附图说明

构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

图1示出了一种典型实施方式提供的核磁共振测井波谱的校正方法的流程示意图；

图2示出了一种优选实施例储层的饱含油水两相的核磁共振T₂波谱与洗油后饱含水的核磁共振波谱对比图；

图3示出了本申请一种优选实施例提供的一口井密闭取心井段应用不同的AT值迭代计算的均方误差分析图；

图4a示出了一种优选实施例提供的饱含油水两相的核磁共振波谱分离为水谱与油谱的示意图；

图4b示出了从图4a的核磁共振波谱分离出的含水谱的示意图；

图4c示出了从图4a的核磁共振波谱分离出的含油谱的示意图；

图5a示出了一种优选实施例提供的毛管压力曲线；

图5b示出了一种优选实施例提供的洗油后饱含水的核磁共振波谱毛管压力曲线；

图5c示出了一种优选实施例提供的洗油后饱含水的核磁共振波谱毛管压力曲线；

图6a示出了一种优选实施例提供的取心样品的含水谱；

图6b示出了一种优选实施例提供的取心样品的含水部分的孔喉半径分布；

图7a示出了一种优选实施例提供的总孔喉半径分布示意图；

图7b示出了一种优选实施例提供含水孔喉半径分布示意图；

图7c示出了一种优选实施例提供的根据图7a与图7b得出的含油部分的孔喉半径分布示意图；

图8示出了本申请一种优选实施例提供的测试结果图；以及

图9示出图8中第5区域某一个深度点的，利用经过含油性校正得到完全含水谱计算的孔喉分布特征与实验得到的孔喉半径分布曲线对比图。

具体实施方式

需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。

本申请提供了一种核磁共振测井波谱的校正方法，如图1所示，该校正方法包括：步骤S1，采用核磁共振波谱分离模型将中性储层的核磁共振波谱分为含水谱与含油谱；步骤S2，采用表面弛豫率计算模型计算上述中性储层的孔隙的水表面弛豫率与油表面弛豫率；步骤S3，利用上述油表面弛豫率计算上述中性储层的含油部分的孔喉半径分布；步骤S4，根据上述水表面弛豫率对上述含油部分的孔喉半径分布进行校正，得到校正后的上述中性储层的含油部分的饱含水的核磁共振波谱；以及步骤S5，对上述含水谱与上述校正的含油部分的饱含水的核磁共振波谱进行叠加，得到校正后的上述中性储层的饱含水的核磁共振波谱。上述步骤S2中所有步骤均是针对取心段的岩心样品，上述步骤S3、S4与S5是针对非取心段井下实际测量的核磁共振波谱。

上述的校正方法充分考虑了中性储层的含油性对核磁共振测井的影响，采用中性储层的含油部分的孔隙饱含水核磁共振波谱，对中性储层的含水谱进行校正，校正后的波谱为中性储层的饱含水的核磁共振波谱，该波谱能够正确表征中性储层的孔喉半径分布，使得本领域技术人员能够对中性储层进行准确分析，进而进行合理的勘探开发，有利于石油工业的发展。

为了能够更精确地将中性储层的核磁共振波谱分为含水谱与含油谱，本申请优选上述核磁共振波谱分离模型为：

$T_{1w,2w}\∪T_{1o,2o}=T_{1,2}\mathrm{...}\left(1\right)$

式(1)中，T_1,2为上述中性储层的核磁共振波谱；T_1w,2w为上述中性储层的含水谱；T_1o,2o为上述中性储层的含油谱。

核磁共振波谱可以是纵向弛豫时间(T₁)谱，也可以是横向弛豫时间(T₂)谱。对于油水谱的分离模型就是通过寻找一个核磁共振弛豫时间点(T₁与T₂的均可)，该时间点对应原油赋存的下限值。该核磁共振时间点左边(小于该时间)的波谱为含水谱，并且岩石主要为亲水岩石；该核磁共振时间点(大于该时间)的波谱为含油谱，并且岩石为亲油岩石，整体上岩石表现为中性润湿。该核磁共振弛豫时间点可以应用油水核磁共振特性差异计算得出，也可应用成藏时储层原油最小充注半径对应的核磁共振弛豫时间值确定，也可以由两种方法结合确定。

