CN115935674B - 基于co2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法 - Google Patents
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Abstract
本申请实施例提供一种基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法。包括：获取待观测位置的地层流体的相态数据和油藏含油饱和度；将相态数据输入至数值模拟组分模型，以输出地层流体的流体特征参数；将油藏含油饱和度和流体特征参数输入至储层地质模型，并将生产井模块的生产压力设置为预设压力；依次改变注入井模块的CO2注入量，以通过储层地质模型分别输出与每次CO2注入量对应的第一CO2驱油参数；根据第一CO2驱油参数确定注入井与生产井之间的不同相带分布特征。采用该技术方案能够直观精准地描述CO2驱油的过程，精确预测生产井见气时间、混相带范围、剩余油挖掘潜力等，节约了驱油成本，保护了资源。
Description
技术领域
本申请涉及CO2驱油技术领域，具体涉及一种基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法、装置、处理器以及存储介质。
背景技术
随着中高渗油气资源的减少，非常规油藏资源占据了近40％的世界原油供应。CO2驱具有溶解、膨胀、降粘、组分传质的优点，可实现提高采收率与温室气体埋存的双重目标，具有良好的经济效益和社会效益。然而，超临界CO2驱对油藏流体性质的改善程度依赖于CO2前缘位置、CO2与原油之间的混相程度以及相带分布特征。目前简单利用MMP判断混相程度忽略了油藏开发后地层压力场变化对CO2混相状态的影响，无法准确地判断CO2驱油时，注入井到产出井间的压力剖面、流体物性特征等变化的规律，导致无法精确预测生产井见气时间、混相带范围、剩余油挖掘潜力等，造成资源浪费严重。
发明内容
本申请实施例的目的是提供一种基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法、装置、处理器以及存储介质。
为了实现上述目的，本申请第一方面提供一种基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法，包括：
获取待观测位置的地层流体的相态数据和油藏含油饱和度，其中，待观测位置包括注入井和生产井，CO2从注入井注入待观测位置的储层孔隙，以使储层孔隙中的原油从生产井流出；
将相态数据输入至数值模拟组分模型，以通过数值模拟组分模型输出地层流体的流体特征参数，其中，流体特征参数包括地层流体气油比、CO2和原油之间的最小压力、地层流体相对体积、地层流体粘度以及地层流体密度；
建立与待观测位置对应的储层地质模型，其中，储层地质模型包括生产井模块和注入井模块；
将油藏含油饱和度和流体特征参数输入至储层地质模型，并将生产井模块的生产压力设置为预设压力；
依次改变注入井模块的CO2注入量，以通过储层地质模型分别输出与每次CO2注入量对应的第一CO2驱油参数，直至CO2注入量达到预设CO2注入量，其中，CO2驱油参数包括CO2浓度以及CO2与原油之间的界面张力；
根据第一CO2驱油参数确定注入井与生产井之间的不同相带分布特征。
在本申请实施例中，根据第一CO2驱油参数确定注入井与生产井之间的不同相带分布特征包括：将CO2浓度为第一预设浓度且界面张力为第一预设张力的位置确定为CO2相前缘，并将CO2相前缘与生产井模块之间的距离确定为储层地质模型中的剩余油相带；将CO2浓度为第二预设浓度且界面张力为第二预设张力的位置确定为CO2有效相前缘，并将CO2有效相前缘与CO2相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2相过渡带；将CO2浓度为第三预设浓度且界面张力为第三预设张力的位置确定为CO2有效组分前缘，并将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的混相带、近混相带以及非混相带中的一者；将CO2浓度为第四预设浓度的位置确定为CO2组分前缘，并将CO2组分前缘与CO2有效组分前缘之间的距离确定为储层地质模型中的油相过渡带；将CO2组分前缘与生产井模块之间的距离确定为储层地质模型中的原始油相带，其中，第一预设浓度、第二预设浓度、第三预设浓度以及第四预设浓度的数值依次减小。
在本申请实施例中，将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的混相带、近混相带以及非混相带中的一者包括：在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力处于第一预设范围内的情况下，将距离为确定为混相带；在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力处于第二预设范围内的情况下，将距离确定为近混相带；在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力处于第三预设范围内的情况下，将距离确定为非混相带，其中，第一预设范围、第二预设范围以及第三预设范围依次增大。
