[发明专利]深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法

权利要求书

1.一种深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法，其特征在于，该方法包括：

步骤S100，获取作用于海相碳酸盐岩储层孔隙度的地质因素，并对各地质因素的绝对值进行标准化；所述地质因素包括海相碳酸盐岩储层形成的地质年代、海相碳酸盐岩储层形成后经历的动态变形、埋深、地层温度以及海相碳酸盐岩储层的均质性；

步骤S200，基于各地质因素对应的影响系数，结合标准化后的地质因素的绝对值，计算含油气盆地沉积物压实和成岩程度的数学模型的建模系数；基于所述建模系数，通过含油气盆地沉积物压实和成岩程度的数学模型，计算海相碳酸盐岩储层相对压实以及成岩作用，进而计算海相碳酸盐岩储层的孔隙度值，并对海相碳酸盐岩储层的孔隙度与埋深关系进行拟合；

步骤S300，结合采集的试油资料和测井数据，分析探井钻遇目的层段油气水层情况，得到每M％的孔隙度区间里油层、水层、干层的比例，进而得到干层比例和海相碳酸盐岩储层孔隙度的分布关系；所述孔隙度区间为前闭后开的区间；

步骤S400，基于干层比例和海相碳酸盐岩储层孔隙度的分布关系、海相碳酸盐岩储层孔隙度与埋深关系，递推得到干层比例与埋深关系，进而确定深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限。

2.根据权利要求1所述的深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法，其特征在于，对各地质因素的绝对值进行标准化，其方法为：

海相碳酸盐岩储层形成的地质年代A/Ma：T_A＝0.0125A；

动态变形N/构造地层单位：T_N＝0.2+1.46log N；

海相碳酸盐岩储层的埋深H/km：T_H＝0.1H；

海相碳酸盐岩储层的地层温度t/℃：T_t＝0.005t；

海相碳酸盐岩储层的均质性S：S＝100％*r_a/r_max；其中，r_a表示平均孔喉半径，r_max表示最大连通孔喉半径。

3.根据权利要求2所述的深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法，其特征在于，所述含油气盆地沉积物压实和成岩程度的数学模型的建模系数，其计算方法为：

x_i＝exp(-a_jT)

其中，x_i表示建模系数，a_j表示影响系数，T表示标准化的地质因素。

4.根据权利要求3所述的深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法，其特征在于，所述含油气盆地沉积物压实和成岩程度的数学模型为：

其中，U_t表示沉积物目前的压实成岩程度，U₀表示沉积物最初的压实成岩程度。

5.根据权利要求4所述的深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法，其特征在于，所述海相碳酸盐岩储层相对压实以及成岩作用，其计算方法为：

其中，Z表示海相碳酸盐岩储层相对压实以及成岩作用。

6.根据权利要求5所述的深层-超深层海相碳酸盐岩油藏赋存深度下限预测方法，其特征在于，所述海相碳酸盐岩储层的孔隙度值，其计算方法为：

φ＝φ₀Z₁

其中，φ表示海相碳酸盐岩储层当前孔隙度值，φ₀表示碳酸盐岩压实成岩前的孔隙度初始值，Z₁表示孔隙度的相对变化值。