CN111335853B - 强边水油藏边外注水开发有效注水量确定方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种强边水油藏边外注水开发有效注水量确定方法及装置，方法包括：获取油藏地质特征及开发动态参数；根据油藏地质特征及开发动态参数和物质平衡方程判断设置的地层压力是否满足预设精度；根据确定的满足预设精度的地层压力确定有效注水量。本发明建立强边水油藏边外注水开发有效注水量计算方法，定量评价边外注水开发的有效注入量，并合理优化不同级次边外注水井排的配注量,以实现强边水油藏的高效开发。

Description

强边水油藏边外注水开发有效注水量确定方法及装置
技术领域
本发明涉及石油开采技术，具体的讲是一种强边水油藏边外注水开发有效注水量确定方法及装置。
背景技术
能量是油气田开发的核心问题，是决定油气田最终采收率的主要因素。油气藏的天然能量一般有水驱、弹性驱、溶解气驱、气顶驱和重力驱。其中水驱又包含弹性水驱和刚性水驱，属于油气藏的外部天然能量；而弹性驱、溶解气驱、气顶驱和重力驱等属于油气藏的内部天然能量。人工注水则是通过向油层直接注水以补偿地层亏空，提高油层的驱动能量，进而改善油气藏的整体开发效果。而油气田开发中的能量协同开采，就是充分协调各种天然能量以及人工注水补充的能量，使其相互促进、共同发挥各自应有的驱替作用。
人工注水自20世纪二三十年代在美国获得工业化应用以来，在全世界范围内得到了广泛应用，已经成为目前油气田开发的主要开采方式。按照注水井在油藏中的位置和注水井与生产井之间的排列关系，人工注水可以分为边缘注水、切割注水以及面积注水。其中，边缘注水就是将注水井按一定方式布置在油水过渡带附近进行注水，主要适用于地质构造较完整、油层分布稳定、含水区与含油区连通性好的油藏。边外注水的优点就是油水界面清晰、水线逐步由外向油藏内部推进，容易控制，无水采收率和低含水采收率较高。其缺点就是注入水易向边水区扩散，利用率不高；注水受效油井数少，构造高部位得不到能量补充，易形成低压带。
对于强边水油藏，采油速度的取值决定了天然水驱阶段天然能量利用效率的重要因素。采油速度过高，容易导致边水突进严重、边部油井发生暴性水淹，因此，采油速度需要控制在一个合理的范围内，在充分发挥天然水体能量的同时，又能较好地拟制边水入侵，有利于实现油藏的长期稳产。同时，为保证油田生命周期内的高效开发、避免天然能量过度衰竭，当地层压力下降至一定水平后，需要对强边水油藏进行人工注水以补充地层亏空，由此强边水油藏转入天然能量与人工注水协同开发阶段。天然水体倍数越大，油藏地层压力下降越慢，天然水驱阶段采出程度越高，其转人工注水时机也就越晚。强边水油藏边外注水开发过程中，人工注水不可避免的流向外部水体，从而造成人工注水的无效注入。当人工注水的有效注入量过小时，说明注水井的位置过于靠近天然水体或者靠近水体的注水井排的注水量过大，建议转注一部分靠近油藏的油井、降低靠近水体的注水井排的注水量或者增加靠近油藏的注水井排的注水量，因此，需要明确强边水油藏边外注水开发过程中人工注水的有效注入量。
发明内容
为定量评价边外注水开发的有效注入量，本发明实施例提供了一种强边水油藏边外注水开发有效注水量确定方法，包括：
获取油藏地质特征及开发动态参数；
根据所述的油藏地质特征及开发动态参数和物质平衡方程判断设置的地层压力是否满足预设精度；
根据确定的满足预设精度的地层压力确定有效注水量。
本发明实施例中，所述的油藏地质特征及开发动态参数包括：标准状态下累计产油量，油藏地质储量，原油体积系数，气体体积系数，生产气油比，原油的溶解气油比，孔隙压缩系数，地层水压缩系数，水的体积系数，束缚水饱和度地层压力降落差，水侵量，累积注入油藏的有效水量，累计产水量。
本发明实施例中，所述的物质平衡方程为：
Figure BDA0001889458450000021
其中，Np为标准状态下累计产油量，m3；N为油藏地质储量，m3；Bo为设置的地层压力下的原油体积系数，m3/m3；Bg为设置的地层压力下的气体体积系数，m3/m3；Boi为原始条件下的原油体积系数，m3/m3；Rp为生产气油比，m3/m3；Rs为设置的地层压力下原油的溶解气油比，m3/m3；Rsi为原始条件下原油的溶解气油比，m3/m3；Cf为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Bw为设置的地层压力下水的体积系数，m3/m3；Swc为束缚水饱和度，f；Δp为地层压力降落差，MPa；We为水侵量，m3；Wio为累积注入油藏的有效水量，m3；Wp为累计产水量，m3。
本发明实施例中，所述的根据确定的满足预设精度的地层压力确定有效注水量包括：
根据确定的满足预设精度的地层压力确定天然水侵量；
根据确定的天然水侵量和注水量确定有效注水量。
