本申请提供了一种试井分析方法,包括:测量油井及所述油井中各相流体的基本参数;依据所述油井及所述油井中各相流体的基本参数,进行水驱的试井分析,获取水驱时油藏的基本信息;选取水驱时多相流中的单相油;利用所述油藏的基本信息进行压力拟合,获取所述单相油的拟黏度;结合所述拟黏度进行聚合物驱的试井分析,获取聚合物驱时油藏的基本信息;依据所述聚合物驱时油藏的基本信息,对聚合物驱时的油藏信息进行监控。本申请提供的试井分析方法可进行基于聚合物驱进行试井分析,并通过分析得到的聚合物驱时油藏的基本信息实现对油井进行监控。相应地,本申请还提供了一种试井分析装置,以实现在实际生产中的应用。
1.一种试井分析方法,其特征在于,包括:xa0测量油井及所述油井中各相流体的基本参数;xa0依据所述油井及所述油井中各相流体的基本参数,进行水驱的试井分析,获取水驱时油藏的基本信息;xa0选取水驱时多相流中的单相油;xa0利用所述油藏的基本信息进行压力拟合,获取所述单相油的拟黏度;xa0结合所述拟黏度进行聚合物驱的试井分析,获取聚合物驱时油藏的基本信息;xa0依据所述聚合物驱时油藏的基本信息,对聚合物驱时的油藏信息进行监控;xa0其中,所述依据所述油井及所述油井中各相流体的基本参数,进行水驱的试井分析,获取水驱时油藏基本信息包括:xa0测量水驱时的井底实际压力数据;xa0选取地质模型、井筒类型和油藏边界,获取水驱时油藏的预设基本信息;xa0根据油井及所述油井中各相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界以及油藏的预设基本信息,利用黑油模型计算获取水驱时的井底流压;xa0将水驱时的实际压力数据和计算获取的水驱时的井底流压进行拟合,获取水驱时油藏的基本信息;xa0所述将水驱时的实际压力数据和计算获取的水驱时的井底流压进行拟合,获取水驱时油藏的基本信息包括:xa0获取水驱时的实际的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图;xa0获取水驱时的计算的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图;xa0将水驱时的实际的压力差和压力导数的双对数图与水驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合,若拟合精度在预设精度范围内,获取的水驱时的油藏基本信息为所需的油藏基本信息;若拟合精度不在预定xa0精度范围内,修改水驱时油藏的预设基本信息,进行水驱的试井分析,直到拟合精度在预设精度范围内;xa0所述结合所述拟黏度进行聚合物驱的试井分析,获取聚合物驱时油藏的基本信息包括:xa0选取黑油模型中油水两相模型,其中水相为聚合物溶液,水相黏度为聚合物溶液的黏度,油相为单相油,油相黏度为拟黏度,水相和油相的基本参数为聚合物溶液和单相油的基本参数;xa0测量聚合物驱时的实际压力数据;xa0选取地质模型、井筒类型和油藏边界,获取聚合物驱时油藏的预设基本信息;xa0根据所述的油井基本参数和所述水相和油相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界和聚合物驱时油藏的预设基本信息,利用黑油模型计算获取聚合物驱时的井底流压;xa0将聚合物驱时的实际压力数据和计算获取的聚合物驱时的井底流压进行拟合,获取聚合物驱时油藏的基本信息;xa0所述将聚合物驱时的实际压力数据和计算获取的聚合物驱时的井底流压进行拟合,获取聚合物驱时油藏的基本信息包括:xa0获取聚合物驱时的实际的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图;xa0获取聚合物驱时的计算的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图;xa0将聚合物驱时的实际的压力差和压力导数的双对数图与聚合物驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合,若拟合精度在预设精度范围内,获取的聚合物驱时的油藏基本信息为所需的油藏基本信息;若拟合精度不在预定精度范围内,修改聚合物驱时油藏的预设基本信息,进行聚合物驱的试井分析,直到拟合精度在预设精度范围内。xa0
2.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述利用所述油藏的基本信息进行压力拟合,获取所述单相油的拟黏度包括:xa0根据水驱时油藏的基本信息,更改单相油的黏度,进行试井分析,获xa0取单相流体的拟黏度。xa0
3.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述油井及所述油井中各相流体的基本参数包括:井、各相流体的黏度、体积系数、压缩系数、流体密度、地层厚度、孔隙度和地层绝对渗透率。xa0
