CN105259076A - 多重介质中致密油的流态识别方法及其装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种多重介质中致密油的流态识别方法及其装置，所述方法包括：确定岩心样品中介质的类型；确定所述岩心样品中介质的物性参数、流体参数及生产参数；生成所述岩心样品中介质的几何尺度参数；计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数；计算得到所述岩心样品中介质中致密油的压力梯度参数；确定用于识别所述类型的介质中致密油流态的动力学参数临界值；计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的压力梯度参数临界值；计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的几何尺度标准值；根据所述几何尺度标准值判断待识别介质中致密油的流态。本发明仅通过介质的几何尺度参数即可识别介质中致密油的流态。

Description

多重介质中致密油的流态识别方法及其装置

技术领域

本发明涉及油气田开发领域，尤其涉及一种多重介质中致密油的流态识别方法及其装置。

背景技术

致密油作为一种非常规资源，在我国拥有厚实的储量基础，开发潜力巨大。致密储层的介质类型多样，发育“纳米-微米-毫米级”不同尺度基质孔隙、天然裂缝，与体积压裂产生的人工裂缝，构成复杂裂缝网络。不同时间，不同尺度介质内渗流机理不同，存在低速非线性、拟线性、高速非线性多种流态，如何判别致密油多重介质内流态是渗流力学研究的重要内容，对致密油合理开发有着十分重要的意义。

影响致密油多重介质流态的因素很多，主要归结为两方面：一是多孔介质的孔隙结构特点，二是流体性质。前者主要包括孔隙半径、喉道半径、孔隙迂回度、孔隙分布密度、裂缝开度、裂缝长度等因素。其中，喉道半径与裂缝开度的变化对流体流动产生的影响最为明显，而基质与裂缝的渗透率大小是基质喉道大小、裂缝开度的宏观表征，决定了基质与裂缝的渗流能力，因此，喉道半径、裂缝开度、基质渗透率、裂缝渗透率等参数变化会使致密油多重介质内流体流态发生变化。流体性质主要体现于流体的粘度μ和密度ρ，尤其是流体粘度对流体的渗流起着决定性的影响。

目前国内外对于低渗透油层流体流态的研究主要是以渗流实验数据为基础，根据渗流曲线是否产生线性偏离来判别流体流态。受实验设备、实验条件、实验岩心数量等限制，这种基于渗流实验的流态识别方法适用性有限，无法弄清致密油纳米-微米-毫米级多种尺度孔缝介质发育下的渗流特征，尤其是在什么条件下致密油流态表现为低速非线性渗流，什么条件下呈现拟线性渗流，什么条件下会发生高速非线性渗流，迄今尚没有一种判别方法或标准，在实验数据缺乏时更无法判断流体流态。

因此，弄清楚致密油流体的渗流特征，对致密油合理有效开发是十分必要的。

发明内容

本发明提供一种多重介质中致密油的流态识别方法及其装置，以解决现有技术中一项或多项缺失。

本发明提供一种多重介质中致密油的流态识别方法，所述方法包括：采集一生产井所在区域的岩心样品，并确定所述岩心样品中介质的类型；根据所述岩心样品的室内实验数据和所述生产井的生产动态数据确定所述岩心样品中介质的物性参数、所述岩心样品中介质中致密油的流体参数及所述生产井的生产参数；根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据生成所述岩心样品中介质的几何尺度参数；基于所述的物性参数、流体参数、生产参数及所述几何尺度参数，通过动力学参数计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数；根据所述生产参数、所述几何尺度参数及所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质中致密油的压力梯度参数；

通过对比所述类型的介质的多个已知动力学参数数据确定用于识别所述类型的介质中致密油流态的动力学参数临界值；根据所述动力学参数临界值、所述流体参数及所述几何尺度参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的压力梯度参数临界值；根据所述动力学参数临界值、所述压力梯度参数临界值及所述流体参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的几何尺度标准值；根据所述几何尺度标准值或所述几何尺度标准值及所述室内实验数据判断待识别介质中致密油的流态。

一个实施例中，根据所述几何尺度标准值或所述几何尺度标准值及所述室内实验数据判断待识别介质中致密油的流态，包括：基于所述待识别介质的几何尺度，根据所述几何尺度标准值判断所述待识别介质中致密油的流态；或者根据所述室内实验数据和所述几何尺度标准值计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的渗透率标准值，并基于所述待识别介质的渗透率，判断所述待识别介质中致密油的流态。

一个实施例中，所述岩心样品中介质的类型包括：至少一种尺度的孔隙和/或至少一种尺度的裂缝；所述孔隙包括大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔；所述裂缝包括大缝、中缝、小缝、微缝及纳米缝。

一个实施例中，通过物性参数实验获取所述物性参数；通过流体实验获取所述流体参数；根据所述生产动态数据获取所述生产参数。

一个实施例中，所述物性参数包括所述岩心样品中介质的渗透率和孔隙度；所述流体参数包括流体粘度和流体密度；所述生产参数包括所述生产井的生产压差、产油流量、井筒半径及动用半径。

一个实施例中，根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据生成所述岩心样品中介质的几何尺度参数，包括：根据所述室内实验数据获取所述孔隙的几何尺度参数；根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据确定所述裂缝的几何尺度参数；其中，根据所述室内实验数据获取所述孔隙的几何尺度参数，包括：根据所述室内实验数据中的所述孔隙的压汞实验数据，建立所述孔隙的渗透率-几何尺度的第一关系式，所述孔隙的压汞实验数据包括所述孔隙的测定渗透率；基于所述孔隙的测定渗透率设置第一设定渗透率范围；根据所述第一设定渗透率范围和所述第一关系式计算得到所述孔隙的几何尺度参数；根据所述室内实验数据获取所述裂缝的几何尺度参数，包括：根据所述室内实验数据中的所述裂缝的压汞实验数据，建立所述裂缝的渗透率-几何尺度的第二关系式，所述裂缝的压汞实验数据包括所述裂缝的测定渗透率；基于所述裂缝的测定渗透率设置第二设定渗透率范围；根据所述第二设定渗透率范围和所述第二关系式计算得到所述裂缝的几何尺度参数；其中，所述孔隙的几何尺度参数包括喉道直径，所述裂缝的几何尺度参数包括裂缝宽度，所述岩心样品中介质的几何尺度参数包括所述孔隙的几何尺度参数和所述裂缝的几何尺度参数。

一个实施例中，当所述岩心样品中介质的几何尺度参数大于微米尺度时，通过动力学参数计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数，包括：通过雷诺数计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的雷诺数。

一个实施例中，所述压力梯度参数包括启动压力梯度参数和流动压力梯度参数，根据所述生产参数、所述几何尺度参数及所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质中致密油的压力梯度参数，包括：根据所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质的启动压力梯度参数；根据所述生产参数和所述几何尺度参数计算得到所述岩心样品中介质中致密油的流动压力梯度参数；其中，根据所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质中致密油的启动压力梯度参数，包括：根据所述室内实验数据中的启动压力梯度实验数据建立所述岩心样品中介质的启动压力梯度-渗透率的第三关系式，所述启动压力梯度实验数据包括所述岩心样品中介质的渗透率；根据所述岩心样品中介质的渗透率设置第三设定渗透率范围；根据所述第三关系式和所述第三设定渗透率范围计算得到所述启动压力梯度参数；根据所述生产参数和所述几何尺度参数计算得到所述岩心样品中介质中致密油的流动压力梯度参数，包括：根据所述生产参数中的产油流量计算得到所述岩心样品中介质中致密油的生产压差；根据所述生产压差和所述几何尺度参数计算得到所述流动压力梯度参数。

一个实施例中，所述第一关系式为：d＝A·e^B·k，其中，d是所述孔隙的喉道直径，k是所述第一设定渗透率范围内的渗透率，A和B是根据所述孔隙的压汞实验数据确定的系数；所述第二关系式为：w_f＝(k_f/0.833)^0.5，其中，w_f是所述裂缝的宽度，k_f是所述第二设定渗透率范围内的渗透率。

一个实施例中，当所述岩心样品中介质为孔隙时，所述雷诺数计算公式为：其中，R_e1是孔隙介质的雷诺数，ρ₁是孔隙介质中流体的密度，d是喉道直径，μ₁是孔隙介质中流体的粘度，k₁是孔隙介质渗透率，△p是生产压差，r_e是动用半径，r_w是井筒半径，r是介质位置；当所述岩心样品中介质为裂缝时，所述雷诺数计算公式为：其中，R_e2是裂缝介质的雷诺数，ρ₂是裂缝介质中流体的密度，w_f是裂缝宽度，μ₂是裂缝介质中流体的粘度，k₂是裂缝介质渗透率，x_f是裂缝长度。

一个实施例中，所述动力学参数临界值包括：喉道拟线性临界雷诺数、喉道高速非线性临界雷诺数、裂缝拟线性临界雷诺数、裂缝高速非线性临界雷诺数；其中，所述喉道拟线性临界雷诺数为10^-6，所述喉道高速非线性临界雷诺数为0.2、所述裂缝拟线性临界雷诺数为10^-6，所述裂缝高速非线性临界雷诺数为10。

一个实施例中，所述压力梯度参数临界值包括：启动压力梯度、喉道拟线性临界压力梯度、喉道高速非线性临界压力梯度、裂缝拟线性临界压力梯度及裂缝高速非线性临界压力梯度；所述喉道拟线性临界压力梯度为：其中，是所述喉道拟线性临界压力梯度，p是流体压力变量，r是孔隙喉道的位置变量，Re_p1是所述喉道拟线性临界雷诺数，μ₁是孔隙介质中致密油的粘度，ρ₁是孔隙介质中致密油的密度，d是喉道直径；所述喉道高速非线性临界压力梯度为：其中，是所述喉道高速非线性临界压力梯度，Re_p2是所述喉道高速非线性临界雷诺数；所述裂缝拟线性临界压力梯度为：其中，是所述裂缝拟线性临界压力梯度，l是裂缝宽度变量，Re_p3是所述裂缝拟线性临界雷诺数，w_f是裂缝宽度，μ₂是裂缝介质中致密油的粘度，ρ₂是裂缝介质中致密油的密度；所述裂缝高速非线性临界压力梯度为：其中，是所述裂缝高速非线性临界压力梯度，Re_p4是所述裂缝高速非线性临界雷诺数；其中，所述流体参数包括孔隙介质中致密油的粘度μ₁、孔隙介质中致密油的密度ρ₁、裂缝介质中致密油的粘度μ₂，裂缝介质中致密油的密度ρ₂，所述几何尺度参数包括喉道直径d和裂缝宽度w_f。

