CN109978303B - 稠油油藏的开采措施的确定方法、装置及存储介质 - Google Patents
稠油油藏的开采措施的确定方法、装置及存储介质 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109978303B CN109978303B CN201711459747.3A CN201711459747A CN109978303B CN 109978303 B CN109978303 B CN 109978303B CN 201711459747 A CN201711459747 A CN 201711459747A CN 109978303 B CN109978303 B CN 109978303B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water injection
- actual
- determining
- current
- oil
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 127
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 666
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 526
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 526
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 103
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 219
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 75
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 68
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 21
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 19
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 9
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 118
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 17
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 17
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 17
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 10
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 8
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 4
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 238000013473 artificial intelligence Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 241000282860 Procaviidae Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008094 contradictory effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000004973 liquid crystal related substance Substances 0.000 description 1
- 238000010801 machine learning Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000005055 memory storage Effects 0.000 description 1
- 238000010295 mobile communication Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000009877 rendering Methods 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q10/00—Administration; Management
- G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
- G06Q10/063—Operations research, analysis or management
- G06Q10/0631—Resource planning, allocation, distributing or scheduling for enterprises or organisations
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
- G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Forestry; Mining
Landscapes
- Business, Economics & Management (AREA)
- Human Resources & Organizations (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Strategic Management (AREA)
- Economics (AREA)
- Tourism & Hospitality (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Marketing (AREA)
- General Business, Economics & Management (AREA)
- Entrepreneurship & Innovation (AREA)
- Quality & Reliability (AREA)
- Animal Husbandry (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Educational Administration (AREA)
- Game Theory and Decision Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Agronomy & Crop Science (AREA)
- Development Economics (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Primary Health Care (AREA)
- Removal Of Floating Material (AREA)
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
Abstract
本发明公开了一种稠油油藏的开采措施的确定方法、装置及存储介质，属于油藏开发技术领域。该方法包括：获取稠油油藏区域内注水井的历史注水资料和当前注水资料；基于注水井的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线；基于第一注水曲线和当前注水资料确定所述稠油油藏的开采措施。本发明通过获取注水在开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期的历史注水资料和当前注水资料，之后，基于历史注水资料包括的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线，并在第一注水曲线的基础上，基于当前注水资料确定稠油油藏的开采措施，从而为稠油油藏的开采措施提供了一定的技术支持，提高了稠油油藏的开采速度和采收率。
