致密油储层有利区的确定方法及装置、电子设备和介质与流程

1.本公开涉及采油技术领域，尤其涉及一种致密油储层有利区的确定方法及装置、电子设备和存储介质。


背景技术：

2.目前传统的有利区优选方法对致密储层剩余油开发存在有利区优选较难的现象，需要测井、岩心、各种微观实验等多方面资料相结合，确定有利区过程繁琐工作量较大。以微观实验为主要依据的优选方法费时费力且资金消耗巨大，存在微观与宏观对应不清楚衔接不明确的缺陷，也存在有利区漏选、多选的情况。


技术实现要素：

3.本公开提出了一种致密油储层有利区的确定方法及装置、电子设备和存储介质技术方案，可实现致密油储层有利区的确定，以解决目前对致密储层剩余油开发存在有利区优选难度大，存在微观与宏观对应不清楚衔接不明确的缺陷，也存在有利区漏选、多选的情况。
4.根据本公开的一方面，提供了一种致密油储层有利区的确定方法，包括：
5.获取设定伽马值范围及设定深侧相值范围；
6.根据所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围确定所述未取芯井段的砂岩岩相；
7.基于所述砂岩岩相的物性及含油性确定所述未取芯井的致密油储层有利区。
8.优选地，在所述获取设定伽马值范围及设定深侧相值范围；之前，需要确定所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围，其确定的方法，包括：
9.获取目标区域的至少一个取心井在不同井段的岩心图像及对应的测井曲线；
10.根据所述岩心图像的岩心深度及岩心结构构造确定所述取心井的砂岩岩相；
11.根据所述岩心深度及所述取心井的测井曲线确定所述未取芯井段对应的设定伽马值范围及设定深侧相值范围。
12.优选地，在所述根据所述岩心深度及所述取心井的测井曲线确定所述未取芯井段对应的设定伽马值范围及设定深侧相值范围之前，需要对所述取心井的砂岩岩相进行筛选，所述筛选的方法，包括：
13.获取设定值或设定范围，以及所述取心井的岩心资料；
14.根据所述岩心资料确定所述取心井的砂岩岩相的发育厚度；
15.若所述发育厚度大于或等于所述设定值，或所述发育厚度在所述设定范围内，则保留所述砂岩岩相对应的类型；
16.否则，删除所述砂岩岩相对应的类型；
17.以及/或，
18.所述根据所述岩心深度及所述取心井的测井曲线确定所述未取芯井段对应的设
定伽马值范围及设定深侧相值范围的方法，包括：
19.根据所述不同井段的岩心深度，分别确定岩心在所述测井曲线上的多个深度；
20.根据所述测井曲线上的多个深度，分别确定所述测井曲线上对应的多个伽马值及多个深侧相值；
21.分别基于所述多个伽马值及多个深侧相值得到所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围。
22.优选地，所述根据所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围确定所述未取芯井段的砂岩岩相的方法，包括：
23.获取所述未取芯井段的测井曲线；
24.根据所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围确定所述未取芯井段的砂岩岩相。
25.优选地，所述基于所述砂岩岩相的物性及含油性确定所述未取芯井的致密油储层有利区的方法，包括：
26.获取所述砂岩岩相的物性设定参数值及含油性设定参数值；
27.读取所述未取芯井段的测井曲线的物性测量参数值及含油性测量参数值；
28.基于所述物性设定参数值、所述含油性设定参数值、所述物性测量参数值及所述含油性测量参数值确定所述未取芯井的致密油储层有利区。
29.优选地，所述基于所述物性设定参数值、所述含油性设定参数值、所述物性测量参数值及所述含油性测量参数值确定所述未取芯井的致密油储层有利区的方法，包括：
30.若所述物性测量参数值大于或者等于所述物性设定参数值，则生成第一确认条件；
31.在所述第一确认条件下，若所述含油性测量参数值大于或者等于所述含油性设定参数值，则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层有利区；否则，定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层不利区；
32.若所述物性测量参数值小于所述物性设定参数值，则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层不利区；
33.或，
34.若所述含油性测量参数值大于或者等于所述含油性设定参数值，则生成第一确认条件；
35.在所述第一确认条件下，若所述物性测量参数值大于或者等于所述物性设定参数值，则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层有利区；否则，确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层不利区；
36.若所述含油性测量参数值小于所述含油性设定参数值，则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层不利区。
37.优选地，所述基于所述砂岩岩相的物性及含油性确定所述未取芯井的致密油储层有利区，以确定剩余油富集区，其方法，包括：
38.基于不同时间点或不同时间段的所述未取芯井段的砂岩岩相的物性及含油性，分别确定不同时间点或不同时间段的所述未取芯井的有利砂岩岩相；
39.在三维空间内，将所述不同时间点或不同时间段的有利砂岩岩相对应的厚度进行
叠加，得到二维平面；
40.在二维平面上，以所述未取芯井为单位，得到所述未取芯井对应的剩余油富集区。
41.根据本公开的一方面，提供了一种致密油储层有利区的确定装置，包括：
42.获取单元，用于获取设定伽马值范围及设定深侧相值范围；
43.第一确定单元，用于根据所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围确定所述未取芯井段的砂岩岩相；
44.第二确定单元，用于基于所述砂岩岩相的物性及含油性确定所述未取芯井的致密油储层有利区。
45.根据本公开的一方面，提供了一种电子设备，包括：
46.处理器；
47.用于存储处理器可执行指令的存储器；
48.其中，所述处理器被配置为：执行上述致密油储层有利区的确定方法。
49.根据本公开的一方面，提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，所述计算机程序指令被处理器执行时实现上述致密油储层有利区的确定方法。
50.在本公开实施例中，所提出的提出了致密油储层有利区的确定方法及装置、电子设备和存储介质技术方案，可实现致密油储层有利区的确定，以解决目前对致密储层剩余油开发存在有利区优选难度大，存在微观与宏观对应不清楚衔接不明确的缺陷，也存在有利区，漏选、多选的情况。
51.应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，而非限制本公开。
52.根据下面参考附图对示例性实施例的详细说明，本公开的其它特征及方面将变得清楚。
附图说明
53.此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，这些附图示出了符合本公开的实施例，并与说明书一起用于说明本公开的技术方案。
54.图1示出根据本公开实施例的致密油储层有利区的确定的流程图；
55.图2示出根据本公开实施例的基于伽马值及深侧相的岩相判识图版；
56.图3是根据一示例性实施例示出的一种电子设备800的框图；
57.图4是根据一示例性实施例示出的一种电子设备1900的框图。
具体实施方式
58.以下将参考附图详细说明本公开的各种示例性实施例、特征和方面。附图中相同的附图标记表示功能相同或相似的元件。尽管在附图中示出了实施例的各种方面，但是除非特别指出，不必按比例绘制附图。
59.在这里专用的词“示例性”意为“用作例子、实施例或说明性”。这里作为“示例性”所说明的任何实施例不必解释为优于或好于其它实施例。
60.本文中术语“和/或”，仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，a和/或b，可以表示：单独存在a，同时存在a和b，单独存在b这三种情况。另外，本文
中术语“至少一种”表示多种中的任意一种或多种中的至少两种的任意组合，例如，包括a、b、c中的至少一种，可以表示包括从a、b和c构成的集合中选择的任意一个或多个元素。
61.另外，为了更好地说明本公开，在下文的具体实施方式中给出了众多的具体细节。本领域技术人员应当理解，没有某些具体细节，本公开同样可以实施。在一些实例中，对于本领域技术人员熟知的方法、手段、元件和电路未作详细描述，以便于凸显本公开的主旨。
62.可以理解，本公开提及的上述各个方法实施例，在不违背原理逻辑的情况下，均可以彼此相互结合形成结合后的实施例，限于篇幅，本公开不再赘述。
63.此外，本公开还提供了致密油储层有利区的确定装置、电子设备、计算机可读存储介质、程序，上述均可用来实现本公开提供的任一种致密油储层有利区的确定方法，相应技术方案和描述和参见方法部分的相应记载，不再赘述。
64.本公开应用于进入油田开发后期，致密储层的有利区优选，能够通过测井参数有效的识别出地下储层中的岩相。本公开通过取心井所取得的岩心识别出研究区所发育的所有岩相类型，将岩心归位取得对应的测井参数选定对岩相变化敏感的参数制作识别模板，根据实验获得的含油性参数确定有利的含油岩相，并将有利的含油岩相平面相连，垂向上叠加就可得到油气的有利分布区。
65.图1示出根据本公开实施例的致密油储层有利区的确定的流程图，如图1所示，所述致密油储层有利区的确定方法，包括：步骤s101：获取设定伽马值范围及设定深侧相值范围；步骤s102：根据所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围确定所述未取芯井段的砂岩岩相；步骤s103：基于所述砂岩岩相的物性及含油性确定所述未取芯井的致密油储层有利区。可实现致密油储层有利区的确定，以解决目前对致密储层剩余油开发存在有利区优选难度大，存在微观与宏观对应不清楚衔接不明确的缺陷，也存在有利区漏选、多选的情况。
66.在本公开及本公开的实施例中，所述未取芯井或所述未取芯井段为待确定致密油储层有利区对应的井或井段。
67.步骤s101：获取设定伽马值范围及设定深侧相值范围。
68.在本公开中，在所述获取设定伽马值范围及设定深侧相值范围；之前，需要确定所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围，其确定的方法，包括：获取目标区域的至少一个取心井在不同井段的岩心图像及对应的测井曲线；根据所述岩心图像的岩心深度及岩心结构构造确定所述取心井的砂岩岩相；根据所述岩心深度及所述取心井的测井曲线确定所述未取芯井段对应的设定伽马值范围及设定深侧相值范围。
69.在本公开及本公开的实施例中，目标区域一般存在多个取心井，取心井也可以成为标准井，可以通过取心井确定所述未取芯井段对应的设定伽马值范围及设定深侧相值范围。
70.在本公开的具体实施例中，可以选取取心井在不同井段的岩心，通过对不同井段的岩心进行拍照得到不同井段的岩心图像(摘片)，不同井段也可以理解为取心井不同深度下的地层钻井地层分段，因此井段包括深度信息，井段既有地质意义也有工程意义。
71.在本公开的具体实施例中，在目标区域内，所有的井(包括取心井及未取芯井)都可以通过测井仪器测量得到对应的测井曲线，因此可以通过上述方法获取目标区域的至少一个取心井在不同井段的岩心图像及对应的测井曲线；基于选取取心井在不同井段岩心的
岩心图像的岩心深度及岩心结构构造确定所述取心井的砂岩岩相。
72.在本公开的具体实施例中，如取多个取心井的岩心图像(照片)，需要对多个取心井的岩心图像(照片)标识取心井井号，以免取心井的岩心图像(照片)与取心井的井号不对应。
73.在本公开的具体实施例中，根据所述岩心图像的岩心深度及岩心结构构造确定所述取心井的砂岩岩相的方法，包括：根据所述岩心图像的岩心深度及岩心结构构造确定所述取心井的岩相类型，根据所述岩相类型选择砂岩岩相。
74.在本公开的具体实施例中，在对目标区域的多个取心井岩心图像(照片)进行观察，通过岩心结构构造和岩心岩性的不同确定目标区域大致发育的砂岩及泥岩；砂岩更能表征致密油储层有利区，本公开选用砂岩作为研究对象，因此需要根据所述岩心图像的岩心深度及岩心结构构造确定所述取心井的砂岩岩相，排除泥岩岩相。
75.具体地说，砂岩岩相及泥岩岩相，可包括：槽状交错层理细砂岩、板状交错层理细砂岩、平行层理细砂岩、斜层理细砂岩、波状层理细砂岩、水平层理粉砂岩、爬升层理粉砂岩、块状层理粉砂岩、包卷层理粉砂岩、透镜层理粉砂岩、波状层理泥质粉砂岩、水平层理泥质粉砂岩、块状层理泥质粉砂岩、水平层理泥岩、班杂状构造泥岩、块状构造泥岩多种岩相类型；在所述岩相类型选择砂岩岩相。
76.在本公开中，在所述根据所述岩心深度及所述取心井的测井曲线确定所述未取芯井段对应的设定伽马值范围及设定深侧相值范围之前，需要对所述取心井的砂岩岩相进行筛选，所述筛选的方法，包括：获取设定值或设定范围，以及所述取心井的岩心资料；根据所述岩心资料确定所述取心井的砂岩岩相的发育厚度；若所述发育厚度大于或等于所述设定值，或所述发育厚度在所述设定范围内，则保留所述砂岩岩相对应的类型；否则，删除所述砂岩岩相对应的类型。其中，所述取心井的岩心资料至少应该包括砂岩岩相的发育厚度，根据所述岩心资料确定所述取心井的砂岩岩相的发育厚度。同时，所述设定值可选择10米，本领域技术人员也可以根据需要选择合适的设定值；所述设定范围可以选择6-10米，同样本领域技术人员也可以根据需要选择合适的设定范围。
77.在本公开的具体实施例中，根据取心井的岩心资料等对各种多种岩相类型对应的岩相的发育厚度进行统计，在砂岩岩相中的发育厚度较大达到了6-10米，删除不符合删除的设定值或设定范围的砂岩岩相的类型，此时砂岩岩相的类型包括：槽状交错层理细砂岩、板状交错层理细砂岩、平行/斜层理细砂岩、波状层理细砂岩、水平层理粉砂岩、波状层理泥质粉砂岩。
78.在本公开中，所述根据所述岩心深度及所述取心井的测井曲线确定所述未取芯井段对应的设定伽马值范围及设定深侧相值范围的方法，包括：根据所述不同井段的岩心深度，分别确定岩心在所述测井曲线上的多个深度；根据所述测井曲线上的多个深度，分别确定所述测井曲线上对应的多个伽马值及多个深侧相值；分别基于所述多个伽马值及多个深侧相值得到所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围。
79.在本公开的具体实施例中，由于所选取的取心井在不同井段的岩心深度已知，又由于可以通过测井仪器测量得到取心井的测井曲线，所述测井曲线上至少包括伽马曲线及深侧相值，伽马曲线及深侧相值都是具有深度信息的，因此可以通过岩心深度与取心井的测井曲线的深度信息进行一一对应，在此基础上，得到深度信息对应的伽马值及深侧相值。
所述不同井段的岩心深度为多个岩心深度，岩心深度对应测井曲线上的多个深度，然后即可根据所述测井曲线上的多个深度，分别确定所述测井曲线上对应的多个伽马值及多个深侧相值；分别基于所述多个伽马值及多个深侧相值得到所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围。
80.具体地说，根据目标区域的多个取心井岩心图像(照片)上所标识的深度与测井曲线(伽马曲线及深侧相)所对应的深度进行匹配，准确的在测井曲线数据上确定各种砂岩岩相类型所对应的深度范围。根据所述岩心图像的岩心深度及岩心结构构造确定所述取心井的砂岩岩相的类型，根据所述岩心资料确定所述取心井的砂岩岩相的发育厚度，根据所述岩岩相的发育厚度及上述的设定值或设定范围，保留或删除所述砂岩岩相的类型。具体地说，根据多个取心井可以取不同深度的岩心图像(照片)，得到保留的砂岩岩相类型所对应的深度范围，然后根据深度范围确定所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围。
81.更为具体地说，所述基于所述多个伽马值及多个深侧相值得到所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围的方法为：分别选取所述多个伽马值及多个深侧相值的第一最大值及第二最大值；以及，分别选取所述多个伽马值及多个深侧相值的第一最小值及第二最小值；根据所述第一最小值及所述第一最小值确定所述设定伽马值范围；根据所述第二最小值及所述第二最大值确定第二最大值确定所述设定深侧相值范围。例如，所述设定伽马值范围可为65-110的若干区间段，所述设定深侧相值范围可为20-的若干区间段，详见表1。
82.表1伽马值范围及深侧相值范围对应的砂岩岩相类型表
83.砂岩岩相类型伽马值范围(api)深侧相值范围(ωm)槽状交错层理细砂岩《65》35板状交错层理细砂岩65-75》25平行/斜层理细砂岩75-90》20波状层理细砂岩90-100《20水平层理粉砂岩100-110《20波状层理泥质粉砂岩》110《20
84.表1为伽马值范围及深侧相值范围对应的砂岩岩相类型表，例如：未取芯井段的测井曲线对应的深侧相值》35，未取芯井段的测井曲线对应的伽马值大于65，则此时砂岩岩相类型为槽状交错层理细砂岩；本领域人员可以根据上述多个设定伽马值范围及多个深侧相值范围得到相应的砂岩岩相类型，再此不再进行详细说明。
85.图2示出根据本公开实施例的基于伽马值及深侧相的岩相判识图版。图如2所示，发现伽马曲线、深侧相对岩相的改变较为敏感，当岩相出现变化时伽马曲线、深侧相数值变化较大。伽马曲线可以有效的区分出砂岩岩相的岩性以及粒度，由于各种层理的非均质性不同深侧相可以有效识别。不同的岩相在判别图版中会处于不用的位置，两种参数相互制约可以有效判断岩相。
86.步骤s102：根据所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围确定所述未取芯井段的砂岩岩相。
87.在确定各砂岩岩相的参数范围后，就可以根据测井曲线数值范围(伽马值范围及深侧相值范围)在未取芯的井段的砂岩岩相判别。
88.在本公开中，所述根据所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围确定所述未取芯井段的砂岩岩相的方法，包括：获取所述未取芯井段的测井曲线；根据所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围及所述未取芯井段的测井曲线确定所述未取芯井段的砂岩岩相。
89.在本公开的具体实施例中，通过上述方法已经确定了设定伽马值范围及设定深侧相值范围对饮的所述砂岩岩相的类型，相当有确定了所述砂岩岩相的类型与所述砂岩岩相的类型的对应关系。由于可以通过测井仪器测量到所述未取芯井段的测井曲线；所述未取芯井段的测井曲线上包括伽马曲线及深侧相。根据所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围及所述未取芯井段的测井曲线就可以确定所述未取芯井段的砂岩岩相。
90.例如，未取芯井段的测井曲线对应的深侧相值》35(多个设定伽马值范围的其中一个)，未取芯井段的测井曲线对应的伽马值大于65(多个设定深侧相值范围的其中一个)，则此时未取芯井段的砂岩岩相类型为槽状交错层理细砂岩。
91.步骤s103：基于所述砂岩岩相的物性及含油性确定所述未取芯井的致密油储层有利区。
92.在本公开中，所述基于所述砂岩岩相的物性及含油性确定所述未取芯井的致密油储层有利区的方法，包括：获取所述砂岩岩相的物性设定参数值及含油性设定参数值；读取所述未取芯井段的测井曲线的物性测量参数值及含油性测量参数值；基于所述物性设定参数值、所述含油性设定参数值、所述物性测量参数值及所述含油性测量参数值确定所述未取芯井的致密油储层有利区。
93.通过统计出不同时间点或时间段的优选出的有利的砂岩岩相厚度，垂向上将不同时间点或时间段的有利岩相岩层厚度进行叠加，平面上以井为单位，将发育有利岩相地区圈出，剩余油较多，为剩余油的有利富集区。将数据总结归纳成数据表格既每口井的有利岩相对应的厚度，可以利用双狐软件生成有利岩相厚度图。可以方便快捷的得到剩余油的有利富集区，准确的将有利区优选出来。
94.在本公开的具体实施例中，通过测井仪器得到的未取芯井段的测井曲线，还包括所述未取芯井段的物性测量参数值及含油性测量参数值；通过读取所述未取芯井段的测井曲线，可以得到所述未取芯井段的物性测量参数值及含油性测量参数值。
95.在本公开中，所述基于所述物性设定参数值、所述含油性设定参数值、所述物性测量参数值及所述含油性测量参数值确定所述未取芯井的致密油储层有利区的方法，包括：若所述物性测量参数值大于或者等于所述物性设定参数值，则生成第一确认条件；在所述第一确认条件下，若所述含油性测量参数值大于或者等于所述含油性设定参数值，则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层有利区；否则，确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层不利区；若所述物性测量参数值小于所述物性设定参数值，则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层不利区；或，若所述含油性测量参数值大于或者等于所述含油性设定参数值，则生成第一确认条件；在所述第一确认条件下，若所述物性测量参数值大于或者等于所述物性设定参数值，则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层有利区；否则，定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层不利区；若所述含油性测量参数值小于所述含油性设定参数值，则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层不利区。
96.其中，在本公开的具体实施例中，物性测量参数值可包括：读取的测量孔隙度及读
取的测量渗透率；含油性测量参数值可包括读取的测量含油饱和度；与此对应的，所述物性设定参数值包括：设定的孔隙度及设定的渗透率；所述含油性设定参数值，包括：设定的含油饱和度。例如，设定的孔隙度可为12％，设定的渗透率可为0.3
×
10-3
μm2，设定的含油饱和度可为65％，本领域人员可根据是实际情况设置上述数值。
97.同样，在获取所述物性设定参数值及所述含油性设定参数值之前，需要确定所述物性设定参数值及所述含油性设定参数值，其确定方法，包括：获取至少一个取心井在不同井段的岩心；通过所述不同井段的岩心得到所述物性设定参数值及所述含油性设定参数值。
98.在本公开的具体实施例中，将所述不同井段的各种砂岩岩相的岩心样品进行室内试验包括压汞及核磁共振实验，根据实验结果确定所述物性设定参数值及所述含油性设定参数值，即设定的孔隙度、设定的渗透率及设定的含油饱和度。
99.在本公开的具体实施例中，若所述测量孔隙度大于或者等于设定的孔隙度，以及所述测量渗透率大于或者等于设定的渗透率，则生成第一确认条件；在所述第一确认条件下，若所述测量含油饱和度大于或者等于所述设定的含油饱和度，则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层有利区；否则，定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层不利区；若所述测量孔隙度小于设定的孔隙度，或所述测量渗透率小于设定的渗透率，则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层不利区。
100.在本公开的具体实施例中，若所述测量含油饱和度大于或者等于所述设定的含油饱和度，则生成第一确认条件；在所述第一确认条件下，若所述测量孔隙度大于或者等于设定的孔隙度，以及所述测量渗透率大于或者等于设定的渗透率，则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层有利区；否则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层不利区；若所述测量含油饱和度小于所述设定的含油饱和度，则确定所述砂岩岩相所在的井段为致密油储层不利区。
101.在本公开的具体实施例中，还可以确定剩余油富集区，所述基于所述砂岩岩相的物性及含油性确定所述未取芯井的致密油储层有利区，以确定剩余油富集区，其方法，包括：基于不同时间点或不同时间段的所述未取芯井段的砂岩岩相的物性及含油性，分别确定不同时间点或不同时间段的所述未取芯井的有利砂岩岩相；在三维空间内，将所述不同时间点或不同时间段的有利砂岩岩相对应的厚度进行叠加，得到二维平面；在二维平面上，以所述未取芯井为单位，得到所述未取芯井对应的剩余油富集区。
102.在本公开的具体实施例中，不同时间点或不同时间段为确定剩余油富集区之前的时间点或者时间段。可以从不同时间点或不同时间段对应的未取芯井的测井曲线得到不同时间点或不同时间段的所述未取芯井段的砂岩岩相的物性及含油性。
103.所述基于不同时间点或不同时间段的所述未取芯井段的砂岩岩相的物性及含油性，分别确定不同时间点或不同时间段的所述未取芯井的有利砂岩岩相的方法，包括：
104.获取所述砂岩岩相的物性设定参数值及含油性设定参数值；分别确定所述不同时间点或不同时间段的未取芯井段的砂岩的物性测量参数值及含油性测量参数值；基于所述不同时间点或不同时间段的物性设定参数值、所述含油性设定参数值、所述物性测量参数值及所述含油性测量参数值，确定不同时间点或不同时间段的所述未取芯井的有利砂岩岩相。
105.同样地，未取芯井段的测井曲线，还包括所述未取芯井段的物性测量参数值及含油性测量参数值；通过读取所述未取芯井段的测井曲线，可以得到所述未取芯井段的物性测量参数值及含油性测量参数值。读取所述不同时间点或不同时间段的未取芯井段的测井曲线，可以分别确定所述不同时间点或不同时间段的未取芯井段的砂岩的物性测量参数值及含油性测量参数值。
106.同样地，在获取所述物性设定参数值及所述含油性设定参数值之前，需要确定所述物性设定参数值及所述含油性设定参数值，其确定方法，包括：获取至少一个取心井在不同井段的岩心；通过所述不同井段的岩心得到所述物性设定参数值及所述含油性设定参数值。
107.在本公开中，所述基于所述物性设定参数值、所述含油性设定参数值、所述物性测量参数值及所述含油性测量参数值，分别确定不同时间点或不同时间段的所述未取芯井的有利砂岩岩相的方法，包括：若所述不同时间点或不同时间段的物性测量参数值均大于或者等于所述物性设定参数值，则生成第一确定条件；在所述第一确定条件下，若所述不同时间点或不同时间段的含油性测量参数值均大于或者等于所述含油性设定参数值，则确定所述砂岩岩相为有利砂岩岩相；否则，确定所述砂岩岩相为不利砂岩岩相；若所述不同时间点或不同时间段的物性测量参数值均小于所述物性设定参数值，则确定所述砂岩岩相为不利砂岩岩相；或，若所述不同时间点或不同时间段的含油性测量参数值均大于或者等于所述含油性设定参数值，则生成第一确定条件；在所述第一确定条件下，若所述不同时间点或不同时间段的物性测量参数值均大于或者等于所述物性设定参数值，则确定所述砂岩岩相为有利砂岩岩相；否则，确定所述砂岩岩相为不利砂岩岩相；若所述含油性测量参数值均小于所述含油性设定参数值，则确定所述砂岩岩相所在的井段为不利砂岩岩相。
108.同样地，在本公开的具体实施例中，物性测量参数值可包括：读取的测量孔隙度及读取的测量渗透率；含油性测量参数值可包括读取的测量含油饱和度；与此对应的，所述物性设定参数值包括：设定的孔隙度及设定的渗透率；所述含油性设定参数值，包括：设定的含油饱和度。例如，设定的孔隙度可为12％，设定的渗透率可为0.3
×
10-3
μm2，设定的含油饱和度可为65％，本领域人员可根据是实际情况设置上述数值。
109.同样地，在本公开的具体实施例中，若所述不同时间点或不同时间段的物性测量参数值均大于或者等于所述物性设定参数值，则生成第一确定条件；
110.在所述第一确定条件下，若所述不同时间点或不同时间段的测量孔隙度均大于或者等于设定的孔隙度，以及所述不同时间点或不同时间段的测量渗透率均大于或者等于设定的渗透率，则确定所述砂岩岩相为有利砂岩岩相；否则，确定所述砂岩岩相为不利砂岩岩相；若所述不同时间点或不同时间段的测量含油饱和度均小于所述设定的含油饱和度，则确定所述砂岩岩相为不利砂岩岩相。
111.同样地，在本公开的具体实施例中，若所述不同时间点或不同时间段的测量含油饱和度均大于或者等于所述设定的含油饱和度，则生成第一确定条件；
112.在所述第一确定条件下，若所述不同时间点或不同时间段的测量孔隙度均大于或者等于设定的孔隙度，以及所述不同时间点或不同时间段的测量渗透率均大于或者等于设定的渗透率，则确定所述砂岩岩相为有利砂岩岩相；否则，确定所述砂岩岩相为不利砂岩岩相；若所述不同时间点或不同时间段的测量含油饱和度均小于所述设定的含油饱和度，则
确定所述砂岩岩相所在的井段为不利砂岩岩相。
113.但是，由于上述确定不同时间点或不同时间段的所述未取芯井的有利砂岩岩相的方法过于严格，本公开还提出了另外一种确定所述未取芯井的有利砂岩岩相的方法，可以直接确定未取芯井的有利砂岩岩相，此时基于所述有利砂岩岩相，以所述未取芯井为单位，得到所述未取芯井对应的剩余油富集区。
114.更为具体地说，上述基于所述不同时间点或不同时间段的物性设定参数值、所述含油性设定参数值、所述物性测量参数值及所述含油性测量参数值，确定所述未取芯井的有利砂岩岩相的方法，包括：分别统计所述不同时间点或不同时间段的物性测量参数值及含油性测量参数值的第一数目及第二数目；分别比较不同时间点或不同时间段的物性测量参数值及含油性测量参数值与物性设定参数值、所述含油性设定参数值的大小；若某一时间点或时间段的物性测量参数值大于或等于物性设定参数值，则将物性测量参数对应的第一统计量加1；若某一时间点或时间段的含油性测量参数值大于或等于含油性设定参数值，则将含油性测量参数值对应的第二统计量加1；根据所述第一统计量及所述第二统计量及预设统计值确定所述未取芯井的有利砂岩岩相。
115.在本公开的具体实施例中，若某一时间点或时间段的物性测量参数值大于或等于物性设定参数值的具体实施方式可参照上述方法记载的内容。
116.同样地，在本公开的具体实施例中，若某一时间点或时间段的含油性测量参数值大于或等于含油性设定参数值的具体实施方式可参照上述方法记载的内容。
117.在本公开的具体实施例中，所述根据所述第一统计量及所述第二统计量及预设统计值确定所述未取芯井的有利砂岩岩相的方法，包括：若所述第一统计量大于或等于所述预设统计值的第一预设统计值，则生成第一确定条件；在所述第一确定条件下，如所述第二统计量大于或等于所述预设统计值的第二预设统计值，则确定所述砂岩岩相为有利砂岩岩相；否则，确定所述砂岩岩相为不利砂岩岩相；若所述第一统计量小于第一预设统计值，则确定所述砂岩岩相为不利砂岩岩相；或，若所述第二统计量大于或等于所述预设统计值的第二预设统计值，则生成第一确定条件；在所述第一确定条件下，如所述第一统计量大于或等于所述预设统计值的第一预设统计值，则确定所述砂岩岩相为有利砂岩岩相；否则，确定所述砂岩岩相为不利砂岩岩相；若所述第二统计量小于第二预设统计值，则确定所述砂岩岩相为不利砂岩岩相。
118.上述预设统计值以及预设统计值的第一预设统计值及第二预设统计值的初始值都配置为0，当确定所述砂岩岩相为有利砂岩岩相或确定所述砂岩岩相为不利砂岩岩相后，都要讲所述预设统计值以及预设统计值的第一预设统计值及第二预设统计值做清0处理。
119.致密油储层有利区的确定方法的执行主体可以是致密油储层有利区的确定装置，例如，致密油储层有利区的确定方法可以由终端设备或服务器或其它处理设备执行，其中，终端设备可以为用户设备(user equipment，ue)、移动设备、用户终端、终端、蜂窝电话、无绳电话、个人数字处理(personal digital assistant，pda)、手持设备、计算设备、车载设备、可穿戴设备等。在一些可能的实现方式中，该致密油储层有利区的确定方法可以通过处理器调用存储器中存储的计算机可读指令的方式来实现。”120.本领域技术人员可以理解，在具体实施方式的上述方法中，各步骤的撰写顺序并不意味着严格的执行顺序而对实施过程构成任何限定，各步骤的具体执行顺序应当以其功
能和可能的内在逻辑确定。
121.同时，本公开还提出了一种致密油储层有利区的确定装置，所述致密油储层有利区的确定装置，包括：获取单元，用于获取设定伽马值范围及设定深侧相值范围；第一确定单元，用于根据所述设定伽马值范围及所述设定深侧相值范围确定所述未取芯井段的砂岩岩相；
122.第二确定单元，用于基于所述砂岩岩相的物性及含油性确定所述未取芯井的致密油储层有利区。
123.在一些实施例中，本公开实施例提供的装置具有的功能或包含的模块可以用于执行上文方法实施例描述的方法，其具体实现可以参照上文方法实施例的描述，为了简洁，这里不再赘述。
124.本公开实施例还提出一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，所述计算机程序指令被处理器执行时实现上述方法。计算机可读存储介质可以是非易失性计算机可读存储介质。
125.本公开实施例还提出一种电子设备，包括：处理器；用于存储处理器可执行指令的存储器；其中，所述处理器被配置为上述方法。电子设备可以被提供为终端、服务器或其它形态的设备。
126.本公开能够有效的节省大量人员投入和实验分析测试，以岩相为基础评价研究区不同岩相的储集性和含油性，较为直观并且容易理解并且对资金的需求较少。与传统以致密油储层评价方法相比，以岩相为基础更为精细，对剩余油富集区的选取更为准确和可靠，对指导油田生产和开发据有重要意义。
