| 摘 要： | 本文提供一种革新的方法，引入在随时间变化匹配过程确定相对渗透率（Kr）的局部饱和度测量来描述的非均质性，并且也评价局部非均质性对Kr本身及对毛细管压力（Pc）的影响。常规上是在专门的岩心分析实验宣（SCAL）实验中测量饱和度剖面。有几种方法在反演过程中使用这种信息来确定Kr数据。局部饱和度剖面或者在反演过程中在极小化通用评价函数内包含，或者在模拟中平滑它们而用作输入数据，这导致模拟压力中非平滑的降低。这些方法中没有一个可重现通常对碳酸盐岩样品测量出现的局部饱和度变化。我们的方法具有在对给定岩石类型岩石物性特征描述中含有这些变化的优点。所提出的方法使用在油藏模拟中经常使用的并且以压力数据为基础按比例增大技术。为了评价局部处特性分析了稳定化饱和度剖面和瞬变饱和度剖面。给出几个或者包含天然气／油或者包含水／油流体系统的碳酸盐岩岩样测量实例。该结果证明，很准确地重现生产数据和局部处饱和度剖面是可能的。所提出方法的计算结果不仅是一套Kr，Pc曲线，而且由于测量局部化饱和度的场合是按每段计算岩石物性特性参数，能有一个最好置信度的Kr，Pc区间。然后能只根据一次实验来估价一给定岩石类型内由于非均质而存在的Kr，Pc数据分布，并且能使用它进行油藏比例尺的不确定性研究。
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