4.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述油藏的基本信息包括:井储常数、井筒表皮、渗透率、初始压力和原始地层压力。xa0
5.一种试井分析装置,其特征在于,该装置包括:xa0基本参数测量单元,用于测量油井及所述油井中各相流体的基本参数;xa0水驱的试井分析单元,用于依据所述油井及所述油井中各相流体的基本参数,进行水驱的试井分析,获取水驱时油藏的基本信息;xa0拟单相流获取单元,用于选取水驱时多相流体中的单相油;xa0拟黏度获取单元,用于利用所述油藏的基本信息进行压力拟合,得出所述单相油的拟黏度;xa0聚合物驱的试井分析单元,用于结合所述拟黏度进行聚合物驱的试井分析,获取聚合物驱时油藏的基本信息;xa0监控单元,用于依据所述聚合物驱时油藏的基本信息,对所述油井进行监控;xa0其中,所述水驱的试井分析单元包括:xa0第一测量单元,用于测量水驱时实际压力数据;xa0第一选取单元,用于选取水驱时的地质模型、井筒类型和油藏边界,获取水驱时油藏的预设基本信息;xa0第一计算单元,用于根据油井及所述油井中各相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界以及油藏的预设基本信息,利用黑油模型计算获取水驱时的井底流压;xa0第一压力拟合单元,将水驱时的实际压力数据和计算获取的水驱时的井底流压进行拟合,获取水驱时油藏的基本信息;所述第一压力拟合单元包括:xa0第一对数图绘制单元,用于分别获取水驱时实际的和计算的压力差与压力导数,并对压力差和压力导数进行双对数图的绘制;xa0第一对数图拟合单元,用于将水驱时的实际的压力差和压力导数的双对数图与水驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合;xa0第一拟合精度判断单元,用于判断拟合精度是否在预设精度范围内,若拟合精度在预设精度范围内,获取的水驱时的油藏基本信息为所需的油藏基本信息;若拟合精度不在预定精度范围内,修改水驱时油藏的预设基本信息,进行水驱的试井分析,直到拟合精度在预设精度范围内;所述聚合物驱试井分析单元包括:xa0第二测量单元,用于测量聚合物驱时井底的实际压力数据;xa0第二选取单元,用于选取聚合物驱时的地质模型、井筒类型和油藏边界,获取聚合物驱时油藏的预设基本信息;xa0第二计算单元,用于根据油井及所述油相与水相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界以及油藏的预设基本信息,利用黑油模型计算获取聚合物驱时井底流压;xa0第二压力拟合单元,用于将聚合物驱时的实际压力数据和计算获取的聚合物驱时的井底流压进行拟合,获取聚合物驱时油藏的基本信息;所述第二压力拟合单元包括:xa0第二对数图绘制单元,用于分别获取聚合物驱时实际的和计算的压力差与压力导数,并对压力差和压力导数进行双对数图的绘制;xa0第二对数图拟合单元,用于将聚合物驱时的实际的压力差和压力导数的双对数图与聚合物驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合;xa0第二拟合精度判断单元,用于判断拟合精度是否在预设精度范围内,若拟合精度在预设精度范围内,获取的聚合物驱时的油藏基本信息为所需的油藏基本信息;若拟合精度不在预定精度范围内,修改聚合物驱时油藏的预设基本信息,进行聚合物驱的试井分析,直到拟合精度在预设精度范围内。xa0
6.根据权利要求5所述的装置,其特征在于,还包括:xa0油井产量测量单元,用于测量水驱及聚合物驱时油井在不同时间段的产量;xa0油藏流动段划分单元,用于在水驱的试井分析和聚合物驱的试井分析时,根据所述油井在不同时间段的产量,将油藏划分为多个流动段,对不同流动段依次进行水驱的试井分析和聚合物驱的试井分析。xa0
7.根据权利要求5所述的装置,其特征在于,所述油井及所述油井中各相流体的基本参数包括:井、各相流体的黏度、体积系数、压缩系数、流体密度、地层厚度、孔隙度和地层绝对渗透率。xa0
8.根据权利要求5所述的装置,其特征在于,所述油藏的基本信息包括:井储常数、井筒表皮、渗透率、初始压力和原始地层压力。xa0技术领域
本申请涉及油藏开发技术领域,特别涉及一种试井分析方法及装置。
背景技术
在石油开采过程中,开采人员需要对选定的油井进行勘测以确定油井是否位于油藏中。目前,开发人员常采用的方法为试井分析,其是认识油藏、进行油藏评价和石油生产动态监测的重要动态分析手段。上述试井分析可以将实测结果和计算结果进行对比,最终获取油藏的基本信息,如井储常数、井筒表皮和渗透率。开采人员可以进一步对油藏的基本信息进行分析,以确定井底附近或两井之间的导压系数及岩石特性参数;推算平均地层压力和井的产出能力;判断井的特性参数、井筒体积以及井筒污染程度;发现油层的边界类型;估算油藏内的原油储量,为油藏开采和维护提供依据。然而,目前试井分析普遍为基于水驱的试井分析,而我国多个油田使用聚合物驱来提高采收率,因此,急需一种基于聚合物驱的试井分析。
