CN113969781B - 一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法 - Google Patents

一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法，包括对目标海相碳酸盐岩岩心进行含油性描述和岩心深度归位，获取分段描述的含油性文本数据及测井数据集合；获取目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合；根据目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合，确定低阻油层形成条件，获取低阻油层形成条件数据集合；利用目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合建立第一低阻油层识别模型，获取第一低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型；利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合建立第二低阻油层识别模型，获取第二低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。

Description

一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法
技术领域
本发明涉及一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法，属于碳酸盐岩低阻油层评价技术领域。
背景技术
低阻油层LRP(Low Resistivity Pay，简写LRP)又称测井低对比度油层，通常是指测井电阻率与相邻水层相近甚至略低的油层。其定义有两种方法(欧阳健2009，翟利华2018，杨涛涛2017，郑华2018等)：一是电阻率值，多根据常规或高阻油层的电阻率下限值确定，一般小于5Ω·m；二是与相邻水层的电阻率比值，通常小于2或3，若油、水层在岩性、物性、孔隙结构等方面无差异，该值可用电阻增大系数Ⅰ来代替，若水层岩石物性、孔隙结构变差，则该低阻油层对应的Ⅰ值应高于该值。考虑到电阻增大系数Ⅰ是针对相同岩心或储层而言，低阻油层是针对邻近水层而言，两者并不完全统一，因此定义低阻油层的电阻增大系数Ⅰ值上限可上延至5。
LRP成因归纳起来有两大类十余种(欧阳健2009，李子悦2018，郑华2018，林国松2019，马晓丽2018，翟利华2018，杨涛涛2017，陈世加2018，王绪诚2018等)：一是储层自身条件形成LRP，包括高矿化度地层水、泥质或粘土的附加导电、复杂孔隙结构、导电矿物、润湿性变化、高束缚水饱和度、海绿石或绿泥石胶结物等；二是外部因素导致形成LRP，包括低幅度构造、薄层、钻井液侵入等。国内针对陆相碎屑岩储层，国外针对海相碳酸盐岩储层，基本形成了一套完整的低电阻率油层成因理论。但目前还未有低阻油层，特别是海相碳酸盐岩低阻油层形成的具体地质条件的报道，如低阻油层属于哪种岩石结构和孔喉系统？其孔喉半径上限、储层孔隙度下限、基质渗透率上限是多少？这给低阻油层的识别增加了诸多不确定性。
LRP识别方法很多(夏维维2018，杨锐祥2017，徐锦绣2018，许赛男2017，徐贺聪2018，马晓丽2018，杨涛涛2017，黄东安2017，张恒荣2018等)，根据所用资料不同可分为测井识别、录井识别、钻井液侵入识别等，其中测井识别方法进一步包括电阻率法、自然电位法、特殊成像测井法等；根据识别手段分为图版法、曲线重叠法、饱和度定量计算法、油柱高度法等等。目前已公布的发明专利中，201610709563.7提出一种基于油气成藏机理分析的多层砂岩油藏低阻油层识别方法及装置；201610571033.0提出一种基于特征参数判别的多层砂岩油藏低阻油层识别方法及装置；201610717277.5提供一种基于判定指数的低阻油层识别方法及装置；201610829045.9公开了一种确定油层射孔层位的方法及装置。但目前还未有基于岩石导电机理和岩心含油性分析的低阻油层识别技术，特别是针对海相碳酸盐岩微孔型储层。
因此，提供一种新型的海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法及装置已经成为本领域亟需解决的技术问题。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的一个目的在于提供一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法。
本发明的另一个目的还在于提供一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别装置。
本发明的又一个目的还在于提供一种计算机设备。
本发明的再一个目的还在于提供一种计算机可读存储介质。本发明所提供的方法及装置可快速简捷地判识油藏中低阻油层的纵向分布，为寻找低阻油层并计算低阻油层储量、制定开发策略提供技术支持。
为了实现以上目的，一方面，本发明提供了一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法，其中，所述海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法包括：
对目标海相碳酸盐岩岩心进行含油性描述和岩心深度归位，获取分段描述的含油性文本数据及测井数据集合；
获取目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合；
根据目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合，确定低阻油层形成条件，获取低阻油层形成条件数据集合；
利用目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合建立第一低阻油层识别模型，获取第一低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型；
利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合建立第二低阻油层识别模型，获取第二低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。
在以上所述的方法中，优选地，所述岩心含油性描述，包括：按照饱含油、含油、油浸、油斑、油迹、荧光及不含油7个级别分段描述岩心的含油性并获取得到分段描述的含油性文本数据。
在以上所述的方法中，优选地，所述岩心深度归位，包括：根据岩心扫描伽马与测井伽马、岩心上的岩性界面与测井曲线确定的岩性界面、岩心分析孔隙度与孔隙度测井曲线相似性对比，对岩心深度进行校正，使其与测井深度相匹配。
在以上所述的方法中，优选地，获取测井数据，包括：将岩心深度归位后的所述分段描述的含油性文本数据与测井数据匹配，在相同含油性层段内，按照每米8个点获取相关测井数据。
在以上所述的方法中，优选地，所述测井数据包括深探测电阻率及测井密度。
在以上所述的方法中，优选地，所述无裂缝岩心的相关数据集合包括反映孔喉类型的文本数据、孔喉半径数据、岩心孔隙度数据、岩心渗透率数据、地层条件下的盐水电阻率、饱含盐水的岩心电阻率和油驱水过程中的含水饱和度及对应的岩石电阻率。
在以上所述的方法中，优选地，根据目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合，确定低阻油层形成条件，获取低阻油层形成条件数据集合，包括：根据孔隙型储层岩石导电机理、地层水矿化度及地层条件下的盐水电阻率特征、束缚水饱和度特征，确定微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限；
根据微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限以及无裂缝岩心的相关数据集合中反映孔喉类型的文本数据，在驱替电阻率实验中区分微孔隙型孔隙结构成因低阻油层岩样和非低阻油层岩样；
再采用散点交会和频率直方图分析方法，确定低阻油层形成条件，获取低阻油层形成条件数据集合。
在以上所述的方法中，优选地，所述低阻油层形成条件数据集合包括孔喉半径上限、孔隙度下限和渗透率上限。
在以上所述的方法中，优选地，利用目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合建立第一低阻油层识别模型，获取第一低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型包括：
确定岩心驱替电阻率实验数据拐点及拐点电阻率，建立含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式，利用驱替电阻率实验建立高束缚水低阻油层下限关系式、含油较好的低阻油层下限关系式，并建立第一低阻油层识别模型。
在以上所述的方法中，优选地，利用阿尔齐公式建立如下式1)所示的含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式：
Log(Rt)＝A-wlogPOR 式1)；
式1)中，A＝log(a·b·Rw)-nlog(Sw)，Rt表示岩石电阻率，单位为Ω·m；a，b表示岩性指数，m为胶结指数，n为饱和度指数，单位都为无量纲；POR表示储层孔隙度，单位为v/v；Sw表示岩石含水饱和度，单位为v/v，Rw表示地层条件下的盐水电阻率，单位为Ω·m。
在以上所述的方法中，优选地，利用驱替电阻率实验建立高束缚水低阻油层下限关系式、含油较好的低阻油层下限关系式，包括：
利用驱替电阻率实验获取的饱含盐水的岩心电阻率Ro、岩心驱替电阻率实验数据拐点(即Rt与Sw关系拐点)电阻率，可记为拐点电阻率Rtinf及束缚水状态时的岩心电阻率Rtwirr，在同一个图版中建立所有岩样及低阻油层岩样的Ro-POR、Rtinf-POR、Rt-POR散点交会图；其中所有岩样的Ro-POR与Rtinf-POR分界线代表水层与含油层分界线、Rtinf-POR与Rt-POR分界线代表含油层与油层分界线；低阻油层岩样分布在POR≥PORmin范围内，Ro-POR顶部界线代表岩样开始含油，Rtinf-POR顶部界线则代表岩样含油性较好；利用低阻油层岩样的Ro-POR顶部界线建立高束缚水低阻油层下限关系式Rt-POR-w，利用低阻油层岩样的Rtinf-POR顶部界线建立含油性较好的低阻油层下限关系式Rt-POR-o。
在以上所述的方法中，优选地，建立第一低阻油层识别模型，包括根据高束缚水低阻油层下限关系式Rt-POR-w及含油性较好的低阻油层下限关系式Rt-POR-o分别计算高束缚水低阻油层电阻率下限值Rtmin1和含油性较好的低阻油层电阻率下限值Rtmin2，并据此建立第一低阻油层识别模型，其包括：若Rtinf≤低阻油层电阻率上限值Rtmax或测井电阻率Rtlog满足Rtmin2<Rtlog≤Rtmax，说明大孔中充满原油后岩石电阻率仍然低于低阻油层上限电阻率，判定其为含油性较好的低阻油层；若Rtmin2>Rtmax且Rtlog满足Rtmin1<Rtlog≤Rtmax，说明大孔含油但占比小，判定储层为高束缚水低阻油层；其它则为非低阻油层。
其中，测井电阻率Rtlog通常就是指深探测电阻率，当没有深探测电阻率时，也可用过渡带电阻率(探测深度略小于深探测电阻率所对应的深度)来代替。
