CN113740515B - 综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法 - Google Patents

综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法 Download PDF

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Abstract

本发明属于油气探测技术领域，具体涉及一种综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法、系统、设备，旨在解决现有技术无法准确确定深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件，导致深层有效储层预测和识别困难的问题。本发明方法包括：基于分界线确定油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值；基于岩心样品可动油比率确定油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值；基于压汞实验确定油藏赋存下限临界孔喉半径；最后综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。本发明克服了现有技术无法准确确定深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的问题，有助于预测和识别深层有效储层。

Description

综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法
技术领域
本发明属于油气探测技术领域，具体涉及一种综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法、系统、设备。
背景技术
油藏赋存下限系指含油气盆地储层失去容纳流体自由活动空间，石油成藏作用趋于结束所对应的临界条件，一般可用孔隙度、渗透率或者孔喉半径综合表示。在这一临界条件之上，地质条件有利于油藏形成分布和开展石油勘探；在这一临界条件之下，地质条件不利于油藏形成分布，石油勘探风险大。当前在含油气盆地小于4500 m的中浅层领域越来越难找到新的油气储量，油气勘探不断走向含油气盆地深层并开发深层油气资源是一种必然趋势和选择。近年来，中国深层钻井数逐年增加，钻井深度不断加大，在深层海相碳酸盐岩层序发现了越来越多的油藏，油藏埋深也越来越大，最深的工业性油藏超过了8200 m，形成了一个全新的勘探领域。深浅层地质条件差异很大，石油在深层能进入比浅层更致密的储层中成藏，不能用浅层的标准来评价深层有效储层，深层油藏赋存下限临界条件是什么，如何确定，这些是石油勘探家十分关注的问题。深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件研究对于预测深层海相地层有效储层、科学指导深层石油钻探具有重要意义。基于此，本发明提出了一种综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法。
发明内容
为了解决现有技术中的上述问题，即为了解决现有技术无法准确确定深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件，导致深层有效储层预测和识别困难的问题，本发明提出了一种综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法，用于综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件，进而预测深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限，该方法包括：
步骤S100，获取待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层的埋深、孔隙度、渗透率值及钻遇的流体的历史数据，所述钻遇的流体包括油层和干层；构建第一交汇图、第二交汇图，获取干层和油层的分界线，并基于分界线确定油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值，作为第一孔隙度、第一渗透率值；所述第一交汇图为钻遇的流体、埋深与孔隙度的交汇图；所述第二交汇图为钻遇的流体、埋深与渗透率值的交汇图；
步骤S200，在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层按照设定的孔隙度范围采集设定数量的岩心样品，并通过核磁共振仪测量获取各岩心样品的孔隙度、渗透率值和含油饱和度；测量后，对岩心样品进行水驱油驱替过程核磁共振实验，根据在水驱油驱替过程核磁共振实验过程中岩心样品含油饱和度的变化得到可动油比率，进而基于可动油比率确定油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值，作为第二孔隙度、第二渗透率值；
步骤S300，在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层重新采集岩心样品，进行压汞实验；结合在压汞实验过程中获取的参数，通过帕塞尔公式计算不同流动孔喉半径对渗透能力的贡献值并进行累加，得到累计渗透能力贡献值，进而根据累计渗透能力贡献值确定各岩心样品对应的最小流动孔喉半径，各最小流动孔吼半径中的极小值即为油藏赋存下限临界流动孔喉半径；所述在压汞实验过程中获取的参数包括进汞增量、流动孔喉半径、J函数值、累计饱和度；
步骤S400，根据所述第一孔隙度、所述第一渗透率、所述第二孔隙度、所述第二渗透率以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。
在一些优选的实施方式中，按照设定的孔隙度范围采集设定数量的岩心样品，其方法为：在设定的孔隙度范围，按照设定的孔隙度递增比例采集设定数量的岩心样品。
在一些优选的实施方式中，所述水驱油驱替过程核磁共振实验，其方法为：
对采集的岩心样品进行岩心烘干、抽真空及加压饱和模拟地层水处理；
加压饱和模拟地层水处理后，对岩心样品进行岩心烘干、抽真空以及加压饱和模拟油处理；
加压饱和模拟油处理后，对岩心样品进行加围压、锰水驱替油，保持恒压20 MPa，最终获取各岩心样品的可动油比率；
