CN110857627B - 疏松砂岩油藏渗流单元识别方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明是关于一种疏松砂岩油藏渗流单元识别方法及装置，属于油田开采技术领域，该疏松砂岩油藏渗流单元识别方法包括：根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级，油水两相渗流速度和渗流速度等级呈正比；确定渗流单元的潜力等级；根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定渗流单元的类型，渗流单元的类型用于反映流体流动规律，解决了相关技术无法对疏松砂岩油藏渗流单元进行定量识别的问题，实现了对疏松砂岩油藏渗流单元的定量识别，进而反映出地下流体流动规律，用于油田开采。

Description

疏松砂岩油藏渗流单元识别方法及装置

技术领域

本发明涉及油田开采技术领域，特别涉及一种疏松砂岩油藏渗流单元识别方法及装置。

背景技术

疏松砂岩油藏渗流单元为具有一定渗流特性的地质体，不同渗流单元具有不同的渗流特性。目前疏松砂岩油藏已进入特高含水期阶段，层内、层间和平面矛盾突出，剩余油量分散，注入水无效循环严重。在特高含水期阶段，由于储层渗透率较高，非均匀性较强，胶结强度较低，在长期注水冲刷作用下容易形成优势渗流通道，不利于现场生产。

为了改善对疏松砂岩油藏的开发效果，需要对疏松砂岩油藏渗流单元进行定量识别，来反映出地下流体流动规律。

发明内容

本发明实施例提供了一种疏松砂岩油藏渗流单元识别方法及装置，可以解决相关技术无法对疏松砂岩油藏渗流单元进行定量识别的问题。所述技术方案如下：

根据本发明实施例的第一方面，提供一种疏松砂岩油藏渗流单元识别方法，所述方法包括：

根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级，油水两相渗流速度和渗流速度等级呈正比；

确定所述渗流单元的潜力等级；

根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定所述渗流单元的类型，所述渗流单元的类型用于反映流体流动规律。

可选的，所述确定所述渗流单元的潜力等级，包括：

确定通过所述目标网格横截面流体的累积流量，并根据所述累积流量确定所述渗流单元的潜力等级，累积流量和潜力等级呈反比；

或者，

确定所述目标网格的过水倍数，并根据所述过水倍数确定所述渗流单元的潜力等级，过水倍数和潜力等级呈反比。

可选的，在所述根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定所述渗流单元的类型之后，所述方法还包括：

当疏松砂岩油藏的绝对渗透率大于预设绝对渗透率时，确定所述渗流单元内形成的高速非达西流的渗流速度；

根据所述高速非达西流的渗流速度确定所述渗流单元内的水流流向。

可选的，所述目标网格有L个，所述L为大于1的整数，所述确定所述目标网格的过水倍数，包括：

确定第i个网格的累积注水时间t_D、网格注水速度Q_in、网格体积V_i和网格孔隙度φ_i，1≤i≤L，所述Q_in是根据疏松砂岩油藏的绝对渗透率、油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率确定的，所述疏松砂岩油藏的绝对渗透率根据含水率确定，油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率均根据含水率和水相的饱和度确定；

根据过水倍数计算公式确定所述第i个网格的过水倍数R_w；

其中，所述过水倍数计算公式为：

可选的，在所述根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级之前，所述方法还包括：

根据第一渗流速度计算公式确定所述目标网格的油水两相渗流速度；

所述第一渗流速度计算公式为：

其中，所述V_t为油水两相渗流速度，所述q_w为水相流量，所述q_o为油相流量，所述B为油井之间的距离，所述h为油层厚度，所述k为疏松砂岩油藏的绝对渗透率，所述k_rw为水相的相对渗透率，所述k_ro为油相的相对渗透率，所述μ_w为水相的粘度，所述μ_o为油相的粘度，所述

