CN112459776B - 一种深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法及装置 - Google Patents
一种深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法及装置 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法和装置。该定量评价方法包括：建立多矿物反演体积模型的测井响应方程；根据多矿物反演体积模型的测井响应方程确定固态沥青的含量；以固态沥青的含量确定古油藏孔隙度、古油藏固态沥青下限、单井古油藏累计油层厚度，识别古油藏底界深度，基于古油层厚度变化趋势、目的层沉积微相展布，确定古油藏的边界和储量，完成对深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价。本发明还提供了上述深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价装置。本发明的定量评价方法和装置可以确定深层、超深层碳酸盐岩古油藏的底界深度，古油藏的边界和储量。
Description
技术领域
本发明涉及一种深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法及装置，属于油藏开采技术领域。
背景技术
伴随着世界中层、浅层油气田的长期勘探与开采，各大主力油田目前大多已经进入开发的后期；而且随着油气勘探工作的日益精细化，在盆地中浅层取得较大突破日趋困难。因此，勘探向深层和超深层领域延伸已成为必然趋势。同时，随着油气钻探技术的提高和勘探工作的不断深入，深层、超深层油气勘探愈来愈被重视，深层、超深层将可能成为未来储量增长的重要接替领域。
21世纪以来，深水、深层油气勘探活动非常活跃，据统计，截至2010年，全球在深层盆地中发现了1290个油气藏，在超深层盆地中发现了187个油气藏，埋深大于6500m的有55个，主要位于北美、俄罗斯、意大利等地区。
中国自2010年以来在塔里木盆地、四川盆地和鄂尔多斯盆地深层、超深层的油气勘探中，相继取得了重要进展，尤其是四川盆地震旦-寒武系安岳特大型气田的发现证明了中国元古界-寒武系超深层系油气勘探前景广阔，深层、超深层将成为未来储量增长的重要接替领域。
古油藏是地质历史时期中曾经存在的油藏，由于地质条件的改变，原生油藏因高温或次生蚀变作用被破坏，或由于圈闭有效性的破坏而逸散，从而发生调整运移，可能形成次生油藏。因此，研究古油藏可以明确研究区的油气充注史，尤其对于多期生烃与演化、多期成藏与改造的多旋回叠合盆地，古油藏的识别对油气成藏过程研究具有重要意义。
伴随着油气勘探逐渐向地球深部推进，深部的地层是否能够形成油藏或者曾经形成过油藏？如果形成了古油藏，那么古油藏的分布范围到底有多大？它与当今天然气藏或者油藏之间的关系是什么，这是一个亟需论证的科学问题。
以四川盆地安岳气田为例，它的勘探目的层为寒武系龙王庙组、上震旦统灯四、灯二段；具有年代老(震旦-寒武系)、埋藏深(产层中间深度多在4500m以深)、含气面积大(有利含气面积大于7500平方千米)、储量规模大(探明天然气地质储量为 8487亿方，三级储量超万亿立方米)的特点。在龙王庙组、灯影组的储层中就找到了大量的固态沥青。安岳气田的天然气主要是古油藏在原位裂解，形成当今的天然气藏。固态沥青是古油藏裂解的直接产物。在评价古油藏的过程中，许多专家都是通过对固态沥青的研究，进而对古油藏进行研究。
近几年，不同学者尝试使用不同的方法对古油藏进行了不同程度的评价。由于古油藏的直接产物之一是固态沥青，因此，目前的研究都是基于固态沥青，进而对古油藏进行研究。总体上说，这些评价可以分为三类：定性、半定量、定量。
在定性评价方面，前人主要通过开展区域构造背景调研及野外踏勘，来确定古油藏的大体分布范围，并利用地球化学方法进行研究分析，包括沥青质有机碳同位素、生物标志化合物指标指示以及沥青抽提物的分子标志物分析等，以进行古油藏的油源示踪以及成藏过程的判定。
在半定量评价方面，前人则主要通过岩心、镜下沥青及包裹体观察，并结合烃源岩生排烃史、成藏期构造、油藏剖面等地质资料来分析评价沥青质与古油藏孔隙度的相关关系，确定古油藏油源并恢复、重建古油藏演化史；还通过色谱特征、族组成碳同位素和生物标志化合物分布特征来还原古油藏的充注、破环及变迁的过程，并以此追溯古油藏的烃源岩演化。
在定量评价方面，前人通过流体包裹体技术、傅里叶红外光谱技术、储层定量荧光技术(QFT)通过检测岩石颗粒表面及内部烃类的荧光强度和光谱特征来定量识别油层和古油层；综合GOI值、原油物性分析测试、对比地质资料与“SGR下限法”等手段，建立油气运移临界条件方程，利用最大断距相减法恢复古断距，对古油藏的形成与成藏进行模拟分析，并以此推测油气成藏过程，判断古油藏状态和分布范围，最终计算得出古油藏的圈闭范围
虽然前人研究方法众多，但在油气田勘探早期有机地球化学数据相对有限，只能针对各小区域发现的单一层位古油藏进行简单研究，有很大的局限性，若采用大量点分析，也会大幅度提高试验成本。且大部分研究只做到了定性或半定量评价，未能实现对古油藏的准确定量分析。此外，古油藏的识别具有难度大、多解性强的特征，无法准确的定量判识古油藏。因此，在进行古油藏的定量评价中往往还需借助一些先进的测井手段，如核磁共振测井、阵列声波测井等，但在实际应用中，此类手段往往受到较大的限制-许多探井中并未完成这些测井项目。
依照传统研究思路，评价古油藏大体上遵循以下流程：
(1)确定研究区构造背景；
(2)借助野外踏勘资料，看野外有哪些地方能看到古油藏的踪迹(野外露头的沥青)；
(3)如果有岩芯样品，则将岩芯样品带回室内，进行镜下观察(包括铸体薄片观察、荧光分析等)，对古油藏是否存在及古油藏充注的强度进行分析；
(4)对烃源岩进行生排烃史模拟，定性判断古油藏形成的时间；
(5)结合构造背景、野外踏勘资料、镜下分析资料、生排烃史模拟等，对古油藏存在的范围进行大致的分析；
(6)借助古构造的形态，对古油藏最大的规模进行分析。
综合以上研究可以发现，使用传统方法对古油藏进行评价存在以下的困难：
(1)多停留在定性的评价上，使用野外或镜下资料，归根到底，只能说明，有或无的问题，并不能说明古油藏的规模的问题；
(2)不论是野外踏勘还是镜下分析，局部点的地球化学测试和样品观察分析，均受到野外观测点、实验室样品数量的限制，有一定的局限性；
