[发明专利]确定岩性油气藏成藏概率的方法和装置

权利要求书

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；

其中，通过所述孔喉半径数据和界面张力数据，计算势指数，包括：

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；

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；

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；

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；

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势指数：

P=2σcosθr]]>

PI＝(P_s-P_min)/(P_max-P_min)

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；PI表示势指数，取值为0～1，P_s表示储层自身的界面势能，P_min表示同一埋深条件下的孔喉半径最大的砂岩的界面势能，P_max表示同一埋深条件下的泥岩界面势能。

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：

Φ_i＝Φ/Φ_max

其中，Φ表示储层孔隙度，Φ_max表示在同一深度条件下的最大储层孔隙度，Φ_i表示相对孔隙度；

按照以下公式计算相对渗透率：

K_i＝lg(K)/lg(K_max)

其中，K表示储层渗透率，单位为10^-3μm²，K_max表示在同一深度条件下的最大储层渗透率，单位为10^-3μm²，K_i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＝(Φ_i+K_i)/2

其中，FI表示相指数，取值为0～1，Φ_i表示相对孔隙度，K_i表示相对渗透率。