CN107451311B - 一种油水相对渗透率曲线计算方法及装置 - Google Patents

Abstract

本申请实施例公开了一种油水相对渗透率曲线计算方法及装置。所述方法包括：获取工区的生产数据；基于所述生产数据，生成丙型水驱特征曲线；基于所述丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系；基于所述生产数据，以及所述累积产液量与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的含水饱和度；基于所述含水饱和度，以及所述油水相渗比与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的油水相渗比；基于所述油水相渗比、以及所述含水饱和度，计算所述工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。本申请实施例的方法及装置，可以提高计算的油水相对渗透率曲线的准确性。

Description

一种油水相对渗透率曲线计算方法及装置

技术领域

本申请涉及石油开发技术领域，特别涉及一种油水相对渗透率曲线计算方法及装置。

背景技术

油水相对渗透率曲线通常包括油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。其中，油相相对渗透率曲线一般指油相相对渗透率与含水饱和度之间的关系曲线，水相相对渗透率曲线一般指水相相对渗透率与含水饱和度之间的关系曲线。油水相对渗透率曲线能够反映油相、水相流体在多孔介质中的渗流规律，是油藏开发中的重要数据。

现有技术中，主要基于实验的方式获取油水相对渗透率曲线。即，从工区的地层中获取岩心，对所述岩心进行驱替实验，获取所述岩心的油相相对渗透率、水相相对渗透率、以及含水饱和度，基于所述岩心的油相相对渗透率、水相相对渗透率、以及含水饱和度，计算所述工区的油水相对渗透率曲线。

在实现本申请过程中，发明人发现现有技术中至少存在如下问题：

一方面，上述现有技术中，在计算油水相对渗透率曲线的过程中，一般将工区岩心位置处的油相相对渗透率作为工区的油相相对渗透率，将工区岩心位置处的水相相对渗透率作为工区的水相相对渗透率。但是，受限于工区中地层的非均质性，工区不同的地层位置往往具有不同的油相相对渗透率和水相相对渗透率。因此，上述现有技术中，计算的油水相对渗透率曲线准确性不高。

另一方面，上述现有技术中，采用驱替实验，获取岩心的油相相对渗透率、水相相对渗透率、以及含水饱和度。但是，由于润湿性和流体饱和顺序的影响，通过驱替实验获取的油相相对渗透率、水相相对渗透率、以及含水饱和度往往不够准确。因此，上述现有技术中，计算的油水相对渗透率曲线准确性不高。

发明内容

本申请实施例的目的是提供一种油水相对渗透率曲线计算方法及装置，以提高计算的油水相对渗透率曲线的准确性。

为解决上述技术问题，本申请实施例提供一种油水相对渗透率曲线计算方法及装置是这样实现的：

一种油水相对渗透率曲线计算方法，包括：

获取工区的生产数据；

基于所述生产数据，生成丙型水驱特征曲线；

基于所述丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系，其中，所述油水相渗比为油相相对渗透率与水相相对渗透率的比值；

基于所述生产数据，以及所述累积产液量与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的含水饱和度；

基于所述含水饱和度，以及所述油水相渗比与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的油水相渗比；

基于所述油水相渗比、以及所述含水饱和度，计算所述工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。

一种油水相对渗透率曲线计算装置，包括：

第一获取单元，用于获取工区的生产数据；

第一生成单元，用于基于所述生产数据，生成丙型水驱特征曲线；

确定单元，用于基于所述丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系，其中，所述油水相渗比为油相相对渗透率与水相相对渗透率的比值；

第二获取单元，用于基于所述生产数据，以及所述累积产液量与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的含水饱和度；

第三获取单元，用于基于所述含水饱和度，以及所述油水相渗比与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的油水相渗比；

计算单元，用于基于所述油水相渗比、以及所述含水饱和度，计算所述工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。

由以上本申请实施例提供的技术方案可见，本申请实施例可以获取工区的生产数据；基于所述生产数据，生成丙型水驱特征曲线；基于工区的丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系；基于所述生产数据，以及所述累积产液量与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的含水饱和度；基于所述含水饱和度，以及所述油水相渗比与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的油水相渗比；基于所述油水相渗比、以及所述含水饱和度，计算所述工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。与现有技术相比，本申请实施例不需要获取岩心、以及对所述岩心进行驱替实验，而是可以基于工区的生产数据，生成丙型水驱特征曲线，利用所述丙型水驱特征曲线，计算所述工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线，避免了工区中地层的非均质性、以及驱替实验过程中润湿性和流体饱和顺序的影响，从而可以提高计算的油水相对渗透率曲线的准确性。