在本申请实施例中，方法还包括：在将油藏含油饱和度和流体特征参数输入至储层地质模型之后，将注入井模块的CO2注入量设置为预设CO2注入量；依次改变生产井模块的生产压力，以通过述储层地质模型分别输出与每个生产压力对应的第二CO2驱油参数；根据第一CO2驱油参数和第二CO2驱油参数确定最优生产压力和最优CO2注入量。
在本申请实施例中，方法还包括：在根据第一CO2驱油参数和第二CO2驱油参数确定最优生产压力和最优CO2注入量之后，将最优生产压力设置为生产井的目标生产压力，并将最优CO2注入量设置为注入井的目标CO2注入量。
在本申请实施例中，方法还包括：获取储层孔隙的体积；将体积与预设倍数的乘积确定为预设CO2注入量。
在本申请实施例中，预设倍数为1.2。
本申请第二方面提供一种处理器，被配置成执行上述的基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法。
本申请第三方面提供一种基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别装置，包括上述处理器。
本申请第四方面提供一种机器可读存储介质，该机器可读存储介质上存储有指令，该指令在被处理器执行时使得所述处理器被配置成执行上述的基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法。
上述技术方案，通过获取待观测位置的地层流体的相态数据和油藏含油饱和度，其中，待观测位置包括注入井和生产井，CO2从注入井注入待观测位置的储层孔隙，以使储层孔隙中的原油从生产井流出；将相态数据输入至数值模拟组分模型，以通过数值模拟组分模型输出地层流体的流体特征参数，其中，流体特征参数包括地层流体气油比、CO2和原油之间的最小压力、地层流体相对体积、地层流体粘度以及地层流体密度；建立与待观测位置对应的储层地质模型，其中，储层地质模型包括生产井模块和注入井模块；将油藏含油饱和度和流体特征参数输入至储层地质模型，并将生产井模块的生产压力设置为预设压力；依次改变注入井模块的CO2注入量，以通过储层地质模型分别输出与每次CO2注入量对应的第一CO2驱油参数，直至CO2注入量达到预设CO2注入量，其中，CO2驱油参数包括CO2浓度以及CO2与原油之间的界面张力；根据第一CO2驱油参数确定注入井与生产井之间的不同相带分布特征。采用该技术方案能够直观精准地描述CO2驱油的过程，精确预测生产井见气时间、混相带范围、剩余油挖掘潜力，节约了驱油成本，保护了资源。
本申请实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本申请实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本申请实施例，但并不构成对本申请实施例的限制。在附图中：
图1示意性示出了根据本申请实施例的基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法的流程示意图；
图2示意性示出了根据本申请实施例的注入井与生产井之间的不同相带分布特征的第一种示意图；
图3示意性示出了根据本申请实施例的注入井与生产井之间的不同相带分布特征的第二种示意图；
图4示意性示出了根据本申请实施例的计算机设备的内部结构图。
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、完整地描述，应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本申请实施例，并不用于限制本申请实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的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。
图1示意性示出了根据本申请实施例的基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法的流程示意图。如图1所示，在本申请一实施例中，提供了一种基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法，包括以下步骤：
步骤101，获取待观测位置的地层流体的相态数据和油藏含油饱和度，其中，待观测位置包括注入井和生产井，CO2从注入井注入待观测位置的储层孔隙，以使储层孔隙中的原油从生产井流出。
步骤102，将相态数据输入至数值模拟组分模型，以通过数值模拟组分模型输出地层流体的流体特征参数，其中，流体特征参数包括地层流体气油比、CO2和原油之间的最小压力、地层流体相对体积、地层流体粘度以及地层流体密度。
步骤103，建立与待观测位置对应的储层地质模型，其中，储层地质模型包括生产井模块和注入井模块。
步骤104，将油藏含油饱和度和流体特征参数输入至储层地质模型，并将生产井模块的生产压力设置为预设压力。
步骤105，依次改变注入井模块的CO2注入量，以通过储层地质模型分别输出与每次CO2注入量对应的第一CO2驱油参数，直至CO2注入量达到预设CO2注入量，其中，CO2驱油参数包括CO2浓度以及CO2与原油之间的界面张力。
步骤106，根据第一CO2驱油参数确定注入井与生产井之间的不同相带分布特征。
