CN103728671B

CN103728671B - 确定碳酸盐岩潜山含油气性的方法和装置

Info

Publication number: CN103728671B
Application number: CN201410018113.4A
Authority: CN
Inventors: 陈冬霞; 刘畅; 庞雄奇; 谢明贤; 鲍颖俊; 王宁
Original assignee: China University of Petroleum Beijing
Current assignee: China University of Petroleum Beijing
Priority date: 2014-01-15
Filing date: 2014-01-15
Publication date: 2016-11-16
Anticipated expiration: 2034-01-15
Also published as: CN103728671A

Abstract

本发明提供了一种确定碳酸盐岩潜山含油气性的方法和装置，其中，该方法包括：根据岩心实测资料和测井资料，计算相指数；计算势指数；根据相指数和势指数计算相势耦合指数，计算源控指数；根据相势耦合指数和源控指数计算相势源控油气作用指数；根据潜山单井产能和相势源控油气作用指数确定碳酸盐岩潜山含油气性。本发明解决了现有技术中无法准确判断碳酸盐岩潜山含油气性的技术问题，达到了准确判断碳酸盐岩潜山含油气性的技术效果，降低了勘探风险，提高了油气钻探的成功率。

Description

确定碳酸盐岩潜山含油气性的方法和装置

技术领域

本发明涉及油气资源评价技术领域，特别涉及一种确定碳酸盐岩潜山含油气性的方法和装置。

背景技术

目前，主要是采用圈闭充满度和储层含油饱和度两个参数来评价油气藏的含油气性，在评价过程是主要是利用资源量计算过程中的面积充满系数概念，而对油气圈闭的富集与圈闭含油气性并不进行区分，将两者混在一起进行研究和讨论，研究多以定性为主，认为在富含油气区，充满系数一般较高，而在贫油气区，充满系数则较低。

然而，碳酸盐岩潜山油气藏具有很强的非均质性，即使在同一潜山内部的相近部位其含油气性也会有很大的差别，因此如果单从整个圈闭的角度并不能准确地确定碳酸盐岩潜山油气藏的含油气性。

发明内容

本发明实施例提供了一种确定碳酸盐岩潜山含油气性的方法，以达到准确判断碳酸盐岩潜山含油气性的目的，该方法包括：

根据岩心实测资料和测井资料，确定碳酸盐岩潜山的最大裂隙密度以及指定深度段的最大孔隙度和最大渗透率；

根据所述实测资料和所述测井资料确定所述碳酸盐岩潜山的储层的孔隙度和渗透度；

根据所述指定深度段中所述储层对应深度段的最大孔隙度和最大渗透率，以及所述储层的孔隙度和渗透度，计算相指数；

根据临近大断层与构造最远点之间的距离、储层的平均裂缝密度、最大裂隙密度、目标点与邻近断层之间的距离，计算势指数；

根据所述相指数和所述势指数计算相势耦合指数；

根据烃源岩排烃强度、储层与排烃中心的距离、储层与排烃边界的距离计算源控指数；

根据所述相势耦合指数和所述源控指数计算相势源控油气作用指数；

根据潜山单井产能和所述相势源控油气作用指数确定碳酸盐岩潜山含油气性。

在一个实施例中，按照以下公式计算相指数：

FI＝(Φ_i+K_i)/2

其中，FI表示相指数；Φ_i表示相对孔隙度，Φ_i为储层孔隙度与指定深度段中所述储层对应深度段的最大孔隙度的比值；K_i表示相对渗透率，K_i为储层渗透度与指定深度段中所述储层对应深度段的最大渗透率的比值。

在一个实施例中，按照以下公式计算势指数：

P I = \frac{L_{f} / L_{f 0} + (1 - F_{f} / F_{f 0})}{2}

其中，PI表示势指数，L_f表示目标点与邻近断层之间的距离，L_f0表示临近大断层与构造最远点之间的距离，F_f表示储层的平均裂缝密度，F_f0表示最大裂隙密度。

