CN112240203B - 油藏的采收率确定方法及装置 - Google Patents

Abstract

本申请公开了一种油藏的采收率的确定方法及装置，涉及油田开发技术领域。上位机可以确定与多种驱油方式一一对应的多个采收率，并将多个采收率中的最大采收率确定为目标采收率。由于在确定每种驱油方式对应的采收率时，考虑了面积波及系数，体积波及系数，储层渗透率与流度比协同参数，垂向非均质性，以及驱替过程等对采收率影响较大的因素，因此本申请提供的采收率的确定方法能够适用于油藏的开发中后期，且适用于二三结合开发模式。

Description

油藏的采收率确定方法及装置

技术领域

本申请涉及油田开发技术领域，特别涉及一种油藏的采收率确定方法及装置。

背景技术

陆相沉积油藏进入高含水开发阶段(即陆相沉积油藏进入开发中后期)后，采用常规的开发方式对陆相沉积油藏进行开发，对增加可采储量的作用有限，难以保证油田的效益。此时，可以采用二三结合开发模式对该陆相沉积油藏进行开发，以提高该陆相沉积油藏的采收率。

其中，二三结合开发模式指的是：在陆相沉积油藏进入高含水开发阶段，将二次开发与三次采油的层系井网整体优化部署，前期进行精细注水开发，提高水驱采收率，选择转换时机转入三次采油，发挥二次开发井网完整性的优势和三次采油提高驱油效率技术优势的协同融合效应，同时实施全生命周期的效益评价与项目管理，实现油田开发水平和总体效益的最优化。

但是目前尚未有针对开发中后期，且适用于二三结合开发模式的采收率的确定方法，如此无法基于采收率指导油藏的进一步开发。

发明内容

本申请提供了一种油藏的采收率的确定方法及装置，可以解决相关技术的缺乏针对开发中后期，且适用于二三结合开发模式的采收率的确定方法的问题。所述技术方案如下：

一方面，提供了一种油藏的采收率确定方法，所述方法包括：

对于多种不同驱油方式中的每种驱油方式，执行采收率确定流程，确定所述驱油方式对应的采收率，得到多个采收率；

将所述多个采收率中的最大采收率，确定为目标采收率；

其中，所述采收率确定流程包括：

基于用于反映所述油藏的面积波及系数的第一影响因子，用于反映所述油藏的体积波及系数的第二影响因子，用于反映所述油藏的储层渗透率与流度比协同参数的第三影响因子，用于反映所述油藏的垂向非均质性的第四影响因子，以及用于反映所述油藏的驱替过程的第五影响因子，确定所述驱油方式对应的采收率。

可选的，所述基于用于反映所述油藏的面积波及系数的第一影响因子，用于反映所述油藏的体积波及系数的第二影响因子，用于反映所述油藏的储层渗透率与流度比协同参数的第二影响因子，用于反映所述油藏的垂向非均质性的第四影响因子，以及用于反映所述油藏的驱替过程的第五影响因子，确定所述驱油方式对应的采收率，包括：

基于所述第一影响因子、所述第二影响因子、所述第三影响因子、所述第四影响因子和所述第五影响因子的乘积，确定所述驱油方式对应的采收率。

可选的，所述方法还包括：

获取所述第一影响因子，所述第一影响因子y₁满足：

其中，B、C和D均为固定系数，M为所述驱油方式下的水油流度比，f_w(S_we)为所述驱油方式下所述油藏的产出端含水饱和度对应的含水率。

可选的，所述方法还包括：

基于用于反映所述油藏的储层渗透率的关系式，确定所述第二影响因子，所述第二影响因子y₂满足：

其中，G和H均为固定系数，W为用于反映所述油藏所在油田的井网密度的关系式，K为所述关系式，M为所述驱油方式下的水油流度比。

可选的，所述方法还包括：

基于用于反映所述油藏的储层渗透率的关系式，确定所述第三影响因子，所述第三影响因子y₃满足：

其中，E为固定系数，K为所述关系式，M为所述驱油方式下的水油流度比。

可选的，所述方法还包括：

确定所述第四影响因子，所述第四影响因子y₄满足：

y₄＝1-V_k ^F；

其中，V_k为所述油藏的渗透率变异系数，F为固定系数

可选的，所述方法还包括：

确定所述第五影响因子，所述第五影响因子y₅满足：

其中，S_we为所述驱油方式下所述油藏的产出端含水饱和度，f_w(S_we)为所述驱油方式下所述油藏的产出端含水饱和度对应的含水率，f′_w(S_we)为产出端含水饱和度对应的含水率的导数，S_wc为所述油藏的束缚水饱和度，S_or为用于反映残余油饱和度与毛管数的关系的函数。

