一种页岩孔隙流体饱和度、流动性及孔隙润湿性测量方法

本发明涉及页岩油勘探，特别涉及一种页岩孔隙流体饱和度、流动性及孔隙润湿性测量方法。

背景技术：

1、页岩中可动油的含量直接决定了页岩的勘探开发价值，因此页岩的可动性评价一直是页岩地层评价的关键问题之一。在有机页岩中，部分有机质在高温高压条件下转化为沥青与油等碳氢化合物，由于受到有机质成熟度的影响，这些碳氢化合物的流动性呈现出强非均质性分布的特征，可动油与不可动油共存于页岩孔隙中，此外，页岩孔隙中还包括了天然存在于细粒沉积岩矿物孔隙中的水。复杂的流体类型与高度异质的流体流动性均给页岩的可动性评价带来巨大的挑战，现有的页岩可动性测量方法主要包括多温阶岩石热解法、分步有机溶剂抽提法和吸附滞留法，但是这些实验方法都只能用于油的流动性评价，而无法评价孔隙中的沥青等类固体有机质和水的流动性。与上述方法相比，核磁共振(nuclear magnetic resonance，nmr)技术可以直接探测页岩孔隙中的流体的弛豫行为，因此该技术能够提供更为全面且精确的流体流动性信息。然而，现有的基于nmr技术的页岩孔隙流体流动性评价方法均为定性方法，无法满足页岩可动性评价的需要。

2、润湿性是指存在多种非混相流体时，某种流体扩张到固体表面的趋势。在岩石-油-水系统中，岩石孔隙表面的润湿性可以分为水润湿、中性润湿和油润湿。对于亲水岩石而言，水更易进入岩石孔隙驱替其中的油；相反，油更易进入亲油岩石孔隙从而驱替其中的水。因此润湿性决定了岩石-流体系统中流体的分布与流动特性，是油气资源开发过程中极为重要的关键参数之一。页岩中包含多种不同类型的孔隙，包括有机孔隙、粘土孔隙和无机孔隙。同时，页岩中还包含了复杂的氢组分，这些不同类型的孔隙与氢组分共同构成了页岩中复杂的岩石-流体系统，因此页岩孔隙表面的润湿性特征具有极大的不确定性，给页岩样品的润湿性测量带来诸多困难。

3、现有的润湿性定量测量方法包括接触角法、amott-harvey指数法和usbm法。这三种方法虽然都能表征岩心样品的润湿性特征，但所获取的润湿性特征均来自某个特定表面，因此测量结果为样品一定体积范围内的平均润湿性，受样品非均质性影响大，难以完整表征样品的润湿性特征。核磁共振测量具有更大的观测尺度，受样品非均质影响小，然而现有的基于nmr技术的页岩润湿性测量多为定性结论，测量结果的精准度得不到保证。

4、与上述方法相比，核磁共振(nuclear magnetic resonance，nmr)技术可以直接探测页岩孔隙中的流体的弛豫行为，因此该技术能够提供更为全面且精确的流体流动性信息，并且依据孔隙表面的流体分布特征还能够获取孔隙的润湿性特征。然而，现有的基于nmr技术的页岩流体流动性和孔隙润湿性评价方法均为定性方法，无法满足精确评价页岩岩石物理特性的需要。因此，亟需发展一种基于nmr技术的页岩流体特性和孔隙润湿性的定量评价方法，以全面且精确地表征页岩岩石物理特性。

技术实现思路

1、有鉴于此，本发明的目的在于提供一种页岩孔隙流体饱和度、流动性及孔隙润湿性测量方法，能够提高测量结果的全面性以及准确性。其具体方案如下：

2、第一方面，本技术公开了一种页岩孔隙流体饱和度、流动性及孔隙润湿性测量方法，包括：

3、获取待测页岩油样品，并获取所述待测页岩油样品的抽提前核磁共振谱；

4、对所述待测页岩油样品执行预设抽提操作，以得到抽提后页岩油样品及对应的抽提后核磁共振谱；

5、基于所述抽提前核磁共振谱以及所述抽提后核磁共振谱确定弛豫峰峰值的t1/t2的变化率；其中，t1为纵向弛豫时间，t2为横向弛豫时间；

6、基于所述t1/t2的变化率确定所述抽提前后页岩油样品对应的氢组分，并基于所述氢组分以及预设饱和度计算方式确定目标饱和度；所述目标饱和度为所述抽提前后页岩油样品中的不同所述氢组分的饱和度；

7、基于所述目标饱和度、所述t1/t2的变化率以及预设性质测量方法确定所述待测页岩油样品流体流动性以及孔隙润湿性。

8、可选的，所述获取所述待测页岩油样品的抽提前核磁共振谱，包括：

9、基于核磁共振技术获取所述待测页岩油样品对应的核磁共振回波数据；

10、反演所述待测页岩油样品的核磁共振回波数据，以得到待测页岩油样品的抽提前核磁共振谱。

11、可选的，所述对所述待测页岩油样品执行预设抽提操作，以得到抽提后页岩油样品及对应的抽提后核磁共振谱，包括：

12、利用预设含有甲醇的二氯甲烷溶剂对所述待测页岩油样品进行抽提并转移提取液，以得到对应的岩心样品；所述预设含有甲醇的二氯甲烷溶剂为含有体积百分含量在3％到50％之间的甲醇试剂的二氯甲烷溶剂；