(3)不论是野外还是镜下分析，均为点的分析，然后拓展到平面的分布，其精度很低。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种可以真正实现定量评价的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的评价方法。
为了实现上述技术目的，本发明提供了一种深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法，该定量评价方法包括：
根据密度测井资料、原状地层电阻率测井资料、冲洗带电阻率测井资料、声波测井资料、中子测井资料，建立多矿物反演体积模型的测井响应方程；
根据多矿物反演体积模型的测井响应方程确定固态沥青的含量；
以固态沥青的含量确定古油藏孔隙度、古油藏固态沥青下限、单井古油藏累计油层厚度，识别古油藏底界深度，基于古油层厚度变化趋势、目的层沉积微相展布，确定古油藏的边界和储量，完成对深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价。
本发明的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法，使用多矿物反演体积模型和铸体薄片对储层固态沥青进行定量，恢复储层的古孔隙度，并确定古油藏的固态沥青含量下限，以此作为古油藏的评判的定量标准；平面上，结合沉积微相展布、古构造、当今的固态沥青含量平面分布，综合确定古油藏的分布范围。
本发明的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法适用于深层、超深层碳酸盐岩古油藏的研究，特别是碳酸盐岩中的白云岩储层的古油藏分布；要求固体沥青的分布可以作为古油藏分布的标尺，即古油藏破坏的主要原因为热裂解作用，并且古油藏形成到后期形成天然气藏这之间，没有发生剧烈的区域构造运动。
其中，判断固体沥青的分布是否可以作为古油藏分布的标尺，可以通过以下步骤进行：
借助盆地模拟软件、包裹体分析等，对单井的烃源岩埋藏史、生烃演化史进行模拟，厘定古油藏中的原油形成时间、原油裂解成天然气的时间(标准：当古地温达到 200℃时，古油藏裂解基本完成)；
结合构造演化，判断古油藏形成至古油藏裂解期间的构造变化；判断古油藏形成之后到古油藏完全裂解形成沥青之间，油气是否有发生大规模区域运移。
本发明的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法在建立多矿物反演体积模型的测井响应方程前，还可以包括：
资料收集和处理：收集、整理研究区的重点探井的基础数据、测井数据、录井岩性数据、储层物性数据；目的层沉积微相展布图等资料；
固态沥青含量岩芯定性评价：对钻井岩心进行观察，观测储层固态沥青的分布、充填方式，直观判断储层固态沥青的量；
测井曲线环境校正、标准化：择原状地层电阻率曲线(RT)、冲洗带电阻率测井曲线(Rxo)、补偿中子测井曲线(CNL)、密度测井曲线(DEN)、补偿声波测井曲线(AC)，对这些曲线进行环境校正、标准化。
本发明的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法，基于岩心观察、铸体薄片观察，使用铸体薄片图像分析对储层固态沥青含量进行定量表征，且固态沥青可以作为古油藏评价的标尺，利用固态沥青校准、建立多矿物反演体积模型，使用常规测井曲线组合定量评价储层固态沥青含量；以准确的固态沥青信息作为古油藏分布的标志，确定古油藏孔隙度、古油藏固态沥青下限，并获得单井古油藏累计油层厚度，以此识别古油藏底界；基于古油层厚度变化趋势、目的层沉积微相展布，确定油藏的边界。最终确定古油藏的储量，实现了对古油藏的定量评价。解决了古油藏识别难度大、多解性强，无法准确定量判识的难题，减低油田能耗；克服了前人使用常规测井曲线难以定量评价古油藏的问题，实现了对由高演化程度造成的油裂解成气的气藏的定量评价。
在本发明的一具体实施方式中，建立多矿物反演体积模型的测井响应方程时，包括：
建立多矿物反演体积模型；
根据多矿物反演体积模型，建立多矿物反演体积模型的测井响应方程；
其中，多矿物反演体积模型，是以白云石、方解石、固态沥青、石英作为基质，以地层水、天然气为孔隙；
其中，多矿物反演体积模型的测井响应方程具有如下通用形式：
测井响应＝∑Vi×Ri；
其中：Vi为某种组分的体积百分数，％；
Ri为该组分体积为100％时的测井响应。
在本发明的一具体实施方式中，多矿物反演体积模型的测井响应方程，包括：
RE(DEN)＝DENDOLVDOL+DENCALVCAL+DENQtzVQtz+DENBitumenVBitumen+DENφΦ
RE(RT)＝RTDOLVDOL+RTCALVCAL+RTQtzVQtz+RTBitumenVBitumen+RTφΦ
RE(Rxo)＝RxoDOLVDOL+RxoCALVCAL+RxoQtzVQtz+RxoBitumenVBitumen+RxoφΦ
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1＝VDOL+VCAL+VQtz+VBitumen+Φ
Vj>0，j＝1，2，…，5
其中，DEN为补偿密度测井，g/cm3；
RT为原状地层电阻率，Ω·m；
Rxo为冲洗带地层电阻率，Ω·m
AC为补偿声波时差，μs/ft；
CNL为补偿中子测井，v/v或％；
Φ为有效孔隙度，％；
V为体积百分比，％；
DOL代表白云石，CAL代表方解石，Qtz代表石英，Bitumen代表沥青，Φ代表孔隙；
RE(DEN)为重建的补偿密度测井，g/cm3；
RE(RT)为重建的原状地层电阻率，Ω·m；
RE(Rxo)为重建的冲洗带地层电阻率，Ω·m
RE(AC)为重建的补偿声波时差，μs/ft；
RE(CNL)为重建的补偿中子测井，v/v或％；
RE(Φ)为重建的有效孔隙度，％。
在本发明的一具体实施方式中，根据多矿物反演体积模型的测井响应方程，建立目标函数和约束条件，获得单井固态沥青的纵向上的含量Vbitumen分布；
目标函数和约束条件为：
其中，M为惩罚因子；
Min指代求解最小值；
DEN为补偿密度测井，g/cm3；
RT为原状地层电阻率，Ω·m；
Rxo为冲洗带地层电阻率，Ω·m
AC为补偿声波时差，μs/ft；
CNL为补偿中子测井，v/v或％；
Φ为有效孔隙度，％；
φ统计是综合物性测试数据和测井数据得到的研究层段的最大有效孔隙度，以所在层段测井解释孔隙度的90％分位点值或以全直径岩芯气测孔隙度平均值大小为准；
