CN111709847B - 一种顶气边水油藏可采储量预测及开发效果评价方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种顶气边水油藏可采储量预测及开发效果评价方法。该方法首先从油藏特征和开发模式出发，建立了顶气边水油藏的油藏工程方法模型；其次从渗流理论出发，推导建立了顶气边水油藏的气、水驱产量贡献评价方法，评价得出该类油藏气驱部分和水驱部分的累计产油量；最后，基于产量贡献评价结果，利用气驱特征曲线和水驱特征曲线，分气驱部分和水驱部分两个方面，建立了顶气边水油藏的可采储量预测和开发效果评价方法。本发明方法为顶气边水油藏开发中后期的可采储量预测和开发效果评价提供了一种便捷的方法，为油田措施优选、剩余油识别提供了依据。

Description

一种顶气边水油藏可采储量预测及开发效果评价方法
技术领域
本发明涉及石油开发油藏工程的技术领域，尤其涉及一种顶气边水油藏可采储量预测及开发效果评价方法。
背景技术
19世纪50年代以来，国内外学者对水驱特征曲线进行了深入的研究，目前关于水驱特征曲线的形式多达30余种，其中甲、乙、丙、丁四种最为有效的水驱特征曲线已纳入行业标准，水驱特征曲线法已经成为石油天然气行业中原油可采储量预测的重要计算方法，为水驱油藏开发中后期动用原油地质储量、原油可采储量和采收率等关键参数的量化，以及开发效果的评价等提供了有力的技术支撑。近年来，杨国绪、童凯军、孟智强等又针对气驱特征曲线进行了研究，其中杨国绪(1995)从统计经验中提出了累计产气量与累计产油量为半对数线性关系的气驱特征曲线，童凯军(2015)、孟智强(2019)等从两相渗流理论出发，推导建立了类似于童宪章甲型、乙型水驱特征曲线的气驱曲线形式，为气驱油藏的中后期开发同样提供了有效的指导。然而，顶气边水油藏受气、水两相驱替，水驱特征曲线和气驱特征曲线等单一驱替相评价方法在该类油藏中无法适用，目前对于顶气边水油藏，其生产动态预测方法一般多采用数值模拟方法，但该方法的计算精度严重依赖于实际油藏的动、静态资料品质及历史拟合精度，在气驱前缘和水驱前缘突破后，油气水三相渗流规律变的十分复杂，气窜、水锥及其相互交错的复杂流动特征在数值模拟中难以准确拟合，顶气边水油藏动态分析存在诸多局限性。因此，从渗流理论出发，充分利用油田长期开发过程中所积累的丰富动态生产数据资料，进一步研究顶气边水油藏的可采储量预测和开发效果评价方法，对于高效开发顶气边水油藏具有十分重要的意义。
发明内容
为了解决现有技术中存在的问题，本发明提供一种顶气边水油藏可采储量预测及开发效果评价方法，解决该类油藏中后期可采储量预测、开发效果评价和剩余油识别的难题。
为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：首先，从油藏特征和开发模式出发，建立油藏工程方法模型，将顶气边水油藏分为气驱部分和水驱部分；其次，分别对两个驱替单元运用油气、油水两相渗流理论，综合顶气边水油藏动态生产数据，建立一种气、水驱产量贡献评价方法，分别评价得出顶气边水油藏气、水驱产量贡献；最后，综合气驱、水驱特征曲线，实现气驱部分和水驱部分可采储量的预测，以及开发效果的评判，从而综合建立顶气边水油藏可采储量预测和开发效果评价方法；
建立所述顶气边水油藏气、水驱产量贡献评价方法：
根据建立的顶气边水油藏的油藏工程方法模型，可将顶气边水油藏的气驱部分和水驱部分看作相互独立的气驱油藏和水驱油藏；
