CN113656932B - 确定储层有效渗透率的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本申请公开了一种确定储层有效渗透率的方法及装置，该方法包括：分别获取N块岩心的压汞毛管压力和束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据；其中，N为正整数；获取预设的岩心有效渗透率模型；其中，所述预设的岩心有效渗透率模型包括待定参数；根据获取到的N块岩心的压汞毛管压力和束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据确定所述待定参数；根据确定参数后的岩心有效渗透率模型确定储层有效渗透率。本申请公开的方法及装置能够预测储层的有效渗透率。

Description

确定储层有效渗透率的方法及装置

技术领域

本文涉及储层评价领域，尤指一种确定岩石有效渗透率的方法及装置。

背景技术

绝对渗透率(或空气渗透率)是表征岩石渗流能力的一个非常重要的参数。绝对渗透率的大小与岩石的孔隙结构及产能等密切相关。一般而言，对于单一相流体而言，孔隙结构越好的岩石，其绝对渗透率也越大，相应储层的产能也越高。然而，对于孔隙中含有多相流体(油和水或气和水)而言，其渗流能力不仅与岩石的孔隙结构有关，还与流体之间的相互作用力有关。此时，不能简单地用绝对渗透率来表征岩石的渗流能力。为了表征含多相孔隙流体的渗流能力大小，往往采用有效渗透率。油(水)相有效渗透率定义为当岩石孔隙中有多相流体流动时，对油(水)相测量的渗透率。对于实际地层而言，其地层流体不可能为单一相，因此，相对于绝对渗透率而言，油相有效渗透率更能够真实的反映地层的渗流能力。有效渗透率已经成为预测储层产能的一个非常重要的参数。获取储层有效渗透率，对于预测储层产能，以指导开发措施的选择显得尤为重要。

目前，对于有效渗透率的确定，可以采用基于稳态法相渗实验来测量得到，或者基于多元统计的方法，从其它地层参数中估算出来。然而，采用稳态法相渗实验只能得到有限的岩心有效渗透率，无法连续获取地层的有效渗透率。基于统计回归的方法虽然能够得到连续的有效渗透率，但其建模过程缺乏理论基础支持，因此，建立的模型不具备广泛适用性，只能在特定的条件下适用。

发明内容

本申请提供了一种确定储层有效渗透率的方法，能够建立一个受理论基础支持，且在各种地层条件下广泛适用的有效渗透率预测模型，从而能够预测储层的有效渗透率。

本申请提供的一种确定储层有效渗透率的方法，包括：

分别获取N块岩心的压汞毛管压力和束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据；其中，N为正整数；

获取预设的岩心有效渗透率模型；其中，所述预设的岩心有效渗透率模型包括待定参数；

根据获取到的N块岩心的压汞毛管压力实验数据和束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据确定所述待定参数；

根据确定参数后的岩心有效渗透率模型确定储层有效渗透率。

一种示例性的实施例中，所述根据获取到的N块岩心的压汞毛管压力和束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据确定所述待定参数，包括：

根据获取到的每块岩心的压汞毛管压力实验数据确定该块岩心的岩石临界孔喉半径下限；

根据全部岩心的岩石临界孔喉半径下限、束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据确定所述待定参数。

一种示例性的实施例中，所述根据获取到的每块岩心的压汞毛管压力实验数据确定该块岩心的岩石临界孔喉半径下限，包括：

根据获取到的每块岩心的压汞毛管压力实验数据得到该块岩心的双对数坐标系下的毛管压力曲线；

采用幂函数统计回归的方法，根据该块岩心的压汞毛管压力实验数据、预设的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系确定所述毛管压力曲线上的大孔喉部分和小孔喉部分的第一交点的坐标；

