CN113516267B - 基于水油体积比调整油藏开发的方法、装置及电子设备 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于水油体积比调整油藏开发的方法、装置及电子设备，涉及底水油藏开发技术领域。方法包括：根据获得的单井油藏的水油总储量、实际原油生产量、单井油藏的实际含水率以及预设水油体积比，得到预测原油储量、预测采出比例以及单井油藏的理论含水率，判断理论含水率与实际含水率是否匹配，在不匹配时，调整预设水油体积比以重新计算理论含水率，直至理论含水率与实际含水率匹配时，将预设水油体积比作为实际水油体积比，并根据实际水油体积比调整单井油藏开发措施中的采油速度，解决了不能准确获得单井油藏的水油体积比，从而不能根据水油体积比调整单井油藏开发措施的问题。
Description
技术领域
本发明涉及底水油藏开发技术领域，具体而言，涉及一种基于水油体积比调整油藏开发的方法、装置及电子设备。
背景技术
底水油藏由于底水和原油的共同影响，使其单井控制储量和水油体积比的确定都十分困难，而底水油藏单井控制水油体积比的确定对单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定意义重大。
现有技术中确定底水油藏水油体积比的方法，主要包括：容积法、静态法以及非稳态法三类。
容积法是基于油层厚度和储集层厚度以及其它油藏参数，利用容积法计算水油体积比的方法。例如：利用容积法计算了L6区块的水油体积比。
静态法是根据水驱油藏物质平衡理论，基于天然能量开发的物质平衡方程计算水油体积比的方法。例如：利用静态法计算评价了了大庆外围油田天然能量。
非稳态法是根据实际油藏地质静态资料和生产动态资料，结合物质平衡方程，运用非稳定流法计算天然水驱油藏的水油体积比的方法。例如：利用非稳态流计算了某油田东区Y10油藏的水油体积比。
现有技术存在的问题主要是：容积法计算底水油藏水油体积比，需要精确确定油层厚度和水层厚度，由于生产井一般不会穿过水层，因此通过测井手段难以确定水层厚度，而单纯通过地球物理手段确定油水层厚度则不够精确。静态法和非稳定法均为基于物质平衡理论确定水油体积比的方法，由于原油和水体的共同存在，单井控制储量难以准确确定。另外，以上三种方法均从整个油藏的角度来计算水油体积比，尚无从单井角度来计算单井控制范围内的水油体积比的方法，因此，仅靠容积法、静态法和非稳态法，很难准确地确定底水油藏单井控制水油体积比的大小，即现有技术中存在不能获得准确的单井的油藏的水油体积比，从而不能根据水油体积比调整单井油藏的开发措施的问题。
发明内容
针对现有技术中存在的不能获得准确的单井的油藏的水油体积比，从而不能根据水油体积比调整单井油藏的开发措施的问题，本发明提出了一种基于水油体积比调整油藏开发的方法，以解决上述问题，达到能够对底水油藏单井的水油体积比进行计算，从而能够根据水油体积比调整单井油藏开发措施的目的。
第一方面，本发明提出了一种基于水油体积比调整油藏开发的方法，该方法包括：
步骤a：获得单井油藏的水油总储量、预设水油体积比以及实际含水率；
步骤b：根据所述水油总储量和所述预设水油体积比得到预测原油储量；
步骤c：根据所述预测原油储量和实际原油生产量得到预测采出比例；
步骤d：根据所述实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率；
步骤e：判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配，并在不匹配时，调整所述预设水油体积比，并返回执行步骤b，直至所述理论含水率与所述实际含水率匹配时，将所述预设水油体积比作为实际水油体积比，并根据所述实际水油体积比及预设的与该实际水油体积比对应的采油速度调整所述单井油藏的开发措施中的采油速度。
根据本申请的实施例，可选的，在上述基于水油体积比调整油藏开发的方法中，获得单井油藏的水油总储量，包括：
根据单井油藏中的流体的流量重整压力和所述流体的物质平衡时间，得到储量参数，其中，所述流体包括原油和水体；
对所述储量参数采用容积法进行计算得到所述水油总储量。
根据本申请的实施例，可选的，在上述基于水油体积比调整油藏开发的方法中，根据单井油藏中的流体的流量重整压力和所述流体的物质平衡时间，得到储量参数，包括：
获取在单井油藏中的流体的流动达到拟稳态流动阶段时，所述流体的流量重整压力与所述流体的物质平衡时间的关系式，其中，该关系式为线性关系式；
获得所述线性关系式在双对数坐标上的直线的斜率和纵坐标截距，根据该斜率、该纵坐标截距以及斜率和纵坐标截距与储量参数的预设关系，得到储量参数。
根据本申请的实施例，可选的，在上述基于水油体积比调整油藏开发的方法中，根据所述实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率，包括：
得到所述采出比例与含水率的关系式的斜率和纵坐标截距，其中，所述采出比例与含水率的关系式为Y＝M·X+N，所述采出比例与含水率的关系式的斜率为M，所述采出比例与含水率的关系式的纵坐标截距为N，Y的取值为所述实际含水率，X的取值为所述预测采出比例；
