CN105550773A - 一种预测油水界面位置的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本申请实施例公开了一种预测油水界面位置的方法及装置。该方法包括：利用所获取的待测区域目的层中第一样点的油层取样数据，计算所述第一样点所在位置处的第一压力梯度；利用所获取的所述待测区域目的层中第二样点的水层取样数据，计算所述第二样点所在位置处的第二压力梯度，所述第一样点所在油层与所述第二样点所在水层之间的压力相互连通；利用所述油层取样数据和所确定的所述待测区域的测压基准面，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力；利用所述油层取样数据、所述第一压力梯度、所述第二压力梯度以及所述剩余压力，预测油水界面位置。利用本申请实施例所公开的技术方案，可以实现对勘探程度较低的油田的油水界面位置的初步预测。

Description

一种预测油水界面位置的方法及装置

技术领域

本申请涉及石油勘探开发技术领域，特别涉及一种预测油水界面位置的方法及装置。

背景技术

油水界面位置的确定是油气藏规模估算和储量计算的核心问题之一。现有技术中油水界面位置的判定方法有很多种，其中压力-深度法为常用方法之一。压力-深度法主要是通过利用实测不同深度的压力资料，绘制深度与压力关系图，获得深度-压力剖面图，然后通过对深度-压力剖面图上的数据点进行直线拟合回归，得到油层压力梯度线和水层压力梯度线，这两条直线交点处对应的深度即为油水界面所在位置。

在实现本申请过程中，发明人发现现有技术中至少存在如下问题：

现有技术中的压力-深度法需要利用多个不同深度处的水层压力和油层压力等数据来进行直线拟合，而在勘探程度较低的油田一般缺乏这些资料，从而使得在这些勘探程度较低的油田无法利用压力-深度法来进行油水界面位置的判断，因而需要一种新方法来预测勘探程度较低的油田的油水界面位置。

发明内容

本申请实施例的目的是提供一种预测油水界面位置的方法及装置，以实现对勘探程度较低的油田的油水界面位置的初步预测。

为解决上述技术问题，本申请实施例提供一种预测油水界面位置的方法及装置是这样实现的：

本申请实施例提供了一种预测油水界面位置的方法，包括：

利用所获取的待测区域目的层中第一样点的油层取样数据，计算所述第一样点所在位置处的第一压力梯度；

利用所获取的所述待测区域目的层中第二样点的水层取样数据，计算所述第二样点所在位置处的第二压力梯度，所述第二样点所在水层与所述第一样点所在油层之间的压力相互连通；

利用所述油层取样数据和所确定的所述待测区域的测压基准面，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力；

利用所述油层取样数据、所述第一压力梯度、所述第二压力梯度以及所述剩余压力，预测所述油层和所述水层之间的油水界面位置。

可选的，在至少一实施例中，所述油层取样数据包括所述第一样点的第一实测压力、第一海拔高度以及地层状态下的原油密度；所述水层取样数据包括所述第二样点的第二实测压力、第二海拔高度、地层温度以及地层水的矿化度。

可选的，在至少一实施例中，所述计算所述第二样点所在位置处的第二压力梯度包括：

利用所述水层取样数据，计算地层状态下的水密度；

利用所得到的地层状态下的水密度，计算所述第二压力梯度。

可选的，在至少一实施例中，所述地层状态下的水密度通过以下公式来计算：

ρ_wf＝a₁ρ'_wf+a₂(S·C)+a₃ρ'_wf(S·C)+a₄

${\mathrm{\ρ}}_{wf}^{\′}=a_5+a_{6}t+a_{7}Pi-\frac{a_8+a_{9}Pi}{a_{10}-t}$

其中，ρ_wf为地层状态下的水密度；ρ'_wf为地层水压力-温度系数；S·C为地层水的矿化度；Pi为地层压力；t为地层温度；a_i为常数，i＝1,2…10。

可选的，在至少一实施例中，所述利用所述油层取样数据和所确定的所述待测区域的测压基准面，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力包括：

利用所确定的所述待测区域的测压基准面的海拔高度，预测所述第一样点所在位置处的静水压力；

利用所述第一实测压力和所述静水压力，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力。

可选的，在至少一实施例中，所述测压基准面的海拔高度通过以下方式来确定：

利用所述水层取样数据以及所述第二压力梯度，计算所述测压基准面的海拔高度。

可选的，在至少一实施例中，所述利用所述油层取样数据、所述第一压力梯度、所述第二压力梯度以及所述剩余压力，预测所述油层和所述水层之间的油水界面位置包括利用下述公式来计算油水界面所在位置：