地层流体是指地层中的石油、天然气、水及混合物，如溶解无机、有机组分及天然气的油田水。相态一般是指物质状态即物态，是一般物质在一定温度和压强条件下所处的相对稳定的状态。地层流体的相态数据是指地层流体在高温高压环境下的数据。油藏含油饱和度是指地层中的油层有效孔隙中含油体积和岩石有效孔隙体积之间的比值。注入井是指在油田开发过程中，为保持或恢复油层压力，在油田边缘或内部钻凿的往油层中注水或注气的井。生产井是指专门为开采石油和天然气而钻的井或者由其转为采油、采气的井。储层地质模型是综合运刷钻井、岩心、地震、测外、试井、开发动态等资料，以构造地质学、储层沉积学、石油地质学和地质统计学为指导思想，将储层各种地质特征在三维空间的分布及变化定量表达出来的地质模型，所描述的储层特征包括储集体的几何形态、规模、连续性、连通性、内部结构、孔隙特征、储层物性参数的分布和隔夹层分布等。
处理器可以获取待观测位置的地层流体的相态数据和地层流体含油包含度，并将相态数据输入至数据模拟组分模型，以通过数值模拟组分模型输出地层流体的流体特征参数。处理器可以通过数据模拟软件建立与待观测位置对应的储层地质模型。其中，储层地质模型包括生产井模块，模拟待观测位置的生产井。储层地址模型还包括注入井模块，模拟待观测位置的注入井。处理器可以将油藏含油饱和度和流体特征参数输入至储层地址模型，并将生产井模型的生产压力设置为预设压力。其中，预设压力是指工作人员根据实际工作需求确定的压力数值。处理器可以依次改变注入井模块的CO2注入量，以通过储层地质模型分别输出与每次CO2注入量对应的第一CO2驱油参数，直至CO2注入量达到预设CO2注入量。处理器可以根据第一CO2驱油参数确定注入井与生产井之间的不同相带分布特征。
例如，处理器将相态数据输入至数值模拟组分模型，以通过数值模拟组分模型输出包括汽油比为84.7m3/m3、CO2和原油之间的最小压力为30MPa的流体特征参数。处理器可以建立与待观测位置对应的储层地质模型，并将油藏含油饱和度0.53和流体特征参数输入至储层地质模型。处理器可以将生产井模块的生产压力设置为22MPa，注入井模块的CO2注入量初次设置为0.2PV，以0.2PV为梯度，逐次增加CO2注入量，直至CO2注入量达到1.2PV。如图2所示，通过储层地质模型分别输出与0.2PV、0.4PV、0.6PV、0.8PV、1.0PV以及1.2PV的CO2注入量对应的第一CO2驱油参数，并根据第一CO2驱油参数确定注入井与生产井之间的不同相带分布特征。
在一个实施例中，根据第一CO2驱油参数确定注入井与生产井之间的不同相带分布特征包括：将CO2浓度为第一预设浓度且界面张力为第一预设张力的位置确定为CO2相前缘，并将CO2相前缘与生产井模块之间的距离确定为储层地质模型中的剩余油相带；将CO2浓度为第二预设浓度且界面张力为第二预设张力的位置确定为CO2有效相前缘，并将CO2有效相前缘与CO2相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2相过渡带；将CO2浓度为第三预设浓度且界面张力为第三预设张力的位置确定为CO2有效组分前缘，并将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的混相带、近混相带以及非混相带中的一者；将CO2浓度为第四预设浓度的位置确定为CO2组分前缘，并将CO2组分前缘与CO2有效组分前缘之间的距离确定为储层地质模型中的油相过渡带；将CO2组分前缘与生产井模块之间的距离确定为储层地质模型中的原始油相带，其中，第一预设浓度、第二预设浓度、第三预设浓度以及第四预设浓度的数值依次减小。界面张力是指作用在单位长度液体界面上的收缩力。
处理器可以获取储层地质模型各个位置处的CO2浓度以及CO2与原油之间的界面张力。在获取到各个位置处的CO2浓度以及CO2与原油之间的界面张力之后，处理器可以将CO2浓度为第一预设浓度且界面张力为第一预设张力的位置确定为CO2相前缘，并将CO2相前缘与生产井模块之间的距离确定为储层地质模型中的剩余油相带。处理器可以将CO2浓度为第二预设浓度且界面张力为第二预设张力的位置确定为CO2有效相前缘，并将CO2有效相前缘与CO2相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2相过渡带。处理器还可以将CO2浓度为第三预设浓度且界面张力为第三预设张力的位置确定为CO2有效组分前缘，并将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的混相带、近混相带以及非混相带中的一者。处理器还可以将CO2浓度为第四预设浓度的位置确定为CO2组分前缘，并将CO2组分前缘与CO2有效组分前缘之间的距离确定为储层地质模型中的油相过渡带。处理器可以将CO2组分前缘与生产井模块之间的距离确定为储层地质模型中的原始油相带。
在一个实施例中，将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的混相带、近混相带以及非混相带中的一者包括：在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力处于第一预设范围内的情况下，将距离为确定为混相带；在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力处于第二预设范围内的情况下，将距离确定为近混相带；在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力处于第三预设范围内的情况下，将距离确定为非混相带，其中，第一预设范围、第二预设范围以及第三预设范围依次增大。