根据通过所述第一交点且与所述双对数坐标系的横坐标之间夹角为45度的直线，与所述毛管压力曲线的第二交点确定该块岩心的岩石临界孔喉半径下限。

一种示例性的实施例中，所述预设的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系如下式：

大孔喉部分：

小孔喉部分：

式中，P_c为进汞压力；S_Hg为进汞饱和度；a₁、b₁、a₂和b₂为待定的系数，a₁、b₁、a₂和b₂的数值根据该块岩心的压汞毛管压力实验数据通过幂函数统计回归的方法得到。

一种示例性的实施例中，所述根据压汞毛管压力实验数据、预设的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系确定所述毛管压力曲线上的大孔喉部分和小孔喉部分的第一交点的坐标，包括：

联合大孔喉部分的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系、以及小孔喉部分的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系求解出大孔喉部分和小孔喉部分的交点处的进汞压力值和进汞饱和度值，将所述交点处的进汞压力值和进汞饱和度值作为第一交点的坐标。

一种示例性的实施例中，所述根据通过所述第一交点且与所述双对数坐标系的横坐标之间夹角为45度的直线，与所述毛管压力曲线的第二交点的坐标确定岩石临界孔喉半径下限，包括：

按照如下公式计算岩石临界孔喉半径下限Rc_lim：

其中，P_{c_B}为为所述第二交点对应的进汞压力值。

一种示例性的实施例中，所述预设的岩心有效渗透率模型为：

其中，K_o为有效渗透率，单位为mD；R_{c_lim}为岩石临界孔喉半径下限，单位为μm；m和n均为待定参数。

一种示例性的实施例中，所述根据全部岩心的岩石临界孔喉半径下限、束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据确定所述待定参数，包括：

所述束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据包括束缚水饱度下的油相有效渗透率；

将每块岩心的束缚水饱度下的油相有效渗透率作为该块岩心的有效渗透率；

根据全部岩心的岩石临界孔喉半径下限和有效渗透率，采用幂函数统计回归的方法，标定出所述待定参数。

一种示例性的实施例中，所述根据确定参数后的岩心有效渗透率模型确定储层有效渗透率，包括：

获取目标储层的毛管压力曲线；

根据所述毛管压力曲线计算目标储层的岩石临界孔喉半径下限；

根据确定参数后的岩心有效渗透率模型、以及目标储层的岩石临界孔喉半径下限确定目标储层的有效渗透率。

本申请提供的一种确定储层有效渗透率的装置，包括存储器和处理器，

所述存储器，用于保存用于确定储层有效渗透率的程序；

所述处理器，用于读取执行所述用于确定储层有效渗透率的程序，执行上述确定储层有效渗透率的方法。

本申请实施例建立了岩心有效渗透率模型，实现了从压汞毛管压力曲线上提取到准确反映岩石渗流能力的临界孔喉半径下限R_{c_lim}，利用R_{c_lim}和建立的岩心有效渗透率模型预测储层的油相有效渗透率。

本申请的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本申请而了解。本申请的其他优点可通过在说明书以及附图中所描述的方案来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本申请技术方案的理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，并不构成对本申请技术方案的限制。

图1为本申请实施例的确定储层有效渗透率的方法的示意图；

图2为本申请实施例的建立岩心有效渗透率模型的流程图；

图3为本申请实施例的双对数坐标系下岩心压汞毛管压力曲线图示例；

图4为本申请实施例的利用岩石临界孔喉半径下限计算有效渗透率的方法流程图；

图5为本申请实施例的确定岩石大孔喉和小孔喉之间的临界点B的方法原理图；

图6为本申请实施例的岩石油相有效渗透率与临界孔喉半径下限之间的相关关系示例；

图7为本申请实施例的确定储层有效渗透率的装置的示意图。

具体实施方式

图1为本申请实施例的确定储层有效渗透率的方法的示意图，如图1所示，本实施例的确定储层有效渗透率的方法，包括S11-S14步骤：

S11、分别获取N块岩心的压汞毛管压力和束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据；

S12、获取预设的岩心有效渗透率模型；

S13、根据获取到的N块岩心的压汞毛管压力实验数据和束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据确定所述待定参数；

