CN110309597B - 基于构型界面的阻流带模型确定方法、装置及存储介质 - Google Patents
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Abstract
本发明实施例公开了一种基于构型界面的阻流带模型确定方法、装置及存储介质，该方法包括依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型；识别所述相模型中的阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子；对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果计算得到的历史模拟效果值满足预设条件，则将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型。该方案提高了模型精度，拟合程度较高。
Description
技术领域
本申请实施例涉及油藏开发技术领域，尤其涉及一种基于构型界面的阻流带模型确定方法、装置及存储介质。
背景技术
本部分旨在为权利要求书中陈述的本申请的实施方式提供背景或上下文。此处的描述不因为包括在本部分中就承认是现有技术。
近两年，随着储层构型技术的应用，地质研究程度不断精细，储层内部单砂体演化特征、展布范围及叠置关系逐渐清晰，对储层描述的要求已经从“定性”提升至“定量”，要求以构型解剖结果为基础建立相适应的精细地质模型。
同时，地质方面认为，储层一般是由多个单砂体叠置组合而成的，不同单砂体叠置处物性较差，非均质性较强，存在能够阻碍流体流动的构型界面，即为阻流带。阻流带界面的存在使得流体在单砂体内部中流动能力较强，同时在单砂体之间渗流能力较差，两者之间渗流能力一般具有几何级差异。但是这种构型界面一般尺度较小、分布连续性较差，主要采取加密网格的方法对其进行表征，这就势必会造成地质模型网格数量的急剧增长，从而极大降低了油藏数值模拟的工作效率，为模型的精细表征带来了很大的困难。
因此，受限于模型网格精度、计算机内存大小和数值模拟算法运算效率等因素，传统的油藏模型难以精确表征储层内部小尺度的阻流带界面，导致油藏数值模拟中普遍存在历史拟合吻合程度较低的问题。亟需探索新方法新技术识别不同砂体间构型界面，并表征界面两侧流体渗流特征。
发明内容
本发明实施例提供了一种基于构型界面的阻流带模型确定方法、装置、设备及存储介质，解决了现有技术中模型精度差、拟合程度较低的问题。
第一方面，本发明实施例提供了一种基于构型界面的阻流带模型确定方法，该方法包括：
依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型；
识别所述相模型中的阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子；
对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果计算得到的历史模拟效果值满足预设条件，则将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型。
第二方面，本发明实施例还提供了一种基于构型界面的阻流带模型确定装置，该装置包括：
相模型确定模块，用于依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型；
网格识别模块，用于识别所述相模型中的阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子；
阻流带模型确定模块，对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果计算得到的历史模拟效果值满足预设条件，则将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型。
第三方面，本发明实施例还提供了一种设备，该设备包括：
一个或多个处理器；
存储装置，用于存储一个或多个程序，
当所述一个或多个程序被所述一个或多个处理器执行，使得所述一个或多个处理器实现本发明实施例所述的基于构型界面的阻流带模型确定方法。
第四方面，本发明实施例还提供了一种包含计算机可执行指令的存储介质，所述计算机可执行指令在由计算机处理器执行时用于执行本发明实施例所述的基于构型界面的阻流带模型确定方法。
本发明实施例中，依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型，识别所述相模型中的阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子，对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果计算得到的历史模拟效果值满足预设条件，则将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型，解决了现有技术中模型精度差、拟合程度较低的问题，基于单砂体地质模型，以阻流带地质意义和发育位置为指导，综合地质模型属性体和计算机网络拓扑技术，实现单砂体间阻流带网格的快速识别，在此基础上通过优选油藏关键字，解决了模型网格精度在表征小尺度构型界面时的局限性问题，打破了地质模型和油藏数模之间的壁垒，大幅提高了油藏描述和数值模拟的精度，真正实现了建模数模一体化。