其中，岩心烘干处理的时长为
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE001
，
Figure 963238DEST_PATH_IMAGE001
=24h、温度为
Figure DEST_PATH_IMAGE002
，
Figure 942695DEST_PATH_IMAGE002
=105℃；
抽真空处理的时长为
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE003
，
Figure 535482DEST_PATH_IMAGE003
=24h、压强为
Figure DEST_PATH_IMAGE004
，
Figure 993008DEST_PATH_IMAGE004
<-0.098 MPa；
加压饱和模拟地层水处理的时长为
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE005
，
Figure 807380DEST_PATH_IMAGE005
=48h、压强为
Figure DEST_PATH_IMAGE006
，
Figure 944357DEST_PATH_IMAGE006
=30MPa；
加压饱和模拟油处理的时长为
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE007
，
Figure 273707DEST_PATH_IMAGE007
=48h、压强为
Figure DEST_PATH_IMAGE008
，
Figure 472607DEST_PATH_IMAGE008
=30 MPa、油为5#白油。
在一些优选的实施方式中，基于分界线、可动油比率确定油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值，其方法为：
分界线对应的孔隙度、渗透率值即为油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值；
各岩心样品中可动油比率趋于0时所对应的临界孔隙度、渗透率值即为油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值。
在一些优选的实施方式中，基于累计渗透能力贡献值确定各岩心样品对应的最小流动孔喉半径，其方法为：
当累计渗透能力贡献值达99.99%时对应的流动孔喉半径即为各岩心样品对应的最小流动孔喉半径。
在一些优选的实施方式中，所述累计渗透能力贡献值，其计算方法为：
Figure DEST_PATH_IMAGE009
其中，
Figure DEST_PATH_IMAGE010
表示累计渗透能力贡献值，
Figure DEST_PATH_IMAGE011
表示区间渗透能力，
Figure DEST_PATH_IMAGE012
表示区间毛 管压力,
Figure DEST_PATH_IMAGE013
表示区间进汞增量，
Figure DEST_PATH_IMAGE014
表示区间渗透能力贡献值，即不同流动孔喉半径对 渗透能力的贡献值，
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE015
为自然数，表示下标。
在一些优选的实施方式中，根据所述第一孔隙度、所述第一渗透率、所述第二孔隙度、所述第二渗透率以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件，其方法为：
分别选取第一孔隙度与第二孔隙度中的最小值、第一渗透率与第二渗透率中的最小值以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。
本发明的第二方面，提出了一种综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的系统，用于综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件，进而确定深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限，该系统包括：统计表征模块、实验表征模块、统计实验表征模块、综合表征模块；
所述统计表征模块，配置为获取待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层的埋深、孔隙度、渗透率值及钻遇的流体的历史数据，所述钻遇的流体包括油层和干层；构建第一交汇图、第二交汇图，获取干层和油层的分界线，并基于分界线确定油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值，作为第一孔隙度、第一渗透率值；所述第一交汇图为钻遇的流体、埋深与孔隙度的交汇图；所述第二交汇图为钻遇的流体、埋深与渗透率值的交汇图；
所述实验表征模块，配置为在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层按照设定的孔隙度范围采集设定数量的岩心样品，并通过核磁共振仪测量获取各岩心样品的孔隙度、渗透率值和含油饱和度；测量后，对岩心样品进行水驱油驱替过程核磁共振实验，根据在水驱油驱替过程核磁共振实验过程中岩心样品含油饱和度的变化得到可动油比率，进而基于可动油比率确定油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值，作为第二孔隙度、第二渗透率值；
所述统计实验表征模块，配置为在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层重新采集岩心样品，进行压汞实验；结合在压汞实验过程中获取的参数，通过帕塞尔公式计算不同流动孔喉半径对渗透能力的贡献值并进行累加，得到累计渗透能力贡献值，进而根据累计渗透能力贡献值确定各岩心样品对应的最小流动孔喉半径，各最小流动孔吼半径中的极小值即为油藏赋存下限临界流动孔喉半径；所述在压汞实验过程中获取的参数包括进汞增量、流动孔喉半径、J函数值、累计饱和度；
所述综合表征模块，配置为根据所述第一孔隙度、所述第一渗透率、所述第二孔隙度、所述第二渗透率以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。