Description
技术领域
本发明涉及油藏开发技术领域，特别涉及一种稠油油藏的开采措施的确定方法、装置及存储介质。
背景技术
在油藏的开发过程中，为了保持该油藏中油层的油层压力，往往会通过位于该油藏区域内的注水井向该油层进行注水，从而使该油层保持或恢复较高的油层压力，以使该油层有较强的驱动力，从而提高该油藏的开采速度和采收率。然而，在对油层进行注水以水驱的方式提高油层压力时，如果该油藏为稠油油藏，由于稠油的油水粘度比值较大，随着注水井的累积注水量的增大，注水井的注水压力会先升后降，且在稠油油藏开采的过程中，很容易出现油井的产量短暂稳升后，随注水井的累积注水量的增多而大幅下降的现象。甚至在稠油油藏开发的中后期，会因为累积注水量的增大而在油层中形成“大孔道”现象，导致出现严重的水窜，从而降低水驱效果，使该稠油油藏区域内油井的产量迅速下降。因此，在对稠油油藏进行注水开发的过程，亟需一种稠油油藏的开采措施的确定方法，提高稠油油藏的水驱效果，进而提高油井的产量。
发明内容
为了提高稠油油藏开采过程中，稠油油藏开采速度慢且采收率低的问题，本发明实施例提供了一种稠油油藏的开采措施的确定方法、装置及存储介质。所述技术方案如下：
第一方面，提供了一种稠油油藏的开采措施的确定方法，所述方法包括：
获取稠油油藏区域内注水井的历史注水资料和当前注水资料；
其中，所述历史注水资料包括历史实际注水压力和历史实际累积注水量，所述当前注水资料包括当前实际注水压力和当前实际累积注水量，所述历史注水资料为在注水开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期的注水资料；
基于所述注水井的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线；
基于所述第一注水曲线和所述当前注水资料确定所述稠油油藏的开采措施。
可选地，所述基于所述第一注水曲线和所述当前注水资料确定所述稠油油藏的开采措施，包括：
按照所述第一注水曲线的变化趋势，对所述第一注水曲线进行延伸，得到第二注水曲线；
从所述第二注水曲线中确定所述当前实际累积注水量对应的注水压力，并将确定的注水压力作为当前理论注水压力；
确定所述当前实际注水压力与所述当前理论注水压力之间的误差值；
当所述误差值小于第一预设数值时，基于所述当前实际累积注水量确定所述稠油油藏的开采措施。
可选地，所述按照所述第一注水曲线的变化趋势，对所述第一注水曲线进行延伸，得到第二注水曲线之后，还包括：
从所述第二注水曲线中确定所述当前实际注水压力对应的累积注水量，并将确定的累积注水量作为当前理论累积注水量；
相应地，所述基于所述当前实际累积注水量确定所述稠油油藏的开采措施，包括：
基于所述当前实际累积注水量和所述当前理论累积注水量确定所述稠油油藏的开采措施。
可选地，所述确定所述当前实际注水压力与所述当前理论注水压力之间的误差值之后，还包括：
当所述误差值大于第二预设数值时，获取当前时刻所述注水井对应的多口油井的动静态资料，所述动静态资料包括每口油井的实际日产液量和控制储量；
确定所述多口油井中的基准油井，所述基准油井是指所述稠油油藏中位于砂体沉积方向侧向的油井；
基于所述基准油井的实际日产液量和控制储量，以及所述多口油井中除所述基准油井之外的其他每口油井的控制储量，确定所述其他每口油井的理论日产液量；
从所述多口油井中除所述基准油井之外的其他油井中选择实际日产液量与理论日产液量不同的油井；
基于选择的油井的实际日产液量和理论日产液量确定所述稠油油藏的开采措施。
可选地，所述基于所述基准油井的实际日产液量和控制储量，以及所述多口油井中除所述基准油井之外的其他每口油井的控制储量，确定所述其他每口油井的理论日产液量，包括：
确定所述基准油井的实际日产液量与控制储量之间的产液量比值；
将所述产液量比值与所述其他每口油井的控制储量相乘，得到所述其他每口油井的理论日产液量。
可选地，所述确定所述当前实际注水压力与所述当前理论注水压力之间的误差值之后，还包括：
当所述误差值大于第二预设数值时，获取当前时刻所述注水井对应的多口油井中每口油井的实际含水率；
确定所述多口油井中每口油井的实际含水率的平均值；
从所述多口油井中选择实际含水率大于所述平均值的油井；
基于选择的油井的实际含水率，确定所述稠油油藏的开采措施。
第二方面，提供了一种稠油油藏的开采措施的确定装置，所述装置包括：
获取模块，用于获取稠油油藏区域内注水井的历史注水资料和当前注水资料；
其中，所述历史注水资料包括历史实际注水压力和历史实际累积注水量，所述当前注水资料包括当前实际注水压力和当前实际累积注水量，所述历史注水资料为在注水开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期的注水资料；
绘制模块，用于基于所述注水井的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线；
确定模块，用于基于所述第一注水曲线和所述当前注水资料确定所述稠油油藏的开采措施。
可选地，所述确定模块包括：
延伸单元，用于按照所述第一注水曲线的变化趋势，对所述第一注水曲线进行延伸，得到第二注水曲线；
第一确定单元，用于从所述第二注水曲线中确定所述当前实际累积注水量对应的注水压力，并将确定的注水压力作为当前理论注水压力；
第二确定单元，用于确定所述当前实际注水压力与所述当前理论注水压力之间的误差值；
第三确定单元，用于当所述误差值小于第一预设数值时，基于所述当前实际累积注水量确定所述稠油油藏的开采措施。
可选地，所述确定模块还包括：
第四确定单元，用于从所述第二注水曲线中确定所述当前实际注水压力对应的累积注水量，并将确定的累积注水量作为当前理论累积注水量；
相应地，所述第三确定单元还用于：
基于所述当前实际累积注水量和所述当前理论累积注水量确定所述稠油油藏的开采措施。
可选地，所述确定模块还包括：
第一获取单元，用于当所述误差值大于第二预设数值时，获取当前时刻所述注水井对应的多口油井的动静态资料，所述动静态资料包括每口油井的实际日产液量和控制储量；
第五确定单元，用于确定所述多口油井中的基准油井，所述基准油井是指所述稠油油藏中位于砂体沉积方向侧向的油井；
第六确定单元，用于基于所述基准油井的实际日产液量和控制储量，以及所述多口油井中除所述基准油井之外的其他每口油井的控制储量，确定所述其他每口油井的理论日产液量；
第一选择单元，用于从所述多口油井中除所述基准油井之外的其他油井中选择实际日产液量与理论日产液量不同的油井；
第七确定单元，用于基于选择的油井的实际日产液量和理论日产液量确定所述稠油油藏的开采措施。
可选地，所述第六确定单元主要用于：
确定所述基准油井的实际日产液量与控制储量之间的产液量比值；
将所述产液量比值与所述其他每口油井的控制储量相乘，得到所述其他每口油井的理论日产液量。
可选地，所述确定模块还包括：
第二获取单元，用于当所述误差值大于第二预设数值时，获取当前时刻所述注水井对应的多口油井中每口油井的实际含水率；
第八确定单元，用于确定所述多口油井中每口油井的实际含水率的平均值；
第二选择单元，用于从所述多口油井中选择实际含水率大于所述平均值的油井；
第九确定单元，用于基于选择的油井的实际含水率，确定所述稠油油藏的开采措施。
第三方面，提供了一种计算机可读存储介质，所述存储介质内存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述第一方面提供的任一所述的方法。
本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：本发明实施例中，通过获取注水在开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期的历史注水资料和当前注水资料，之后，基于历史注水资料包括的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线，并在第一注水曲线的基础上，基于当前注水资料确定稠油油藏的开采措施，从而为稠油油藏的开采措施提供了一定的技术支持，提高了稠油油藏的开采速度和采收率。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的第一种稠油油藏的开采措施的确定方法的流程示意图；
图2A是本发明实施例提供的第二种稠油油藏的开采措施的确定方法的流程示意图；
图2B是本发明实施例提供的一种注水井的第一注水曲线的示意图；
图3A是本发明实施例提供的第一种稠油油藏的开采措施的确定装置的结构示意图；
图3B是本发明实施例提供的第二种稠油油藏的开采措施的确定装置的结构示意图；
图3C是本发明实施例提供的第三种稠油油藏的开采措施的确定装置的结构示意图；
图3D是本发明实施例提供的第四种稠油油藏的开采措施的确定装置的结构示意图；
图3E是本发明实施例提供的第五种稠油油藏的开采措施的确定装置的结构示意图；
图4是本发明实施例提供的第六种稠油油藏的开采措施的确定装置的结构示意图。
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，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
为了便于理解，在对本发明实施方式作进一步地详细描述之前，先对本发明实施方式涉及的油层能量变化特点和能量转换特点，以及该油层在层流状态下注采压差与该油层的累积注水量之间的关系进行介绍。
首先，对该油层的能量变化特点和能量转换特点进行介绍。
该油层的能量变化特点，在通过该注水井对该稠油油藏中的油层进行注水时，假设该油层内的流体只有油和水，且油体、水体以及该油层的骨架均不可压缩，则可以基于流体的总质量、流体运移前的速度和运移后的速度、流体运移前的高程和运移后的高程、流体运移前的压力和运移后的压力、流体运移前摩擦阻力所做的功和运移后摩擦阻力所做的功、流体的密度，通过如下公式(1)描述该油层内的流体在运移前后的能量变化形式。
其中，在上述公式(1)中：M是指流体的总质量，μ1是指流体运移前的速度，μ2是指流体运移后的速度，z1是指流体运移前的高程，z2是指流体运移后的高程，P1是指流体运移前的压力，P2是指流体运移后的压力，hf1是指流体的运移速度为μ1时摩擦阻力所做的功，hf2是指流体的运移速度为μ2时摩擦阻力所做的功，ρ是指流体的密度，g是指重力加速度，取9.8米/平方秒。
在该油层内的流体发生运移前处于静止状态时，且运移前后不计高差的影响，则上述公式(1)可以简化为如下公式(2)：
其中，在上述公式(2)中，各参数的物理意义可以如上述公式(1)相应参数的物理意义。
由于该油层内的油体具有启动压差的特点，在达到启动压差以上部分的油体才可以发生运移，也即是，在油体运移时可能存在部分油体相对运移和部分油体相对静止的两种状态。此时，未发生相对运移的流体的速度为0，则对于发生相对运移的流体，可以基于总质量为M的流体中发生相对运移的流体的质量、流体运移后的速度、流体运移前的压力和运移后的压力、流体运移后摩擦阻力所做的功、流体的密度，通过如下公式(3)描述发生相对运移的流体的能量变化。
其中，在上述公式(3)中，m是指总质量为M的流体中发生相对运移的流体的质量，剩余各参数的物理意义可以如上述公式(1)中相应参数的物理意义。
对于上述公式(3)，也可以看作是当该油层中有部分流体发生相对运移时，运移的流体的动能、势能、摩擦损失能之和等于运移的流体在该油层中的静势能。
该油层的能量转换特点，对于该油层内的流体，由于该油层内油体发生水驱的动力只来源于水体，因此，水体的静势能先转换为油体静势能，再发生油体的流动，且在油水界面处，油体和水体产生等体积的运移。则可以基于油水界面处水体的质量和油体的质量、油水界面处发生运移前水体的压力、油水界面处发生运移后油体的压力、油体的运移速度、油体的运移时摩擦力所做的功、水体的密度和油体的密度，由上述公式(3)可知，可以通过如下公式(4)描述油体和水体的能量关系。
其中，在上述公式(4)中：mw是指油水界面处水体的质量，mo是指油水界面处油体的质量，Pw为是指油水界面处发生运移前水体的压力，Po是指油水界面处发生运移后油体的压力，μo是指油体的运移速度，hfo是指油体的运移速度为μo时摩擦力所做的功，ρw是指水体的密度，ρo是指油体的密度。
由于油体和水体产生等体积的运移，则mw/ρw＝mo/ρo＝V，代入上公式(4)，可以基于发生运移的油体的体积，通过如下公式(5)描述油体的动能关系。
其中，在上述公式(5)中，V是指油水界面处发生运移的油体的体积，剩余各参数意义可以如上述公式(4)中相应参数的意义。
由于在油水界面处，水体的弱连续性以及与油体类似的渗流特点，通过与确定油体的动能相似的方法，确定水体的动能可以通过如下公式(6)进行描述：
其中，在上述公式(6)中，各参数意义可以如上述公式(4)或公式(5)中相应参数的意义。
在该油层中当水体驱动油体发生运移时，由于油体和水体的粘度差异大，可以将水体驱动油体运移比作小阻力物体推动大阻力物体，油体和水体的粘度差值越大，油水界面的压差也越大。在水体驱动油体的过程中，由于油水界面之间的张力很小，因此，水体的动能与油体的动能之间的差值在大多数情况下大于油水界面之间的表面张力与水体渗流孔隙的截面积之间的乘积，从而很容易出现水体窜流的现象。
由于发生窜流的水体的压力、速度和摩擦阻力所做的功都是变量，因此，可以基于发生窜流的水体的质量、压力、速度和摩擦阻力所做的功，以及运移前水体的压力和水体的密度，通过如下公式(7)描述发生窜流的流体的能量转换关系。
其中，在上述公式(7)中，m′w是指发生窜流的水体的质量，υw是指发生窜流的水体的速度，Pw′是指发生窜流的水体的压力，h′fw流是指发生窜流的水体的摩擦力所做的功，剩余各参数的意义可以如上述公式(4)中相应参数的意义。
进一步地，基于发生窜流的水体的磨阻系数、流经孔道的长度、流经孔道的孔径，以及发生窜流的水体的质量和速度，按照如下公式(8)描述发生窜流的水体的摩擦力所做的功，进而联合上述公式(7)和如下公式(8)，确定发生窜流的水体的压力的表达公式(9)。
其中，在上述公式(8)中，λ是指发生窜流的水体的磨阻系数，L是指发生窜流的水体的流经孔道的长度，D是指窜流流体流经孔道的孔径，g是指重力加速度，剩余各参数意义可以如上述公式(7)中相应参数的意义。在上述公式(9)中，各参数意义可以如上述公式(7)或公式(8)中相应参数的意义。
从上述公式(9)可以看出发生窜流的水体的压力为轨迹方向向下且值域在(Po，Pw)的抛物线方程。所以窜流的形态为：在较高压力作用下，部分水体形成驱油作用差的窜流，然后衰变呈与油体同步的层流。若水体连续，又因油水导压能力的差异，水体能较快速地积蓄能量形成再次的窜流。因此在稠油油藏的注水开发期，油层见水后，含水波动大，甚至出现“断塞”的现象，从而导致现场取样不准，取样数据的分析导致出现错误判断的现象。
最后，对该油层处于层流状态时，注采压差与该油层的累积注水量之间的关系进行介绍。
在该油层内的流体处于层流状态时，对于位于该油层内的任一口油井，可以基于该油层的渗透率、该油层的有效厚度、该油层的供给边缘压力、该油井的油井流动压力、该油层的供给边缘半径、该油层中油水分界面的圆形半径和该油井井筒的半径，按照如下公式(10)，确定该油井的日产油量：
其中，在上述公式(10)中，q是指该油井的日产油量；k是指该油层的渗透率，h是指该油层的有效厚度，pe是指该油层的供给边缘压力，pi是指该油井的油井流动压力，μw是指该油层中水体的粘度，μo是指该油层中油体的粘度，Re是指该油层的供给边缘半径，Ro是指该油层中油水分界面的圆形半径，Rw是指该油井井筒的半径，π是指常数，取3.14。
由于稠油油层中油体的粘度远大于水体的粘度，且该油层中油水分界面的圆形半径与该油井井筒的半径之间的比值远大于该油层的供给边缘半径与该油层中油水分界面的圆形半径之间的比值，因此，可以将上述公式(10)简化为如下公式(11)：
其中，在上述公式(11)中，各参数意义可以如上述公式(10)中相应参数的意义。
假设该油层中水体驱动油体的径向运移为圆柱形，则可以按照如下公式(12)确定向该油层注入水的累积注水量。
Qw＝π×(Re-Ro)2×h×φ (12)