本申请的又一种优选的实施例中，上述步骤S2包括：

步骤A，选取取心样品，测量上述取心样品的核磁共振波谱、洗油后饱含水的核磁共振波谱与上述中性储层的总孔喉半径分布；

步骤B，根据上述洗油后的饱含水的核磁共振波谱与毛管压力曲线，采用式(2)计算上述水表面弛豫率，上述式(2)为：

${\mathrm{\ρ}}_w=\frac{2\×\mathrm{\γ}\×cos\mathrm{\θ}}{a\×T_{1tw,2tw}\×P_{total}}\mathrm{...}\left(2\right)$

式(2)中，ρ_w为上述水表面弛豫率，单位为10^-3μm/ms，θ为汞的接触角，γ为汞的表面张力，单位为psi·cm，P_total为毛管压力，单位为MPa，T_1tw,2tw为上述洗油后的饱含水的核磁共振横向弛豫时间(T_2tw)或纵向弛豫时间(T_1tw)，单位为ms；

步骤C，将上述取心样品的饱含油水的核磁共振波谱分为取心样品含水谱与取心样品含油谱；

步骤D，根据上述水表面弛豫率与上述取心样品含水谱，采用式(3)计算上述取心样品的含水部分的孔喉半径分布，上述式(3)为：

r_w＝a×ρ_w×T_1w,2w……………….(3)

上述式(3)中，r_w为上述取心样品的含水部分的孔喉半径分布，单位为μm，ρ_w为上述水表面弛豫率，单位为10^-3μm/ms，a为常数，当上述孔隙形状分别为圆柱形、球形、形槽状时，a分别为2、3、1，T_1w,2w为上述取心样品含水谱的横向弛豫时间(T_2w)或纵向弛豫时间(T_1w)，单位为ms；

步骤E，根据上述总孔喉半径分布与上述取心样品的含水部分的孔喉半径分布，采用式(4)计算上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布，上述式(4)为：

$r_o=\stackrel{\‾}{r_w\∩r_{total}}\mathrm{...}\left(4\right)$

上述式(4)中：r_o为上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布，r_w为上述取心样品的含水部分的孔喉半径分，r_total为上述总孔喉半径分布；

步骤F，根据上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布与上述取心样品的含油谱，采用式(5)计算上述油表面弛豫率，计算公式为：

${\mathrm{\ρ}}_o=\frac{2\×\mathrm{\γ}\×cos\mathrm{\θ}}{a\×T_{1o,2o}\×P_o}\mathrm{...}\left(5\right)$

上述式(5)中：ρ_o为上述油表面弛豫率，单位为10^-3μm/ms；θ为上述汞的接触角，单位为°，γ为上述汞的表面张力，单位为psi·cm，a为常数，当上述孔隙形状分别为圆柱形、球形、形槽状时，a分别为2、3、1，P_o为上述中性储层含油部分的孔径对应的毛管压力，根据上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布计算得到，单位为MPa，T_1o,2o为上述含油谱的横向弛豫时间(T_2o)或纵向弛豫时间(T_1o)，单位为ms。

采用上述的方法，能够更准确地计算出的中性储层的孔隙的水表面弛豫率与油表面弛豫率，进一步保证了该校正方法的准确性。

为了进一步得到准确的上述取心样品的核磁共振波谱、洗油后饱含水的核磁共振波谱与上述中性储层的总孔喉半径分布，本领域技术人员可以根据实际情况选取密闭取心样品与非密闭取心样品进行测试。

当样品为密闭取心样品时，上述步骤A包括：选取密闭取心样品，测量上述密闭取心样品的核磁共振波谱；对上述密闭取心样品进行洗油，测量洗油后的上述取心样品的饱含水的核磁共振波谱；以及对上述密闭取心样品进行压汞实验，获得上述总孔喉半径分布。

当样品为非密闭取心样品时，上述步骤A包括：选取非密闭取心样品，对上述非密闭取心样品进行洗油，测量洗油后的上述非密闭取心样品的饱含水的核磁共振波谱；对上述洗油后的上述非密闭取心样品进行压汞实验，获得上述总孔喉半径分布；以及对上述非密闭取心样品进行岩心归位，将实际测井核磁共振波谱作为上述非密闭取心样品的核磁共振波谱。