为流体压力梯度。

可选的，所述确定所述渗流单元内形成的高速非达西流的渗流速度，包括：

根据第二渗流速度计算公式确定所述高速非达西流的渗流速度；

所述第二渗流速度计算公式为：

其中，所述V为高速非达西流的渗流速度，所述

为流体压力梯度，所述n为渗流指数，且

所述c为根据孔隙结构确定的常数，且0<c<1。

根据本发明实施例的第二方面，提供一种疏松砂岩油藏渗流单元识别装置，所述装置包括：

第一确定模块，用于根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级，油水两相渗流速度和渗流速度等级呈正比；

第二确定模块，用于确定所述渗流单元的潜力等级；

第三确定模块，用于根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定所述渗流单元的类型，所述渗流单元的类型用于反映流体流动规律。

可选的，所述第二确定模块，用于：

确定通过所述目标网格横截面流体的累积流量，并根据所述累积流量确定所述渗流单元的潜力等级，累积流量和潜力等级呈反比；

或者，

确定所述目标网格的过水倍数，并根据所述过水倍数确定所述渗流单元的潜力等级，过水倍数和潜力等级呈反比。

可选的，所述装置还包括：

第四确定模块，用于在疏松砂岩油藏的绝对渗透率大于预设绝对渗透率时，确定所述渗流单元内形成的高速非达西流的渗流速度；

第五确定模块，用于根据所述高速非达西流的渗流速度确定所述渗流单元内的水流流向。

可选的，所述目标网格有L个，所述L为大于1的整数，所述第二确定模块，用于：

确定第i个网格的累积注水时间t_D、网格注水速度Q_in、网格体积V_i和网格孔隙度φ_i，1≤i≤L，所述Q_in是根据疏松砂岩油藏的绝对渗透率、油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率确定的，所述疏松砂岩油藏的绝对渗透率根据含水率确定，油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率均根据含水率和水相的饱和度确定；

根据过水倍数计算公式确定所述第i个网格的过水倍数R_w；

其中，所述过水倍数计算公式为：

可选的，所述装置还包括：

第六确定模块，用于根据第一渗流速度计算公式确定所述目标网格的油水两相渗流速度；

所述第一渗流速度计算公式为：

其中，所述V_t为油水两相渗流速度，所述q_w为水相流量，所述q_o为油相流量，所述B为油井之间的距离，所述h为油层厚度，所述k为疏松砂岩油藏的绝对渗透率，所述k_rw为水相的相对渗透率，所述k_ro为油相的相对渗透率，所述μ_w为水相的粘度，所述μ_o为油相的粘度，所述

为流体压力梯度。

可选的，所述第四确定模块，用于

根据第二渗流速度计算公式确定所述高速非达西流的渗流速度；

所述第二渗流速度计算公式为：

其中，所述V为高速非达西流的渗流速度，所述

为流体压力梯度，所述n为渗流指数，且

所述c为根据孔隙结构确定的常数，且0<c<1。

根据本发明实施例的第三方面，提供一种疏松砂岩油藏渗流单元识别装置，包括：存储器，处理器及存储在所述存储器上并可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现第一方面所述的疏松砂岩油藏渗流单元识别方法。

根据本发明实施例的第四方面，提供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第一方面所述的疏松砂岩油藏渗流单元识别方法。

根据本发明实施例的第五方面，提供一种包含指令的计算机程序产品，当所述计算机程序产品在计算机上运行时，使得计算机执行第一方面所述的疏松砂岩油藏渗流单元识别方法。

本发明实施例提供的技术方案至少包括以下有益效果：

能够根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级，并确定渗流单元的潜力等级，之后根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定渗流单元的类型，该渗流单元的类型用于反映流体流动规律，实现了对疏松砂岩油藏渗流单元的定量识别，可以很好地指导特高含水期疏松砂岩油藏的有效开发。

附图说明

为了更清楚地说明本发明的实施例，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疏松砂岩油藏渗流单元识别方法的流程图；

图2是本发明实施例提供的另一种疏松砂岩油藏渗流单元识别方法的流程图；

图3是本发明实施例提供的一种疏松砂岩油藏渗流单元识别装置的结构示意图；

图4是本发明实施例提供的另一种疏松砂岩油藏渗流单元识别装置的结构示意图；

图5是本发明实施例提供的再一种疏松砂岩油藏渗流单元识别装置的结构示意图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明作进一步地详细描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部份实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。