S14、根据确定参数后的岩心有效渗透率模型确定储层有效渗透率。

其中，N为正整数；所述预设的岩心有效渗透率模型包括待定参数。

其中，压汞毛管压力实验数据包括压汞毛管压力和进汞饱和度；束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据包括束缚水饱度下的油相有效渗透率。

一种示例性的实施例中，所述根据获取到的N块岩心的压汞毛管压力和束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据确定所述待定参数，包括：

根据获取到的每块岩心的压汞毛管压力实验数据确定该块岩心的岩石临界孔喉半径下限；

根据全部岩心的岩石临界孔喉半径下限、束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据确定所述待定参数。

一种示例性的实施例中，所述根据获取到的每块岩心的压汞毛管压力实验数据确定该块岩心的岩石临界孔喉半径下限，包括：

根据获取到的每块岩心的压汞毛管压力实验数据得到该块岩心的双对数坐标系下的毛管压力曲线；

采用幂函数统计回归的方法，根据该块岩心的压汞毛管压力实验数据、预设的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系确定所述毛管压力曲线上的大孔喉部分和小孔喉部分的第一交点的坐标；

根据通过所述第一交点且与所述双对数坐标系的横坐标之间夹角为45度的直线，与所述毛管压力曲线的第二交点确定该块岩心的岩石临界孔喉半径下限。

一种示例性的实施例中，所述预设的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系如下式：

大孔喉部分：

小孔喉部分：

式中，P_c为进汞压力；S_Hg为进汞饱和度；a₁、b₁、a₂和b₂为待定的系数，a₁、b₁、a₂和b₂的数值根据该块岩心的压汞毛管压力实验数据通过幂函数统计回归的方法得到。

一种示例性的实施例中，所述根据压汞毛管压力实验数据、预设的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系确定所述毛管压力曲线上的大孔喉部分和小孔喉部分的第一交点的坐标，包括：

联合大孔喉部分的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系、以及小孔喉部分的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系求解出大孔喉部分和小孔喉部分的交点处的进汞压力值和进汞饱和度值，将所述交点处的进汞压力值和进汞饱和度值作为第一交点的坐标。

一种示例性的实施例中，所述根据通过所述第一交点且与所述双对数坐标系的横坐标之间夹角为45度的直线，与所述毛管压力曲线的第二交点的坐标确定岩石临界孔喉半径下限，包括：

按照如下公式计算岩石临界孔喉半径下限R_{c_lim}：

其中，P_{c_B}为所述第二交点对应的进汞压力值。

一种示例性的实施例中，所述预设的岩心有效渗透率模型为：

其中，K_o为有效渗透率，单位为毫达西(mD)；R_{c_lim}为岩石临界孔喉半径下限，单位为微米；m和n均为待定参数。

一种示例性的实施例中，所述根据全部岩心的岩石临界孔喉半径下限、束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据确定所述待定参数，包括：

将每块岩心的束缚水饱度下的油相有效渗透率作为该块岩心的有效渗透率；

根据全部岩心的岩石临界孔喉半径下限和有效渗透率，采用幂函数统计回归的方法，标定出所述待定参数。

一种示例性的实施例中，所述根据确定参数后的岩心有效渗透率模型确定储层有效渗透率，包括：

获取目标储层的毛管压力曲线；

根据所述毛管压力曲线计算目标储层的岩石临界孔喉半径下限；

根据确定参数后的岩心有效渗透率模型、以及目标储层的岩石临界孔喉半径下限确定目标储层的有效渗透率。

本申请实施例建立了岩心有效渗透率模型，实现了从压汞毛管压力曲线上提取到准确反映岩石渗流能力的临界孔喉半径下限R_{c_lim}，利用R_{c_lim}和建立的岩心有效渗透率模型预测油相有效渗透率。