本申请的又一种优选的实施例中，上述岩心归位为厘米级的岩心归位，这样能够进恢复岩心所在真实层的工作，进而能够进一步准确获得取心样品的饱含油水的核磁共振波谱。

为了提高分离取心样品的核磁共振波谱的效率，能够更加快捷地将取心样品的核磁共振波谱的效率分为取心样品含水谱与取心样品含油谱，优选在上述步骤C中，根据原油赋存下限值所对应的核磁共振时间，将上述取心样品的核磁共振波谱分为取心样品含水谱与取心样品含油谱。

本申请的另一种优选的实施例中，上述步骤S3包括：

根据上述油表面弛豫率与上述步骤S1中的上述含油谱，采用式(6)计算上述中性储层含油部分的孔喉半径分布，上述式(6)为：

R_o＝a×ρ_o×T_1o,2o……………….(6)

上述式(6)中：R_o为上述中性储层含油部分的孔喉半径分布，单位为μm；ρ_o为上述油表面弛豫率，单位为10^-3μm/ms；a为常数，当上述孔隙形状为圆柱形时取2，为球形时取3，为槽状时取1；T_1o,2o为上述含油谱的横向弛豫时间(T_2o)或纵向弛豫时间(T_1o)，单位为ms。

为了进一步准确得到上述中性储层含油部分的饱含水的核磁共振波谱，在上述步骤S4中，根据上述水表面弛豫率，采用式(7)对上述中性储层含油部分的孔喉半径分布进行校正，得到上述中性储层含油部分的饱含水的核磁共振波谱，上述式(7)为：

$T_{1jw,2jw}=\frac{R_o}{a\×{\mathrm{\ρ}}_w}\mathrm{...}\left(7\right)$

上述式(7)中，T_1jw,2jw为上述中性储层含油部分的饱含水的核磁共振波谱；R_o为上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布，单位为μm；ρ_w为上述水表面弛豫率，单位为10^-3μm/ms；a为常数，当上述孔隙形状分别为圆柱形、球形、形槽状时，a分别为2、3、1。

本申请的另一种优选的实施例中，上述步骤S5中，采用式(8)将上述步骤S1中的上述含水谱与上述中性储层含油部分的饱含水的核磁共振波谱进行叠加，得到上述中性储层饱含水的核磁共振波谱，上述式(8)为：

T_1tw,2tw＝T_1w,2w∪T_1jw,2jw……………….(8)

上述式(8)中，T_1tw,2tw为上述中性储层饱含水的核磁共振波谱；T_1w,2w为上述含水谱；T_1jw,2jw为上述中性储层含油部分的饱含水的核磁共振波谱。

为了使本领域技术人员能够更加清楚地了解本申请的技术方案，以下将结合实施例与附图进行详细的说明。

选取准噶尔盆地二叠系某个致密油区块，该致密油区块的储层为咸化湖泊环境的细粒沉积，主要岩性为碎屑岩和碳酸盐岩过渡性岩类。储层的孔隙度在6～16％之间，覆压渗透率普遍低于0.1md，储层孔隙的直径以纳米级为主，储层的油饱和度较高，平均在70％左右，润湿性实验结果表明：储层润湿性主要以中性润湿为主，为典型的致密油储层。勘探初期未考虑原油对核磁共振测井的影响，直接应用常规评价方法进行评价，其结果显示孔喉半径偏大，分布特征与常规储层相似，无法满足生产上致密油孔喉半径表征的技术要求。

按照本发明提供的技术方案充分考虑了原油对核磁共振测井的影响，采用含油部分的孔隙饱含水核磁共振波谱对储层的含水谱进行校正，具体的流程分为五个步骤，分别为：

第一步，应用系统的岩石物理实验，建立该区储层的核磁共振波谱的油水分离模型，将储层的核磁共振波谱分为含水谱与含油谱。

选取多块密闭取心样品，开展储层的饱含油水两相的核磁共振(即储层的核磁共振波谱)实验，测量其含油饱和度后，再对样品进行清洗，测量样品饱含水的核磁共振波谱。

本研究区均采用的横向弛豫时间谱，所以本实例中的核磁共振波谱均为T₂谱。

实验结果表明，如图2所示，储层的饱含油水两相的核磁共振T₂波谱与洗油后饱含水的核磁共振波谱相比，储层饱含油水两相的核磁共振T₂波谱较长，进而证明了原油对T₂谱可以产生较大的影响。

