CN107957488B - 剩余油量的确定方法和装置 - Google Patents

Abstract

本申请实施方式提供了一种剩余油量的确定方法和装置，其中，该方法包括：获取目标区域的岩心样品和目标数据；根据岩心样品和目标数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域，从多个孔喉结构类型区域中获取多个孔喉结构类型样品；对多个孔喉结构类型样品进行驱替实验，确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征。由于该方案通过先将目标区域的单井划分为多个不同孔喉结构类型区域；再考虑不同孔喉结构类型控制下油水运动机理，根据具体的孔喉结构类型样品确定单井中不同孔喉结构类型区域的剩余油量，从而解决了现有方法中存在实施成本较高，无法准确、快速地确定微观剩余油分布的技术问题。

Description

剩余油量的确定方法和装置

技术领域

本申请涉及油藏开采技术领域，特别涉及一种剩余油量的确定方法和装置。

背景技术

在油气油藏的过程中，尤其是对滨岸相砂岩区域进行油藏开采时，通过水驱法开采一段时间后，目标区域中的油层内还会滞留有大量的微观剩余油。如何确定上述剩余油量影响到后续二次开采中如何高效、完整地采集目标区域的剩余油。

目前，为了确定目标区域的剩余油量，大多是利用随机网络模型模拟油藏开采的驱替过程，在模拟的过程中人为设置、改变模型中的孔、喉的大小、分布，调整模型中的孔隙润湿比例等参数，进行水驱油过程的模拟仿真，根据模拟仿真的结果预测微观剩余油分布。上述方法具体实施时，往往要求构建高质量的三维孔隙空间结构，这一步骤往往需要费用昂贵的高精度三维CT扫描结果，成本相对较高。此外，上述模拟仿真基于网格化方法的原因，计算效率相对较慢，而且复杂的孔隙结构的多孔介质的网格划分复杂，利用单纯的数学形态的模拟仿真很难准确地捕捉到真实流体流动的变化细节，进而难以得到真实、准确微观剩余油分布。综上可知，现有方法具体实施时，往往存在实施成本较高，且无法准确、快速地确定微观剩余油分布的技术问题。

针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。

发明内容

本申请实施方式提供了一种剩余油量的确定方法和装置，以解决现有方法中存在的实施成本较高，且无法准确、快速地确定微观剩余油分布的技术问题，达到可以高效、精细地确定出不同孔结构类型区域中具体的剩余油量的技术效果。

本申请实施方式提供了一种剩余油量的确定方法，包括：

获取目标区域的岩心样品和目标数据，其中，所述目标数据包括：岩心数据和/或测井数据；

根据所述岩心样品和所述目标数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域；

从所述多个孔喉结构类型区域获取多个孔喉结构类型样品；

对所述多个孔喉结构类型样品进行驱替实验，确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征。

在一个实施方式中，根据所述岩心样品和所述目标数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域，包括：

对所述岩心样品进行岩心测试，获得岩心测试结果数据，其中，所述岩心测试结果数据包括：岩心压汞数据、岩心渗透率数据和铸体薄片资料；

根据所述岩心压汞数据、所述岩心渗透率数据，建立关于微观喉道的第一划分阈值，其中，所述第一划分阈值用于划分多个喉道类型；

根据所述岩心压汞数据、所述铸体薄片资料，建立关于微观孔隙的第二划分阈值，其中，所述第二划分阈值用于划分多个孔隙类型；

按照所述第一划分阈值和所述第二划分阈值，根据所述岩心数据和/或所述测井数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域。

在一个实施方式中，根据所述岩心压汞数据、所述岩心渗透率数据，建立关于微观喉道的第一划分阈值，包括：

根据所述岩心压汞数据、所述岩心渗透率数据，建立交会图；

通过所述交会图，确定所述岩心样品中喉道半径与渗透率统计数据的斜率拐点，并将所述斜率拐点作为所述第一划分阈值。

在一个实施方式中，所述喉道类型包括以下至少之一：中喉类型、微喉类型、细喉类型；所述第一划分阈值包括：5微米、2微米；相应的，喉道半径大于5微米的为中喉类型；喉道半径小于2微米的为微喉类型；喉道半径大于等于2微米且小于等于5微米的为细喉类型。

在一个实施方式中，根据所述岩心压汞数据、所述铸体薄片资料，建立关于微观孔隙的第二划分阈值，包括：

利用所述铸体薄片资料，确定所述岩心样品中的孔隙直径；

根据所述岩心样品中的孔隙直径、所述岩心压汞数据，确定所述第二划分阈值。

在一个实施方式中，所述孔隙类型包括以下至少之一：大孔、中孔、小孔；所述第二划分阈值包括：100微米、20微米；相应的，孔隙直径大于100微米的为大孔；孔隙直径小于20微米的为小孔；孔隙直径大于等于20微米且小于等于100微米的为中孔。

在一个实施方式中，对所述多个孔喉结构类型样品进行驱替实验，确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征，包括：

对所述多个孔喉结构类型样品分别进行微观刻蚀薄片驱替实验，得到实验结果；

根据所述实验结果，确定所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征。

在一个实施方式中，在确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征后，所述方法还包括：

根据所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征，对所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域分别采用对应的挖潜措施进行原油开采。

在一个实施方式中，所述目标区域为滨岸相砂岩区域。

本申请实施方式还提供了一种剩余油量的确定装置，包括：

第一获取模块，用于获取目标区域的岩心样品和目标数据，其中，所述目标数据包括：岩心数据和/或测井数据；

划分模块，用于根据所述岩心样品和所述目标数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域；

第二获取模块，用于从所述多个孔喉结构类型区域获取多个孔喉结构类型样品；

确定模块，用于对所述多个孔喉结构类型样品进行驱替实验，确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征。