对于气驱油藏或者水驱油藏，首先，按照达西定律，可得出气油、水油瞬时产量比与该时刻气油、水油两相的相对渗透率比值成正比关系，见公式1、公式2；其次，通过前人研究，在含气、含水饱和度处于中高含气、含水阶段一定范围内时，油气、油水相对渗透率比值与油环含气、含水饱和度之间满足指数函数关系，见公式3、公式4；最后，对气驱和水驱部分，分别运用物质平衡理论，可以得出气驱油和水驱油过程中，油环含气饱和度和含水饱和度与气驱和水驱部分累产油量成正比关系，见公式5、公式6；
Figure GDA0003649606070000021
Figure GDA0003649606070000022
其中，qg为地面条件下气相流量，立方米/天；qo为地面条件下的油相流量，立方米/天；qw为地面条件下的水相流量，立方米/天；qo1为地面条件下的气驱贡献油相流量，立方米/天；qo2为地面条件下的水驱贡献油相流量，立方米/天；Rsi为原始溶解气油比，方/方；Bw为地层水体积系数；Bg为天然气体积系数；Bo为原油体积系数；μo为地层原油粘度，mPa·s；μg为地层天然气粘度，mPa·s；μw为地层水粘度，mPa·s；krg为油气相渗中气相相对渗透率，kro1为油气相渗中油相相对渗透率，krw为油水相渗中水相相对渗透率，kro2为油水相渗中油相相对渗透率；
Figure GDA0003649606070000023
Figure GDA0003649606070000024
其中，Sg为气驱部分油环含气饱和度，Sw为水驱部分油环含水饱和度，m1、n1、m2、n2为拟合系数；
Figure GDA0003649606070000025
Figure GDA0003649606070000026
其中，Np为油藏累积产油量，万立方米；Np1为气驱部分累积产油量，万立方米；N1为气驱部分初始原油地质储量，万立方米；N2为气驱部分初始原油地质储量，万立方米；Swi为束缚水饱和度；
将公式(1～6)联立，得到气驱部分贡献产油量、水驱部分贡献产油量的关系式，如公式(7、8)所示：
Figure GDA0003649606070000031
Figure GDA0003649606070000032
将两式相加，得到总产油量并在两边约去，即可建立气、水驱产量贡献评价关系式如公式(9)所示：
Figure GDA0003649606070000033
其中，GOR为油藏气油比，立方米/立方米；WOR为油藏水油比，立方米/立方米；
该关系式的物理意义是气驱和水驱产油量的无因次之和为1，物理意义明确，同时表明实际动态生产数据中的气油比和水油比是反映顶气边水油藏气驱和水驱瞬时贡献产油量的主要指标；
根据公式(9)，可以计算得出气驱部分和水驱部分的累计贡献产油量，也即气驱和水驱的累计贡献产油量。
本发明的有益效果是：本发明顶气边水油藏可采储量预测及开发效果评价方法，提出了一种顶气边水油藏的油藏工程方法模型，在此基础上，从渗流理论推导评价了该类油藏的气、水驱产量贡献，预测了顶气边水油藏的气驱部分和水驱部分累产贡献量。基于产量贡献评价结果，利用气驱、水驱特征曲线，进一步建立了顶气边水油藏的可采储量预测和开发效果评价方法，为开发中后期顶气边水油藏可采储量预测和开发效果评价提供了一种便捷的方法。本发明充分反映了顶气边水油藏开发过程中的流体运动规律，可直接用于顶气边水油藏开发指标预测及开发效果评价，研究成果可有效指导油田措施优选、调整井部署，可以快速、直观、有效地预测油田未来开发效果及最终所能达到的目标采收率。
本发明从油藏工程角度出发，综合累产油、气油比、含水率、采收率等之间的内在关系，建立评价顶气边水油藏气驱贡献累产油和水驱贡献累产油的技术方法，并综合气驱、水驱特征曲线，形成顶气边水油藏可采储量预测方法和开发效果评价图版，解决了该类油藏中后期可采储量预测、开发效果评价和剩余油识别的难题，为油田措施优选、调整井部署挖潜剩余油提供了依据。
附图说明
图1为JZ油田3I顶气边水油藏油藏工程方法模型；
图2为JZ油田3I油藏气驱特征曲线lg(GOR1-Rsi)～Np1关系图；
图3为JZ油田3I油藏lgGOR1～qo1关系图；
图4为JZ油田3I油藏丁型水驱特征曲线Lp2/Np2～Wp2关系图；
图5为JZ油田3I油藏气驱部分气油比与采出程度关系理论图版与实际数据拟合对比图；
图6为JZ油田3I油藏水驱部分含水率与采出程度关系理论图版与实际数据拟合对比图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式，对本发明顶气边水油田可采储量与开发效果评价方法作进一步详细说明：
第一步为建立顶气边水油藏的油藏工程方法模型：
通过对水平井平行流体界面开发的顶气边水油藏进行模型抽提，可建立该类油藏的油藏工程方法模型，其模型的纵向剖面如图1所示，上面是气顶、下面是边水、中间是油环，水平采油井位于油柱高度1/2位置处，将模型分为气驱和水驱两部分，气驱和水驱部分的初始原油地质储量比是1:1。
根据源汇理论得出，油藏投入开发后，水平采油井附近存在压降，在天然气顶边水能量开发条件下，采油井附近地层压力低于气顶和水体部分，因此无论上部气顶驱油的作用还是下部水体驱油的作用，均不会使水平井上下部分原油发生大幅窜流。为了验证该推论的合理性，运用数值模拟示踪剂技术追踪JZ油田3I油藏实际开发过程中水平井上、下部分的原油，通过开采初期和末期的对比表明，水平井上、下部分原油不发生大幅窜流的推论是合理的。
第二步为顶气边水油藏气、水驱产量贡献评价方法的建立：
根据建立的顶气边水油藏的油藏工程方法模型，可将顶气边水油藏的气驱部分和水驱部分看作相互独立的气驱油藏和水驱油藏。
对于气驱油藏或者水驱油藏，首先，按照达西定律，可得出气油、水油产量比与该时刻气油、水油两相的相对渗透率比值成正比关系(公式1、公式2)。其次，通过前人研究，在含气、含水饱和度处于中高含气、含水阶段一定范围内时，油气、油水相对渗透率比值与油环含气、含水饱和度之间满足指数函数关系(公式3、公式4)。最后，对气驱和水驱部分，分别运用物质平衡理论，可以得出气驱油和水驱油过程中，油环含气饱和度和含水饱和度与气驱和水驱部分累产油量成正比关系(公式5、公式6)。
Figure GDA0003649606070000041
Figure GDA0003649606070000042
其中，qg为地面条件下气相流量，立方米/天；qo为地面条件下的油相流量，立方米/天；qw为地面条件下的水相流量，立方米/天；qo1为地面条件下的气驱贡献油相流量，立方米/天；qo2为地面条件下的水驱贡献油相流量，立方米/天；Rsi为原始溶解气油比，方/方；Bw为地层水体积系数；Bg为天然气体积系数；Bo为原油体积系数；μo为地层原油粘度，mPa·s；μg为地层天然气粘度，mPa·s；krg为油气相渗中气相相对渗透率，kro1为油气相渗中油相相对渗透率，krw为油水相渗中水相相对渗透率，kro2为油水相渗中油相相对渗透率。
Figure GDA0003649606070000051
Figure GDA0003649606070000052
其中，Sg为气驱部分油环含气饱和度，Sw为水驱部分油环含水饱和度，m1、n1、m2、n2为拟合系数。
Figure GDA0003649606070000053
Figure GDA0003649606070000054
其中，Np为油藏累积产油量，万立方米；Np1为气驱部分累积产油量，万立方米；N1为气驱部分初始原油地质储量，万立方米；N2为气驱部分初始原油地质储量，万立方米；Swi为束缚水饱和度。
