CN109424362B - 计算底水油藏单井控制原油储量的方法及系统 - Google Patents

计算底水油藏单井控制原油储量的方法及系统 Download PDF

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    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters

Abstract

本发明公开了一种计算底水油藏单井控制原油储量的方法及系统，包括：1)基于井底流压生产基本流动方程，获得拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间的关系；2)基于拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间呈现的正相关关系，获得含油面积、油水层有效厚度之和、有效孔隙度和含油区综合压缩系数四个储量参数的乘积；3)基于日产油数据、油压资料和四个储量参数的乘积，获得原油水体总体积；4)基于单井控制原油储量与原油水体总体积及水油体积比的关系，以及根据水驱油藏物质平衡理论获得的水油体积比关系式，获得单井控制原油储量。本发明充分利用了日常数据资料，从基本流动机理出发，能够有效地评价底水油藏单井控制原油储量。

Description

计算底水油藏单井控制原油储量的方法及系统
技术领域
本发明属于底水油藏开发技术领域，更具体地，涉及一种计算底水油藏单井控制原油储量的方法及系统。
背景技术
底水油藏由于底水的存在给单井控制储量的计算带来极大困难，而底水油藏单井控制储量的计算对油藏后期的有效开发可以提供重要的参考依据。目前底水油藏单井控制储量的计算方法，主要包括单井面积权衡法、试井资料分析法、数值模拟法三大类。
单井面积权衡法：利用井距之半或者三角形中垂线法来划分单井控制含油面积，并进一步确定单井控制储量的方法。如：徐春华，范小秦，池建萍等利用三角形中垂线法划分了二中西区八道湾组油藏的单井控制地质储量(徐春华，范小秦，池建萍等.面积权衡劈分方法计算单井地质储量.特种油气藏,2005,12(2):45～48)。
试井资料分析法：利用油气藏探边测试方法确定油井控制含油面积，基于容积法进一步确定单井控制储量。如：张绍礼，韩斌，刘永红利用试井动态法计算单井控制储量(张绍礼，韩斌，刘永红.试井资料在油气勘探与储量计算中的应用)。
数值模拟法：基于地质建模技术，利用生产历史拟合方法对地质模型进行完善，通过统计分析最终确定的地质模型确定控制储量的方法。如：塔河油田奥陶系缝洞型油藏储量计算方法(刘学利，焦方正，翟晓先等.塔河油田奥陶系缝洞型油藏储量计算方法)。
现有技术存在的问题主要是：单井面积权衡法比较适合均质层状油藏，对于非均质油藏计算结果的精度比较差；试井资料分析法能够较精确的确定具有明显边界的单井控制储量，对于没有井型测试资料的井或者边界不明显的井，不能有效确定单井控制储量；数值模拟法主要通过建立地质模型的方法来确定地质静态地质储量，建立地质模型所需周期较长，而且难以确定单井的控制边界，很难精确的计算单井控制储量。仅靠单井面积权衡法、试井资料分析法和数值模拟法，很难准确确定底水油藏单井控制储量的大小。因此，有必要探索一种针对底水油藏特点的单井控制储量计算方法。
发明内容
本发明基于封闭边界或流动边界内油藏一口井变井底流压生产基本流动方程和水驱物质平衡理论，建立了底水油藏单井控制原油储量与原油水体总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，利用此表达式可以有效评价底水油藏单井控制原油储量。
根据本发明的一方面，提出了一种计算底水油藏单井控制原油储量的方法，所述方法可以包括：
1)基于井底流压生产基本流动方程，获得拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间的关系；
2)基于拟稳态时所述流量重整压力和物质平衡时间呈现的正相关关系，获得含油面积、油水层有效厚度之和、有效孔隙度和含油区综合压缩系数四个储量参数的乘积；
3)基于日产油数据、油压资料和所述四个储量参数的乘积，获得原油水体总体积；
4)基于单井控制原油储量与所述原油水体总体积及水油体积比的关系，以及根据水驱油藏物质平衡理论获得的水油体积比关系式，获得单井控制原油储量。
优选地，所述井底流压生产基本流动方程为：
Figure BDA0001392511760000031
其中，
Figure BDA0001392511760000032
表示流量重整压力，Δp为油藏平均压力降，q0为日产油量，qw为日产水量；B为体积系数；μ为粘度；k为渗透率；rε为井控半径；re为井筒半径；S为表皮系数；φ为有效孔隙度；h为油水层有效厚度之和；Ct为含油区综合压缩系数；A为含油面积；Xn为第一阶贝塞尔函数的根；qm为t时刻的液量；qj为j数量时的液量；qj-1为j-1数量时的液量；J0为零阶贝塞尔函数；t为时间；tj-1为j-1数量时对应的时间。