在一个实施方式中，所述划分模块包括：

测试单元，用于对所述岩心样品进行岩心测试，获得岩心测试结果数据，其中，所述岩心测试结果数据包括：岩心压汞数据、岩心渗透率数据和铸体薄片资料；

第一建立单元，用于根据所述岩心压汞数据、所述岩心渗透率数据，建立关于微观喉道的第一划分阈值；

第二建立单元，用于根据所述岩心压汞数据、所述铸体薄片资料，建立关于微观孔隙的第二划分阈值；

划分单元，用于按照所述第一划分阈值和所述第二划分阈值，根据所述岩心数据和/或所述测井数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域。

在一个实施方式中，所述确定模块包括：

实验单元，用于对所述多个孔喉结构类型样品分别进行微观刻蚀薄片驱替实验，得到实验结果；

确定单元，用于根据所述实验结果，确定所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征。

在本申请实施方式中，通过先将目标区域的单井划分为多个不同孔喉结构类型区域；再考虑不同孔喉结构类型控制下具体的油水运动机理，根据孔喉结构类型样品分别确定出目标区域的单井中各个孔喉结构类型区域对应的剩余油量，从而解决了现有方法中存在的实施成本较高，且无法准确、快速地确定微观剩余油分布的技术问题，达到可以高效、精细地确定出不同孔结构类型区域中具体的剩余油量的技术效果。

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性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是根据本申请实施方式提供的剩余油量的确定方法的处理流程图；

图2是根据本申请实施方式提供的剩余油量的确定装置的组成结构图；

图3是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供剩余油量的确定方法和装置获得的目标区域中的储层喉道级别的喉道划分界限示意图；

图4是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供剩余油量的确定方法和装置获得的目标区域中的三类孔喉结构储层典型铸体薄片示意图；

图5是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供剩余油量的确定方法和装置获得的单一孔隙内油水运动状态分析示意图；

图6是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供剩余油量的确定方法和装置获得的双孔隙内油水运动状态分析示意图；

图7是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供剩余油量的确定方法和装置获得的HD4-78-1J的大孔中喉岩心样品1所制作的微观刻蚀薄片驱替过程示意图；

图8是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供剩余油量的确定方法和装置获得的HD4-39-2J的中孔细喉岩心样品2所制作的微观刻蚀薄片驱替过程示意图；

图9是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供剩余油量的确定方法和装置获得的HD4-2的中孔细喉岩心样品3所制作的微观刻蚀薄片驱替过程示意图；

图10是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供剩余油量的确定方法和装置获得的HD4-44-2J的小孔微喉岩心样品4所制作的微观刻蚀薄片驱替过程示意图；

图11是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供剩余油量的确定方法和装置获得的目标区域经岩心水驱后进一步CO₂驱替实验数据示意图；

图12是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供剩余油量的确定方法和装置获得的目标区域经岩心水驱后进一步低矿化度水驱实验数据示意图；

图13是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供剩余油量的确定方法和装置获得的目标区域经岩心水驱后封堵较大通道后地层水驱替实验数据示意图。

具体实施方式

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。

考虑到现有方法，大多是利用随机网络模型模拟油藏开采的驱替过程，在模拟的过程中通过设置、改变模型中的孔、喉的大小、分布，调整模型中的孔隙润湿比例等参数，进行水驱油过程的模拟仿真，再根据模拟仿真的结果预测微观剩余油的分布情况。由于建模较为复杂、成本较高，且通过数据建模往往很难准确地反应出实际地层中液体流动的真实细节。因此，现有方法具体实施时，往往存在实施成本较高，且无法准确、快速地确定微观剩余油分布的技术问题。针对产生上述技术问题的根本原因，本申请考虑可以通过先将目标区域的单井划分为多个不同孔喉结构类型区域；再利用不同孔喉结构类型控制下具体的油水运动机理，通过对孔喉结构类型样品实验，以分别确定出目标区域的单井中不同孔喉结构类型区域对应的剩余油量，从而解决了现有方法中存在的实施成本较高，且无法准确、快速地确定微观剩余油分布的技术问题，达到可以高效、精细地确定出不同孔结构类型区域中具体的剩余油量的技术效果。

基于上述思考思路，本申请实施方式提供了一种剩余油量的确定方法。具体请参阅图1所示的根据本申请实施方式提供的剩余油量的确定方法的处理流程图。本申请实施方式提供的剩余油量的确定方法，具体实施时，可以包括以下步骤。

S11：获取目标区域的岩心样品和目标数据，其中，所述目标数据包括：岩心数据和/或测井数据。

在一个实施方式中，上述目标区域具体可以是滨岸相砂岩区域。其中，上述滨岸相又称海岸相或海滩相，通常是指从海洋过程作用范围向陆界限到河流，以及海岸线作用范围向海界限之间的广阔区域。其宽度往往受控于海岸的坡度、波浪的强度以及潮差等因素。具体的，在坡度平缓、潮差大和具有强大向岸风暴的地带，滨岸相地带往往宽达数公里至数十公里；在潮差小、物质来源贫乏的地带，滨岸相地带则往往相对较窄。此外，滨岸带的深度范围大多受正常天气条件下的波浪强度控制。具体的，深度一般在20～40m之间。其中，滨岸相碎屑岩(或砂岩)是波浪作用占主导地位的滨海(湖)带发育形成的沉积体系，也是一种海相碎屑岩的重要沉积类型。具体的，例如塔里木盆地的大部分油田(包括塔中4油田、东河塘油田以及哈得逊亿吨级油田等)属于上述滨岸相砂岩类型。当然，需要说明的是，上述目标区域具体可以是但不限于滨岸相砂岩区域。具体的，也可以是其他与滨岸相砂岩区域相似的其他类型区域。