将公式(1～6)联立，得到气驱部分贡献产油量、水驱部分贡献产油量的关系式，如公式(7、8)所示。
Figure GDA0003649606070000055
Figure GDA0003649606070000056
将两式相加，得到总产油量并在两边约去，即可建立气、水驱产量贡献评价关系式如公式(9)所示。
Figure GDA0003649606070000061
该关系式的物理意义是气驱和水驱产油量的无因次之和为1，物理意义明确，同时表明实际动态生产数据中的气油比和水油比是反映顶气边水油藏气驱和水驱瞬时贡献产油量的主要指标。
根据公式(9)，计算得出气驱部分和水驱部分的累计贡献产油量，也即气驱和水驱的累计贡献产油量。
第三步为顶气边水油藏可采储量预测方法的建立：
对于气驱部分，生产气油比、累计产油量满足半对数线性关系，如公式(10)所示。根据气驱特征曲线可得出，原油可采储量、原油技术采收率与经济极限气油比存在关系，如公式(11、12)所示。
lg(GOR1-Rsi)＝A+BNp1 (10)
Figure GDA0003649606070000062
Figure GDA0003649606070000063
其中，GOR1为气驱部分气油比，立方米/立方米；Np1为气驱部分累积产油量，万立方米；NR1为气驱部分原油可采储量，万立方米；ER1为气驱部分原油技术采收率；GORmax为气驱部分经济极限气油比，立方米/立方米；A、B为气驱特征曲线拟合系数。
其中经济极限气油比的大小受到多种因素的制约，如：储层类型、开发方式、井网类型、工艺技术及开发成本等，这些因素综合决定了GORmax的高低。根据以往的开发经验，气驱油田开发进入产量递减阶段后，在不采取重大的调整措施及不改变开发方式的情况下，其原油产量和气油比之间符合公式(12)。
lgGOR1＝C+Dqo1 (12)
因此，将递减阶段的气油比和原油产量在半对数坐标下进行线性回归，通过给定油田废弃产量后，就可以计算得出经济极限气油比GORmax。
对于水驱部分，根据石油可采储量计算行业标准，在甲、乙、丙、丁四种典型的水驱特征曲线中选择合适的曲线类型进行拟合，运用拟合系数计算原油可采储量。四种典型的水驱特征曲线原油可采储量计算关系如公式(13～16)所示：
Figure GDA0003649606070000071
Figure GDA0003649606070000072
Figure GDA0003649606070000073
Figure GDA0003649606070000074
其中，Np2为水驱部分累产油，万立方米；fw2为水驱部分含水率；a1、b1为甲型水驱特征曲线拟合系数；a2、b2为乙型水驱特征曲线拟合系数；a3、b3为丙型水驱特征曲线拟合系数；a4、b4为丁型水驱特征曲线拟合系数。
当fw2取经济极限含水率时，一般为98％，可计算得出水驱部分原油可采储量。
第四步为顶气边水油藏开发效果评价方法的建立：
对于气驱部分，如公式(17)所示，可评价气驱部分的开发效果；对于水驱部分，根据童宪章图版，如公式(18)所示，可评价水驱部分的开发效果。
Figure GDA0003649606070000075
Figure GDA0003649606070000076
其中，E1为气驱部分采出程度；E2为水驱部分采出程度；ER1为气驱部分原油技术采收率；ER2为水驱部分原油技术采收率；
公式(17)、公式(18)是能够反映顶气边水油藏开发效果变化的关系式，通过将顶气边水油藏分为气驱部分和水驱部分，运用公式(17)、公式(18)即可绘制气驱油藏气油比、采出程度和采收率关系图版、以及水驱油藏含水率，投影实际点，通过实际点的趋势能够分别判断气驱部分和水驱部分的开发效果的变化，从而综合得出顶气边水油藏的开发效果变化。