发明内容
本申请所要解决的技术问题是提供一种试井分析方法,该试井分析方法可以基于聚合物驱进行试井分析,获取聚合物驱时的油藏基本信息,以便对油藏进行监控。为了解决上述问题,本申请公开了一种试井分析方法,包括:测量油井及所述油井中各相流体的基本参数;依据所述油井及所述油井中各相流体的基本参数,进行水驱的试井分析,获取水驱时油藏的基本信息;选取水驱时多相流中的单相油;利用所述油藏的基本信息进行压力拟合,获取所述单相油的拟黏度;结合所述拟黏度进行聚合物驱的试井分析,获取聚合物驱时油藏的基本信息;依据所述聚合物驱时油藏的基本信息,对聚合物驱时的油藏信息进行监控。优选地,所述依据所述油井及所述油井中各相流体的基本参数,进行水驱的试井分析,获取水驱时油藏基本信息包括:测量水驱时的井底实际压力数据;选取地质模型、井筒类型和油藏边界,获取水驱时油藏的预设基本信息;根据油井及所述油井中各相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界以及油藏的预设基本信息,利用黑油模型计算获取水驱时的井底流压;将水驱时的实际压力数据和计算获取的水驱时的井底流压进行拟合,获取水驱时油藏的基本信息。优选地,所述将水驱时的实际压力数据和计算获取的水驱时的井底流压进行拟合,获取水驱时油藏的基本信息包括:获取水驱时的实际的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图;获取水驱时的计算的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图;将水驱时的实际的压力差和压力导数的双对数图与水驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合,若拟合精度在预设精度范围内,获取的水驱时的油藏基本信息为所需的油藏基本信息;若拟合精度不在预定精度范围内,修改水驱时油藏的预设基本信息,进行水驱的试井分析,直到拟合精度在预设精度范围内。优选地,所述利用所述油藏的基本信息进行压力拟合,获取所述单相油的拟黏度包括:根据水驱时油藏的基本信息,更改单相油的黏度,进行试井分析,获取单相流体的拟黏度。优选地,所述结合所述拟黏度进行聚合物驱的试井分析,获取聚合物驱时油藏的基本信息包括:选取黑油模型中油水两相模型,其中水相为聚合物溶液,水相黏度为聚合物溶液的黏度,油相为单相油,油相黏度为拟黏度,水相和油相的基本参数为聚合物溶液和单相油的基本参数;测量聚合物驱时的实际压力数据;选取地质模型、井筒类型和油藏边界,获取聚合物驱时油藏的预设基本信息;根据所述的油井基本参数和所述水相和油相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界和聚合物驱时油藏的预设基本信息,利用黑油模型计算获取聚合物驱时的井底流压;将聚合物驱时的实际压力数据和计算获取的聚合物驱时的井底流压进行拟合,获取聚合物驱时油藏的基本信息。优选地,所述将聚合物驱时的实际压力数据和计算获取的聚合物驱时的井底流压进行拟合,获取聚合物驱时油藏的基本信息包括:获取聚合物驱时的实际的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图;获取聚合物驱时的计算的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图;将聚合物驱时的实际的压力差和压力导数的双对数图与聚合物驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合,若拟合精度在预设精度范围内,获取的聚合物驱时的油藏基本信息为所需的油藏基本信息;若拟合精度不在预定精度范围内,修改聚合物驱时油藏的预设基本信息,进行聚合物驱的试井分析,直到拟合精度在预设精度范围内。优选地,所述油井及所述油井中各相流体的基本参数包括:井、各相流体的黏度、体积系数、压缩系数、流体密度、地层厚度、孔隙度和地层绝对渗透率。优选地,所述油藏的基本信息包括:井储常数、井筒表皮、渗透率、初始压力和原始地层压力。本申请还公开了一种试井分析装置,包括:基本参数测量单元,用于测量油井及所述油井中各相流体的基本参数;水驱的试井分析单元,用于依据所述油井及所述油井中各相流体的基本参数,进行水驱的试井分析,获取水驱时油藏的基本信息;拟单相流获取单元,用于选取水驱时多相流体中的单相油;拟黏度获取单元,用于利用所述油藏的基本信息进行压力拟合,得出所述单相油的拟黏度;聚合物驱的试井分析单元,用于结合所述拟黏度进行聚合物驱的试井分析,获取聚合物驱时油藏的基本信息;监控单元,用于依据所述聚合物驱时油藏的基本信息,对所述油井进行监控。