其中，在上述公式(12)中，Qw是指向该油层注入水的累积注水量，φ是指该油层的孔隙度，剩余参数意义可以如上述公式(11)中相应参数的意义。
进一步地，联合上述公式(11)和公式(12)可以得出如下公式(13)：
其中，在上述公式(13)中，各参数意义可以如上述公式(11)或公式(12)中相应参数的意义。
由上述公式(13)可以看出，在油井的日产油量q和油井流动压力pi稳定的情况下，供给边缘压力pe与累积注水量Qw平方根近似于对数关系，累积注水量Qw增大，供给边缘压力pe下降。
图1是本发明实施例提供的一种稠油油藏的开采措施的确定的方法的流程示意图。参见图1，该方法包括如下步骤。
步骤101：获取稠油油藏区域内注水井的历史注水资料和当前注水资料。
其中，历史注水资料包括历史实际注水压力和历史实际累积注水量，当前注水资料包括当前实际注水压力和当前实际累积注水量，历史注水资料为在注水开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期的注水资料。
步骤102：基于该注水井的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线。
步骤103：基于第一注水曲线和当前注水资料确定该稠油油藏的开采措施。
本发明实施例中，通过获取注水在开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期的历史注水资料和当前注水资料，之后，基于历史注水资料包括的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线，并在第一注水曲线的基础上，基于当前注水资料确定稠油油藏的开采措施，从而为稠油油藏的开采措施提供了一定的技术支持，提高了稠油油藏的开采速度和采收率。
可选地，基于第一注水曲线和当前注水资料确定该稠油油藏的开采措施，包括：
按照第一注水曲线的变化趋势，对第一注水曲线进行延伸，得到第二注水曲线；
从第二注水曲线中确定当前实际累积注水量对应的注水压力，并将确定的注水压力作为当前理论注水压力；
确定当前实际注水压力与当前理论注水压力之间的误差值；
当该误差值小于第一预设数值时，基于当前实际累积注水量确定该稠油油藏的开采措施。
可选地，按照第一注水曲线的变化趋势，对第一注水曲线进行延伸，得到第二注水曲线之后，还包括：
从第二注水曲线中确定当前实际注水压力对应的累积注水量，并将确定的累积注水量作为当前理论累积注水量；
相应地，基于当前实际累积注水量确定该稠油油藏的开采措施，包括：
基于当前实际累积注水量和当前理论累积注水量确定该稠油油藏的开采措施。
可选地，确定当前实际注水压力与当前理论注水压力之间的误差值之后，还包括：
当该误差值大于第二预设数值时，获取当前时刻该注水井对应的多口油井的动静态资料，该动静态资料包括每口油井的实际日产液量和控制储量；
确定该多口油井中的基准油井，基准油井是指该稠油油藏中位于砂体沉积方向侧向的油井；
基于基准油井的实际日产液量和控制储量，以及该多口油井中除基准油井之外的其他每口油井的控制储量，确定其他每口油井的理论日产液量；
从该多口油井中除基准油井之外的其他油井中选择实际日产液量与理论日产液量不同的油井；
基于选择的油井的实际日产液量和理论日产液量确定该稠油油藏的开采措施。
可选地，基于基准油井的实际日产液量和控制储量，以及该多口油井中除基准油井之外的其他每口油井的控制储量，确定其他每口油井的理论日产液量，包括：
确定基准油井的实际日产液量与控制储量之间的产液量比值；
将该产液量比值与其他每口油井的控制储量相乘，得到其他每口油井的理论日产液量。
可选地，确定当前实际注水压力与当前理论注水压力之间的误差值之后，还包括：
当该误差值大于第二预设数值时，获取当前时刻该注水井对应的多口油井中每口油井的实际含水率；
确定该多口油井中每口油井的实际含水率的平均值；
从该多口油井中选择实际含水率大于平均值的油井；
基于选择的油井的实际含水率，确定该稠油油藏的开采措施。
上述所有可选技术方案，均可按照任意结合形成本发明的可选实施例，本发明实施例对此不再一一赘述。
图2A是本发明实施例提供的一种稠油油藏的开采措施的确定方法的流程示意图。参见图2A，该方法包括如下步骤。
步骤201：获取稠油油藏区域内注水井的历史注水资料和当前注水资料。
其中，历史注水资料包括历史实际注水压力和历史实际累积注水量，当前注水资料包括当前实际注水压力和当前实际累积注水量，历史注水资料为在注水开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期的注水资料。
由上述注水井的供给边缘压力与该油层的累积注水量之间的关系可知，该油层的供给边缘压力，也即是该注水井的注水井底压力与该注水井的累积注水量的平方根近似呈对数关系。因此，在通过注水井向该稠油油藏的油层注水时，可以获取该注水井的注水井底压力和累积注水量。另外，由于该注水井的注水井底压力与该注水井的注水压力呈正比关系，可以确定该注水井的注水压力与累积注水量的平方根也呈对数关系，因此，为了便于对该注水井注水资料的采集，也可以获取该注水井的注水压力。其中，注水压力可以是指该注水井的井口压力。
需要说明的是，由于在该注水井的注水开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期，该油层内累积注水量较少，不易发生水窜。此阶段，可以认为该油层内水体对于油体的水驱效果较好，因此，可以获取此阶段内该注水井的注水资料，并将获取的注水资料作为该注水井的历史注水资料。
步骤202：基于该注水井的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线。
基于获取到的该注水井的历史注水资料，以该注水井的历史实际注水压力为纵轴，以该注水井的历史实际累积注水量为横轴绘制该注水井的第一注水曲线。当然，也可以以该注水井的历史实际累积注水量为纵轴，以该注水井的历史实际注水压力为横轴绘制该注水井的第一注水曲线，本发明实施例对此不做限定。
其中，对于第一注水曲线，可以对每个历史实际注水压力和对应的历史实际累积注水量构成的每个历史注水点进行对数曲线拟合，确定出该注水井的第一注水曲线。当然，也可以通过其他方法确定该注水井的第一注水曲线，本发明实施例对此不做限定。第一注水曲线用于反应在该注水井的注水开发初期或采取注采矛盾治理措施的生产初期的注水曲线。
比如，参见图2B，该注水井的历史注水资料包括16个历史注水点，对这16个注水点进行对数曲线拟合后得到的第一注水曲线所在的方程为y＝-1.9406ln(x)+6.4127。其中，x是指该注水井的累积注水量，y是指该注水井的注水压力。
在确定了该注水井的第一注水曲线后，由于第一注水曲线为该油层的水驱效果较好阶段的注水曲线，因此，可以基于第一注水曲线和当前注水资料确定该稠油油藏的开采措施。具体地，可以按照如下步骤203-步骤206实现。
步骤203：按照第一注水曲线的变化趋势，对第一注水曲线进行延伸，得到第二注水曲线。
由于第一注水曲线是基于该注水井的历史注水资料进行绘制，也即是第一注水曲线可能不能反映当前时刻的当前实际注水压力与当前实际累积注水量。因此，为了能够准确在第一注水曲线的基础上确定当前时刻该稠油油藏的开采措施，可以按照第一注水曲线的变化趋势，对第一注水曲线进行延伸，以得到可以反映当前时刻的当前实际注水压力和当前实际累积注水量的第二注水曲线。
其中，由上述步骤201可知，该注水井的注水压力与累积注水量也呈对数关系，也即是该注水井的注水压力与累积注水量之间的关系曲线呈对数曲线，因此，可以按照对数曲线的变化趋势对第一注水曲线进行延伸。
继续上述举例，可以对第一注水曲线沿所在的对数曲线方程的变化趋势进行延伸，从而得到第二注水曲线。
步骤204：从第二注水曲线中确定当前实际累积注水量对应的注水压力，并将确定的注水压力作为当前理论注水压力。
对于延伸得到的第二注水曲线，可以从第二注水曲线上确定当前实际累积注水量对应的第一理论注水点，进而基于第一理论注水点作平行于横轴的直线，并将该直线与纵轴的交点对应的数值确定为当前实际累积注水量对应的注水压力，并将当前实际累积注水量对应的注水压力确定为当前理论注水压力。
进一步地，对于延伸得到的第二注水曲线，还可以从第二注水曲线中确定当前实际注水压力对应的累积注水量，并将确定的累积注水量作为当前理论累积注水量。
具体地，可以从第二注水曲线上确定当前实际注水压力对应的第二理论注水点，进而基于第二理论注水点作平行于纵轴的直线，并将该直线与横轴的交点对应的数值确定为当前实际注水压力对应的累积注水量，并将当前实际注水压力对应的累积注水量确定为当前理论累积注水量。
步骤205：确定当前实际注水压力与当前理论注水压力之间的误差值。
具体地，对于上述步骤204确定得到的当前实际注水压力和当前理论注水压力，可以确定当前实际注水压力和当前理论注水压力之间的差值，并将该差值与当前理论注水压力之间比值确定为当前实际注水压力与当前理论注水压力之间的误差值。
步骤206：当该误差值小于第一预设数值时，基于当前实际累积注水量确定该稠油油藏的开采措施。
当通过上述步骤205确定的误差值小于第一预设数值时，当前时刻的实际注水点位于第二注水曲线的下方，表明当前时刻水体对油体的水驱效果不太好。此时，可以确定在当前实际注水压力下当前实际累积注水量偏小，因此，可以增大该注水井的日注水量，以使当前时刻的实际注水点靠近第二注水曲线，从而提高该油层中水体对油体的水驱效果，以提高该稠油油藏的开采速度和采收率。
其中，第一预设数值可以预先进行设置，比如，第一预设数值可以为-8％、-10％或-12％等，本发明实施例对此不做限定。
需要说明的是，在通过上述步骤204确定了当前实际注水压力对应的当前理论累积注水量时，还可以基于当前实际累积注水量和当前理论累积注水量确定该稠油油藏的开采措施。
由于当前实际累积注水量小于当前理论累积注水量，在确定了当前理论累积注水量后，可以确定当前实际累积注水量与当前理论累积注水量之间的差值，进而基于该差值增大该注水井的日注水量，从而可以更快速的提高该稠油油藏的开采速度和采收率。避免因该注水井的累积注水量增长无对比依据，导致可能大于当前理论累积注水量，从而影响该稠油油藏的开采速度和采收率。
进一步地，当通过上述步骤205确定的误差值大于第二预设数值时，当前时刻的实际注水点位于第二注水曲线的上方，表明在当前实际注水压力下当前实际累积注水量偏大。此时，可以基于该注水井对应的多口油井中每口油井的实际日产液量和控制储量确定该稠油油藏的开采措施，或者基于该多口油井中每口油井的实际含水率确定该稠油油藏的开采措施。接下来，分别对这两种情况进行详细说明。
其中，第二预设数值可以预先进行设置，比如，第二预设数值可以为8％、10％或12％等，本发明实施例对此不做限定。该多口油井是指用于开采该注水井注水的油层的油井。
第一种情况，基于该注水井对应的多口油井中每口油井的实际日产液量和控制储量确定该稠油油藏的开采措施。具体地，可以按照如下步骤(1)-(5)实现。
(1)、获取当前时刻该注水井对应的多口油井的动静态资料，该动静态资料包括每口油井的实际日产液量和控制储量。
在通过该注水井对应的多口油井对该稠油油藏进行开采时，为了保证该稠油油藏的开采速度以及采收率，可以保持该稠油油藏中油层的油水界面均匀推进，也即是，该多口油井中每口油井的实际日产液量与控制储量成正比。因此，在确定该稠油油藏的开采措施时，可以获取每口油井的升级日产液量和控制储量，并将每口油井的实际日产液量和控制储量确定为该多口油井的动静态资料。
(2)、确定该多口油井中的基准油井，基准油井是指该稠油油藏中位于砂体沉积方向侧向的油井。
为了提高该多口油井的对于该稠油油藏的整体开采速度和采收率，可以从该多口油井中选择基准油井，基准油井可以是指该稠油油藏中位于砂体沉积方向侧向的油井，也即是渗透率较差的油井。当然，基准油井也可以是对于在当前时刻之前采取的开采措施，实际日产液量的增长量较小的油井，也即是该多口油井中水驱效果较差的油井或者物性较差且产液量较低的油井。
(3)、基于基准油井的实际日产液量和控制储量，以及该多口油井中除基准油井之外的其他每口油井的控制储量，确定其他每口油井的理论日产液量。
具体地，在确定了该多口油井中的基准油井后，可以确定基准油井的实际日产液量与控制储量之间的产液量比值；并将该产液量比值与其他每口油井的控制储量相乘，得到其他每口油井的理论日产液量。
(4)、从该多口油井中除基准油井之外的其他油井中选择实际日产液量与理论日产液量不同的油井。
对于其他每口油井的实际日产液量和理论日产液量，为了保证其他每口油井对应的油层中的油水界面均匀向前推进，每口油井的实际日产液量可以与理论日产液量相同，或者实际日产液量与理论日产液量之间的误差值的绝对值较小。因此，为了提高该多口油井对该稠油油藏的开采速度和采收率，可以从其他每口油井中选择实际日产液量与理论日产液量不同的油井，或者实际日产液量与理论日产液量之间的误差值的绝对值大于第三预设数值的油井，对于选择的油井中的每口油井对应油层中的油水界面处于非均匀向前推进状态。其中，第三预设数值可以预先进行设置，比如，第三预设数值可以为3％、5％或8％等，本发明实施例对此不做限定。
需要说明的是，由于当前时刻的实际注水点位于第二注水曲线的上方，此时表明当前的实际注水压力大于当前理论注水压力、当前实际累积注水量大于当前理论累积注水量，此时，还可以通过提高该多口油井的日产液量，降低该多口油井的动液面，使该注水井的当前实际注水压力下降。因此，对于其他每口油井，还可以选择实际日产液量小于理论日产液量的油井。
(5)、基于选择的油井的实际日产液量和理论日产液量确定该稠油油藏的开采措施。
对于上述步骤(4)选择出的油井，可以基于选择的油井的实际日产液量与理论日产液量之间的大小关系确定该稠油油藏的开采措施，从而保证选择的油井的实际日产液量与理论日产液量相同，或者实际日产液量与理论日产液量之间的误差值的绝对值小于第三预设数值。比如，当选择的油井的实际日产液量大于理论日产液量时，可以降低选择的油井的冲次，以降低选择的油井的实际日产液量；当选择的油井的实际日产液量小于理论日产液量时，可以提高选择的油井的冲次，以增大选择的油井的实际日产液量。
第二种情况，基于该多口油井中每口油井的实际含水率确定该稠油油藏的开采措施。具体地，可以按照如下步骤(1)-(4)实现。
(1)、获取当前时刻该注水井对应的多口油井中每口油井的实际含水率。
在该多口油井对该稠油油藏进行开采的过程中，当该多口油井中任一油井的实际含水率较大时，表明该注水井对该油层的注入水大部分流向该油井。此时，该油井在该油层中对应的供给边缘压力过大，可能发生水窜现象。因此，为了了解该多口油井中每口油井的生产状况，可以获取当前时刻该多口油井中每口油井的实际含水率。
(2)、确定该多口油井中每口油井的实际含水率的平均值。
在该注水井对该油层进行注水的过程中，对于每口油井，该油层中的注入水沿油水界面均匀推进，每口油井的实际含水率基本相同。因此，可以对每口油井的实际含水率进行求平均值，以确定该多口油井的实际含水率的平均值，该平均值可以表示在每口油井的实际含水率基本相同时的实际含水率。
(3)、从该多口油井中选择实际含水率大于平均值的油井。
由于油井的实际含水率较高时，该油井在该油层中对应的供给边缘压力过大，可能发生水窜现象。因此，可以从该多口油井中选择实际含水率大于平均值的油井，或者选择实际含水率与平均值之间的误差值大于第三预设数值的实际日产液量对应的油井。此时，可以认为选择的油井的实际含水率较高，可能存在发生水窜的现象。
(4)、基于选择的油井的实际含水率，确定该稠油油藏的开采措施。
由于选择的油井在该油层中对应的供给边缘压力过大，此时，可以基于选择的油井的实际含水率，降低选择的油井的冲次，以提高选择的油井的动液面，进而降低该油层中的注入水锥进选择的油井的趋势，提高该多口油井对该稠油油藏的开采速度和采收率。
比如，对于109-1开发区域，该区域的原油粘度81.5兆帕*秒，油层突进系数2.3-4.4，2001年开始对该区域的油层进行注水，下半年开始实施稠油油藏的调控措施。开始把顺着该区域砂体沉积方向上的油井动液面控制在800米，把在该区域砂体沉积方向的侧向或垂直方向的油井动液面控制在1200米，基于该区域内注水井的注水曲线，以及油井的实际日产液量和实际含水率进行调控。
在该区域内基于注水井的注水曲线，以及该注水井对应的多口油井的实际日产液量和实际含水率实施了近4年的调控。在该区域内油井的产量的自然递减由14.88％下降到5.41％，油井的产量相对增产了3.29万吨，该区域内的吸水厚度由51.1％上升到61.5％，增加了10.4％的可采储量，该区域的开发效果优于同类区域。
本发明实施例中，通过获取注水在开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期的历史注水资料和当前注水资料，之后，基于历史注水资料包括的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线，并在第一注水曲线的基础上，确定当前实际累积注水量对应的当前理论注水压力。当当前实际注水压力与当前理论注水压力之间的误差值小于第一预设数值时，增大该注水井的日注水量，以提高该稠油油藏的开采速度和采收率。当当前实际注水压力与当前理论注水压力之间的误差值大于第二预设数值时，可以获取该注水井对应的多口油井中的动静态资料，或每口油井的实际含水率，进而基于该多口油井的动静态资料确定该稠油油藏的开采措施，或者基于每口油井的实际含水率确定该稠油油藏的开采措施，从而为稠油油藏的开采措施提供了一定的技术支持，提高了稠油油藏的开采速度和采收率，避免基于油水井的现场资料难以确定油层是否发生水窜，进而难以确定稠油油藏更为准确的开采措施的现象。
图3A是本发明实施例提供的一种稠油油藏的开采措施的确定装置的结构示意图。参见图3A，该装置包括：
获取模块301，用于获取稠油油藏区域内注水井的历史注水资料和当前注水资料；
其中，历史注水资料包括历史实际注水压力和历史实际累积注水量，当前注水资料包括当前实际注水压力和当前实际累积注水量，历史注水资料为在注水开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期的注水资料；
绘制模块302，用于基于该注水井的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线；
确定模块303，用于基于第一注水曲线和当前注水资料确定该稠油油藏的开采措施。
可选地，参见图3B，确定模块303包括：
延伸单元30301，用于按照第一注水曲线的变化趋势，对第一注水曲线进行延伸，得到第二注水曲线；
第一确定单元30302，用于从第二注水曲线中确定当前实际累积注水量对应的注水压力，并将确定的注水压力作为当前理论注水压力；
第二确定单元30303，用于确定当前实际注水压力与当前理论注水压力之间的误差值；
第三确定单元30304，用于当该误差值小于第一预设数值时，基于当前实际累积注水量确定该稠油油藏的开采措施。
可选地，参见图3C，确定模块303还包括：
第四确定单元30305，用于从第二注水曲线中确定当前实际注水压力对应的累积注水量，并将确定的累积注水量作为当前理论累积注水量；
相应地，第三确定单元30304还用于：
基于当前实际累积注水量和当前理论累积注水量确定该稠油油藏的开采措施。
可选地，参见图3D，确定模块303还包括：
第一获取单元30306，用于当该误差值大于第二预设数值时，获取当前时刻该注水井对应的多口油井的动静态资料，该动静态资料包括每口油井的实际日产液量和控制储量；
第五确定单元30307，用于确定该多口油井中的基准油井，基准油井是指该稠油油藏中位于砂体沉积方向侧向的油井；
第六确定单元30308，用于基于基准油井的实际日产液量和控制储量，以及该多口油井中除基准油井之外的其他每口油井的控制储量，确定其他每口油井的理论日产液量；
第一选择单元30309，用于从该多口油井中除基准油井之外的其他油井中选择实际日产液量与理论日产液量不同的油井；
第七确定单元30310，用于基于选择的油井的实际日产液量和理论日产液量确定该稠油油藏的开采措施。
可选地，第六确定单元30308主要用于：
确定基准油井的实际日产液量与控制储量之间的产液量比值；
将该产液量比值与其他每口油井的控制储量相乘，得到其他每口油井的理论日产液量。
可选地，参见图3E，确定模块303还包括：
第二获取单元30311，用于当该误差值大于第二预设数值时，获取当前时刻该注水井对应的多口油井中每口油井的实际含水率；
第八确定单元30312，用于确定该多口油井中每口油井的实际含水率的平均值；
第二选择单元30313，用于从该多口油井中选择实际含水率大于平均值的油井；
第九确定单元30314，用于基于选择的油井的实际含水率，确定该稠油油藏的开采措施。
本发明实施例中，通过获取注水在开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期的历史注水资料和当前注水资料，之后，基于历史注水资料包括的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线，并在第一注水曲线的基础上，基于当前注水资料确定稠油油藏的开采措施，从而为稠油油藏的开采措施提供了一定的技术支持，提高了稠油油藏的开采速度和采收率。
需要说明的是：上述实施例提供的稠油油藏的开采措施的确定装置在确定稠油油藏的开采措施时，仅以上述各功能模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块完成，即将设备的内部结构划分成不同的功能模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。另外，上述实施例提供的稠油油藏的开采措施的确定装置与稠油油藏的开采措施的确定方法实施例属于同一构思，其具体实现过程详见方法实施例，这里不再赘述。
图4示出了本发明实施例提供的终端400的结构框图。该终端400可以是：智能手机、平板电脑、笔记本电脑或台式电脑。终端400还可能被称为用户设备、便携式终端、膝上型终端、台式终端等其他名称。参见图4，终端400可以包括处理器401和存储器402。
处理器401可以包括一个或多个处理核心，比如4核心处理器、8核心处理器等。处理器401可以采用DSP(Digital Signal Processing，数字信号处理)、FPGA(Field－Programmable Gate Array，现场可编程门阵列)、PLA(Programmable Logic Array，可编程逻辑阵列)中的至少一种硬件形式来实现。处理器401也可以包括主处理器和协处理器，主处理器是用于对在唤醒状态下的数据进行处理的处理器，也称CPU(Central ProcessingUnit，中央处理器)；协处理器是用于对在待机状态下的数据进行处理的低功耗处理器。在一些实施例中，处理器401可以在集成有GPU(Graphics Processing Unit，图像处理器)，GPU用于负责显示屏所需要显示的内容的渲染和绘制。一些实施例中，处理器401还可以包括AI(Artificial Intelligence，人工智能)处理器，该AI处理器用于处理有关机器学习的计算操作。
存储器402可以包括一个或多个计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质可以是非暂态的。存储器402还可包括高速随机存取存储器，以及非易失性存储器，比如一个或多个磁盘存储设备、闪存存储设备。在一些实施例中，存储器402中的非暂态的计算机可读存储介质用于存储至少一个指令，该至少一个指令用于被处理器401所执行以实现本申请中方法实施例提供的一种稠油油藏的开采措施的确定方法。
在一些实施例中，终端400还可选包括有：外围设备接口403和至少一个外围设备。处理器401、存储器402和外围设备接口403之间可以通过总线或信号线相连。各个外围设备可以通过总线、信号线或电路板与外围设备接口403相连。具体地，外围设备包括：射频电路404、显示屏405、定位组件406和电源407中的至少一种。
外围设备接口403可被用于将I/O(Input/Output，输入/输出)相关的至少一个外围设备连接到处理器401和存储器402。在一些实施例中，处理器401、存储器402和外围设备接口403被集成在同一芯片或电路板上；在一些其他实施例中，处理器401、存储器402和外围设备接口403中的任意一个或两个可以在单独的芯片或电路板上实现，本实施例对此不加以限定。