在以上所述的方法中，优选地，利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合建立第二低阻油层识别模型，获取第二低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型，包括：建立含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式；以岩心油迹为界，建立含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式；以岩心油浸为界，建立油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式，并建立第二低阻油层识别模型。
在以上所述的方法中，优选地，建立如下式2)所示的含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式：
Log(Rt)＝A-mlog(c-d·ρb) 式2)；
式2)中，A＝log(a·b·Rw)-nlog(Sw)，Rt表示岩石电阻率，单位为Ω·m；a，b表示岩性指数，m为胶结指数，n为饱和度指数，单位都为无量纲；ρb表示岩石密度，单位为g/cm3；c、d表示常量系数，无量纲；Sw表示岩石含水饱和度，单位为v/v，Rw表示地层条件下的盐水电阻率，单位为Ω·m。
在以上所述的方法中，优选地，所述以岩心油迹为界，建立含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式；以岩心油浸为界，建立油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式，包括：
利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合分不同含油性作Rt-RHOB散点交会图，分段建立含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式。
在以上所述的方法中，优选地，所述建立第二低阻油层识别模型，包括：根据含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式分别计算含油层下限电阻率Rtmin3及油层下限电阻率Rtmin4，并据此建立第二低阻油层识别模型，其包括：测井电阻率Rtlog<Rtmin3，判定储层为水层；Rtmin3<Rtlog≤Rtmin4，判定储层为油水同层；Rtmin4<Rtlog≤Rtmax，判定储层属于低阻油层；Rtmin4>Rtmax，判定储层为非低阻油层。
优选地，所述方法还包括：根据第一低阻油层识别模型及第二低阻油层识别模型建立低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型，获取第三低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。
在以上所述的方法中，优选地，所述低阻油层综合识别指数如下式3)及式4)所示：
当Rt＜Rtmax，主要区分低阻油层与含水层，该低阻油层综合识别指数为：
当Rt＞Rtmax，主要区分低阻油层与常规油层，该低阻油层综合识别指数为：
式3)及式4)中，LRP_INDEX表示低阻油层综合识别指数，单位为无量纲；Rt、Rtmax、Rtmin1、Rtmin4分别表示岩石电阻率、低阻油层电阻率上限值、第一低阻油层识别模型计算得到的高束缚水低阻油层电阻率下限值、第二低阻油层识别模型计算得到的油层下限电阻率，单位都为Ω·m；ABS函数表述取绝对值。
在以上所述的方法中，优选地，第三低阻油层识别模型包括：
LRP_INDEX≥LRPbase，LRPbase＝0，判定储层为低阻油层，否则为非低阻油层。
优选地，所述方法还包括：对低阻油层识别结果进行可视化，其包括：
将Rtmax、PORmin、PERMmax分别设置为电阻率测井曲线、孔隙度及渗透率解释曲线的基线，并做线间充填，分别显示Rt≤Rtmax、POR≥PORmin、PERM≤PERMmax的曲线段，作为判别低阻油层的基础条件；
计算识别模式曲线Rtmin1、Rtmin2、Rtmin3、Rtmin4，采用曲线重叠法，分别与实测Rt曲线做线间充填，用不同颜色分别充填Rt>Rtmin2和Rt>Rtmin4曲线段、Rt>Rtmin1和Rt>Rtmin3曲线段、Rt<Rtmin1和Rt<Rtmin3曲线段，分别代表含油较好的油层段、油水同层或高束缚水饱和度油层段及水层段或含水层段，含油较好的油层段或高束缚水饱和度油层段与基础条件满足段配合，共同识别低阻油层；
设置基线LRPbase，与LRP_INDEX曲线做线间充填，代表低阻油层，以实现可视化识别低阻油层判断结果。
优选地，所述方法还包括对低阻油层识别结果进行生产测试验证，其包括利用生产测试的油、水产量评价低阻油层识别结果是否正确和可靠。
另一方面，本发明还提供了一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别装置，其中，所述海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别装置包括：
分段描述的含油性文本数据及测井数据集合获取模块，用于对目标海相碳酸盐岩岩心进行含油性描述和岩心深度归位，获取分段描述的含油性文本数据及测井数据集合；
目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合获取模块，用于获取目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合；
低阻油层形成条件确定以及低阻油层形成条件数据集合获取模块，用于根据目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合，确定低阻油层形成条件，获取低阻油层形成条件数据集合；
第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块，用于利用目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合建立第一低阻油层识别模型，获取第一低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型；
第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块，用于利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合建立第二低阻油层识别模型，获取第二低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。
在以上所述的装置中，优选地，所述分段描述的含油性文本数据及测井数据集合获取模块包括岩心含油性描述及分段描述的含油性文本数据获取单元，用于按照饱含油、含油、油浸、油斑、油迹、荧光及不含油7个级别分段描述岩心的含油性并获取得到分段描述的含油性文本数据。
在以上所述的装置中，优选地，所述分段描述的含油性文本数据及测井数据集合获取模块包括岩心深度归位单元，用于根据岩心扫描伽马与测井伽马、岩心上的岩性界面与测井曲线确定的岩性界面、岩心分析孔隙度与孔隙度测井曲线相似性对比，对岩心深度进行校正，使其与测井深度相匹配。
在以上所述的装置中，优选地，所述分段描述的含油性文本数据及测井数据集合获取模块包括测井数据获取单元，用于将岩心深度归位后的所述分段描述的含油性文本数据与测井数据匹配，在相同含油性层段内，按照每米8个点获取相关测井数据。
在以上所述的装置中，优选地，测井数据获取单元具体用于获取包括深探测电阻率及测井密度在内的对应测井数据。
在以上所述的装置中，优选地，所述目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合获取模块，用于获取包括反映孔喉类型的文本数据、孔喉半径数据、岩心孔隙度数据、岩心渗透率数据、地层条件下的盐水电阻率、饱含盐水的岩心电阻率和油驱水过程中的含水饱和度及对应的岩石电阻率在内的数据集合。
在以上所述的装置中，优选地，所述低阻油层形成条件确定以及低阻油层形成条件数据集合获取模块包括微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限确定单元、微孔隙型孔隙结构成因低阻油层岩样和非低阻油层岩样区分单元以及低阻油层形成条件和低阻油层形成条件数据集合确定单元；
微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限确定单元，用于根据孔隙型储层岩石导电机理、地层水矿化度及地层条件下的盐水电阻率特征、束缚水饱和度特征，确定微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限；
微孔隙型孔隙结构成因低阻油层岩样和非低阻油层岩样区分单元，用于根据微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限以及无裂缝岩心的相关数据集合中反映孔喉类型的文本数据，在驱替电阻率实验中区分微孔隙型孔隙结构成因低阻油层岩样和非低阻油层岩样；
低阻油层形成条件和低阻油层形成条件数据集合确定单元，用于采用散点交会和频率直方图分析方法，确定低阻油层形成条件，获取低阻油层形成条件数据集合。
在以上所述的装置中，优选地，所述低阻油层形成条件确定以及低阻油层形成条件数据集合获取模块中的低阻油层形成条件和低阻油层形成条件数据集合确定单元，用于获取包括孔喉半径上限、孔隙度下限和渗透率上限在内的数据集合。
在以上所述的装置中，优选地，所述第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块，具体用于确定岩心驱替电阻率实验数据拐点及拐点电阻率，建立含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式，利用驱替电阻率实验建立高束缚水低阻油层下限关系式、含油较好的低阻油层下限关系式，并建立第一低阻油层识别模型。
在以上所述的装置中，优选地，所述第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块包括含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式建立单元，其用于利用阿尔齐公式建立如下式1)所示的含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式：
Log(Tt)＝A-mlogPOR 式1)；
式1)中，A＝log(a·b·Rw)-nlog(Sw)，Rt表示岩石电阻率，单位为Ω·m；a，b表示岩性指数，m为胶结指数，n为饱和度指数，单位都为无量纲；POR表示储层孔隙度，单位为v/v；Sw表示岩石含水饱和度，单位为v/v，Rw表示地层条件下的盐水电阻率，单位为Ω·m。
在以上所述的装置中，优选地，所述第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块包括高束缚水低阻油层下限关系式、含油较好的低阻油层下限关系式建立单元，其用于利用驱替电阻率实验获取的饱含盐水的岩心电阻率Ro、岩心驱替电阻率实验数据拐点电阻率Rtinf及束缚水状态时的岩心电阻率Rtwirr，在同一个图版中建立所有岩样及低阻油层岩样的Ro-POR、Rtinf-POR、Rt-POR散点交会图；其中所有岩样的Ro-POR与Rtinf-POR分界线代表水层与含油层分界线、Rtinf-POR与Rt-POR分界线代表含油层与油层分界线；低阻油层岩样分布在POR≥PORmin范围内，Ro-POR顶部界线代表岩样开始含油，Rtinf-POR顶部界线则代表岩样含油性较好；利用低阻油层岩样的Ro-POR顶部界线建立高束缚水低阻油层下限关系式Rt-POR-w，利用低阻油层岩样的Rtinf-POR顶部界线建立含油性较好的低阻油层下限关系式Rt-POR-o。