V为体积百分比，％；
RE(DEN)为重建的补偿密度测井，g/cm3；
RE(RT)为重建的原状地层电阻率，Ω·m；
RE(Rxo)为重建的冲洗带地层电阻率，Ω·m
RE(AC)为重建的补偿声波时差，μs/ft；
RE(CNL)为重建的补偿中子测井，v/v或％；
RE(Φ)为重建的有效孔隙度，％。
在本发明的一具体实施方式中，确定固态沥青的含量之后，可以采用图像法对固态沥青含量进行校正。比如，可以借助图像分析处理技术(通过软件ImageJ或编程实现)，对铸体薄片的沥青面孔率进行评价，并使用沥青面孔率校正后期定量评估孔隙空间固态沥青含量的模型。
在本发明中，古油藏孔隙度是指古油藏充注之前或充注时，储层内部尚无沥青充填之时储层的孔隙度。在本发明的一具体实施方式中，古油藏孔隙度Φ古等于多矿物反演体积模型反演求得的测井孔隙度Φ与固态沥青充填孔隙度Vbitumen之和；其中，固态沥青充填孔隙度即为多矿物体积模型反演求得的固态沥青含量Vbitumen；
以2.5％作为古油藏孔隙度下限标准，并以含油饱和度So＝70％作为古油藏含油饱和度下限标准，对古油藏进行识别，可求得古油藏的固态沥青含量下限标准-固态沥青含量占古油藏孔隙度的25.641％；
以古油藏固态沥青下限(固态沥青含量占古油藏孔隙度的25.641％)对单井纵向上的油层进行识别，大于这个值(固态沥青含量下限)的为古油藏，确定单井古油藏累计油层厚度和古油藏底界深度。
在本发明的一具体实施方式中，基于古油层厚度平面变化趋势、目的层沉积微相展布，确定古油藏的边界时，按照以下方式进行：
在储层发育的有利沉积微相范围内，如果各井的古油层厚度均不为零，则以沉积微相的边界作为I型古油藏的边界；
在储层发育的有利沉积微相范围内，如果出现了古油层厚度为零的井，则以该井位为边界点，进行克里金插值，以油层厚度为零的边界作为I型古油藏的边界；
在上述有井控制的范围内确定的I型古油藏的边界的外围，如果有发育良好的储层，可以将储层的平面分布范围作为预测的古油藏边界，即II型古油藏边界。
在本发明的一具体实施方式中，古油藏的储量包括古油藏原油地质储量和古油藏裂解气藏地质储量，分别通过如下公式确定：
Qo＝100A×H×Φ古×So×ρ/Boi
Qgas＝Qo×ω
Qo为古油藏原油地质储量，104t；
Qgas为古油藏裂解气藏地质储量，1012m3；
A为古油藏面积，km2；
Φ古为古油藏孔隙度，小数；
H为古油藏厚度，m；
So为平均含油饱和度，小数；
ρ为原油密度，g/cm3；
Boi为平均地层原油体积系数，无量纲；
ω为单位体积原油裂解天然气体积。
本发明还提供了一种深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价装置，该定量评价装置包括：
建立模块，用于建立多矿物反演体积模型的测井响应方程；
确定模块，用于根据所述多矿物反演体积模型的测井响应方程确定固态沥青的含量；
定量评价模块，用于以所述固态沥青的含量确定古油藏孔隙度、古油藏固态沥青下限、单井古油藏累计油层厚度，识别古油藏底界深度，基于古油层厚度变化趋势、目的层沉积微相展布，确定古油藏的边界和储量，完成对深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价。
本发明的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价装置适用于深层、超深层碳酸盐岩古油藏的研究，特别是碳酸盐岩中的白云岩储层的古油藏分布；要求固体沥青的分布可以作为古油藏分布的标尺，即古油藏破坏的主要原因为热裂解作用，并且古油藏形成到后期形成天然气藏这之间，没有发生剧烈的区域构造运动。
其中，判断固体沥青的分布是否可以作为古油藏分布的标尺，可以通过以下步骤进行：
借助盆地模拟软件、包裹体分析等，对单井的烃源岩埋藏史、生烃演化史进行模拟，厘定古油藏中的原油形成时间、原油裂解成天然气的时间(标准：当古地温达到 200℃时，古油藏裂解基本完成)；
结合构造演化，判断古油藏形成至古油藏裂解期间的构造变化；判断古油藏形成之后到古油藏完全裂解形成沥青之间，油气是否有发生大规模区域运移。
本发明的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价装置还包括前处理模块。前处理模块用于：
资料收集和处理：收集、整理研究区的重点探井的基础数据、测井数据、录井岩性数据、储层物性数据；目的层沉积微相展布图等资料；
固态沥青含量岩芯定性评价：对钻井岩心进行观察，观测储层固态沥青的分布、充填方式，直观判断储层固态沥青的量；
测井曲线环境校正、标准化：择原状地层电阻率曲线(RT)、冲洗带电阻率测井曲线(Rxo)、补偿中子测井曲线(CNL)、密度测井曲线(DEN)、补偿声波测井曲线(AC)，对这些曲线进行环境校正、标准化。
在本发明的一具体实施方式中，在建立模块：
建立多矿物反演体积模型的测井响应方程时，包括：
建立多矿物反演体积模型；
根据多矿物反演体积模型，建立多矿物反演体积模型的测井响应方程；
其中，多矿物反演体积模型，是以白云石、方解石、固态沥青、石英作为基质，以地层水、天然气为孔隙；
其中，多矿物反演体积模型的测井响应方程具有如下通用形式：
测井响应＝∑Vi×Ri；
其中：Vi为某种组分的体积百分数，％；
Ri为该组分体积为100％时的测井响应。
多矿物反演体积模型的测井响应方程，包括：
RE(DEN)＝DENDOLVDOL+DENCALVCAL+DENQtzVQtz+DENBitumenVBitumen+DENφΦ
RE(RT)＝RTDOLVDOL+RTCALVCAL+RTQtzVQtz+RTBitumenVBitumen+RTφΦ
RE(Rxo)＝RxoDOLVDOL+RxoCALVCAL+RxoQtzVQtz+RxoBitumenVBitumen+RxoφΦ
RE(CNL)＝CNLDOLVDOL+CNLCALVCAL+CNLQtzVQtz+CNLBitumenVBitumen+CNLφΦ
1＝VDOL+VCAL+VQtz+VBitumen+Φ
Vj>0，j＝1，2，…，5
其中，DEN为补偿密度测井，g/cm3；
RT为原状地层电阻率，Ω·m；
Rxo为冲洗带地层电阻率，Ω·m
AC为补偿声波时差，μs/ft；
CNL为补偿中子测井，v/v或％；
Φ为有效孔隙度，％；
V为体积百分比，％；
DOL代表白云石，CAL代表方解石，Qtz代表石英，Bitumen代表沥青，Φ代表孔隙；