Y＝k_(w-o)X+b；

$k_{(w-o)}=\frac{1}{G_{pw}-G_{po}}$

其中，Y为第一样点的海拔高度；X为剩余压力；G_pw为所述第二压力梯度；G_po为所述第一压力梯度；k_(w-o)为剩余压力梯度曲线的斜率；b为油水界面位置的海拔高度。

本申请实施例还提供了一种预测油水界面位置的装置，该装置包括：

第一计算单元，用于利用所获取的待测区域目的层中第一样点的油层取样数据，计算所述第一样点所在位置处的第一压力梯度；

第二计算单元，用于利用所获取的所述待测区域中目的层中第二样点的水层取样数据，计算所述第二样点所在位置处的第二压力梯度，所述第二样点所在水层与所述第一样点所在油层之间的压力相互连通；

第三计算单元，用于利用所述油层取样数据和所确定的所述待测区域的测压基准面，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力；

预测单元，用于利用所述油层取样数据、所述第一压力梯度、所述第二压力梯度以及所述剩余压力，预测所述油层和所述水层之间的油水界面位置。

可选的，在至少一实施例中，所述油层取样数据包括所述第一样点的第一实测压力、第一海拔高度以及地层状态下的原油密度；所述水层取样数据包括所述第二样点的第二实测压力、第二海拔高度、地层温度以及地层水的矿化度。

可选的，在至少一实施例中，所述第二计算单元包括：

第一计算子单元，用于利用所述水层取样数据，计算地层状态下的水密度；

第二计算子单元，用于利用所得到的地层状态下的水密度，计算所述第二压力梯度。

可选的，在至少一实施例中，所述第三计算单元包括：

预测子单元，用于利用所确定的所述待测区域的测压基准面的海拔高度，预测所述第一样点所在位置处的静水压力；

计算子单元，用于利用所述第一实测压力和所述静水压力，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力。

可选的，在至少一实施例中，该装置还包括：

第四计算单元，用于利用所述水层取样数据以及所述第二压力梯度，计算所述测压基准面的海拔高度。

由以上本申请实施例提供的技术方案可见，本申请实施例通过利用所获取的待测区域的目的层中第一样点的油层取样数据和第二样点的水层取样数据来分别计算所述第一样点所在位置处的第一压力梯度以及所述第二样点所在位置处的第二压力梯度，进而利用所述第一压力梯度和所述第二压力梯度来预测所述第一样点所在油层和所述第二样点所在水层之间的油水界面位置，而不需要利用更多样点的油层取样数据和水层取样数据，从而实现了对勘探程度较低的油田的油水界面位置的初步预测的目的。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本申请实施例所提供的一种预测油水界面位置的方法的流程图。

图2是非洲某油田中井点位置、油水层样点位置的示意图。

图3是本申请实施例所提供的一种预测油水界面位置的装置的结构框图。

具体实施方式

本申请实施例提供一种预测油水界面位置的方法及装置。

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。

本申请实施例所提供的技术方案所利用的原理如下：

由于油、水密度的不同，可使油藏内部出现剩余压力。若圈闭全部含水，则该圈闭中每个样点处对应的地层压力单纯由地层水引起，其剩余压力为0。若圈闭含油，且某一样点(例如A点)位于油层中，因油、水比重不同，在浮力的影响下，A点的压力P_Ao将大于圈闭全部为水时的地层压力。此时，A点所在位置处的剩余压力可表达为：

ΔP＝P_Ao-P_Aw＝0.1450377(ρ_of-ρ_wf)gh_g(1)

上式中，△P为剩余压力，单位为psi(磅/平方英寸)；P_Ao为A点处于油层时的压力，单位为psi；P_Aw为与A点海拔高度相同点的静水压力，psi；h_g为A点与油水界面之间的海拔高度之差，单位为m；ρ_wf为地层状态下的水密度，单位为g/cm³；ρ_of为地层状态下的油密度，g/cm³；0.1450377为PSI单位制与MPA单位制之间的单位转换系数。