根据所述采出比例与含水率的关系式的斜率、所述采出比例与含水率的关系式的纵坐标截距以及含水饱和度与含水率的关系式得到所述单井油藏的理论含水率。
根据本申请的实施例，可选的，在上述基于水油体积比调整油藏开发的方法中，所述采出比例与含水率的关系式通过以下方法获得：
根据分流量方程和油水相对渗透率方程得到含水饱和度与含水率的关系式，其中，该含水饱和度与含水率的关系式为：其中，fw为含水率，ρw为地层水密度，ρo为原油密度，μo为原油粘度，μw为地层水粘度，Bo为原油体积系数，Bw为地层水体积系数，a、b、e为常数，Sw为含水饱和度；
根据含水饱和度与采出比例的关系式和所述含水饱和度与含水率的关系式，得到采出比例和含水率的关系式，其中，所述含水饱和度与采出比例的关系式为R为采出比例，Swc为地层束缚水饱和度，所述采出比例和含水率的关系式为/>
当X＝R，M＝-b(1-Swc)，N＝ln a-bSwc时，得到采出比例和含水率的关系式为Y＝M·X+N。
根据本申请的实施例，可选的，在上述基于水油体积比调整油藏开发的方法中，判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配，包括：
采用预设匹配函数对所述理论含水率与所述实际含水率进行匹配计算，并得到匹配评价值，其中，所述预设匹配函数表达式为：E为匹配评价值，/>为所述理论含水率，fw(Sw)为所述实际含水率；
判断所述匹配评价值是否小于预设阈值，当所述匹配评价值小于预设阈值时，确认所述理论含水率与所述实际含水率匹配。
根据本申请的实施例，可选的，在上述基于水油体积比调整油藏开发的方法中，调整所述预设水油体积比，包括：
将所述预设水油体积比与预设调整量之和作为调整后的预设水油体积比。
第二方面，本发明提供了一种基于水油体积比调整油藏开发的装置，所述装置包括：
获得模块，用于获得单井油藏的水油总储量、预设水油体积比以及实际含水率；
原油储量计算模块，根据所述水油总储量和所述预设水油体积比得到预测原油储量；
采出比例计算模块，用于根据所述预测原油储量和实际原油生产量得到预测采出比例；
理论含水率计算模块，用于根据所述实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率；
判断调整模块，用于判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配，并在不匹配时，调整所述预设水油体积比，直至所述理论含水率与所述实际含水率匹配时，将所述预设水油体积比作为实际水油体积比，并根据所述实际水油体积比及预设的与该实际水油体积比对应的采油速度调整所述单井油藏的开发措施中的采油速度。
第三方面，本申请提供了一种存储介质，该存储介质存储的计算机程序，可被一个或多个处理器执行，可用来实现上述第一方面中任意一项的基于水油体积比调整油藏开发的方法。
第四方面，本申请提供了一种电子设备，包括存储器和处理器，所述存储器上存储有能够被所述处理器执行的存储介质，该存储介质被所述处理器执行时实现上述第一方面中任意一项的基于水油体积比调整油藏开发的方法。
与现有技术相比，上述方案中的一个或多个方面可以具有如下优点或有益效果：
通过获得单井油藏中原油和水体的水油总储量，以及预设水油体积比；根据所述水油总储量和所述预设水油体积比获得预测原油储量；根据所述预测原油储量和实际原油生产量得到预测采出比例；获得所述单井油藏的实际含水率，并根据该实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率；判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配，并在所述理论含水率与所述实际含水率不匹配时，调整所述预设水油体积比，并重新计算所述理论含水率，直至所述理论含水率与所述实际含水率匹配时，将所述预设水油体积比作为实际水油体积比，并根据所述实际水油体积比及预设的与该实际水油体积比对应的采油速度调整所述单井油藏的开发措施中的采油速度，解决了现有技术中存在的不能获得准确的单井的油藏的水油体积比，从而不能根据水油体积比调整单井油藏的开发措施的问题。
附图说明
通过结合附图阅读下文示例性实施例的详细描述可更好地理解本公开的范围。其中所包括的附图是：
图1为本发明实施例一提供的基于水油体积比调整油藏开发的方法流程图。
图2为本发明实施例一提供的基于水油体积比调整油藏开发的方法的另一流程图。
图3为本发明实施例二提供的W1井流量重整压力和物质平衡时间关系曲线。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本申请的实施方式，借此对本申请如何应用技术手段来解决技术问题，并达到相应技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。本申请实施例以及实施例中的各个特征，在不相冲突前提下可以相互结合，所形成的技术方案均在本申请的保护范围之内。
实施例一
请结合参阅图1和图2，本发明实施例提供了一种基于水油体积比调整油藏开发的方法，该方法包括步骤S110至步骤S160。
步骤S110，获得单井油藏的水油总储量、预设水油体积比以及实际含水率。