优选地，拟稳态时所述流量重整压力和物质平衡时间呈现的正相关关系为：
Figure BDA0001392511760000033
其中，tcr为物质平衡时间，
Figure BDA0001392511760000034
Figure BDA0001392511760000035
优选地，所述原油水体总体积表达式为：
Figure BDA0001392511760000036
其中，N'表示原油水体总体积；N0为原油储量；Nw为水体储量；A为含油面积；h为油水层有效厚度之和；φ为有效孔隙度；Swc为地层束缚水饱和度；ρ'为油和水混合体的密度；B'为油和水混合体的体积系数。
优选地，步骤4)包括，以水油体积比和单井控制原油储量作为未知量，首先，根据水油体积比的定义，建立原油储量与水油体积比的第一关系式；然后，根据水驱油藏物质平衡理论建立物质平衡方程式，获得原油储量与水油体积比的第二关系式；最后，联立所述第一关系式和所述第二关系式，求解单井控制原油储量。
优选地，所述物质平衡方程式为：
Figure BDA0001392511760000041
其中，Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油密度；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρw为地层水密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Ct为含油区综合压缩系数；Δp为油藏平均压力降；Nw为水体储量；Bwi为原始地层压力下原油体积系数；C′e为含水区压缩系数。
优选地，所述第一关系式为：
Figure BDA0001392511760000042
其中，No表示原油储量；Rwo为水油体积比；N'为原油水体总体积。
优选地，所述第二关系式为：
Figure BDA0001392511760000043
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数。
优选地，所述单井控制原油储量表达式为：
Figure BDA0001392511760000051
其中，No表示原油储量；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油密度；ρw为地层水密度；N'为原油水体总体积。
根据本发明的另一方面，提出了一种计算底水油藏单井控制原油储量的系统，该系统包括：
存储器，其上存储有计算机可执行指令；
处理器，所述处理器执行计算机可执行指令时实现以下步骤：
1)基于井底流压生产基本流动方程，获得拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间的关系；
2)基于拟稳态时所述流量重整压力和物质平衡时间呈现的正相关关系，获得含油面积、油水层有效厚度之和、有效孔隙度和含油区综合压缩系数四个储量参数的乘积；
3)基于日产油数据、油压资料和所述四个储量参数的乘积，获得原油水体总体积；
4)基于单井控制原油储量与所述原油水体总体积及水油体积比的关系，以及根据水驱油藏物质平衡理论获得的水油体积比关系式，获得单井控制原油储量。
本发明的有益效果在于：基于封闭边界或流动边界内油藏一口井变井底流压生产基本流动方程和水驱物质平衡理论，建立的底水油藏单井控制原油储量与原油水体总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，克服常规方法不能准确计算底水油藏单井控制原油储量的不足，该方法充分利用了日常数据资料，从基本流动机理出发，能够有效地评价底水油藏单井控制原油储量，对以后底水油藏生产井的有效开发以及开发调整方案的编制提供了更加准确的参考依据。
本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
通过结合附图对本发明示例性实施方式进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施方式中，相同的参考标号通常代表相同部件。
图1示出了根据本发明的计算底水油藏单井控制原油储量的方法的步骤的流程图。
图2示出了根据本发明的一个实施例的W1井流量重整压力和物质平衡时间关系的示意图。
具体实施方式
下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
实施例1
在该实施例中，根据本发明的计算底水油藏单井控制原油储量的方法可以包括：1)基于井底流压生产基本流动方程，获得拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间的关系；2)基于拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间呈现的正相关关系，获得含油面积、油水层有效厚度之和、有效孔隙度和含油区综合压缩系数四个储量参数的乘积；3)基于日产油数据、油压资料和四个储量参数的乘积，获得原油水体总体积；4)基于单井控制原油储量与原油水体总体积及水油体积比的关系，以及根据水驱油藏物质平衡理论获得的水油体积比关系式，获得单井控制原油储量。