在本实施方式中，在进行具体油气开采的过程中，在注入水波及到的区域，由于多样的孔喉类型往往会导致开发过程中存在大量微观剩余油滞留，需要通过泡沫驱、聚合物驱等方法进行进一步的开采。而上述滨岸相砂岩区域由于长时间的波浪淘洗作用，非均质性通常较弱，油藏的水洗程度相对较高。具体实施时，基于滨岸相砂岩区域中油藏的具体特点，滨岸相砂岩油藏开发通常会将二次注入水开发阶段末期的研究的重心放在宏观剩余油富集区，而忽略了微观剩余油的相关研究。但是，实际上剩余油潜力远不止油藏内部零星的宏观剩余油富集区，水淹的油层内还有很大剩余油潜力被忽略。此外，现有方法具体实施时，大多没有细分微观孔喉结构差异对于剩余油形成及分布的影响，进一步加剧了滨岸相砂岩油藏微观剩余油分布的预测难度，导致无法针对不同的孔喉结构储层提出相应的挖潜措施以提高采油效果。

S12：根据所述岩心样品和所述目标数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域。

在本实施方式中，上述孔喉结构类型具体可以指的是对一个岩心样品进行的孔喉结构类型的划分和特征总结所确定的类型，其中，非均质尺度为厘米级。储层孔隙结构类型的差异具体可以表现在孔隙的类型差异、喉道的类型差异、连通情况及孔隙-喉道的组合差异等多个方面。其中，储层的微观孔喉结构类型往往会影响水驱油效率及微观剩余油形成、分布情况。具体的，例如喉道通常是毛管阻力值较高的位置，是控制油水渗流的隘口；同时喉道大小、分选还会影响油水渗流的难易。储层微观孔喉结构类型的差异会影响储层油水渗流特征，从而控制了微观剩余油形成与分布特征。具体施工时，地层水或注入水驱替原油的过程中一般会形成两种速度：一种是地层水驱替原油不断向前的油水界面推进速度，另一种是水沿着孔喉的表面推进的速度。其中，驱替速度(即第一中速度)与剥离速度(即第二中速度)之间的相对大小往往控制微观孔隙内油水渗流特征，进而影响微观剩余油的形成机理与分布特征。因此，在本实施方式中需要先对目标区域的不同区段或位置(例如单井)进行孔喉结构类型的确定，以便后续可以根据不同区段或位置的具体的孔喉结构类型，确定对应的微观剩余油的分布情况。

在一个实施方式中，为了能够准确地将目标区域的单井划分为多个对应的孔喉结构类型区域，具体实施时，上述根据所述岩心样品和所述目标数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域，可以包括以下内容：

S1：对所述岩心样品进行岩心测试，获得岩心测试结果数据，其中，所述岩心测试结果数据包括：岩心压汞数据、岩心渗透率数据和铸体薄片资料。

S2：根据所述岩心压汞数据、所述岩心渗透率数据，建立关于微观喉道的第一划分阈值。

在本实施方式中，考虑到孔喉结构中不同喉道所对应的不同喉道类型往往也会对油水渗流产生影响，因此，在本实施方式中，又将喉道的相关参数作为一种参考的数据，以建立划分喉道类型的第一划分阈值。上述第一划分阈值具体可以是一种基于喉道参数，将待确定区域划分至对应的喉道类型的界限值。

在一个实施方式中，为了能建立较为精确的第一划分阈值，具体实施时，可以按照以下步骤执行：

S2.1：根据所述岩心压汞数据、所述岩心渗透率数据，建立交会图；

S2.2：通过所述交会图，确定所述岩心样品中喉道半径与渗透率统计数据的斜率拐点，并将所述斜率拐点作为所述第一划分阈值，其中，所述第一阈值用于划分多个喉道类型。

在本实施方式中，需要说明的是，通常，孔隙度、渗透率这两个物性参数数据都可以在一定程度上反映储存微观孔喉结构的宏观特征，即可以用于表征出不同微观孔喉结构的储集、渗透性能。但在本实施方式中，考虑到在具体的油气开发阶段，渗透率对油水的渗流作用相对更大，更大程度地影响了微观剩余油的形成及分布，因此优选渗透率这个参数数据作为第一划分阈值的一种参考数据。此外，又由于喉道是毛管阻力值较高的位置，即可以认为是控制油水渗流的隘口，并且喉道的大小、分选会对油水渗流的难易造成影响。综上，将渗透率和喉道半径这两个参数数据组合作为划分孔喉结构中喉道类型的参考数据。

在一个实施方式中，上述喉道类型具体可以包括以下至少之一：细喉类型、中喉类型、微喉类型等；上述第一划分阈值具体可以包括：5微米、2微米；相应的，喉道半径大于5微米的喉道可以划分为中喉类型；喉道半径小于2微米的喉道具体可以划分为微喉类型；喉道半径大于等于2微米且小于等于5微米的喉道具体可以划分为细喉类型。当然，需要说明的是上述所列举的第一划分阈值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，可以根据具体情况和施工要求选择除上述列举的数值以外的数值作为第一划分阈值；也可以根据需要，增加第一划分阈值的阈值数量，以对喉道类型进行更加精细的划分。

S3：根据所述岩心压汞数据、所述铸体薄片资料，建立关于微观孔隙的第二划分阈值，其中，所述第二划分阈值用于划分多个孔隙类型。

在一个实施方式中，为了能够建立较为精确的关于微观孔隙的第二划分阈值，具体实施时，上述根据所述岩心压汞数据、所述铸体薄片资料，建立关于微观孔隙的第二划分阈值，具体可以包括以下内容：

