CN114441401A - 覆压孔隙度的确定方法、装置、计算机设备及存储介质 - Google Patents
覆压孔隙度的确定方法、装置、计算机设备及存储介质 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114441401A CN114441401A CN202011193490.3A CN202011193490A CN114441401A CN 114441401 A CN114441401 A CN 114441401A CN 202011193490 A CN202011193490 A CN 202011193490A CN 114441401 A CN114441401 A CN 114441401A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- porosity
- pressure
- overburden
- experimental
- core
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 93
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 claims description 88
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 65
- 239000001307 helium Substances 0.000 claims description 57
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 claims description 57
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 57
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 43
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 30
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 20
- 230000015654 memory Effects 0.000 claims description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 17
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
本申请提供了一种覆压孔隙度的确定方法、装置、计算机设备及存储介质，属于油气藏勘探开发技术领域。对于待测油气藏的每颗实验岩心，通过将覆压孔隙度和常压孔隙度的比值取作对比孔隙度，可以用关系式1表征对比孔隙度和覆压的关系，从而通过实验岩心的数据拟合，得到每颗实验岩心对应的关系式1的系数值，将该系数值与相应岩心的常压孔隙度进行拟合，分别求出每个系数和常压孔隙度之间的关系，得到关系式4，该关系式4能够反映常压孔隙度和覆压两个因素对覆压孔隙度的综合影响，具有较高的准确性，基于该关系式4、该油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压，可以得到对应的覆压孔隙度，具有广泛的应用范围和较强的应用价值。
Description
技术领域
本申请涉及油气藏勘探开发技术领域，特别涉及一种覆压孔隙度的确定方法、装置、计算机设备及存储介质。
背景技术
常规孔隙度测定值不能代表储层岩石在地下承受上覆压力及孔隙压力作用下的真实孔隙度；另外，在油气藏开发过程中，由于在衰竭式开发过程中油气藏储层岩石孔隙压力降低导致储层岩石所受应力发生变化，引起孔隙度变化，因此，有必要对岩心在不同覆压下的孔隙度进行研究，该覆压下的孔隙度是计算储量及剩余储量计算的重要参数，储量大小是决定采取开发对策的基础。
目前在确定覆压下的孔隙度时，主要是通过岩心实验确定多颗实验岩心在覆压下的孔隙度，然后基于该覆压孔隙度值与该岩心的常压孔隙度以及对应覆压拟合关系式，得到参与实验的岩心对应的关系式中的系数值，进而得到这颗岩心的覆压渗透率的关系式，以便通过该关系式确定与该岩心常压孔隙度相同的岩心在不同覆压下的孔隙度。
然而，由于不同常压孔隙度的岩心对应的拟合关系式中的系数值是不同的，因此，上述方法仅仅能用于计算与参与实验的岩心的常压孔隙度相同的岩心的覆压孔隙度，具有一定的局限性。
发明内容
本申请实施例提供了一种覆压孔隙度的确定方法、装置、计算机设备及存储介质，能够得到该油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压对应的准确的覆压孔隙度，具有广泛的应用范围和较强的应用价值。该技术方案如下：
一方面，提供了一种覆压孔隙度的确定方法，该方法包括：
获取待测油气藏中多颗实验岩心；
获取该实验岩心的常压孔隙度以及不同覆压对应的覆压孔隙度，该覆压的取值范围为2MPa-预设压力，该预设压力大于待测油气藏的储层所受的上覆压力；
将该实验岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度的比值取作对比孔隙度；
对该多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，得到每颗实验岩心的对比孔隙度与覆压之间的关系式1：
y＝A ln(p)+B 关系式1
对每颗实验岩心对应的A值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的关系式2：
A＝a ln(φi)+b 关系式2
对每颗实验岩心对应的B值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的关系式3：
B＝c ln(φi)+d 关系式3
基于该关系式1、该关系式2和该关系式3，得到该油气藏中岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度、覆压之间的关系式4：
基于该关系式4、该油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压，获取对应的覆压孔隙度；
式中，y—对比孔隙度，无因次；
p—覆压，MPa；
A、B、a、b、c、d—系数，无因次；
φi—常压孔隙度，无因次；
φf—覆压孔隙度，无因次。
在一种可能实现方式中，该获取该实验岩心的常压孔隙度以及不同覆压对应的覆压孔隙度，包括：
获取每个该实验岩心的骨架体积；
获取每个该实验岩心在不同覆压下的孔隙体积；
将该骨架体积与不同覆压下的孔隙体积获取为该岩心在对应覆压下的总体积；
将该岩心在不同覆压下的孔隙体积与对应的总体积之比获取为该岩心在对应覆压下的覆压孔隙度。
在一种可能实现方式中，该获取每个该实验岩心的骨架体积，包括：
采用氦孔隙度仪测量每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、样品室体积、参比室体积以及阀的驱替体积；
基于每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、样品室体积、参比室体积以及阀的驱替体积，并根据关系式5，获取该实验岩心的骨架体积；
式中，P1—参比室的初始绝对压力，MPa；
P2—氦气膨胀后参比室的绝对压力，MPa；
Pa—样品室的初始绝对大气压，MPa；
Vg—骨架体积，cm3；
Vc—样品室体积，cm3；
Vr—参比室体积，cm3；
Vv—阀的驱替体积，cm3。
在一种可能实现方式中，该获取每个该实验岩心在不同覆压下的孔隙体积，包括：
采用氦孔隙度仪测量每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、参比室体积、阀由关闭到打开位置的驱替体积以及***死体积；
获取在P1时的气体偏差因子、在P2时的气体偏差因子、在大气压时的气体偏差因子；
基于每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、在P1时的气体偏差因子、在P2时的气体偏差因子、在大气压时的气体偏差因子、参比室体积、阀由关闭到打开位置的驱替体积以及***死体积，并根据关系式6，获取该实验岩心在不同覆压下的孔隙体积：
式中，P1—参比室的初始绝对压力，MPa；
P2—氦气膨胀后参比室的绝对压力，MPa；
Pa—样品室的初始绝对大气压，MPa；
Z1—在P1时的气体偏差因子，无因次；
Z2—在P2时的气体偏差因子，无因次；
Za—在大气压时的气体偏差因子，无因次；
Vr—参比室体积，cm3；
Vp—岩心孔隙体积，cm3；
Vv—阀由关闭到打开位置的驱替体积，cm3；
Vd—***死体积，cm3。
在一种可能实现方式中，该对该多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，得到每颗实验岩心的对比孔隙度与覆压之间的关系式1，包括：
基于该多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，确定每个该实验岩心的对比孔隙度与覆压的第一关系曲线图版，该第一关系曲线图版用于表示该对比孔隙度与该覆压之间的变化曲线；
基于该第一关系曲线图版，获取该关系式1。
在一种可能实现方式中，该对每颗实验岩心对应的A值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的关系式2，包括：
基于该多颗实验岩心的A值与常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的第二关系曲线图版，该第二关系曲线图版用于表示该A值与该常压孔隙度之间的变化曲线；
基于该第二关系曲线图版，获取该关系式2。
在一种可能实现方式中，该对每颗实验岩心对应的B值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的关系式3，包括：
基于该多颗实验岩心的B值与常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的第三关系曲线图版，该第三关系曲线图版用于表示该B值与该常压孔隙度之间的变化曲线；
基于该第三关系曲线图版，获取该关系式3。
一方面，提供了一种覆压孔隙度的确定装置，该装置包括：
实验岩心获取模块，用于获取待测油气藏中多颗实验岩心；
实验数据获取模块，用于获取该实验岩心的常压孔隙度以及不同覆压对应的覆压孔隙度，该覆压的取值范围为2MPa-预设压力，该预设压力大于待测油气藏的储层所受的上覆压力；
对比孔隙度获取模块，用于将该实验岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度的比值取作对比孔隙度；
拟合模块，用于对该多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，得到每颗实验岩心的对比孔隙度与覆压之间的关系式1：
y＝A ln(p)+B 关系式1
拟合模块，还用于对每颗实验岩心对应的A值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的关系式2：
A＝a ln(φi)+b 关系式2
拟合模块，还用于对每颗实验岩心对应的B值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的关系式3：
B＝c ln(φi)+d 关系式3
拟合模块，还用于基于该关系式1、该关系式2和该关系式3，得到该油气藏中岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度、覆压之间的关系式4：
覆压孔隙度确定模块，用于基于该关系式4、该油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压，获取对应的覆压孔隙度；
式中，y—对比孔隙度，无因次；
p—覆压，MPa；
A、B、a、b、c、d—系数，无因次；
φi—常压孔隙度，无因次；
φf—覆压孔隙度，无因次。
在一种可能实现方式中，该实验数据获取模块，用于：
获取每个该实验岩心的骨架体积；
获取每个该实验岩心在不同覆压下的孔隙体积；
将该骨架体积与不同覆压下的孔隙体积获取为该岩心在对应覆压下的总体积；
将该岩心在不同覆压下的孔隙体积与对应的总体积之比获取为该岩心在对应覆压下的覆压孔隙度。
在一种可能实现方式中，该实验数据获取模块，用于：
采用氦孔隙度仪测量每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、样品室体积、参比室体积以及阀的驱替体积；
基于每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、样品室体积、参比室体积以及阀的驱替体积，并根据关系式5，获取该实验岩心的骨架体积；
式中，P1—参比室的初始绝对压力，MPa；
P2—氦气膨胀后参比室的绝对压力，MPa；
Pa—样品室的初始绝对大气压，MPa；
Vg—骨架体积，cm3；
Vc—样品室体积，cm3；
Vr—参比室体积，cm3；
Vv—阀的驱替体积，cm3。
在一种可能实现方式中，该实验数据获取模块，用于：
采用氦孔隙度仪测量每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、参比室体积、阀由关闭到打开位置的驱替体积以及***死体积；
获取在P1时的气体偏差因子、在P2时的气体偏差因子、在大气压时的气体偏差因子；
基于每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、在P1时的气体偏差因子、在P2时的气体偏差因子、在大气压时的气体偏差因子、参比室体积、阀由关闭到打开位置的驱替体积以及***死体积，并根据关系式6，获取该实验岩心在不同覆压下的孔隙体积：
式中，P1—参比室的初始绝对压力，MPa；
P2—氦气膨胀后参比室的绝对压力，MPa；
Pa—样品室的初始绝对大气压，MPa；
Z1—在P1时的气体偏差因子，无因次；
Z2—在P2时的气体偏差因子，无因次；
Za—在大气压时的气体偏差因子，无因次；
Vr—参比室体积，cm3；
Vp—岩心孔隙体积，cm3；
Vv—阀由关闭到打开位置的驱替体积，cm3；
Vd—***死体积，cm3。
在一种可能实现方式中，该拟合模块，用于：
基于该多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，确定每个该实验岩心的对比孔隙度与覆压的第一关系曲线图版，该第一关系曲线图版用于表示该对比孔隙度与该覆压之间的变化曲线；
基于该第一关系曲线图版，获取该关系式1。
在一种可能实现方式中，该拟合模块，用于：
基于该多颗实验岩心的A值与常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的第二关系曲线图版，该第二关系曲线图版用于表示该A值与该常压孔隙度之间的变化曲线；
基于该第二关系曲线图版，获取该关系式2。
在一种可能实现方式中，该拟合模块，用于：
基于该多颗实验岩心的B值与常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的第三关系曲线图版，该第三关系曲线图版用于表示该B值与该常压孔隙度之间的变化曲线；
基于该第三关系曲线图版，获取该关系式3。
一方面，提供了一种计算机设备，该计算机设备包括一个或多个处理器和一个或多个存储器，该一个或多个存储器中存储有至少一条程序代码，该程序代码由该一个或多个处理器加载并执行以实现如上述任一种可能实现方式中提供的覆压孔隙度的确定方法所执行的操作。
一方面，提供了一种计算机可读存储介质，该存储介质中存储有至少一条程序代码，该程序代码由处理器加载并执行以实现如上述任一种可能实现方式中提供的覆压孔隙度的确定方法所执行的操作。
本申请实施例提供的技术方案，对于待测油气藏的每颗实验岩心，通过将覆压孔隙度和常压孔隙度的比值取作对比孔隙度，从而实现了用对比孔隙度一个变量来表示覆压孔隙度和常压孔隙度两个变量，通过对该实验岩心的对比孔隙度和覆压进行拟合，可以通过一个关系式1，表征对比孔隙度和覆压之间的关系，从而可以得到每颗实验岩心对应的关系式1中的系数值，基于上述系数值，再次利用相应岩心的常压孔隙度进行拟合，可以分别求出每个系数和常压孔隙度之间的关系式，结合关系式1，可以得到油气藏中岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度、覆压之间的关系式4，该关系式4能够反映常压孔隙度和覆压两个因素对覆压孔隙度的综合影响，提高了覆压孔隙度计算结果的准确性，基于该关系式4、该油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压，可以得到对应的覆压孔隙度，具有广泛的应用范围和较强的应用价值。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例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是本申请实施例提供的一种覆压孔隙度的确定方法的流程图；
图2是本申请实施例提供的一种覆压孔隙度的确定方法的流程图；
图3是本申请实施例提供的一种氦孔隙度仪的结构示意图；
图4是本申请实施例提供的一种第一关系曲线图版；
图5是本申请实施例提供的一种第二关系曲线图版；
图6是本申请实施例提供的一种第三关系曲线图版；
图7是本申请实施例提供的一种覆压孔隙度的确定装置的结构示意图；
图8是本申请实施例提供的一种计算机设备的结构示意图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。
本申请实施例提供了一种覆压孔隙度的确定方法，具体用于孔隙型致密砂岩储层覆压孔隙度计算等。相关技术人员通过设备从取心井中采集多个岩心，并在岩心上钻取一定尺寸的柱塞岩心作为实验岩心，进而通过测定实验岩心的各项参数以及通过计算获取覆压孔隙度。
图1是本申请实施例提供的一种覆压孔隙度的确定方法的流程图，请参见图1，该方法可以应用于计算机设备，该方法包括：
101、获取待测油气藏中多颗实验岩心。
102、获取该实验岩心的常压孔隙度以及不同覆压对应的覆压孔隙度。
其中，该覆压的取值范围为2MPa-预设压力，该预设压力大于待测油气藏的储层所受的上覆压力。
103、将该实验岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度的比值取作对比孔隙度。
104、对该多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，得到每颗实验岩心的对比孔隙度与覆压之间的关系式1。
y＝A ln(p)+B 关系式1
105、对每颗实验岩心对应的A值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的关系式2。
A＝a ln(φi)+b 关系式2
106、对每颗实验岩心对应的B值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的关系式3。
B＝c ln(φi)+d 关系式3
107、基于该关系式1、该关系式2和该关系式3，得到该油气藏中岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度、覆压之间的关系式4。
108、基于该关系式4、该油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压，获取对应的覆压孔隙度。
式中，y—对比孔隙度，无因次；
p—覆压，MPa；
A、B、a、b、c、d—系数，无因次；
φi—常压孔隙度，无因次；
φf—覆压孔隙度，无因次。
本申请实施例提供的方法，对于待测油气藏的每颗实验岩心，通过将覆压孔隙度和常压孔隙度的比值取作对比孔隙度，从而实现了用对比孔隙度一个变量来表示覆压孔隙度和常压孔隙度两个变量，通过对该实验岩心的对比孔隙度和覆压进行拟合，可以通过一个关系式1，表征对比孔隙度和覆压之间的关系，从而可以得到每颗实验岩心对应的关系式1中的系数值，基于上述系数值，再次利用相应岩心的常压孔隙度进行拟合，可以分别求出每个系数和常压孔隙度之间的关系式，结合关系式1，可以得到油气藏中岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度、覆压之间的关系式4，该关系式4能够反映常压孔隙度和覆压两个因素对覆压孔隙度的综合影响，提高了覆压孔隙度计算结果的准确性，基于该关系式4、该油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压，可以得到对应的覆压孔隙度，具有广泛的应用范围和较强的应用价值。
在一种可能实现方式中，该获取该实验岩心的常压孔隙度以及不同覆压对应的覆压孔隙度，包括：
获取每个该实验岩心的骨架体积；
获取每个该实验岩心在不同覆压下的孔隙体积；
将该骨架体积与不同覆压下的孔隙体积获取为该岩心在对应覆压下的总体积；
将该岩心在不同覆压下的孔隙体积与对应的总体积之比获取为该岩心在对应覆压下的覆压孔隙度。
在一种可能实现方式中，该获取每个该实验岩心的骨架体积，包括：
采用氦孔隙度仪测量每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、样品室体积、参比室体积以及阀的驱替体积；
基于每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、样品室体积、参比室体积以及阀的驱替体积，并根据关系式5，获取该实验岩心的骨架体积；
式中，P1—参比室的初始绝对压力，MPa；
P2—氦气膨胀后参比室的绝对压力，MPa；
Pa—样品室的初始绝对大气压，MPa；
Vg—骨架体积，cm3；
Vc—样品室体积，cm3；
Vr—参比室体积，cm3；
Vv—阀的驱替体积，cm3。
在一种可能实现方式中，该获取每个该实验岩心在不同覆压下的孔隙体积，包括：
采用氦孔隙度仪测量每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、参比室体积、阀由关闭到打开位置的驱替体积以及***死体积；