该实施例基于封闭边界或流动边界内油藏一口井变井底流压生产基本流动方程和水驱物质平衡理论，建立了底水油藏单井控制原油储量与原油水体总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，利用此表达式可以有效评价底水油藏单井控制原油储量。
图1示出了根据本发明的计算底水油藏单井控制原油储量的方法的步骤的流程图。下面参考图1详细说明根据本发明的计算底水油藏单井控制原油储量的方法的具体步骤。
步骤1，基于井底流压生产基本流动方程，获得拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间的关系。
在一个示例中，底水油藏包括油藏和水体两部分，将油和水作为一个整体考虑，此时圆形封闭地层的井底流压生产基本流动方程为：
Figure BDA0001392511760000071
其中，
Figure BDA0001392511760000072
表示流量重整压力，Δp为油藏平均压力降，q0为日产油量，qw为日产水量；B为体积系数；μ为粘度；k为渗透率；rε为井控半径；re为井筒半径；S为表皮系数；φ为有效孔隙度；h为油水层有效厚度之和；Ct为含油区综合压缩系数；A为含油面积；Xn为第一阶贝塞尔函数的根；qm为t时刻的液量；qj为j数量时的液量；qj-1为j-1数量时的液量；J0为零阶贝塞尔函数；t为时间；tj-1为j-1数量时对应的时间。
当达到拟稳态时公式(1)中的无穷项可以忽略不计，于是得到：
Figure BDA0001392511760000081
由于井控半径一般远大于井筒半径，于是可以忽略rw 2/2re 2项，公式(8)可以简化为：
Figure BDA0001392511760000082
步骤2，基于拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间呈现的正相关关系，获得含油面积、油水层有效厚度之和、有效孔隙度和含油区综合压缩系数四个储量参数的乘积。
引入m、b、A，表达式见下面的公式(10)、公式(11)和公式(12)：
Figure BDA0001392511760000083
Figure BDA0001392511760000084
Figure BDA0001392511760000085
在一个示例中，将公式(10)、公式(11)和公式(12)代入公式(9)，可得，拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间呈现的正相关关系为：
Figure BDA0001392511760000086
其中，tcr为物质平衡时间，
Figure BDA0001392511760000087
Figure BDA0001392511760000088
当封闭油藏流体流动达到拟稳态流动阶段时，流量重整压力
Figure BDA0001392511760000089
与物质平衡时间tcr呈现正相关关系，在双对数坐标上表现为斜率为1的直线段，根据直线段的斜率和截距就可以得到一系列的油藏参数，包括含油面积、油水层有效厚度之和、有效孔隙度和含油区综合压缩系数四个储量参数的乘积。
步骤3，基于日产油数据、油压资料和四个储量参数的乘积，获得原油水体总体积。
在一个示例中，利用容积法计算原油水体总体积N′的表达式为：
Figure BDA0001392511760000091
其中，N'表示原油水体总体积；N0为原油储量；Nw为水体储量；A为含油面积；h为油水层有效厚度之和；φ为有效孔隙度；Swc为地层束缚水饱和度；ρ'为油和水混合体的密度；B'为油和水混合体的体积系数。
步骤4，基于单井控制原油储量与原油水体总体积及水油体积比的关系，以及根据水驱油藏物质平衡理论获得的水油体积比关系式，获得单井控制原油储量。
在一个示例中，步骤4)包括，以水油体积比和单井控制原油储量作为未知量，首先，根据水油体积比的定义，建立原油储量与水油体积比的第一关系式；然后，根据水驱油藏物质平衡理论建立物质平衡方程式，获得原油储量与水油体积比的第二关系式；最后，联立第一关系式和第二关系式，求解单井控制原油储量。
在一个示例中，第一关系式为：
Figure BDA0001392511760000092
其中，No表示原油储量；Rwo为水油体积比；N'为原油水体总体积。
具体地，原油水体总体积为原油水体总体积之和：
N′＝No+Nw (13)
引入水油体积比Rwo，上式变为：
N′＝No+Nw＝No+No·Rwo＝No·(1+Rwo) (14)
进一步化简得到第一关系式：
Figure BDA0001392511760000101
