CN105842750A - 确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法及装置，其中，该方法包括：对多个目标区域内致密砂岩的物性数据进行实例分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第一临界孔隙度；对目标区域内致密砂岩的物性数据和含油气数据进行统计分析，根据分析结果，确定第二临界孔隙度；根据致密砂岩气藏圈闭溢出点处气水倒置界面的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据力平衡方程，确定第三临界孔隙度；根据第一临界孔隙度、第二临界孔隙度和第三临界孔隙度，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度。上述技术方案，提高了确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应临界孔隙度的精确度。

Description

确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法及装置

技术领域

本发明涉及深层油气成藏技术领域，特别涉及一种确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法及装置。

背景技术

随着勘探开发技术的提高，国内外油气资源研究的重点逐渐由浅层转向深层，由常规油气藏转向非常规油气藏，致密砂岩气藏油气藏是当前和未来油气资源勘探的重要领域。

浮力成藏下限是指某套致密砂岩气藏储层中浮力作用条件消失的临界地质条件，多用孔吼半径大小、渗透率或者孔隙度表示，本发明申请主要是确定浮力成藏下限对应的临界孔隙度。

目前，有关学者在求取临界孔隙度方面已做了相当多的工作，较成熟的方法有：物性试油法、经验系数法、含油产状法、钻井液侵入法、泥质含量法、最小有效孔喉法、孔隙度渗透率交会法和分布函数曲线法等。由于研究方法和研究程度的不同，得到的储层临界孔隙度差异很大，不同的研究方法，也具有不同的适用条件及缺点。下面对以上现有求取临界孔隙度方法的缺点及应用的局限性进行详细介绍。

1.经验系数法：将全油田的平均渗透率值乘以5％后，作为该油田的渗透率下限，然后，统计并拟合孔隙度和渗透率的关系式，从而求取储层临界孔隙度。该方法中的经验系数过于简单，不能反映不同盆地的特殊性，无法应用到所有盆地。

2.物性试油法：主要是采用试油结论，绘制油层、水层及干层的孔隙度与渗透率交汇图，找出油水层与干层孔隙度的分界线，即为储层临界孔隙度值。该方法是建立在具有大量的试油结论数据及储层孔隙度、渗透率数据的基础上的，如果样本点较少，尤其是储层临界孔隙度值附近的资料点较少的话，产生的误差较大，该方法即不适用。

3.钻井液侵入法：主要是将水基钻井液取心井分析的储集层平均原始含水饱和度分别与对应层的孔隙度、渗透率作交会图，钻井液基本不能侵入的储集层为非有效储油层，有钻井液侵入的储层为有效储油层，据此可分开有效储层和非有效储层，两者的分界线对应的储层孔隙度即为储层临界孔隙度。该方法是建立在具有水基钻井也取心资料的基础上的，若研究区没有该项资料，该方法即不适用。

4.甩尾法：是在孔隙度能力直方图上做其累积频率，频率迅速增大时对应的孔隙度值为储层临界孔隙度。该方法对于“频率迅速增大”这一指标的限定比较模糊，从而无法精确地确定出临界孔隙度。

5.泥质含量法：砂岩中泥质含量为分散泥质体积占总孔隙度的百分数，它和有效孔隙度均可以通过测井解释获得。泥质含量法是根据当砂岩中泥质含量大于0.4时储集层无商业价值，从而确定出此时的砂岩孔隙度为储层临界孔隙度。该方法关键在于求准泥质含量临界点，但实际操作难度较大，不确定性也较大。

6.最小有效孔吼法：最小有效孔喉法是先确定出最小有效孔喉值，然后根据孔喉中值与孔隙度的交会图，用最小有效孔喉值来限定孔隙度下限，从而确定出储层临界孔隙度。该方法的缺点在于最小有效孔喉的求取存在着较大的难度和不确定性。

7.孔隙度—渗透率交汇法：孔隙度—渗透率交会法是将孔隙度与渗透率交会图分为三个线段，第一线段孔隙度增加而渗透率增加甚微，第二线段渗透率随孔隙度增加而明显增加，第三线段为孔隙度增加甚微而渗透率急剧增加。将第一线段与第二线段之间的转折点对应的孔隙度定为储层临界孔隙度。该方法的缺点是很难准确地把握第一、第二线段及其转折点。

8.Purcell法：主要是利用毛管压力曲线资料，首先计算不同孔隙半径区间的储层渗透能力及累计渗透能力，然后用累计渗透能力达到99.99％时所对应的孔隙半径作为有效孔喉半径下限，这个孔喉半径所对的孔隙度为储层临界孔隙度值。该方法需要要获得表征整个油层的毛管压力曲线，而实验室测定的毛管压力曲线仅代表产层中的一点，故数据点存在片面性。

以上八种求取储层临界孔隙度值的方法，均具有一定的缺陷和应用局限性，且求取出的临界孔隙度值误差大。这些方法只是建立在现有油气层数据统计的基础上而得到的一个临界孔隙度值，从计算结果来看，这些方法求取的临界孔隙度偏低。