本发明的第三方面，提出了一种电子设备，包括：至少一个处理器；以及与至少一个所述处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述处理器执行的指令，所述指令用于被所述处理器执行以实现上述的综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法。
本发明的有益效果：
本发明克服了现有技术无法准确确定深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的问题，有助于预测和识别深层有效储层。
本发明结合统计分析和实验分析，多手段综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件，预测和识别深层有效储层，可更加科学了揭示深层石油勘探前景，评价深层石油勘探风险，为深层海相碳酸盐岩石油有利勘探目标优选提供有力的理论指导和技术支撑。
附图说明
通过阅读参照以下附图所做的对非限制性实施例所做的详细描述，本申请的其他特征、目的和优点将会变得更明显。
图1 是本发明一种实施例的综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法的流程示意图；
图2为本发明一种实施例的综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的系统的框架示意图；
图3是本发明一种实施例的塔里木盆地塔中地区下奥陶统深层海相碳酸盐岩储层孔隙度、埋深、钻遇的流体的交汇图的示意图；
图4是本发明一种实施例的塔里木盆地塔中地区下奥陶统深层海相碳酸盐岩储层渗透率与、埋深、钻遇的流体的交汇图的示意图；
图5是本发明一种实施例的水驱油核磁共振在线测量预期结果及海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件确定示意图；A是岩心样品可动油比率与孔隙度的交汇图；B是岩心样品可动油比率与渗透率的交汇图；
图6是本发明一种实施例的塔里木盆地塔中85井下奥陶统碳酸盐油层岩心样品压汞测试曲线和孔喉分布的示意图；
图7是本发明一种实施例的塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层油藏赋存下限临界孔喉半径的示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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，都属于本发明保护的范围。
下面结合附图和实施例对本申请作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释相关发明，而非对该发明的限定。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
本发明第一实施例的一种综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法，用于综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件，进而预测深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限，如图1所示，该方法包括：
步骤S100，获取待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层的埋深、孔隙度、渗透率值及钻遇的流体的历史数据，所述钻遇的流体包括油层和干层；构建第一交汇图、第二交汇图，获取干层和油层的分界线，并基于分界线确定油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值，作为第一孔隙度、第一渗透率值；所述第一交汇图为钻遇的流体、埋深与孔隙度的交汇图；所述第二交汇图为钻遇的流体、埋深与渗透率值的交汇图；
步骤S200，在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层按照设定的孔隙度范围采集设定数量的岩心样品，并通过核磁共振仪测量获取各岩心样品的孔隙度、渗透率值和含油饱和度；测量后，对岩心样品进行水驱油驱替过程核磁共振实验，根据在水驱油驱替过程核磁共振实验过程中岩心样品含油饱和度的变化得到可动油比率，进而基于可动油比率确定油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值，作为第二孔隙度、第二渗透率值；
步骤S300，在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层重新采集岩心样品，进行压汞实验；结合在压汞实验过程中获取的参数，通过帕塞尔公式计算不同流动孔喉半径对渗透能力的贡献值并进行累加，得到累计渗透能力贡献值，进而根据累计渗透能力贡献值确定各岩心样品对应的最小流动孔喉半径，各最小流动孔吼半径中的极小值即为油藏赋存下限临界流动孔喉半径；所述在压汞实验过程中获取的参数包括进汞增量、流动孔喉半径、J函数值、累计饱和度；
步骤S400，根据所述第一孔隙度、所述第一渗透率、所述第二孔隙度、所述第二渗透率以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。
为了更清晰地对本发明综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法进行说明，下面结合附图，对本发明方法一种实施例中各步骤进行展开详述。
本发明采用以下技术方案：1）统计法确定深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值；2）实验法确定深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值；3）实验法和统计法确定深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界孔喉半径；4）综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件，具体过程如下：