可选的，所述方法还包括：

控制驱油设备采用所述目标采收率指示的驱油方式，对所述油藏进行开发。

另一方面，提供了一种油藏的采收率确定装置，所述装置包括：

第一确定模块，用于对于多种不同驱油方式中的每种驱油方式，执行采收率确定流程，确定所述驱油方式对应的采收率，得到多个采收率；

第二确定模块，用于将所述多个采收率中的最大采收率，确定为目标采收率；

其中，所述采收率确定流程包括：

基于用于反映所述油藏的面积波及系数的第一影响因子，用于反映所述油藏的体积波及系数的第二影响因子，用于反映所述油藏的储层渗透率与流度比协同参数的第三影响因子，用于反映所述油藏的垂向非均质性的第四影响因子，以及用于反映所述油藏的驱替过程的第五影响因子，确定所述驱油方式对应的采收率。

可选的，所述第一确定模块用于：

基于所述第一影响因子、所述第二影响因子、所述第三影响因子、所述第四影响因子和所述第五影响因子的乘积，确定所述驱油方式对应的采收率。

可选的，所述装置还包括：

获取模块，用于获取所述第一影响因子，所述第一影响因子y1满足：

其中，B、C和D均为固定系数，M为所述驱油方式下的水油流度比，f_w(S_we)为所述驱油方式下所述油藏的产出端含水饱和度对应的含水率。

可选的，所述装置还包括：

第三确定模块，用于基于用于反映所述油藏的储层渗透率的关系式，确定所述第二影响因子，所述第二影响因子y₂满足：

其中，G和H均为固定系数，W为用于反映所述油藏所在油田的井网密度的关系式，K为所述关系式，M为所述驱油方式下的水油流度比。

可选的，所述装置还包括：

第四确定模块，用于基于用于反映所述油藏的储层渗透率的关系式，确定所述第三影响因子，所述第三影响因子y₃满足：

其中，E为固定系数，K为所述关系式，M为所述驱油方式下的水油流度比。

可选的，所述装置还包括：

第五确定模块，用于确定所述第四影响因子，所述第四影响因子y₄满足：

y₄＝1-V_k ^F；

其中，V_k为所述油藏的渗透率变异系数，F为固定系数。

可选的，所述装置还包括：

第六确定模块，用于确定所述第五影响因子，所述第五影响因子y₅满足：

其中，S_we为所述驱油方式下所述油藏的产出端含水饱和度，f_w(S_we)为所述驱油方式下所述油藏的产出端含水饱和度对应的含水率，f′_w(S_we)为产出端含水饱和度对应的含水率的导数，S_wc为所述油藏的束缚水饱和度，S_or为用于反映残余油饱和度与毛管数的关系的函数。

可选的，所述装置还包括：

开发模块，用于控制驱油设备采用所述目标采收率指示的驱油方式，对所述油藏进行开发。

又一方面，提供了一油藏的采收率确定装置，所述装置包括：处理器、存储器以及存储在所述存储器上并可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现如上述方面所述的油藏的采收率确定方法。

再一方面，提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有指令，当所述计算机可读存储介质在计算机上运行时，使得计算机执行如上述方面所述的油藏的采收率确定方法。

再一方面，提供了一种包含指令的计算机程序产品，当所述计算机程序产品在所述计算机上运行时，使得所述计算机执行上述方面所述的油藏的采收率确定方法。

本申请提供的技术方案带来的有益效果至少包括：

本申请提供了一种油藏的采收率确定方法及装置，上位机可以确定与多种驱油方式一一对应的多个采收率，并将多个采收率中的最大采收率确定为目标采收率。由于在确定每种驱油方式对应的采收率时，考虑了面积波及系数，体积波及系数，储层渗透率与流度比协同参数，垂向非均质性，以及驱替过程等对采收率影响较大的因素，因此本申请提供的采收率的确定方法能够适用于油藏的开发中后期，且适用于二三结合开发模式。并且，采用本申请实施例提供的方法确定的采收率的准确性较高。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例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是本申请实施例提供的一种油藏的采收率的确定方法的流程图；

