CN108252710A - 一种确定油藏含水饱和度的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本申请实施例公开了一种确定油藏含水饱和度的方法及装置。所述方法包括：根据测井数据和岩心样品的属性信息，确定目的油藏在钻井位置处的岩石类型；确定钻井位置距离目的油藏的自由水面的目标高度，并基于目标高度，以及测井数据中含水体积测井曲线数据和孔隙度测井数据，建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系；其中，目标关联关系与岩石类型相对应；确定目的油藏在指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，并根据指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，确定目的油藏在指定地层位置处的含水饱和度。本申请实施例提供的技术方案，可以降低所确定的碳酸盐岩油藏含水饱和度的不确定性。

Description

一种确定油藏含水饱和度的方法及装置

技术领域

本申请涉及石油天然气勘探开发技术领域，特别涉及一种确定油藏含水饱和度的方法及装置。

背景技术

含水饱和度是影响碳酸盐岩油藏评价和储量计算的重要参数。由于碳酸盐岩油藏孔喉结构复杂、孔隙类型多样，非均质性极强，因此碳酸盐岩油藏含水饱和度具有极大的不确定性，是碳酸盐岩储层定量评价的热点和难点。

目前常规确定油藏含水饱和度的方法主要包括以下两种方法：

(1)通过阿尔奇方法及其扩展方法建立井上测井解释模型，得到井上含水饱和度，然后，基于井上含水饱和度，通过插值的方法得到井间含水饱和度；但是利用插值的方法得到的井间含水饱和度是在统计学分析基础上得到的，可能存在较大的不确定性。

(2)利用J函数模型计算油藏的含水饱和度剖面，其中，采用下述公式所表征的J函数模型：

其中，P_c为毛管压力，IFT为表面张力，θ为接触角，K为渗透率，φ为孔隙度；该模型利用K/φ来反映孔隙结构的变化，而通常渗透率K是孔隙度φ通过相应模型转换而来，在转换过程中存在一定的不确定性，尤其是对于非均质性极强的碳酸盐岩，可能导致含水饱和度计算结果也存在较大的不确定性。

如此，亟需研究一种新的确定油藏含水饱和度的方法，以降低所确定的碳酸盐岩油藏含水饱和度的不确定性。

发明内容

本申请实施例的目的是提供一种确定油藏含水饱和度的方法及装置，以降低所确定的碳酸盐岩油藏含水饱和度的不确定性。

为解决上述技术问题，本申请实施例提供一种确定油藏含水饱和度的方法及装置是这样实现的：

一种确定油藏含水饱和度的方法，提供有目的油藏在钻井位置处的测井数据，以及所述钻井位置处的岩心样品的属性信息；其中，所述属性信息用于表征所述岩心样品的岩性特征和物性特征；所述方法包括：

根据所述测井数据和所述岩心样品的属性信息，确定所述目的油藏在钻井位置处的岩石类型；

确定所述钻井位置距离所述目的油藏的自由水面的目标高度，并基于所述目标高度，以及所述测井数据中含水体积测井曲线数据和孔隙度测井数据，建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系；其中，所述目标关联关系与所述岩石类型相对应；

确定所述目的油藏在指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，并根据所述指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，确定所述目的油藏在所述指定地层位置处的含水饱和度。

优选方案中，根据所述测井数据和所述岩心样品的属性信息，确定所述目的油藏在钻井位置处的岩石类型，包括：

根据所述测井数据中的伽马测井曲线数据、声波时差测井曲线数据、中子测井曲线数据或密度测井曲线数据表征的测井曲线特征，识别所述目的油藏在所述钻井位置处的多个小层；其中，所述小层用于表征所述目的油藏中的最小储层单元；

从所述钻井位置处的岩心样品的属性信息中获取所述小层位置处的岩心样品的属性信息；其中，所述钻井位置处的岩心样品包括多个分别来自于多个所述小层的岩心样品；

根据所述小层位置处的岩心样品的属性信息中的岩性相数据，确定所述小层的岩性相类型，以及根据所述小层位置处的岩心样品的属性信息中的毛管压力曲线数据和孔-渗交会数据，确定所述小层的岩石物理相类型；其中，所述岩性相数据中包括矿物组分、颗粒类型和沉积结构类型；所述孔-渗交会数据用于表征所述岩心样品的孔隙度与渗透率的交会区域；

