段产能预测模型，预测压裂水 平井全周期产能q。
[0137] 图6是本发明另一实施例中致密油多重介质耦合渗流区域划分示意图。如图6所 示，当基质500的泄流半径大于相邻压裂裂缝间距的一半时，第二泄流区域504明显增大， 在第二泄流区域504的外侧还存在第三泄流区域505。当R(t) 172时，由物质平衡原理计 算整体泄流区域内的地层压力降AP及平均地层压力p(t);计算整体泄流区域内平均地层 压力变化后的基质物性参数，基质孔隙度和基质渗透率K "，裂缝物性参数，裂缝孔隙度 ΦΡ和裂缝渗透率KF;将变化后的模型参数代入不同阶段产能预测模型，预测压裂水平井全 周期产能q。
[0138] 值得说明的是，当时，生产阶段处于生产初期或生产中期，对于不同的 压裂裂缝，地层压力降ΑΡι、平均地层压力]基质孔隙度、基质渗透率、裂缝孔隙 度ΦΡ1及裂缝渗透率KFl可随裂缝发生变化，所以上述可随压裂裂缝变化的各参数带有压裂 裂缝编号下标i ;当R(t) 172时，生产阶段处于生产后期，对于不同压裂裂缝，地层压力降 APl、平均地层压力瓦⑴、基质孔隙度、基质渗透率!("、裂缝孔隙度ΦΡ1及裂缝渗透率 KFl可不随裂缝发生变化，所以上述可不随压裂裂缝变化的各参数可不带压裂裂缝编号下标 i〇
[0139] -个具体实施例中，某致密油田可选用压裂水平井H2井。通过上述实施例中的方 法获取各种参数，例如模型参数。该压裂水平井（H2井）初始条件下的储层基质有效孔隙度 可为11 %，基质有效渗透率可为0.0 lmD，孔隙压缩系数可为1. 2 X 10 3MPa \原始地层压力 可为44MPa，地层温度可为81. 2°C，地层有效厚度可为17. 4m，原油粘度可为10. 5mPa ;原 油体积系数可为1. 06,地面原油密度可为0. 9g/cm3,原油压缩系数可为5X10 3MPa \原油 饱和压力可为3. 95MPa，原油溶解气油比可为17,束缚水饱和度可为0. 5,地层水压缩系数 可为1 X 10 4MPa %水平井井筒半径可为0. lm，井底流压可为29MPa，水平井水平段长度可为 1292m，水平井压裂裂缝级数可为15,压裂裂缝半长可为140m，压裂裂缝宽度可为0. 003m， 压裂裂缝初始渗透率可为3000mD，裂缝初始孔隙度可为0. 1%。
[0140] 进一步，通过上述实施例的方法，获得渗流机理参数。启动压力梯度可为2. 5MPa/ m，高速非线性系数可β =0,基质应力敏感系数可为0. (^MPa1，压裂裂缝应力敏感系数可 为 0· 035MPa、
[0141] 利用本发明实施例的致密油多重介质、多流态、全周期的产能预测方法H2井的产 量进行预测。图7是本发明一实施例的预测结果与实际井产量的曲线对比示意图，如图7 所示，预测单位生产时间产量（天）701数据点构成的产量趋势与实际产量曲线703的趋势 相近，预测累产量702数据点构成的产量趋势与实际累产量曲线704几乎重合。因此，本发 明实施例的产能预测方法的预测结果明显很准确。
[0142] 在另一具体实施例中，某致密油田选用压裂水平井XI井。通过上述实施例中的 方法获取各种参数，例如模型参数。该压裂水平井（XI井）油藏中部深度可为3047m，油 藏中部压力可为38. 78MPa，压力系数可为1. 27,饱和压力可为33. 93MPa，油藏中部温度可 为74. 87 °C，地层厚度可为14. 97m，孔隙度可为9. 36 %，渗透率可为0. 28mD，溶解气油比可 为133m3/m3,体积系数可为1. 346,地层油密度可为0. 631g/cm3,地面原油密度可为0. 821g/ cm3,地层油粘度可为0. 35mPa · s，原油压缩系数可为19. 758X 104MPa \综合压缩系数可为 33. 05X 104MPa \含油饱和度可为54%。；水平井井筒半径可为0. lm，井底流压可为24MPa， 水平井水平段长度可为1600m，水平井压裂裂缝级数可为33,压裂裂缝半长可为150m，压裂 裂缝宽度可为〇. 〇〇3m，压裂裂缝初始渗透率可为1000mD，裂缝初始孔隙度可为0. 1 %。
[0143] 进一步，通过上述实施例的方法，获得渗流机理参数。启动压力梯度可为0. 17MPa/ m，高速非线性系数可为β =0,基质应力敏感系数可为0.0 lSMPa1，压裂裂缝应力敏感系数 可为 0. 03MPa、
[0144] 利用本发明实施例的致密油多重介质、多流态、全周期的产能预测方法预测XI井 生产20年全周期产能特征，并对该生产井20年生产周期内产能进行评价。图8是本发明 一实施例中产能特征曲线的示意图，如图8所示，通过本发明实施例的产能预测方法，得到 了 XI井的预测单位生产时间产量（天）全周期曲线801和累产量全周期曲线802。同时， 可得到本发明实施例的产能评价结果，如表1所示。
[0145]
[0146] 表1产能评价结果
[0147] 值得说明的是，上述具体实施例中各参数可与上述各实施例中相应参数使用相同 的单位。
[0148] 本发明实施例的致密油多重介质耦合渗流的全周期产能预测方法，通过考虑多重 介质的渗流机理参数，可针对致密油纳米-微米-毫米级多尺度孔缝介质发育特征、不同尺 度介质耦合渗流机理的致密储层进行致密油产能预测。在油藏基质、裂缝和井筒耦合渗流 模型基础上，通过考虑致密油多重介质的复杂渗流机理、渗流的区域性、生产的阶段性，建 立致密油多尺度、多介质、多流态耦合的产能预测模型，可以得到更准确的预测结果。根据 储层参数、井参数及裂缝参数，选择产能预测模型，可针对不同生产井进行产能预测。结合 流态自适应识别方法，能够自动选取不同阶段产能预测模型，以预测致密油单井全周期产 能。
[0149] 基于与图1所示的致密油多重介质耦合渗流的全周期产能预测方法相同的发明 构思，本申请实施例还提供了一种致密油多重介质耦合渗流的全周期产能预测装置，如下 面实施例所述。由于该致密油多重介质耦合渗流的全周期产能预测装置解决问题的原理与 致密油多重介质耦合渗流的全周期产能预测方法相似，因此该致密油多重介质耦合渗流的 全周期产能预测装置的实施可以参见致密油多重介质耦合渗流的全周期产能预测方法的 实施，重复之处不再赘述。
[0150] 图9是本发明实施例的致密油多重介质耦合渗流的全周期产能预测装置的结构 示意图。如图9所示，致密油多重介质耦合渗流的全周期产能预测装置，可包括：参数获取 单元910、产能预测模型建立单元920及产能预测结果生成单元930,上述各单元顺序连接。
[0151] 参数获取单元910用于获取油田开发区域的模型参数及所述油田开发区域中多 重介质的渗流机理参数。
[0152] 产能预测模型建立单元920用于基于所述油田开发区域内的渗流机理、压力的非 瞬时传播性及渗流的区域性，建立所述油田开发区域中生产井的产能预测模型。
[0153] 产能预测结果生成单元930用于根据所述模型参数和所述渗流机理参数，利用所 述产能预测模型进行迭代计算，得到所述生产井的至少一个生产阶段的生产动态曲线，以 进行致密油产能预测。
[0154] 本发明实施例的产能预测装置，通过参数获取单元、产能预测模型建立单元及产 能预测结果生成单元，考虑了油田开发区域内的复杂渗流机理、压力的非瞬时传播性及渗 流的区域性，产能预测结果更符合致密储层产油的实际情况，致密油产能预测的结果更准 确。
[0155] 图10是本发明一实施例中参数获取单元的结构示意图。如图10所示，上述参数获 取单元910可包括：模型参数确定模块911和渗流机理参数确定模块912,二者相互连接。
[0156] 模型参数确定模块911用于根据油田开发工程参数和岩心实验数据，确定所述模 型参数。
[0157] 渗流机理参数确定模块912用于通过对比多个已知渗流机理数据，确定所述渗流 机理参数。
[0158] 其中，所述模型参数包括储层参数、流体参数、生产井参数及压裂参数；所述渗流 机理参数包括启动压力梯度、高速非线性系数、基质应力敏感系数及压裂裂缝应力敏感系 数中的一个或多个。
[0159] 本发明实施例中，根据油田开发工程参数和岩心实验数据确定模型参数，针对不 同油田开发区域中的生产井进行致密油产能预测，通过对比多个已知渗流机理数据确定渗 流机理参数，得到更准确的渗流机理参数。最终可得到较为准确的产能预测结果。
[0160] 图11是本发明一实施例中产能预测模型建立单元的结构示意图。如图11所示， 上述产能预测模型建立单元920可包括：基质泄流半径模型建立模块921、平均地层压力模 型建立模块922、产能预测初始模型建立模块923及产能预测模型生成模块924,上述各模 块顺序连接。
[0161] 基质泄流半径模型建立模块921用于基于所述渗流机理及所述压力的非瞬时传 播性，构建所述油田开发区域内的基质泄流半径模型。
[0162] 平均地层压力模型建立模块922用于基于物质平衡原理，构建所述生产井的压裂 裂缝所控制的泄流区域内的平均地层压力模型。
[0163] 产能预测初始模型建立模块923用于基于多种所述渗流机理及所述渗流区域性， 构建所述生产阶段的产能预测初始模型。
[0164] 产能预测模型生成模块924用于结合所述基质泄流半径模型、所述平均地层压力 模型及所述产能预测初始模型，生成所述产能预测模型。
[0165] 本发明实施例中，通过基质泄流半径模型建立模块可得到，随生产过程中渗流机 理的变化的基质泄流半径，通过平均地层压力模型建立模块，考虑了地层压力变化对产能 的影响，通过产能预测初始模型建立模块，考虑了致密油多重介质的复杂渗流机理，从而可 以得到更准确的产能预测结果。
[0166] 图12是本发明一实施例中产能预测结果生成单元的结构示意图。如图12所示，产 能预测结果生成单元930可包括：初始单位生产时间致密油产量生成模块931、初始物性参 数生成模块932、当前单位生产时间致密油产量生成模块933、当前物性参数生成模块934 及各单位生产时间致密油产量生成模块935,上述各模块顺序连接。
[0167] 初始单位生产时间致密油产量生成模块931用于将所述储层参数、所述流体参 数、所述生产井参数、所述压裂参数及所述渗流机理参数输入所述产能预测模型，计算得到 所述生产井的初始单位生产时间的致密油产量。
[0168] 初始物性参数生成模块932用于基于物质平衡原理，在所述初始单位生产时间 后，计算地层压力变化后所述多重介质的初始物性参数。
[0169] 当前单位生产时间致密油产量生成模块933用于将所述初始物性参数和所述初 始单位生产时间的致密油产量输入所述产能预测模型，计算得到所述生产井的当前单位生 产时间的致密油产量。
[0170] 当前物性参数生成模块934用于基于物质平衡原理，在所述当前单位生产时间 后，计算地层压力变化后所述多重介质的当前物性参数。
[0171] 各单位生产时间致密油产量生成模块935用于将所述当前物性参数和从所述初 始单位生产时间到所述当前单位生产时间的致密油产量输入所述产能预测模型，计算得到 所述生产井的下一单位生产时间的致密油产量，依次迭代，得到所有单位生产时间的致密 油产量。
[0172] 本发明实施例中，考虑了地层压力变化和物性参数变化的影响。通过各单位生产 时间致密油产量生成模块可以得到所有单位生产时间的致密油产量。
[0173] -个实施例中，所述生产阶段包括生产初期、生产中期及生产后期；其中，所述生 产初期和所述生产中期的划分依据为所述多重介质的流体流态及渗流机理参数；所述生产 中期和所述生产后期的划分依据为相邻压裂裂缝间距和所述油田开发区域的基质泄流半 径。
[0174] 一个实施例中，不同生产阶段的产能预测初始模型不同；所述生产中期和所述生