利用含油饱和度分析数据与核磁共振T₂波谱数据结合分析，分析不同起算时间计算的含油饱和度与实验得到的含油饱和度之间的相对误差，相对误差最小时的起算时间就为核磁共振波谱油水分离模型的分离时间，即横向弛豫时间阈值。

具体地，是采用迭代法确定核磁共振波谱油水分离模型的分离时间，计算均方根误差最小时的T2值为阈值AT2，其计算公式如下：

$WT2\left(j\right)=\underset{j=1}{\overset{m}{\Σ}}\frac{1}{n}\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{({\mathrm{SO}}_i-{\mathrm{SSO}}_{ji})}^2$

其中，WT2(j)为第j个迭代T2阈值的均方计算误差，n为含油饱和度实验数据的个数，SOi为第i个样点的饱和度测量数据，SSO_ji为第j个迭代T2阈值的第i个计算饱和度，其计算公式如下：

${\mathrm{SSO}}_{ji}=1-\left(\underset{i=ATS}{\overset{AT\left(j\right)}{\Σ}}{\mathrm{\φ}}_i\right)/\underset{i=ATS}{\overset{ATD}{\Σ}}{\mathrm{\φ}}_i$

其中，AT(j)为含油饱和度起算核磁共振横向弛豫时间，单位为ms；ATS为有效孔隙度的核磁共振横向弛豫起算时间；ATD为有效孔隙度的核磁共振横向弛豫终止时间。

误差分析结果表明，如图3所示，当起算时间为6ms时，含油油饱和度误差最小，因此，将6ms作为如图4a所示的储层核磁共振波谱中油谱与水谱的分离时间，即原油赋存的下限时间值，用该值就可以完成含水谱与含油谱的分离，得到图4b与所示的含水谱与图4c所示的含油谱。

第二，应用系统的岩石物理实验，分别建立表面弛豫率的计算模型，计算中性储层的孔隙的水表面弛豫率与油表面弛豫率了该区储层含水孔隙的表面弛豫率与含油孔隙表面弛豫率计算模型。

步骤A，获取密闭取心样品的饱含油水两相的T₂谱，洗油后饱含水的核磁共振T₂谱与总孔喉半径分布。

水表面弛豫率为含水孔隙的表面弛豫率，油表面弛豫率为含油孔隙表面弛豫率。为了建立水表面弛豫率与含表面弛豫率计算模型，全区选择了多块有代表性的密闭取心样品，先后进行了密闭取心样品的饱含油水两相核磁共振测量、洗油后饱含水的核磁共振波谱测量以及高压压汞实验，得到密闭取心样品的饱含油水两相的T₂谱，洗油后饱含水的核磁共振T₂谱与总孔喉半径分布。

对于没有密闭取心的深度段，先对非密闭样品进行洗油，测量得到洗油后的饱含水的核磁共振T₂谱；然后，进行压汞联测实验后，获得总孔喉半径分布；最后对非密闭取心样品进行厘米级的岩心归位，获得实际井对应深度的核磁共振测井谱，将其作为饱含油水两相的T₂谱。

步骤B，根据上述洗油后的饱含水的核磁共振波谱与毛管压力曲线，计算上述水表面弛豫率。

计算过程如图5所示，当图5a的毛管压力曲线与图5b的洗油后饱含水的核磁共振波谱重合时，如图5c所示，利用下式获得水表面弛豫率：

${\mathrm{\ρ}}_w=\frac{2\×\mathrm{\γ}\×cos\mathrm{\θ}}{a\×T_{2tw}\×P_{total}}$

式中，ρ_w为水表面弛豫率，单位为μm/ms；θ为汞的接触角，本实例中为140°；γ为汞的表面张力，本实例中为7.15×10^-3psi·cm；a为常数，本实例中为3；P_total为毛管压力，单位为Mpa；T_2tw为洗油后的饱含水的核磁共振横向弛豫时间，单位为ms。

表面弛豫率需分岩性计算不同岩性的水表面弛豫率，本实例计算得到白云石粉细砂岩的水表面弛豫率ρ_w＝2.5×10^-3μm/ms。

步骤C，利用该区储层的核磁共振波谱的油水分离模型将取心样品的饱含油水两相的核磁共振波谱分为取心样品含水谱与取心样品含油谱。将6ms作为油水两相分离的横向弛豫时间 阈值，将T₂时间大于6ms的部分为取心样品的含油谱，将T₂时间小于6ms的部分为取心样品的含水谱。