下面结合附图对本申请所述的预测油水界面位置的方法进行详细的说明。虽然本申请提供了如下述实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无需创造性的劳动在所述方法中可以包括更多或者更少的操作步骤。在逻辑性上不存在必要因果关系的步骤中，这些步骤的执行顺序不限于本申请实施例提供的执行顺序。

需要说明的是，在下述实施例中所提到的第一样点和第二样点均为单个样点。

图1是本申请实施例提供的一种预测油水界面位置的方法的流程图。该方法包括以下步骤：

S110：利用所获取的待测区域目的层中第一样点的油层取样数据，计算所述第一样点所在位置处的第一压力梯度。

所述待测区域可以是整个油田，也可以是油田中的部分区域；也还可以是其它存在油水的区域。

所述油层取样数据可以是指高温高压下油的性质，即油的PVT资料，其可以包括所述第一样点的第一实测压力、第一海拔高度以及地层状态下的原油密度。

在获取所述目的油层中的所述第一样点的油层取样数据后，可以利用下述公式来计算所述第一样点所在位置处的第一压力梯度：

$G_{po}=\frac{P}{h}=0.001{\mathrm{\ρ}}_{of}g---\left(2\right)$

其中，G_po为第一压力梯度；P为地层压力，单位为MPa(兆帕)；h为第一样点与基准面之间的海拔高度之差，单位为m；ρ_of为地层状态下的原油密度，单位为g/cm³；g为重力加速度。

在PSI单位制下，上式的表达式如下：

$G_{po}=\frac{P}{h}=0.1450377{\mathrm{\ρ}}_{of}g---\left(3\right)$

S120：利用所获取的待测区域目的层中第二样点的水层取样数据，计算所述第二样点所在位置处的第二压力梯度。

所述第二样点所在水层与所述第一样点所在油层位于同一目的层的同一油水系统内，即所述水层与所述油层之间的压力相互连通，这两层之间没有其它阻隔液体层。

所述水层取样数据可以是指高温高压下水的性质，即水的PVT资料，其可以包括所述第二个样点的第二实测压力、第二海拔高度、地层温度以及地层水的矿化度。

在获取位于所述目的层的水层中的所述第二样点的水层取样数据后，可以利用所获取的水层取样数据，计算所述第二样点在地层状态下的水密度；然后利用所得到的水密度，计算所述第二样点所在位置处的第二压力梯度。

计算所述第二样点在地层状态下的水密度的公式可以表示如下：

ρ_wf＝a₁ρ'_wf+a₂(S·C)+a₃ρ'_wf(S·C)+a₄(4)

${\mathrm{\ρ}}_{wf}^{\′}=a_5+a_{6}t+a_{7}Pi-\frac{a_8+a_{9}Pi}{a_{10}-t}---\left(5\right)$

其中，ρ_wf为地层状态下的水密度；ρ'_wf为地层水压力-温度系数；S·C为地层水的矿化度；Pi为地层压力，在本申请实施例中为第二实测压力；t为温度；a_i为常数，i＝1,2…10，在本申请实施例中，a₁＝1.00249，a₂＝1.3094×10^-6，a₃＝-4.771×10^-7，a₄＝-0.00236，a₅＝1.02238，a₆＝-2.959×10^-4，a₇＝5.1×6.894757×10^-7，a₈＝3.30707，a₉＝3.362×6.894757×10^－6，a₁₀＝200。

在得到所述第二样点在地层状态下的水密度后，在Mpa单位制下，可以利用下述公式来计算所述第二样点所在位置处的第二压力梯度：

G_pw＝0.001ρ_wfg(6)

其中，G_pw为第二压力梯度；ρ_wf为地层状态下的水密度；在PSI单位制下，上式的表达式如下：

G_pw＝0.1450377ρ_wfg(7)

需要说明的是，步骤S120与步骤S110之间的执行顺序并没有限制。并且，获取所述第一样点的油层取样数据与获取所述第二样点的水层取样数据之间的执行顺序也没有限制。

S130：利用所述油层取样数据和所确定的所述待测区域的测压基准面，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力。

所述测压基准面的海拔高度可以是技术人员根据本区经验或者测量结果来设定的；也可以是对所述水层取样数据中的第二实测压力以及所得到的第二压力梯度进行计算来得到的。测压基准面的海拔高度的计算公式可以表示如下：

H_基＝(P_w测+H_w×G_pw)/G_pw(8)