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为本申请实施例一种油水相对渗透率曲线计算方法的流程图；

图2为本申请实施例对丙型水驱特征曲线进行拟合的示意图；

图3为本申请实施例油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线的示意图；

图4为本申请实施例一种油水相对渗透率曲线计算装置的功能结构示意图。

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。

上述现有技术中的方法，计算的油水相对渗透率曲线与工区的实际渗流特征差别较大，准确性不高。下面介绍本申请实施例一种油水相对渗透率曲线计算方法。该方法计算的油水相对渗透率曲线与工区的实际渗流特征差别较小，从而可以较好地反映工区的实际渗流特征。如图1所示，该方法可以包括：

S101：获取工区的生产数据。

所述生产数据可以包括工区的累积产油量、累积产液量、地质储量、束缚水饱和度、以及残余油饱和度等。其中，所述累积产液量一般为累积产油量和累积产水量之和。

S102：基于所述生产数据，生成丙型水驱特征曲线。

所述水驱特征曲线一般指累积产油量与累积产液量之间的关系曲线。

所述丙型水驱特征曲线，又称西帕切夫水驱曲线法，一般指在半对数坐标系中，液油比与累积产液量的关系曲线。其中，所述液油比一般为累积产液量与累积产油量的比值。

S103：基于所述丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系。

具体地，基于所述丙型水驱特征曲线，可以确定所述工区的累积产油量与累积产液量的函数关系；基于所述累积产油量与累积产液量的函数关系，可以确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系。其中，所述油水相渗比一般为油相相对渗透率与水相相对渗透率的比值。

基于工区的生产数据，可以对所述丙型水驱特征曲线进行拟合，确定累积产液量与含水饱和度的函数关系，从而得到系数a₁和系数b₁；基于所述系数a₁和系数b₁，确定所述工区的累积产油量与累积产液量的函数关系。其中，累积产油量与累积产液量的函数关系可以如下式(1)所示。

上式(1)中，

L_P为累积产液量，单位为10⁴立方米；

N_P为累积产油量，单位为10⁴立方米；

a₁和b₁分别为系数。

在图2中，对丙型水驱特征曲线进行拟合，可以得到

那么，可以确定a₁为1.0487，b₁为0.001。

基于所述系数a₁和系数b₁，可以确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系。其中，累积产液量与含水饱和度的函数关系可以如下式(2)所示。

上式(2)中，

S_w为含水饱和度；

N为地质储量，具体可以为油或气在工区中的蕴藏量；

S_wi为束缚水饱和度，具体可以为束缚水所占体积与孔隙体积之比。

基于所述系数a₁和系数b₁，可以确定所述工区的油水相渗比与含水饱和度的函数关系。其中，油水相渗比与含水饱和度的函数关系可以如下式(3)所示。

上式(3)中，

C＝a₁；

μ_o为工区的原油粘度，μ_w为工区的地层水粘度，B_o为工区的原油体积系数，B_w为工区的地层水体积系数；

K_ro为油相相对渗透率；

K_rw为水相相对渗透率。

S104：基于所述生产数据，以及所述累积产液量与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的含水饱和度。

具体地，可以将累积产液量，代入所述累积产液量与含水饱和度的函数关系中，以计算所述工区的含水饱和度。

S105：基于所述含水饱和度，以及所述油水相渗比与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的油水相渗比。

具体地，可以将含水饱和度，代入所述油水相渗比与含水饱和度的函数关系中，以计算所述工区的油水相渗比。

S106：基于所述油水相渗比、以及所述含水饱和度，计算所述工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。

具体地，基于所述生产数据、所述含水饱和度、以及所述油水相渗比，可以计算油相相对渗透率指数和水相相对渗透率指数；基于所述生产数据、以及所述油相相对渗透率指数，可以计算所述工区的油相相对渗透率曲线；基于所述生产数据、以及所述水相相对渗透率指数，可以计算所述工区的水相相对渗透率曲线。

