CN114109370B - 断溶体油藏油井产液位置判断方法、装置、系统、存储介质 - Google Patents
断溶体油藏油井产液位置判断方法、装置、系统、存储介质 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种为断溶体油藏油井产液位置判断方法、装置、系统和存储介质。该方法首先根据断溶体油藏油井温度‑深度满足不同关系的函数，建立油井产液位置控制方程，然后分析断溶体油藏油井流温特征和静温特征，在根据流温特征和静温特征确定井底附近流温‑深度和静温‑深度回归方程基础上，计算油井井底的流温和静温，并根据井底的流温和静温，利用油井产液位置控制方程确定油井产液位置。本发明考虑了断溶体油藏油井实际生产情况，使用起来方便快捷，对判断超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井产液位置具有一定的指导意义。
Description
技术领域
本发明属于油藏勘探技术领域，尤其涉及一种断溶体油藏油井产液位置判断方法、装置和系统以及存储介质。
背景技术
近年来，塔里木盆地油气勘探取得了重大突破，发现了顺北超深层(目的层埋深大于6000m)碳酸盐岩断溶体油藏(焦方正.塔里木盆地顺北特深碳酸盐岩断溶体油气藏发现意义与前景[J].石油与天然气地质，2018,39(2):207-216；漆立新.塔里木盆地顺托果勒隆起奥陶系碳酸盐岩超深层油气突破及其意义[J].中国石油勘探,2016,21(3):38-51.)。这是一种新的油藏类型，奥陶系中-下统碳酸盐岩受多期次构造挤压作用后，沿深断裂带发育一定规模破碎带，缝洞储集体的发育和形成受断裂破碎和溶蚀影响，油气主要沿着通源深大断裂垂向运移、充注成藏，剖面上具有明显的穿层性，纵向连通性较好(鲁新便，胡文革，汪彦，等.塔河地区碳酸盐岩断溶体油藏特征与开发实践[J].石油与天然气地质，2015,36(3):347-355；鲁新便，杨敏，汪彦，等.塔里木盆地北部“层控”与“断控”型油藏特征—以塔河油田奥陶系为例.[J].石油实验地质,2018,40(4):461-469.)。
正因为断溶体油藏这些特点，油井在生产过程中，井底下方储集体中的油气会沿着断裂向井底流动，研究油气是从井底下方多少米处开始动用，即确定油井产液位置十分重要，至少体现在以下四个方面：(1)储量计算。如果底水位置较低，产液位置高低能在一定程度上反应油柱高度的相对大小，从而影响断溶体油藏储量计算；(2)合理钻井深度。油柱高度不同，钻井深度会有差异，综合考虑钻井成本和开发效果，油井应该打多深才能最大效益开发这些储量需要优化；(3)天然能量利用。在开发过程中，地层压力与深度密切相关，产液位置越靠下，地层压力越高，这对目前依靠天然能量一次采油的顺北油田来说十分关键；(4)合理生产制度制定。产液位置关系到断溶体油藏储量和能量大小，因此，在制定生产制度时需要考虑产液位置的影响。
对于砂岩油藏多层合采，确定油井产液位置或出水层位主要有产液剖面测试法、温压测试法、示踪剂法、井温测试法等(刘成双.利用油井分层测试工艺判断出水层位的方法研究[D].大庆石油学院，2009；岳鹏飞.产液剖面测井技术研究[J].石化技术,2016,1:147-147.)。
①产液剖面测试法：通过井筒内下流量计等监测仪器，实时监测各小层油井产液温度、压力、含水率、流量等有关参数，获得各小层产液量和产液性质数据，分析后确定油井产液位置。在自喷井中采用过油管法，通过油管直接下到井下产层，获取产层流量及流体组分；在机抽井中事先下入仪器测量产层出液状况和产出流体组合含量。优点：不停井测试、成本低、周期短。缺点：各小层产量用差减法计算，误差较大；含水分析仪测试范围小，可靠性低；压力测试仅能反映全井合采的流动压力，对单层认识程度低。
②温压测试法。将油井各生产层段用封隔器卡开，关井测试各层段的压力、压力恢复速度和温度。关井压力高、压力恢复速度快、温度相对较低的层位判断为出水层位。优点：可以直接获得各层的压力与温度，精度较高。缺点：停井测试，周期长，并且只能测试静压，判断误差大。
③示踪剂法。准确性较高，但由于示踪剂存在放射性，安全环保性较差；另外，示踪剂具有油水选择性，在流动过程中被地层流体稀释，与背景噪音无法识别，降低了该方法的应用效果。