13、将所述岩心样品进行低温烘干并去除残留的二氯甲烷，以得到对应的抽提后页岩油样品；所述低温烘干为在低于65摄氏度的环境下进行烘干；

14、基于所述核磁共振技术获取所述抽提后页岩油样品对应的所述核磁共振回波数据；

15、反演所述抽提后页岩油样品的所述核磁共振回波数据，以得到所述抽提后页岩油样品的抽提后核磁共振谱。

16、可选的，所述基于所述t1/t2的变化率确定所述抽提前后页岩油样品对应的氢组分，包括：

17、获取所述t1/t2的变化率的当前数值以及预设的变化率数值区间；

18、从所述变化率数值区间中确定所述当前数值对应的目标区间，并基于所述目标区间确定所述抽提前后页岩油样品对应的所述氢组分。

19、可选的，所述基于所述氢组分以及预设饱和度计算方式确定目标饱和度，包括：

20、基于所述目标区间确定目标相关时间；所述目标相关时间包含表面停留时间以及平动相关时间；

21、获取抽提前所述氢组分对应的所述目标相关时间与第一目标饱和度信息之间的第一关联关系；

22、获取抽提后所述氢组分对应的所述目标相关时间与第二目标饱和度信息之间的第二关联关系；

23、基于预设相关时间关联关系、所述第一关联关系以及所述第二关联关系获取相关时间比值关系；所述相关时间比值关系为所述表面停留时间与所述平动相关时间的比值关系；

24、基于所述相关时间比值关系以及预设t1/t2变化率公式获取目标关联公式；所述目标关联公式为用于表征所述t1/t2的变化率与所述目标饱和度之间的关联关系的公式；

25、基于所述t1/t2的变化率的当前数值以及所述目标关联公式计算得到所述目标饱和度。

26、可选的，所述基于所述目标区间确定目标相关时间，包括：

27、当所述目标区间为所述t1/t2的变化率的当前数值小于或等于1时，确定所述目标相关时间为所述表面停留时间；

28、当所述目标区间为所述t1/t2的变化率的当前数值大于1且小于2时，确定所述目标相关时间为所述表面停留时间；

29、当所述目标区间为所述t1/t2的变化率的当前数值大于2或等于且小于3时，确定所述目标相关时间为所述表面停留时间；

30、当所述目标区间为所述t1/t2的变化率的当前数值大于或等于3且小于6时，确定所述目标相关时间为所述平动相关时间；

31、当所述目标区间为所述t1/t2的变化率的当前数值大于或等于6时，确定所述目标相关时间为所述平动相关时间。

32、可选的，所述基于所述目标饱和度、所述t1/t2的变化率以及预设性质测量方法确定所述待测页岩油样品流体流动性以及孔隙润湿性，包括：

33、获取第一待测页岩油样品对应的第一变化率以及第二待测页岩油样品对应的第二变化率；所述第一变化率与所述第二变化率为t1/t2的变化率；

34、基于预设变化率区间确定规则确定所述第一变化率对应的第一变化率区间与所述第二变化率对应的第二变化率区间；

35、获取所述第一待测页岩油样品对应的第一饱和度以及所述第二待测页岩油样品对应的第二饱和度；所述第一饱和度与所述第二饱和度为所述氢组分的饱和度；

36、当所述第一变化率区间与所述第二变化率区间为同一区间，并且所述第一变化率区间为所述t1/t2的变化率小于或等于1时，判断所述第一变化率是否等于所述第二变化率；

37、当所述第一变化率等于所述第二变化率时，将所述第一饱和度与所述第二饱和度进行比较，并判定所述第一饱和度与所述第二饱和度中饱和度数值大的所述待测页岩油样品的流体流动性更强；所述第一饱和度与所述第二饱和度为所述第一待测页岩油样品以及所述第二待测页岩油样品中油的饱和度；

38、当所述第一变化率不等于所述第二变化率时，判定所述第一变化率与所述第二变化率中变化率数值大的所述待测页岩油样品的流体流动性更弱；

39、当所述第一变化率区间与所述第二变化率区间为同一区间，并且所述第一变化率区间为所述t1/t2的变化率大于1且小于6时，判断所述第一变化率是否等于所述第二变化率；

40、当所述第一变化率等于所述第二变化率时，将所述第一饱和度与所述第二饱和度进行比较，并判定所述第一饱和度与所述第二饱和度中饱和度数值小的所述待测页岩油样品的流体流动性更强；所述第一饱和度与所述第二饱和度为所述第一待测页岩油样品以及上述第二待测页岩油样品中水的饱和度；