图2是本申请实施例提供的另一种油藏的采收率的确定方法的流程图；

图3是本申请实施例提供的一种面积波及系数，与水油流度比以及含水率的关系示意图；

图4是本申请实施例提供的一种渗透率变异系数与采收率的关系示意图；

图5是本申请实施例提供的一种拟合确定固定系数F的示意图；

图6是本申请实施例提供的另一种拟合确定固定系数F的示意图；

图7是本申请实施例提供的一种油藏的采收率的确定装置的结构框图；

图8是本申请实施例提供的另一种油藏的采收率的确定装置的结构框图；

图9是本申请实施例提供的又一种油藏的采收率的确定装置的结构框图。

具体实施方式

为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。

陆相沉积油藏进入高含水开发阶段(即陆相沉积油藏进入开发中后期)后，采用常规的开发方式对陆相沉积油藏进行开发，对增加可采储量的作用有限，难以保证油田的效益。此时，可以采用二三结合开发模式对该陆相沉积油藏进行开发，以提高该陆相沉积油藏的采收率。

其中，二三结合开发模式指的是：在陆相沉积油藏进入高含水开发阶段，将二次开发与三次采油的层系井网整体优化部署，前期进行精细注水开发，提高水驱采收率，选择转换时机转入三次采油，发挥二次开发井网完整性的优势和三次采油提高驱油效率技术优势的协同融合效应，同时实施全生命周期的效益评价与项目管理，实现油田开发水平和总体效益的最优化。

相关技术中，可以采用针对水驱采油的静态法采收率确定模型或动态法采收率确定模型，确定采收率。其中，静态法采收率确定模型适用于确定油藏的未开发或开发初期，缺少动态数据，且开发未形成规律的阶段的采收率。动态法采收率确定模型可以采用童氏图版法、水驱曲线法、产量递减法或增长曲线法确定油藏的采收率。该童氏图版法可以通过描述油藏的含水率与采出程度的关系以确定油藏的采收率，通常适用于判断油藏的开发中后期的采收率。水驱曲线法和产量递减法适用于油藏的综合含水率大于50％的阶段，且需要较多准确定的动态数据。增长曲线法适用于产量随开发时间先不断增加，达到一定值后递减的油藏。

由此可知，目前的确定采收率的方法均适用于水驱采油，该方法无法表征陆相沉积油藏的属性，开发方式(即上述二三结合开发模式)以及工艺流程。因此，缺乏针对陆相沉积油藏的开发中后期，且适于三次采油的采收率的确定方法。

本申请实施例提供了一种油藏的采收率的确定方法，该方法可以应用于上位机，且可以用于确定采用二三结合开发模式开采陆相沉积油藏的三次采油的场景中。参见图1，该方法可以包括：

步骤101、对于多种不同驱油方式中的每种驱油方式，执行采收率确定流程，确定驱油方式对应的采收率，得到多个采收率。

其中，该采收率确定流程可以包括：基于用于反映油藏的面积波及系数的第一影响因子，用于反映油藏的体积波及系数的第二影响因子，用于反映油藏的储层渗透率与流度比协同参数的第二影响因子，用于反映油藏的垂向非均质性的第四影响因子，以及用于反映油藏的驱替过程的第五影响因子，确定该驱油方式对应的采收率。

步骤102、将多个采收率中的最大采收率，确定为目标采收率。

上位机在确定与多种驱油方式一一对应的多个采收率之后，可以比较该多个采收率的大小，以确定该多个采收率中的最大采收率。之后，上位机可以将该多个采收率中的最大采收率，确定为目标采收率。

之后，上位机可以控制驱油设备采用该目标采收率指示的驱油方式，对该油藏进行开采。

综上所述，本申请实施例提供了一种油藏的采收率的确定方法，上位机可以确定与多种驱油方式一一对应的多个采收率，并将多个采收率中的最大采收率确定为目标采收率。由于在确定每种驱油方式对应的采收率时，考虑了面积波及系数，体积波及系数，储层渗透率与流度比协同参数，垂向非均质性，以及驱替过程等对采收率影响较大的因素，因此本申请实施例提供的采收率的确定方法能够适用于油藏的开发中后期，且适用于二三结合开发模式。并且，采用本申请实施例提供的方法确定的采收率的准确性较高。

图2是本申请实施例提供的另一种油藏的采收率的确定方法的流程图，该方法可以应用于上位机。在油藏开采过程中，对油藏的采收率的影响因子有多种，本申请实施例通过获取不同驱油方式对应的多种影响因子，来确定不同驱油方式对应的采收率。下述实施例以该多种影响因子包括五种影响因子为例进行说明。参见图2，该方法可以包括：

步骤201、对于多种不同驱油方式中的每种驱油方式，获取该驱油方式对应的第一影响因子。

在本申请实施例中，在采用二三结合开发模式对油藏进行开采的过程中，从二次开发转入三次采油后，在三次采油的过程中可以采用不同的驱油方式对该油藏进行开采。

该不同的驱油方式包括至少两种驱油方式。例如，该不同的驱油方式包括采用水驱油(也可以称为水驱)、聚合物驱油(也可以称为聚合物驱)和三元复合驱油(也可以称为三元复合驱)等方式。本申请实施例以该三种驱油方式为例，对本申请实施例提供的油藏的采收率的确定方法进行示例性说明。