步骤S120，根据所述水油总储量和所述预设水油体积比得到预测原油储量。
步骤S130，根据所述预测原油储量和实际原油生产量得到预测采出比例。
步骤S140，根据所述实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率。
步骤S150，判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配。
在所述理论含水率与所述实际含水率不匹配时，执行步骤S151，并在执行完步骤S151后，返回执行步骤S120；在所述理论含水率与所述实际含水率匹配时，执行步骤S160。
步骤S151，调整所述预设水油体积比。
步骤S160，将所述预设水油体积比作为实际水油体积比，并根据所述实际水油体积比及预设的与该实际水油体积比对应的采油速度调整所述单井油藏的开发措施中的采油速度。
应当说明的是，所述图1为本实施例提供的基于水油体积比调整油藏开发的方法流程图，图2为本实施例提供的基于水油体积比调整油藏开发的方法的另一流程图。所述预设水油体积比即图2中的假设水油体积比，所述预测原油储量即图2中的原油储量，所述实际原油生产量即图2中的累产油，所述采出比例即图2中的采出程度，所述采出比例与含水率的关系式与图2中的fw-R关系曲线对应，所述实际水油体积比即图2中的合理水油体积比。
在本实施例中，获得单井油藏的水油总储量，包括：根据单井油藏中的流体的流量重整压力和所述流体的物质平衡时间，得到储量参数，其中，所述流体包括原油和水体；对所述储量参数采用容积法进行计算得到所述水油总储量。
在本实施例中，根据单井油藏中的流体的流量重整压力和所述流体的物质平衡时间，得到储量参数，包括：获取在单井油藏中的流体的流动达到拟稳态流动阶段时，所述流体的流量重整压力与所述流体的物质平衡时间的关系式，其中，该关系式为线性关系式；获得所述线性关系式在双对数坐标上的直线的斜率和纵坐标截距，根据该斜率、该纵坐标截距以及斜率和纵坐标截距与储量参数的预设关系，得到储量参数。
可以理解，根据本实施例中的计算方法，能够得出精确的储量参数的取值，精确的储量参数的取值有助于计算出精确的水油总储量，从而为后续各其他参数的计算提供良好的计算基础。
具体的，获得所述储量参数和所述水油总储量的过程如下：
在实际应用中，基于封闭边界或流动边界内油藏一口井变井底流压生产拟稳态阶段流动方程，并借鉴试井的思想，通过井底流压导数曲线表现出的拟稳定流动特征，即在所述拟稳定流动特征下所述井底流压导数曲线呈现出斜率为1的直线段，以根据该直线段确定单井动用储量。对于底水油藏，由于水体的影响，计算的出的单井动用储量实质上是水体和原油的总的动用储量。其计算的理论基础如下：
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，构建圆形封闭地层的拟稳态阶段渗流方程为：
通常来说，在实际生产中，油藏井控半径re均远远大于井筒半径rw，于是可以忽略rw/2re 2项，因此，所述圆形封闭地层的拟稳态阶段渗流方程可以简化为下式：
其中，ΔP为生产压差，单位为MPa；qw为产水量，单位为立方米(m3)；qo为产油量，单位为立方米(m3)；B为原油体积系数，无量纲；μ为原油粘度，单位为mpa·s；k为渗透率，单位为μm3；h为油水层有效厚度之和，单位为米(m)；re为含油半径(即油藏井控半径)，单位为米(m)；rw为油井半径(即井筒半径)，单位为米(m)；S为表皮系数；为有效孔隙度，单位为％；ct为压缩系数，单位为MPa-1；A为含油面积，单位为km2；/>为油藏生产时间，单位为天(d)；e为自然常数。
可以理解，通过对地震资料、钻井资料、测井资料以及实际生产数据的分析，能够获得油藏的动态数据及物性参数，其中，所述油藏的动态数据包括但不限于：产油量qo、产水量qw；所述油藏的物性参数包括但不限于：原油粘度μ、历年的水相、油和水混合体的密度ρ′、油和水混合体的体积系数B，特别地，在本实施例中采用工业PDA(即工业掌上电脑)生产动态分析法对所述地震资料、钻井资料、测井资料以及实际生产数据进行分析。
在获得所述油藏的动态数据和所述油藏的物性参数之后，引入m、b、A：
令所述m为线性关系的斜率；
令所述b为线性关系的截距；
令所述A为含油面积；
结合m、b、A以及圆形封闭地层的拟稳态阶段渗流方程，并引入流量重整压力和物质平衡时间的概念，能够得到：
其中，所述q(t)为t时刻的油藏的产量，单位为立方米；定义为流量重整压力；所述tcr为物质平衡时间。
当封闭油藏流体流动达到拟稳态流动阶段时，所述流量重整压力与所述物质平衡时间tcr呈现直线段，在双对数坐标上表现出斜率为1的直线段，根据直线段的斜率和截距就能够得到一系列的油藏参数，其中，所述油藏参数包括储量参数/>
然后利用容积法计算得到单井控制原油储量(No)和水体储量(Nw)之和N′：
其中，N′为原油和水体总储量，即水油总储量，单位为104t；No为原油储量，单位为104t；Nw为水体储量，单位为104t；A为含油面积，单位为km2；h为油水层有效厚度之和，单位为m；为有效孔隙度，单位为％；Ct与所述ct一样均为压缩系数；Swc为地层束缚水饱和度，单位为％；ρ′为油和水混合体的密度，单位为g/cm3；B′为油和水混合体的体积系数。