图2为本申请实施例的建立岩心有效渗透率模型的流程图，如图2所示，本实施例的建立岩心有效渗透率模型包括S21-S25步骤：

S21、选取代表性的岩心，分别开展高压压汞和稳态法油水相对渗透率联测实验，获取岩心压汞毛管压力和束缚水饱和度下的油相有效渗透率实验数据；

S22、在双对数坐标系下绘制毛管压力曲线，并采用幂函数统计回归的方法，分别确定大孔喉部分和小孔喉部分进汞压力P_c与进汞饱和度S_Hg之间的函数关系，并计算出二者之间的交点A。

S23、过该交点A做与横坐标之间夹角为45°的直线，确定出该直线与毛管压力曲线的交点B，该B点为区分岩心大孔喉和小孔喉的临界点；

S24、确定出B点所对应的孔喉半径，定义为区分岩心大孔喉和小孔喉的临界孔喉半径下限R_{c_lim}；

S25、根据确定的岩心临界孔喉半径下限R_{c_lim}，建立如下式所述的岩石油相有效渗透率计算模型：

式中，K_o为油相有效渗透率，10^-3μm²(即毫达西)；R_{c_lim}为岩石临界孔喉半径下限，μm；m和n为待定的模型参数，其数值通过岩心高压压汞和稳态法相对渗透率联测实验数据标定得到。

在步骤S21中，岩心高压压汞实验和稳态法相对渗透率实验分别按照《岩石毛管压力曲线的测定(SY/T 5346-2006)》和《油水相对渗透率测定(SY/T5345-1999)》标准流程进行。

在步骤S22中，交点A的确定方法如下：

首先，以岩心实验的进汞饱和度S_Hg为对数横坐标，以岩心实验的进汞压力P_c为对数纵坐标作图，得到双对数坐标系下的毛管压力曲线；

其次，在大孔喉部分(低进汞压力段)和小孔喉部分(高进汞压力段)，采用幂函数回归的方法，分别建立如下式所示的进汞压力P_c与进汞饱和度S_Hg之间的函数关系：

大孔喉部分：

小孔喉部分：

式中，P_c为进汞压力，MPa；S_Hg为进汞饱和度，以百分数表示；a₁、b₁、a₂和b₂为待定的系数，其数值通过岩心压汞数据统计回归得到。

最后，联合小孔喉部分和大孔喉部分进汞压力P_c与进汞饱和度S_Hg之间的函数关系求解，得到交点A处的进汞压力P_c和进汞饱和度S_Hg值。

在步骤S23中，过A点做一条与横坐标之间夹角为45°的直线，该直线与绘制的毛管压力曲线之间的交点即为大孔喉和小孔喉之间的临界点B。读取B点对应的进汞饱和度S_{Hg_B}和进汞压力P_{c_B}。

在步骤S24中，根据B点的进汞压力值P_{c_B}，利用下式计算大孔喉和小孔喉的临界孔喉半径下限R_{c_lim}：

式中，R_{c_lim}为岩石的临界孔隙半径下限，单位为μm。

在步骤S25中，岩石有效渗透率计算模型中的待定系数m和n的确定方法如下：读取稳态法相渗实验中确定的束缚水饱和度下的油相渗透率，将其确定为油相有效渗透率K_o，并以确定的岩石临界孔隙半径下限R_{c_lim}为横坐标，以K_o为纵坐标，采用幂函数统计回归的方法，即可标定出待定系数m和n的值。

本申请实施例在对岩心高压压汞和稳态法相渗联测实验结果进行分析的基础上，从压汞毛管压力曲线上提取能够反映岩石大孔喉和小孔喉之间界限的临界孔喉半径下限，并利用该临界孔喉半径下限来反映岩石的有效渗流能力。据此，建立了利用临界孔喉半径下限计算岩石油相有效渗透率的模型。利用该模型，即可在有毛管压力曲线的地层中，连续计算出储层的油相有效渗透率，以实现利用其准确预测储层产能的目的。