附图说明
图1为本发明实施例提供的一种基于构型界面的阻流带模型确定方法的流程图；
图1a为本发明实施例提供的一种阻流带模型拟合效果示意图；
图2为本发明实施例提供的另一种基于构型界面的阻流带模型确定方法的流程图；
图2a为本发明实施例提供的一种不同传导率倍乘因子值对应的模型拟合结果示意图；
图3为本发明实施例提供的另一种基于构型界面的阻流带模型确定方法的流程图；
图3a为本发明实施例提供的一种储层示意图；
图3b为图3a示例的储层对应的单砂体叠置关系示意图；
图3c为本发明实施例提供的一种根据单砂体网格确定阻流带网格的示意图；
图4为本发明实施例提供的另一种基于构型界面的阻流带模型确定方法的流程图；
图4a为本发明实施例提供的一种在三维空间i方向上识别得到的阻流带网格模型示意图；
图4b为本发明实施例提供的一种由单砂体展布的相模型识别得到的阻流带界面模型示意图；
图5为本发明实施例提供的一种基于构型界面的阻流带模型确定装置的结构框图；
图6为本发明实施例提供的一种设备的结构示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明实施例作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释本发明实施例，而非对本发明实施例的限定。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与本发明实施例相关的部分而非全部结构。
图1为本发明实施例提供的一种基于构型界面的阻流带模型确定方法的流程图，本实施例可适用于油藏开发时的模型建立，该方法可以由设备如计算机来执行，具体包括如下步骤：
步骤S101、依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型。
其中，储层构型指不同级次储层构成单元的形态、规模、方向及其叠置关系。储层构型研究的本质是储层建筑结构的研究，而储层的建筑结构又主要包括不同级次储层界面及由这些界面所分割的不同地质时期形成的地质体。可以通过沉积、成岩以及储层隔夹层等的分析，实现储层构型的定性和定量表征。对油气勘探阶段有利储集体的预测和开发阶段剩余油预测挖潜都具有十分重要的意义。
通过对储层构型的构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型。其中的，单砂体指地质类型单一的砂体，单砂体展布的相模型反映了单砂体的展布特征结构。
步骤S102、识别所述相模型中的阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子。
生产实践表明，储层内部存在一定的非均质性，储层内部不同单砂体叠置处存在影响流体流动的阻流带，其规模相对较小，受限于地质模型精度问题，难以对其进行准确表征。本步骤中，根据单砂体展布的相模型构建阻流带界面网格，具体的，通过对阻流带地质意义和发育位置的分析，可以利用单砂体外边界近似表征单砂体阻流带界面，以相模型中的单砂体为基础属性体，追踪识别出单砂体外边界包络面，进而表征储层单砂体阻流带界面。
由于阻流带网格具有一定的规模，导致其占用一部分有效体积，因此在油藏数模中优选了传导率倍乘因子关键参数，通过网格界面传导率的设置形成了单砂体间的包络面，从而将小尺度的阻流带地质界面对流体渗流的影响表征到油藏数值模拟中去。初始过程中，该阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子为0。示例性的，根据生产井井组的生产动态和井间干扰情况确定与之相匹配的传导率倍乘因子值，若认为两个生产井之间处于两个单砂体间，且一口井的措施调整对另一口生产并无任何影响，那么可以将初始传导率倍乘因子设置为0，对其进行数值模拟。
步骤S103、对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果计算得到的历史模拟效果值满足预设条件，则将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型。
其中，若历史拟合效果较好，则认为各单砂体间渗流能力较差，阻流带模型可靠程度较高，揭示该方法能够快速实现不同单砂体间流体渗流能力的有效控制。其中，该预设条件可以是压力拟合误差小于设定幅度，如20bar。如图1a所示，图1a为本发明实施例提供的一种阻流带模型拟合效果示意图，横坐标为事件，纵坐标为压力值(单位bar)，阻流带表征模型一次拟合效果和实测压力数据接近，误差小于传统油藏技术拟合结果。