S3-1：利用所述铸体薄片资料，确定所述岩心样品中的孔隙直径；

S3-2：根据所述岩心样品中的孔隙直径、所述岩心压汞数据，确定所述第二划分阈值。

在本实施方式中，考虑到孔喉结构中不同孔隙所对应的不同孔隙类型往往也会对油水渗流产生影响，因此，在本实施方式中，可以将孔隙的相关参数作为一种参考的数据，以建立划分孔隙类型的第二划分阈值。上述第二划分阈值具体可以是一种基于孔隙情况，将待确定的区域划分为对应的孔隙类型的界限值。

在一个实施方式中，上孔隙类型具体可以包括以下至少之一：大孔、中孔、小孔等；上述第二划分阈值包括：100微米、20微米；相应的，孔隙直径大于100微米的孔隙具体可以划份为大孔；孔隙直径小于20微米的孔隙具体可以划分为小孔；孔隙直径大于等于20微米且小于等于100微米的孔隙具体可以划分为中孔。当然，需要说明的是上述所列举的第二划分阈值只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，可以根据具体情况和施工要求选择除上述列举的数值以外的数值作为第二划分阈值；也可以根据需要，增加第二划分阈值的阈值数量，以对孔隙类型进行更加精细的划分。

S4：按照所述第一划分阈值和所述第二划分阈值，根据所述岩心数据和/或所述测井数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域。

在本实施方式中，具体实施时，可以综合利用第一划分阈值和第二划分阈值作为统一的划分标准或者界限值，根据利用岩心数据或测井数据得到的相关参数数据，将单井的各个区域划分别分为对应的孔喉结构类型区域，从而可以将目标区域的整个单井划分为多个，例如，通过岩心数据确定的渗透率数据、孔隙直径等，或者，通过测井数据确定的渗透率数据、孔径直径等。

在一个实施方式中，上述多个孔喉结构类型具体可以包括以下至少之一：大孔中喉、大孔细喉、大孔微喉、中孔中喉、中孔细喉、中孔微喉、小孔中喉、小孔细喉、小孔微喉等。具体施工时，对于目标区域的单井可能同时存在上述多个孔喉结构类型区域。对于不同的孔喉结构类型区域，油水渗流的情况不同，相应的，剩余油量的分布机理和分布特征也不相同。当然还需要说明的是，上述所列举的几个孔喉结构类型只是为了更好地说明本申请实施方式，具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求引入其他合适的孔喉结构类型。

S13：从所述多个孔喉结构类型区域获取多个孔喉结构类型样品。

在本实施方式中，具体实施时，可以从目标区域的单井中各个不同的孔喉结构类型区域分别获取各个孔喉结构类型区域的样品作为该孔喉结构类型样品。其中，上述孔喉结构类型样品具体可以要求位于对应的孔喉结构类型区域的范围区中，且是位于油层中的样品。

S14：对所述多个孔喉结构类型样品进行驱替实验，确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征。

在一个实施方式中，为了能够分别确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域中各个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征，上述对所述多个孔喉结构类型样品进行驱替实验，确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征，具体实施时，可以包括以下内容：

S1：对所述多个孔喉结构类型样品分别进行微观刻蚀薄片驱替实验，得到实验结果；

S2：根据所述实验结果，确定所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征。

在本实施方式中，具体实施时，可以通过对多个孔喉结构类型样品中的各个孔喉结构类型样品分别进行微观刻蚀薄片的驱替，以对不同孔喉结构类型的油水渗流情况、剩余油的形成机理进行具体的分析，将上述分析结果作为所述实验结果；进而可以根据实验结果确定出不同孔喉结构类型区域中的剩余油量分布特征。

在本实施方式中，以下以对一个孔喉结构类型样品的进行微观刻蚀薄片的驱替以分析该孔喉结构类型的油水渗流情况、剩余油的形成机理为例，对通过所述多个孔喉结构类型样品分别进行微观刻蚀薄片的岩心驱替实验，得到实验结果进行具体说明。具体实施时，可以以驱替液沿孔喉结构类型样品中的孔隙中央推进速度和沿孔壁剥离速度的分析作为基础，分别进行单孔、多孔油水运动状态分析，以确定该孔喉结构类型的油水渗流情况、剩余油的形成机理。具体的，在单一孔喉中，地层水或注入水驱替原油的过程中会形成两种速度：一种是地层水驱替原油不断向前的油水界面推进速度V1，通常样品中的孔喉越大，V1值越大；另一种是水沿着孔喉的表面推进的速度V2，V2的数值大小通常受控于润湿性和孔喉表面粗糙程度，具体的，储层水湿越明显、孔喉越光滑，则V2数值越大。在多个孔喉中，在样品的小孔道中由于毛管力较大，其流动难度相对较大，相应的，驱替速度相对较小，因此使得水会优先从驱替速度大的大孔道中迅速突破并向出口端运动，那么原油则将会停留在小孔道内部。通过对孔喉结构类型样品进行具体的微观刻蚀薄片的驱替实验，可以发现驱替速度与剥离速度之间的相对大小关系控制了微观孔隙内油水渗流的特征，影响微观剩余油形成机理。具体的，对于单一孔喉中的水驱油的过程，可以分为活塞式驱替和非活塞式驱替两种。其中，活塞式驱替指的可以是单一孔内中央驱替速度V1与剥离速度V2大体相等；非活塞式指的可以是上述两个速度则不相同。对于多个孔喉中的水驱油的过程，注入水可以进入到孔道内进行驱替，只是不同孔道大小内部的速度不一。通过实验观察分析可知：小孔道中由于毛管力较大，其流动难度亦较大，使得水会优先从大孔道中迅速突破并向出口端运动，那么另一个孔道的油水就会停止运动，形成一条水路，使得另一条通道中的原油被注入水所屏蔽而滞留下来，进而可以根据样品中生油的滞留或者剩余情况，即可以得到上述实验结果。利用上述实验结果，可以预测该孔喉结构类型样品所对应的孔喉结构类型区域中的剩余油的分布情况。由于是通过与真实开采情况相似的岩心驱替实验以获得上述实验结果，因此，可以利用上述实验结果较准确地表征出真实情况下该结构类型区域在油气开采过程中的剩余油量情况。