步骤S100，获取待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层的埋深、孔隙度、渗透率值及钻遇的流体的历史数据，所述钻遇的流体包括油层和干层；构建第一交汇图、第二交汇图，获取干层和油层的分界线，并基于分界线确定油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值，作为第一孔隙度、第一渗透率值；所述第一交汇图为钻遇的流体、埋深与孔隙度的交汇图；所述第二交汇图为钻遇的流体、埋深与渗透率值的交汇图；
在本实施例中，确定油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值的具体过程为：
步骤S110，采集预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层的埋深、孔渗大小（孔隙度和渗透率值）、钻遇的流体（油层、干层）等，分别作出钻遇的流体、埋深与孔隙度的交汇图、钻遇的流体、埋深与渗透率值的交汇图；将钻遇的流体、埋深与孔隙度的交汇图作为第一交汇图，将钻遇的流体、埋深与渗透率值的交汇图作为第二交汇图。
步骤S120，在钻遇的流体、埋深与孔隙度的交汇图上，干层在孔隙度小的一侧，油层在孔隙度大的一侧，干层和油层有一个分界线，小于该孔隙度值全部为干层，大于该孔隙度值开始出现油层，在这个临界孔隙度之下，石油无法进入储层聚集成藏，该分界线对应的孔隙度即为油藏赋存下限临界孔隙度。同理，可以得到油藏赋存下限临界渗透率值。
塔里木盆地是我国最大的含油气盆地，位于中国新疆境内，沉积盆地的面积大概56×104 m2。塔里木盆地油气丰富，是我国国内最重要的油气供应区，探明油气储量35.6×108 t油当量，盆地远景资源量114×108 t，在全国含油气盆地排名第3。塔里木盆地志留系之下的地层为海相碳酸盐岩沉积，目的层下奥陶统为油气的主要储层和产层，在盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩钻井钻达该层埋深在3356 m和6744 m都有分布。
在本发明中，根据塔里木油田生产实践及其对下奥陶统鹰山组碳酸盐岩有效储层的认识，结合收集到的下奥陶统碳酸盐岩储层孔渗资料和油层、干层测井解释资料。可以看出，当储层孔隙度小于1.8%时全部钻遇干层，只有到储层孔隙度大于1.8%时开始出现油层。在深度剖面上，根据储层孔隙度值和油层、干层解释结果的关系图，几乎100%的油层位于分界线（孔隙度为1.8%的线）右边，70%的干层位于该分界线左边（如图3所示）。当储层渗透率低于0.07 mD是全部钻遇干层，只有当储层孔隙度大于0.07 mD时开始出现油层（如图4所示）。为了研究方便，在本实施例应用中，认为1μm2等于103 mD。在深度剖面上，根据储层渗透力值和油层、干层解释结果的关系图，几乎100%的油层位于分界线（渗透率为0.07 mD的线）右边，51%的干层位于该分界线左边。据此，确定塔中地区下奥陶统深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界孔隙度为1.8%、临界渗透率为0.07 mD。
步骤S200，在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层按照设定的孔隙度范围采集设定数量的岩心样品，并通过核磁共振仪测量获取各岩心样品的孔隙度、渗透率值和含油饱和度；测量后，对岩心样品进行水驱油驱替过程核磁共振实验，根据在水驱油驱替过程核磁共振实验过程中岩心样品含油饱和度的变化得到可动油比率，进而基于可动油比率确定油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值，作为第二孔隙度、第二渗透率值。
在本实施例中，结合核磁共振技术和水驱油驱替实验，直观显示不同流动孔喉半径区间里可动油的大小及分布，监测水驱油的全过程，在线测量其核磁共振信号的变化，监测可动油比例（比率）的变化全过程。岩心样品可动油比率趋于0时所对应的临界孔隙度、渗透率值即为油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值。具体如下：
步骤S210，在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层岩心中，选择10块岩心样品，根据中子测井曲线等解释的成果，挑选超致密、致密和较高孔隙的样品，即按照设定的孔隙度范围采集设定数量的岩心样品。
其中，按照设定的孔隙度范围采集设定数量的岩心样品，其方法为：在设定的孔隙度范围，按照设定的孔隙度递增比例采集设定数量的岩心样品。
在本实施例中，优选岩心样品的孔隙度大小分布在0.2%-10%之间，孔隙度大小具体为<0.2%、0.5%、1%、1.5%、2%、2.5%、3%、5%、7.5%、10%等左右；
步骤S220，进行实验，一共有三步。首先，用核磁共振仪准确测量10块岩心样品的 孔隙度、渗透率值和含油饱和度的大小，并记录（含油饱和度不变表示其对应的可动油比例 （比率）为0，可动油比例为0所对应的孔隙度、渗透率为油藏赋存下限临界条件，即根据在水 驱油驱替过程核磁共振实验过程中岩心样品含油饱和度的变化得到可动油比率，进而确定 油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值）；其次，进行水驱油驱替过程核磁共振实验，测得这 个过程中每块岩心中可动油的比率。水驱油驱替过程核磁共振实验的条件及过程如下：① 岩心烘干、抽真空、加压饱和模拟地层水；②测量并输出饱和地层水状态下的核磁共振信号 （用于计算含水饱和度）；③岩心烘干、抽真空、加压饱和模拟油；④加围压，进行锰水驱替 油，保持恒压20 MPa，测量并输出核磁共振信号；⑤在线水驱油核磁共振系系统基于两次核 磁共振信号，确定并记录10块含模拟油的岩心（即岩心样品注入白油）的可动油比率。最后， 成图和结果解释；其中，岩心烘干处理的时长为
Figure 16852DEST_PATH_IMAGE001
，
Figure 321800DEST_PATH_IMAGE001
=24h、温度为
Figure 76130DEST_PATH_IMAGE002
，
Figure 813142DEST_PATH_IMAGE002
=105℃；抽真空处 理的时长为
Figure 398844DEST_PATH_IMAGE003
，
Figure 828688DEST_PATH_IMAGE003
=24h、压强为
Figure 70314DEST_PATH_IMAGE004
，
Figure 345437DEST_PATH_IMAGE004