在本实施例中，根据所述实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率，包括：得到所述采出比例与含水率的关系式的斜率和纵坐标截距，其中，所述采出比例与含水率的关系式为Y＝M·X+N，所述采出比例与含水率的关系式的斜率为M，所述采出比例与含水率的关系式的纵坐标截距为N，Y的取值为所述实际含水率，X的取值为所述预测采出比例；根据所述采出比例与含水率的关系式的斜率、所述采出比例与含水率的关系式的纵坐标截距以及含水饱和度与含水率的关系式得到所述单井油藏的理论含水率。
为了体现油藏的各种参数对所述理论含水率的综合影响，从而增加获得的理论含水率的可信度，在本实施例中，所述采出比例与含水率的关系式通过以下方法获得：
根据分流量方程和油水相对渗透率方程得到含水饱和度与含水率的关系式，其中，该含水饱和度与含水率的关系式为：
其中，fw为含水率，ρw为地层水密度，ρo为原油密度，μo为原油粘度，μw为地层水粘度，Bo为原油体积系数，Bw为地层水体积系数，a、b为常数，e为自然常数，Sw为含水饱和度；根据含水饱和度与采出比例的关系式和所述含水饱和度与含水率的关系式，得到采出比例和含水率的关系式，其中，所述含水饱和度与采出比例的关系式为/>所述R为采出比例，所述Swc为地层束缚水饱和度，所述采出比例和含水率的关系式为：
当X＝R，M＝-b(1-Swc)，N＝ln a-bSwc时，得到采出比例和含水率的关系式为Y＝M·X+N。
可以理解，在通常情况下，油水两相流动，且都符合达西现象渗流定律，不考虑油水重力差和毛管力的作用，其分流量方程为：
其中，所述Qw为产水量，单位为立方米(m3)；所述Qo为产油量，单位为立方米(m3)；所述μw为地层水粘度，单位为mpa·s；所述Krw为地层水相对渗透率，单位为μm3；所述表示对压力P进行求导；所述ρw为地层水密度，单位为g/cm3；所述Bw为地层水体积系数；所述μo为原油粘度，单位为mpa·s；所述Kro为原油相对渗透率，单位为μm3。
由所述分流量方程可得：
在实际生产中，绝大多数油藏的相对渗透率曲线的油水相对渗透率关系表示为：
其中，所述a、b为常数；所述e为自然常数；所述Sw为含水饱和度。
联立和/>获得含水饱和度与含水率的关系式为：
将所述含水饱和度与采出比例的关系式带入所述含水饱和度与含水率的关系式，并在等式两边都取对数，得到：
即
从所述采出比例和含水率的关系式可以看出，对于某一确定的油藏内的生产井，所述M、所述N均应当为常数,因此，所述Y与所述X呈线性关系，在所述M、所述N为未知的情况下，基于实际生产数据中获得的所述Y与所述X的取值，利用线性回归可以获得系数M和N，再由M、N的表达式可以求解得到a和b。
具体的，基于实际生产数据中获得的所述Y与所述X的取值，利用线性回归可以获得系数M和N，包括：在实际生产中，根据累产油(累产油是实际生产数据，在不断变化)得到不断变化的采出比例R，实际含水率fw也是一个随实际生产而变化的值，因此，根据实际生产中得到的多组R和fw，既能够得到一条fw-R(采出比例与含水率)关系曲线，也能够根据关系曲线中采出比例R和实际含水率fw的取值，带入Y＝M·X+N进行计算，从而得到M和N，其中，X的取值为R，Y的取值为fw。
在由M、N的表达式获得a和b的取值后，采用所述含水饱和度与含水率的关系式即可得出理论含水率fw，其中，所述含水饱和度与含水率的关系式为：
在本实施例中，判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配，包括：采用预设匹配函数对所述理论含水率与所述实际含水率进行匹配计算，并得到匹配评价值，其中，所述预设匹配函数表达式为：
所述E为匹配评价值，所述为所述理论含水率，所述fw(Sw)为所述实际含水率；判断所述匹配评价值是否小于预设阈值，当所述匹配评价值小于预设阈值时，确认所述理论含水率与所述实际含水率匹配。
应当说明的是，所述预设匹配函数即图2中的目标优化函数；为区别实际含水率和理论含水率，在根据所述预设匹配函数判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配时，将理论含水率表示为
在本实施例中，步骤S151，调整所述预设水油体积比，包括：将所述预设水油体积比与预设调整量之和作为调整后的预设水油体积比。
可以理解，当所述匹配评价值小于预设阈值时，认为匹配情况较好，说明假设的Rwo初值即为实际水油体积比，当所述匹配评价值不小于预设阈值时，认为匹配情况不好，变化Rwo+ΔRwo,直到两者匹配情况符合预设要求，即所述匹配评价值小于所述预设阈值，此时的Rwo值即为实际水油体积比，其中，ΔRwo为所述预设调整量，该预设调整量的取值设置得越小越好，示例性的，可以将ΔRwo设置为0.001。