图1示出了本发明实施例提供的一种疏松砂岩油藏渗流单元识别方法的流程图。如图1所示，该疏松砂岩油藏渗流单元识别方法包括：

步骤101、根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级，油水两相渗流速度和渗流速度等级呈正比。

目标网格可以有多个，目标网格与渗流单元的位置相对应。

油水两相渗流速度越大，渗流单元的渗流速度等级越高；油水两相渗流速度越小，渗流单元的渗流速度等级越低。

步骤102、确定渗流单元的潜力等级。

渗流单元的潜力等级越高，表明渗流单元的采油潜力越高。

步骤103、根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定渗流单元的类型，该渗流单元的类型用于反映流体流动规律。

其中，渗流单元的类型可以为高速低潜力、高速高潜力、低速高潜力或低速低潜力。不同类型反映的流体流动规律不同。

高速低潜力的渗流单元的渗流速度等级较高，潜力等级较低。高速高潜力的渗流单元的渗流速度等级较高，潜力等级较高。低速高潜力的渗流单元的渗流速度等级较低，潜力等级较高。低速低潜力的渗流单元的渗流速度等级较低，潜力等级较低。

综上所述，本发明实施例提供的疏松砂岩油藏渗流单元识别方法，能够根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级，并确定渗流单元的潜力等级，之后根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定渗流单元的类型，该渗流单元的类型用于反映流体流动规律，实现了对疏松砂岩油藏渗流单元的定量识别，可以很好地指导特高含水期疏松砂岩油藏的有效开发。

在本发明实施例中，还可以确定渗流单元内的水流流向，以进一步反映地下流体流动规律。如图2所示，该疏松砂岩油藏渗流单元识别方法可以包括：

步骤201、根据第一渗流速度计算公式确定目标网格的油水两相渗流速度。

该第一渗流速度计算公式为：

其中，V_t为油水两相渗流速度，V_t的单位为m/d(米/天)；q_w为水相流量，q_w的单位为m³；q_o为油相流量；B为油井之间的距离，B的单位为m；h为油层厚度，h的单位为m；k为疏松砂岩油藏的绝对渗透率，k的单位为10^-3um²；k_rw为水相的相对渗透率；k_ro为油相的相对渗透率，μ_w为水相的粘度，μ_w的单位为mPa·s(毫帕·秒)；μ_o为油相的粘度，

为流体压力梯度。

步骤202、根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级。

其中，油水两相渗流速度和渗流速度等级呈正比，即油水两相渗流速度越大，渗流单元的渗流速度等级越高；油水两相渗流速度越小，渗流单元的渗流速度等级越低。

在步骤202中，可以根据目标网格的油水两相渗流速度的范围确定渗流单元的渗流速度等级。示例的，可以通过查询预设的速度范围和渗流速度等级的对应关系，确定渗流单元的渗流速度等级。比如该对应关系可以如表1所示，当目标网格的油水两相渗流速度为10～20m/d时，该渗流单元的渗流速度等级为A，当目标网格的油水两相渗流速度为20～50m/d时，该渗流单元的渗流速度等级为B。B所指示的渗流速度等级高于A所指示的渗流速度等级。

表1

速度范围	渗流速度等级
		10～20	A
20～50	B

步骤203、确定渗流单元的潜力等级。

渗流单元的潜力等级越高，表明渗流单元的采油潜力越高。

其中，确定渗流单元的潜力等级的方式可以多种，比如可以根据通过网格横截面流体的累积流量确定，或者可以根据网格的过水倍数确定。

一方面，当根据通过网格横截面流体的累积流量确定渗流单元的潜力等级时，步骤203可以包括：

确定通过目标网格横截面流体的累积流量，并根据累积流量确定渗流单元的潜力等级，累积流量和潜力等级呈反比，即累积流量越大，渗流单元的潜力等级越低；累积流量越小，渗流单元的潜力等级越高。

示例的，可以根据通过目标网格横截面流体的累积流量的范围确定渗流单元的潜力等级。比如可以通过查询预设的累积流量范围和潜力等级的对应关系，确定渗流单元的潜力等级。示例，该对应关系可以如表2所示，当通过目标网格横截面流体的累积流量为5～15m³(立方米)时，该渗流单元的潜力等级为Ⅰ，当通过目标网格横截面流体的累积流量为15～35m³时，该渗流单元的潜力等级为Ⅱ。Ⅰ所指示的潜力等级高于Ⅱ所指示的潜力等级。

表2

累积流量范围	潜力等级
		5～15	Ⅰ
15～35	Ⅱ

可选的，确定通过目标网格横截面流体的累积流量的过程可以包括：根据累积流量计算公式确定通过目标网格横截面流体的累积流量，该累积流量计算公式为：

其中，M为通过目标网格横截面流体的累积流量，M的单位为m³；Δt为单位时间间隔，Δt的单位为s(秒)；T为确定累计流量的总时长；Q_x为Δt内通过三维坐标系x方向流体的流量，Q_x的单位为m³；Q_y为Δt内通过三维坐标系y方向流体的流量；Q_z为Δt内通过三维坐标系z方向流体的流量；Dx为三维坐标系x方向截面的长度，Dx的单位为m；Dy为三维坐标系y方向截面的长度；Dz为三维坐标系z方向截面的长度。该三维坐标系是基于目标网格的顶点建立的，具体建立过程可以参考相关技术，在此不再赘述。

另一方面，当根据网格的过水倍数确定渗流单元的潜力等级时，步骤203可以包括：

确定目标网格的过水倍数，并根据过水倍数确定渗流单元的潜力等级，过水倍数和潜力等级呈反比，即过水倍数越大，渗流单元的潜力等级越低；过水倍数越小，渗流单元的潜力等级越高。

示例的，可以根据通过目标网格的过水倍数的范围确定渗流单元的潜力等级。比如可以通过查询预设的过水倍数范围和潜力等级的对应关系，确定渗流单元的潜力等级。

其中，目标网格可以有L个，L为大于1的整数，可选的，确定目标网格的过水倍数，可以包括：

1)确定第i个网格的累积注水时间t_D、网格注水速度Q_in、网格体积V_i和网格孔隙度φ_i，1≤i≤L，Q_in是根据疏松砂岩油藏的绝对渗透率、油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率确定的。疏松砂岩油藏的绝对渗透率根据含水率确定，油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率均根据含水率和水相的饱和度确定；

2)根据过水倍数计算公式确定第i个网格的过水倍数R_w，该过水倍数计算公式为：

累积注水时间t_D的单位为s，网格注水速度Q_in的单位为m³/s，网格体积V_i的单位为m³。

本发明实施例中，在确定目标网格的过水倍数的过程中，网格注水速度Q_in是根据疏松砂岩油藏的绝对渗透率、油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率综合确定的。且疏松砂岩油藏的绝对渗透率、油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率并不是固定不变的，疏松砂岩油藏的绝对渗透率能够随着含水率的变化而变化，油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率能够随着含水率和水相的饱和度的变化而变化，也就是说，目标网格的过水倍数是能够根据储层物性参数的变化灵活确定，这样一来，根据目标网格的过水倍数确定的渗流单元的潜力等级的准确性更高。

示例的，在根据疏松砂岩油藏的绝对渗透率、油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率综合确定网格注水速度Q_in时，可以基于油、水、气三相的渗流方程确定。具体确定过程可以参考相关技术，这里示例性示出油、水、气三相的渗流方程：

油相的渗流方程为：

水相的渗流方程为：

气相的渗流方程为：

其中，k为疏松砂岩油藏的绝对渗透率，g为重力加速度，D为从预设位置到当前位置的深度，f_w为含水率，R_so为溶解气油比，R_sw为溶解气水比；

k_ro为油相的相对渗透率，k_rg为气相的相对渗透率，k_rw为水相的相对渗透率；

μ_o为油相的粘度，μ_g为气相的粘度，μ_w为水相的粘度；

p_o为油相的压力，p_g为气相的压力，p_w为水相的压力；

S_o为油相的饱和度，S_g为气相的饱和度，S_w为水相的饱和度；

ρ_o为油相的密度，ρ_g为气相的密度，ρ_w为水相的密度；

B_o为油相的体积系数，B_g为气相的体积系数，B_w为水相的体积系数；

q_vo为标准条件油的体积流量，q_vg为标准条件下气的体积流量，q_vw为标准条件下水的体积流量。

步骤204、根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定渗流单元的类型，该渗流单元的类型用于反映流体流动规律。

其中，渗流单元的类型可以为高速低潜力、高速高潜力、低速高潜力和低速低潜力。不同类型反映的流体流动规律不同。

高速低潜力的渗流单元的渗流速度等级较高，潜力等级较低。高速高潜力的渗流单元的渗流速度等级较高，潜力等级较高。低速高潜力的渗流单元的渗流速度等级较低，潜力等级较高。低速低潜力的渗流单元的渗流速度等级较低，潜力等级较低。

示例的，在步骤204中，可以从预设的等级类型对应关系中查询渗流速度等级和潜力等级对应的渗流单元的类型，该等级类型对应关系用于记录渗流速度等级和潜力等级与渗流单元的类型的对应关系。比如，该等级类型对应关系可以如表3所示，比如当确定的渗流速度等级为B，确定的潜力等级为Ⅱ时，通过查询表3，可以得到渗流单元的类型为高速低潜力。

表3

步骤205、当疏松砂岩油藏的绝对渗透率大于预设绝对渗透率时，确定渗流单元内形成的高速非达西流的渗流速度。

当疏松砂岩油藏的绝对渗透率大于预设绝对渗透率时，渗流单元内易形成高速非达西流；当疏松砂岩油藏的绝对渗透率不大于预设绝对渗透率时，渗流单元内不易形成高速非达西流。在本发明实施例中，当疏松砂岩油藏的绝对渗透率大于预设绝对渗透率时，为了进一步反映流体流动规律，给特高含水期疏松砂岩油藏的有效开发提供有力的依据，在步骤205中，可以确定高速非达西流的渗流速度，进而得到渗流单元内的水流流向。

可选的，确定渗流单元内形成的高速非达西流的渗流速度的过程可以包括：

根据第二渗流速度计算公式确定高速非达西流的渗流速度；

该第二渗流速度计算公式为：

其中，V为高速非达西流的渗流速度，

为流体压力梯度，n为渗流指数，且

c为根据孔隙结构确定的常数，且0<c<1。

步骤206、根据高速非达西流的渗流速度确定渗流单元内的水流流向。

确定出渗流单元内的水流流向，可以进一步反映地下流体流动规律，更好地指导特高含水期疏松砂岩油藏的有效开发。

本发明实施例提供的疏松砂岩油藏渗流单元识别方法能够方便准确地确定渗流单元的类型，反映出流体流动规律，为渗流单元内剩余油的挖潜提供有力依据，能够提高油田采收率，改善疏松砂岩油藏的开发效果。

综上所述，本发明实施例提供的疏松砂岩油藏渗流单元识别方法，能够根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级，并确定渗流单元的潜力等级，之后根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定渗流单元的类型，该渗流单元的类型用于反映流体流动规律，实现了对疏松砂岩油藏渗流单元的定量识别，可以很好地指导特高含水期疏松砂岩油藏的有效开发。

需要说明的是，本发明实施例提供的疏松砂岩油藏渗流单元识别方法的步骤的先后顺序可以进行适当调整，方法步骤也可以根据情况进行相应增减。任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化的方法，都应涵盖在本发明的保护范围之内，因此不再赘述。

图3示出了本发明实施例提供的一种疏松砂岩油藏渗流单元识别装置的结构示意图。如图3所示，该疏松砂岩油藏渗流单元识别装置300包括：

第一确定模块310，用于根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级，油水两相渗流速度和渗流速度等级呈正比。

第二确定模块320，用于确定渗流单元的潜力等级。

第三确定模块330，用于根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定渗流单元的类型，渗流单元的类型用于反映流体流动规律。

综上所述，本发明实施例提供的疏松砂岩油藏渗流单元识别装置，第一确定模块根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级，第二确定模块确定渗流单元的潜力等级，之后第三确定模块根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定渗流单元的类型，该渗流单元的类型用于反映流体流动规律，实现了对疏松砂岩油藏渗流单元的定量识别，可以很好地指导特高含水期疏松砂岩油藏的有效开发。

可选的，第二确定模块320，用于：

确定通过目标网格横截面流体的累积流量，并根据累积流量确定渗流单元的潜力等级，累积流量和潜力等级呈反比；

或者，

确定目标网格的过水倍数，并根据过水倍数确定渗流单元的潜力等级，过水倍数和潜力等级呈反比。

如图4所示，该疏松砂岩油藏渗流单元识别装置300还可以包括：

第四确定模块340，用于在疏松砂岩油藏的绝对渗透率大于预设绝对渗透率时，确定渗流单元内形成的高速非达西流的渗流速度。

第五确定模块350，用于根据高速非达西流的渗流速度确定渗流单元内的水流流向。

其中，目标网格可以有L个，L为大于1的整数，可选的，第二确定模块320可以用于：

确定第i个网格的累积注水时间t_D、网格注水速度Q_in、网格体积V_i和网格孔隙度φ_i，1≤i≤L，Q_in是根据疏松砂岩油藏的绝对渗透率、油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率确定的，疏松砂岩油藏的绝对渗透率根据含水率确定，油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率均根据含水率和水相的饱和度确定；

根据过水倍数计算公式确定第i个网格的过水倍数R_w；

其中，过水倍数计算公式为：

如图4所示，该疏松砂岩油藏渗流单元识别装置300还可以包括：

第六确定模块360，用于根据第一渗流速度计算公式确定目标网格的油水两相渗流速度。该第一渗流速度计算公式为：

其中，V_t为油水两相渗流速度，q_w为水相流量，q_o为油相流量，B为油井之间的距离，h为油层厚度，k为疏松砂岩油藏的绝对渗透率，k_rw为水相的相对渗透率，k_ro为油相的相对渗透率，μ_w为水相的粘度，μ_o为油相的粘度，

为流体压力梯度。

可选的，第四确定模块340可以用于：

根据第二渗流速度计算公式确定高速非达西流的渗流速度。该第二渗流速度计算公式为：

其中，V为高速非达西流的渗流速度，

为流体压力梯度，n为渗流指数，且

c为根据孔隙结构确定的常数，且0<c<1。

综上所述，本发明实施例提供的疏松砂岩油藏渗流单元识别装置，第一确定模块根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级，第二确定模块确定渗流单元的潜力等级，之后第三确定模块根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定渗流单元的类型，该渗流单元的类型用于反映流体流动规律，第五确定模块还可以根据高速非达西流的渗流速度确定渗流单元内的水流流向，实现了对疏松砂岩油藏渗流单元的定量识别，可以更好地指导特高含水期疏松砂岩油藏的有效开发。

本发明实施例还提供了一种疏松砂岩油藏渗流单元识别装置600，如图5所示，该装置600包括：存储器610，处理器620及存储在存储器610上并可在处理器620上运行的计算机程序611，处理器620执行计算机程序时实现上述实施例所提供的疏松砂岩油藏渗流单元识别方法。

本发明实施例还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实施例所提供的疏松砂岩油藏渗流单元识别方法。

本发明实施例还提供了一种包含指令的计算机程序产品，当所述计算机程序产品在计算机上运行时，使得计算机执行上述实施例所提供的疏松砂岩油藏渗流单元识别方法。

所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的装置和模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。

本领域技术人员在考虑说明书及实践这里发明的发明后，将容易想到本发明的其它实施方案。本申请旨在涵盖本发明的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本发明的一般性原理并包括本发明未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本发明的真正范围和精神由权利要求指出。

应当理解的是，本发明并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本发明的范围仅由所附的权利要求来限制。

Claims (6)

1.一种疏松砂岩油藏渗流单元识别方法，其特征在于，所述方法包括：

根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级，油水两相渗流速度和渗流速度等级呈正比；

确定所述渗流单元的潜力等级；

根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定所述渗流单元的类型，所述渗流单元的类型用于反映流体流动规律；

所述确定所述渗流单元的潜力等级，包括：

确定通过所述目标网格横截面流体的累积流量，并根据所述累积流量确定所述渗流单元的潜力等级，累积流量和潜力等级呈反比；

或者，

确定所述目标网格的过水倍数，并根据所述过水倍数确定所述渗流单元的潜力等级，过水倍数和潜力等级呈反比；

所述目标网格有L个，所述L为大于1的整数，所述确定所述目标网格的过水倍数，包括：

确定第i个网格的累积注水时间t_D、网格注水速度Q_in、网格体积V_i和网格孔隙度φ_i，1≤i≤L，所述Q_in是根据疏松砂岩油藏的绝对渗透率、油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率确定的，所述疏松砂岩油藏的绝对渗透率根据含水率确定，油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率均根据含水率和水相的饱和度确定；

根据过水倍数计算公式确定所述第i个网格的过水倍数R_w；

其中，所述过水倍数计算公式为：

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定所述渗流单元的类型之后，所述方法还包括：

当疏松砂岩油藏的绝对渗透率大于预设绝对渗透率时，确定所述渗流单元内形成的高速非达西流的渗流速度；

根据所述高速非达西流的渗流速度确定所述渗流单元内的水流流向。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级之前，所述方法还包括：

根据第一渗流速度计算公式确定所述目标网格的油水两相渗流速度；

所述第一渗流速度计算公式为：

其中，所述V_t为油水两相渗流速度，所述q_w为水相流量，所述q_o为油相流量，所述B为油井之间的距离，所述h为油层厚度，所述k为疏松砂岩油藏的绝对渗透率，所述k_rw为水相的相对渗透率，所述k_ro为油相的相对渗透率，所述μ_w为水相的粘度，所述μ_o为油相的粘度，所述

为流体压力梯度。

4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述确定所述渗流单元内形成的高速非达西流的渗流速度，包括：

根据第二渗流速度计算公式确定所述高速非达西流的渗流速度；

所述第二渗流速度计算公式为：

其中，所述V为高速非达西流的渗流速度，所述

为流体压力梯度，所述n为渗流指数，且

所述c为根据孔隙结构确定的常数，且0<c<1。

5.一种疏松砂岩油藏渗流单元识别装置，其特征在于，所述装置包括：

第一确定模块，用于根据疏松砂岩油藏目标网格的油水两相渗流速度确定渗流单元的渗流速度等级，油水两相渗流速度和渗流速度等级呈正比；

第二确定模块，用于确定通过所述目标网格横截面流体的累积流量，并根据所述累积流量确定所述渗流单元的潜力等级，累积流量和潜力等级呈反比；

或者，

确定所述目标网格的过水倍数，并根据所述过水倍数确定所述渗流单元的潜力等级，过水倍数和潜力等级呈反比；

第三确定模块，用于根据确定的渗流速度等级和潜力等级确定所述渗流单元的类型，所述渗流单元的类型用于反映流体流动规律；

所述目标网格有L个，所述L为大于1的整数，所述第二确定模块，用于：

确定第i个网格的累积注水时间t_D、网格注水速度Q_in、网格体积V_i和网格孔隙度φ_i，1≤i≤L，所述Q_in是根据疏松砂岩油藏的绝对渗透率、油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率确定的，所述疏松砂岩油藏的绝对渗透率根据含水率确定，油相的相对渗透率、水相的相对渗透率和气相的相对渗透率均根据含水率和水相的饱和度确定；

根据过水倍数计算公式确定所述第i个网格的过水倍数R_w；

其中，所述过水倍数计算公式为：

6.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：

第四确定模块，用于在疏松砂岩油藏的绝对渗透率大于预设绝对渗透率时，确定所述渗流单元内形成的高速非达西流的渗流速度；

第五确定模块，用于根据所述高速非达西流的渗流速度确定所述渗流单元内的水流流向。

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