发明内容

本发明实施例提供了一种确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法，用以提高确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应临界孔隙度的精确度，该方法包括：

对多个目标区域内致密砂岩的物性数据进行实例分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第一临界孔隙度；

对目标区域内致密砂岩的物性数据和含油气数据进行统计分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第二临界孔隙度；

根据目标区域内致密砂岩气藏圈闭溢出点处气水倒置界面的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据所述力平衡方程，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第三临界孔隙度；

根据所述第一临界孔隙度、第二临界孔隙度和第三临界孔隙度，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度。

本发明实施例还提供了一种确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置，用以提高确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应临界孔隙度的精确度，该装置包括：

第一临界孔隙度确定模块，用于对多个目标区域内致密砂岩的物性数据进行实例分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第一临界孔隙度；

第二临界孔隙度确定模块，用于对目标区域内致密砂岩的物性数据和含油气数据进行统计分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第二临界孔隙度；

第三临界孔隙度确定模块，用于根据目标区域内致密砂岩气藏圈闭溢出点处气水倒置界面的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据所述力平衡方程，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第三临界孔隙度；

临界孔隙度确定模块，用于根据所述第一临界孔隙度、第二临界孔隙度和第三临界孔隙度，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度。

与现有技术中，仅根据现有油气层数据利用统计分析法，确定临界孔隙度值的方法相比较，本发明实施例提供的技术方案：

首先，本发明实施例提供的技术方案，综合使用了实例剖析法、统计分析法和力平衡公式法，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度，提高了确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应临界孔隙度的精确度，对深部油气的勘探具有重要的指导意义；

其次，本发明实施例提供的技术方案，根据致密砂岩气藏圈闭溢出点处气水倒置界面的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据该方程定量地确定了第三临界孔隙度，消除了现有技术计算储层临界孔隙度方法中的不确定性，为后续综合实例剖析法和统计分析法，最终精确地确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度奠定了坚实的基础。

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是本发明实施例中确定致密砂岩浮力成藏下限对应的临界孔隙度方法的流程示意图；

图2a和图2b是是本发明实施例中库车凹陷不同地区阳霞组、阿合组孔隙度分布直方图；其中，图2a是库车东部不同地区阳霞组孔隙度分布示意图，图2b是库车东部不同地区阿合组孔隙度分布示意图；

图3a和图3b是本发明实施例中迪北地区阳霞组、阿合组不同油气层孔隙度分布图；其中，图3a是迪北地区阳霞组孔隙度分布直方图，图3b是迪北地区阿合组孔隙度分布直方图；

图4是本发明实施例中依南2气藏阿合组储层含气性分布图；

图5是本发明实施例中依南2井阿合组孔隙度随埋深变化模型示意图；

图6是本发明实施例中依南2气藏孔隙度与孔喉半径变化模型示意图；

图7是本发明实施例中大北102井压力与天然气压缩因子关系示意图；

图8是本发明实施例中依南2井阿合组地层温度演化模型示意图；

图9是本发明实施例中确定致密砂岩浮力成藏下限对应的临界孔隙度装置的结构示意图。

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。

目前，有关学者已经通过物理模拟实验，验证了浮力成藏下限的存在。具有代表性的物理模拟实验有：加拿大学者Gies和中国学者张金川分别模拟了实验室条件下气体驱替水的过程，这两个模拟实验证实了“气水倒置”现象的存在。气水倒置只能在低孔渗的砂岩中才能出现，然而，该两个模拟实验无法模拟储层埋深下所受的静水压力，也没有得到浮力受到限制时的致密砂岩气藏层孔隙度大小和充气压力大小，导致无法认识浮力受到限制的动力原因。中国石油大学(北京)庞雄奇等进行了漏斗状毛细管水封气门限物理模拟实验，该实验测得了临界的孔吼直径变化为0.102cm和0.359cm之间，说明只有在储层致密到一定程度才有可能形成深盆气藏，并且不同条件下形成的深盆气藏的临界孔吼半径不一样。

考虑到上述技术问题，发明人提出了一种建立在实例剖析法、统计分析法、力平衡公式法的基础上，利用全球致密砂岩储层的实例剖析，根据研究区物性数据和含油气性来统计分析，最后根据力平衡公式计算浮力成藏下限对应的临界孔隙度，综合以上三种方法确定研究区致密砂岩储层的浮力成藏下限。下面对该方法进行详细介绍。

图1是本发明实施例中确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度的流程示意图，如图1所示，该方法包括如下步骤：

步骤101：对多个目标区域内致密砂岩的物性数据进行实例分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第一临界孔隙度；

步骤102：对目标区域内致密砂岩的物性数据和含油气数据进行统计分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第二临界孔隙度；

步骤103：根据目标区域内致密砂岩气藏圈闭溢出点处气水倒置界面的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据所述力平衡方程，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第三临界孔隙度；

步骤104：根据第一临界孔隙度、第二临界孔隙度和第三临界孔隙度，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度。