在确定出CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之后，处理器可以获取CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力。在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力处于第一预设范围内的情况下，处理器可以将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的混相带。在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力处于第二预设范围内的情况下，处理器可以将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的近混相带。在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力处于第三预设范围内的情况下，处理器可以将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的非混相带。
例如，在确定出CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之后，处理器可以获取CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力。在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力IFT处于0≤IFT≤0.05mN/m的情况下，处理器可以将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的混相带。在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力IFT处于0.05≤IFT≤0.3mN/m的情况下，处理器可以将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的近混相带。在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力IFT处于0.3mN/m＜IFT的情况下，处理器可以将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的非混相带。
在一个实施例中，在将油藏含油饱和度和流体特征参数输入至储层地质模型之后，将注入井模块的CO2注入量设置为预设CO2注入量；依次改变生产井模块的生产压力，以通过述储层地质模型分别输出与每个生产压力对应的第二CO2驱油参数；根据第一CO2驱油参数和第二CO2驱油参数确定最优生产压力和最优CO2注入量。
在将油藏含油饱和度和流体特征参数输入至储层地质模型之后，处理器可以将注入井模块的CO2注入量设置为预设CO2注入量。其中，预设注入量是可以根据储层孔隙的体积来确定的。在一个实施例中，处理器可以获取储层孔隙的体积并将体积与预设倍数的乘积确定为预设CO2注入量。在一个实施例中，预设倍数可以是1.2。在将注入井模块的CO2注入量设置为预设CO2注入量后，处理器可以依次改变生产井模块的生产压力，以通过述储层地质模型分别输出与每个生产压力对应的第二CO2驱油参数，并根据第一CO2驱油参数和第二CO2驱油参数确定最优生产压力和最优CO2注入量。
在一个实施例中，在根据第一CO2驱油参数和第二CO2驱油参数确定最优生产压力和最优CO2注入量之后，将最优生产压力设置为生产井的目标生产压力，并将最优CO2注入量设置为注入井的目标CO2注入量。
在根据第一CO2驱油参数和第二CO2驱油参数确定最优生产压力和最优CO2注入量之后，处理器可以将最优生产压力设置为生产井的目标生产压力，并将最优CO2注入量设置为注入井的目标CO2注入量。假设，最优生产压力为26MPa，最优CO2注入量为0.4PV。处理器可以设置待观测位置的生产井的生产压力为26MPa，注入井的CO2注入量为0.4PV。
在一个实施例中，如图3所示，处理器将相态数据输入至数值模拟组分模型，以通过数值模拟组分模型输出包括汽油比为84.7m3/m3、CO2和原油之间的最小压力为30MPa的流体特征参数。处理器可以建立与待观测位置对应的储层地质模型，并将油藏含油饱和度0.53和流体特征参数输入至储层地质模型。处理器可以将生产井模块的生产压力设置为22MPa，注入井模块的CO2注入量设置为0.2PV。通过储层地质模型分别输出与每次CO2注入量对应的第一CO2驱油参数。
处理器可以将CO2浓度为100％且界面张力为零的最远位置处确定为CO2相前缘，并将CO2相前缘与生产井模块之间的距离确定为储层地质模型中的剩余油相带。处理器可以将CO2浓度为90％以上且界面张力首次下降为最低值的位置确定为CO2有效相前缘，并将CO2有效相前缘与CO2相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2相过渡带。