在一个实施例中，按照以下公式计算相势耦合指数：

F P I = \frac{1}{\sqrt{2}} \sqrt{{FI}^{2} + {(1 - P I)}^{2}}

其中，FPI表示相势耦合指数，FI表示相指数，PI表示势指数。

在一个实施例中，按照以下公式计算源控指数：

S I = 0.046 \cdot e^{0.12 \cdot q_{e}} - 0.16 \cdot l n (L) + 0.65 \cdot e^{- 8.2357 \cdot {(l + 0.1)}^{2}} + 0.1345

其中，SI表示源控指数，L表示储层与排烃中心的距离，l表示储层与排烃边界的距离，q_e表示烃源岩最大排烃强度。

在一个实施例中，按照以下公式计算相势源控油气作用指数：

FPSI＝(FPI+SI)/2

其中，FPSI表示相势源控油气作用指数，FPI表示相势耦合指数，SI表示源控指数。

在一个实施例中，根据潜山单井产能和所述相势源控油气作用指数确定碳酸盐岩潜山含油气性，包括：

确定的碳酸盐岩潜山含油气性的模型公式为：

A＝462.7×FPSI-145.27

其中，A表示潜山单井产能，FPSI表示相势源控油气作用指数；

根据所述模型公式确定碳酸盐岩潜山含油气性。

本发明实施例还提供了一种确定碳酸盐岩潜山含油气性的装置，以达到准确判断碳酸盐岩潜山含油气性的目的，该装置包括：

第一确定模块，用于根据岩心实测资料和测井资料，确定碳酸盐岩潜山的最大裂隙密度以及指定深度段的最大孔隙度和最大渗透率；

第二确定模块，用于根据所述实测资料和所述测井资料确定所述碳酸盐岩潜山的储层的孔隙度和渗透度；

相指数确定模块，用于根据所述指定深度段中所述储层对应深度段的最大孔隙度和最大渗透率，以及所述储层的孔隙度和渗透度，计算相指数；

势指数确定模块，用于根据临近大断层与构造最远点之间的距离、储层的平均裂缝密度、最大裂隙密度、目标点与邻近断层之间的距离，计算势指数；

耦合指数确定模块，用于根据所述相指数和所述势指数计算相势耦合指数；

源控指数确定模块，用于根据烃源岩排烃强度、储层与排烃中心的距离、储层与排烃边界的距离计算源控指数；

作用指数确定模块，用于根据所述相势耦合指数和所述源控指数计算相势源控油气作用指数；

油气性确定模块，用于根据潜山单井产能和所述相势源控油气作用指数确定碳酸盐岩潜山含油气性。

在一个实施例中，所述相指数确定模块具体用于按照以下公式计算相指数：

FI＝(Φ_i+K_i)/2

在一个实施例中，所述势指数确定模块具体用于按照以下公式计算势指数：

P I = \frac{L_{f} / L_{f 0} + (1 - F_{f} / F_{f 0})}{2}

在一个实施例中，所述耦合指数确定模块具体用于按照以下公式计算相势耦合指数：

F P I = \frac{1}{\sqrt{2}} \sqrt{{FI}^{2} + {(1 - P I)}^{2}}

其中，FPI表示相势耦合指数，FI表示相指数，PI表示势指数。

在一个实施例中，所述源控指数确定模块具体用于按照以下公式计算源控指数：

S I = 0.046 \cdot e^{0.12 \cdot q_{e}} - 0.16 \cdot l n (L) + 0.65 \cdot e^{- 8.2357 \cdot {(l + 0.1)}^{2}} + 0.1345

