确定岩性油气藏成藏概率的方法和装置
阅读：166发布：2022-01-01
专利汇可以提供确定岩性油气藏成藏概率的方法和装置专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本 发明 提供了一种确定岩性油气藏成藏概率的方法和装置，其中，该方法包括：计算相指数，计算势指数，根据相指数和势指数，计算相势耦合指数；计算源控指数；利用相指数、势指数和源控指数，计算相势源复合控藏指数；重复执行上述步骤，计算得到多个待分析岩性油气藏中各个岩性油气藏的相势源复合控藏指数；建立相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系，根据建立的定量关系对研究区中的岩性油气藏的成藏概率进行分析。本发明解决了 现有技术 中对岩性油气藏的成藏概率预测仍停留在半定量化阶段，还未实现精确的定量研究的技术问题，达到了对岩性油气藏的成藏概率进行定量研究的目的。，下面是确定岩性油气藏成藏概率的方法和装置专利的具体信息内容。
1.一种确定岩性油气藏成藏概率的方法，其特征在于，包括：
根据研究区中待分析岩性油气藏的储层的孔隙度数据和渗透率数据，计算相指数；
根据所述储层的岩石孔喉半径数据和界面张力数据，计算势指数；
根据所述相指数和所述势指数，计算相势耦合指数；
利用所述研究区中的烃源岩排烃强度、油气藏到排烃中心的距离和油气藏到排烃边界的距离，计算源控指数；
利用所述相指数、所述势指数和所述源控指数，计算相势源复合控藏指数；
重复执行上述步骤，计算得到多个待分析岩性油气藏中各个岩性油气藏的相势源复合控藏指数；
对得到的多个相势源复合控藏指数和各个待分析岩性油气藏的成藏概率进行统计，建立相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系；
根据建立的相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系，对所述研究区中的岩性油气藏的成藏概率进行分析。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据研究区中待分析岩性油气藏的储层的孔隙度数据和渗透率数据，计算相指数，包括：
获取所述储层的孔隙度数据和渗透率数据；
根据获取的孔隙度数据计算相对孔隙度，根据获取的渗透率数据计算相对渗透率；
根据所述相对孔隙度和相对渗透率计算相指数。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于：
按照以下公式计算相对孔隙度：
Φi＝Φ/Φmax
其中，Φ表示储层孔隙度，Φmax表示在同一深度条件下的最大储层孔隙度，Φi表示相对孔隙度；
按照以下公式计算相对渗透率：
Ki＝lg(K)/lg(Kmax)
-3 2
其中，K表示储层渗透率，单位为10 μm，Kmax表示在同一深度条件下的最大储层渗透-3 2
率，单位为10 μm，Ki表示相对渗透率；
根据所述相对孔隙度和相对渗透率按照以下公式计算相指数：
FI＝(Φi+Ki)/2
其中，FI表示相指数，取值为0～1，Φi表示相对孔隙度，Ki表示相对渗透率。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，通过所述孔喉半径数据和界面张力数据，计算势指数，包括：
按照以下公式计算界面势能；
其中，P表示界面势能，σ表示界面张力，θ表示多相流体接触角，r表示孔喉半径；
按照以下公式计算势指数：
PI＝(Ps-Pmin)/(Pmax-Pmin)
其中，PI表示势指数，取值为0～1，Ps表示储层自身的界面势能，Pmin表示同一埋深条件下的孔喉半径最大的砂岩的界面势能，Pmax表示同一埋深条件下的泥岩界面势能。
5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述相指数和所述势指数按照以下公式计算相势耦合指数；
其中，FPI表示相势耦合指数，取值为0～1，FI表示相指数，PI表示势指数。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，按照以下公式计算源控指数：
其中，SI表示源控指数，取值为0～1，L标准化表示标准化的油气藏至排烃中心的距离，l
6
标准化表示标准化的油气藏至排烃边界的距离，qe表示烃源岩的最大排烃强度，单位为10t/
2
km。
7.如权利要求6所述的方法，其特征在于：
按照以下公式计算得到标准化的油气藏至排烃中心的距离：
L标准化＝L/L0
按照以下公式计算得到标准化的油气藏至排烃边界的距离：
l标准化＝l/L0
其中，L表示油气藏至排烃中心的距离，l表示油气藏至排烃边界的距离，L0表示沿着L方向，排烃中心到排烃边界的距离。
8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，按照以下公式计算相势源复合控藏指数：
FPSI＝(FPI+SI)/2
其中，FPSI表示相势源复合控藏指数，FPI表示相势耦合指数，取值为0～1，SI表示源控指数，取值为0～1。
9.如权利要求1至8中任一项所述的方法，其特征在于，所述待分析岩性油气藏是研究区中已发现的油气藏和落空圈闭。
10.一种确定岩性油气藏成藏概率的装置，其特征在于，包括：
相指数计算单元，用于根据研究区中待分析岩性油气藏的储层的孔隙度数据和渗透率数据，计算相指数；
势指数计算单元，用于根据所述储层的岩石孔喉半径数据和界面张力数据，计算势指数；
相势耦合指数计算单元，用于根据所述相指数和所述势指数，计算相势耦合指数；
源控指数计算单元，用于利用所述研究区中的烃源岩排烃强度、油气藏到排烃中心的距离和油气藏到排烃边界的距离，计算源控指数；
相势源复合控藏指数计算单元，用于利用所述相指数、所述势指数和所述源控指数，计算相势源复合控藏指数；
重复执行单元，用于重复执行上述步骤，计算得到多个待分析岩性油气藏中各个岩性油气藏的相势源复合控藏指数；
