CN113065705B - 海上薄互层砂岩油藏多层合采加密井可采储量预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种海上薄互层砂岩油藏多层合采加密井可采储量预测方法，包括如下步骤：1)统计动态注采连通系数，并计算生产井与注水井动态连通的射孔小层总流动系数；2)外推得到含水率达到98％时的已投产生产井单井可采储量；3)根据初期含水率分类建立不同初期含水率下单井可采储量与动态连通射孔小层总流动系数的关系图版；4)计算加密井区内各射孔小层原始孔隙体积；5)计算注水井在加密井区内各射孔小层总注水量；6)计算加密井区射孔层的注入PV数；7)利用油田注入PV数与油田含水率的关系图版插值计算加密井初期含水率；8)计算加密井与注水井动态连通的射孔小层总流动系数；9)计算加密井可采储量。

Description

海上薄互层砂岩油藏多层合采加密井可采储量预测方法

技术领域

本发明涉及一种海上薄互层砂岩油藏多层合采加密井可采储量预测方法，属于石油天然气开采技术领域。

背景技术

对于处于开发中后期的海上薄互层砂岩油藏，由于纵向各层注采连通性差异、层间干扰以及投产初期见水等因素影响，其加密井可采储量预测难度较大。目前主要采用油藏数值模拟的方法对加密井的可采储量进行预测。然而对于薄互层砂岩油藏而言，即使花费大量时间和精力完成了长生产历史的拟合，其油藏数值模拟模型仍然有很大的不确定性。因此有必要在已投产生产井开发现状类比的基础上，通过油藏工程原理建立一套海上薄互层砂岩油藏多层合采加密井可采储量预测方法，用于指导加密井井位决策和油藏数值模拟研究。

发明内容

针对上述突出问题，本发明提供一种海上薄互层砂岩油藏多层合采加密井可采储量预测方法，该方法适用于采用定向井合采为主要开发方式、注水保压且处于开发中后期的海上薄互层砂岩油藏。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：

一种海上薄互层砂岩油藏多层合采加密井可采储量预测方法，包括如下步骤：

1)根据测井水淹定量解释结果、MDT测压数据、PLT测试数据以及地质专业静态注采连通分析结果，分析生产井和注水井在各射孔小层的动态连通性，统计动态注采连通系数A，并计算生产井与注水井动态连通射孔小层总流动系数M_sum；

2)按月统计已投产生产井单井的累积产油量N_p和累积产水量W_p，对累积产油量与累积产水量的拟合关系式N_p＝N_R-aN_p ²/W_p ^q进行系数识别，并外推N_p得到含水率达到98％时的已投产生产井单井可采储量N_plast，其中N_R、a、q为拟合系数；

3)计算单井生产前3个月平均含水率作为初期含水率，根据单井的初期含水率分类建立不同初期含水率下所述步骤2)中的单井可采储量N_plast与所述步骤1)中动态连通射孔小层总流动系数M_sum的关系图版；

4)根据加密井设计井位、射孔层位、地质油藏特征以及当前井网特征，从整个油藏中划分加密井区，计算加密井区内各射孔小层原始孔隙体积(V_pwell)_n；

5)根据所述步骤1)中的动态注采连通分析结果，将与加密井区内的生产井存在动态连通关系的所有注水井的注水量劈分至各射孔小层内，计算注水井在加密井区内各射孔小层总注水量INJ_n；

6)根据所述步骤4)中的加密井区各射孔小层原始孔隙体积(V_pwell)_n和所述步骤5)中注水井在加密井区内各射孔小层总注水量INJ_n，计算加密井区射孔层的注入PV数(PV数指孔隙体积倍数，即累积注入量与地下孔隙体积之比)PV_all；

7)绘制油田注入PV数PV_f与油田含水率f_wf的关系图版，依据所述步骤6)中的加密井区射孔层的注入PV数PV_all，利用图版插值计算加密井初期含水率F_w；

8)根据所述步骤1)计算加密井与注水井动态连通射孔小层总流动系数M_{sum_infill}；

9)根据所述步骤7)中的加密井初期含水率F_w和所述步骤8)中加密井与注水井动态连通射孔小层总流动系数M_{sum_infill}，利用所述步骤3)不同初期含水率下单井可采储量N_plast与动态连通射孔小层总流动系数M_sum的关系图版计算加密井可采储量。