获取在P1时的气体偏差因子、在P2时的气体偏差因子、在大气压时的气体偏差因子；
基于每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、在P1时的气体偏差因子、在P2时的气体偏差因子、在大气压时的气体偏差因子、参比室体积、阀由关闭到打开位置的驱替体积以及***死体积，并根据关系式6，获取该实验岩心在不同覆压下的孔隙体积：
式中，P1—参比室的初始绝对压力，MPa；
P2—氦气膨胀后参比室的绝对压力，MPa；
Pa—样品室的初始绝对大气压，MPa；
Z1—在P1时的气体偏差因子，无因次；
Z2—在P2时的气体偏差因子，无因次；
Za—在大气压时的气体偏差因子，无因次；
Vr—参比室体积，cm3；
Vp—岩心孔隙体积，cm3；
Vv—阀由关闭到打开位置的驱替体积，cm3；
Vd—***死体积，cm3。
在一种可能实现方式中，该对该多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，得到每颗实验岩心的对比孔隙度与覆压之间的关系式1，包括：
基于该多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，确定每个该实验岩心的对比孔隙度与覆压的第一关系曲线图版，该第一关系曲线图版用于表示该对比孔隙度与该覆压之间的变化曲线；
基于该第一关系曲线图版，获取该关系式1。
在一种可能实现方式中，该对每颗实验岩心对应的A值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的关系式2，包括：
基于该多颗实验岩心的A值与常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的第二关系曲线图版，该第二关系曲线图版用于表示该A值与该常压孔隙度之间的变化曲线；
基于该第二关系曲线图版，获取该关系式2。
在一种可能实现方式中，该对每颗实验岩心对应的B值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的关系式3，包括：
基于该多颗实验岩心的B值与常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的第三关系曲线图版，该第三关系曲线图版用于表示该B值与该常压孔隙度之间的变化曲线；
基于该第三关系曲线图版，获取该关系式3。
图2是本申请实施例提供的一种覆压孔隙度的确定方法的流程图，请参见图2，该方法可以应用于计算机设备，该方法包括：
201、获取待测油气藏中多颗实验岩心。
其中，上述多颗实验岩心取自该油气藏中多个不同区域以及不同深度且岩性相近的储层岩石，从而可以覆盖该油气藏中不同区域。相关技术人员按照行业标准制备相同规格的多颗岩心，作为实验岩心。
202、获取每个该实验岩心的骨架体积。
由于岩心中存在大量的孔隙、缝洞等，岩心的骨架体积是指岩心中非孔洞、缝隙的岩石的体积。
在一种可能实现方式中，该步骤202包括：
采用氦孔隙度仪测量每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、样品室体积、参比室体积以及阀的驱替体积。
其中，氦孔隙度仪的结构请参见图3，可以通过下述实验步骤1-4获取上述数据。
步骤1、校准氦孔隙度仪，得出参比室体积(Vr)、样品室体积(Vc)，关闭全部阀门。
步骤2、将柱塞实验岩心放入样品室，打开球形阀1和球形阀2，把氦气输入参比室，关闭球形阀1，压力平衡大约30s，然后读出压力P1(由数字压力表读出压力)并记录。
步骤3、打开球形阀3和球形阀4，氦气膨胀进入样品室，***达到平衡后读出降低后的压力P2(由数字压力表读出压力)。
步骤4、关闭球形阀2，打开球形阀6，放空参比室和样品室压力至大气压力，然后关闭球形阀3、球形阀4和球形阀6。
步骤5、基于每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、样品室体积、参比室体积以及阀的驱替体积，并根据关系式5，获取该实验岩心的骨架体积；
式中，P1—参比室的初始绝对压力，MPa；
P2—氦气膨胀后参比室的绝对压力，MPa；
Pa—样品室的初始绝对大气压，MPa；
Vg—骨架体积，cm3；
Vc—样品室体积，cm3；
Vr—参比室体积，cm3；
Vv—阀的驱替体积，cm3。
步骤6、重复步骤2至步骤5，得到每颗实验岩心的骨架体积。
203、获取每个该实验岩心在不同覆压下的孔隙体积。
在该步骤中，可以继续通过氦孔隙度仪获取孔隙体积。
在一种可能实现方式中，该步骤203包括：
采用氦孔隙度仪测量每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、参比室体积、阀由关闭到打开位置的驱替体积以及***死体积。
具体地，可以通过下述实验步骤7-11获取上述数据。
步骤7、关闭球形阀4，校准氦孔隙度仪,得出参比室体积(Vr)和***死体积(Vd)。
其中，该***死体积为***中的管线内部空间的体积，该***死体积可以在开始实验前通过向***内放入标准样来测定。
步骤8、把实验岩心放入岩心夹持器中，然后在实验岩心的每一端放入一个直径与样品直径相同的末端堵头。
步骤9、岩心夹持器加覆压密封。
步骤10、以预先确定的具有预设梯度的多个压力，打开球形阀1和球形阀2把氦气输入参比室，记录压力P1。
步骤11、打开球形阀3和球形阀5，氦气膨胀进入实验岩心的孔隙空间，***达到平衡后读出降低后的压力P2。
获取在P1时的气体偏差因子、在P2时的气体偏差因子、在大气压时的气体偏差因子。
基于每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、在P1时的气体偏差因子、在P2时的气体偏差因子、在大气压时的气体偏差因子、参比室体积、阀由关闭到打开位置的驱替体积以及***死体积，并根据关系式6，获取该实验岩心在不同覆压下的孔隙体积：
式中，P1—参比室的初始绝对压力，MPa；
P2—氦气膨胀后参比室的绝对压力，MPa；
Pa—样品室的初始绝对大气压，MPa；
Z1—在P1时的气体偏差因子，无因次；
Z2—在P2时的气体偏差因子，无因次；
Za—在大气压时的气体偏差因子，无因次；
Vr—参比室体积，cm3；
Vp—岩心孔隙体积，cm3；
Vv—阀由关闭到打开位置的驱替体积，cm3；
Vd—***死体积，cm3。
步骤12、关闭球形阀2，打开球形阀6，放空参比室和岩心孔隙压力至大气压，然后关闭球形阀3、球形阀5和球形阀6。
步骤13、通过泵提高覆压，由低到高建立多个覆压，每达到一个覆压值后重复步骤9至步骤12进行岩样的孔隙体积测定。
其中，该覆压的取值范围为2MPa-预设压力，该预设压力大于待测油气藏的储层所受的上覆压力。
步骤14、重复步骤8至步骤13，得到每颗岩心不同覆压值下的孔隙体积。
204、将该骨架体积与不同覆压下的孔隙体积获取为该岩心在对应覆压下的总体积。
该步骤中获取的总体积能够表征实验岩心在不同覆压下的体积，用于后续的孔隙度计算。
205、将该岩心在不同覆压下的孔隙体积与对应的总体积之比获取为该岩心在对应覆压下的覆压孔隙度。
在该步骤中，通过下述关系式7来获取该覆压孔隙度。
式中，φf—覆压孔隙度，无因次；
Vp—岩心孔隙体积，cm3；
Vt—岩心总体积，cm3；
Vg—岩心骨架体积，cm3。
206、获取该实验岩心的常压孔隙度，将该实验岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度的比值取作对比孔隙度。
在该步骤中，通过下述关系式8来获取该对比孔隙度。
式中，y—对比孔隙度，无因次；
φf—覆压孔隙度，无因次；
φi—常压孔隙度，无因次。
207、对该多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，得到每颗实验岩心的对比孔隙度与覆压之间的关系式1。
y＝A ln(p)+B 关系式1
式中，y—对比孔隙度，无因次；
p—覆压，MPa；
A、B—系数，无因次。
在一种可能实现方式中，该步骤207包括：
基于该多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，将上述数据通过描点连线的方式绘制，从而确定每个该实验岩心的对比孔隙度与覆压的第一关系曲线图版，该第一关系曲线图版用于表示该对比孔隙度与该覆压之间的变化曲线。该第一关系曲线图版请参见图4，由图4可以直观的观察对比孔隙度随覆压变化的规律，有利于关系式1的建立。
基于该第一关系曲线图版，采用数学拟合的方式，获取该关系式1。
将关系式8和关系式1结合得到下述关系式9，从而可以表示覆压孔隙度与常压孔隙度之间的对应关系：
式中，p—覆压，MPa；
A、B—系数，无因次；
φi—常压孔隙度，无因次；
φf—覆压孔隙度，无因次。
208、对每颗实验岩心对应的A值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的关系式2。
A＝a ln(φi)+b 关系式2
式中，A、a、b—系数，无因次；
φi—常压孔隙度，无因次。
在一种可能实现方式中，该步骤208包括：
基于该多颗实验岩心的A值与常压孔隙度进行拟合，将上述数据通过描点连线的方式绘制，从而得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的第二关系曲线图版，该第二关系曲线图版用于表示该A值与该常压孔隙度之间的变化曲线。该第二关系曲线图版请参见图5，由图5可以直观的观察A值随常压孔隙度变化的规律，有利于关系式2的建立。
基于该第二关系曲线图版，采用数学拟合的方式，获取该关系式2。
209、对每颗实验岩心对应的B值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的关系式3。
B＝c ln(φi)+d 关系式3
式中，B、c、d—系数，无因次；
φi—常压孔隙度，无因次。
在一种可能实现方式中，该步骤209包括：
基于该多颗实验岩心的B值与常压孔隙度进行拟合，将上述数据通过描点连线的方式绘制，从而得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的第三关系曲线图版，该第三关系曲线图版用于表示该B值与该常压孔隙度之间的变化曲线。该第三关系曲线图版请参见图6，由图6可以直观的观察B值随常压孔隙度变化的规律，有利于关系式3的建立。
基于该第三关系曲线图版，采用数学拟合的方式，获取该关系式3。
210、基于该关系式1、该关系式2和该关系式3，得到该油气藏中岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度、覆压之间的关系式4。
式中，y—对比孔隙度，无因次；
p—覆压，MPa；
a、b、c、d—系数，无因次；
φi—常压孔隙度，无因次；
φf—覆压孔隙度，无因次。
在该步骤中，上述系数a、b、c、d均已经通过拟合的方式得出。
211、基于该关系式4、该油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压，获取对应的覆压孔隙度。
在该步骤中，可以预设覆压代入关系式，求得对应的覆压孔隙度；也可以将所需要的覆压孔隙度代入关系式4，求得对应的覆压，以便指导后续的打压生产过程。
上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本申请的可选实施例，在此不再一一赘述。
本申请实施例提供的方法，对于待测油气藏的每颗实验岩心，通过将覆压孔隙度和常压孔隙度的比值取作对比孔隙度，从而实现了用对比孔隙度一个变量来表示覆压孔隙度和常压孔隙度两个变量，通过对该实验岩心的对比孔隙度和覆压进行拟合，可以通过一个关系式1，表征对比孔隙度和覆压之间的关系，从而可以得到每颗实验岩心对应的关系式1中的系数值，基于上述系数值，再次利用相应岩心的常压孔隙度进行拟合，可以分别求出每个系数和常压孔隙度之间的关系式，结合关系式1，可以得到油气藏中岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度、覆压之间的关系式4，该关系式4能够反映常压孔隙度和覆压两个因素对覆压孔隙度的综合影响，提高了覆压孔隙度计算结果的准确性，基于该关系式4、该油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压，可以得到对应的覆压孔隙度，具有广泛的应用范围和较强的应用价值。
图7是本申请实施例提供的一种覆压孔隙度的确定装置的结构示意图，请参见图7，该装置包括：
实验岩心获取模块701，用于获取待测油气藏中多颗实验岩心。
实验数据获取模块702，用于获取该实验岩心的常压孔隙度以及不同覆压对应的覆压孔隙度，该覆压的取值范围为2MPa-预设压力，该预设压力大于待测油气藏的储层所受的上覆压力。
对比孔隙度获取模块703，用于将该实验岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度的比值取作对比孔隙度。
拟合模块704，用于对该多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，得到每颗实验岩心的对比孔隙度与覆压之间的关系式1：
y＝A ln(p)+B 关系式1
拟合模块704，还用于对每颗实验岩心对应的A值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的关系式2：
A＝a ln(φi)+b 关系式2
拟合模块704，还用于对每颗实验岩心对应的B值和该实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的关系式3：
B＝c ln(φi)+d 关系式3
拟合模块704，还用于基于该关系式1、该关系式2和该关系式3，得到该油气藏中岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度、覆压之间的关系式4：
覆压孔隙度确定模块705，用于基于该关系式4、该油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压，获取对应的覆压孔隙度。
式中，y—对比孔隙度，无因次；
p—覆压，MPa；
A、B、a、b、c、d—系数，无因次；
φi—常压孔隙度，无因次；
φf—覆压孔隙度，无因次。
在一种可能实现方式中，该实验数据获取模块702，用于：
获取每个该实验岩心的骨架体积；
获取每个该实验岩心在不同覆压下的孔隙体积；
将该骨架体积与不同覆压下的孔隙体积获取为该岩心在对应覆压下的总体积；
将该岩心在不同覆压下的孔隙体积与对应的总体积之比获取为该岩心在对应覆压下的覆压孔隙度。
在一种可能实现方式中，该实验数据获取模块702，用于：
采用氦孔隙度仪测量每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、样品室体积、参比室体积以及阀的驱替体积；
基于每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、样品室体积、参比室体积以及阀的驱替体积，并根据关系式5，获取该实验岩心的骨架体积；
式中，P1—参比室的初始绝对压力，MPa；
P2—氦气膨胀后参比室的绝对压力，MPa；
Pa—样品室的初始绝对大气压，MPa；
Vg—骨架体积，cm3；
Vc—样品室体积，cm3；
Vr—参比室体积，cm3；
Vv—阀的驱替体积，cm3。
在一种可能实现方式中，该实验数据获取模块702，用于：
采用氦孔隙度仪测量每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、参比室体积、阀由关闭到打开位置的驱替体积以及***死体积；
获取在P1时的气体偏差因子、在P2时的气体偏差因子、在大气压时的气体偏差因子；
基于每个该实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、在P1时的气体偏差因子、在P2时的气体偏差因子、在大气压时的气体偏差因子、参比室体积、阀由关闭到打开位置的驱替体积以及***死体积，并根据关系式6，获取该实验岩心在不同覆压下的孔隙体积：
式中，P1—参比室的初始绝对压力，MPa；
P2—氦气膨胀后参比室的绝对压力，MPa；
Pa—样品室的初始绝对大气压，MPa；
Z1—在P1时的气体偏差因子，无因次；
Z2—在P2时的气体偏差因子，无因次；
Za—在大气压时的气体偏差因子，无因次；
Vr—参比室体积，cm3；
Vp—岩心孔隙体积，cm3；
Vv—阀由关闭到打开位置的驱替体积，cm3；
Vd—***死体积，cm3。
在一种可能实现方式中，该拟合模块704，用于：
基于该多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，确定每个该实验岩心的对比孔隙度与覆压的第一关系曲线图版，该第一关系曲线图版用于表示该对比孔隙度与该覆压之间的变化曲线；
基于该第一关系曲线图版，获取该关系式1。
在一种可能实现方式中，该拟合模块704，用于：
基于该多颗实验岩心的A值与常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的第二关系曲线图版，该第二关系曲线图版用于表示该A值与该常压孔隙度之间的变化曲线；
基于该第二关系曲线图版，获取该关系式2。
在一种可能实现方式中，该拟合模块704，用于：
基于该多颗实验岩心的B值与常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的第三关系曲线图版，该第三关系曲线图版用于表示该B值与该常压孔隙度之间的变化曲线；
基于该第三关系曲线图版，获取该关系式3。
需要说明的是：上述实施例提供的覆压孔隙度的确定装置在对覆压孔隙度进行确定时，仅以上述各功能模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块完成，即将设备的内部结构划分成不同的功能模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。另外，上述实施例提供的覆压孔隙度的确定装置与覆压孔隙度的确定方法实施例属于同一构思，其具体实现过程详见方法实施例，这里不再赘述。
本申请实施例提供的装置，对于待测油气藏的每颗实验岩心，通过将覆压孔隙度和常压孔隙度的比值取作对比孔隙度，从而实现了用对比孔隙度一个变量来表示覆压孔隙度和常压孔隙度两个变量，通过对该实验岩心的对比孔隙度和覆压进行拟合，可以通过一个关系式1，表征对比孔隙度和覆压之间的关系，从而可以得到每颗实验岩心对应的关系式1中的系数值，基于上述系数值，再次利用相应岩心的常压孔隙度进行拟合，可以分别求出每个系数和常压孔隙度之间的关系式，结合关系式1，可以得到油气藏中岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度、覆压之间的关系式4，该关系式4能够反映常压孔隙度和覆压两个因素对覆压孔隙度的综合影响，提高了覆压孔隙度计算结果的准确性，基于该关系式4、该油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压，能够得到对应的覆压孔隙度，具有广泛的应用范围和较强的应用价值。
图8是本申请实施例提供的一种计算机设备的结构示意图，请参见图8，图8是本申请实施例提供的一种服务器的结构示意图，该服务器800可因配置或性能不同而产生比较大的差异，可以包括一个或一个以上处理器(central processing units，CPU)801和一个或一个以上的存储器802，其中，上述存储器802中存储有至少一条程序代码，上述至少一条程序代码由上述处理器801加载并执行以实现上述各个方法实施例提供的方法。当然，该服务器还可以具有有线或无线网络接口、键盘以及输入输出接口等部件，以便进行输入输出，该服务器还可以包括其他用于实现设备功能的部件，在此不做赘述。
在示例性实施例中，还提供了一种计算机可读存储介质，例如包括程序代码的存储器，上述程序代码可由计算机设备中的处理器执行以完成上述实施例中的覆压孔隙度的确定方法。例如，该计算机可读存储介质可以是只读存储器(Read-Only Memory,ROM)、随机存取存储器(Random Access Memory，RAM)、只读光盘(Compact Disc Read-Only Memory，CD-ROM)、磁带、软盘和光数据存储设备等。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成，也可以通过程序来程序代码相关的硬件完成，上述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
上述仅为本申请的可选实施例，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种覆压孔隙度的确定方法，其特征在于，所述方法包括：
获取待测油气藏中多颗实验岩心；
获取所述实验岩心的常压孔隙度以及不同覆压对应的覆压孔隙度，所述覆压的取值范围为2MPa-预设压力，所述预设压力大于待测油气藏的储层所受的上覆压力；
将所述实验岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度的比值取作对比孔隙度；
对所述多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，得到每颗实验岩心的对比孔隙度与覆压之间的关系式1：
y＝A ln(p)+B 关系式1
对每颗实验岩心对应的A值和所述实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的关系式2：
A＝a ln(φi)+b 关系式2
对每颗实验岩心对应的B值和所述实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的关系式3：
B＝c ln(φi)+d 关系式3
基于所述关系式1、所述关系式2和所述关系式3，得到所述油气藏中岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度、覆压之间的关系式4：
基于所述关系式4、所述油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压，获取对应的覆压孔隙度；