应用上述方法对顶气边水油藏进行气、水驱贡献产油量计算、可采储量预测与开发效果评价：
首先，利用顶气边水油藏生产动态资料，包括累产油、气油比、水油比,通过公式(9)计算气、水驱产量贡献；其次，利用气驱产油量贡献、气油比等资料，绘制气驱特征曲线，利用水驱产油量、累产水等资料，绘制水驱特征曲线，通过公式(11)、(13～16)可分别计算气驱、水驱部分可采储量，综合得出顶气边水油藏可采储量；最后，利用通过气油比、含水率与采出程度关系式，如公式(17～18)，绘制评价顶气边水油藏开发效果的图版，通过将实际动态数据点投影至图版，能够直观判断该类油藏气驱部分和水驱部分措施、井网调整的开发效果变化，同时根据理论图版拟合结果进一步直观地预测油田目标采收率大小。为油田措施优选、调整井部署挖潜剩余油提供依据。
以下将结合具体实施案例对本发明所述的一种顶气边水油藏可采储量预测及开发效果评价方法做进一步的阐述，以帮助本领域的技术人员对本发明的发明构思、技术方案有更完整、准确和深入的理解；需要声明的是具体实施案例的描述都是示例性的，而并不意味对本发明保护范围的限制，本发明的权利范围以限定的权利要求为准。
本具体实施案例JZ油田，位于渤海辽东湾海域，油田古近系沙河街组发育了一系列受构造控制的短轴背斜气顶油藏，其中3I油藏是一个以带大气顶、窄油环、中等边水为典型特征的砂岩油藏，利用天然气顶、边水能量开发，采用水平井平行流体界面穿多层开发模式，水平井部署于油柱高度的1/2位置，油藏气顶指数为2.03、水体倍数为60倍、油环平面宽度小于600米，油藏具体物理参数及流体参数见表1。该油藏2009年12月投入开发，2015年9月加密调整投产，经历了上产期、快速递减期、生产稳定期、加密调整期、缓慢递减期五个阶段，高峰日产油1500立方米/天，目前日产油175方/天，含水85.2％，气油比1912方/方。
表1 JZ油田3I油藏参数表
Figure GDA0003649606070000081
根据JZ油田3I油藏水平井部署位置，可将该油藏原始原油地质储量分为两部分，其中气驱部分和水驱部分的原油地质储量比为1:1。以JZ油田3I油藏实际生产数据为基础，如表2所示，利用公式(9)，通过数值求解能够计算得出该油藏气驱贡献累产油Np1和水驱贡献累产油Np2分别为60.49万方和113.10万方，气驱部分贡献累产油占油藏累产油的35％，表明目前气驱部分贡献累产油在总累产油量中占比低。
为了评价顶气边水油藏的原油可采储量，分两部分对顶气边水油藏进行评价。对于气驱部分，依据油藏气驱贡献累产油Np1、水驱贡献累产油Np2、原始溶解气油比Rsi和生产气油比GOR，能够计算得出气驱部分的生产气油比GOR1，进而绘制lg(GOR1-Rsi)～Np1之间的气驱特征曲线，如图2所示。取中后期加密调整后出现直线段的生产动态数据，对气驱特征关系曲线进行拟合，得到A、B参数的值，具体关系式如公式(19)所示。
lg(GOR1-60)＝0.8585+0.0441Np1 (19)
表2 JZ油田3I油藏生产数据表
Figure GDA0003649606070000091
从气驱特征曲线看出，lg(GOR1-Rsi)～Np1在生产中后期表现出较好的线性关系，因此该顶气边水油藏针对气驱部分的评价方法反映了气驱部分生产气油比和累产油间的动态规律。
为求取气驱部分的经济极限气油比，根据JZ油田3I油藏的生产动态数据，绘制lgGOR1～qo1之间的关系，如图3所示，以lgGOR1～qo1中后期加密调整后出现直线段的时间为起点进行拟合，得出C、D的值，具体关系式如式(20)所示。