一个实施例中，所述几何尺度标准值包括：拟线性临界喉道直径、高速非线性临界喉道直径、拟线性临界裂缝宽度、高速非线性临界裂缝宽度、不可动用临界喉道直径及不可动用临界裂缝宽度；所述拟线性临界喉道直径为：所述高速非线性临界喉道直径为：所述拟线性临界裂缝宽度为： $w_{fp1}={\[\frac{14{\mathrm{Re}}_{p3}{{\mathrm{\μ}}_2}^2}{{\mathrm{\ρ}}_2{\left(\frac{dp}{dl}\right)}_{p1}}\]}^{1/3};$ 所述高速非线性临界裂缝宽度为： $w_{fp2}={\[\frac{14{\mathrm{Re}}_{p4}{{\mathrm{\μ}}_2}^2}{{\mathrm{\ρ}}_2{\left(\frac{dp}{dl}\right)}_{p2}}\]}^{1/3}.$

一个实施例中，所述渗透率标准值包括：拟线性临界喉道渗透率、高速非线性临界喉道渗透率、拟线性临界裂缝渗透率、高速非线性临界裂缝渗透率、不可动用临界喉道渗透率及不可动用临界裂缝渗透率；所述拟线性临界喉道渗透率为：k_p1＝alnr₁+b，其中，r₁是拟线性临界喉道半径，d_p1是所述拟线性临界喉道直径，a和b是根据所述室内实验数据确定的系数；所述高速非线性临界喉道渗透率为：k_p2＝alnr₂+b，其中，r₂是高速非线性临界喉道半径，d_p2是所述高速非线性临界喉道直径；所述拟线性临界裂缝渗透率为：k_fp1＝0.833·w_fp1 ²，其中，w_fp1是所述拟线性临界裂缝宽度；所述高速非线性临界裂缝渗透率为：k_fp2＝0.833·w_fp2 ²，其中，w_fp2是所述高速非线性临界裂缝宽度。

一个实施例中，所述中缝的缝宽范围为[10mm,50mm]；所述中缝的缝宽范围为[1mm,10mm)；所述小缝的缝宽范围为[100μm,1mm)；所述微缝的缝宽范围为[1μm,100μm)；所述纳米缝的缝宽范围为(0μm,1μm)；所述大孔的喉道直径范围为[10μm,20μm]；所述中孔的喉道直径范围为[4μm,10μm)；所述小孔的喉道直径范围为[1μm,4μm)；所述微孔的喉道直径范围为[0.5μm,1μm)；所述纳米孔的喉道直径范围为[37nm,0.5μm)。

本发明还提供一种多重介质中致密油的流态识别装置，所述装置包括：介质类型确定单元，用于采集一生产井所在区域的岩心样品，并确定所述岩心样品中介质的类型；属性参数生成单元，用于根据所述岩心样品的室内实验数据和所述生产井的生产动态数据确定所述岩心样品中介质的物性参数、所述岩心样品中介质中致密油的流体参数及所述生产井的生产参数；几何尺度参数生成单元，用于根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据生成所述岩心样品中介质的几何尺度参数；动力学参数生成单元，用于基于所述的物性参数、流体参数、生产参数及所述几何尺度参数，通过动力学参数计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数；压力梯度参数生成单元，用于根据所述生产参数、所述几何尺度参数及所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质中致密油的压力梯度参数；动力学参数临界值生成单元，用于通过对比所述类型的介质的多个已知动力学参数数据确定用于识别所述类型的介质中致密油流态的动力学参数临界值；压力梯度参数临界值生成单元，用于根据所述动力学参数临界值、所述流体参数及所述几何尺度参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的压力梯度参数临界值；几何尺度标准值生成单元，用于根据所述动力学参数临界值、所述压力梯度参数临界值及所述流体参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的几何尺度标准值；致密油流态识别单元，用于根据所述几何尺度标准值或所述几何尺度标准值及所述室内实验数据判断待识别介质中致密油的流态。

一个实施例中，所述致密油流态识别单元包括：几何尺度流态识别模块，用于基于所述待识别介质的几何尺度，根据所述几何尺度标准值判断所述待识别介质中致密油的流态；或者渗透率流态识别模块，用于根据所述室内实验数据和所述几何尺度标准值计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的渗透率标准值，并基于所述待识别介质的渗透率，判断所述待识别介质中致密油的流态。

一个实施例中，所述装置还包括：介质类型存储单元，用于存储所述岩心样品中介质的类型，所述岩心样品中介质的类型包括：至少一种尺度的孔隙和/或至少一种尺度的裂缝；所述孔隙包括大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔；所述裂缝包括大缝、中缝、小缝、微缝及纳米缝。

一个实施例中，所述装置还包括：属性参数存储单元，用于存储所述物性参数、所述流体参数及所述生产参数；其中，所述物性参数包括所述岩心样品中介质的渗透率和孔隙度；所述流体参数包括流体粘度和流体密度；所述生产参数包括所述生产井的生产压差、产油流量、井筒半径及动用半径。

一个实施例中，所述几何尺度参数生成单元包括：孔隙几何尺度参数生成模块，用于根据所述室内实验数据获取所述孔隙的几何尺度参数；裂缝几何尺度参数生成模块，用于根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据确定所述裂缝的几何尺度参数；其中，所述孔隙几何尺度参数获取模块，包括：孔隙测定渗透率生成模块，用于根据所述室内实验数据中的所述孔隙的压汞实验数据，建立所述孔隙的渗透率-几何尺度的第一关系式，所述孔隙的压汞实验数据包括所述孔隙的测定渗透率；第一设定渗透率范围生成模块，用于基于所述孔隙的测定渗透率设置第一设定渗透率范围；孔隙几何尺度参数计算模块，用于根据所述第一设定渗透率范围和所述第一关系式计算得到所述孔隙的几何尺度参数；所述裂缝几何尺度参数生成模块，包括：裂缝测定渗透率生成模块，用于根据所述室内实验数据中的所述裂缝的压汞实验数据，建立所述裂缝的渗透率-几何尺度的第二关系式，所述裂缝的压汞实验数据包括所述裂缝的测定渗透率；第二设定渗透率范围生成模块，用于基于所述裂缝的测定渗透率设置第二设定渗透率范围；裂缝几何尺度参数计算模块，用于根据所述第二设定渗透率范围和所述第二关系式计算得到所述裂缝的几何尺度参数；其中，所述孔隙的几何尺度参数包括喉道直径，所述裂缝的几何尺度参数包括裂缝宽度，所述岩心样品中介质的几何尺度参数包括所述孔隙的几何尺度参数和所述裂缝的几何尺度参数。

一个实施例中，所述压力梯度参数包括启动压力梯度参数和流动压力梯度参数，所述压力梯度参数生成单元，包括：启动压力梯度参数生成模块，用于根据所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质的启动压力梯度参数；流动压力梯度参数生成模块，用于根据所述生产参数和所述几何尺度参数计算得到所述岩心样品中介质中致密油的流动压力梯度参数；其中，所述启动压力梯度参数生成模块，包括：第三关系式生成模块，用于根据所述室内实验数据中的启动压力梯度实验数据建立所述岩心样品中介质的启动压力梯度-渗透率的第三关系式，所述启动压力梯度实验数据包括所述岩心样品中介质的渗透率；第三设定渗透率范围生成模块，用于根据所述岩心样品中介质的渗透率设置第三设定渗透率范围；启动压力梯度参数计算模块，用于根据所述第三关系式和所述第三设定渗透率范围计算得到所述启动压力梯度参数；所述流动压力梯度参数生成模块，包括：生产压差生成模块，用于根据所述生产参数中的产油流量计算得到所述岩心样品中介质中致密油的生产压差；流动压力梯度参数计算模块，用于根据所述生产压差和所述几何尺度参数计算得到所述流动压力梯度参数。

本发明结合介质类型、室内实验数据及生产动态数据等信息，获得用于判断待识别介质中致密油的流态的几何尺度标准值，仅通过介质的几何尺度即可判断该介质内致密油的流态，具有简便、快捷及准确等优点。进一步，可以通过几何尺度参数或渗透率判断待识别介质的致密油流态，判别参数可选择，更不易受待识别介质的已知数据的限制，致密油流态识别更便捷。本发明考虑了致密油储层中介质的多样性和尺度的级差性，针对不同时间，不同尺度多重介质内流态存在差异的特点，形成了一种基于致密油多重介质流体识别的自适应处理技术。本发明不受多重介质类型与介质尺度的限制，能实现纳米级-微米级-毫米级不同尺度多重介质的流态识别；不受致密油实验数据缺乏的限制，在没有实验数据支撑情况下依然可以根据本发明确定的流态识别标准判断致密油流态。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术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。在附图中：

图1是本发明实施例的多重介质中致密油的流态识别方法的流程示意图；

图2是本发明一实施例中获取孔隙几何尺度参数方法的流程示意图；

图3是本发明一实施例中获取裂缝几何尺度参数方法的流程示意图；

图4是本发明一实施例中计算启动压力梯度参数方法的流程示意图；

图5是本发明一实施例中计算流动压力梯度参数方法的流程示意图；

图6是本发明一实施例中致密储层中多重介质的组成示意图；

图7是本发明一实施例中喉道半径和渗透率的关系曲线图；

图8是本发明一实施例中不同生产参数下基质喉道内雷诺数的计算图版示意图；

图9是本发明一实施例中不同生产参数下裂缝内雷诺数计算图版示意图；

图10是本发明一实施例中启动压力梯度与渗透率的关系曲线图；

图11是本发明一实施例中致密油基质内流态的平均喉道直径识别图版；

图12是本发明一实施例中致密油裂缝内流态的平均裂缝宽度识别图版；

图13是本发明一实施例中致密油基质内流态的渗透率识别图版；

图14是本发明一实施例中致密油裂缝内流态的渗透率识别图版；

图15是本发明实施例的多重介质中致密油的流态识别装置的结构示意图；

图16是本发明一实施例中致密油流态识别单元的结构示意图；

图17是本发明另一实施例的多重介质中致密油的流态识别装置的结构示意图；

图18是本发明又一实施例的多重介质中致密油的流态识别装置的结构示意图；

图19是本发明一实施例中几何尺度参数生成单元的结构示意图；

图20是本发明一实施例中孔隙几何尺度参数获取模块的结构示意图；

图21是本发明一实施例中裂缝几何尺度参数生成模块的结构示意图；

图22是本发明一实施例中压力梯度参数生成单元的结构示意图；

图23是本发明一实施例中启动压力梯度参数生成模块的结构示意图；

图24是本发明一实施例中流动压力梯度参数生成模块的结构示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

本发明实施例提供一种多重介质中致密油的流态识别方法和装置。本发明采用室内实验、生产动态数据等手段确定物性参数，计算多重介质的几何尺度参数、动力学参数及压力梯度参数；基于合理动力学参数的流态识别标准，确定临界压力梯度、临界几何尺度、临界渗透率等流态识别标准，进而提供了一种有效判别不同尺度喉道与裂缝、不同渗透率、不同粘度、不同压力梯度下致密油流态的技术。需要预先说明的是，本发明各实施例中“孔隙”和“基质”可具有相同的意义，孔隙的几何尺度参数可以用喉道的几何尺度表示。