在一个实施例中，所述作用指数确定模块具体用于按照以下公式计算相势源控油气作用指数：

FPSI＝(FPI+SI)/2

在一个实施例中，所述油气性确定模块包括：

模型确定单元，用于确定的碳酸盐岩潜山含油气性的模型公式为：

A＝462.7×FPSI-145.27

油气性确定单元，用于根据所述模型公式确定碳酸盐岩潜山含油气性。

在本发明实施例中，根据岩心实测资料和测井资料建立了相指数和势指数，根据烃源岩的排烃强度建立了源控指数，并将这三个指数组合到一起构成了相势源控油气指数，针对碳酸盐岩潜山含油气性变化大的特点，采用单井产能来表示碳酸盐岩潜山的含油气性，最终根据相势源控油气指数和单井产能建立了碳酸盐岩潜山含油气性的模型，解决了现有技术中无法准确判断碳酸盐岩潜山含油气性的技术问题，达到了准确判断碳酸盐岩潜山含油气性的技术效果，降低了勘探风险，提高了油气钻探的成功率。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：

图1是本发明实施例的确定碳酸盐岩潜山含油气性的方法流程图；

图2是本发明实施例的典型井产能与FPSI拟合关系示意图；

图3是本发明实施例的确定碳酸盐岩潜山含油气性的装置的结构框图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

本发明实施例提供了一种确定碳酸盐岩潜山含油气性的方法，如图1所示，包括以下步骤：

步骤101：根据岩心实测资料和测井资料，确定碳酸盐岩潜山的最大裂隙密度以及指定深度段的最大孔隙度和最大渗透率；

步骤102：根据所述实测资料和所述测井资料确定所述碳酸盐岩潜山的储层的孔隙度和渗透度；

步骤103：根据所述指定深度段中所述储层对应深度段的最大孔隙度和最大渗透率，以及所述储层的孔隙度和渗透度，计算相指数；

步骤104：根据临近大断层与构造最远点之间的距离、储层的平均裂缝密度、最大裂隙密度、目标点与邻近断层之间的距离，计算势指数；

步骤105：根据所述相指数和所述势指数计算相势耦合指数；

步骤106：根据烃源岩排烃强度、储层与排烃中心的距离、储层与排烃边界的距离计算源控指数；

步骤107：根据所述相势耦合指数和所述源控指数计算相势源控油气作用指数；

步骤108：根据潜山单井产能和所述相势源控油气作用指数确定碳酸盐岩潜山含油气性。

在上述实施例中，根据岩心实测资料和测井资料建立了相指数和势指数，根据烃源岩的排烃强度建立了源控指数，并将这三个指数组合到一起构成了相势源控油气指数，针对碳酸盐岩潜山含油气性变化大的特点，采用单井产能来表示碳酸盐岩潜山的含油气性，最终根据相势源控油气指数和单井产能建立了碳酸盐岩潜山含油气性的模型，解决了现有技术中无法准确判断碳酸盐岩潜山含油气性的技术问题，达到了准确判断碳酸盐岩潜山含油气性的技术效果，降低了勘探风险，提高了油气钻探的成功率。

在具体实施时，上述步骤103可以是按照以下公式计算相指数：

FI＝(Φ_i+K_i)/2

在具体实施时，上述步骤104可以是按照以下公式计算势指数：

P I = \frac{L_{f} / L_{f 0} + (1 - F_{f} / F_{f 0})}{2}

在具体实施时，上述步骤105可以是按照以下公式计算相势耦合指数：

F P I = \frac{1}{\sqrt{2}} \sqrt{{FI}^{2} + {(1 - P I)}^{2}}

其中，FPI表示相势耦合指数，FI表示相指数，PI表示势指数。

在具体实施时，上述步骤106可以是按照以下公式计算源控指数：

S I = 0.046 \cdot e^{0.12 \cdot q_{e}} - 0.16 \cdot l n (L) + 0.65 \cdot e^{- 8.2357 \cdot {(l + 0.1)}^{2}} + 0.1345