其中，该三元复合驱可以是指ASP三元复合驱，ASP三元复合驱可以是指：采用碱(alkali，A)，表面活性剂(surface-active-agent，S)，以及聚合物(polymer，P)进行驱动的驱油方式。

对于上述三种驱油方式中的每种驱油方式，上位机可以获取该驱油方式对应的油藏的水油流度比和含水率。之后，上位机可以基于该水油流度比和含水率，确定该驱油方式对应的用于反映油藏的面积波及系数的第一影响因子。

其中，该第一影响因子y₁满足：

该水油流度比M可以满足：

公式(1)和(2)中，B、C和D均为固定系数，且该B、C和D可以由上位机通过对数据进行拟合得到。该数据可以包括：历史油藏的面积波及系数，以及该面积波及系数对应的水油流度比和含水率，该历史油藏可以为已经完成开采的油藏。M为水油流度比，且不同驱油方式对应的M可以不同。f_w(S_we)为油藏的产出端含水饱和度对应的含水率，且不同驱油方式对应的f_w(S_we)可以不同。μ_o为油相粘度，单位为毫帕·秒(mPa·s)。μ_w为水相粘度，单位为mPa·s。K_ro(S_wc)为束缚水状态下的油相相对渗透率，单位为毫达西(mD)。为水驱前缘位置处平均含水饱和度对应的油相相对渗透率，/>为水驱前缘位置处平均含水饱和度对应的水相相对渗透率。

示例的，假设历史油藏的注采井网为五点注采井网，历史油藏的驱油方式为水驱。该驱油方式对应的水油流度比M为6，且在历史油藏的含水率f_w(S_we)为零时，该历史油藏的面积波及系数为0.35。基于此，上位机可以确定B为0.4583。之后，上位机可以基于历史油藏的其他含水率，以及该其他含水率对应的面积波及系数，确定出C为0.1711，D为0.7872。

在确定出上述固定系数B、C和D之后，上位机可以获取本申请的油藏(即需要确定采收率的油藏)的水油流度比和含水率，并基于该油藏的水油流度比和含水率，确定该油藏的采收率。上位机确定的不同水油流度比，以及不同含水率下的面积波及系数的可以如图3所示。其中，该油藏的注采井网为五点注采井网，驱油方式为水驱。

从图3可以看出，当水油流度比M为1，含水率f_w(S_we)为0时，该油藏的面积波及系数为70％。当水油流度比M为1.1，含水率f_w(S_we)为0.5时，该油藏的面积波及系数为80％。

步骤202、基于用于反映油藏的储层渗透率的关系式，确定该驱油方式对应的第二影响因子。

上位机可以获取用于反映该油藏的储层渗透率的关系式，并获取用于反映该油藏的井网密度的关系式。之后，上位机可以基于该用于反映该油藏的储层渗透率的关系式，以及用于反映该油藏的井网密度的关系式，确定用于反映该油藏的体积波及系数的第二影响因子。

其中，该第二影响因子y₂满足：

公式(2)中，G和H均为固定系数，且可以由上位机通过对数据进行拟合得到。该数据可以包括：历史油藏的体积波及系数，以及该体积波及系数对应的储层渗透率和井网密度。W为用于反映该油藏所在油田的井网密度的关系式。例如，该G可以为1.095，H可以为0.148。

可选的，该渗透率可以是指油藏的储层的相对渗透率。并且，储层中的流体的组成成分不同，用于反映该相对渗透率的关系式也不同。

例如，若储层中的流体包括：原油和天然气，即该流体为油气两相混合流体，则油相的相对渗透率(也可以称为油相先对渗透率)可以满足下述公式(4)，气相的相对渗透率(也可以称为气相先对渗透率)可以满足下述公式(5)。

公式(4)中，K_rog为油气两相相对渗透率曲线对应的油相相对渗透率。K_rogmax为油气两相相对渗透率曲线中，油相相对渗透率曲线的最大值(也可以称为特征值。S_o为该储层的含油饱和度，S_org为油气两相相对渗透率曲线对应的残余油饱和度，S_gc为油气两相相对渗透率曲线对应的滞留气饱和度，n_og为油气两相相对渗透率曲线对应的油相相对渗透率函数关系式的幂指数。