本发明实施例中，所述的根据确定的满足预设精度的地层压力确定天然水侵量包括：
根据确定的满足预设精度的地层压力和下式(1)确定天然水侵量；
Figure BDA0001889458450000031
其中，
Figure BDA0001889458450000032
其中，We为有效注水量，m3；Wei为水体的最大水侵潜量，m3；pi为水体的原始地层压力，MPa；J为水侵指数，m3/(d·MPa)；
Figure BDA0001889458450000033
为油藏的圆周系数，
Figure BDA0001889458450000034
θ为油藏的水侵角，度；k为储集层渗透率，μm2；h为水层厚度，m；a为换算系数，a＝86.4；μw为地层水的粘度，mPa·s；re、ro分别为水体和油藏的半径，m；t为开发时间，d；p为目前条件下油藏的平均压力，MPa。
本发明实施例中，所述的根据确定的天然水侵量和注水量确定有效注水量包括：
根据确定的天然水侵量、注水量以及下式(2)确定有效注水量；
Figure BDA0001889458450000035
其中，Wi为累积注水量，We为有效累积注水量，m3；m为水体倍数，N为油藏地质储量，m3；Boi为原始条件下的原油体积系数，m3/m3；Cf为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Bw为设置的地层压力下水的体积系数，m3/m3；Swc为束缚水饱和度，f；Δp为地层压力降落差，MPa。
同时，本发明还提供一种强边水油藏边外注水开发有效注水量确定装置，包括：
数据获取模块，用于获取油藏地质特征及开发动态参数；
判断模块，用于根据所述的油藏地质特征及开发动态参数和物质平衡方程判断设置的地层压力是否满足预设精度；
有效注水量确定模块，用于根据确定的满足预设精度的地层压力确定有效注水量。
本发明实施例中，所述的有效注水量确定模块包括：
天然水侵量确定单元，用于根据确定的满足预设精度的地层压力确定天然水侵量；
有效注水量确定单元，用于根据确定的天然水侵量和注水量确定有效注水量。
本发明实施例中，所述的天然水侵量确定单元根据确定的满足预设精度的地层压力确定天然水侵量包括：
根据确定的满足预设精度的地层压力和下式(1)确定天然水侵量；
Figure BDA0001889458450000041
其中，
Figure BDA0001889458450000042
其中，We为有效注水量，m3；Wei为水体的最大水侵潜量，m3；pi为水体的原始地层压力，MPa；J为水侵指数，m3/(d·MPa)；
Figure BDA0001889458450000043
为油藏的圆周系数，
Figure BDA0001889458450000044
θ为油藏的水侵角，度；k为储集层渗透率，μm2；h为水层厚度，m；a为换算系数，a＝86.4；μw为地层水的粘度，mPa·s；re、ro分别为水体和油藏的半径，m；t为开发时间，d；p为目前条件下油藏的平均压力，MPa。
本发明实施例中，所述的有效注水量确定单元根据确定的天然水侵量和注水量确定有效注水量包括：
根据确定的天然水侵量、注水量以及下式(2)确定有效注水量；
Figure BDA0001889458450000045
其中，Wi为注水量，We为有效注水量，m3；m为水体倍数，N为油藏地质储量，m3；Boi为原始条件下的原油体积系数，m3/m3；Cf为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Bw为设置的地层压力下水的体积系数，m3/m3；Swc为束缚水饱和度，f；Δp为地层压力降落差，MPa。
同时，本发明还提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现上述方法。
同时，本发明还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质存储有执行上述方法的计算机程序。
本发明定量评价边外注水开发的有效注入量，并合理优化不同级次边外注水井排的配注量，以实现强边水油藏的高效开发，明确强边水油藏边外注水开发过程中人工注水的有效注入量，对于合理地确定强边水油藏不同级次注水井排注水量具有一定的指导意义。
为让本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术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为本发明公开的强边水油藏边外注水开发有效注水量确定方法的流程图；
图2为本发明公开的强边水油藏边外注水开发有效注水量确定装置的框图；
图3为强边水油藏边外注水开发示意图；
图4为某油藏地层压力计算值与实测值对比图；
图5为某油藏累积水侵量随时间的变化曲线图；