在具体实施时，上述步骤107可以是按照以下公式计算相势源控油气作用指数：

FPSI＝(FPI+SI)/2

在上述各个实施例中，确定的碳酸盐岩潜山含油气性的模型公式为：

A＝462.7×FPSI-145.27

其中，A表示潜山单井产能，FPSI表示相势源控油气作用指数。

下面结合一个具体的实施例对本发明进行详细的描述，值得注意的是该具体实施例仅是为了更好地说明本发明，并不构成对本发明的不当限定。

在本例中，以南堡凹陷一号构造和二号构造的碳酸盐岩潜山为例进行说明，在该实例区已有探井为12口，分别为：老堡南1井、南堡1井、南堡1-5井、南堡5-4井、南堡1-80井、南堡1-83井、南堡1-85井、南堡1-86井、南堡1-88井、南堡1-89井、南堡1-90、南堡2-82井；评价井有3口，分别为：南堡280井、南堡286井、南堡288井，累计进尺为7.18253×104m。其中，6口井在奥陶系潜山储层中获得了工业油流。在这些井中，有些井虽然距离较近，但是含油气性差别很大，这就表明碳酸盐岩潜山的油气具有分布不均的特点。因此，如果能对碳酸盐岩潜山含油气性进行研究，其结果可以对南堡凹陷奥陶系碳酸盐岩潜山含油气性进行预测，从而可以降低勘探风险，提高油气钻探成功率。

在本例中，提出了一种碳酸盐岩潜山含油气性的确定方法，具体包括：

1)确定碳酸盐岩潜山最大裂缝密度以及主要深度段的最大孔隙度和最大渗透率：

通过统计岩心实测资料和测井资料可以确定1号构造的碳酸盐岩潜山最大裂缝密度为28.7条/m，2号构造的碳酸盐岩潜山最大裂缝密度为13.24条/m。通过统计岩心实测资料和测井资料确定出的碳酸盐岩潜山主要深度段的最大孔隙度和最大渗透率如表1所示；

表1

顶深(m)	底深(m)	最大孔隙度(％)	最大渗透率(10^-3μm²)
				3736.4	3737	8	68.8
4072.6	4077	18.5	126.66
				4393	4399	10	1913.2
4491.8	4520.4	9.34	1240.2

2)计算相指数FI:

根据岩心实测资料和测井资料确定出典型井：NP1-80、NP1-85、NP1-86、NP280的碳酸盐岩潜山储层的孔隙度和渗透率如表2所示，其中，所谓的典型井就是数据全的井，这些井的资料中包括计算所需的所有数据，结合相应深度段的最大孔隙度和最大渗透率按照如下公式计算相指数FI：

FI＝(Φ_i+K_i)/2

其中，Φ_i表示相对孔隙度，为储层孔隙度与同一埋深条件下的储层最大孔隙度的比值，无量纲；K_i表示相对渗透率，为储层孔隙度与同一埋深条件下的储层最大渗透率的比值，无量纲；FI表示相指数，无量纲。

表2

井号	顶深(m)	底深(m)	孔隙度(％)	渗透率(10^-3μm²)	FI
						NP1-80	3736.4	3737	7	50.8	0.806686
NP1-85	4072.6	4077	4.25	65.85	0.374813
						NP1-86	4393	4399	8	1382.2	0.761227
NP280	4491.8	4520.4	7.03	1049.91	0.799621

3)计算势指数(PI)

根据断层分布图确定构造邻近大断层与构造最远点之间的距离，其中1号构造为3636.364m，2号构造为3030.303m，典型井中碳酸盐岩潜山储层与邻近大断层的距离如表3所示，根据测井资料和岩心资料统计典型井的储层平均裂缝密度如表3所示，进而按照以下公式计算势指数PI：

P I = \frac{L_{f} / L_{f 0} + (1 - F_{f} / F_{f 0})}{2}

其中，PI表示势指数，取值为0到1，PI越小越利聚油气，无量纲；L_f表示目标点与邻近断层之间的距离，单位为m；L_f0表示邻近断层与构造最远点之间的距离；F_f表示平均裂缝密度，单位为条/m；F_f0表示最大裂缝密度。