在本实施例中，根据所述实际水油体积比及预设的与该实际水油体积比对应的采油速度调整所述单井油藏的开发措施中的采油速度，可以是：根据所述单井油藏的实时开发阶段和所述实际水油体积比，从数据库中查找与所述单井油藏的实时开发阶段相同的理论油藏开发阶段，并从与该理论油藏开发阶段对应的多个理论水油体积比中查找与所述实际水油体积比相同的目标理论水油体积比；从所述数据库中查找与所述目标理论水油体积比对应的理论采油速度，并将该理论采油速度作为所述单井油藏的开发措施中的采油速度，其中，所述数据库中存储有每种理论油藏开发阶段对应的多个理论水油体积比以及与每个理论水油体积比分别对应的理论采油速度。
可以理解，宏观地说，在底水油藏开发过程中，油藏水油体积比的计算是必须也是至关重要的环节，水油体积比的准确度直接关系到油藏的开发效果、开发措施的制定、后期剩余油评价等一系列重大问题。
对油藏于开发措施的制定，主要包括制定采用天然能量开发的方式，或采用注水开发的方式，油藏开发措施的制定需要结合水油体积比和所处的实时开发阶段，以及其他相关数据，示例性的，当处于油藏开发中期时，需要结合水油体积比的比值对油藏中天然能量弱的地方进行注水，对天然能量差的地方进行注气或加泵开采；当处于油藏开发后期时，通过结合水油体积比的比值判断油藏中的剩余油量，并控制采油速度。本实施例通过在数据库中存储每种理论油藏开发阶段对应的多个理论水油体积比以及与每个理论水油体积比分别对应的理论采油速度，能够使工作人员根据单井油藏的水油体积比方便快捷地查找到针对该单井油藏的可信度高的采油速度，提高了工作效率。
可以理解，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，建立了基于日常生产数据的水体体积和原油总体积的方法，然后利用分流量方程与油水相对渗透率比值之间建立的关系式，通过与实际含水率的拟合确定了合理的水油体积比。该方法能够克服常规的油藏水油体积比计算方法中不能准确计算底水油藏单井控制水油体积比的问题。充分利用了日常生产数据等动态资料，并参考地震资料和钻井、录井等静态资料，从基本流动机理出发，结合分流量方程与相对渗透率表达式，能够快速有效地得到底水油藏单井控制水油体积比，从而基于该底水油藏单井控制水油体积比能够为底水油藏单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定提供重要的参考依据。
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。
实施例二
W1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，在投产初期，该生产井不含水，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如下表所示。
W1井原油物性参数及计算所用油藏参数表
| 参数 | Boi | Bo | Bw | ρo | Ct | Ce′ | Swc |
| 数值 | 1.317 | 1.324 | 1.017 | 0.9647 | 0.00253 | 0.00136 | 0.8 |
其中，所述Boi为原始地层压力下的原油体积系数，所述Bo为原油体积系数，所述Bw为地层水体积系数，所述ρo为原油密度，所述Ct为油藏综合压缩系数，所述C′e为含水区压缩系数，所述Swc为地层束缚水饱和度。
W1井单井控制开发措施调整过程包括步骤S210至步骤S230。
步骤S210，计算W1井单井控制水体体积Nw和原油储量No之和N′。
请参阅图3，图3为W1井流量重整压力和物质平衡时间关系曲线，在图3中，横坐标表示时间，单位为小时(hr)，纵坐标表示压力，单位为MPa；图中的四条曲线分别表示：W1井流量重整理论压力和物质平衡时间关系曲线、W1井流量重整实测压力和物质平衡时间关系曲线、W1井流量重整理论压力导数和物质平衡时间关系曲线以及W1井流量重整实测压力导数和物质平衡时间关系曲线，图3中箭头所指的位置即为上述各曲线上的一点。
利用W1井的日产油数据和油压资料，当W1井中流体的流动达到拟稳态流动阶段时，W1井流量重整压力与物质平衡时间tcr的关系曲线呈现直线段，在双对数坐标上表现出斜率为1的直线段，根据直线段的斜率和纵坐标截距就可以得到一系列的油藏参数，包括储量参数/>通过拟合计算W1井的储量参数/>万立方米。然后利用实施例一中所述的计算式/>对所述储量参数进行计算，得到W1井的单井控制原油储量和水体体积之和N′，N′＝331.86万吨，其中，所述N′为原油和水体总储量，单位为104t；所述No为原油储量，单位为104t；所述Nw为水体储量，单位为104t；所述A为含油面积，单位为km2；所述h为油水层有效厚度之和，单位为m；所述/>为有效孔隙度；所述Ct与所述ct一样均为压缩系数；所述Swc为地层束缚水饱和度；所述ρ′为油和水混合体的密度，单位为g/cm3；所述B′为油和水混合体的体积系数。
步骤S220，计算W1井单井控制水油体积比Rwo。
设置预设水油体积比，基于原油和水体总地质储量N′和实际油藏生产动态数据，计算采出比例，结合分流量方程与相渗表达式建立的关系式Y＝M·X+N，确定M和N后，利用其具体表达式M＝-b(1-Swc)和N＝ln a-bSwc确定a和b的值，然后可以利用油水相对渗透率与含水饱和度的关系式确定不同含水饱和度下油水相对渗透率的比值，基于不同含水饱和度下油水相对渗透率的比值，根据分流量方程：
计算理论含水率，与实际含水率对比拟合情况，如果拟合情况较好，说明假设的Rwo预设水油体积比即为实际水油体积比，如果拟合情况不好，变化Rwo+ΔRwo，直到两者拟合情况较好，此时的Rwo值即为真实的水油体积比，通过拟合得到W1井的单井控制水油体积比为Rwo＝2.9。
应当说明的是，实施例一和实施例二中具有相同形式的各参数其含义相同，实施例二中未解释的各参数的含义请参考实施例一，在此不再赘述。
步骤S230，得到W1井单井控制在实际开发阶段应当采用的采油速度。
具体的，根据所述W1井油藏的实时开发阶段和步骤S220中得到的W1井的单井控制水油体积比为Rwo＝2.9，从数据库中查找与所述W1井油藏的实时开发阶段相同的理论油藏开发阶段，并从与该理论油藏开发阶段对应的多个理论水油体积比中查找与所述实际水油体积比Rwo＝2.9相同的目标理论水油体积比。
接下来，从所述数据库中查找与所述目标理论水油体积比Rwo＝2.9对应的理论采油速度，并将该理论采油速度作为所述W1井油藏的开发措施中的采油速度，其中，所述数据库中存储有每种理论油藏开发阶段对应的多个理论水油体积比以及与每个理论水油体积比分别对应的理论采油速度。
实施例三
本申请实施例还提供了一种单井基于水油体积比调整油藏开发的装置，所述装置包括：
获得模块，用于获得单井油藏的水油总储量，预设水油体积比以及实际含水率。
应当说明的是，所述获取模块的实施原理与实施例一中步骤S110的实施原理类似，因此，所述获取模块的实施原理具体可以参照实施例一，在此不再重复赘述。
原油储量计算模块，用于根据所述水油总储量和所述预设水油体积比得到预测原油储量。
应当说明的是，所述原油储量计算模块的实施原理与实施例一中步骤S120的实施原理类似，因此，所述原油储量计算模块的实施原理具体可以参照实施例一，在此不再重复赘述。
采出比例计算模块，用于根据所述预测原油储量和实际原油生产量得到预测采出比例。
应当说明的是，所述采出比例计算模块的实施原理与实施例一中步骤S130的实施原理类似，因此，所述采出比例计算模块的实施原理具体可以参照实施例一，在此不再重复赘述。
理论含水率计算模块，用于根据所述实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率。
应当说明的是，所述理论含水率计算模块的实施原理与实施例一中步骤S140的实施原理类似，因此，所述理论含水率计算模块的实施原理具体可以参照实施例一，在此不再重复赘述。
判断调整模块，用于判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配，并在不匹配时，调整所述预设水油体积比，直至所述理论含水率与所述实际含水率匹配时，将所述预设水油体积比作为实际水油体积比，并根据所述实际水油体积比及预设的与该实际水油体积比对应的采油速度调整所述单井油藏的开发措施中的采油速度。
应当说明的是，所述判断调整模块的实施原理与实施例一中步骤S150的实施原理类似，因此，所述判断调整模块的实施原理具体可以参照实施例一，在此不再重复赘述。
可以理解，在本实施例中，通过获得模块、原油储量计算模块、采出比例计算模块、理论含水率计算模块以及判断调整模块各模块之间的相互协调作用，能够有效地解决现有技术中存在的不能获得准确的单井的油藏的水油体积比，从而不能根据水油体积比调整单井油藏的开发措施的问题。通过各模块之间的相互协调作用，能够达到对底水油藏单井的水油体积比进行精确计算，从而根据精确的水油体积比调整单井油藏开发措施的目的。
实施例四
本实施例还提供了一种存储介质，如闪存、硬盘、多媒体卡、卡型存储器(例如，SD或DX存储器等)、随机访问存储器(RAM)、静态随机访问存储器(SRAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、可编程只读存储器(PROM)、磁性存储器、磁盘、光盘、服务器、App应用商城等等，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时可以实现如实施例一中所述的基于水油体积比调整油藏开发的方法的全部或部分步骤，所述基于水油体积比调整油藏开发的方法包括：
步骤a：获得单井油藏的水油总储量、预设水油体积比以及实际含水率；
步骤b：根据所述水油总储量和所述预设水油体积比得到预测原油储量；
步骤c：根据所述预测原油储量和实际原油生产量得到预测采出比例；
步骤d：根据所述实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率；
步骤e：判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配，并在不匹配时，调整所述预设水油体积比，并返回执行步骤b，直至所述理论含水率与所述实际含水率匹配时，将所述预设水油体积比作为实际水油体积比，并根据所述实际水油体积比及预设的与该实际水油体积比对应的采油速度调整所述单井油藏的开发措施中的采油速度。
实施例五
本申请实施例还提供了一种电子设备，包括存储器和处理器，所述存储器上存储有能够被所述处理器执行的存储介质，该存储介质被所述处理器执行时实现如实施例一中所述的基于水油体积比调整油藏开发的方法。
其中，处理器用于执行如实施例一中所述的基于水油体积比调整油藏开发的方法中的全部或部分步骤。存储器用于存储各种类型的数据，这些数据例如可以包括电子设备中的任何应用程序或方法的指令，以及应用程序相关的数据。
所述处理器可以是专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，简称ASIC)、数字信号处理器(Digital Signal Processor，简称DSP)、数字信号处理设备(Digital Signal Processing Device，简称DSPD)、可编程逻辑器件(Programmable LogicDevice，简称PLD)、现场可编程门阵列(Field Programmable Gate Array，简称FPGA)、控制器、微控制器、微处理器或其他电子元件实现，用于执行上述实施例一中所述的基于水油体积比调整油藏开发的方法。
所述存储器可以由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，例如静态随机存取存储器(Static Random Access Memory，简称SRAM)，电可擦除可编程只读存储器(Electrically Erasable Programmable Read-Only Memory，简称EEPROM)，可擦除可编程只读存储器(Erasable Programmable Read-Only Memory，简称EPROM)，可编程只读存储器(Programmable Read-Only Memory，简称PROM)，只读存储器(Read-Only Memory，简称ROM)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。
综上所述，本发明提供了一种基于水油体积比调整油藏开发的方法、装置及电子设备，所述基于水油体积比调整油藏开发的方法通过获得单井油藏中原油和水体的水油总储量，以及预设水油体积比；根据所述水油总储量和所述预设水油体积比获得预测原油储量；根据所述预测原油储量和实际原油生产量得到预测采出比例；获得所述单井油藏的实际含水率，并根据该实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率；判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配，并在所述理论含水率与所述实际含水率不匹配时，调整所述预设水油体积比，并重新计算所述理论含水率，直至所述理论含水率与所述实际含水率匹配时，将所述预设水油体积比作为实际水油体积比，并根据所述实际水油体积比及预设的与该实际水油体积比对应的采油速度调整所述单井油藏的开发措施中的采油速度，能够解决现有技术中存在的不能获得准确的单井的油藏的水油体积比，从而不能根据水油体积比调整单井油藏的开发措施的问题。
进一步地，本发明根据获取在单井油藏中的流体的流动达到拟稳态流动阶段时，所述流体的流量重整压力与所述流体的物质平衡时间的关系式，其中，该关系式为线性关系式；获得所述线性关系式在双对数坐标上的直线的斜率和纵坐标截距，根据该斜率、该纵坐标截距以及斜率和纵坐标截距与储量参数的预设关系，得到储量参数，通过这样的步骤获得的储量参数的精确度高，根据所述储量参数能够获得可信度高的预测采出比例以及理论含水率，从而快速地推导出所述单井油藏的实际水油体积比。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。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。
虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
Claims (8)
1.一种基于水油体积比调整油藏开发的方法，其特征在于，所述方法包括：
步骤a：获得单井油藏的水油总储量、预设水油体积比以及实际含水率；
步骤b：根据所述水油总储量和所述预设水油体积比得到预测原油储量；
步骤c：根据所述预测原油储量和实际原油生产量得到预测采出比例；
步骤d：根据所述实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率；
步骤e：判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配，并在不匹配时，调整所述预设水油体积比，并返回执行步骤b，直至所述理论含水率与所述实际含水率匹配时，将所述预设水油体积比作为实际水油体积比，并根据所述实际水油体积比及预设的与该实际水油体积比对应的采油速度调整所述单井油藏的开发措施中的采油速度；
所述采出比例与含水率的关系式通过以下方法获得：
根据分流量方程和油水相对渗透率方程得到含水饱和度与含水率的关系式，其中，该含水饱和度与含水率的关系式为：其中，fw为含水率，ρw为地层水密度，ρo为原油密度，μo为原油粘度，μw为地层水粘度，Bo为原油体积系数，Bw为地层水体积系数，a、b、e为常数，Sw为含水饱和度；
根据含水饱和度与采出比例的关系式和所述含水饱和度与含水率的关系式，得到采出比例和含水率的关系式，其中，所述含水饱和度与采出比例的关系式为R为采出比例，Swc为地层束缚水饱和度，所述采出比例和含水率的关系式为
当X＝R，M＝-b(1-Swc)，N＝lna-bSwc时，得到采出比例和含水率的关系式为Y＝M·X+N；
根据所述实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率，包括：
得到所述采出比例与含水率的关系式的斜率和纵坐标截距，其中，所述采出比例与含水率的关系式为Y＝M·X+N，所述采出比例与含水率的关系式的斜率为M，所述采出比例与含水率的关系式的纵坐标截距为N，Y的取值为所述实际含水率，X的取值为所述预测采出比例；
根据所述采出比例与含水率的关系式的斜率、所述采出比例与含水率的关系式的纵坐标截距以及含水饱和度与含水率的关系式得到所述单井油藏的理论含水率。
2.根据权利要求1所述的基于水油体积比调整油藏开发的方法，其特征在于，获得单井油藏的水油总储量，包括：
根据单井油藏中的流体的流量重整压力和所述流体的物质平衡时间，得到储量参数，其中，所述流体包括原油和水体；
对所述储量参数采用容积法进行计算得到所述水油总储量。
3.根据权利要求2所述的基于水油体积比调整油藏开发的方法，其特征在于，根据单井油藏中的流体的流量重整压力和所述流体的物质平衡时间，得到储量参数，包括：
获取在单井油藏中的流体的流动达到拟稳态流动阶段时，所述流体的流量重整压力与所述流体的物质平衡时间的关系式，其中，该关系式为线性关系式；
获得所述线性关系式在双对数坐标上的直线的斜率和纵坐标截距，根据该斜率、该纵坐标截距以及斜率和纵坐标截距与储量参数的预设关系，得到储量参数。
4.根据权利要求1所述的基于水油体积比调整油藏开发的方法，其特征在于，判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配，包括：
采用预设匹配函数对所述理论含水率与所述实际含水率进行匹配计算，并得到匹配评价值，其中，所述预设匹配函数表达式为：E为匹配评价值，为所述理论含水率，fw(Sw)为所述实际含水率；
判断所述匹配评价值是否小于预设阈值，当所述匹配评价值小于预设阈值时，确认所述理论含水率与所述实际含水率匹配。
5.根据权利要求1所述的基于水油体积比调整油藏开发的方法，其特征在于，调整所述预设水油体积比，包括：
将所述预设水油体积比与预设调整量之和作为调整后的预设水油体积比。
6.一种基于水油体积比调整油藏开发的装置，其特征在于，所述装置包括：
获得模块，用于获得单井油藏的水油总储量、预设水油体积比以及实际含水率；
原油储量计算模块，根据所述水油总储量和所述预设水油体积比得到预测原油储量；
采出比例计算模块，用于根据所述预测原油储量和实际原油生产量得到预测采出比例；
理论含水率计算模块，用于根据所述实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率；
判断调整模块，用于判断所述理论含水率与所述实际含水率是否匹配，并在不匹配时，调整所述预设水油体积比，直至所述理论含水率与所述实际含水率匹配时，将所述预设水油体积比作为实际水油体积比，并根据所述实际水油体积比及预设的与该实际水油体积比对应的采油速度调整所述单井油藏的开发措施中的采油速度；
所述理论含水率计算模块，用于根据所述实际含水率、所述预测采出比例、以及采出比例与含水率的关系式，得到所述单井油藏的理论含水率，包括：
得到所述采出比例与含水率的关系式的斜率和纵坐标截距，其中，所述采出比例与含水率的关系式为Y＝M·X+N，所述采出比例与含水率的关系式的斜率为M，所述采出比例与含水率的关系式的纵坐标截距为N，Y的取值为所述实际含水率，X的取值为所述预测采出比例；
根据所述采出比例与含水率的关系式的斜率、所述采出比例与含水率的关系式的纵坐标截距以及含水饱和度与含水率的关系式得到所述单井油藏的理论含水率；所述采出比例与含水率的关系式通过以下方法获得：
根据分流量方程和油水相对渗透率方程得到含水饱和度与含水率的关系式，其中，该含水饱和度与含水率的关系式为：其中，fw为含水率，ρw为地层水密度，ρo为原油密度，μo为原油粘度，μw为地层水粘度，Bo为原油体积系数，Bw为地层水体积系数，a、b、e为常数，Sw为含水饱和度；
根据含水饱和度与采出比例的关系式和所述含水饱和度与含水率的关系式，得到采出比例和含水率的关系式，其中，所述含水饱和度与采出比例的关系式为R为采出比例，Swc为地层束缚水饱和度，所述采出比例和含水率的关系式为
当X＝R，M＝-b(1-Swc)，N＝lna-bSwc时，得到采出比例和含水率的关系式为Y＝M·X+N。
7.一种电子设备，其特征在于，包括存储器、处理器以及存储在该存储器上并可在其处理器上运行的计算机程序，该计算机程序被处理器执行时，实现如权利要求1至5中任一项所述的基于水油体积比调整油藏开发的方法。
8.一种存储介质，其特征在于，该存储介质存储有计算机程序，当该计算机程序被一个或多个处理器执行，实现如权利要求1-5中任意一项所述的基于水油体积比调整油藏开发的方法。
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