41、当所述第一变化率不等于所述第二变化率时，判定所述第一变化率与所述第二变化率中所述变化率数值小的所述待测页岩油样品的流体流动性更弱；

42、当所述第一变化率区间与所述第二变化率区间为同一区间，并且所述第一变化率区间为所述t1/t2的变化率大于或等于6时，判断所述第一变化率是否等于所述第二变化率；

43、当所述第一变化率等于所述第二变化率时，将所述第一饱和度与所述第二饱和度进行比较，并判定所述第一饱和度与所述第二饱和度中饱和度数值小的所述待测页岩油样品的流体流动性更强；所述第一饱和度与所述第二饱和度为所述第一待测页岩油样品以及所述第二待测页岩油样品中所述水的饱和度；

44、当所述第一变化率不等于所述第二变化率时，判定所述第一变化率与所述第二变化率中所述变化率数值小的所述待测页岩油样品的流体流动性更弱；

45、当所述第一变化率区间与所述第二变化率区间为不同区间时，所述第一变化率区间与所述第二变化率区间中区间低边界阈值较高的所述待测页岩油样品的流体流动性更强；

46、当所述t1/t2的变化率小于2时，判定所述待测页岩油样品孔隙为油润湿；

47、当所述t1/t2的变化率大于或等于6时，判定所述待测页岩油样品孔隙为水润湿；

48、当所述t1/t2的变化率大于或等于2且小于6时，判定所述待测页岩油样品孔隙为混合润湿；

49、当所述待测页岩油样品为所述混合润湿时，将所述第一变化率与所述第二变化率中所述变化率数值较高的所述待测页岩油样品孔隙确定为偏向水润湿，将所述第一变化率与所述第二变化率中所述变化率数值较低的所述待测页岩油样品孔隙确定为偏向油润湿。

50、第二方面，本技术公开了一种页岩孔隙流体饱和度、流动性及孔隙润湿性测量装置，包括：

51、抽提前核磁共振谱获取模块，用于获取待测页岩油样品，并获取所述待测页岩油样品的抽提前核磁共振谱；

52、抽提后核磁共振谱获取模块，用于对所述待测页岩油样品执行预设抽提操作，以得到抽提后页岩油样品及对应的抽提后核磁共振谱；

53、变化率确定模块，用于基于所述抽提前核磁共振谱以及所述抽提后核磁共振谱确定弛豫峰峰值的t1/t2的变化率；其中，t1为纵向弛豫时间，t2为横向弛豫时间；

54、氢组分确定模块，用于基于所述t1/t2的变化率确定所述抽提前后页岩油样品对应的氢组分；

55、饱和度确定模块，用于基于所述氢组分以及预设饱和度计算方式确定目标饱和度；所述目标饱和度为所述抽提前后页岩油样品中的不同所述氢组分的饱和度；

56、样品性质确定模块，用于基于所述目标饱和度、所述t1/t2的变化率以及预设性质测量方法确定所述待测页岩油样品流体流动性以及孔隙润湿性。

57、第三方面，本技术公开了一种电子设备，包括：

58、存储器，用于保存计算机程序；

59、处理器，用于执行所述计算机程序，以实现如前述公开的页岩孔隙流体饱和度、流动性及孔隙润湿性测量方法的步骤。

60、第四方面，本技术公开了一种计算机可读存储介质，用于存储计算机程序；其中，所述计算机程序被处理器执行时实现如前述公开的页岩孔隙流体饱和度、流动性及孔隙润湿性测量方法。

61、可见，本技术提供了一种页岩孔隙流体饱和度、流动性及孔隙润湿性测量方法，包括：获取待测页岩油样品，并获取所述待测页岩油样品的抽提前核磁共振谱；对所述待测页岩油样品执行预设抽提操作，以得到抽提后页岩油样品及对应的抽提后核磁共振谱；基于所述抽提前核磁共振谱以及所述抽提后核磁共振谱确定弛豫峰峰值的t1/t2的变化率；其中，t1为纵向弛豫时间，t2为横向弛豫时间；基于所述t1/t2的变化率确定所述抽提前后页岩油样品对应的氢组分，并基于所述氢组分以及预设饱和度计算方式确定目标饱和度；所述目标饱和度为所述抽提前后页岩油样品中的不同所述氢组分的饱和度；基于所述目标饱和度、所述t1/t2的变化率以及预设性质测量方法确定所述待测页岩油样品流体流动性以及孔隙润湿性。由此可见，本技术通过对待测页岩油样品进行抽提，根据样品孔隙表面的润湿相流体与残留的提取试剂混合后的不同特性，使得不同润湿相流体的核磁共振谱峰峰值的t1/t2产生不同变化即可测量页岩油样品流体流动性以及孔隙润湿性，利用计算得到的t1/t2的变化率与获取样品的饱和度之间的理论关系，从而获取样品流体流动性以及孔隙润湿性，无损地定量表征页岩多种岩石物理特性，减少了样品强非均质性对页岩的润湿性测量结果的影响，提高了测量结果的全面性以及准确性。