一种致密储层含油厚度的确定方法及装置与流程

技术特征：

1.一种致密储层含油厚度的确定方法，其特征在于，所述方法包括：

获取通过岩心试验或测井解释得到的储层含油厚度求取过程中所需参数；

从所述储层含油厚度求取过程中所需参数中选择相应的参数分别代入生烃增压求取模型和毛细管压力差求取模型中，求取生烃增压ΔPc和毛细管压力差ΔPm；

其中，所述生烃增压求取模型的计算公式如下：

其中：

dQ＝Hc×TOC×Kc×OI×ρc/1000

式中：ΔPc为生烃增压，单位为MPa；ΔVc为单位生油体积增加量，单位为10⁴m³/km²；Hc为烃源层厚度，单位为m；为烃源层孔隙度，单位为％；Pl为烃源层静水柱压力，单位为MPa；dQ为生油强度，单位为10⁴t/km²；ρo为地下原油密度，单位为t/m³；A为常数1；TOC为有机碳含量，单位为％；Kc为有机碳恢复系数，单位为f；OI为产油率，单位为kg/tTOC；ρc为烃源岩密度，单位为t/m³；

将所述生烃增压ΔPc、所述毛细管压力差ΔPm，以及所述储层含油厚度求取过程中所需参数中选择的相应参数代入含油厚度求取模型，得到储层含油厚度Ho。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述毛细管压力差求取模型的计算公式如下：

式中：ΔPm为毛细管压力差，单位为MPa；σ为油水界面张力，单位为N/m；rc为烃源层喉道半径，单位为μm；r为储层喉道半径，单位为μm。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述含油厚度求取模型表示为：

Ho＝ΔH×a+(H-ΔH×a)×b

其中：

式中：Ho为储层中平均含油厚度，单位为m；ΔH为石油渗入深度，单位为m；H为储层厚度，单位为m；L为垂直层面裂缝间距，单位为m；a、b为系数，a∈{1,2}，b∈[0,1]；dPa为储层启动压力梯度，单位为MPa/m。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述含油厚度求取模型中，

如果储层单侧与烃源层接触，那么a取值为1；如果储层上下侧均与烃源层接触，那么a取值为2；

如果储层没有裂缝，那么b取值为0；如果L>2ΔH，那么b∈(0,1)；如果L<2ΔH，那么b取值为1。

5.一种致密储层含油厚度的确定装置，其特征在于，所述装置包括：

参数获取模块，用于获取通过岩心试验或测井解释得到的储层含油厚度求取过程中所需参数；

第一计算模块，用于从所述储层含油厚度求取过程中所需参数中选择相应的参数分别代入生烃增压求取模型和毛细管压力差求取模型中，求取生烃增压ΔPc和毛细管压力差ΔPm；

其中，所述第一计算模块，还包括：

第一计算单元，用于计算得到生烃增压；

生烃增压求取模型的计算公式如下：

其中：

dQ＝Hc×TOC×Kc×OI×ρc/1000

式中：ΔPc为生烃增压，单位为MPa；ΔVc为单位生油体积增加量，单位为10⁴m³/km²；Hc为烃源层厚度，单位为m；为烃源层孔隙度，单位为％；Pl为烃源层静水柱压力，单位为MPa；dQ为生油强度，单位为10⁴t/km²；ρo为地下原油密度，单位为t/m³；A为常数1；TOC为有机碳含量，单位为％；Kc为有机碳恢复系数，单位为f；OI为产油率，单位为kg/tTOC；ρc为烃源岩密度，单位为t/m³；

第二计算模块，用于将所述生烃增压ΔPc、所述毛细管压力差ΔPm，以及所述储层含油厚度求取过程中所需参数中选择的相应参数代入含油厚度求取模型，得到储层含油厚度Ho。

6.如权利要求5所述的装置，其特征在于，所述第一计算模块，还包括：

第二计算单元，用于计算得到毛细管压力差；

毛细管压力差的求取模型的计算公式如下：

式中：ΔPm为毛细管压力差，单位为MPa；σ为油水界面张力，单位为N/m；rc为烃源层喉道半径，单位为μm；r为储层喉道半径，单位为μm。

7.如权利要求5所述的装置，其特征在于，所述第二计算模块中的含油厚度求取模型表示为：

Ho＝ΔH×a+(H-ΔH×a)×b

其中：

式中：Ho为储层中平均含油厚度，单位为m；ΔH为石油渗入深度，单位为m；H为储层厚度，单位为m；L为垂直层面裂缝间距，单位为m；a、b为系数，a∈{1,2}，b∈[0,1]；dPa为储层启动压力梯度，单位为MPa/m。

8.如权利要求7所述的装置，其特征在于，所述第二计算模块中，

如果储层单侧与烃源层接触，那么a取值为1；如果储层上下侧均与烃源层接触，那么a取值为2；

如果储层没有裂缝，那么b取值为0；如果L>2ΔH，那么b∈(0,1)；如果L<2ΔH，那么b取值为1。