lgGOR1＝4.2116-0.8755qo1 (20)
取定海上油田油井经济极限产量为5方/方之后，得出JZ油田3I油藏气驱部分经济极限气油比为16262方/方。将该经济极限气油比的值和气驱特征曲线拟合得出的A、B值带入式(11)可得出该油藏的可采储量为75.99万方。为验证本发明的计算结果，利用数值模拟方法预测可采储量为76.21万方，与本发明的气驱特征曲线计算结果吻合较好，印证了本发明所提方法的有效性。
对于水驱部分，由于气驱部分产水量很小，可忽略不计，因此油藏累产水量即为水驱部分累产水量。通过油藏类型、地层原油粘度、含水上升规律分析，四种水驱特征曲线中，丁型水驱特征曲线评价JZ油田3I油藏水驱部分原油可采储量最为合适。以JZ油田3I油藏实际生产数据为基础，绘制Lp2/Np2～Wp2之间的水驱特征曲线，如图4所示。取中后期加密调整后出现直线段的生产动态数据，对水驱特征关系曲线进行拟合，得到a4、b4参数的值，具体关系式如式(21)所示。
Lp2/Np2＝1.1083+0.00771Wp2 (21)
利用公式(16)，当经济极限含水率取0.98时，可计算得出水驱部分原油可采储量为123.61万方。为验证本发明的计算结果，利用数值模拟方法预测可采储量为122.35万方，与本发明的水驱特征曲线计算结果吻合较好，印证了本发明所提方法的有效性。
进一步地，为了更加直观的评价顶气边水油藏开发效果，按公式(17、18)分别绘制生产气油比与采出程度图版、含水率与采出程度图版，并将JZ油田3I油藏气驱部分生产气油比、气驱部分采出程度、水驱部分含水率与水驱部分采出程度实际数据投影到该图版，如图5、图6所示。一般的，单位采出程度下气油比、含水率的变化趋势是判断气驱、水驱油藏开发效果最为有效的指标，而该综合评价图版将顶气边水油藏分为两部分，综合了气油比、含水率、采出程度、采收率，能够直观判断3I油藏措施、井网调整的开发效果变化。从图5、图6可以看出，JZ油田3I油藏气驱部分在采出程度20％左右气油比急剧上升，开发效果逐步变差，水驱部分在采出程度30％左右，经过加密调整，开发效果变好，至目前开发效果比较稳定。
综上所述，通过本发明开发效果评价方法对JZ油田3I油藏进行评价，分析认为JZ油田3I油藏气驱部分目前开发效果逐步变差，水驱部分开发效果稳定，气驱部分为开发效果有待改善的区域。通过产量贡献评价方法分析，3I油藏气驱部分目前累产油量仅为60.49万方，占油藏目前累产油的0.35，表明在近十年的开发中，气驱部分产油量贡献小。同时通过可采储量预测方法分析，目前井网下气驱部分原油可采储量仅为75.99万方，气驱部分原油采出程度不足25％，远低于水驱部分。因此，综合识别分析认为该油藏气驱部分为下步的挖潜方向。
总体来说，本发明从油气相渗规律出发，通过数学和理论推导，得出了采用水平井天然能量开发条件下顶气边水油藏开发最为关键的气、水驱贡献产油量，揭示了油田开发中气油比、水油比与气、水贡献产油量之间的客观规律。在此基础上，进一步利用气驱特征曲线、水驱特征曲线及相应的开发效果评价图版，计算、评价了整个油藏的可采储量和开发效果，为油田措施、综合调整等开发效果的评价提供了依据，并指出了下步待改善和挖潜的方向。
对于本领域的专业技术人员而言，具体实施方式只是结合附图对本发明进行了示例性描述，显然本发明具体实现并不局限于上述具体实施方式，只要采用了本发明的方法的总体技术构思和技术方案而进行的各种非实质性的改进，或未经过改进将本发明的总体技术构思和技术方案直接应用于其它场合的，均仍在本发明的请求保护的技术范围之内。