上式中，H_基为测压基准面的海拔高度；P_w测为第二实测压力；H_w为第二海拔高度。

在确定出所述待测区域的测压基准面的海拔高度后，可以预测所述第一样点所在位置处的静水压力；然后利用所得到的静水压力以及所述第一样点的第一实测压力来计算所述第一样点所在位置处的剩余压力。

计算静水压力的公式可以表示如下：

P_w＝ρ_wfg(|H_o|+|H_基|)(9)

上式中，P_w为静水压力；H_o为第一样点的第一海拔高度。

所述剩余压力的公式可以表示如下：

ΔP＝P_o-P_w(10)

其中，ΔP为剩余压力；P_o为第一实测压力。

S140：利用所述油层取样数据、所述第一压力梯度、所述第二压力梯度以及所述剩余压力，预测所述第一样点所在油层和所述第二样点所在水层之间的油水界面位置。

在得到油层中所述第一样点的第一压力梯度、水层中所述第二样点的第二压力梯度以及所述剩余压力后，可以利用所述第一压力梯度、所述第二压力梯度以及所述剩余压力来预测油水界面位置。具体的，

可以利用所述第一压力梯度和所述第二压力梯度来计算所述第一样点和所述第二样点所在剩余压力梯度曲线的斜率；然后利用剩余压力梯度曲线的斜率构建剩余压力与油层样点的海拔高度之间的关系表达式，即油水界面点与油层样点之间的直线方程；最后利用所构建的关系表达式来计算油水界面所在位置。

在PSI单位制下，计算剩余压力梯度曲线的斜率的表达式如下：

$k_{(w-o)}=\frac{1}{({\mathrm{\ρ}}_{wf}-{\mathrm{\ρ}}_{of})\×g\×0.1450377}=\frac{1}{(G_{pw}-G_{po})}---\left(11\right)$

所构建的剩余压力与样点的海拔高度之间的关系表达式如下：

Y＝k_(w-o)X+b(12)

上式中，Y为样点的海拔高度，在本实施例中，其为第一样点的海拔高度；X为剩余压力；b为油水界面在表示海拔高度的纵轴上的交点，k_(w-o)为剩余压力梯度曲线的斜率。

将第一海拔高度以及所述第一样点所在位置处的剩余压力代入上式中，即可计算出b的数值，即油水界面所在位置。

通过上述步骤可以看出，在本申请实施例中只需获取油层中第一样点的油层取样数据以及水层中第二样点的水层取样数据，而不需要分别获取油层和水层中多个样点的取样数据，即不需要用多个不同深度处的水层取样数据和油层取样数据，因而可以在勘探程度较低的油田中实现油水界面位置的初步预测的目的，从而有利于圈定油田的含油面积，为储量计算奠定基础，降低了勘探部署的不确定性。这也可以节省压力等取样数据的采集费用，进一步降低探井投资。此外，由于在油层和水层中分别只需要一个样点的取样数据，而不需要测量其他位置处的相关数据，因而也可以节省测量时间，从而更能满足勘探初期的任务需求。

下面以具体实例来进一步说明本申请实施例所提供的方法的应用。

利用本发明的方法，对非洲某油田油水界面位置进行了预测。在该油田的构造腰部钻探1井，在上白垩统M组未钻遇油水界面，整套层系自上而下均为油层，油层内无明显隔层，砂体厚层纵向连续分布。2井位于构造低部位，未钻遇有效油层，M组砂体全部含水，如图2所示。

通过筛选PVT资料，选取1井M组砂层油层样点A处的海拔高度、实测压力和地层状态下的原油密度，分别为-1073.52m、2368.56psi以及0.782g/cm³；选取2井水层样点B处的海拔高度、地层温度、实测压力和矿化度数据，分别为-1155m、91.1℃、2465.8psi以及11490mg/l；该区域的重力加速度g为9.78m/s²。

将A点的原油密度以及该区域的重力加速度的数值代入上面式(3)中，即可计算得到A点的压力梯度为1.109psi/m。

将B点的地层温度、实测压力和矿化度数据代入上面式(4)-(5)中，计算出地下水密度，然后将得到的地下水密度以及该区域的重力加速度的数值代入上面式(6)中，即可计算得到B点的压力梯度为1.394psi/m。