然后利用水驱物质平衡理论，建立原油储量与水油体积比之间的第二关系式。
在一个示例中，根据水驱油藏物质平衡理论，利用天然能量开发，累计产量折算目前地层压力水平下的地下体积等于油藏内油水以及岩石孔隙弹性膨胀量加上边水及相应孔隙弹性膨胀量，建立物质平衡方程式为：
Figure BDA0001392511760000102
其中，Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油密度；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρw为地层水密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Ct为含油区综合压缩系数；Δp为油藏平均压力降；Nw为水体储量；Bwi为原始地层压力下原油体积系数；C′e为含水区压缩系数。
而水油体积比为
Figure BDA0001392511760000103
原油地下采出程度为
Figure BDA0001392511760000104
采水程度
Figure BDA0001392511760000105
将公式(15)、公式(16)和公式(17)代入公式(4)，得：
Ro+Rw＝(Ct+C′eRwo)Δp (18)
化简得，水油体积比为
Figure BDA0001392511760000111
在一个示例中，将公式(16)和公式(17)式带入公式(19)，得到第二关系式为：
Figure BDA0001392511760000112
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数。
联立公式(5)和公式(6)，得：
Figure BDA0001392511760000113
公式(20)为一组二元一次方程组，通过联立可以求解得到单井控制原油储量No的表达式。
在一个示例中，单井控制原油储量表达式为：
Figure BDA0001392511760000114
其中，No表示原油储量；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油密度；ρw为地层水密度；N'为原油水体总体积。
本实施例基于封闭边界或流动边界内油藏一口井变井底流压生产基本流动方程和水驱物质平衡理论，建立的底水油藏单井控制原油储量与原油水体总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，克服常规方法不能准确计算底水油藏单井控制原油储量的不足，该方法充分利用了日常数据资料，从基本流动机理出发，能够有效地评价底水油藏单井控制原油储量，对以后底水油藏生产井的有效开发以及开发调整方案的编制提供了更加准确的参考依据。
应用示例
为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。
W-1井是某油田的一口生产井，为典型的底水油藏，投产初期产量达到471吨，不含水，无水采油期长，投产过程中累积产油33.186万吨，累积产水10.755万吨。W1井原油性质参数和计算所用油藏参数见表1。
表1
参数 B<sub>oi</sub> B<sub>o</sub> B<sub>w</sub> ρ<sub>o</sub> C<sub>t</sub> C′<sub>e</sub> S<sub>wc</sub>
数值 1.317 1.324 1.017 0.9647 0.00253 0.00136 0.8
图2示出了在上述应用示例中W1井流量重整压力和物质平衡时间关系的示意图。
首先，基于井底流压生产基本流动方程，获得拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间的关系，如图2所示，当流体流动达到拟稳态流动阶段时，流量重整压力
Figure BDA0001392511760000121
与物质平衡时间tcr呈正相关关系，在双对数坐标上表现出斜率为1的直线段，根据直线段得斜率和截距就可以得到一系列的油藏参数，包括含油面积、油水层有效厚度之和、有效孔隙度和含油区综合压缩系数四个储量参数的乘积AhφCt；
然后，利用该井的日产油数据和油压资料，通过拟合计算W1井的四个储量参数的乘积AhφCt＝430万立方米，将AhφCt代入公式(3)，计算W1井的单井控制原油水体总体积N′，计算得到N′＝331.86万吨；
最后，通过对拟稳态阶段的拟合，在拟稳态阶段W1井累积产油24044吨，累积产水2135吨，油藏压力从52.2MPa下降到46.5MPa，根据表1中的原油性质参数和油藏参数，利用公式(7)，计算得到W1井的单井控制原油储量No＝112.4万吨。
本应用示例基于封闭边界或流动边界内油藏一口井变井底流压生产基本流动方程和水驱物质平衡理论，建立的底水油藏单井控制原油储量与原油水体总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，克服常规方法不能准确计算底水油藏单井控制原油储量的不足，该方法充分利用了日常数据资料，从基本流动机理出发，能够有效地评价底水油藏单井控制原油储量，对以后底水油藏生产井的有效开发以及开发调整方案的编制提供了更加准确的参考依据。
本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。
实施例2
根据本发明的实施例，提供了一种计算底水油藏单井控制原油储量的系统，该系统包括：
存储器，其上存储有计算机可执行指令；
处理器，处理器执行计算机可执行指令时实现以下步骤：
1)基于井底流压生产基本流动方程，获得拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间的关系；
2)基于拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间呈现的正相关关系，获得含油面积、油水层有效厚度之和、有效孔隙度和含油区综合压缩系数四个储量参数的乘积；
3)基于日产油数据、油压资料和四个储量参数的乘积，获得原油水体总体积；
4)基于单井控制原油储量与原油水体总体积及水油体积比的关系，以及根据水驱油藏物质平衡理论获得的水油体积比关系式，获得单井控制原油储量。
本实施例基于封闭边界或流动边界内油藏一口井变井底流压生产基本流动方程和水驱物质平衡理论，建立的底水油藏单井控制原油储量与原油水体总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，克服常规方法不能准确计算底水油藏单井控制原油储量的不足，该方法充分利用了日常数据资料，从基本流动机理出发，能够有效地评价底水油藏单井控制原油储量，对以后底水油藏生产井的有效开发以及开发调整方案的编制提供了更加准确的参考依据。
本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。

Claims (2)

1.一种计算底水油藏单井控制原油储量的方法，其特征在于，该方法包括：
1)基于井底流压生产基本流动方程，获得拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间的关系；
2)基于拟稳态时所述流量重整压力和物质平衡时间呈现的正相关关系，获得含油面积、油水层有效厚度之和、有效孔隙度和含油区综合压缩系数四个储量参数的乘积；
3)基于日产油数据、油压资料和所述四个储量参数的乘积，获得原油水体总体积；
4)基于单井控制原油储量与所述原油水体总体积及水油体积比的关系，以及根据水驱油藏物质平衡理论获得的水油体积比关系式，获得单井控制原油储量；
其中，所述原油水体总体积表达式为：
Figure FDA0003214123170000011
其中，N'表示原油水体总体积；N0为原油储量；Nw为水体储量；A为含油面积；h为油水层有效厚度之和；φ为有效孔隙度；Swc为地层束缚水饱和度；ρ'为油和水混合体的密度；B'为油和水混合体的体积系数；
步骤4)包括，以水油体积比和单井控制原油储量作为未知量，首先，根据水油体积比的定义，建立原油储量与水油体积比的第一关系式；然后，根据水驱油藏物质平衡理论建立物质平衡方程式，获得原油储量与水油体积比的第二关系式；最后，联立所述第一关系式和所述第二关系式，求解单井控制原油储量；
所述物质平衡方程式为：
Figure FDA0003214123170000021
其中，Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油密度；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρw为地层水密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Ct为含油区综合压缩系数；Δp为油藏平均压力降；Nw为水体储量；Bwi为原始地层压力下原油体积系数；C′e为含水区压缩系数；
所述第一关系式为：
Figure FDA0003214123170000022
其中，No表示原油储量；Rwo为水油体积比；N'为原油水体总体积；
所述第二关系式为：
Figure FDA0003214123170000023
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数；
其中，所述井底流压生产基本流动方程为：
Figure FDA0003214123170000024
其中，
Figure FDA0003214123170000031
表示流量重整压力，Δp为油藏平均压力降，q0为日产油量，qw为日产水量；B为体积系数；μ为粘度；k为渗透率；re为井控半径；rw为井筒半径；S为表皮系数；φ为有效孔隙度；h为油水层有效厚度之和；ct为含油区综合压缩系数；A为含油面积；Xn为第一阶贝塞尔函数的根；qm为t时刻的液量；qj为j数量时的液量；qj-1为j-1数量时的液量；J0为零阶贝塞尔函数；t为时间；tj-1为j-1数量时对应的时间；
