CN106097120A - 一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法，包括以下步骤：获取油藏平均单井采液指数和油藏平均单井吸水指数；获取油藏注水井最大井底流压；确定油藏注水量、油藏水侵量、油藏产液量；利用物质平衡原理确定出生产平衡时天然水侵量、注水量和产液量关系：运用物质平衡原理绘制出水侵、注水与开采平衡曲线，找出油藏的“平衡点”。本发明计算了油藏随着含水率的上升要实现稳产所必须满足的关系式，为油藏稳产分析奠定了理论基础；分析了实例油藏未来不同含水时期在不同井网密度和不同注采井数比下稳产所需的生产压差、平均抽油井井底流压和油藏压力保持水平，结果可为水驱油藏的高效合理开发提供了技术支持。

Description

一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法

技术领域

本发明属于石油勘探与开发技术领域，尤其涉及一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法。

背景技术

注水是油藏开发的一项重要技术，对于天然水驱油藏，注水量与油藏天然能量多少息息相关。近年来注水开发在国内外油藏开发过程中运用广泛，许多学者都对注水开发技术进行过研究。对于天然能量情况不同的油藏，其注水量也应该有所区别。应充分利用天然水驱能量，合理注水，以提高采收率，力求经济效益达到最优化。

目前也有大量针对天然水侵量计算以及注采平衡的研究。然而关于天然水侵、人工注水和开采生产的协调与平衡问题却鲜有涉及。同时关于注水量的计算，目前大多采用的是经验公式，没有一个确定的理论依据。对于天然水体能量比较充足的油藏，天然能量作用不容忽视，应综合考虑天然能量与人工注水补充能量的合理协调开发。因此面临着如何寻找水侵、注水与开采平衡状态的技术难题。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供一种可以更合理、高效地开发水驱油藏，提高采收率的水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法。

本发明解决上述技术问题所采用的技术方案是：一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法，包括以下步骤：

步骤S10、通过含水率、各单井吸水指数、采液指数，并利用Excel曲线回归获取油藏平均单井吸水指数和获取油藏平均单井采液指数；

步骤S20、获取油藏注水井最大井底流压；

步骤S30、根据油藏平均单井吸水指数、注水井井底流压确定油藏注水量；

步骤S40、通过下式获取油藏水侵量：

Q_e＝f₃(p_R)＝B_R(p_e-p_R)

式中：B_R—油藏天然水侵系数，m³/d/MPa；p_e—天然水体供给压力(取原始油藏压力)，MPa；p_R—平均油藏压力，MPa；Q_e—油藏天然水侵量，m³/d；

步骤S50、获取油藏生产井最低井底流压；

步骤S60、根据油藏平均单井采液指数和油藏生产井井底流压确定油藏产液量；

步骤S70、利用物质平衡原理确定出生产平衡时天然水侵量、注水量和产液量关系：

Q_i+Q_e＝Q_L

式中：Q_e—油藏天然水侵量，m³/d；Q_i—油藏注水量，m³/d；Q_L—油藏产液量，m³/d；

步骤S80、运用物质平衡原理绘制出水侵、注水与开采平衡曲线，找出油藏的“平衡点”。

进一步的是，所述步骤S10的具体操作过程为：

步骤S101、先统计油藏各单井吸水指数、采液指数与含水率的实际数据，并计算平均值；

步骤S102、利用Excel曲线回归获取油藏平均吸水指数与含水率关系式、油藏平均采液指数与含水率关系式；

步骤S103、通过上述关系式和含水率得到油藏平均单井采液指数和油藏平均单井吸水指数。

进一步的是，所述步骤S20中油藏注水井最大井底流压通过下式确定：

p_f＝0.2307[0.1β+4.335(4.335C-β)p_R/H_z]H_z

p_iwfmax＝δp_f

式中：p_f—岩石破裂压力，MPa；C—上覆岩石压力梯度(取0.235)，MPa/m；β—岩石破裂常数(取0.4)；δ—破裂压力比例(取0.8)；p_iwfmax—注水井最大井底流压，MPa；H_z—油层中部深度，m。

进一步的是，所述步骤S30中油藏注水量通过下式确定：

$n_w=\frac{nR}{1+R}$

Q_i＝n_wq_i＝n_wI_w(p_iwf-p_R)

式中：n—油藏总井数；R—油藏注采井数比；I_w—油藏平均单井吸水指数，m³/d/MPa；q_i—油藏平均单井注水量，m³/d；n_w—水井数；p_iwf—注水井井底流压；p_R—油藏压力，MPa。