处理器可以将CO2浓度首次大幅下降且界面张力最低值截止的位置确定为CO2有效组分前缘，并将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的混相带、近混相带以及非混相带中的一者。具体而言，在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力IFT处于0≤IFT≤0.05mN/m的情况下，处理器可以将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的混相带。在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力IFT处于0.05≤IFT≤0.3mN/m的情况下，处理器可以将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的近混相带。在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力IFT处于0.3mN/m＜IFT的情况下，处理器可以将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的非混相带。
处理器可以将CO2浓度下降到原始原油中的CO2含量值的位置确定为CO2组分前缘，并将CO2组分前缘与CO2有效组分前缘之间的距离确定为储层地质模型中的油相过渡带。处理器可以将CO2组分前缘与生产井模块之间的距离确定为储层地质模型中的原始油相带。
上述技术方案，通过获取待观测位置的地层流体的相态数据和油藏含油饱和度，其中，待观测位置包括注入井和生产井，CO2从注入井注入待观测位置的储层孔隙，以使储层孔隙中的原油从生产井流出；将相态数据输入至数值模拟组分模型，以通过数值模拟组分模型输出地层流体的流体特征参数，其中，流体特征参数包括地层流体气油比、CO2和原油之间的最小压力、地层流体相对体积、地层流体粘度以及地层流体密度；建立与待观测位置对应的储层地质模型，其中，储层地质模型包括生产井模块和注入井模块；将油藏含油饱和度和流体特征参数输入至储层地质模型，并将生产井模块的生产压力设置为预设压力；依次改变注入井模块的CO2注入量，以通过储层地质模型分别输出与每次CO2注入量对应的第一CO2驱油参数，直至CO2注入量达到预设CO2注入量，其中，CO2驱油参数包括CO2浓度以及CO2与原油之间的界面张力；根据第一CO2驱油参数确定注入井与生产井之间的不同相带分布特征。采用该技术方案能够直观精准地描述CO2驱油的过程，精确预测生产井见气时间、混相带范围、剩余油挖掘潜力，节约了驱油成本，保护了资源。
图1为一个实施例中基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法的流程示意图。应该理解的是，虽然图1的流程图中的各个步骤按照箭头的指示依次显示，但是这些步骤并不是必然按照箭头指示的顺序依次执行。除非本文中有明确的说明，这些步骤的执行并没有严格的顺序限制，这些步骤可以以其它的顺序执行。而且，图1中的至少一部分步骤可以包括多个子步骤或者多个阶段，这些子步骤或者阶段并不必然是在同一时刻执行完成，而是可以在不同的时刻执行，这些子步骤或者阶段的执行顺序也不必然是依次进行，而是可以与其它步骤或者其它步骤的子步骤或者阶段的至少一部分轮流或者交替地执行。
本申请实施例提供了一种处理器，处理器用于运行程序，其中，程序运行时执行上述基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法。
本申请实施例提供了一种基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别装置，包括上述处理器。
本申请实施例提供了一种存储介质，其上存储有程序，该程序被处理器执行时实现上述基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法。
在一个实施例中，提供了一种计算机设备，该计算机设备可以是服务器，其内部结构图可以如图4所示。该计算机设备包括通过系统总线连接的处理器A01、网络接口A02、存储器(图中未示出)和数据库(图中未示出)。其中，该计算机设备的处理器A01用于提供计算和控制能力。该计算机设备的存储器包括内存储器A03和非易失性存储介质A04。该非易失性存储介质A04存储有操作系统B01、计算机程序B02和数据库(图中未示出)。该内存储器A03为非易失性存储介质A04中的操作系统B01和计算机程序B02的运行提供环境。该计算机设备的数据库用于存储CO2注入量的数据。该计算机设备的网络接口A02用于与外部的终端通过网络连接通信。该计算机程序B02被处理器A01执行时以实现一种基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法。
本领域技术人员可以理解，图4中示出的结构，仅仅是与本申请方案相关的部分结构的框图，并不构成对本申请方案所应用于其上的计算机设备的限定，具体的计算机设备可以包括比图中所示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者具有不同的部件布置。