表3

井号	与临近大断层的距离(m)	平均裂缝密度(条/m)	PI
				NP1-80	286	10.76	0.806686
NP1-85	1214	8.05	0.374813
				NP1-86	1357	5.8	0.761227
NP280	500	7.51	0.799621

4)计算相势耦合指数FPI：

根据计算得到的相指数与势指数计算相势耦合指数FPI：

F P I = \frac{1}{\sqrt{2}} \sqrt{{FI}^{2} + {(1 - P I)}^{2}}

其中，FPI表示相势耦合指数，FI表示相指数，无量纲；PI表示势指数，无量纲。

5)计算源控指数SI：

根据烃源岩排烃强度、储层与排烃中心的距离、储层与排烃边界的距离计算源控指数SI：

S I = 0.046 \cdot e^{0.12 \cdot q_{e}} - 0.16 \cdot l n (L) + 0.65 \cdot e^{- 8.2357 \cdot {(l + 0.1)}^{2}} + 0.1345

其中，L＝L₁/L₀，l＝l₁/L₀；

SI表示源控指数，无量纲，取值为0到1；L表示标准化的油藏至排烃中心的距离，无量纲；l表示标准化的油藏至排烃边界的距离，无量纲；q_e表示烃源岩最大排烃强度，单位为10⁶t/km²；L₁表示油气藏到排烃中心的实际距离，单位为km；l₁表示油气藏到排烃边界的实际距离，单位为km；L₀表示沿着L₁方向，排烃中心到排烃边界的距离，单位为km。

南堡凹陷1号和2号构造的碳酸盐岩潜山油气藏中的原油主要来自沙三段，根据沙三段的排烃强度图确定排烃强度为4×10⁶t/km²，典型井到排烃中心的距离和到排烃边界的距离如表4所示：

表4

井号	与排烃中心的距离(m)	与排烃边界的距离(m)	L₀(m)	SI
					NP1-80	15152	6061	8333	0.806686
NP1-85	12879	4091	8333	0.374813
					NP1-86	12727	3939	8333	0.761227
NP280	16667	4697	9091	0.799621

6)计算相势源控油气作用指数FPSI：

根据相势耦合指数FPI和源控指数SI计算相势源控油气作用指数FPSI：

FPSI＝(FPI+SI)/2

其中，FPSI表示相势耦合指数，取值为0到1，无量纲；FPI表示相势耦合指数，取值为0到1，无量纲；SI表示源控指数，取值为0到1，无量纲。

7)建立确定碳酸盐岩潜山含油气性的模型：

根据如表5所示的已有的潜山单井产能资料与相势源控油气作用指数FPSI建立如图2所示的碳酸盐岩潜山含油气性的模型，根据建立的模型便可以判断南堡凹陷碳酸盐岩潜山油气藏其他部位的含油气性，模型公式为：

A＝462.7×FPSI-145.27

其中，A表示单井产能，R²＝0.8129，FPSI表示相势耦合指数，取值为0到1，无量纲。

表5

井号	FPSI	油气产能(方/日)
			NP1-80	0.423603	57.75889
NP1-85	0.301365	0
			NP1-86	0.398795	18.07723
NP280	0.446104	69.46038

在本例中，根据主要影响油气藏形成的岩石物理相、疏导体系和烃源岩的排烃强度等分别建立了相指数FI、势指数PI和源控指数SI，并将这三者组合到一起构成了相势源控油气指数FPSI；针对碳酸盐岩潜山含油气性变化大的特点，采用单井产能来表示碳酸盐岩潜山的含油气性，建立了碳酸盐岩潜山含油气性的模型，解决了现有技术中无法准确判断碳酸盐岩潜山含油气性的技术问题，达到了准确判断碳酸盐岩潜山含油气性的技术效果，为预测碳酸盐岩潜山油气分布和进一步勘探提供了技术支撑。