下面以取自于我国珠江口盆地阳江凹陷恩平20-4油田韩江组的1块岩心压汞毛管压力曲线为例，来说明岩石临界孔喉半径下限的物理意义及其对渗流能力的贡献。

图3为在双对数坐标系下显示的岩心高压压汞毛管压力曲线。从图3中可以看到，在双对数坐标系下该毛管压力曲线的形态近似于一个双曲线。在双曲线的两翼(分别为低毛管压力和高毛管压力)部分，分别代表不同的岩石孔隙结构特征。在低毛管压力部分，代表在岩心压汞实验过程中，进汞压力突破岩石的门槛压力后，快速的进入到岩石大的孔隙空间。因此，在较低的进汞压力下，进入到岩心孔隙中的汞较多，对应的进汞饱和度增加也较快。这部分毛管压力曲线代表着岩石的大孔喉部分。随着进汞压力的不断增大，汞开始占满整个大孔隙空间，并开始进入到岩石的小孔隙空间，在毛管压力曲线上形成高毛管压力段。在这一部分，汞需要克服更高的毛管压力才能进入到岩石较小的孔隙空间，且进汞速度也变慢，直到最后无法进汞为止。这部分毛管压力曲线代表着岩石的小孔喉部分。在低毛管压力段和高毛管压力段之间存在一个转折点，它是岩心大孔喉和小孔喉之间的分界点，将其称之为毛管压力曲线的拐点。进汞过程中，在拐点未出现前，汞主要进入岩石大孔隙空间，而过了拐点后，汞开始进入到岩石毛管压力较高的小孔隙空间。该拐点也代表了岩石有效孔喉下限。因此，将拐点所对应的孔喉半径定义为岩石的临界孔喉半径下限，它代表了汞能够进入到岩石有效大孔隙空间的下限值，其大小与岩心的有效渗透密切相关。岩石的临界孔喉半径下限值越高，代表大孔隙所占的比例越大，相应的有效渗透率也越高。反之，岩石的临界孔喉半径下限值越低，则代表小孔隙所占的比例越大，相应的有效渗透率也越低。只要确定出该临界孔喉半径下限，即可估算出岩石的有效渗透率。

以下以取自于我国珠江口盆地阳江凹陷恩平20-4油田韩江组48块岩心为例，具体说明本申请实施例的确定储层有效渗透率的方法。

图4为本申请实施例的利用岩石临界孔喉半径下限计算有效渗透率的方法流程图，按照如下步骤进行：

步骤一、对48块岩心开展高压压汞和稳态法相渗联测实验，获取岩心毛管压力及束缚水饱和度下的油相有效渗透率实验数据。

步骤二、如图5所示，将实验的毛管压力曲线做于双对数坐标系下，并以低毛管压力段和高毛管压力段的毛管压力实验数据为基础，采用幂函数的形式，分别建立大孔喉部分和小孔喉部分进汞压力与进汞饱和度之间的统计关系，其统计关系式如下式所示:

大孔喉部分：

小孔喉部分：

根据两个统计关系式，计算出二者的交点为(53.656,0.485)，并将其标记为A点。

步骤三、过A点做一条与横坐标之间的夹角为45°的直线，该直线与毛管压力曲线有一个标记为B点的交点。B点即为毛管压力曲线上大孔喉和小孔喉的拐点，读取B点所对应的岩心压汞实验获取的进汞饱和度S_{Hg_B}和进汞压力P_{c_B}值(37.041,1.362)

步骤四、根据B点的进汞压力值P_{c_B}，计算出岩石的临界孔喉半径下限利用步骤二至步骤四所示的方法，对48块岩心进行处理，即可得到所有岩心的临界孔喉半径下限。

步骤五、利用计算的岩心临界孔喉半径下限，建立如下式所述的岩石油相有效渗透率计算模型：

式中，K_o为油相有效渗透率，10^-3μm²；R_{c_lim}为岩石临界孔喉半径下限，μm；m和n为待定的模型参数，其数值通过岩心高压压汞和稳态法相对渗透率联测实验数据标定得到。