127.图3是根据一示例性实施例示出的一种电子设备800的框图。例如，电子设备800可以是移动电话，计算机，数字广播终端，消息收发设备，游戏控制台，平板设备，医疗设备，健身设备，个人数字助理等终端。
128.参照图3，电子设备800可以包括以下一个或多个组件：处理组件802，存储器804，电源组件806，多媒体组件808，音频组件810，输入/输出(i/o)的接口812，传感器组件814，以及通信组件816。
129.处理组件802通常控制电子设备800的整体操作，诸如与显示，电话呼叫，数据通信，相机操作和记录操作相关联的操作。处理组件802可以包括一个或多个处理器820来执行指令，以完成上述的方法的全部或部分步骤。此外，处理组件802可以包括一个或多个模块，便于处理组件802和其他组件之间的交互。例如，处理组件802可以包括多媒体模块，以方便多媒体组件808和处理组件802之间的交互。
130.存储器804被配置为存储各种类型的数据以支持在电子设备800的操作。这些数据的示例包括用于在电子设备800上操作的任何应用程序或方法的指令，联系人数据，电话簿数据，消息，图片，视频等。存储器804可以由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，如静态随机存取存储器(sram)，电可擦除可编程只读存储器(eeprom)，可擦除可编程只读存储器(eprom)，可编程只读存储器(prom)，只读存储器(rom)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。
131.电源组件806为电子设备800的各种组件提供电力。电源组件806可以包括电源管理系统，一个或多个电源，及其他与为电子设备800生成、管理和分配电力相关联的组件。
132.多媒体组件808包括在所述电子设备800和用户之间的提供一个输出接口的屏幕。在一些实施例中，屏幕可以包括液晶显示器(lcd)和触摸面板(tp)。如果屏幕包括触摸面板，屏幕可以被实现为触摸屏，以接收来自用户的输入信号。触摸面板包括一个或多个触摸传感器以感测触摸、滑动和触摸面板上的手势。所述触摸传感器可以不仅感测触摸或滑动动作的边界，而且还检测与所述触摸或滑动操作相关的持续时间和压力。在一些实施例中，多媒体组件808包括一个前置摄像头和/或后置摄像头。当电子设备800处于操作模式，如拍摄模式或视频模式时，前置摄像头和/或后置摄像头可以接收外部的多媒体数据。每个前置摄像头和后置摄像头可以是一个固定的光学透镜系统或具有焦距和光学变焦能力。
133.音频组件810被配置为输出和/或输入音频信号。例如，音频组件810包括一个麦克风(mic)，当电子设备800处于操作模式，如呼叫模式、记录模式和语音识别模式时，麦克风被配置为接收外部音频信号。所接收的音频信号可以被进一步存储在存储器804或经由通信组件816发送。在一些实施例中，音频组件810还包括一个扬声器，用于输出音频信号。
134.i/o接口812为处理组件802和外围接口模块之间提供接口，上述外围接口模块可以是键盘，点击轮，按钮等。这些按钮可包括但不限于：主页按钮、音量按钮、启动按钮和锁定按钮。
135.传感器组件814包括一个或多个传感器，用于为电子设备800提供各个方面的状态评估。例如，传感器组件814可以检测到电子设备800的打开/关闭状态，组件的相对定位，例如所述组件为电子设备800的显示器和小键盘，传感器组件814还可以检测电子设备800或电子设备800一个组件的位置改变，用户与电子设备800接触的存在或不存在，电子设备800方位或加速/减速和电子设备800的温度变化。传感器组件814可以包括接近传感器，被配置用来在没有任何的物理接触时检测附近物体的存在。传感器组件814还可以包括光传感器，如cmos或ccd图像传感器，用于在成像应用中使用。在一些实施例中，该传感器组件814还可以包括加速度传感器，陀螺仪传感器，磁传感器，压力传感器或温度传感器。
136.通信组件816被配置为便于电子设备800和其他设备之间有线或无线方式的通信。电子设备800可以接入基于通信标准的无线网络，如wifi，2g或3g，或它们的组合。在一个示例性实施例中，通信组件816经由广播信道接收来自外部广播管理系统的广播信号或广播相关信息。在一个示例性实施例中，所述通信组件816还包括近场通信(nfc)模块，以促进短程通信。例如，在nfc模块可基于射频识别(rfid)技术，红外数据协会(irda)技术，超宽带(uwb)技术，蓝牙(bt)技术和其他技术来实现。
137.在示例性实施例中，电子设备800可以被一个或多个应用专用集成电路(asic)、数字信号处理器(dsp)、数字信号处理设备(dspd)、可编程逻辑器件(pld)、现场可编程门阵列(fpga)、控制器、微控制器、微处理器或其他电子元件实现，用于执行上述方法。
138.在示例性实施例中，还提供了一种非易失性计算机可读存储介质，例如包括计算机程序指令的存储器804，上述计算机程序指令可由电子设备800的处理器820执行以完成上述方法。
139.图4是根据一示例性实施例示出的一种电子设备1900的框图。例如，电子设备1900可以被提供为一服务器。参照图4，电子设备1900包括处理组件1922，其进一步包括一个或多个处理器，以及由存储器1932所代表的存储器资源，用于存储可由处理组件1922的执行的指令，例如应用程序。存储器1932中存储的应用程序可以包括一个或一个以上的每一个
对应于一组指令的模块。此外，处理组件1922被配置为执行指令，以执行上述方法。
140.电子设备1900还可以包括一个电源组件1926被配置为执行电子设备1900的电源管理，一个有线或无线网络接口1950被配置为将电子设备1900连接到网络，和一个输入输出(i/o)接口1958。电子设备1900可以操作基于存储在存储器1932的操作系统，例如windows servertm，mac os xtm，unixtm,linuxtm，freebsdtm或类似。
141.在示例性实施例中，还提供了一种非易失性计算机可读存储介质，例如包括计算机程序指令的存储器1932，上述计算机程序指令可由电子设备1900的处理组件1922执行以完成上述方法。
142.本公开可以是系统、方法和/或计算机程序产品。计算机程序产品可以包括计算机可读存储介质，其上载有用于使处理器实现本公开的各个方面的计算机可读程序指令。
143.计算机可读存储介质可以是可以保持和存储由指令执行设备使用的指令的有形设备。计算机可读存储介质例如可以是――但不限于――电存储设备、磁存储设备、光存储设备、电磁存储设备、半导体存储设备或者上述的任意合适的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括：便携式计算机盘、硬盘、随机存取存储器(ram)、只读存储器(rom)、可擦式可编程只读存储器(eprom或闪存)、静态随机存取存储器(sram)、便携式压缩盘只读存储器(cd-rom)、数字多功能盘(dvd)、记忆棒、软盘、机械编码设备、例如其上存储有指令的打孔卡或凹槽内凸起结构、以及上述的任意合适的组合。这里所使用的计算机可读存储介质不被解释为瞬时信号本身，诸如无线电波或者其他自由传播的电磁波、通过波导或其他传输媒介传播的电磁波(例如，通过光纤电缆的光脉冲)、或者通过电线传输的电信号。
144.这里所描述的计算机可读程序指令可以从计算机可读存储介质下载到各个计算/处理设备，或者通过网络、例如因特网、局域网、广域网和/或无线网下载到外部计算机或外部存储设备。网络可以包括铜传输电缆、光纤传输、无线传输、路由器、防火墙、交换机、网关计算机和/或边缘服务器。每个计算/处理设备中的网络适配卡或者网络接口从网络接收计算机可读程序指令，并转发该计算机可读程序指令，以供存储在各个计算/处理设备中的计算机可读存储介质中。
145.用于执行本公开操作的计算机程序指令可以是汇编指令、指令集架构(isa)指令、机器指令、机器相关指令、微代码、固件指令、状态设置数据、或者以一种或多种编程语言的任意组合编写的源代码或目标代码，所述编程语言包括面向对象的编程语言—诸如smalltalk、c++等，以及常规的过程式编程语言—诸如“c”语言或类似的编程语言。计算机可读程序指令可以完全地在用户计算机上执行、部分地在用户计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在涉及远程计算机的情形中，远程计算机可以通过任意种类的网络—包括局域网(lan)或广域网(wan)—连接到用户计算机，或者，可以连接到外部计算机(例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接)。在一些实施例中，通过利用计算机可读程序指令的状态信息来个性化定制电子电路，例如可编程逻辑电路、现场可编程门阵列(fpga)或可编程逻辑阵列(pla)，该电子电路可以执行计算机可读程序指令，从而实现本公开的各个方面。
146.这里参照根据本公开实施例的方法、装置(系统)和计算机程序产品的流程图和/
或框图描述了本公开的各个方面。应当理解，流程图和/或框图的每个方框以及流程图和/或框图中各方框的组合，都可以由计算机可读程序指令实现。
147.这些计算机可读程序指令可以提供给通用计算机、专用计算机或其它可编程数据处理装置的处理器，从而生产出一种机器，使得这些指令在通过计算机或其它可编程数据处理装置的处理器执行时，产生了实现流程图和/或框图中的一个或多个方框中规定的功能/动作的装置。也可以把这些计算机可读程序指令存储在计算机可读存储介质中，这些指令使得计算机、可编程数据处理装置和/或其他设备以特定方式工作，从而，存储有指令的计算机可读介质则包括一个制造品，其包括实现流程图和/或框图中的一个或多个方框中规定的功能/动作的各个方面的指令。
148.也可以把计算机可读程序指令加载到计算机、其它可编程数据处理装置、或其它设备上，使得在计算机、其它可编程数据处理装置或其它设备上执行一系列操作步骤，以产生计算机实现的过程，从而使得在计算机、其它可编程数据处理装置、或其它设备上执行的指令实现流程图和/或框图中的一个或多个方框中规定的功能/动作。
149.附图中的流程图和框图显示了根据本公开的多个实施例的系统、方法和计算机程序产品的可能实现的体系架构、功能和操作。在这点上，流程图或框图中的每个方框可以代表一个模块、程序段或指令的一部分，所述模块、程序段或指令的一部分包含一个或多个用于实现规定的逻辑功能的可执行指令。在有些作为替换的实现中，方框中所标注的功能也可以以不同于附图中所标注的顺序发生。例如，两个连续的方框实际上可以基本并行地执行，它们有时也可以按相反的顺序执行，这依所涉及的功能而定。也要注意的是，框图和/或流程图中的每个方框、以及框图和/或流程图中的方框的组合，可以用执行规定的功能或动作的专用的基于硬件的系统来实现，或者可以用专用硬件与计算机指令的组合来实现。
150.以上已经描述了本公开的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。本文中所用术语的选择，旨在最好地解释各实施例的原理、实际应用或对市场中技术的技术改进，或者使本技术领域的其它普通技术人员能理解本文披露的各实施例。