Claims (4)

1.一种顶气边水油藏可采储量预测及开发效果评价方法，其特征是：首先，从油藏特征和开发模式出发，建立油藏工程方法模型，将顶气边水油藏分为气驱部分和水驱部分；其次，分别对两个驱替单元运用油气、油水两相渗流理论，综合顶气边水油藏动态生产数据，建立一种气、水驱产量贡献评价方法，分别评价得出顶气边水油藏气、水驱产量贡献；最后，综合气驱、水驱特征曲线，实现气驱部分和水驱部分可采储量的预测，以及开发效果的评判，从而综合建立顶气边水油藏可采储量预测和开发效果评价方法；
建立所述顶气边水油藏气、水驱产量贡献评价方法：
根据建立的顶气边水油藏的油藏工程方法模型，将顶气边水油藏的气驱部分和水驱部分看作相互独立的气驱油藏和水驱油藏；
对于气驱油藏或者水驱油藏，首先，按照达西定律，得出气油、水油瞬时产量比与该时刻气油、水油两相的相对渗透率比值成正比关系，见公式1、公式2；其次，在含气、含水饱和度处于中高含气、含水阶段一定范围内时，油气、油水相对渗透率比值与油环含气、含水饱和度之间满足指数函数关系，见公式3、公式4；最后，对气驱和水驱部分，分别运用物质平衡理论，得出气驱油和水驱油过程中，油环含气饱和度和含水饱和度与气驱和水驱部分累产油量成正比关系，见公式5、公式6；
Figure FDA0003596152480000011
Figure FDA0003596152480000012
其中，qg为地面条件下气相流量，立方米/天；qo为地面条件下的油相流量，立方米/天；qw为地面条件下的水相流量，立方米/天；qo1为地面条件下的气驱贡献油相流量，立方米/天；qo2为地面条件下的水驱贡献油相流量，立方米/天；Rsi为原始溶解气油比，方/方；Bw为地层水体积系数；Bg为天然气体积系数；Bo为原油体积系数；μo为地层原油粘度，mPa·s；μg为地层天然气粘度，mPa·s；μw为地层水粘度，mPa·s；krg为油气相渗中气相相对渗透率，kro1为油气相渗中油相相对渗透率，krw为油水相渗中水相相对渗透率，kro2为油水相渗中油相相对渗透率；
Figure FDA0003596152480000013
Figure FDA0003596152480000021
其中，Sg为气驱部分油环含气饱和度，Sw为水驱部分油环含水饱和度，m1、n1、m2、n2为拟合系数；
Figure FDA0003596152480000022
Figure FDA0003596152480000023
其中，Np为油藏累积产油量，万立方米；Np1为气驱部分累积产油量，万立方米；N1为气驱部分初始原油地质储量，万立方米；N2为气驱部分初始原油地质储量，万立方米；Swi为束缚水饱和度；
将公式(1～6)联立，得到气驱部分贡献产油量、水驱部分贡献产油量的关系式，如公式(7、8)所示：
Figure FDA0003596152480000024
Figure FDA0003596152480000025
将两式相加，得到总产油量并在两边约去，即建立气、水驱产量贡献评价关系式如公式(9)所示：
Figure FDA0003596152480000026
其中，GOR为油藏气油比，立方米/立方米；WOR为油藏水油比，立方米/立方米；
该关系式的物理意义是气驱和水驱产油量的无因次之和为1，同时表明实际动态生产数据中的气油比和水油比是反映顶气边水油藏气驱和水驱瞬时贡献产油量的主要指标；
根据公式(9)，计算得出气驱部分和水驱部分的累计贡献产油量，也即气驱和水驱的累计贡献产油量。
2.如权利要求1所述的一种顶气边水油藏可采储量预测及开发效果评价方法，其特征是：建立所述油藏工程方法模型：