式中，y—对比孔隙度，无因次；
p—覆压，MPa；
A、B、a、b、c、d—系数，无因次；
φi—常压孔隙度，无因次；
φf—覆压孔隙度，无因次。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述获取所述实验岩心的常压孔隙度以及不同覆压对应的覆压孔隙度，包括：
获取每个所述实验岩心的骨架体积；
获取每个所述实验岩心在不同覆压下的孔隙体积；
将所述骨架体积与不同覆压下的孔隙体积获取为所述岩心在对应覆压下的总体积；
将所述岩心在不同覆压下的孔隙体积与对应的总体积之比获取为所述岩心在对应覆压下的覆压孔隙度。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述获取每个所述实验岩心的骨架体积，包括：
采用氦孔隙度仪测量每个所述实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、样品室体积、参比室体积以及阀的驱替体积；
基于每个所述实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、样品室体积、参比室体积以及阀的驱替体积，并根据关系式5，获取所述实验岩心的骨架体积；
式中，P1—参比室的初始绝对压力，MPa；
P2—氦气膨胀后参比室的绝对压力，MPa；
Pa—样品室的初始绝对大气压，MPa；
Vg—骨架体积，cm3；
Vc—样品室体积，cm3；
Vr—参比室体积，cm3；
Vv—阀的驱替体积，cm3。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述获取每个所述实验岩心在不同覆压下的孔隙体积，包括：
采用氦孔隙度仪测量每个所述实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、参比室体积、阀由关闭到打开位置的驱替体积以及***死体积；
获取在P1时的气体偏差因子、在P2时的气体偏差因子、在大气压时的气体偏差因子；
基于每个所述实验岩心对应的：参比室的初始绝对压力、氦气膨胀后参比室的绝对压力、样品室的初始绝对大气压、在P1时的气体偏差因子、在P2时的气体偏差因子、在大气压时的气体偏差因子、参比室体积、阀由关闭到打开位置的驱替体积以及***死体积，并根据关系式6，获取所述实验岩心在不同覆压下的孔隙体积：
式中，P1—参比室的初始绝对压力，MPa；
P2—氦气膨胀后参比室的绝对压力，MPa；
Pa—样品室的初始绝对大气压，MPa；
Z1—在P1时的气体偏差因子，无因次；
Z2—在P2时的气体偏差因子，无因次；
Za—在大气压时的气体偏差因子，无因次；
Vr—参比室体积，cm3；
Vp—岩心孔隙体积，cm3；
Vv—阀由关闭到打开位置的驱替体积，cm3；
Vd—***死体积，cm3。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述对所述多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，得到每颗实验岩心的对比孔隙度与覆压之间的关系式1，包括：
基于所述多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，确定每个所述实验岩心的对比孔隙度与覆压的第一关系曲线图版，所述第一关系曲线图版用于表示所述对比孔隙度与所述覆压之间的变化曲线；
基于所述第一关系曲线图版，获取所述关系式1。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述对每颗实验岩心对应的A值和所述实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的关系式2，包括：
基于所述多颗实验岩心的A值与常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的第二关系曲线图版，所述第二关系曲线图版用于表示所述A值与所述常压孔隙度之间的变化曲线；
基于所述第二关系曲线图版，获取所述关系式2。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述对每颗实验岩心对应的B值和所述实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的关系式3，包括：
基于所述多颗实验岩心的B值与常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的第三关系曲线图版，所述第三关系曲线图版用于表示所述B值与所述常压孔隙度之间的变化曲线；
基于所述第三关系曲线图版，获取所述关系式3。
8.一种覆压孔隙度的确定装置，其特征在于，所述装置包括：
实验岩心获取模块，用于获取待测油气藏中多颗实验岩心；
实验数据获取模块，用于获取所述实验岩心的常压孔隙度以及不同覆压对应的覆压孔隙度，所述覆压的取值范围为2MPa-预设压力，所述预设压力大于待测油气藏的储层所受的上覆压力；
对比孔隙度获取模块，用于将所述实验岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度的比值取作对比孔隙度；
拟合模块，用于对所述多颗实验岩心的对比孔隙度与覆压进行拟合，得到每颗实验岩心的对比孔隙度与覆压之间的关系式1：
y＝A ln(p)+B 关系式1
拟合模块，还用于对每颗实验岩心对应的A值和所述实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的A值与常压孔隙度之间的关系式2：
A＝a ln(φi)+b 关系式2
拟合模块，还用于对每颗实验岩心对应的B值和所述实验岩心的常压孔隙度进行拟合，得到每颗实验岩心的B值与常压孔隙度之间的关系式3：
B＝c ln(φi)+d 关系式3
拟合模块，还用于基于所述关系式1、所述关系式2和所述关系式3，得到所述油气藏中岩心的覆压孔隙度与常压孔隙度、覆压之间的关系式4：
覆压孔隙度确定模块，用于基于所述关系式4、所述油气藏中任意常压孔隙度以及任意覆压，获取对应的覆压孔隙度；
式中，y—对比孔隙度，无因次；
p—覆压，MPa；
A、B、a、b、c、d—系数，无因次；
φi—常压孔隙度，无因次；
φf—覆压孔隙度，无因次。
9.一种计算机设备，其特征在于，所述计算机设备包括一个或多个处理器和一个或多个存储器，所述一个或多个存储器中存储有至少一条程序代码，所述程序代码由所述一个或多个处理器加载并执行以实现如权利要求1至权利要求7任一项所述的覆压孔隙度的确定方法所执行的操作。
10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述存储介质中存储有至少一条程序代码，所述程序代码由处理器加载并执行以实现如权利要求1至权利要求7任一项所述的覆压孔隙度的确定方法所执行的操作。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011193490.3A CN114441401B (zh) | 2020-10-30 | 2020-10-30 | 覆压孔隙度的确定方法、装置、计算机设备及存储介质 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011193490.3A CN114441401B (zh) | 2020-10-30 | 2020-10-30 | 覆压孔隙度的确定方法、装置、计算机设备及存储介质 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114441401A true CN114441401A (zh) | 2022-05-06 |
| CN114441401B CN114441401B (zh) | 2023-12-26 |
Family
ID=81358129
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011193490.3A Active CN114441401B (zh) | 2020-10-30 | 2020-10-30 | 覆压孔隙度的确定方法、装置、计算机设备及存储介质 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114441401B (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114970153A (zh) * | 2022-05-25 | 2022-08-30 | 重庆科技学院 | 一种油气藏型地下储气库多周期注采动态库容计算方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4903207A (en) * | 1986-05-15 | 1990-02-20 | Restech, Inc. | Method for determining reservoir bulk volume of hydrocarbons from reservoir porosity and distance to oil-water contact level |
| US5442950A (en) * | 1993-10-18 | 1995-08-22 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for determining properties of reservoir rock |
| CN102353625A (zh) * | 2011-08-31 | 2012-02-15 | 中国石油大学(北京) | 渗流力学实验中水测覆压孔隙度的测定方法 |
| CN110095397A (zh) * | 2019-04-26 | 2019-08-06 | 四川杰瑞泰克科技有限公司 | Grt-1型多功能全自动页岩气测孔隙度测量方法与装置 |
-
2020
- 2020-10-30 CN CN202011193490.3A patent/CN114441401B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4903207A (en) * | 1986-05-15 | 1990-02-20 | Restech, Inc. | Method for determining reservoir bulk volume of hydrocarbons from reservoir porosity and distance to oil-water contact level |
| US5442950A (en) * | 1993-10-18 | 1995-08-22 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for determining properties of reservoir rock |
| CN102353625A (zh) * | 2011-08-31 | 2012-02-15 | 中国石油大学(北京) | 渗流力学实验中水测覆压孔隙度的测定方法 |
| CN110095397A (zh) * | 2019-04-26 | 2019-08-06 | 四川杰瑞泰克科技有限公司 | Grt-1型多功能全自动页岩气测孔隙度测量方法与装置 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114970153A (zh) * | 2022-05-25 | 2022-08-30 | 重庆科技学院 | 一种油气藏型地下储气库多周期注采动态库容计算方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114441401B (zh) | 2023-12-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110927035A (zh) | 一种低渗致密砂岩束缚水饱和度计算方法 | |
| CN201242522Y (zh) | 适用于低渗特低渗岩心孔隙度的测量装置 | |
| CN110320136B (zh) | 页岩岩心有效孔隙度的测定装置及测定方法 | |
| WO2011133885A1 (en) | Total storage capacity and total porosity of porous media | |
| CN111487174B (zh) | 基质与裂缝间窜流形状因子确定方法、装置及*** | |
| CN110849785B (zh) | 一种利用多次压汞实验表征页岩孔隙连通性的方法 | |
| CN114441401A (zh) | 覆压孔隙度的确定方法、装置、计算机设备及存储介质 | |
| CN110470581B (zh) | 确定储层应力敏感程度的方法、装置及存储介质 | |
| CN113624847B (zh) | 一种页岩水化损伤系数的预测模型建立方法及预测方法 | |
| CN113624654B (zh) | 岩石孔隙度测量装置及方法 | |
| CN112362552B (zh) | 一种页岩基质渗透率测定装置和方法 | |
| CN111707695B (zh) | 基于核磁共振数据确定储层渗透率的方法、装置及设备 | |
| CN113640890A (zh) | 基于核磁共振测井的储层气-水相对渗透率曲线构建方法、*** | |
| CN112051292A (zh) | 一种孔喉结构动态表征方法及装置 | |
| CN109799164B (zh) | 吸附气量的确定方法及装置 | |
| CN106837318B (zh) | 岩层稠油含量获取方法和装置 | |
| CN109115667A (zh) | 一种岩石孔隙度测定装置、方法及*** | |
| CN111426617B (zh) | 一种地质条件下陆相湖盆致密储层孔隙度的定量预测方法 | |
| CN111307652B (zh) | 吸附气量的确定方法及装置 | |
| CN114720340A (zh) | 岩心变流压、液测渗透率应力敏感测试方法及装置 | |
| CN112377177A (zh) | 油藏采收率预测方法及装置 | |
| CN112525803A (zh) | 基于黏土壳状模型的砂岩孔隙度有效应力系数计算方法 | |
| CN113376069A (zh) | 致密储层物性下限的确定方法及装置 | |
| CN113050188A (zh) | 基于致密储层的微裂缝有效开度确定方法及装置 | |
| CN114720341A (zh) | 多块岩心变流压、定围压渗透率应力敏感联测装置及方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |