CN113266322A

CN113266322A - 水驱油藏递减率预测方法及装置

Info

Publication number: CN113266322A
Application number: CN202010096203.0A
Authority: CN
Inventors: 张安刚; 赵伦; 王进财; 许安著
Original assignee: Petrochina Co Ltd
Current assignee: Petrochina Co Ltd
Priority date: 2020-02-17
Filing date: 2020-02-17
Publication date: 2021-08-17

Abstract

本申请实施例提供一种水驱油藏递减率预测方法及装置，方法包括：获取针对目标油藏的多组油藏地质特征及开发动态数据；应用预先建立的水驱油藏递减率函数，确定各组所述油藏地质特征及开发动态数据各自对应的水驱油藏递减率的预测结果数据，其中，所述水驱油藏递减率函数用于表示水驱油藏递减率、采液速度及含水上升率之间的函数关系；输出各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据，以根据各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据确定所述目标油藏的水驱开发方式。本申请能够有效预测水驱油藏在不同开发制度下的递减变化规律，且能够有效提高预测结果的准确性，进而能够有效提高油藏开发的可靠性。

Description

水驱油藏递减率预测方法及装置

技术领域

本申请涉及石油开采技术领域，具体涉及水驱油藏递减率预测方法及装置。

背景技术

水驱油藏递减率是油藏开发指标预测及生产规划中的一项重要指标。目前常用的产量递减评价方法是对历史生存数据进行回归拟合，将回归得到的递减率用于预测未来的开发指标。但是在油藏实际开发实践中，递减率是不断变化的。目前关于递减规律的研究均是基于Arps递减率方程，而且递减率与时间相关。

目前，由于油藏的递减受制于多种因素的影响，包括生产制度的变化、含水上升、生产时率等，因此需要对水驱油藏递减率进行预测，以设置针对油藏的最适合的水驱开发方式，然而，现有的对水驱油藏递减率进行预测得方式通常为人为经验预测方式，无法保证水驱油藏递减率预测的准确性。

发明内容

针对现有技术中的问题，本申请提供一种水驱油藏递减率预测方法及装置，能够有效预测水驱油藏在不同开发制度下的递减变化规律，且能够有效提高预测结果的准确性，进而能够有效提高油藏开发的可靠性。

为解决上述技术问题，本申请提供以下技术方案：

第一方面，本申请提供一种水驱油藏递减率预测方法，包括：

获取针对目标油藏的多组油藏地质特征及开发动态数据；

应用预先建立的水驱油藏递减率函数，确定各组所述油藏地质特征及开发动态数据各自对应的水驱油藏递减率的预测结果数据，其中，所述水驱油藏递减率函数用于表示水驱油藏递减率、采液速度及含水上升率之间的函数关系；

输出各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据，以根据各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据确定所述目标油藏的水驱开发方式。

进一步地，在所述应用预先建立的水驱油藏递减率函数，确定各组所述油藏地质特征及开发动态数据各自对应的水驱油藏递减率的预测结果数据之前，还包括：

根据预设的相对渗透率曲线方程以及分流量方程生成水驱油藏递减率函数。

进一步地，所述根据预设的相对渗透率曲线方程以及分流量方程生成水驱油藏递减率函数，包括：

基于预设的相对渗透率曲线方程以及油田递减阶段的递减率方程，确定所述水驱油藏递减率、采液速度、含水上升率以及标定采收率之间的函数关系；

根据预设的分流量方程，以及，所述水驱油藏递减率、采液速度、含水上升率以及标定采收率之间的函数关系，生成所述水驱油藏递减率函数。

进一步地，所述油藏地质特征及开发动态数据包括：水驱油藏递减率、采液速度、可采储量采出程度、水油流度比、水相指数、油相指数和标定采收率；

相对应的，所述水驱油藏递减率函数用于表示所述水驱油藏递减率、采液速度、可采储量采出程度、水油流度比、水相指数、油相指数和标定采收率之间的函数关系。

进一步地，所述水驱油藏递减率函数如下述公式所示：

其中，D为水驱油藏递减率；v_L为采液速度；η为水油流度比；R为标定采收率；R_f为可采储量采出程度；m为水相指数；n为油相指数。

进一步地，所述相对渗透率曲线方程包括：

油相相对渗透率与束缚水饱和度、归一化的含水饱和度以及油相指数之间的函数关系；

水相相对渗透率与残余油饱和度、归一化的含水饱和度以及水相指数之间的函数关系；

以及，归一化的含水饱和度与平均含水饱和度、束缚水饱和度以及残余油饱和度之间的函数关系。

第二方面，本申请提供一种水驱油藏递减率预测装置，包括：

数据获取模块，用于获取针对目标油藏的多组油藏地质特征及开发动态数据；

预测模块，用于应用预先建立的水驱油藏递减率函数，确定各组所述油藏地质特征及开发动态数据各自对应的水驱油藏递减率的预测结果数据，其中，所述水驱油藏递减率函数用于表示水驱油藏递减率、采液速度及含水上升率之间的函数关系；

数据输出模块，用于输出各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据，以根据各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据确定所述目标油藏的水驱开发方式。

进一步地，还包括：

模型建立模块，用于根据预设的相对渗透率曲线方程以及分流量方程生成水驱油藏递减率函数。

进一步地，所述模型建立模块包括：

相对渗透率曲线方程应用单元，用于基于预设的相对渗透率曲线方程以及油田递减阶段的递减率方程，确定所述水驱油藏递减率、采液速度、含水上升率以及标定采收率之间的函数关系；

分流量方程应用单元，用于根据预设的分流量方程，以及，所述水驱油藏递减率、采液速度、含水上升率以及标定采收率之间的函数关系，生成所述水驱油藏递减率函数。

进一步地，所述水驱油藏递减率函数如下述公式所示：

进一步地，所述相对渗透率曲线方程包括：

第三方面，本申请提供一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现所述的水驱油藏递减率预测方法的步骤。

第四方面，本申请提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现所述的水驱油藏递减率预测方法的步骤。

由上述技术方案可知，本申请提供的一种水驱油藏递减率预测方法及装置，方法包括：获取针对目标油藏的多组油藏地质特征及开发动态数据；应用预先建立的水驱油藏递减率函数，确定各组所述油藏地质特征及开发动态数据各自对应的水驱油藏递减率的预测结果数据，其中，所述水驱油藏递减率函数用于表示水驱油藏递减率、采液速度及含水上升率之间的函数关系；输出各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据，以根据各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据确定所述目标油藏的水驱开发方式，能够有效预测水驱油藏在不同开发制度下的递减变化规律，且能够有效提高预测过程的可靠性和效率，并能够有效提高预测结果的准确性，进而能够根据预测结果为水驱油藏开发指标预测提供技术支撑，进而能够高效且准确地设置针对油藏的最适合的水驱开发方式，以有效提高油藏开发的可靠性。

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是本申请实施例中的水驱油藏递减率预测方法的流程示意图。

图2是本申请实施例中的包含有步骤010的水驱油藏递减率预测方法的流程示意图。

图3是本申请实施例中的水驱油藏递减率预测方法中步骤010的具体流程示意图。

图4是本申请应用实例中的油水相对渗透率曲线的示意图。

图5是本申请应用实例中的五点法井网井组模型的示意图。

图6是本申请应用实例中的新模型计算的递减率与数值模拟结果对比的示意图。

图7是本申请应用实例中的不同采液速度条件下的递减率变化曲线的示意图。

图8是本申请应用实例中的不同水油粘度比条件下的递减率变化曲线的示意图。

图9是本申请应用实例中的水相指数条件下的递减率变化曲线的示意图。

图10是本申请应用实例中的油相指数条件下的递减率变化曲线的示意图。

图11是本申请实施例中的水驱油藏递减率预测装置的结构示意图。

图12是本申请实施例中的包含有模型建立模块的水驱油藏递减率预测装置的结构示意图。

图13是本申请实施例中的电子设备的结构示意图。

具体实施方式

为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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、完整的描述，显然，所描述的实施例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，都属于本申请保护的范围。

目前关于递减规律的研究均是基于Arps递减率方程，而且递减率与时间相关。实际上，油藏的递减受制于多种因素的影响，包括生产制度的变化、含水上升、生产时率等。因此，本申请基于相对渗透率曲线和分流量方程，建立了水驱油藏递减率与采液速度、含水上升率之间的函数关系式，以预测不同开发制度下的递减变化规律，具体涉及一种水驱油藏递减率预测方法、水驱油藏递减率预测装置、电子设备和计算机可读存储介质，通过获取针对目标油藏的多组油藏地质特征及开发动态数据；应用预先建立的水驱油藏递减率函数，确定各组所述油藏地质特征及开发动态数据各自对应的水驱油藏递减率的预测结果数据，其中，所述水驱油藏递减率函数用于表示水驱油藏递减率、采液速度及含水上升率之间的函数关系；输出各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据，以根据各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据确定所述目标油藏的水驱开发方式，能够有效预测水驱油藏在不同开发制度下的递减变化规律，且能够有效提高预测过程的可靠性和效率，并能够有效提高预测结果的准确性，进而能够根据预测结果为水驱油藏开发指标预测提供技术支撑，进而能够高效且准确地设置针对油藏的最适合的水驱开发方式，以有效提高油藏开发的可靠性，是依据相对渗透率曲线和分流量方程建立的计算水驱油藏递减率的新方法。

为了能够有效预测水驱油藏在不同开发制度下的递减变化规律，且能够有效提高预测结果的准确性，进而能够有效提高油藏开发的可靠性，本申请提供一种水驱油藏递减率预测方法的实施例，参见图1，所述水驱油藏递减率预测方法具体包含有如下内容：

步骤100：获取针对目标油藏的多组油藏地质特征及开发动态数据。

在步骤100中，所述油藏地质特征及开发动态数据包括：水驱油藏递减率、采液速度、可采储量采出程度、水油流度比、水相指数、油相指数和标定采收率。

步骤200：应用预先建立的水驱油藏递减率函数，确定各组所述油藏地质特征及开发动态数据各自对应的水驱油藏递减率的预测结果数据，其中，所述水驱油藏递减率函数用于表示水驱油藏递减率、采液速度及含水上升率之间的函数关系。

在步骤200中，所述水驱油藏递减率函数具体用于表示所述水驱油藏递减率、采液速度、可采储量采出程度、水油流度比、水相指数、油相指数和标定采收率之间的函数关系。

具体来说，所述水驱油藏递减率函数如下述公式所示：

步骤300：输出各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据，以根据各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据确定所述目标油藏的水驱开发方式。

为了进一步提高水驱油藏递减率预测结果的准确性，在本申请的水驱油藏递减率预测方法的一个实施例中，参见图2，所述水驱油藏递减率预测方法中的步骤100之前还具体包含有如下内容：

步骤010：根据预设的相对渗透率曲线方程以及分流量方程生成水驱油藏递减率函数。

在一种步骤010的具体实现方式中，参见图3，所述步骤010具体包含有如下内容：

步骤011：基于预设的相对渗透率曲线方程以及油田递减阶段的递减率方程，确定所述水驱油藏递减率、采液速度、含水上升率以及标定采收率之间的函数关系。

步骤012：根据预设的分流量方程，以及，所述水驱油藏递减率、采液速度、含水上升率以及标定采收率之间的函数关系，生成所述水驱油藏递减率函数。

其中，所述相对渗透率曲线方程包括如下内容：

为了进一步阐述上述实施例，在本申请的水驱油藏递减率预测方法的一种具体应用实例中，所述驱油藏递减率预测方法具体包含有如下内容：步骤一：收集油藏地质特征参数及开发动态数据；

步骤二：根据相对渗透率曲线和分流量方程，建立水驱油藏递减率与采液速度、含水上升率之间的函数关系式；

步骤三：根据所建立的水驱油藏递减率计算公式，分析不同影响因素对油藏递减率的影响规律，为油藏开发技术政策制定提供参考。

具体展开实例如下：

(一)递减率模型的建立

利用实验数据，Willhite计算出标准相对渗透率曲线的表达式为：

K_ro＝K_ro(S_wi)(1-S_wD)ⁿ (1)

在公式(1)至(3)中，K_ro为油相相对渗透率；K_ro(S_wi)为束缚水饱和度下的油相相对渗透率；S_wi为束缚水饱和度；S_wD为归一化的含水饱和度；n为油相指数；K_rw为水相相对渗透率；K_rw(S_or)为残余油饱和度下的水相相对渗透率；S_or为残余油饱和度；S_w为平均含水饱和度。

油田递减阶段的递减率定义为：

在公式(4)中，D为递减率，a^-1；Q_o为年产油量，m³；t为时间，a。

而年产油量Q_o又可以表示为：

Q_o＝Q_L(1-f_w) (5)

在公式(5)中，Q_L为年产液量，m³；f_w为含水率，分数。

将公式(5)代入公式(4)中可得：

又因为

在公式(6)和(7)中，R_f为可采储量采出程度；f_w'为含水上升率，即1％可采储量采出程度下的含水率增加值。

而单位时间内可采储量采出程度的变化量dR_f/dt可进一步表示为：

在公式(8)中，N_p为累产油量，m³；N_r为原油可采储量，m³；N为原油地质储量，m³；R为原油标定采收率，无量纲。

将公式(8)与公式(7)代入公式(6)，可得递减率：

当油藏以定液量方式生产时，产液量变化率dQ_L/dt＝0，因此油藏递减率可表示为：

在公式(10)中，v_L为采液速度，无量纲。

由公式(10)可以看出，定液量生产条件下，递减率的变化规律与含水上升率的变化规律是一致的，而且为正比例关系。

利用分流量公式可计算出含水率：

在公式(11)中，μ_w为水相粘度，mPa·s；μ_o为油相粘度，mPa·s；

令水油流度比

同时将油相、水相渗透率的表达式(1)-(2)代入分流量方程(11)，可得：

根据S_wD的定义公式(3)，归一化含水饱和度其实就是可采储量采出程度R_f，并将其代入公式(12)中可得：

因此，含水上升率可以表示为：

将公式(14)代入公式(10)，定液量条件下的递减率可进一步表示为：

由公式(15)可以看出，定液量条件下递减率与可采储量采出程度、采液速度、水油流度比、水相指数、油相指数、标定采收率等参数相关。

(二)模型有效性验证

某油藏为多层状背斜型砂岩油藏，油藏埋深1550-1950m，以粗砂岩和中砂岩为主，为缓坡快速堆积型扇三角洲沉积，平均油层厚度约11m，平均孔隙度为25.8％，平均渗透率为1320md，为高孔特高渗储层。地层原油粘度0.45mPa·s，目前综合含水42.5％，可采储量采出程度86.3％。油层的相对渗透率曲线如图4所示，束缚水饱和度0.17，残余油饱和度0.15。

以该油藏地质油藏参数为基础，建立非均质性五点法井网概念模型。模型采用22×22×8网格系统，x与y方向网格步长50m×50m，z方向上网格步长小于2m，渗透率模型如图5所示，包括Inj点、P1点至P4点。利用该模型模拟定液量生产开发，根据产油量的变化计算油藏递减率变化，最后将数值模拟计算的结果与新模型的计算结果进行对比，以验证新模型的有效性(图6)。从图6可以看出，新模型计算的油藏递减率与数值模拟方法计算的结果基本一致，说明新模型具有较强的可靠性；而且随着含水率的不断增加，油藏递减率呈先上升后下降的变化趋势，含水率为60％时油藏递减率达到最大值45％。

(三)递减率变化规律

不同采液速度下的递减率变化曲线如图7所示。从图7中可以看出，在相同含水率条件下，采液速度越大，油藏递减越快；无论采液速度大小，最大油藏递减率对应的含水率相同。因此，为了防止油藏递减过快，应该控制采液速度。

不同水油流度比下的递减率变化曲线如图8所示。从图8可以看出，在中低含水期，当含水率相同时，随着油水粘度比的增加，油藏递减率也逐渐增大；在中高含水期，随着油水粘度比的增加，油藏递减率反而逐渐降低。而且油水粘度比越大，油藏递减率最大值对应的含水率越小，即油藏越快进入高递减阶段。

不同水相指数和油相指数下的递减率变化曲线如图9和图10所示。从图9和图10可以看出，随着水相指数或者油相指数的不断增加，相同含水率条件下的油藏递减率也不断增加。因此，油水相对渗透率的曲线越陡，油藏的递减也就越大。

综上所述，本申请应用实例提供的水驱油藏递减率预测方法，基于相对渗透率曲线和分流量方程，建立了水驱油藏递减率与采液速度、含水上升率之间的函数关系式，预测水驱油藏在不同开发制度下的递减变化规律，能够利用解析方法定量的预测油藏递减率的变化趋势，为水驱油藏开发指标预测提供技术支撑。

从软件层面来说，为了能够有效预测水驱油藏在不同开发制度下的递减变化规律，且能够有效提高预测结果的准确性，进而能够有效提高油藏开发的可靠性，本申请提供一种用于实现所述水驱油藏递减率预测方法的全部或部分内容的水驱油藏递减率预测装置的实施例，参见图11，所述水驱油藏递减率预测装置具体包含有如下内容：

数据获取模块10，用于获取针对目标油藏的多组油藏地质特征及开发动态数据。

所述油藏地质特征及开发动态数据包括：水驱油藏递减率、采液速度、可采储量采出程度、水油流度比、水相指数、油相指数和标定采收率。

预测模块20，用于应用预先建立的水驱油藏递减率函数，确定各组所述油藏地质特征及开发动态数据各自对应的水驱油藏递减率的预测结果数据，其中，所述水驱油藏递减率函数用于表示水驱油藏递减率、采液速度及含水上升率之间的函数关系。

所述水驱油藏递减率函数具体用于表示所述水驱油藏递减率、采液速度、可采储量采出程度、水油流度比、水相指数、油相指数和标定采收率之间的函数关系。

具体来说，所述水驱油藏递减率函数如下述公式所示：

数据输出模块30，用于输出各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据，以根据各组所述水驱油藏递减率的预测结果数据确定所述目标油藏的水驱开发方式。

从上述描述可知，本申请实施例提供的水驱油藏递减率预测装置，能够有效预测水驱油藏在不同开发制度下的递减变化规律，且能够有效提高预测过程的可靠性和效率，并能够有效提高预测结果的准确性，进而能够根据预测结果为水驱油藏开发指标预测提供技术支撑，进而能够高效且准确地设置针对油藏的最适合的水驱开发方式，以有效提高油藏开发的可靠性。

为了进一步提高水驱油藏递减率预测结果的准确性，在本申请的水驱油藏递减率预测装置的一个实施例中，参见图12，所述水驱油藏递减率预测装置中还具体包含有如下内容：

模型建立模块01，用于根据预设的相对渗透率曲线方程以及分流量方程生成水驱油藏递减率函数。

在一种模型建立模块01的具体实现方式中，所述模型建立模块01具体包含有如下内容：

其中，所述相对渗透率曲线方程包括如下内容：

从硬件层面来说，为了能够有效预测水驱油藏在不同开发制度下的递减变化规律，且能够有效提高预测结果的准确性，进而能够有效提高油藏开发的可靠性，本申请提供一种用于实现所述水驱油藏递减率预测方法中的全部或部分内容的电子设备的实施例，所述电子设备具体包含有如下内容：

处理器(processor)、存储器(memory)、通信接口(Communications Interface)和总线；其中，所述处理器、存储器、通信接口通过所述总线完成相互间的通信；所述通信接口用于实现电子设备与用户终端以及相关数据库等相关设备之间的信息传输；该电子设备可以是台式计算机、平板电脑及移动终端等，本实施例不限于此。在本实施例中，该电子设备可以参照实施例中的水驱油藏递减率预测方法的实施例，以及，水驱油藏递减率预测装置的实施例进行实施，其内容被合并于此，重复之处不再赘述。

图13为本申请实施例的电子设备9600的系统构成的示意框图。如图13所示，该电子设备9600可以包括中央处理器9100和存储器9140；存储器9140耦合到中央处理器9100。值得注意的是，该图13是示例性的；还可以使用其他类型的结构，来补充或代替该结构，以实现电信功能或其他功能。

在一实施例中，水驱油藏递减率预测功能可以被集成到中央处理器中。其中，中央处理器可以被配置为进行如下控制：

具体来说，所述水驱油藏递减率函数如下述公式所示：

从上述描述可知，本申请实施例提供的电子设备，能够有效预测水驱油藏在不同开发制度下的递减变化规律，且能够有效提高预测过程的可靠性和效率，并能够有效提高预测结果的准确性，进而能够根据预测结果为水驱油藏开发指标预测提供技术支撑，进而能够高效且准确地设置针对油藏的最适合的水驱开发方式，以有效提高油藏开发的可靠性。

在另一个实施方式中，水驱油藏递减率预测装置可以与中央处理器9100分开配置，例如可以将水驱油藏递减率预测装置配置为与中央处理器9100连接的芯片，通过中央处理器的控制来实现水驱油藏递减率预测功能。

如图13所示，该电子设备9600还可以包括：通信模块9110、输入单元9120、音频处理器9130、显示器9160、电源9170。值得注意的是，电子设备9600也并不是必须要包括图13中所示的所有部件；此外，电子设备9600还可以包括图13中没有示出的部件，可以参考现有技术。

如图13所示，中央处理器9100有时也称为控制器或操作控件，可以包括微处理器或其他处理器装置和/或逻辑装置，该中央处理器9100接收输入并控制电子设备9600的各个部件的操作。

其中，存储器9140，例如可以是缓存器、闪存、硬驱、可移动介质、易失性存储器、非易失性存储器或其它合适装置中的一种或更多种。可储存上述与失败有关的信息，此外还可存储执行有关信息的程序。并且中央处理器9100可执行该存储器9140存储的该程序，以实现信息存储或处理等。

输入单元9120向中央处理器9100提供输入。该输入单元9120例如为按键或触摸输入装置。电源9170用于向电子设备9600提供电力。显示器9160用于进行图像和文字等显示对象的显示。该显示器例如可为LCD显示器，但并不限于此。

该存储器9140可以是固态存储器，例如，只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、SIM卡等。还可以是这样的存储器，其即使在断电时也保存信息，可被选择性地擦除且设有更多数据，该存储器的示例有时被称为EPROM等。存储器9140还可以是某种其它类型的装置。存储器9140包括缓冲存储器9141(有时被称为缓冲器)。存储器9140可以包括应用/功能存储部9142，该应用/功能存储部9142用于存储应用程序和功能程序或用于通过中央处理器9100执行电子设备9600的操作的流程。

存储器9140还可以包括数据存储部9143，该数据存储部9143用于存储数据，例如联系人、数字数据、图片、声音和/或任何其他由电子设备使用的数据。存储器9140的驱动程序存储部9144可以包括电子设备的用于通信功能和/或用于执行电子设备的其他功能(如消息传送应用、通讯录应用等)的各种驱动程序。

通信模块9110即为经由天线9111发送和接收信号的发送机/接收机9110。通信模块(发送机/接收机)9110耦合到中央处理器9100，以提供输入信号和接收输出信号，这可以和常规移动通信终端的情况相同。

基于不同的通信技术，在同一电子设备中，可以设置有多个通信模块9110，如蜂窝网络模块、蓝牙模块和/或无线局域网模块等。通信模块(发送机/接收机)9110还经由音频处理器9130耦合到扬声器9131和麦克风9132，以经由扬声器9131提供音频输出，并接收来自麦克风9132的音频输入，从而实现通常的电信功能。音频处理器9130可以包括任何合适的缓冲器、解码器、放大器等。另外，音频处理器9130还耦合到中央处理器9100，从而使得可以通过麦克风9132能够在本机上录音，且使得可以通过扬声器9131来播放本机上存储的声音。

本申请的实施例还提供能够实现上述实施例中的水驱油藏递减率预测方法中全部步骤的一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现上述实施例中的执行主体为服务器或客户端的水驱油藏递减率预测方法的全部步骤，例如，所述处理器执行所述计算机程序时实现下述步骤：

具体来说，所述水驱油藏递减率函数如下述公式所示：

从上述描述可知，本申请实施例提供的计算机可读存储介质，能够有效预测水驱油藏在不同开发制度下的递减变化规律，且能够有效提高预测过程的可靠性和效率，并能够有效提高预测结果的准确性，进而能够根据预测结果为水驱油藏开发指标预测提供技术支撑，进而能够高效且准确地设置针对油藏的最适合的水驱开发方式，以有效提高油藏开发的可靠性。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、装置、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(装置)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims

1.一种水驱油藏递减率预测方法，其特征在于，包括：

获取针对目标油藏的多组油藏地质特征及开发动态数据；

2.根据权利要求1所述的水驱油藏递减率预测方法，其特征在于，在所述应用预先建立的水驱油藏递减率函数，确定各组所述油藏地质特征及开发动态数据各自对应的水驱油藏递减率的预测结果数据之前，还包括：

3.根据权利要求2所述的水驱油藏递减率预测方法，其特征在于，所述根据预设的相对渗透率曲线方程以及分流量方程生成水驱油藏递减率函数，包括：

4.根据权利要求3所述的水驱油藏递减率预测方法，其特征在于，所述油藏地质特征及开发动态数据包括：水驱油藏递减率、采液速度、可采储量采出程度、水油流度比、水相指数、油相指数和标定采收率；

5.根据权利要求4所述的水驱油藏递减率预测方法，其特征在于，所述水驱油藏递减率函数如下述公式所示：

6.根据权利要求3所述的水驱油藏递减率预测方法，其特征在于，所述相对渗透率曲线方程包括：

7.一种水驱油藏递减率预测装置，其特征在于，包括：

8.根据权利要求7所述的水驱油藏递减率预测装置，其特征在于，还包括：

9.根据权利要求8所述的水驱油藏递减率预测装置，其特征在于，所述模型建立模块包括：

10.根据权利要求9所述的水驱油藏递减率预测装置，其特征在于，所述油藏地质特征及开发动态数据包括：水驱油藏递减率、采液速度、可采储量采出程度、水油流度比、水相指数、油相指数和标定采收率；

11.根据权利要求10所述的水驱油藏递减率预测装置，其特征在于，所述水驱油藏递减率函数如下述公式所示：

12.根据权利要求9所述的水驱油藏递减率预测装置，其特征在于，所述相对渗透率曲线方程包括：

13.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现权利要求1至6任一项所述的水驱油藏递减率预测方法的步骤。

14.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至6任一项所述的水驱油藏递减率预测方法的步骤。