图1是本发明实施例的多重介质中致密油的流态识别方法的流程示意图。如图1所示，多重介质中致密油的流态识别方法，包括步骤：

S110：采集一生产井所在区域的岩心样品，并确定所述岩心样品中介质的类型；

S120：根据所述岩心样品的室内实验数据和所述生产井的生产动态数据确定所述岩心样品中介质的物性参数、所述岩心样品中介质中致密油的流体参数及所述生产井的生产参数；

S130：根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据生成所述岩心样品中介质的几何尺度参数；

S140：基于所述的物性参数、流体参数、生产参数及所述几何尺度参数，通过动力学参数计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数；

S150：根据所述生产参数、所述几何尺度参数及所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质中致密油的压力梯度参数；

S160：通过对比所述类型的介质的多个已知动力学参数数据确定用于识别所述类型的介质中致密油流态的动力学参数临界值；

S170：根据所述动力学参数临界值、所述流体参数及所述几何尺度参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的压力梯度参数临界值；

S180：根据所述动力学参数临界值、所述压力梯度参数临界值及所述流体参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的几何尺度标准值；

S190：根据所述几何尺度标准值或所述几何尺度标准值及所述室内实验数据判断待识别介质中致密油的流态。

本发明实施例的多重介质中致密油的流态识别方法，结合介质类型、室内实验数据及生产动态数据等信息，获得用于判断待识别介质中致密油的流态的几何尺度标准值，如此一来，仅通过介质的几何尺度即可判断该介质内致密油的流态，该流态识别方法具有简便、快捷及准确等优点。

在上述步骤S190中，可以直接基于待识别介质的几何尺度，根据上述几何尺度标准值判断该待识别介质中致密油的流态；也可以先根据上述室内实验数据和上述几何尺度标准值计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的渗透率标准值，再基于该待识别介质的渗透率，判断该待识别介质中致密油的流态。具体是利用待识别介质的几何尺度参数还是渗透率判断待识别介质中致密油的流态，可视该待识别介质的已知参数而定。

本发明实施例中，可以通过几何尺度参数或渗透率判断待识别介质的致密油流态，判别参数可选择，更不易受待识别介质的已知数据的限制，致密油流态识别更便捷。

在上述步骤S110中，该岩心样品中介质的类型可包括：至少一种尺度的孔隙和/或至少一种尺度的裂缝；该孔隙可包括大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔；该裂缝可包括大缝、中缝、小缝、微缝及纳米缝。

本发明实施例中，考虑了致密油体积压裂模式下，“纳米-微米-毫米级”不同尺度基质孔隙、天然裂缝及体积压裂产生的人工裂缝。不同尺度介质内致密油的渗流机理不同，因而本发明实施例能够实现多样性介质、级差介质尺度及复杂致密油的流态识别。

上述各类型介质的尺度划分标准可以根据本领域技术人员共用的划分标准，也可视需要自行定义。

一个实施例中，上述中缝的缝宽范围为[10mm,50mm]；上述中缝的缝宽范围为[1mm,10mm)；上述小缝的缝宽范围为[100μm,1mm)；上述微缝的缝宽范围为[1μm,100μm)；上述纳米缝的缝宽范围为(0μm,1μm)；上述大孔的喉道直径范围为[10μm,20μm]；上述中孔的喉道直径范围为[4μm,10μm)；上述小孔的喉道直径范围为[1μm,4μm)；上述微孔的喉道直径范围为[0.5μm,1μm)；上述纳米孔的喉道直径范围为[37nm,0.5μm)。

在上述步骤S120中，可通过包括物性参数实验的室内实验获得上述室内实验数据。生产井的生产动态数据可直接从该生产井的施工记录数据中提取。

根据上述室内实验数据和上述生产动态数据确定岩心样品中介质的物性参数、该岩心样品中介质中致密油的流体参数及该生产井的生产参数。具体地，可通过物性参数实验获取该物性参数；可通过流体实验获取上述流体参数；可根据生产动态数据获取该生产参数。以实验数据和生产动态数据为基础进行流态识别，可得到更准确的识别结果。

上述物性参数可包括岩心样品中介质的渗透率和孔隙度，例如，基质渗透率、基质孔隙度、裂缝长度、裂缝渗透率及裂缝孔隙度；上述流体参数可包括岩心样品中介质中致密油的流体粘度和流体密度；上述生产参数可包括生产井的生产压差、产油流量、井筒半径及动用半径。上述各参数均易通过室内实验或生产动态数据方便地获得，从而降低了流态识别的难度。

在上述步骤S130中，当上述岩心样品中介质为孔隙介质时，可根据上述室内实验数据获取该孔隙的几何尺度参数，孔隙的几何尺度参数例如是喉道直径；当上述岩心样品中介质为裂缝介质时，可根据上述室内实验数据或上述生产井的测井数据确定该裂缝的几何尺度参数，裂缝的几何尺度参数例如是裂缝宽度/开度。其中，生产井的测井数据可通过地震检测得到，通过该测井数据直接可得到该裂缝的几何尺度参数。以此，裂缝的几何尺度参数可通过多种方法得到。

图2是本发明一实施例中获取孔隙几何尺度参数方法的流程示意图。如图2所示，在上述步骤S130中，当上述岩心样品中介质为孔隙介质时，根据上述室内实验数据获取该孔隙的几何尺度参数的方法，可包括步骤：

S1311：根据所述室内实验数据中的所述孔隙的压汞实验数据，建立所述孔隙的渗透率-几何尺度的第一关系式，所述孔隙的压汞实验数据包括所述孔隙的测定渗透率；

S1312：基于所述孔隙的测定渗透率设置第一设定渗透率范围；

S1313：根据所述第一设定渗透率范围和所述第一关系式计算得到所述孔隙的几何尺度参数。

在上述步骤S1311中，例如，可根据孔隙介质的压汞实验测得多个测定渗透率-介质几何尺度对应关系的实验数据，根据这些测定渗透率-介质几何尺度数据可以拟合得到一条关于测定渗透率-介质几何尺度的关系曲线，该测定渗透率-介质几何尺度的关系曲线对应上述孔隙的渗透率-几何尺度的第一关系式。

一个实施例中，上述孔隙的渗透率-几何尺度关系即第一关系式的具体形式可为：

d＝A·e^B·k，(1)

其中，d是孔隙的喉道直径，k是上述第一设定渗透率范围内的渗透率，A和B是常系数，可根据上述孔隙介质的压汞实验数据确定。其中，喉道直径d也可以用其他孔隙的几何尺度参数代替，例如，喉道半径。不同的孔隙的几何尺度参数可具有不同的系数A和B和/或不同的第一关系式的表达形式。其中，喉道直径d和孔隙的渗透率k分别是第一关系式(1)中的变量和自变量。

虽然孔隙的压汞实验可测定其渗透率，但测定渗透率的并非绝对准确，且实验数据量有限，很难对每种尺度的孔隙介质均进行测定。因此，本发明实施例中，考虑先基于孔隙的测定渗透率设定合理的第一设定渗透率范围(步骤S1312)，然后从该第一设定渗透率范围取一渗透率值，将该渗透率值代入上述第一关系式(1)中即可求得该渗透率值所对应的孔隙的几何尺度参数(步骤S1313)。如此一来，可得到各种尺度孔隙介质的渗透率，且所得渗透率的值也更准确。

图3是本发明一实施例中获取裂缝几何尺度参数方法的流程示意图。如图3所示，在上述步骤S130中，当上述岩心样品中介质为裂缝介质时，根据上述室内实验数据确定该裂缝的几何尺度参数的方法，可包括步骤：

S1321：根据所述室内实验数据中的所述裂缝的压汞实验数据，建立所述裂缝的渗透率-几何尺度的第二关系式，所述裂缝的压汞实验数据包括所述裂缝的测定渗透率；

S1322：基于所述裂缝的测定渗透率设置第二设定渗透率范围；

S1323：根据所述第二设定渗透率范围和所述第二关系式计算得到所述裂缝的几何尺度参数。

在上述步骤S1321中，例如，可根据裂缝介质的压汞实验测得多个测定渗透率-介质几何尺度对应关系的实验数据，根据这些测定渗透率-介质几何尺度数据可以拟合得到一条关于测定渗透率-介质几何尺度的关系曲线，该测定渗透率-介质几何尺度的关系曲线对应上述裂缝的渗透率-几何尺度的第二关系式。

一个实施例中，上述裂缝的渗透率-几何尺度关系即第二关系式的具体形式可为：

w_f＝(k_f/0.833)^0.5，(2)

其中，w_f是裂缝的宽度即裂缝开度，k_f是上述裂缝的第二设定渗透率范围内的渗透率，其中，裂缝的宽度w_f和裂缝的渗透率k_f分别是第二关系式(2)中的变量和自变量。常数0.833和常数0.5根据裂缝的压汞实验数据拟合得到，在其他实施例中，可以是其他值。

与计算孔隙的几何尺度参数的情况类似。虽然裂缝的压汞实验可测定其渗透率，但测定渗透率的并非绝对准确，且实验数据量有限，很难对每种尺度的裂缝介质均进行测定。因此，本发明实施例中，考虑先基于裂缝的测定渗透率设定合理的第二设定渗透率范围(步骤S1322)，然后从该第二设定渗透率范围取一渗透率值，将该渗透率值代入上述第二关系式(2)中即可求得该渗透率值所对应的裂缝的几何尺度参数(步骤S1323)。如此一来，可得到各种尺度裂缝介质的渗透率，且所得渗透率的值也更准确。

在上述图2和图3所示的计算几何尺度参数的方法中，该孔隙的几何尺度参数可包括喉道直径，该裂缝的几何尺度参数可包括裂缝宽度，该岩心样品中介质的几何尺度参数可包括所述孔隙的几何尺度参数和所述裂缝的几何尺度参数。

在得到上述岩心样品中介质的几何尺度参数，可进一步确定上述岩心样品中介质的中致密油流动的动力学参数(S140)，以将这些动力学参数作为流态识别的标准。动力学参数可以是例如雷诺数等参数，具体动力学参数的类型，可根据需要选择。

一个实施例中，考虑到雷诺数是粘滞阻力与惯性阻力的比值，可作为判断流态的基本动力学参数。如此一来，上述步骤S140中，通过动力学参数计算公式计算得到岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数，即可为，通过雷诺数计算公式计算得到岩心样品中介质中致密油流动的雷诺数。因为雷诺数的流态识别标准充分考虑了介质内致密油流动的实际情况，所以，以雷诺数作为大于微米尺度介质的动力学参数，可得到更合理的流态识别结果。

一个实施例中，当上述岩心样品中介质为孔隙时，例如，上述的大孔、中孔或小孔，上述的雷诺数计算公式可为：

$R_{e1}=\frac{{\mathrm{\ρ}}_{1}d}{{\mathrm{\μ}}_1}\·\frac{k_1}{{\mathrm{\μ}}_1}\frac{\mathrm{\Δ}p}{ln(\frac{r_e}{r_w}\·r)},---\left(3\right)$

其中，R_e1是孔隙介质的雷诺数，ρ₁是孔隙介质中流体的密度，d是喉道直径，μ₁是孔隙介质中流体的粘度，k₁是孔隙介质渗透率，△p是生产压差，r_e是动用半径，r_w是井筒半径，r是介质位置。

一个实施例中，当上述岩心样品中介质为裂缝时，例如，上述的大缝、中缝或小缝，上述的雷诺数计算公式可为：

$R_{e2}=\frac{{\mathrm{\ρ}}_2{w}_f}{2{\mathrm{\μ}}_2}\·\frac{k_2}{{\mathrm{\μ}}_2}\frac{\mathrm{\Δ}p}{x_f},---\left(4\right)$

其中，R_e2是裂缝介质的雷诺数，ρ₂是裂缝介质中流体的密度，w_f是裂缝宽度，μ₂是裂缝介质中流体的粘度，k₂是裂缝介质渗透率，x_f是裂缝长度，△p是生产压差。

在计算得到岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数之后，可根据上述的生产参数、几何尺度参数及室内实验数据计算得到岩心样品中介质中致密油的压力梯度参数。

上述岩心样品中介质中致密油的压力梯度参数具体地可包括启动压力梯度参数和流动压力梯度参数。如此一来，一方面，可根据室内实验数据计算得到上述岩心样品中介质的启动压力梯度参数；另一方面，可根据生产参数和介质的几何尺度参数计算得到上述岩心样品中介质中致密油的流动压力梯度参数。

图4是本发明一实施例中计算启动压力梯度参数方法的流程示意图。如图4所示，在上述S150中，可根据室内实验数据计算得到上述岩心样品中介质中致密油的启动压力梯度参数，该计算方法可包括步骤：

S1511：根据所述室内实验数据中的启动压力梯度实验数据建立所述岩心样品中介质的启动压力梯度-渗透率的第三关系式，所述启动压力梯度实验数据包括所述岩心样品中介质的渗透率；

S1512：根据所述岩心样品中介质的渗透率设置第三设定渗透率范围；

S1513：根据所述第三关系式和所述第三设定渗透率范围计算得到所述启动压力梯度参数。

在上述步骤S1511中，例如，可根据岩心样品中介质的启动压力梯度-渗透率测得多个启动压力梯度-渗透率对应关系的实验数据，根据这些启动压力梯度-渗透率数据可以拟合得到一条关于启动压力梯度-渗透率的关系曲线，该启动压力梯度-渗透率的关系曲线对应上述岩心样品中介质的启动压力梯度-渗透率的第三关系式。

一个实施例中，上述启动压力梯度-渗透率关系即第三关系式的具体形式可为：

G＝α·e^β·k，(5)

其中，G是启动压力梯度，k是上述第三设定渗透率范围内的渗透率，α和β是常系数，可根据上述启动压力梯度实验数据拟合得到。

图5是本发明一实施例中计算流动压力梯度参数方法的流程示意图。如图5所示，在上述S150中，可根据生产参数和几何尺度参数计算得到所述岩心样品中介质中致密油的流动压力梯度参数，该计算方法可包括步骤：

S1521：根据所述生产参数中的产油流量计算得到所述岩心样品中介质中致密油的生产压差；

S1522：根据所述生产压差和所述几何尺度参数计算得到所述流动压力梯度参数。

在上述步骤S1521中，生产参数中的产油流量可根据岩心样品中介质的驱替实验得到。在上述步骤S1522中，用于计算上述流动压力梯度参数的几何尺度参数，例如可以是裂缝的缝长。

值得说明的是，上述“几何尺度参数”仅是一个统称，并非特指某种具体几何参数，其可以包括介质的各种几何参数，例如裂缝缝长、裂缝缝宽、裂缝开度、喉道直径、喉道半径等，具体是指何种参数需根据具体情况而定。

一个实施例中，孔隙内的流动压力梯度可表示为dp/dr，其中，p为流体压力变量，r为孔隙喉道的位置变量；裂缝内的流动压力梯度可表示为dp/dl，其中，p为流体压力变量，l为裂缝的缝长变量。

在得到岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数(步骤S140)和岩心样品中介质中致密油的压力梯度参数(步骤S150)之后，若要确定用于识别所述类型的介质中致密油流态的几何尺度标准值，还需确定用于识别所述类型的介质中致密油流态的动力学参数临界值和计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的压力梯度参数临界值。

在上述步骤S160中，可通过对比所述类型的介质的多个已知动力学参数数据确定用于识别所述类型的介质中致密油流态的动力学参数临界值。其中，已知动力学参数数据可以是通过调研得到的用于识别流态的动力学参数实验数据，通过对比大量的已知动力学参数数据，可从中选出最佳的动力学参数数据作为上述动力学参数临界值。

不同的动力学参数临界值可对应识别不同的介质，例如，动力学参数临界值可包括：喉道拟线性临界雷诺数、喉道高速非线性临界雷诺数、裂缝拟线性临界雷诺数、裂缝高速非线性临界雷诺数。

具体地，可通过上述喉道拟线性临界雷诺数识别孔隙介质中致密油的拟线性流；可通过上述喉道高速非线性临界雷诺数识别孔隙介质中致密油的高速非线性流。可通过上述裂缝拟线性临界雷诺数识别裂缝介质中致密油的拟线性流；可通过上述裂缝高速非线性临界雷诺数识别裂缝介质中致密油的高速非线性流。

本发明实施例中，对介质中流态的识别标准按裂缝和孔隙分类，且可囊括绝大部分介质中致密油的流态，划分的流态类型较细致，以此可提高后续流态识别的准确度。

一个实施例中，上述喉道拟线性临界雷诺数可为10^-6，上述喉道高速非线性临界雷诺数可为0.2、上述裂缝拟线性临界雷诺数可为10^-6，上述裂缝高速非线性临界雷诺数可为10。

上述各临界值可以是上限值。例如，若雷诺数≤10^-5，则孔隙介质中致密油的流态为拟线性流；若雷诺数≤1且>10^-5，则孔隙介质中致密油的流态为高速非线性流；若雷诺数≤10^-4，则裂缝介质中致密油的流态为拟线性流；若雷诺数≤300且>10^-4，则裂缝介质中致密油的流态为高速非线性流。

本发明实施例中，各流态的动力学参数临界值是经过大量调研得到的较佳值，临界值更准确，能够使后续的流态识别结果更准确。

在上述步骤S170中，可根据上述动力学参数临界值、上述流体参数及上述几何尺度参数计算得到用于识别介质中致密油流态的压力梯度参数临界值。与上述各种动力学参数临界值相对应，压力梯度参数临界值可包括：喉道拟线性临界压力梯度、喉道高速非线性临界压力梯度、裂缝拟线性临界压力梯度及裂缝高速非线性临界压力梯度，还可包括启动压力梯度。

一个实施例中，上述喉道拟线性临界压力梯度可为：

${\left(\frac{dp}{dr}\right)}_{p1}=\frac{32{\mathrm{Re}}_{p1}{{\mathrm{\μ}}_1}^2}{{\mathrm{\ρ}}_1{d}^3},---\left(6\right)$

其中，是所述喉道拟线性临界压力梯度，p是流体(致密油)压力变量，r是孔隙喉道的位置变量，Re_p1是所述喉道拟线性临界雷诺数，μ₁是孔隙介质中致密油的粘度，ρ₁是孔隙介质中致密油的密度，d是喉道直径。

一个实施例中，上述喉道高速非线性临界压力梯度可为：

${\left(\frac{dp}{dr}\right)}_{p2}=\frac{32{\mathrm{Re}}_{p2}{{\mathrm{\μ}}_1}^2}{{\mathrm{\ρ}}_1{d}^3},---\left(7\right)$

其中，是所述喉道高速非线性临界压力梯度，p是流体压力变量，r是孔隙喉道的位置变量，Re_p2是所述喉道高速非线性临界雷诺数，μ₁是孔隙介质中致密油的粘度，ρ₁是孔隙介质中致密油的密度，d是喉道直径。

一个实施例中，上述裂缝拟线性临界压力梯度可为：

${\left(\frac{dp}{dl}\right)}_{p1}=\frac{14{\mathrm{Re}}_{p3}{{\mathrm{\μ}}_2}^2}{{\mathrm{\ρ}}_2{w_f}^3},---\left(8\right)$

其中，是所述裂缝拟线性临界压力梯度，p是流体压力变量，l是裂缝宽度变量，Re_p3是所述裂缝拟线性临界雷诺数，w_f是裂缝宽度，μ₂是裂缝介质中致密油的粘度，ρ₂是裂缝介质中致密油的密度。

一个实施例中，上述裂缝高速非线性临界压力梯度可为：

${\left(\frac{dp}{dl}\right)}_{p2}=\frac{14{\mathrm{Re}}_{p4}{{\mathrm{\μ}}_2}^2}{{\mathrm{\ρ}}_2{w_f}^3},---\left(9\right)$

其中，是所述裂缝高速非线性临界压力梯度，p是流体压力变量，l是裂缝宽度变量，Re_p4是所述裂缝高速非线性临界雷诺数，w_f是裂缝宽度，μ₂是裂缝介质中致密油的粘度，ρ₂是裂缝介质中致密油的密度。

上述各实施例中，孔隙介质中致密油的粘度μ₁、孔隙介质中致密油的密度ρ₁、裂缝介质中致密油的粘度μ₂及裂缝介质中致密油的密度ρ₂属于上述流体参数。喉道直径d和裂缝宽度w_f属于上述几何尺度参数。根据较佳的动力参数临界值可以得到较佳的压力梯度临界值，利于提高流态识别准确度。

在上述步骤S180中，可根据上述动力学参数临界值、上述压力梯度参数临界值(例如，公式(6)～(9))及上述流体参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的几何尺度标准值。与上述各动力学参数临界值和压力梯度参数临界值相对应，上述几何尺度标准值可包括：拟线性临界喉道直径、高速非线性临界喉道直径、拟线性临界裂缝宽度、高速非线性临界裂缝宽度。上述几何尺度标准值还可包括：不可动用临界喉道直径及不可动用临界裂缝宽度。

一个实施例中，上述拟线性临界喉道直径可为：

$d_{p1}={\[\frac{32{\mathrm{Re}}_{p1}{{\mathrm{\μ}}_1}^2}{{\mathrm{\ρ}}_1{\left(\frac{dp}{dr}\right)}_{p1}}\]}^{1/3},---\left(10\right)$

其中，d_p1是拟线性临界喉道直径，Re_p1是上述喉道拟线性临界雷诺数，μ₁是孔隙介质中致密油的粘度，ρ₁是孔隙介质中致密油的密度，是上述喉道拟线性临界压力梯度。

一个实施例中，上述高速非线性临界喉道直径可为：

$d_{p2}={\[\frac{32{\mathrm{Re}}_{p2}{{\mathrm{\μ}}_1}^2}{{\mathrm{\ρ}}_1{\left(\frac{dp}{dr}\right)}_{p2}}\]}^{1/3},---\left(11\right)$

其中，d_p2是高速非线性临界喉道直径，Re_p2是上述喉道高速非线性临界雷诺数，是上述喉道高速非线性临界压力梯度，μ₁是孔隙介质中致密油的粘度，ρ₁是孔隙介质中致密油的密度。

一个实施例中，上述拟线性临界裂缝宽度可为：

$w_{fp1}={\[\frac{14{\mathrm{Re}}_{p3}{{\mathrm{\μ}}_2}^2}{{\mathrm{\ρ}}_2{\left(\frac{dp}{dl}\right)}_{p1}}\]}^{1/3},---\left(12\right)$

其中，w_fp1是拟线性临界裂缝宽度，Re_p3是上述裂缝拟线性临界雷诺数，μ₂是裂缝介质中致密油的粘度，ρ₂是裂缝介质中致密油的密度，是上述裂缝拟线性临界压力梯度。

一个实施例中，上述高速非线性临界裂缝宽度可为：

$w_{f2}={\[\frac{14{\mathrm{Re}}_{p4}{{\mathrm{\μ}}_2}^2}{{\mathrm{\ρ}}_2{\left(\frac{dp}{dl}\right)}_{p2}}\]}^{1/3},---\left(13\right)$

其中，w_fp2是高速非线性临界裂缝宽度，Re_p4是所述裂缝高速非线性临界雷诺数，μ₂是裂缝介质中致密油的粘度，ρ₂是裂缝介质中致密油的密度，是上述裂缝高速非线性临界压力梯度。

在上述步骤S190中，可先根据上述室内实验数据和上述几何尺度标准值计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的渗透率标准值，再基于该待识别介质的渗透率，判断该待识别介质中致密油的流态。与各种上述几何尺度标准值相对应，渗透率标准值可包括：拟线性临界喉道渗透率、高速非线性临界喉道渗透率、拟线性临界裂缝渗透率、高速非线性临界裂缝渗透率、不可动用临界喉道渗透率及不可动用临界裂缝渗透率。

其中，当岩心样品中介质为孔隙时，渗透率标准值可结合孔隙的几何尺度标准值和拟合得到的孔隙的渗透率-几何尺度关系即第一关系式(1)计算得到。当岩心样品中介质为为裂缝时，渗透率标准值可结合裂缝的几何尺度标准值和拟合得到的裂缝的渗透率-几何尺度关系即第二关系式(2)计算得到。

一个实施例中，上述拟线性临界喉道渗透率可为：

k_p1＝alnr₁+b，(14)

其中，r₁是拟线性临界喉道半径，d_p1是上述拟线性临界喉道直径，a和b是常系数，可根据室内实验数据确定。

一个实施例中，高速非线性临界喉道渗透率可为：

k_p2＝alnr₂+b，(15)

其中，r₂是高速非线性临界喉道半径，d_p2是上述高速非线性临界喉道直径，a和b是常系数，可根据室内实验数据确定。

一个实施例中，拟线性临界裂缝渗透率可为：

k_fp1＝0.833·w_fp1 ²，(16)

其中，w_fp1是上述拟线性临界裂缝宽度。

一个实施例中，高速非线性临界裂缝渗透率可为：

k_fp2＝0.833·w_fp2 ²，(17)

其中，w_fp2是上述高速非线性临界裂缝宽度。

下面将以一具体实施例说明本发明的实施方式及功效。

首先通过上述步骤S110获取介质的参数/类型。图6是本发明一实施例中致密储层中多重介质的组成示意图。如图6所示，致密储层中在生产井206附近压裂有三条人工裂缝207。介质的类型具体可包括：大缝201、微缝202、小孔203、微孔204及纳米孔205等介质类型。

然后，通过室内实验与生产动态数据确定各种参数。具体地可确定得到：孔隙/基质的渗透率k为0.06mD，孔隙度φ为3％，裂缝的渗透率k_f为20mD，原油密度/致密油的密度为0.8g/cm³，原油粘度/致密油的粘度为0.8mPa·s。

之后，计算基质喉道与裂缝的几何尺度参数。可得到如表1所示的压汞实验测定结果；根据该压汞实验测定结果中的喉道直径-渗透率数据点301，可拟合得到喉道直径-渗透率的关系曲线或喉道半径-渗透率的关系曲线302(如图7所示)，进而由喉道直径-渗透率的关系曲线或喉道半径-渗透率的关系曲线302，可建立喉道直径-渗透率的关系为d＝0.0072·e^21.903·k；确定喉道直径为d＝45μm；由裂缝渗透率代入喉道直径-渗透率的关系式，可计算得到裂缝宽度/开度为w_f＝4.9μm。

表1致密油岩心压汞实验数据

进一步，计算基质喉道与裂缝中致密油的动力学参数。基于基质/孔隙物性参数、裂缝物性参数、流体参数及不同生产参数，计算基质喉道与裂缝内雷诺数(如图8和图9所示)。如图8所示，在孔隙渗透率-雷诺数坐标系中，从上到下，依次是流量为100t/d、90t/d、80t/d、70t/d、60t/d、55t/d、50t/d、45t/d、40t/d、35t/d、30t/d、25t/d、20t/d、15t/d、10t/d、5t/d、2t/d、1.5t/d、1t/d、0.5t/d时的孔隙渗透率-雷诺数关系曲线。如图9所示，在裂缝渗透率-雷诺数坐标系中，从上到下，依次是流量为100t/d、90t/d、80t/d、70t/d、60t/d、55t/d、50t/d、45t/d、40t/d、35t/d、30t/d、25t/d、20t/d、15t/d、10t/d、5t/d、2t/d、1.5t/d、1t/d、0.5t/d时的裂缝渗透率-雷诺数关系曲线。值得说明的是，通过图7所示的喉道直径-渗透率关系曲线或裂缝宽度-渗透率关系曲线，可根据渗透率和几何尺度参数中的任一个参数求得另一个参数，所以图8和图9所示的关系曲线也可以表示为几何尺度参数-雷诺数的形式。

再进一步，计算基质与裂缝内的压力梯度。具体可包括启动压力梯度、流动压力梯度的计算。通过启动压力梯度实验数据拟合得到启动压力梯度-渗透率的关系曲线(如图10所示)，进而建立启动压力梯度-渗透率的关系式G＝0.071·k^-1.344，计算得到介质的启动压力梯度；最终可根据生产参数计算得到基质内流动压力梯度dp/dr与裂缝内流动压力梯度dp/dl。

之后，确定基质喉道与裂缝内致密油宏观流动的临界雷诺数Re_p流态识别标准，可包括：喉道拟线性临界雷诺数10^-6、喉道高速非线性临界雷诺数0.2、裂缝拟线性临界雷诺数10^-6及裂缝高速非线性临界雷诺数10。

再之后，确定基质喉道与裂缝的临界压力梯度((dp/dr)_p与(dp/dl)_p)流态识别标准，如表2所示。

表2基质与裂缝内致密油流态发生变化的临界压力梯度

然后，根据基质物性参数、裂缝物性参数、流体参数、生产参数确定致密油储层基质喉道与裂缝的几何尺度分类标准，如表3所示。

表3基质与裂缝内致密油流态发生变化的几何尺度分类标准

再者，确定基质与裂缝流态发生变化的渗透率界限，如表4所示。

表4基质与裂缝内致密油流态发生变化的渗透率界限

根据上述具体实施例所得到的储层基质喉道与裂缝内致密油流态识别标准，对待识别介质进行判断，可建立得到基质喉道与裂缝的几何尺度与渗透率的致密油流态识别图版，如图11、图12、图13及图14所示，根据该流态识别图版，可反过来确定实验岩心在基质喉道内为低速非线性渗流，在裂缝内为拟线性渗流，流态识别结果准确。

具体地，如图11和图13所示，基质启动压力梯度曲线A1、基质拟线性临界压力梯度曲线A2及基质高速非线性临界压力梯度曲线A3，将整个流态区域分为基质不可动用区B1、基质低速非线性渗流区B2、基质拟线性渗流区B3及基质高速非线性渗流区B4。如图12和图14所示，裂缝启动压力梯度曲线C1、裂缝拟线性临界压力梯度曲线C2及裂缝高速非线性临界压力梯度曲线C3，将整个流态区域分为裂缝不可动用区D1、裂缝低速非线性渗流区D2、裂缝拟线性渗流区D3及裂缝高速非线性渗流区D4。

本发明实施例的多重介质中致密油的流态识别方法，结合介质类型、室内实验数据及生产动态数据等信息，获得用于判断待识别介质中致密油的流态的几何尺度标准值，仅通过介质的几何尺度即可判断该介质内致密油的流态，具有简便、快捷及准确等优点。进一步，可以通过几何尺度参数或渗透率判断待识别介质的致密油流态，判别参数可选择，更不易受待识别介质的已知数据的限制，致密油流态识别更便捷。

基于与图1所示的多重介质中致密油的流态识别方法相同的发明构思，本申请实施例还提供了一种多重介质中致密油的流态识别装置，如下面实施例所述。由于该多重介质中致密油的流态识别装置解决问题的原理与多重介质中致密油的流态识别方法相似，因此该多重介质中致密油的流态识别装置的实施可以参见多重介质中致密油的流态识别方法的实施，重复之处不再赘述。

图15是本发明实施例的多重介质中致密油的流态识别装置的结构示意图。如图15所示，多重介质中致密油的流态识别装置，包括：介质类型确定单元410、属性参数生成单元420、几何尺度参数生成单元430、动力学参数生成单元440、压力梯度参数生成单元450、动力学参数临界值生成单元460、压力梯度参数临界值生成单元470、几何尺度标准值生成单元480及致密油流态识别单元490，上述各单元顺序连接。

介质类型确定单元410用于采集一生产井所在区域的岩心样品，并确定所述岩心样品中介质的类型。

属性参数生成单元420用于根据所述岩心样品的室内实验数据和所述生产井的生产动态数据确定所述岩心样品中介质的物性参数、所述岩心样品中介质中致密油的流体参数及所述生产井的生产参数。

几何尺度参数生成单元430用于根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据生成所述岩心样品中介质的几何尺度参数。

动力学参数生成单元440用于基于所述的物性参数、流体参数、生产参数及所述几何尺度参数，通过动力学参数计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数。

压力梯度参数生成单元450用于根据所述生产参数、所述几何尺度参数及所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质中致密油的压力梯度参数。

动力学参数临界值生成单元460用于通过对比所述类型的介质的多个已知动力学参数数据确定用于识别所述类型的介质中致密油流态的动力学参数临界值。

压力梯度参数临界值生成单元470用于根据所述动力学参数临界值、所述流体参数及所述几何尺度参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的压力梯度参数临界值。

几何尺度标准值生成单元480用于根据所述动力学参数临界值、所述压力梯度参数临界值及所述流体参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的几何尺度标准值。

致密油流态识别单元490用于根据所述几何尺度标准值或所述几何尺度标准值及所述室内实验数据判断待识别介质中致密油的流态。

本发明实施例的多重介质中致密油的流态识别装置，多个单元结合介质类型、室内实验数据及生产动态数据等信息，并通过几何尺度标准值生成单元获得用于判断待识别介质中致密油的流态的几何尺度标准值，能够仅通过介质的几何尺度即可判断该介质内致密油的流态，具有简便、快捷及准确等优点。

图16是本发明一实施例中致密油流态识别单元的结构示意图。如图16所示，图15中的致密油流态识别单元490，可包括：几何尺度流态识别模块491和/或渗透率流态识别模块492，上述两个模块可相互连接。

几何尺度流态识别模块491用于基于所述待识别介质的几何尺度，根据所述几何尺度标准值判断所述待识别介质中致密油的流态。

渗透率流态识别模块492用于根据所述室内实验数据和所述几何尺度标准值计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的渗透率标准值，并基于所述待识别介质的渗透率，判断所述待识别介质中致密油的流态。

本发明实施例中，可以通过几何尺度流态识别模块和渗透率流态识别模块，基于几何尺度参数和/或渗透率判断待识别介质的致密油流态，判别参数可选择，更不易受待识别介质的已知数据的限制，致密油流态识别更便捷。

图17是本发明另一实施例的多重介质中致密油的流态识别装置的结构示意图。如图17所示，多重介质中致密油的流态识别装置还可包括：介质类型存储单元4100，该单元与上述介质类型确定单元410连接。

介质类型存储单元4100用于存储所述岩心样品中介质的类型，所述岩心样品中介质的类型包括：至少一种尺度的孔隙和/或至少一种尺度的裂缝；所述孔隙包括大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔；所述裂缝包括大缝、中缝、小缝、微缝及纳米缝。

本发明实施例中，通过介质类型存储单元考虑了致密油体积压裂模式下，“纳米-微米-毫米级”不同尺度基质孔隙、天然裂缝及体积压裂产生的人工裂缝。不同尺度介质内致密油的渗流机理不同，因而本发明实施例能够实现多样性介质、级差介质尺度及复杂致密油流态的流态识别。

图18是本发明又一实施例的多重介质中致密油的流态识别装置的结构示意图。如图18所示，多重介质中致密油的流态识别装置还可包括：属性参数存储模块4110，该单元与上述属性参数生成单元420连接。

属性参数存储单元4110用于存储所述物性参数、所述流体参数及所述生产参数；其中，所述物性参数包括所述岩心样品中介质的渗透率和孔隙度；所述流体参数包括流体粘度和流体密度；所述生产参数包括所述生产井的生产压差、产油流量、井筒半径及动用半径。属性参数存储单元4110中的各参数均易通过室内实验或生产动态数据方便地获得，从而降低了流态识别的难度。

图19是本发明一实施例中几何尺度参数生成单元的结构示意图。如图20所示，上述几何尺度参数生成单元480，可包括：孔隙几何尺度参数生成模块481和/或裂缝几何尺度参数生成模块482。

孔隙几何尺度参数生成模块481用于根据所述室内实验数据获取所述孔隙的几何尺度参数。

裂缝几何尺度参数生成模块482用于根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据确定所述裂缝的几何尺度参数。

本发明实施例中，裂缝的几何尺度参数可通过多种方法得到。

图20是本发明一实施例中孔隙几何尺度参数获取模块的结构示意图。如图20所示，上述孔隙几何尺度参数获取模块481，可包括：孔隙测定渗透率生成模块4811、第一设定渗透率范围生成模块4812及孔隙几何尺度参数计算模块4813，上述各模块顺序连接。

孔隙测定渗透率生成模块4811用于根据所述室内实验数据中的所述孔隙的压汞实验数据，建立所述孔隙的渗透率-几何尺度的第一关系式，所述孔隙的压汞实验数据包括所述孔隙的测定渗透率。

第一设定渗透率范围生成模块4812用于基于所述孔隙的测定渗透率设置第一设定渗透率范围。

孔隙几何尺度参数计算模块4813用于根据所述第一设定渗透率范围和所述第一关系式计算得到所述孔隙的几何尺度参数。

在上述孔隙测定渗透率生成模块4811，例如，可根据孔隙介质的压汞实验测得多个测定渗透率-介质几何尺度对应关系的实验数据，根据这些测定渗透率-介质几何尺度数据可以拟合得到一条关于测定渗透率-介质几何尺度的关系曲线，该测定渗透率-介质几何尺度的关系曲线对应上述孔隙的渗透率-几何尺度的第一关系式。

图21是本发明一实施例中裂缝几何尺度参数生成模块的结构示意图。如图21所示，上述裂缝几何尺度参数生成模块482，可包括：裂缝测定渗透率生成模块4821、第二设定渗透率范围生成模块4822及裂缝几何尺度参数计算模块4823，上述各模块顺序连接。

裂缝测定渗透率生成模块4821用于根据所述室内实验数据中的所述裂缝的压汞实验数据，建立所述裂缝的渗透率-几何尺度的第二关系式，所述裂缝的压汞实验数据包括所述裂缝的测定渗透率。

第二设定渗透率范围生成模块4822用于基于所述裂缝的测定渗透率设置第二设定渗透率范围。

裂缝几何尺度参数计算模块4823用于根据所述第二设定渗透率范围和所述第二关系式计算得到所述裂缝的几何尺度参数。

其中，所述孔隙的几何尺度参数包括喉道直径，所述裂缝的几何尺度参数包括裂缝宽度，所述岩心样品中介质的几何尺度参数包括所述孔隙的几何尺度参数和所述裂缝的几何尺度参数。

本发明实施例中，通过裂缝测定渗透率生成模块4821、第二设定渗透率范围生成模块4822及裂缝几何尺度参数计算模块4823，可得到各种尺度孔隙介质的渗透率，且所得渗透率的值也更准确。

图22是本发明一实施例中压力梯度参数生成单元的结构示意图。上述压力梯度参数可包括启动压力梯度参数和流动压力梯度参数。如图22所示。上述压力梯度参数生成单元450，可包括：启动压力梯度参数生成模块451和流动压力梯度参数生成模块452。

启动压力梯度参数生成模块451用于根据所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质的启动压力梯度参数。

流动压力梯度参数生成模块452用于根据所述生产参数和所述几何尺度参数计算得到所述岩心样品中介质中致密油的流动压力梯度参数。

图23是本发明一实施例中启动压力梯度参数生成模块的结构示意图。如图23所示，上述启动压力梯度参数生成模块451，可包括：第三关系式生成模块4511、第三设定渗透率范围生成模块4512及启动压力梯度参数计算模块4513，上述各模块顺序连接。

第三关系式生成模块4511用于根据所述室内实验数据中的启动压力梯度实验数据建立所述岩心样品中介质的启动压力梯度-渗透率的第三关系式，所述启动压力梯度实验数据包括所述岩心样品中介质的渗透率。

第三设定渗透率范围生成模块4512用于根据所述岩心样品中介质的渗透率设置第三设定渗透率范围。

启动压力梯度参数计算模块4513用于根据所述第三关系式和所述第三设定渗透率范围计算得到所述启动压力梯度参数。

图24是本发明一实施例中流动压力梯度参数生成模块的结构示意图。如图24所示，上述流动压力梯度参数生成模块452，可包括：生产压差生成模块4521和流动压力梯度参数计算模块4522，上述两个模块相互连接。

生产压差生成模块4521用于根据所述生产参数中的产油流量计算得到所述岩心样品中介质中致密油的生产压差。

流动压力梯度参数计算模块4522用于根据所述生产压差和所述几何尺度参数计算得到所述流动压力梯度参数。

一个实施例中，通过物性参数实验获取所述物性参数；通过流体实验获取所述流体参数；根据所述生产动态数据获取所述生产参数。

一个实施例中，当所述岩心样品中介质的几何尺度参数大于微米尺度时，通过动力学参数计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数，包括：通过雷诺数计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的雷诺数。

一个实施例中，所述第一关系式为：d＝A·e^B·k，其中，d是所述孔隙的喉道直径，k是所述第一设定渗透率范围内的渗透率，A和B是根据所述孔隙的压汞实验数据确定的系数；所述第二关系式为：w_f＝(k_f/0.833)^0.5，其中，w_f是所述裂缝的宽度，k_f是所述第二设定渗透率范围内的渗透率。

一个实施例中，当所述岩心样品中介质为孔隙时，所述雷诺数计算公式为：其中，R_e1是孔隙介质的雷诺数，ρ₁是孔隙介质中流体的密度，d是喉道直径，μ₁是孔隙介质中流体的粘度，k₁是孔隙介质渗透率，△p是生产压差，r_e是动用半径，r_w是井筒半径，r是介质位置；当所述岩心样品中介质为裂缝时，所述雷诺数计算公式为：其中，R_e2是裂缝介质的雷诺数，ρ₂是裂缝介质中流体的密度，w_f是裂缝宽度，μ₂是裂缝介质中流体的粘度，k₂是裂缝介质渗透率，x_f是裂缝长度。

一个实施例中，所述动力学参数临界值包括：喉道拟线性临界雷诺数、喉道高速非线性临界雷诺数、裂缝拟线性临界雷诺数、裂缝高速非线性临界雷诺数；其中，所述喉道拟线性临界雷诺数为10^-6，所述喉道高速非线性临界雷诺数为0.2、所述裂缝拟线性临界雷诺数为10^-6，所述裂缝高速非线性临界雷诺数为10。

一个实施例中，所述压力梯度参数临界值包括：启动压力梯度、喉道拟线性临界压力梯度、喉道高速非线性临界压力梯度、裂缝拟线性临界压力梯度及裂缝高速非线性临界压力梯度；所述喉道拟线性临界压力梯度为：其中，是所述喉道拟线性临界压力梯度，p是流体压力变量，r是孔隙喉道的位置变量，Re_p1是所述喉道拟线性临界雷诺数，μ₁是孔隙介质中致密油的粘度，ρ₁是孔隙介质中致密油的密度，d是喉道直径；所述喉道高速非线性临界压力梯度为：其中，是所述喉道高速非线性临界压力梯度，Re_p2是所述喉道高速非线性临界雷诺数；所述裂缝拟线性临界压力梯度为：其中，是所述裂缝拟线性临界压力梯度，l是裂缝宽度变量，Re_p3是所述裂缝拟线性临界雷诺数，w_f是裂缝宽度，μ₂是裂缝介质中致密油的粘度，ρ₂是裂缝介质中致密油的密度；所述裂缝高速非线性临界压力梯度为：其中，是所述裂缝高速非线性临界压力梯度，Re_p4是所述裂缝高速非线性临界雷诺数；其中，所述流体参数包括孔隙介质中致密油的粘度μ₁、孔隙介质中致密油的密度ρ₁、裂缝介质中致密油的粘度μ₂，裂缝介质中致密油的密度ρ₂，所述几何尺度参数包括喉道直径d和裂缝宽度w_f。

一个实施例中，所述几何尺度标准值包括：拟线性临界喉道直径、高速非线性临界喉道直径、拟线性临界裂缝宽度、高速非线性临界裂缝宽度、不可动用临界喉道直径及不可动用临界裂缝宽度；所述拟线性临界喉道直径为：所述高速非线性临界喉道直径为：所述拟线性临界裂缝宽度为： $w_{fp1}={\[\frac{14{\mathrm{Re}}_{p3}{{\mathrm{\μ}}_2}^2}{{\mathrm{\ρ}}_2{\left(\frac{dp}{dl}\right)}_{p1}}\]}^{1/3};$ 所述高速非线性临界裂缝宽度为： $w_{fp2}={\[\frac{14{\mathrm{Re}}_{p4}{{\mathrm{\μ}}_2}^2}{{\mathrm{\ρ}}_2{\left(\frac{dp}{dl}\right)}_{p2}}\]}^{1/3}.$

一个实施例中，所述渗透率标准值包括：拟线性临界喉道渗透率、高速非线性临界喉道渗透率、拟线性临界裂缝渗透率、高速非线性临界裂缝渗透率、不可动用临界喉道渗透率及不可动用临界裂缝渗透率；所述拟线性临界喉道渗透率为：k_p1＝alnr₁+b，其中，r₁是拟线性临界喉道半径，d_p1是所述拟线性临界喉道直径，a和b是根据所述室内实验数据确定的系数；所述高速非线性临界喉道渗透率为：k_p2＝alnr₂+b，其中，r₂是高速非线性临界喉道半径，d_p2是所述高速非线性临界喉道直径；所述拟线性临界裂缝渗透率为：k_fp1＝0.833·w_fp1 ²，其中，w_fp1是所述拟线性临界裂缝宽度；所述高速非线性临界裂缝渗透率为：k_fp2＝0.833·w_fp2 ²，其中，w_fp2是所述高速非线性临界裂缝宽度。

一个实施例中，所述中缝的缝宽范围为[10mm,50mm]；所述中缝的缝宽范围为[1mm,10mm)；所述小缝的缝宽范围为[100μm,1mm)；所述微缝的缝宽范围为[1μm,100μm)；所述纳米缝的缝宽范围为(0μm,1μm)；所述大孔的喉道直径范围为[10μm,20μm]；所述中孔的喉道直径范围为[4μm,10μm)；所述小孔的喉道直径范围为[1μm,4μm)；所述微孔的喉道直径范围为[0.5μm,1μm)；所述纳米孔的喉道直径范围为[37nm,0.5μm)。

本发明实施例的多重介质中致密油的流态识别装置，通过多个单元/模块，结合介质类型、室内实验数据及生产动态数据等信息，获得用于判断待识别介质中致密油的流态的几何尺度标准值，仅通过介质的几何尺度即可判断该介质内致密油的流态，具有简便、快捷及准确等优点。进一步，可以通过几何尺度参数或渗透率判断待识别介质的致密油流态，判别参数可选择，更不易受待识别介质的已知数据的限制，致密油流态识别更便捷。

本发明的多重介质中致密油的流态识别方法和装置，考虑了致密油储层中介质的多样性和尺度的级差性，针对不同时间，不同尺度多重介质内流态存在差异的特点，形成了一种基于致密油多重介质流体识别的自适应处理技术，与现有技术相比，具有以下显著优点：

(1)不受多重介质类型与介质尺度的限制，能实现纳米级-微米级-毫米级不同尺度多重介质的流态识别；

(2)不受致密油实验数据缺乏的限制，在没有实验数据支撑情况下依然可以根据本发明确定的流态识别标准判断致密油流态；

(3)能够在数值模拟计算中随时自动识别致密油流态，选择相应流态下数学模型，使数值模拟计算能够更贴近实际，计算结果更准确。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明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，本发明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。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、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。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (21)

1.一种多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，所述方法包括：

采集一生产井所在区域的岩心样品，并确定所述岩心样品中介质的类型；

根据所述岩心样品的室内实验数据和所述生产井的生产动态数据确定所述岩心样品中介质的物性参数、所述岩心样品中介质中致密油的流体参数及所述生产井的生产参数；

根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据生成所述岩心样品中介质的几何尺度参数；

基于所述的物性参数、流体参数、生产参数及所述几何尺度参数，通过动力学参数计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数；

根据所述生产参数、所述几何尺度参数及所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质中致密油的压力梯度参数；

通过对比所述类型的介质的多个已知动力学参数数据确定用于识别所述类型的介质中致密油流态的动力学参数临界值；

根据所述动力学参数临界值、所述流体参数及所述几何尺度参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的压力梯度参数临界值；

根据所述动力学参数临界值、所述压力梯度参数临界值及所述流体参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的几何尺度标准值；

根据所述几何尺度标准值或所述几何尺度标准值及所述室内实验数据判断待识别介质中致密油的流态。

2.如权利要求1所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，根据所述几何尺度标准值或所述几何尺度标准值及所述室内实验数据判断待识别介质中致密油的流态，包括：

基于所述待识别介质的几何尺度，根据所述几何尺度标准值判断所述待识别介质中致密油的流态；或者

根据所述室内实验数据和所述几何尺度标准值计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的渗透率标准值，并基于所述待识别介质的渗透率，判断所述待识别介质中致密油的流态。

3.如权利要求2所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，所述岩心样品中介质的类型包括：至少一种尺度的孔隙和/或至少一种尺度的裂缝；所述孔隙包括大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔；所述裂缝包括大缝、中缝、小缝、微缝及纳米缝。

4.如权利要求1所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，

通过物性参数实验获取所述物性参数；通过流体实验获取所述流体参数；根据所述生产动态数据获取所述生产参数。

5.如权利要求3所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，所述物性参数包括所述岩心样品中介质的渗透率和孔隙度；所述流体参数包括流体粘度和流体密度；所述生产参数包括所述生产井的生产压差、产油流量、井筒半径及动用半径。

6.如权利要求5所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据生成所述岩心样品中介质的几何尺度参数，包括：

根据所述室内实验数据获取所述孔隙的几何尺度参数；

根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据确定所述裂缝的几何尺度参数；

其中，根据所述室内实验数据获取所述孔隙的几何尺度参数，包括：

根据所述室内实验数据中的所述孔隙的压汞实验数据，建立所述孔隙的渗透率-几何尺度的第一关系式，所述孔隙的压汞实验数据包括所述孔隙的测定渗透率；

基于所述孔隙的测定渗透率设置第一设定渗透率范围；

根据所述第一设定渗透率范围和所述第一关系式计算得到所述孔隙的几何尺度参数；

根据所述室内实验数据获取所述裂缝的几何尺度参数，包括：

根据所述室内实验数据中的所述裂缝的压汞实验数据，建立所述裂缝的渗透率-几何尺度的第二关系式，所述裂缝的压汞实验数据包括所述裂缝的测定渗透率；

基于所述裂缝的测定渗透率设置第二设定渗透率范围；

根据所述第二设定渗透率范围和所述第二关系式计算得到所述裂缝的几何尺度参数；

其中，所述孔隙的几何尺度参数包括喉道直径，所述裂缝的几何尺度参数包括裂缝宽度，所述岩心样品中介质的几何尺度参数包括所述孔隙的几何尺度参数和所述裂缝的几何尺度参数。

7.如权利要求3所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，

当所述岩心样品中介质的几何尺度参数大于微米尺度时，通过动力学参数计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数，包括：

通过雷诺数计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的雷诺数。

8.如权利要求3所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，所述压力梯度参数包括启动压力梯度参数和流动压力梯度参数，根据所述生产参数、所述几何尺度参数及所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质中致密油的压力梯度参数，包括：

根据所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质的启动压力梯度参数；

根据所述生产参数和所述几何尺度参数计算得到所述岩心样品中介质中致密油的流动压力梯度参数；

其中，根据所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质中致密油的启动压力梯度参数，包括：

根据所述室内实验数据中的启动压力梯度实验数据建立所述岩心样品中介质的启动压力梯度-渗透率的第三关系式，所述启动压力梯度实验数据包括所述岩心样品中介质的渗透率；

根据所述岩心样品中介质的渗透率设置第三设定渗透率范围；

根据所述第三关系式和所述第三设定渗透率范围计算得到所述启动压力梯度参数；

根据所述生产参数和所述几何尺度参数计算得到所述岩心样品中介质中致密油的流动压力梯度参数，包括：

根据所述生产参数中的产油流量计算得到所述岩心样品中介质中致密油的生产压差；

根据所述生产压差和所述几何尺度参数计算得到所述流动压力梯度参数。

9.如权利要求6所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，

所述第一关系式为：

d＝A·e^B·k，

其中，d是所述孔隙的喉道直径，k是所述第一设定渗透率范围内的渗透率，A和B是根据所述孔隙的压汞实验数据确定的系数；

所述第二关系式为：

w_f＝(k_f/0.833)^0.5，

其中，w_f是所述裂缝的宽度，k_f是所述第二设定渗透率范围内的渗透率。

10.如权利要求7所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，

当所述岩心样品中介质为孔隙时，所述雷诺数计算公式为：

$R_{e1}=\frac{{\mathrm{\ρ}}_{1}d}{{\mathrm{\μ}}_1}\·\frac{k_1}{{\mathrm{\μ}}_1}\frac{\mathrm{\Δ}p}{ln(\frac{r_e}{r_w}\·r)},$

其中，R_e1是孔隙介质的雷诺数，ρ₁是孔隙介质中流体的密度，d是喉道直径，μ₁是孔隙介质中流体的粘度，k₁是孔隙介质渗透率，Δp是生产压差，r_e是动用半径，r_w是井筒半径，r是介质位置；

当所述岩心样品中介质为裂缝时，所述雷诺数计算公式为：

$R_{e2}=\frac{{\mathrm{\ρ}}_2{w}_f}{2{\mathrm{\μ}}_2}\·\frac{k_2}{{\mathrm{\μ}}_2}\frac{\mathrm{\Δ}p}{x_f},$

其中，R_e2是裂缝介质的雷诺数，ρ₂是裂缝介质中流体的密度，w_f是裂缝宽度，μ₂是裂缝介质中流体的粘度，k₂是裂缝介质渗透率，x_f是裂缝长度。

11.如权利要求3所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，

所述动力学参数临界值包括：喉道拟线性临界雷诺数、喉道高速非线性临界雷诺数、裂缝拟线性临界雷诺数、裂缝高速非线性临界雷诺数；

其中，所述喉道拟线性临界雷诺数为10^-6，所述喉道高速非线性临界雷诺数为0.2、所述裂缝拟线性临界雷诺数为10^-6，所述裂缝高速非线性临界雷诺数为10。

12.如权利要求11所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，

所述压力梯度参数临界值包括：启动压力梯度、喉道拟线性临界压力梯度、喉道高速非线性临界压力梯度、裂缝拟线性临界压力梯度及裂缝高速非线性临界压力梯度；

所述喉道拟线性临界压力梯度为：

${\left(\frac{dp}{dr}\right)}_{p1}=\frac{32{\mathrm{Re}}_{p1}{{\mathrm{\μ}}_1}^2}{{\mathrm{\ρ}}_1{d}^3},$