射频电路404用于接收和发射RF(Radio Frequency，射频)信号，也称电磁信号。射频电路404通过电磁信号与通信网络以及其他通信设备进行通信。射频电路404将电信号转换为电磁信号进行发送，或者，将接收到的电磁信号转换为电信号。可选地，射频电路404包括：天线系统、RF收发器、一个或多个放大器、调谐器、振荡器、数字信号处理器、编解码芯片组、用户身份模块卡等等。射频电路404可以通过至少一种无线通信协议来与其它终端进行通信。该无线通信协议包括但不限于：万维网、城域网、内联网、各代移动通信网络(2G、3G、4G及5G)、无线局域网和/或WiFi(Wireless Fidelity，无线保真)网络。在一些实施例中，射频电路404还可以包括NFC(Near Field Communication，近距离无线通信)有关的电路，本申请对此不加以限定。
显示屏405用于显示UI(User Interface，用户界面)。该UI可以包括图形、文本、图标、视频及其它们的任意组合。当显示屏405是显示屏时，显示屏405还具有采集在显示屏405的表面或表面上方的触摸信号的能力。该触摸信号可以作为控制信号输入至处理器401进行处理。此时，显示屏405还可以用于提供虚拟按钮和/或虚拟键盘，也称软按钮和/或软键盘。在一些实施例中，显示屏405可以为一个，设置终端400的前面板；在另一些实施例中，显示屏405可以为至少两个，分别设置在终端400的不同表面或呈折叠设计；在再一些实施例中，显示屏405可以是柔性显示屏，设置在终端400的弯曲表面上或折叠面上。甚至，显示屏405还可以设置成非矩形的不规则图形，也即异形屏。显示屏405可以采用LCD(LiquidCrystal Display，液晶显示屏)、OLED(Organic Light-Emitting Diode,有机发光二极管)等材质制备。
定位组件406用于定位终端400的当前地理位置，以实现导航或LBS(LocationBased Service，基于位置的服务)。定位组件406可以是基于美国的GPS(GlobalPositioning System，全球定位系统)、中国的北斗系统或俄罗斯的伽利略系统的定位组件。
电源407用于为终端400中的各个组件进行供电。电源407可以是交流电、直流电、一次性电池或可充电电池。当电源407包括可充电电池时，该可充电电池可以是有线充电电池或无线充电电池。有线充电电池是通过有线线路充电的电池，无线充电电池是通过无线线圈充电的电池。该可充电电池还可以用于支持快充技术。
本领域技术人员可以理解，图4中示出的结构并不构成对终端400的限定，可以包括比图示更多或更少的组件，或者组合某些组件，或者采用不同的组件布置。
在上述实施例中，还提供了一种包括指令的非暂态的计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质用于存储至少一个指令，该至少一个指令用于被处理器所执行以实现上述图1或图2A所示实施例提供的方法。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成，也可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，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)
1.一种稠油油藏的开采措施的确定方法，其特征在于，所述方法包括：
获取稠油油藏区域内注水井的历史注水资料和当前注水资料；
其中，所述历史注水资料包括历史实际注水压力和历史实际累积注水量，所述当前注水资料包括当前实际注水压力和当前实际累积注水量，所述历史注水资料为在注水开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期的注水资料；
基于所述注水井的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线；
基于所述第一注水曲线和所述当前注水资料确定所述稠油油藏的开采措施；
其中所述基于所述第一注水曲线和所述当前注水资料确定所述稠油油藏的开采措施，包括：
按照所述第一注水曲线的变化趋势，对所述第一注水曲线进行延伸，得到第二注水曲线；其中，所述得到第二注水曲线包括：对所述第一注水曲线沿所在的对数曲线方程的变化趋势进行延伸，从而得到所述第二注水曲线；
从所述第二注水曲线中确定所述当前实际累积注水量对应的注水压力，并将确定的注水压力作为当前理论注水压力；
确定所述当前实际注水压力与所述当前理论注水压力之间的误差值；
当所述误差值小于第一预设数值时，基于所述当前实际累积注水量确定所述稠油油藏的开采措施。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述按照所述第一注水曲线的变化趋势，对所述第一注水曲线进行延伸，得到第二注水曲线之后，还包括：
从所述第二注水曲线中确定所述当前实际注水压力对应的累积注水量，并将确定的累积注水量作为当前理论累积注水量；
相应地，所述基于所述当前实际累积注水量确定所述稠油油藏的开采措施，包括：
基于所述当前实际累积注水量和所述当前理论累积注水量确定所述稠油油藏的开采措施。
3.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述确定所述当前实际注水压力与所述当前理论注水压力之间的误差值之后，还包括：
当所述误差值大于第二预设数值时，获取当前时刻所述注水井对应的多口油井的动静态资料，所述动静态资料包括每口油井的实际日产液量和控制储量；
确定所述多口油井中的基准油井，所述基准油井是指所述稠油油藏中位于砂体沉积方向侧向的油井；
基于所述基准油井的实际日产液量和控制储量，以及所述多口油井中除所述基准油井之外的其他每口油井的控制储量，确定所述其他每口油井的理论日产液量；
从所述多口油井中除所述基准油井之外的其他油井中选择实际日产液量与理论日产液量不同的油井；
基于选择的油井的实际日产液量和理论日产液量确定所述稠油油藏的开采措施。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述基于所述基准油井的实际日产液量和控制储量，以及所述多口油井中除所述基准油井之外的其他每口油井的控制储量，确定所述其他每口油井的理论日产液量，包括：
确定所述基准油井的实际日产液量与控制储量之间的产液量比值；
将所述产液量比值与所述其他每口油井的控制储量相乘，得到所述其他每口油井的理论日产液量。
5.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述确定所述当前实际注水压力与所述当前理论注水压力之间的误差值之后，还包括：
当所述误差值大于第二预设数值时，获取当前时刻所述注水井对应的多口油井中每口油井的实际含水率；
确定所述多口油井中每口油井的实际含水率的平均值；
从所述多口油井中选择实际含水率大于所述平均值的油井；
基于选择的油井的实际含水率，确定所述稠油油藏的开采措施。
6.一种稠油油藏的开采措施的确定装置，其特征在于，所述装置包括：
获取模块，用于获取稠油油藏区域内注水井的历史注水资料和当前注水资料；
其中，所述历史注水资料包括历史实际注水压力和历史实际累积注水量，所述当前注水资料包括当前实际注水压力和当前实际累积注水量，所述历史注水资料为在注水开发初期或采取注采矛盾治理措施后的生产初期的注水资料；
绘制模块，用于基于所述注水井的历史实际注水压力和历史实际累积注水量绘制第一注水曲线；
确定模块，用于基于所述第一注水曲线和所述当前注水资料确定所述稠油油藏的开采措施；
其中所述确定模块包括：
延伸单元，用于按照所述第一注水曲线的变化趋势，对所述第一注水曲线进行延伸，得到第二注水曲线；其中，所述得到第二注水曲线包括：对所述第一注水曲线沿所在的对数曲线方程的变化趋势进行延伸，从而得到所述第二注水曲线；
第一确定单元，用于从所述第二注水曲线中确定所述当前实际累积注水量对应的注水压力，并将确定的注水压力作为当前理论注水压力；
第二确定单元，用于确定所述当前实际注水压力与所述当前理论注水压力之间的误差值；
第三确定单元，用于当所述误差值小于第一预设数值时，基于所述当前实际累积注水量确定所述稠油油藏的开采措施。
7.如权利要求6所述的装置，其特征在于，所述确定模块还包括：
第四确定单元，用于从所述第二注水曲线中确定所述当前实际注水压力对应的累积注水量，并将确定的累积注水量作为当前理论累积注水量；
相应地，所述第三确定单元还用于：
基于所述当前实际累积注水量和所述当前理论累积注水量确定所述稠油油藏的开采措施。