图6为某油藏累积总注水量与有效注水量的变化曲线图；
图7为本发明实施例中电子设备的系统构成的示意框图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明提供了一种强边水油藏边外注水开发有效注水量确定方法，如图1所示，该方法包括：
步骤S101，获取油藏地质特征及开发动态参数；
步骤S102，根据油藏地质特征及开发动态参数和物质平衡方程判断设置的地层压力是否满足预设精度；
步骤S103，根据确定的满足预设精度的地层压力确定有效注水量。
本发明实施例中，所述的油藏地质特征及开发动态参数包括：标准状态下累计产油量，油藏地质储量，原油体积系数，气体体积系数，生产气油比，原油的溶解气油比，孔隙压缩系数，地层水压缩系数，水的体积系数，束缚水饱和度地层压力降落差，水侵量，累积注入油藏的有效水量，累计产水量。
同时，本发明还提供一种强边水油藏边外注水开发有效注水量确定装置，如图2所示，公开的强边水油藏边外注水开发有效注水量确定装置的框图，包括：
数据获取模块201，用于获取油藏地质特征及开发动态参数；
判断模块202，用于根据所述的油藏地质特征及开发动态参数和物质平衡方程判断设置的地层压力是否满足预设精度；
有效注水量确定模块203，用于根据确定的满足预设精度的地层压力确定有效注水量。
本发明基于物质平衡原理建立强边水油藏边外注水开发有效注水量计算方法，定量评价边外注水开发的有效注入量，并合理优化不同级次边外注水井排的配注量,以实现强边水油藏的高效开发。
本发明实施例包括以下步骤：
步骤一：收集油藏地质特征参数及开发动态数据；
步骤二：根据物质平衡原理,综合考虑流体膨胀、外部水侵及人工注水等因素，建立强边水油藏边外注水开发物质平衡方程。
步骤三：根据Fetkovitch水侵量计算公式，并结合外部水体的物质平衡方程，建立强边水油藏边外注水开发有效注水量计算模型。
步骤四：根据油藏的生产动态历史数据以及PVT高压物性参数，结合步骤一建立的强边水油藏物质平衡方程，通过试凑法计算出不同开发阶段的油藏平均地层压力。然后，利用步骤三求取边外注水开发不同开发阶段的有效注水量。
本发明具有以下效果：
1)根据本发明公开的强边水油藏边外注水开发物质平衡方程，能够利用解析方法快速计算出强边水油藏不同开发阶段的地层压力。
2)根据确定的油藏地层压力，可快速计算出强边水油藏边外注水开发在不同开发阶段的有效注水量。
如图3所示，为强边水油藏边外注水开发示意图，根据物质平衡原理，强边水油藏的地面累计产量转换到地层条件下，应等于油藏中因地层压力下降所引起流体膨胀量、注入流体量和外部水侵量之和，即有：
Figure BDA0001889458450000071
式中，Np为标准状态下累计产油量，m3；N为油藏地质储量，m3；Bo为目前地层压力下的原油体积系数，m3/m3；Bg为目前地层压力下的气体体积系数，m3/m3；Boi为原始条件下的原油体积系数，m3/m3；Rp为生产气油比，m3/m3；Rs为目前地层压力下原油的溶解气油比，m3/m3；Rsi为原始条件下原油的溶解气油比，m3/m3；Cf为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Bw为目前地层压力下水的体积系数，m3/m3；Swc为束缚水饱和度，f；Δp为地层压力降落差，MPa；We为水侵量，m3；Wio为累积注入油藏的有效水量，m3；Wp为累计产水量，m3。
边外注水开发油藏过程中，注入水不可避免的会流入外部水体中，从而造成部分注入水的无效注入。考虑注入水会流入外部水体，根据物质平衡原理，外部水侵量可以表示为：
Figure BDA0001889458450000072
式中，m为水体倍数，即水体孔隙体积与油藏孔隙体积的比值。
因此，由式(2)可得，累积注入油藏的有效注水量Wio可表示为：
Figure BDA0001889458450000073
而天然水侵量We可以借助Fetkovitch方法求得。本实施例中，Fetkovitch水侵量计算公式如下：
Figure BDA0001889458450000081
其中，
Figure BDA0001889458450000082
Figure BDA0001889458450000083
式中，Wei为水体的最大水侵潜量，m3；pi为水体的原始地层压力，MPa；J为水侵指数，m3/(d·MPa)；
Figure BDA0001889458450000084
为油藏的圆周系数，
Figure BDA0001889458450000085
θ为油藏的水侵角，度；k为储集层渗透率，μm2；h为水层厚度，m；a为换算系数，a＝86.4；μw为地层水的粘度，mPa·s；re、ro分别为水体和油藏的半径，m；t为开发时间，d；p为目前条件下油藏的平均压力，MPa.