首先，本发明实施例提供的技术方案，综合使用了实例剖析法、统计分析法和力平衡公式法，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度，提高了确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应临界孔隙度的精确度，对深部油气的勘探具有重要的指导意义；

其次，本发明实施例提供的技术方案，根据致密砂岩气藏圈闭溢出点处气水倒置界面的受力情况，基于力平衡公式法，建立以孔隙度为未知量的方程，根据该方程定量地确定了第三临界孔隙度，消除了现有技术计算储层临界孔隙度方法中的不确定性，为后续综合实例剖析法和统计分析法，最终精确地确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度奠定了坚实的基础。

具体实施时，在上述步骤101中，该步骤即利用了实例剖析法，收集统计了国内外大量典型致密砂岩气藏的物性数据(孔隙度，渗透率)，如加拿大Alberta盆地、美国绿河盆地、四川盆地川西凹陷、鄂尔多斯盆地和库车凹陷等。如下表1所示(表1为国内外部分致密砂岩油气藏储层物性特征表)，综合对比可知，致密砂岩气藏的孔隙度基本小于12％，这说明孔隙度12％是油气运移机制发生改变的临界条件，也就对应于浮力成藏下限的孔隙度。

表1

在一个实施例中，上述步骤102对目标区域内致密砂岩的物性数据和含油气数据进行统计分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第二临界孔隙度，可以包括：

根据目标区域内致密砂岩的孔隙度和渗透率分布直方图，确定所述直方图的高峰区间对应的临界孔隙度；

根据目标区域内致密砂岩的气层、差气层、气水同层、含气水层和干层对应的孔隙度和渗透率数据绘制的直方图，确定气层和干层的临界处对应临界孔隙度；

根据致密砂岩储层中不同孔隙度下的含气饱和度，生成散点图，拟合出的一条曲线，确定所述曲线的拐点处对应的临界孔隙度；

根据高峰区间对应的临界孔隙度、气层和干层的临界处对应临界孔隙度和曲线的拐点处对应的临界孔隙度，确定所述第二临界孔隙度。

具体实施时，在上述步骤102中，该步骤即利用了统计分析法，以预测库车坳陷致密砂岩气藏的临界孔隙度进行举例说明，收集库车凹陷的物性数据和含油气数据，应用统计分析法预测临界孔隙度，其主要过程如下。

编制研究区致密砂岩储层的孔隙度、渗透率分布直方图，其高峰区间大致可以对应为浮力成藏下限；统计研究区气层、差气层、气水同层、含气水层和干层对应的孔隙度和渗透率数据，并绘制直方图，可以分析出气层和干层的临界处大致对应临界孔隙度；统计致密砂岩储层中不同孔隙度下的含气饱和度，并生成散点图，拟合出一条曲线，出现拐点的地方大致对应于浮力成藏的临界孔隙度。

下面以一个实例进行说明，以便理解该步骤102如何实施。

1)、编制库车凹陷东部下侏罗统储层的孔隙度分布直方图(图2a和图2b)，结果显示：致密储层孔隙度多分布在2％～12％之间，其中阳霞组90％以上的样品孔隙度小于10％，阿合组孔隙度基本分布在2％～12％之间。图2a和图2b是本发明实施例中库车凹陷不同地区阳霞组、阿合组孔隙度分布直方图；其中，图2a是库车东部不同地区阳霞组孔隙度分布示意图，图2b是库车东部不同地区阿合组孔隙度分布示意图。

2)、根据库车东部侏罗系阳霞组和阿合组油、气、水层的物性分布统计结果显示，(图3a和图3b)阳霞组和阿合组气层高峰均分布在孔隙度4％～7％之间，随着孔隙度增大，气层逐渐减少，当孔隙度大于11％时，气层全部消失，地层以水层和含气水层为主。以上结果说明在致密砂岩中，油气基本富集于孔隙度小于11％的储层中，当孔隙度大于11％时，油气会在浮力作用下发生运移，不能保存在致密储层中。图3a和图3b是本发明实施例中迪北地区阳霞组、阿合组不同油气层孔隙度分布图；其中，图3a是迪北地区阳霞组孔隙度分布直方图，图3b是迪北地区阿合组孔隙度分布直方图。

3)、根据依南2气藏气层含油气性的统计结果显示(附图4)，储层的含气饱和度并未随着物性条件的改善而增大，而是呈现出先增大后减小再增大的趋势。孔隙度小于8％时，含气饱和度随孔隙度增大而升高；当孔隙度介于8％～11％时，含气饱和度出现短暂的降低；孔隙度大于11％后，含气饱和度又出现上升的趋势。以上现象反映出，孔隙度8％是油气运移机制发生改变的拐点。孔隙度小于8％时，油气受到毛细管力束缚富集在致密储层中；当孔隙度大于8％时，部分气体因储层物性的改善而逸散，从而造成含气饱和度的降低；当孔隙度大于11％时，油气在浮力作用下趋于富集。