根据所述小层的岩性相类型和岩石物理相类型，确定所述小层的岩石类型，并将所述小层的岩石类型作为所述目的油藏在指定钻井位置处的岩石类型；其中，所述指定钻井位置表示所述小层对应的钻井位置。

优选方案中，根据所述小层位置处的岩心样品的属性信息中的毛管压力曲线数据和孔-渗交会数据，确定所述小层的岩石物理相类型，包括：

当至少两个所述小层位置处的岩心样品的毛管压力曲线数据表征的毛管压力曲线特征之间的相似度达到预设相似度阈值、且孔-渗交会数据表征的所述交会区域均在同一预设区域范围内时，将至少两个所述小层的岩石物理相类型划分为同一种岩石物理相类型。

优选方案中，根据所述小层的岩性相类型和岩石物理相类型，确定所述小层的岩石类型，包括：

当至少两个所述小层的岩性相类型相同、且岩石物理相类型相同时，将至少两个所述小层的岩石类型作为同一种岩石类型。

优选方案中，所述方法还提供有所述目的油藏在钻井位置处的地层压力；确定所述钻井位置距离所述目的油藏的自由水面的目标高度，包括：

将所述目的油藏在指定钻井位置处的地层压力与对应的地层深度作为一个数据点，得到多个数据点，并分别对所述多个数据点中所述目的油藏的水层对应的数据点和所述目的油藏的油层对应的数据点进行线性拟合，得到水层拟合直线和油层拟合直线，并将所述水层拟合直线和所述油层拟合直线的交点对应的地层深度作为所述目的油藏的自由水面的深度；

将所述自由水面的深度减去所述钻井位置处的水下真实垂直深度，得到所述钻井位置对应的目标高度。

优选方案中，基于所述目标高度，以及所述测井数据中含水体积测井曲线数据和孔隙度测井数据，建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系，包括：

基于所述目标高度和所述含水体积测井曲线数据，建立含水体积与目标高度的关联关系；

根据所述孔隙度测井数据，以及所述含水体积与目标高度的关联关系，建立所述含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系。

优选方案中，基于所述目标高度和所述含水体积测井曲线数据，建立含水体积与目标高度的关联关系，包括：

从所述含水体积测井曲线数据中获取所述目标高度对应的含水体积，并根据预设关联模型和所述目标高度对应的含水体积，确定第一关联系数和第二关联系数；

根据所述预设关联模型、所述第一关联系数和所述第二关联系数，建立所述含水体积与目标高度的关联关系。

优选方案中，采用下述公式表征所述预设关联模型：

BVW＝10^(a×lgH+b)

其中，BVW表示含水体积，H表示目标高度，a和b分别表示所述第一关联系数和所述第二关联系数。

优选方案中，采用下述公式建立所述含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系：

其中，S_w表示所述含水饱和度，φ表示所述孔隙度，H表示目标高度，a和b分别表示所述第一关联系数和所述第二关联系数。

一种确定油藏含水饱和度的装置，所述装置提供目的油藏在钻井位置处的测井数据，以及所述钻井位置处的岩心样品的属性信息；其中，所述属性信息用于表征所述岩心样品的岩性特征和物性特征；所述装置包括：岩石类型确定模块、关联关系建立模块和含水饱和度确定模块；其中，

所述岩石类型确定模块，用于根据所述测井数据和所述岩心样品的属性信息，确定所述目的油藏在钻井位置处的岩石类型；

所述关联关系建立模块，用于确定所述钻井位置距离所述目的油藏的自由水面的目标高度，并基于所述目标高度，以及所述测井数据中含水体积测井曲线数据和孔隙度测井数据，建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系；其中，所述目标关联关系与所述岩石类型相对应；

所述含水饱和度确定模块，用于确定所述目的油藏在指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，并根据所述指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，确定所述目的油藏在所述指定地层位置处的含水饱和度。

由以上本申请实施例提供的技术方案可见，本申请实施例提供了一种确定油藏含水饱和度的方法及装置，可以根据所述测井数据和所述岩心样品的属性信息，确定所述目的油藏在钻井位置处的岩石类型，并建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系；其中，所述目标关联关系与所述岩石类型相对应；如此，根据所述目的油藏在指定地层位置处的目标高度和孔隙度，以及岩石类型对应的目标关联关系，便可以确定所述目的油藏在所述指定地层位置处的含水饱和度，无需其他不确定参数参与计算，从而可以降低所确定的碳酸盐岩油藏含水饱和度的不确定性；而且所述目标关联关系与岩石类型相对应，可以提高所述目标关联关系的确定性，从而可以进一步降低所确定的碳酸盐岩油藏含水饱和度的不确定性。

