CN107194180A - 油藏水驱体积波及系数的确定方法、装置及系统 - Google Patents
油藏水驱体积波及系数的确定方法、装置及系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107194180A CN107194180A CN201710391619.3A CN201710391619A CN107194180A CN 107194180 A CN107194180 A CN 107194180A CN 201710391619 A CN201710391619 A CN 201710391619A CN 107194180 A CN107194180 A CN 107194180A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- mrow
- sweep efficiency
- moisture content
- msub
- measured
- 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 45
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 158
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 25
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 114
- 230000006870 function Effects 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 239000000346 nonvolatile oil Substances 0.000 description 2
- 239000002332 oil field water Substances 0.000 description 2
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 2
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005314 correlation function Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G16—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS
- G16Z—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G16Z99/00—Subject matter not provided for in other main groups of this subclass
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
本发明提供了一种油藏水驱体积波及系数的确定方法、装置及系统，其中，该方法包括：获取待测油藏的含水率，所述含水率包括：待测含水率和参考含水率；计算得到所述待测含水率与待测含油率的比值；根据所述待测含水率与待测含油率的比值，结合由所述参考含水率确定的表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式，计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数。在本发明实施例中，提出了利用描述油藏瞬时特征的油藏含水率来确定水驱体积波及系数，从而可以更好的指导油田高效开发，提高油田水驱开发的效果。
Description
技术领域
本发明涉及地质勘探技术领域，特别涉及一种油藏水驱体积波及系数的确定方法和装置。
背景技术
水驱体积波及系数可以指的是在水驱开发条件下，水侵占据的空隙体积与油藏原始空隙体积之比。无论是天然水驱，还是人工注水开发，水驱体积波及系数是油田开发的一项重要参数。因此，有必要进一步研究水驱体积波及系数的确定方式。
目前，一般可以通过水驱参数的经验值或者油田累计产量来确定油藏的水驱体积波及系数。然而，仅通过水驱参数的经验值确定油藏的水驱体积波及系数时，无法表征油藏实际的物理特性；仅利用油田累计产量确定油藏的水驱体积波及系数时，由于累积产量体现的是油藏的累积效果，往往会掩盖油藏中的瞬时采油规律，不能真正的体现油藏的水驱规律。
发明内容
本发明提供了一种油藏水驱体积波及系数的确定方法和装置，以达到提高水驱波及系数的精度，指导油田高效开发的目的。
本发明实施例提供了一种油藏水驱体积波及系数的确定方法，可以包括：获取待测油藏的含水率，所述含水率包括：待测含水率和参考含水率；计算得到所述待测含水率与待测含油率的比值；根据所述待测含水率与待测含油率的比值，结合由所述参考含水率确定的表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式，计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数。
在一个实施例中，可以按照以下公式计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数：
上式中，fo＝1-fw；
上式中，EV表示所述水驱体积波及系数，fw表示所述待测含水率，fo表示所述待测含油率，EV0表示所述参考波及系数，fw0表示所述参考含水率，EVa表示预设的最终波及系数，fwL表示极限含水率。
在一个实施例中，可以按照以下方式确定表征所述待测油藏含水率与波及系数之间关系的表达式：获取与所述参考含水率相对应的参考波及系数；根据所述参考含水率、所述参考波及系数、所述极限含水率以及所述预设的最终波及系数，拟合得到表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式。