在本实施方式中，为了获得孔喉结构类型样品的微观刻蚀薄片，具体实施时，可以，根据该类型区域的岩心样品中所存在不同大小孔隙情况，利用激光刻蚀一套石英薄片驱替模型，作为上述微观刻蚀薄片，以便进行岩心驱替实验。

在本申请实施例中，相较于现有技术，通过先将目标区域的单井划分为多个不同孔喉结构类型区域；再考虑不同孔喉结构类型控制下具体的油水运动机理，根据孔喉结构类型样品分别确定出目标区域的单井中各个孔喉结构类型区域对应的剩余油量，从而解决了现有方法中存在的实施成本较高，且无法准确、快速地确定微观剩余油分布的技术问题，达到可以高效、精细地确定出不同孔结构类型区域中具体的剩余油量的技术效果。

在一个实施方式中，在确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征后，为了提高剩余油量的开采效益，具体实施时，所述方法具体还可以包括以下内容：根据所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征，对所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域分别采用对应的挖潜措施进行原油开采。

在本实施方式中，具体实施时，可以针对不同孔喉结构类型样品的水驱实验后剩余油的分布模式，优选对应的挖潜措施应用到具体的油气开发的施工中。具体的，例如三次采油技术大多用于开发的中后期，并且越到开发末期其重要性越显著。通常实施时是通过各类试剂或特性物质加大注入水波及面积，增加注入水的使用效率，最终提升油层的采收率。因此，在本实施方式中，可以根据所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征，采用针对性的挖潜措施，例如采用对应的试剂或特性物质，而非笼统的对不同孔喉结构类型区域都采用同样的方法注聚合物或注表面活性剂来提高采收率。

在一个实施方式中，所述目标区域具体可以为滨岸相砂岩区域。但是，需要说明的是，上述目标区域具体可以是但不限于滨岸相砂岩区域。具体的，也可以是其他与滨岸相砂岩区域相似的其他类型区域。

从以上的描述中，可以看出，本申请实施方式提供的剩余油量的确定方法，通过先将目标区域的单井划分为多个不同孔喉结构类型区域；再考虑不同孔喉结构类型控制下具体的油水运动机理，根据孔喉结构类型样品分别确定出目标区域的单井中各个孔喉结构类型区域对应的剩余油量，从而解决了现有方法中存在的实施成本较高，且无法准确、快速地确定微观剩余油分布的技术问题，达到可以高效、精细地确定出不同孔结构类型区域中具体的剩余油量的技术效果；又通过根据不同孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征，对目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域分别采用对应的挖潜措施进行原油开采，而不是对不同孔喉结构类型区域不加区分，笼统地采用同一种挖潜措施进行开采，从而达到了提高采油量的效果。

基于同一发明构思，本发明实施方式中还提供了一种剩余油量的确定装置，如下面的实施方式所述。由于装置解决问题的原理与剩余油量的确定方法相似，因此剩余油量的确定装置的实施可以参见方法的实施，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。请参阅图2，是本申请实施方式的剩余油量的确定装置的一种组成结构图，该装置可以包括：第一获取模块21、划分模块22、第二获取模块23、确定模块24，下面对该结构进行具体说明。

第一获取模块21，具体可以用于获取目标区域的岩心样品和目标数据，其中，所述目标数据包括：岩心数据和/或测井数据；

划分模块22，具体可以用于根据所述岩心样品和所述目标数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域；

第二获取模块23，具体可以用于从所述多个孔喉结构类型区域获取多个孔喉结构类型样品；

确定模块24，具体可以用于对所述多个孔喉结构类型样品进行驱替实验，确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征。

在一个实施方式中，为了能够根据所述岩心样品和所述目标数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域，所述划分模块22具体可以包括以下结构单元：

测试单元，具体可以用于对所述岩心样品进行岩心测试，获得岩心测试结果数据，其中，所述岩心测试结果数据包括：岩心压汞数据、岩心渗透率数据和铸体薄片资料；

第一建立单元，具体可以用于根据所述岩心压汞数据、所述岩心渗透率数据，建立关于微观喉道的第一划分阈值；

第二建立单元，具体可以用于根据所述岩心压汞数据、所述铸体薄片资料，建立关于微观孔隙的第二划分阈值；

划分单元，具体可以用于按照所述第一划分阈值和所述第二划分阈值，根据所述岩心数据和/或所述测井数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域。

在一个实施方式中，为了能够对所述多个孔喉结构类型样品进行驱替实验，确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征，所述确定模块24具体可以包括以下结构单元：

实验单元，具体可以用于对所述多个孔喉结构类型样品分别进行微观刻蚀薄片驱替实验，得到实验结果；

确定单元，具体可以用于根据所述实验结果，确定所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征。

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。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。

需要说明的是，上述实施方式阐明的系统、装置、模块或单元，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，在本说明书中，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。

此外，在本说明书中，诸如第一和第二这样的形容词仅可以用于将一个元素或动作与另一元素或动作进行区分，而不必要求或暗示任何实际的这种关系或顺序。在环境允许的情况下，参照元素或部件或步骤(等)不应解释为局限于仅元素、部件、或步骤中的一个，而可以是元素、部件、或步骤中的一个或多个等。

