CN104346511B - 一种油藏动态监测方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种全新的油藏动态监测技术方案，该方案包括：获取油藏或单井的定期产量数据，用于计算Y函数和累积产液量，所述Y函数为含水率与含油率的乘积，所述含水率与所述含油率之和为1；绘制双对数坐标下的所述Y函数与所述累积产液量的关系曲线，并监测所述关系曲线的斜率；响应于出现曲线斜率为‑1的直线段，确定所述油藏或单井进入水驱状态，并在所述斜率为‑1的直线段执行至少一种监控操作；响应所述曲线的斜率不为‑1，识别水窜并计算窜流水量。采用本申请的方法，能够在水驱状态动态诊断油藏或单井在生产中可能存在的问题并提出解决方案。

Description

一种油藏动态监测方法及装置

技术领域

本发明涉及一种油藏动态监测的技术方案，更具体地，本发明涉及一种对水驱油藏进行动态监测方法及装置。

背景技术

目前可用于油藏动态分析的方法以Arps递减方程和各类水驱曲线等方法为主。长期以来，这些现有的经验公式被广泛的应用于油田的动态分析和生产数据管理中，各个油田根据自己的实际情况，改造了上述方法，得出适用于自己油田的经验公式。

然而，现有的方法存在一些共同的缺陷：1)全部为经验公式，缺乏严格的理论依据，不能广泛的应用于油田日常生产，而Arps递减方程仅可用于油藏的衰竭式开采阶段，水驱曲线必须在油藏含水率大于85％后才可以使用；2)在上面的经验公式存在时，油藏工程理论发展尚有不足，没有严格的区分油藏不同的生产阶段，

这就造成了使用者会将该类方法应用于整个油藏生产的过程中。对于Arps方程的误用尤为突出，虽然目前国内各大油田及相关科研工作者对这一问题进行了相关研究，但仅仅是发现了问题，并不能从根本上解决方法误用的问题；特别是当油藏生产处于水驱开发的后期会发生“水窜”现象，目前尚未有一种方法能够定性识别全区或单井是否发生了水窜、发生水窜的准确时间，更不能定量的将窜流水从累积产液量中区分出来，由此造成了现场生产设备的损坏、油藏工程师根据错误信息不能做出正确的开发方案、在油藏数值模拟工作中也会出现因水窜导致的无法完成历史拟合的现象。特别是目前国内的老油田都已经进入了特高含水期，水窜现象已经普遍的存在并严重的影响到了老油田的正常生产。因此，从累积产夜中定量的区分窜流水意义十分重大。

综上所述，需要一种高效、快速、准确的方法来辅助油藏日常生产管理，规避不必要的开发风险，故现有技术仍然存在着改进的空间。

发明内容

本申请的目的在于为油藏工程师提供一种油藏动态监测方案。

根据本发明的一个方面，提供了一种油藏动态监测方法，所述方法包括：一种油藏动态监测方法，所述方法包括：获取油藏或单井的定期产量数据，用于计算Y函数和累积产液量，所述Y函数为含水率与含油率的乘积，所述含水率与所述含油率之和为1；绘制双对数坐标下的所述Y函数与所述累积产液量的关系曲线，并监测所述关系曲线的斜率；响应于出现曲线斜率为-1的直线段，确定所述油藏或单井进入水驱状态，并在所述斜率为-1的直线段执行至少一种监控操作；响应所述曲线的斜率不为-1，识别水窜并计算窜流水量。

根据本发明的另一方面，提供了一种油藏动态监测系统，所述系统包括：获取装置，配置为获取油藏或单井的定期产量数据，用于计算Y函数和累积产液量，所述Y函数为含水率与含油率的乘积，所述含水率与所述含油率之和为1；绘制装置，配置为绘制双对数坐标下的所述Y函数与所述累积产液量的关系曲线，并监测所述关系曲线的斜率；监测装置，配置为响应于出现曲线斜率为-1的直线段，确定所述油藏或单井进入水驱状态，并在所述斜率为-1的直线段执行至少一种监控操作；水窜确定装置，配置为响应所述曲线的斜率不为-1，识别水窜并计算窜流水量。