基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种确定碳酸盐岩潜山含油气性的装置，如下面的实施例所述。由于确定碳酸盐岩潜山含油气性的装置解决问题的原理与确定碳酸盐岩潜山含油气性的方法相似，因此确定碳酸盐岩潜山含油气性的装置的实施可以参见确定碳酸盐岩潜山含油气性的方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。图3是本发明实施例的确定碳酸盐岩潜山含油气性的装置的一种结构框图，如图3所示，包括：第一确定模块301、第二确定模块302、相指数确定模块303、势指数确定模块304、耦合指数确定模块305、源控指数确定模块306、作用指数确定模块307和油气性确定模块308，下面对该结构进行说明。

第一确定模块301，用于根据岩心实测资料和测井资料，确定碳酸盐岩潜山的最大裂隙密度以及指定深度段的最大孔隙度和最大渗透率；

第二确定模块302，用于根据所述实测资料和所述测井资料确定所述碳酸盐岩潜山的储层的孔隙度和渗透度；

相指数确定模块303，用于根据所述指定深度段中所述储层对应深度段的最大孔隙度和最大渗透率，以及所述储层的孔隙度和渗透度，计算相指数；

势指数确定模块304，用于根据临近大断层与构造最远点之间的距离、储层的平均裂缝密度、最大裂隙密度、目标点与邻近断层之间的距离，计算势指数；

耦合指数确定模块305，用于根据所述相指数和所述势指数计算相势耦合指数；

源控指数确定模块306，用于根据烃源岩排烃强度、储层与排烃中心的距离、储层与排烃边界的距离计算源控指数；

作用指数确定模块307，用于根据所述相势耦合指数和所述源控指数计算相势源控油气作用指数；

油气性确定模块308，用于根据潜山单井产能和所述相势源控油气作用指数确定碳酸盐岩潜山含油气性。

在一个实施例中，相指数确定模块303具体用于按照以下公式计算相指数：

FI＝(Φ_i+K_i)/2

在一个实施例中，势指数确定模块304具体用于按照以下公式计算势指数：

P I = \frac{L_{f} / L_{f 0} + (1 - F_{f} / F_{f 0})}{2}

在一个实施例中，耦合指数确定模块305具体用于按照以下公式计算相势耦合指数：

F P I = \frac{1}{\sqrt{2}} \sqrt{{FI}^{2} + {(1 - P I)}^{2}}

其中，FPI表示相势耦合指数，FI表示相指数，PI表示势指数。

在一个实施例中，源控指数确定模块306具体用于按照以下公式计算源控指数：

S I = 0.046 \cdot e^{0.12 \cdot q_{e}} - 0.16 \cdot l n (L) + 0.65 \cdot e^{- 8.2357 \cdot {(l + 0.1)}^{2}} + 0.1345

在一个实施例中，作用指数确定模块307具体用于按照以下公式计算相势源控油气作用指数：

FPSI＝(FPI+SI)/2

在一个实施例中，油气性确定模块308包括：

A＝462.7×FPSI-145.27

在另外一个实施例中，还提供了一种软件，该软件用于执行上述实施例及优选实施方式中描述的技术方案。

在另外一个实施例中，还提供了一种存储介质，该存储介质中存储有上述软件，该存储介质包括但不限于：光盘、软盘、硬盘、可擦写存储器等。

从以上的描述中，可以看出，本发明实施例实现了如下技术效果：根据岩心实测资料和测井资料建立了相指数和势指数，根据烃源岩的排烃强度建立了源控指数，并将这三个指数组合到一起构成了相势源控油气指数，针对碳酸盐岩潜山含油气性变化大的特点，采用单井产能来表示碳酸盐岩潜山的含油气性，最终根据相势源控油气指数和单井产能建立了碳酸盐岩潜山含油气性的模型，解决了现有技术中无法准确判断碳酸盐岩潜山含油气性的技术问题，达到了准确判断碳酸盐岩潜山含油气性的技术效果，降低了勘探风险，提高了油气钻探的成功率。