由(4)式可以看出，天然水侵量与油藏压力p密切相关。因此，欲求油藏的累积有效注水量需首先求得不同时刻的油藏地层压力。若已知边水油藏的原始地层压力、生产动态历史数据以及PVT高压物性参数，便可以通过试凑法计算出不同开发阶段的油藏平均地层压力。具体过程为：
(1)首先假设目前地层压力为p'，并代入物质平衡方程(1)式，分别计算方程两端的部分。其中，累积水侵量We可由公式(4)求取；而油藏累积有效注水量Wio可由(3)式求得。
(2)对比方程(1)两端的计算结果：若等式成立或满足计算精度，则目前地层压力即为p'；若等式不成立，则需要重新假设一个地层压力p″o，并重复上述计算过程直到满足计算精度要求为止。不同时间步迭代计算的截止条件设定为地层压力小于地层废弃压力，或者开发时间已经达到油藏开发的合同期末。
某强边水砂岩油藏,平均孔隙度28％,平均渗透率为1250Md,为高孔高渗储层。油藏于1996年投入开发，2003年转边外注水开发。油藏天然能量充足，水体倍数约为30倍。利用上面的油藏工程评价模型，计算出不同开发阶段的油藏平均地层压力(如图4所示)。从图4可以看出，油藏工程评价模型计算的地层压力与实测地层压力基本吻合，说明该评价模型有效性较强。图5是根据Fetkovitch方法计算得到的累积水侵量，由此可见，随着油藏开发的不断深入累积水侵量不断增加。图6是利用上述油藏工程评价模型计算得到累积有效注入量，从图中可以看出，自2002年至2006年累积有效注水量为负值，说明此开发阶段的注水大部分进入了外部水体；自2006年以后累积有效注水量转为正值，说明注水量开始大规模进入油藏内部，成为油藏开发的主要驱动能量。
本实施例还提供一种电子设备，该电子设备可以是台式计算机、平板电脑及移动终端等，本实施例不限于此。在本实施例中，该电子设备可以参照前述的实施方式内容，其内容被合并于此，重复之处不再赘述。
图7为本发明实施例的电子设备600的系统构成的示意框图。如图6所示，该电子设备600可以包括中央处理器100和存储器140；存储器140耦合到中央处理器100。值得注意的是，该图是示例性的；还可以使用其他类型的结构，来补充或代替该结构，以实现电信功能或其他功能。
一实施例中，强边水油藏边外注水开发有效注水量的功能可以被集成到中央处理器100中。其中，中央处理器100可以被配置为进行如下控制：获取油藏地质特征及开发动态参数；根据的油藏地质特征及开发动态参数和物质平衡方程判断设置的地层压力是否满足预设精度；根据确定的满足预设精度的地层压力确定有效注水量。
如图7所示，该电子设备600还可以包括：通信模块110、输入单元120、音频处理单元130、显示器160、电源170。值得注意的是，电子设备600也并不是必须要包括图6中所示的所有部件；此外，电子设备600还可以包括图6中没有示出的部件，可以参考现有技术。
如图7所示，中央处理器100有时也称为控制器或操作控件，可以包括微处理器或其他处理器装置和/或逻辑装置，该中央处理器100接收输入并控制电子设备600的各个部件的操作。
其中，存储器140，例如可以是缓存器、闪存、硬驱、可移动介质、易失性存储器、非易失性存储器或其它合适装置中的一种或更多种。可储存上述与失败有关的信息，此外还可存储执行有关信息的程序。并且中央处理器100可执行该存储器140存储的该程序，以实现信息存储或处理等。
输入单元120向中央处理器100提供输入。该输入单元120例如为按键或触摸输入装置。电源170用于向电子设备600提供电力。显示器160用于进行图像和文字等显示对象的显示。该显示器例如可为LCD显示器，但并不限于此。
该存储器140可以是固态存储器，例如，只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、SIM卡等。还可以是这样的存储器，其即使在断电时也保存信息，可被选择性地擦除且设有更多数据，该存储器的示例有时被称为EPROM等。存储器140还可以是某种其它类型的装置。存储器140包括缓冲存储器141(有时被称为缓冲器)。存储器140可以包括应用/功能存储部142，该应用/功能存储部142用于存储应用程序和功能程序或用于通过中央处理器100执行电子设备600的操作的流程。
存储器140还可以包括数据存储部143，该数据存储部143用于存储数据，例如联系人、数字数据、图片、声音和/或任何其他由电子设备使用的数据。存储器140的驱动程序存储部144可以包括电子设备的用于通信功能和/或用于执行电子设备的其他功能(如消息传送应用、通讯录应用等)的各种驱动程序。