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是本申请一种确定油藏含水饱和度的方法实施例的流程图；

图2是本申请实施例中岩性样品的毛管压力曲线特征的示意图；

图3是本申请实施例中岩性样品的孔-渗交会特征的示意图；

图4是本申请确定油藏含水饱和度的装置的一种实施例的组成结构图；

图5是本申请确定油藏含水饱和度的装置的另一种实施例的组成结构图。

具体实施方式

本申请实施例提供一种确定油藏含水饱和度的方法及装置。

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作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。

本申请实施例提供了一种确定油藏含水饱和度的方法。所述确定油藏含水饱和度的方法提供有目的油藏在钻井位置处的测井数据和地层压力，以及所述钻井位置处的岩心样品的属性信息；其中，所述属性信息用于表征所述岩心样品的岩性特征和物性特征。

在本实施方式中，所述目的油藏可以指含水饱和度尚未确定的油藏。所述目的油藏可以是碳酸盐岩油藏。所述目的油藏的钻井位置可以是指已开发的油井钻遇所述目的油藏中各个储层时的地层位置。

在本实施方式中，可以通过钻井的方式和数据采集的方式，获取所述目的油藏在钻井位置处的测井数据和地层压力。其中，所述测井数据可以包括：伽马测井曲线数据、声波时差测井曲线数据、中子测井曲线数据、密度测井曲线数据、中感应测井曲线数据、深感应测井曲线数据或微球性聚焦测井曲线数据。

在本实施方式中，所述属性信息可以包括岩性相数据、毛管压力曲线数据和孔-渗交会数据。其中，所述岩性相数据可以用于表征所述岩心样品的岩性特征。所述毛管压力曲线数据可以用于表征所述岩心样品的毛管压力曲线特征。具体地，可以通过岩心观察、薄片鉴定和扫描电镜扫描等技术手段，可以获取所述岩心样品的岩性相数据。可以通过对所述岩心样品进行压汞实验，获取所述岩心样品的毛管压力曲线数据，以及可以利用岩心常规物性分析方法，例如国家标准SYT5336-1996岩心常规分析方法，得到所述岩心样品的孔-渗交会数据。其中，所述孔-渗交会数据用于表征所述岩心样品的孔隙度与渗透率的交会区域。例如，孔隙度与渗透率的交会区域为孔隙度范围为0.1～0.2和渗透率范围为100～1000毫达西构成的方形区域、孔隙度范围为0.2～0.3和渗透率范围为5～50毫达西构成的方形区域，或者孔隙度范围为0.2～0.3和渗透率范围为0.1～5毫达西构成的方形区域。

图1是本申请一种确定油藏含水饱和度的方法实施例的流程图。如图1所示，所述确定油藏含水饱和度的方法，包括以下步骤。

步骤S101：根据所述测井数据和所述岩心样品的属性信息，确定所述目的油藏在钻井位置处的岩石类型。

在本实施方式中，根据所述测井数据和所述岩心样品的属性信息，确定所述目的油藏在钻井位置处的岩石类型，具体可以包括下述步骤。

步骤S11：根据所述测井数据中的伽马测井曲线数据、声波时差测井曲线数据、中子测井曲线数据或密度测井曲线数据表征的测井曲线特征，识别所述目的油藏在所述钻井位置处的多个小层；其中，所述小层用于表征所述目的油藏中的最小储层单元。

在本实施方式中，当所述测井数据中的伽马测井曲线数据、声波时差测井曲线数据、中子测井曲线数据或密度测井曲线数据表征的测井曲线特征与预设测井曲线特征的相似度达到预设相似度阈值时，可以将所述预设测井曲线特征对应的储层作为所述目的油藏在所述钻井位置处的小层。其中，所述小层用于表征所述目的油藏中的最小储层单元。

在本实施方式中，所述预设相似度阈值的取值范围可以包括70百分比～90百分比。

步骤S12：从所述钻井位置处的岩心样品的属性信息中获取所述小层位置处的岩心样品的属性信息；其中，所述钻井位置处的岩心样品包括多个分别来自于多个所述小层的岩心样品。