8.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述存储介质内存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1-5任一所述的方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201711459747.3A CN109978303B (zh) | 2017-12-28 | 2017-12-28 | 稠油油藏的开采措施的确定方法、装置及存储介质 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201711459747.3A CN109978303B (zh) | 2017-12-28 | 2017-12-28 | 稠油油藏的开采措施的确定方法、装置及存储介质 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109978303A CN109978303A (zh) | 2019-07-05 |
| CN109978303B true CN109978303B (zh) | 2021-07-02 |
Family
ID=67074688
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201711459747.3A Active CN109978303B (zh) | 2017-12-28 | 2017-12-28 | 稠油油藏的开采措施的确定方法、装置及存储介质 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109978303B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113220742A (zh) * | 2021-05-08 | 2021-08-06 | 施耀凯 | 一种水驱油藏开发效果综合评价方法 |
| CN115405273B (zh) * | 2021-05-27 | 2023-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于集成学习的稠油多介质吞吐智能开采方法及装置 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101196108A (zh) * | 2008-01-01 | 2008-06-11 | 林东维 | 水驱砂岩油藏间歇注采的分段扰动方法 |
| CN101457639A (zh) * | 2008-12-31 | 2009-06-17 | 大庆油田有限责任公司 | 一种利用指示曲线测调油田注水井方法 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101818620B (zh) * | 2010-04-26 | 2013-04-10 | 徐萍 | 一种最大油藏接触井型开采方法 |
| CN105719097A (zh) * | 2016-01-27 | 2016-06-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 缝洞型油藏动态分析与注水管理系统 |
| CN105804713B (zh) * | 2016-04-01 | 2018-03-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种快速确定注水井各小层井口注水启动压力的方法 |
| CN106097120B (zh) * | 2016-06-14 | 2019-07-12 | 西南石油大学 | 一种水驱油藏天然水侵、注水与开采平衡状态的确定方法 |
| CN113090236A (zh) * | 2017-01-11 | 2021-07-09 | 西南石油大学 | 碳酸盐岩油藏双溶洞储集体注水指示曲线解释模型 |
| CN106677750B (zh) * | 2017-01-11 | 2019-09-20 | 西南石油大学 | 碳酸盐岩油藏溶洞-裂缝储集体注水指示曲线解释模型 |
-
2017
- 2017-12-28 CN CN201711459747.3A patent/CN109978303B/zh active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101196108A (zh) * | 2008-01-01 | 2008-06-11 | 林东维 | 水驱砂岩油藏间歇注采的分段扰动方法 |
| CN101457639A (zh) * | 2008-12-31 | 2009-06-17 | 大庆油田有限责任公司 | 一种利用指示曲线测调油田注水井方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109978303A (zh) | 2019-07-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110083852B (zh) | 井底压力的确定方法、装置及存储介质 | |
| CN105243182A (zh) | 致密油压裂水平井的动态储量计算方法 | |
| Malatesta et al. | Oblique subduction modelling indicates along-trench tectonic transport of sediments | |
| CN109978303B (zh) | 稠油油藏的开采措施的确定方法、装置及存储介质 | |
| CN111396013B (zh) | 页岩气井压裂改造方案的确定方法、装置及存储介质 | |
| CN106499370A (zh) | 井组同步分注分采的分层采油井各层段产液量计算方法及装置 | |
| CN109424362A (zh) | 计算底水油藏单井控制原油储量的方法及系统 | |
| CN104453882B (zh) | 一种确定致密储层原油可动储量的方法及装置 | |
| CN111291919B (zh) | 重复压裂油气井产量数据处理方法及装置 | |
| CN104727790A (zh) | 水驱油藏剩余油再富集成藏周期预测方法 | |
| CN104975827A (zh) | 预测二氧化碳驱油藏指标的物质平衡方法 | |
| CN111335853B (zh) | 强边水油藏边外注水开发有效注水量确定方法及装置 | |
| CN103675236B (zh) | 一种测定致密油临界充注孔喉半径门限的方法及装置 | |
| CN108595875A (zh) | 一种确定边水凝析气藏见水时间的方法、装置及系统 | |
| CN108131127B (zh) | 一种泡沫油型超重油油田的生产气油比的获取方法及装置 | |
| CN109002420A (zh) | 影响程度的确定方法、装置及存储介质 | |
| CN110242261B (zh) | 垂向注气孔隙油气水微观渗流规律的预测方法及系统 | |
| CN110083851B (zh) | 气井井底压力的确定方法、装置及存储介质 | |
| CN111188608B (zh) | 页岩气井压裂改造方案的确定方法、装置及存储介质 | |
| CN110067555B (zh) | 碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定方法和装置 | |
| CN114320236B (zh) | 油气井运行方案的调整方法、装置及存储介质 | |
| CN108487902B (zh) | 井底流压的确定方法、装置及存储介质 | |
| CN108868724A (zh) | 一种确定凝析气井气举增产油气量的方法及其装置 | |
| CN114580143A (zh) | 矿井涌水量动态预测方法及相关装置 | |
| CN113266322A (zh) | 水驱油藏递减率预测方法及装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |