CN105095986B - 多层油藏整体产量预测的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种多层油藏整体产量预测的方法，该方法包括：将多层油藏划分成多个区块，确定每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量；从多个区块中选择代表多层油藏地质特征的区块作为代表性区块，建立代表性区块的精细地质模型；根据代表性区块的精细地质模型，建立相应的精细数值模拟模型，确定不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线；确定多层油藏内单井的注入量与Kh的关系曲线、采出量与Kh的关系曲线；根据开采典型曲线、注入量与Kh的关系曲线、采出量与Kh的关系曲线和每个区块的每个小层的储层类型、Kh和评价储量，对多层油藏产量进行预测。上述方法可以在提高多层油藏整体产量预测精确度的同时，提高工作效率。

Description

多层油藏整体产量预测的方法

技术领域

本发明涉及油气藏的开发指标预测技术领域，特别涉及一种多层油藏整体产量预测的方法。

背景技术

对于大型油气田来说，建立精细的地质模型需要花费大量的人力与物力，而且该精细模型也仍然很难保证全油田各区域的储层展布、砂体连通性等认识与预期一致，同时全油藏精细地质模型也常常由于网格数较多、数值模拟计算速度慢等原因而进行粗化，然后再进行数值模拟工作。但粗化后的模型则无法精确表征储层内部的一些较强的非均质性变化。

目前，国内外非常规油气藏由于数值模拟计算量大等问题而无法开展全油气藏的数值模拟研究，多基于实际生产井试采或开采的曲线，确定高、中、低等几类不同类型生产井的开发曲线，从而进行全油藏产量的预测。对于非常规油气藏来说，该方法有一定的可行度。但是对于普通多层油藏来说，由于其开发的复杂性，还不能简单的单纯用已有生产井的开采曲线进行全油藏产量的预测。因为多层油气藏的开发，涉及到不同井网井距、注水注气等不同开发方式，涉及到油井因含水高而堵水封层等措施，单纯分几类井的典型曲线无法考虑不同开发方式对开发的影响，方法较局限、具有一定的片面性，使多层全油藏产量预测的精确度较低。

发明内容

本发明实施例提供了一种多层油藏整体产量预测的方法，用以保证多层油藏整体产量预测的精确度的同时，减少工作时间，提高工作效率，该方法包括：

确定多层油藏的储层类型；

根据多层油藏的储层类型，将多层油藏划分成多个区块，确定每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量；

从多个区块中选择代表多层油藏地质特征的区块作为代表性区块，建立代表性区块的精细地质模型；

根据代表性区块的精细地质模型，建立相应的精细数值模拟模型，根据精细数值模拟模型，确定不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线；

确定多层油藏内单口注水井在不同限制条件下的注入量与Kh的关系曲线；确定多层油藏内单口采油井在不同限制条件下的采出量与Kh的关系曲线；

根据开采典型曲线、注入量与Kh的关系曲线、采出量与Kh的关系曲线和每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量，对多层全油藏整体产量进行预测。

在一个实施例中，根据开采典型曲线、注入量与Kh的关系曲线、采出量与Kh的关系曲线和每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量，对多层全油藏整体产量进行预测，包括：

根据开采典型曲线、注入量与Kh的关系曲线、采出量与Kh的关系曲线和每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量，确定每个区块的每个小层的产量；

将每个区块的每个小层的产量累加，得到每个区块的产量；

将每个区块的产量累加，得到全油藏整体产量。

在一个实施例中，根据开采典型曲线、注入量与Kh的关系曲线、采出量与Kh的关系曲线和每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量，确定每个区块的每个小层的产量，包括：

根据注入量与Kh的关系曲线、单井的Kh值，确定每个区块内所有注水井的单井注入量；根据采出量与Kh的关系曲线、单井的Kh值，确定每个区块内所有采油井的单井采出量；

将单井注入量乘以单井每个小层的Kh所占单井Kh值的比例，得到单口注水井每个小层的注入量；将单井采出量乘以单井每个小层的Kh所占单井Kh值的比例，得到单口采油井每个小层的采出量；