优选地,水驱的试井分析单元包括:第一测量单元,用于测量水驱时实际压力数据;第一选取单元,用于选取水驱时的地质模型、井筒类型和油藏边界,获取水驱时油藏的预设基本信息;第一计算单元,用于根据油井及所述油井中各相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界以及油藏的预设基本信息,利用黑油模型计算获取水驱时的井底流压;第一压力拟合单元,将水驱时的实际压力数据和计算获取的水驱时的井底流压进行拟合,获取水驱时油藏的基本信息。优选地,第一压力拟合单元包括:第一对数图绘制单元,用于分别获取水驱时实际的和计算的压力差与压力导数,并对压力差和压力导数进行双对数图的绘制;第一对数图拟合单元,用于将水驱时的实际的压力差和压力导数的双对数图与水驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合;第一拟合精度判断单元,用于判断拟合精度是否在预设精度范围内,若拟合精度在预设精度范围内,获取的水驱时的油藏基本信息为所需的油藏基本信息;若拟合精度不在预定精度范围内,修改水驱时油藏的预设基本信息,进行水驱的试井分析,直到拟合精度在预设精度范围内。优选地,聚合物驱试井分析单元包括:第二测量单元,用于测量聚合物驱时井底的实际压力数据;第二选取单元,用于选取聚合物驱时的地质模型、井筒类型和油藏边界,获取聚合物驱时油藏的预设基本信息;第二计算单元,用于根据油井及所述油相与水相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界以及油藏的预设基本信息,利用黑油模型计算获取聚合物驱时井底流压;第二压力拟合单元,用于将聚合物驱时的实际压力数据和计算获取的聚合物驱时的井底流压进行拟合,获取聚合物驱时油藏的基本信息。优选地,第二压力拟合单元包括:第二对数图绘制单元,用于分别获取聚合物驱时实际的和计算的压力差与压力导数,并对压力差和压力导数进行双对数图的绘制;第二对数图拟合单元,用于将聚合物驱时的实际的压力差和压力导数的双对数图与聚合物驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合;第二拟合精度判断单元,用于判断拟合精度是否在预设精度范围内,若拟合精度在预设精度范围内,获取的聚合物驱时的油藏基本信息为所需的油藏基本信息;若拟合精度不在预定精度范围内,修改聚合物驱时油藏的预设基本信息,进行聚合物驱的试井分析,直到拟合精度在预设精度范围内。优选地,还包括:油井产量测量单元,用于测量水驱及聚合物驱时油井在不同时间段的产量;油藏流动段划分单元,用于在水驱的试井分析和聚合物驱的试井分析时,根据所述油井在不同时间段的产量,将油藏划分为多个流动段,对不同流动段依次进行水驱的试井分析和聚合物驱的试井分析。优选地,所述油井及所述油井中各相流体的基本参数包括:井、各相流体的黏度、体积系数、压缩系数、流体密度、地层厚度、孔隙度和地层绝对渗透率。优选地,所述油藏的基本信息包括:井储常数、井筒表皮、渗透率、初始压力和原始地层压力。与现有技术相比,本申请包括以下优点:在本申请中,首先测量油井及油井中各相流体的基本参数,其次获取水驱时油藏的基本信息以及单相流体的拟黏度,再结合所述拟黏度进行聚合物驱的试井分析,获取聚合物驱时油藏的基本信息,依据所述聚合物驱时油藏的基本信息,对所述油井进行监控。因此,本申请可以基于聚合物驱进行试井分析,并可以依据聚合物驱时油藏的基本信息,对所述油井进行监控。当然,实施本申请的任一产品并不一定需要同时达到以上所述的所有优点。
附图说明
为了更清楚地说明本申请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性的前提下,还可以根据这些附图获得其他的附图。图1是本申请提供的一种试井分析方法的流程图;图2是本申请提供的一种试井分析方法的一个子流程图;图3是本申请提供的一种试井分析方法的另一个子流程图;图4是本申请提供的一种试井分析方法的再一个子流程图;图5是本申请提供的一种试井分析方法的再一个子流程图;图6是本申请提供的油田开发实例图;图7是本申请提供的聚合物驱时地层渗透率分布图;图8是本申请提供的水驱的试井分析时的压力拟合图;图9是本申请提供的聚合物驱的试井分析时的压力拟合图;图10是本申请提供的一种试井分析装置的结构示意图;图11是本申请提供的试井分析装置中水驱试井分析单元的结构示意图;图12是本申请提供的试井分析装置中水驱试井分析单元中压力拟合单元的结构示意图;图13是本申请提供的试井分析装置中聚合物驱试井分析单元的结构示意图;图14是本申请提供的试井分析装置中聚合物驱试井分析单元中压力拟合单元的结构示意图;图15是本申请提供的一种试井分析装置的另一种结构示意图。
具体实施方式
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、完整地描述,显然,所描述的实施例仅仅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做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。请参见图1,其示出了本申请一种试井分析方法的流程图,可以包括以下步骤:步骤11:测量油井及所述油井中各相流体的基本参数。本实施例可以通过油田实验测量油井、和油井中各相流体的基本参数。其中,各相流体可以包括水相、油相和气相。基本参数可以包括井、各相流体的黏度、体积系数、压缩系数、流体密度、地层厚度、孔隙度和地层绝对渗透率(以下简称为“渗透率”)。在这里需要指出,在进行水驱或者聚合物驱的试井分析之前要对油藏划分流动段,有利于提高试井分析的准确性。其中,流动段划分可以包括:测量水驱时的油井在不同时间段的产量,根据所述油井在不同时间段的产量将油藏划分为多个流动段,在所划分的多个流动段上可依次进行水驱的试井分析;测量聚合物驱时的油井在不同时间段的产量,根据所述油井在不同时间段的产量将油藏划分为多个流动段,在所划分的多个流动段上可依次进行聚合物驱的试井分析。步骤12:依据所述油井及所述油井中各相流体的基本参数,进行水驱的试井分析,获取水驱时油藏的基本信息。在本实施例中,可以利用黑油模型进行水驱的试井分析,并依据试井分析的结果获取水驱时油藏的基本信息。所述油藏的基本信息包括:井储常数、井筒表皮、渗透率、初始压力和原始地层压力。其中黑油模型的具体表达式如下:油组分: ▿ · [ K K ro μ o B o ( ▿ p o - γ o ▿ Z ) ] = ∂ ∂ t ( φ S o B o ) + q osc - - - ( 1 ) ]]>水组分: ▿ · [ K K rw μ w B w ( ▿ p w - γ w ▿ Z ) ] = ∂ ∂ t ( φ S w B w ) + q wsc - - - ( 2 ) ]]>气组分: ▿ · [ K K ro R s μ o B o ( ▿ p o - γ o ▿ Z ) + K K rg μ g B g ( ▿ p g - γ g ▿ Z ) ] ]]> = ∂ ∂ t ( R s φ S o B o + φ S g B g ) + R s q osc + q fgsc - - - ( 3 ) ]]>其中,S_o+S_w+S_g=1xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0(4)p_cow=p_o-p_w=f(S_w,S_g)xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0(5)p_cgo=p_g-p_o=f(S_w,S_g)xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0xa0(6)公式中油组分、水组分和气组分可以分别为油相、水相和气相,o、w、g为油、水、气相的下标;K为地层绝对渗透率;K_ro、K_rw、K_rg分别为油相、水相、气相的相对渗透率;B为地层体积系数;μ为黏度;γ为相对密度;p为压力;Z为垂向坐标;R_s为溶解油气比;q_sc为组分产量或流量。公式(1)-(3)中K_ro、K_rw、K_rg、p_cow、p_cgo为饱和度的函数。其中:K_rw=K_rw(S_w)K_rg=K_rg(S_g)K_ro=K_ro(S_o)=K_ro(S_w,S_g)p_cow=f(S_w)p_cgo=f(S_g)K_rw、K_rg、p_cow、p_cgo均可由油水和油气两相流动实验数据取得,K_ro需要应用Stone等公式计算。B_o、B_w、B_g为各相流体的体积系数;μ_o、μ_w、μ_g为各相流体的黏度;γ_o、γ_w、γ_g为各相流体的相对密度。在三相状态即油相饱和状态下,各相流体的相对密度、体积系数、黏度都是压力P的函数,如:B_o=f(p)R_s=f(p)μ_o=f(p)在油相未饱和的状态下,油藏中只有油水两种相态时,各相流体的相对密度、体积系数、粘度是泡点压力p_b和压力p的函数,如:B_o=f(p,p_b)ρ_o=f(p,p_b)μ_o=f(p,p_b)如果岩石孔隙体积随压力有显著变化,则有:φ=φ^ref[1+C_r(p-p^ref)]式中C_r为岩石压缩系数;φ为孔隙度;φ^ref为参考压力p^ref下的孔隙度。在利用黑油模型进行水驱的试井分析时需要根据油藏的实际情况选择黑油模型中的多相流体模型,如可选择油水两相模型及选择油气水三相模型,在本实施例中选择油水气三相模型。在本实施例中,上述将油井及所述油井中各相流体的基本参数代入黑油模型中,获取水驱时油藏的基本信息的具体过程请参阅图2所示,可以包括以下步骤:步骤201:测量水驱时的井底实际压力数据。步骤202:选取地质模型、井筒类型和油藏边界,获取水驱时油藏的预设基本信息。在进行水驱的试井分析时要选取适用于水驱的试井分析时的地质模型、井筒类型和油藏边界,并根据油藏开采经验获取水驱时油藏基本信息的预设参数值。其中,在进行试井分析时要根据在油藏开采过程中对油藏的认识及不同的施工方案,对不同的油藏选取相应的地质模型、井筒类型和油藏边界。步骤203:根据油井及所述油井中各相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界以及油藏的预设基本信息,利用黑油模型计算获取水驱时的井底流压。步骤204:将水驱时的实际压力数据和计算获取的水驱时的井底流压进行拟合,获取水驱时油藏的基本信息。在本实施例中,压力拟合的过程请参阅图3所示,可以包括以下步骤:步骤301:获取水驱时的实际的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图。步骤302:获取水驱时的计算的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图。其中,计算压力差和压力导数的公式如下所示,设(T₀,P₀)(T₁,P₁),...,(T_nxa0,P_n)为不同时间下的压力,则压力差为:Δp₁=P₁-P₀,...,Δp_n=P_n-P₀压力导数为:dp₁=(P₁-P₀)/(T₁-T₀)*T₁,...,dp_n=(P_n-P_n-1)/(T_n-T_n-1)*T_n-1其中,双对数图的绘制是以压力降落图版上坐标尺寸为基础的。步骤303:将水驱时的实际的压力差和压力导数的双对数图与水驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合。步骤304:判断拟合精度是否在预设的精度范围内,若是,转到步骤305;若否转到步骤306。其中,预设的精度范围可以依据应用场景下油藏的情况设置不同的精度范围,对此不加以限制。步骤305:获取水驱时的油藏基本信息为所需的油藏基本信息。步骤306:修改油藏的预设基本信息,进行水驱的试井分析,直到拟合精度在预设精度范围内。其中,在不满足精度时,通过观察实测曲线与计算曲线的差异,根据渗流方程的流动规律,及不同预设参数变化对计算曲线形态影响的规律,选择需要调整的参数进行修改。例如计算曲线与实测曲线的“张口”大小不一样,就可通过调整井筒污染参数来进行压力拟合。修改油藏的预设基本信息具体可以通过修改油藏基本信息中的具体参数值,将修改后的油藏基本信息作为油藏的预设基本信息,再次依据油井及所述油井中各相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界以及油藏的预设基本信息进行水驱的试井分析。水驱的试井分析的具体过程请参阅图2来进行拟合。步骤13:选取水驱时多相流体中的单相油。其中,选取井底的多相流体中的单相油之后,单相油为拟单相。选取黑油模型中的单相油模型进行试井分析其计算模型如下, ▿ · [ K μ o B o ( ▿ p o - γ o ▿ Z ) ] = ∂ ∂ t ( φ B o ) + q osc ]]>其中拟单相的体积系数、压缩系数计算公式如下:拟单相体积系数=油相饱和度*油相体积系数+水相饱和度*水相体积系数;拟单相压缩系数=油相饱和度*油相压缩系数+水相饱和度*水相压缩系数。拟单相的参数数值均可由油藏实验及计算方式获取。其中,在进行试井分析时要根据所选择的井底多相流体来制定井的生产制度,如选择单向油时井的生产制度定为定油的产量生产,选择水相时井的生产制度定为定水的产量生产,选择油水两相时井的生产制度定为定油水的产量生产。步骤14:利用所述油藏的基本信息进行压力拟合,获取所述单相油的拟黏度。具体为:获取单相油模型下的计算的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图。压力差和压力导数的计算公式为:设(T₀,P₀)(T₁,P₁),...,(T_nxa0,P_n)为不同时间下的压力,则压力差为:Δp₁=P₁-P₀,...,Δp_n=P_n-P₀压力导数为:dp₁=(P₁-P₀)/(T₁-T₀)*T₁,...,dp_n=(P_n-P_n-1)/(T_n-T_n-1)*T_n-1将单相油模型下的计算的压力差和压力导数的双对数图与水驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合。判断拟合精度是否在预设的精度范围内,若是,单相油的黏度为所需的拟黏度,若不在预设精度范围,更改单相油的黏度,进行单相油模型下的计算的压力差和压力导数的双对数图与水驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图的拟合,直到拟合精度在预设范围内。其中,预设的精度范围可以依据应用场景下油藏的情况设置不同的精度范围,对此不加以限制。步骤15:结合所述拟黏度进行聚合物驱的试井分析,获取聚合物驱时油藏的基本信息。聚合物驱的试井分析可以利用黑油模型进行,聚合物驱的试井分析具体过程请参阅图4所示,可以包括以下步骤:步骤401:选取黑油模型中的油水两相模型作为聚合物驱的试井分析的计算模型。其中,油相为单相油,油相黏度为拟黏度,水相为聚合物溶液,水相黏度为聚合物溶液的黏度,油相和水相的基本参数分别为单相油和聚合物溶液的基本参数。其中,油相和水相的基本参数可以通过油藏实验及计算方式获取。步骤402:测量聚合物驱时的实际压力数据。步骤403:选取地质模型、井筒类型和油藏边界,获取聚合物驱时油藏的预设基本信息。在进行聚合物驱的试井分析时要选取适用于聚合物驱的试井分析时的地质模型、井筒类型和油藏边界,并根据油田开采经验获取聚合物驱时油藏基本信息的预设参数值。步骤404:根据所述测量的油井基本参数及油相与水相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界和聚合物驱时油藏的预设基本信息,利用黑油模型计算获取聚合物驱时的井底流压。步骤405:将聚合物驱时的实际压力数据和计算获取的聚合物驱时的井底流压进行拟合,获取聚合物驱时油藏的基本信息。在本实施例中,压力拟合的过程请参阅图5所示,可以包括以下步骤:步骤501:获取聚合物驱时的实际的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图。步骤502:获取聚合物驱时的计算的压力差和压力导数,并绘制所述压力差和压力导数的双对数图。其中,双对数图的绘制是以压力降落图版上坐标尺寸为基准的。步骤503:将聚合物驱时的实际中的压力差和压力导数的双对数图与聚合物驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合。步骤504:判断拟合精度是否在预设的精度范围内,若是,转到步骤505;若否转到步骤506。步骤505:获取的聚合物驱时的油藏基本信息为所需的油藏基本信息。步骤506:修改聚合物驱时油藏的预设基本信息,进行聚合物驱的试井分析,直到拟合精度在预设精度范围内。其中,修改预设的油藏基本信息具体可以可通过修改油藏基本信息中的具体参数值,将修改后的油藏基本信息作为油藏的预设基本信息,再次依据油井及所述油井中各相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界以及油藏的预设基本信息进行聚合物驱的试井分析。聚合物驱的试井分析的具体过程请参阅图4来进行拟合。步骤16:依据所述聚合物驱时油藏的基本信息,对油井进行监控。请参阅图6,其示出了本申请依据聚合物驱时油藏的基本信息对油井进行监控的实例,在某个油藏区域中,中间一口生产井,周围四口为注入井。在水驱时向注入井注入水,在聚合物驱时向注入井注入聚合物溶液,在生产井中采取油藏。使用现有技术的试井分析方法进行聚合物驱的试井分析时,获取的油藏基本信息中:井筒表皮为-0.23,井储常数为0.7(m³/MPa),地层渗透率平均为800mD。其中油相黏度为8.9mPa.s,水相黏度为0.6mPa.s。采用本申请提供的试井分析方法进行聚合物驱试井分析,获取的油藏基本信息中:井筒表皮为5,井储常数为0.8(m³/MPa),地层渗透率分布如图7所示,其中聚合物溶液的黏度为12mPa.s。选取多相流体中的单相油之后,通过压力拟合,得到的拟黏度为2.9mPa.s。其中,水驱的试井分析时的压力拟合图如图8所示,聚合物驱时压力拟合情形如图9所示。图8与图9的上部分曲线图为实测压力降落及其导数与计算压力降落及其导数的拟合图;下部分曲线图为实测压力与计算压力的拟合图。显然采用本申请提供的试井分析方法进行聚合物驱的试井分析时,降低了地层渗透率很明显降低了,并且井的表皮由负变为正,符合油田开发动态。其中,油田动态是油田开发过程中所表现出来的特征,井筒表皮越大变大,流动越困难,渗透率代表聚合物溶液在地层的渗透能力,聚合物会导致污染,所以聚合物溶液流动越困难,渗透率越低越好。由此可见,采用现有试井分析方法进行聚合物驱试井分析,得到的井筒表皮往往是一个绝对数很大的负值,不符合油田动态,是错误的。应用上述技术方案,首先测量油井及油井中各相流体的基本参数,其次获取水驱时油藏的基本信息以及单相流体的拟黏度,再结合所述拟黏度进行聚合物驱的试井分析,获取聚合物驱时油藏的基本信息,依据所述聚合物驱时油藏的基本信息,对所述油井进行监控。因此,本申请可以基于聚合物驱进行试井分析,并可以依据聚合物驱时油藏的基本信息,对所述油井进行监控。与上述方法相对应,本申请还提供了一种试井分析装置,用以保证上述方法在实际中的实现及应用。请参见图10,其示出了本申请的一种试井分析装置的一种结构示意图,可以包括以下结构单元:基本参数测量单元101、水驱的试井分析单元102、拟单相流获取单元103、拟黏度获取单元104、聚合物驱的试井分析单元105和监控单元106。其中,基本参数测量单元101,用于测量油井及所述油井中各相流体的基本参数。水驱的试井分析单元102,用于依据所述油井及所述油井中各相流体的基本参数,进行水驱的试井分析,获取水驱时油藏的基本信息。其具体结构请参见图11,水驱的试井分析单元102包括:第一测量单元201,第一选取单元202,第一计算单元203和第一压力拟合单元204,其中,第一测量单元201,用于测量水驱时的井底实际压力数据。第一选取单元202,用于选取水驱时的地质模型、井筒类型和油藏边界,获取水驱时油藏的预设基本信息。第一计算单元203,用于根据油井及所述油井中各相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界以及油藏的预设基本信息,利用黑油模型计算获取水驱时的井底流压。第一压力拟合单元204,用于将水驱时的实际压力数据和计算获取的水驱时的井底流压进行拟合,获取水驱时油藏的基本信息。其具体结构参见图12,第一压力拟合单元204包括:第一对数图绘制单元301,第一对数图拟合单元302和第一拟合精度判断单元303。其中,第一对数图绘制单元301,用于分别获取水驱时实际的和计算的压力差与压力导数,并对压力差和压力导数进行双对数图的绘制。第一对数图拟合单元302,用于将水驱时的实际的压力差和压力导数的双对数图与水驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合。第一拟合精度判断单元303,用于判断拟合精度是否在预设精度范围内,若拟合精度在预设精度范围内,获取的水驱时的油藏基本信息为所需的油藏基本信息;若拟合精度不在预定精度范围内,修改水驱时油藏的预设基本信息,进行水驱的试井分析,直到拟合精度在预设精度范围内。拟单相流获取单元103,用于选取水驱时多相流体中的单相油。。拟黏度获取单元104,用于利用所述油藏的基本信息进行压力拟合,获取所述单相油的拟黏度。聚合物驱的试井分析单元105,用于结合所述拟黏度进行聚合物驱的试井分析,获取聚合物驱时油藏的基本信息。其具体结构请参见图13,聚合物驱的试井分析单元105包括:第二测量单元401,第二选取单元402,第二计算单元403和第二压力拟合单元404。其中,第二测量单元401,用于测量聚合物驱时井底的实际压力数据。第二选取单402,用于选取聚合物驱时的地质模型、井筒类型和油藏边界,选取黑油模型中的油水两相模型,获取聚合物驱时油藏的预设基本信息。第二计算单元403,用于根据油井及所述油相与水相流体的基本参数、地质模型、井筒类型、油藏边界以及油藏的预设基本信息,利用黑油模型计算获取聚合物驱时的井底流压。第二压力拟合单404,用于将聚合物驱时的实际压力数据和计算获取的聚合物驱时的井底流压进行拟合,获取聚合物驱时油藏的基本信息。其具体结构请参见图14,第二压力拟合单元404包括:第二对数图绘制单元501,第二对数图拟合单502和第二拟合精度判断单元503,其中,第二对数图绘制单元501,用于分别获取聚合物驱时实际的和计算的压力差与压力导数,并对压力差和压力导数进行双对数图的绘制。第二对数图拟合单元502,用于将聚合物驱时的实际的压力差和压力导数的双对数图与聚合物驱时的计算的压力差和压力导数的双对数图进行拟合。第二拟合精度判断单元503用于判断拟合精度是否在预设精度范围内,若拟合精度在预设精度范围内,获取的聚合物驱时的油藏基本信息为所需的油藏基本信息;若拟合精度不在预定精度范围内,修改聚合物驱时油藏的预设基本信息,进行聚合物驱的试井分析,直到拟合精度在预设精度范围内。监控单元106,用于依据所述聚合物驱时油藏的基本信息,对所述油井进行监控。在本实施例中,在进行水驱或者聚合物驱的试井分析之前要对油藏划分流动段,有利于提高试井分析的准确性,请参见图15,其示出了本申请的一种试井分析装置的另一种结构示意图,在图10基础上,还可以包括:油井产量测量单元107和油藏流动段划分单元108。其中,油井产量测量单元107,用于测量水驱及聚合物驱时油井在不同时间段的产量。油藏流动段划分单元108,用于在水驱的试井分析和聚合物驱的试井分析时,根据所述油井在不同时间段的产量,将油藏划分为多个流动段,对不同流动段依次进行水驱的试井分析和聚合物驱的试井分析。以上实施例介绍了在水驱试井分析的基础上,通过选取水驱时多相流体中的单相油作为拟单相,并通过修改单相油参数中的黏度进行压力拟合,得到拟单相的拟黏度,选取黑油模型中的油水两相模型,其中将单相油作为油相,聚合物溶液作为水相,进行聚合物驱的试井分析,从而获得了聚合物驱时的油藏信息,有利于对油藏的监控。以上对本申请所提供的一种试井分析方法及装置进行了详细介绍,本文中应用了具体个例对本申请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申请的方法及其核心思想;同时,对于本领域的一般技术人员,依据本申请的思想,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申请的限制。