将B点的海拔高度、实测压力以及压力梯度代入式(8)中，即可计算得到该油田的测压基准面为613.8m。

再利用式(9)，即可计算得到与A点处海拔高度相同点的静水压力为2352.87psi。

将A点的实测压力、预测的静水压力代入式(10)，可以计算得到A点处的剩余压力为15.69psi。

将A点的压力梯度和B点的压力梯度代入式(11)，可以算出剩余压力梯度曲线的斜率k_(w-o)＝3.5088。

最后利用式(12)，可以计算得到b＝-1128.57m，即油水界面所在位置为海拔-1128.57m。后期钻探的3井在M层钻遇油水界面，对应海拔高度为-1257.9m，这与利用1井中A点取样数据以及2井中B点的取样数据来预测油水界面所在位置的结果仅相差0.67m，从而验证了本申请实施例所提供方法的准确性。

本申请实施例还提供了一种预测油水界面位置的装置，如图3所示。该装置包括：第一计算单元310、第二计算单元320、第三计算单元330以及预测单元340。其中，第一计算单元310可以用于利用所获取的待测区域的目的层中第一样点的油层取样数据，计算所述第一样点所在位置处的第一压力梯度，所述油层取样数据包括所述第一样点的第一实测压力、第一海拔高度以及地层状态下的原油密度；第二计算单元320可以用于利用所获取的所述待测区域的目的层中第二样点的水层取样数据，计算所述第二样点所在位置处的第二压力梯度，所述水层取样数据包括所述第二样点的第二实测压力、第二海拔高度、地层温度以及地层水的矿化度，所述目的水层与所述目的油层之间相连通；第三计算单元330可以用于利用所述油层取样数据和所确定的所述待测区域的测压基准面，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力；预测单元340可以用于利用所述油层取样数据、所述第一压力梯度、所述第二压力梯度以及所述剩余压力，预测所述油层和所述水层之间的油水界面位置。

在一实施例中，第二计算单元320可以包括(图中未示出)：

第一计算子单元，可以用于利用所述水层取样数据，计算地层状态下的水密度；

第二计算子单元，可以用于利用所得到的地层状态下的水密度，计算所述第二压力梯度。

在一实施例中，第三计算单元330可以包括：

预测子单元，可以用于利用所确定的所述待测区域的测压基准面的海拔高度，预测所述第一样点所在位置处的静水压力；

计算子单元，可以用于利用所述第一实测压力和所述静水压力，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力。

在另一实施例中，该装置还可以包括：第四计算单元，其可以用于利用所述水层取样数据以及所述第二压力梯度，计算所述测压基准面的海拔高度。

上述实施例阐明的装置或单元，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各单元的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。

通过以上的实施方式的描述可知，本领域技术人员还可以了解到本发明实施例列出的各种说明性逻辑块、单元和步骤可以通过硬件、软件或两者的结合来实现。至于是通过硬件还是软件来实现取决于特定的应用和整个系统的设计要求。本领域技术人员可以对于每种特定的应用，可以使用各种方法实现所述的功能，但这种实现不应被理解为超出本发明实施例保护的范围。

本发明实施例中所描述的各种说明性的逻辑块，或单元都可以通过通用处理器，数字信号处理器，专用集成电路(ASIC)，现场可编程门阵列或其它可编程逻辑装置，离散门或晶体管逻辑，离散硬件部件，或上述任何组合的设计来实现或操作所描述的功能。通用处理器可以为微处理器，可选地，该通用处理器也可以为任何传统的处理器、控制器、微控制器或状态机。处理器也可以通过计算装置的组合来实现，例如数字信号处理器和微处理器，多个微处理器，一个或多个微处理器联合一个数字信号处理器核，或任何其它类似的配置来实现。

本发明实施例中所描述的方法或算法的步骤可以直接嵌入硬件、处理器执行的软件模块、或者这两者的结合。在一个或多个示例性的设计中，本发明实施例所描述的上述功能可以在硬件、软件、固件或这三者的任意组合来实现。如果在软件中实现，这些功能可以存储与电脑可读的媒介上，或以一个或多个指令或代码形式传输于电脑可读的媒介上。电脑可读媒介包括电脑存储媒介和便于使得让电脑程序从一个地方转移到其它地方的通信媒介。存储媒介可以是任何通用或特殊电脑可以接入访问的可用媒体。

本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，上面结合附图对本发明的具体实施方式做详细的说明。在上面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明。但是本发明能够以很多不同于上面描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似改进，因此本发明不受上面公开的具体实施例的限制。并且，以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (12)