将每个区块内所有注水井的相同层位小层的注入量累加，得到每个区块内每个小层的注入量，将每个区块内所有采油井的相同层位小层的采出量累加，得到每个区块内每个小层的采出量；

根据每个小层的储层类型和开发方式，确定每个小层的开采典型曲线；

根据每个小层的开采典型曲线、注入量、采出量和评价储量，预测每个区块的每个小层的产量。

在一个实施例中，不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线的横坐标为采出程度，不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线的纵坐标为含水率。

在一个实施例中，每个区块的边界线与部署的井网形式相匹配。

在一个实施例中，开发方式包括：压力保持程度、井网井距、井型、注水注气能量保持方式、射孔方式、采油速度、注采比其中之一或任意组合。

在一个实施例中，不同限制条件包括：给定油藏压力条件下、不同油管尺寸、不同举升方式及不同井口限制条件其中之一或任意组合。

在一个实施例中，确定多层油藏内单口注水井在不同限制条件下的注入量与Kh的关系曲线，包括：

采用流入流出动态评价方法，确定多层油藏内单口注水井在不同限制条件下的注入量与Kh的关系曲线；

确定多层油藏内单口采油井在不同限制条件下的采出量与Kh的关系曲线，包括：

采用流入流出动态评价方法，确定多层油藏内单口采油井在不同限制条件下的采出量与Kh的关系曲线。

与现有技术中仅根据高、中、低等几类不同类型生产井的开发曲线，进行全油藏产量的预测方法相比较，本发明实施例提供的技术方案，根据全油藏地层的储层类型，将全油藏划分成多个区块，从多个区块中选择能代表全油藏地质特征的区块，建立代表性区块精细地质模型，基于区块精细地质模型开展数值模拟研究，确定多层油藏开发技术对策，并形成不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线，同时基于全油藏储层类型的划分结果及单井采出量与Kh关系、注入量与Kh关系研究结果，进行全油田产量的预测，预测结果更加准确、可靠，并且可以快速生成全油藏不同对比方案的开发指标，大大节省工作时间、提升工作效率。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：

图1是本发明实施例中多层油藏整体产量预测的方法的流程示意图；

图2是本发明另一实施例中的多层油藏整体产量预测的方法的流程示意图；

图3是本发明实施例中将全油藏划分成多个区块的示意图；

图4是本发明实施例中油藏分区中某小层储层类型划分结果的示意图；

图5是本发明实施例中基于代表性区块(3_2)所建立的700m五点法井网；

图6是本发明实施例中不同类型储层某开发方式(700m反九点法井网)下的开采典型曲线；

图7是本发明实施例中不同储层类型某开发方式(500m五点法井网)下的开采典型曲线；

图8是本发明实施例中单口采油井采出量与Kh的关系曲线；

图9是本发明实施例中单口注水井注入量与Kh的关系曲线；

图10是本发明实施例中区块(5_3)的1000m反九点井网井位图；

图11是根据本发明实施例提供的多层油藏整体产量预测的方法得到的在开发方式：700m反九点井网下的区块(5_3)USM4.2小层的小层生产曲线图；

图12是根据本发明实施例提供的多层油藏整体产量预测的方法得到的在开发方式：700m反九点井网下的区块(5_3)的区块生产曲线图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

图1是本发明实施例中多层全油藏产量预测的方法的流程示意图，如图1所示，该方法包括如下步骤：

步骤101：确定多层油藏的储层类型；

步骤102：根据多层油藏的储层类型，将多层油藏划分成多个区块，确定每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量；

步骤103：从多个区块中选择代表多层油藏地质特征的区块作为代表性区块，建立代表性区块的精细地质模型；

步骤104：根据代表性区块的精细地质模型，建立相应的精细数值模拟模型，根据精细数值模拟模型，确定不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线；

步骤105：确定多层油藏内单口注水井在不同限制条件下的注入量与Kh的关系曲线；确定多层油藏内单口采油井在不同限制条件下的采出量与Kh的关系曲线；

步骤106：根据所述开采典型曲线、所述注入量与Kh的关系曲线、所述采出量与Kh的关系曲线和所述每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量，对多层全油藏整体产量进行预测。

