CN112343566B - 注入聚合物井的井底流压确定方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本申请提供一种注入聚合物井的井底流压确定方法及装置，其中的方法包括：基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井；根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失；基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压。本申请能够可靠且高效地确定注入聚合物井的井底流压，且能够有效提高注入聚合物井的井底流压的获取准确性，进而能够有效提高应用该井底流压进行注入聚合物井的油藏开发控制的准确性及可靠性。
Description
技术领域
本申请涉及油藏开发技术领域，具体涉及一种注入聚合物井的井底流压确定方法及装置。
背景技术
储层压力系统是油藏动态开发的重要指标，而聚合物驱是提高采收率的重要手段,注聚参数的选择和合理聚驱压力梯度的构建对聚合物驱开发效果尤为重要。注入有聚合物的油井被称之为注入聚合物井或者注聚井，该注聚井的井底流压则是构建储层压力系统的重要参数，可以用于计算注聚井的生产压差，对生产动态调整有着重要的指导作用。
目前，井底流压的获取方式一般为应用设备实地测量或是通过建立拟合关系进行预测，针对的都是以非聚合物溶液为驱替介质的开发方式，无法适用于聚合物驱油的实际开发过程，而现有的针对注聚井的井底流压的获取方式，通常为矿场通过复压测试获取注聚井的井底流压数据。
然而，矿场通过复压测试获取注聚井的井底流压数据的方式，由于没有全井数据，以及出于成本的考虑，油田开发过程中通常每半年只对重点井和异常井进行复压测试而造成的数据少、难以准确反应储层情况的问题；且由于复压测试过程中由于设备和施工的种种因素，经常会导致测试数据不准确，进而增加了生产分析难度的问题。
发明内容
针对现有技术中的问题，本申请提供一种注入聚合物井的井底流压确定方法及装置，能够可靠且高效地确定注入聚合物井的井底流压，且能够有效提高注入聚合物井的井底流压的获取准确性，进而能够有效提高应用该井底流压进行注入聚合物井的油藏开发控制的准确性及可靠性。
为解决上述技术问题，本申请提供以下技术方案：
第一方面，本申请提供一种注入聚合物井的井底流压确定方法，包括：
基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井；
根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失；
基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压。
进一步地，所述基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，包括：
获取所述管体内的液体最大流速，以及
获取所述管体内的液体最小运动粘度；
根据所述管体内的液体最大流速及液体最小运动粘度确定该管体内液体的最大雷诺数；
基于所述管体内液体的最大雷诺数确定该管体内的液体的流动状态。
进一步地，所述获取所述管体内的液体最大流速，包括：
应用预先获取的所述管体内的注入液量和设置在所述目标油井中的油井的内径，确定该管体内的液体最大流速。
进一步地，所述获取所述管体内的液体最小运动粘度，包括：
应用预先获取的所述管体内的液体粘度和液体密度，确定该管体内的液体最小运动粘度。
进一步地，所述基于所述管体内液体的最大雷诺数确定该管体内的液体的流动状态，包括：
获取所述管体内壁的相对粗糙度；
基于所述相对粗糙度确定对应的紊流水力光滑区上限值；
判断所述最大雷诺数是否位于预设阈值和所述紊流水力光滑区上限值之间，若是，则确定所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态；
其中，所述预设阈值小于所述紊流水力光滑区上限值。
进一步地，所述注入聚合物井的井底流压确定方法还包括：
若所述最大雷诺数小于所述预设阈值，则确定所述管体内的液体的流动状态为层流状态。
进一步地，所述获取所述管体内壁的相对粗糙度，包括：
根据预先获取的所述管体的表面粗糙度以及设置在所述目标油井中的套管的内径，确定所述管体内壁的相对粗糙度。
进一步地，所述根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失，包括：
若所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态，则确定该管体对应的第一沿程压力损失系数；
根据所述第一沿程压力损失系数确定该管体的沿程水头损失。
进一步地，所述第一沿程压力损失系数根据第一预设参数值和所述最大雷诺数的倒数确定。
进一步地，所述根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失，包括：
若所述管体内的液体的流动状态为层流状态，则确定该管体对应的第二沿程压力损失系数；
根据所述第二沿程压力损失系数确定该管体的沿程水头损失。
进一步地，所述第二沿程压力损失系数根据第二预设参数值和所述最大雷诺数的四次方根确定。
进一步地，所述基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，包括：
根据所述管体的沿程水头损失，以及，预获取的所述目标油井的油压、所述目标油井井口至油层中部深度、设置在所述目标油井中的油管和套管的深度和所述目标油井的液体密度，确定该目标油井的实际液体总流的伯努利方程。
进一步地，所述应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压，包括：
基于所述伯努利方程确定所述目标油井对应的目标井底流压公式；
求解所述目标井底流压公式，得到所述目标油井的井底流压以应用该井底流压进行油藏开发的控制。
进一步地，所述注入聚合物井的井底流压确定方法还包括：
应用当前获取的所述目标油井的井底流压以及预获取的地层压力，确定所述目标油井当前的生产压差的值以根据该生产压差的值对所述目标油井当前的生产压差进行调控，使得所述目标油井所在的油藏实现均匀驱替。
进一步地，在所述确定该管体内的液体的流动状态之前，所述注入聚合物井的井底流压确定方法还包括：
根据所述目标油井的井口油管压力表测试获得该目标油井的油压，根据预获取的井下结构设计结果分别确定该目标油井的油管和套管的深度、油管的内径、井口至油层中部深度和套管的内径，根据所述目标油井对应的注入站计量结果确定该目标油井的注入液量；根据所述目标油井对应的配液罐取样化验结果确定该目标油井的液体粘度，以及，根据所述目标油井内液体的取样化验结果确定该目标油井的液体密度。
第二方面，本申请提供一种注入聚合物井的井底流压确定装置，包括：
液体流动状态确定模块，用于基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井；