从以上的描述中，可以看出，本申请实施方式提供的剩余油量的确定装置，通过利用划分模块先将目标区域的单井划分为多个不同孔喉结构类型区域；再考虑不同孔喉结构类型控制下具体的油水运动机理，利用确定模块根据孔喉结构类型样品分别确定出目标区域的单井中各个孔喉结构类型区域对应的剩余油量，从而解决了现有方法中存在的实施成本较高，且无法准确、快速地确定微观剩余油分布的技术问题，达到可以高效、精细地确定出不同孔结构类型区域中具体的剩余油量的技术效果；又通过根据不同孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征，对目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域分别采用对应的挖潜措施进行原油开采，而不是对不同孔喉结构类型区域不加区分，笼统地采用同一种挖潜措施进行开采，从而达到了提高采油量的效果。

在一个具体实施场景示例中，应用本申请提供的剩余油量的确定方法和装置对某目标区域中的油层的剩余油量进行具体的预测。具体实施过程可以参阅以下内容。

整体的实施过程可以包括以下内容：根据所获取的数据资料，具体综合压汞数据、常规物性和铸体薄片资料，确定喉道级别的喉道划分界限和孔隙划分界限(即第一划分阈值和第二划分阈值)，完成储层微观孔喉结构(即孔喉结构类型)划分，将储层划分为大孔中喉、中孔细喉及小孔微喉三类孔喉结构；其次，优选HD4-78-1J的大孔中喉岩心样品1、HD4-39-2J的中孔细喉岩心样品2、HD4-2的中孔细喉岩心样品3、HD4-44-2J的小孔微喉岩心样品4(即相当于从所述多个孔喉结构类型区域获取多个孔喉结构类型样品)；将4块典型孔喉结构的岩心样品制作为微观刻蚀薄片并进行岩心驱替实验，基于油驱替速度与剥离速度之间的相对大小分析和驱替后微观刻蚀薄片观察结果，完成单孔及多孔情况下微观剩余油4类形成机理与分布特征研究(即得到实验结果)；最后，总结不同微观孔喉结构控制下的4种微观剩余油的分布模式(即根据实验结果确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征)，并根据不同区域的微观剩余油的分布模式，优选3类相应的挖潜措施。

在本实施方式中，目标区域具体可以为典型的海相碎屑岩(同滨岸相砂岩)储层，是一种无障壁浪控砂质滨岸沉积，其岩性为灰白色细粒石英砂岩，其中成分成熟度及结构成熟度均较高，但只是相对较为均质。通过铸体薄片镜下观察，可知：很多岩心样品中存在孔隙结构的不均一性，具体是由于颗粒结构、填隙物和孔喉多样性造成的微观非均质，而区分孔喉结构的基础就是确定喉道级别的划分界限。

具体可以参阅图3所示的目标区域的喉道级别的划分界限(即第一划分阈值)图。由于受波浪淘洗作用明显，本区储层结构成熟度较高，由压汞数据可以看出，渗透率与平均喉道半径相关程度很高，通过分析喉道半径及渗透率这两个控制储层当中油水流动的因素，构建两者的交会图，可以看到喉道半径与渗透率的关系明显可以分为3个斜率不同的部分，第一部分为喉道半径小于2μm，第二部分为喉道半径2～5μm，第三部分为喉道半径>5μm，三个部分的斜率依次减小，代表了不同的孔喉结构类型。由此，利用喉道半径及渗透率统计数据的斜率拐点来确定喉道级别的划分界限，明确了研究区孔喉结构的喉道半径参数值为2μm和5μm。

具体可以参阅图4所示的目标区域的三类孔喉结构储层典型铸体薄片。可以明确目标区域中的各类孔喉结构的喉道半径参数值后，还需要考虑铸体薄片图像分析得到的孔隙直径，以对孔隙大小进行分级。由于孔隙的大小对于渗透率的影响没有喉道大，由此可以选择砂岩常用的孔隙大小界限(即第二划分阈值)来划分孔隙的结构，即20μm和100μm。综合图3和图4的数据，可以参阅表1，建立了目标区域的微观孔喉结构类型的划分标准表。

表1研究区的微观孔喉结构类型的划分标准表

根据目标区域中的岩心样品的孔隙及喉道大小，将目标区域的储层具体划分为大孔中喉、中孔细喉及小孔微喉三类孔喉结构，中孔细喉型占主要部分。

具体可以参阅图5所示的单一孔隙内油水运动状态分析图。可以发现：地层水或注入水驱替原油的过程中会形成两种速度。一种是地层水驱替原油不断向前的油水界面推进速度，将其定义为V1。其中，V1的大小取决于驱动力和阻力的大小，驱动力>阻力且差值越大V1的值亦越大。一般来讲孔喉越大的情况下，阻力越小，V1越大。另一种是水沿着孔喉的表面推进的速度，将其定义为V2。其中，V2的大小受控于润湿性和孔喉表面粗糙程度，储层水湿越明显、孔喉越光滑，V2越大，但对于目标区域的原状储层来讲，V2值较小，当储层水淹之后，自吸作用增强，V2值将会变大。

具体可以参阅图6所示的双孔隙内油水运动状态分析图。在双孔道模型中，这一对大小不同的孔道具备相同的进口端A及出口端B。在两端压差作用下，水能够进入这个模型中驱替原油。但是这个模型内部两条半径不一的通道，存在大小不一的毛管力和粘滞力，使得两个孔道内部中驱替速度不一，将会有一个孔道的水先到出口端，那么另一个孔道的油水就会停止运动，形成一条水路，使得另一条通道中的原油被注入水所屏蔽而滞留下来，这些油就会成为剩余油。