RE(DEN)为重建的补偿密度测井，g/cm3；
RE(RT)为重建的原状地层电阻率，Ω·m；
RE(Rxo)为重建的冲洗带地层电阻率，Ω·m
RE(AC)为重建的补偿声波时差，μs/ft；
RE(CNL)为重建的补偿中子测井，v/v或％；
RE(Φ)为重建的有效孔隙度，％。
根据多矿物反演体积模型的测井响应方程，建立目标函数和约束条件，获得单井固态沥青的纵向上的含量分布；
目标函数和约束条件为：
其中，M为惩罚因子；
Min指代求解最小值；
DEN为补偿密度测井，g/cm3；
RT为原状地层电阻率，Ω·m；
Rxo为冲洗带地层电阻率，Ω·m
AC为补偿声波时差，μs/ft；
CNL为补偿中子测井，v/v或％；
Φ为有效孔隙度，％；
φ统计是综合物性测试数据和测井数据得到的研究层段的最大有效孔隙度，以所在层段测井解释孔隙度的90％分位点值或以全直径岩芯气测孔隙度平均值大小为准；
V为体积百分比，％；
RE(DEN)为重建的补偿密度测井，g/cm3；
RE(RT)为重建的原状地层电阻率，Ω·m；
RE(Rxo)为重建的冲洗带地层电阻率，Ω·m
RE(AC)为重建的补偿声波时差，μs/ft；
RE(CNL)为重建的补偿中子测井，v/v或％；
RE(Φ)为重建的有效孔隙度，％。
在本发明的一具体实施方式中，在确定模块中：
确定固态沥青的含量之后，可以采用图像法对固态沥青含量进行校正。比如，可以借助图像分析处理技术(通过软件ImageJ或编程实现)，对铸体薄片的沥青面孔率进行评价，并使用沥青面孔率校正后期定量评估孔隙空间固态沥青含量的模型。
在本发明的一具体实施方式中，在定量评价模块中：
在本发明中，古油藏孔隙度是指古油藏充注之前或充注时，储层内部尚无沥青充填之时储层的孔隙度。古油藏孔隙度(Φ古)等于多矿物体积模型反演求得的测井孔隙度(Φ)与固态沥青充填孔隙度(Vbitumen)之和；固态沥青充填孔隙度即为多矿物体积模型反演求得的固态沥青含量(Vbitumen)；
以2.5％作为古油藏孔隙度下限标准，并以含油饱和度So＝70％作为古油藏含油饱和度下限标准，对古油藏进行识别，可求得古油藏的固态沥青含量下限标准——固态沥青含量占古油藏孔隙度的25.641％；
以古油藏固态沥青下限(固态沥青含量占古油藏孔隙度的25.641％)对单井纵向上的油层进行识别，大于这个值的为古油藏，确定单井古油藏累计油层厚度和古油藏底界深度。
在本发明的一具体实施方式中，在定量评价模块中：基于古油层厚度变化趋势、目的层沉积微相展布，确定古油藏的边界时，按照以下方式进行：
在储层发育的有利沉积微相范围内，如果各井的古油层厚度均不为零，则以沉积微相的边界作为I型古油藏的边界；
在储层发育的有利沉积微相范围内，如果出现了古油层厚度为零的井，则以该井位为边界点，进行克里金插值，以油层厚度为零的边界作为I型古油藏的边界；
在上述有井控制的范围内确定的I型古油藏的边界的外围，如果有发育良好的储层，可以将储层的平面分布范围作为预测的古油藏边界，即II型古油藏边界。
在本发明的一具体实施方式中，在定量评价模块中：古油藏的储量包括古油藏原油地质储量和古油藏裂解气藏地质储量，分别通过如下公式确定：
Qo＝100A×H×Φ古×So×ρ/Boi
Qgas＝Qo×ω
Qo为古油藏原油地质储量，104t；
Qgas为古油藏裂解气藏地质储量，1012m3；
A为古油藏面积，km2；
Φ古为古油藏孔隙度，小数；
H为古油藏厚度，m；
So为平均含油饱和度，小数；
ρ为原油密度，g/cm3；
Boi为平均地层原油体积系数，无量纲；
ω为单位体积原油裂解天然气体积。
本发明的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法和装置，使用多矿物反演体积模型加铸体薄片对储层固态沥青进行定量，恢复储层的古油藏孔隙度，并确定古油藏的固态沥青含量下限，以此作为古油藏的评判的定量标准；平面上，结合沉积微相展布、古构造、当今的固态沥青含量平面分布，综合确定古油藏的分布范围；借助古油藏分布范围、古构造，对古油藏的原油储量进行定量评价。
本发明的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法和装置，建立了多矿物反演体积模型，结合图像分析处理，不仅实现了古油藏的定量评价，更大大提高了古油藏分析的纵向分辨率；仅仅使用常规测井曲线结合铸体薄片分析即可实现定量评价，具有很强的经济性；不仅可以确定平面上古油藏的分布范围，也可以确定古油藏的油气储量。
本发明的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法和装置：
建立了不同的多矿物反演体积模型，实现了储层固态沥青的定量评价，进而实现了油气藏的定量评价；
经济效益显著，仅仅使用常规测井曲线组合、铸体薄片就能完成古油藏的定量评价，不需要使用一些先进的测井曲线，如核磁共振测井、阵列声波测井、ECS测井等，大大降低了油田评价深层、超深层致密碳酸盐岩古油藏的成本；
使用铸体薄片结合图像分析处理，对储层中的固态沥青含量进行定量分析，并用于多矿物体积模型求取的固态沥青含量的校正，提高了模型的精度，增加了古油藏刻画的可靠性；
通过得到的古油藏固态沥青下限对单井纵向上的古油层进行识别，定量刻画了研究目的层的古油层厚度和古油藏底界深度，大大提高了纵向上古油藏定量刻画的精度和连续性。
基于古油层的厚度变化趋势以及目的层沉积微相展布，确定出古油藏的边界；最终采用分区计算的方法，实现了古油藏储量定量评价。
本发明的所有成果受以下基金/项目支撑：
(1)国家重点研发计划“深地资源勘查开采”专项项目-“超深层及中新元古界油气资源形成保持机制与分布预测”-06课题“超深层及中新元古界油气成藏富集规律与勘探方向”-项目编号：2017YFC0603106。
(2)国家自然科学基金青年科学基金项目《致密砂岩微裂缝分形定量识别方法研究》(41802148)。
(3)中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室自主研究课题-陆相页岩储层非均质润湿及其控制因素-项目编号：PRP/indep-04-1611。
(4)中国石油大学(北京)科研启动基金-陆相页岩微观孔隙结构及含油性评价 -基金编号：2462017YJRC025。
附图说明
图1为实施例1的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价装置的示意图。