其中，是所述喉道拟线性临界压力梯度，p是流体压力变量，r是孔隙喉道的位置变量，Re_p1是所述喉道拟线性临界雷诺数，μ₁是孔隙介质中致密油的粘度，ρ₁是孔隙介质中致密油的密度，d是喉道直径；

所述喉道高速非线性临界压力梯度为：

${\left(\frac{dp}{dr}\right)}_{p2}=\frac{32{\mathrm{Re}}_{p2}{{\mathrm{\μ}}_1}^2}{{\mathrm{\ρ}}_1{d}^3},$

其中，是所述喉道高速非线性临界压力梯度，Re_p2是所述喉道高速非线性临界雷诺数；

所述裂缝拟线性临界压力梯度为：

${\left(\frac{dp}{dl}\right)}_{p1}=\frac{14{\mathrm{Re}}_{p3}{{\mathrm{\μ}}_2}^2}{{\mathrm{\ρ}}_2{w_f}^3},$

其中，是所述裂缝拟线性临界压力梯度，l是裂缝宽度变量，Re_p3是所述裂缝拟线性临界雷诺数，w_f是裂缝宽度，μ₂是裂缝介质中致密油的粘度，ρ₂是裂缝介质中致密油的密度；

所述裂缝高速非线性临界压力梯度为：

${\left(\frac{dp}{dl}\right)}_{p2}=\frac{14{\mathrm{Re}}_{p4}{{\mathrm{\μ}}_2}^2}{{\mathrm{\ρ}}_2{w_f}^3},$

其中，是所述裂缝高速非线性临界压力梯度，Re_p4是所述裂缝高速非线性临界雷诺数；

其中，所述流体参数包括孔隙介质中致密油的粘度μ₁、孔隙介质中致密油的密度ρ₁、裂缝介质中致密油的粘度μ₂，裂缝介质中致密油的密度ρ₂，所述几何尺度参数包括喉道直径d和裂缝宽度w_f。

13.如权利要求12所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，

所述几何尺度标准值包括：拟线性临界喉道直径、高速非线性临界喉道直径、拟线性临界裂缝宽度、高速非线性临界裂缝宽度、不可动用临界喉道直径及不可动用临界裂缝宽度；

所述拟线性临界喉道直径为：

$d_{p1}={\[\frac{32{\mathrm{Re}}_{p1}{{\mathrm{\μ}}_1}^2}{{\mathrm{\ρ}}_1{\left(\frac{dp}{dr}\right)}_{p1}}\]}^{1/3};$

所述高速非线性临界喉道直径为：

$d_{p2}={\[\frac{32{\mathrm{Re}}_{p2}{{\mathrm{\μ}}_1}^2}{{\mathrm{\ρ}}_1{\left(\frac{dp}{dr}\right)}_{p2}}\]}^{1/3};$

所述拟线性临界裂缝宽度为：

$w_{fp1}={\[\frac{14{\mathrm{Re}}_{p3}{{\mathrm{\μ}}_2}^2}{{\mathrm{\ρ}}_2{\left(\frac{dp}{dl}\right)}_{p1}}\]}^{1/3};$

所述高速非线性临界裂缝宽度为：

$w_{fp2}={\[\frac{14{\mathrm{Re}}_{p4}{{\mathrm{\μ}}_2}^2}{{\mathrm{\ρ}}_2{\left(\frac{dp}{dl}\right)}_{p2}}\]}^{1/3}.$

14.如权利要求13所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，

所述渗透率标准值包括：拟线性临界喉道渗透率、高速非线性临界喉道渗透率、拟线性临界裂缝渗透率、高速非线性临界裂缝渗透率、不可动用临界喉道渗透率及不可动用临界裂缝渗透率；

所述拟线性临界喉道渗透率为：

k_p1＝alnr₁+b，其中，，r₁是拟线性临界喉道半径，d_p1是所述拟线性临界喉道直径，a和b是根据所述室内实验数据确定的系数；

所述高速非线性临界喉道渗透率为：

k_p2＝alnr₂+b，其中，，r₂是高速非线性临界喉道半径，d_p2是所述高速非线性临界喉道直径；

所述拟线性临界裂缝渗透率为：

k_fp1＝0.833·w_fp1 ²，其中，w_fp1是所述拟线性临界裂缝宽度；

所述高速非线性临界裂缝渗透率为：

k_fp2＝0.833·w_fp2 ²，其中，w_fp2是所述高速非线性临界裂缝宽度。

15.如权利要求3所述的多重介质中致密油的流态识别方法，其特征在于，所述中缝的缝宽范围为[10mm,50mm]；所述中缝的缝宽范围为[1mm,10mm)；所述小缝的缝宽范围为[100μm,1mm)；所述微缝的缝宽范围为[1μm,100μm)；所述纳米缝的缝宽范围为(0μm,1μm)；所述大孔的喉道直径范围为[10μm,20μm]；所述中孔的喉道直径范围为[4μm,10μm)；所述小孔的喉道直径范围为[1μm,4μm)；所述微孔的喉道直径范围为[0.5μm,1μm)；所述纳米孔的喉道直径范围为[37nm,0.5μm)。

16.一种多重介质中致密油的流态识别装置，其特征在于，所述装置包括：

介质类型确定单元，用于采集一生产井所在区域的岩心样品，并确定所述岩心样品中介质的类型；

属性参数生成单元，用于根据所述岩心样品的室内实验数据和所述生产井的生产动态数据确定所述岩心样品中介质的物性参数、所述岩心样品中介质中致密油的流体参数及所述生产井的生产参数；

几何尺度参数生成单元，用于根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据生成所述岩心样品中介质的几何尺度参数；

动力学参数生成单元，用于基于所述的物性参数、流体参数、生产参数及所述几何尺度参数，通过动力学参数计算公式计算得到所述岩心样品中介质中致密油流动的动力学参数；

压力梯度参数生成单元，用于根据所述生产参数、所述几何尺度参数及所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质中致密油的压力梯度参数；

动力学参数临界值生成单元，用于通过对比所述类型的介质的多个已知动力学参数数据确定用于识别所述类型的介质中致密油流态的动力学参数临界值；

压力梯度参数临界值生成单元，用于根据所述动力学参数临界值、所述流体参数及所述几何尺度参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的压力梯度参数临界值；

几何尺度标准值生成单元，用于根据所述动力学参数临界值、所述压力梯度参数临界值及所述流体参数计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的几何尺度标准值；

致密油流态识别单元，用于根据所述几何尺度标准值或所述几何尺度标准值及所述室内实验数据判断待识别介质中致密油的流态。

17.如权利要求16所述的多重介质中致密油的流态识别装置，其特征在于，所述致密油流态识别单元包括：

几何尺度流态识别模块，用于基于所述待识别介质的几何尺度，根据所述几何尺度标准值判断所述待识别介质中致密油的流态；或者

渗透率流态识别模块，用于根据所述室内实验数据和所述几何尺度标准值计算得到用于识别所述类型的介质中致密油流态的渗透率标准值，并基于所述待识别介质的渗透率，判断所述待识别介质中致密油的流态。

18.如权利要求17所述的多重介质中致密油的流态识别装置，其特征在于，所述装置还包括：

介质类型存储单元，用于存储所述岩心样品中介质的类型，所述岩心样品中介质的类型包括：至少一种尺度的孔隙和/或至少一种尺度的裂缝；所述孔隙包括大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔；所述裂缝包括大缝、中缝、小缝、微缝及纳米缝。

19.如权利要求18所述的多重介质中致密油的流态识别装置，其特征在于，所述装置还包括：

属性参数存储单元，用于存储所述物性参数、所述流体参数及所述生产参数；其中，所述物性参数包括所述岩心样品中介质的渗透率和孔隙度；所述流体参数包括流体粘度和流体密度；所述生产参数包括所述生产井的生产压差、产油流量、井筒半径及动用半径。

20.如权利要求19所述的多重介质中致密油的流态识别装置，其特征在于，所述几何尺度参数生成单元包括：

孔隙几何尺度参数生成模块，用于根据所述室内实验数据获取所述孔隙的几何尺度参数；

裂缝几何尺度参数生成模块，用于根据所述室内实验数据或所述生产井的测井数据确定所述裂缝的几何尺度参数；

其中，所述孔隙几何尺度参数获取模块，包括：

孔隙测定渗透率生成模块，用于根据所述室内实验数据中的所述孔隙的压汞实验数据，建立所述孔隙的渗透率-几何尺度的第一关系式，所述孔隙的压汞实验数据包括所述孔隙的测定渗透率；

第一设定渗透率范围生成模块，用于基于所述孔隙的测定渗透率设置第一设定渗透率范围；

孔隙几何尺度参数计算模块，用于根据所述第一设定渗透率范围和所述第一关系式计算得到所述孔隙的几何尺度参数；

所述裂缝几何尺度参数生成模块，包括：

裂缝测定渗透率生成模块，用于根据所述室内实验数据中的所述裂缝的压汞实验数据，建立所述裂缝的渗透率-几何尺度的第二关系式，所述裂缝的压汞实验数据包括所述裂缝的测定渗透率；

第二设定渗透率范围生成模块，用于基于所述裂缝的测定渗透率设置第二设定渗透率范围；

裂缝几何尺度参数计算模块，用于根据所述第二设定渗透率范围和所述第二关系式计算得到所述裂缝的几何尺度参数；

其中，所述孔隙的几何尺度参数包括喉道直径，所述裂缝的几何尺度参数包括裂缝宽度，所述岩心样品中介质的几何尺度参数包括所述孔隙的几何尺度参数和所述裂缝的几何尺度参数。

21.如权利要求20所述的多重介质中致密油的流态识别装置，其特征在于，所述压力梯度参数包括启动压力梯度参数和流动压力梯度参数，所述压力梯度参数生成单元，包括：

启动压力梯度参数生成模块，用于根据所述室内实验数据计算得到所述岩心样品中介质的启动压力梯度参数；

流动压力梯度参数生成模块，用于根据所述生产参数和所述几何尺度参数计算得到所述岩心样品中介质中致密油的流动压力梯度参数；

其中，所述启动压力梯度参数生成模块，包括：

第三关系式生成模块，用于根据所述室内实验数据中的启动压力梯度实验数据建立所述岩心样品中介质的启动压力梯度-渗透率的第三关系式，所述启动压力梯度实验数据包括所述岩心样品中介质的渗透率；

第三设定渗透率范围生成模块，用于根据所述岩心样品中介质的渗透率设置第三设定渗透率范围；

启动压力梯度参数计算模块，用于根据所述第三关系式和所述第三设定渗透率范围计算得到所述启动压力梯度参数；

所述流动压力梯度参数生成模块，包括：

生产压差生成模块，用于根据所述生产参数中的产油流量计算得到所述岩心样品中介质中致密油的生产压差；

流动压力梯度参数计算模块，用于根据所述生产压差和所述几何尺度参数计算得到所述流动压力梯度参数。