沿程水头损失确定模块，用于根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失；
井底流压获取模块，用基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压。
进一步地，所述液体流动状态确定模块包括：
液体最大流速获取单元，用于获取所述管体内的液体最大流速，以及
液体最小运动粘度获取单元，用于获取所述管体内的液体最小运动粘度；
最大雷诺数获取单元，用于根据所述管体内的液体最大流速及液体最小运动粘度确定该管体内液体的最大雷诺数；
流动状态确定单元，用于基于所述管体内液体的最大雷诺数确定该管体内的液体的流动状态。
进一步地，所述液体最大流速获取单元，具体用于：应用预先获取的所述管体内的注入液量和设置在所述目标油井中的油井的内径，确定该管体内的液体最大流速。
进一步地，所述液体最小运动粘度获取单元，具体用于：应用预先获取的所述管体内的液体粘度和液体密度，确定该管体内的液体最小运动粘度。
进一步地，所述流动状态确定单元包括：
相对粗糙度获取子单元，用于获取所述管体内壁的相对粗糙度；
紊流水力光滑区上限值获取子单元，用于基于所述相对粗糙度确定对应的紊流水力光滑区上限值；
水力光滑区判定子单元，用于判断所述最大雷诺数是否位于预设阈值和所述紊流水力光滑区上限值之间，若是，则确定所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态；
其中，所述预设阈值小于所述紊流水力光滑区上限值。
进一步地，所述流动状态确定单元还包括：
层流判定子单元，用于若所述最大雷诺数小于所述预设阈值，则确定所述管体内的液体的流动状态为层流状态。
进一步地，所述相对粗糙度获取子单元，具体用于：根据预先获取的所述管体的表面粗糙度以及设置在所述目标油井中的套管的内径，确定所述管体内壁的相对粗糙度。
进一步地，所述沿程水头损失确定模块包括：
第一沿程压力损失系数获取单元，用于若所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态，则确定该管体对应的第一沿程压力损失系数；
第一沿程水头损失确定单元，用于根据所述第一沿程压力损失系数确定该管体的沿程水头损失。
进一步地，所述第一沿程压力损失系数根据第一预设参数值和所述最大雷诺数的倒数确定。
进一步地，所述沿程水头损失确定模块包括：
第二沿程压力损失系数获取单元，用于若所述管体内的液体的流动状态为层流状态，则确定该管体对应的第二沿程压力损失系数；
第二沿程水头损失确定单元，用于根据所述第二沿程压力损失系数确定该管体的沿程水头损失。
进一步地，所述第二沿程压力损失系数根据第二预设参数值和所述最大雷诺数的四次方根确定。
进一步地，所述井底流压获取模块包括：
伯努利方程确定单元，用于根据所述管体的沿程水头损失，以及，预获取的所述目标油井的油压、所述目标油井井口至油层中部深度、设置在所述目标油井中的油管和套管的深度和所述目标油井的液体密度，确定该目标油井的实际液体总流的伯努利方程。
进一步地，所述井底流压获取模块包括：
目标井底流压公式确定单元，用于基于所述伯努利方程确定所述目标油井对应的目标井底流压公式；
目标井底流压公式求解单元，用于求解所述目标井底流压公式，得到所述目标油井的井底流压以应用该井底流压进行油藏开发的控制。
进一步地，所述注入聚合物井的井底流压确定装置还包括：
生产压差确定模块，用于应用当前获取的所述目标油井的井底流压以及预获取的地层压力，确定所述目标油井当前的生产压差的值以根据该生产压差的值对所述目标油井当前的生产压差进行调控，使得所述目标油井所在的油藏实现均匀驱替。
进一步地，所述注入聚合物井的井底流压确定装置还包括：
参数获取模块，用于根据所述目标油井的井口油管压力表测试获得该目标油井的油压，根据预获取的井下结构设计结果分别确定该目标油井的油管和套管的深度、油管的内径、井口至油层中部深度和套管的内径，根据所述目标油井对应的注入站计量结果确定该目标油井的注入液量；根据所述目标油井对应的配液罐取样化验结果确定该目标油井的液体粘度，以及，根据所述目标油井内液体的取样化验结果确定该目标油井的液体密度。
第三方面，本申请提供一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现所述的注入聚合物井的井底流压确定方法的步骤。
第四方面，本申请提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现所述的注入聚合物井的井底流压确定方法的步骤。
由上述技术方案可知，本申请提供一种注入聚合物井的井底流压确定方法及装置，其中的方法包括：基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井；根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失；基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压，能够有效解决注入聚合物井井底流压数据不全的问题，能够可靠且高效地确定注入聚合物井的井底流压，且能够有效提高注入聚合物井的井底流压的获取准确性，进而能够为聚合物驱技术在油藏开发过程中的分析调控提供重要参数，并有效提高应用该井底流压进行注入聚合物井的油藏开发控制的准确性及可靠性。
附图说明
为了更清楚地说明本申请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，下面描述中的附图是本申请的一些实施例，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为本申请的服务器与客户端的连接示意图。
图2为本申请实施例中的注入聚合物井的井底流压确定方法的流程示意图。
图3为本申请实施例中的目标油井的管体及井底结构示意图。
图4为本申请实施例中的注入聚合物井的井底流压确定方法中步骤10的流程示意图。
图5为本申请实施例中的注入聚合物井的井底流压确定方法中步骤14的第一种流程示意图。
图6为本申请实施例中的注入聚合物井的井底流压确定方法中步骤14的第二种流程示意图。
图7为本申请实施例中的注入聚合物井的井底流压确定方法中步骤20的第一种流程示意图。
图8为本申请实施例中的注入聚合物井的井底流压确定方法中步骤20的第二种流程示意图。
图9为本申请实施例中的注入聚合物井的井底流压确定方法中步骤30的流程示意图。
图10为本申请实施例中的包含有步骤40的注入聚合物井的井底流压确定方法的流程示意图。
图11为本申请实施例中的包含有步骤00的注入聚合物井的井底流压确定方法的流程示意图。
图12为本申请实施例中的注入聚合物井的井底流压确定装置的结构示意图。
图13为本申请实施例中的注入聚合物井的井底流压确定装置中的液体流动状态确定模块1的结构示意图。
图14为本申请实施例中的注入聚合物井的井底流压确定装置中的沿程水头损失确定模块2的第一种结构示意图。
图15为本申请实施例中的注入聚合物井的井底流压确定装置中的沿程水头损失确定模块2的第二种结构示意图。
图16为本申请实施例中的注入聚合物井的井底流压确定装置中的井底流压获取模块3的结构示意图。
图17为本申请实施例中的包含有生产压差确定模块4的注入聚合物井的井底流压确定装置的结构示意图。
图18为本申请实施例中的包含有参数获取模块0的注入聚合物井的井底流压确定装置的结构示意图。
图19为本申请实施例中的电子设备的结构示意图。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整的描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
井底流压的获取方式具体可以通过建立生产井物性参数与井底流压拟合关系，计算每口生产井的井底流压；或者通过采取湿度感应器测煤层气井环空井口处湿度的方法，计算煤层气井的井底流压；或者利用测试数据与井底流压计算模型进行历史拟合校正模型系数，再用井底流压计算模型计算待分析井井底流压；或者通过油藏基本动静态信息，优化合理沉没度，改进井筒液柱压力计算方法，将抽油泵的泵口压力与合理井筒液柱压力之和作为合理井底流动压力；或者通过气体钻井井底流压SVM预测器对具体生产数据的自学习，确定预测器的关键参数，并预测待测气井井底流压。
然而，上述确定井底流压的方法，一般都是用设备实地测量或是通过建立拟合关系进行预测，针对的都是以非聚合物溶液为驱替介质的开发方式，无法适用于聚合物驱油的实际开发过程。而现有的针对注聚井的井底流压的获取方式，通常为矿场通过复压测试获取注聚井的井底流压数据。
针对现有的注入聚合物井的井底流压确定方式存在的准确性低、无法反应储层情况的问题，本申请提供一种注入聚合物井的井底流压确定方法、注入聚合物井的井底流压确定装置、电子设备和计算机可读存储介质，通过基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井；根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失；基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压，能够有效解决注入聚合物井井底流压数据不全的问题，能够可靠且高效地确定注入聚合物井的井底流压，且能够有效提高注入聚合物井的井底流压的获取准确性，进而能够为聚合物驱技术在油藏开发过程中的分析调控提供重要参数，并有效提高应用该井底流压进行注入聚合物井的油藏开发控制的准确性及可靠性。
基于上述内容，本申请提供一种注入聚合物井的井底流压确定装置，该注入聚合物井的井底流压确定装置具体可以为一种服务器001，参见图1，所述服务器001与至少一个客户端002之间通信连接，所述服务器001还可以与至少一个对应的数据库通信连接。所述服务器001可以在线从客户端002获取井底流压确定指令，并在接收到所述井底流压确定指令之后，自所述客户端002、所述数据库或本地中获取确定所述注入聚合物井的井底流压的所需参数，而后，所述服务器001根据这些参数，基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井；根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失；基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压。所述服务器001在获取目标油井的井底流压之后，可以将该目标油井的井底流压的结果在线发送至所述客户端002进行显示，也可以自行根据该目标油井的井底流压的结果以及预获取的地层压力，确定所述目标油井当前的生产压差的值，而后将该生产压差的值在线发送至所述客户端002，以使技术人员根据该客户端002接收的生产压差的值对所述目标油井当前的生产压差进行调控，使得所述目标油井所在的油藏实现均匀驱替。或者，若所述客户端002本身包含有控制功能，则该客户端002可以直接根据其收的生产压差的值对所述目标油井当前的生产压差进行调控。
其中的客户端002即为客户端设备。可以理解的是，所述客户端设备可以包括智能手机、平板电子设备、网络机顶盒、便携式计算机、台式电脑、个人数字助理(PDA)、车载设备、智能穿戴设备等。其中，所述智能穿戴设备可以包括智能眼镜、智能手表、智能手环等。
在实际应用中，确定注入聚合物井的井底流压的部分可以在如上述内容所述的服务器侧执行，也可以所有的操作都在所述客户端设备中完成。具体可以根据所述客户端设备的处理能力，以及用户使用场景的限制等进行选择。本申请对此不作限定。若所有的操作都在所述客户端设备中完成，所述客户端设备还可以包括处理器。
上述的客户端设备可以具有通信模块(即通信单元)，可以与远程的服务器进行通信连接，实现与所述服务器的数据传输。所述服务器可以包括任务调度中心一侧的服务器，其他的实施场景中也可以包括中间平台的服务器，例如与任务调度中心服务器有通信链接的第三方服务器平台的服务器。所述的服务器可以包括单台计算机设备，也可以包括多个服务器组成的服务器集群，或者分布式装置的服务器结构。
所述服务器与所述客户端设备之间可以使用任何合适的网络协议进行通信，包括在本申请提交日尚未开发出的网络协议。所述网络协议例如可以包括TCP/IP协议、UDP/IP协议、HTTP协议、HTTPS协议等。当然，所述网络协议例如还可以包括在上述协议之上使用的RPC协议(Remote Procedure Call Protocol，远程过程调用协议)、REST协议(Representational State Transfer，表述性状态转移协议)等。
为了能够可靠且高效地确定注入聚合物井的井底流压，且能够有效提高注入聚合物井的井底流压的获取准确性，在本申请的执行主体可以为前述的注入聚合物井的井底流压确定装置的一种注入聚合物井的井底流压确定方法的实施例中，参见图2，所述注入聚合物井的井底流压确定方法具体包含有如下内容：
步骤10：基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井。
可以理解的是，所述注入聚合物井的井底流压确定装置可以自对应的检测装置、测试装置、数据库或客户端设备中获取所述管体内的液体的流速和粘度，或者根据自对应的检测装置、测试装置、数据库或客户端设备中获取的所述目标油井的相关基础参数，自行计算得到所述管体内的液体的流速和粘度。而后，所述注入聚合物井的井底流压确定装置根据该液体的流速和粘度确定该管体内的液体的流动状态。可以理解的是，具体来说，参见图3，所述管体是指设置在所述目标油井中的套管01和设置在所述套管内的油管02。
步骤20：根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失。
在步骤20中，所述沿程水头损失是指水流流动过程中,由于固体壁面的阻滞作用而产生的摩擦阻力所造成的水头损失。沿程损失是随着流程的长度而增加的。沿程阻力损失与管道长度，管内粗糙度和管内流速的平方成正比，通常采用达西一维斯巴赫公式计算。
步骤30：基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压。
可以理解的是，所述目标油井的井底流压的实质是流体的机械能守恒。即：动能+重力势能+压力势能＝常数。即为：等高流动时，流速大，压力就小。
为了能够有效提高液体的流动状态的获取准确性，以进一步提高注入聚合物井的井底流压的获取准确性，在本申请的一个注入聚合物井的井底流压确定方法的实施例中，参见图4，所述步骤10具体包含有如下内容：
步骤11：获取所述管体内的液体最大流速。
步骤12：获取所述管体内的液体最小运动粘度。
步骤13：根据所述管体内的液体最大流速及液体最小运动粘度确定该管体内液体的最大雷诺数。
步骤14：基于所述管体内液体的最大雷诺数确定该管体内的液体的流动状态。
在一种举例中，所述步骤11具体包含有如下内容：
应用预先获取的所述管体内的注入液量和设置在所述目标油井中的油井的内径，确定该管体内的液体最大流速。
具体来说，可以获取管体内的液体最大流速υ大：
在公式(1)中，Q为注入液量，m3/d；d为油管内径，mm。
在一种举例中，所述步骤12具体包含有如下内容：
应用预先获取的所述管体内的液体粘度和液体密度，确定该管体内的液体最小运动粘度。
具体来说，可以确定管体内的液体最小运动粘度ν：
在公式(2)中，μ为注入液粘度，mPa·s；ρ为液体密度，默认1t/m3。
而后，可以根据管体内的液体最大流速υ大及液体最小运动粘度ν确定管体内液体的最大雷诺数Re：
由公式(1)和公式(2)求得管内液体最大雷诺数Re：
为了进一步提高液体的流动状态的获取准确性，在本申请的一个注入聚合物井的井底流压确定方法的实施例中，参见图5，所述步骤14具体包含有如下内容：
步骤1401：获取所述管体内壁的相对粗糙度。
步骤1402：基于所述相对粗糙度确定对应的紊流水力光滑区上限值。
步骤1403：判断所述最大雷诺数是否位于预设阈值和所述紊流水力光滑区上限值之间；
若是，则执行步骤1404，若否，则执行步骤1405。
步骤1404：确定所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态。
可以理解的是，所述预设阈值小于所述紊流水力光滑区上限值。
参见图6，若所述最大雷诺数未处于预设阈值和所述紊流水力光滑区上限值之间，则执行下述步骤1405和步骤1406：
步骤1405：进一步判断所述最大雷诺数是否小于所述预设阈值；
若是，则执行步骤1406。
步骤1406：确定所述管体内的液体的流动状态为层流状态。
在一种举例中，所述步骤1401具体包含有如下内容：
根据预先获取的所述管体的表面粗糙度以及设置在所述目标油井中的套管的内径，确定所述管体内壁的相对粗糙度。
具体来说，可以根据所述管体的镍-磷镀表面粗糙度以及套管内径确定所述管体内的相对粗糙度ε：
在公式(4)中，
为镍-磷镀表面粗糙度(轮廓的算术平均偏差)，默认Ra＝0.4μm；D为套管内径。
在一种举例中，所述步骤1402具体包含有如下内容：
根据所述管体内的相对粗糙度ε确定紊流水力光滑区上限值Remax：
由公式(4)求得紊流水力光滑区上限值Remax：
在步骤1404之后，参见图7，本申请的注入聚合物井的井底流压确定方法中的步骤20具体包含有如下内容包括：
步骤21：若所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态，则确定该管体对应的第一沿程压力损失系数。
其中，所述第一沿程压力损失系数根据第一预设参数值和所述最大雷诺数的倒数确定。
具体来说，若Re≤2000，则第一沿程压力损失系数λ1为：
步骤22：根据所述第一沿程压力损失系数确定该管体的沿程水头损失。
具体来说，根据沿程压力损失系数λ1确定该管体的沿程水头损失hf：
在公式(8-1)中，λ1为第一沿程压力损失系数；h为油管深度，m；υ为管体内的液体的流速。
在步骤1406之后，参见图8，本申请的注入聚合物井的井底流压确定方法中的步骤20具体包含有如下内容包括：
步骤23：若所述管体内的液体的流动状态为层流状态，则确定该管体对应的第二沿程压力损失系数。其中，所述第二沿程压力损失系数根据第二预设参数值和所述最大雷诺数的四次方根确定。
具体来说，若
则第二沿程压力损失系数λ2：
步骤24：根据所述第二沿程压力损失系数确定该管体的沿程水头损失。
具体来说，根据沿程压力损失系数λ2确定该管体的沿程水头损失hf：
为了进一步提高实际液体总流的伯努利方程的获取准确性，在本申请的一个注入聚合物井的井底流压确定方法的实施例中，参见图9，所述步骤30具体包含有如下内容：
步骤31：根据所述管体的沿程水头损失，以及，预获取的所述目标油井的油压、所述目标油井井口至油层中部深度、设置在所述目标油井中的油管和套管的深度和所述目标油井的液体密度，确定该目标油井的实际液体总流的伯努利方程。
具体来说，可以根据公式(9-1)的实际液体总流的伯努利方程得到如公式(9-2)所示的注入井实际液体总流的伯努利方程：
根据实际液体总流的伯努利方程：
得到注入井实际液体总流的伯努利方程：
为了进一步提高目标油井的井底流压的获取准确性，在本申请的一个注入聚合物井的井底流压确定方法的实施例中，参见图9，所述步骤30还具体包含有如下内容：
步骤32：基于所述伯努利方程确定所述目标油井对应的目标井底流压公式。
具体来说，可以根据公式(9-2)推倒求得注入井井底流压公式：
步骤33：求解所述目标井底流压公式，得到所述目标油井的井底流压以应用该井底流压进行油藏开发的控制。
为了进一步提高应用该井底流压进行注入聚合物井的油藏开发控制的准确性及可靠性，在本申请的一个注入聚合物井的井底流压确定方法的实施例中，参见图10，所述注入聚合物井的井底流压确定方法的步骤30之后还具体包含有如下内容：
步骤40：应用当前获取的所述目标油井的井底流压以及预获取的地层压力，确定所述目标油井当前的生产压差的值以根据该生产压差的值对所述目标油井当前的生产压差进行调控，使得所述目标油井所在的油藏实现均匀驱替。
为了提高参数获取的准确性，以进一步提高目标油井的井底流压的获取准确性，在本申请的一个注入聚合物井的井底流压确定方法的实施例中，参见图11，所述注入聚合物井的井底流压确定方法的步骤10之前还具体包含有如下内容：
步骤00：根据所述目标油井的井口油管压力表测试获得该目标油井的油压，根据预获取的井下结构设计结果分别确定该目标油井的油管和套管的深度、油管的内径、井口至油层中部深度和套管的内径，根据所述目标油井对应的注入站计量结果确定该目标油井的注入液量；根据所述目标油井对应的配液罐取样化验结果确定该目标油井的液体粘度，以及，根据所述目标油井内液体的取样化验结果确定该目标油井的液体密度。
为了进一步说明本方案，本申请还提供一种上述注入聚合物井的井底流压确定方法的具体应用实例，具体包含有如下内容：
S1：分别获取目标油井的如下基本参数：
pt—注聚井油压，MPa，井口油管压力表测试获得；
ht—油管深度，m，井下结构设计后获得；
d—油管内径，mm，井下结构设计后获得；
H—井口至油层中部深度(井深减去补心高度)，m，井下结构设计后获得；
D—套管内径，mm，井下结构设计后获得；
Q—注入液量，m3/d，注入站计量获得；
μ—注入液粘度，mPa·s，配液罐取样化验获得；
ρ—液体密度，默认1t/m3，取样化验获得。
S2：获取管体内的液体最大流速υ大：
在公式(1)中，Q为注入液量，m3/d；d为油管内径，mm。
S3：确定管体内的液体最小运动粘度ν：
在公式(2)中，μ为注入液粘度，mPa·s；ρ为液体密度，默认1t/m3。
S4：根据管体内的液体最大流速υ大及液体最小运动粘度ν确定管体内液体的最大雷诺数Re：
由公式(1)和公式(2)求得管内液体最大雷诺数Re：
S5：根据所述管体的镍-磷镀表面粗糙度以及套管内径确定所述管体内的相对粗糙度ε：
在公式(4)中，
为镍-磷镀表面粗糙度(轮廓的算术平均偏差)，默认Ra＝0.4μm；D为套管内径。
S6：根据紊流水力光滑区上限值Remax确定该管体内的液体的流动状态：
1)若Re≤2000，管内液体为层流；
2)若2000<Re≤Remax，管内流动进入水力光滑区；
由于聚合物具有粘度，管内主要是层流，最多只有部分流动进入紊流水力光滑区。
S7：根据管体内的液体的流动状态，确定该管体对应的沿程压力损失系数λ：
1)若Re≤2000，则沿程压力损失系数λ为：
2)若
则沿程压力损失系数λ：
S8：根据沿程压力损失系数λ确定该管体的沿程水头损失hf：
在公式(8)中，λ为沿程压力损失系数；h为油管深度，m；υ为管体内的液体的流速。
其中，在油管喇叭口处，从油管进入套管为“突然变大”，可以不计算局部损失。
S9：基于所述管体的沿程水头损失hf得到注入井实际液体总流的伯努利方程：
根据实际液体总流的伯努利方程：
得到注入井实际液体总流的伯努利方程：
S10：基于所述注入井实际液体总流的伯努利方程推倒求得注入井井底流压公式：
由公式(9)推倒求得注入井井底流压公式：
S11：基于所述注入井井底流压公式计算得到井底流压。
S12：在确定注聚井井底流压P流压和地层压力P地层后，通过P流压-P地层得到注聚井的生产压差ΔP注生产。油藏开发过程中，布置大量注聚井，需要及时调控各注聚井的ΔP注生产，防止聚合物溶液沿某一方向突进，保障油藏的均匀驱替，提升开发效果。
在上述描述中，本申请具体应用实例提供的注入聚合物井的井底流压确定方法，考虑了粘度，方法原理清晰，数据获取容易，定量化、可操作性强，便于使用，为油藏动态开发调控提供重要参数。
基于上述内容，在一种具体举例中，已知某井井口至油层中部深度(井深减去补心高度)为1000m，喇叭口深度为900m，油压10MPa，注液量50m3/d，注入液粘度50mPa·s，油管内径62mm，套管内径124mm，计算该井的流压。
解：已知:H＝1000m，ht＝900m，Pt＝10MPa，d＝60mm，
D＝124mm，Q＝50m3/d，μ＝50mPa·s，ρ＝1t/m3，
油管内液体流速：
套管内液体流速：
液体的运动粘度：
油管内液体雷诺数：
套管内液体雷诺数：
因为，Re2<Re1<2000，
所以，油管和套管内是层流，沿程压力损失系数
油管的沿程压力损失系数：
套管的沿程压力损失系数：
油管内的沿程水头损失：
套管内的沿程水头损失：
计算井底流压p流压：
从软件层面来说，为了能够可靠且高效地确定注入聚合物井的井底流压，且能够有效提高注入聚合物井的井底流压的获取准确性，本申请还提供一种用于实现所述注入聚合物井的井底流压确定方法中全部或部分内容的一种注入聚合物井的井底流压确定装置的实施例中，参见图12，所述注入聚合物井的井底流压确定装置具体包含有如下内容：
液体流动状态确定模块1，用于基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井；
沿程水头损失确定模块2，用于根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失；
井底流压获取模块3，用基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压。
为了能够有效提高液体的流动状态的获取准确性，以进一步提高注入聚合物井的井底流压的获取准确性，在本申请的一个注入聚合物井的井底流压确定装置的实施例中，参见图13，所述液体流动状态确定模块1具体包含有如下内容：
液体最大流速获取单元1001，用于获取所述管体内的液体最大流速，以及
液体最小运动粘度获取单元1002，用于获取所述管体内的液体最小运动粘度；
最大雷诺数获取单元1003，用于根据所述管体内的液体最大流速及液体最小运动粘度确定该管体内液体的最大雷诺数；
流动状态确定单元1004，用于基于所述管体内液体的最大雷诺数确定该管体内的液体的流动状态。
在一种举例中，所述液体最大流速获取单元1001具体用于：应用预先获取的所述管体内的注入液量和设置在所述目标油井中的油井的内径，确定该管体内的液体最大流速。
在一种举例中，所述液体最小运动粘度获取单元1002具体用于：应用预先获取的所述管体内的液体粘度和液体密度，确定该管体内的液体最小运动粘度。
在一种举例中，所述流动状态确定单元1004具体包含有如下内容：
相对粗糙度获取子单元，用于获取所述管体内壁的相对粗糙度。
可以理解的是，所述相对粗糙度获取子单元，具体用于：根据预先获取的所述管体的表面粗糙度以及设置在所述目标油井中的套管的内径，确定所述管体内壁的相对粗糙度。
紊流水力光滑区上限值获取子单元，用于基于所述相对粗糙度确定对应的紊流水力光滑区上限值。
水力光滑区判定子单元，用于判断所述最大雷诺数是否位于预设阈值和所述紊流水力光滑区上限值之间，若是，则确定所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态。
其中，所述预设阈值小于所述紊流水力光滑区上限值。
若所述最大雷诺数是小于所述预设阈值，则所述流动状态确定单元1004包含有如下内容：
层流判定子单元，用于若所述最大雷诺数小于所述预设阈值，则确定所述管体内的液体的流动状态为层流状态。
若所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态，参见图14，则本申请的注入聚合物井的井底流压确定方法中的沿程水头损失确定模块2具体包含有如下内容包括：
第一沿程压力损失系数获取单元2001，用于若所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态，则确定该管体对应的第一沿程压力损失系数，其中，所述第一沿程压力损失系数根据第一预设参数值和所述最大雷诺数的倒数确定。
第一沿程水头损失确定单元2002，用于根据所述第一沿程压力损失系数确定该管体的沿程水头损失。
若所述管体内的液体的流动状态为层流状态，参见图15，则本申请的注入聚合物井的井底流压确定方法中的沿程水头损失确定模块2具体包含有如下内容包括：
第二沿程压力损失系数获取单元2003，用于若所述管体内的液体的流动状态为层流状态，则确定该管体对应的第二沿程压力损失系数；其中，所述第二沿程压力损失系数根据第二预设参数值和所述最大雷诺数的四次方根确定。
第二沿程水头损失确定单元2004，用于根据所述第二沿程压力损失系数确定该管体的沿程水头损失。
为了进一步提高实际液体总流的伯努利方程的获取准确性，在本申请的一个注入聚合物井的井底流压确定装置的实施例中，参见图16，所述井底流压获取模块3具体包含有如下内容：
伯努利方程确定单元3001，用于根据所述管体的沿程水头损失，以及，预获取的所述目标油井的油压、所述目标油井井口至油层中部深度、设置在所述目标油井中的油管和套管的深度和所述目标油井的液体密度，确定该目标油井的实际液体总流的伯努利方程。
为了进一步提高目标油井的井底流压的获取准确性，在本申请的一个注入聚合物井的井底流压确定装置的实施例中，参见图16，所述井底流压获取模块3还具体包含有如下内容：
目标井底流压公式确定单元3002，用于基于所述伯努利方程确定所述目标油井对应的目标井底流压公式。
目标井底流压公式求解单元3003，用于求解所述目标井底流压公式，得到所述目标油井的井底流压以应用该井底流压进行油藏开发的控制。
为了进一步提高应用该井底流压进行注入聚合物井的油藏开发控制的准确性及可靠性，在本申请的一个注入聚合物井的井底流压确定装置的实施例中，参见图17，所述注入聚合物井的井底流压确定装置还具体包含有如下内容：
生产压差确定模块4，用于应用当前获取的所述目标油井的井底流压以及预获取的地层压力，确定所述目标油井当前的生产压差的值以根据该生产压差的值对所述目标油井当前的生产压差进行调控，使得所述目标油井所在的油藏实现均匀驱替。
为了提高参数获取的准确性，以进一步提高目标油井的井底流压的获取准确性，在本申请的一个注入聚合物井的井底流压确定装置的实施例中，参见图18，所述注入聚合物井的井底流压确定装置还具体包含有如下内容：
参数获取模块0，用于根据所述目标油井的井口油管压力表测试获得该目标油井的油压，根据预获取的井下结构设计结果分别确定该目标油井的油管和套管的深度、油管的内径、井口至油层中部深度和套管的内径，根据所述目标油井对应的注入站计量结果确定该目标油井的注入液量；根据所述目标油井对应的配液罐取样化验结果确定该目标油井的液体粘度，以及，根据所述目标油井内液体的取样化验结果确定该目标油井的液体密度。
本申请的实施例还提供能够实现上述实施例中的注入聚合物井的井底流压确定方法中全部步骤的一种电子设备的具体实施方式，所述电子设备具体包括如下内容：
处理器(processor)、存储器(memory)、通信接口(Communications Interface)和总线；其中，所述处理器、存储器、通信接口通过所述总线完成相互间的通信；所述通信接口用于实现注入聚合物井的井底流压确定装置以及用户终端等相关设备之间的信息传输；该电子设备可以是台式计算机、平板电脑及移动终端等，本实施例不限于此。在本实施例中，该电子设备可以参照实施例注入聚合物井的井底流压确定方法的实施例及注入聚合物井的井底流压确定装置的实施例进行实施，其内容被合并于此，重复之处不再赘述。
图19为本申请实施例的电子设备600的装置构成的示意框图。如图19所示，该电子设备600可以包括中央处理器100和存储器140；存储器140耦合到中央处理器100。值得注意的是，该图19是示例性的；还可以使用其他类型的结构，来补充或代替该结构，以实现电信功能或其他功能。
一实施例中，注入聚合物井的井底流压确定功能可以被集成到中央处理器100中。其中，中央处理器100可以被配置为进行如下控制：
步骤10：基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井。
步骤20：根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失。
步骤30：基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压。
从上述描述可知，本申请的实施例提供的电子设备，能够有效解决注入聚合物井井底流压数据不全的问题，能够可靠且高效地确定注入聚合物井的井底流压，且能够有效提高注入聚合物井的井底流压的获取准确性，进而能够为聚合物驱技术在油藏开发过程中的分析调控提供重要参数，并有效提高应用该井底流压进行注入聚合物井的油藏开发控制的准确性及可靠性。
在另一个实施方式中，注入聚合物井的井底流压确定装置可以与中央处理器100分开配置，例如可以将注入聚合物井的井底流压确定装置配置为与中央处理器100连接的芯片，通过中央处理器的控制来实现注入聚合物井的井底流压确定功能。
如图19所示，该电子设备600还可以包括：通信模块110、输入单元120、音频处理器130、显示器160、电源170。值得注意的是，电子设备600也并不是必须要包括图19中所示的所有部件；此外，电子设备600还可以包括图19中没有示出的部件，可以参考现有技术。
如图19所示，中央处理器100有时也称为控制器或操作控件，可以包括微处理器或其他处理器装置和/或逻辑装置，该中央处理器100接收输入并控制电子设备600的各个部件的操作。
其中，存储器140，例如可以是缓存器、闪存、硬驱、可移动介质、易失性存储器、非易失性存储器或其它合适装置中的一种或更多种。可储存上述与失败有关的信息，此外还可存储执行有关信息的程序。并且中央处理器100可执行该存储器140存储的该程序，以实现信息存储或处理等。
输入单元120向中央处理器100提供输入。该输入单元120例如为按键或触摸输入装置。电源170用于向电子设备600提供电力。显示器160用于进行图像和文字等显示对象的显示。该显示器例如可为LCD显示器，但并不限于此。
该存储器140可以是固态存储器，例如，只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、SIM卡等。还可以是这样的存储器，其即使在断电时也保存信息，可被选择性地擦除且设有更多数据，该存储器的示例有时被称为EPROM等。存储器140还可以是某种其它类型的装置。存储器140包括缓冲存储器141(有时被称为缓冲器)。存储器140可以包括应用/功能存储部142，该应用/功能存储部142用于存储应用程序和功能程序或用于通过中央处理器100执行电子设备600的操作的流程。
存储器140还可以包括数据存储部143，该数据存储部143用于存储数据，例如联系人、数字数据、图片、声音和/或任何其他由电子设备使用的数据。存储器140的驱动程序存储部144可以包括电子设备的用于通信功能和/或用于执行电子设备的其他功能(如消息传送应用、通讯录应用等)的各种驱动程序。
通信模块110即为经由天线111发送和接收信号的发送机/接收机110。通信模块(发送机/接收机)110耦合到中央处理器100，以提供输入信号和接收输出信号，这可以和常规移动通信终端的情况相同。
基于不同的通信技术，在同一电子设备中，可以设置有多个通信模块110，如蜂窝网络模块、蓝牙模块和/或无线局域网模块等。通信模块(发送机/接收机)110还经由音频处理器130耦合到扬声器131和麦克风132，以经由扬声器131提供音频输出，并接收来自麦克风132的音频输入，从而实现通常的电信功能。音频处理器130可以包括任何合适的缓冲器、解码器、放大器等。另外，音频处理器130还耦合到中央处理器100，从而使得可以通过麦克风132能够在本机上录音，且使得可以通过扬声器131来播放本机上存储的声音。
本申请的实施例还提供能够实现上述实施例中的注入聚合物井的井底流压确定方法中全部步骤的一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现上述实施例中的注入聚合物井的井底流压确定方法的全部步骤，例如，所述处理器执行所述计算机程序时实现下述步骤：
步骤10：基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井。
步骤20：根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失。
步骤30：基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压。
从上述描述可知，本申请的实施例提供的计算机可读存储介质，能够有效解决注入聚合物井井底流压数据不全的问题，能够可靠且高效地确定注入聚合物井的井底流压，且能够有效提高注入聚合物井的井底流压的获取准确性，进而能够为聚合物驱技术在油藏开发过程中的分析调控提供重要参数，并有效提高应用该井底流压进行注入聚合物井的油藏开发控制的准确性及可靠性。
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、装置、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(装置)、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。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (30)
1.一种注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，包括：
基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井；
根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失；
基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压；
其中，所述基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，包括：
获取所述管体内的液体最大流速，以及
获取所述管体内的液体最小运动粘度；
根据所述管体内的液体最大流速及液体最小运动粘度确定该管体内液体的最大雷诺数；
基于所述管体内液体的最大雷诺数确定该管体内的液体的流动状态。
2.根据权利要求1所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，所述获取所述管体内的液体最大流速，包括：
应用预先获取的所述管体内的注入液量和设置在所述目标油井中的油井的内径，确定该管体内的液体最大流速。
3.根据权利要求1所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，所述获取所述管体内的液体最小运动粘度，包括：
应用预先获取的所述管体内的液体粘度和液体密度，确定该管体内的液体最小运动粘度。
4.根据权利要求1所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，所述基于所述管体内液体的最大雷诺数确定该管体内的液体的流动状态，包括：
获取所述管体内壁的相对粗糙度；
基于所述相对粗糙度确定对应的紊流水力光滑区上限值；
判断所述最大雷诺数是否位于预设阈值和所述紊流水力光滑区上限值之间，若是，则确定所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态；
其中，所述预设阈值小于所述紊流水力光滑区上限值。
5.根据权利要求4所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，还包括：
若所述最大雷诺数小于所述预设阈值，则确定所述管体内的液体的流动状态为层流状态。
6.根据权利要求4所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，所述获取所述管体内壁的相对粗糙度，包括：
根据预先获取的所述管体的表面粗糙度以及设置在所述目标油井中的套管的内径，确定所述管体内壁的相对粗糙度。
7.根据权利要求4所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，所述根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失，包括：
若所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态，则确定该管体对应的第一沿程压力损失系数；
根据所述第一沿程压力损失系数确定该管体的沿程水头损失。
8.根据权利要求7所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，所述第一沿程压力损失系数根据第一预设参数值和所述最大雷诺数的倒数确定。
9.根据权利要求5所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，所述根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失，包括：
若所述管体内的液体的流动状态为层流状态，则确定该管体对应的第二沿程压力损失系数；
根据所述第二沿程压力损失系数确定该管体的沿程水头损失。
10.根据权利要求9所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，所述第二沿程压力损失系数根据第二预设参数值和所述最大雷诺数的四次方根确定。
11.根据权利要求1所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，所述基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，包括：
根据所述管体的沿程水头损失，以及，预获取的所述目标油井的油压、所述目标油井井口至油层中部深度、设置在所述目标油井中的油管和套管的深度和所述目标油井的液体密度，确定该目标油井的实际液体总流的伯努利方程。
12.根据权利要求1所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，所述应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压，包括：
基于所述伯努利方程确定所述目标油井对应的目标井底流压公式；
求解所述目标井底流压公式，得到所述目标油井的井底流压以应用该井底流压进行油藏开发的控制。
13.根据权利要求1至12任一项所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，还包括：
应用当前获取的所述目标油井的井底流压以及预获取的地层压力，确定所述目标油井当前的生产压差的值以根据该生产压差的值对所述目标油井当前的生产压差进行调控，使得所述目标油井所在的油藏实现均匀驱替。
14.根据权利要求1至12任一项所述的注入聚合物井的井底流压确定方法，其特征在于，在所述确定该管体内的液体的流动状态之前，还包括：
根据所述目标油井的井口油管压力表测试获得该目标油井的油压，根据预获取的井下结构设计结果分别确定该目标油井的油管和套管的深度、油管的内径、井口至油层中部深度和套管的内径，根据所述目标油井对应的注入站计量结果确定该目标油井的注入液量；根据所述目标油井对应的配液罐取样化验结果确定该目标油井的液体粘度，以及，根据所述目标油井内液体的取样化验结果确定该目标油井的液体密度。
15.一种注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，包括：
液体流动状态确定模块，用于基于设置在目标油井中的管体内的液体的流速和粘度，确定该管体内的液体的流动状态，其中，所述目标油井为注入有聚合物的油井；
沿程水头损失确定模块，用于根据所述管体内的液体的流动状态，获取该管体的沿程水头损失；
井底流压获取模块，用基于所述管体的沿程水头损失得到所述目标油井的实际液体总流的伯努利方程，并应用该伯努利方程确定用于控制油藏开发的所述目标油井的井底流压；
其中，所述液体流动状态确定模块包括：
液体最大流速获取单元，用于获取所述管体内的液体最大流速，以及
液体最小运动粘度获取单元，用于获取所述管体内的液体最小运动粘度；
最大雷诺数获取单元，用于根据所述管体内的液体最大流速及液体最小运动粘度确定该管体内液体的最大雷诺数；
流动状态确定单元，用于基于所述管体内液体的最大雷诺数确定该管体内的液体的流动状态。
16.根据权利要求15所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，所述液体最大流速获取单元，具体用于：应用预先获取的所述管体内的注入液量和设置在所述目标油井中的油井的内径，确定该管体内的液体最大流速。
17.根据权利要求15所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，所述液体最小运动粘度获取单元，具体用于：应用预先获取的所述管体内的液体粘度和液体密度，确定该管体内的液体最小运动粘度。
18.根据权利要求15所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，所述流动状态确定单元包括：
相对粗糙度获取子单元，用于获取所述管体内壁的相对粗糙度；
紊流水力光滑区上限值获取子单元，用于基于所述相对粗糙度确定对应的紊流水力光滑区上限值；
水力光滑区判定子单元，用于判断所述最大雷诺数是否位于预设阈值和所述紊流水力光滑区上限值之间，若是，则确定所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态；
其中，所述预设阈值小于所述紊流水力光滑区上限值。
19.根据权利要求18所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，所述流动状态确定单元还包括：
层流判定子单元，用于若所述最大雷诺数小于所述预设阈值，则确定所述管体内的液体的流动状态为层流状态。
20.根据权利要求18所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，所述相对粗糙度获取子单元，具体用于：根据预先获取的所述管体的表面粗糙度以及设置在所述目标油井中的套管的内径，确定所述管体内壁的相对粗糙度。
21.根据权利要求18所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，所述沿程水头损失确定模块包括：
第一沿程压力损失系数获取单元，用于若所述管体内的液体的流动状态为流动进入水力光滑区的状态，则确定该管体对应的第一沿程压力损失系数；
第一沿程水头损失确定单元，用于根据所述第一沿程压力损失系数确定该管体的沿程水头损失。
22.根据权利要求21所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，所述第一沿程压力损失系数根据第一预设参数值和所述最大雷诺数的倒数确定。
23.根据权利要求19所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，所述沿程水头损失确定模块包括：
第二沿程压力损失系数获取单元，用于若所述管体内的液体的流动状态为层流状态，则确定该管体对应的第二沿程压力损失系数；
第二沿程水头损失确定单元，用于根据所述第二沿程压力损失系数确定该管体的沿程水头损失。
24.根据权利要求23所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，所述第二沿程压力损失系数根据第二预设参数值和所述最大雷诺数的四次方根确定。
25.根据权利要求15所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，所述井底流压获取模块包括：
伯努利方程确定单元，用于根据所述管体的沿程水头损失，以及，预获取的所述目标油井的油压、所述目标油井井口至油层中部深度、设置在所述目标油井中的油管和套管的深度和所述目标油井的液体密度，确定该目标油井的实际液体总流的伯努利方程。
26.根据权利要求15所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，所述井底流压获取模块包括：
目标井底流压公式确定单元，用于基于所述伯努利方程确定所述目标油井对应的目标井底流压公式；
目标井底流压公式求解单元，用于求解所述目标井底流压公式，得到所述目标油井的井底流压以应用该井底流压进行油藏开发的控制。
27.根据权利要求15至26任一项所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，还包括：
生产压差确定模块，用于应用当前获取的所述目标油井的井底流压以及预获取的地层压力，确定所述目标油井当前的生产压差的值以根据该生产压差的值对所述目标油井当前的生产压差进行调控，使得所述目标油井所在的油藏实现均匀驱替。
28.根据权利要求15至26任一项所述的注入聚合物井的井底流压确定装置，其特征在于，还包括：
参数获取模块，用于根据所述目标油井的井口油管压力表测试获得该目标油井的油压，根据预获取的井下结构设计结果分别确定该目标油井的油管和套管的深度、油管的内径、井口至油层中部深度和套管的内径，根据所述目标油井对应的注入站计量结果确定该目标油井的注入液量；根据所述目标油井对应的配液罐取样化验结果确定该目标油井的液体粘度，以及，根据所述目标油井内液体的取样化验结果确定该目标油井的液体密度。
29.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现权利要求1至14任一项所述的注入聚合物井的井底流压确定方法的步骤。
30.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至14任一项所述的注入聚合物井的井底流压确定方法的步骤。
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