所述的可采储量预测方法，优选地，所述步骤1)中生产井与注水井动态连通射孔小层总流动系数M_sum为：

式中，A_bn为生产井在射孔小层n的动态注采连通系数，取值为0或1；G为生产井的射孔总层数；g为生产井射孔层编号，取值为1,2,3,…,G；k_p为生产井射孔层的渗透率；h_p为生产井射孔层的有效厚度；μ_o为生产井射孔层内的原油粘度。

所述的可采储量预测方法，优选地，所述步骤2)的具体外推方法如下：

①以生产井最后两个月累积产油量作为N_p(0)和N_p(1)，等间距外推N_p(2),N_p(3),…,N_p(j)；

②根据所述步骤2)中拟合得到的系数N_R、a、q，计算相应的累积产水量W_p(j)：

式中，N_p(j)为步骤①中外推生产井累积产油量；W_p(j)是与N_p(j)对应的生产井累积产水量；N_R、a、q为拟合系数；

③判断含水率达到98％时的单井可采储量N_plast，当N_p(j)满足如下条件时：

此时N_plast＝N_p(j)；

式中，N_p(j)、N_p(j-1)均是步骤①中外推生产井累积产油量；W_p(j)、W_p(j-1)分别是与N_p(j)、N_p(j-1)对应的生产井累积产水量；其中，j为步骤①中外推累积产油量和对应累积产水量的编号。

所述的可采储量预测方法，优选地，所述步骤3)中根据单井的初期含水率分类建立单井可采储量N_plast与动态连通射孔小层总流动系数M_sum的关系图版，其分类建立原则为将初期含水率相同的生产井划分为同一类建立图版，其中初期含水率按四舍五入原则保留小数点后一位。

所述的可采储量预测方法，优选地，所述步骤4)中加密井区内各射孔小层原始孔隙体积(V_pwell)_n为：

(V_pwell)_n＝(S_areahφ)_n

式中，S_area为加密井区内射孔小层n的面积；h为加密井区内射孔小层n的有效厚度；φ为加密井区内射孔小层n的地下孔隙度。

所述的可采储量预测方法，优选地，所述步骤5)中注水井在加密井区内各射孔小层总注水量INJ_n为：

式中，INJ_n为所有与加密井区内生产井动态连通的注水井在射孔小层n加密井区范围内的注水量；M为与加密井区内生产井动态连通的注水井数量；m为与加密井区内生产井动态连通的注水井编号，取值为1,2,3,…,M；(INJ_n)_m为注水井m在射孔小层n加密井区范围内的注水量；(INJ_{total_m})_i为注水井m在第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间的累积注水量；(f_{PLT_m})_i为注水井m第i次PLT测试中包含射孔小层n的测试段的吸水比例；NT为注水井PLT测试次数；i为PLT测试次数编号，取值为1,2,3,…,NT；(k_wh_w)_n为注水井m在射孔小层n的地层系数；NN为包含射孔小层n的注水井PLT测试段内所有射孔小层总数；nn为PLT测试段内射孔小层编号，取值为1,2,3,…,NN；(k_wh_w)_nn为注水井m在射孔小层nn的地层系数；[(W_po)_{n_i}]_np为注水井m在第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间生产井np在射孔小层n的累积产液量；NP为加密井区内生产井数量；np为加密井区内生产井编号，取值为1,2,3,…,NP；D为与注水井m存在动态连通关系的生产井总井数；d为与注水井m存在动态连通关系的生产井编号，取值为1,2,3,…,D；[(W_po)_{n_i}]_d为注水井m在第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间生产井d在射孔小层n的累积产液量；[Q_{total_i}]_np为生产井np在注水井m第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间的累积产液量；(k_nph_np)_n为生产井np在射孔小层n的地层系数；A_{np_n}为生产井np在射孔小层n与加密井区内注水井的动态注采连通系数，取值为0或1，由所述步骤1)得到；G是生产井射孔层总数；g是生产井射孔层编号，取值为1,2,3,…,G；A_{np_g}是生产井np在射孔小层g与加密井区内注水井的动态注采连通系数，取值为0或1，由所述步骤1)得到；(k_nph_np)_g为生产井np在射孔小层g的地层系数；[Q_{total_i}]_d是生产井d在注水井m第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间的累积产液量；(k_dh_d)_n是生产井d在射孔小层n的地层系数；A_{d_n}是生产井d在射孔小层n与加密井区内注水井的动态注采连通系数，取值为0或1，由所述步骤1)得到；A_{d_g}是生产井d在射孔小层g与加密井区内注水井的动态注采连通系数，取值为0或1，由所述步骤1)得到；(k_dh_d)_g是生产井d在射孔小层g的地层系数。