在以上所述的装置中，优选地，所述第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块包括第一低阻油层识别模型建立单元，其用于根据高束缚水低阻油层下限关系式Rt-POR-w及含油性较好的低阻油层下限关系式Rt-POR-o分别计算高束缚水低阻油层电阻率下限值Rtmin1和含油性较好的低阻油层电阻率下限值Rtmin2，并据此建立第一低阻油层识别模型，其包括：若Rtinf≤低阻油层电阻率上限值Rtmax或测井电阻率Rtlog满足Rtmin2<Rtlog≤Rtmax，说明大孔中充满原油后岩石电阻率仍然低于低阻油层上限电阻率，判定其为含油性较好的低阻油层；若Rtmin2>Rtmax且Rtlog满足Rtmin1<Rtlog≤Rtmax，说明大孔含油但占比小，判定储层为高束缚水低阻油层；其它则为非低阻油层。
在以上所述的装置中，优选地，所述第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块，具体用于建立含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式；以岩心油迹为界，建立含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式；以岩心油浸为界，建立油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式，并建立第二低阻油层识别模型。
在以上所述的装置中，优选地，所述第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块包括含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式建立单元，其用于建立如下式2)所示的含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式：
Log(Rt)＝A-mlog(c-d·ρb) 式2)；
式2)中，A＝log(a·b·Rw)-nlog(Sw)，Rt表示岩石电阻率，单位为Ω·m；a，b表示岩性指数，m为胶结指数，n为饱和度指数，单位都为无量纲；ρb表示岩石密度，单位为g/cm3；c、d表示常量系数，无量纲；Sw表示岩石含水饱和度，单位为v/v，Rw表示地层条件下的盐水电阻率，单位为Ω·m。
在以上所述的装置中，优选地，所述第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块包括含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式建立单元，其用于利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合分不同含油性作Rt-RHOB散点交会图，分段建立含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式。
在以上所述的装置中，优选地，所述第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块包括第二低阻油层识别模型建立单元，其用于根据含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式分别计算含油层下限电阻率Rtmin3及油层下限电阻率Rtmin4，并据此建立第二低阻油层识别模型，其包括：测井电阻率Rtlog<Rtmin3，判定储层为水层；Rtmin3<Rtlog≤Rtmin4，判定储层为油水同层；Rtmin4<Rtlog≤Rtmax，判定储层属于低阻油层；Rtmin4>Rtmax，判定储层为非低阻油层。
优选地，所述装置还包括低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型建立模块，用于根据第一低阻油层识别模型及第二低阻油层识别模型建立低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型，获取第三低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。
在以上所述的装置中，优选地，所述低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型建立模块包括低阻油层综合识别指数建立单元，其用于建立如下式3)及式4)所示的低阻油层综合识别指数：
当Rt＜Rtmax，主要区分低阻油层与含水层，该低阻油层综合识别指数为：
当Rt＞Rtmax，主要区分低阻油层与常规油层，该低阻油层综合识别指数为：
式3)及式4)中，LRP_INDEX表示低阻油层综合识别指数，单位为无量纲；Rt、Rtmax、Rtmin1、Rtmin4分别表示岩石电阻率、低阻油层电阻率上限值、第一低阻油层识别模型计算得到的高束缚水低阻油层电阻率下限值、第二低阻油层识别模型计算得到的油层下限电阻率，单位都为Ω·m；ABS函数表述取绝对值。
在以上所述的装置中，优选地，所述低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型建立模块包括第三低阻油层识别模型建立单元，其用于建立如下所示的第三低阻油层识别模型：
LRP_INDEX≥LRPbase，LRPbase＝0，判定储层为低阻油层，否则为非低阻油层。
优选地，所述装置还包括低阻油层识别结果可视化模块，其用于
将Rtmax、PORmin、PERMmax分别设置为电阻率测井曲线、孔隙度及渗透率解释曲线的基线，并做线间充填，分别显示Rt≤Rtmax、POR≥PORmin、PERM≤PERMmax的曲线段，作为判别低阻油层的基础条件；
计算识别模式曲线Rtmin1、Rtmin2、Rtmin3、Rtmin4，采用曲线重叠法，分别与实测Rt曲线做线间充填，用不同颜色分别充填Rt>Rtmin2和Rt>Rtmin4曲线段、Rt>Rtmin1和Rt>Rtmin3曲线段、Rt<Rtmin1和Rt<Rtmin3曲线段，分别代表含油较好的油层段、油水同层或高束缚水饱和度油层段及水层段或含水层段，含油较好的油层段或高束缚水饱和度油层段与基础条件满足段配合，共同识别低阻油层；
设置基线LRPbase，与LRP_INDEX曲线做线间充填，代表低阻油层，以实现可视化识别低阻油层判断结果。
优选地，所述装置还包括低阻油层识别结果生产测试验证模块，其用于根据生产测试的油、水产量评价低阻油层识别结果是否正确和可靠。
再一方面，本发明还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其中，所述处理器执行所述计算机程序时实现以上所述海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法的步骤。
又一方面，本发明还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其中，所述计算机程序被处理器执行时实现以上所述海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法的步骤。
本发明从海相碳酸盐岩储层岩石导电机理及海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层的形成机理出发，通过揭示LRP形成机制，提供了一种基于岩石驱替电阻率实验、岩心含油性分析及综合判识指数的LRP识别技术，同时结合LRP形成的基础地质条件，包括孔喉系统类型、孔喉半径上限、储层孔隙度下限和基质渗透率上限，提供了一种可视化程度较高的海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别技术，为寻找类似低阻油层并制定开发策略奠定了基础。
本发明所提供的方法及装置可直观、快速、简捷、高效地判识海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层，且具有较高的低阻油层识别符合率。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例所提供的海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法的流程图。
图2a为本发明实施例中岩心深度归位前的图片。
图2b为本发明实施例中岩心深度归位后的图片。
图3a为本发明实施例归位后的岩心测井曲线图。
图3b为本发明实施例归位后的岩心描述含油性(含油，OB2)示意图。
图3c为本发明实施例归位后的岩心描述含油性(油浸，OB3)示意图。
图3d为本发明实施例归位后的岩心描述含油性(油斑，OB4)示意图。
图3e为本发明实施例归位后的岩心描述含油性(油迹，OB5)示意图。
图3f为本发明实施例归位后的岩心描述含油性(不含油，OB7)示意图。
图4a为本发明实施例中东某油田海相碳酸盐岩三种孔喉类型中单模态微孔型的示意图。
图4b为本发明实施例中东某油田海相碳酸盐岩三种孔喉类型中双模态微孔主导型的示意图。
图4c为本发明实施例中东某油田海相碳酸盐岩三种孔喉类型中多模态大孔主导型的示意图。
图5为本发明实施例实测毛管压力曲线及对应的孔喉半径频率直方图。
图6为本发明实施例实测驱替电阻率实验Rt-Sw散点交会图。
图7为本发明实施例中LRP与非LRP对比的孔喉类型统计频率直方图。
图8为本发明实施例中LRP与非LRP对比的Ro-PTradius散点交会图。
图9为本发明实施例中LRP与非LRP对比的PERM-POR散点交会图。
图10为本发明实施例中驱替电阻率实验拐点及对应电阻率Rtinf示意图。
图11为本发明实施例中基于驱替电阻率实验的第一低阻油层识别模型。
图12为本发明实施例中基于岩心含油性描述的第二低阻油层识别模型。
图13为本发明实施例中单井低阻油层识别的可视化图例。
图14为本发明实施例中东某油藏X井地质特征及生产测试示意图例。
图15为本发明实施例中东某油藏X井生产曲线示意图。
图16为本发明实施例所提供的海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别装置的结构示意图。
具体实施方式
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，现结合以下具体实施例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。
图1为本发明实施例所提供的海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法的流程图，从图1中可以看出，所述海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法包括以下具体步骤：
S101：对目标海相碳酸盐岩岩心进行含油性描述和岩心深度归位，获取分段描述的含油性文本数据及对应测井数据集合A1(oiliness,Rt,RHOB)。
在一实施例中，所述岩心含油性描述，包括：根据“岩石含油级别的划分”行业标准(SY 5364-89)及中油测井技术服务有限责任公司企业规范“ST/CNLC SOP 3005-2007”，按照饱含油、含油、油浸、油斑、油迹、荧光及不含油7个级别(见表1)分段描述岩心的含油性并获取得到分段描述的含油性文本数据。
表1孔隙性含油岩心含油级别划分表
在一实施例中，所述岩心深度归位，包括：根据岩心扫描伽马与测井伽马(图2b中1)、岩心描述岩性界面(岩心上的岩性界面)与测井曲线确定的岩性界面(图2a及图2b中的2)、岩心分析孔隙度与孔隙度测井曲线(图2b中3)的一致性和相似性对比，对岩心深度进行校正，使其与测井深度相匹配。本实施例中岩心深度归位前后对比图如图2a及图2b所示，其中岩心深度归位前图片中的界面a-a与岩心深度归位后图片中的界面a’-a’相对应，岩心深度归位前图片中的界面b-b与岩心深度归位后图片中的界面b’-b’相对应，从图2a及图2b中可以看出，岩心深度归位后岩心、测井数据具有较好的一致性和相关性。