在一个实施例中，在根据所述参考含水率、所述参考波及系数、所述极限含水率以及所述预设的最终波及系数，拟合得到表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式之后，所述方法还可以包括：将拟合得到所述表达式时所利用的所述预设的最终波及系数，作为与所述极限含水率对应的所述待测油藏的最终波及系数。
在一个实施例中，所述预设的最终波及系数大于等于所述参考波及系数且小于1。
在一个实施例中，所述极限含水率可以为98％。
在一个实施例中，根据所述参考含水率、所述参考波及系数、极限含水率以及预设的最终波及系数，拟合得到表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式，可以包括：获取预设数目的所述预设的最终波及系数；根据所述参考含水率、所述参考波及系数、所述极限含水率以及所述预设的最终波及系数，构建表征所述含水率与所述波及系数之间关系的计算方式；分别统计所述计算方式中满足所述参考含水率以及所述参考波及系数之间对应关系的数目，并将数目最多时所述含水率与波及系数之间的关系，作为表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式。
在一个实施例中，所述油藏水驱体积波及系数的确定方法还可以包括：根据所述水驱体积波及系数，确定所述待测油藏的水驱规律。
本发明实施例还提供了一种油藏水驱体积波及系数的确定装置，可以包括：含水率获取模块，用于获取待测油藏的含水率，所述含水率包括：待测含水率和参考含水率；比值计算模块，用于计算得到所述待测含水率与待测含油率的比值；系数计算模块，用于根据所述待测含水率与待测含油率的比值，结合由所述参考含水率确定的表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式，计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数。
本发明实施例还提供了一种油藏水驱体积波及系数的确定系统，可以包括处理器以及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现：获取待测油藏的含水率；计算得到待测含水率与待测含油率的比值；计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数；根据所述水驱体积波及系数，确定所述待测油藏的水驱规律。
在本发明实施例中，提出了一种新的水驱波及系数的计算方式。即，利用描述油藏瞬时特征的油藏含水率，来确定水驱体积波及系数，解决了现有技术中仅能通过经验值或者累计油产量等无法表征油藏实际瞬时物理特性的参数，来确定油藏水驱体积波及系数的缺陷。本申请所提出的水驱体积波及系数可以更好的指导油田高效开发，确定油藏水驱规律，提高油田水驱开发的效果。进一步地，通过确定待测油藏的最终波及系数，可以准确的获取待测油藏所能够达到的最佳开采效果。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，
下面将对实施例或现有技术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中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本申请提供的一种油藏水驱体积波及系数的确定方法流程图；
图2是本申请提供的含水率与水驱波及系数关系曲线图版与实际油田数据的对比示意图；
图3是采用传统油藏水驱体积波及系数的确定方法所得到的曲线图版与实际油田数据的对比示意图；
图4是本申请提供的一种油藏水驱体积波及系数的确定装置的结构框图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。
考虑到现有技术中一般可以通过经验值或者累计油产量等无法表征油藏实际瞬时物理特性的参数，来确定油藏水驱体积波及系数，发明人提出了一种新的水驱波及系数的计算方式。即，利用描述油藏瞬时特征的油藏含水率，来确定水驱体积波及系数，最终指导油藏勘探。基于此，提出了一种油藏水驱体积波及系数的确定方法，如图1所示，可以包括以下步骤：
S101：获取待测油藏的含水率，所述含水率包括：待测含水率和参考含水率。
储层含水率可以是描述储层产液性质最直接的参数，一般可以根据常规的测井资料定量计算含水率。
当储层中仅含有油、水两相流体时，可以根据以下方式来确定含水率：
S1-1：获取待测油藏的油相相对渗透率以及水相相对渗透率。
具体的，可以通过岩心实验分析、经验公式和油田开发数据估算等方法来确定所述油相相对渗透率以及所述水相相对渗透率。研究表明，油水相对渗透率与岩石及孔隙流体特性有关，即，与含水饱和度以及束缚水饱和度有关。
S1-2：获取地层条件下油的黏度以及水的黏度。
S1-3：根据所述油相相对渗透率、所述水相相对渗透率、所述油的黏度以及所述水的黏度，计算得到所述含水率。
上式中，fw表示所述含水率，Kro表示所述油相相对渗透率，μw表示所述水的黏度，Krw表示所述水相相对渗透率，μo表示所述油的黏度。
S102：计算得到所述待测含水率与待测含油率的比值。
S103：根据所述待测含水率与待测含油率的比值，结合由所述参考含水率确定的表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式，计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数。
由于现有技术中，一般可以通过经验值或者累计油产量等无法表征油藏实际瞬时物理特性的参数，来确定油藏水驱体积波及系数。在本申请中，基于前人的研究成果，并利用数理方程原理，以油田实际含水率以及波及系数为初始条件，推导出一种新型的含水率与水驱波及系数的通用关系式。具体的推导过程如下：