具体可以参阅图7所示的HD4-78-1J的大孔中喉岩心样品1所制作的微观刻蚀薄片驱替过程。当孔喉较大时，油气流动阻力较小，驱动力>>阻力；加上目标区域中的中性弱亲油的储层特性，地层水或注入水沿孔隙中央的驱替速度V1往往高于水膜推进使得原油被剥离的速度V2，因此会发生孔内贯穿作用。

具体可以参阅图8所示的HD4-39-2J的中孔细喉岩心样品2所制作的微观刻蚀薄片驱替过程。当孔喉半径中等时，驱动力>阻力时，但两者没有数量级的差异，此时地层水或注入水沿孔隙中央驱替速度V1与水膜推进使得原油被剥离的速度V2相等，具体可以体现为速度均匀的活塞状推进，由于颗粒表面体现为油润湿，发生润湿性捕集作用。

具体可以参阅图9所示的HD4-2的中孔细喉岩心样品3所制作的微观刻蚀薄片驱替过程。驱替压差较大时，液体将会发生流动，是在形态复杂的孔隙中，驱替过程中，注入水波及不到边角区域，其油水运动速度很小，原油难以被动用，发生角隅捕集作用。

具体可以参阅图10所示的HD4-44-2J的小孔微喉岩心样品4所制作的微观刻蚀薄片驱替过程。在并联的孔喉结构中注入水可以进入到孔道内进行驱替，只是不同孔道大小内部的速度不一。具体来说是由于小孔道中毛管力较大，其流动难度亦较大，使得水会优先从相对较大孔道中迅速突破并向出口端运动，那么另一个孔道的油水就会停止运动，形成一条水路，使得另一条通道中的原油被注入水所屏蔽而滞留下来，发生旁超作用。

根据上述内容，具体实施时，可以根据驱替后微观刻蚀薄片观察结果，确定微观剩余油的具体分布特征。

参阅图7所示的HD4-78-1J的大孔中喉岩心样品1所制作的微观刻蚀薄片驱替实验可以看到，地层水或注入水从入口端沿孔隙中间迅速突进至出口端喉道处，造就了孔内水的通道，原油发生残留，形态多表现为孤滴状、离散油珠状。

参阅图8所示的HD4-39-2J的中孔细喉岩心样品2所制作的微观刻蚀薄片驱替实验可以看到，水驱油为速度均匀的活塞状推进，此时孔内原油中央及两侧部分被驱替出来，而孔壁附着的油相难以驱替，沿表面吸附薄膜状分布。

参阅图9所示的HD4-2的中孔细喉岩心样品3所制作的微观刻蚀薄片驱替实验可以看到，在形态复杂的孔隙中，驱替过程中，注入水波及不到边角区域会形成剩余油，此类剩余油规模较小，多为小油珠或是油段。

参阅图10所示的HD4-44-2J的小孔微喉岩心样品4所制作的微观刻蚀薄片驱替实验可以看到，由于注入水的选择性驱替作用，发育孔内饱和型剩余油，其主要分布于注入水波及程度低甚至没有波及到的微观尺度上毛管阻力较大的孔喉半径相对较小的细喉孔部位。

进而可以根据上述的油水运动状态与微观剩余油分布特征，通过总结可以获得如表2所示的三类孔喉结构控制下的微观剩余油的分布模式。

具体的，在大孔中喉结构储层中，水驱油动力起主要作用，地层水或注入水沿孔隙中央的驱替速度V1往往高于水膜推进使得原油被剥离的速度V2，发生孔内贯穿作用，主要形成孔内离散型剩余油。

具体的，在中孔细喉结构储层中，地层水或注入水沿孔隙中央驱替速度V1与水膜推进使得原油被剥离的速度V2大致相等，发生润湿性捕集作用，主要形成表面吸附型剩余油。同时，在注入水波及不到边角区域，其油水运动速度很小，原油难以被动用，发生角隅捕集作用，主要形成角隅型剩余油。

具体的，在小孔微喉结构储层中，小孔道中由于毛管力较大，其流动难度亦较大，使得水会优先从相对较大孔道中迅速突破并向出口端运动，发生旁超作用，主要形成孔内饱和型剩余油。

表2三类孔喉结构控制下的微观剩余油的分布模式

具体可以参阅图11所示的目标区域的岩心水驱后进一步CO₂驱替实验数据。具体的，注气开采即使用各种气体来进行三次采油的技术，例如CO₂、氮气等代替注入水这类最常见的驱替液来驱替原油，利用气体混相驱开采波及区域内的孔内离散型剩余油，可使水驱后的采收率进一步提高14.2％。

可以参阅图12所示的目标区域的岩心水驱后进一步低矿化度水驱实验数据。在地层水驱替之后，孔喉中还有大量的原油吸附在孔壁上，使用2950ppm的NaCl溶液驱替之后大孔道中的原油被剥落下来一部分，同时孔隙角隅中的一部分原油也会被低矿化度水驱替下来，因此利用低矿化度水驱开采表面吸附型及角隅型剩余油，可使水驱后的采收率进一步提高13.1％。

还可以参阅图13所示的目标区域进行岩心水驱后封堵较大通道后地层水驱替实验数据。利用适当粒径的微球来封堵较大的通道，迫使注入水进入未波及区域，因此利用微球封堵方法开采孔内饱和型剩余油，可使水驱后的采收率进一步提高15.2％。

通过上述场景示例，验证了本申请实施方式提供的剩余油量的确定方法和装置，通过先将目标区域的单井划分为多个不同孔喉结构类型区域；再考虑不同孔喉结构类型控制下具体的油水运动机理，根据孔喉结构类型样品分别确定出目标区域的单井中各个孔喉结构类型区域对应的剩余油量，确实可以解决现有方法中存在的实施成本较高，且无法准确、快速地确定微观剩余油分布的技术问题，达到可以高效、精细地确定出不同孔结构类型区域中具体的剩余油量的技术效果。

尽管本申请内容中提到不同的具体实施方式，但是，本申请并不局限于必须是行业阈值或实施例所描述的情况等，某些行业阈值或者使用自定义方式或实施例描述的实施基础上略加修改后的实施方案也可以实现上述实施例相同、等同或相近、或变形后可预料的实施效果。应用这些修改或变形后的数据获取、处理、输出、判断方式等的实施例，仍然可以属于本申请的可选实施方案范围之内。

虽然本申请提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或客户端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。

上述实施例阐明的装置或模块等，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模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个模块或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。

本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内部包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。

本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构、类等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。

通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，移动终端，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。

本说明书中的各个实施例采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或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。本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。

虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的实施方式包括这些变形和变化而不脱离本申请。

Claims (10)

1.一种剩余油量的确定方法，其特征在于，包括：

获取目标区域的岩心样品和目标数据，其中，所述目标数据包括：岩心数据和/或测井数据；

根据所述岩心样品和所述目标数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域；其中，所述多个孔喉结构包括以下至少之二：大孔中喉、大孔细喉、大孔微喉、中孔中喉、中孔细喉、中孔微喉、小孔中喉、小孔细喉、小孔微喉；

从所述多个孔喉结构类型区域获取多个孔喉结构类型样品；

对所述多个孔喉结构类型样品进行驱替实验，确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征；

其中，根据所述岩心样品和所述目标数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域，包括：对所述岩心样品进行岩心测试，获得岩心测试结果数据，其中，所述岩心测试结果数据包括：岩心压汞数据、岩心渗透率数据和铸体薄片资料；根据所述岩心压汞数据、所述岩心渗透率数据，建立关于微观喉道的第一划分阈值，其中，所述第一划分阈值用于划分多个喉道类型；根据所述岩心压汞数据、所述铸体薄片资料，建立关于微观孔隙的第二划分阈值，其中，所述第二划分阈值用于划分多个孔隙类型；按照所述第一划分阈值和所述第二划分阈值，根据所述岩心数据和/或所述测井数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述岩心压汞数据、所述岩心渗透率数据，建立关于微观喉道的第一划分阈值，包括：

根据所述岩心压汞数据、所述岩心渗透率数据，建立交会图；

通过所述交会图，确定所述岩心样品中喉道半径与渗透率统计数据的斜率拐点，并将所述斜率拐点作为所述第一划分阈值。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述喉道类型包括以下至少之一：中喉类型、微喉类型、细喉类型；所述第一划分阈值包括：5微米、2微米；相应的，喉道半径大于5微米的为中喉类型；喉道半径小于2微米的为微喉类型；喉道半径大于等于2微米且小于等于5微米的为细喉类型。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述岩心压汞数据、所述铸体薄片资料，建立关于微观孔隙的第二划分阈值，包括：

利用所述铸体薄片资料，确定所述岩心样品中的孔隙直径；

根据所述岩心样品中的孔隙直径、所述岩心压汞数据，确定所述第二划分阈值。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述孔隙类型包括以下至少之一：大孔、小孔、中孔；所述第二划分阈值包括：100微米、20微米；相应的，孔隙直径大于100微米的为大孔；孔隙直径小于20微米的为小孔；孔隙直径大于等于20微米且小于等于100微米的为中孔。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，对所述多个孔喉结构类型样品进行驱替实验，确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征，包括：

对所述多个孔喉结构类型样品分别进行微观刻蚀薄片驱替实验，得到实验结果；

根据所述实验结果，确定所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征后，所述方法还包括：

根据所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征，对所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域分别采用对应的挖潜措施进行原油开采。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标区域为滨岸相砂岩区域。

9.一种剩余油量的确定装置，其特征在于，包括：

第一获取模块，用于获取目标区域的岩心样品和目标数据，其中，所述目标数据包括：岩心数据和/或测井数据；

划分模块，用于根据所述岩心样品和所述目标数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域；其中，所述多个孔喉结构包括以下至少之二：大孔中喉、大孔细喉、大孔微喉、中孔中喉、中孔细喉、中孔微喉、小孔中喉、小孔细喉、小孔微喉；

第二获取模块，用于从所述多个孔喉结构类型区域获取多个孔喉结构类型样品；

确定模块，用于对所述多个孔喉结构类型样品进行驱替实验，确定目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征；

其中，所述划分模块包括：测试单元，用于对所述岩心样品进行岩心测试，获得岩心测试结果数据，其中，所述岩心测试结果数据包括：岩心压汞数据、岩心渗透率数据和铸体薄片资料；第一建立单元，用于根据所述岩心压汞数据、所述岩心渗透率数据，建立关于微观喉道的第一划分阈值；第二建立单元，用于根据所述岩心压汞数据、所述铸体薄片资料，建立关于微观孔隙的第二划分阈值；划分单元，用于按照所述第一划分阈值和所述第二划分阈值，根据所述岩心数据和/或所述测井数据，将目标区域的单井划分为多个孔喉结构类型区域。

10.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述确定模块包括：

实验单元，用于对所述多个孔喉结构类型样品分别进行微观刻蚀薄片驱替实验，得到实验结果；

确定单元，用于根据所述实验结果，确定所述目标区域的单井中多个孔喉结构类型区域的剩余油量分布特征。

Images