CN107449826A - 流体分布检测方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种流体分布检测方法及装置，涉及流体分布检测的技术领域，该方法包括在对待测岩心模型进行驱油的过程中，获取超声波透射过待测岩心模型的传播时长，待测岩心模型为注有石油的岩心模型，超声波为驱油的过程中向待测岩心模型发射的超声波；根据传播时长，确定待测岩心模型内流体的分布情况。本发明中利用超声波波速因传播介质不同而不同的敏感特性来检测驱油过程中流体的分布，检测装置无需插入到待测岩心模型内的流体中，且检测装置成本低，缓解了传统的流体分布检测方法检测精度较低且检测成本较高的技术问题。

Description

流体分布检测方法及装置

技术领域

本发明涉及流体分布检测技术领域，尤其是涉及一种流体分布检测方法及装置。

背景技术

CO₂驱、化学驱、聚合物驱等驱替技术提高了油田的采收率，油藏条件下的岩心驱替模拟实验可以显示驱替过程中岩心内流体的运移过程和运移规律，为油田开采中的油藏工程设计提供技术参考和技术支持。其中，驱替过程中的各相流体的动态分布检测是岩心驱替模拟实验的一项重要内容，不同的驱替过程里岩心空隙内具有不同的流体，流体包括油、水、气、聚合物等。

目前，岩心驱替模拟实验里检测岩心驱替过程中流体动态分布的主要方法包括：(1)电阻率法，通过测量流体平均电阻率的变化来得到岩心内流体动态分布；(2)电容法，通过测量电容的变化来得到岩心内流体动态分布；(3)CT法，通过生成被测物体内部流体分布的三维图像来得到岩心内流体动态分布；(4)核磁共振法，通过核磁信号转化成的灰度图像来直观地反映岩心内的流体分布；(5)微波法，通过经过流体的微波衰减值的变化来得到岩心内流体动态分布。

然而，电阻率法与电容法属于插入式方法，需要将检测探头插入到岩芯内部，从而影响岩芯内部流场分布和渗流规律，降低检测精度。CT法与核磁共振法实验费用高、不适合频繁使用，且受穿透能力、射线防护的限制，对实验模型尺寸、实验环境、实验材料和实验流程有严格的限制。微波法不适用于气相流体分布的检测，且受流体中溶剂、吸收剂等影响较为严重，因而测量精度也会受到影响。

发明内容

有鉴于此，本发明的目的在于提供一种流体分布检测方法及装置，以缓解传统的流体分布检测方法检测精度较低且检测成本较高的技术问题。

第一方面，本发明实施例提供了一种流体分布检测方法，包括：

在对待测岩心模型进行驱油的过程中，获取超声波透射过所述待测岩心模型的传播时长，所述待测岩心模型为注有石油的岩心模型，所述超声波为所述驱油的过程中向所述待测岩心模型发射的超声波；

根据所述传播时长，确定所述待测岩心模型内流体的分布情况。

结合第一方面，本发明实施例提供了第一方面的第一种可能的实施方式，其中，获取超声波透射过所述待测岩心模型的传播时长，包括：

获取发射探头发射超声波的发射时刻和接收探头接收透射波的接收时刻，其中，所述透射波为所述超声波经过所述待测岩心模型的波；

计算所述发射时刻和所述接收时刻的间隔时长，并将所述间隔时长确定为所述传播时长。

结合第一方面的第一种可能的实施方式，本发明实施例提供了第一方面的第二种可能的实施方式，其中，获取所述发射探头发射超声波的发射时刻和所述接收探头接收透射波的接收时刻，包括：

获取第一目标时刻，并将所述第一目标时刻确定为所述发射探头发射超声波的发射时刻，其中，所述第一目标时刻为所述超声波的第一个波的起振点所对应的发射时刻；

获取第二目标时刻，并将所述第二目标时刻确定为所述接收探头接收透射波的接收时刻，其中，所述第二目标时刻为所述透射波的第一个波的起振点所对应的接收时刻。

结合第一方面的第一种可能的实施方式，本发明实施例提供了第一方面的第三种可能的实施方式，其中，获取所述发射探头发射超声波的发射时刻和所述接收探头接收透射波的接收时刻，包括：

