油藏井间连通性的确定方法和装置与流程

本发明涉及地质勘探技术领域，特别涉及一种油藏井间连通性的确定方法和装置。

背景技术：

油藏井间连通性的确定是制定储层开发方案的基础。现有技术中，储层井间连通性的确定方法有很多种，其中，井间干扰测试为常用方法之一。由于同一压力系统中的流体流动是连续的，井间干扰测试可以指的是通过激动井改变制度(改变生产压差、更换油嘴或关井等方面的改变)，在另一口或者数口观察井中通过高精度压力计接受干扰压力反应，进而研究激动井和观察井之间的地层参数。

即，通过观察井中高精度压力计所读取的井底压力，直接确定各个井是否在同一压力系统中，油藏井间是否连通。然而，对于包含多个薄层段的多油水系统油藏而言，仅通过观察井中的高精度压力计所读取的一个井底流压，并不能精确反映油藏中各个薄层段的压力变化特征，因而往往会导致单井油层纵向连通性以及各个油藏之间连通性的误判。

技术实现要素：

本发明提供了一种油藏井间连通性的确定方法和装置，以达到准确判断各个油藏之间连通性的目的。

本发明实施例提供了一种油藏井间连通性的确定方法，可以包括：将第一待测油藏划分为至少一个第一层段；获取所述第一层段中各个第一测点所在位置处的第一测点资料，所述第一测点资料包括：所述第一测点的第一海拔深度和第一实测地层压力；根据所述第一实测地层压力、所确定的所述第一待测油藏的第一测压基准面压力，确定所述第一测点所在位置处的第一剩余压力；基于所述第一待测油藏的层段划分结果，将第二待测油藏划分为与所述第一层段相对应的至少一个第二层段；获取所述第二层段中各个第二测点所在位置处的第二测点资料，所述第二测点资料包括：所述第二测点的第二海拔深度和第二实测地层压力；根据所述第二实测地层压力、所确定的所述第二待测油藏的第二测压基准面压力，确定所述第二测点所在位置处的第二剩余压力；根据所述第一剩余压力、所述第一海拔深度、所述第二剩余压力、所述第二海拔深度，确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的井间连通性。

在一个实施例中，所述第一测点资料还可以包括但不限于以下至少之一：所述第一测点的第一流度和地层状态下的第一水密度，所述第二测点资料还包括以下至少之一：所述第二测点的第二流度和地层状态下的第二水密度。

在一个实施例中，在确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的井间连通性之前，所述方法还可以包括：剔除所述第一测点资料中所述第一流度小于第一预设阈值的第一测点；剔除所述第二测点资料中所述第二流度小于第二预设阈值的第二测点。

在一个实施例中，确定所述第一测点所在位置处的第一剩余压力，可以包括：根据所述第一水密度、所述第一海拔深度，计算所述第一测点所在位置处的第一静水压力；利用所述第一实测地层压力、所述第一静水压力和所述第一测压基准面压力，计算所述第一测点所在位置处的第一剩余压力；相应地，确定所述第二测点所在位置处的第二剩余压力，可以包括：根据所述第二水密度、所述第二海拔深度，计算所述第二测点所在位置处的第二静水压力；利用所述第二实测地层压力、所述第二静水压力和所述第二测压基准面压力，计算所述第二测点所在位置处的第二剩余压力。

在一个实施例中，在确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的井间连通性之后，所述方法还可以包括：根据所述第一剩余压力与所述第一海拔深度的拟合情况，确定所述第一层段中所述第一测点纵向上的连通性；根据所述第二剩余压力与所述第二海拔深度的拟合情况，确定所述第二层段中所述第二测点纵向上的连通性。

在一个实施例中，确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的井间连通性，可以包括：结合所述第一剩余压力、第二剩余压力与所述第一海拔深度、第二海拔深度之间的联合拟合情况，确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏之间的连通性。