1.一种预测油水界面位置的方法，其特征在于，包括：

利用所获取的待测区域目的层中第一样点的油层取样数据，计算所述第一样点所在位置处的第一压力梯度；

利用所获取的所述待测区域目的层中第二样点的水层取样数据，计算所述第二样点所在位置处的第二压力梯度，所述第二样点所在水层与所述第一样点所在油层之间的压力相互连通；

利用所述油层取样数据和所确定的所述待测区域的测压基准面，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力；

利用所述油层取样数据、所述第一压力梯度、所述第二压力梯度以及所述剩余压力，预测所述油层和所述水层之间的油水界面位置。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述油层取样数据包括所述第一样点的第一实测压力、第一海拔高度以及地层状态下的原油密度；所述水层取样数据包括所述第二样点的第二实测压力、第二海拔高度、地层温度以及地层水的矿化度。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述计算所述第二样点所在位置处的第二压力梯度包括：

利用所述水层取样数据，计算地层状态下的水密度；

利用所得到的地层状态下的水密度，计算所述第二压力梯度。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述地层状态下的水密度通过以下公式来计算：

ρ_wf＝a₁ρ'_wf+a₂(S·C)+a₃ρ'_wf(S·C)+a₄

${{\mathrm{\ρ}}^{\′}}_{wf}=a_5+a_{6}t+a_{7}Pi-\frac{a_8+a_{9}Pi}{a_{10}-t}$

其中，ρ_wf为地层状态下的水密度；ρ'_wf为地层水压力-温度系数；S·C为地层水的矿化度；Pi为地层压力；t为地层温度；a_i为常数，i＝1,2…10。

5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述利用所述油层取样数据和所确定的所述待测区域的测压基准面，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力包括：

利用所确定的所述待测区域的测压基准面的海拔高度，预测所述第一样点所在位置处的静水压力；

利用所述第一实测压力和所述静水压力，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力。

6.根据权利要求1,2或5所述的方法，其特征在于，所述测压基准面的海拔高度通过以下方式来确定：

利用所述水层取样数据以及所述第二压力梯度，计算所述测压基准面的海拔高度。

7.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述利用所述油层取样数据、所述第一压力梯度、所述第二压力梯度以及所述剩余压力，预测所述油层和所述水层之间的油水界面位置包括利用下述公式来计算油水界面所在位置：

Y＝k_(w-o)X+b；

$k_{(w-o)}=\frac{1}{G_{pw}-G_{po}}$

其中，Y为第一样点的海拔高度；X为剩余压力；G_pw为所述第二压力梯度；G_po为所述第一压力梯度；k_(w-o)为剩余压力梯度曲线的斜率；b为油水界面位置的海拔高度。

8.一种预测油水界面位置的装置，其特征在于，该装置包括：

第一计算单元，用于利用所获取的待测区域目的层中第一样点的油层取样数据，计算所述第一样点所在位置处的第一压力梯度；

第二计算单元，用于利用所获取的所述待测区域目的层中第二样点的水层取样数据，计算所述第二样点所在位置处的第二压力梯度，所述第二样点所在水层与所述第一样点所在油层之间的压力相互连通；

第三计算单元，用于利用所述油层取样数据和所确定的所述待测区域的测压基准面，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力；

预测单元，用于利用所述油层取样数据、所述第一压力梯度、所述第二压力梯度以及所述剩余压力，预测所述油层和所述水层之间的油水界面位置。

9.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，所述油层取样数据包括所述第一样点的第一实测压力、第一海拔高度以及地层状态下的原油密度；所述水层取样数据包括所述第二样点的第二实测压力、第二海拔高度、地层温度以及地层水的矿化度。

10.根据权利要求8或9所述的装置，其特征在于，所述第二计算单元包括：

第一计算子单元，用于利用所述水层取样数据，计算地层状态下的水密度；

第二计算子单元，用于利用所得到的地层状态下的水密度，计算所述第二压力梯度。

11.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述第三计算单元包括：

预测子单元，用于利用所确定的所述待测区域的测压基准面的海拔高度，预测所述第一样点所在位置处的静水压力；

计算子单元，用于利用所述第一实测压力和所述静水压力，计算所述第一样点所在位置处的剩余压力。

12.根据权利要求8,9或11所述的装置，其特征在于，该装置还包括：

第四计算单元，用于利用所述水层取样数据以及所述第二压力梯度，计算所述测压基准面的海拔高度。