利用本发明实施例所述的48块岩心高压压汞和稳态法相对渗透率联测实验数据，建立岩石油相有效渗透率与临界孔喉半径下限之间的相关关系如图6所示。据此，标定出利用临界孔喉半径下限计算岩石油相有效渗透率的模型为：

利用该模型，即可在获取了毛管压力曲线的地层中，计算出储层的油相有效渗透率。

本申请实施例在对岩心高压压汞和稳态法相渗联测实验结果进行分析的基础上，从压汞毛管压力曲线上提取能够反映岩石大孔喉和小孔喉之间界限的临界孔喉半径下限，并利用该临界孔喉半径下限来反映岩石的有效渗流能力。据此，建立了利用临界孔喉半径下限计算岩石油相有效渗透率的模型。利用该模型，即可在有毛管压力曲线的地层中，连续计算出储层的油相有效渗透率，以实现利用其准确预测储层产能的目的。

图7为本申请实施例的一种确定储层有效渗透率的装置的示意图，如图7所示，所述确定储层有效渗透率的装置包括存储器和处理器，

所述存储器，用于保存用于确定储层有效渗透率的程序；

所述处理器，用于读取执行所述用于确定储层有效渗透率的程序，执行上述确定储层有效渗透率的方法。

本申请描述了多个实施例，但是该描述是示例性的，而不是限制性的，并且对于本领域的普通技术人员来说显而易见的是，在本申请所描述的实施例包含的范围内可以有更多的实施例和实现方案。尽管在附图中示出了许多可能的特征组合，并在具体实施方式中进行了讨论，但是所公开的特征的许多其它组合方式也是可能的。除非特意加以限制的情况以外，任何实施例的任何特征或元件可以与任何其它实施例中的任何其他特征或元件结合使用，或可以替代任何其它实施例中的任何其他特征或元件。

本申请包括并设想了与本领域普通技术人员已知的特征和元件的组合。本申请已经公开的实施例、特征和元件也可以与任何常规特征或元件组合，以形成由权利要求限定的独特的发明方案。任何实施例的任何特征或元件也可以与来自其它发明方案的特征或元件组合，以形成另一个由权利要求限定的独特的发明方案。因此，应当理解，在本申请中示出和/或讨论的任何特征可以单独地或以任何适当的组合来实现。因此，除了根据所附权利要求及其等同替换所做的限制以外，实施例不受其它限制。此外，可以在所附权利要求的保护范围内进行各种修改和改变。

此外，在描述具有代表性的实施例时，说明书可能已经将方法和/或过程呈现为特定的步骤序列。然而，在该方法或过程不依赖于本文所述步骤的特定顺序的程度上，该方法或过程不应限于所述的特定顺序的步骤。如本领域普通技术人员将理解的，其它的步骤顺序也是可能的。因此，说明书中阐述的步骤的特定顺序不应被解释为对权利要求的限制。此外，针对该方法和/或过程的权利要求不应限于按照所写顺序执行它们的步骤，本领域技术人员可以容易地理解，这些顺序可以变化，并且仍然保持在本申请实施例的精神和范围内。

本领域普通技术人员可以理解，上文中所公开方法中的全部或某些步骤、系统、装置中的功能模块/单元可以被实施为软件、固件、硬件及其适当的组合。在硬件实施方式中，在以上描述中提及的功能模块/单元之间的划分不一定对应于物理组件的划分；例如，一个物理组件可以具有多个功能，或者一个功能或步骤可以由若干物理组件合作执行。某些组件或所有组件可以被实施为由处理器，如数字信号处理器或微处理器执行的软件，或者被实施为硬件，或者被实施为集成电路，如专用集成电路。这样的软件可以分布在计算机可读介质上，计算机可读介质可以包括计算机存储介质(或非暂时性介质)和通信介质(或暂时性介质)。如本领域普通技术人员公知的，术语计算机存储介质包括在用于存储信息(诸如计算机可读指令、数据结构、程序模块或其他数据)的任何方法或技术中实施的易失性和非易失性、可移除和不可移除介质。计算机存储介质包括但不限于RAM、ROM、EEPROM、闪存或其他存储器技术、CD-ROM、数字多功能盘(DVD)或其他光盘存储、磁盒、磁带、磁盘存储或其他磁存储装置、或者可以用于存储期望的信息并且可以被计算机访问的任何其他的介质。此外，本领域普通技术人员公知的是，通信介质通常包含计算机可读指令、数据结构、程序模块或者诸如载波或其他传输机制之类的调制数据信号中的其他数据，并且可包括任何信息递送介质。

Claims (5)

1.一种确定储层有效渗透率的方法，其特征在于，

分别获取N块岩心的压汞毛管压力和束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据；其中，N为正整数；

获取预设的岩心有效渗透率模型；其中，所述预设的岩心有效渗透率模型包括待定参数；

根据获取到的N块岩心的压汞毛管压力实验数据和束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据确定所述待定参数；

根据确定参数后的岩心有效渗透率模型确定储层有效渗透率；

其中，

所述预设的岩心有效渗透率模型为：

其中，K_o为有效渗透率，单位为mD；R_{c_lim}为岩石临界孔喉半径下限，单位为μm；m和n均为待定参数；

按照如下公式计算岩石临界孔喉半径下限R_{c_lim}：

其中，P_{c_B}为第二交点对应的进汞压力值；

所述根据获取到的N块岩心的压汞毛管压力和束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据确定所述待定参数，包括：

根据获取到的每块岩心的压汞毛管压力实验数据得到该块岩心的双对数坐标系下的毛管压力曲线；

采用幂函数统计回归的方法，根据该块岩心的压汞毛管压力实验数据、预设的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系确定所述毛管压力曲线上的大孔喉部分和小孔喉部分的第一交点的坐标；

根据通过所述第一交点且与所述双对数坐标系的横坐标之间夹角为45度的直线，与所述毛管压力曲线的第二交点确定该块岩心的岩石临界孔喉半径下限；

根据全部岩心的岩石临界孔喉半径下限、束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据确定所述待定参数，包括：

所述束缚水饱度下的油相有效渗透率实验数据包括束缚水饱度下的油相有效渗透率；

将每块岩心的束缚水饱度下的油相有效渗透率作为该块岩心的有效渗透率；

根据全部岩心的岩石临界孔喉半径下限和有效渗透率，采用幂函数统计回归的方法，标定出所述待定参数。

2.如权利要求1所述的确定储层有效渗透率的方法，包括：

所述预设的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系如下式：

大孔喉部分：

小孔喉部分：

式中，P_c为进汞压力；S_Hg为进汞饱和度；a₁、b₁、a₂和b₂为待定的系数，a₁、b₁、a₂和b₂的数值根据该块岩心的压汞毛管压力实验数据通过幂函数统计回归的方法得到。

3.如权利要求2所述的确定储层有效渗透率的方法，所述根据压汞毛管压力实验数据、预设的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系确定所述毛管压力曲线上的大孔喉部分和小孔喉部分的第一交点的坐标，包括：

联合大孔喉部分的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系、以及小孔喉部分的进汞压力与进汞饱和度之间的函数关系求解出大孔喉部分和小孔喉部分的交点处的进汞压力值和进汞饱和度值，将所述交点处的进汞压力值和进汞饱和度值作为第一交点的坐标。

4.如权利要求1所述的确定储层有效渗透率的方法，所述根据确定参数后的岩心有效渗透率模型确定储层有效渗透率，包括：

获取目标储层的毛管压力曲线；

根据所述毛管压力曲线计算目标储层的岩石临界孔喉半径下限；

根据确定参数后的岩心有效渗透率模型、以及目标储层的岩石临界孔喉半径下限确定目标储层的有效渗透率。

5.一种确定储层有效渗透率的装置，包括存储器和处理器，其特征在于：

所述存储器，用于保存用于确定储层有效渗透率的程序；

所述处理器，用于读取执行所述用于确定储层有效渗透率的程序，执行如权利要求1-4任一项所述的方法。