步骤D，将水表面弛豫率应用到步骤C得到如图6a所示的含水谱中，计算得出上述取心样品的含水部分的孔喉半径分布，如图6b所示，计算公式为r_w＝a×ρ_w×T_2w。本实例中，对于白云质粉细砂岩，ρ_w＝2.5×10^-3μm/ms，a＝3。

步骤E，根据上述总孔喉半径分布与上述取心样品的含水部分的孔喉半径分布，计算上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布，计算公式为其中，r_o为上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布，r_w为上述取心样品的含水部分的孔喉半径分，r_total为上述总孔喉半径分布，将图7a所示的总孔喉半径分布减去图7b所示的含水孔喉半径分布，得到图7c所示的含油部分的孔喉半径分布；

步骤F，根据上述取心样品的含油部分的孔喉半径分布与上述取心样品的含油谱，采用式(5)计算上述油表面弛豫率，上述式(5)为

${\mathrm{\ρ}}_o=\frac{2\×\mathrm{\γ}\×cos\mathrm{\θ}}{a\×T_{2o}\×P_o}$

上述式中，ρ_o为上述油表面弛豫率，θ为上述汞的接触角，本例中为140°，γ为上述汞的表面张力，本例为7.15×10^-3psi·cm，a为3，P_o为上述中性储层含油部分的孔径对应的毛管压力，T_2o为上述含油谱的横向弛豫时间。本实例中，对于白云质粉细砂岩计算得出，ρ_o为0.25×10^-3μm/ms。

上述从步骤A至步骤D均是针对取心井段的岩心实验，用岩心实验数据获得水表面弛豫率与油表面弛豫率，然后将该参数应用于后续步骤针对的非取心井段的井下测量的核磁共振波谱。

第三，使用上述油表面弛豫率ρ_o对上述T₂谱含油峰的进行处理得到上述储层含油部分的孔喉半径分布，具体计算公式如下

R_o＝a×ρ_o×T_2o

上式中R_o为储层含油部分的孔隙直径，单位为μm；a为3；T_2o为上述含油谱的横向弛豫时间，单位为ms，ρ_o＝0.25×10-3μm/ms。

第四，使用水表面弛豫率对上述的储层含油部分的孔喉半径分布进行校正，得到校正后的上述中性储层的含油部分的饱含水的核磁共振波谱，具体计算公式如下：

$T_{1jw,2jw}=\frac{R_o}{a\×{\mathrm{\ρ}}_w}$

上式中，T_1jw,2jw为储层含油谱经含油校正后得到的含水谱；R_o为储层含油部分的孔喉半径，单位为μm；ρ_w＝2.5×10^-3μm/ms；a为3。

第五，采用公式T_2tw＝T_2w∪T_2jw，将T_2jw与T_2w进行叠加，获得中性储层饱含水的核磁共振波谱。

图8为最终得到的测试结果图，图中分为七个区域，第一区域中是自然伽马曲线(GR)，第二区域是深度的坐标，第三区域是原始核磁共振T₂谱(即原始测井谱)，第四区域中是饱含水的核磁共振T₂谱(即完全含水谱)，第5区域中为计算出的孔喉半径分布曲线(细线)与实验分析得到的分析孔喉半径分布曲线(粗线)，第6区域为计算毛管压力曲线(细线)与压汞实验分析得到的毛管压力曲线(粗线)，第7区域中是计算中值压力与分析中值压力(圆点)。

图9示出了图8中第五区域的一个深度值对应的计算出的孔喉半径分布曲线(虚线)与实验分析得到的分析孔喉半径分布曲线(实线)。

由图9可知，利用本申请得到的校正后的中性储层饱含水的核磁共振波谱计算的孔喉半径分布与试验得到的孔喉半径分布具有较好的一致性。

从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：

本申请的校正方法充分考虑了中性储层的含油性对核磁共振测井的影响，采用中性储层的含油部分的孔隙饱含水核磁共振波谱，对中性储层的含水谱进行校正，校正后的波谱为中性储层的饱含水的核磁共振波谱，该波谱能够正确表征中性储层的孔喉半径分布，使得本领域技术人员能够对中性储层进行准确分析，进而进行合理的勘探开发，有利于石油工业的发展。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。