显然，本领域的技术人员应该明白，上述的本发明实施例的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，并且在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本发明实施例不限制于任何特定的硬件和软件结合。

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，本发明实施例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。

Claims

1.一种确定碳酸盐岩潜山含油气性的方法，其特征在于，包括：

根据所述指定深度段中与所述储层对应的深度段的最大孔隙度和最大渗透率，以及所述储层的孔隙度和渗透度，计算相指数；

根据所述相指数和所述势指数计算相势耦合指数；

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，按照以下公式计算相指数：

FI＝(Φ_i+K_i)/2

其中，FI表示相指数；Φ_i表示相对孔隙度，Φ_i为储层孔隙度与指定深度段中与所述储层对应的深度段的最大孔隙度的比值；K_i表示相对渗透率，K_i为储层渗透度与指定深度段中与所述储层对应的深度段的最大渗透率的比值。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，按照以下公式计算势指数：

P I = \frac{L_{f} / L_{f 0} + (1 - F_{f} / F_{f 0})}{2}

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，按照以下公式计算相势耦合指数：

F P I = \frac{1}{\sqrt{2}} \sqrt{{FI}^{2} + {(1 - P I)}^{2}}

其中，FPI表示相势耦合指数，FI表示相指数，PI表示势指数。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，按照以下公式计算源控指数：

S I = 0.046 \cdot e^{0.12 \cdot q_{e}} - 0.16 \cdot l n (L) + 0.65 \cdot e^{- 8.2357 \cdot {(l + 0.1)}^{2}} + 0.1345

6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，按照以下公式计算相势源控油气作用指数：

FPSI＝(FPI+SI)/2

7.如权利要求1至6中任一项所述的方法，其特征在于，根据潜山单井产能和所述相势源控油气作用指数确定碳酸盐岩潜山含油气性，包括：

确定的碳酸盐岩潜山含油气性的模型公式为：

A＝462.7×FPSI-145.27

根据所述模型公式确定碳酸盐岩潜山含油气性。

8.一种确定碳酸盐岩潜山含油气性的装置，其特征在于，包括：

相指数确定模块，用于根据所述指定深度段中与所述储层对应的深度段的最大孔隙度和最大渗透率，以及所述储层的孔隙度和渗透度，计算相指数；

9.如权利要求8所述的装置，其特征在于，所述相指数确定模块具体用于按照以下公式计算相指数：

FI＝(Φ_i+K_i)/2

10.如权利要求8所述的装置，其特征在于，所述势指数确定模块具体用于按照以下公式计算势指数：

P I = \frac{L_{f} / L_{f 0} + (1 - F_{f} / F_{f 0})}{2}

11.如权利要求8所述的装置，其特征在于，所述耦合指数确定模块具体用于按照以下公式计算相势耦合指数：

F P I = \frac{1}{\sqrt{2}} \sqrt{{FI}^{2} + {(1 - P I)}^{2}}

其中，FPI表示相势耦合指数，FI表示相指数，PI表示势指数。

12.如权利要求8所述的装置，其特征在于，所述源控指数确定模块具体用于按照以下公式计算源控指数：

S I = 0.046 \cdot e^{0.12 \cdot q_{e}} - 0.16 \cdot l n (L) + 0.65 \cdot e^{- 8.2357 \cdot {(l + 0.1)}^{2}} + 0.1345

13.如权利要求8所述的装置，其特征在于，所述作用指数确定模块具体用于按照以下公式计算相势源控油气作用指数：

FPSI＝(FPI+SI)/2

14.如权利要求8至13中任一项所述的装置，其特征在于，所述油气性确定模块包括：

A＝462.7×FPSI-145.27