进一步的是，所述步骤S50中油藏生产井最低井底流压通过以下步骤确定：

步骤S501、通过下列公式确定抽油井中泵口最小沉没压力p_p：

$p_p=\frac{R_s(1-f_w)-(1/c-1)}{(1/c-1)+\mathrm{\α}(1-f_w)}$

式中：f_w—含水率；R_s—溶解气油比，m³/m³；c—充满系数；α—天然气溶解系数，m³/(m³·MPa)；

步骤S502、通过下列公式确定抽油井中泵口到油层中部混液柱压力p_h：

${\mathrm{\γ}}_H=\frac{{\mathrm{\γ}}_o{\mathrm{\γ}}_w}{{\mathrm{\γ}}_w+({\mathrm{\γ}}_o-{\mathrm{\γ}}_w)f_w}$

p_h＝0.0098γ_H(H_z-H_p)

式中：γ_H—混液柱相对密度；γ_o—原油相对密度；γ_w—水相对密度；H_z—油层中部深度，m；H_p—泵挂深度，m；

步骤S503、将泵的最小沉没压力折算到井底，从而通过下列公式确定油藏生产井最低井底流压p_wfmin：

p_wfmin＝p_p+p_h

式中：p_p—泵口最小沉没压力，MPa；p_h—泵口到油层中部混液柱压力，MPa。

进一步的是，所述步骤S60中油藏产液量通过下式确定；

$n_o=\frac{n}{1+R}$

Q_L＝n_oq_L＝n_oJ_L(p_R-p_wf)

式中：Q_L—油藏产液量，m³/d；q_L—油藏平均单井产液量，m³/d；p_R—平均油藏压力，MPa；p_wf—油藏生产井平均井底流压，MPa；n_o—油井数；n—油藏总井数；J_L—油藏平均单井采液指数，m³/d/MPa；R—油藏注采井数比。

本发明的有益效果：本发明计算了油藏随着含水率的上升要实现稳产所必须满足的关系式，为油藏稳产分析奠定了理论基础；分析了实例油藏未来不同含水时期在不同井网密度和不同注采井数比下稳产所需的生产压差、平均抽油井井底流压和油藏压力保持水平，结果可为该油藏未来的开发调整提供参考和指导；本文适合于任何天然水驱油藏注水开发，特别适合于天然水体能量较强的注水开发分析。

说明书附图

图1是本发明中平衡点的曲线图；

图2是本发明实施例中稳产条件下的水侵、注水与开采平衡曲线；

图3是本发明实施例中不同含水时期稳产所需的注入量；

图4是本发明实施例中不同含水时期稳产所需的生产压差；

图5是本发明实施例中不同含水时期稳产所需的地层压力和平均井底流压；

图6是本发明实施例中不同含水时期稳产所需的地层压力保持水平。

具体实施方式

下面通过实施例和附图对本发明做更进一步的详细介绍。

本发明的一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法，包括以下步骤：

步骤S10、通过含水率、各单井吸水指数、采液指数，并利用Excel曲线回归获取油藏平均单井吸水指数和获取油藏平均单井采液指数；

步骤S20、获取油藏注水井最大井底流压；

步骤S30、根据油藏平均单井吸水指数、注水井井底流压确定油藏注水量；

步骤S40、通过下式获取油藏水侵量：

Q_e＝f₃(p_R)＝B_R(p_e-p_R)

式中：B_R—油藏天然水侵系数，m³/d/MPa；p_e—天然水体供给压力(取原始油藏压力)，MPa；p_R—平均油藏压力，MPa；Q_e—油藏天然水侵量，m³/d；

步骤S50、获取油藏生产井最低井底流压；

步骤S60、根据油藏平均单井采液指数和油藏生产井井底流压确定油藏产液量；

步骤S70、利用物质平衡原理确定出生产平衡时天然水侵量、注水量和产液量关系：

Q_i+Q_e＝Q_L

式中：Q_e—油藏天然水侵量，m³/d；Q_i—油藏注水量，m³/d；Q_L—油藏产液量，m³/d；其中由于油藏实施注水开发后，特别是开发中后期，油藏弹性驱动能量相对较弱，又由于注水开发油藏的油藏压力通常都在饱和压力之上开采，其溶解气驱动能量也相对较弱(地面采集的溶解气大多为井筒中的原油脱气)，因此，可以忽略油藏弹性能量和溶解气驱能量的影响。由物质平衡原理，当天然水侵、人工注水与开采生产达到平衡时，油藏注水量与天然水侵量之和应等于产液量；

