[发明专利]岩石相对渗透率确定方法和装置

说明书

本申请提供了一种岩石相对渗透率确定方法和装置，其中，该方法包括：获取目标岩石的预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度，其中，预设相流体欧拉系数用于表征目标岩石的预设相流体拓扑连通性，预设相流体为润湿相流体或非润湿相流体；基于预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度，确定目标岩石的预设相流体相对渗透率。上述方案中，由于相对渗透率不仅与流体饱和度相关，还与流体拓扑连通性相关，因此基于用于表征预设相流体拓扑连通性的预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度确定目标岩石的预设相流体相对渗透率，得到的相对渗透率更加准确，可靠性强。

技术领域

本申请涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种岩石相对渗透率确定方法和装置。

背景技术

相对渗透率曲线是油气田开发过程中的一个关键参数，它直接决定了多相流体在孔隙介质中的渗流规律，对控制含水突破时间、提高最终采收率尤为重要。另外，作为油藏数值模拟的重要输入参数，相对渗透率曲线也直接影响了油气田开发优化调整及效果预测的可靠性。准确表征相对渗透率的曲线变化规律，对油气田开发决策制定十分有意义。

鉴于相对渗透率曲线的重要性，前人对相对渗透率的主控因素及其与流体性质的内在关系进行了大量探索，提出了一系列经验公式或物理模型来近似计算相对渗透率，大多数模型仅将相对渗透率曲线简化为流体饱和度的函数。然而，事实上，除了流体饱和度之外，还有许多参数也会对相对渗透率曲线产生重要影响，因此仅基于流体饱和度确定相对渗透率不够准确。

针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。

发明内容

本申请实施例提供了一种岩石相对渗透率确定方法和装置，以解决现有技术中将相对渗透率曲线简化为流体饱和度的函数导致相对渗透率不够准确的问题。

本申请实施例提供了一种岩石相对渗透率确定方法，包括：获取目标岩石的预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度，其中，预设相流体欧拉系数用于表征目标岩石的预设相流体拓扑连通性，预设相流体为润湿相流体或非润湿相流体；基于预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度，确定目标岩石的预设相流体相对渗透率。

在一个实施例中，基于预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度，确定目标岩石的预设相流体相对渗透率，包括：将预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度输入目标模型中，得到目标岩石的预设相流体相对渗透率，其中，目标模型用于表征预设相流体相对渗透率与预设相流体欧拉系数和预设相流体饱和度之间的函数关系。

在一个实施例中，目标模型包括：

k_r＝a₁χ²+a₂χS+a₃S²+a₄χ+a₅S+a₆

其中，k_r为预设相流体相对渗透率；χ为预设相流体欧拉系数；S为预设相流体饱和度；a₁、a₂、a₃、a₄、a₅和a₆为模型参数。

在一个实施例中，目标模型通过以下步骤建立：获取目标岩石的训练样本数据集，其中，训练样本数据集包括多组预设相流体饱和度、预设相流体欧拉系数和预设相流体相对渗透率；基于训练样本数据集对预设模型进行训练，得到目标模型。