④井温测试法。对于砂岩油气藏，通常利用油气井流温与静温曲线的交点判断产油气层位(李传亮.油藏工程原理[M].北京：石油工业出版社，2011；刘能强.用流温梯度曲线判断产气层段[J].油气井测试，1997，6(2):48-49.)。所谓流温是指油井在开井生产过程中测得的井筒流体温度，静温是指油井在关井状态下测得的井筒流体温度，矿场上在测试静温时一般关井7天以上，关井期间井筒热流体与周围地层经过充分热交换，待二者达到热平衡后再进行温度测试，因此，测得的井筒沿程流体静温能真实反映不同埋深下的地层温度。利用油气井流温与静温曲线的交点判断产油气层位主要原理为：砂岩油气藏一般按开发层系生产，同一小层内流体以平面渗流的方式流向井筒，因此，在该小层内，流体的流温和静温没有差别，在测试井筒流体的流温和静温时，一旦流温偏离静温，说明流体不是来自该层位，在相同深度处，当流温高于静温时，表明流体由更深处的储层(该层位下方)供液。优点：操作简单，周期短。缺点：对测试数据的准确性要求较高，测温数据点多。
上述确定碎屑岩油藏油井产液位置的方法，用于超深层碳酸盐岩断溶体油藏存在以下几个方面问题：
第一、断溶体油藏是近年来新发现的一种特殊油藏类型，学者们对这类油藏的认识还不够深入，一手准确的测试资料较为缺乏，影响了学者们对超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井温度特征的分析和研究，因此，基于流温和静温测试数据判断油井产液位置需要收集大量油井温度时空变化数据；
第二、砂岩油气藏产油气层位一般位于井底或井底上方，而对于断溶体油藏，当钻遇到缝洞发育的目的层，由于放空漏失严重，通常就地完井，不再继续钻进，这种情况下，产液位置一般在井底下部。由于纵向连通性较好，在生产过程中，井底下方储集体中的流体会沿着断裂向井筒流动，导致无法直接测量断溶体油藏产液剖面，也无法直接获取不同产液位置处流体温度和压力数据，因此，砂岩油藏直接测试产液剖面位置的方法不适用于断溶体油藏；
第三、对于顺北超深层碳酸盐岩断溶体油藏，完钻井深都在7000m以上，有线电缆下井难度大，无线测试信号衰减快、噪音大；另外，缝洞型油藏油井产量高，流温测试受产量影响较大，井底温度一般很难测量准确，目前实测的油井流温与静温曲线都没有出现交点，很难直接判断油井产液位置；
第四、超深层碳酸盐岩断溶体油藏流体更接近热液源头，且由于纵向高角度裂缝发育，溶蚀点位多样，井底附近存在多个不同位置、不同温度、不同液量的出液点，油井流温和静温受地层非均质性影响大，定量研究难度增大，温度-深度关联程度不明确，因此，针对流温和静温满足不同温度-深度关系，油井产液位置判断缺乏理论依据，即基于不同深度处油井流温和静温特征，没有从理论上建立油井产液位置控制方程。
发明内容
针对上述问题，本发明提出了一种尤其适用于超深层碳酸盐岩断溶体油藏的油井产液位置判断方法、装置和系统以及存储介质，为碳酸盐岩断溶体油藏油柱高度确定、钻井深度优化和合理生产制度制定提供借鉴。
首先，本发明提供一种断溶体油藏油井产液位置判断方法，其包括以下步骤：
S100、获取断溶体油藏油井在不同时间的温度数据，其中，所述温度数据包括流温数据和静温数据；
S200、根据所述温度数据与油井井深所满足的函数关系建立相应的油井产液位置控制方程模型；
S300、根据所述温度数据分析该油井的流温特征和静温特征，并根据所述流温特征和静温特征从所述温度数据中选取符合条件的该油井井底附近的流温数据和静温数据；
S400、基于该油井井底附近的流温数据和静温数据，利用回归分析法分别确定该油井井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程，并利用该油井井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程分别计算该油井井底的流温和静温；
S500、根据井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程的系数确定所述油井产液位置控制方程模型的系数，进而确定所述油井产液位置控制方程；
S600、基于井底的流温和静温，利用所述油井产液位置控制方程计算所述油井产液位置。
根据本发明的一个实施例，所述步骤S200中，所述温度数据与油井井深所满足的函数关系包括线性关系。
当所述温度数据与油井井深所满足的函数关系为线性关系时，所述油井产液位置控制方程模型为：