在一实施例中，图3a-图3f所示为中东某油田取芯井归位后的岩心描述含油性与测井对比图，从图3a-图3f中可以看出，本实施例中获取得到分段描述的含油性文本数据oilness包括含油(OB2)、油浸(OB3)、油斑(OB4)、油迹(OB5)、不含油(OB7)，通过岩心深度归位将oilness与测井数据匹配；在相同oilness层段内，按照每米8个点获取相关测井曲线值，这里的测井数据包括Rt_log、RHOB，其中Rt_log为深探测电阻率，单位为Ω·m；RHOB为测井密度，单位为g/cm3。
S102：获取目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合A2(PTtype,PTradius,POR,PERM,Rw,Ro,Rti,Swi)。
在一实施例中，无裂缝岩心的选取包括：对已加工好的岩心，采用肉眼观察、CT扫描等方法剔除含裂缝岩心，获取得到无裂缝岩心。
在一实施例中，按照“岩心分析方法”国家标准(GB/T 29172-2012)开展岩心实验：通过铸体薄片鉴定获取反映孔喉类型的文本数据PTtype；通过压汞实验分析获取孔喉半径数据PTradius，单位为μm；利用岩石物性实验获取岩心孔隙度数据POR和岩心渗透率数据PERM，单位分别为v/v和mD；利用驱替电阻率实验获取地层条件下的盐水电阻率Rw、饱含盐水的岩心电阻率Ro及油驱水过程中的含水饱和度Swi及对应的岩石电阻率Rti，其中Rw、Ro、Rti单位为Ω.m，Swi单位为v/v；上述所有实验都采用相同岩样或平行样，按照一定流程顺序获取。
进一步地，通过铸体薄片鉴定获取得到的中东某油田海相碳酸盐岩三种孔喉类型示意图如图4a-图4c所示，从图4a-图4c中可以看出，中东某油田海相碳酸盐岩储层发育三种孔喉类型，即单模态微孔型、双模态微孔主导型、多模态大孔主导型，通过薄片鉴定确定每个岩样的孔喉类型，为寻找微孔型孔隙结构成因LRP奠定基础。
进一步地，通过压汞实验分析获取孔喉半径数据PTradius，包括：按照相关实验的国家标准和行业标准开展毛管压力实验，获取毛管压力曲线及数据，见图5中的12，利用达西公式将压力转换为孔喉半径，获取孔喉半径分布图，见图5中的13及代表平均毛管压力半径值的PTradius值，单位为μm。
进一步地，所述利用岩石物性实验获取的岩心孔隙度数据POR和岩心渗透率数据PERM具体是指利用常规岩石物性实验获取的氦气法孔隙度POR和空气渗透率PERM，单位分别为v/v和mD。
进一步地，利用驱替电阻率实验获取地层条件下的盐水电阻率Rw、饱含盐水的岩心电阻率Ro及油驱水过程中的含水饱和度Swi及对应的岩石电阻率Rti，包括：根据地层水矿化度(本实施例中东某油田约为170500ppm)配置盐水溶液，模拟地层条件(本实施例中东某油田压力为2870psi、温度为270°F)测量盐水电阻率Rw，本实施例中东某油田的盐水电阻率Rw平均约为0.015Ω·m；见图6所示为本实施例实测驱替电阻率实验Rt-Sw散点交会图，进而将岩心洗油、洗盐并100％饱和盐水，模拟地层条件测量岩心电阻率Ro(图6中14)，本实施例中东某油田Ro最小值约为0.22Ω·m；采用油驱水方式，在岩心含水饱和度(Swi)变化过程中测量对应的岩心电阻率Rti(图6中的15)，i值通常对应4-8个测量点。
S103：根据目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合，确定低阻油层形成条件，获取低阻油层形成条件数据集合A3(Rtmax,Romax,PTrmax,PORmin,PERMmax)。
具体地，包括：首先根据孔隙型储层岩石导电机理、地层水矿化度及Rw特征、束缚水饱和度特征，确定微孔型孔隙结构成因LRP饱水岩心电阻率上限Romax和含油岩心电阻率上限Rtmax，单位为Ω·m；然后根据Rtmax、Romax和铸体薄片确定的PTtype，在驱替电阻率实验中区分微孔隙型孔隙结构成因LRP岩样和非LRP岩样；再采用散点交会和频率直方图分析方法，确定LRP形成的基础地质条件，包括孔喉半径上限PTrmax(单位为μm)、孔隙度下限PORmin(单位为v/v)和渗透率上限PERMmax(单位为mD)。
进一步地，所述确定微孔型孔隙结构成因LRP饱水岩心电阻率上限Romax和含油岩心电阻率上限Rtmax，包括：根据油藏试油或投产确定的油层电阻率和含水层电阻率分布特征，结合油藏关于低识别度油层的经验，确定低阻油层电阻率上限值，如本实施例的中东某油田确定为1Ω·m，即Rtmax＝1Ω·m；在此基础上，根据LRP主体FRI＝2-5的定义，其饱水岩心电阻率Ro＝0.2-0.5Ω·m，即LRP饱水岩心电阻率上限值Romax＝0.5Ω·m。
进一步地，所述根据Rtmax、Romax和铸体薄片确定的PTtype，在驱替电阻率实验中区分微孔隙型孔隙结构成因LRP岩样和非LRP岩样，具体的，如本实施例中东某油田，由于大多数油井在储层含水饱和度为0.33-0.70时，都能以几乎不产水的方式生产6-8年，考虑到微孔型孔隙结构成因LRP具有较高的束缚水饱和度，因此在岩心驱替电阻率实验中以Ro≤0.5Ω·m和Sw＝0.70时的Rt≤1Ω.m作为筛选条件，同时结合PTtype为微孔主导型的基础条件区分LRP岩样和非LRP岩样，筛选结果见表2所示。
表2驱替电阻率实验样品筛选表
进一步地，所述确定LRP形成的基础地质条件，包括：微孔型孔隙结构储层孔喉细小，要成为LRP，必须具有较高的孔隙度和较低的渗透率，因此在样品筛选的基础上，采用统计频率直方图和储层参数散点交会图分析方法，通过对比分析LRP样品和非LRP样品的聚类特征，确定LRP形成的基础地质条件；本实施例中，图7展示LRP与非LRP对比的孔喉类型(17-18)，从图7中可以看出单模态微孔型是LRP形成的主要孔喉类型，双模态微孔主导型次之；图8是LRP与非LRP对比的Ro-PTradius散点交会图，采用仅靠LRP样品点取整的方法，确定LRP形成的最大孔喉半径PTrmax＝1μm(19)；图9是LRP与非LRP对比的PERM-POR散点交会图，采用仅靠LRP样品点取整的方法，确定LRP形成的最小孔隙度PORmin＝0.17(20)、最大渗透率PERMmax＝4mD(21)。综上所述，微孔型孔隙结构成因LRP形成的基础地质条件包括：PTtype为微孔型主导的孔隙结构、PTrmax＝1μm、PORmin＝0.17、PERMmax＝4mD。
S104：利用目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合建立第一低阻油层识别模型，获取第一低阻油层识别数据及关系集合B1(Rtinf,Rt-POR-w,Rt-POR-o,Rtmin1,Rtmin2)，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型；
具体地，包括：确定岩心驱替电阻率实验数据拐点及拐点电阻率Rtinf，建立含油岩石电阻率Rt与岩心孔隙度POR关系模式，利用驱替电阻率实验建立高束缚水LRP下限关系式Rt-POR-w、含油较好的LRP下限关系式Rt-POR-o，并建立第一低阻油层识别模型。
进一步地，所述确定岩心驱替电阻率实验数据拐点及拐点电阻率Rtinf，包括：岩心驱替电阻率实验中，早期充注的原油多替换相对较大孔喉中的水，电阻率增速慢，当后期充注原油开始替换相对较小孔喉中的水，电阻率增速变快，因此在实测FRI-Sw散点图中，存在至少一个FRI增速拐点；如图10所示，本实施例油田存在一个共同的拐点，其FRI≈5、Sw≈0.4(22)，LRP主要发育于低FRI阶段(23)，当FRI>5，储层变为常规油层(24)。
进一步地，所述FRI定义如下：
式(1)中：FRI为电阻增大系数，单位为无量纲；Rt为岩石含油时的电阻率，单位为Ω·m；Ro为岩石100％饱和盐水时电阻率，单位为Ω·m。
进一步地，利用如下式(2)和式(3)所示的阿尔齐公式建立含油岩心电阻率Rt与岩心孔隙度POR关系模式：
式中，Ro、Rt同上；Sw表示含水饱和度，单位为v/v；POR表示储层孔隙度，单位为v/v；a，b表示岩性指数，m为胶结指数，n为饱和度指数，单位都为无量纲，Rw为地层条件下的盐水电阻率，单位为Ω·m。
因此含油状态下岩石电阻率Rt与岩心孔隙度POR的关系为：
对式(4)两边取对数可得：
LogRt＝log(a·b·Rw)-nlog(Sw)-mlogPOR 式(5)；
Log(Rt)＝A-mlogPOR 式(6)；
其中A＝log(a·b·Rw)-nlog(Sw)，参数意义同上。表示Rt与POR取对数后具有线性相关关系。
进一步地，所述建立高束缚水LRP下限关系式Rt-POR-w、含油较好的LRP下限关系式Rt-POR-o，包括：利用驱替电阻率实验获取100％饱含盐水的岩心电阻率Ro、岩心驱替电阻率实验数据拐点电阻率Rtinf及岩心驱替实验中处于束缚水状态时的岩心电阻率Rtwirr，在同一个图版中建立所有岩样及LRP岩样的Ro-POR、Rtinf-POR、Rt-POR散点交会图(图11)；其中所有岩样的Ro-POR与Rtinf-POR分界线代表水层与含油层分界线(25)、Rtinf-POR与Rt-POR分界线代表含油层与油层分界线(26)；LRP岩样分布在POR≥PORmin范围内(27)，Ro-POR顶部界线代表岩样开始含油(28)，Rtinf-POR顶部界线则代表岩样含油性较好(29)，LRP的Ro-POR、Rtinf-POR散点分别位于所有岩样对应散点图的高孔段底部，说明相同条件下LRP导电性好；利用LRP岩样的Ro-POR顶部界线建立高束缚水LRP下限关系式Rt-POR-w，利用LRP岩样的Rtinf-POR顶部界线建立含油性较好的LRP下限关系式Rt-POR-o。
进一步地，所述建立第一低阻油层识别模型，包括：根据高束缚水LRP下限关系式Rt-POR-w及含油性较好的LRP下限关系式Rt-POR-o分别计算高束缚水LRP电阻率下限值Rtmin1和含油性较好的LRP电阻率下限值Rtmin2，并建立第一低阻油层识别模型，包括：若Rtinf≤Rtmax或测井电阻率Rtlog满足Rtmin2<Rtlog≤Rtmax，说明大孔中充满原油后岩石电阻率仍然低于LRP上限电阻率，判定其为含油性较好的LRP；若Rtmin2>Rtmax且Rtlog满足Rtmin1<Rtlog≤Rtmax，说明大孔含油但占比小，判定储层为高束缚水LRP；其它则为非LRP。
S105：利用分段描述的含油性文本数据及对应测井数据集合建立第二低阻油层识别模型，获取第二低阻油层识别数据及关系集合B2(Rt-RHOB-w,Rt-RHOB-o,Rtmin3,Rtmin4)，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。
进一步地，包括：建立含油岩石电阻率Rt与岩石密度RHOB的关系模式，对比分析岩心含油性与生产测试结果，确定所开发油藏的油层含油性下限(本实施例为油浸，包括油浸)和水层含油性上限(本实施例为油迹，包括油迹)；利用S101获取的数据集合A1建立含油层(或油水同层)下限拟合关系式Rt-RHOB-w及油层下限拟合关系式Rt-RHOB-o，并建立第二低阻油层识别模型。
进一步地，所述建立含油岩石电阻率Rt与岩石密度RHOB的关系模式，包括：首先建立岩石孔隙度POR与岩石密度关系，即：
式(7)中，ρma、ρf、ρb分别表示岩石骨架密度、岩石内流体密度和岩石密度，单位为g/cm3；POR表示储层孔隙度，单位为v/v；c、d表示常量系数，无量纲。因此含油状态下岩石电阻率Rt与岩石密度ρb的关系为：
Log(Rt)＝A-mlog(c-d·ρb) 式(8)；
由此表明Rt与ρb正相关，但无直接的线性关系或取对数后的线性关系，实际上采用分段拟合的方法来近似确定二者关系。
进一步地，所述利用S101获取的数据集合A1建立含油层(或油水同层)下限拟合关系式Rt-RHOB-w及油层下限拟合关系式Rt-RHOB-o，包括：利用S101获取的数据集合A1，分不同含油性作Rt-RHOB散点交会图，如图12所示，分饱含油30、含油31、油浸32、油斑33、油迹34、不含油35建立Rt-RHOB散点交会图，其中由于荧光设备不足，缺乏荧光级别的含油性描述，但不影响LRP识别；由于Rt与RHOB无直接的指数关系，因此分段建立油层和含油层(或油水同层)下限拟合关系式，本实施例分四段，其中三个界线分别为密度2.48g/cm3(图12中36)、密度2.56g/cm3(图12中37)、密度2.66g/cm3(图12中38)，建立的油层下限关系式分别为图12中的39、40、41，含油层(或油水同层)下限关系式分别为图12中的42、40、43、44，关系式40中油层与含油层重合。
进一步地，所述建立第二低阻油层识别模型，包括：利用关系式Rt-RHOB-w计算含油层下限电阻率Rtmin3，利用关系式Rt-RHOB-o计算油层下限电阻率Rtmin4，如果测井电阻率Rtlog<Rtmin3，判定储层为水层；如果Rtmin3<Rtlog≤Rtmin4，判定储层为油水同层；如果Rtmin4<Rtlog≤Rtmax，判定其属于LRP；如果Rtmin4>Rtmax，判定储层为非LRP。
S106：根据第一低阻油层识别模型及第二低阻油层识别模型建立低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型，获取第三低阻油层识别数据及关系集合B3(LRP_INDEX,LRPbase)，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。
进一步地，包括：综合第一低阻油层识别模型及第二低阻油层识别模型，重新建立一种低阻油层综合判识指数LRP_INDEX，形成一种更简化、更直观的LRP识别模式；数据集合B3包括低阻油层综合判识指数LRP_INDEX及无量纲基线LRPbase。
进一步地，所述低阻油层综合判识指数如下式
如果Rt＜Rtmax，主要区分LRP与含水层，该指数为：
如果Rt＞Rtmax，主要区分LRP与常规油层，该指数为：
式(9)和式(10)中，LRP_INDEX表示低阻油层综合判识指数，单位为无量纲；Rt、Rtmax、Rtmin1、Rtmin4分别表示岩石电阻率、LRP电阻率上限值、第一低阻油层识别模型计算得到的高束缚水低阻油层电阻率下限值、第二低阻油层识别模型计算得到的油层下限电阻率，单位都为Ω.m；ABS函数表述取绝对值。
进一步地，所述建立第三低阻油层识别模型，包括：由于LRP必须满足的条件为Rt≤Rtmax且Rt≥Rtmin1、Rt≥Rtmin4，根据LRP综合识别指数的定义，LRP只要满足LRP_INDEX≥0即可，因此设置基线LRPbase＝0，如果LRP_INDEX≥LRPbase，判定储层为LRP，否则为非LRP。
S107：LRP识别结果可视化。
进一步地，所述LRP识别结果可视化，包括：如图13所示，将Rtmax、PORmin、PERMmax分别设置为电阻率测井曲线、孔隙度及渗透率解释曲线的基线，并做线间充填，分别显示Rt≤Rtmax(图13中48)、POR≥PORmin(图13中46)、PERM≤PERMmax(图13中47)的曲线段，作为判别LRP的基础条件；
计算识别模式曲线Rtmin1、Rtmin2、Rtmin3、Rtmin4(图13中49、50)，采用曲线重叠法，分别与实测Rt曲线做线间充填，用黑色充填Rt>Rtmin2和Rt>Rtmin4曲线段(图13中49、50)，代表含油较好的油层段；用中度灰色(如图13中B所示)充填Rt>Rtmin1和Rt>Rtmin3曲线段(图13中49、50)，代表油水同层或高束缚水饱和度油层段；用浅灰色(如图13中A所示)充填Rt<Rtmin1和Rt<Rtmin3曲线段，代表水层段或含水层段(图13中49、50)；
上述黑色段及中度灰色段与基础条件满足段配合，共同识别LRP；设置基线LRPbase，自该基线向右与LRP_INDEX线间充填黑色(图13中51)，代表LRP。图13所示最后一道为识别结果，判定该井9837.5-9850ft段为LRP(图13中52)，其基础地质条件、Rt、以上所述三种模式识别结果都满足LRP条件。
S108：LRP识别结果的生产测试验证。
进一步地，所述LRP识别结果的生产测试验证，包括：利用生产测试的油、水产量评价识别结果是否正确和可靠。如图14所示，中东某油田X井D层发育三套高频旋回(见图14中的53)，LRP发育于最上一套高频旋回，沉积相以泻湖相为主(见图14中的54)，微相为Bacinella Floatstone(简称BF，见图14中的55)，上部覆盖限制性泻湖的似球粒钻孔泥粒灰岩(简称PBP)，下部与鲕粒滩的鲕粒颗粒灰岩(简称OBG)接触，该井于2003年4月在9836-9850ft段射孔，测试显示自然产能日产油5450桶，不含地层水(见图14中的56)，证实该LRP虽然测井电阻率仅0.4-0.6Ω.m，但不产水，与下部高渗条带一起有较好的产量；2012年6月，该井封掉高渗层，重新在9856-9867ft段补孔，测试日产油约1200桶，含水率10％(见图14中的57)，说明下部储层为油水同层。图15为该井D层生产曲线，从图15中可以看出，在2008年5月以前(见图15中的58)，该井经历了约6年的无水采油期，日产油2000-2600桶；2008年5月至2012年6月间，该层产量因产水而显著降低，间开生产(见图15中的59)；2002年6月至2013年1月，该层日产油1200-1800桶，含水率约10％(见图15中的60)；2013年1月产水率快速上升，后间开生产；从中可以说明，同样测井电阻率小于1Ω·m，该井9837.5-9850ft段为LRP，9855-9868ft段则为油水同层，显示本发明实施例所提供的方法对于区分二者间较小的差异具有较好效果。本实施例10口井LRP识别结果及生产测试表明，本发明技术在实施例油田全部取得成功。
基于同一发明构思，本发明实施例还提供了一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别装置，由于该装置解决问题的原理与海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法相似，因此该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。以下实施例所描述的装置较佳地以硬件来实现，但是软件或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
图16为本发明实施例所提供的海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别装置的结构示意图。如图16所示，所述海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别装置包括：
分段描述的含油性文本数据及测井数据集合获取模块101，用于对目标海相碳酸盐岩岩心进行含油性描述和岩心深度归位，获取分段描述的含油性文本数据及测井数据集合；
目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合获取模块102，用于获取目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合；
低阻油层形成条件确定以及低阻油层形成条件数据集合获取模块103，用于根据目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合，确定低阻油层形成条件，获取低阻油层形成条件数据集合；
第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块104，用于利用目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合建立第一低阻油层识别模型，获取第一低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型；
第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块105，用于利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合建立第二低阻油层识别模型，获取第二低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。
在一实施例中，所述分段描述的含油性文本数据及测井数据集合获取模块101包括岩心含油性描述及分段描述的含油性文本数据获取单元，用于按照饱含油、含油、油浸、油斑、油迹、荧光及不含油7个级别分段描述岩心的含油性并获取得到分段描述的含油性文本数据。
在一实施例中，所述分段描述的含油性文本数据及测井数据集合获取模块101包括岩心深度归位单元，用于根据岩心扫描伽马与测井伽马、岩心上的岩性界面与测井曲线确定的岩性界面、岩心分析孔隙度与孔隙度测井曲线相似性对比，对岩心深度进行校正，使其与测井深度相匹配。
在一实施例中，所述分段描述的含油性文本数据及测井数据集合获取模块101包括测井数据获取单元，用于将岩心深度归位后的所述分段描述的含油性文本数据与测井数据匹配，在相同含油性层段内，按照每米8个点获取相关测井数据。
在一实施例中，测井数据获取单元具体用于获取包括深探测电阻率及测井密度在内的对应测井数据。
在一实施例中，所述目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合获取模块102，用于获取包括反映孔喉类型的文本数据、孔喉半径数据、岩心孔隙度数据、岩心渗透率数据、地层条件下的盐水电阻率、饱含盐水的岩心电阻率和油驱水过程中的含水饱和度及对应的岩石电阻率在内的数据集合。
在一实施例中，所述低阻油层形成条件确定以及低阻油层形成条件数据集合获取模块103包括微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限确定单元、微孔隙型孔隙结构成因低阻油层岩样和非低阻油层岩样区分单元以及低阻油层形成条件和低阻油层形成条件数据集合确定单元；
微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限确定单元，用于根据孔隙型储层岩石导电机理、地层水矿化度及地层条件下的盐水电阻率特征、束缚水饱和度特征，确定微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限；
微孔隙型孔隙结构成因低阻油层岩样和非低阻油层岩样区分单元，用于根据微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限以及无裂缝岩心的相关数据集合中反映孔喉类型的文本数据，在驱替电阻率实验中区分微孔隙型孔隙结构成因低阻油层岩样和非低阻油层岩样；
低阻油层形成条件和低阻油层形成条件数据集合确定单元，用于采用散点交会和频率直方图分析方法，确定低阻油层形成条件，获取低阻油层形成条件数据集合。
在一实施例中，所述低阻油层形成条件确定以及低阻油层形成条件数据集合获取模块103中的低阻油层形成条件和低阻油层形成条件数据集合确定单元，用于获取包括孔喉半径上限、孔隙度下限和渗透率上限在内的数据集合。
