变化量大于 30psi/1000m)。但是，附图4的油藏沉积相图中划分的第一区域和第二区域又属于同一个 河道复合体相，所以第一区域与第二区域之间应该存在一定的渗流屏障。综合考虑海相三 角洲沉积模式及地质认识的不确定性后，认为第一区域和第二区域之间应该存在一个河口 坝相。该河口坝相储层连通性相对较差，是造成第一区域和第二区域压力差异的原因。
[0073] 修改后的沉积相图，如图6所示。其中，即油井W-508、W-511、W-519、W-514、W-507、 W-512、以及W-520为第一区域，油井W-504、W-510、W-522、以及W-505为第二区域，油井 W-528、W-517、以及W-521为第三区域，W-524为第四区域。第一区域和第二区域之间存在 一个河口坝相。
[0074] 在一个实施方式中，获取油藏中油井的井位数据，包括：以所述油藏中的一个油井 作为基准油井，获取其他油井相对所述基准油井的相对井位数据；将获取的相对井位数据 作为绘图中油井的井位数据。
[0075] 在本实施方式中，请参阅附图2,可以以井位图中最北边的压力测试油井W-508作 为基准油井，其他油井相对基准油井W-508为参照的相对井位数据。当然地，也可以以除了 W-508外的其他任意一个压力测试油井为基准油井，其他除此压力测试油井外的油井相对 此压力测试油井的相对井位数据。
[0076] 在一个实施方式中，按照以下公式将所述油井的测试压力数据换算为所述油井在 同一时刻的折算压力P 2:
[0078] Ap1=Pi-P1;
[0079] Ap2=Pi-P2;
[0080] 其中，Npl表示生产油井在t ^寸刻的累积产量，单位m3;Np2表示生产油井在t2时刻 的累积产量，单位m 3;p i表示原始地层压力，单位MPa ;p i表示油井在t :时刻的测试压力，单 位MPa ;p2表示油井在12时刻的折算压力，单位MPa ;A为常数项。
[0081] 在本实施方式中，假设油藏一直采用衰竭式开发，油藏无水体或水体对开发的影 响小到忽略不计，此时油藏所有生产井不产水，油藏物质平衡方程为定容油藏的物质平衡
[0082] 其中，Np表示油藏的累积产量，单位m3;B。表示在压力p下的油相体积系数；N表示 油藏储量，单位"出^表示原始地层压力下油相体积系数；5。 1表示原始含油饱和度；C。表示 油的压缩系数，1/MPa ;SW1表示束缚水饱和度；Cw表示水的压缩系数，1/MPa ;C f表示岩石的 压缩系数，1/MPa ;SW。表示可动水饱和度；A p表示压力差，MPa;
[0083] 由于将临近时刻的测试压力折算为同一时刻的折算压力，假设测试时间及折算时 间油藏压力差异较小，B。、C。、C w、Cf随压力变化较小，忽略不计，则定容油藏的物质平衡方程
[0084] 其中，Np表示油藏的累积产量，单位m3;A为常数项；Ap表示压力差，MPa;
[0085] 由Np=A*Ap可推导得出所述折算压力公式
[0086] 具体地，对于某一特定压力测试油井的压力转换，首先需要确定影响该压力测 试油井压力变化的周围生产井，从而可确定该压力测试油井压力转换时不同时刻的产量 N p (即影响该压力测试油井压力变化的周围生产油井的产量）。因此，对每口压力测试油井 进行压力转换时，都需要单独确定影响该压力测试油井压力变化的周围生产井，从而采用 各自周围影响产量的生产油井不同时刻的产量N p来计算折算压力。
[0087]
油井的测试压力数据折算到2011年1月的折算压力。所有压力测试油井的压力降均由 W-019和W-043两口生产油井导致。因此折算压力公式
W-019和W-043两口生产油井对应不同时刻的累积产量，即各油井对应的测试时刻累积产 量Npl和折算时间2011年1月时两口生产油井的累积产量Np2。各压力测试油井对应的压 力差A Pl分别为原始油藏压力p凋去各压力测试井的测试压力，从而可以将所有压力测试 油井不同时间测试的压力折算到同一时间2011年1月的折算压力。
[0088] 如图5所示，将所有压力测试油井的测试压力折算到同一时间的折算压力后，压 力测试油井的压力明显具有分区性。其中，第一区域、第二区域和第三区域内的所有油井的 压力基本一致，折算压力变化量很小，这3个区内部各油井压降一致说明这些油井之间连 通性非常好。而不同区域之间的压力差异明显，存在明显的拐点，折算压力变化量很大，这 说明了不同区域之间油井的连通性较差。
[0089] 在一个实施方式中，按照以下公式计算折算压力变化量：
[0091] 其中，Ap表示折算压力变化量，单位psi/m;pa表示第一油井的折算压力，单位 psi;pb表示第二油井的折算压力，单位psi;La表示第一油井的井位数据，单位m;Lb表示第 二油井的井位数据，单位m。
[0092] 在一个实施方式中，对划分后的油藏沉积相进行调整后，根据油藏的连通性确定 油藏所对应的沉积相的连通性。
[0093] 在本实施方式中，请参见附图5-6,河道及河道复合体相连通性好，席状砂沉积相 连通性差，河口坝相连通性中等。因此，后期油藏整体注水开发以后，注采井位应该优先部 署河道及河道复合体相带内，从而保证采油井充分受效。
[0094] 基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种辅助油藏沉积相划分及连通性 评价的装置，如下面的实施例所述。由于辅助油藏沉积相划分及连通性评价的装置解决问 题的原理与辅助油藏沉积相划分及连通性评价的方法相似，因此辅助油藏沉积相划分及连 通性评价的装置的实施可以参见辅助油藏沉积相划分及连通性评价的方法的实施，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。
[0095]图7是本发明实施例的辅助油藏沉积相划分及连通性评价的装置的一种结构框 图，如图7所示，包括：拾取模块701、换算模块702、生成模块703、评价模块704,下面对该 结构进行说明。
[0096] 拾取模块701，用于获取油藏中多个油井的井位数据，以及所述多个油井的测试压 力数据；
[0097] 换算模块702,用于将所述多个油井的测试压力数据换算为所述多个油井在同一 时刻的折算压力；
[0098] 生成模块703,用于根据所述井位数据和所述折算压力生成折算压力与井位数据 关系图；
[0099] 评价模块704,用于根据所述折算压力与井位数据关系图评价油藏的连通性和/ 或辅助油藏沉积相划分。
[0100] 在一个实施方式中，评价模块704包括：确定单元，用于根据所述折算压力与 井位数据关系图中油井的折算压力变化量确定所述油藏连通性；当折算压力变化量在 0psi/1000m~30psi/1000m之间，确定油藏连通性好，当折算压力变化量大于0psi/1000m 时，确定油藏连通性差。
[0101] 在一个实施方式中，评价模块704包括：获取单元、第二划分单元、以及调整单元。 其中，获取单元用于根据测井曲线，获取所述油藏的沉积相图；第一划分单元，根据所述折 算压力与井位数据关系图中油