由上述方案可知，依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型，识别所述相模型中的阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子，对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果计算得到的历史模拟效果值满足预设条件，则将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型，解决了现有技术中模型精度差、拟合程度较低的问题，基于单砂体地质模型，以阻流带地质意义和发育位置为指导，综合地质模型属性体和计算机网络拓扑技术，实现单砂体间阻流带网格的快速识别，在此基础上通过优选油藏关键字，解决了模型网格精度在表征小尺度构型界面时的局限性问题，打破了地质模型和油藏数模之间的壁垒，大幅提高了油藏描述和数值模拟的精度，真正实现了建模数模一体化。
图2为本发明实施例提供的另一种基于构型界面的阻流带模型确定方法的流程图，可选的，如果得到的历史模拟效果值不满足预设条件，则对所述传导率倍乘因子进行修正后对所述阻流带界面网格进行模拟计算。如图2所示，技术方案具体如下：
步骤S201、依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型。
步骤S202、识别所述相模型中的阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子。
步骤S203、对所述阻流带界面网格进行模拟计算，判断计算得到的历史模拟效果值是否满足预设条件，如果是，则执行步骤S204，否则执行步骤S205。
步骤S204、将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型。
步骤S205、对所述传导率倍乘因子进行修正后对所述阻流带界面网格进行模拟计算。
一般情况下，传导率倍乘因子值只是一个初始值，不同单砂体之间渗流能力各不相同。若历史拟合效果不好，则根据生产井之间的历史拟合结合反复调整传导率倍乘因子值，很好的拟合生产动态。
如图2a所示，图2a为本发明实施例提供的一种不同传导率倍乘因子值对应的模型拟合结果示意图，示例性的，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子为0.01，对所述阻流带界面网格进行模拟计算，得到的模拟压力值大于实测压力值，则修正所述传导率倍乘因子为0.001，并进行重新拟合，由图可知传导倍率因子为0.001时，拟合效果曲线和实测压力数据更为接近，拟合效果更好。具体的，根据生产动态反馈信息，设置部分单砂体间阻流带网格传导率倍乘因子为0.01，应用于油藏数值模拟，在不修改油藏参数的前提下，模型压力略大于实测压力值，揭示单砂体间能量供给过于充足，连通性认识过于乐观。因此重新调整传导率倍乘因子为0.001，进行油藏数模，结果显示模型压力与实测压力数据吻合程度较高。
由上述方案可知，通过选取不同的传导率倍乘因子，提高了模型精度，拟合程度较高。
图3为本发明实施例提供的另一种基于构型界面的阻流带模型确定方法的流程图，可选的，所述识别所述相模型中的阻流带界面网格包括：提取所述相模型中单砂体的三维形态以及叠置关系，依据预设地质规则进行网格遍历得到阻流带界面网格。如图3所示，技术方案具体如下：
步骤S301、依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型。
步骤S302、提取所述相模型中单砂体的三维形态以及叠置关系，依据预设地质规则进行网格遍历得到阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子。
如图3a所示，图3a为本发明实施例提供的一种储层示意图。其中，储层是由多个单砂体相互叠置组成的，在沉积相内部可以进一步提取出不同单砂体的三维空间展布和相互叠置关系，图3a中示例的储层有6个单砂体组成，其叠置关系可对应图3b所示，图3b为图3a示例的储层对应的单砂体叠置关系示意图，由图中可确定出6个单砂体，其中不同单砂体之间叠置的部分如虚线所示。
其中，该预设地质规则包括：如果遍历到单砂体网格和泥岩网格相邻，则设置泥岩网格为阻流带网格；如果遍历到单砂体网格和另一单砂体网格相邻，则设置其中的一个单砂体网格为阻流带网格，如图3c所示，图3c为本发明实施例提供的一种根据单砂体网格确定阻流带网格的示意图，其中，单砂体1和单砂体2为两个不同的单砂体，二者的相邻网格被确定为阻流带网格，单砂体1于单砂体2和泥岩的相邻网格被确定为阻流带网格，其余为非阻流带网格。
步骤S303、对所述阻流带界面网格进行模拟计算，判断计算得到的历史模拟效果值是否满足预设条件，如果是，则执行步骤S304，否则执行步骤S305。
步骤S304、将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型。
步骤S305、对所述传导率倍乘因子进行修正后对所述阻流带界面网格进行模拟计算。
由上述方案可知，基于单砂体地质模型，以阻流带地质意义和发育位置为指导，综合地质模型属性体和计算机网络拓扑技术，实现单砂体间阻流带网格的快速识别，在此基础上通过优选油藏关键字，解决了模型网格精度在表征小尺度构型界面时的局限性问题，打破了地质模型和油藏数模之间的壁垒，大幅提高了油藏描述和数值模拟的精度，真正实现了建模数模一体化。
图4为本发明实施例提供的另一种基于构型界面的阻流带模型确定方法的流程图，可选的，所述依据预设地质规则进行网格遍历得到阻流带界面网格包括：依据预设地质规则从空间三维方向分别进行网格遍历得到阻流带界面网格。如图4所示，技术方案具体如下：