在一实施例中，所述第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块104，具体用于确定岩心驱替电阻率实验数据拐点及拐点电阻率，建立含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式，利用驱替电阻率实验建立高束缚水低阻油层下限关系式、含油较好的低阻油层下限关系式，并建立第一低阻油层识别模型。
在一实施例中，所述第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块104包括含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式建立单元，其用于利用阿尔齐公式建立如下式1)所示的含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式：
Log(Rt)＝A-mlogPOR 式1)；
式1)中，A＝log(a·b·Rw)-nlog(Sw)，Rt表示岩石电阻率，单位为Ω·m；a，b表示岩性指数，m为胶结指数，n为饱和度指数，单位都为无量纲；POR表示储层孔隙度，单位为v/v；Sw表示岩石含水饱和度，单位为v/v，Rw表示地层条件下的盐水电阻率，单位为Ω·m。
在一实施例中，所述第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块104包括高束缚水低阻油层下限关系式、含油较好的低阻油层下限关系式建立单元，其用于利用驱替电阻率实验获取的饱含盐水的岩心电阻率Ro、岩心驱替电阻率实验数据拐点电阻率Rtinf及岩心驱替电阻率实验中处于束缚水状态时的岩心电阻率Rtwirr，在同一个图版中建立所有岩样及低阻油层岩样的Ro-POR、Rtinf-POR、Rt-POR散点交会图；其中所有岩样的Ro-POR与Rtinf-POR分界线代表水层与含油层分界线、Rtinf-POR与Rt-POR分界线代表含油层与油层分界线；低阻油层岩样分布在POR≥PORmin范围内，Ro-POR顶部界线代表岩样开始含油，Rtinf-POR顶部界线则代表岩样含油性较好；利用低阻油层岩样的Ro-POR顶部界线建立高束缚水低阻油层下限关系式Rt-POR-w，利用低阻油层岩样的Rtinf-POR顶部界线建立含油性较好的低阻油层下限关系式Rt-POR-o。
在一实施例中，所述第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块104包括第一低阻油层识别模型建立单元，其用于根据高束缚水低阻油层下限关系式Rt-POR-w及含油性较好的低阻油层下限关系式Rt-POR-o分别计算高束缚水低阻油层电阻率下限值Rtmin1和含油性较好的低阻油层电阻率下限值Rtmin2，并据此建立第一低阻油层识别模型，其包括：若Rtinf≤低阻油层电阻率上限值Rtmax或测井电阻率Rtlog满足Rtmin2<Rtlog≤Rtmax，说明大孔中充满原油后岩石电阻率仍然低于低阻油层上限电阻率，判定其为含油性较好的低阻油层；若Rtmin2>Rtmax且Rtlog满足Rtmin1<Rtlog≤Rtmax，说明大孔中部分含油，判定储层为高束缚水低阻油层；其它则为非低阻油层。
在一实施例中，所述第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块105，具体用于建立含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式；以岩心油迹为界，建立含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式；以岩心油浸为界，建立油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式，并建立第二低阻油层识别模型。
在一实施例中，所述第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块105包括含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式建立单元，其用于建立如下式2)所示的含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式：
Log(Rt)＝A-mlog(c-d·ρb) 式2)；
式2)中，A＝log(a·b·Rw)-nlog(Sw)，Rt表示岩石电阻率，单位为Ω·m；a，b表示岩性指数，m为胶结指数，n为饱和度指数，单位都为无量纲；ρb表示岩石密度，单位为g/cm3；c、d表示常量系数，无量纲；Sw表示岩石含水饱和度，单位为v/v，Rw表示地层条件下的盐水电阻率，单位为Ω·m。
在一实施例中，所述第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块105包括含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式建立单元，其用于利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合分不同含油性作Rt-RHOB散点交会图，分段建立含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式。
在一实施例中，所述第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块105包括第二低阻油层识别模型建立单元，其用于根据含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式分别计算含油层下限电阻率Rtmin3及油层下限电阻率Rtmin4，并据此建立第二低阻油层识别模型，其包括：测井电阻率Rtlog<Rtmin3，判定储层为水层；Rtmin3<Rtlog≤Rtmin4，判定储层为油水同层；Rtmin4<Rtlog≤Rtmax，判定储层属于低阻油层；Rtmin4>Rtmax，判定储层为非低阻油层。
在一实施例中，所述装置还包括低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型建立模块106，用于根据第一低阻油层识别模型及第二低阻油层识别模型建立低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型，获取第三低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。
在一实施例中，所述低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型建立模块106包括低阻油层综合识别指数建立单元，其用于建立如下式3)及式4)所示的低阻油层综合识别指数：
当Rt＜Rtmax，主要区分低阻油层与含水层，该低阻油层综合识别指数为：
当Rt＞Rtmax，主要区分低阻油层与常规油层，该低阻油层综合识别指数为：
式3)及式4)中，LRP_INDEX表示低阻油层综合识别指数，单位为无量纲；Rt、Rtmax、Rtmin1、Rtmin4分别表示岩石电阻率、LRP电阻率上限值、第一低阻油层识别模型计算得到的高束缚水低阻油层电阻率下限值、第二低阻油层识别模型计算得到的油层下限电阻率，单位都为Ω·m；ABS函数表述取绝对值。
在一实施例中，所述低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型建立模块106包括第三低阻油层识别模型建立单元，其用于建立如下所示的第三低阻油层识别模型：
LRP_INDEX≥LRPbase，LRPbase＝0，判定储层为低阻油层，否则为非低阻油层。
在一实施例中，所述装置还包括低阻油层识别结果可视化模块107，其用于
将Rtmax、PORmin、PERMmax分别设置为电阻率测井曲线、孔隙度及渗透率解释曲线的基线，并做线间充填，分别显示Rt≤Rtmax、POR≥PORmin、PERM≤PERMmax的曲线段，作为判别低阻油层的基础条件；
计算识别模式曲线Rtmin1、Rtmin2、Rtmin3、Rtmin4，采用曲线重叠法，分别与实测Rt曲线做线间充填，用不同颜色分别充填Rt>Rtmin2和Rt>Rtmin4曲线段、Rt>Rtmin1和Rt>Rtmin3曲线段、Rt<Rtmin1和Rt<Rtmin3曲线段，分别代表含油较好的油层段、油水同层或高束缚水饱和度油层段及水层段或含水层段，含油较好的油层段或高束缚水饱和度油层段与基础条件满足段配合，共同识别低阻油层；
设置基线LRPbase，与LRP_INDEX曲线做线间充填，代表低阻油层，以实现可视化识别低阻油层判断结果。
在一实施例中，所述装置还包括低阻油层识别结果生产测试验证模块108，其用于根据生产测试的油、水产量评价低阻油层识别结果是否正确和可靠。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、装置、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(装置)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与技术发明之间均可以自由组合使用。

Claims (42)

1.一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法，其特征在于，所述海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法包括：
对目标海相碳酸盐岩岩心进行含油性描述和岩心深度归位，获取分段描述的含油性文本数据及测井数据集合；
获取目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合；
根据目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合，确定低阻油层形成条件，获取低阻油层形成条件数据集合，包括：根据孔隙型储层岩石导电机理、地层水矿化度及地层条件下的盐水电阻率特征、束缚水饱和度特征，确定微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限；
根据微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限以及无裂缝岩心的相关数据集合中反映孔喉类型的文本数据，在驱替电阻率实验中区分微孔隙型孔隙结构成因低阻油层岩样和非低阻油层岩样；
再采用散点交会和频率直方图分析方法，确定低阻油层形成条件，获取低阻油层形成条件数据集合；
利用目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合建立第一低阻油层识别模型，获取第一低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型；
利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合建立第二低阻油层识别模型，获取第二低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述岩心含油性描述，包括：按照饱含油、含油、油浸、油斑、油迹、荧光及不含油7个级别分段描述岩心的含油性并获取得到分段描述的含油性文本数据。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述岩心深度归位，包括：根据岩心扫描伽马与测井伽马、岩心上的岩性界面与测井曲线确定的岩性界面、岩心分析孔隙度与孔隙度测井曲线相似性对比，对岩心深度进行校正，使其与测井深度相匹配。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，获取测井数据，包括：将岩心深度归位后的所述分段描述的含油性文本数据与测井数据匹配，在相同含油性层段内，按照每米8个点获取相关测井数据。
5.根据权利要求1或4所述的方法，其特征在于，所述测井数据包括深探测电阻率及测井密度。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述无裂缝岩心的相关数据集合包括反映孔喉类型的文本数据、孔喉半径数据、岩心孔隙度数据、岩心渗透率数据、地层条件下的盐水电阻率、饱含盐水的岩心电阻率和油驱水过程中的含水饱和度及对应的岩石电阻率。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述低阻油层形成条件数据集合包括孔喉半径上限、孔隙度下限和渗透率上限。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，利用目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合建立第一低阻油层识别模型，获取第一低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型包括：
确定岩心驱替电阻率实验数据拐点及拐点电阻率，建立含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式，利用驱替电阻率实验建立高束缚水低阻油层下限关系式、含油较好的低阻油层下限关系式，并建立第一低阻油层识别模型。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，利用阿尔齐公式建立如下式1)所示的含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式：
Log(Rt)＝A-mlogPOR 式1)；
式1)中，A＝log(a·b·Rw)-nlog(Sw)，Rt表示岩石电阻率，单位为Ω·m；a，b表示岩性指数，m为胶结指数，n为饱和度指数，单位都为无量纲；POR表示储层孔隙度，单位为v/v；Sw表示岩石含水饱和度，单位为v/v，Rw表示地层条件下的盐水电阻率，单位为Ω·m。
10.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，利用驱替电阻率实验建立高束缚水低阻油层下限关系式、含油较好的低阻油层下限关系式，包括：
利用驱替电阻率实验获取的饱含盐水的岩心电阻率Ro、岩心驱替电阻率实验数据拐点电阻率Rtinf及束水状态时的岩心电阻率Rtwirr，在同一个图版中建立所有岩样及低阻油层岩样的Ro-POR、Rtinf-POR、Rt-POR散点交会图；其中所有岩样的Ro-POR与Rtinf-POR分界线代表水层与含油层分界线、Rtinf-POR与Rt-POR分界线代表含油层与油层分界线；低阻油层岩样分布在POR≥PORmin范围内，Ro-POR顶部界线代表岩样开始含油，Rtinf-POR顶部界线则代表岩样含油性较好；利用低阻油层岩样的Ro-POR顶部界线建立高束缚水低阻油层下限关系式Rt-POR-w，利用低阻油层岩样的Rtinf-POR顶部界线建立含油性较好的低阻油层下限关系式Rt-POR-o。
11.根据权利要求8-10任一项所述的方法，其特征在于，建立第一低阻油层识别模型，包括根据高束缚水低阻油层下限关系式Rt-POR-w及含油性较好的低阻油层下限关系式Rt-POR-o分别计算高束缚水低阻油层电阻率下限值Rtmin1和含油性较好的低阻油层电阻率下限值Rtmin2，并据此建立第一低阻油层识别模型，其包括：若Rtinf≤低阻油层电阻率上限值Rtmax或测井电阻率Rtlog满足Rtmin2<Rtlog≤Rtmax，说明大孔中充满原油后岩石电阻率仍然低于低阻油层上限电阻率，判定其为含油性较好的低阻油层；若Rtmin2＞Rtmax且Rtlog满足Rtmin1<Rtlog≤Rtmax，说明大孔含油但占比小，判定储层为高束缚水低阻油层；其它则为非低阻油层。
12.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合建立第二低阻油层识别模型，获取第二低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型，包括：建立含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式；以岩心油迹为界，建立含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式；以岩心油浸为界，建立油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式，并建立第二低阻油层识别模型。
13.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，建立如下式2)所示的含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式：
Log(Rt)＝A-mlog(c-d·ρb) 式2)；
式2)中，A＝log(a·b·Rw)-nlog(Sw)，Rt表示岩石电阻率，单位为Ω·m；a，b表示岩性指数，m为胶结指数，n为饱和度指数，单位都为无量纲；ρb表示岩石密度，单位为g/cm3；c、d表示常量系数，无量纲；Sw表示岩石含水饱和度，单位为v/v，Rw表示地层条件下的盐水电阻率，单位为Ω·m。
14.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，所述以岩心油迹为界，建立含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式；以岩心油浸为界，建立油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式，包括：
利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合分不同含油性作Rt-RHOB散点交会图，分段建立含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式。
15.根据权利要求12-14任一项所述的方法，其特征在于，所述建立第二低阻油层识别模型，包括：根据含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式分别计算含油层下限电阻率Rtmin3及油层下限电阻率Rtmin4，并据此建立第二低阻油层识别模型，其包括：测井电阻率Rtlog<Rtmin3，判定储层为水层；Rtmin3<Rtlog≤Rtmin4，判定储层为油水同层；Rtmin4<Rtlog≤Rtmax，判定储层属于低阻油层；Rtmin4>Rtmax，判定储层为非低阻油层。
16.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：根据第一低阻油层识别模型及第二低阻油层识别模型建立低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型，获取第三低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。
17.根据权利要求16所述的方法，其特征在于，所述低阻油层综合识别指数如下式3)及式4)所示：
当Rt<Rtmax，区分低阻油层与含水层，该低阻油层综合识别指数为：
当Rt>Rtmax，区分低阻油层与常规油层，该低阻油层综合识别指数为：
式3)及式4)中，LRP_INDEX表示低阻油层综合识别指数，单位为无量纲；Rt、Rtmax、Rtmin1、Rtmin4分别表示岩石电阻率、低阻油层电阻率上限值、第一低阻油层识别模型计算得到的高束缚水低阻油层电阻率下限值、第二低阻油层识别模型计算得到的油层下限电阻率，单位都为Ω·m；ABS函数表示取绝对值。
18.根据权利要求16或17所述的方法，其特征在于，第三低阻油层识别模型包括：
LRP_INDEX≥LRPbase，LRPbase＝0，判定储层为低阻油层，否则为非低阻油层。
19.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：对低阻油层识别结果进行可视化，其包括：
将Rtmax、PORmin、PERMmax分别设置为电阻率测井曲线、孔隙度及渗透率解释曲线的基线，并做线间充填，分别显示Rt≤Rtmax、POR≥PORmin、PERM≤PERMmax的曲线段，作为判别低阻油层的基础条件；
计算识别模式曲线Rtmin1、Rtmin2、Rtmin3、Rtmin4，采用曲线重叠法，分别与实测Rt曲线做线间充填，用不同颜色分别充填Rt>Rtmin2和Rt>Rtmin4曲线段、Rt>Rtmin1和Rt>Rtmin3曲线段、Rt<Rtmin1和Rt<Rtmin3曲线段，分别代表含油较好的油层段、油水同层或高束缚水饱和度油层段及水层段或含水层段，含油较好的油层段或高束缚水饱和度油层段与基础条件满足段配合，共同识别低阻油层；
设置基线LRPbase，与LRP_INDEX曲线做线间充填，代表低阻油层，以实现可视化识别低阻油层判断结果。
20.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括对低阻油层识别结果进行生产测试验证，其包括利用生产测试的油、水产量评价低阻油层识别结果是否正确和可靠。
21.一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别装置，其特征在于，所述海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别装置包括：
分段描述的含油性文本数据及测井数据集合获取模块，用于对目标海相碳酸盐岩岩心进行含油性描述和岩心深度归位，获取分段描述的含油性文本数据及测井数据集合；
目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合获取模块，用于获取目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合；
低阻油层形成条件确定以及低阻油层形成条件数据集合获取模块，包括微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限确定单元、微孔隙型孔隙结构成因低阻油层岩样和非低阻油层岩样区分单元以及低阻油层形成条件和低阻油层形成条件数据集合确定单元；
微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限确定单元，用于根据孔隙型储层岩石导电机理、地层水矿化度及地层条件下的盐水电阻率特征、束缚水饱和度特征，确定微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限；
微孔隙型孔隙结构成因低阻油层岩样和非低阻油层岩样区分单元，用于根据微孔型孔隙结构成因低阻油层饱水岩心电阻率上限和含油岩心电阻率上限以及无裂缝岩心的相关数据集合中反映孔喉类型的文本数据，在驱替电阻率实验中区分微孔隙型孔隙结构成因低阻油层岩样和非低阻油层岩样；
低阻油层形成条件和低阻油层形成条件数据集合确定单元，用于采用散点交会和频率直方图分析方法，确定低阻油层形成条件，获取低阻油层形成条件数据集合；
第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块，用于利用目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合建立第一低阻油层识别模型，获取第一低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型；
第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块，用于利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合建立第二低阻油层识别模型，获取第二低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。
22.根据权利要求21所述的装置，其特征在于，所述分段描述的含油性文本数据及测井数据集合获取模块包括岩心含油性描述及分段描述的含油性文本数据获取单元，用于按照饱含油、含油、油浸、油斑、油迹、荧光及不含油7个级别分段描述岩心的含油性并获取得到分段描述的含油性文本数据。
23.根据权利要求21或22所述的装置，其特征在于，所述分段描述的含油性文本数据及测井数据集合获取模块包括岩心深度归位单元，用于根据岩心扫描伽马与测井伽马、岩心上的岩性界面与测井曲线确定的岩性界面、岩心分析孔隙度与孔隙度测井曲线相似性对比，对岩心深度进行校正，使其与测井深度相匹配。
24.根据权利要求21所述的装置，其特征在于，所述分段描述的含油性文本数据及测井数据集合获取模块包括测井数据获取单元，用于将岩心深度归位后的所述分段描述的含油性文本数据与测井数据匹配，在相同含油性层段内，按照每米8个点获取相关测井数据。
25.根据权利要求21或24所述的装置，其特征在于，测井数据获取单元具体用于获取包括深探测电阻率及测井密度在内的对应测井数据。
26.根据权利要求21所述的装置，其特征在于，所述目标海相碳酸盐岩无裂缝岩心的相关数据集合获取模块，用于获取包括反映孔喉类型的文本数据、孔喉半径数据、岩心孔隙度数据、岩心渗透率数据、地层条件下的盐水电阻率、饱含盐水的岩心电阻率和油驱水过程中的含水饱和度及对应的岩石电阻率在内的数据集合。
27.根据权利要求21所述的装置，其特征在于，所述低阻油层形成条件确定以及低阻油层形成条件数据集合获取模块中的低阻油层形成条件和低阻油层形成条件数据集合确定单元，用于获取包括孔喉半径上限、孔隙度下限和渗透率上限在内的数据集合。
28.根据权利要求21所述的装置，其特征在于，所述第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块，具体用于确定岩心驱替电阻率实验数据拐点及拐点电阻率，建立含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式，利用驱替电阻率实验建立高束缚水低阻油层下限关系式、含油较好的低阻油层下限关系式，并建立第一低阻油层识别模型。
29.根据权利要求28所述的装置，其特征在于，所述第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块包括含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式建立单元，其用于利用阿尔齐公式建立如下式1)所示的含油岩石电阻率与岩心孔隙度关系模式：
Log(Rt)＝A-mlogPOR 式1)；
式1)中，A＝log(a·b·Rw)-nlog(Sw)，Rt表示岩石电阻率，单位为Ω·m；a，b表示岩性指数，m为胶结指数，n为饱和度指数，单位都为无量纲；POR表示储层孔隙度，单位为v/v；Sw表示岩石含水饱和度，单位为v/v，Rw表示地层条件下的盐水电阻率，单位为Ω·m。
30.根据权利要求28所述的装置，其特征在于，所述第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块包括高束缚水低阻油层下限关系式、含油较好的低阻油层下限关系式建立单元，其用于利用驱替电阻率实验获取的饱含盐水的岩心电阻率Ro、岩心驱替电阻率实验数据拐点电阻率Rtinf及束缚水状态时的岩心电阻率Rtwirr，在同一个图版中建立所有岩样及低阻油层岩样的Ro-POR、Rtinf-POR、Rt-POR散点交会图；其中所有岩样的Ro-POR与Rtinf-POR分界线代表水层与含油层分界线、Rtinf-POR与Rt-POR分界线代表含油层与油层分界线；低阻油层岩样分布在POR≥PORmin范围内，Ro-POR顶部界线代表岩样开始含油，Rtinf-POR顶部界线则代表岩样含油性较好；利用低阻油层岩样的Ro-POR顶部界线建立高束缚水低阻油层下限关系式Rt-POR-W，利用低阻油层岩样的Rtinf-POR顶部界线建立含油性较好的低阻油层下限关系式Rt-POR-o。
31.根据权利要求28-30任一项所述的装置，其特征在于，所述第一低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块包括第一低阻油层识别模型建立单元，其用于根据高束缚水低阻油层下限关系式Rt-POR-w及含油性较好的低阻油层下限关系式Rt-POR-o分别计算高束缚水低阻油层电阻率下限值Rtmin1和含油性较好的低阻油层电阻率下限值Rtmin2，并据此建立第一低阻油层识别模型，其包括：若Rtinf≤低阻油层电阻率上限值Rtmax或测井电阻率Rtlog满足Rtmin2<Rtlog≤Rtmax，说明大孔中充满原油后岩石电阻率仍然低于低阻油层上限电阻率，判定其为含油性较好的低阻油层；若Rtmin2＞Rtmax且Rtlog满足Rtmin1<Rtlog≤Rtmax，说明大孔含油但占比小，判定储层为高束缚水低阻油层；其它则为非低阻油层。
32.根据权利要求21所述的装置，其特征在于，所述第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块，具体用于建立含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式；以岩心油迹为界，建立含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式；以岩心油浸为界，建立油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式，并建立第二低阻油层识别模型。
33.根据权利要求32所述的装置，其特征在于，所述第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块包括含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式建立单元，其用于建立如下式2)所示的含油岩石电阻率与岩石密度的关系模式：
Log(Rt)＝A-mlog(c-d·ρb) 式2)；
式2)中，A＝log(a·b·Rw)-nlog(Sw)，Rt表示岩石电阻率，单位为Ω·m；a，b表示岩性指数，m为胶结指数，n为饱和度指数，单位都为无量纲；ρb表示岩石密度，单位为g/cm3；c、d表示常量系数，无量纲；Sw表示岩石含水饱和度，单位为v/v，Rw表示地层条件下的盐水电阻率，单位为Ω·m。
34.根据权利要求32所述的装置，其特征在于，所述第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块包括含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式建立单元，其用于利用分段描述的含油性文本数据及测井数据集合分不同含油性作Rt-RHOB散点交会图，分段建立含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式。
35.根据权利要求32-34任一项所述的装置，其特征在于，所述第二低阻油层识别模型建立及低阻油层识别模块包括第二低阻油层识别模型建立单元，其用于根据含油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式及油层测井电阻率与测井密度下限拟合关系式分别计算含油层下限电阻率Rtmin3及油层下限电阻率Rtmin4，并据此建立第二低阻油层识别模型，其包括：测井电阻率Rtlog<Rtmin3，判定储层为水层；Rtmin3<Rtlog≤Rtmin4，判定储层为油水同层；Rtmin4<Rtlog≤Rtmax，判定储层属于低阻油层；Rtmin4>Rtmax，判定储层为非低阻油层。
36.根据权利要求21所述的装置，其特征在于，所述装置还包括低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型建立模块，用于根据第一低阻油层识别模型及第二低阻油层识别模型建立低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型，获取第三低阻油层识别数据及关系集合，并判断储层是否为低阻油层以及低阻油层类型。
37.根据权利要求36所述的装置，其特征在于，所述低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型建立模块包括低阻油层综合识别指数建立单元，其用于建立如下式3)及式4)所示的低阻油层综合识别指数：
当Rt<Rtmax，区分低阻油层与含水层，该低阻油层综合识别指数为：
当Rt>Rtmax，区分低阻油层与常规油层，该低阻油层综合识别指数为：
式3)及式4)中，LRP_INDEX表示低阻油层综合识别指数，单位为无量纲；Rt、Rtmax、Rtmin1、Rtmin4分别表示岩石电阻率、低阻油层电阻率上限值、第一低阻油层识别模型计算得到的高束缚水低阻油层电阻率下限值、第二低阻油层识别模型计算得到的油层下限电阻率，单位都为Ω·m；ABS函数表示取绝对值。
38.根据权利要求36或37所述的装置，其特征在于，所述低阻油层综合识别指数及第三低阻油层识别模型建立模块包括第三低阻油层识别模型建立单元，其用于建立如下所示的第三低阻油层识别模型：
LRP_INDEX≥LRPbase，LRPbase＝0，判定储层为低阻油层，否则为非低阻油层。
39.根据权利要求21所述的装置，其特征在于，所述装置还包括低阻油层识别结果可视化模块，其用于
将Rtmax、PORmin、PERMmax分别设置为电阻率测井曲线、孔隙度及渗透率解释曲线的基线，并做线间充填，分别显示Rt≤Rtmax、POR≥PORmin、PERM≤PERMmax的曲线段，作为判别低阻油层的基础条件；
计算识别模式曲线Rtmin1、Rtmin2、Rtmin3、Rtmin4，采用曲线重叠法，分别与实测Rt曲线做线间充填，用不同颜色分别充填Rt>Rtmin2和Rt>Rtmin4曲线段、Rt>Rtmin1和Rt>Rtmin3曲线段、Rt<Rtmin1和Rt<Rtmin3曲线段，分别代表含油较好的油层段、油水同层或高束缚水饱和度油层段及水层段或含水层段，含油较好的油层段或高束缚水饱和度油层段与基础条件满足段配合，共同识别低阻油层；
设置基线LRPbase，与LRP_INDEX曲线做线间充填，代表低阻油层，以实现可视化识别低阻油层判断结果。
40.根据权利要求21所述的装置，其特征在于，所述装置还包括低阻油层识别结果生产测试验证模块，其用于根据生产测试的油、水产量评价低阻油层识别结果是否正确和可靠。
41.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1-20任一项所述海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法的步骤。
42.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1-20任一项所述海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法的步骤。
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