通信模块110即为经由天线111发送和接收信号的发送机/接收机110。通信模块(发送机/接收机)110耦合到中央处理器100，以提供输入信号和接收输出信号，这可以和常规移动通信终端的情况相同。
基于不同的通信技术，在同一电子设备中，可以设置有多个通信模块110，如蜂窝网络模块、蓝牙模块和/或无线局域网模块等。通信模块(发送机/接收机)110还经由音频处理器130耦合到扬声器131和麦克风132，以经由扬声器131提供音频输出，并接收来自麦克风132的音频输入，从而实现通常的电信功能。音频处理器130可以包括任何合适的缓冲器、解码器、放大器等。另外，音频处理器130还耦合到中央处理器100，从而使得可以通过麦克风132能够在本机上录音，且使得可以通过扬声器131来播放本机上存储的声音。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (8)

1.一种强边水油藏边外注水开发有效注水量确定方法，其特征在于，所述的方法包括：
获取油藏地质特征及开发动态参数；
根据所述的油藏地质特征及开发动态参数和物质平衡方程判断设置的地层压力是否满足预设精度；
根据确定的满足预设精度的地层压力确定有效注水量；其中，
所述的根据确定的满足预设精度的地层压力确定有效注水量包括：
根据确定的满足预设精度的地层压力确定天然水侵量；
根据确定的天然水侵量和注水量确定有效注水量；
所述的根据确定的满足预设精度的地层压力确定天然水侵量包括：
根据确定的满足预设精度的地层压力和下式(1)确定天然水侵量；
Figure FDA0003428226760000011
其中，
Figure FDA0003428226760000012
其中，We为天然水侵量，m3；Wei为水体的最大水侵潜量，m3；pi为水体的原始地层压力，MPa；J为水侵指数，m3/(d·MPa)；
Figure FDA0003428226760000013
为油藏的圆周系数，
Figure FDA0003428226760000014
θ为油藏的水侵角，度；k为储集层渗透率，μm2；h为水层厚度，m；a为换算系数，a＝86.4；μw为地层水的粘度，mPa·s；re、ro分别为水体和油藏的半径，m；t为开发时间，d；p为目前条件下油藏的平均压力，MPa；Cf为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；N为油藏地质储量，m3；Swc为束缚水饱和度，f；Boi为原始条件下的原油体积系数，m3/m3；m为水体倍数；
所述的根据确定的天然水侵量和注水量确定有效注水量包括：
根据确定的天然水侵量、注水量以及下式(2)确定有效注水量；
Figure FDA0003428226760000015
其中，Wi为累积注水量，We为有效累积注水量，m3；m为水体倍数，N为油藏地质储量，m3；Boi为原始条件下的原油体积系数，m3/m3；Cf为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Bw为设置的地层压力下水的体积系数，m3/m3；Swc为束缚水饱和度，f；Δp为地层压力降落差，MPa。
2.如权利要求1所述的强边水油藏边外注水开发有效注水量确定方法，其特征在于，所述的油藏地质特征及开发动态参数包括：标准状态下累计产油量，油藏地质储量，原油体积系数，气体体积系数，生产气油比，原油的溶解气油比，孔隙压缩系数，地层水压缩系数，水的体积系数，束缚水饱和度地层压力降落差，水侵量，累积注入油藏的有效水量，累计产水量。
3.如权利要求1所述的强边水油藏边外注水开发有效注水量确定方法，其特征在于，所述的物质平衡方程为：
Figure FDA0003428226760000021
其中，Np为标准状态下累计产油量，m3；N为油藏地质储量，m3；Bo为设置的地层压力下的原油体积系数，m3/m3；Bg为设置的地层压力下的气体体积系数，m3/m3；Boi为原始条件下的原油体积系数，m3/m3；Rp为生产气油比，m3/m3；Rs为设置的地层压力下原油的溶解气油比，m3/m3；Rsi为原始条件下原油的溶解气油比，m3/m3；Cf为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Bw为设置的地层压力下水的体积系数，m3/m3；Swc为束缚水饱和度，f；Δp为地层压力降落差，MPa；We为水侵量，m3；Wio为累积注入油藏的有效水量，m3；Wp为累计产水量，m3。