油藏中累计产水量与累计产油量的线性关系式，可以表示为：
log(Wp)＝a+bNp
上式中，Wp表示所述累计产水量，单位：万吨；Np表示所述累计产油量，万吨，a和b为常数。
将地质储量N进入上式，并变换后，可以得到：
log(Rw)＝a'+b'R (1)
上式中，Rw＝Wp/N，a'＝a-log(N)，b'＝bN；
上式中，Rw表示所述原油采出程度。
进一步地，对所述原油采出程度求取时间的导数，可以得到：
上式中，Qw表示所述待测油藏的年产水量，Qo表示所述待测油藏的年产油量。
当储层中仅含有油、水两相流体时，油水两相过程中水的分流量方程为：
上式中，fw表示所述含水率。
对式(1)求取时间t的导数，并联立式(2)和式(3)，可以得到含水率与原油采出程度的关系式为：
上式中，c表示常数，c＝ln(10)。
由于所述原油采出程度等于波及系数与驱油效率的乘积，即
R＝EV*ED (5)
上式中，EV表示所述水驱体积波及系数，ED表示所述驱油效率。
由于所述待测油藏的驱油效率可以表示为：
上式中，ED表示所述待测油藏的驱油效率，Swi表示束缚水饱和度，Sor表示残余油饱和度。
将式(5)和式(6)带入方程(4)，可以得到所述水驱体积波及系数与所述含水率关系式为
当公式(7)中所述含水率等于极限含水率fwL时，此时对应的最终波及系数表达式为：
上式中，EVa表示所述最终波及系数。
假设S101中所获取的参考含水率为fw0，所获取的与所述参考含水率相对应的波及系数为EV0，则由公式(7)可以得到：
上式中，f0表示某一阶段的含水率，EV0表示含水率为f0时波及系数。
结合公式(7)至公式(9)，则可以得到表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式。
即，在本申请的一个实施例中，在得到所述待测含水率与所述待测含油率的比值之后，可以按照以下公式计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数：
上式中，fo＝1-fw；
上式中，EV表示所述水驱体积波及系数，fw表示所述待测含水率，fo表示所述待测含油率，EV0表示所述参考波及系数，fw0表示所述参考含水率，EVa表示预设的最终波及系数，fwL表示极限含水率。
从上述公式可知：要得到所述水驱体积波及系数，可以先获取所述参考波及系数、所述参考含水率、预设的最终波及系数以及所述极限含水率。
具体的，在得到所述参考含水率、所述参考波及系数、所述极限含水率以及所述预设的最终波及系数之后，可以通过拟合的方法确定所述待测油藏中表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式。具体的，可以包括以下步骤：
S3-1：获取预设数目的所述预设的最终波及系数。
S3-2：根据所述参考含水率、所述参考波及系数、所述极限含水率以及所述预设的最终波及系数，构建表征所述含水率与所述波及系数之间关系的计算方式。
S3-3：分别统计所述计算方式中满足所述参考含水率以及所述参考波及系数之间对应关系的数目，并将数目最多时所述含水率与波及系数之间的关系，作为表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式。
在本申请的一个实施例中，油田失去经济开采价值的极限含水率可以为98％，当然地，也可以是其他数值，本申请对此不作限定。与所述极限含水率相对应的所述预设的最终波及系数大于等于所述参考波及系数且小于1。
根据大于等于所述参考波及系数且小于1的要求，预先确定多个所述预设的最终波及系数，并将所述参考含水率、所述参考波及系数、所述极限含水率以及所述预设的最终波及系数，代入推导得到的表征所述含水率与所述波及系数之间关系的表达式(10)，从而可以得到多个仅含有所述待测含水率与所述水驱体积波及系数的表达式。计算仅含有所述待测含水率与所述水驱体积波及系数的表达式中能够同时满足所述参考含水率以及所述参考波及系数的个数，将满足最多个数的所述参考含水率以及所述参考波及系数时，所对应的所述待测含水率与所述水驱体积波及系数的表达式，作为表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式，此时所利用的所述预设的最终波及系数即为与所述极限含水率对应的所述待测油藏的最终波及系数。
在得到表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式之后，再根据所述待测含水率与所述待测含油率的比值，计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数。
进一步地，在计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数之后，可以根据所述待测含水率以及与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数，绘制相应的图版，确定所述待测油藏的水驱规律以及能达到的开采程度，这样可以更好的分析油田水驱开发效果，指导油田高效开发。同时，通过确定待测油藏的最终波及系数，可以准确的获取待测油藏所能够达到的最佳开采效果。
具体的，根据本申请所提出的一种油藏水驱体积波及系数的确定方法，利用所述待测油藏中实际的待测含水率，得到所述水驱体积波及系数，并绘制反映所述待测含水率与所述水驱体积波及系数之间关系的图像。如图2所示为本发明得到的含水率与水驱波及系数关系曲线图版与实际油田数据的对比示意图，其中，波及系数EV为横坐标，含水率fw为纵坐标，拟合得到的极限含水率EVa＝0.297。同时以该拟合曲线为基准线，选取不同的EVa，重复上述步骤，即可得到不同最终波及系数下的待测含水率与水驱波及系数之间关系的曲线图版。如图3所述为采用传统油藏水驱体积波及系数的确定方法所得到的曲线图版与实际油田数据的对比示意图，与图2类似，可以选取不同的EVa，利用传统计算公式，即可得到不同最终波及系数下的待测含水率与水驱波及系数之间关系的曲线图版。从图2和图3可以看出：采用传统方法所得到的曲线与实际油田数据的吻合度很差，无法用于油藏水驱波及系数的计算；而本发明的关系图版与油田实际点拟合度很高，除了油田开发初期3个异常点与理论曲线相差较大外，其余点都坐落在理论曲线上或者附近微小地波动，并且预测油田最终水驱波及系数为0.297与油田实际标定最终水驱波及系数0.28很接近，因此本发明能够较好地计算水驱波及系数，从而分析油田注水开发效果。
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种油藏水驱体积波及系数的确定装置，如下面的实施例所述。由于油藏水驱体积波及系数的确定装置解决问题的原理与油藏水驱体积波及系数的确定方法相似，因此油藏水驱体积波及系数的确定装置的实施可以参见油藏水驱体积波及系数的确定方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。图4是本发明实施例的油藏水驱体积波及系数的确定装置的一种结构框图，如图4所示，可以包括：含水率获取模块401、比值计算模块402、系数计算模块403，下面对该结构进行说明。
含水率获取模块401，可以用于获取待测油藏的含水率，所述含水率包括：待测含水率和参考含水率；
比值计算模块402，可以用于计算得到所述待测含水率与待测含油率的比值；
系数计算模块403，可以用于根据所述待测含水率与待测含油率的比值，结合由所述参考含水率确定的表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式，计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数。
在一个实施例中，所述系数计算模块具体可以用于按照以下公式计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数：
上式中，fo＝1-fw；
上式中，EV表示所述水驱体积波及系数，fw表示所述待测含水率，fo表示所述待测含油率，EV0表示所述参考波及系数，fw0表示所述参考含水率，EVa表示预设的最终波及系数，fwL表示极限含水率。
在一个实施例中，所述系数计算模块可以包括：所述系数获取单元，可以用于获取与所述参考含水率相对应的参考波及系数；表达式拟合单元，可以用于根据所述参考含水率、所述参考波及系数、所述极限含水率以及所述预设的最终波及系数，拟合得到表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式。
在一个实施例中，所述表达式拟合单元在根据所述参考含水率、所述参考波及系数、所述极限含水率以及所述预设的最终波及系数，拟合得到表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式之后，还可以用于将拟合得到所述表达式时所利用的所述预设的最终波及系数，作为与所述极限含水率对应的所述待测油藏的最终波及系数。
在一个实施例中，所述预设的最终波及系数可以大于等于所述参考波及系数且小于1。
在一个实施例中，所述极限含水率可以为98％。
在一个实施例中，所述表达式拟合单元可以包括：最终系数获取子单元，可以用于获取预设数目的所述预设的最终波及系数；计算方式获取子单元，可以用于根据所述参考含水率、所述参考波及系数、所述极限含水率以及所述预设的最终波及系数，构建表征所述含水率与所述波及系数之间关系的计算方式；表达式确定子单元，可以用于分别统计所述计算方式中满足所述参考含水率以及所述参考波及系数之间对应关系的数目，并将数目最多时所述含水率与波及系数之间的关系，作为表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式。
在一个实施例中，所述系数计算模块还可以包括：根据所述水驱体积波及系数，确定所述待测油藏的水驱规律。
利用上述各实施例所提供的油藏水驱体积波及系数的确定装置的实施方式，可以自动实施所述油藏水驱体积波及系数的确定方法，预测待测储层的水驱规律以及能达到的开采程度，可以不需要实施人员的具体参与，可以直接输出储层预测结果，操作简单快捷，有效提高了用户体验。
所述油藏水驱体积波及系数的确定装置中，含水率的获取方式、水驱体积波及系数的计算方式、表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式拟合的实施方式的扩展可以参照前述方法的相关描述。
基于本申请所述的油藏水驱体积波及系数的确定方法，本申请还提供了一种油藏水驱体积波及系数的确定系统，可以包括处理器以及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时可以实现：获取待测油藏的含水率；计算得到待测含水率与待测含油率的比值；计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数；根据所述水驱体积波及系数，确定所述待测油藏的水驱规律。
上述实施例提供的油藏水驱体积波及系数的确定系统，可以集成在波及系数的确定组件中，自动实施所述波及系数的确定方法，自动得到水驱体积波及系数，并可以自动确定所述待测油藏的水驱规律。
所述生成储层预测属性数据的处理系统中，所述油藏水驱体积波及系数的确定装置中，含水率的获取方式、水驱体积波及系数的计算方式、表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式拟合的实施方式的扩展可以参照前述方法和装置的相关描述。
尽管本申请内容中提到含水率的获取方式、水驱体积波及系数的计算方式、表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式的拟合等描述，但是，本申请并不局限于必须是本申请实施例所描述的情况。某些行业标准或者使用自定义方式或实施例描述的实施基础上略加修改后的实施方案也可以实现上述实施例相同、等同或相近、或变形后可预料的实施效果。应用这些修改或变形后的获取方式、计算方式、拟合方式等获取的实施例，仍然可以属于本申请的可选实施方案范围之内。
虽然本申请提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或终端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。
上述实施例阐明的单元、装置或模块等，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块或子单元的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内部包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。
本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构、类等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。
通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，移动终端，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。
本说明书中的各个实施例采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。
虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的权利要求包括这些变形和变化而不脱离本申请的精神。
Claims (10)
1.一种油藏水驱体积波及系数的确定方法，其特征在于，包括：
获取待测油藏的含水率，所述含水率包括：待测含水率和参考含水率；
计算得到所述待测含水率与待测含油率的比值；
根据所述待测含水率与待测含油率的比值，结合由所述参考含水率确定的表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式，计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，按照以下公式计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数：
<mrow>
<msub>
<mi>E</mi>
<mi>V</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>E</mi>
<mrow>
<mi>V</mi>
<mi>a</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>&times;</mo>
<mo>&lsqb;</mo>
<msub>
<mi>E</mi>
<mrow>
<mi>V</mi>
<mi>a</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>&times;</mo>
<mi>lg</mi>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mfrac>
<msub>
<mi>f</mi>
<mi>w</mi>
</msub>
<msub>
<mi>f</mi>
<mi>o</mi>
</msub>
</mfrac>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>E</mi>
<mrow>
<mi>V</mi>
<mn>0</mn>
</mrow>
</msub>
<mo>&times;</mo>
<mi>lg</mi>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mfrac>
<msub>
<mi>f</mi>
<mi>w</mi>
</msub>
<msub>
<mi>f</mi>
<mi>o</mi>
</msub>
</mfrac>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>E</mi>
<mrow>
<mi>V</mi>
<mi>a</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>&times;</mo>
<mi>lg</mi>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mfrac>
<msub>
<mi>f</mi>
<mrow>
<mi>w</mi>
<mn>0</mn>
</mrow>
</msub>
<mrow>
<mn>1</mn>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>f</mi>
<mrow>
<mi>w</mi>
<mn>0</mn>
</mrow>
</msub>
</mrow>
</mfrac>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>E</mi>
<mrow>
<mi>V</mi>
<mn>0</mn>
</mrow>
</msub>
<mo>&times;</mo>
<mi>l</mi>
<mi>g</mi>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mfrac>
