本发明提供一种叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，该叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法包括：步骤1，进行地层剥蚀量的恢复；步骤2，建立热演化史模型；步骤3，确定区内目的层油气成藏期次及各个成藏期的地层温度；步骤4，建立埋藏过程中的压实孔隙度模型；步骤5，建立面孔率‑孔隙度模型；步骤6，建立埋藏过程中的有机酸溶蚀孔隙度模型；步骤7，根据步骤4建立的压实孔隙度模型及步骤6建立的有机酸溶蚀孔隙度模型，建立成藏期孔隙度模型。该叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法丰富了多期次成藏过程中溶蚀孔隙度的定量评价，可广泛应用于叠合盆地多期次成藏过程中的孔隙度评价，对油气勘探具有重要的指导意义。
1.叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，该叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法包括：步骤1，进行地层剥蚀量的恢复；
步骤3，确定区内目的层油气成藏期次及各个成藏期的地层温度；
步骤7，根据步骤4建立的压实孔隙度模型及步骤6建立的有机酸溶蚀孔隙度模型，建立成藏期孔隙度模型；
步骤f1，利用面孔率和孔隙度之间的关系，建立线性关系模型如下：φ＝k·S+k1 公式(7)，式中，φ为孔隙度，％；S为溶蚀面孔率，％；k、k1为拟合系数；
利用井上现今孔隙度和现今溶蚀面孔率确定k、k1这两个拟合系数；
φf＝k·Sf+k1 公式(8)，式中，φf为现今孔隙度，％；Sf为现今溶蚀面孔率，％；
步骤f2，地层水中的有机酸和CO2是储层发生溶蚀、形成次生孔隙的重要因素，而这些有机酸和CO2又是烃源岩在成熟过程中的产物，有机酸浓度随温度变化曲线近似于抛物线，因此建立有机酸浓度与温度的关系：C＝a2·T2+b·T+c1，
式中，C为有机酸充注高峰浓度，mg/L；a2、b、c1为常数，T为有机酸充注高峰时的地层温度；
C＝-0.00385·T2+1.39·T-9.54 公式(9)；
同等条件下，有机酸浓度与其溶蚀面孔率成正比，则：Sn＝m·Sf 公式(10)；
式中，第n个原油充注高峰时溶蚀孔隙的面孔率为Sn，％；m为第n期成藏时的有机酸充注系数；
将Sn所得值代入公式(7)中，得到该期充注的溶蚀孔隙度，φn＝k·m·Sf+k1 公式(12)；
2.根据权利要求1所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，在步骤1，利用声波时差曲线，挑选厚度不小于1.5m的泥岩段对应的声波时差曲线进行曲线拟合，进行剥蚀量恢复，进而恢复不同地质历史时期地层的剥蚀量。
3.根据权利要求2所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，步骤
步骤a1，选取测井曲线：统计区内探井的测井曲线，剔除非正常缩径、扩径段以及曲线上非正常跳跃段数值；
步骤a2，采集合适的测井曲线数据：选取步骤a1中纯泥岩段厚度不小于1.5m的声波时差曲线，读取其中间值；
步骤a3，剥蚀量恢复：首先，对步骤a2所得数据进行回归拟合，横坐标为声波时差数据的对数坐标，纵坐标为深度：y＝a1·x+b 公式(1)，式中，a1、b为拟合系数；x为声波时差曲线值，μs/m；y为深度，m；
其次，将压实曲线外延，与对数横坐标相交于600μs/m，则该点的水平延伸线即为古地表H0，由古地表至现今残留目的层顶面即为地层剥蚀量H：H＝H1-H0 公式(2)，式中，H0为古地表，m；H1为古地表到现今残留目的层顶面的厚度，m；H为地层剥蚀量，m。
4.根据权利要求1所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，在步骤2，通过步骤1确定的不同地层的剥蚀量，恢复古埋深，并结合古地温梯度数据，建立热演化史模型。
5.根据权利要求4所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，步骤