步骤S401、依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型。
步骤S402、提取所述相模型中单砂体的三维形态以及叠置关系，依据预设地质规则从空间三维方向分别进行网格遍历得到阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子。
在一个实施例中，分别从三维空间的i、j、k三个方向的识别阻流带网格，并组合成最终的阻流带模型，如图4a所示，图4a为本发明实施例提供的一种在三维空间i方向上识别得到的阻流带网格模型示意图，同理，在j、k方向上进行同样的遍历识别，最终将i、j和k三个方向得到的阻流带网格合并得到如图4b所示的三维空间的阻流带界面，图4b为本发明实施例提供的一种由单砂体展布的相模型识别得到的阻流带界面模型示意图。
示例性的，使用的计算机网络图谱算法可以是如下：
i方向：ZLD_X＝if(body[i,j,k]<>body[i+1,j,k],if(body[i+1,j,k]<>U,1,0),0)；
j方向：ZLD_Y＝if(body[i,j,k]<>body[i,j+1,k],if(body[i,j+1,k]<>U,1,0),0)；
k方向：ZLD_Z＝if(body[i,j,k]<>body[i,j,k+1],if(body[i,j,k+1]<>U,1,0),0)
其中，针对三维空间中的三个方中，以i方向为例，如果body[i,j,k]和body[i+1,j,k]不同(即相邻网格属于不同的地质)，且body[i+1,j,k]不为空，则将body[i+1,j,k]确定为阻流带网格。
步骤S403、对所述阻流带界面网格进行模拟计算，判断计算得到的历史模拟效果值是否满足预设条件，如果是，则执行步骤S404，否则执行步骤S405。
步骤S404、将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型。
步骤S405、对所述传导率倍乘因子进行修正后对所述阻流带界面网格进行模拟计算。
由上述可知，基于单砂体地质模型，以阻流带地质意义和发育位置为指导，综合地质模型属性体和计算机网络拓扑技术，实现单砂体间阻流带网格的快速识别，在此基础上通过优选油藏关键字，解决了模型网格精度在表征小尺度构型界面时的局限性问题，打破了地质模型和油藏数模之间的壁垒，大幅提高了油藏描述和数值模拟的精度，真正实现了建模数模一体化。
图5为本发明实施例提供的一种基于构型界面的阻流带模型确定装置的结构框图，该装置用于执行上述实施例提供的基于构型界面的阻流带模型确定方法，具备执行方法相应的功能模块和有益效果。如图5所示，该装置具体包括：相模型确定模块101、网格识别模块102和阻流带模型确定模块103，其中，
相模型确定模块101，用于依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型；
网格识别模块102，用于识别所述相模型中的阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子；
阻流带模型确定模块103，对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果计算得到的历史模拟效果值满足预设条件，则将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型。
由上述方案可知，依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型，识别所述相模型中的阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子，对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果计算得到的历史模拟效果值满足预设条件，则将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型，解决了现有技术中模型精度差、拟合程度较低的问题，基于单砂体地质模型，以阻流带地质意义和发育位置为指导，综合地质模型属性体和计算机网络拓扑技术，实现单砂体间阻流带网格的快速识别，在此基础上通过优选油藏关键字，解决了模型网格精度在表征小尺度构型界面时的局限性问题，打破了地质模型和油藏数模之间的壁垒，大幅提高了油藏描述和数值模拟的精度，真正实现了建模数模一体化。
在一个可能的实施例中，所述阻流带模型确定模块103具体用于：如果得到的历史模拟效果值不满足预设条件，则对所述传导率倍乘因子进行修正后对所述阻流带界面网格进行模拟计算。
在一个可能的实施例中，所述网格识别模块102具体用于：
提取所述相模型中单砂体的三维形态以及叠置关系，依据预设地质规则进行网格遍历得到阻流带界面网格。
在一个可能的实施例中，所述网格识别模块102具体用于：
依据预设地质规则从空间三维方向分别进行网格遍历得到阻流带界面网格。
在一个可能的实施例中，所述预设地质规则包括：
如果遍历到单砂体网格和泥岩网格相邻，则设置泥岩网格为阻流带网格；
如果遍历到单砂体网格和另一单砂体网格相邻，则设置其中的一个单砂体网格为阻流带网格。
在一个可能的实施例中，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子包括：
设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子为0。
在一个可能的实施例中，所述所述阻流带模型确定模块103具体用于：
设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子为0.01，对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果得到的模拟压力值大于实测压力值，则修正所述传导率倍乘因子为0.001。
图6为本发明实施例提供的一种设备的结构示意图，如图6所示，该设备包括处理器201、存储器202、输入装置203和输出装置204；设备中处理器201的数量可以是一个或多个，图6中以一个处理器201为例；设备中的处理器201、存储器202、输入装置203和输出装置204可以通过总线或其他方式连接，图6中以通过总线连接为例。
存储器202作为一种计算机可读存储介质，可用于存储软件程序、计算机可执行程序以及模块，如本发明实施例中的基于构型界面的阻流带模型确定方法对应的程序指令/模块。处理器201通过运行存储在存储器202中的软件程序、指令以及模块，从而执行设备的各种功能应用以及数据处理，即实现上述的基于构型界面的阻流带模型确定方法。
存储器202可主要包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储操作系统、至少一个功能所需的应用程序；存储数据区可存储根据终端的使用所创建的数据等。此外，存储器202可以包括高速随机存取存储器，还可以包括非易失性存储器，例如至少一个磁盘存储器件、闪存器件、或其他非易失性固态存储器件。在一些实例中，存储器202可进一步包括相对于处理器201远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至设备。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。
输入装置203可用于接收输入的数字或字符信息，以及产生与设备的用户设置以及功能控制有关的键信号输入。输出装置204可包括显示屏等显示设备。
本发明实施例还提供一种包含计算机可执行指令的存储介质，所述计算机可执行指令在由计算机处理器执行时用于执行一种基于构型界面的阻流带模型确定方法，该方法包括：
依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型；
识别所述相模型中的阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子；
对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果计算得到的历史模拟效果值满足预设条件，则将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型。
在一个可能的实施例中，如果得到的历史模拟效果值不满足预设条件，则对所述传导率倍乘因子进行修正后对所述阻流带界面网格进行模拟计算。
在一个可能的实施例中，所述识别所述相模型中的阻流带界面网格包括：
提取所述相模型中单砂体的三维形态以及叠置关系，依据预设地质规则进行网格遍历得到阻流带界面网格。
在一个可能的实施例中，所述依据预设地质规则进行网格遍历得到阻流带界面网格包括：
依据预设地质规则从空间三维方向分别进行网格遍历得到阻流带界面网格。
在一个可能的实施例中，所述预设地质规则包括：
如果遍历到单砂体网格和泥岩网格相邻，则设置泥岩网格为阻流带网格；
如果遍历到单砂体网格和另一单砂体网格相邻，则设置其中的一个单砂体网格为阻流带网格。
在一个可能的实施例中，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子包括：
设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子为0。
在一个可能的实施例中，所述设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子，对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果得到的历史模拟效果值不满足预设条件，则对所述传导率倍乘因子进行修正包括：
设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子为0.01，对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果得到的模拟压力值大于实测压力值，则修正所述传导率倍乘因子为0.001。
当然,本发明实施例所提供的一种包含计算机可执行指令的存储介质,其计算机可执行指令不限于如上所述的方法操作,还可以执行本发明实施例任意实施例所提供的基于构型界面的阻流带模型确定方法中的相关操作.