其中，ΔH为井底下方产液位置，Gf和Gs分别为流温梯度和静温梯度，Tf，A和Ts，A分别为储集体A井底处的流温和静温。
根据本发明的另一个实施例，所述步骤S200中，所述温度数据与油井井深所满足的函数关系包括二项式关系。
当所述温度数据与油井井深所满足的函数关系为二项式关系时，所述油井产液位置控制方程模型为：
(a1-a2)DB 2+(b1-b2)DB+c1-c2＝0
ΔH＝DB-DA
其中，ΔH为井底下方产液位置，DB为储集体B的垂深，DA为储集体A的垂深，a1、b1、c1为流温-深度二项式关系方程回归系数；a2、b2、c2为静温-深度二项式关系方程回归系数。
根据本发明的一个实施例，所述步骤S300中，所述流温特征和静温特征分别包括不同垂深下油井静温和静温梯度特征，以及不同垂深、不同油嘴尺寸下流温和流温梯度特征。
根据本发明的一个实施例，所述断溶体油藏为超深层碳酸盐岩断溶体油藏。
此外，本发明还提供一种断溶体油藏油井产液位置判断装置，其包括：
数据收集模块，用于获取断溶体油藏油井在不同时间的温度数据，其中，所述温度数据包括流温数据和静温数据；
模型建立模块，用于根据所述温度数据与油井井深所满足的函数关系建立相应的油井产液位置控制方程模型；
数据筛选模块，用于根据所述温度数据分析该油井的流温特征和静温特征，并根据所述流温特征和静温特征从所述温度数据中选取符合条件的该油井井底附近的流温数据和静温数据；
温度估算模块，用于基于该油井井底附近的流温数据和静温数据，利用回归分析法分别确定该油井井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程，并利用该油井井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程分别计算该油井井底的流温和静温；
方程确立模块，用于根据井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程的系数确定所述油井产液位置控制方程模型的系数，进而确定所述油井产液位置控制方程；
位置估算模块，用于基于井底的流温和静温，利用所述油井产液位置控制方程计算所述油井产液位置。
再者，本发明还提供一种断溶体油藏油井产液位置判断系统，其特征在于，包括存储器和处理器，所述处理器用于执行所述存储器中存储的计算机程序，以实现上述断溶体油藏油井产液位置判断方法。
此外，本发明还提供一种计算机存储介质，其特征在于，其中存储有可被处理器执行的计算机程序，该计算机程序在被处理器执行时实现上述断溶体油藏油井产液位置判断方法。
与现有技术相比，本发明提供的断溶体油藏油井产液位置判断方法具有如下优点或有益效果：
(1)本发明的技术方案考虑了断溶体油藏油井实际生产情况，具有现场指导意义。本发明提供的油井流温和静温特征分析、井底附近温度-深度回归方程都是基于油井实测数据得到的，产液位置计算结果与每口油井的实际生产情况密切相关，具有实际指导意义。
(2)本发明的技术方案应用起来十分方便，可以快速判断产液位置。尤其可以在绘制流温(流温梯度)-深度、静温(静温梯度)-深度曲线后，通过回归分析得到井底附近温度-深度关系方程，将相关系数代入若干方程(10)、(15)和(4)即可完成计算，其中，在温度-深度线性关系中的未知参数容易获取；在温度-深度二项式关系中的回归系数也容易获取，因此，使用起来比较方便快捷。
(3)本发明的技术方案考虑了断溶体油藏油井流温和静温特征，通过前期分析大量断溶体油藏油井流温和静温数据，发现温度-深度符合线性关系和二项式关系，据此建立产液位置控制方程。另外，与传统砂岩油气藏不同，断溶体油藏产液位置一般位于井底下方，并且由于目前实测的油井流温曲线与静温曲线没有交点，因此需要在分析油井温度特征基础上，估算井底(及井底下方)的流温和静温，然后井底(及井底下方)的流温和静温来判断断溶体油藏油井产液位置，判断结果更准确。
本发明的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分的从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所指出的结构来实现和获得。
附图说明
图1为本发明实施例一的超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井产液位置判断方法的流程图；
图2为本发明实施例二的超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井产液位置判断示意图；
图3为本发明实施例三中的W9井温度-深度关系示意图；
图4为本发明实施例三中的W9井温度梯度-深度关系示意图；
图5为本发明实施例三中的W9井平均流温和平均静温(7000m以下测温数据)。
图6为本发明实施例三中的W9井底附近流温-深度关系方程示意图；
图7为本发明实施例三中的W9井底附近静温-深度关系方程示意图；
图8为本发明实施例三中的W9井产液位置计算结果(4.5mm油嘴)。
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，以下结合附图对本发明作进一步的详细说明，借此对本发明如何应用技术手段解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。
实施例一
如图1所示，为确定超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井产液位置，本实施例提供一种断溶体油藏油井产液位置判断方法，主要包括以下步骤：
S100、获取断溶体油藏油井在不同时间的温度数据，其中，所述温度数据包括流温数据和静温数据；
S200、根据所述温度数据与油井井深所满足的函数关系建立相应的油井产液位置控制方程模型；
S300、根据所述温度数据分析该油井的流温特征和静温特征，并根据所述流温特征和静温特征从所述温度数据中选取符合条件的该油井井底附近的流温数据和静温数据；
S400、基于该油井井底附近的流温数据和静温数据，利用回归分析法分别确定该油井井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程，并利用该油井井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程分别计算该油井井底的流温和静温；
S500、根据井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程的系数确定所述油井产液位置控制方程模型的系数，进而确定所述油井产液位置控制方程；
S600、基于井底的流温和静温，利用所述油井产液位置控制方程计算所述油井产液位置。
实施例二
下面结合实施例二，详细说明本发明的技术方案的各个步骤。
本发明首先针对超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井温度-深度满足不同关系函数，建立断溶体油藏油井产液位置控制方程，并分析超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井流温和静温特征，在获取井底附近流温-深度和静温-深度回归方程基础上，判断断溶体油藏油井产液位置。具体实施步骤如下：
第1步：建立超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井产液位置控制方程
这部分主要基于油藏工程原理建立超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井产液位置理论方法，针对温度-深度满足两种常见关系，即线性关系和二项式关系，分别建立产液位置控制方程。
假设从某一深度开始，流温-深度、静温-深度分别满足以下关系：
Tf＝f1(D)(1)
Ts＝f2(D)(2)
其中，Tf和Ts分别为流温和静温，D为油藏埋深，m。
假设储集体A在井底，储集体B在井底下方，两个储集体纵向位置不同，如图2所示。
如果产液位置在储集体B处，即流体从储集体B开始向井底流动，则在储集体B处流温刚好与静温相等，即：
f1(DB)＝f2(DB)(3)
根据方程(3)可以求得储集体B的垂深DB，再基于实钻井底垂深DA，就可以计算流体是从井底下方多少米处开始向上流动，即：
ΔH＝DB-DA(4)
其中，ΔH为井底下方产液位置，m。
为了确定ΔH，需要建立流温-深度、静温-深度关系，即函数f1和f2。这里探讨温度与深度之间满足两种常见关系：线性关系和二项式关系。
(1)温度-深度线性关系
当温度梯度不发生变化时，温度与深度就满足线性关系。事实上，温度-深度线性关系很普遍，即使地层岩性发生了较大变化，温度-深度关系曲线出现了拐点，也可以分段表征为线性关系。从某一深度开始，假设流温-深度、静温-深度分别满足以下线性关系：
Tf＝GfD+bf(5)
Ts＝GsD+bs(6)
其中，Gf和Gs分别为流温梯度和静温梯度，℃/m，bf和bs分别为两个线性方程的常数。
基于方程(5)和(6)，可以推导得到：
Tf，A+GfΔH＝Tf，B(7)
Ts，A+GsΔH＝Ts，B(8)
在储集体B处，流温Tf，B等于静温Ts，B，即：
Tf，B＝Ts，B(9)
联立方程(7)—(9)，可以得到断溶体油藏产液位置控制方程：
其中，Tf，A和Ts，A为在储集体A井底处的流温和静温。
(2)温度-深度二项式关系
对于超深层油藏，考虑到当深度增加到一定程度时，温度梯度会降低，因此，这里假设温度与深度满足多项式关系，并以多项式中最简单的二项式关系为例进行说明。
从某一深度开始，假设流温-深度、静温-深度分别满足以下二项式关系：
Tf＝a1D2+b1D+c1(11)
Ts＝a2D2+b2D+c2(12)
(11)和(12)式分别对深度D求导可以得到流温梯度Gf和静温梯度Gs的表达式：
Gf＝2a1D+b1(13)
Gs＝2a2D+b2(14)
从(13)和(14)式可以看出：当a1<0和a2<0时，流温梯度Gf和静温梯度Gs不再是定值，而是随深度逐渐减小。
联立(9)、(11)和(12)式可以得到关于储集体B垂深DB的控制方程：
(a1-a2)DB 2+(b1-b2)DB+c1-c2＝0(15)
根据方程(15)确定DB后，利用(4)式就可以得到断溶体油藏油井产液位置ΔH。
第2步：分析超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井流温和静温特征
对于超深层碳酸盐岩断溶体油藏一口具体生产井，利用不同时间测得的大量油井温度数据，对比分析超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井流温和静温特征，主要包括：不同垂深(或地质年代)下油井静温和静温梯度特征，不同垂深(或地质年代)、不同油嘴尺寸下流温和流温梯度特征。
第3步：获取井底附近流温-深度和静温-深度回归方程，估算井底流温和静温
基于断溶体油藏油井流温和静温特征，分别选取最靠近井底的几组流温和静温数据，回归得到井底附近流温-深度和静温-深度关系方程，并利用回归方程分别估算井底流温和静温。
第4步：判断断溶体油藏油井产液位置
将回归后的井底附近流温-深度和静温-深度回归方程、井底流温和静温估算结果分别代入上述断溶体油藏油井产液位置控制方程，计算ΔH，确定油井产液位置。
在具体运用时，本实施例的方案应用起来十分方便，可以快速判断产液位置。尤其可以在绘制如图2所示的流温(流温梯度)-深度、静温(静温梯度)-深度曲线后，通过回归分析得到井底附近温度-深度关系方程，将相关系数代入若干方程(10)、(15)和(4)即可完成计算，其中，在温度-深度线性关系中的未知参数容易获取；在温度-深度二项式关系中的回归系数也容易获取。
实施例三
下面结合某地超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井的案例开展应用分析以及结果验证。某地超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井W9井完钻井深7630m，T7 4顶深7370m，目前静温最大测深7550m，流温最大测深7555m(均在T7 4下方)，由于最大测温深度距离井底比较近，因此，可以利用W9井温度测试数据分析井底附近流温和静温变化规律，并判断产液位置。
基于W9井测温深度比较深的四组流温、静温测试数据，可以分别绘制温度-深度和温度梯度-深度关系图，如图3和图4所示。可以看出：在相同深度处，流温比静温高；随着深度增加，流温与静温差整体呈缩小趋势，当深度超过6500m时，静温曲线斜率变化不明显，而流温曲线呈平缓趋势，静温逐渐逼近流温，但二者不相等；在靠近井底处，流温梯度明显在降低。
考虑到测温深度超过7000m的两组流温测试数据(4.5mm油嘴)、两组静温测试数据都比较接近，因此，分别取二者平均值作为平均流温和平均静温，结果如图5所示。