<msub>
<mi>f</mi>
<mrow>
<mi>w</mi>
<mi>L</mi>
</mrow>
</msub>
<mrow>
<mn>1</mn>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>f</mi>
<mrow>
<mi>w</mi>
<mi>L</mi>
</mrow>
</msub>
</mrow>
</mfrac>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>&rsqb;</mo>
</mrow>
<mrow>
<mo>(</mo>
<msub>
<mi>E</mi>
<mrow>
<mi>V</mi>
<mi>a</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>E</mi>
<mrow>
<mi>V</mi>
<mn>0</mn>
</mrow>
</msub>
<mo>)</mo>
<mo>&times;</mo>
<mo>&lsqb;</mo>
<mi>lg</mi>
<mo>(</mo>
<mfrac>
<msub>
<mi>f</mi>
<mrow>
<mi>w</mi>
<mi>L</mi>
</mrow>
</msub>
<mrow>
<mn>1</mn>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>f</mi>
<mrow>
<mi>w</mi>
<mi>L</mi>
</mrow>
</msub>
</mrow>
</mfrac>
<mo>)</mo>
<mo>-</mo>
<mi>l</mi>
<mi>g</mi>
<mo>(</mo>
<mfrac>
<msub>
<mi>f</mi>
<mrow>
<mi>w</mi>
<mn>0</mn>
</mrow>
</msub>
<mrow>
<mn>1</mn>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>f</mi>
<mrow>
<mi>w</mi>
<mn>0</mn>
</mrow>
</msub>
</mrow>
</mfrac>
<mo>)</mo>
<mo>&rsqb;</mo>
</mrow>
</mfrac>
</mrow>
上式中，fo＝1-fw；
上式中，EV表示所述水驱体积波及系数，fw表示所述待测含水率，fo表示所述待测含油率，EV0表示所述参考波及系数，fw0表示所述参考含水率，EVa表示预设的最终波及系数，fwL表示极限含水率。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，按照以下方式确定表征所述待测油藏含水率与波及系数之间关系的表达式：
获取与所述参考含水率相对应的参考波及系数；
根据所述参考含水率、所述参考波及系数、所述极限含水率以及所述预设的最终波及系数，拟合得到表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，在根据所述参考含水率、所述参考波及系数、所述极限含水率以及所述预设的最终波及系数，拟合得到表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式之后，所述方法还包括：
将拟合得到所述表达式时所利用的所述预设的最终波及系数，作为与所述极限含水率对应的所述待测油藏的最终波及系数。
5.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述预设的最终波及系数大于等于所述参考波及系数且小于1。
6.如权利要求3中所述的方法，其特征在于，所述极限含水率为98％。
7.如权利要求3所述的方法，其特征在于，根据所述参考含水率、所述参考波及系数、极限含水率以及预设的最终波及系数，拟合得到表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式，包括：
获取预设数目的所述预设的最终波及系数；
根据所述参考含水率、所述参考波及系数、所述极限含水率以及所述预设的最终波及系数，构建表征所述含水率与所述波及系数之间关系的计算方式；
分别统计所述计算方式中满足所述参考含水率以及所述参考波及系数之间对应关系的数目，并将数目最多时所述含水率与波及系数之间的关系，作为表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式。
8.如权利要求1至7中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
根据所述水驱体积波及系数，确定所述待测油藏的水驱规律。
9.一种油藏水驱体积波及系数的确定装置，其特征在于，包括：
含水率获取模块，用于获取待测油藏的含水率，所述含水率包括：待测含水率和参考含水率；
比值计算模块，用于计算得到所述待测含水率与待测含油率的比值；
系数计算模块，用于根据所述待测含水率与待测含油率的比值，结合由所述参考含水率确定的表征所述油藏含水率与波及系数之间关系的表达式，计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数。
10.一种油藏水驱体积波及系数的确定系统，其特征在于，包括处理器以及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现：
获取待测油藏的含水率；计算得到待测含水率与待测含油率的比值；计算得到与所述待测含水率相对应的水驱体积波及系数；根据所述水驱体积波及系数，确定所述待测油藏的水驱规律。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710391619.3A CN107194180B (zh) | 2017-05-27 | 2017-05-27 | 油藏水驱体积波及系数的确定方法、装置及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710391619.3A CN107194180B (zh) | 2017-05-27 | 2017-05-27 | 油藏水驱体积波及系数的确定方法、装置及系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107194180A true CN107194180A (zh) | 2017-09-22 |
| CN107194180B CN107194180B (zh) | 2020-01-10 |
Family
ID=59875815
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710391619.3A Active CN107194180B (zh) | 2017-05-27 | 2017-05-27 | 油藏水驱体积波及系数的确定方法、装置及系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107194180B (zh) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108533247A (zh) * | 2017-12-19 | 2018-09-14 | 中国地质大学（武汉） | 一种确定机抽生产油井产状的方法 |
| CN110688742A (zh) * | 2019-09-11 | 2020-01-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注水开发油藏阶段采出程度构成动态变化定量表征方法 |
| CN112081565A (zh) * | 2019-06-12 | 2020-12-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水驱油藏体积波及系数的确定方法及装置 |
| CN113153284A (zh) * | 2021-04-30 | 2021-07-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 束缚水饱和参数的确定方法、装置、设备和存储介质 |
| CN116861714A (zh) * | 2023-09-05 | 2023-10-10 | 西南石油大学 | 一种确定缝洞型油藏水驱波及程度的方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104318052A (zh) * | 2014-09-16 | 2015-01-28 | 中国石油大学(北京) | 一种低渗透油藏水驱波及系数的评价方法 |
| CN106202673A (zh) * | 2016-06-30 | 2016-12-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定油藏含水率与油采出程度关系的方法及装置 |
-
2017
- 2017-05-27 CN CN201710391619.3A patent/CN107194180B/zh active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104318052A (zh) * | 2014-09-16 | 2015-01-28 | 中国石油大学(北京) | 一种低渗透油藏水驱波及系数的评价方法 |
| CN106202673A (zh) * | 2016-06-30 | 2016-12-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定油藏含水率与油采出程度关系的方法及装置 |
Non-Patent Citations (5)
| Title |
|---|
| 唐林 等: "一种预测水驱油田体积波及系数的新方法", 《新疆石油地质》 * |
| 相天章 等: "驱油效率和体积波及系数的确定", 《新疆石油地质》 * |
| 胡罡: "计算水驱油藏体积波及系数的新方法", 《石油勘探与开发》 * |
| 陈元千 等: "水驱体积波及系数变化关系的研究", 《油气地质与采收率》 * |
| 黄小亮 等: "低渗油藏采收率确定新方法", 《海洋石油》 * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108533247A (zh) * | 2017-12-19 | 2018-09-14 | 中国地质大学（武汉） | 一种确定机抽生产油井产状的方法 |
| CN108533247B (zh) * | 2017-12-19 | 2021-05-14 | 中国地质大学（武汉） | 一种确定机抽生产油井产状的方法 |
| CN112081565A (zh) * | 2019-06-12 | 2020-12-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水驱油藏体积波及系数的确定方法及装置 |
| CN110688742A (zh) * | 2019-09-11 | 2020-01-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注水开发油藏阶段采出程度构成动态变化定量表征方法 |
| CN113153284A (zh) * | 2021-04-30 | 2021-07-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 束缚水饱和参数的确定方法、装置、设备和存储介质 |