定量关系确定单元，用于对得到的多个相势源复合控藏指数和各个待分析岩性油气藏的成藏概率进行统计，建立相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系；
分析单元，用于根据建立的相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系，对所述研究区中的岩性油气藏的成藏概率进行分析。
确定岩性油气藏成藏概率的方法和装置
技术领域
[0001] 本发明涉及油气勘测技术领域，特别涉及一种确定岩性油气藏成藏概率的方法和装置。
背景技术
[0002] 岩性油气藏的圈闭成藏概率是指某一圈闭内含油气的可能性大小，用于评价该圈闭能否成藏，同时油气成藏概率也用来表征石油天然气等烃类资源能够在一定区域或勘探目标内聚集油气的可能性的大小，油气成藏概率越大，油气富集成藏的可能性越高。研究成藏概率可以有效确定勘探目标，同时还可以对目标进行有效性评价，通过具体评价结果可以在勘探过程中将目标落实到具体井区，从而可以降低勘探风险和勘探成本，提高钻井成功率，为油田的增储提供更明确的依据和重要保证。
[0003] 因此，在油气勘探与开发中，研究区岩性油气藏的油气富集规律和成藏概率一直是人们关心的问题，对于岩性油气藏成藏主控因素的分析及其定量研究直接关系到油气勘探的成功率，然而，由于地质条件的复杂性和成藏条件的不确定性，使得成藏概率的研究进展缓慢。
[0004] 针对岩性油气藏油气富集规律的研究，特别是针对其成藏概率的定量研究这个问题，目前已提出多种方法，例如：相控圈闭成藏概率预测、势控圈闭成藏概率预测、源控圈闭成藏概率预测，但总的来说，这些方法都是基于单因素的，对岩性油气藏的成藏概率预测仍停留在半定量化阶段，还未实现精确的定量研究。
发明内容
[0005] 本发明实施例提供了一种确定岩性油气藏成藏概率的方法，以达到实现对岩性油气藏的成藏概率进行定量研究的目的，该方法包括：
[0006] 根据研究区中待分析岩性油气藏的储层的孔隙度数据和渗透率数据，计算相指数；
[0008] 根据所述相指数和所述势指数，计算相势耦合指数；
[0009] 利用所述研究区中的烃源岩排烃强度、油气藏到排烃中心的距离和油气藏到排烃边界的距离，计算源控指数；
[0010] 利用所述相指数、所述势指数和所述源控指数，计算相势源复合控藏指数；
[0011] 重复执行上述步骤，计算得到多个待分析岩性油气藏中各个岩性油气藏的相势源复合控藏指数；
[0012] 对得到的多个相势源复合控藏指数和各个待分析岩性油气藏的成藏概率进行统计，建立相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系；
[0013] 根据建立的相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系，对所述研究区中的岩性油气藏的成藏概率进行分析。
[0014] 在一个实施例中，根据研究区中待分析岩性油气藏的储层的孔隙度数据和渗透率数据，计算相指数，包括：
[0015] 获取所述储层的孔隙度数据和渗透率数据；
[0016] 根据获取的孔隙度数据计算相对孔隙度，根据获取的渗透率数据计算相对渗透率；
[0017] 根据所述相对孔隙度和相对渗透率计算相指数。
[0018] 在一个实施例中，按照以下公式计算相对孔隙度：
[0019] Φi＝Φ/Φmax
[0020] 其中，Φ表示储层孔隙度，Φmax表示在同一深度条件下的最大储层孔隙度，Φi表示相对孔隙度；
[0021] 按照以下公式计算相对渗透率：
[0022] Ki＝lg(K)/lg(Kmax)
[0023] 其中，K表示储层渗透率，单位为10-3μm2，Kmax表示在同一深度条件下的最大储层-3 2渗透率，单位为10 μm，Ki表示相对渗透率；
[0024] 根据所述相对孔隙度和相对渗透率按照以下公式计算相指数：
[0025] FI＝(Φi+Ki)/2
[0026] 其中，FI表示相指数，取值为0～1，Φi表示相对孔隙度，Ki表示相对渗透率。
[0027] 在一个实施例中，通过所述孔喉半径数据和界面张力数据，计算势指数，包括：
[0028] 按照以下公式计算界面势能；
[0029]
[0031] 按照以下公式计算势指数：
[0032] PI＝(Ps-Pmin)/(Pmax-Pmin)
[0033] 其中，PI表示势指数，取值为0～1，Ps表示储层自身的界面势能，Pmin表示同一埋深条件下的孔喉半径最大的砂岩的界面势能，Pmax表示同一埋深条件下的泥岩界面势能。
[0034] 在一个实施例中，根据所述相指数和所述势指数按照以下公式计算相势耦合指数；
[0035]
[0036] 其中，FPI表示相势耦合指数，取值为0～1，FI表示相指数，PI表示势指数。
[0037] 在一个实施例中，按照以下公式计算源控指数：
[0038]
[0039] 其中，SI表示源控指数，取值为0～1，L标准化表示标准化的油气藏至排烃中心的距离，l标准化表示标准化的油气藏至排烃边界的距离，qe表示烃源岩的最大排烃强度，单位为6 2
10t/km。
10t/km。
[0040] 在一个实施例中，按照以下公式计算得到标准化的油气藏至排烃中心的距离：
[0041] L标准化＝L/L0
[0042] 按照以下公式计算得到标准化的油气藏至排烃边界的距离：
[0043] l标准化＝l/L0
[0044] 其中，L表示油气藏至排烃中心的距离，l表示油气藏至排烃边界的距离，L0表示沿着L方向，排烃中心到排烃边界的距离。
[0045] 在一个实施例中，按照以下公式计算相势源复合控藏指数：
[0046] FPSI＝(FPI+SI)/2
[0047] 其中，FPSI表示相势源复合控藏指数，FPI表示相势耦合指数，取值为0～1，SI表示源控指数，取值为0～1。
[0048] 在一个实施例中，所述待分析岩性油气藏是研究区中已发现的油气藏和落空圈闭。
[0049] 本发明实施例还提供了一种确定岩性油气藏成藏概率的装置，以达到实现对岩性油气藏的成藏概率进行定量研究的目的，该装置包括：
[0050] 相指数计算单元，用于根据研究区中待分析岩性油气藏的储层的孔隙度数据和渗透率数据，计算相指数；
[0051] 势指数计算单元，用于根据所述储层的岩石孔喉半径数据和界面张力数据，计算势指数；
[0052] 相势耦合指数计算单元，用于根据所述相指数和所述势指数，计算相势耦合指数；
[0053] 源控指数计算单元，用于利用所述研究区中的烃源岩排烃强度、油气藏到排烃中心的距离和油气藏到排烃边界的距离，计算源控指数；
[0054] 相势源复合控藏指数计算单元，用于利用所述相指数、所述势指数和所述源控指数，计算相势源复合控藏指数；
[0055] 重复执行单元，用于重复执行上述步骤，计算得到多个待分析岩性油气藏中各个岩性油气藏的相势源复合控藏指数；
[0056] 定量关系确定单元，用于对得到的多个相势源复合控藏指数和各个待分析岩性油气藏的成藏概率进行统计，建立相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系；
[0057] 分析单元，用于根据建立的相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系，对所述研究区中的岩性油气藏的成藏概率进行分析。
[0058] 在本发明实施例中，先计算相指数、势指数和源控指数，然后根据相指数和势指数计算相势耦合指数，根据相势耦合指数和源控指数计算相势源复合控藏指数，最后再分析多个待分析区域的岩性油气藏的相势源复合控藏指数和成藏概率，从而实现基于相势源的综合的岩性油气藏的成藏概率的分析，从而解决了现有技术中对岩性油气藏的成藏概率预测仍停留在半定量化阶段，还未实现精确的定量研究的技术问题，达到了对岩性油气藏的成藏概率进行定量研究的目的。附图说明
[0059] 此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：
[0060] 图1是本发明实施例的确定岩性油气藏成藏概率的方法流程图；
[0061] 图2是本发明实施例的油气藏和落空圈闭的相指数和势指数分布示意图；
[0062] 图3是本发明实施例的相势耦合控藏指数和源控指数的分布示意图；
[0063] 图4是本发明实施例的相势源复合控藏指数的分布示意图；
[0064] 图5是本发明实施例的相势源复合控藏指数与油气成藏概率的关系示意图；
[0065] 图6是本发明实施例的确定岩性油气藏成藏概率的装置结构框图。
具体实施方式
[0066] 为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。
[0067] 发明人考虑到，影响岩性油气藏的成藏概率的因素很多，例如，烃源灶、地质相和流体势。同时烃源灶、相和流体势等这些因素的联合控制，在宏观上控制着油气藏的时空分布，在微观上控制着油气藏的含油气性变化，可以简称为相势源复合控藏。但是目前大部分的研究都是基于单因素的研究，还缺少对相、势、源复合油气控制作用的定量研究，也就是说，还没建立基于相、势、源三者复合的定量研究模式，从而使得油气成藏概率的定量研究一直没有得到有效的发展。
[0068] 为了对本发明实施例进行清楚的说明，下面先对相、势、源三者进行简单的描述：
[0069] 1)相，这一概念最早由丹麦地质学家斯丹诺(N.Steno，1669)首先引入地质文献，1838年瑞士地质学家格列斯利(A.Gressly，1838)开始把相的概念用于沉积岩，他认为相是沉积物变化的总和，它表现为这种或那种岩性的、地质的或古生物的差异。Teichert(1958)与Krumbein和Sloss(1963)对此作了很好的概括，相是一种具有特定特征的岩石体。
[0070] 二十世纪初至今，相的概念随着沉积学、古地理学的发展而广为流行，不少学者对它进行了详尽的论述，综合来说，相就是在一定条件下形成的、能够反映特定的环境或过程的沉积物(岩)的物质表现。
[0071] 在应用到油气富集成藏中时，相的概念应该理解为油气运聚成藏的介质特征的表现，根据相所包涵的内容和控制因素，从宏观到微观表征可划分为四个不同的研究层次：构造相、沉积相、岩石相和岩石物理相，不同层次的相在油气勘探中对油气富集的控制作用有不同的含义。
[0072] 针对勘探与开发资料较全的研究区，岩石物理相是岩性油气藏成藏主控因素之一，岩石的物理相是指具有一定岩石物理特性的储层成因单元，是沉积作用、成岩作用和后期构造作用的综合效应，它最终表现为现今的储层孔隙网络特征，岩石物理相的最终表征是流体渗流孔隙网络介质特征的高度概括模型。在实际应用时，一般选择能够表征储层岩石物理特征的孔隙度、渗透率、粒度中值等参数来定量评价储层岩石物理相。其中，孔隙度、渗透率反映储层的物性特征，是岩石物理相最直接的、定量的表征参数，孔隙度是衡量岩石储集流体能力的参数，渗透率是衡量岩石传递流体能力的参数。因此，岩石孔隙度、渗透率是最直接的衡量和影响岩石中流体(包括油气)的两个物性参数，这两个参数的大小和均质性控制着岩石孔隙内油气的运聚成藏。
[0073] 2)随着定量研究方法的发展，使得流体势用于油气运移、聚集的计算机模拟成为可能，目前流体势在油气运移、聚集中起着越来越重要的作用，目前立体势已经倍受石油地质工作者重视。
[0074] 在实际的地质条件下，根据控制油气受控制因素的不同，可以将流体势分为以下四种：浮力作用产生的位能、超压作用产生的压能、毛细管压力作用产生的界面能和水流动的惯性产生的动能等，其中，不同的势能控制着不同类型油气藏的形成与分布，对于岩性油气藏而言，在毛细管力的作用下，油气总是自高界面能的泥岩或孔喉半径小的砂岩中向孔喉半径较大的低界面能的砂岩中运移，最终富集成各种典型的岩性油气藏。
[0075] 3)在对石油勘探的过程中，还有一种研究理论，叫源控论，随着对源控论研究的深入，人们发现渤海湾盆地油气分布也受生油凹陷控制，各生油凹陷有各自的油气地球化学特征，它们之间差异较大，主要与各凹陷生油岩母质类型和成熟程度有关。源控论强调油气田环绕生油中心分布，并受到生油区的严格控制，也有人认为油气田环绕生油凹陷都自成一个独立的沉积单元和生油中心，一个生油中心就是一个油气富集中心，即油气生成、运移、聚集完全受油气生成中心控制，油气藏分布围绕生油中心呈环带状分布。另外，通过对陆相含油气盆地的统计表明，能够形成商业性油气流的生烃强度存在两个衡量指标：一个2 2
是最大生烃强度要大于1×106t/km，另一个是平均生烃强度要大于0.5×106t/km，形成
2
特大型天然气藏的源岩生气强度需超过50×108m3/km，形成大中型气田的生气强度需超
3 2 3 2
过20×108m/km，如果研究区源岩的生气强度低于10×108m/km，则找到气田的可能性较小。由上述论述可知，烃源岩对油气的控制作用不仅仅是控制油气的分布规律，而且还控制着油气成藏概率和成藏规模。
是最大生烃强度要大于1×106t/km，另一个是平均生烃强度要大于0.5×106t/km，形成
2
特大型天然气藏的源岩生气强度需超过50×108m3/km，形成大中型气田的生气强度需超
3 2 3 2
过20×108m/km，如果研究区源岩的生气强度低于10×108m/km，则找到气田的可能性较小。由上述论述可知，烃源岩对油气的控制作用不仅仅是控制油气的分布规律，而且还控制着油气成藏概率和成藏规模。
[0076] 在本例中，正是基于上述的相、势、源三种地质因素，提出了一种联合确定岩性油气藏成藏概率的方法，如图1所示，包括以下步骤：
[0077] 步骤101：根据研究区中待分析岩性油气藏的储层的孔隙度数据和渗透率数据，计算相指数；
[0078] 步骤102：根据所述储层的岩石孔喉半径数据和界面张力数据，计算势指数；
[0079] 步骤103：根据所述相指数和所述势指数，计算相势耦合指数；
[0080] 步骤104：利用所述研究区中的烃源岩排烃强度、油气藏到排烃中心的距离和油气藏到排烃边界的距离，计算源控指数；
[0081] 步骤105：利用所述相指数、所述势指数和所述源控指数，计算相势源复合控藏指数；
[0082] 步骤106：重复执行上述步骤，计算得到多个待分析岩性油气藏中各个岩性油气藏的相势源复合控藏指数；
[0083] 步骤107：对得到的多个相势源复合控藏指数和各个待分析岩性油气藏的成藏概率进行统计，建立相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系；
[0084] 步骤108：根据建立的相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系，对所述研究区中的岩性油气藏的成藏概率进行分析。
[0085] 在上述实施例中，先计算相指数、势指数和源控指数，然后根据相指数和势指数计算相势耦合指数，根据相势耦合指数和源控指数计算相势源复合控藏指数，最后再分析多个待分析区域的岩性油气藏的相势源复合控藏指数和成藏概率，从而实现基于相势源的综合的岩性油气藏的成藏概率的分析，从而解决了现有技术中对岩性油气藏的成藏概率预测仍停留在半定量化阶段，还未实现精确的定量研究的技术问题，达到了对岩性油气藏的成藏概率进行定量研究的目的。
[0086] 由上述对相的分析可以知道，影响相的因素主要有孔隙度和渗透率，因此可以通过渗透率和孔隙度来计算相指数，具体的，上述步骤101可以包括：
[0087] 步骤1：获取储层的孔隙度数据和渗透率数据；；
[0088] 步骤2：根据获取的孔隙度数据计算相对孔隙度，根据获取的渗透率数据计算相对渗透率，具体的：
[0089] 可以按照以下公式计算相对孔隙度：
[0090] Φi＝Φ/Φmax
[0091] 其中，Φ表示储层孔隙度，Φmax表示在同一深度条件下的最大储层孔隙度，Φi表示相对孔隙度；
[0092] 可以按照以下公式计算相对渗透率：
[0093] Ki＝lg(K)/lg(Kmax)
[0094] 其中，K表示储层渗透率，单位为10-3μm2，Kmax表示在同一深度条件下的最大储层-3 2渗透率，单位为10 μm，Ki表示相对渗透率；
[0095] 步骤3：根据所述相对孔隙度和相对渗透率计算相指数；
[0096] 具体的，可以按照以下公式计算相指数：
[0097] FI＝(Φi+Ki)/2
[0098] 其中，FI表示相指数，取值为0～1，Φi表示相对孔隙度，Ki表示相对渗透率。
[0099] 鉴于油气总是自高界面能的泥岩或孔喉半径小的砂岩中向孔喉半径较大的低界面能的砂岩中运移，最终富集成各种典型的岩性油气藏，因此，可以通过所述孔喉半径数据和界面张力数据，计算势指数，具体实施时，上述步骤102计算势指数可以包括：
[0100] 步骤1：按照以下公式计算界面势能；
[0101]
[0102] 其中，P表示界面势能，σ表示界面张力，θ表示多相流体接触角，r表示孔喉半径；
[0103] 步骤2：按照以下公式计算势指数：
[0104] PI＝(Ps-Pmin)/(Pmax-Pmin)
[0105] 其中，PI表示势指数，取值为0～1，Ps表示储层自身的界面势能，Pmin表示同一埋深条件下的孔喉半径最大的砂岩的界面势能，Pmax表示同一埋深条件下的泥岩界面势能。
[0106] 具体实施时，可以按照以下公式，通过相指数和势指数计算相势耦合指数；
[0107]
[0108] 其中，FPI表示相势耦合指数，取值为0～1，FI表示相指数，PI表示势指数。
[0109] 可以按照以下公式计算源控指数：
[0110]
[0111] 其中，SI表示源控指数，取值为0～1，L标准化表示标准化的油气藏至排烃中心的距离，l标准化表示标准化的油气藏至排烃边界的距离，qe表示烃源岩的最大排烃强度，单位为6 2
10t/km。
10t/km。
[0112] 上述采用标准化对数据进行处理，主要是为了弱化地质条件对参数的影响，具体的，标准化公式如下：
[0113] L标准化＝L/L0
[0114] l标准化＝l/L0
[0115] 其中，L表示油气藏至排烃中心的距离，l表示油气藏至排烃边界的距离，L0表示沿着L方向，排烃中心到排烃边界的距离。
[0116] 在确定了相势耦合指数和源控指数之后，可以按照以下公式计算相势源复合控藏指数：
[0117] FPSI＝(FPI+SI)/2
[0118] 其中，FPSI表示相势源复合控藏指数，FPI表示相势耦合指数，取值为0～1，SI表示源控指数，取值为0～1。
[0119] 在上述各个实施例中，待分析岩性油气藏是研究区中已发现的油气藏和落空圈闭，这样才可以准确知道被分析区域的成藏概率，从而确定相势源复合控藏指数与成藏概率之间的关系。
[0120] 为了进一步说明本发明，下面结合一个具体的实施例对本发明的确定岩性油气藏的成藏概率的方法进行具体说明，然而值得注意的是，该具体实施例仅是为了更好地说明本发明，并不构成对本发明的不当限定。
[0121] 在本例中，提出了一种定量预测岩性油气藏成藏概率的方法，利用岩性油气藏的岩石物理相、界面势能和烃源灶等资料，基于研究区实际地质条件，客观、准确地预测出研究区岩性油气藏的成藏概率，具体包括以下步骤：。
[0122] 步骤1：计算相指数FI，包括：
[0123] 1)通过测井曲线成果解释或岩芯物性分析等方法获取储层孔隙度，或者通过岩石的粒度大小、分选和基质含量等可以预测岩石的孔隙度和最大孔隙度，具体预测公式是：
[0124] Φ＝f(D,N,S...) (公式1)
[0125] Φmax＝f(D,N,S...) (公式2)
[0126] 其中，Φ表示储层孔隙度，单位为％，D表示粒径，单位为μm，N表示基质含量，单位为％，S表示分选系数，无量纲，Φmax表示在同一深度条件下的最大储层孔隙度，单位为％；
[0127] 2)通过岩石孔隙度和最大孔隙度的比值来求取储层岩石的相对孔隙度：
[0128] Φi＝Φ/Φmax (公式3)
[0129] 其中，Φi表示相对孔隙度。
[0130] 3)通过岩石的粒度大小、泥质含量、分选系数等参数预测岩石的渗透率：
[0131] K＝f(D,N,S...) (公式4)
[0132] 储层最大渗透率可以通过已知的储层最大渗透率值与深度的函数关系求取：
[0133] Kmax＝f(D,N,S...) (公式5)
[0134] 4)按照以下公式计算出储层岩石的相对渗透率，即计算岩石颗粒渗透率和同深度条件下最大渗透率的比值，在实际应用中，由于渗透率的数值相差较大，因此取对数比值在优相的定量计算中更能体现渗透率的作用：
[0135] Ki＝lg(K)/lg(Kmax) (公式6)
[0136] 其中，K表示储层渗透率，单位为10-3μm2，Kmax表示在同一深度条件下的最大储层-3 2渗透率，单位为10 μm，Ki表示相对渗透率。
[0137] 5)按照以下公式计算相指数FI：
[0138] FI＝(Φi+Ki)/2 (公式7)
[0139] 其中，Φi表示相对孔隙度，无量纲，Ki表示相对渗透率，无量纲，FI表示相对优相指数，无量纲。
[0140] 步骤2：计算势指数：
[0141] 界面势能是指地下岩石中多相流体存在而具有的潜能，主要与多相流体接触角(θ)大小、岩石介质的孔喉半径(r)、流体界面张力(σ)等因素有关，表达式为：
[0142] (公式8)
[0143] 其中，Φr表示界面势能，θ表示多相流体接触角，r表示岩石介质的孔喉半径，σ表示流体界面张力；
[0144] 可以按照以下方式获取上述计算界面势能所需的数据：
[0145] 1)通过扫描电镜对碎屑岩进行观察和测量，分析泥岩中的孔的形态及孔喉半径，拟合泥岩的孔喉半径与深度关系。
[0146] 2)根据毛细管压力曲线测试，实测出不同井位的不同深度点圈闭砂岩的平均孔喉半径值、孔隙度值及渗透率值，根据实测数据拟合圈闭砂岩的孔喉半径与孔隙度、渗透率的关系。
[0147] 3)根据砂岩与孔隙度、渗透率关系拟合公式，求取孔喉半径值，将求取的孔喉半径值与深度相对应，得出砂岩最大孔喉半径与深度的变化关系。
[0148] 4)基于界面张力σ随深度的不同，受温度、压力改变而变化的原理，拟合σ与深度之间的关系。
[0149] 5)根据岩石物性的大小计算孔喉半径，再结合实际测试的岩石孔喉半径大小，计算相对势能的大小，即通过统计值计算出目的层系储层可能的最大界面能所对应的孔喉半径大小，并计算出目的层系最小界面能对应的最大孔喉半径，按照以下公式进行归一化计算得到相对界面势能指数：
[0150] PSI＝(P-Pmin)/(Pmax-Pmin) (公式9)
[0151] 其中，PSI表示相对界面势能，P表示储层自身的界面势能，单位为J，Pmax表示同一埋深条件下的泥岩的界面势能，单位为J，Pmin表示同一埋深条件下的孔喉半径最大的砂岩的界面势能，单位为J。
[0152] 步骤3：按照以下公式计算相势耦合指数：
[0153] (公式10)
[0154] 其中，FPI表示相势耦合指数，取值为0～1，无量纲，FI表示优相指数，取值为0～1，无量纲，PI表示低势指数，取值为0～1，无量纲。
[0155] 步骤4：计算源控指数，包括：
[0156] 1)根据研究区实际烃源岩资料确定烃源岩排烃强度qe，烃源岩排烃强度qe反映的是烃源岩排烃特征与油气藏之间的分布关系。
[0157] 2)定量表征油气藏到排烃中心的距离(L)和油气藏到排烃边界的距离(l)，其中，油气藏到排烃中心的距离(L)以排烃中心为原点，表示油气藏距离排烃中心的远近，排烃边界的距离(l)选取排烃边界为原点，排烃范围内取负值，排烃范围外取正值。
[0158] 为了弱化地质条件对参数的影响，按照以下公式对数据进行标准化处理：
[0159] L标准化＝L/L0 (公式11)
[0160] l标准化＝l/L0 (公式12)
[0161] 其中，L标准化表示标准化后L值，无量纲，l标准化表示标准化后l值，无量纲，L表示油气藏到排烃中心的实际距离，单位为km，l表示油气藏到排烃边界的实际距离，单位为km，L0表示沿着L方向，排烃中心到排烃边界的距离，单位为km。
[0162] 3)对各个油气藏主控因素进行单因素回归分析，油气藏个数一般随排烃中心距离的增加而减小，而在排烃边界附近油气藏集中分布，随排烃强度的增加油气藏数量呈指数增加，采用多元非线性的回归，建立源控指数计算公式：
[0163]
[0164] 其中，SI表示源控指数，无量纲。
[0165] 步骤5：按照以下公式计算相—势—源复合控藏指数：
[0166] FPSI＝(FPI+SI)/2 (公式14)
[0167] 其中，FPSI表示相—势—源复合控藏指数，取值为0～1，无量纲。
[0168] 步骤6：根据研究区已发现的油气藏和落空圈闭的相—势—源复合控藏指数FPSI进行统计，建立相—势—源复合控藏预测成藏概率图版，建立FPSI和成藏概率(RFPSI)的定量关系式。
[0169] 下面以一个应用实例区渤海湾盆地济阳坳陷为例进行说明，济阳坳陷位于山东省北部，东邻渤海，西至津浦铁路，大体位于东经116°40～119°，北纬37°～39°之间，构造上处于渤海湾裂谷盆地的东南部，面积29000km2。济阳坳陷石油资源经过40余年的勘探，完钻探井5870口，探井密度已达0.23口/km2，截至2005年底，累积探明石油地质储量为46.33×108t，石油资源探明程度已达57.20％；该区勘探时间长，资料较齐全，同时多年来众多石油地质学家开展过大量研究，积累了丰硕的研究成果，便于开展相势源复合控油气作用确定岩性油气藏成藏概率的研究，其结果对预测研究区的勘探领域、指明有利目标有重大意义。
[0170] 通过上述公式1至6计算储层岩石相对孔隙度或者相对渗透率，或者，通过测井曲线成果解释、岩芯物性分析或岩石压汞实验获得研究区内部分储层的物性特征参数孔隙度Φ、渗透率K，并计算相对孔隙度或者相对渗透率。
[0171] 根据相对孔隙度或者相对渗透率数据，通过上述公式7计算相指数。
[0172] 利用扫描电镜低于10000倍下对济阳坳陷第三系300m～4000m深度范围内泥岩的2700个孔宽进行了观察和测量，分析得出济阳坳陷泥岩中孔的形态及孔喉半径数据。并利用这些数据按照以下公式15对济阳坳陷泥岩的孔喉半径与深度关系进行了拟合：
[0173] r＝6259.1H-1.6542，R＝0.949 (公式15)
[0174] 其中，r表示泥岩的孔喉半径，单位为μm，H表示深度，单位为m，R表示拟合度。
[0175] 根据毛细管压力曲线测试，实测出济阳坳陷58口井219个不同深度点圈闭砂岩的平均孔喉半径值、孔隙度值及渗透率值，根据实测数据拟合得到圈闭砂岩的孔喉半径与孔隙度、渗透率的关系：
[0176]
[0177] 其中，r表示圈闭砂岩的平均孔喉半径，单位为μm， 表示孔隙度，单位为％，k表-3 2示渗透率，单位为10 μm，R表示拟合度。
[0178] 根据砂岩与孔隙度、渗透率关系拟合公式，求出24848个孔喉半径值，将求取的孔喉半径值与深度相对应，得出东营凹陷圈闭内砂岩最大孔喉半径与深度的变化关系：
[0179] rmax＝-6×10-6×H2+0.02233×H-2.1094(H<3900m)，R＝0.849 (公式17)[0180] 其中，rmax表示区域内最大储层孔喉半径，单位为μm，H表示储层深度，单位为m，R表示拟合度。
[0181] 界面张力σ随深度不同，受温度、压力改变而变化的，拟合σ与深度的关系式为：
[0182] σ＝-5×10-6×H+0.0249，R＝0.9992 (公式18)
[0183] 其中，σ表示界面张力，单位为N/m，H表示埋藏深度，单位为m，R表示拟合度。
[0184] 根据上述公式8，结合公式15至18，计算得到不同埋藏深度的界面势能。
[0185] 统计计算济阳坳陷统计的546个油气藏和落空圈闭的相指数和势指数，绘制出如图2所示的相指数和势指数的分布示意图。
[0186] 由上述图2可以看出：85％以上的油气藏都位于FI>0.5，PI<0.6的范围内，大部分的油气藏均靠近离FI为1和PI为0的区间内，越靠近图的右上端，分布的油气藏越多，成藏概率越大，落空圈闭的分布区间在图的左下角。因此，该图从一定意义上反映了油气藏的FI和PI的消长关系，相指数低的部位，需要油气藏的势指数高，势指数高的部位，需要的相数低。因此，该图也初步反映出相—势耦合指数与相指数和势指数之间的关系较复杂，用三角形的斜边与两直角边的关系可以说明相势耦合指数与相指数和势指数之间的定量关系。
[0187] 通过确定的相指数和势指数，利用上述公式10计算相势耦合指数FPI。
[0188] 利用上述公式13计算各个油气藏和落空圈闭的源控指数，并作出如图3所示的相势耦合指数和源控指数的分布关系图。
[0189] 由上述图3可以看出：油气藏85％以上都位于FPI>0.5，SI>0.35的范围内，越靠近图的右上端，分布的油气藏越多，落空圈闭的分布区间在图的左下角，从图中也可以看出相势耦合指数FPI与近源指数SI与油气藏的成藏概率呈正相关。
[0190] 以东营凹陷沙三中亚段为例，东营凹陷沙三中亚段排烃中心的排烃强度qe可以6 2
达到17×10t/km，利用公式14对该层段的相势源复合控藏指数FPSI进行计算，并选取FPSI>0.3的区域绘制如图4所示的相势源复合控藏指数分布示意图。
达到17×10t/km，利用公式14对该层段的相势源复合控藏指数FPSI进行计算，并选取FPSI>0.3的区域绘制如图4所示的相势源复合控藏指数分布示意图。
[0191] 由图4可以看出：中央背斜带有大范围的高值区分布，北部陡坡带和南部缓坡带也有少量的高值分布，最高可达0.7，博兴洼陷处也有高值分布，中央背斜带的高值区史119井区、坨144井区、营691井区的相势源复合控藏指数分别为0.795、0.745、0.65，东营凹陷沙三中亚段预测的3个潜在的勘探目标，分别为牛庄洼陷南部的牛3—通4块岩性油气藏、博兴洼陷的樊124岩性油气藏、利津洼陷的利22—利982—利90岩性油气藏，其相势源复合控藏指数分别为0.40、0.53和0.68。
[0192] 根据济阳坳陷内大量的已发现的油气藏和落空圈闭的相势源复合控藏指数FPSI进行统计，建立了如图5所示的FPSI和成藏概率RFPSI之间的定量，以及定量关系式公式19：
[0193] RFPSI＝1.1033×FPSI-0.083，R2＝0.971 (公式19)
[0194] 如表1所示是对济阳坳陷内的15个未参加成藏概率统计的圈闭，应用已经得到的成藏概率预测公式进行计算所得到的结果。
[0195] 表1
[0196]序号 区块 凹陷名称 埋深(m) 层位 FI PI FPI SI FPSI 成藏概率(％)
1 大19块 车镇 2000 Es2 0.690.29 0.70 0.730.51 0.79
2 大52块 车镇 3390 Es2 0.690.20 0.75 0.790.59 0.87
3 单10-73井区 东营 1165 Es1 0.800.26 0.77 0.890.68 0.97
4 樊26 东营 3065 Es3 0.590.42 0.58 0.76 0.45 0.71
5 丰11 东营 3170 Es3 0.870.22 0.82 0.60 0.50 0.77
6 利2块北部 东营 1995 Es2 0.630.07 0.79 0.88 0.69 0.99
7 梁35鼻状构造东营 3070 Es3 0.59 0.050.79 0.68 0.54 0.81
8 牛24-C 东营 3057.5 Es3 0.64 0.360.64 0.71 0.45 0.72
9 史深100 东营 3280 Es3 0.76 0.280.74 0.58 0.43 0.69
10 王57-A 东营 3004 Es3 0.490.61 0.44 0.620.27 0.52
11 临斜111块 惠民 3690 Es3 0.710.29 0.71 0.580.41 0.67
12 商106 惠民 1300 Ng 0.660.14 0.77 0.650.50 0.77
13 商5-11块 惠民 1900 Es3 0.790.16 0.81 0.590.48 0.75
14 郑408－S3上东营 1340 Es3 0.640.12 0.77 0.480.37 0.63
A
15 郑37块 东营 1280 Es1 0.420.63 0.40 0.45 0.18 0.42
1 大19块 车镇 2000 Es2 0.690.29 0.70 0.730.51 0.79
2 大52块 车镇 3390 Es2 0.690.20 0.75 0.790.59 0.87
3 单10-73井区 东营 1165 Es1 0.800.26 0.77 0.890.68 0.97
4 樊26 东营 3065 Es3 0.590.42 0.58 0.76 0.45 0.71
5 丰11 东营 3170 Es3 0.870.22 0.82 0.60 0.50 0.77
6 利2块北部 东营 1995 Es2 0.630.07 0.79 0.88 0.69 0.99
7 梁35鼻状构造东营 3070 Es3 0.59 0.050.79 0.68 0.54 0.81
8 牛24-C 东营 3057.5 Es3 0.64 0.360.64 0.71 0.45 0.72
9 史深100 东营 3280 Es3 0.76 0.280.74 0.58 0.43 0.69
10 王57-A 东营 3004 Es3 0.490.61 0.44 0.620.27 0.52
11 临斜111块 惠民 3690 Es3 0.710.29 0.71 0.580.41 0.67
12 商106 惠民 1300 Ng 0.660.14 0.77 0.650.50 0.77
13 商5-11块 惠民 1900 Es3 0.790.16 0.81 0.590.48 0.75
14 郑408－S3上东营 1340 Es3 0.640.12 0.77 0.480.37 0.63
A
15 郑37块 东营 1280 Es1 0.420.63 0.40 0.45 0.18 0.42
[0197] 在上述实施例中，提供了一种基于相势源复合控油气作用确定岩性油气藏成藏概率的方法，主要包括：获取研究区内储层孔隙度和渗透率数据，计算相对孔隙度和相对渗透率；根据相对孔隙度和相对渗透率，计算相指数FI；获取储层岩石孔喉半径和界面张力数据，计算界面势能，即势指数PI；通过相指数FI和势指数PI计算相势耦合指数FPI；利用烃源岩排烃强度、油气藏到排烃中心的距离和油气藏到排烃边界的距离，计算源控指数SI；利用相指数FI、势指数PI和源控指数SI，计算相势源复合控藏指数FPSI；统计研究区内油气藏的相势源复合控藏指数FPSI，建立FPSI与成藏概率的定量关系式。在本例中，定量计算了相、势、源对油气的控制作用，将其以相指数、势指数和源控指数表征出来，同时采用源控指数与相势耦合指数，以相势源复合控藏指数FPSI定量表征了控制油气富集作用，建立了相势源复合控藏指数FPSI与成藏概率的关系表达式与关系示意图，该方法解决了渤海湾盆地济阳坳陷岩性油气藏成藏概率定量预测的难题，为该地区预测勘探领域和指明有利目标提供了一种可行的技术方法，降低了油气勘探的风险，指明了油气的勘探方向，具有广泛的适用性。
[0198] 基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种确定岩性油气藏成藏概率的装置，如下面的实施例所述。由于确定岩性油气藏成藏概率的装置解决问题的原理与确定岩性油气藏成藏概率的方法相似，因此确定岩性油气藏成藏概率的装置的实施可以参见确定岩性油气藏成藏概率的方法的实施，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。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。图6是本发明实施例的确定岩性油气藏成藏概率的装置的一种结构框图，如图6所示，包括：相指数计算单元601、势指数计算单元602、相势耦合指数计算单元603、源控指数计算单元604、相势源复合控藏指数计算单元605、重复执行单元606、定量关系确定单元607和分析单元608，下面对该结构进行说明。
[0199] 相指数计算单元601，用于根据研究区中待分析岩性油气藏的储层的孔隙度数据和渗透率数据，计算相指数；
[0200] 势指数计算单元602，用于根据所述储层的岩石孔喉半径数据和界面张力数据，计算势指数；
[0201] 相势耦合指数计算单元603，用于根据所述相指数和所述势指数，计算相势耦合指数；
[0202] 源控指数计算单元604，用于利用所述研究区中的烃源岩排烃强度、油气藏到排烃中心的距离和油气藏到排烃边界的距离，计算源控指数；
[0203] 相势源复合控藏指数计算单元605，用于利用所述相指数、所述势指数和所述源控指数，计算相势源复合控藏指数；
[0204] 重复执行单元606，用于重复执行上述步骤，计算得到多个待分析岩性油气藏中各个岩性油气藏的相势源复合控藏指数；
[0205] 定量关系确定单元607，用于对得到的多个相势源复合控藏指数和各个待分析岩性油气藏的成藏概率进行统计，建立相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系；
[0206] 分析单元608，用于根据建立的相势源复合控藏指数与成藏概率之间的定量关系，对所述研究区中的岩性油气藏的成藏概率进行分析。
[0207] 在一个实施例中，相指数计算单元可以按照以下方式计算相指数：获取所述储层的孔隙度数据和渗透率数据；根据获取的孔隙度数据计算相对孔隙度，根据获取的渗透率数据计算相对渗透率；根据所述相对孔隙度和相对渗透率计算相指数，其中，可以按照以下公式计算相对孔隙度：
[0208] Φi＝Φ/Φmax
[0209] 其中，Φ表示储层孔隙度，Φmax表示在同一深度条件下的最大储层孔隙度，Φi表示相对孔隙度；
[0210] 按照以下公式计算相对渗透率：
[0211] Ki＝lg(K)/lg(Kmax)
[0212] 其中，K表示储层渗透率，单位为10-3μm2，Kmax表示在同一深度条件下的最大储层-3 2渗透率，单位为10 μm，Ki表示相对渗透率；
[0213] 最后，根据所述相对孔隙度和相对渗透率按照以下公式计算相指数：
[0214] FI＝(Φi+Ki)/2
[0215] 其中，FI表示相指数，取值为0～1，Φi表示相对孔隙度，Ki表示相对渗透率。
[0216] 在一个实施例中，上述势指数计算单元可以先按照以下公式计算界面势能；
[0217]
[0218] 其中，P表示界面势能，σ表示界面张力，θ表示多相流体接触角，r表示孔喉半径；
[0219] 然后，按照以下公式计算势指数：
[0220] PI＝(Ps-Pmin)/(Pmax-Pmin)
[0221] 其中，PI表示势指数，取值为0～1，Ps表示储层自身的界面势能，Pmin表示同一埋深条件下的孔喉半径最大的砂岩的界面势能，Pmax表示同一埋深条件下的泥岩界面势能。
[0222] 在一个实施例中，上述相势耦合指数计算单元可以根据所述相指数和所述势指数按照以下公式计算相势耦合指数；
[0223]
[0224] 其中，FPI表示相势耦合指数，取值为0～1，FI表示相指数，PI表示势指数。
[0225] 在一个实施例中，上述源控指数计算单元可以按照以下公式计算源控指数：
[0226]
[0227] 其中，SI表示源控指数，取值为0～1，L标准化表示标准化的油气藏至排烃中心的距离，l标准化表示标准化的油气藏至排烃边界的距离，qe表示烃源岩的最大排烃强度，单位为6 2
10t/km。
10t/km。
[0228] 其中，上述的标准化的油气藏至排烃中心的距离可以按照以下公式计算得到：
[0229] L标准化＝L/L0
[0230] 在一个实施例中，上述的标准化的油气藏至排烃边界的距离可以按照以下公式计算得到：
[0231] l标准化＝l/L0
[0232] 其中，L表示油气藏至排烃中心的距离，l表示油气藏至排烃边界的距离，L0表示沿着L方向，排烃中心到排烃边界的距离。
[0233] 在一个实施例中，上述的相势源复合控藏指数计算单元可以按照以下公式计算相势源复合控藏指数：
[0234] FPSI＝(FPI+SI)/2
[0235] 其中，FPSI表示相势源复合控藏指数，FPI表示相势耦合指数，取值为0～1，SI表示源控指数，取值为0～1。
[0236] 在上述各个实施例中，待分析岩性油气藏可以是研究区中已发现的油气藏和落空圈闭。
[0237] 在另外一个实施例中，还提供了一种软件，该软件用于执行上述实施例及优选实施方式中描述的技术方案。
[0239] 从以上的描述中，可以看出，本发明实施例实现了如下技术效果：先计算相指数、势指数和源控指数，然后根据相指数和势指数计算相势耦合指数，根据相势耦合指数和源控指数计算相势源复合控藏指数，最后再分析多个待分析区域的岩性油气藏的相势源复合控藏指数和成藏概率，从而实现基于相势源的综合的岩性油气藏的成藏概率的分析，从而解决了现有技术中对岩性油气藏的成藏概率预测仍停留在半定量化阶段，还未实现精确的定量研究的技术问题，达到了对岩性油气藏的成藏概率进行定量研究的目的。
[0240] 显然，本领域的技术人员应该明白，上述的本发明实施例的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，并且在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本发明实施例不限制于任何特定的硬件和软件结合。
[0241] 以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明实施例可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
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