油藏渗透率分级标准.docx

油藏渗透率分级标准国际标准分类中，油藏渗透率涉及到石油和天然气的开采与加工。在中国标准分类中，油藏 渗透率涉及到石油开发、石油勘探、开发 与集输工程综合。行业标准-石油，关于油藏渗透率的标准SY/T 6315-2017稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法SY/T 6315-2006稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法SY/T 6384-1999稠油油藏高温相对渗透率测定低渗透油藏概念及划分国际石油界用“毫达西” (mD)作为反映油气渗透率的基本单位，“毫 达西”数值越低，油气的渗透率就越低。我国通常把渗透率小于50 X10-3 H m2的油藏称为低渗透油藏，把渗透率小于10X10-3 U m2的 气藏称为低渗透气藏。如表1所示，此为我国低渗透油气藏的传统 划分标准。我国低渗透油气藏传统划分标准将所述原始渗透率、所述第一比值以及所述第二比值的算术平方根之 间的乘积，确定为所述目标油藏在所述t时刻的油藏渗透率。第三方面，提供了一种计算机可读存储介质，所述存储介质内存储有 计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述第一方面提供 的任一所述的方法。本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：本发明实施例中, 可以获取目标油藏的原始渗透率、原始波及油藏体积、原始孔喉比和 原始孔隙度，以及目标油藏在t时刻的累计产水体积和累计产出水中 的悬浮物含量，然后根据获取的参数确定目标油藏在t时刻的喉道半 径与原始喉道半径之间的第一比值，以及目标油藏在t时刻的孔隙度 和原始孔隙度之间的第二比值，并根据原始渗透率、第一比值和第二 比值，确定目标油藏在所述t时刻的油藏渗透率。由于本发明实施例 中获取的油藏指标参数均为油藏整体参数，反映的是目标油藏的平均 水平，因此通过这些油藏整体参数确定的油藏渗透率能够反映整个目 标油藏的油藏渗透率，相较于现有技术提高了确定油藏渗透率的准确 度。而且，由于油藏整体参数均为油田生产开发而产生的现有数据, 可以直接获取，不需要对油藏进行取心作业，从而降低了参数的获取 难度，减少了油田的投资成本，提高了油田的生产效率。附图说明为了更清楚地说明本发明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 仅仅是本发明的一些实施例，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是本发明实施例提供的一种油藏渗透率确定方法的流程示意图;图2是本发明实施例提供的另一种油藏渗透率确定方法的流程示意图；图3是本发明实施例提供的一种油藏渗透率确定装置的结构示意图;图4是本发明实施例提供的一种终端400的结构示意图。具体实施方式为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本 发明实施方式作进一步地详细描述。在对本发明实施例进行详细的解释说明之前，先对本发明实施例中涉及到的名词、应用场景及系统架构分别进行解释说明。首先，对本发明实施例中涉及到的名词进行介绍。原始渗透率原始渗透率是指油藏未进行生产开发时的初始渗透率。原始波及油藏体积原始波及油藏体积是指油藏未进行生产开发时，地层水波及到的孔隙体积。原始孔隙度原始孔隙度是指油藏未进行生产开发时，油藏中所有孔隙体积之和与该油藏体积的比值。t时刻的孔隙度t时刻的孔隙度是指油藏生产至t时刻时，油藏中所有孔隙体积之和与该油藏体积的比值。原始孔喉比原始孔喉比是指油藏未进行生产开发时，油藏中孔隙直径与喉道直径 的比值。t时刻的累计产水体积t时刻的累计产水体积是指油藏生产至t时刻时,累计产出水的体积。t时刻的累计产出水中的悬浮物含量t时刻的累计产出水中的悬浮物含量是指油藏生产至t时刻时，累计 产出水中含有的悬浮物的体积与累计产出水的体积的比值。其次，对本发明实施例涉及的应用场景进行介绍。随着油田开发的不断发展，目标油藏内的孔隙结构会发生变化，油藏 的渗透率急剧升高。这种情况下，应用本发明提供的油藏渗透率确定 方法，可以准确、迅速地确定目标油藏任一生产时刻的油藏渗透率, 以实时监控因渗透率升高造成的注入水沿优势渗流通道突进或形成 低效或无效注水循环的情况的出现，并及时制定相应的技术措施，达 到油田稳油控水的目的。另外，对油藏进行三次采油措施前，也可以 应用本方法确定当前时刻的油藏渗透率，以便进行合理的方案设计和 科学的施工作业。最后，对本发明实施例涉及的系统架构进行介绍。本发明实施例提供的油藏渗透率确定方法可以应用于终端中，该终端 具有数据处理功能。具体地，该终端可以为智能手机、平板电脑、笔 记本电脑、台式电脑或其他能够进行数据处理的终端。图1是本发明实施例提供的一种油藏渗透率确定方法的流程示意图。参见图1,该方法包括如下步骤：步骤101：获取目标油藏的原始渗透率、原始波及油藏体积、原始孔 喉比和原始孔隙度，以及在t时刻的累计产水体积和累计产出水中的 悬浮物含量，目标油藏为待研究的油藏，t时刻为目标油藏的任一生 产时刻。步骤102：根据原始波及油藏体积、原始孔喉比和原始孔隙度，以及 目标油藏在t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量，确 定目标油藏在t时刻的喉道半径和原始喉道半径之间的比值，得到第 一比值。步骤103：根据原始孔隙度，通过预设规则，确定目标油藏在t时刻 的孔隙度，并确定目标油藏在t时刻的孔隙度和原始孔隙度之间的比 值，得到第二比值。步骤104：根据原始渗透率、第一比值和第二比值，确定目标油藏在 t时刻的油藏渗透率。本发明实施例中，获取目标油藏的原始渗透率、原始波及油藏体积、 原始孔喉比和原始孔隙度，以及目标油藏在t时刻的累计产水体积和 累计产出水中的悬浮物含量，然后根据获取的参数确定目标油藏在t 时刻的喉道半径与原始喉道半径之间的第一比值，以及目标油藏在t 时刻的孔隙度和原始孔隙度之间的第二比值，并根据原始渗透率、第 一比值和第二比值，确定目标油藏在t时刻的油藏渗透率。由于本发 明实施例中获取的油藏指标参数均为油藏整体参数，反映的是目标油 藏的平均水平，因此通过这些油藏整体参数确定的油藏渗透率能够反 映整个目标油藏的油藏渗透率，相较于现有技术提高了确定油藏渗透 率的准确度。而且，由于油藏整体参数均为油田生产开发而产生的现 有数据，可以直接获取，不需要对油藏进行取心作业，从而降低了参 数的获取难度，减少了油田的投资成本，提高了油田的生产效率。可选地，根据原始波及油藏体积、原始孔喉比和原始孔隙度，以及目 标油藏在t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量，确定 目标油藏在t时刻的喉道半径和原始喉道半径之间的比值，得到第一 比值，包括：确定原始波及油藏体积和原始孔隙度的乘积与原始孔喉比之间的比 值，并将原始波及油藏体积和原始孔隙度的乘积与原始孔喉比之间的 比值确定为目标油藏的原始波及喉道体积。可选地，根据原始波及油藏体积、原始孔喉比和原始孔隙度，以及目 标油藏在t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量，确定 目标油藏在t时刻的喉道半径和原始喉道半径之间的比值，得到第一 比值，包括：确定目标油藏在t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量 的乘积，并将目标油藏在t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬 浮物含量的乘积确定为目标油藏在t时刻的累计产泥沙体积；将原始波及喉道体积和目标油藏在t时刻的累计产泥沙体积进行相加, 得到目标油藏在t时刻的波及喉道体积。可选地，根据原始波及油藏体积、原始孔喉比和原始孔隙度，以及目 标油藏在t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量，确定 目标油藏在t时刻的喉道半径和原始喉道半径之间的比值，得到第一 比值，包括：将目标油藏在t时刻的波及喉道体积与原始波及喉道体积之间的比值 的算术平方根，确定为第一比值。可选地，根据原始孔隙度，通过预设规则，确定目标油藏在t时刻的 孔隙度，包括：将原始孔隙度，确定为目标油藏在t时刻的孔隙度。可选地，根据原始孔隙度，通过预设规则，确定目标油藏在t时刻的孔隙度，包括：确定所述目标油藏在所述t时刻的波及油藏体积；确定所述目标油藏在所述t时刻的累计产泥沙体积和波及油藏体积的 比值，得到第三比值；将所述原始孔隙度和所述第三比值进行相加，得到所述目标油藏在所 述t时刻的孔隙度。可选地，所述确定目标油藏在t时刻的波及油藏体积，包括：获取目标油藏在t时刻的累计过水倍数；将目标油藏在t时刻的累计产水体积和累计过水倍数之间的比值，确 定为目标油藏在t时刻的波及油藏体积。可选地，根据原始渗透率、第一比值和第二比值，确定目标油藏在t 时刻的油藏渗透率，包括：确定所述原始渗透率、所述第一比值以及所述第二比值的算术平方根 之间的乘积；将原始渗透率、第一比值以及第二比值的算术平方根之间的乘积，确 定为目标油藏在t时刻的油藏渗透率。上述所有可选技术方案，均可按照任意结合形成本发明的可选实施例, 本发明实施例对此不再一一赘述。图2是本发明实施例提供的另一种油藏渗透率确定方法的流程示意 图。参见图2,该方法包括如下步骤：步骤201：获取目标油藏的原始渗透率、原始波及油藏体积、原始孔 喉比和原始孔隙度，以及在t时刻的累计产水体积和累计产出水中的 悬浮物含量，目标油藏为待研究的油藏，t时刻为目标油藏的任一生 产时刻。本发明实施例中，当需要确定目标油藏在t时刻的油藏渗透率时，可 以先获取油藏的原始渗透率、原始波及油藏体积、原始孔喉比和原始 孔隙度，以及油藏在t时刻的累计产水体积和t时刻的累计产出水中 的悬浮物含量这6中参数，以便根据这6种参数确定目标油藏在t时 刻的油藏渗透率。其中，原始渗透率是指目标油藏在开始计算渗透率变化时对应时间点 的油藏渗透率，该开始计算渗透率变化时对应时间点可以是任意时间 点。实际应用中，原始渗透率可以由用户输入得到，可以由其他设备 发送得到，也可以通过对目标油藏的测井或其他实验数据进行分析得 到。例如，可以采集目标油藏未进行生产开发时的多个岩心，在实验 室对该多个岩心进行实验分析，得到多个岩心的渗透率，将该多个岩 心的渗透率的平均值，确定为原始渗透率。其中，原始波及油藏体积是指目标油藏在开始计算渗透率变化时对应 时间点的地层水波及到的孔隙体积，该开始计算渗透率变化时间点可 以是任意时间点。实际应用中，原始波及油藏体积可以由用户输入得 到，可以由其他设备发送得到，也可以通过对目标油藏的测井或其他 实验数据进行分析得到。例如，可以采集目标油藏未进行生产开发时 的多个岩心，在实验室对该多个岩心进行实验分析，得到多个岩心的 含水饱和度，用多个岩心的含水饱和度的平均值、目标油藏的原始孔 隙度和目标油藏的油藏体积，确定岩心的原始波及油藏体积。其中，原始孔隙度是指目标油藏在开始计算渗透率变化的时间点的所 有孔隙体积之和与该油藏体积的比值，该开始计算渗透率变化时间点 可以是任意时间点。实际应用中，原始孔隙度可以由用户输入得到, 可以由其他设备发送得到，也可以通过对目标油藏的测井或地质分析 得到。例如，可以利用测井解释曲线得到的孔渗关系图版或公式，确 定目标油藏的原始孔隙度。其中，原始孔喉比是指目标油藏在开始计算渗透率变化的时间点的孔 隙直径与喉道直径的比值，该开始计算渗透率变化时间点可以是任意 时间点。实际应用中，原始孔喉比可以由用户输入得到，可以由其他 设备发送得到，也可以通过对目标油藏的测井或岩心资料分析得到。 例如，利用岩心压汞实验参数确定原始孔喉比。其中，t时刻的累计产水体积是指目标油藏生产至某一时刻时，累计 生产出水的体积。实际应用中，t时刻的累计产水体积可以由用户输 入得到，可以由其他设备发送得到，也可以通过对目标油藏的生产数 据分析得到。例如，对目标油藏生产至t时刻的累计产水量进行统计， 得到t时刻的累计产水体积。其中，t时刻的累计产出水中的悬浮物含量是指目标油藏生产至t时 刻时，累计生产出水中含有的悬浮物的体积与累计生产出水的体积的 比值。实际应用中，t时刻的累计产出水中的悬浮物含量可以由用户 输入得到，可以由其他设备发送得到，也可以通过对油藏的生产数据 分析得到。例如，对目标油藏生产至t时刻的累计产水中的悬浮物含 量进行统计，并计算累计生产出水中含有的悬浮物的体积与累计生产 出水的体积的比值，确定t时刻的累计产出水中的悬浮物含量。为了便于说明，本发明实施例可以将原始渗透率用kO表示、原始波 及油藏体积用vrO表示、原始孔喉比用丫表示、原始孔隙度用表示、 t时刻的累计产水体积用vw表示、t时刻的累计产出水中的悬浮物含 量用Q表示。以目标油藏a的某区块为例，可以应用本发明提供的方法对该区块的 油藏渗透率进行确定。假设该区块在1965年开始投产，并从1965 年开始确定该区块在不同生产年份年底的油藏的渗透率，则可以在投 产前获取该区块的原始孔隙度、原始波及油藏体积、原始孔喉比和原始渗透率。例如，获取的为28.5%、vrO为1.95x106m3、丫为35、kO 为 1145mdo另外，在该区块投产之后，还可以获取该区块在任一生产时刻的累计 产水体积和累计产出水中的悬浮物含量。例如，表1为该区块分别在 1988年-2015年这6个年份的年底的累计产水体积和累计产出水中 的悬浮物含量，其中第一列为获取的油藏指标参数对应的年份、第二 列为累计产水体积、第三列为累计产出水中的悬浮物含量。表1需要说明的是，本发明实施例仅是以上述假设的原始油藏指标参数以 及表1的各个年份的油藏指标参数进行说明，但是上述假设和表1 并不构成对油藏指标参数的限定。步骤202：根据原始波及油藏体积、原始孔喉比和原始孔隙度，以及 目标油藏在t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量，确 定目标油藏在t时刻的喉道半径和原始喉道半径之间的比值，得到第 一比值。具体地，步骤202可以通过如下步骤2021-2024实现：步骤2021 ：确定原始波及油藏体积和原始孔隙度的乘积与原始孔喉 比之间的比值，得到目标油藏的原始波及喉道体积。具体地，可以根据原始波及油藏体积、原始孔隙度的乘积和原始孔喉 比，采用以下公式(1)得到目标油藏的原始波及喉道体积：其中，v0为原始波及喉道体积，vrO为原始波及油藏体积，为原始孔 隙度，Y为原始孔喉比。不同的国家在不同的时期对低渗透油藏的划分标准不尽相同。比如， 在1993年，俄罗斯把渗透率为(50100)X10-3 U m2的油藏定为低渗 透油藏，美国把渗透率小于10X 10-3 U m2的油藏定为低渗透油藏， 而中国则把小于50X10-3 口 m2的渗透率为低渗透油藏，在此基础上 又细分出了低渗油藏、特低渗油藏、超低渗油藏。不同国家之间之所以出现不同的划分标准，其原因在于低渗透油藏的 划分与该国的国民经济发展水平、低渗透油藏的开发技术以及资源量 有关。我国经济经过几十年的发展，各行业对原油的需求逐渐增加，而且拥 有了对一般低渗透(1050)X10-3 口 m2)油藏开发的比较成熟的技术, 因此，对低渗透油气藏重新进行了划分，。新标准划分的意义是将一大批过去认为是低品质的储量转化为了可 动用储量。如长庆油田，2003年，以渗透率0.5X10-3 U m2为下限， 计算出鄂尔多斯盆地石油远景资源量为85.88X108t；如果以渗透率 0.3X10-3 U m2为下限，则石油远景资源量可能是120X108to技术 进步、油价上涨都可以使低渗透油气藏开发的储层下限下移。例如，当目标油藏生产到1988年底，且vrO为1.95x 106m3,为28.5%, 丫为35时,步骤2022：确定目标油藏在t时刻的累计产水体积和累计产出水中 的悬浮物含量的乘积，得到目标油藏在t时刻的累计产泥沙体积。具体地，可以根据t时刻的累计产水体积、t时刻的累计产出水中的悬浮物含量，采用以下公式(2)得到目标油藏t时刻的累计产泥沙体积: vs=vwq(2)其中，VS为t时刻的累计产泥沙体积，VW为t时刻的累计产水体积， a为t时刻的累计产出水中的悬浮物含量。例如，当目标油藏生产到1988年底，且vw为4155553.9m3,。为 120x10-6 时,vs=vwa=4155553.9x120x10-6=498.7(013)。步骤2023：将原始波及喉道体积和目标油藏在t时刻的累计产泥沙 体积进行相加，得到目标油藏在t时刻的波及喉道体积。具体地，可以根据原始波及喉道体积、t时刻的累计产泥沙体积，采用以下公式(3)得到目标油藏t时刻的波及喉道体积：vt=v0+vs(3)其中，vt为t时刻的波及喉道体积，v0为原始波及喉道体积，vs为t 时刻的累计产泥沙体积。例如，当目标油藏生产到1988年底，且v0 = 15878m3、vs=498.7m3时，vt=vO+vs = 15878+498.7 = 16376.7(m3)。步骤2024：将目标油藏在t时刻的波及喉道体积与原始波及喉道体 积之间的比值的算术平方根，确定为第一比值。具体地，可以根据t时刻的波及喉道体积、原始波及喉道体积，采用 以下公式得到目标油藏t时刻的第一比值：rt/rO=(vt/vO) 1/2(4)其中，rt为t时刻的喉道半径，rO为原始喉道半径，vt为t时刻的波 及喉道体积，vO为原始波及喉道体积。其中，上述公式(4)中rt/rO即为第一比值。例如，当目标油藏生产到1988年底，且vt为16376.7m3、例=15878m3 时，rt/rO = (vt/vO) 1/2 = (16376.7-15878) 1/2=1.016。步骤203：根据原始孔隙度，通过预设规则，确定目标油藏在t时刻 的孔隙度。其中，t时刻的孔隙度是指目标油藏生产至t时刻时，目标油藏的孔 隙度，t时刻的波及油藏体积是指目标油藏生产至t时刻时，地层水 波及到的孔隙体积。为了便于说明，本发明实施例可以将t时刻的孔 隙度用表示、将t时刻的波及油藏体积用vrt表示。具体地，步骤203中的预设规则通过以下两种方式实现：第一种实现方式:将原始孔隙度，确定为目标油藏在t时刻的孔隙度； 具体地，在第一种实现方式中，可以采用以下公式(5)确定t时刻的孔 隙度：其中，为t时刻的孔隙度，为原始孔隙度。也即是，本发明实施例可以当作目标油藏的孔隙度是不发生变化的, 将原始孔隙度确定为任一时刻的孔隙度，该种实现方式简化了对t时 刻的孔隙度的计算过程，节省了求取第二比值的时间，适用于快速计 算目标油藏t时刻渗透率的场景。第二种实现方式：确定目标油藏在t时刻的波及油藏体积;确定目标 油藏在t时刻的累计产泥沙体积和波及油藏体积的比值，得到第三比 值；将原始孔隙度和第三比值进行相加，得到目标油藏在t时刻的孔 隙度。具体地，确定目标油藏在t时刻的波及油藏体积的操作可以包括：获 取目标油藏在t时刻的累计过水倍数；将目标油藏在t时刻的累计产 水体积和累计过水倍数之间的比值，确定为目标油藏在t时刻的波及 油藏体积。例如，可以采用以下公式确定t时刻的波及油藏体积：vrt=vw/p（6）其中，vrt为t时刻的波及油藏体积，vw为t时刻的累计产水体积，p 为t时刻累计过水倍数。其中，累计过水倍数是是指目标油藏中注入井和采出井之间累计通过 注入水的体积与波及的孔隙体积的比值。实际应用中，累计过水倍数 可以由用户输入得到，可以由其他设备发送得到，也可以通过对油藏 的生产数据进行计算得到。例如，可以获取目标油藏中的注入井和采 出井之间累计通过注入水的体积与波及的孔隙体积，通过计算累计通 过注入水的体积与波及的孔隙体积的比值，确定累计过水倍数。其中，目标油藏在t时刻的累计产泥沙体积可以通过将目标油藏在t 时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量进行相乘得到。例如，在确定了目标油藏t时刻的波及油藏体积后，可以采用以下公 式确定目标油藏在t时刻的孔隙度：其中，为t时刻的孔隙度，为原始孔隙度，VS为t时刻的累计产泥沙 体积，vrt为t时刻的波及油藏体积。该种实现方式认为目标油藏中的孔隙度是随时间的变化而发生改变 的，考虑了孔隙度变化对确定渗透率的影响，更贴合目标油藏的实际 生产情况，利用该实现方式确定的目标油藏在t时刻的渗透率较第一 种实现方式考虑因素更全面，计算精度更高。具体地，根据原始孔隙度，通过预设规则，确定目标油藏在t时刻的 孔隙度中，预设规则的两种实现方式可以由技术人员根据油藏的数据 准备情况进行选择。步骤204：将目标油藏在t时刻的孔隙度和原始孔隙度之间的比值, 确定为第二比值。也即是，可以计算目标油藏在t时刻的孔隙度和原始孔隙度之间的比 值，并将目标油藏在t时刻的孔隙度和原始孔隙度之间的比值作为第 二比值。例如，计算与之间的比值即并将作为第二比值。步骤205：根据原始渗透率、第一比值和第二比值，确定目标油藏在 t时刻的油藏渗透率。具体地，根据原始渗透率、第一比值和第二比值，确定目标油藏在t 时刻的油藏渗透率的操作可以包括：确定原始渗透率、第一比值以及 第二比值的算术平方根之间的乘积；将原始渗透率、第一比值以及第 二比值的算术平方根之间的乘积，确定为目标油藏在t时刻的油藏渗 透率。例如，可以根据原始渗透率、第一比值和第二比值，采用以下公式(8) 确定目标油藏在t时刻的油藏渗透率：其中，kt为t时刻的油藏渗透率，kO为原始渗透率，为原始孔隙度, 为t时刻的孔隙度，rt为t时刻的喉道半径，rO为原始喉道半径。 其中，rt/rO表示第一比值，表示第二比值。例如，以上述步骤101中的目标油藏a的某区块为例，假设通过上 述步骤203中的第一种实现方式确定该区块在1988年底的孔隙度, 则根据上述公式(8)可以计算得到该区块在1988年底的油藏渗透率 为：进一步地，仍以上述步骤101中的目标油藏a的某区块为例，假设 通过上述步骤203中的第一种实现方式确定该区块在生成过程中的 孔隙度，贝IJ得至U的该区块分别在1996、2003、2008、2013和2015 年年底的油藏渗透率可以如下表2所示。其中，表2的第一列为获取 的油藏指标参数对应的年份，第二列为在对应年份年底的累计产泥沙 体积vs、第三列为在对应年份年底的波及喉道体积vt、第四列为在 对应年份年底的喉道半径与原始喉道半径比、第五列为在对应年份年 底的渗透率变化率、第六列为在对应年份年底的计算油藏渗透率、第 七列为在对应年份年底的测量油藏渗透率、第八列为在对应年份年底 的测量值与计算值相对误差。其中，渗透率变化率是指该区块在各年年底时计算的油藏渗透率和原 始油藏渗透率的差值与原始油藏渗透率的比值，计算油藏渗透率是指 通过本发明实施例提供的方法计算得到的该区块在对应年份年底的 油藏渗透率，测量油藏渗透率是指该区块在对应年份年底获取目标油 藏的多个岩心，在实验室进行分析，得到该多个岩心的渗透率，利用 该多个岩心的渗透率的平均值，确定该区块在对应年份年底的反应油 藏整体的油藏渗透率，测量值与计算值相对误差是指测量油藏渗透率 和计算油藏渗透率之间的差值与测量油藏渗透率的比值。表2表2示出了随着油藏的开发时间的增加，油藏渗透率逐渐增加的规律。 而且，通过第一预设规则计算得到的油藏渗透率值与测量渗透率值相 对误差最大接近10%,表明该方法计算得到的油藏渗透率准确度较 高。例如，以上述步骤101中的目标油藏a的某区块为例，假设通过上 述步骤203中的第二种实现方式确定该区块在1988年底的孔隙度， 则根据上述公式(6)、计算得到该区块在1988年底的孔隙度，以及 根据上述公式(8)可以计算得到该区块在1988年底的油藏渗透率可 以如下所示：根据公式(6)计算得到该区块生产到1988年底的波及油藏体积： vrt=vw/p=4155553.9-r6.9=602254.2(m3)；根据公式计算得到该区块生产到1988年底的孔隙度：则根据公式(8)计算得到该区块生产到1988年底的油藏渗透率为：仍以上述步骤101中的目标油藏a的某区块为例，假设通过上述步 骤203中的第二种实现方式确定该区块在生成过程中的孔隙度，则得 到的该区块分别在1996、2003、2008、2013和2015年年底的油藏 渗透率可以如下表3所示。其中，第一列为获取油藏指标参数对应的 年份、第二列为在对应年份年底的累产泥沙体积vs、第三列为在对 应年份年底的波及喉道体积vt、第四列为在对应年份年底的第一比值、 第五列为在对应年份年底的累计过水倍数、第六列为在对应年份年底 的波及油藏体积、第七列为在对应年份年底的t时刻的孔隙度、第八 列为在对应年份年底的计算渗透率变化率、第九列为在对应年份年底 的计算油藏渗透率值、第十列为在对应年份年底的利用现有技术测量 得到的测量油藏渗透率值、第十一列为在对应年份年底的测量值与计 算值相对误差。其中，渗透率变化率是指该区块在各年年底时计算的油藏渗透率和原 始油藏渗透率的差值与原始油藏渗透率的比值，计算油藏渗透率是指 通过本发明实施例提供的方法计算得到的该区块在对应年份年底的 油藏渗透率，测量油藏渗透率是指该区块在对应年份年底获取目标油 藏的多个岩心，在实验室进行分析，得到该多个岩心的渗透率，利用 该多个岩心的渗透率的平均值，确定该区块在对应年份年底的反应油 藏整体的油藏渗透率，测量值与计算值相对误差是指和计算油藏渗透 率之间的差值与测量油藏渗透率的比值。表3表3示出了随着油藏的开发时间的增加，油藏渗透率逐渐增加的规律。 而且，通过预设规则的第二种实施方式计算得到的油藏渗透率值与测 量渗透率值相对误差最大低于10%,且油藏在聚合物驱前计算得到 的油藏渗透率值与测量渗透率值相对误差低于5%,表明该方法计算 得到的油藏渗透率准确度非常高。需要说明的是，本发明实施例仅是以表2和表3的油藏指标参数进行 说明，但是表2和表3并不构成对油藏指标参数的限定。进一步地，还可以按照本发明实施例提供的方法，确定目标油藏在多 个不同时刻的油藏渗透率，根据多个不同时刻的油藏渗透率研究目标 油藏渗透率随时间变化规律，及时发现油藏渗透率的异常变化并制定 相应的技术措施，达到油田稳油控水的目的。或者，还可以通过发明 实施例提供的方法，实时确定目标油藏的油藏渗透率，达到实时监控 目标油藏的油藏渗透率的目的。本发明实施例中，获取目标油藏的原始渗透率、原始波及油藏体积、 原始孔喉比和原始孔隙度，以及目标油藏在t时刻的累计产水体积和 累计产出水中的悬浮物含量，然后根据获取的参数确定目标油藏在t 时刻的喉道半径与原始喉道半径之间的第一比值，以及目标油藏在t 时刻的孔隙度和原始孔隙度之间的第二比值，并根据原始渗透率、第 一比值和第二比值，确定目标油藏在t时刻的油藏渗透率。由于获取 的不同生产时刻的油藏指标参数均为油藏整体参数，反映的是目标油 藏的平均水平，因此通过这些油藏整体参数确定的油藏渗透率能够反 映整个目标油藏的油藏渗透率，相较于现有技术提高了确定油藏渗透 率的准确度。而且，由于油藏整体参数均为油田生产开发而产生的现 有数据，可以直接获取，不需要对油藏进行取心作业，从而降低了参 数的获取难度，减少了油田的投资成本，提高了油田的生产效率。图3是本发明实施例提供的一种油藏渗透率确定装置的结构示意图。 参见图3,该装置可以包括：获取模块301,用于获取目标油藏的原始渗透率、原始波及油藏体积、 原始孔喉比和原始孔隙度，以及在t时刻的累计产水体积和累计产出 水中的悬浮物含量，目标油藏为待研究的油藏，t时刻为目标油藏的 任一生产时刻；第一确定模块302,用于根据原始波及油藏体积、原始孔喉比和原始 孔隙度，以及目标油藏在t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬 浮物含量，确定目标油藏在t时刻的喉道半径和原始喉道半径之间的 比值，得到第一比值；第二确定模块303,用于根据原始孔隙度，通过预设规则，确定目标 油藏在t时刻的孔隙度，并确定目标油藏在t时刻的孔隙度和原始孔 隙度之间的比值，得到第二比值；第三确定模304,用于根据原始渗透率、第一比值和第二比值，确定 目标油藏在t时刻的油藏渗透率。可选地，第一确定模块包括：第一确定单元，用于确定原始波及油藏体积和原始孔隙度的乘积与原 始孔喉比之间的比值，并将原始波及油藏体积和原始孔隙度的乘积与 原始孔喉比之间的比值确定为目标油藏的原始波及喉道体积。可选地，第一确定模块包括：第二确定单元，用于确定目标油藏在t时刻的累计产水体积和累计产 出水中的悬浮物含量的乘积，并将目标油藏在t时刻的累计产水体积 和累计产出水中的悬浮物含量的乘积确定为目标油藏在t时刻的累计 产泥沙体积；第一计算单元，用于将原始波及喉道体积和目标油藏在t时刻的累计 产泥沙体积进行相加，得到目标油藏在t时刻的波及喉道体积。可选地，第一确定模块包括：第三确定单元，用于将目标油藏在t时刻的波及喉道体积与原始波及 喉道体积之间的比值的算术平方根，确定为第一比值。可选地，第二确定模块包括：第四确定单元，用于将原始孔隙度，确定为目标油藏在t时刻的孔隙 度。可选地，第二确定模块包括：第五确定单元，用于确定目标油藏在t时刻的波及油藏体积；确定目标油藏在t时刻的累计产泥沙体积和波及油藏体积的比值，得 到第三比值；将原始孔隙度和第三比值进行相加，得到目标油藏在t时刻的孔隙度。可选地，第五确定单元包括：获取子单元，用于获取目标油藏在t时刻的累计过水倍数；第一确定子单元，用于将目标油藏在t时刻的累计产水体积和累计过 水倍数之间的比值，确定为目标油藏在t时刻的波及油藏体积。油藏渗透率的确定方法、装置及存储介质与流程本发明涉及油田开发技术领域，特别涉及一种油藏渗透率的确定方法、 装置及存储介质。背景技术油藏渗透率是指油藏整体在一定压差下允许流体通过的能力，是表征 油藏物性的一个重要指标。随着油田开发的不断发展，油藏内的孔隙 结构会发生变化，进而导致油藏渗透率随时间发生变化，且油藏渗透 率过高，会影响油田开发效果。因此，实际开发过程中，需要能够确 定任一生产时刻的油藏渗透率，以实时监控油藏渗透率的变化情况， 及时发现油藏渗透率的异常变化并制定相应的技术措施，达到油田稳 油控水的目的。目前，岩心压汞实验是确定任一生产时刻的油藏渗透率的主要手段。 具体地，可以先获取待研究的油藏的原始渗透率、原始孔隙度和原始 可选地，第三确定模块具体用于：确定原始渗透率、第一比值以及第二比值的算术平方根之间的乘积； 将原始渗透率、第一比值以及第二比值的算术平方根之间的乘积，确 定为目标油藏在t时刻的油藏渗透率。本发明实施例中，通过获取目标油藏的任一生产时刻的原始渗透率、 原始波及油藏体积、原始孔喉比和原始孔隙度，在任一生产时刻的累 计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量，以及通过预设规则得到的 目标油藏在任一生产时刻的孔隙度，确定目标油藏在任一生产时刻的 喉道半径与原始喉道半径之间的比值和孔隙度与原始孔隙度之间的 比值，并根据喉道半径与原始喉道半径之间的比值、孔隙度与原始孔 隙度之间的比值和原始渗透率，确定目标油藏在任一生产时刻的油藏 渗透率。也即是，本发明实施例获取的目标油藏的动、静态生产数据 以及不同生产时刻的目标油藏属性均为油藏整体参数，反映的是目标 油藏的平均水平，通过这些油藏整体参数确定的目标油藏在任一生产 时刻的油藏渗透率是该油藏的平均油藏渗透率，相较于现有技术提高 了确定油藏渗透率的准确度。而且，由于油藏整体参数均为油田生产 开发而产生的现有数据，从而降低了油藏整体参数的获取难度、提高 了计算效率，并减少了油藏取心次数，提高了油田的生产效率。需要说明的是：上述实施例提供的油藏渗透率确定装置在确定油藏渗 透率时，仅以上述各功能模块的划分进行举例说明，实际应用中，可 以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块完成，即将装置的内 部结构划分成不同的功能模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。 另外，上述实施例提供的油藏渗透率确定装置与确定油藏渗透率的方 法实施例属于同一构思，其具体实现过程详见方法实施例，这里不再 赘述。图4是本发明实施例提供的一种终端400的结构示意图。该终端400 可以是：智能手机、平板电脑、mp3播放器（movingpictureexpertsgroupaudiolayeriii,动态影像专家压缩标准音 频层面 3）、mp4（movingpictureexpertsgroupaudiolayeriv,动态影像 专家压缩标准音频层面4）播放器、笔记本电脑或台式电脑。终端400 还可能被称为用户设备、便携式终端、膝上型终端、台式终端等其他 名称。通常，终端400包括有：处理器401和存储器402。处理器401可以包括一个或多个处理核心，比如4核心处理器、8核 心处理器等。处理器401可以采用dsp（dig让alsignalprocessing,数 字信号处理）、fpga（fieldprogrammablegatearray,现场可编程门阵 列）、pla（programmablelogicarray,可编程逻辑阵列）中的至少一种硬 件形式来实现。处理器401也可以包括主处理器和协处理器，主处理 器是用于对在唤醒状态下的数据进行处理的处理器，也称 cpu（centralprocessingunit,中央处理器）；协处理器是用于对在待机 状态下的数据进行处理的低功耗处理器。在一些实施例中，处理器 401 可以在集成有 gpu（graphicsprocessingunit,图像处理器），gpu 用于负责显示屏所需要显示的内容的渲染和绘制。一些实施例中，处 理器401还可以包括司（artificialintelligence,人工智能）处理器，该ai处理器用于处理有关机器学习的计算操作。存储器402可以包括一个或多个计算机可读存储介质，该计算机可读 存储介质可以是非暂态的。存储器402还可包括高速随机存取存储器, 以及非易失性存储器，比如一个或多个磁盘存储设备、闪存存储设备。在一些实施例中，存储器402中的非暂态的计算机可读存储介质用于 存储至少一个指令,该至少一个指令用于被处理器401所执行以实现 本申请中方法实施例提供的油藏渗透率确定方法。在一些实施例中，终端400还可选包括有：外围设备接口 403和至 少一个外围设备。处理器401、存储器402和外围设备接口 403之 间可以通过总线或信号线相连。各个外围设备可以通过总线、信号线 或电路板与外围设备接口 403相连。具体地，外围设备包括：射频电 路404、触摸显示屏404、摄像头406、音频电路407、定位组件408 和电源409中的至少一种。外围设备接口 403可被用于将i/o（input/output,输入/输出）相关的至 少一个外围设备连接到处理器401和存储器402。在一些实施例中， 处理器401、存储器402和外围设备接口 403被集成在同一芯片或 电路板上；在一些其他实施例中，处理器401、存储器402和外围设 备接口 403中的任意一个或两个可以在单独的芯片或电路板上实现， 本实施例对此不加以限定。射频电路404用于接收和发射rf（radiofrequency,射频）信号，也称 电磁信号。射频电路404通过电磁信号与通信网络以及其他通信设备 进行通信。射频电路404将电信号转换为电磁信号进行发送，或者, 将接收到的电磁信号转换为电信号。可选地，射频电路404包括：天 线系统、rf收发器、一个或多个放大器、调谐器、振荡器、数字信号 处理器、编解码芯片组、用户身份模块卡等等。射频电路404