| CN113153284B (zh) * | 2021-04-30 | 2023-06-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 束缚水饱和参数的确定方法、装置、设备和存储介质 |
| CN116861714A (zh) * | 2023-09-05 | 2023-10-10 | 西南石油大学 | 一种确定缝洞型油藏水驱波及程度的方法 |
| CN116861714B (zh) * | 2023-09-05 | 2023-11-24 | 西南石油大学 | 一种确定缝洞型油藏水驱波及程度的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN107194180B (zh) | 2020-01-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107194180A (zh) | 油藏水驱体积波及系数的确定方法、装置及系统 | |
| US10997518B2 (en) | Method for predicting oil and gas reservoir production | |
| CN105389467B (zh) | 一种获得井间连通关系的方法及装置 | |
| Kanfar et al. | Comparison of empirical decline curve methods for shale wells | |
| US8229880B2 (en) | Evaluation of acid fracturing treatments in an oilfield | |
| Bai et al. | Modeling of frac flowback and produced water volume from Wattenberg oil and gas field | |
| RU2595277C1 (ru) | Система и способ для моделирования скважинных событий с использованием кластеров аномальных данных ("rimlier") | |
| CN103809555A (zh) | 压裂系统中的生产 | |
| CA2880497C (en) | Methods and systems related to hydrocarbon recovery strategy development | |
| EP2739813B1 (en) | System and method for quantifying stimulated rock quality in a wellbore | |
| CN106991279A (zh) | 一种致密砂岩气成藏概率的确定方法和装置 | |
| CN106014365B (zh) | 一种预测水驱开发油田产量递减率的方法 | |
| CN108952676A (zh) | 一种页岩气藏非均质性评价方法及其装置 | |
| CN113779764B (zh) | 页岩气藏压裂裂缝网络参数的定量评价方法和装置 | |
| CN103422852B (zh) | 一种不同井间气测值转换对比方法 | |
| US11402315B2 (en) | Estimating relative permeability and capillary pressures of a geological formation based on multiphase upscaling | |
| CN106979002A (zh) | 分支水平井预测剖面的确定方法和装置 | |
| Gladkov et al. | Application of CRM for production and remaining oil reserves reservoir allocation in mature west Siberian waterflood field | |
| CN107701177A (zh) | 一种地质勘探方法和装置 | |
| Makinde et al. | Statistical approach to forecasting gas-oil ratios and solution gas production from shale volatile oil reservoirs | |
| CN106908854A (zh) | 目标区域的甜点区的确定方法和装置 | |
| US20230193736A1 (en) | Infill development prediction system | |
| EP2867808B1 (en) | Method and system of selecting hydrocarbon wells for workover | |
| Van-Dunem Martins et al. | Use of Machine Learning Approach on the Results of a 3D Grid Model to Identify Impacting Uncertainties and Derive Low/High Production Profiles, FRF Team | |
| US20240110472A1 (en) | Optimal drilling and fracturing sequences for placing numerous horizontal wells in tight reservoirs |
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 |