<-0.098 MPa；加压饱和模拟地层水处理的时长为
Figure 801957DEST_PATH_IMAGE005
，
Figure 137124DEST_PATH_IMAGE005
=48h、压强为
Figure 866045DEST_PATH_IMAGE006
，
Figure 7177DEST_PATH_IMAGE006
=30MPa；加压饱和模拟油处理的时长为
Figure 505154DEST_PATH_IMAGE007
，
Figure 276801DEST_PATH_IMAGE007
=48h、压强为
Figure 227439DEST_PATH_IMAGE008
，
Figure 424459DEST_PATH_IMAGE008
=30 MPa、油为5#白油。
步骤S230，根据水驱油驱替过程核磁共振实验获得10块岩心样品孔隙度、渗透率值和可动油的比率（即可动油比率）数据，分别做出孔隙度和可动油比率的交汇图、渗透率和可动油比率的交汇图，在交汇图上可动油比例趋于0时对应的孔隙度、渗透率即为油藏赋存下限临界条件（如图5所示）。
步骤S300，在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层重新采集岩心样品，进行压汞实验；结合在压汞实验过程中获取的参数，通过帕塞尔公式计算不同流动孔喉半径对渗透能力的贡献值并进行累加，得到累计渗透能力贡献值，进而根据累计渗透能力贡献值确定各岩心样品对应的最小流动孔喉半径，各最小流动孔吼半径中的极小值即为油藏赋存下限临界流动孔喉半径；所述在压汞实验过程中获取的参数包括进汞增量、流动孔喉半径、J函数值、累计饱和度。
实验法和统计法确定深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界孔喉半径。具体过程如下：
步骤S310，对采集的待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层岩心样品，进行常规压汞实验；
步骤S320，根据压汞实验获得的参数，通过基于帕塞尔公式（帕塞尔公式是用来计算样品渗透率累积贡献率值的公式）计算不同流动孔喉半径对渗透能力的贡献，当累计渗透能力贡献值达99.99%时，对应于最小流动孔喉半径，据此分别求取每块岩心样品对应的最小流动孔喉半径；
其中，累计渗透能力贡献值，其计算方法为：
Figure DEST_PATH_IMAGE016
其中，
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE017
表示累计渗透能力贡献值，
Figure DEST_PATH_IMAGE018
表示区间渗透能力，
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE019
表示区间毛 管压力,
Figure DEST_PATH_IMAGE020
表示区间进汞增量，
Figure DEST_PATH_IMAGE021
表示区间渗透能力贡献值，即不同流动孔喉半径对 渗透能力的贡献值，
Figure DEST_PATH_IMAGE022
为自然数，表示下标。
以塔里木盆地塔中地区下奥陶统355块深层海相碳酸盐岩岩心为例，进行压汞实验，获得了其压汞毛管曲线和孔喉分布。以塔中地区塔中58井下奥陶统碳酸盐岩（灰色灰岩）4632.05 m处岩心作为代表来说明这个问题，其压汞毛管曲线和孔喉分布如图6。
将实验得到的压汞数据代入帕塞尔公式，储层累积渗透率贡献值达到99.99%时所对应的吼道半径为最小流动孔喉半径，计算得到塔里木盆地塔中地区塔中58井下奥陶统碳酸盐岩储层最小流动孔喉半径为0.012 μm。根据其他335个下奥陶灰岩样品做压汞实验分析，获得了其最小流动孔喉半径，统计所有样品的最小流动孔喉半径极小值为0.01 μm（如图7所示），即为塔中地区下奥陶统深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界孔喉半径。
步骤S330，分析所有的岩心样品最小流动孔喉半径值，其极小值即为深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界流动孔喉半径。
步骤S400，根据所述第一孔隙度、所述第一渗透率、所述第二孔隙度、所述第二渗透率以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。
在本实施例中，根据以上步骤确定的深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值和孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。具体为：
分别选取第一孔隙度与第二孔隙度中的最小值、第一渗透率与第二渗透率中的最小值以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。
以塔里木盆地塔中地区下奥陶统355块深层海相碳酸盐岩岩心为例，确定的塔里木盆地塔中地区深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件结果如表1所示。综合确定塔里木盆地塔中地区下奥陶统深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件为孔隙度1.8%、渗透率值0.07 mD、孔吼道半径0.01μm。
表1
Figure DEST_PATH_IMAGE023
本发明第二实施例的一种综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的系统，用于综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件，进而确定深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限，如图2所示，该系统包括：统计表征模块100、实验表征模块200、统计实验表征模块300、综合表征模块400；
所述统计表征模块100，配置为获取待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层的埋深、孔隙度、渗透率值及钻遇的流体的历史数据，所述钻遇的流体包括油层和干层；构建第一交汇图、第二交汇图，获取干层和油层的分界线，并基于分界线确定油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值，作为第一孔隙度、第一渗透率值；所述第一交汇图为钻遇的流体、埋深与孔隙度的交汇图；所述第二交汇图为钻遇的流体、埋深与渗透率值的交汇图；
所述实验表征模块200，配置为在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层按照设定的孔隙度范围采集设定数量的岩心样品，并通过核磁共振仪测量获取各岩心样品的孔隙度、渗透率值和含油饱和度；测量后，对岩心样品进行水驱油驱替过程核磁共振实验，根据在水驱油驱替过程核磁共振实验过程中岩心样品含油饱和度的变化得到可动油比率，进而基于可动油比率确定油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值，作为第二孔隙度、第二渗透率值；
所述统计实验表征模块300，配置为在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层重新采集岩心样品，进行压汞实验；结合在压汞实验过程中获取的参数，通过帕塞尔公式计算不同流动孔喉半径对渗透能力的贡献值并进行累加，得到累计渗透能力贡献值，进而根据累计渗透能力贡献值确定各岩心样品对应的最小流动孔喉半径，各最小流动孔吼半径中的极小值即为油藏赋存下限临界流动孔喉半径；所述在压汞实验过程中获取的参数包括进汞增量、流动孔喉半径、J函数值、累计饱和度；
所述综合表征模块400，配置为根据所述第一孔隙度、所述第一渗透率、所述第二孔隙度、所述第二渗透率以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。
所述技术领域的技术人员可以清楚的了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统的具体的工作过程及有关说明，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
需要说明的是，上述实施例提供的综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的系统，仅以上述各功能模块的划分进行举例说明，在实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块来完成，即将本发明实施例中的模块或者步骤再分解或者组合，例如，上述实施例的模块可以合并为一个模块，也可以进一步拆分成多个子模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。对于本发明实施例中涉及的模块、步骤的名称，仅仅是为了区分各个模块或者步骤，不视为对本发明的不当限定。
本发明第三实施例的一种综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的装置，该装置包括：勘探设备、信号采集设备、中央处理设备；
所述勘探设备，包括钻机，用于在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层按照设定的孔隙度范围采集设定数量的岩心样品；
所述信号采集设备，用于采集水驱油驱替过程核磁共振实验过程中，在第一状态、第二状态下的核磁共振信号；所述第一状态为加压饱和模拟地层水状态；所述第二状态为加围压、锰水驱替油，保持恒压20 MPa的状态；
所述中央处理设备，包括GPU，配置为获取待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层的埋深、孔隙度、渗透率值及钻遇的流体的历史数据，所述钻遇的流体包括油层、干层；构建第一交汇图、第二交汇图，获取干层和油层的分界线，并基于分界线确定油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值，作为第一孔隙度、第一渗透率值；所述第一交汇图为钻遇的流体、埋深与孔隙度的交汇图；所述第二交汇图为钻遇的流体、埋深与渗透率值的交汇图；
通过核磁共振仪测量获取各岩心样品的孔隙度、渗透率值和含油饱和度；测量后，对岩心样品进行水驱油驱替过程核磁共振实验，根据在水驱油驱替过程核磁共振实验过程中岩心样品含油饱和度的变化得到可动油比率，进而基于可动油比率确定油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值，作为第二孔隙度、第二渗透率值；
结合在压汞实验过程中获取的参数，通过帕塞尔公式计算不同流动孔喉半径对渗透能力的贡献值并进行累加，得到累计渗透能力贡献值，进而根据累计渗透能力贡献值确定各岩心样品对应的最小流动孔喉半径，各最小流动孔吼半径中的极小值即为油藏赋存下限临界流动孔喉半径；
根据第一孔隙度、第一渗透率、第二孔隙度、第二渗透率以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。
本发明第四实施例的一种电子设备，至少一个处理器；以及与至少一个所述处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述处理器执行的指令，所述指令用于被所述处理器执行以实现权利要求上述的综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法。
所述技术领域的技术人员可以清楚的了解到，未描述的方便和简洁，上述描述的综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的装置、电子设备的具体工作过程及有关说明，可以参考前述方法实例中的对应过程，在此不再赘述。
本领域技术人员应该能够意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的模块、方法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，软件模块、方法步骤对应的程序可以置于随机存储器（RAM）、内存、只读存储器（ROM）、电可编程ROM、电可擦除可编程ROM、寄存器、硬盘、可移动磁盘、CD-ROM、或技术领域内所公知的任意其它形式的存储介质中。为了清楚地说明电子硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以电子硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。本领域技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
术语“包括”或者任何其它类似用语旨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、物品或者设备/装置不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其它要素，或者还包括这些过程、方法、物品或者设备/装置所固有的要素。
至此，已经结合附图所示的优选实施方式描述了本发明的技术方案，但是，本领域技术人员容易理解的是，本发明的保护范围显然不局限于这些具体实施方式。在不偏离本发明的原理的前提下，本领域技术人员可以对相关技术特征作出等同的更改或替换，这些更改或替换之后的技术方案都将落入本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法，用于综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件，进而确定深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限，其特征在于，该方法包括：
步骤S100，获取待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层的埋深、孔隙度、渗透率值及钻遇的流体的历史数据，所述钻遇的流体包括油层和干层；构建第一交汇图、第二交汇图，获取干层和油层的分界线，并基于分界线确定油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值，作为第一孔隙度、第一渗透率值；所述第一交汇图为钻遇的流体、埋深与孔隙度的交汇图；所述第二交汇图为钻遇的流体、埋深与渗透率值的交汇图；
步骤S200，在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层按照设定的孔隙度范围采集设定数量的岩心样品，并通过核磁共振仪测量获取各岩心样品的孔隙度、渗透率值和含油饱和度；测量后，对岩心样品进行水驱油驱替过程核磁共振实验，根据水驱油驱替过程核磁共振实验过程中岩心样品含油饱和度变化得到可动油比率，进而基于可动油比率确定油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值，作为第二孔隙度、第二渗透率值；
步骤S300，在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层重新采集岩心样品，进行压汞实验；结合在压汞实验过程中获取的参数，通过帕塞尔公式计算不同流动孔喉半径对渗透能力的贡献值并进行累加，得到累计渗透能力贡献值，进而根据累计渗透能力贡献值确定各岩心样品对应的最小流动孔喉半径，各最小流动孔吼半径中的极小值即为油藏赋存下限临界流动孔喉半径；所述在压汞实验过程中获取的参数包括进汞增量、流动孔喉半径、J函数值、累计饱和度；
其中，所述水驱油驱替过程核磁共振实验，其方法为：
对采集的岩心样品进行岩心烘干、抽真空及加压饱和模拟地层水处理；
加压饱和模拟地层水处理后，对岩心样品进行岩心烘干、抽真空以及加压饱和模拟油处理；
加压饱和模拟油处理后，对岩心样品进行加围压、锰水驱替油，保持恒压20 MPa，最终获取各岩心样品的可动油比率；
其中，岩心烘干处理的时长为
Figure DEST_PATH_IMAGE001
，
Figure 314785DEST_PATH_IMAGE001
=24h、温度为
Figure 850808DEST_PATH_IMAGE002
，
Figure 554322DEST_PATH_IMAGE002
=105℃；
抽真空处理的时长为
Figure DEST_PATH_IMAGE003
，
Figure 522409DEST_PATH_IMAGE003
=24h、压强为
Figure 260558DEST_PATH_IMAGE004
，
Figure 842849DEST_PATH_IMAGE004
<-0.098 MPa；
加压饱和模拟地层水处理的时长为
Figure DEST_PATH_IMAGE005
，
Figure 361555DEST_PATH_IMAGE005
=48h、压强为
Figure 54705DEST_PATH_IMAGE006
，
Figure 696295DEST_PATH_IMAGE006
=30MPa；
加压饱和模拟油处理的时长为
Figure DEST_PATH_IMAGE007
，
Figure 715067DEST_PATH_IMAGE007
=48h、压强为
Figure 455489DEST_PATH_IMAGE008
，
Figure 952330DEST_PATH_IMAGE008
=30 MPa、油为5#白油；
步骤S400，根据所述第一孔隙度、所述第一渗透率、所述第二孔隙度、所述第二渗透率以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。
2.根据权利要求1所述的综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法，其特征在于，按照设定的孔隙度范围采集设定数量的岩心样品，其方法为：在设定的孔隙度范围，按照设定的孔隙度递增比例采集设定数量的岩心样品。
3.根据权利要求2所述的综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法，其特征在于，基于分界线、可动油比率确定油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值，其方法为：
分界线对应的孔隙度、渗透率值即为油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值；
各岩心样品中可动油比率趋于0时所对应的临界孔隙度、渗透率值即为油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值。
4.根据权利要求1所述的综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法，其特征在于，基于累计渗透能力贡献值确定各岩心样品对应的最小流动孔喉半径，其方法为：
当累计渗透能力贡献值达99.99%时对应的流动孔喉半径即为各岩心样品对应的最小流动孔喉半径。