公式(5)中，K_rg为油气两相相对渗透率曲线对应的气相相对渗透率，K_rgmax为油气两相相对渗透率曲线中，气相相对渗透率曲线的最大值。S_g为含气饱和度，n_g为油气两相相对渗透率曲线对应的气相相对渗透率函数关系式的幂指数。

若储层中的流体包括：原油和水，即该流体为油水两相混合流体，则油相相对渗透率可以满足下述公式(6)，水相的相对渗透率(也可以称为水相先对渗透率)可以满足下述公式(7)。

公式(6)中，K_row为油水两相相对渗透率曲线对应的油相相对渗透率。K_rowmax为油水两相相对渗透率曲线中，油相相对渗透率曲线的最大值，S_orw为油水两相相对渗透率曲线对应的残余油饱和度。S_wc为油水两相相对渗透率曲线对应的束缚水饱和度，且不同驱油方式下的S_wc不同。n_ow为油水两相相对渗透率曲线对应的油相相对渗透率函数关系式的幂指数。

公式(7)中，K_rw为油水两相相对渗透率曲线对应的水相相对渗透率，K_rwmax为油水两相相对渗透率曲线中水相相对渗透率曲线的最大值。S_w为含水饱和度，且不同驱油方式下的S_w不同。n_w为油水两相相对渗透率曲线对应的水相相对渗透率函数关系式的幂指数。

若储层中的流体包括：原油、天然气和水，即该流体为油气水三相混合流体，气相相对渗透率可以满足上述公式(5)，水相相对渗透率可以满足上述公式(7)。而对于油相相对渗透率，上位机可以采用stone模型确定。上位机确定的该种情况下的油相相对渗透率可以满足下述公式(8)。

公式(8)中，K_ro为油相的相对渗透率，满足下述公式(9)，β_w满足下述公式(10)，β_g满足下述公式(11)。

其中，S_or＝S_or(N_C)，是用于反映残余油饱和度与毛管数的关系的函数。该毛管数(也可以称为毛管准数或临界驱替比)是隶属流体力学的黏性力与表面张力的比，也即是该函数可以用于反映残余油饱和度，与驱替液粘度以及界面张力之间的关系。该满足下述公式(12)，该/>满足下述公式(13)，并且/> 和/>还满足下述公式(14)。

步骤203、基于用于反映油藏的储层渗透率的关系式，确定该驱油方式对应的第三影响因子。

上位机在获取用于反映油藏的储层渗透率的表达式之后，还可以基于该用于反映油藏的储层渗透率的表达式，确定用于反映油藏的储层渗透率与流度比协同参数的第三影响因子。该第三影响因子y₃满足：

公式(15)中，E为固定系数。例如，E为可以为0.214。

步骤204、确定该驱油方式对应的第四影响因子。

油藏的垂向非均质性即为油藏的储层的垂向非均质性，该储层的垂向非均质性可以是指：储层岩性、物性、含油性以及砂体连通程度在垂向(也可以称为纵向或重力方向)上的变换特性。

由于储层渗透率的变化(即储层渗透率非均质性)对储层的垂向非均质性影响较大，而该储层渗透率非均质性通常采用渗透率变异系数表征。因此，在本申请实施例中，上位机可以先获取该渗透率变异参数，之后可以基于该渗透率变异参数，确定用于反映油藏的垂向非均质性的第四影响因子。

其中，该储层渗透率属于储层物性参数。上位机确定的第四影响因子y4满足：

y₄＝1-V_k ^F 公式(16)

公式(15)中，V_k为渗透率变异系数，且不同驱油方式下的V_k不同。F为固定系数，且可以由上位机通过对数据进行拟合得到。

可选的，上位机可以采用历史油藏的多个不同的渗透率变异系数，以及与该多个渗透率变异系数一一对应的采收率，确定F的取值。该历史油藏可以为已经开采的油藏。

示例的，假设上位机获取的多个不同的渗透率变异系数，以及与该多个渗透率变异系数一一对应的采收率如图4所示。从图4中可以看出，当V_k为0.5时，该采收率为0.46。当V_k为0.7时，该采收率为0.42。

基于此，若上位机采用上述公式(16)，对数据(即上述多个不同的渗透率变异系数，以及与该多个渗透率变异系数一一对应的采收率)进行拟合，可以确定F为3。

可选的，为了提高拟合得到的F的精度，上位机可以对上述公式(16)进行取对数运算，继而基于该取对数运算后的公式，拟合得到该固定系数F。该取对数运算后的公式为：

log(1-y₄)＝F×logV_k 公式(17)

基于该公式(17)，进行对数据进行拟合，可以得到图4所示的数据拟合图，且图4中拟合直线的表达式为y＝-0.1603x-0.9904。在该种方式下，y即为log(1-y₄)，x即为logV_k。由此可知，该种方式下上位机确定的F为-0.1603，拟合后得到的第四影响因子可以满足：

可选的，为了进一步提高拟合得到的F的精度，上位机可以对上述公式(17)进行取反运算，继而基于该取反运算后的公式，拟合得到该固定系数F。该取反运算后的公式为：

-log(1-y₄)＝-F×log V_k 公式(19)

基于该公式(19)，进行对数据进行拟合，可以得到图5所示的数据拟合图，且图5中拟合曲线的表达式为y＝-0.1014×logx+0.6291。在该种方式下，y即为-log(1-y₄)，x即为-log V_k。由此可知，在该种方式上位机确定的F为-0.1014，拟合后得到的第四影响因子可以满足：

y₄＝1-0.5331(-log V_k)^-0.1014 公式(20)

步骤205、确定该驱油方式对应的第五影响因子。

在本申请实施例中，上位机可以获取油藏的开发过程中，多个不同的驱替参数组，以及与该多个驱替参数组一一对应的多个采收率。之后，上位机可以对该多个不同的驱替参数组，以及多个采收率进行拟合，从而可以获取用于反映油藏的驱替过程的第五影响因子。其中，该驱替参数组可以包括：油藏的产出端含水饱和度，油藏的束缚水饱和度，产出端含水饱和度对应的含水率的导数，以及用于反映残余油饱和度与毛管数的关系的函数等参数。

或者，工作人员可以输入该第五影响因子，相应的，上位机可以获取该第五影响因子。

该上位机获取的第五影响因子y₅满足下：

公式(21)中，S_we为油藏的产出端含水饱和度，f′_w(S_we)为产出端含水饱和度对应的含水率的导数。

步骤206、基于该第一影响因子至第五影响因子，确定该驱油方式对应的采收率。

上位机在获取该驱油方式对应的第一影响因子、第二影响因子、第三影响因子、第四影响因子以及第五影响因子之后，可以基于该第一影响因子至第五影响因子，确定该驱油方式对应的采收率。

在本申请实施例中，上位机可以基于该第一影响因子至第五影响因子的乘积，确定该驱油方式对应的采收率。例如，上位机可以直接将该第一影响因子至第五影响因子的乘积确定为该驱油方式对应的采收率。或者，上位机可以将该第一影响因子至第五影响因子之积，与归一化参数的乘积，确定为该驱油方式对应的采收率。其中，该归一化参数可以是上位机中预先存储的。

例如，该采收率E_R可以满足：

E_R＝A×y₁×y₂×y₃×y₄×y₅ 公式(22)

公式(22)中，A为归一化参数。

步骤207、将多个采收率中的最大采收率，确定为目标采收率。

上位机在确定多种驱油方式中每种驱油方式对应的采收率之后，可以比较多个采收率的大小，从而得到多个采收率中的最大采收率。之后，上位机可以将该最大采收率，确定为目标采收率。

例如，上位机确定水驱油、聚合物驱油和三元复合驱油三种驱油方式分别对应的采收率为采收率1、采收率2和采收率3，通过比较采收率的大小，确定采收率3为最大采收率，因此上位机可以将其该采收率3确定为目标采收率。

步骤208、控制驱油设备采用目标采收率指示的驱油方式，对油藏进行开发。

上位机在确定目标采收率之后，可以控制驱油设备采用该目标采收率指示的驱油方式，对油藏进行开发。由此，能够有效确保该油藏所在油田的效益。

示例的，上位机可以向驱油设备发送控制指令，该控制指令包括目标采收率指示的驱油方式；驱油设备在接收到控制指令后，采用该控制指令之后携带的驱油方式对油藏进行开发。

仍然以步骤207中的例子为例，上位机在确定目标采收率为采收率3之后，将该采收率3对应的驱油方式：三元复合驱油确定为最终的驱油方式，并控制驱油设备采用三元复合驱油的方式进行油藏开发。

根据上述描述可以，本申请实施例提供的油藏的采收率的确定方法，在确定每种驱油方式对应的采收率的过程中，均考虑了面积波及系数，体积波及系数，储层渗透率与流度比协同参数，垂向非均质性，以及驱替过程等对采收率影响较大的因素，并基于这些因素建立采收率确定模型。因此，该采收率确定模型可以适用于二三结合开发模式，基于该采收率确定模型，确定的采收率对量化“二三结合”提高采收率作用界限、评价和预测“二三结合”开发效果具有重要实践意义。

可选的，本申请实施例提供的油藏的采收率确定方法的步骤的先后顺序可以进行适当调整，步骤也可以根据情况进行相应增减。例如，步骤201至步骤205可以同步执行，或者步骤201至步骤205也可以视情况删除，即上位机已经预先存储有每种驱油方式对应的第一影响因子至第五影响因子。任何熟悉本技术领域的技术人员在本申请揭露的技术范围内，可轻易想到变化的方法，都应涵盖在本申请的保护范围之内，因此不再赘述。

前述实施例是油藏的采收率的确定方法应用于二三结合开发模式下的三次采油的场景中为例进行说明的，实际实现时，该油藏的采收率的确定方法还可以应用于其他场景，例如一次采油的场景或二次采油的场景，本申请实施例对此不做限定。

综上所述，本申请实施例提供了一种油藏的采收率确定方法，上位机可以确定与多种驱油方式一一对应的多个采收率，并将多个采收率中的最大采收率确定为目标采收率。由于在确定每种驱油方式对应的采收率时，考虑了面积波及系数，体积波及系数，储层渗透率与流度比协同参数，垂向非均质性，以及驱替过程等对采收率影响较大的因素，因此本申请提供的采收率的确定方法能够适用于油藏的开发中后期，且适用于二三结合开发模式。并且，采用本申请实施例提供的方法确定的采收率的准确性较高。并且，采用本申请实施例提供的方法确定的采收率的准确性较高。

本申请实施例提供了一种油藏的采收率的确定装置，该装置可以设置在上位机中。参见图7，该装置300可以包括：

第一确定模块301，用于对于多种不同驱油方式中的每种驱油方式，执行采收率确定流程，确定驱油方式对应的采收率，得到多个采收率；

第二确定模块302，用于将多个采收率中的最大采收率，确定为目标采收率；

其中，采收率确定流程包括：

基于用于反映油藏的面积波及系数的第一影响因子，用于反映油藏的体积波及系数的第二影响因子，用于反映油藏的储层渗透率与流度比协同参数的第三影响因子，用于反映油藏的垂向非均质性的第四影响因子，以及用于反映油藏的驱替过程的第五影响因子，确定驱油方式对应的采收率。

可选的，该第一确定模块301可以用于：

基于第一影响因子、第二影响因子、第三影响因子、第四影响因子和第五影响因子的乘积，确定驱油方式对应的采收率。

可选的，参见图8，该装置300还可以包括：

获取模块303，用于获取第一影响因子，第一影响因子y₁满足：

其中，B、C和D均为固定系数，M为驱油方式下的水油流度比，f_w(S_we)为驱油方式下油藏的产出端含水饱和度对应的含水率。

可选的，如图8所示，该装置300还可以包括：

第三确定模块304，用于基于用于反映油藏的储层渗透率的关系式，确定第二影响因子，第二影响因子y₂满足：

其中，G和H均为固定系数，W为用于反映油藏所在油田的井网密度的关系式，K为关系式，M为驱油方式下的水油流度比。

可选的，从图8可以看出，该装置300还可以包括还包括：

第四确定模块305，用于基于用于反映油藏的储层渗透率的关系式，确定第三影响因子，第三影响因子y₃满足：

其中，E为固定系数，K为关系式，M为驱油方式下的水油流度比。

可选的，参见图8，该装置300还可以包括：

第五确定模块306，用于确定第四影响因子，第四影响因子y₄满足：

y₄＝1-V_k ^F；

其中，V_k为油藏的渗透率变异系数，F为固定系数。

可选的，从图8可以看出，该装置300还可以包括：

第六确定模块307，用于确定第五影响因子，第五影响因子y₅满足：

其中，S_we为驱油方式下油藏的产出端含水饱和度，f_w(S_we)为驱油方式下油藏的产出端含水饱和度对应的含水率，f′_w(S_we)为产出端含水饱和度对应的含水率的导数，S_wc为所述油藏的束缚水饱和度，S_or为用于反映残余油饱和度与毛管数的关系的函数。

可选的，参见图8，该装置300还可以包括：

开发模块308，用于控制驱油设备采用目标采收率指示的驱油方式，对油藏进行开发。

综上所述，本申请实施例提供了一种油藏的采收率的确定装置，该装置可以确定与多种驱油方式一一对应的多个采收率，并将多个采收率中的最大采收率确定为目标采收率。由于在确定每种驱油方式对应的采收率时，考虑了面积波及系数，体积波及系数，储层渗透率与流度比协同参数，垂向非均质性，以及驱替过程等对采收率影响较大的因素，因此本申请提供的采收率的确定方法能够适用于油藏的开发中后期，且适用于二三结合开发模式。并且，采用本申请实施例提供的方法确定的采收率的准确性较高。

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，上述描述的装置和各模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。

图9是本申请实施例提供的又一种油藏的采收率的确定装置的结构框图，参见图6，该装置400可以包括：处理器401、存储器402以及存储在该存储器402上并可在该处理器401上运行的计算机程序，该处理器401执行该计算机程序时可以实现如上述方法实施例提供的油藏的采收率的确定方法，例如图1或图2所示的方法。

本申请实施例还提供了一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质中存储有指令，当该计算机可读存储介质在计算机上运行时，使得计算机执行如上述方法实施例提供的油藏的采收率的确定方法，例如图1或图2所示的方法。

本申请实施例还提供了一种包含指令的计算机程序产品，当该计算机程序产品在计算机上运行时，使得计算机执行上述方法实施例提供的油藏的采收率的确定方法，例如图1或图2所示的方法。

本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成，也可以通过程序来指令相关的硬件完成，的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。

以上所述仅为本申请的示例性实施例，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种油藏的采收率确定方法，其特征在于，所述方法包括：

对于多种不同驱油方式中的每种驱油方式，执行采收率确定流程，确定所述驱油方式对应的采收率，得到多个采收率；

将所述多个采收率中的最大采收率，确定为目标采收率；

其中，所述采收率确定流程包括：

基于用于反映所述油藏的面积波及系数的第一影响因子，用于反映所述油藏的体积波及系数的第二影响因子，用于反映所述油藏的储层渗透率与流度比协同参数的第三影响因子，用于反映所述油藏的垂向非均质性的第四影响因子，以及用于反映所述油藏的驱替过程的第五影响因子，确定所述驱油方式对应的采收率。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于用于反映所述油藏的面积波及系数的第一影响因子，用于反映所述油藏的体积波及系数的第二影响因子，用于反映所述油藏的储层渗透率与流度比协同参数的第二影响因子，用于反映所述油藏的垂向非均质性的第四影响因子，以及用于反映所述油藏的驱替过程的第五影响因子，确定所述驱油方式对应的采收率，包括：

基于所述第一影响因子、所述第二影响因子、所述第三影响因子、所述第四影响因子和所述第五影响因子的乘积，确定所述驱油方式对应的采收率。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

获取所述第一影响因子，所述第一影响因子y₁满足：

其中，B、C和D均为固定系数，M为所述驱油方式下的水油流度比，f_w(S_we)为所述驱油方式下所述油藏的产出端含水饱和度对应的含水率。

4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

基于用于反映所述油藏的储层渗透率的关系式，确定所述第二影响因子，所述第二影响因子y₂满足：

其中，G和H均为固定系数，W为用于反映所述油藏所在油田的井网密度的关系式，K为所述关系式，M为所述驱油方式下的水油流度比。

5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

基于用于反映所述油藏的储层渗透率的关系式，确定所述第三影响因子，所述第三影响因子y₃满足：

其中，E为固定系数，K为所述关系式，M为所述驱油方式下的水油流度比。

6.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

确定所述第四影响因子，所述第四影响因子y₄满足：

y₄＝1-V_k ^F；

其中，V_k为所述油藏的渗透率变异系数，F为固定系数。

7.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

确定所述第五影响因子，所述第五影响因子y₅满足：

其中，S_we为所述驱油方式下所述油藏的产出端含水饱和度，f_w(S_we)为所述驱油方式下所述油藏的产出端含水饱和度对应的含水率，f'_w(S_we)为产出端含水饱和度对应的含水率的导数，S_wc为所述油藏的束缚水饱和度，S_or为用于反映残余油饱和度与毛管数的关系的函数。

8.根据权利要求1至7任一所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

控制驱油设备采用所述目标采收率指示的驱油方式，对所述油藏进行开发。

9.一种油藏的采收率确定装置，其特征在于，所述装置包括：

第一确定模块，用于对于多种不同驱油方式中的每种驱油方式，执行采收率确定流程，确定所述驱油方式对应的采收率，得到多个采收率；

第二确定模块，用于将所述多个采收率中的最大采收率，确定为目标采收率；

其中，所述采收率确定流程包括：

基于用于反映所述油藏的面积波及系数的第一影响因子，用于反映所述油藏的体积波及系数的第二影响因子，用于反映所述油藏的储层渗透率与流度比协同参数的第三影响因子，用于反映所述油藏的垂向非均质性的第四影响因子，以及用于反映所述油藏的驱替过程的第五影响因子，确定所述驱油方式对应的采收率。

10.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述第一确定模块用于：

基于所述第一影响因子、所述第二影响因子、所述第三影响因子、所述第四影响因子和所述第五影响因子的乘积，确定所述驱油方式对应的采收率。