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、原始孔隙度和原始喉道半径，当需要确定该油藏在t时刻的油藏渗透率时，采集位于该油藏中的某一口生产井在该t时刻的一个岩心段，并在实验室中用压汞仪对该岩心段进行压汞实验，以获取该岩心段在该t时刻的孔隙度和喉道半径。之后，计算该岩心段在该t时刻的孔隙度与原始孔隙度的第一比值，以及该岩心段在该t时刻的喉道半径与原始喉道半径的第二比值，根据第一比值、该第二比值和原始渗透率，确定该岩心段在该t时刻的渗透率，并将该岩心段在该t时刻的渗透率作为该油藏在该t时刻的油藏渗透率。其中，该t时刻可以为该油藏的任一生产时刻。

在实现本发明的过程中，本发明人发现现有技术中至少存在以下问题：

通过岩心压汞实验对岩心段进行分析，得到的是岩心段的渗透率，但是岩心段的渗透率只能反映所在生产井对应井位处的油藏渗透率，而油藏中包括很多生产井，每个生产井对应井位处的油藏渗透率也有不同，因此岩心段的渗透率不能代表整个油藏的油藏渗透率，这种将岩心段的渗透率作为整个油藏的油藏渗透率的方式准确度较低。而且，进行岩心压汞实验的前提是对油藏进行取心作业，以获取岩心段，但是多次取心作业会增加油田的投资成本，降低油田的生产效率。

技术实现要素：

为了解决相关技术中存在的确定油藏渗透率的准确度较低，且会增加油田的投资成本，降低油田的生产效率的问题，本发明实施例提供了一种油藏渗透率确定方法、装置及存储介质。所述技术方案如下：

第一方面，提供了一种油藏渗透率确定方法，所述方法包括：

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，所述目标油藏为待研究的油藏，所述t时刻为所述目标油藏的任一生产时刻；

根据所述原始波及油藏体积、所述原始孔喉比和所述原始孔隙度，以及所述目标油藏在所述t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量，确定所述目标油藏在所述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；

根据所述原始孔隙度，通过预设规则，确定所述目标油藏在所述t时刻的孔隙度，并确定所述目标油藏在所述t时刻的孔隙度和所述原始孔隙度之间的比值，得到第二比值；

根据所述原始渗透率、所述第一比值和所述第二比值，确定所述目标油藏在所述t时刻的油藏渗透率。

可选地，所述根据所述原始波及油藏体积、所述原始孔喉比和所述原始孔隙度，以及所述目标油藏在所述t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量，确定所述目标油藏在所述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：

确定所述原始波及油藏体积和原始孔隙度的乘积与所述原始孔喉比之间的比值，并将所述原始波及油藏体积和原始孔隙度的乘积与所述原始孔喉比之间的比值确定为所述目标油藏的原始波及喉道体积。

可选地，所述根据所述原始波及油藏体积、所述原始孔喉比和所述原始孔隙度，以及所述目标油藏在所述t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量，确定所述目标油藏在所述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：

确定所述目标油藏在所述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，并将所述目标油藏在所述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所述目标油藏在所述t时刻的累计产泥沙体积；

将所述原始波及喉道体积和所述目标油藏在所述t时刻的累计产泥沙体积进行相加，得到所述目标油藏在所述t时刻的波及喉道体积。

可选地，所述根据所述原始波及油藏体积、所述原始孔喉比和所述原始孔隙度，以及所述目标油藏在所述t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量，确定所述目标油藏在所述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：

将所述目标油藏在所述t时刻的波及喉道体积与所述原始波及喉道体积之间的比值的算术平方根，确定为所述第一比值。

可选地，所述根据所述原始孔隙度，通过预设规则，确定所述目标油藏在所述t时刻的孔隙度，包括：

将所述原始孔隙度，确定为所述目标油藏在所述t时刻的孔隙度。

可选地，所述根据所述原始孔隙度，通过预设规则，确定所述目标油藏在所述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，所述确定所述目标油藏在所述t时刻的波及油藏体积，包括：

获取所述目标油藏在所述t时刻的累计过水倍数；

将所述目标油藏在所述t时刻的累计产水体积和累计过水倍数之间的比值，确定为所述目标油藏在所述t时刻的波及油藏体积。

可选地，所述根据所述原始渗透率、所述第一比值和所述第二比值，确定所述目标油藏在所述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。

第二方面，提供了一种油藏渗透率的确定装置，所述装置包括：

获取模块，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，所述目标油藏为待研究的油藏，所述t时刻为所述目标油藏的任一生产时刻；

第一确定模块，用于根据所述原始波及油藏体积、所述原始孔喉比和所述原始孔隙度，以及所述目标油藏在所述t时刻的累计产水体积和累计产出水中的悬浮物含量，确定所述目标油藏在所述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，用于根据所述原始孔隙度，通过预设规则，确定所述目标油藏在所述t时刻的孔隙度，并确定所述目标油藏在所述t时刻的孔隙度和所述原始孔隙度之间的比值，得到第二比值；

第三确定模块，用于根据所述原始渗透率、所述第一比值和所述第二比值，确定所述目标油藏在所述t时刻的油藏渗透率。

可选地，所述第一确定模块包括：

第一确定单元，用于确定所述原始波及油藏体积和原始孔隙度的乘积与所述原始孔喉比之间的比值，并将所述原始波及油藏体积和原始孔隙度的乘积与所述原始孔喉比之间的比值确定为所述目标油藏的原始波及喉道体积。

可选地，所述第一确定模块包括：

第二确定单元，用于确定所述目标油藏在所述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，并将所述目标油藏在所述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所述目标油藏在所述t时刻的累计产泥沙体积；

第一计算单元，用于将所述原始波及喉道体积和所述目标油藏在所述t时刻的累计产泥沙体积进行相加，得到所述目标油藏在所述t时刻的波及喉道体积。

可选地，所述第一确定模块包括：

第三确定单元，用于将所述目标油藏在所述t时刻的波及喉道体积与所述原始波及喉道体积之间的比值的算术平方根，确定为所述第一比值。

可选地，所述第二确定模块包括：

第四确定单元，用于将所述原始孔隙度，确定为所述目标油藏在所述t时刻的孔隙度。

可选地，所述第二确定模块包括：

第五确定单元，用于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，所述第五确定单元包括：

获取子单元，用于获取所述目标油藏在所述t时刻的累计过水倍数；

第一确定子单元，用于将所述目标油藏在所述t时刻的累计产水体积和累计过水倍数之间的比值，确定为所述目标油藏在所述t时刻的波及油藏体积。

可选地，所述第三确定模块具体用于：

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k0表示、原始波及油藏体积用vr0表示、原始孔喉比用γ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α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％、vr0为1.95×10⁶m³、γ为35、k0为1145md。

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，vr0为原始波及油藏体积，为原始孔隙度，γ为原始孔喉比。

例如，当目标油藏生产到1988年底，且vr0为1.95×10⁶m³，为28.5％，γ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＝vwα(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，α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，α为120×10^-6时，vs＝vwα＝4155553.9×120×10^-6＝498.7(m³)。

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＝v0+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(4)得到目标油藏t时刻的第一比值：

rt/r0＝(vt/v0)^1/2(4)

其中，rt为t时刻的喉道半径，r0为原始喉道半径，vt为t时刻的波及喉道体积，v0为原始波及喉道体积。

其中，上述公式(4)中rt/r0即为第一比值。

例如，当目标油藏生产到1988年底，且vt为16376.7m³、v0＝15878m³时，rt/r0＝(vt/v0)^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(6)确定t时刻的波及油藏体积：

vrt＝vw/β(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，β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(7)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，k0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，r0为原始喉道半径。

其中，rt/r0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，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)、(7)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/β＝4155553.9÷6.9＝602254.2(m³)；

根据公式(7)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。

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(digitalsignalprocessing，数字信号处理)、fpga(field－programmablegatearray，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ai(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可以通过至少一种无线通信协议来与其它终端进行通信。该无线通信协议包括但不限于：城域网、各代移动通信网络(2g、3g、4g及4g)、无线局域网和/或wifi(wirelessfidelity，无线保真)网络。在一些实施例中，射频电路404还可以包括nfc(nearfieldcommunication，近距离无线通信)有关的电路，本申请对此不加以限定。

显示屏404用于显示ui(userinterface，用户界面)。该ui可以包括图形、文本、图标、视频及其它们的任意组合。当显示屏405是触摸显示屏时，显示屏405还具有采集在显示屏405的表面或表面上方的触摸信号的能力。该触摸信号可以作为控制信号输入至处理器401进行处理。此时，显示屏405还可以用于提供虚拟按钮和/或虚拟键盘，也称软按钮和/或软键盘。在一些实施例中，显示屏405可以为一个，设置终端400的前面板；在另一些实施例中，显示屏405可以为至少两个，分别设置在终端400的不同表面或呈折叠设计；在再一些实施例中，显示屏405可以是柔性显示屏，设置在终端400的弯曲表面上或折叠面上。甚至，显示屏405还可以设置成非矩形的不规则图形，也即异形屏。显示屏405可以采用lcd(liquidcrystaldisplay，液晶显示屏)、oled(organiclight-emittingdiode,有机发光二极管)等材质制备。

摄像头组件406用于采集图像或视频。可选地，摄像头组件406包括前置摄像头和后置摄像头。通常，前置摄像头设置在终端的前面板，后置摄像头设置在终端的背面。在一些实施例中，后置摄像头为至少两个，分别为主摄像头、景深摄像头、广角摄像头、长焦摄像头中的任意一种，以实现主摄像头和景深摄像头融合实现背景虚化功能、主摄像头和广角摄像头融合实现全景拍摄以及vr(virtualreality，虚拟现实)拍摄功能或者其它融合拍摄功能。在一些实施例中，摄像头组件406还可以包括闪光灯。闪光灯可以是单色温闪光灯，也可以是双色温闪光灯。双色温闪光灯是指暖光闪光灯和冷光闪光灯的组合，可以用于不同色温下的光线补偿。

音频电路407可以包括麦克风和扬声器。麦克风用于采集用户及环境的声波，并将声波转换为电信号输入至处理器401进行处理，或者输入至射频电路404以实现语音通信。出于立体声采集或降噪的目的，麦克风可以为多个，分别设置在终端400的不同部位。麦克风还可以是阵列麦克风或全向采集型麦克风。扬声器则用于将来自处理器401或射频电路404的电信号转换为声波。扬声器可以是传统的薄膜扬声器，也可以是压电陶瓷扬声器。当扬声器是压电陶瓷扬声器时，不仅可以将电信号转换为人类可听见的声波，也可以将电信号转换为人类听不见的声波以进行测距等用途。在一些实施例中，音频电路407还可以包括耳机插孔。

定位组件408用于定位终端400的当前地理位置，以实现导航或lbs(locationbasedservice，基于位置的服务)。定位组件408可以是基于美国的gps(globalpositioningsystem，全球定位系统)、中国的北斗系统、俄罗斯的格雷纳斯系统或欧盟的伽利略系统的定位组件。

电源409用于为终端400中的各个组件进行供电。电源409可以是交流电、直流电、一次性电池或可充电电池。当电源409包括可充电电池时，该可充电电池可以支持有线充电或无线充电。该可充电电池还可以用于支持快充技术。

在一些实施例中，终端400还包括有一个或多个传感器410。该一个或多个传感器410包括但不限于：加速度传感器411、陀螺仪传感器412、压力传感器413、指纹传感器414、光学传感器415以及接近传感器416。

加速度传感器411可以检测以终端400建立的坐标系的三个坐标轴上的加速度大小。比如，加速度传感器411可以用于检测重力加速度在三个坐标轴上的分量。处理器401可以根据加速度传感器411采集的重力加速度信号，控制触摸显示屏405以横向视图或纵向视图进行用户界面的显示。加速度传感器411还可以用于游戏或者用户的运动数据的采集。

陀螺仪传感器412可以检测终端400的机体方向及转动角度，陀螺仪传感器412可以与加速度传感器411协同采集用户对终端400的3d动作。处理器401根据陀螺仪传感器412采集的数据，可以实现如下功能：动作感应(比如根据用户的倾斜操作来改变ui)、拍摄时的图像稳定、游戏控制以及惯性导航。

压力传感器413可以设置在终端400的侧边框和/或触摸显示屏405的下层。当压力传感器413设置在终端400的侧边框时，可以检测用户对终端400的握持信号，由处理器401根据压力传感器413采集的握持信号进行左右手识别或快捷操作。当压力传感器413设置在触摸显示屏405的下层时，由处理器401根据用户对触摸显示屏405的压力操作，实现对ui界面上的可操作性控件进行控制。可操作性控件包括按钮控件、滚动条控件、图标控件、菜单控件中的至少一种。

指纹传感器414用于采集用户的指纹，由处理器401根据指纹传感器414采集到的指纹识别用户的身份，或者，由指纹传感器414根据采集到的指纹识别用户的身份。在识别出用户的身份为可信身份时，由处理器401授权该用户执行相关的敏感操作，该敏感操作包括解锁屏幕、查看加密信息、下载软件、支付及更改设置等。指纹传感器414可以被设置终端400的正面、背面或侧面。当终端400上设置有物理按键或厂商logo时，指纹传感器414可以与物理按键或厂商logo集成在一起。

光学传感器415用于采集环境光强度。在一个实施例中，处理器401可以根据光学传感器415采集的环境光强度，控制触摸显示屏405的显示亮度。具体地，当环境光强度较高时，调高触摸显示屏405的显示亮度；当环境光强度较低时，调低触摸显示屏405的显示亮度。在另一个实施例中，处理器401还可以根据光学传感器415采集的环境光强度，动态调整摄像头组件406的拍摄参数。

接近传感器416，也称距离传感器，通常设置在终端400的前面板。接近传感器416用于采集用户与终端400的正面之间的距离。在一个实施例中，当接近传感器416检测到用户与终端400的正面之间的距离逐渐变小时，由处理器401控制触摸显示屏405从亮屏状态切换为息屏状态；当接近传感器416检测到用户与终端400的正面之间的距离逐渐变大时，由处理器401控制触摸显示屏405从息屏状态切换为亮屏状态。

也即是，本发明实施例不仅提供了一种终端，包括处理器和用于存储处理器可执行指令的存储器，其中，处理器被配置为执行图1或图2所示的实施例中的方法，而且，本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，该存储介质内存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时可以实现图1或图2所示的实施例中的油藏渗透率确定方法。

本领域技术人员可以理解，图4中示出的结构并不构成对终端400的限定，可以包括比图示更多或更少的组件，或者组合某些组件，或者采用不同的组件布置。

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，所述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。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。