通过以上关于实施方式的描述，所属领域的技术人员可以清楚地了解到，本发明实施例可借助软件及必需的通用硬件来实现，当然也可以通过硬件实现，但很多情况下前者是更佳的实施方式。基于这样的理解，本发明实施例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计算机可读存储介质中，如计算机的软盘、只读存储器(Read-Only Memory,ROM)、随机存取存储器(Random Access Memory,RAM)、闪存(FLASH)、硬盘或光盘等，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)执行本发明实施例各个实施例所述的方法。
值得注意的是，上述基于构型界面的阻流带模型确定装置的实施例中，所包括的各个单元和模块只是按照功能逻辑进行划分的，但并不局限于上述的划分，只要能够实现相应的功能即可；另外，各功能单元的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本发明实施例的保护范围。
注意，上述仅为本发明实施例的较佳实施例及所运用技术原理。本领域技术人员会理解，本发明实施例不限于这里所述的特定实施例，对本领域技术人员来说能够进行各种明显的变化、重新调整和替代而不会脱离本发明实施例的保护范围。因此，虽然通过以上实施例对本发明实施例进行了较为详细的说明，但是本发明实施例不仅仅限于以上实施例，在不脱离本发明实施例构思的情况下，还可以包括更多其他等效实施例，而本发明实施例的范围由所附的权利要求范围决定。
Claims (8)
1.基于构型界面的阻流带模型确定方法，其特征在于，包括：
依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型；
识别所述相模型中的阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子；
对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果计算得到的历史模拟效果值满足预设条件，则将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型；
其中，根据生产井井组的生产动态和井间干扰情况确定与之相匹配的传导率倍乘因子值；
其中，所述预设条件是指压力拟合误差小于设定幅度；
所述识别所述相模型中的阻流带界面网格包括：
提取所述相模型中单砂体的三维形态以及叠置关系，依据预设地质规则进行网格遍历得到阻流带界面网格；
所述依据预设地质规则进行网格遍历得到阻流带界面网格包括：
依据预设地质规则从空间三维方向分别进行网格遍历得到阻流带界面网格；
其中，所述从空间三维方向分别进行网格遍历得到阻流带界面网格，具体为：
i方向：ZLD_X＝if(body[i,j,k]<>body[i+1,j,k],if(body[i+1,j,k]<>U,1,0),0)；
j方向：ZLD_Y＝if(body[i,j,k]<>body[i,j+1,k],if(body[i,j+1,k]<>U,1,0),0)；
k方向：ZLD_Z＝if(body[i,j,k]<>body[i,j,k+1],if(body[i,j,k+1]<>U,1,0),0)；
其中，ZLD_X为i方向的阻流带网格；ZLD_Y为j方向的阻流带网格；ZLD_Z为k方向的阻流带网格；body为单砂体模型。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，如果得到的历史模拟效果值不满足预设条件，则对所述传导率倍乘因子进行修正后对所述阻流带界面网格进行模拟计算。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述预设地质规则包括：
如果遍历到单砂体网格和泥岩网格相邻，则设置泥岩网格为阻流带网格；
如果遍历到单砂体网格和另一单砂体网格相邻，则设置其中的一个单砂体网格为阻流带网格。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子包括：
设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子为0。
5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子，对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果得到的历史模拟效果值不满足预设条件，则对所述传导率倍乘因子进行修正包括：
设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子为0.01，对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果得到的模拟压力值大于实测压力值，则修正所述传导率倍乘因子为0.001。
6.基于构型界面的阻流带模型确定装置，其特征在于，包括：
相模型确定模块，用于依据构型解剖结果建立储层内部单砂体展布的相模型；
网格识别模块，用于识别所述相模型中的阻流带界面网格，设置阻流带界面相邻网格的传导率倍乘因子；
阻流带模型确定模块，对所述阻流带界面网格进行模拟计算，如果计算得到的历史模拟效果值满足预设条件，则将所述阻流带界面网格确定为阻流带模型；
其中，根据生产井井组的生产动态和井间干扰情况确定与之相匹配的传导率倍乘因子值；
其中，所述预设条件是指压力拟合误差小于设定幅度；
所述网格识别模块具体用于：
提取所述相模型中单砂体的三维形态以及叠置关系，依据预设地质规则进行网格遍历得到阻流带界面网格；
依据预设地质规则从空间三维方向分别进行网格遍历得到阻流带界面网格；
其中，所述从空间三维方向分别进行网格遍历得到阻流带界面网格，具体为：
i方向：ZLD_X＝if(body[i,j,k]<>body[i+1,j,k],if(body[i+1,j,k]<>U,1,0),0)；
j方向：ZLD_Y＝if(body[i,j,k]<>body[i,j+1,k],if(body[i,j+1,k]<>U,1,0),0)；
k方向：ZLD_Z＝if(body[i,j,k]<>body[i,j,k+1],if(body[i,j,k+1]<>U,1,0),0)；
其中，ZLD_X为i方向的阻流带网格；ZLD_Y为j方向的阻流带网格；ZLD_Z为k方向的阻流带网格；body为单砂体模型。
7.一种计算机设备，所述设备包括：一个或多个处理器；存储装置，用于存储一个或多个程序，当所述一个或多个程序被所述一个或多个处理器执行，使得所述一个或多个处理器实现如权利要求1-5中任一项所述的基于构型界面的阻流带模型确定方法。
8.一种包含计算机可执行指令的存储介质，所述计算机可执行指令在由计算机处理器执行时用于执行如权利要求1-5中任一项所述的基于构型界面的阻流带模型确定方法。
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