步骤S80、运用物质平衡原理绘制出水侵、注水与开采平衡曲线，找出油藏的“平衡点”。其中曲线图如图1所示。

从本发明得到如图1的“平衡点”，可根据曲线可得出注采平衡条件下所需压力，并分析油藏平衡压力的影响因素；具体操作如下：

若井网不变(不加密井网)，生产井和注水井井底流压也维持不变，随着注采井数比的增加，平衡点朝右移动(油藏压力增高的方向移动)，即通过增加注采井数比的方式来增加注水量，使油藏压力能够得到恢复，当油藏压力恢复到原始地层时，油藏和天然水体之间就不存在压力差，水侵量变为0，则油藏就真正的达到了注采平衡。

若生产井和注水井井底流压也维持不变，注采井数比也不变，井网加密，即随着井网密度的增加，平衡点朝左移动(油藏压力减小的方向移动)，即井网加密会使油藏压力衰竭，主要原因是注采井数比小于1，井网加密即增大了油藏的产液量，地层亏空能量衰竭，故若要继续加密井网来增加产量，同时也必须加大注采井数比来补充地层能量。

若井网不变(不加密井网)，注采井数比和注水井井底流压也维持不变，随着抽油井井底流压的下降，平衡点朝左移动(油藏压力减小的方向移动)，即抽油井井底流压的下降即增大了生产压差，增大了产液量，地层亏空能量衰竭，地层压力下降。但另一方面，当井底流压下降到某一值后，会引起地层压力下降，从而使生产压差减小，则产液量也随之下降，故若要降低抽油井井底流压来增加产量，同时也必须加大注采井数比来补充地层能量。

还可以分析油藏压力保持水平对产量影响；以油藏原始地层压力为准，油藏压力保持水平定义为油藏压力与原始油藏压力之比，即：

M_r＝p/p_i

油藏压力保持水平越高，在同一含水率下，产液量和产油量也越大；压力保持水平一定时，产油量随含水的增加而减小即产量递减是必然规律。因此要实现油藏稳产，在不同含水时期就需要一定的压力保持水平，根据前面的注水、水侵和开采平衡影响因素分析知要维持油藏压力，只有增加注采井数比。

分析并推导油藏稳产条件下的压力保持水平的公式；

进一步的是，根据前面计算可导出油藏产油量公式如下：

$Q_o=Q_L(1-f_w)=\frac{n}{1+R}(1-f_w)J_L\mathrm{\Δ}p$

实现稳产，则产油量随含水率的变化率为0，即

$\frac{{\mathrm{dQ}}_o}{{\mathrm{df}}_w}=(1-f_w)\frac{d}{{\mathrm{df}}_w}\[\frac{n}{1+R}{J}_L\mathrm{\Δ}p\]-\frac{n}{1+R}{J}_L\mathrm{\Δ}p=0$

变形得

$\frac{1}{\frac{n}{1+R}{J}_L\mathrm{\Δ}p}d\[\frac{n}{1+R}{J}_L\mathrm{\Δ}p\]=\frac{1}{(1-f_w)}{\mathrm{df}}_w$

两边积分得

${\∫}_{f_{w1}}^{f_{w2}}\frac{1}{\frac{n}{1+R}{J}_L\mathrm{\Δ}p}d\[\frac{n}{1+R}{J}_L\mathrm{\Δ}p\]={\∫}_{f_{w1}}^{f_{w2}}\frac{1}{(1-f_w)}{\mathrm{df}}_w$

此定积分的物理意义是以含水率f_w1时的产油量为基准，从含水率f_w1到含水率f_w2期间，要使产油量稳定不递减所必须满足的关系式，于是可以求出含水率f_w2时产量等于含水率f_w1时的产量所必须的生产压差，即

$\mathrm{\Δ}p{|}_{f_w=f_{w2}}=\frac{1-f_{w1}}{1-f_{w2}}\·\frac{\[\frac{n}{1+R}{J}_L\mathrm{\Δ}p\]{|}_{f_w=f_{w1}}}{\left(\frac{n}{1+R}{J}_L\right){|}_{f_w=f_{w2}}}$

则所需的油藏合理压力保持水平为：

$M_r=\frac{(p_{wf}+\mathrm{\Δ}p){|}_{f_w=f_{w2}}}{p_i}$

针对具体的油藏数据，确定目标对象的天然水侵、注水与开采平衡状态，利用本发明的平衡条件分析方法确定油藏稳产条件。

所述步骤S10的具体操作过程为：步骤S101、先统计油藏各单井吸水指数、采液指数与含水率的实际数据，并计算平均值；

步骤S102、利用Excel曲线回归获取油藏平均吸水指数与含水率关系式、油藏平均采液指数与含水率关系式：

$J_L=A_1+A_2{f}_w+A_3{f}_w^2+A_4{f}_w^3+A_5{f}_w^4+...$

$I_w=B_1+B_2{f}_w+B_3{f}_w^2+B_4{f}_w^3+B_5{f}_w^4+...$

上式中：A₁～A₅，B₁～B₅为系数，无因次。

步骤S103、通过上述关系式和含水率得到油藏平均单井采液指数和油藏平均单井吸水指数。

所述油藏注水井最大井底流压通过下式确定：注水井最大井底流压是以地层破裂压力为基准的，一般情况下注水井井底流压不能高于地层破裂压力。威廉斯法计算油层破裂压力：

p_f＝0.2307[0.1β+4.335(4.335C-β)p_R/H_z]H_z

油层破裂压力乘以一个安全系数(油层破裂压力比例)即为注水井极限井底流压

p_iwfmax＝δp_f

式中：p_f—岩石破裂压力，MPa；C—上覆岩石压力梯度(取0.235)，MPa/m；β—岩石破裂常数(取0.4)；δ—破裂压力比例(取0.8)；p_iwfmax—注水井最大井底流压，MPa；H_z—油层中部深度，m。

单井注入量等于吸水指数乘以注入压差，油藏注入量等于油藏各注入井注入量之和，所以油藏注水量通过下式确定：

$n_w=\frac{nR}{1+R}$

Q_i＝n_wq_i＝n_wI_w(p_iwf-p_R)

式中：n—油藏总井数；R—油藏注采井数比；I_w—油藏平均单井吸水指数，m³/d/MPa；q_i—油藏平均单井注水量，m³/d；n_w—水井数；p_iwf—注水井井底流压；p_R—油藏压力，MPa。其中注水井井底流压、油藏总井数都是实际测量得到的，且注水井井底流压应在注水井最大井底流压之下。

所述油藏生产井最低井底流压通过以下步骤确定：

步骤S501、对注水开发天然水驱油藏，注水就是为了补充地层能量，通常油藏开始开发一段时间后，油藏能量衰竭，油藏开始注水，注水时油藏绝大部分油井均已转抽。当抽油井井底压力低于饱和压力时，吸入泵筒的是油、气、水三相的流体，各种类型的泵一般都要求充满系数不低于0.7，即泵入口处自由气量不超过流体总量的30％。根据采油工艺原理，满足一定的充满系数不同含水条件下的理论泵口压力即最小沉没压力为：

$p_p=\frac{R_s(1-f_w)-(1/c-1)}{(1/c-1)+\mathrm{\α}(1-f_w)}$

式中：f_w—含水率；R_s—溶解气油比，m³/m³；c—充满系数；α—天然气溶解系数，m³/(m³·MPa)；

步骤S502、通过下列公式确定抽油井中泵口到油层中部混液柱压力p_h：

${\mathrm{\γ}}_H=\frac{{\mathrm{\γ}}_o{\mathrm{\γ}}_w}{{\mathrm{\γ}}_w+({\mathrm{\γ}}_o-{\mathrm{\γ}}_w)f_w}$

p_h＝0.0098γ_H(H_z-H_p)

式中：γ_H—混液柱相对密度；γ_o—原油相对密度；γ_w—水相对密度；H_z—油层中部深度，m；H_p—泵挂深度，m；

步骤S503、将泵的最小沉没压力折算到井底，从而通过下列公式确定油藏生产井最低井底流压p_wfmin：

p_wfmin＝p_p+p_h

式中：p_p—泵口最小沉没压力，MPa；p_h—泵口到油层中部混液柱压力，MPa。

单井产液量等于采液指数乘以生产压差，油藏产液量等于油藏各生产井产液量之和，所述步骤S60中油藏产液量通过下式确定；

$n_o=\frac{n}{1+R}$

Q_L＝n_oq_L＝n_oJ_L(p_R-p_wf)

式中：Q_L—油藏产液量，m³/d；q_L—油藏平均单井产液量，m³/d；p_R—平均油藏压力，MPa；p_wf—油藏生产井平均井底流压，MPa；n_o—油井数；n—油藏总井数；J_L—油藏平均单井采液指数，m³/d/MPa；R—油藏注采井数比。生产井井底流压应保持在生产井井底流压下限之上。

实施例

该油藏1992年4月开始投产，原始油藏压力21.86MPa，油藏饱和压力为17.2MPa，1995年8月开始注水，油藏天然水体能量比较充足，天然水体体积约为油藏体积的35倍，目前油藏压力为19.84MPa，注水井总井数17口，采油井总井数为95口，注采井数比为0.179(1:5.587)，采出程度为44.04％，综合含水为79.83％，油井已全部转抽。根据已有的生产历史数据，回归出的油藏平均单井采液指数、油藏平均单井吸水指数随含水率的变化关系式为：

$J_L=29.65-212f_w+605.5f_w^2-712.9f_w^3-299.5f_w^4$

$I_w=20.5-58.6f_w+119.7f_w^2-62.46f_w^3$

目前该油藏的油井平均井底流压为15.71MPa，计算的油井最低允许井底流压为12.42MPa，水井平均井底流压为27.23MPa，计算的水井最高允许井底流压为27.24MPa，故基本上没有提高注水井井底流压的潜力。

若以目前含水率79.83％的油藏日产油量(454.32m³/d)为稳产的基准，平均注水井井底流压(27.23MPa)保持不变，则可计算出未来不同含水时期在不同井网密度和不同注采井数比下稳产所需的生产压差、生产井平均井底流压和油藏压力保持水平。

(1)增加注采井数比

保持目前的井网密度不变，增加油藏注采井数比，则可绘制出的不同含水时期天然水侵、注水与开采平衡关系曲线(图2)，进而可绘制出不同含水时期稳产所需的注水量、生产压差、井底流压、地层压力保持水平等关系曲线(图3至图6)，计算结果如表1所示。可以看出：随着含水率的增加，油藏稳产所需的生产压差也越大；含水率越高，要实现油藏稳产则产液量就越大，地层压力逐渐下降，地层亏空也就越严重，稳产难度也就越大；要实现油藏稳产就必须降低生产井井底流压，含水率越高，要求井底流压降低得越低(可能低于井底流压下限)，稳产难度也就越大；增加注采井数比可以有利于油藏压力的保持，有利于油藏稳产的实现。

表1

(2)加密井网

保持目前的注采井数比不变，加密井网，同样也可以利用相同的方法绘制不同含水时期天然水侵、注水与开采平衡关系曲线和不同含水时期稳产所需的注入量、生产压差、井底流压、地层压力保持水平等关系曲线，加密井网也有利于油藏稳产的实现。当油藏井网加密后再增加注采井数比，则在高含水时期更有利于油藏稳产的实现，如表2的计算结果所示。由表1和表2的计算结果可以看出，当含水率小于0.86时，当注采井数比较大时油藏压力保持水平较高，油藏压力保持水平为100％后即达注采平衡，注采平衡下的天然水侵量为0，由于该油藏天然水体能量比较充足，应考虑天然能量与人工注水补充能量的协调开发以充分利用天然能量，因此，实际油藏开发应在不同的含水率开发时期适时地增加油藏注采井数比和加密井网，完善注采井网，为油藏稳产服务。

表2

(3)抽油井井底流压的影响

若井网不变(不加密井网)，注采井数比和注水井井底流压也维持不变，随着抽油井井底流压的下降，平衡点朝左移动(油藏压力减小的方向移动)，即抽油井井底流压的下降即增大了生产压差，增大了产液量，地层亏空能量衰竭，地层压力下降。但另一方面，当井底流压下降到某一值后，会引起地层压力下降，从而使生产压差减小，则产液量也随之下降，故若要降低抽油井井底流压来增加产量，同时也必须加大注采井数比来补充地层能量。

(4)油藏压力保持水平对产量影响

油藏压力保持水平越高，在同一含水率下，产液量和产油量也越大；压力保持水平一定时，产油量随含水的增加而减小即产量递减是必然规律。因此要实现油藏稳产，在不同含水时期就需要一定的压力保持水平，根据前面的注水、水侵和开采平衡影响因素分析知要维持油藏压力，只有增加注采井数比。

Claims (6)

1.一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤S10、通过含水率、各单井吸水指数、采液指数，并利用Excel曲线回归获取油藏平均单井吸水指数和油藏平均单井采液指数；

步骤S20、获取油藏注水井最大井底流压；

步骤S30、根据油藏平均单井吸水指数、注水井井底流压确定油藏注水量；

步骤S40、通过下式获取油藏水侵量：

Q_e＝f₃(p_R)＝B_R(p_e-p_R)

式中：B_R—油藏天然水侵系数，m³/d/MPa；p_e—天然水体供给压力(取原始油藏压力)，MPa；p_R—平均油藏压力，MPa；Q_e—油藏天然水侵量，m³/d；

步骤S50、获取油藏生产井最低井底流压；

步骤S60、根据油藏平均单井采液指数和油藏生产井井底流压确定油藏产液量；

步骤S70、利用物质平衡原理确定出生产平衡时天然水侵量、注水量和产液量关系：

Q_i+Q_e＝Q_L

式中：Q_e—油藏天然水侵量，m³/d；Q_i—油藏注水量，m³/d；Q_L—油藏产液量，m³/d；

步骤S80、运用物质平衡原理绘制出水侵、注水与开采平衡曲线，找出油藏的“平衡点”。

2.根据权利要求1所述的一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法，其特征在于，所述步骤S10的具体操作过程为：

步骤S101、先统计油藏各单井吸水指数、采液指数与含水率的实际数据，并计算平均值；

步骤S102、利用Excel曲线回归获取油藏平均吸水指数与含水率关系式、油藏平均采液指数与含水率关系式；

步骤S103、通过上述关系式和含水率得到油藏平均单井采液指数和油藏平均单井吸水指数。

3.根据权利要求2所述的一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法，其特征在于，所述步骤S20中油藏注水井最大井底流压通过下式确定：

p_f＝0.2307[0.1β+4.335(4.335C-β)p_R/H_z]H_z

p_iwfmax＝δp_f

式中：p_f—岩石破裂压力，MPa；C—上覆岩石压力梯度(取0.235)，MPa/m；β—岩石破裂常数(取0.4)；δ—破裂压力比例(取0.8)；p_iwfmax—注水井最大井底流压，MPa；H_z—油层中部深度，m。

4.根据权利要求3所述的一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法，其特征在于，所述步骤S30中油藏注水量通过下式确定：

$n_w=\frac{nR}{1+R}$

Q_i＝n_wq_i＝n_wI_w(p_iwf-p_R)

式中：n—油藏总井数；R—油藏注采井数比；I_w—油藏平均单井吸水指数，m³/d/MPa；Q_i—油藏注水量；q_i—油藏平均单井注水量，m³/d；n_w—水井数；p_iwf—注水井井底流压；p_R—油藏压力，MPa。

5.根据权利要求1至4任一项权利要求所述的一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法，其特征在于，所述步骤S50中油藏生产井最低井底流压通过以下步骤确定：

步骤S501、通过下列公式确定抽油井中泵口最小沉没压力p_p：

$p_p=\frac{R_s(1-f_w)-(1/c-1)}{(1/c-1)+\mathrm{\α}(1-f_w)}$

式中：f_w—含水率；R_s—溶解气油比，m³/m³；c—充满系数；α—天然气溶解系数，m³/(m³·MPa)；

步骤S502、通过下列公式确定抽油井中泵口到油层中部混液柱压力p_h：

${\mathrm{\γ}}_H=\frac{{\mathrm{\γ}}_o{\mathrm{\γ}}_w}{{\mathrm{\γ}}_w+({\mathrm{\γ}}_o-{\mathrm{\γ}}_w)f_w}$

p_h＝0.0098γ_H(H_z-H_p)

式中：γ_H—混液柱相对密度；γ_o—原油相对密度；γ_w—水相对密度；H_z—油层中部深度，m；H_p—泵挂深度，m；

步骤S503、将泵的最小沉没压力折算到井底，从而通过下列公式确定油藏生产井最低井底流压p_wfmin：

p_wfmin＝p_p+p_h

式中：p_p—泵口最小沉没压力，MPa；p_h—泵口到油层中部混液柱压力，MPa。

6.根据权利要求5所述的一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法，其特征在于，所述步骤S60中油藏产液量通过下式确定；

$n_o=\frac{n}{1+R}$

Q_L＝n_oq_L＝n_oJ_L(p_R-p_wf)

式中：Q_L—油藏产液量，m³/d；q_L—油藏平均单井产液量，m³/d；p_R—平均油藏压力，MPa；p_wf—油藏生产井平均井底流压，MPa；n_o—油井数；n—油藏总井数；J_L—油藏平均单井采液指数，m³/d/MPa；R—油藏注采井数比。