根据本发明所提供的方法或系统，可以带来以下至少一种有益效果：

1)识别油藏或单井(主要是单井)处于何种生产状态，在不同的状态应采取不同的措施。

2)目前国内油田普遍处于水驱阶段，老油田早已进入特高期，水窜现象尤为严重。利用该方法可以识别窜流发生时间、定量计算出窜流水量，将其从产出液中祛除，为油藏开发方案的调整和油藏数值模拟工作提供指导。

3)基于油田或单井的生产现状，该方法还可以进行产量预测，其预测结果可以作为后期动态监测的评价标准，当产油量低于预测值时需要分析可能的原因并提出解决方案。

附图说明

通过对结合附图所示出的实施方式进行详细说明，本发明的上述以及其他特征将更加明显，本发明附图中相同的标号表示相同或相似的部件。在附图中，

图1示出了适于用来实现本发明实施方式的示例性计算系统100的框图。

图2示出了根据本发明一实施例的用于进行油藏动态监测的方法流程图。

图3A示出了水驱油藏动态监测方法标准模板图。

图3B示出了某油田某断块双对数Y-Q_L图。

图4示出了根据本发明一实施例的用于油藏动态监测的系统的框图。

具体实施方式

在下文中，将参考附图通过实施方式对本发明提供的用于软件快速配置的方法和系统进行详细地描述。

所属技术领域的技术人员知道，本发明的多个方面可以体现为系统、方法或计算机程序产品。因此，本发明的多个方面可以具体实现为以下形式，即，可以是完全的硬件、完全的软件(包括固件、驻留软件、微代码等)、或者本文一般称为“电路”、“模块”或“系统”的软件部分与硬件部分的组合。此外，本发明的多个方面还可以采取体现在一个或多个计算机可读介质中的计算机程序产品的形式，该计算机可读介质中包含计算机可用的程序码。

可以使用一个或多个计算机可读的介质的任何组合。计算机可读介质可以是计算机可读信号介质或者计算机可读存储介质。计算机可读存储介质例如可以是——但不限于——电的、磁的、光的、电磁的、红外线的、或半导体的系统、装置、器件或任何以上的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括以下：有一个或多个导线的电连接、便携式计算机磁盘、硬盘、随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦式可编程只读存储器(EPROM或闪存)、光纤、便携式紧凑磁盘只读存储器(CD-ROM)、光存储器件、磁存储器件、或者上述的任何合适的组合。在本文件的语境中，计算机可读存储介质可以是任何包含或存储程序的有形的介质，该程序被指令执行系统、装置或者器件使用或者与其结合使用。

计算机可读的信号介质可包括在基带中或者作为载波一部分传播的、其中体现计算机可读的程序码的传播的数据信号。这种传播的信号可以采用多种形式，包括——但不限于——电磁信号、光信号或任何以上合适的组合。计算机可读的信号介质可以是并非为计算机可读存储介质、但是能发送、传播或者传输用于由指令执行系统、装置或者器件使用或者与其结合使用的程序的任何计算机可读介质。计算机可读介质上包含的程序代码可以用任何适当的介质传输，包括——但不限于——无线、电线、光缆、RF等等，或者任何合适的上述组合。

计算机可读介质上包含的程序代码可以用任何适当的介质传输，包括——但不限于——无线、电线、光缆、RF等等，或者任何合适的上述组合。

用于执行本发明的操作的计算机程序码，可以以一种或多种程序设计语言的任何组合来编写，所述程序设计语言包括面向对象的程序设计语言-诸如Java、Smalltalk、C++之类，还包括常规的过程式程序设计语言-诸如“C”程序设计语言或类似的程序设计语言。程序码可以完全地在用户的计算上执行、部分地在用户的计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户的计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在后一种情形中，远程计算机可以通过任何种类的网络——包括局域网(LAN)或广域网(WAN)-连接到用户的计算机，或者，可以(例如利用因特网服务提供商来通过因特网)连接到外部计算机。

以下参照按照本发明实施例的方法、装置(系统)和计算机程序产品的流程图和/或框图描述本发明的多个方面。要明白的是，流程图和/或框图的每个方框以及流程图和/或框图中各方框的组合，都可以由计算机程序指令实现。这些计算机程序指令可以提供给通用计算机、专用计算机或其它可编程数据处理装置的处理器，从而生产出一种机器，使得通过计算机或其它可编程数据处理装置执行的这些指令，产生实现流程图和/或框图中的方框中规定的功能/操作的装置。