4.一种强边水油藏边外注水开发有效注水量确定装置，其特征在于，所述的装置包括：
数据获取模块，用于获取油藏地质特征及开发动态参数；
判断模块，用于根据所述的油藏地质特征及开发动态参数和物质平衡方程判断设置的地层压力是否满足预设精度；
有效注水量确定模块，用于根据确定的满足预设精度的地层压力确定有效注水量；其中，
所述的有效注水量确定模块包括：
天然水侵量确定单元，用于根据确定的满足预设精度的地层压力确定天然水侵量；
有效注水量确定单元，用于根据确定的天然水侵量和注水量确定有效注水量；
所述的天然水侵量确定单元根据确定的满足预设精度的地层压力确定天然水侵量包括：根据确定的满足预设精度的地层压力和下式(1)确定天然水侵量；
Figure FDA0003428226760000031
其中，
Figure FDA0003428226760000032
其中，We为天然水侵量，m3；Wei为水体的最大水侵潜量，m3；pi为水体的原始地层压力，MPa；J为水侵指数，m3/(d·MPa)；
Figure FDA0003428226760000033
为油藏的圆周系数，
Figure FDA0003428226760000034
θ为油藏的水侵角，度；k为储集层渗透率，μm2；h为水层厚度，m；a为换算系数，a＝86.4；μw为地层水的粘度，mPa·s；re、ro分别为水体和油藏的半径，m；t为开发时间，d；p为目前条件下油藏的平均压力，MPa；Cf为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；N为油藏地质储量，m3；Swc为束缚水饱和度，f；Boi为原始条件下的原油体积系数，m3/m3；m为水体倍数；
所述的根据确定的天然水侵量和注水量确定有效注水量包括：
根据确定的天然水侵量、注水量以及下式(2)确定有效注水量；
Figure FDA0003428226760000035
其中，Wi为累积注水量，We为有效累积注水量，m3；m为水体倍数，N为油藏地质储量，m3；Boi为原始条件下的原油体积系数，m3/m3；Cf为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Bw为设置的地层压力下水的体积系数，m3/m3；Swc为束缚水饱和度，f；Δp为地层压力降落差，MPa。
5.如权利要求4所述的强边水油藏边外注水开发有效注水量确定装置，其特征在于，所述的油藏地质特征及开发动态参数包括：标准状态下累计产油量，油藏地质储量，原油体积系数，气体体积系数，生产气油比，原油的溶解气油比，孔隙压缩系数，地层水压缩系数，水的体积系数，束缚水饱和度地层压力降落差，水侵量，累积注入油藏的有效水量，累计产水量。
6.如权利要求4所述的强边水油藏边外注水开发有效注水量确定装置，其特征在于，所述的物质平衡方程为：
Figure FDA0003428226760000041
其中，Np为标准状态下累计产油量，m3；N为油藏地质储量，m3；Bo为设置的地层压力下的原油体积系数，m3/m3；Bg为设置的地层压力下的气体体积系数，m3/m3；Boi为原始条件下的原油体积系数，m3/m3；Rp为生产气油比，m3/m3；Rs为设置的地层压力下原油的溶解气油比，m3/m3；Rsi为原始条件下原油的溶解气油比，m3/m3；Cf为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Bw为设置的地层压力下水的体积系数，m3/m3；Swc为束缚水饱和度，f；Δp为地层压力降落差，MPa；We为水侵量，m3；Wio为累积注入油藏的有效水量，m3；Wp为累计产水量，m3。
7.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至3任一所述方法。
8.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有执行权利要求1至3任一所述方法的计算机程序。
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