4)、综合库车东部物性分布特征及含油气特征可知，库车东部下侏罗统储层物性多分布在孔隙度11％以下，侏罗系储层含油气性在孔隙度8％时发生反转，呈现先增大后减小再增大的趋势，反映出油气运移机制的改变。综合分析后认为，库车坳陷致密砂岩气藏现今浮力成藏下限对应的孔隙度为8％。

在一个实施例中，在上述步骤103中，该步骤即利用了基于力平衡公式法，根据目标区域内致密砂岩气藏圈闭溢出点处气水倒置界面的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据所述力平衡方程，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第三临界孔隙度，可以包括：

确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力；

确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力；

确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力；

根据所述静水压力、毛细管力和膨胀力的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据所述力平衡方程，确定第三临界孔隙度；所述力平衡关系为：致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力等于致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力与静水压力之和。

在一个实施例中，上述确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力，可以包括：

根据目标区域内致密砂岩气藏埋藏史数据(可以为曲线)，确定致密砂岩气藏主要排气期的深度，建立深度与孔隙度的关系；

根据深度与孔隙度的关系，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的临界深度；

根据临界深度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力。

具体实施时，上述确定静水压力时首先确定临界深度：首先，借助于研究区致密砂岩的埋藏史曲线，确定主要排气期的埋深；然后，建立目标区域内致密砂岩孔隙度随埋深变化的数学关系：统计孔隙度随埋深变化的关系，生成散点图，并拟合出孔隙度随埋深变化的数学关系，根据该关系可以确定临界深度；最后，根据临界深度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力。

在一个实施例中，可以按照如下公式，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力：

p_w＝ρ_w·g·H_临界；

其中，p_w为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力，ρ_w为水的密度，g为水的重力，H_临界为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的临界深度，H＝11044e^-0.1906Φ，e为常数，Φ为孔隙度，H为致密砂岩气藏主要排气期的深度。

具体实施时，根据溢出点处静水压力公式：p_w＝ρ_w-g·H_临界，主要是建立深度与孔隙度的数学模型(关系)。具体地，首先，通过恢复依南2气藏的埋藏史，可知侏罗系阿合组在主要排气期的埋深；然后，再结合依南2井埋藏史和孔隙度演化史(附图5)，可以拟合出依南2气藏孔隙度在地史时期随埋深变化的数学模型(关系)，将根据式1：H＝11044e^-0.1906Φ(深度与孔隙度的关系)求出的临界深度，代入上述静水压力公式，即可获得致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力。

在一个实施例中，上述确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力，可以包括：

根据目标区域内的压汞实验数据，建立致密砂岩气藏孔隙度与孔喉半径的关系；

根据孔隙度与孔喉半径的关系，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的临界孔喉半径；

根据实验室条件下气水界面张力随温度、压力的变化关系，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的气水界面张力；

根据临界孔喉半径和气水界面张力，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力。

具体实施时，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力主要确定临界孔喉半径和气水界面张力，其具体做法如下：

1)、可以统计目标区域内致密砂岩孔隙度及孔吼半径数据，生成散点图，拟合出孔吼半径随孔隙度变化的数学关系式(关系)；还可以通过统计该目标区域内压汞实验数据，可以建立依南2气藏孔隙度与孔喉半径之间的数学模型(附图6)，孔吼半径随孔隙度变化的关系可以为：r＝0.011e^0.3931Φ；

2)、确定气水界面张力：由于温度和压力是影响气水界面张力的主要因素，这里发明人借助了包茨在1988年测得的在实验室条件下，获得的气水界面压力在不同温度和压力下的变化规律，如下表2(表2是本发明实施例中包茨在实验条件下获得的甲烷气界面张力表)所示，从而确定气水界面张力的值。

表2

在一个实施例中，可以按照如下公式，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力：

其中，P_c为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力，σ_g为气水界面张力，θ为天然气润湿角，r临界为临界孔喉半径，r＝0.011e^0.3931Φ，r为孔喉半径，e为常数，Φ为孔隙度。

具体实施时，根据孔隙度与孔喉半径的关系：r＝0.011e^0.3931Φ，求取临界孔喉半径。具体地，将临界孔喉半径对应的孔隙度代入r＝0.011e^0.3931Φ，即可求出临界孔喉半径。

在一个实施例中，上述确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力，可以包括：

根据目标区域内目的层在形成时期的地表温度和地温梯度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的地下温度；

根据天然气的组成成分和各成分所占的比例，确定天然气的摩尔质量；

根据在设定温度和压力条件下，预设量的气体实际所占的体积与理想气体所占的体积之比，确定天然气的压缩因子；

根据气体状态方程，确定天然气的密度；

根据致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气的地下温度、摩尔质量、压缩因子和密度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气的气体膨胀力。

在一个实施例中，可以按照如下公式，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力：

$P_e=\frac{Z\·{\mathrm{\ρ}}_g}{M_g}\·R\·T\×1.01\×{10}^2;$

其中，P_e为致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力，Z为天然气的压缩因子，ρ_g为天然气的密度，kg/m³，M_g为天然气的摩尔质量，g/mol，R为气体常数，8.31433，T为天然气的地下温度(热力学温度)。

具体实施时，确定天然气的地下温度T时，首先主要是通过搜集目标区域内古地温梯度和地表温度，然后，通过目的层在历史形成时期的地表温度和地温梯度求得，其公式为：T＝T_O+H/100*D；其中，T为天然气的地下温度，T_O为地表温度，D为古地温梯度，H为埋藏深度。

具体实施时，天然气的摩尔质量M_g由其组成成分和各成分所占比例决定，其计算公式为：

$M_g=\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}\left(y_i{M}_i\right);$

其中，M_g为天然气的摩尔质量，M_i为组分i的分子量，y_i为是天然气组分i的摩尔分数。

依据下表3(表3是本发明实施例中依南2井天然气摩尔组成及分子摩尔质量表)的数据，可求得依南2气藏天然气的摩尔质量约为18.16Kg/mol。

组分	摩尔分数yi	摩尔质量Mi	yiMi
				甲烷	0.9025	16	14.44
乙烷	0.0594	30	1.782
				丙烷	0.0191	44	0.8404
丁烷	0.019	58	1.102
				合计	1		18.1644

表3

具体实施时，天然气压缩因子Z是指在一定温压条件下，一定量气体实际所占的体积与相同条件下理想气体所占体积之比，受温度、压力影响较大。天然气压缩因子与压力的变化是一致的。

在本发明实施例中，因库车东部没有天然气压缩因子的数据，故本文采用库车中部大北气田的数据。如图7所示，天然气压缩因子与压力的变化是一致的。

具体实施时，恢复地史时期致密砂岩气藏的临界物性条件，需要恢复历史时期的各项参数，地层温度可通过目的层在历史时期的地表温度和地温梯度求得。依南地区由于晚期受到构造挤压作用强烈，各个时期压力变化差别较大，现今地层压力随埋深的变化较地史时期更大。通过计算可知依南2气藏阿合组在主要历史时期的温度、压力，如图8所示。

具体实施时，由于天然气具有很强的压缩性，在地下高压条件下，天然气密度可达到地表条件下的几百倍。因此，压力对天然气密度的影响远大于温度的影响。天然气密度ρ_g是单位体积天然气的质量，可用气体状态方程表示：

${\mathrm{\ρ}}_g=\frac{pM}{ZRT};$

其中，p为天然气所处压力，Mpa；M为天然气分子量，kg/kmol；T为天然气绝对温度，K；Z为天然气压缩因子；R为通用气体常数，0.008314Mpa·m3/(kmol·K)。

在一个实施例中，力平衡关系可以为：致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力等于致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力与致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力之和。

浮力作用下限处的力学平衡关系可以为：P_e＝P_c+P_w；

其中，P_e为致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力，MPa；P_c为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力，MPa；p_w为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力，MPa。

在一个实施例中，以孔隙度为未知量的力平衡方程可以为：

$52484.21{\mathrm{\ρ}}_g\·Z\·T=\frac{111.11{\mathrm{\σ}}_g}{e^{0.3931\mathrm{\Φ}}}+1.1044\×{10}^8{e}^{-0.1906\mathrm{\Φ}};$

其中，ρ_g为天然气密度，Z为天然气的压缩因子，T为天然气的地下温度，σ_g为气水界面张力，e为常数，Φ为孔隙度。

具体实施时，上述以孔隙度为未知量的方程的推导过程为：根据前面获得的静水压力、毛细管力、气体膨胀力，依据力平衡公式联立，化简得到以孔隙度为未知量的一元方程，求得的孔隙度为致密砂岩浮力成藏下限对应的临界孔隙度。

将下表4(表4是本发明实施例中依南2气藏阿合组主要历史时期各项参数统计结果)中各项参数值代入上述方程中，求解可得各主要排气期依南2气藏形成“连续型”致密砂岩气藏的临界孔隙度条件，如图下表5所示(表5是本发明实施例中阿合组致密砂岩气藏浮力成藏下限预测结果)。

综上，通过力平衡公式计算出库车坳陷致密砂岩气藏在成藏期的浮力成藏下限约为孔隙度9％，随埋深增加，下限值逐渐减小，目前致密砂岩气浮力成藏下限对应孔隙度约为8％。

表4

表5

上述三种方法的预测中，实例剖析法是在总结国内外大量典型致密砂岩气藏物性特征的基础上，进一步分析库车坳陷典型致密砂岩气藏的浮力成藏下限，因此预测结果具有普遍代表性。统计分析法是基于库车坳陷典型“连续型”致密砂岩气藏的岩心物性统计分析得出的结果，反映了研究区实际地质条件下流体分布与物性的相关关系，具有区域代表性，可靠程度较高。力平衡公式法是从致密砂岩气成藏机理入手，通过分析气水倒置界面处的受力情况，建立以孔隙度为未知量的方程，进行求解得到的结论，其中考虑了影响浮力成藏下限的各项因素，同时恢复了地史时期的浮力下限值，可以反映出浮力下限的动态变化过程，可靠性较高，如下表6所示(表6是本发明实施例中库车坳陷浮力成藏下限方法综合对比)。综合上述三种方法后认为，现今库车坳陷致密砂岩气藏的浮力成藏下限对应孔隙度8％。

表6

具体实施时，在上述步骤104中，根据第一临界孔隙度、第二临界孔隙度和第三临界孔隙度，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度，可以包括：求取第一临界孔隙度、第二临界孔隙度和第三临界孔隙度的平均值，该平均值即为致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度。

基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置，如下面的实施例。由于确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置问题的原理与确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法相似，因此确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置的实施可以参见确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法的实施，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9是本发明实施例中确定致密砂岩浮力成藏下限对应的临界孔隙度装置的结构示意图，如图9所示，该装置包括：

第一临界孔隙度确定模块10，用于对多个目标区域内致密砂岩的物性数据进行实例分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第一临界孔隙度；

第二临界孔隙度确定模块20，用于对目标区域内致密砂岩的物性数据和含油气数据进行统计分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第二临界孔隙度；

第三临界孔隙度确定模块30，用于根据目标区域内致密砂岩气藏圈闭溢出点处气水倒置界面的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据所述力平衡方程，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第三临界孔隙度；

临界孔隙度确定模块40，用于根据所述第一临界孔隙度、第二临界孔隙度和第三临界孔隙度，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度。

在一个实例中，所述第三临界孔隙度确定模块30具体可以用于：

确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力；

确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力；

确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力；

根据所述静水压力、毛细管力和膨胀力的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据所述力平衡方程，确定第三临界孔隙度；所述力平衡关系为：致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力等于致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力与静水压力之和。

在一个实例中，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力，可以包括：

根据目标区域内致密砂岩气藏埋藏史数据，确定致密砂岩气藏主要排气期的深度，建立所述深度与孔隙度的关系；

根据所述深度与孔隙度的关系，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的临界深度；

根据所述临界深度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力。

在一个实例中，按照如下公式，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力：

p_w＝ρ_w·g·H_临界；

其中，p_w为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力，ρ_w为水的密度，g为水的重力，H_临界为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的临界深度，H＝11044e^-0.1906Φ，e为常数，Φ为孔隙度，H为致密砂岩气藏主要排气期的深度。

在一个实例中，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力，可以包括：

根据目标区域内的压汞实验数据，建立致密砂岩气藏孔隙度与孔喉半径的关系；

根据所述孔隙度与孔喉半径的关系，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的临界孔喉半径；

根据实验室条件下气水界面张力随温度、压力的变化关系，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的气水界面张力；

根据所述临界孔喉半径和气水界面张力，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力。

在一个实例中，可以按照如下公式，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力：

其中，P_c为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力，σ_g为气水界面张力，θ为天然气润湿角，r_临界为临界孔喉半径，r＝0.011e^0.3931Φ，r为孔喉半径，e为常数，Φ为孔隙度。

在一个实例中，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力，可以包括：

根据目标区域内目的层在形成时期的地表温度和地温梯度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的地下温度；

根据所述天然气的组成成分和各成分所占的比例，确定所述天然气的摩尔质量；

根据在设定温度和压力条件下，预设量的气体实际所占的体积与理想气体所占的体积之比，确定所述天然气的压缩因子；

根据气体状态方程，确定所述天然气的密度；

根据所述天然气的地下温度、摩尔质量、压缩因子和密度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气的气体膨胀力。

在一个实例中，可以按照如下公式，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力：

$P_e=\frac{Z\·{\mathrm{\ρ}}_g}{M_g}\·R\·T\×1.01\×{10}^2;$

其中，P_e为致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力，Z为天然气的压缩因子，ρ_g为天然气的密度，M_g为天然气的摩尔质量，R为气体常数，T为天然气的地下温度。

在一个实例中，所述以孔隙度为未知量的力平衡方程可以为：

$52484.21{\mathrm{\ρ}}_g\·Z\·T=\frac{111.11{\mathrm{\σ}}_g}{e^{0.3931\mathrm{\Φ}}}+1.1044\×{10}^8{e}^{-0.1906\mathrm{\Φ}};$

其中，ρ_g为天然气的密度，Z为天然气的压缩因子，T为天然气的地下温度，σ_g为气水界面张力，e为常数，Φ为孔隙度。

在一个实例中，所述第二临界孔隙度确定模块20具体可以用于：

根据目标区域内致密砂岩的孔隙度和渗透率分布直方图，确定所述直方图的高峰区间对应的临界孔隙度；

根据目标区域内致密砂岩的气层、差气层、气水同层、含气水层和干层对应的孔隙度和渗透率数据绘制的直方图，确定气层和干层的临界处对应临界孔隙度；

根据致密砂岩储层中不同孔隙度下的含气饱和度，生成散点图，拟合出的一条曲线，确定所述曲线的拐点处对应的临界孔隙度；

根据高峰区间对应的临界孔隙度、气层和干层的临界处对应临界孔隙度和曲线的拐点处对应的临界孔隙度，确定所述第二临界孔隙度。

本发明实施例实现了如下技术效果：本发明实施例提供的技术方案，对于确定深部致密砂岩浮力成藏下限对应的临界孔隙度具有普遍适用性，且容易操作。使用了实例剖析法、统计分析法和力平衡公式定量计算法的结合，消除了前人计算储层临界孔隙度方法中的不确定性。该方法所选用的资料比较容易获得，不存在因为数据点过少而引起较大的误差。该发明可操作性强，适用性广泛，精度较高，对深部油气的勘探具有重要的指导意义。

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 (20)

1.一种确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法，其特征在于，包括：

对多个目标区域内致密砂岩的物性数据进行实例分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第一临界孔隙度；

对目标区域内致密砂岩的物性数据和含油气数据进行统计分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第二临界孔隙度；

根据目标区域内致密砂岩气藏圈闭溢出点处气水倒置界面的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据所述力平衡方程，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第三临界孔隙度；

根据所述第一临界孔隙度、第二临界孔隙度和第三临界孔隙度，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度。

2.如权利要求1所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法，其特征在于，根据目标区域内致密砂岩气藏圈闭溢出点处气水倒置界面的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据所述力平衡方程，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第三临界孔隙度，包括：

确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力；

确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力；

确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力；

根据所述静水压力、毛细管力和膨胀力的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据所述力平衡方程，确定第三临界孔隙度；所述力平衡关系为：致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力等于致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力与静水压力之和。

3.如权利要求2所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法，其特征在于，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力，包括：

根据目标区域内致密砂岩气藏埋藏史数据，确定致密砂岩气藏主要排气期的深度，建立所述深度与孔隙度的关系；

根据所述深度与孔隙度的关系，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的临界深度；

根据所述临界深度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力。

4.如权利要求2或3所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法，其特征在于，按照如下公式，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力：

p_w＝ρ_w·g·H_临界；

其中，p_w为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力，ρ_w为水的密度，g为水的重力，H_临界为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的临界深度，H＝11044e^-0.1906Φ，e为常数，Φ为孔隙度，H为致密砂岩气藏主要排气期的深度。

5.如权利要求2所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法，其特征在于，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力，包括：

根据目标区域内的压汞实验数据，建立致密砂岩气藏孔隙度与孔喉半径的关系；

根据所述孔隙度与孔喉半径的关系，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的临界孔喉半径；

根据实验室条件下气水界面张力随温度、压力的变化关系，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的气水界面张力；

根据所述临界孔喉半径和气水界面张力，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力。

6.如权利要求2或5所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法，其特征在于，按照如下公式，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力：

其中，P_c为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力，σ_g为气水界面张力，θ为天然气润湿角，r_临界为临界孔喉半径，r＝0.011e^0.3931Φ，r为孔喉半径，e为常数，Φ为孔隙度。

7.如权利要求2所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法，其特征在于，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力，包括：

根据目标区域内目的层在形成时期的地表温度和地温梯度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的地下温度；

根据所述天然气的组成成分和各成分所占的比例，确定所述天然气的摩尔质量；

根据在设定温度和压力条件下，预设量的气体实际所占的体积与理想气体所占的体积之比，确定所述天然气的压缩因子；

根据气体状态方程，确定所述天然气的密度；

根据所述天然气的地下温度、摩尔质量、压缩因子和密度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气的气体膨胀力。

8.如权利要求2或7所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法，其特征在于，按照如下公式，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力：

$P_e=\frac{Z\·{\mathrm{\ρ}}_g}{M_g}\·R\·T\×1.01\×{10}^2;$

其中，P_e为致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力，Z为天然气的压缩因子，ρ_g为天然气的密度，M_g为天然气的摩尔质量，R为气体常数，T为天然气的地下温度。

9.如权利要求1或2所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法，其特征在于，所述以孔隙度为未知量的力平衡方程为：

$52484.21{\mathrm{\ρ}}_g\·Z\·T=\frac{111.11{\mathrm{\σ}}_g}{e^{0.3931\mathrm{\Φ}}}+1.1044\×{10}^8{e}^{-0.1906\mathrm{\Φ}};$

其中，ρ_g为天然气的密度，Z为天然气的压缩因子，T为天然气的地下温度，σ_g为气水界面张力，e为常数，Φ为孔隙度。

10.如权利要求1所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的方法，其特征在于，对目标区域内致密砂岩的物性数据和含油气数据进行统计分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第二临界孔隙度，包括：

根据目标区域内致密砂岩的孔隙度和渗透率分布直方图，确定所述直方图的高峰区间对应的临界孔隙度；

根据目标区域内致密砂岩的气层、差气层、气水同层、含气水层和干层对应的孔隙度和渗透率数据绘制的直方图，确定气层和干层的临界处对应临界孔隙度；

根据致密砂岩储层中不同孔隙度下的含气饱和度，生成散点图，拟合出的一条曲线，确定所述曲线的拐点处对应的临界孔隙度；

根据高峰区间对应的临界孔隙度、气层和干层的临界处对应临界孔隙度和曲线的拐点处对应的临界孔隙度，确定所述第二临界孔隙度。

11.一种确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置，其特征在于，包括：

第一临界孔隙度确定模块，用于对多个目标区域内致密砂岩的物性数据进行实例分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第一临界孔隙度；

第二临界孔隙度确定模块，用于对目标区域内致密砂岩的物性数据和含油气数据进行统计分析，根据分析结果，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第二临界孔隙度；

第三临界孔隙度确定模块，用于根据目标区域内致密砂岩气藏圈闭溢出点处气水倒置界面的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据所述力平衡方程，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的第三临界孔隙度；

临界孔隙度确定模块，用于根据所述第一临界孔隙度、第二临界孔隙度和第三临界孔隙度，确定致密砂岩气藏浮力成藏下限对应的临界孔隙度。

12.如权利要求11所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置，其特征在于，所述第三临界孔隙度确定模块具体用于：

确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力；

确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力；

确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力；

根据所述静水压力、毛细管力和膨胀力的力平衡关系，建立以孔隙度为未知量的力平衡方程，根据所述力平衡方程，确定第三临界孔隙度；所述力平衡关系为：致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力等于致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力与静水压力之和。

13.如权利要求12所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置，其特征在于，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力，包括：

根据目标区域内致密砂岩气藏埋藏史数据，确定致密砂岩气藏主要排气期的深度，建立所述深度与孔隙度的关系；

根据所述深度与孔隙度的关系，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的临界深度；

根据所述临界深度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力。

14.如权利要求12或13所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置，其特征在于，按照如下公式，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力：

p_w＝ρ_w·g·H_临界；

其中，p_w为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的静水压力，ρ_w为水的密度，g为水的重力，H_临界为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的临界深度，H＝11044e^-0.1906Φ，e为常数，Φ为孔隙度，H为致密砂岩气藏主要排气期的深度。

15.如权利要求12所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置，其特征在于，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力，包括：

根据目标区域内的压汞实验数据，建立致密砂岩气藏孔隙度与孔喉半径的关系；

根据所述孔隙度与孔喉半径的关系，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的临界孔喉半径；

根据实验室条件下气水界面张力随温度、压力的变化关系，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的气水界面张力；

根据所述临界孔喉半径和气水界面张力，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力。

16.如权利要求12或15所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置，其特征在于，按照如下公式，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力：

其中，P_c为致密砂岩气藏圈闭溢出点处的毛细管力，σ_g为气水界面张力，θ为天然气润湿角，r临界为临界孔喉半径，r＝0.011e^0.3931Φ，r为孔喉半径，e为常数，Φ为孔隙度。

17.如权利要求12所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置，其特征在于，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力，包括：

根据目标区域内目的层在形成时期的地表温度和地温梯度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的地下温度；

根据所述天然气的组成成分和各成分所占的比例，确定所述天然气的摩尔质量；

根据在设定温度和压力条件下，预设量的气体实际所占的体积与理想气体所占的体积之比，确定所述天然气的压缩因子；

根据气体状态方程，确定所述天然气的密度；

根据所述天然气的地下温度、摩尔质量、压缩因子和密度，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气的气体膨胀力。

18.如权利要求12或17所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置，其特征在于，按照如下公式，确定致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力：

$P_e=\frac{Z\·{\mathrm{\ρ}}_g}{M_g}\·R\·T\×1.01\×{10}^2;$

其中，P_e为致密砂岩气藏圈闭溢出点处天然气气体的膨胀力，Z为天然气的压缩因子，ρ_g为天然气的密度，M_g为天然气的摩尔质量，R为气体常数，T为天然气的地下温度。

19.如权利要求11或12所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置，其特征在于，所述以孔隙度为未知量的力平衡方程为：

$52484.21{\mathrm{\ρ}}_g\·Z\·T=\frac{111.11{\mathrm{\σ}}_g}{e^{0.3931\mathrm{\Φ}}}+1.1044\×{10}^8{e}^{-0.1906\mathrm{\Φ}};$

其中，ρ_g为天然气的密度，Z为天然气的压缩因子，T为天然气的地下温度，σ_g为气水界面张力，e为常数，Φ为孔隙度。

20.如权利要求11所述的确定致密砂岩浮力成藏下限对应临界孔隙度的装置，其特征在于，所述第二临界孔隙度确定模块具体用于：

根据目标区域内致密砂岩的孔隙度和渗透率分布直方图，确定所述直方图的高峰区间对应的临界孔隙度；

根据目标区域内致密砂岩的气层、差气层、气水同层、含气水层和干层对应的孔隙度和渗透率数据绘制的直方图，确定气层和干层的临界处对应临界孔隙度；

根据致密砂岩储层中不同孔隙度下的含气饱和度，生成散点图，拟合出的一条曲线，确定所述曲线的拐点处对应的临界孔隙度；

根据高峰区间对应的临界孔隙度、气层和干层的临界处对应临界孔隙度和曲线的拐点处对应的临界孔隙度，确定所述第二临界孔隙度。