步骤b1，埋藏史的建立：①整理单井岩性剖面的数据，包括井上的地层分层及对应的地质年代数据；②通过步骤1确定不同地层的剥蚀量以及地层遭受剥蚀的时间；③建立直角坐标系，横坐标表示地质时间，纵坐标表示叠加地层的深度，按照地质时间由新到老进行地层及剥蚀量的叠加；④将同一地层底界相连则为该地层整个地质历史时期的古埋深，获得埋藏史图，为后期的热演化史的建立奠定基础；
步骤b2，热演化史模型的建立：首先收集研究区的古地温梯度数据，地表温度默认为20℃，其次，由于地温梯度是深度每增加100m温度的增加值，在已知地表温度为20℃及步骤b1,得到的古埋深的条件下，计算地质历史时期某一深度的地层温度，将相同温度相连即可建立热演化史模型。
6.根据权利要求1所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，在步骤3，利用流体包裹体确定成藏期次及各个期次的最大峰温值，进而在步骤2建立的生烃演化史模型的基础上确定成藏时间，并确定其古埋深。
7.根据权利要求6所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，步骤
步骤c1，单井模拟：统计单井基础资料，包括井深h、分层、古地温梯度数据、地层剥蚀量H，进行热演化史的恢复；
步骤c2，成藏期的确定：根据步骤c1的单井模拟演化结果，在生烃层中与均一温度相同的古地温线的第一个交点所对应的时间，即为油气的成藏期n；
步骤c3，流体包裹体均一温度的测定：选取新鲜样品，通过制片、岩石学观察及冷热台测试，确定第n个成藏期对应的地层流体包裹体的均一温度的主峰值Tn。
8.根据权利要求1所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，在步骤4，在明确原始孔隙度和古埋深的基础上，建立压实孔隙度模型，获得不同时期的压实孔隙度。
9.根据权利要求8所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，步骤
利用原始孔隙度φ0与分选系数S0之间的经验函数关系式：φ0＝20.91+22.9/S0 公式(3)，其中，S0＝(P25/P75)1/2 公式(4)，式中，S0为分选系数；φ0为原始孔隙度，％；P25，P75分别代表粒度累计曲线上颗粒含量在25％和75％处所对应的颗粒直径，μm；
步骤d2，利用机械压实孔隙度与埋深的指数关系，来恢复经历压实作用后成藏期末的孔隙度，即：φs＝φ0·e-0.0002·h 公式(5)，其中，φs为地层压实孔隙度，％；φ0为恢复砂岩的原始孔隙度，％；h为埋深，m；
步骤d3，根据Tn在埋藏史图上标出目的层在成藏期的埋深，将埋深代入公式(5)，得到成藏期的压实孔隙度，
10.根据权利要求1所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，在步骤5，根据薄片、铸体薄片观察开展镜下溶蚀孔识别及划分，结合物性分析结果，统计溶蚀孔的面孔率与孔隙度的关系，建立面孔率-孔隙度模型。
11.根据权利要求1所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，在步骤6，利用温度与浓度的差异确定有机酸充注系数，进而利用步骤5的现今孔隙度与现今溶蚀面孔率之间的关系确定不同成藏期次的溶蚀孔隙度模型。
12.根据权利要求1所述的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，其特征在于，在步骤7，单个成藏期孔隙度模型为地层压实孔隙度+有机酸溶蚀孔隙度，即：φ成藏期＝φs+φn 公式(13)；
式中，φs为地层压实孔隙度，％；φn为第n次成藏时有机酸溶蚀孔隙度，％。
叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法
技术领域
[0001] 本发明涉及油气地质勘探技术领域，特别是涉及到一种叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法。
背景技术
[0002] 低渗透油气资源在我国油气资源中占有十分重要的地位，也是未来中国油气勘探的主要对象。低渗透储层的形成主要受沉积作用和后期成岩作用的影响，沉积作用主控储层物性，而成岩作用中的压实和胶结作用则对储层物性起破坏作用，溶蚀作用则能够改善储层物性。现有储层评价体系多属于静态评价，真正决定油气是否大规模进入储层的成藏关键期的储层物性则是进行储层物性评价的关键。
[0003] 在低勘探程度区，钻井少，分析数据少等制约了对区内古孔隙度的恢复，仅通过少量井的测井数据、普通薄片、铸体薄片数据等有限的资料对储层古孔隙度进行分析是解决勘探程度低的地区物性分析的一种较为有效的手段。成藏关键时期储层物性很大程度上决定了油气能否大规模进入储层，先充注后致密或者先致密后充注在勘探开发潜力上存在较大差异，后期工程上需要采取的措施也千差万别。
[0004] 众多学者已对储层孔隙演化情况开展过研究，他们利用储层物性及铸体薄片等资料对成藏期储层恢复进行了大量的尝试，并且在孔隙度恢复过程中，多考虑压实作用及胶结作用等对孔隙度演化的影响，而忽略了地层水中有机酸对孔隙的溶蚀作用对储层物性的影响。
[0005] 目前恢复储层孔隙演化的研究方法主要有压实趋势法和反演回剥法。其中，第一种：压实趋势法，通过利用测井解释孔隙度建立储层现今孔隙度-深度关系曲线，在明确成藏期古埋深的基础上，根据现今孔-深关系，读取储层在该埋深下对应的孔隙度，近似认为是储层在主成藏期的孔隙度。压实趋势法的缺点是：没有考虑其他因素的影响，且在孔-深关系上，同一深度下孔隙度分布范围较大，给古孔隙度的恢复造成了困难。第二种：反演回剥法，步骤包括：①计算原始孔隙度；②建立面孔率与孔隙度函数关系，线性拟合方法；③定量统计胶结作用对面孔率的贡献量，采用“反演回剥”原理恢复不同阶段的孔隙度；④根据面孔率反演结果，恢复各主要胶结作用时期储集层孔隙结构。反演回剥法的缺点是：该方法在实际应用中具有很大的局限性，首先，这一方法工作量较大，所要求的资料较为多样，仅适合于勘探程度相对较高的地区；其次，该方法对于储层也有一定的要求，如储层的杂基含量相对较低，裂缝应不发育，且粒径要适中；第三，这一方法目前仍存在一些难点及问题，如在多旋回成岩作用类型的期次区分上，面孔率-孔隙度转化问题上，粘土矿物胶结物对储层物性的影响如何计算等。为此我们发明了一种新的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，解决了以上技术问题。
发明内容
[0006] 本发明的目的是提供一种可完成在多次油气充注过程中有机酸对孔隙的溶蚀作用的定量化，恢复成藏期时油气孔隙度的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法。
[0007] 本发明的目的可通过如下技术措施来实现：叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，该叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法包括：步骤1，进行地层剥蚀量的恢复；步骤2，建立热演化史模型；步骤3，确定区内目的层油气成藏期次及各个成藏期的地层温度；步骤4，建立埋藏过程中的压实孔隙度模型；步骤5，建立面孔率-孔隙度模型；步骤6，建立埋藏过程中的有机酸溶蚀孔隙度模型；步骤7，根据步骤4建立的压实孔隙度模型及步骤6建立的有机酸溶蚀孔隙度模型，建立成藏期孔隙度模型。
[0008] 本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
[0009] 在步骤1，利用声波时差曲线，挑选厚度不小于1.5m的泥岩段对应的声波时差曲线进行曲线拟合，进行剥蚀量恢复，进而恢复不同地质历史时期地层的剥蚀量。
[0010] 步骤1包括：
[0011] 步骤a1，选取测井曲线：统计区内探井的测井曲线，剔除非正常缩径、扩径段以及曲线上非正常跳跃段数值；
[0012] 步骤a2，采集合适的测井曲线数据：选取步骤a1中纯泥岩段厚度不小于1.5m的声波时差曲线，读取其中间值；
[0013] 步骤a3，剥蚀量恢复：首先，对步骤a2所得数据进行回归拟合，横坐标为声波时差数据的对数坐标，纵坐标为深度：
[0014] y＝a1·x+b 公式(1)，
[0015] 式中，a1、b为拟合系数；x为声波时差曲线值，μs/m；y为深度，m；
[0016] 其次，将压实曲线外延，与对数横坐标相交于600μs/m，则该点的水平延伸线即为古地表H0，由古地表至现今残留目的层顶面即为地层剥蚀量H：
[0017] H＝H1-H0 公式(2)，
[0018] 式中，H0为古地表，m；H1为古地表到现今残留目的层顶面的厚度，m；H为地层剥蚀量，m。
[0019] 在步骤2，通过步骤1确定的不同地层的剥蚀量，恢复古埋深，并结合古地温梯度数据，建立热演化史模型。
[0020] 步骤2包括：
[0021] 步骤b1，埋藏史的建立：①整理单井岩性剖面的数据，包括井上的地层分层及对应的地质年代数据；②通过步骤1确定不同地层的剥蚀量以及地层遭受剥蚀的时间；③建立直角坐标系，横坐标表示地质时间，纵坐标表示叠加地层的深度，按照地质时间由新到老进行地层及剥蚀量的叠加；④将同一地层底界相连则为该地层整个地质历史时期的古埋深，获得埋藏史图，为后期的热演化史的建立奠定基础；
[0022] 步骤b2，热演化史模型的建立：首先收集研究区的古地温梯度数据，地表温度默认为20℃，其次，由于地温梯度是深度每增加100m温度的增加值，在已知地表温度为20℃及步骤b1,得到的古埋深的条件下，计算地质历史时期某一深度的地层温度，将相同温度相连即可建立热演化史模型。
[0023] 在步骤3，利用流体包裹体确定成藏期次及各个期次的最大峰温值，进而在步骤2建立的生烃演化史模型的基础上确定成藏时间，并确定其古埋深。
[0024] 步骤3包括：
[0025] 步骤c1，单井模拟：统计单井基础资料，包括井深h、分层、古地温梯度数据、地层剥蚀量H，进行热演化史的恢复；
[0026] 步骤c2，成藏期的确定：根据步骤c1的单井模拟演化结果，在生烃层中与均一温度相同的古地温线的第一个交点所对应的时间，即为油气的成藏期n；
[0027] 步骤c3，流体包裹体均一温度的测定：选取新鲜样品，通过制片、岩石学观察及冷热台测试，确定第n个成藏期对应的地层流体包裹体的均一温度的主峰值Tn。
[0028] 在步骤4，在明确原始孔隙度和古埋深的基础上，建立压实孔隙度模型，获得不同时期的压实孔隙度。
[0029] 步骤4包括：
[0030] 步骤d1，原始孔隙度计算
[0031] 利用原始孔隙度φ0与分选系数S0之间的经验函数关系式：
[0032] φ0＝20.91+22.9/S0 公式(3)，
[0033] 其中，S0＝(P25/P75)1/2 公式(4)，
[0034] 式中，S0为分选系数；φ0为原始孔隙度，％；P25，P75分别代表粒度累计曲线上颗粒含量在25％和75％处所对应的颗粒直径，μm；
[0035] 步骤d2，利用机械压实孔隙度与埋深的指数关系，来恢复经历压实作用后成藏期末的孔隙度，即：
[0036] φs＝φ0·e-0.0002·h 公式(5)，
[0037] 其中，φs为地层压实孔隙度，％；φ0为恢复砂岩的原始孔隙度，％；h为埋深，m；
[0038] 步骤d3，根据Tn在埋藏史图上标出目的层在成藏期的埋深，将埋深代入公式(5)，得到成藏期的压实孔隙度，
[0039]
[0040] 在步骤5，根据薄片、铸体薄片观察开展镜下溶蚀孔识别及划分，结合物性分析结果，统计溶蚀孔的面孔率与孔隙度的关系，建立面孔率-孔隙度模型。
[0041] 在步骤6，利用温度与浓度的差异确定有机酸充注系数，进而利用步骤5的现今孔隙度与现今溶蚀面孔率之间的关系确定不同成藏期次的溶蚀孔隙度模型。
[0042] 步骤6包括：
[0043] 步骤f1，利用面孔率和孔隙度之间的关系，建立线性关系模型如下：
[0044] φ＝k·S+k1 公式(7)，
[0045] 式中，φ为孔隙度，％；S为溶蚀面孔率，％；k、k1为拟合系数；
[0046] 利用井上现今孔隙度和现今溶蚀面孔率确定k、k1这两个拟合系数；
[0047] φf＝k·Sf+k1 公式(8)，
[0048] 式中，φf为现今孔隙度，％；Sf为现今溶蚀面孔率，％；
[0049] 步骤f2，地层水中的有机酸和CO2是储层发生溶蚀、形成次生孔隙的重要因素，而这些有机酸和CO2又是烃源岩在成熟过程中的产物，有机酸浓度随温度变化曲线近似于抛物线，因此建立有机酸浓度与温度的关系：
[0050] C＝a2·T2+b·T+c1，
[0051] 式中，C为有机酸充注高峰浓度，mg/L；a2、b、c1为常数，T为有机酸充注高峰时的地层温度；
[0052] 通过模拟实验，建立温度与有机酸分布曲线如下：
[0053] C＝-0.00385·T2+1.39·T-9.54 公式(9)；
[0054] 同等条件下，有机酸浓度与其溶蚀面孔率成正比，则：
[0055] Sn＝m·Sf 公式(10)；
[0056] m＝Cn/(C1+C2+…+Cn) 公式(11)；
[0057] 式中，第n个原油充注高峰时溶蚀孔隙的面孔率为Sn，％；m为第n期成藏时的有机酸充注系数；
[0058] 将Sn所得值代入公式(7)中，得到该期充注的溶蚀孔隙度，
[0059] φn＝k·m·Sf+k1 公式(12)；
[0060] 式中，φn为第n次成藏时有机酸溶蚀孔隙度，％。
[0061] 在步骤7，单个成藏期孔隙度模型为地层压实孔隙度+有机酸溶蚀孔隙度，即：
[0062] φ成藏期＝φs+φn 公式(13)；
[0063] 式中，φs为地层压实孔隙度，％；φn为第n次成藏时有机酸溶蚀孔隙度，％。
[0064] 本发明中的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法，提出了成藏期中油气充注时有机酸溶蚀孔隙度确定的量化方法，丰富了多期次成藏过程中溶蚀孔隙度的定量评价方法，可广泛应用于叠合盆地多期次成藏过程中的孔隙度评价，对油气勘探具有重要的指导意义。
附图说明
[0065] 图1为本发明的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法的一具体实施例的流程图；
[0066] 图2为本发明的一具体实施例中恢复的生烃演化史图。
具体实施方式
[0067] 为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
[0068] 如图1所示，图1为本发明的叠合盆地油气成藏期岩石孔隙度恢复方法的流程图。
[0069] 步骤101，地层剥蚀量的恢复
[0070] 由于构造运动的影响，地层在抬升过程中会发生剥蚀，因此，需要对地层进行剥蚀量的恢复。利用声波时差曲线，挑选厚度不小于1.5m的泥岩段对应的声波时差曲线进行曲线拟合，进行剥蚀量恢复，进而恢复不同地质历史时期地层的剥蚀量；
[0071] 其中，步骤101的具体步骤如下：
[0072] 步骤a1，选取测井曲线：统计区内探井的测井曲线，剔除非正常缩径、扩径段以及曲线上非正常跳跃段数值；
[0073] 步骤a2，采集合适的测井曲线数据：选取步骤a1中纯泥岩段厚度不小于1.5m的声波时差曲线，读取其中间值；
[0074] 步骤a3，剥蚀量恢复：首先，对步骤a2所得数据进行回归拟合，横坐标为声波时差数据的对数坐标，纵坐标为深度：
[0075] y＝a1·x+b 公式(1)，
[0076] 式中，a1、b为拟合系数；x为声波时差曲线值，μs/m；y为深度，m；
[0077] 其次，将压实曲线外延，与对数横坐标相交于600μs/m，则该点的水平延伸线即为古地表H0，由古地表至现今残留目的层顶面即为地层剥蚀量H：
[0078] H＝H1-H0 公式(2)，
[0079] 式中，H0为古地表，m；H1为古地表到现今残留目的层顶面的厚度，m；H为地层剥蚀量，m。
[0080] 步骤102，建立热演化史模型
[0081] 通过步骤101确定的不同地层的剥蚀量，恢复古埋深，并结合古地温梯度数据，建立热演化史模型；
[0082] 其中，步骤102的具体步骤如下：
[0083] 建立热演化史模型前先建立埋藏史；
[0084] 步骤b1，埋藏史的建立：①整理单井岩性剖面的数据，包括井上的地层分层及对应的地质年代数据；②通过步骤101确定不同地层的剥蚀量以及地层遭受剥蚀的时间；③建立直角坐标系，横坐标表示地质时间，纵坐标表示叠加地层的深度，按照地质时间由新到老进行地层及剥蚀量的叠加；④将同一地层底界相连则为该地层整个地质历史时期的古埋深，获得埋藏史图，为后期的热演化史的建立奠定基础；
[0085] 步骤b2，热演化史模型的建立：首先收集研究区的古地温梯度数据，地表温度默认为20℃，其次，由于地温梯度是深度每增加100m温度的增加值，在已知地表温度为20℃及步骤b1,得到的古埋深的条件下，计算地质历史时期某一深度的地层温度，将相同温度相连即可建立热演化史模型。
[0086] 步骤103，确定区内目的层油气成藏期次及各个成藏期的地层温度[0087] 利用流体包裹体确定成藏期次及各个期次的最大峰温值，进而在步骤102建立的生烃演化史模型的基础上确定成藏时间，并确定其古埋深；
[0088] 其中，步骤103的具体步骤如下：
[0089] 步骤c1，单井模拟：统计单井基础资料，包括井深h、分层、古地温梯度数据、地层剥蚀量H，进行热演化史的恢复；
[0090] 步骤c2，成藏期的确定：根据步骤c1的单井模拟演化结果，在生烃层中与均一温度相同的古地温线的第一个交点所对应的时间，即为油气的成藏期n；
[0091] 步骤c3，流体包裹体均一温度的测定：选取新鲜样品，通过制片、岩石学观察及冷热台测试，确定第n个成藏期对应的地层流体包裹体的均一温度的主峰值Tn。
[0092] 步骤104，建立埋藏过程中的压实孔隙度模型
[0093] 在明确原始孔隙度和古埋深的基础上，建立压实孔隙度模型，获得不同时期的压实孔隙度；
[0094] 其中，步骤104的具体步骤如下：
[0095] 步骤d1，原始孔隙度计算
[0096] 利用原始孔隙度φ0与分选系数S0之间的经验函数关系式：
[0097] φ0＝20.91+22.9/S0 公式(3)，
[0098] 其中，S0＝(P25/P75)1/2 公式(4)，
[0099] 式中，S0为分选系数；φ0为原始孔隙度，％；P25，P75分别代表粒度累计曲线上颗粒含量在25％和75％处所对应的颗粒直径，μm；
[0100] 步骤d2，利用机械压实孔隙度与埋深的指数关系，来恢复经历压实作用后成藏期末的孔隙度，即：
[0101] φs＝φ0·e-0.0002·h 公式(5)，
[0102] 其中，φs为地层压实孔隙度，％；φ0为恢复砂岩的原始孔隙度，％；h为埋深，m；
[0103] 步骤d3，根据Tn在埋藏史图上标出目的层在成藏期的埋深，将埋深代入公式(5)，得到成藏期的压实孔隙度，
[0104]
[0105] 步骤105，建立面孔率-孔隙度模型
[0106] 根据薄片、铸体薄片观察开展镜下溶蚀孔识别及划分，结合物性分析结果，统计溶蚀孔的面孔率与孔隙度的关系，建立面孔率-孔隙度模型；
[0107] 步骤106，建立埋藏过程中的有机酸溶蚀孔隙度模型
[0108] 利用温度与浓度的差异确定有机酸充注系数，进而利用步骤105的现今孔隙度与现今溶蚀面孔率之间的关系确定不同成藏期次的溶蚀孔隙度模型；其中，步骤106的具体步骤如下：
[0109] 步骤f1，利用面孔率和孔隙度之间的关系，建立线性关系模型如下：
[0110] φ＝k·S+k1 公式(7)，
[0111] 式中，φ为孔隙度，％；S为溶蚀面孔率，％；k、k1为拟合系数；
[0112] 利用井上现今孔隙度和现今溶蚀面孔率可以确定k、k1这两个拟合系数；
[0113] φf＝k·Sf+k1 公式(8)，
[0114] 式中，φf为现今孔隙度，％；Sf为现今溶蚀面孔率，％；
[0115] 步骤f2，地层水中的有机酸和CO2是储层发生溶蚀、形成次生孔隙的重要因素，而这些有机酸和CO2又是烃源岩在成熟过程中的产物，有机酸浓度随温度变化曲线近似于抛物线，因此可以建立有机酸浓度与温度的关系：
[0116] C＝a2·T2+b·T+c1，
[0117] 式中，C为有机酸充注高峰浓度，mg/L；a2、b、c1为常数，T为有机酸充注高峰时的地层温度；
[0118] 通过模拟实验，建立温度与有机酸分布曲线如下：
[0119] C＝-0.00385·T2+1.39·T-9.54 公式(9)；
[0120] 同等条件下，有机酸浓度与其溶蚀面孔率成正比，则：
[0121] Sn＝m·Sf 公式(10)；
[0122] m＝Cn/(C1+C2+…+Cn) 公式(11)；
[0123] 式中，第n个原油充注高峰时溶蚀孔隙的面孔率为Sn，％；m为第n期成藏时的有机酸充注系数；
[0124] 将Sn所得值代入公式(7)中，得到该期充注的溶蚀孔隙度，
[0125] φn＝k·m·Sf+k1 公式(12)；
[0126] 式中，φn为第n次成藏时有机酸溶蚀孔隙度，％。
[0127] 步骤107，建立成藏期孔隙度模型
[0128] 根据步骤104建立的压实孔隙度模型及步骤106建立的溶蚀孔隙度模型，建立成藏期孔隙度模型。单个成藏期孔隙度模型为地层压实孔隙度+有机酸溶蚀孔隙度，即：
[0129] φ成藏期＝φs+φn 公式(13)；
[0130] 式中，φs为地层压实孔隙度，％；φn为第n次成藏时有机酸溶蚀孔隙度，％。
[0131] 在应用本发明的一具体实施例中，以木垒凹陷为例，对凹陷内二叠系平地泉组的成藏期(充注期)的孔隙度进行恢复。包括以下步骤：
[0132] S01地层剥蚀量的恢复
[0133] 选取木参1井，利用声波时差曲线进行剥蚀量恢复，选择该井泥岩段大于1.5m的声波时差曲线值，进行回归拟合，并根据公式(1)得出声波时差与埋深关系为：
[0134] y＝-6.03·x+2208 公式(14)
[0135] 将压实曲线外延至对数横坐标交于600μs/m处，则古地表埋深H0为-1410m，现今残留目的层顶面埋深H1为192m，根据公式(12)得出该地层剥蚀厚度H为1602m。
[0136] S02成藏期的确定
[0137] 选取油气显示较为丰富的二叠系平地泉组砂岩段进行流体包裹体分析，确定均一化温度主峰值T1为90℃和T2为110℃。对木参1井进行单井模拟，收集包括该井井深、地层分层、古地温梯度、地层剥蚀量H等数据，进行热演化史的恢复(如图2所示)。结合均一化温度主峰值确定区内共有两次成藏，第一次成藏期为距今约170Ma左右的晚侏罗世，第二次成藏期为距今约20Ma的新近纪。
[0138] S03埋藏过程中压实孔隙度模型的建立
[0139] S03-1原始孔隙度计算
[0140] 粒度分析得出P25、P75分别为9μm和11μm，利用公式(3)、(4)计算原始孔隙度φ0为46.23％；
[0141] S03-2压实孔隙度计算
[0142] A、在第一次成藏期时，二叠系平地泉组埋深h为2100m，根据公式(6)得：本次成藏期的压实孔隙度φs为30.37％；
[0143] B、在第二次成藏期时，二叠系平地泉组埋深h为2900m，根据公式(6)得：本次成藏期的压实孔隙度φs为25.88％。
[0144] S04埋藏过程中的溶蚀增孔模型的建立
[0145] 统计井上现今孔隙度和现今溶蚀面孔率数据，利用公式(8)求得k、k1，建立孔隙度和溶蚀面孔率的线性关系模型：
[0146] φn＝0.3197·Sn+0.5183 公式(15)。
[0147] 两次充注高峰的主峰温度T1、T2分别为90℃和110℃，因此，利用公式(9)、(10)、(11)得第一次充注的有机酸充注系数为0.42，现今二叠系平地泉组所测得的溶蚀孔平均面孔率Sf为4％，第一次充注时的溶蚀孔面孔率S1为1.68％，利用公式(12)得出第一次充注时的溶蚀孔隙度为0.02％。
[0148] 第二次充注的有机酸充注系数为0.58，现今二叠系平地泉组所测得的溶蚀孔平均面孔率Sf为4％，利用公式(9)、(10)、(11)得第二次充注时的溶蚀孔的面孔率S2为2.32％，利用公式(12)得出第二次充注时的溶蚀孔隙度为0.22％。
[0149] 则根据公式(13)可得：
[0150] 第一次成藏的孔隙度为：
[0151] φ成藏期＝φs+φn＝30.37％+0.02％＝30.39％。
[0152] 第二次成藏的孔隙度为：
[0153] φ成藏期＝φs+φn＝25.88％+0.22％＝26.10％。
[0154] 本实施例中，木垒凹陷二叠系平地泉组两次成藏赋值见表1。
[0155] 表1木垒凹陷二叠系平地泉组两次成藏赋值表
[0156]
[0157] 以上所述是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明所述原理的前提下，还可以作出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