也可以把这些计算机程序指令存储在能指令计算机或其它可编程数据处理装置以特定方式工作的计算机可读介质中，这样，存储在计算机可读介质中的指令产生一个包括实现流程图和/或框图中的方框中规定的功能/操作的指令装置(instruction means)的制造品。

也可以把计算机程序指令加载到计算机或其它可编程数据处理装置上，使得在计算机或其它可编程数据处理装置上执行一系列操作步骤，以产生计算机实现的过程，从而在计算机或其它可编程装置上执行的指令就提供实现流程图和/或框图中的方框中规定的功能/操作的过程。

下面参看图1。图1示出了适于用来实现本发明实施方式的示例性计算系统100的框图。如所示，计算机系统100可以包括：CPU(中央处理单元)101、RAM(随机存取存储器)102、ROM(只读存储器)103、系统总线104、硬盘控制器105、键盘控制器106、串行接口控制器107、并行接口控制器108、显示控制器109、硬盘110、键盘111、串行外部设备112、并行外部设备113和显示器114。在这些设备中，与系统总线104耦合的有CPU101、RAM102、ROM103、硬盘控制器105、键盘控制器106、串行控制器107、并行控制器108和显示控制器109。硬盘110与硬盘控制器105耦合，键盘111与键盘控制器106耦合，串行外部设备112与串行接口控制器107耦合，并行外部设备113与并行接口控制器108耦合，以及显示器114与显示控制器109耦合。应当理解，图1所述的结构框图仅仅为了示例的目的而示出的，而不是对本发明范围的限制。在某些情况下，可以根据具体情况而增加或者减少某些设备。

图2示出的是动态监测的方法流程图，图2所示的方法从步骤210开始，示出了根据本发明一实施例的用于本申请的方法的流程图，可以实现动态监测。

在步骤210中，获取油藏或单井的定期产量数据，用于计算Y函数和累积产液量，所述Y函数为含水率与含油率的乘积，所述含水率与含油率之和为1。

该步骤中的定期产量数据可以是油田日常生产中的单井与全区的生产日报数据或者生产月报数据，无需做专门的处理，国内油田均有相应的数据库。在一个实施例中，是根据生产日报数据确定累积产液量。

在油田生产中，含油率f_o定义为油藏或单井月产油占月产液的百分比，而含水率则定义为油藏或单井月产水占月产液的百分比。含水率与含油率之和为1，因此，在本方法中，首先计算含油率f_o，然后根据含油率f_o确定含水率(1-f_o)，进而计算Y函数f_o(1-f_o)。当单井含水率为0时，Y函数为0，则不能够使用本方法。而全区或单井开始产水后，含水率将大于1并逐渐增大，此时即可使用本申请的技术方案，而无需等含水率大于85％才能使用。

含油率、累积产液量等数据可直接从油田的生产数据库中得到，相比油藏数值模拟而言误差小，计算快速。

在步骤220中，绘制双对数坐标下的所述Y函数与所述累积产液量的关系曲线，并监测所述关系曲线的斜率。

在该步骤中，是将生产数据绘制于双对数坐标下。双对数坐标是指两个坐标轴是对数坐标，在两轴等刻度情况下，其值均以相应底数成次方增长。

当油藏或单井的产出流体中出现“水相”时即可用该方法判断油田或单井处于何种生产状态，并对后期的生产进行全程的监控。这实质上是要求油藏的流度比小于1，表现为油的品质非常好，粘度低，这样的油藏国内几乎没有，所以该方法的使用只要全区及单井开始产水了就可以使用了。在油田中，产出什么液体是能够计量和区分的，所以是否产水非常容易判断。

接下来对本申请中应用到的模型及参数进行说明，公式(1)示出了该新模型的数学表达式：

其中，公式2所示的Y是含油率f_o的函数，无因次：

Y＝f_o(1-f_o) (2)

Y与f_o的函数形式上是一个开口向下通过原点的抛物线。

t_D为累积产液量与油藏孔隙体积之比，表达式为：

在图2中的步骤220中，根据所绘制的Y-Q_L曲线关系图，能够显示出线性关系，可将这种线性关系用于诊断水驱动态、确定水窜、进行水驱产量递减分析即产量预测以及估算水驱的体积波及系数等。

图3A示出了进入水驱阶段以及发生水窜的示意图，很直观的示范出了何时为正常生产以及何时为水窜，明显的，图3A中具有斜率为-1的水驱阶段，以及发生水窜所导致的斜率不为1的水窜阶段，其中，在采取增产措施时，会使得曲线发生跃迁的现象。因此，工程师可以根据所生成的关系曲线的形态做出相应判断与决策。图3B是某油田某断块双对数Y-Q_L图，图中的直线显示了方法的基本性质。通过该方法的分析可以清楚的发现，工程师对该油藏采取的不同措施且不同措施的见效情况。具体措施包括：封层\补孔、加密井网、换泵、解堵、排沙、调剖调驱、注聚合物、压裂、酸化等有天常用的增产措施。实施以上任意措施后，Y-Q_L图中将出现相应的变化，在图3B中就可以看到，措施“加密井网”引起了曲线的变化，有的能够提高产量(例如，图3B中第二次加密井网)，有的则引起了水窜(例如，图3B中的第三次加密井网)。

在步骤230中，响应于出现曲线斜率为-1的直线段，确定所述油藏或单井进入水驱状态，并在所述斜率为-1的直线段执行至少一种监控操作。

在石油开采过程中，通常先开始利用地层压力进行衰竭式开采，等压力降到一定程度之后，原油产量就会下降，这时就需要采用一些其他技术来补充地层能量。例如通常采用的注水开采就是为了提高地层压力。因此，根据采油机理，油藏的生产过程中可以区分以下几个阶段：衰竭式开采阶段，依靠地层压力，但压力在下降；衰竭式开采向水驱开采的过渡阶段，依靠地层压力，但压力时上升的；水驱开采阶段，包括天然和人工水驱，采油机理为非混相驱的渗吸原理，压力维持不变；三次采油阶，依靠不同的混相驱机理。

在该步骤中，是根据关系曲线的斜率出现-1的区段从而判断油田或单井进入水驱生产状态。因此，通过关系曲线可以定性的判断油藏是否进入水驱开发阶段，以及油藏进入水驱状态的时间。

需要注意的是，并不是产出流体中包含水相，就说明油田或单井处于水驱阶段，从图3A、图3B中可以看出，有一个时期是处于衰竭式开采的，但产出液中却包含水相。如果油藏或单井处于衰竭式开采，则需要利用衰竭式时所能够使用的方法进行分析，如果进入水驱阶段，可以使用本申请中后续步骤中所公开的动态监测方法进行分析。

进入水驱状态后，在步骤230中的所述斜率为-1的直线段执行的至少一种监控操作选自以下子步骤中的一种或多种：

在子步骤230A中，计算该直线段所在时间段的体积波及系数。

体积波及系数E_V是新模型中包含的一个重要参数。在水驱过程中，对于流度比大于1的情况，当注采井网完善后，水驱区块的体积波及系数会趋于稳定并保持为一个常数。而有效的加密井网之后，体积波及系数会增加，直到再次达到一个新的平衡。该过程可以理解为油藏系统从“平衡”到“受干扰”达到“新的平衡”的过程。

计算油藏体积波及系数包括：a计算油藏的孔隙体积PV；b利用典型相渗数据确定参数B；c通过历史数据计算累积产液量；d在关系曲线斜率为-1的阶段内利用公式(1)计算体积波及系数E_V，需要注意的是，在计算体积波及系数时，需要将历史生产数据换算为米制单位。其中，根据油藏的典型相渗曲线取得参数B，根据油田生产月报数据计算Y函数和累积产液量，根据油藏的有效面积\厚度\孔隙度计算孔隙体积PV。

在B-L理论假设下，一维均质条件时，注采比严格等于1，而体积波及系数为1。此时，引入另一个无因次时间t_DS：累积产液量与注入水波及到的空隙体积之比Q_L/PV_S。

因此，一维情况下的新模型为：

即当注入水突破进入生产井后，岩芯的体积波及系数E_V为1。而实际生产时为三维情况，体积波及系数并不为1，将一维模型推广至三维模型时通过下式实现：

则：

最终公式简化为：

将(6)式代入(4)式得到新的数学模型，简化为公式(7)。因此，t_D是描述三维实际情况的，新方法将1维B-L方程推广至实际生产中的3维情况。

在子步骤230B中，当油藏水驱阶段处于油水井数目相对稳定时，可进行定量的产量预测。在生产数据中，都会标明这个月，共有多少口井、其中生产井多少口、水井多少口，因此，根据生产数据可以判断油水井数目是否相对稳定。

当油藏或单井整体的开发过程中均表现为斜率为-1的直线时，说明生产处于稳定期，可以定液量的生产方式对该油藏或单井进行产量预测，进而，利用该产量数据与后续每个月的实测产量数据进行对比，进行动态监测。

在一个实施例中，以定液量的生产方式对该油藏或单井进行产量预测包括以下a～d各个子步骤：

子步骤a：根据Y-Q_L关系曲线的斜率为-1，判断油藏或单井进入稳定期的时间，在该时间后选取一个具有代表意义的点。

如果是稳定的，则公式(8)成立，Y₀*QL₀是参考点，Yn和QLn是未来的数据，即可实现预测。只要曲线斜率为-1，其中任意一点均可作为参考点使用，参考点用于公式(8)。

参考点的横坐标是累积产液量，纵坐标是Y函数，在斜率为-1的直线上，所有点符合如下关系式：

其中：Y₀、QL₀为参考点；Y_n、Q_Ln为未来某一段时间的Y函数与累积产液量；

子步骤b：根据目前的工作制度，规定后期的产液量，根据规定好的产液量计算累积产液量：Q_Ln。所规定的后期产液量在油田中称之为“定液量”，即规定今后某一时间段内的产液量，是水驱油藏中必须使用的预测方式，数值模拟中同样采取定液量的工作制度。

子步骤c：利用公式(8)计算Y_n，并通过Y函数关系式(2)求解f_o。

子步骤d：利用f_o与“定液量”得到的产液量数值相乘得到预测阶段的产油量。

在步骤240中，响应所述曲线的斜率不为-1，识别水窜并计算窜流水量。如果关系曲线斜率不为-1，则明确发生水窜的时间，查找可能的原因并提出应对措施。如果需要将数据用于油藏数值模拟，则计算窜流水量。

在一个实施例中，动态识别水窜并计算窜流水量，包括以下各个步骤：

步骤a，确定所述关系曲线中斜率不为-1的阶段，并且根据生产时间确定水窜发生的时间段。

在本申请中，是通过Y-Q_L图中曲线的斜率是否为-1来判断已经进入水驱状态，因此，在进入水驱状态后，可根据曲线图中出现的斜率不为-1的时间段确定水窜时间段。

在一个实施例中，还可以进一步通过查看发生水窜的时间段内的施工日志，确定引起水窜的原因。在一个具体的实施例中，可寻找发生窜流的时间点，通过该点的累积产液量在历史生产数据中查找对应的真实时间，进而，在该时间点查看单井的施工日志，是否进行了某些措施，如更换电泵等工作，分析可能水窜引起原因。

步骤b：在水窜发生时间段内，计算假设在该时间段内未发生水窜时的假设产水量.在一个实施例中，是采用公式8计算假设产水量。

步骤c：将实际产水量与所述假设产水量相减得到所述窜流水量。

基于水驱状态下，Y-Q_L图中曲线斜率应为-1的思想，利用该方法计算不发生水窜时的产液量：x，该数值必小于历史生产数据中记录的产液量，利用实际产液量减去x即得到窜流水量。实际生产中的水来自于人工注水或油藏自身的边、底水，产出液中包含两部分液体：油和水，而油不会增多，因此产出液的异常来自于多余的水，即窜流水。

在一个改进的实施例中，还包括步骤d：将所述窜流水量从实际产液量中剔除从而生成处理后的生产数据；以及步骤e：将所述处理后的生产数据作为油藏数值模拟模型的原始输入数据，从而避免因水窜导致的无法完成历史拟合工作。

通过前述各个步骤，能够定性识别油藏全区或单井是否发生了水窜，造成水窜的原因可能是什么，并且定量的计算产出液中的窜流水量。

图4示出了根据本发明一实施例的用于油藏动态监测的系统的框图。图4所示的系统包括：

获取装置410，配置为获取油藏或单井的定期产量数据，用于计算Y函数和累积产液量，所述Y函数为含水率与含油率乘积，所述含水率与所述含油率之和为1。

绘制装置420，配置为绘制双对数坐标下的所述Y函数与所述累积产液量的关系曲线，并监测所述关系曲线的斜率。

监测装置430，配置为响应于出现曲线斜率为-1的直线段，确定所述油藏或单井进入水驱状态，并在所述斜率为-1的直线段执行至少一种监控操作。

水窜确定装置440，配置为响应所述曲线的斜率不为-1，识别水窜并计算窜流水量。

本领域技术人员应当理解，图4所示的系统中的装置410-430分别对应于图2所示的方法中的步骤210-240，在此不再赘述。

在一个实施例中，水窜确定装置440包括：配置为确定所述关系曲线中斜率不为-1的阶段，并且根据生产时间确定水窜发生的时间段的装置；配置为在水窜发生时间段内，计算假设在该时间段内未发生水窜时的假设产水量的装置；配置为将实际产水量与所述假设产水量相减得到所述窜流水量的装置。

图4所示的监测系统还包括：配置为查看发生水窜的时间段内的施工日志，确定引起水窜的原因的装置。

在另一个改进的实施例中，还可包括：配置为将所述窜流水量从实际产液量中剔除从而生成处理后的生产数据的装置；配置为将所述处理后的生产数据作为油藏数值模拟模型的原始输入数据，从而避免因水窜导致的无法完成历史拟合工作的装置。

在一个实施例中，在所述斜率为-1的直线段所执行的至少一种监控操作选自以下中的一种或多种：计算该直线段所在时间段的体积波及系数E_V；如果所述油藏或单井整体的开发过程中均表现为斜率为-1的直线时，则基于当前的生产状况，以定液量的生产方式对该油藏或单井进行产量预测。

在另一个实施例中，其中，所述定期产量数据是产量月报数据或者是产量日报数据。

本申请的水驱油藏动态监测方案是基于经典油藏工程理论中的Buckley-Leverett理论，结合油水相对渗透率与含水饱和度呈指数的关系，通过严格的数学推导求解B-L方程得到，其结果是符合实际物理意义的。得出该方法后，首先在油田现场进行了大量的使用。对不同类型的水驱油藏进行了验证，不断的修正该方法的理论依据和现场使用步骤。而相对渗透率曲线来源于油田实验室报告，不同的油藏都拥有相应的相渗曲线。

因此，采用本申请所提供的方案，没有做任何的近似，所以才能在实际生产中应用于动态监测和生产优化。已有的方法多数为经验公式，通常在油藏含水达到85％时才能使用，而本方法在油藏进入水驱状态就可以使用。本领域技术人员明了，将本申请的方法用于油藏的水驱开发阶段，至少可以达成以下一种效果：可以实现基于目前生产状况的全区或单井产量预测，帮助油藏工程师优化油田开发方案；识别油藏或单井处于何种生产状态，基于分析结果还可以进一步优化生产，提出改进意见；对于水驱油藏(包括边、底水及人工水驱)，该方法能够及时发现全区及单井的水窜发生的时间，并定量计算窜流水量，处理结果将运用于油藏开发方案调整、油藏数值模拟等相关工作；计算油藏体积波及系数。

附图中的流程图和框图，图示了按照本发明各种实施例的系统、方法和计算机程序产品的可能实现的体系架构、功能和操作。在这点上，流程图或框图中的每个方框可以代表一个模块、程序段、或代码的一部分，所述模块、程序段、或代码的一部分包含一个或多个用于实现规定的逻辑功能的可执行指令。也应当注意，在有些作为替换的实现中，方框中所标注的功能也可以以不同于附图中所标注的顺序发生。例如，两个接连地表示的方框实际上可以基本并行地执行，它们有时也可以按相反的顺序执行，这依所涉及的功能而定。也要注意的是，框图和/或流程图中的每个方框、以及框图和/或流程图中的方框的组合，可以用执行规定的功能或操作的专用的基于硬件的系统来实现，或者可以用专用硬件与计算机指令的组合来实现。

虽然以上结合具体实例，对本发明的利用远程应用处理本地文件的系统及方法进行了详细描述，但本发明并不限于此。本领域普通技术人员能够在说明书教导之下对本发明进行多种变换、替换和修改而不偏离本发明的精神和范围。应该理解，所有这样的变化、替换、修改仍然落入本发明的保护范围之内。本发明的保护范围由所附权利要求来限定。

Claims (8)

1.一种油藏动态监测方法，所述方法包括：

获取油藏或单井的定期产量数据，用于计算Y函数和累积产液量，所述Y函数为含水率与含油率的乘积，所述含水率与所述含油率之和为1；

绘制双对数坐标下的所述Y函数与所述累积产液量的关系曲线，并监测所述关系曲线的斜率；

响应于出现曲线斜率为-1的直线段，确定所述油藏或单井进入水驱状态，并在所述斜率为-1的直线段执行至少一种监控操作；

响应所述曲线的斜率不为-1，识别水窜并计算窜流水量；

所述识别水窜并计算窜流水量的步骤包括：

确定所述关系曲线中斜率不为-1的阶段，并且根据生产时间确定水窜发生的时间段；

在水窜发生时间段内，计算假设在该时间段内未发生水窜时的假设产水量；

将实际产水量与所述假设产水量相减得到所述窜流水量。

2.根据权利要求1所述的监测方法，还包括：

根据发生水窜的时间段内的施工日志，确定引起水窜的原因。

3.根据权利要求2所述的监测方法，还包括：

将所述窜流水量从实际产液量中剔除从而生成处理后的生产数据；

将所述处理后的生产数据作为油藏数值模拟模型的原始输入数据，从而避免因水窜导致的无法完成历史拟合工作。

4.根据权利要求1所述的监测方法，在所述斜率为-1的直线段所执行的至少一种监控操作选自以下中的一种或多种：

计算该直线段所在时间段的体积波及系数E_V；

如果所述油藏或单井整体的开发过程中均表现为斜率为-1的直线时，则基于当前的生产状况，以定液量的生产方式对该油藏或单井进行产量预测。

5.一种油藏动态监测系统，所述系统包括：

获取装置，配置为获取油藏或单井的定期产量数据，用于计算Y函数和累积产液量，所述Y函数为含水率与含油率的乘积，所述含水率与所述含油率之和为1；

绘制装置，配置为绘制双对数坐标下的所述Y函数与所述累积产液量的关系曲线，并监测所述关系曲线的斜率；

监测装置，配置为响应于出现曲线斜率为-1的直线段，确定所述油藏或单井进入水驱状态，并在所述斜率为-1的直线段执行至少一种监控操作；

水窜确定装置，配置为响应所述曲线的斜率不为-1，识别水窜并计算窜流水量；

所述水窜确定装置包括：

配置为确定所述关系曲线中斜率不为-1的阶段，并且根据生产时间确定水窜发生的时间段的装置；

配置为在水窜发生时间段内，计算假设在该时间段内未发生水窜时的假设产水量的装置；

配置为将实际产水量与所述假设产水量相减得到所述窜流水量的装置。

6.根据权利要求5所述的监测系统，还包括：

配置为根据发生水窜的时间段内的施工日志，确定引起水窜的原因的装置。

7.根据权利要求6所述的监测系统，还包括：

配置为将所述窜流水量从实际产液量中剔除从而生成处理后的生产数据的装置；

配置为将所述处理后的生产数据作为油藏数值模拟模型的原始输入数据，从而避免因水窜导致的无法完成历史拟合工作的装置。

8.根据权利要求5所述的监测系统，在所述斜率为-1的直线段所执行的至少一种监控操作选自以下中的一种或多种：

计算该直线段所在时间段的体积波及系数E_V；

如果所述油藏或单井整体的开发过程中均表现为斜率为-1的直线时，则基于当前的生产状况，以定液量的生产方式对该油藏或单井进行产量预测。