拟稳态时所述流量重整压力和物质平衡时间呈现的正相关关系为：
Figure FDA0003214123170000032
其中，tcr为物质平衡时间，
Figure FDA0003214123170000033
Figure FDA0003214123170000034
其中，所述单井控制原油储量表达式为：
Figure FDA0003214123170000035
其中，No表示原油储量；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；Ce′为含水区压缩系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油密度；ρw为地层水密度；N'为原油水体总体积。
2.一种计算底水油藏单井控制原油储量的系统，其特征在于，该系统包括：
存储器，其上存储有计算机可执行指令；
处理器，所述处理器执行计算机可执行指令时实现以下步骤：
1)基于井底流压生产基本流动方程，获得拟稳态时流量重整压力和物质平衡时间的关系；
2)基于拟稳态时所述流量重整压力和物质平衡时间呈现的正相关关系，获得含油面积、油水层有效厚度之和、有效孔隙度和含油区综合压缩系数四个储量参数的乘积；
3)基于日产油数据、油压资料和所述四个储量参数的乘积，获得原油水体总体积；
4)基于单井控制原油储量与所述原油水体总体积及水油体积比的关系，以及根据水驱油藏物质平衡理论获得的水油体积比关系式，获得单井控制原油储量；
其中，所述原油水体总体积表达式为：
Figure FDA0003214123170000041
其中，N'表示原油水体总体积；N0为原油储量；Nw为水体储量；A为含油面积；h为油水层有效厚度之和；φ为有效孔隙度；Swc为地层束缚水饱和度；ρ'为油和水混合体的密度；B'为油和水混合体的体积系数；
步骤4)包括，以水油体积比和单井控制原油储量作为未知量，首先，根据水油体积比的定义，建立原油储量与水油体积比的第一关系式；然后，根据水驱油藏物质平衡理论建立物质平衡方程式，获得原油储量与水油体积比的第二关系式；最后，联立所述第一关系式和所述第二关系式，求解单井控制原油储量；
所述物质平衡方程式为：
Figure FDA0003214123170000042
其中，Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油密度；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρw为地层水密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Ct为含油区综合压缩系数；Δp为油藏平均压力降；Nw为水体储量；Bwi为原始地层压力下原油体积系数；C′e为含水区压缩系数；
所述第一关系式为：
Figure FDA0003214123170000051
其中，No表示原油储量；Rwo为水油体积比；N'为原油水体总体积；
所述第二关系式为：
Figure FDA0003214123170000052
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数；
其中，所述井底流压生产基本流动方程为：
Figure FDA0003214123170000053
其中，
Figure FDA0003214123170000054
表示流量重整压力，Δp为油藏平均压力降，q0为日产油量，qw为日产水量；B为体积系数；μ为粘度；k为渗透率；re为井控半径；rw为井筒半径；S为表皮系数；φ为有效孔隙度；h为油水层有效厚度之和；ct为含油区综合压缩系数；A为含油面积；Xn为第一阶贝塞尔函数的根；qm为t时刻的液量；qj为j数量时的液量；qj-1为j-1数量时的液量；J0为零阶贝塞尔函数；t为时间；tj-1为j-1数量时对应的时间；
拟稳态时所述流量重整压力和物质平衡时间呈现的正相关关系为：
Figure FDA0003214123170000061
其中，tcr为物质平衡时间，
Figure FDA0003214123170000062
Figure FDA0003214123170000063
其中，所述单井控制原油储量表达式为：
Figure FDA0003214123170000064
其中，No表示原油储量；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；Ce′为含水区压缩系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油密度；ρw为地层水密度；N'为原油水体总体积。
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