获取一列超声波相对应的发射时刻和接收时刻，其中，所述相对应的发射时刻和接收时刻，包括：一个发射时刻对应一个接收时刻，或者，一个发射时刻对应多个接收时刻。

结合第一方面的第一种可能的实施方式，本发明实施例提供了第一方面的第四种可能的实施方式，其中，所述发射探头设置在所述待测岩心模型的第一表面，所述接收探头设置在所述待测岩心模型的第二表面，所述第一表面和所述第二表面为所述待测岩心模型上相对的表面。

结合第一方面的第四种可能的实施方式，本发明实施例提供了第一方面的第五种可能的实施方式，其中，所述第一表面包括所述待测岩心模型的上表面，所述第二表面包括所述待测岩心模型的下表面；和/或，

所述第一表面包括所述待测岩心模型的左表面，所述第二表面包括所述待测岩心模型的右表面。

结合第一方面，本发明实施例提供了第一方面的第六种可能的实施方式，其中，根据所述传播时长，确定所述待测岩心模型内流体的分布情况，包括：

根据以下公式确定所述待测岩心模型内石油的饱和度，以便通过所述饱和度确定所述待测岩心模型内流体的分布情况：

其中，T₀表示所述传播时长，H表示所述岩心模型的高度，Φ表示所述岩心模型的孔隙度，S_oil表示所述石油的饱和度，ν_rock表示超声波在所述岩心材质中的传播速度，v_oil表示超声波在石油中的传播速度，v_w表示超声波在驱油流体中的传播速度，所述驱油流体为所述驱油的过程中所用的流体。

结合第一方面，本发明实施例提供了第一方面的第七种可能的实施方式，其中，获取超声波透射过所述待测岩心模型的传播时长，包括：将所述岩心模型的横截面划分为多个网格，获取超声波透射过每个所述网格的子传播时长；

根据所述传播时长，确定所述待测岩心模型内流体的分布情况，包括：通过所述子传播时长确定相应的网格内流体的分布情况，并基于所述相应的网格内流体的分布情况，通过插值法确定所述待测岩心模型内流体的分布情况。

结合第一方面，本发明实施例提供了第一方面的第八种可能的实施方式，其中，获取超声波透射过所述待测岩心模型的传播时长，包括：获取超声波透射过所述待测岩心模型的多个所述传播时长，多个所述传播时长包括：第一组传播时长，和/或，第二组传播时长，其中，所述第一组传播时长包括：同一发射时刻发射的超声波透射过所述待测岩心模型横截面不同位置点的传播时长，所述第二组传播时长包括：多个不同发射时刻发射的超声波透射过所述待测岩心模型横截面同一位置点的传播时长；

根据所述传播时长，确定所述待测岩心模型内流体的分布情况，包括：根据多个所述传播时长确定所述横截面上流体的分布情况，其中，所述第一组传播时长用于确定相应时刻所述横截面上流体的静态分布情况，所述第二组传播时长用于确定所述横截面上相应位置点的流体的动态分布情况。

第二方面，本发明实施例还提供一种流体分布检测装置，用于实现上述流体分布检测方法，所述装置包括：发射探头、接收探头和控制器，其中，

所述发射探头用于在对待测岩心模型进行驱油的过程中，向所述待测岩心模型发射多列超声波，其中，所述待测岩心模型为注有石油的岩心模型；

所述接收探头用于接收所述超声波透射过所述待测岩心模型的透射波；

所述控制器分别和所述发射探头、所述接收探头连接，用于根据所述超声波的发射时刻和所述透射波的接收时刻，获取所述超声波透射过所述待测岩心模型的传播时长，并根据所述传播时长，确定所述待测岩心模型内流体的分布情况。

本发明实施例带来了以下有益效果：在对待测岩心模型进行驱油的过程中，获取超声波透射过待测岩心模型的传播时长，鉴于超声波波速因传播介质不同而不同的敏感特性，待测岩心模型中分布的各相流体含量的变化必将引起超声波透射待测岩心模型的传播时长发生改变，进而根据获取到的传播时长即可确定出待测岩心模型内各相流体的分布情况，检测成本低，检测结果实时且精确，缓解了传统的流体分布检测方法检测精度较低且检测成本较高的技术问题。

本发明的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

为使本发明的上述目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附附图，作详细说明如下。

附图说明

为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式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，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，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为本发明实施例提供的流体分布检测方法的流程图；

图2为透射波的接收时刻和第一目标时刻的间隔时长的示意图；

图3为发射探头或接受探头在待测岩心模型上的一种整体布置截面图；

图4为发射探头或接受探头在待测岩心模型上的另一种整体布置截面图；

图5为“一发一收”的发射探头和接收探头的对应示意图；

图6为“一发多收”的发射探头和接收探头的对应示意图；

图7为发射探头或接受探头在待测岩心模型的一个表面上的分布示意图；

图8为根据第一组传播时长得到的横截面上流体的静态分布示意图；

图9为根据第二组传播时长得到的一个位置点的流体动态分布示意；

图10为流体分布检测装置的结构框图。

图标：1-发射探头；2-接收探头；3-控制器。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

传统的流体分布检测方法或者需要将检测探头插入到岩芯内部，或者设备成本昂贵且对条件要求苛刻，或者易受复杂因素的影响，存在测量精度低或者检测成本高的技术问题。基于此，本发明实施例提供的一种流体分布检测方法及装置，可以缓解传统的流体分布检测方法检测精度较低且检测成本较高的技术问题。

实施例一

本发明实施例提供的一种流体分布检测方法，如图1所示，包括：

步骤S102，在对待测岩心模型进行驱油的过程中，获取超声波透射过待测岩心模型的传播时长，其中，待测岩心模型为注有石油的岩心模型，超声波为驱油的过程中向待测岩心模型发射的超声波；

步骤S104，根据传播时长，确定待测岩心模型内流体的分布情况。

具体地，待测岩心模型为包括孔隙的岩心模型。此外，在对待测岩心模型进行驱油的过程，即将驱油流体驱入到注有石油的岩心模型中，驱油流体驱动待测岩心模型内的石油流动。驱油流体可以采用和石油互不相融的流体。

需要说明的是，根据传播时长，确定待测岩心模型内流体的分布情况，是利用了超声波波速因传播介质不同而不同的敏感特性，因而，在待测岩心模型中分布的各相流体含量发生变化时，超声波透射待测岩心模型的传播时长必将发生改变，从而，根据传播时长，即可确定出待测岩心模型内分布的流体情况。

在本发明实施例中，在对待测岩心模型进行驱油的过程中，获取超声波透射过待测岩心模型的传播时长，超声波的发射装置和接收装置成本低，检测过程易于实现，因而获取超声波透射过待测岩心模型的传播时长具有成本较低的优点；并且超声波的发射装置和接收装置都设于待检测岩心模型外，对待检测岩心模型内的流体分布场无影响，不影响流体分布检测的精度；然后利用超声波波速因传播介质不同而不同的敏感特性，根据获取到的传播时长即可确定出待测岩心模型内各相流体的分布情况，检测结果实时且精确，从而缓解了传统的流体分布检测方法检测精度较低且检测成本较高的技术问题。

本发明实施例的一个可选实施方式中，获取超声波透射过待测岩心模型的传播时长，包括：

获取发射探头发射超声波的发射时刻和接收探头接收透射波的接收时刻，其中，透射波为超声波经过待测岩心模型的波；

计算发射时刻和接收时刻的间隔时长，并将间隔时长确定为传播时长。

具体地，本发明实施例的另一个可选实施方式中，获取发射探头发射超声波的发射时刻和接收探头接收透射波的接收时刻，包括：

获取第一目标时刻，并将第一目标时刻确定为发射探头发射超声波的发射时刻，其中，第一目标时刻为超声波的第一个波的起振点所对应的发射时刻；

获取第二目标时刻，并将第二目标时刻确定为接收探头接收透射波的接收时刻，其中，第二目标时刻为透射波的第一个波的起振点所对应的接收时刻。

需要说明的是，第一目标时刻为发射探头发射的超声波经过滤波去噪后的第一个波的起振点所对应的发射时刻，同样，第二目标时刻为透射波经过滤波去噪后的第一个波的起振点所对应的接收时刻。经过滤波去噪处理后的波形相对平滑了许多，没有毛刺，利于精确确定出第一个波的起振时刻。其中，第一个波的起振点可以选为第一个波的波谷或波峰，波谷或波峰的振幅较强，有利于检测的精确性。

本发明实施例中，计算传播时长，以第一目标时刻和第二目标时刻为标准，由于首波的受干扰程度小，更有利于精确得到传播时长。

图2所示为透射波的接收时刻和第一目标时刻的间隔时长的示意图，其中，不同的曲线表示不同列的透射波，图中给出了八个发射时刻发射的超声波所对应的透射波，八个时刻分别为09:30:06、09:45:06、10:00:01、10:14:58、10:30:11、11:30:09、12:30:08、13:30:09。对于每条曲线，其横轴对应透射波被接收的时刻与第一目标时刻的间隔时长(横轴中的数值为越靠右侧，表示间隔时长越大)，纵轴对应透射波的振幅(纵轴中的数值为越靠上端，表示振幅越大)。在本发明实施例中，以第二目标时刻记为透射波的接收时刻，即透射波经过滤波去噪后的第一个波的起振点所对应的接收时刻，参照图2，八条曲线中每条曲线标注发射时刻处的波谷所对应横轴时间即为相应的传播时长。

本发明实施例的另一个可选实施方式中，发射探头设置在待测岩心模型的第一表面，接收探头设置在待测岩心模型的第二表面，第一表面和第二表面为待测岩心模型上相对的表面。通过待测岩心模型上的一组相对的表面上分别设置发射探头和接收探头，确定的传播时长为经过待测岩心模型横截面的传播时长，进一步确定出的待测岩心模型内流体的分布情况也为待测岩心模型横截面上各相流体的截面含率。

本发明实施例的另一个可选实施方式中，第一表面包括待测岩心模型的上表面，第二表面包括待测岩心模型的下表面；和/或，

第一表面包括待测岩心模型的左表面，第二表面包括待测岩心模型的右表面。

图3所示为发射探头或接受探头在待测岩心模型上的一种整体布置截面图，具体为第一表面包括待测岩心模型的左表面，第二表面包括待测岩心模型的右表面的情况。需要说明的是，图3所示的情况中，确定的待测岩心模型内流体的分布情况为待测岩心模型的左表面和右表面之间的某一截面上的流体分布情况。

图4所示为发射探头或接受探头在待测岩心模型上的另一种整体布置截面图，具体为第一表面包括待测岩心模型的上表面，第二表面包括待测岩心模型的下表面，和，第一表面包括待测岩心模型的左表面，第二表面包括待测岩心模型的右表面的情况。需要说明的是，图4所示的情况中，确定的待测岩心模型内流体的分布情况为待测岩心模型的左表面和右表面之间的某一截面上的流体分布情况，和，待测岩心模型的上表面和下表面之间的某一截面上的流体分布情况。

需要说明的是，在本发明实施例的描述中，术语“上”、“下”、“左”、“右”、“水平”、“竖直”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。

本发明实施例的另一个可选实施方式中，获取发射探头发射超声波的发射时刻和接收探头接收透射波的接收时刻，包括：

获取一列超声波相对应的发射时刻和接收时刻，其中，相对应的发射时刻和接收时刻，包括：一个发射时刻对应一个接收时刻，或者，一个发射时刻对应多个接收时刻。

具体地，参照图5和图6，其中，图5所示“一发一收”的情况，即，一个发射时刻对应一个接收时刻；图6所示为“一发多收”的情况，即，一个发射时刻对应多个接收时刻的情况。考虑到声波的干涉效应，流体分布检测方法实施过程中，同一时刻只有一个发射探头工作。

进一步，所谓“一发一收”可以是当发射探头发出超声波时，只有正对面的接收探头接收了透射波后产生的信号会通过多路开关进入采集卡进而被计算传播时长，该工作方式好处是存储数据相对较少，软件开发程序相对简单，后期数据处理花费时间短，图像生成的原理相对简单；而“一发多收”则是发射探头发射超声波时，对面临近的多个探头接收透射波后产生的信号会通过多路开关进入采集卡进而被计算传播时长，至于哪几个接收探头的信号被用来计算传播时长需要自行设定，一般只设定相近的接收探头，数量不会超过4个，该工作方式的好处是通过更多的采集数据能够得到待检测岩心模型内更全面细致的流体分布情况。

本发明实施例的另一个可选实施方式中，根据传播时长，确定待测岩心模型内流体的分布情况，包括：

根据以下公式确定待测岩心模型内石油的饱和度，以便通过饱和度确定待测岩心模型内流体的分布情况：

其中，T₀表示传播时长，H表示岩心模型的高度，Φ表示岩心模型的孔隙度，S_oil表示石油的饱和度，v_rock表示超声波在岩心材质中的传播速度，v_oil表示超声波在石油中的传播速度，v_w表示超声波在驱油流体中的传播速度，驱油流体为驱油的过程中所用的流体。

具体地，岩心模型的高度H、岩心模型的孔隙度Φ、超声波在岩心材质中的传播速度ν_rock、超声波在石油中的传播速度v_oil、超声波在驱油流体中的传播速度v_w都是定值，而传播时长T₀随石油的饱和度S_oil的变化而变化，并且T₀的变换量ΔT₀和S_oil的变化量ΔS_oil满足如下关系：

其中，可见：ΔT₀和ΔS_oil之间的比值K为常数，ΔT₀和ΔS_oil之间具有较好的线性度，即ΔT₀和ΔS_oil之间具有确定的变化关系，通过测量T₀，即能够得出S_oil。

需要说明的是，驱油流体使用和石油互不相融的流体，例如，驱油流体可以使用水，但本发明实施例对驱油流体不作具体限制。

本发明实施例的另一个可选实施方式中，获取超声波透射过待测岩心模型的传播时长，包括：

将待测岩心模型的横截面划分为多个网格，获取超声波透射过每个网格的子传播时长；

根据传播时长，确定待测岩心模型内流体的分布情况，包括：通过子传播时长确定相应的网格内流体的分布情况，并基于相应的网格内流体的分布情况，通过插值法确定待测岩心模型内流体的分布情况。

具体地，发射探头和接收探头的分布情况参照图7，可以是根据待测岩心模型的实际尺寸将待测岩心模型的表面划分为适当数量的网格，在每个网格内布设一个发射探头或接受探头，从而获取超声波透射过每个网格内的子传播时长。

需要说明的是，获取到的每个网格的子传播时长，是获取到的超声波穿过网格内的目标点的子传播时长。进一步，为了得到待测岩心模型的横截面上的更加细致的流体分布情况，通过插值法将目标点之间的传播时长求出来，从而将目标点之间的流体分布情况确定出来。

本发明实施例的另一个可选实施方式中，获取超声波透射过待测岩心模型的传播时长，包括：获取超声波透射过待测岩心模型的多个传播时长，多个传播时长包括：第一组传播时长，和/或，第二组传播时长，其中，第一组传播时长包括：同一发射时刻发射的超声波透射过待测岩心模型横截面不同位置点的传播时长，第二组传播时长包括：多个不同发射时刻发射的超声波透射过待测岩心模型横截面同一位置点的传播时长；

根据传播时长，确定待测岩心模型内流体的分布情况，包括：根据多个传播时长确定横截面上流体的分布情况，其中，第一组传播时长用于确定相应时刻横截面上流体的静态分布情况，第二组传播时长用于确定横截面上相应位置点的流体的动态分布情况。

具体地，图8所示为根据上述第一组传播时长得到的相应时刻横截面上流体的静态分布情况。图8中的颜色的灰度值用以表示石油的饱和度值，灰度值和石油的饱和度值的数值的对应关系如图8中右侧的条形图所示，鉴于图8中灰度值较小的颜色(即，黑色及接近黑色的颜色)同时表示了分布于0.5上下两侧的两个数值，那么根据利用该流体分布检测方法检测待测岩心模型的流体分布实验中得出的数据，作以下补充说明：图8中的分布图中较边缘位置和较中心位置的颜色灰度值都较小，其中较边缘的灰度值较小的颜色表示的石油的饱和度值是大于0.5的数值，而较中心的灰度值较小的颜色表示的石油的饱和度值是小于0.5的数值，在具体实验中可以通过彩色图来给出更加明显的示意。图8表示待测岩心模型的边缘部分的石油饱和度较高。

图9所示为由多组第二组传播时长得到的待测岩心模型同一横截面的流体在不同时刻的动态分布图。具体地，图9包括四幅子图：(a)、(b)、(c)、(d)，每幅子图表示一个时刻的横截面的流体的静态分布图，四幅子图构成了同一横截面的流体在不同时刻的动态分布图。关于图9中的颜色的表示意义的描述参照图8，同样需要说明的是，图9中的每幅子图的较边缘位置的灰度值较小的颜色表示的石油的饱和度值是大于0.5的数值，而较中心的灰度值较小的颜色表示的石油的饱和度值是小于0.5的数值。虽然图8和图9给出的是水驱油过程中的待测岩心横截面的流体分布图(图中称为水驱油场图)，但本发明实施例中驱油流体不限于为水。

本发明实施例提供的流体分布检测方法具有如下优点：

(1)相比于电阻率法和电容法，该方法属于非插入式方法，不影响待测岩心模型内部的流体分布，有利于测量的精确性；

(2)相比于电容法，该方法中传播时长和表征流体分布情况的石油饱和度具有更好的线性度，更利于测量的精确性；

(3)相比于CT法与核磁共振法，该方法中超声波发射探头和接收探头的成本低，且超声波不易造成人体受伤，具有成本低的优点；

(4)相比于微波法，该方法适用于待测岩心模型中含气的流体分布检测，测量结果不容易发生偏差，从而为油藏条件下CO₂驱替物理模拟实验技术提供了新的探测手段。

实施例二

本发明实施例提供的一种流体分布检测装置，用于实现实施例以中的流体分布检测方法，如图10所示，包括：发射探头1、接收探头2和控制器3，其中，

发射探头1用于在对待测岩心模型进行驱油的过程中，向待测岩心模型发射多列超声波，其中，待测岩心模型为注有石油的岩心模型；

接收探头2用于接收超声波透射过待测岩心模型的透射波；

控制器3分别和发射探头1、接收探头2连接(接收探头2和控制器3之间的连接关系在图10中未示出)，用于根据超声波的发射时刻和透射波的接收时刻，获取超声波透射过待测岩心模型的传播时长，并根据传播时长，确定待测岩心模型内流体的分布情况。

具体地，在本发明实施例中，接收探头又称为超声波接收探头。当接收探头2接收超声波时，换能器实现将声能转变成电能。在接收声波时，外来声波作用在接收探头2接收面上，引起换能器的机械振动系统振动。该振动使得储能元件中电场或磁场发生改变，换能器输出电压和电流，用来表示声信号。在本发明实施例中，超声波接收探头与发射探头1是同一种探头，该探头的中心频率为300kHz。

在本发明实施例中，在对待测岩心模型进行驱油的过程中，通过发射探头1发射超声波和接收探头2接收超声波，从而控制器3获取超声波透射过待测岩心模型的传播时长，此过程流体分布检测装置无需插入到待测岩心模型的流体分布场中，不会破坏待测岩心模型的流体分布场。鉴于超声波波速因传播介质不同而不同的敏感特性，待测岩心模型中分布的各相流体含量的变化必将引起超声波透射待测岩心模型的传播时长发生改变，进而根据获取到的传播时长即可确定出待测岩心模型内各相流体的分布情况，检测成本低，检测结果实时且精确，缓解了传统的流体分布检测方法检测精度较低且检测成本较高的技术问题。

本发明实施例所提供的流体分布检测方法及装置的计算机程序产品，包括存储了程序代码的计算机可读存储介质，所述程序代码包括的指令可用于执行前面方法实施例中所述的方法，具体实现可参见方法实施例，在此不再赘述。

所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统和装置的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。

另外，在本发明实施例的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

所述功能如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，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，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

最后应说明的是：以上所述实施例，仅为本发明的具体实施方式，用以说明本发明的技术方案，而非对其限制，本发明的保护范围并不局限于此，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改或可轻易想到变化，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改、变化或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的精神和范围，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应所述以权利要求的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种流体分布检测方法，其特征在于，包括：

在对待测岩心模型进行驱油的过程中，获取超声波透射过所述待测岩心模型的传播时长，所述待测岩心模型为注有石油的岩心模型，所述超声波为所述驱油的过程中向所述待测岩心模型发射的超声波；

根据所述传播时长，确定所述待测岩心模型内流体的分布情况。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，获取超声波透射过所述待测岩心模型的传播时长，包括：

获取发射探头发射超声波的发射时刻和接收探头接收透射波的接收时刻，其中，所述透射波为所述超声波经过所述待测岩心模型的波；

计算所述发射时刻和所述接收时刻的间隔时长，并将所述间隔时长确定为所述传播时长。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，获取所述发射探头发射超声波的发射时刻和所述接收探头接收透射波的接收时刻，包括：

获取第一目标时刻，并将所述第一目标时刻确定为所述发射探头发射超声波的发射时刻，其中，所述第一目标时刻为所述超声波的第一个波的起振点所对应的发射时刻；

获取第二目标时刻，并将所述第二目标时刻确定为所述接收探头接收透射波的接收时刻，其中，所述第二目标时刻为所述透射波的第一个波的起振点所对应的接收时刻。

4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，获取所述发射探头发射超声波的发射时刻和所述接收探头接收透射波的接收时刻，包括：

获取一列超声波相对应的发射时刻和接收时刻，其中，所述相对应的发射时刻和接收时刻，包括：一个发射时刻对应一个接收时刻，或者，一个发射时刻对应多个接收时刻。

5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述发射探头设置在所述待测岩心模型的第一表面，所述接收探头设置在所述待测岩心模型的第二表面，所述第一表面和所述第二表面为所述待测岩心模型上相对的表面。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，

所述第一表面包括所述待测岩心模型的上表面，所述第二表面包括所述待测岩心模型的下表面；和/或，

所述第一表面包括所述待测岩心模型的左表面，所述第二表面包括所述待测岩心模型的右表面。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述传播时长，确定所述待测岩心模型内流体的分布情况，包括：

根据以下公式确定所述待测岩心模型内石油的饱和度，以便通过所述饱和度确定所述待测岩心模型内流体的分布情况：

<mrow> <msub> <mi>T</mi> <mn>0</mn> </msub> <mo>=</mo> <mfrac> <mrow> <mi>H</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <mi>&amp;Phi;</mi> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> <msub> <mi>v</mi> <mrow> <mi>r</mi> <mi>o</mi> <mi>c</mi> <mi>k</mi> </mrow> </msub> </mfrac> <mo>+</mo> <mfrac> <mrow> <msub> <mi>H&amp;Phi;S</mi> <mrow> <mi>o</mi> <mi>i</mi> <mi>l</mi> </mrow> </msub> </mrow> <msub> <mi>v</mi> <mrow> <mi>o</mi> <mi>i</mi> <mi>l</mi> </mrow> </msub> </mfrac> <mo>+</mo> <mfrac> <mrow> <mi>H</mi> <mi>&amp;Phi;</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>S</mi> <mrow> <mi>o</mi> <mi>i</mi> <mi>l</mi> </mrow> </msub> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> <msub> <mi>v</mi> <mi>w</mi> </msub> </mfrac> <mo>,</mo> </mrow>

其中，T₀表示所述传播时长，H表示所述岩心模型的高度，Φ表示所述岩心模型的孔隙度，S_oil表示所述石油的饱和度，ν_rock表示超声波在所述岩心材质中的传播速度，v_oil表示超声波在石油中的传播速度，v_w表示超声波在驱油流体中的传播速度，所述驱油流体为所述驱油的过程中所用的流体。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，

获取超声波透射过所述待测岩心模型的传播时长，包括：将所述岩心模型的横截面划分为多个网格，获取超声波透射过每个所述网格的子传播时长；

根据所述传播时长，确定所述待测岩心模型内流体的分布情况，包括：通过所述子传播时长确定相应的网格内流体的分布情况，并基于所述相应的网格内流体的分布情况，通过插值法确定所述待测岩心模型内流体的分布情况。

9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，

获取超声波透射过所述待测岩心模型的传播时长，包括：获取超声波透射过所述待测岩心模型的多个所述传播时长，多个所述传播时长包括：第一组传播时长，和/或，第二组传播时长，其中，所述第一组传播时长包括：同一发射时刻发射的超声波透射过所述待测岩心模型横截面不同位置点的传播时长，所述第二组传播时长包括：多个不同发射时刻发射的超声波透射过所述待测岩心模型横截面同一位置点的传播时长；

根据所述传播时长，确定所述待测岩心模型内流体的分布情况，包括：根据多个所述传播时长确定所述横截面上流体的分布情况，其中，所述第一组传播时长用于确定相应时刻所述横截面上流体的静态分布情况，所述第二组传播时长用于确定所述横截面上相应位置点的流体的动态分布情况。

10.一种流体分布检测装置，其特征在于，用于实现权利要求1-9中任一项所述的流体分布检测方法，所述装置包括：发射探头、接收探头和控制器，其中，

所述发射探头用于在对待测岩心模型进行驱油的过程中，向所述待测岩心模型发射多列超声波，其中，所述待测岩心模型为注有石油的岩心模型；

所述接收探头用于接收所述超声波透射过所述待测岩心模型的透射波；

所述控制器分别和所述发射探头、所述接收探头连接，用于根据所述超声波的发射时刻和所述透射波的接收时刻，获取所述超声波透射过所述待测岩心模型的传播时长，并根据所述传播时长，确定所述待测岩心模型内流体的分布情况。