基于W9井最靠近井底的几组平均流温数据，回归得到井底附近流温-深度关系方程，如图6所示。可以看出：如果将测温数据回归成线性关系，则W9井底附近平均流温梯度为0.64℃/100m，估算井底流温162.40℃；如果将测温数据回归成二项式关系，则W9井从7420m到井底，流温梯度约0.78℃/100m-0.50℃/100m，估算井底流温162.19℃。
同理，基于W9井最靠近井底的几组平均静温数据，回归得到井底附近静温-深度关系方程，如图5所示。可以看出：如果将测温数据回归成线性关系，则W9井底附近平均静温梯度1.41℃/100m，估算井底静温161.92℃；如果将测温数据回归成二项式关系，则W9井从7300m到井底，静温梯度约1.54℃/100m-1.29℃/100m，估算井底静温161.73℃。
在得到井底附近流温-深度、静温-深度关系方程后，利用上述方法就可以判断产液位置，结果如图7所示。可以看出：对于W9井，在4.5mm油嘴生产条件下，产液位置大约位于井底下方52m-62m。需要说明的是，考虑到在靠近井底处，W9井流温梯度降低比较明显，因此，流温-深度测试数据宜回归成二项式关系，因此，优先推荐油井产液位置约为井底下方52m。
本发明提出的断溶体油藏油井产液位置判断方法考虑了断溶体油藏油井流温和静温特征，通过前期分析大量断溶体油藏油井流温和静温数据，发现温度-深度符合线性关系和二项式关系，据此建立产液位置控制方程。另外，与传统砂岩油气藏不同，断溶体油藏产液位置一般位于井底下方，并且由于目前实测的油井流温曲线与静温曲线没有交点，需要在分析油井温度特征基础上，估算井底及井底下方流温和静温，本发明对判断超深层碳酸盐岩断溶体油藏油井产液位置具有一定的指导意义。
实施例四
此外，本实施例还提供一种断溶体油藏油井产液位置判断装置，其包括：
数据收集模块，用于获取断溶体油藏油井在不同时间的温度数据，其中，所述温度数据包括流温数据和静温数据；
模型建立模块，用于根据所述温度数据与油井井深所满足的函数关系建立相应的油井产液位置控制方程模型；
数据筛选模块，用于根据所述温度数据分析该油井的流温特征和静温特征，并根据所述流温特征和静温特征从所述温度数据中选取符合条件的该油井井底附近的流温数据和静温数据；
温度估算模块，用于基于该油井井底附近的流温数据和静温数据，利用回归分析法分别确定该油井井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程，并利用该油井井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程分别计算该油井井底的流温和静温；
方程确立模块，用于根据井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程的系数确定所述油井产液位置控制方程模型的系数，进而确定所述油井产液位置控制方程；
位置估算模块，用于基于井底的流温和静温，利用所述油井产液位置控制方程计算所述油井产液位置。
实施例五
再者，本实施例还提供一种断溶体油藏油井产液位置判断系统，其包括存储器和处理器，所述存储器存储有可被所述处理器执行的计算机程序，该计算机程序在被所述处理器执行时实现上述方法。
实施例六
另外，本实施例还提供一种计算机存储介质，其特征在于，其中存储有可被处理器执行的计算机程序，该计算机程序在被处理器执行时实现上述方法。
应当说明的是，上述说明书中提到的“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“实施例”并不一定均指同一个实施例。
本领域的技术人员应该明白，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件，计算机软件或两者结合来实现。为了清楚的说明软件和硬件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。本领域的技术人员可以对每个特定应用使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
总之，本发明构建的多尺度自适应学习暴力特征的内部知识和高层语义修正模型得分的外部知识紧密相关、层析分明，构成了一个完整的断溶体油藏油井产液位置判断识别系统。
结合本文中所公开的实施例描述的方法或算法的步骤可以直接用硬件、处理器执行的软件模块，或者两者的结合来实施。软件模块可以置于随机存储介质(RAM)、内存、只读存储介质(ROM)、电可编程ROM、电可擦除可编程ROM、寄存器、硬盘、可移动磁盘、CD-ROM或技术领域内所公知的任意其他形式的存储介质中。
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 (6)
1.一种断溶体油藏油井产液位置判断方法，其特征在于，包括以下步骤：
S100、获取断溶体油藏油井在不同时间的温度数据，其中，所述温度数据包括流温数据和静温数据；
S200、根据所述温度数据与油井井深所满足的函数关系建立相应的油井产液位置控制方程模型；
S300、根据所述温度数据分析该油井的流温特征和静温特征，并根据所述流温特征和静温特征从所述温度数据中选取符合条件的该油井井底附近的流温数据和静温数据；
S400、基于该油井井底附近的流温数据和静温数据，利用回归分析法分别确定该油井井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程，并利用该油井井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程分别计算该油井井底的流温和静温；
S500、根据井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程的系数确定所述油井产液位置控制方程模型的系数，进而确定所述油井产液位置控制方程；
S600、基于井底的流温和静温，利用所述油井产液位置控制方程计算所述油井产液位置；
其中，所述步骤S200中，当所述温度数据与油井井深所满足的函数关系为线性关系时，所述油井产液位置控制方程模型为：
其中，ΔH为井底下方产液位置，Gf和Gs分别为流温梯度和静温梯度，Tf，A和Ts，A分别为井底储集体A的流温和静温；
其中，所述步骤S200中，当所述温度数据与油井井深所满足的函数关系为二项式关系时，所述油井产液位置控制方程模型为：
(a1-a2)DB 2+(b1-b2)DB+c1-c2＝0
ΔH＝DB-DA
其中，ΔH为井底下方产液位置，DB为储集体B的垂深，DA为储集体A的垂深，a1、b1、c1为流温-深度二项式关系方程回归系数；a2、b2、c2为静温-深度二项式关系方程回归系数。
2.根据权利要求1所述的断溶体油藏油井产液位置判断方法，其特征在于，所述步骤S300中，所述流温特征和静温特征分别包括不同垂深下油井静温和静温梯度特征，以及不同垂深、不同油嘴尺寸下流温和流温梯度特征。
3.根据权利要求1所述的断溶体油藏油井产液位置判断方法，其特征在于，
所述断溶体油藏为超深层碳酸盐岩断溶体油藏。
4.一种基于权利要求1至3中任一项断溶体油藏油井产液位置判断方法的断溶体油藏油井产液位置判断装置，其特征在于，包括：
数据收集模块，用于获取断溶体油藏油井在不同时间的温度数据，其中，所述温度数据包括流温数据和静温数据；
模型建立模块，用于根据所述温度数据与油井井深所满足的函数关系建立相应的油井产液位置控制方程模型；
数据筛选模块，用于根据所述温度数据分析该油井的流温特征和静温特征，并根据所述流温特征和静温特征从所述温度数据中选取符合条件的该油井井底附近的流温数据和静温数据；
温度估算模块，用于基于该油井井底附近的流温数据和静温数据，利用回归分析法分别确定该油井井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程，并利用该油井井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程分别计算该油井井底的流温和静温；
方程确立模块，用于根据井底的流温-深度关系方程和静温-深度关系方程的系数确定所述油井产液位置控制方程模型的系数，进而确定所述油井产液位置控制方程；
位置估算模块，用于基于井底的流温和静温，利用所述油井产液位置控制方程计算所述油井产液位置。
5.一种断溶体油藏油井产液位置判断系统，其特征在于，包括存储器和处理器，所述存储器存储有可被所述处理器执行的计算机程序，该计算机程序在被所述处理器执行时实现上述权利要求1至3中任意一项所述方法。
6.一种计算机存储介质，其特征在于，其中存储有可被处理器执行的计算机程序，该计算机程序在被处理器执行时实现上述权利要求1至3中任意一项所述方法。
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