在一个实施例中，可以按照以下方式确定所述第一待测油藏的第一测压基准面压力：根据预设的至少一个静水压力梯度、所述第一海拔深度、所述第一实测地层压力，计算得到所述第一待测油藏的第一预设剩余压力；根据所述第一预设剩余压力以及所述第一海拔深度，拟合得到所述第一层段中所述第一剩余压力随所述第一海拔深度变化的第一关系；选取所述第一关系中所述第一关系为常量表达式时，所述常量表达式的常量值作为所述第一待测油藏的第一测压基准面压力；相应地，可以按照以下方式确定所述第二待测油藏的第二测压基准面压力：根据预设的至少一个静水压力梯度、所述第二海拔深度、所述第二实测地层压力，计算得到所述第二待测油藏的第二预设剩余压力；根据所述第二预设剩余压力以及所述第二海拔深度，拟合得到所述第二层段中所述第二剩余压力随所述第二海拔深度变化的第二关系；选取所述第二关系中所述第二关系为常量表达式时，所述常量表达式的常量值作为所述第二待测油藏的第二测压基准面压力。

本发明实施例还提供了一种油藏井间连通性的确定装置，可以包括：第一层段划分模块，可以用于将第一待测油藏划分为至少一个第一层段；第一资料获取模块，可以用于获取所述第一层段中各个第一测点所在位置处的第一测点资料，所述第一测点资料可以包括：所述第一测点的第一海拔深度和第一实测地层压力；第一压力确定模块，可以用于根据所述第一实测地层压力、所确定的所述第一待测油藏的第一测压基准面压力，确定所述第一测点所在位置处的第一剩余压力；第二层段划分模块，可以用于基于所述第一待测油藏的层段划分结果，将第二待测油藏划分为与所述第一层段相对应的至少一个第二层段；第二资料获取模块，可以用于获取所述第二层段中各个第二测点所在位置处的第二测点资料，所述第二测点资料可以包括：所述第二测点的第二海拔深度和第二实测地层压力；第二压力确定模块，可以用于根据所述第二实测地层压力、所确定的所述第二待测油藏的第二测压基准面压力，确定所述第二测点所在位置处的第二剩余压力；连通性确定模块，可以用于根据所述第一剩余压力、所述第一海拔深度、所述第二剩余压力、所述第二海拔深度，确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的井间连通性。

在一个实施例中，所述第一测点资料还可以包括但不限于以下至少之一：所述第一测点的第一流度和地层状态下的第一水密度，所述第二测点资料还可以包括但不限于以下至少之一：所述第二测点的第二流度和地层状态下的第二水密度。

在一个实施例中，所述装置还可以包括：第一测点剔除单元，可以用于在确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的连通性之前，剔除所述第一测点资料中所述第一流度小于第一预设阈值的第一测点；第一测点剔除单元，可以用于剔除所述第二测点资料中所述第二流度小于第二预设阈值的第二测点。

在本发明实施例中，利用各测点实测地层压力数据，计算确定不同层段中各个测点的剩余压力，并利用能够精细刻画待测油藏中压力随海拔深度变化情况的剩余压力来判断油藏井间连通性，从而解决了现有干扰测试技术中因仅对待测试段读取一个压力值，所导致的不能精确反映油藏中各个薄层段的压力变化特征的缺陷，提高了油藏井间连通性的判断精度，对于指导石油勘探，降低勘探成本，提高勘探效率有着重要的作用。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本申请提供的一种油藏井间连通性的确定方法流程图；

图2是本申请提供的a井和b井第2层段剩余压力随海拔深度变化示意图；

图3是本申请提供的a井和b井第3层段剩余压力随海拔深度变化示意图；

图4是本申请提供的a井和b井第1层段剩余压力随海拔深度变化示意图；

图5是本申请提供的a井和b井第1层段实测地层压力随海拔深度变化示意图；

图6是本申请提供的一种油藏井间连通性的确定装置的结构图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。

需要说明的是，在本申请的描述中，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的和区别类似的对象，例如：第一待测油藏和第二待测油藏只是表示两个不同的油藏，第一层段和第二层段只是表示两个不同的层段，两者之间并不存在先后顺序，也不能理解为指示或暗示相对重要性。此外，在本申请的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。

考虑到现有技术中通过干扰测试确定油藏井间连通性时，仅仅通过观测油井中高精度压力计所读取的一个井底流压直接确定油井连通性时，容易误判油藏井间连通性的缺陷，发明人提出了在分层格架约束下，利用实测地层压力确定各个层段中各个测点的剩余压力，再根据剩余压力确定油藏井间连通性的方法。基于此，提出了一种油藏井间连通性的确定方法，如图1所示，可以包括以下步骤：

s101：将第一待测油藏划分为至少一个第一层段。

可以根据现有资料(测井数据、岩心特征数据、地震剖面反射特征、地质认识等)，对所述第一待测油藏进行地质分层，将第一待测油藏划分为至少一个第一层段。所述第一待测油藏可以是一个油井。例如：当第一待测油藏为薄砂岩多油水系统时，根据现有资料发现该系统中存在3个砂岩层组，这3个砂岩层组之间均被约30m厚的泥岩层分隔，即，可将这3个砂岩层划分为三个第一层段。

s102：获取所述第一层段中各个第一测点所在位置处的第一测点资料，所述第一测点资料包括：所述第一测点的第一海拔深度和第一实测地层压力。

在将第一待测油藏划分为多个第一层段之后，可以在所述第一层段中选取多个第一测点，并获取所述多个第一测点中各个第一测点所在位置处的第一测点资料。

在本实施例中，所述第一测点资料可以包括：所述第一测点的第一海拔深度；还可以包括但不限于以下至少之一：第一流度、地层状态下的第一原油密度以及地层状态下的第一水密度。

s103：根据所述第一实测地层压力、所确定的所述第一待测油藏的第一测压基准面压力，确定所述第一测点所在位置处的第一剩余压力。

可以根据s102中的所述第一实测地层压力、所确定的所述第一待测油藏的第一测压基准面压力，确定所述第一测点所在位置处的第一剩余压力。

在本申请中，第一剩余压力可以表征油藏中具有均一水头或者流体势的流体。剩余压力可以定义为实测地层压力与对应海拔深度的静水压力之差。根据剩余压力的定义可知：剩余压力是在测得的实测地层压力的基础上，去除了不能反映地层压力变化情况的静水压力之后确定得到的，因而，和现有技术中直接采用压力来判断油藏井间连通性的方法相比，采用剩余压力可以较优地研究储层内存在水力压力突变的情况，当然，也可以更精确的判断油藏井间连通性。

由于油、水密度的不同，可以使油藏内部出现剩余压力。若圈闭全部含水，则该圈闭中每个样点处对应的地层压力单纯由地层水引起，其剩余压力为一常量值。若圈闭含油，且某一测点(例如a点)位于油层中，因油、水比重不同，在浮力的影响下，a点的压力pao将大于圈闭全部为水时的地层压力。此时，a点所在位置处的剩余压力可表达为：

δp＝pao-paw-p基＝pao-gpohg-p基(1)

上式中，gpo＝0.1450377ρwfg；

上式中，△p为剩余压力，单位为psi(磅/平方英寸)；pao为a点的实测地层压力，单位为psi；paw为与a点海拔深度相同点的静水压力，psi；hg为a点高出所述测压基准面之间的距离，单位为m；ρwf为地层状态下的水密度，单位为g/cm³；p基为测压基准面压力；gpo为静水压力梯度，单位为psi/m；0.1450377为psi单位制与mpa单位制之间的单位转换系数。

在本申请的一个实施例中，可以按照以下方式确定所述第一待测油藏的第一测压基准面压力：根据预设的至少一个静水压力梯度、所述第一海拔深度、所述第一实测地层压力，计算得到所述第一待测油藏的第一预设剩余压力；根据所述第一预设剩余压力以及所述第一海拔深度，拟合得到所述第一层段中所述第一剩余压力随所述第一海拔深度变化的第一关系；选取所述第一关系中所述第一关系为常量表达式时，所述常量表达式的常量值作为所述第一待测油藏的第一测压基准面压力。

由于在纯水层中，ρwf＝1g/cm³，g＝9.78m/s²，则可以根据gpo＝0.1450377ρwfg，确定出在纯水层中的静水压力梯度，该静水压力梯度为一常量：1.418psi/m。

可以基于该纯水层中的静水压力梯度，设定至少一个静水压力梯度，该预设的至少一个静水压力梯度和所述水层中的静水压力梯度之间的差值在预定的阈值范围内。由于在水层中剩余压力等于0，则根据公式(1)可知：在水层中，pao-gpohg＝p基。因此，在得到所述预设的至少一个静水压力梯度之后，可以根据所述第一海拔深度、所述第一实测地层压力，利用上述公式(1)，计算得到第一预设剩余压力，再根据所述第一预设剩余压力以及所述第一海拔深度，可以拟合得到所述第一层段中所述第一剩余压力随所述第一海拔深度变化的第一关系。根据至少一个静水压力梯度，重复上述步骤，可以确定出至少一个第一关系；选取所述第一关系中所述第一关系为一常量表达式，即：所述第一剩余压力为一常量值时，可以将所述常量值作为所述第一待测油藏的第一测压基准面压力。

在本申请的另一个实施例中，在得到所述第一层段中所述第一剩余压力随所述第一海拔深度变化的第一关系时，也可以绘制所述第一剩余压力随所述第一海拔深度变化的示意图，并通过观察所绘制的示意图中所述第一剩余压力的稳定性。当所绘制的示意图中所述第一剩余压力随着所述预设的至少一个静水压力梯度围绕某固定值左右等幅度摆动时，即剩余压力回归线为一条垂线时，所对应的所述第一剩余压力可以作为所述第一待测油藏的第一测压基准面压力。

例如：对于n井而言，当预设的静水压力梯度为1.418psi/m时，剩余压力和海拔深度的关系可以拟合为一条左偏的直线，随着海拔深度的增加，剩余压力逐渐减小。若预设的静水压力梯度为1.424psi/m时，剩余压力和海拔深度的关系可以拟合为一条右偏的直线，也即剩余压力随着海拔深度的增加而逐渐增加。虽然这两种情况均不符合上述测压基准面压力的判断要求，即，采用上述预设的静水压力梯度所确定的剩余压力均不准确。但可以初步判定，n井的静水压力梯度介于1.418psi/m至1.424psi/m之间。

在采用上述方式确定出所述第一测压基准面压力之后，可以根据公式(1)，根据所述第一水密度、所述第一海拔深度，计算所述第一测点所在位置处的第一静水压力；再利用所述第一实测地层压力、所述第一静水压力和所述第一测压基准面压力，计算所述第一测点所在位置处的第一剩余压力。

s104：基于所述第一待测油藏的层段划分结果，将第二待测油藏划分为与所述第一层段相对应的至少一个第二层段。

采用和s101中相同的方式将所述第二待测油藏划分为至少一个第二层段。然而，值得注意的是，所述第一层段和所述第二层段均位于同一层段。例如：将所述第一待测油藏划分为层1、层2和层3，将所述第二待测油藏划分为段1、段2、段3。具体地，层1和段1位于同一层段，层2和段2位于同一层段，层3和段3位于同一层段。采用上述层段划分方式，可以保证对两个或者两个以上待测油藏的层段进行井间连通性判断时，采用的是同一层段。同时，从上述描述可知：进行井间连通性判断时的对象，可以是2口油井，也可以是3口油井或者3口以上的油井。

s105：获取所述第二层段中各个第二测点所在位置处的第二测点资料，所述第二测点资料包括：所述第二测点的第二海拔深度和第二实测地层压力。

可以采用和s102中相同的方式获取所述第二层段中各个第二测点所在位置处的第二测点资料。

s106：根据所述第二实测地层压力、所确定的所述第二待测油藏的第二测压基准面压力，确定所述第二测点所在位置处的第二剩余压力。

同样地，在得到所述第二测点资料之后，可以采用和s103中相同的方式根据所述第二测点资料、所确定的所述第二待测油藏的第二测压基准面压力，确定所述第二测点所在位置处的第二剩余压力。

s107：根据所述第一剩余压力、所述第一海拔深度、所述第二剩余压力、所述第二海拔深度，确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的连通性。

在本实施例中，可以剔除s102中所述第一测点资料中所述第一流度小于第一预设阈值的第一测点；剔除s102中所述第二测点资料中所述第二流度小于第二预设阈值的第二测点；剔除剩余压力变化较大的在剔除所述第一测点和所述第二测点之后，根据剔除所述第一测点和所述第二测点的测点值所对应的所述第一剩余压力、所述第一海拔深度、所述第二剩余压力、所述第二海拔深度，确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的连通性。

所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的连通性可以指的是所述第一待测油藏中各个第一层段内各个第一测点纵向上的连通性，所述第二待测油藏中各个第二层段内各个第二测点纵向上的连通性，以及所述第一待测油藏中各个第一层段和所述第二待测油藏中各个第二层段之间的连通性。

在本申请的一个实施例中，可以按照以下方式确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的连通性：

s7-1：根据所述第一剩余压力与所述第一海拔深度的拟合情况，确定所述第一层段中所述第一测点纵向上的连通性。

可以根据所述第一剩余压力与所述第一海拔深度的拟合情况，若所述第一剩余压力与所述第一海拔深度可以拟合为一条直线，则所述第一层段中所述第一测点在纵向上是连通的。例如，所述第一待测油藏的层1中存在4个第一测点，如果这4个第一测点所在位置处的剩余压力和相应的海拔深度可以拟合为一条直线，那么层1中的这4个第一测点在纵向上是连通的。

s7-2：根据所述第二剩余压力与所述第二海拔深度的拟合情况，确定所述第二层段中所述第二测点纵向上的连通性。

可以根据所述第二剩余压力与所述第二海拔深度的拟合情况，若所述第二剩余压力与所述第二海拔深度可以拟合为一条直线，则所述第一层段中所述第二测点在纵向上是连通的。

s7-3：结合所述第一剩余压力与所述第一海拔深度的拟合情况、所述第二剩余压力与所述第二海拔深度的拟合情况，确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏之间的连通性。

可以结合所述第一剩余压力与所述第一海拔深度的拟合情况、所述第二剩余压力与所述第二海拔深度的拟合情况，若两个拟合结果在误差允许的范围之内可以拟合成一条直线，那么可以确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏中相应层位上的测点之间是连通的。

在本申请中，在地质分层的约束下，利用实测地层压力，计算得到分层后的各个层段中各个测点的剩余压力，利用能够更加精确的表征各个层段中压力随海拔深度变化的剩余压力，根据剩余压力和海拔深度的关系，确定待测油藏的连通性。采用该方式能够更加准确的判断待测油藏的连通性，进一步地，对于指导石油勘探，降低勘探成本，提高勘探效率有着重要的作用。

下面结合一个具体的实施例对上述油藏井间连通性的确定方法进行具体说明，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。

在本例中，对某油田两口薄砂岩油井的井间连通性进行精细判断。本油田勘探程度较低，仅在高部位和构造腰部各钻探井1口，分别为a井和b井，其中a井即为所述第一待测油藏，b井即为所述第二待测油藏，两口井均为直井，井口距离300m。储层为中新统河流相砂岩、砂层普遍较薄，纵向多层段发育，通常发育2至3个砂层，砂层之间被10m至30m厚的泥岩层分隔，各砂层均具有实测地层压力数据，孔隙度22％至27％，渗透率300md至800md。

在本例中，a井和b井分别在3个层段开展了干扰测试，用以确认b井与a井薄油层的连通性。干扰测试资料显示，a井和b井前3个层段在两井之间分别连通，b井开展干扰测试时，a井第2层段在48个小时内压力下降超过8psi；第3层段压力下降6psi，即使压力下降最小的第1层段，在24小时内压力下降了超过1psi。

根据现有的地震地质和测井数据，将a井和b井划分为3个层段，即第1层、第2层和第3层。在3个层段内，a井共有13个实测地层压力数据，b井共有11个实测地层压力数据，即，a井在3个层段内共有13个第一测点，这13个测点的第一测点资料以及第一剩余压力如表1所示；b井在3个层段内共有11个第二测点，这11个第二测点的第二测点资料以及第二剩余压力如表1所示。

表1a井和b井三个层段的测点数据

根据区域和油田研究资料，按照上述s103中计算测压基准面的方法可知：a井和b井的测压基准面压力均为855psi，地层状态下的水密度为0.983g/cm³，根据式(1)，可以求取出各个测点的剩余压力，如表1所示。

表2中a井第2层段存在2个有效的第一测点，b井第2层段存在3个有效的第二测点，根据这两口井5个测点的剩余压力和海拔深度关系拟合得到第2层段的拟合关系：y＝-3.7391x+612.26，拟合优度r²＝0.9996，如图2中a井和b井第2层段剩余压力随海拔深度变化示意图所示。可知：这5个测点之间海拔深度与剩余压力之间存在明显的线性关系，可以拟合为一条直线，从而这两口井在本层段(第2层段)是相互连通的，这也与干扰测试的结果一致。

对于第3层段，如图3中a井和b井第3层段剩余压力随海拔深度变化示意图所示，a井和b井分别有5个和4个测压点，虽然两井之间剩余压力随海拔深度之间回归出的直线斜率略有不同(a井：y＝-2.9131x+667.46，r²＝0.9878，b井：y＝-3.0953x+689.73，r²＝0.9372)，但仍在误差容许范围内。利用两口井11个测压点剩余压力与海拔深度开展回归，在误差允许范围内，可以拟合得到y＝-3.6893x+698，r²＝0.9958，可知：第3层段在两口井之间是相互连通的，剩余压力拟合结果与干扰测试一致。

对于第1层，a井有6个测压点，b井有5个测压点，如图4中a井和b井第1层段剩余压力随海拔深度变化示意图所示，其中，a井和b井中前3个测点的剩余压力随海拔深度具有良好的线性关系(a井：y＝-3.6247x+414.9，r²＝0.9975，b井：y＝-5.8279x+402.4，r²＝0.9997)，b井中416.42m处流度仅为13md/cp，和其他测点相比，明显偏低，因而将其剔除。a井中420.73m处流度仅为17md/cp，可能是由于物性偏小引起超压所致，故将其剔除；412.92m处测点剩余压力和其他测点变化差异较大，可能是因为该测点与上段砂层之间被近30m的泥岩分隔造成的，故可以认为此点属于单独的油层，其与上部油层之间不属于同一个压力系统。因此，a井前4个点与b前3个点分属两个压力系统，它们之间是不连通的。根据b井干扰测试可知：a井在24小时之内压力有超过1psi的下降，表明两井之间存在某种连通关系。将b井410.01m处的测点与a井前4个测点的剩余压力和海拔深度进行拟合，可以得到：y＝-3.6247x+414.9，r²＝0.9975，因此，这几个测点处于同一个压力系统内。

当采用现有的实测地层压力随海拔深度的拟合方式时，对于第1层段，如图5中a井和b井第1层段实测地层压力随海拔深度变化示意图所示，a井中除了420.73m处的测点，前5个测点的实测压力和海拔深度之间的关系为：y＝-3.6893x+698，其中，r²＝0.9997，可知：a井这5个测点处于同一压力系统内。同样，对于b井，5个测点的实测压力随海拔深度的关系为：y＝0.7708x+698-690.76，r²＝0.9994，即b井这5个测点处于同一压力系统内。对比a井和b井可知：b井416.42m处的测点落在a井回归线上，有可能与a井属于同一个流体系统，而a井纵向上5个砂层相互连通，则可推断出a井与b井第1层相互连通。对比图4和图5可知：现有的利用实测海拔深度确定连通性的方法无法达到精细分析的目的，并且夸大了a井第1层段中以及b井第1层段中的纵向连通性、a井和b井的第1层段之间的纵向连通性。

基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种油藏井间连通性的确定装置，如下面的实施例所述。由于油藏井间连通性的确定装置解决问题的原理与油藏井间连通性的确定方法相似，因此油藏井间连通性的确定装置的实施可以参见油藏井间连通性的确定方法的实施，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是本发明实施例的油藏井间连通性的确定装置的一种结构框图，如图6所示，可以包括：第一层段划分模块601、第一资料获取模块602、第一压力确定模块603、第二层段划分模块604、第二资料获取模块605、第二压力确定模块606、连通性确定模块607，下面对该结构进行说明。

第一层段划分模块601，可以用于将第一待测油藏划分为至少一个第一层段；

第一资料获取模块602，可以用于获取所述第一层段中各个第一测点所在位置处的第一测点资料，所述第一测点资料包括：所述第一测点的第一海拔深度和第一实测地层压力；

第一压力确定模块603，可以用于根据所述第一实测地层压力、所确定的所述第一待测油藏的第一测压基准面压力，确定所述第一测点所在位置处的第一剩余压力；

第二层段划分模块604，可以用于基于所述第一待测油藏的层段划分结果，将第二待测油藏划分为与所述第一层段相对应的至少一个第二层段；

第二资料获取模块605，可以用于获取所述第二层段中各个第二测点所在位置处的第二测点资料，所述第二测点资料包括：所述第二测点的第二海拔深度和第二实测地层压力；

第二压力确定模块606，可以用于根据所述第二实测地层压力、所确定的所述第二待测油藏的第二测压基准面压力，确定所述第二测点所在位置处的第二剩余压力；

连通性确定模块607，可以用于根据所述第一剩余压力、所述第一海拔深度、所述第二剩余压力、所述第二海拔深度，确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的井间连通性。

在一个实施例中，所述第一测点资料还可以包括但不限于以下至少之一：所述第一测点的第一流度和地层状态下的第一水密度，所述第二测点资料还包括以下至少之一：所述第二测点的第二流度和地层状态下的第二水密度。

在一个实施例中，所述装置还可以包括：第一测点剔除单元，可以用于在确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的连通性之前，剔除所述第一测点资料中所述第一流度小于第一预设阈值的第一测点；第一测点剔除单元，可以用于剔除所述第二测点资料中所述第二流度小于第二预设阈值的第二测点。

在一个实施例中，所述第一压力确定模块可以包括：第一静水压力计算单元，可以用于根据所述第一水密度、所述第一海拔深度，计算所述第一测点所在位置处的第一静水压力；第一剩余压力计算单元，可以用于利用所述第一实测地层压力、所述第一静水压力和所述第一测压基准面压力，计算所述第一测点所在位置处的第一剩余压力；相应地，所述第二压力确定模块可以包括：第二静水压力计算单元，可以用于根据所述第二水密度、所述第二海拔深度，计算所述第二测点所在位置处的第二静水压力；第二剩余压力计算单元，可以用于利用所述第二实测地层压力、所述第二静水压力和所述第二测压基准面压力，计算所述第二测点所在位置处的第二剩余压力。

在一个实施例中，所述装置还可以包括：第一测点连通性确定模块，可以用于在确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏的井间连通性之后，根据所述第一剩余压力与所述第一海拔深度的拟合情况，确定所述第一层段中所述第一测点纵向上的连通性；第二测点连通性确定模块，可以用于根据所述第二剩余压力与所述第二海拔深度的拟合情况，确定所述第二层段中所述第二测点纵向上的连通性。

在一个实施例中，所述连通性确定模块可以用于结合所述第一剩余压力、第二剩余压力与所述第一海拔深度、第二海拔深度之间的联合拟合情况，确定所述第一待测油藏和所述第二待测油藏之间的连通性。

在一个实施例中，所述第一压力确定模块具体可以用于按照以下方式确定所述第一待测油藏的第一测压基准面压力：根据预设的至少一个静水压力梯度、所述第一海拔深度、所述第一实测地层压力，计算得到所述第一待测油藏的第一预设剩余压力；根据所述第一预设剩余压力以及所述第一海拔深度，拟合得到所述第一层段中所述第一剩余压力随所述第一海拔深度变化的第一关系；选取所述第一关系中所述第一关系为常量表达式时，所述常量表达式的常量值作为所述第一待测油藏的第一测压基准面压力；相应地，按照以下方式确定所述第二待测油藏的第二测压基准面压力：根据预设的至少一个静水压力梯度、所述第二海拔深度、所述第二实测地层压力，计算得到所述第二待测油藏的第二预设剩余压力；根据所述第二预设剩余压力以及所述第二海拔深度，拟合得到所述第二层段中所述第二剩余压力随所述第二海拔深度变化的第二关系；选取所述第二关系中所述第二关系为常量表达式时，所述常量表达式的常量值作为所述第二待测油藏的第二测压基准面压力。

尽管本申请内容中提到剩余压力的确定方式、测压基准面压力的确定方式等描述，但是，本申请并不局限于必须是本申请实施例所描述的情况。某些行业标准或者使用自定义方式或实施例描述的实施基础上略加修改后的实施方案也可以实现上述实施例相同、等同或相近、或变形后可预料的实施效果。应用这些修改或变形后的数据确定方式等获取的实施例，仍然可以属于本申请的可选实施方案范围之内。

虽然本申请提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或终端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意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、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。

上述实施例阐明的单元、装置或模块等，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块或子单元的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。

本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内部包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。

本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构、类等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。

通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在存储介质中，如rom/ram、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，移动终端，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。

本说明书中的各个实施例采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的电子设备、网络pc、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。

虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的权利要求包括这些变形和变化而不脱离本申请的精神。