基于所述生产数据、所述含水饱和度、以及所述油水相渗比，可以通过如下的公式(8)计算油相相对渗透率指数和水相相对渗透率指数。

y＝α+mx₁-nx₂ (8)

上式(8)中，

S_or为残余油饱和度；

基于所述生产数据，以y、x₁、以及x₂为变量，对公式(8)进行拟合，可以得到系数α、油相相对渗透率指数m、以及水相相对渗透率指数n。

基于所述生产数据、以及所述油相相对渗透率指数，可以通过如下的公式(9)计算与含水饱和度相对应的油相相对渗透率，并基于所述与含水饱和度相对应的油相相对渗透率，生成所述工区的油相相对渗透率曲线。

上式(9)中，

K_ro(S_wi)为束缚水饱和度下的油相相对渗透率，其值可以为1，或者，可以为相渗曲线中束缚水饱和度下的油相相对渗透率值。

基于所述生产数据、以及所述水相相对渗透率指数，可以通过如下的公式(10)计算与含水饱和度相对应的水相相对渗透率，并基于所述与含水饱和度相对应的水相相对渗透率，生成所述工区的水相相对渗透率曲线。

上式(10)中，

K_rw(S_or)为残余油饱和度下的水相相对渗透率，其值可以为

图3为一种油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线的示意图。在图3中，横坐标为含水饱和度的值，纵坐标为油相相对渗透率的值和水相相对渗透率的值。

图1所对应的实施例，可以获取工区的生产数据；基于所述生产数据，生成丙型水驱特征曲线；基于工区的丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系；基于所述生产数据，以及所述累积产液量与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的含水饱和度；基于所述含水饱和度，以及所述油水相渗比与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的油水相渗比；基于所述油水相渗比、以及所述含水饱和度，计算所述工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。与现有技术相比，图1所对应的实施例不需要获取岩心、以及对所述岩心进行驱替实验，而是可以基于工区的生产数据，生成丙型水驱特征曲线，利用所述丙型水驱特征曲线，计算所述工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线，避免了工区中地层的非均质性、以及驱替实验过程中润湿性和流体饱和顺序的影响，从而可以提高计算的油水相对渗透率曲线的准确性。

另外，图1所对应的实施例，可以利用丙型水驱特征曲线，计算工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。由于丙型水驱特征曲线采用了累积产液量和累积产油量的线性关系，因此，图1所对应的实施例可以消除工区短期产液量波动和短期产油量波动的影响，可以解决工区特高含水期含水率预测精度低的问题，从而具有较强的稳定性，进而可以提高计算的油水相对渗透率曲线的准确性。

本申请实施例还提供一种油水相对渗透率曲线计算装置，如图4所示，包括：

第一获取单元401，用于获取工区的生产数据；

第一生成单元402，用于基于所述生产数据，生成丙型水驱特征曲线；

确定单元403，用于基于所述丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系，其中，所述油水相渗比为油相相对渗透率与水相相对渗透率的比值；

第二获取单元404，用于基于所述生产数据，以及所述累积产液量与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的含水饱和度；

第三获取单元405，用于基于所述含水饱和度，以及所述油水相渗比与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的油水相渗比；

计算单元406，用于基于所述油水相渗比、以及所述含水饱和度，计算所述工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。

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。

上述实施例阐明的系统、装置、模块或单元，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单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各单元的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。

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，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均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同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。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。

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、可编程的消费电子设备、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。

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。

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 (7)

1.一种油水相对渗透率曲线计算方法，其特征在于，包括：

获取工区的生产数据；

基于所述生产数据，生成丙型水驱特征曲线；

基于所述丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系，其中，所述油水相渗比为油相相对渗透率与水相相对渗透率的比值；

基于所述生产数据，以及所述累积产液量与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的含水饱和度；

基于所述含水饱和度，以及所述油水相渗比与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的油水相渗比；

基于所述油水相渗比、以及所述含水饱和度，计算所述工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线；

所述基于所述丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系，具体包括：

基于所述丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产油量与累积产液量的函数关系；

基于所述累积产油量与累积产液量的函数关系，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系；

所述累积产油量与累积产液量的函数关系具体为：

L_P为累积产液量，N_P为累积产油量，a₁和b₁分别为系数；

所述累积产液量与含水饱和度的函数关系具体为：

S_w为含水饱和度，N为地质储量，S_wi为束缚水饱和度；

所述油水相渗比与含水饱和度的函数关系具体为：

N为地质储量，S_wi为束缚水饱和度，

C＝a₁，

μ_o为原油粘度，μ_w为地层水粘度，B_o为原油体积系数，B_w为地层水体积系数，K_ro为油相相对渗透率，K_rw为水相相对渗透率。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述生产数据包括累积产油量、累积产液量、地质储量、束缚水饱和度、以及残余油饱和度。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述油水相渗比、以及所述含水饱和度，计算所述工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线，具体包括：

基于所述生产数据、所述含水饱和度、以及所述油水相渗比，计算油相相对渗透率指数和水相相对渗透率指数；

基于所述生产数据、以及所述油相相对渗透率指数，计算所述工区的油相相对渗透率曲线；

基于所述生产数据、以及所述水相相对渗透率指数，计算所述工区的水相相对渗透率曲线。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述基于所述生产数据、所述含水饱和度、以及所述油水相渗比，计算油相相对渗透率指数和水相相对渗透率指数，具体包括：

基于所述生产数据、所述含水饱和度、以及所述油水相渗比，通过如下的公式计算油相相对渗透率指数和水相相对渗透率指数，

y＝α+mx₁-nx₂；

其中，

S_w为含水饱和度，S_wi为束缚水饱和度，S_or为残余油饱和度；

K_ro为油相相对渗透率，K_rw为水相相对渗透率；

m为油相相对渗透率指数；

n为水相相对渗透率指数；

α为系数。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述基于所述生产数据、以及所述油相相对渗透率指数，计算所述工区的油相相对渗透率曲线，具体包括：

基于所述生产数据、以及所述油相相对渗透率指数，通过如下的公式计算与含水饱和度相对应的油相相对渗透率，

其中，

K_ro(S_wi)为束缚水饱和度下的油相相对渗透率；

基于所述与含水饱和度相对应的油相相对渗透率，生成所述工区的油相相对渗透率曲线。

6.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述基于所述生产数据、以及所述水相相对渗透率指数，计算所述工区的水相相对渗透率曲线，具体包括：

基于所述生产数据、以及所述水相相对渗透率指数，通过如下的公式计算与含水饱和度相对应的水相相对渗透率，

其中，

K_rw(S_or)为残余油饱和度下的水相相对渗透率；

基于所述与含水饱和度相对应的水相相对渗透率，生成所述工区的水相相对渗透率曲线。

7.一种油水相对渗透率曲线计算装置，其特征在于，包括：

第一获取单元，用于获取工区的生产数据；

第一生成单元，用于基于所述生产数据，生成丙型水驱特征曲线；

确定单元，用于基于所述丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系，其中，所述油水相渗比为油相相对渗透率与水相相对渗透率的比值；

第二获取单元，用于基于所述生产数据，以及所述累积产液量与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的含水饱和度；

第三获取单元，用于基于所述含水饱和度，以及所述油水相渗比与含水饱和度的函数关系，获取所述工区的油水相渗比；

计算单元，用于基于所述油水相渗比、以及所述含水饱和度，计算所述工区的油相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线；

所述基于所述丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系，具体包括：

基于所述丙型水驱特征曲线，确定所述工区的累积产油量与累积产液量的函数关系；

基于所述累积产油量与累积产液量的函数关系，确定所述工区的累积产液量与含水饱和度的函数关系，以及油水相渗比与含水饱和度的函数关系；

所述累积产油量与累积产液量的函数关系具体为：

L_P为累积产液量，N_P为累积产油量，a₁和b₁分别为系数；

所述累积产液量与含水饱和度的函数关系具体为：

S_w为含水饱和度，N为地质储量，S_wi为束缚水饱和度；

所述油水相渗比与含水饱和度的函数关系具体为：

N为地质储量，S_wi为束缚水饱和度，

C＝a₁，

μ_o为原油粘度，μ_w为地层水粘度，B_o为原油体积系数，B_w为地层水体积系数，K_ro为油相相对渗透率，K_rw为水相相对渗透率。

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