通过对水平井平行流体界面开发的顶气边水油藏进行模型抽提，建立油藏工程方法模型，上面是气顶、下面是边水、中间是油环，水平采油井位于油柱高度1/2位置处，将模型分为气驱和水驱两部分，气驱和水驱部分的初始原油地质储量比是1:1，根据源汇理论，在天然气顶边水能量开发条件下，水平井上下部分原油不发生大幅窜流。
3.如权利要求1所述的一种顶气边水油藏可采储量预测及开发效果评价方法，其特征是：建立所述顶气边水油藏可采储量预测方法：
对于气驱部分，生产气油比、累计产油量满足半对数线性关系，如公式(10)所示；根据气驱特征曲线得出，原油可采储量、原油技术采收率与经济极限气油比存在关系，如公式(11、12)所示：
lg(GOR1-Rsi)＝A+BNp1 (10)
Figure FDA0003596152480000031
Figure FDA0003596152480000032
其中，GOR1为气驱部分气油比，立方米/立方米；Np1为气驱部分累积产油量，万立方米；NR1为气驱部分原油可采储量，万立方米；ER1为气驱部分原油技术采收率；GORmax为气驱部分经济极限气油比，立方米/立方米；A、B为气驱特征曲线拟合系数；
其中经济极限气油比的大小受到多种因素的制约，如：储层类型、开发方式、井网类型、工艺技术及开发成本等，这些因素综合决定了GORmax的高低；根据以往的开发经验，气驱油田开发进入产量递减阶段后，在不采取重大的调整措施及不改变开发方式的情况下，其原油产量和气油比之间符合公式(12)：
lgGOR1＝C+Dqo1 (12)
因此，将递减阶段的气油比和原油产量在半对数坐标下进行线性回归，通过给定油田废弃产量后，就计算得出经济极限气油比GORmax；
对于水驱部分，根据石油可采储量计算行业标准，在甲、乙、丙、丁四种典型的水驱特征曲线中选择合适的曲线类型进行拟合，运用拟合系数计算原油可采储量；四种典型的水驱特征曲线原油可采储量计算关系如公式(13～16)所示：
Figure FDA0003596152480000041
Figure FDA0003596152480000042
Figure FDA0003596152480000043
Figure FDA0003596152480000044
其中，Np2为水驱部分累产油，万立方米；fw2为水驱部分含水率；a1、b1为甲型水驱特征曲线拟合系数；a2、b2为乙型水驱特征曲线拟合系数；a3、b3为丙型水驱特征曲线拟合系数；a4、b4为丁型水驱特征曲线拟合系数；
当fw2取经济极限含水率时，计算得出水驱部分原油可采储量。
4.如权利要求1所述的一种顶气边水油藏可采储量预测及开发效果评价方法，其特征是：建立所述顶气边水油藏开发效果评价方法：
对于气驱部分，如公式(17)所示，评价气驱部分的开发效果；对于水驱部分，根据童宪章图版，如公式(18)所示，评价水驱部分的开发效果：
Figure FDA0003596152480000045
Figure FDA0003596152480000046
其中，E1为气驱部分采出程度；E2为水驱部分采出程度；ER1为气驱部分原油技术采收率；ER2为水驱部分原油技术采收率；
公式(17)、公式(18)是能够反映顶气边水油藏开发效果变化的关系，通过将顶气边水油藏分为气驱部分和水驱部分，运用公式(17)、公式(18)绘制气驱油藏气油比、采出程度和采收率关系图版、以及水驱油藏含水率，投影实际点，通过实际点的趋势能够分别判断气驱部分和水驱部分的开发效果的变化，从而综合得出顶气边水油藏的开发效果变化。
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