本申请实施例提供了一种设备，设备包括处理器、存储器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，处理器执行程序时实现以下步骤：获取待观测位置的地层流体的相态数据和油藏含油饱和度，其中，待观测位置包括注入井和生产井，CO2从注入井注入待观测位置的储层孔隙，以使储层孔隙中的原油从生产井流出；将相态数据输入至数值模拟组分模型，以通过数值模拟组分模型输出地层流体的流体特征参数，其中，流体特征参数包括地层流体气油比、CO2和原油之间的最小压力、地层流体相对体积、地层流体粘度以及地层流体密度；建立与待观测位置对应的储层地质模型，其中，储层地质模型包括生产井模块和注入井模块；将油藏含油饱和度和流体特征参数输入至储层地质模型，并将生产井模块的生产压力设置为预设压力；依次改变注入井模块的CO2注入量，以通过储层地质模型分别输出与每次CO2注入量对应的第一CO2驱油参数，直至CO2注入量达到预设CO2注入量，其中，CO2驱油参数包括CO2浓度以及CO2与原油之间的界面张力；根据第一CO2驱油参数确定注入井与生产井之间的不同相带分布特征。
在一个实施例中，根据第一CO2驱油参数确定注入井与生产井之间的不同相带分布特征包括：将CO2浓度为第一预设浓度且界面张力为第一预设张力的位置确定为CO2相前缘，并将CO2相前缘与生产井模块之间的距离确定为储层地质模型中的剩余油相带；将CO2浓度为第二预设浓度且界面张力为第二预设张力的位置确定为CO2有效相前缘，并将CO2有效相前缘与CO2相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2相过渡带；将CO2浓度为第三预设浓度且界面张力为第三预设张力的位置确定为CO2有效组分前缘，并将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的混相带、近混相带以及非混相带中的一者；将CO2浓度为第四预设浓度的位置确定为CO2组分前缘，并将CO2组分前缘与CO2有效组分前缘之间的距离确定为储层地质模型中的油相过渡带；将CO2组分前缘与生产井模块之间的距离确定为储层地质模型中的原始油相带，其中，第一预设浓度、第二预设浓度、第三预设浓度以及第四预设浓度的数值依次减小。
在一个实施例中，将CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的距离确定为储层地质模型中的CO2与原油的混相带、近混相带以及非混相带中的一者包括：在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力处于第一预设范围内的情况下，将距离为确定为混相带；在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力处于第二预设范围内的情况下，将距离确定为近混相带；在CO2有效组分前缘与CO2有效相前缘之间的界面张力处于第三预设范围内的情况下，将距离确定为非混相带，其中，第一预设范围、第二预设范围以及第三预设范围依次增大。
在一个实施例中，在将油藏含油饱和度和流体特征参数输入至储层地质模型之后，将注入井模块的CO2注入量设置为预设CO2注入量；依次改变生产井模块的生产压力，以通过述储层地质模型分别输出与每个生产压力对应的第二CO2驱油参数；根据第一CO2驱油参数和第二CO2驱油参数确定最优生产压力和最优CO2注入量。
在一个实施例中，在根据第一CO2驱油参数和第二CO2驱油参数确定最优生产压力和最优CO2注入量之后，将最优生产压力设置为生产井的目标生产压力，并将最优CO2注入量设置为注入井的目标CO2注入量。
在一个实施例中，获取储层孔隙的体积；将体积与预设倍数的乘积确定为预设CO2注入量。
在一个实施例中，预设倍数为1.2。
本申请还提供了一种计算机程序产品，当在数据处理设备上执行时，适于执行初始化有如基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法步骤的程序。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请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，本申请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。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、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。
在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。
存储器可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)。存储器是计算机可读介质的示例。
计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括暂存电脑可读媒体(transitory media)，如调制的数据信号和载波。
还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、商品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、商品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括要素的过程、方法、商品或者设备中还存在另外的相同要素。