在本实施方式中，所述钻井位置处的岩心样品可以包括多个分别来自于多个所述小层的岩心样品。具体地，可以每间隔指定距离在所述目的油藏的钻井位置处采集岩心样品，并获取所述岩心样品的属性信息。其中，所述指定距离可以根据所述目的油藏中最小储层单元的地层厚度来确定，以使得所采集的多个岩心样品中可以包括所述目的油藏在钻井位置处的多个小层的岩心样品。

步骤S13：根据所述小层位置处的岩心样品的属性信息中的岩性相数据，确定所述小层的岩性相类型，以及根据所述小层位置处的岩心样品的属性信息中的毛管压力曲线数据和孔-渗交会数据，确定所述小层的岩石物理相类型；其中，所述岩性相数据中包括矿物组分、颗粒类型和沉积结构类型；所述孔-渗交会数据用于表征所述岩心样品的孔隙度与渗透率的交会区域。

在本实施方式中，根据所述小层位置处的岩心样品的属性信息中的岩性相数据，确定所述小层的岩性相类型，具体可以包括，当两个所述小层位置处的岩心样品的所述岩性相数据中包括的矿物组分、颗粒类型和沉积结构类型中至少一种数据不同时，可以确定两个所述小层的岩性相类型划分为不同的岩性相类型。或者，当两个所述小层位置处的岩心样品的所述岩性相数据中包括的矿物组分、颗粒类型和沉积结构类型均相同时，可以确定两个所述小层的岩性相类型划分为相同的岩性相类型。例如，所述岩性相类型可以包括内碎屑颗粒灰岩类型、生物碎屑颗粒灰岩类型、内碎屑泥粒灰岩类型、绿藻泥粒灰岩类型、生屑泥粒灰岩类型、绿藻粒泥灰岩类型、生屑粒泥灰岩类型、抱球虫粒泥灰岩类型和白云质泥晶灰岩类型等岩性相类型。

在本实施方式中，根据所述小层位置处的岩心样品的属性信息中的毛管压力曲线数据和孔-渗交会数据，确定所述小层的岩石物理相类型，具体可以包括，当至少两个所述小层位置处的岩心样品的毛管压力曲线数据表征的毛管压力曲线特征之间的相似度达到所述预设相似度阈值、且孔-渗交会数据表征的所述交会区域均在同一预设区域范围内时，可以将至少两个所述小层的岩石物理相类型划分为同一种岩石物理相类型。或者，当至少两个所述小层位置处的岩心样品的毛管压力曲线数据表征的毛管压力曲线特征之间的相似度未达到所述预设相似度阈值或者孔-渗交会数据表征的所述交会区域不在同一预设区域范围内时，可以将至少两个所述小层的岩石物理相类型划分为不同的岩石物理相类型。其中，所述预设相似度阈值的取值范围可以包括70百分比～90百分比。例如，所述岩心样品的毛管压力曲线特征可以如图2中(a)、(b)和(c)所示的毛管压力曲线特征，所述岩心样品的孔-渗交会特征如图3中(a)、(b)和(c)所示的孔-渗交会点所处的区域。其中，图2中(a)、(b)和(c)中的横坐标和纵坐标分别为毛管压力和含水饱和度，图3中(a)、(b)和(c)的横坐标和纵坐标分别为孔隙度和渗透率。

在本实施方式中，所述预设区域范围可以包括：孔隙度范围为0.1～0.2和渗透率范围为100～1000毫达西构成的方形区域、孔隙度范围为0.2～0.3和渗透率范围为5～50毫达西构成的方形区域，或者孔隙度范围为0.2～0.3和渗透率范围为0.1～5毫达西构成的方形区域。

步骤S14：根据所述小层的岩性相类型和岩石物理相类型，确定所述小层的岩石类型，并将所述小层的岩石类型作为所述目的油藏在指定钻井位置处的岩石类型；其中，所述指定钻井位置表示所述小层对应的钻井位置。

在本实施方式中，根据所述小层的岩性相类型和岩石物理相类型，确定所述小层的岩石类型，具体可以包括，当至少两个所述小层的岩性相类型相同、且岩石物理相类型相同时，可以将至少两个所述小层的岩石类型作为同一种岩石类型。或者，当至少两个所述小层的岩性相类型不同或者岩石物理相类型不同时，可以将至少两个所述小层的岩石类型作为不同的岩石类型。

在本实施方式中，将所述小层的岩石类型作为所述目的油藏在指定钻井位置处的岩石类型。其中，所述指定钻井位置表示所述小层对应的钻井位置。

步骤S102：确定所述钻井位置距离所述目的油藏的自由水面的目标高度，并基于所述目标高度，以及所述测井数据中含水体积测井曲线数据和孔隙度测井数据，建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系；其中，所述目标关联关系与所述岩石类型相对应。

在本实施方式中，确定所述钻井位置距离所述目的油藏的自由水面的目标高度，具体可以包括，可以将所述目的油藏在指定钻井位置处的地层压力与对应的地层深度作为一个数据点，得到多个数据点，并分别对所述多个数据点中所述目的油藏的水层对应的数据点和所述目的油藏的油层对应的数据点进行线性拟合，得到水层拟合直线和油层拟合直线，并将所述水层拟合直线和所述油层拟合直线的交点对应的地层深度作为所述目的油藏的自由水面的深度。可以将所述自由水面的深度减去所述钻井位置处的水下真实垂直深度，得到所述钻井位置对应的目标高度。

在本实施方式中，基于所述目标高度，以及所述测井数据中含水体积测井曲线数据和孔隙度测井数据，建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系，具体可以包括，可以基于所述目标高度和所述含水体积测井曲线数据，建立含水体积与目标高度的关联关系。可以根据所述孔隙度测井数据，以及所述含水体积与目标高度的关联关系，建立所述含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系。

在本实施方式中，基于所述目标高度和所述含水体积测井曲线数据，建立含水体积与目标高度的关联关系，具体可以包括，可以从所述含水体积测井曲线数据中获取所述目标高度对应的含水体积，并根据预设关联模型和所述目标高度对应的含水体积，确定第一关联系数和第二关联系数。可以根据所述预设关联模型、所述第一关联系数和所述第二关联系数，建立所述含水体积与目标高度的关联关系。

在本实施方式中，可以采用下述公式表征所述预设关联模型：

BVW＝10^(a×lgH+b)

其中，BVW表示含水体积，H表示目标高度，a和b分别表示所述第一关联系数和所述第二关联系数。

在本实施方式中，可以采用下述公式建立所述含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系：

其中，S_w表示所述含水饱和度，φ表示所述孔隙度，H表示目标高度，a和b分别表示所述第一关联系数和所述第二关联系数。

例如，表1是本申请实施例中用于表征与岩石类型相对应的目标关联关系的公式。在表1中，岩石类型中RT1-M-N的RT1表示地层名称，数字M表示岩性相类型，数字N表示岩石物理相类型。如表1所示，每一种岩石类型均有对应的目标关联关系，且不同的岩石类型，所对应的目标关联关系基本不同。

表1用于表征与岩石类型相对应的目标关联关系的公式

岩石类型	目标关联关系
		RT1-1-1	Sw＝10(-0.5806625×lgH+0.1366661)/φ
RT1-2-1	Sw＝10(-0.5806626×lgH+0.1366661)/φ
		RT1-3-2	Sw＝10(-1.19141×lgH+0.9619961)/φ
RT1-3-6	Sw＝10(-0.8349498×lgH+0.6506536)/φ
		RT1-3-7	Sw＝10(-0.5648603×lgH+0.08121181)/φ
RT1-4-9	Sw＝10(-0.5572357×lgH+0.1442095)/φ
		RT1-5-11	Sw＝10(-0.5641645×lgH+0.1773423)/φ
RT1-5-13	Sw＝10(-0.5136224×lgH+0.308872)/φ
		RT1-5-15	Sw＝10(-0.5697259×lgH+0.2860496)/φ
RT1-6-13	Sw＝10(-0.55280445×lgH+0.2310353)/φ
		RT1-7-9	Sw＝10(-0.4013571×lgH+0.4136369)/φ
RT1-7-14	Sw＝10(-0.7491549×lgH+0.05055038)/φ
		RT1-7-19	Sw＝10(-0.4522983×lgH+0.4005477)/φ
RT1-8-18	Sw＝10(-0.481545×lgH+0.4092383)/φ
		RT1-8-19	Sw＝10(-0.4824488×lgH+0.4188839)/φ

步骤S103：确定所述目的油藏在指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，并根据所述指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，确定所述目的油藏在所述指定地层位置处的含水饱和度。

在本实施方式中，可以获取所述目的油藏的地震数据，并根据所述地震数据和所述钻井位置处的岩石类型，确定所述目的油藏在井间位置处的岩石类型。如此，可以确定所述目的油藏在指定地层位置处的岩石类型，所述指定地层位置可以表示所述目的油藏的钻井位置和井间位置中的任意地层位置，并可以将与所述指定地层位置处的岩石类型相同的所述钻井位置的岩石类型对应的目标关联关系，作为所述指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系。

在本实施方式中，根据所述地震数据和所述钻井位置处的岩石类型，确定所述目的油藏在井间位置处的岩石类型，具体可以包括，可以基于所述钻井位置处的岩石类型和对应的小层，可以采用层位追踪和解释的方法确定所述地震数据中井间位置处的同向轴，并将所述钻井位置处的岩石类型作为所述同向轴对应的井间位置处的岩石类型。

在本实施方式中，根据所述指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，确定所述目的油藏在所述指定地层位置处的含水饱和度，具体可以包括，可以确定所述指定地层位置处的目标高度和孔隙度，并根据所述指定地层位置处的目标高度和孔隙度，以及所述指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，确定所述目的油藏在所述指定地层位置处的含水饱和度。

在本实施方式中，确定所述指定地层位置处的孔隙度，具体可以包括，当所述指定地层位置为所述目的油藏的钻井位置中的任意地层位置时，可以将所述钻井位置处的岩石样品的属性信息中的孔隙度作为所述钻井位置处的孔隙度。当所述指定地层位置为所述目的油藏的井间位置中的任意地层位置时，可以基于所述钻井位置处的孔隙度，采用反距离加权的方法进行插值处理，得到所述指定地层位置处的孔隙度。

所述确定油藏含水饱和度的方法实施例，可以根据所述测井数据和所述岩心样品的属性信息，确定所述目的油藏在钻井位置处的岩石类型，并建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系；其中，所述目标关联关系与所述岩石类型相对应；如此，根据所述目的油藏在指定地层位置处的目标高度和孔隙度，以及岩石类型对应的目标关联关系，便可以确定所述目的油藏在所述指定地层位置处的含水饱和度，无需其他不确定参数参与计算，从而可以降低所确定的碳酸盐岩油藏含水饱和度的不确定性；而且所述目标关联关系与岩石类型相对应，可以提高所述目标关联关系的确定性，从而可以进一步降低所确定的碳酸盐岩油藏含水饱和度的不确定性。

图4是本申请确定油藏含水饱和度的装置的一种实施例的组成结构图。所述确定油藏含水饱和度的装置提供目的油藏在钻井位置处的测井数据，以及所述钻井位置处的岩心样品的属性信息；其中，所述属性信息用于表征所述岩心样品的岩性特征和物性特征。如图4所示，所述确定油藏含水饱和度的装置可以包括：岩石类型确定模块100、关联关系建立模块200和含水饱和度确定模块300。

所述岩石类型确定模块100，可以用于根据所述测井数据和所述岩心样品的属性信息，确定所述目的油藏在钻井位置处的岩石类型。

所述关联关系建立模块200，可以用于确定所述钻井位置距离所述目的油藏的自由水面的目标高度，并基于所述目标高度，以及所述测井数据中含水体积测井曲线数据和孔隙度测井数据，建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系；其中，所述目标关联关系与所述岩石类型相对应。

所述含水饱和度确定模块300，可以用于确定所述目的油藏在指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，并根据所述指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，确定所述目的油藏在所述指定地层位置处的含水饱和度。

图5是本申请确定油藏含水饱和度的装置的另一种实施例的组成结构图。如图5所示，所述确定油藏含水饱和度的装置可以包括存储器、处理器、以及存储在所述存储器上的计算机程序，所述存储器中存储有目的油藏在钻井位置处的测井数据，以及所述钻井位置处的岩心样品的属性信息；其中，所述属性信息用于表征所述岩心样品的岩性特征和物性特征，所述计算机程序被所述处理器运行时执行如下步骤：

步骤S101：根据所述测井数据和所述岩心样品的属性信息，确定所述目的油藏在钻井位置处的岩石类型；

步骤S102：确定所述钻井位置距离所述目的油藏的自由水面的目标高度，并基于所述目标高度，以及所述测井数据中含水体积测井曲线数据和孔隙度测井数据，建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系；其中，所述目标关联关系与所述岩石类型相对应；

步骤S103：确定所述目的油藏在指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，并根据所述指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，确定所述目的油藏在所述指定地层位置处的含水饱和度。

所述确定油藏含水饱和度的装置实施例与所述确定油藏含水饱和度的方法实施例相对应，可以实现确定油藏含水饱和度的方法实施例的技术方案，并取得方法实施例的技术效果。

在20世纪90年代，对于一个技术的改进可以很明显地区分是硬件上的改进(例如，对二极管、晶体管、开关等电路结构的改进)还是软件上的改进(对于方法流程的改进)。然而，随着技术的发展，当今的很多方法流程的改进已经可以视为硬件电路结构的直接改进。设计人员几乎都通过将改进的方法流程编程到硬件电路中来得到相应的硬件电路结构。因此，不能说一个方法流程的改进就不能用硬件实体模块来实现。例如，可编程逻辑器件(Programmable Logic Device,PLD)(例如现场可编程门阵列(Field Programmable GateArray，FPGA))就是这样一种集成电路，其逻辑功能由用户对器件编程来确定。由设计人员自行编程来把一个数字系统“集成”在一片PLD上，而不需要请芯片制造厂商来设计和制作专用的集成电路芯片。而且，如今，取代手工地制作集成电路芯片，这种编程也多半改用“逻辑编译器(logic compiler)”软件来实现，它与程序开发撰写时所用的软件编译器相类似，而要编译之前的原始代码也得用特定的编程语言来撰写，此称之为硬件描述语言(Hardware Description Language，HDL)，而HDL也并非仅有一种，而是有许多种，如ABEL(Advanced Boolean Expression Language)、AHDL(Altera Hardware DescriptionLanguage)、Confluence、CUPL(Cornell University Programming Language)、HDCal、JHDL(Java Hardware Description Language)、Lava、Lola、MyHDL、PALASM、RHDL(RubyHardware Description Language)等，目前最普遍使用的是VHDL(Very-High-SpeedIntegrated Circuit Hardware Description Language)与Verilog2。本领域技术人员也应该清楚，只需要将方法流程用上述几种硬件描述语言稍作逻辑编程并编程到集成电路中，就可以很容易得到实现该逻辑方法流程的硬件电路。

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。

上述实施例阐明的装置、模块，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。

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，在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。该计算机软件产品可以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，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。该计算机软件产品可以存储在内存中，内存可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)。内存是计算机可读介质的示例。计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括短暂电脑可读媒体(transitory media)，如调制的数据信号和载波。

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，对于装置实施例而言，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。

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、可编程的消费电子设备、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。

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。

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，希望所附的权利要求包括这些变形和变化而不脱离本申请的精神。

Claims (10)

1.一种确定油藏含水饱和度的方法，其特征在于，提供有目的油藏在钻井位置处的测井数据，以及所述钻井位置处的岩心样品的属性信息；其中，所述属性信息用于表征所述岩心样品的岩性特征和物性特征；所述方法包括：

根据所述测井数据和所述岩心样品的属性信息，确定所述目的油藏在钻井位置处的岩石类型；

确定所述钻井位置距离所述目的油藏的自由水面的目标高度，并基于所述目标高度，以及所述测井数据中含水体积测井曲线数据和孔隙度测井数据，建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系；其中，所述目标关联关系与所述岩石类型相对应；

确定所述目的油藏在指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，并根据所述指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，确定所述目的油藏在所述指定地层位置处的含水饱和度。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述测井数据和所述岩心样品的属性信息，确定所述目的油藏在钻井位置处的岩石类型，包括：

根据所述测井数据中的伽马测井曲线数据、声波时差测井曲线数据、中子测井曲线数据或密度测井曲线数据表征的测井曲线特征，识别所述目的油藏在所述钻井位置处的多个小层；其中，所述小层用于表征所述目的油藏中的最小储层单元；

从所述钻井位置处的岩心样品的属性信息中获取所述小层位置处的岩心样品的属性信息；其中，所述钻井位置处的岩心样品包括多个分别来自于多个所述小层的岩心样品；

根据所述小层位置处的岩心样品的属性信息中的岩性相数据，确定所述小层的岩性相类型，以及根据所述小层位置处的岩心样品的属性信息中的毛管压力曲线数据和孔-渗交会数据，确定所述小层的岩石物理相类型；其中，所述岩性相数据中包括矿物组分、颗粒类型和沉积结构类型；所述孔-渗交会数据用于表征所述岩心样品的孔隙度与渗透率的交会区域；

根据所述小层的岩性相类型和岩石物理相类型，确定所述小层的岩石类型，并将所述小层的岩石类型作为所述目的油藏在指定钻井位置处的岩石类型；其中，所述指定钻井位置表示所述小层对应的钻井位置。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，根据所述小层位置处的岩心样品的属性信息中的毛管压力曲线数据和孔-渗交会数据，确定所述小层的岩石物理相类型，包括：

当至少两个所述小层位置处的岩心样品的毛管压力曲线数据表征的毛管压力曲线特征之间的相似度达到预设相似度阈值、且孔-渗交会数据表征的所述交会区域均在同一预设区域范围内时，将至少两个所述小层的岩石物理相类型划分为同一种岩石物理相类型。

4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，根据所述小层的岩性相类型和岩石物理相类型，确定所述小层的岩石类型，包括：

当至少两个所述小层的岩性相类型相同、且岩石物理相类型相同时，将至少两个所述小层的岩石类型作为同一种岩石类型。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还提供有所述目的油藏在钻井位置处的地层压力；确定所述钻井位置距离所述目的油藏的自由水面的目标高度，包括：

将所述目的油藏在指定钻井位置处的地层压力与对应的地层深度作为一个数据点，得到多个数据点，并分别对所述多个数据点中所述目的油藏的水层对应的数据点和所述目的油藏的油层对应的数据点进行线性拟合，得到水层拟合直线和油层拟合直线，并将所述水层拟合直线和所述油层拟合直线的交点对应的地层深度作为所述目的油藏的自由水面的深度；

将所述自由水面的深度减去所述钻井位置处的水下真实垂直深度，得到所述钻井位置对应的目标高度。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于所述目标高度，以及所述测井数据中含水体积测井曲线数据和孔隙度测井数据，建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系，包括：

基于所述目标高度和所述含水体积测井曲线数据，建立含水体积与目标高度的关联关系；

根据所述孔隙度测井数据，以及所述含水体积与目标高度的关联关系，建立所述含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，基于所述目标高度和所述含水体积测井曲线数据，建立含水体积与目标高度的关联关系，包括：

从所述含水体积测井曲线数据中获取所述目标高度对应的含水体积，并根据预设关联模型和所述目标高度对应的含水体积，确定第一关联系数和第二关联系数；

根据所述预设关联模型、所述第一关联系数和所述第二关联系数，建立所述含水体积与目标高度的关联关系。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，采用下述公式表征所述预设关联模型：

BVW＝10^(a×lgH+b)

其中，BVW表示含水体积，H表示目标高度，a和b分别表示所述第一关联系数和所述第二关联系数。

9.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，采用下述公式建立所述含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系：

其中，S_w表示所述含水饱和度，φ表示所述孔隙度，H表示目标高度，a和b分别表示所述第一关联系数和所述第二关联系数。

10.一种确定油藏含水饱和度的装置，其特征在于，所述装置提供目的油藏在钻井位置处的测井数据，以及所述钻井位置处的岩心样品的属性信息；其中，所述属性信息用于表征所述岩心样品的岩性特征和物性特征；所述装置包括：岩石类型确定模块、关联关系建立模块和含水饱和度确定模块；其中，

所述岩石类型确定模块，用于根据所述测井数据和所述岩心样品的属性信息，确定所述目的油藏在钻井位置处的岩石类型；

所述关联关系建立模块，用于确定所述钻井位置距离所述目的油藏的自由水面的目标高度，并基于所述目标高度，以及所述测井数据中含水体积测井曲线数据和孔隙度测井数据，建立含水饱和度与目标高度、孔隙度之间的目标关联关系；其中，所述目标关联关系与所述岩石类型相对应；

所述含水饱和度确定模块，用于确定所述目的油藏在指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，并根据所述指定地层位置处的岩石类型对应的目标关联关系，确定所述目的油藏在所述指定地层位置处的含水饱和度。