与现有技术中仅根据高、中、低等几类不同类型生产井的开发曲线，进行全油藏产量的预测方法相比较，本发明实施例提供的技术方案，根据全油藏地层的储层类型，将全油藏划分成多个区块，从多个区块中选择能代表全油藏地质特征的区块，建立代表性区块精细地质模型，基于区块精细地质模型开展油藏开发技术对策研究，并形成不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线，同时基于全油藏储层类型的划分结果及单井产能、注入能力评价结果，进行全油田产量的预测，预测结果更加准确、可靠，并且可以快速生成全油藏不同对比方案的开发指标，大大节省工作时间、提升工作效率。

具体实施时，在上述步骤101中，确定多层全油藏的储层类型具体可以包括：对全油藏进行地层对比，并进行储层类型划分与评价等，具体确定储层类型的方法有多种，在此不赘述。该步骤的目的是为了后续对全油藏的分区做准备，进而为最终的产量预测结果更加精确奠定了基础。而每小层地层系数Kh的分布是基于对单井测井解释基础上，采用一定的插值算法获得的。地层系数Kh的分布是为了后续采用单井的Kh及单井每层的Kh来计算单井的总注入量或采出量及每小层的注入量或采出量。

具体实施时，在上述步骤102中，根据多层全油藏的储层类型，将多层全油藏划分成多个区块(如图3所示)，全油藏分区的目的是为了保证基于不同类型储层不同开发方式下的开采典型曲线预测全油藏开发指标结果的合理性与准确性。将全油藏在平面上划分为尽可能多的区块，在区块的划分过程中，尽量保证在每个区块内的每个小层内部主要为一种储层类型占主导，从而应用不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线进行开发效果的预测。在此步骤中还需要同时确定各小层的(主导)储层类型(如图4所示)、每个区块每个小层的储量和每个区块每个小层的地层系数Kh，为后续实际产量的预测奠定基础。

另外，具体实施时，每个区块的边界线与部署的井网形式相匹配，即区块的边界线尽量与井网的某条井距连线、井排距连线一致、邻近或平行，从而保证不同区块间井网部署的连贯性及一致性。

具体实施时，在上述步骤103中选出的代表性区块的数目可以根据实际工作情况而定。本实施例中针对某多层油藏选择了一个代表性区块建立了精细地质模型。

在上述步骤104中，不同类型储层在不同开发方式(如图5所示)下的开采典型曲线(如图6和图7所示)的横坐标为采出程度，不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线的纵坐标为含水率。

在一个实施例中，上述开发方式包括：压力保持程度、井网井距、井型、注水注气能量保持方式、射孔方式、采油速度、注采比其中之一或任意组合。

在上述步骤105中，确定多层油藏内单口注水井在不同限制条件下的注入量与Kh的关系曲线(如图9所示)，包括：

采用流入流出动态评价方法，确定多层油藏内单口注水井在不同限制条件下的注入量与Kh的关系曲线；

确定多层油藏内单口采油井在不同限制条件下的采出量与Kh的关系曲线(如图8所示)，包括：

采用流入流出动态评价方法，确定多层油藏内单口采油井在不同限制条件下的采出量与Kh的关系曲线。

具体实施时，单井的产出及注入能力可以通过流入流出动态法确定。流入流出动态法是综合考虑了油藏条件、井筒条件以及地面井口条件的限制后，确定的单井的合理协调产量。通过流入流出动态法确定的注入量与地层系数Kh的关系曲线、采出量与Kh的关系曲线更加准确。

在一个实施例中，不同限制条件包括：给定油藏压力条件下、不同油管尺寸、不同举升方式及不同井口限制条件其中之一或任意组合。

在一个实施例中，上述步骤106根据开采典型曲线、注入量与Kh的关系曲线、采出量与Kh的关系曲线和每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量，对多层全油藏整体产量进行预测，可以包括：

根据开采典型曲线、注入量与Kh的关系曲线、采出量与Kh的关系曲线和每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量，确定每个区块的每个小层的产量；

将每个区块的每个小层的产量累加，得到每个区块的产量；

将每个区块的产量累加，得到全油藏整体产量。

在一个实施例中，上述根据开采典型曲线、注入量与Kh的关系曲线、采出量与Kh的关系曲线和每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量，确定每个区块的每个小层的产量，可以包括：

根据注入量与Kh的关系曲线、单井的Kh值，确定每个区块内所有注水井的单井注入量；根据采出量与Kh的关系曲线、单井的Kh值，确定每个区块内所有采油井的单井采出量；

将单井注入量乘以单井每个小层的Kh所占单井Kh值的比例，得到单口注水井每个小层的注入量；将单井采出量乘以单井每个小层的Kh所占单井Kh值的比例，得到单口采油井每个小层的采出量；

将每个区块内所有注水井的相同层位小层的注入量累加，得到每个区块内每个小层的注入量，将每个区块内所有采油井的相同层位小层的采出量累加，得到每个区块内每个小层的采出量；

根据每个小层的储层类型和开发方式，确定每个小层的开采典型曲线；

根据每个小层的开采典型曲线、注入量、采出量和评价储量，预测每个区块的每个小层的产量。

具体实施时，本发明实施例由于考虑了各区块各层的产量及注入量情况，因此可以考虑卡堵水措施对生产的影响。当某区块含水较高后，可以单独封堵该区块中含水较高的某层或多层，即从产量曲线中扣除掉这些层的产量及注入量即可。

具体实施时，得出单井的采出量和注入量后，根据单井在每个小层的Kh所占单口井的总Kh的比例，计算出单井每个小层的采出量和注入量。然后，根据该方法确定该区块内所有井的每个小层的采出量和注入量。

下面介绍如何确定每个区块内每个小层的采出量和注入量：以一个小层为例，即将该区块内所有井的相同层位的小层的采出量累加，得到该小层的采出量，将该区块内所有井的相同层位的小层的注入量累加，得到该小层的注入量。

接着介绍每个区块内每个小层的产量预测(即如图11和图12中所示的产油量和产水量等，本发明实施例中提到的产量即为最终预测的实际产油量、产水量和注入量等)：根据上述方法可以得到每个区块每个小层的采出量和注入量，实际能够产油多少，产水多少还要结合如图6和图7所示的不同储层类型在不同开发方式下的典型曲线，进行实际产油量和产水量的计算。只要确定了每个区块每个小层的储层类型，根据该区块每个小层的储层类型，基于前面确定的不同类型储层不同开发方式下的开采典型曲线，便可确定该区块每个小层储层类型对应开发方式下的开采典型曲线，即可结合该小层所对应的开采典型曲线、该小层的采出量和注入量、该小层的储量，进行该小层的实际产量的预测。

通过上述描述得到了一个区块内的一个小层的产量。同理，利用上述方法，再对该区块内的其他小层的产量进行预测。然后，将该区块内的所有小层的产量累加，就得到了该区块的总体产量。接下来根据同样的方法，对油藏的其他区块的产量进行预测，可以得到所有区块的产量曲线。最终，将所有区块的产量曲线累加就最终得到了全油藏的预测产量。

下面再以实例来进行说明，以便于理解如何实施本发明。

图2是本发明另一实施例中的基于开采典型曲线进行多层油藏整体产量预测的方法的流程示意图。如图2所示，本发明提供技术方案，可包括如下步骤：

1、对全油藏进行地层对比，并进行储层类型划分与评价，确定各小层的储层类型及地层系数Kh的展布；

2、选择全油藏有代表性的区块，建立精细地质模型；

3、基于代表性区块精细地质模型，开展压力保持程度、井网井距、井型、注水注气等能量保持方式、射孔方式、采油速度、注采比等开发技术对策研究，确定不同开发方式下(例如：如图5所示的700m五点法井网和图10所示的1000m反九点井网)不同储层类型(如图4中所示的B、C等储层类型)的开采典型曲线(如图6和图7所示)；

4、采用流入流出动态评价方法，建立给定油藏压力条件下、不同油管尺寸、不同举升方式及不同井口限制条件下，单井采出量(即图8纵坐标所示的产液量)与地层系数Kh的关系式(即图8中的关系式)、注入量与地层系数Kh的关系式(即图9中的关系式)；

5、将全油藏划分为尽可能多的区块(如图3所示)，尽量保证每个区块每个层内部只有一种储层类型占主导，即该区块内每一层全部为一种储层类型或者绝大部分为一种储层类型，确定每个区块每个小层的主导储层类型(如图4所示)；

6、评价全油藏每层的储量，并确定每层每个区块的储量；

7、确定全油藏开发方案井网及井位部署，基于井位置、全油藏地层系数Kh分布及单井采出量(本发明中提到的采出量即为图8中纵坐标“产液量”)与Kh关系式(如图8中的关系式)、注入量与Kh关系式(如图9中的关系式)，评价所有采油井的产出量及注入井的注入量。并基于分层地层系数Kh分布，确定单井分层的产出量(即采出量)及注入量；

8、确定各区块内各小层所有井的累加产出量及累加注入量，考虑注采比为1及油水体积系数，选择每个区块每小层的地下累加产出量、地下累加注入量低值作为该区块该小层的最终核定地下注入量及采出量；

9、基于储层类型划分结果、储量评价结果、不同类型储层不同开发方式下的开采典型曲线、注入量及产出量评价结果，即可确定各区块各层的产量及注入量曲线；

10、将区块内所有层的产量及注入量曲线叠加，即可得到该区块的整体产量及注入量曲线；

11、将全油藏内所有区块的产量及注入量曲线叠加，即可得到全油藏的整体产量及注入量曲线；

12、基于区块及区块各层储量评价结果、区块及区块各层产量及注入量曲线，可以生成各区块、各区块各层的采出程度变化曲线、含水率变化曲线、剩余可采储量等各种曲线及图件(如图11所示包含了区块含水率变化曲线)。

对于一般油藏研究来说，都会开展地层对比、储层类型的划分与评价、地层系数Kh的展布、区块精细地质建模及数值模拟等研究，这里就不再对这些方法进行赘述。下面主要介绍本发明中涉及的几项关键点。

(1)不同类型储层在不同开发方式下开采典型曲线的建立

根据对全油藏的地质认识，如图3-4所示，认为区块3_2可以代表全油藏的地质特征，可选取区块3_2作为代表性典型区块，基于区块3_2所包含的井的所有静态资料(构造、测井、沉积相等各种资料)、地质及动态认识，可以建立代表性区块3_2的区块精细地质模型。

基于区块精细地质模型，可以开展不同井网井距、不同井型等开发方式及开发技术对策研究，从而确定油藏的合理开发技术对策。如图5所示，为基于区块3_2所建立的700m五点法井网，共包含两个完整的700m五点法井网。同理，可基于建立的地质模型建立不同井网井距、不同射孔方式等条件下的数值模拟模型，从而形成不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线。本发明提出了采用含水率与采出程度分别作为纵、横坐标的关系曲线作为典型曲线进行全油藏开发指标的预测。一般来说，不同类型储层在不同开发方式下的典型曲线不同。如不同类型储层不同井网井距(开发方式的一种)的开发典型曲线不同，不同类型储层不同井型开发方式下的典型曲线不同。因此，需要确定不同类型储层在不同开发方式下的典型曲线。在区块模型中，选择不同类型的储层的代表性层位，从而以该层位的开发曲线作为该储层类型的典型曲线。如图6及图7所示，分别为某油藏不同类型储层在700m反九点井网及500m五点法井网情况下的开采典型曲线。在采用典型曲线进行其他区块的产量预测时，例如其他区块内的某小层的储层类型为B类储层，那么该区块在700m反九点井网的开发方式下，就可以选择图6中的B类储层的曲线，再结合该区块储量、单井的注入量和采出量等评价结果，对该区块内的该小层的产量(本发明中的产量可以指如图11和图12中所示的产油量、产水量和注水量等)进行预测，进而对该区块及全油藏的产量进行预测。对于不同油藏采用不同开发方式情况下，开采典型曲线的确定方法与此类似，不再赘述。

(2)全油藏分区：

全油藏分区的目的是为了保证基于区块不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线预测全油藏开发指标结果的合理性与准确性。将全油藏在平面上划分为尽可能多的区块，从而尽量保证在每个区块内的每个小层内部主要为一种储层类型占主导，从而应用不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线进行产量的预测。

另外，尽量要求区块的边界线与部署的井网形式相匹配，即区块的边界线尽量与井网的某条井距连线、井排距连线一致、邻近或平行，从而保证不同区块间井网部署的连贯性及一致性。如图3所示，为某油田全油藏划分的区块分布图，全油藏共划分为65个区块。图4所示为该油藏某小层的储层类型划分结果(某小层的储层类型平面分布图)，如图4所示，可以看出大部分区块内部都只有一种储层类型，如区块5_2，区块5_3。而其他的区块内部也尽量是以一种储层类型为主(如区块4_3，区块4_4)，对于这些不是一种储层类型的区块，需要确定其主导储层类型，如区块4_3区块存在B类、C类和D类3种储层类型，但绝大部分为D类，因此确定该层4_3区块的主导储层类型为D类。在进行该层的开发指标预测时，便采用D类储层的开发典型曲线进行预测。

同时，全油藏分区后，还需要对全油藏各层分区储量进行评价，即上述步骤6。

(3)产出能力及注入能力评价

图8是本发明实施例中单口井采出量与Kh的关系曲线，即通过流入流出动态法确定的单井合理采出量与Kh的关系曲线(油藏压力：4200psi；油管尺寸：2 7/8；井口压力：300psi)；图9是本发明实施例中单口井注入量与Kh的关系曲线，即通过流入流出动态法确定的单井合理注入量与Kh的关系曲线(油藏压力：4200psi；油管尺寸：3 1/2；井口压力：2900psi)，下面结合图8和图9进行说明发明实施例中对产出能力及注入能力的评价。

单井的产出及注入能力可以通过流入流出动态法确定。流入流出动态法是综合考虑了油藏条件、井筒条件以及地面井口条件的限制后，确定的单井的合理协调产量。本发明提出通过流入流出动态法确定不同条件下的单井合理产出能力、单井注入能力，建立单井产出能力、注入能力与井地层系数(Kh)的关系，即通过流入流出动态法确定某一给定油藏压力条件下、某一给定井筒条件下及给定地面限制条件下的不同储层情况时(即不同Kh情况)单井的协调产量及注入量，然后，可以回归确定单井产量、注入量与Kh的关系式，用于新井的产出能力及注入能力的评价。

如图8所示，为基于某油藏的特征参数情况下确定的单井合理产量与Kh的关系，可以通过图8中的关系式及油藏Kh分布图，求得任意给定位置的新井在该生产条件下的产量。同理，如图9所示，也可确定单井注入量与Kh的关系(如图9中的关系式)，并可用来求取任意给定位置井的注入量。然后，用单井各小层的Kh所占单井总Kh的比例乘以单井的总注入量或产量，便可计算得到单井各小层的注入量及产出量。而一个区块内部各小层的注入能力及产出能力则分别为该区块内部的所有注入井该小层的注入能力之和及所有油井该小层的产出能力之和。

另外，图8和图9中的圆形、方形等图形代表不同地层系数Kh值下通过流入流出动态计算的采出量及注入量，图中的曲线为基于计算值回归的曲线，从而基于回归公式用于不同Kh井的采出量及注入量的计算。在本发明实施例中提到的单口井的每个小层的层位与每个区块内的每个小层的层位是相对应的。

本发明实施提供的技术方案已经在国内及国外大型海相砂岩油藏的开发方案编制中进行了应用，对采用本发明预测结果与全油藏精细数值模拟结果进行了对比，两者结果也非常一致，更是验证了本发明的可靠性。在多个油田的实际应用效果好，预测结果可靠，大大减少了工作时间，提高了工作效率。

下面再以图4中区块5_3在700m井距反九点井网开发情况为例，说明如何应用开采典型曲线计算形成区块产量，最终累加所有区块产量形成全油藏产量。

区块5_3内包含一个完整的700m井距反九点井网，如图10所示。其中N14_31为注水井，其他8口井为采油井，所有注水井、油井射孔为全部油层打开方式。

区块5_3内部注水井为N14_31，该井所有层段全部射孔。单井总地层系数Kh为1426.46mD·m，依据图9单井注入量与Kh的关系，可得到该井的总注入量为16741b/d。按照各小层Kh占单井总Kh的比例求得该井各小层注入量，如下表1所示。如果区块内部有多口注水井，则需要分别计算所有注水井的总注入量及分层注入量，然后将各小层所有注水井的分层注入量累加，即可得到各小层的总注入量。

表1注入井N14_31分层注入量

区块5_3内部采油井共有8口，以采油井N13_31为例说明区块产液量的计算。该井所有层段全部射孔，单井总地层系数Kh为1403.8mD·m，依据图8单井产出量与Kh的关系可得该井的总产液量为2436.17b/d。按照各小层Kh占单井总Kh的比例求得该井各小层产液量(采出量)，如下表2所示。对区块5_3内部8口采油井分别计算各井的总产液量及分层产液量，然后将各小层所有采油井的分层产液量累加，即可得到各小层的总产液量。

小层

地层系数KH

单层采油量

	(mD·m)	(b/d)
			USM2.1	229.1	397.66
USM2.2	214.2	371.79
			USM3.1	6.8	11.78
USM3.2	0.0	0.00
			USM3.3	12.7	21.99
USM4.1	46.6	80.85
			USM4.2	494.2	857.59
USM5.1	165.2	286.63
			USM5.2	0.8	1.32
USM5.3	234.1	406.27
			USM6	0.2	0.28
合计	1403.8	2436.17

表2采油井N13_31分层采出量表

考虑注采平衡情况(即注采比为1)，即注入量与采出量地下体积相同。将区块5_3所有小层的总注入量和总产出量转换为地下体积(地面产量或地面注入量乘体积系数)，对比区块5_3所有小层的总注入量与总产出量地下体积的大小，取地下总注入量与地下总产出量中值小者作为该小层的最终核实地下总注入量及总产出量(本发明实施例中提到的产出量与采出量意思相同)，从而可以确定所有小层的最终核实总注入量及总产出量，并结合典型曲线、储量评价结果预测该层的产量曲线。

例如，区块5_3的USM4.2小层为A类储层，储量6.015×106bbl，该小层最终核实注入量为1247.13b/d，则基于图6中的A类储层700m反九点井网典型曲线，按天逐时间节点计算区块5_3的USM4.2小层的产油量、产水量数据、含水率、注入量等相关数据，如图11所示。同理，可计算区块5_3所有小层的产油量、产水量数据、含水率等相关数据。自上而下将各个小层的产量数据累加即可得到区块5_3整体的产量数据，如图12所示。

若该区块在生产过程中存在井网加密、井网类型转换等情况，则在对应时间点，即以改变井网类型时刻为起点，选取新井网的典型曲线继续进行产量计算。同理可计算其他区块的产量曲线，累加所有区块的产量曲线即可得到全油藏的产量曲线。

通过本发明实施例提供的技术方案，可以达到的有益技术效果为：本发明实施例基于区块精细地质模型开展油藏开发技术对策研究，并形成不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线，同时基于全油藏储层类型的划分结果、储量评价结果及单井产能、注入能力评价结果，进行全油田产量的预测。本发明预测结果更加准确、可靠，同时可以预测复杂油藏不同开发方式、不同措施条件下的开发指标，从而可以快速生成全油藏不同对比方案的开发指标，大大节省工作时间、提升工作效率。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明。对于本领域的技术人员来说，本发明实施例可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种多层油藏整体产量预测的方法，其特征在于，包括：

确定多层油藏的储层类型；

根据多层油藏的储层类型，将多层油藏划分成多个区块，确定每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量；在区块的划分过程中，保证在每个区块内的每个小层内部主要为一种储层类型占主导；

从多个区块中选择代表多层油藏地质特征的区块作为代表性区块，建立代表性区块的精细地质模型；

根据代表性区块的精细地质模型，建立相应的精细数值模拟模型，根据精细数值模拟模型，确定不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线；

确定多层油藏内单口注水井在不同限制条件下的注入量与Kh的关系曲线；确定多层油藏内单口采油井在不同限制条件下的采出量与Kh的关系曲线；

根据所述开采典型曲线、所述注入量与Kh的关系曲线、所述采出量与Kh的关系曲线和所述每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量，对多层全油藏整体产量进行预测。

2.如权利要求1所述的多层油藏整体产量预测的方法，其特征在于，根据所述开采典型曲线、所述注入量与Kh的关系曲线、所述采出量与Kh的关系曲线和所述每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量，对多层全油藏整体产量进行预测，包括：

根据所述开采典型曲线、所述注入量与Kh的关系曲线、所述采出量与Kh的关系曲线和所述每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量，确定每个区块的每个小层的产量；

将每个区块的每个小层的产量累加，得到每个区块的产量；

将每个区块的产量累加，得到全油藏整体产量。

3.如权利要求2所述的多层油藏整体产量预测的方法，其特征在于，根据所述开采典型曲线、所述注入量与Kh的关系曲线、所述采出量与Kh的关系曲线和所述每个区块的每个小层的储层类型、地层系数Kh和评价储量，确定每个区块的每个小层的产量，包括：

根据所述注入量与Kh的关系曲线、单井的Kh值，确定每个区块内所有注水井的单井注入量；根据所述采出量与Kh的关系曲线、单井的Kh值，确定每个区块内所有采油井的单井采出量；

将单井注入量乘以单井每个小层的Kh所占单井Kh值的比例，得到单口注水井每个小层的注入量；将单井采出量乘以单井每个小层的Kh所占单井Kh值的比例，得到单口采油井每个小层的采出量；

将每个区块内所有注水井的相同层位小层的注入量累加，得到每个区块内每个小层的注入量，将每个区块内所有采油井的相同层位小层的采出量累加，得到每个区块内每个小层的采出量；

根据每个小层的储层类型和开发方式，确定每个小层的开采典型曲线；

根据每个小层的开采典型曲线、注入量、采出量和评价储量，预测每个区块的每个小层的产量。

4.如权利要求1所述的多层油藏整体产量预测的方法，其特征在于，所述不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线的横坐标为采出程度，所述不同类型储层在不同开发方式下的开采典型曲线的纵坐标为含水率。

5.如权利要求1所述的多层油藏整体产量预测的方法，其特征在于，所述每个区块的边界线与部署的井网形式相匹配。

6.如权利要求1所述的多层油藏整体产量预测的方法，其特征在于，

所述开发方式包括：压力保持程度、井网井距、井型、注水注气能量保持方式、射孔方式、采油速度、注采比其中之一或任意组合。

7.如权利要求1所述的多层油藏整体产量预测的方法，其特征在于，所述不同限制条件包括：给定油藏压力条件下、不同油管尺寸、不同举升方式及不同井口限制条件其中之一或任意组合。

8.如权利要求1所述的多层油藏整体产量预测的方法，其特征在于，

确定多层油藏内单口注水井在不同限制条件下的注入量与Kh的关系曲线，包括：

采用流入流出动态评价方法，确定多层油藏内单口注水井在不同限制条件下的注入量与Kh的关系曲线；

确定多层油藏内单口采油井在不同限制条件下的采出量与Kh的关系曲线，包括：

采用流入流出动态评价方法，确定多层油藏内单口采油井在不同限制条件下的采出量与Kh的关系曲线。