以上仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理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权利要求范围之内。
Claims (9)
1.一种基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法，其特征在于，所述方法包括：
获取待观测位置的地层流体的相态数据和油藏含油饱和度，其中，所述待观测位置包括注入井和生产井，所述CO2从注入井注入所述待观测位置的储层孔隙，以使所述储层孔隙中的原油从所述生产井流出；
将所述相态数据输入至数值模拟组分模型，以通过所述数值模拟组分模型输出所述地层流体的流体特征参数，其中，所述流体特征参数包括地层流体气油比、CO2和原油之间的最小压力、地层流体相对体积、地层流体粘度以及地层流体密度；
建立与所述待观测位置对应的储层地质模型，其中，所述储层地质模型包括生产井模块和注入井模块；
将所述油藏含油饱和度和所述流体特征参数输入至所述储层地质模型，并将所述生产井模块的生产压力设置为预设压力；
依次改变所述注入井模块的CO2注入量，以通过所述储层地质模型分别输出与每次CO2注入量对应的第一CO2驱油参数，直至所述CO2注入量达到预设CO2注入量，其中，CO2驱油参数包括CO2浓度以及CO2与原油之间的界面张力；
根据所述第一CO2驱油参数确定所述注入井与所述生产井之间的不同相带分布特征；
其中，所述根据所述第一CO2驱油参数确定所述注入井与所述生产井之间的不同相带分布特征包括：
将所述CO2浓度为第一预设浓度且所述界面张力为第一预设张力的位置确定为CO2相前缘，并将所述CO2相前缘与所述生产井模块之间的距离确定为所述储层地质模型中的剩余油相带；
将所述CO2浓度为第二预设浓度且所述界面张力为第二预设张力的位置确定为CO2有效相前缘，并将所述CO2有效相前缘与所述CO2相前缘之间的距离确定为所述储层地质模型中的CO2相过渡带；
将所述CO2浓度为第三预设浓度且所述界面张力为第三预设张力的位置确定为CO2有效组分前缘，并将所述CO2有效组分前缘与所述CO2有效相前缘之间的距离确定为所述储层地质模型中的CO2与原油的混相带、近混相带以及非混相带中的一者；
将所述CO2浓度为第四预设浓度的位置确定为CO2组分前缘，并将所述CO2组分前缘与所述CO2有效组分前缘之间的距离确定为所述储层地质模型中的油相过渡带；
将所述CO2组分前缘与所述生产井模块之间的距离确定为所述储层地质模型中的原始油相带，其中，所述第一预设浓度、所述第二预设浓度、所述第三预设浓度以及所述第四预设浓度的数值依次减小。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述将所述CO2有效组分前缘与所述CO2有效相前缘之间的距离确定为所述储层地质模型中的CO2与原油的混相带、近混相带以及非混相带中的一者包括：
在所述CO2有效组分前缘与所述CO2有效相前缘之间的界面张力处于第一预设范围内的情况下，将所述距离为确定为所述混相带；
在所述CO2有效组分前缘与所述CO2有效相前缘之间的界面张力处于第二预设范围内的情况下，将所述距离确定为所述近混相带；
在所述CO2有效组分前缘与所述CO2有效相前缘之间的界面张力处于第三预设范围内的情况下，将所述距离确定为所述非混相带，其中，所述第一预设范围、所述第二预设范围以及所述第三预设范围依次增大。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
在所述将所述油藏含油饱和度和所述流体特征参数输入至所述储层地质模型之后，将所述注入井模块的CO2注入量设置为预设CO2注入量；
依次改变所述生产井模块的生产压力，以通过述储层地质模型分别输出与每个生产压力对应的第二CO2驱油参数；
根据所述第一CO2驱油参数和所述第二CO2驱油参数确定最优生产压力和最优CO2注入量。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
在所述根据所述第一CO2驱油参数和所述第二CO2驱油参数确定最优生产压力和最优CO2注入量之后，将所述最优生产压力设置为所述生产井的目标生产压力，并将所述最优CO2注入量设置为所述注入井的目标CO2注入量。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
获取所述储层孔隙的体积；
将所述体积与预设倍数的乘积确定为所述预设CO2注入量。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述预设倍数为1.2。
7.一种处理器，其特征在于，被配置成执行根据权利要求1至6中任意一项所述的基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法。
8.一种基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别装置，其特征在于，包括根据权利要求7所述的处理器。
9.一种机器可读存储介质，该机器可读存储介质上存储有指令，其特征在于，该指令在被处理器执行时使得所述处理器被配置成执行根据权利要求1至6中任一项所述的基于CO2驱油藏流体时空变化特征的多相带判别方法。
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