所述的可采储量预测方法，优选地，所述步骤6)中加密井区射孔层的注入PV数PV_all为：

式中，NL为加密井射孔小层总数；n为加密井射孔小层编号，取值为1,2,3,…,NL；B_w为加密井区内射孔小层n的地层水体积系数。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：

1、本发明提供了一种基于油藏工程原理和油田生产历史类比的海上薄互层砂岩油藏多层合采加密井可采储量预测方法，预测结果可靠。

2、本发明方法避免了油藏数值模拟方法成本高、周期长的问题，可以快速实现多层合采加密井的可采储量估算，为薄互层砂岩油藏的加密井井位决策和历史拟合研究提供指导。

3、本发明方法可以广泛应用于处于注水开发中后期的同类型薄互层砂岩油藏。

附图说明

图1为本发明一实施例提供的可采储量预测方法流程图；

图2为本发明该实施例提供的依据单井的初期含水率分类建立的不同初期含水率下单井可采储量和动态注采连通射孔小层的总流动系数关系图版。

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，下面对本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例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。

如图1所示，本发明提供一种海上薄互层砂岩油藏多层合采加密井的可采储量预测方法，包括如下步骤：

1)根据测井水淹定量解释结果、MDT测压数据、PLT测试数据以及地质专业静态注采连通分析结果，分析生产井和注水井在各射孔小层的动态连通性，统计动态注采连通系数A，并计算生产井与注水井动态连通的射孔小层总流动系数M_sum；具体分析和计算过程如下：

①选择生产井B为分析井，根据B井射孔层位逐射孔小层分析B井的动态注采连通性；

②根据B井或其邻井钻后测井水淹定量解释结果分析动态注采连通性：若B井钻后测井解释在射孔小层n中已经水淹，且B井位于老井注采流线附近，则B井在射孔小层n中与注水井动态连通，动态注采连通系数A_bn＝1；若B井在射孔小层n中测井解释未水淹，但比B井投产晚的邻井在射孔小层n中水淹，且B井位于老井注采流线附近，则B井在射孔小层n中与注水井动态连通，动态注采连通系数A_bn＝1；若B井及其周围邻井均未水淹，则仅利用水淹解释结果无法判断动态注采连通性；

③根据B井的MDT(Modular Dynamics Tester,模块式地层动态测试器)测压资料分析动态注采连通性：对于B井及邻井均未水淹的情况，若MDT显示B井在射孔小层n中超压(目前地层压力高于原始地层压力)且地质分析结果为静态连通，则B井在射孔小层n中动态注采连通，动态注采连通系数A_bn＝1；若MDT测试显示B井在射孔小层n中欠压(目前地层压力低于原始地层压力)或无MDT测试资料，且地质分析结果为静态不连通或连通性差，则B井在射孔小层n动态不连通，动态注采连通系数A_bn＝0；若MDT测试显示B井在射孔小层n中欠压或无MDT测试资料，而地质分析结果为静态注采连通性好且对应注水井PLT(ProductionLogging Test,生产测井)测试显示射孔小层n明显吸水(吸水比例大于5％)，则B井在射孔小层n动态注采连通，动态注采连通系数A_bn＝1；

④根据动态连通性分析结果，计算生产井B与注水井动态连通射孔小层总流动系数M_sum：

式中，A_bn为生产井在射孔小层n的动态注采连通系数，取值为0或1，由步骤②和③分析得到；G为生产井的射孔总层数，单位是层；g为生产井射孔层编号，无单位，取值为1,2,3,…,G；k_p为生产井射孔层的渗透率，单位是mD；h_p为生产井射孔层的有效厚度，单位是m；μ_o为生产井射孔层内的原油粘度，单位是mPa.s；

⑤对所有生产井按照①-④进行分析和计算。

2)按月统计已投产生产井单井的累积产油量N_p和累积产水量W_p，对累积产油量与累积产水量的拟合关系式N_p＝N_R-aN_p ²/W_p ^q进行系数识别，并外推N_p得到含水率达到98％时的已投产生产井单井可采储量N_plast，其中N_R、a、q为拟合系数；具体外推方法如下：

①以生产井最后两个月累积产油量作为N_p(0)和N_p(1)，等间距外推N_p(2),N_p(3),…,N_p(j)；

②根据所述步骤2)中拟合得到的系数N_R、a、q，计算相应的累积产水量W_p(j)：

式中，N_p(j)为步骤①中外推生产井累积产油量，单位是m³；W_p(j)是与N_p(j)对应的生产井累积产水量，单位是m³；N_R、a、q为拟合系数；

③判断含水率达到98％时的单井可采储量N_plast，当N_p(j)满足如下条件时：

此时N_plast＝N_p(j)；

式中，N_p(j)、N_p(j-1)均是步骤①中外推生产井累积产油量，单位是m³；W_p(j)、W_p(j-1)分别是与N_p(j)、N_p(j-1)对应的生产井累积产水量，单位是m³；其中，j为步骤①中外推累积产油量和对应累积产水量的编号，无单位。

3)计算单井生产前3个月平均含水率作为初期含水率，根据单井的初期含水率分类建立不同初期含水率下所述步骤2)中单井可采储量N_plast与所述步骤1)中动态连通射孔小层总流动系数M_sum的关系图版；(分类建立原则为将初期含水率相同的生产井划分为同一类建立图版，其中初期含水率按四舍五入原则保留小数点后一位。)

4)根据加密井(加密井是指为提高油藏的产量和采收率，在已有的开发井之间所钻的井)设计井位、射孔层位、地质油藏特征以及当前井网特征，从整个油藏中划分加密井区，计算加密井区内各射孔小层原始孔隙体积(V_pwell)_n：

(V_pwell)_n＝(S_areahφ)_n

式中，S_area为加密井区内射孔小层n的面积，单位是m²；h为加密井区内射孔小层n的有效厚度，单位是m；φ为加密井区内射孔小层n的地下孔隙度，无量纲。其中加密井区划分采用本领域技术人员惯用方法，故不再赘述。

5)根据所述步骤1)中的动态注采连通分析结果，将与加密井区内的生产井存在动态连通关系的所有注水井的注水量劈分至各射孔小层内，计算注水井在加密井区内各射孔小层总注水量INJ_n；

式中，INJ_n为所有与加密井区内生产井动态连通的注水井在射孔小层n加密井区范围内的注水量，单位是m³；M为与加密井区内生产井动态连通的注水井数量，单位是口；m为与加密井区内生产井动态连通的注水井编号，无单位，取值为1,2,3,…,M；(INJ_n)_m为注水井m在射孔小层n加密井区范围内的注水量，单位是m³；(INJ_{total_m})_i为注水井m在第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间的累积注水量，单位是m³；(f_{PLT_m})_i为注水井m第i次PLT测试中包含射孔小层n的测试段的吸水比例，无量纲；NT为注水井PLT测试次数，单位是次；i为PLT测试次数编号，无单位，取值为1,2,3,…,NT；(k_wh_w)_n为注水井m在射孔小层n的地层系数，单位是mD.m；NN为包含射孔小层n的注水井PLT测试段内所有射孔小层总数，单位是层；nn为PLT测试段内射孔小层编号，无单位，取值为1,2,3,…,NN；(k_wh_w)_nn为注水井m在射孔小层nn的地层系数，单位是mD.m；[(W_po)_{n_i}]_np为注水井m在第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间生产井np在射孔小层n的累积产液量，单位是m³；NP为加密井区内生产井数量，单位是口；np为加密井区内生产井编号，无单位，取值为1,2,3,…,NP；D为与注水井m存在动态连通关系的生产井总井数，单位是口；d为与注水井m存在动态连通关系的生产井编号，无单位，取值为1,2,3,…,D；[(W_po)_{n_i}]_d为注水井m在第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间生产井d在射孔小层n的累积产液量，单位是m³；[Q_{total_i}]_np为生产井np在注水井m第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间的累积产液量，单位是m³；(k_nph_np)_n为生产井np在射孔小层n的地层系数，单位是mD.m；A_{np_n}为生产井np在射孔小层n与加密井区内注水井的动态注采连通系数，取值为0或1，由所述步骤1)得到；G是生产井射孔层总数，单位是层；g是生产井射孔层编号，无单位，取值为1,2,3,…,G；A_{np_g}是生产井np在射孔小层g与加密井区内注水井的动态注采连通系数，取值为0或1，由所述步骤1)得到；(k_nph_np)_g为生产井np在射孔小层g的地层系数，单位是mD.m；[Q_{total_i}]_d是生产井d在注水井m第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间的累积产液量，单位是m³；(k_dh_d)_n是生产井d在射孔小层n的地层系数，单位是mD.m；A_{d_n}是生产井d在射孔小层n与加密井区内注水井的动态注采连通系数，取值为0或1，由所述步骤1)得到；A_{d_g}是生产井d在射孔小层g与加密井区内注水井的动态注采连通系数，取值为0或1，由所述步骤1)得到；(k_dh_d)_g是生产井d在射孔小层g的地层系数，单位是mD.m。

6)根据所述步骤4)中的加密井区各射孔小层原始孔隙体积(V_pwell)_n和所述步骤5)中注水井在加密井区内各射孔小层总注水量INJ_n，计算加密井区射孔层的注入PV数(PV数指孔隙体积倍数，即累积注入量与地下孔隙体积之比)PV_all：

式中，NL为加密井射孔小层总数；n为加密井射孔小层编号，取值为1,2,3,…,NL；B_w为加密井区内射孔小层n的地层水体积系数，单位是m³/m³。

7)绘制油田注入PV数PV_f与油田含水率f_wf的关系图版，依据所述步骤6)中的加密井区射孔层的注入PV数PV_all，利用图版插值计算加密井初期含水率F_w；其中油田注入PV数PV_f与油田含水率f_wf关系图版采用本领域技术人员惯用方法，故不再赘述。

8)根据所述步骤1)计算加密井与注水井动态连通射孔小层总流动系数M_{sum_infill}。

9)根据所述步骤7)中的加密井初期含水率F_w和所述步骤8)中加密井与注水井动态连通射孔小层总流动系数M_{sum_infill}，利用所述步骤3)不同初期含水率下单井可采储量N_plast与动态连通射孔小层总流动系数M_sum的关系图版计算加密井可采储量。

最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (6)

1.一种海上薄互层砂岩油藏多层合采加密井可采储量预测方法，其特征在于，包括如下步骤：

1)根据测井水淹定量解释结果、MDT测压数据、PLT测试数据以及地质专业静态注采连通分析结果，分析生产井和注水井在各射孔小层的动态连通性，统计动态注采连通系数A，并计算生产井与注水井动态连通射孔小层总流动系数M_sum；

2)按月统计已投产生产井单井的累积产油量N_p和累积产水量W_p，对累积产油量与累积产水量的拟合关系式N_p＝N_R-aN_p ²/W_p ^q进行系数识别，并外推N_p得到含水率达到98％时的已投产生产井单井可采储量N_plast，其中N_R、a、q为拟合系数；

3)计算单井生产前3个月平均含水率作为初期含水率，根据单井的初期含水率分类建立不同初期含水率下所述步骤2)中的单井可采储量N_plast与所述步骤1)中动态连通射孔小层总流动系数M_sum的关系图版；

4)根据加密井设计井位、射孔层位、地质油藏特征以及当前井网特征，从整个油藏中划分加密井区，计算加密井区内各射孔小层原始孔隙体积(V_pwell)_n；

5)根据所述步骤1)中的动态注采连通分析结果，将与加密井区内的生产井存在动态连通关系的所有注水井的注水量劈分至各射孔小层内，计算注水井在加密井区内各射孔小层总注水量INJ_n；

6)根据所述步骤4)中的加密井区各射孔小层原始孔隙体积(V_pwell)_n和所述步骤5)中注水井在加密井区内各射孔小层总注水量INJ_n，计算加密井区射孔层的注入PV数PV_all；

7)绘制油田注入PV数PV_f与油田含水率f_wf的关系图版，依据所述步骤6)中的加密井区射孔层的注入PV数PV_all，利用图版插值计算加密井初期含水率F_w；

8)根据所述步骤1)计算加密井与注水井动态连通射孔小层总流动系数M_{sum_infill}；

9)根据所述步骤7)中的加密井初期含水率F_w和所述步骤8)中加密井与注水井动态连通射孔小层总流动系数M_{sum_infill}，利用所述步骤3)不同初期含水率下单井可采储量N_plast与动态连通射孔小层总流动系数M_sum的关系图版计算加密井可采储量；

其中，所述步骤1)中生产井与注水井动态连通射孔小层总流动系数M_sum为：

式中，A_bn为生产井在射孔小层n的动态注采连通系数，取值为0或1；G为生产井的射孔总层数；g为生产井射孔层编号，取值为1,2,3,…,G；k_p为生产井射孔层的渗透率；h_p为生产井射孔层的有效厚度；μ_o为生产井射孔层内的原油粘度。

2.根据权利要求1所述的可采储量预测方法，其特征在于，所述步骤2)的具体外推方法如下：

①以生产井最后两个月累积产油量作为N_p(0)和N_p(1)，等间距外推N_p(2),N_p(3),…,N_p(j)；

②根据所述步骤2)中拟合得到的系数N_R、a、q，计算相应的累积产水量W_p(j)：

式中，N_p(j)为步骤①中外推生产井累积产油量；W_p(j)是与N_p(j)对应的生产井累积产水量；N_R、a、q为拟合系数；

③判断含水率达到98％时的单井可采储量N_plast，当N_p(j)满足如下条件时：

此时N_plast＝N_p(j)；

式中，N_p(j)、N_p(j-1)均是步骤①中外推生产井累积产油量；W_p(j)、W_p(j-1)分别是与N_p(j)、N_p(j-1)对应的生产井累积产水量；其中，j为步骤①中外推累积产油量和对应累积产水量的编号。

3.根据权利要求2所述的可采储量预测方法，其特征在于，所述步骤3)中计算单井生产前3个月平均含水率作为初期含水率，根据单井的初期含水率分类建立不同初期含水率下单井可采储量N_plast与动态连通射孔小层总流动系数M_sum的关系图版，分类建立原则为将初期含水率相同的生产井划分为同一类建立图版，其中初期含水率按四舍五入原则保留小数点后一位。

4.根据权利要求3所述的可采储量预测方法，其特征在于，所述步骤4)中加密井区内各射孔小层原始孔隙体积(V_pwell)_n为：

(V_pwell)_n＝(S_areahφ)_n

式中，S_area为加密井区内射孔小层n的面积；h为加密井区内射孔小层n的有效厚度；φ为加密井区内射孔小层n的地下孔隙度。

5.根据权利要求4所述的可采储量预测方法，其特征在于，所述步骤5)中注水井在加密井区内各射孔小层总注水量INJ_n为：

式中，INJ_n为所有与加密井区内生产井动态连通的注水井在射孔小层n加密井区范围内的注水量；M为与加密井区内生产井动态连通的注水井数量；m为与加密井区内生产井动态连通的注水井编号，取值为1,2,3,…,M；(INJ_n)_m为注水井m在射孔小层n加密井区范围内的注水量；(INJ_{total_m})_i为注水井m在第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间的累积注水量；(f_{PLT_m})_i为注水井m第i次PLT测试中包含射孔小层n的测试段的吸水比例；NT为注水井PLT测试次数；i为PLT测试次数编号，取值为1,2,3,…,NT；(k_wh_w)_n为注水井m在射孔小层n的地层系数；NN为包含射孔小层n的注水井PLT测试段内所有射孔小层总数；nn为PLT测试段内射孔小层编号，取值为1,2,3,…,NN；(k_wh_w)_nn为注水井m在射孔小层nn的地层系数；[(W_po)_{n_i}]_np为注水井m在第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间生产井np在射孔小层n的累积产液量；NP为加密井区内生产井数量；np为加密井区内生产井编号，取值为1,2,3,…,NP；D为与注水井m存在动态连通关系的生产井总井数；d为与注水井m存在动态连通关系的生产井编号，取值为1,2,3,…,D；[(W_po)_{n_i}]_d为注水井m在第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间生产井d在射孔小层n的累积产液量；[Q_{total_i}]_np为生产井np在注水井m第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间的累积产液量；(k_nph_np)_n为生产井np在射孔小层n的地层系数；A_{np_n}为生产井np在射孔小层n与加密井区内注水井的动态注采连通系数，取值为0或1，由所述步骤1)得到；G是生产井射孔层总数；g是生产井射孔层编号，取值为1,2,3,…,G；A_{np_g}是生产井np在射孔小层g与加密井区内注水井的动态注采连通系数，取值为0或1，由所述步骤1)得到；(k_nph_np)_g为生产井np在射孔小层g的地层系数；[Q_{total_i}]_d是生产井d在注水井m第i次PLT测试和第i+1次PLT测试期间的累积产液量；(k_dh_d)_n是生产井d在射孔小层n的地层系数；A_{d_n}是生产井d在射孔小层n与加密井区内注水井的动态注采连通系数，取值为0或1，由所述步骤1)得到；A_{d_g}是生产井d在射孔小层g与加密井区内注水井的动态注采连通系数，取值为0或1，由所述步骤1)得到；(k_dh_d)_g是生产井d在射孔小层g的地层系数。

6.根据权利要求5所述的可采储量预测方法，其特征在于，所述步骤6)中加密井区射孔层的注入PV数PV_all为：

式中，NL为加密井射孔小层总数；n为加密井射孔小层编号，取值为1,2,3,…,NL；B_w为加密井区内射孔小层n的地层水体积系数。