图2为实施例1的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法的流程示意图。
图3为实施例1的四川盆地上震旦统灯四段碳酸盐岩地层多矿物反演体积模型。
图4为实施例1的磨溪9井反演所得的固态沥青含量(最右侧一列)。
图5为实施例1的磨溪9井5044.7m深度的铸体薄片的5个不同视域(1-5)下的原始图片(a)和提取的固态沥青分布图(b)。
图6为实施例1的磨溪9井5047.2m深度的铸体薄片的5个不同视域(1-5)下的原始图片(a)和提取的固态沥青分布图(b)。
图7为实施例1的四川盆地川中地区高石1井热演化史图。
图8为实施例1的安岳气田灯四段固体沥青含量与古油藏孔隙度关系。
图9为实施例1的MX9井(左)和MX10井(右)灯四段古油藏识别图。
图10为实施例1的MX10井灯四段古油藏的边界范围图。
具体实施方式
缩略语和关键术语定义
(1)深层、超深层；(2)碳酸盐岩；(3)古油藏；(4)固态沥青；
(1)超深、超深层：根据中国国土资源部《石油天然气储量计算规范》，将埋深为3500-4500m的地层定义为深层，埋深大于4500m的地层定义为超深层。钻井工程中将埋深为4500-6000m的地层作为深层,埋深大于6000m的地层作为超深层。
(2)碳酸盐岩：碳酸盐岩是由方解石、白云石等自生碳酸盐矿物组成的沉积岩。其主要化学成分是CaO、MgO、CO2。碳酸盐岩中含有的某些微量元素的比值可作为分析沉积环境的重要参数。碳酸盐岩是重要的储油岩，全世界50％的石油和天然气储存于碳酸盐岩中。
(3)古油藏：是地质历史时期存在过、现在已经被完全破坏或者绝大部分被破坏的油藏(现在可能已经完全破坏或者转变为其他类型的油气藏，如，气藏、凝析气藏等)。古油藏破坏的重要产物之一就是固态沥青。
(4)固态沥青：沥青主要可以分为煤焦沥青、石油沥青和天然沥青三种：其中，煤焦沥青是炼焦的副产品；石油沥青是原油蒸馏后的残渣；天然沥青则是埋藏在地下天然形成的沥青。
对天然沥青进行进一步划分，可以将之划分为2类：后生-储层沥青和原生-同层沥青。原生-同层沥青是未能从烃源岩中顺利运移出的、相对重质馏分原地滞留而成，可用于研究烃源岩排烃有效性。后生-储层沥青主要分布在储层中。本发明研究的固态沥青为原油裂解机制形成的后生-储层沥青。
固体沥青作为原油裂解的直接证据，可以用来识别古油藏。
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例首先提供了一种深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价装置，如图1所示，该定量评价装置包括：
建立模块，用于建立多矿物反演体积模型的测井响应方程；
确定模块，用于根据所述多矿物反演体积模型的测井响应方程确定固态沥青的含量；
定量评价模块，用于以所述固态沥青的含量确定古油藏孔隙度、古油藏固态沥青下限、单井古油藏累计油层厚度，识别古油藏底界深度，基于古油层厚度变化趋势、目的层沉积微相展布，确定古油藏的边界和储量，完成对深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价。
本实施例还提供了一种深层、超深层碳酸盐岩古油藏定量评价的方法，流程如图2所示，具体包括：
判断固体沥青的分布能否作为古油藏分布的标尺。
从古油藏形成，到古油藏完全裂解成气藏，这段时间中，是否有发生区域性的构造运动，使得古油藏中的原油发生区域性的大规模运移。根据现今储层残留的沥青来判识古原油的分布需要一定的条件，因为现今气田的构造形态与古原油聚集气时的构造形态有可能发生了显著变化，因此必须厘清固体沥青的分布是否受到了构造变形的影响，即原油裂解是否在构造变形之前已经完成。
情况一：原油发生了大规模运移，并且固态沥青是在原油发生大规模运移的途中发生裂解形成的，则当今固态沥青的分布，与古油藏的分布则有差别，不能使用固态沥青分布来刻画古油藏的分布范围；这种情况不能采用本发明的方法进行定量评价。
情况二：原油未发生大规模运移。如果从古油藏形成到古油藏完全破坏形成气藏这段时间中，构造相对稳定，则当今的固态沥青分布范围可以用于刻画古油藏分布范围。
判断固体沥青的分布能否作为古油藏分布的标尺，按照以下步骤进行：
①借助盆地模拟软件、包裹体分析等，对单井的烃源岩埋藏史、生烃演化史进行模拟，厘定古油藏中的原油形成时间、原油裂解成天然气的时间(标准：当古地温达到200℃时，古油藏裂解基本完成)；
②结合构造演化，判断古油藏形成至古油藏裂解期间的构造变化；
以高石1井为例
①通过盆地模拟软件对裂陷东侧高石1井的烃源岩(筇竹寺组)单井热演化史进行模拟，研究表明(图7)：烃源岩在在晚二叠世(Permian)进入成熟—高成熟阶段，大量生油，形成古油藏；原油裂解大致开始于三叠纪(Triassic)中期，白垩纪 (Cretaceous)原油裂解基本结束(150Ma)。
②构造演化：川中继承性古隆起自早三叠世的短暂抬升之后，进入快速埋深时期；中白垩世达到最大古地温(最大深度)，晚期受燕山运动和喜山运动影响，古隆起大幅抬升(约100Ma)。
③古隆起大幅度抬升的时间晚于原油裂解结束的时间，即研究区目的层原油裂解发生在构造大幅度抬升之前，说明原油形成之后到裂解成天然气，区域构造格局未发生重大改变，原油基本上是原位裂解(原地裂解)，因此，现在的沥青分布，与当时的古油藏分布是基本一致的，沥青分布可以用于刻画古油藏分布。
因此，判断该油藏可以采用本发明的定量评价方法进行定量评价。具体包括以下步骤：
(1)资料收集和处理：收集、整理研究区的重点探井的基础数据、测井数据、录井岩性数据、储层物性数据；目的层沉积微相展布图等资料。
(2)固态沥青含量岩芯定性评价；对钻井岩心进行观察，观测储层固态沥青的分布、充填方式，直观判断储层固态沥青的量。
(3)测井曲线环境校正、标准化：择原状地层电阻率曲线(RT)、冲洗带电阻率测井曲线(Rxo)、补偿中子测井曲线(CNL)、密度测井曲线(DEN)、补偿声波测井曲线(AC)，对这些曲线进行环境校正、标准化；
(4)多矿物体积模型反演储层固态沥青含量。
步骤一：建立多矿物反演体积模型，如图3所示，多矿物体积模型包括基质和孔隙两部分，具体为：
①基质：白云石、方解石、固态沥青、石英；
②孔隙：地层水、天然气；
步骤二：建立多矿物反演体积模型的测井响应方程；
使用线性模型对多矿物响应进行研究，响应方程具有如下通用形式：
测井响应＝∑Vi×Ri；
其中：Vi为某种组分的体积百分数，％；
Ri为该组分体积为100％时的测井响应。
与测井响应体积模型相对应的，对每一个深度点，均有如下测井响应方程：
RE(DEN)＝DENDOLVDOL+DENCALVCAL+DENQtzVQtz+DENBitumenVBitumen+DENφΦ
RE(RT)＝RTDOLVDOL+RTCALVCAL+RTQtzVQtz+RTBitumenVBitumen+RTφΦ
RE(Rxo)＝RxoDOLVDOL+RxoCALVCAL+RxoQtzVQtz+RxoBitumenVBitumen+RxoφΦ
RE(CNL)＝CNLDOLVDOL+CNLCALVCAL+CNLQtzVQtz+CNLBitumenVBitumen+CNLφΦ
1＝VDOL+VCAL+VQtz+VBitumen+Φ
Vj>0，j＝1，2，…，5
其中，DEN为补偿密度测井，g/cm3；
RT为原状地层电阻率，Ω·m；
Rxo为冲洗带地层电阻率，Ω·m
AC为补偿声波时差，μs/ft；
CNL为补偿中子测井，v/v或％；
Φ为有效孔隙度，％；
V为体积百分比，％；
DOL代表白云石，CAL代表方解石，Qtz代表石英，Bitumen代表沥青，Φ代表孔隙；
RE(DEN)为重建的补偿密度测井，g/cm3；
RE(RT)为重建的原状地层电阻率，Ω·m；
RE(Rxo)为重建的冲洗带地层电阻率，Ω·m
RE(AC)为重建的补偿声波时差，μs/ft；
RE(CNL)为重建的补偿中子测井，v/v或％；
RE(Φ)为重建的有效孔隙度，％。
注意：多矿物体积模型中，储层响应参数的确定要根据研究区的具体情况，根据本领域技术人员的经验来判断。
步骤三：建立目标函数和约束条件为：
其中，M为惩罚因子；
Min指代求解最小值；
DEN为补偿密度测井，g/cm3；
RT为原状地层电阻率，Ω·m；
Rxo为冲洗带地层电阻率，Ω·m
AC为补偿声波时差，μs/ft；
CNL为补偿中子测井，v/v或％；
Φ为有效孔隙度，％；
φ统计是综合物性测试数据和测井数据得到的研究层段的最大有效孔隙度，以所在层段测井解释孔隙度的90％分位点值或以全直径岩芯气测孔隙度平均值大小为准；
V为体积百分比，％；
RE(DEN)为重建的补偿密度测井，g/cm3；
RE(RT)为重建的原状地层电阻率，Ω·m；
RE(Rxo)为重建的冲洗带地层电阻率，Ω·m
RE(AC)为重建的补偿声波时差，μs/ft；
RE(CNL)为重建的补偿中子测井，v/v或％；
RE(Φ)为重建的有效孔隙度，％。
借助多矿物体积模型反演，可以得到单井纵向上连续的储层固态沥青含量，如图4所示。
(5)图像法储层固态沥青含量校正：
为了校正步骤(4)“多矿物体积模型反演储层固态沥青含量”所得的储层沥青的含量，借助图像分析处理技术(通过软件ImageJ或编程实现)，对铸体薄片的沥青面孔率进行评价，并使用沥青面孔率校正后期定量评估孔隙空间固态沥青含量的模型。
要求：
(1)至少取两个不同深度点的岩心，制作铸体薄片，分别进行镜下观察；
(2)每个铸体薄片至少要获取5个不同视域的图像，对每个深度的5个图像分别进行图像分析处理，求取固态沥青含量，并对所求的5个值取平均值，作为该深度点的固态沥青含量。
以磨溪9井为例，分别对磨溪9井5044.7m(图5)、5047.2m(图6)两个深度的铸体薄片进行镜下观察，每个深度点取5个典型镜下图像进行分析，提取固态沥青进行定量分析。
将步骤(5)“图像法储层固态沥青含量校正”所得结果用于校正步骤(4)所得结果，如果二者偏差大于1％，则重复步骤(4)、步骤(5)，直至二者偏差小于1％为止。
表1图像法固态沥青含量标定反演结果
如表1所示，对于5044.7m深度，图像法固态沥青含量为3.27％，测井反演所得固态沥青含量为3.54％，二者相差为0.27％，小于1％，符合要求。同样，对于5047.2m 深度，图像法固态沥青含量为1.78％，测井反演所得固态沥青含量为2.14％，二者相差为0.36％，小于1％，也符合要求。这样，就获得了最终的单井纵向上连续的固态沥青含量。
(6)确定古油藏原始孔隙度(古孔隙度)：
古孔隙度是指古油藏充注之前或充注时，储层内部尚无沥青充填之时储层的孔隙度。
理论上，古孔隙度
等于现今孔隙度
与沥青充填孔隙度
之和，再减去深部溶蚀增加的孔隙度
如公式(1)。如果在古油藏充注以后，储层未发生明显的溶蚀作用，即深部溶蚀增加的孔隙度约等于零，则古孔隙度就等于现今孔隙度与沥青充填孔隙度之和，如公式(2)。
以安岳气田灯四段为例，根据文献调研，灯四段储集层在古油藏形成后并没有发生明显的溶蚀作用，古油藏形成(油气充注)后孔隙度变化不大，因此，根据公式(2)，古孔隙度就等于现今孔隙度与沥青充填孔隙度之和。
(7)确定古油藏固态沥青下限：
固态沥青的含量超过多少可以代表古油层(古油藏),通过建立沥青含量与古孔隙度的关系，来确定此下限值。
方法：古油藏孔隙度(Φ古)等于多矿物体积模型反演求得的测井孔隙度(Φ) 与固态沥青充填孔隙度(Vbitumen)之和；固态沥青充填孔隙度即为多矿物体积模型反演求得的固态沥青含量(Vbitumen)；
以2.5％作为古油藏孔隙度下限标准，并以含油饱和度So＝70％作为古油藏含油饱和度下限标准，对古油藏进行识别，可求得古油藏的固态沥青含量下限标准——固态沥青含量占古油藏孔隙度的25.641％。
以安岳气田上震旦统灯四段为例(图8)，假设古油藏形成时原始含油饱和度So ≥70％，在原油裂解后形成天然气和储层固体沥青；1t油裂解可生成0.4445t气和 0.5554t沥青(孙玮,刘树根,马永生,等.四川盆地威远-资阳地区震旦系油裂解气判定及成藏过程定量模拟[J].地质学报2007,81(8):1153-1159.)，折算1cm3油裂解可产生 531.306cm3天然气和0.3663cm3的沥青。原始含油饱和度等于古孔隙中油的体积和古孔隙度体积之比，而古孔隙度等价于现今孔隙度和沥青含量之和，古孔隙中油的体积等价于沥青含量除以0.3663。即存在古油藏的下限标准为沥青含量占古孔隙的 25.641％。
式中，Boi为古油藏含油饱和度，Voil为古油藏孔隙中油的体积，V0为古油藏孔隙体积。
(8)单井古油藏累计油层厚度计算和古油藏底界识别：
①以步骤(7)中得到的古油藏固态沥青下限(固态沥青含量占古油藏孔隙度的25.641％)对单井纵向上的油层进行识别，大于这个值的为古油藏，确定单井古油藏累计油层厚度和古油藏底界深度。
以MX9井为例(图9(左))，共识别出11个古油层，累计厚度约148.25m，古油层底界深度5288.05m，现今海拔为-4965.77m，该古油层的底界之下为致密的云岩 (孔隙度＜2.0％)，表明该处不发育明显的古油水界面，古原油充满度高。
以MX10井为例(图9(右))，共识别出14个古油层，累计厚度约173.75m，古油层的底界为5372.05m，现今海拔-5051.36m。
②统计研究区所有井的古油层厚度值，如表2所示。
表2高石梯-磨溪构造带单井灯四段储层古油层厚度统计
(9)基于古油层厚度变化趋势、目的层沉积微相展布，确定油藏的边界。
①在储层发育的有利沉积微相范围内，如果各井的古油层厚度均不为零，则以沉积微相的边界作为古油藏的边界；
②在储层发育的有利沉积微相范围内，如果出现了古油层厚度为零的井，则以该井位为边界点，进行克里金插值，得到油层厚度为零的边界，即为古油层边界。
以上说的这两类古油藏边界，定为I型古油藏边界，是有井控制的。
③在I型古油藏边界外围，如果还有发育良好的储层，可以将储层的平面分布范围，作为预测的古油藏边界，即II型古油藏边界。
以安岳气田灯四段古油藏为例，基于古油层厚度的变化趋势、灯四段沉积相带的分布以及油气充注时期古构造图，确定了古油藏的边界范围(图10)。
I型古油藏，边界由确定的古油层厚度和晚三叠世前灯四顶古构造图边界所控制，台缘带西侧古油层厚度普遍大于高磨东侧地区的古油层厚度；
II型古油藏边界，无相关资料测井资料及显示，根据灯四段丘滩体(良好的储层)所确定，可靠性较低。
(10)古油藏储量定量评价：
可靠古油藏I厚度依据沉积微相，采用分区计算，西侧台缘滩取区域(储层质量优良)内35口井平均值，东侧区域取区域(储层质量中等)内9口井平均值；
预测古油藏Ⅱ厚度取区域厚度的二分之一
古孔隙度按照范围内单井现今孔隙度和沥青含量之和的平均值
平均含油饱和度、原油密度和平均地层原油体积系数均参考塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏的数据，分别估计为70％，0.8575g/cm3和1.24。
确定了相关参数后，古油藏规模的定量估算利用容积法，具体计算公式如下：
Qo＝100A×H×Φ古×So×ρ/Boi
Qgas＝Qo×ω
Qo为古油藏原油地质储量，104t；
Qgas为古油藏裂解气藏地质储量，1012m3；
A为古油藏面积，km2；
Φ古为古油藏孔隙度，小数；
H为古油藏厚度，m；
So为平均含油饱和度，小数；
ρ为原油密度，g/cm3；
Boi为平均地层原油体积系数，无量纲；
ω为单位体积原油裂解天然气体积。
通过计算，四川盆地裂陷东侧灯影组四段可靠古油藏地质储量为90.49亿吨，预测古油藏地质储量分别为4.31亿吨；油裂解气5.6112万亿方，如表3所示。
表3裂陷东侧古油藏规模计算
以上实施例说明本发明的深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法基于岩心观察、铸体薄片观察，使用铸体薄片图像分析对储层固态沥青含量进行定量表征，利用固态沥青校准、建立多矿物反演体积模型，使用常规测井曲线组合定量评价储层固态沥青含量；以准确的固态沥青信息作为古油藏分布的标志，求取古油藏孔隙度、古油藏固态沥青下限，并计算单井古油藏累计油层厚度，以此识别古油藏底界，并基于古油层厚度变化趋势、目的层沉积微相展布，确定油藏的边界。最终计算古油藏的储量，实现了对古油藏的定量评价。克服了前人使用常规测井曲线难以定量评价古油藏的问题，实现了对由高演化程度造成的油裂解成气的气藏的定量评价。
Claims (10)
1.一种深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价方法，其中，该定量评价方法包括：
根据密度测井资料、原状地层电阻率测井资料、冲洗带电阻率测井资料、声波测井资料、中子测井资料，建立多矿物反演体积模型的测井响应方程；
根据所述多矿物反演体积模型的测井响应方程确定固态沥青的含量；
以所述固态沥青的含量确定古油藏孔隙度、古油藏固态沥青下限、单井古油藏累计油层厚度，识别古油藏底界深度，基于古油层厚度变化趋势、目的层沉积微相展布，确定古油藏的边界和储量，完成对深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价；
其中，以2.5％作为古油藏孔隙度下限标准，并以古油藏形成时原始含油饱和度So＝70％作为古油藏含油饱和度下限标准，对古油藏进行识别，获得古油藏的固态沥青下限-固态沥青含量占古油藏孔隙度的25.641％；其中，古油藏的固态沥青下限通过下述公式确定得到：
由此可知，
式中，
Boi为古油藏含油饱和度；
为固态沥青含量；
为现今孔隙度；
为古油藏孔隙度；
以所述古油藏固态沥青下限对单井纵向上的油层进行识别，大于固态沥青下限的为古油藏，确定单井古油藏累计油层厚度和古油藏底界深度。
2.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，所述建立多矿物反演体积模型的测井响应方程时，包括：
建立多矿物反演体积模型；
根据所述多矿物反演体积模型，建立多矿物反演体积模型的测井响应方程；
所述多矿物反演体积模型，是以白云石、方解石、固态沥青、石英作为基质，以地层水、天然气为孔隙；
所述多矿物反演体积模型的测井响应方程具有如下通用形式：
测井响应＝∑Vi×Ri；
其中：Vi为某种组分的体积百分数，％；
Ri为该组分体积为100％时的测井响应。
3.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，所述多矿物反演体积模型的测井响应方程，包括：
RE(DEN)＝DENDOLVDOL+DENCALVCAL+DENQtzVQtz+DENBitumenVBitumen+DENφΦ
RE(RT)＝RTDOLVDOL+RTCALVCAL+RTQtzVQtz+RTBitumenVBitumen+RTφΦ
RE(Rxo)＝RxoDOLVDOL+RxoCALVCAL+RxoQtzVQtz+RxoBitumenVBitumen+RxoφΦ
RE(CNL)＝CNLDOLVDOL+CNLCALVCAL+CNLQtzVQtz+CNLBitumenVBitumen+CNLφΦ
1＝VDOL+VCAL+VQtz+VBitumen+Φ
Vj>0，j＝1，2，…，5
其中，DEN为补偿密度测井，g/cm3；
RT为原状地层电阻率，Ω·m；
Rxo为冲洗带地层电阻率，Ω·m
AC为补偿声波时差，μs/ft；
CNL为补偿中子测井，v/v或％；
Φ为有效孔隙度，％；
V为体积百分比，％；
DOL代表白云石，CAL代表方解石，Qtz代表石英，Bitumen代表沥青，Φ代表孔隙；
RE(DEN)为重建的补偿密度测井，g/cm3；
RE(RT)为重建的原状地层电阻率，Ω·m；
RE(Rxo)为重建的冲洗带地层电阻率，Ω·m
RE(AC)为重建的补偿声波时差，μs/ft；
RE(CNL)为重建的补偿中子测井，v/v或％；
RE(Φ)为重建的有效孔隙度，％。
4.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，根据多矿物反演体积模型的测井响应方程，建立目标函数和约束条件，获得单井固态沥青的纵向上的含量Vbitumen分布；
所述目标函数和约束条件为：
其中，M为惩罚因子；
Min指代求解最小值；
DEN为补偿密度测井，g/cm3；
RT为原状地层电阻率，Ω·m；
Rxo为冲洗带地层电阻率，Ω·m
AC为补偿声波时差，μs/ft；
CNL为补偿中子测井，v/v或％；
Φ为孔隙度，％；
φ统计是综合物性测试数据和测井数据得到的研究层段的最大有效孔隙度，以所在层段测井解释孔隙度的90％分位点值或以全直径岩芯气测孔隙度平均值大小为准；
V为体积百分比，％；
RE(DEN)为重建的补偿密度测井，g/cm3；
RE(RT)为重建的原状地层电阻率，Ω·m；
RE(Rxo)为重建的冲洗带地层电阻率，Ω·m
RE(AC)为重建的补偿声波时差，μs/ft；
RE(CNL)为重建的补偿中子测井，v/v或％；
RE(Φ)为重建的有效孔隙度，％。
5.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，所述古油藏孔隙度Φ古等于多矿物反演体积模型反演求得的测井孔隙度Φ与固态沥青充填孔隙度Vbitumen之和。
6.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，基于古油层厚度平面变化趋势、目的层沉积微相展布，确定古油藏的边界时，按照以下方式进行：
在储层发育的有利沉积微相范围内，如果各井的古油层厚度均不为零，则以沉积微相的边界作为I型古油藏的边界；
在储层发育的有利沉积微相范围内，如果出现了古油层厚度为零的井，则以该井位为边界点，进行克里金插值，以油层厚度为零的边界作为I型古油藏的边界；
在有井控制的范围内确定的上述I型古油藏的边界的外围，如果有发育良好的储层，将储层的平面分布范围作为预测的古油藏边界，即II型古油藏边界。
7.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，古油藏的储量包括古油藏原油地质储量和古油藏裂解气藏地质储量，分别通过如下公式确定：
Qo＝100A×H×Φ古×So×ρ/Boi
Qgas＝Qo×ω
Qo为古油藏原油地质储量，104t；
Qgas为古油藏裂解气藏地质储量，1012m3；
A为古油藏面积，km2；
Φ古为古油藏孔隙度，小数；
H为古油藏厚度，m；
So为平均含油饱和度，小数；
ρ为原油密度，g/cm3；
Boi为平均地层原油体积系数，无量纲；
ω为单位体积原油裂解天然气体积。
8.一种深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价装置，该定量评价装置包括：
建立模块，用于建立多矿物反演体积模型的测井响应方程；
确定模块，用于根据所述多矿物反演体积模型的测井响应方程确定固态沥青的含量；
定量评价模块，用于以所述固态沥青的含量确定古油藏孔隙度、古油藏固态沥青下限、单井古油藏累计油层厚度，识别古油藏底界深度，基于古油层厚度变化趋势、目的层沉积微相展布，确定古油藏的边界和储量，完成对深层、超深层碳酸盐岩古油藏的定量评价；
其中，以2.5％作为古油藏孔隙度下限标准，并以古油藏形成时原始含油饱和度So＝70％作为古油藏含油饱和度下限标准，对古油藏进行识别，获得古油藏的固态沥青下限-固态沥青含量占古油藏孔隙度的25.641％；其中，古油藏的固态沥青下限通过下述公式确定得到：
由此可知，
式中，
Boi为古油藏含油饱和度；
为固态沥青含量；
为现今孔隙度；
为古油藏孔隙度；
以所述古油藏固态沥青下限对单井纵向上的油层进行识别，大于固态沥青下限的为古油藏，确定单井古油藏累计油层厚度和古油藏底界深度。
9.根据权利要求8所述的定量评价装置，其中，建立模块中所述建立多矿物反演体积模型的测井响应方程时，包括：
建立多矿物反演体积模型；
根据所述多矿物反演体积模型，建立多矿物反演体积模型的测井响应方程；
所述多矿物反演体积模型，是以白云石、方解石、固态沥青、石英作为基质，以地层水、天然气为孔隙；
所述多矿物反演体积模型的测井响应方程具有如下通用形式：
测井响应＝∑Vi×Ri；
其中：Vi为某种组分的体积百分数，％；
Ri为该组分体积为100％时的测井响应。
10.根据权利要求8所述的定量评价装置，其中，所述多矿物反演体积模型的测井响应方程，包括：
RE(DEN)＝DENDOLVDOL+DENCALVCAL+DENQtzVQtz+DENBitumenVBitumen+DENφΦ
RE(RT)＝RTDOLVDOL+RTCALVCAL+RTQtzVQtz+RTBitumenVBitumen+RTφΦ
RE(Rxo)＝RxoDOLVDOL+RxoCALVCAL+RxoQtzVQtz+RxoBitumenVBitumen+RxoφΦ
RE(CNL)＝CNLDOLVDOL+CNLCALVCAL+CNLQtzVQtz+CNLBitumenVBitumen+CNLφΦ
1＝VDOL+VCAL+VQtz+VBitumen+Φ
Vj>0，j＝1，2，...，5
其中，DEN为补偿密度测井，g/cm3；
RT为原状地层电阻率，Ω·m；
Rxo为冲洗带地层电阻率，Ω·m
AC为补偿声波时差，μs/ft；
CNL为补偿中子测井，v/v或％；
Φ为有效孔隙度，％；
V为体积百分比，％；
DOL代表白云石，CAL代表方解石，Qtz代表石英，Bitumen代表沥青，Φ代表孔隙；
RE(DEN)为重建的补偿密度测井，g/cm3；
RE(RT)为重建的原状地层电阻率，Ω·m；
RE(Rxo)为重建的冲洗带地层电阻率，Ω·m
RE(AC)为重建的补偿声波时差，μs/ft；
RE(CNL)为重建的补偿中子测井，v/v或％；
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