5.根据权利要求4所述的综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法，其特征在于，所述累计渗透能力贡献值，其计算方法为：
Figure 478120DEST_PATH_IMAGE010
Figure 933372DEST_PATH_IMAGE012
Figure 302037DEST_PATH_IMAGE014
其中，
Figure DEST_PATH_IMAGE015
表示累计渗透能力贡献值，
Figure 930464DEST_PATH_IMAGE016
表示区间渗透能力，
Figure DEST_PATH_IMAGE017
表示区间毛管压力,
Figure 278138DEST_PATH_IMAGE018
表示区间进汞增量，
Figure DEST_PATH_IMAGE019
表示区间渗透能力贡献值，即不同流动孔喉半径对渗透能力的贡献值，
Figure 701029DEST_PATH_IMAGE020
为自然数，表示下标。
6.根据权利要求1所述的综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法，其特征在于，根据所述第一孔隙度、所述第一渗透率、所述第二孔隙度、所述第二渗透率以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件，其方法为：
分别选取第一孔隙度与第二孔隙度中的最小值、第一渗透率与第二渗透率中的最小值以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。
7.一种综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的系统，用于综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件，进而预测深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限，其特征在于，该系统包括：统计表征模块、实验表征模块、统计实验表征模块、综合表征模块；
所述统计表征模块，配置为获取待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层的埋深、孔隙度、渗透率值及钻遇的流体的历史数据，所述钻遇的流体包括油层和干层；构建第一交汇图、第二交汇图，获取干层和油层的分界线，并基于分界线确定油藏赋存下限临界孔隙度、渗透率值，作为第一孔隙度、第一渗透率值；所述第一交汇图为钻遇的流体、埋深与孔隙度的交汇图；所述第二交汇图为钻遇的流体、埋深与渗透率值的交汇图；
所述实验表征模块，配置为在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层按照设定的孔隙度范围采集设定数量的岩心样品，并通过核磁共振仪测量获取各岩心样品的孔隙度、渗透率值和含油饱和度；测量后，对岩心样品进行水驱油驱替过程核磁共振实验，根据在水驱油驱替过程核磁共振实验过程中岩心样品含油饱和度的变化得到可动油比率，进而基于可动油比率确定油藏赋存下限临界孔隙度和渗透率值，作为第二孔隙度、第二渗透率值；
所述统计实验表征模块，配置为在待预测油藏下限的海相碳酸盐岩储层重新采集岩心样品，进行压汞实验；结合在压汞实验过程中获取的参数，通过帕塞尔公式计算不同流动孔喉半径对渗透能力的贡献值并进行累加，得到累计渗透能力贡献值，进而根据累计渗透能力贡献值确定各岩心样品对应的最小流动孔喉半径，各最小流动孔吼半径中的极小值即为油藏赋存下限临界流动孔喉半径；所述在压汞实验过程中获取的参数包括进汞增量、流动孔喉半径、J函数值、累计饱和度；
其中，所述水驱油驱替过程核磁共振实验，其方法为：
对采集的岩心样品进行岩心烘干、抽真空及加压饱和模拟地层水处理；
加压饱和模拟地层水处理后，对岩心样品进行岩心烘干、抽真空以及加压饱和模拟油处理；
加压饱和模拟油处理后，对岩心样品进行加围压、锰水驱替油，保持恒压20 MPa，最终获取各岩心样品的可动油比率；
其中，岩心烘干处理的时长为
Figure 353727DEST_PATH_IMAGE001
，
Figure 67736DEST_PATH_IMAGE001
=24h、温度为
Figure 161594DEST_PATH_IMAGE002
，
Figure 552124DEST_PATH_IMAGE002
=105℃；
抽真空处理的时长为
Figure 426539DEST_PATH_IMAGE003
，
Figure 68873DEST_PATH_IMAGE003
=24h、压强为
Figure 919368DEST_PATH_IMAGE004
，
Figure 90586DEST_PATH_IMAGE004
<-0.098 MPa；
加压饱和模拟地层水处理的时长为
Figure 452298DEST_PATH_IMAGE005
，
Figure 757377DEST_PATH_IMAGE005
=48h、压强为
Figure 91406DEST_PATH_IMAGE006
，
Figure 308892DEST_PATH_IMAGE006
=30MPa；
加压饱和模拟油处理的时长为
Figure 157899DEST_PATH_IMAGE007
，
Figure 876457DEST_PATH_IMAGE007
=48h、压强为
Figure 455206DEST_PATH_IMAGE008
，
Figure 968227DEST_PATH_IMAGE008
=30 MPa、油为5#白油；
所述综合表征模块，配置为根据所述第一孔隙度、所述第一渗透率、所述第二孔隙度、所述第二渗透率以及油藏赋存下限临界流动孔喉半径，综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件。
8.一种电子设备，其特征在于，包括：
至少一个处理器；以及与至少一个所述处理器通信连接的存储器；
其中，所述存储器存储有可被所述处理器执行的指令，所述指令用于被所述处理器执行以实现权利要求1-6任一项所述的综合表征深层海相碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件的方法。
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