CN114482913A - 裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法、封堵方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法、封堵方法，属于石油天然气勘探开发技术领域。该确定方法包括以下步骤：1)确定油井水平井的主出水段；2)预测不同封堵方案下油藏注采井组的综合含水率和水驱体积波及系数；各种封堵方案均以所述主出水段为中心，井段的封堵长度比例各不相同；各封堵方案的封堵段均包括主出水段；3)分别将各封堵方案的综合含水率和水驱波及体积系数进行加权平均，得到评价指标参数，进而确定缝性油藏油井水平井封堵长度。该方法能实现降水增油、减少注入水无效驱替，指导裂缝性油藏注采井组开展堵水措施，提高裂缝性油藏注水波及体积并有效补充地层能量，最终达到提高裂缝性油藏开发效果的目的。

Description

裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法、封堵方法
技术领域
本发明涉及一种裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法、封堵方法，属于石油天然气勘探开发技术领域。
背景技术
低渗透裂缝性储层非均质性强，天然裂缝、微裂缝发育，水平井多段压裂改造后人工压裂缝复杂，注水开发过程中更容易形成压裂缝与注水井间的天然裂缝沟通，由于储层基质渗透率远小于裂缝渗透率，因此在注水开发过程中，注入水极易沿着高渗透的裂缝直接流入井筒，导致注水无效驱替，最终造成水平井的裂缝性水淹、含水上升速度快、采出程度低。针对注水开发中出现的上述问题，需对压裂的油井水平井实施控水堵水等措施，以扩大注入水的波及范围提高原油的采收率。
现有的技术、文献多关注在如何提高或改善封堵裂缝性油藏中见水水平井的措施和工艺方面。如在申请公布号为CN108003854A的专利文献中公开了一种针对封堵难度大的潜山裂缝性油藏采用封窜剂，包括34-60份油泥、0.2-0.5份增稠剂、0.5-1份发泡剂、1.5-2.5份聚丙烯酞胺、0.05-0.15份调节剂、0.05-0.25份交联剂和1.0-3.0份体膨颗粒，余量为水。又如何帆在2003年针对深层裂缝性油藏堵水攻关研究中，围绕堵水工艺如泵注设备、泵注参数、泵注工艺和封堵半径和堵剂用量上展开深入研究，得出高强度体膨胀性堵剂、改性栲胶堵剂能达到深层裂缝性油藏堵水的要求。
但以上研究均是围绕堵水工艺方面，而如何合理封堵裂缝性油藏中见水水平井出水井段，实现注入水有效利用、挖潜剩余油、提高采出程度，目前主要的技术手段是通过饱和度测井资料、注水井或采油井吸水、产液剖面等测试数据，确定出油井水平井的主出水段，并针对性进行单一封堵。但在注水开发中，封堵水平井主出水井段不能有效控制油井含水上升速度。随着注水井注入压力的增加，水平井压开其余的人工裂缝段与天然裂缝沟通，造成注入水二次突进，使含水率继续增加，最终影响堵水效果。并且若针对油井水平井主出水段，进行简单地大幅度封堵井段，还会减小水平井有效生产井段长度，降低水平井的泄油面积，造成油量损失，最终影响油藏的采出程度。因此，在裂缝性油藏中结合地质特征研究合理封堵油井水平井长度显得非常重要，指导工程施工，可以达到事半功倍的效果。
发明内容
本发明的目的是提供一种裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法，按照该方法确定封堵长度对出水段进行封堵能够降低综合含水率并提高油藏的采出程度。
本发明还提供了一种裂缝性见水油井水平井的封堵方法。
为了实现以上目的，本发明的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法所采用的技术方案是：
一种裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法，包括以下步骤：
1)确定裂缝性油藏中油井水平井的主出水段；
2)通过数值模拟软件，设计不同的封堵方案，进行数值模拟，预测不同封堵方案下油藏注采井组的综合含水率和水驱体积波及系数；各种封堵方案，均以所述主出水段为中心，且井段的封堵长度比例各不相同；
3)分别将各封堵方案的综合含水率和水驱波及体积系数进行加权平均，得到评价指标参数，然后比较不同封堵方案的评价指标参数，将评价指标参数最大时的封堵方案对应的封堵长度作为裂缝性油藏油井水平井封堵长度。
本发明的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法，考虑裂缝性见水油井水平井的含水分布状况，定量计算不同封堵方案下综合含水率及水驱波及体积系数，确定最优水平井封堵井段长度，能够实现降水增油、减少注入水无效驱替，指导裂缝性油藏注采井组开展堵水措施，提高裂缝性油藏注水波及体积并有效补充地层能量，最终达到提高裂缝性油藏开发效果的目的。本发明的确定方法简单，易于操作，经济实用，避免了矿场上由于堵水失效、不彻底而反复作业的问题，并具有较大的推广意义。
优选的，上述的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法还包括以下步骤：确定裂缝性油藏中油井水平井的人工压裂段数，记为n；
步骤2)中，所述封堵方案的设计方法为：以主出水段为中心封堵段、水平段总长度的1/n为单位步长，由近到远在主出水段旁每增加一个单位步长的边缘封堵段从而形成一个封堵方案；所述n为裂缝性油藏中油井水平井的人工压裂段数。
优选的，步骤1)中，裂缝性油藏中油井水平井的主出水段采用包括以下步骤的方法确定：
i)建立表征裂缝性储层特征的双重介质三维数值模型，进行历史拟合；
ii)利用油、水井的监测资料和生产动态数据，结合历史拟合结果选择满足以下条件的井段作为主出水段：该井段对应的综合含水率高于所在油井水平井其余大部分射开井段的含水率；或者对应水井的历年吸水剖面资料中，与该井段对应的水井注水层上的吸水百分数大于等于45％，同时该井段的剩余含油饱和度低于所在油井水平井其余大部分射开井段的剩余含油饱和度。所述的大部分射开井段是指占所在油井水平井总射开井段数75％以上的井段。
该确定油井水平井的主出水段的方法考虑天然裂缝在裂缝性油藏注水开发中影响程度，建立的双重介质三维数值模型符合裂缝性储层地质特征及矿场开发动态特征。
优选的，所述双重介质三维数值模型是利用表征裂缝性储层特征的双重介质三维地质模型，结合目标区域中裂缝性油藏的油、气、水流体物性特征和油、水井生产动态资料建立的。所述裂缝性油藏的油、气、水流体物性特征包括流体的PVT数据、相渗曲线、岩石数据。所述油、水井生产动态资料包括油、水井井史和产量数据。目标区域即裂缝性见水油井水平井所在区域。
优选的，建立表征裂缝性储层的双重介质三维地质模型的方法，包括以下步骤：利用油井所在区域内所有单井的电测资料及岩心资料，结合区域沉积标志及稳定泥岩夹层、物性夹层发育状况确定小层划分方案；利用小层划分方案，结合地震资料和断点、断层、沉积相及物性解释数据建立裂缝性储层的双重介质三维地质模型。
优选的，所述监测资料包括产出剖面、吸水剖面和温度测井资料。更进一步的，在确定主出水段时，除了利用到检测资料外，还利用到裂缝型油藏中的裂缝发育特征、注水井网分布特征。
步骤2)中，利用不同封堵方案中封堵段长度比例的变化造成注水流线与天然裂缝与人工压裂缝夹角改变的原理，在相同生产条件下相同生产时间内模拟预测不同封堵方案下油藏注采井组的生产开发指标大小，开发指标主要包括累积产油量、综合含水率和采出程度。利用累积产油量、综合含水率和采出程度计算水驱波及体积的大小时，优选的，水驱体积波及系数的计算方法为：
Figure BDA0002745451440000031
式中，Ev为水驱体积波及系数；Boi为油藏初始状态下原油体积系数；Bo为目前条件下原油体积系数；fw为油藏综合含水率，％；
a，b根据水驱特征曲线公式
Figure BDA0002745451440000032
确定，Wp为油藏累积产水量，m3；Np为油藏累积产油量，×104t。上述水驱特征曲线公式由张金庆在文献《一种简单实用的水驱特征曲线》中提出。
综合考虑不同封堵方案的生产指标和水驱波及体积系数，选取综合含水率和水驱波及体积系数为综合评价指标。在确定综合评价指标参数时，优选的，综合含水率和水驱波及体积系数的权重均为0.5。
本发明的裂缝性见水油井水平井的封堵方法所采用的技术方案为：
一种裂缝性见水油井水平井的封堵方法，包括以下步骤：
1)确定裂缝性油藏中油井水平井的主出水段；
2)通过数值模拟软件，设计不同的封堵方案，进行数值模拟，预测不同封堵方案下油藏注采井组的综合含水率和水驱体积波及系数；各种封堵方案，均以所述主出水段为中心，且井段的封堵长度比例各不相同；
3)分别将各封堵方案的综合含水率和水驱波及体积系数进行加权平均，得到评价指标参数，然后比较不同封堵方案的评价指标参数，将评价指标参数最大时的封堵方案对应的封堵长度作为裂缝性油藏油井水平井封堵长度；
4)根据步骤3)中确定的油井水平井的封堵长度对油井水平井进行封堵。
本发明的裂缝性见水油井水平井的封堵方法，考虑裂缝性见水油井水平井的含水分布状况，定量计算不同封堵方案下综合含水率及水驱波及体积系数，确定最优水平井封堵井段长度，根据确定的封堵长度指导裂缝性油藏注采井组开展堵水措施，能够实现降水增油、减少注入水无效驱替，提高裂缝性油藏注水波及体积并有效补充地层能量，最终达到提高裂缝性油藏开发效果的目的。
优选的，所述封堵方案的设计方法为：以主出水段为中心封堵段、水平段总长度的1/n为单位步长，由近到远在主出水段旁每增加一个单位步长的边缘封堵段从而形成一个封堵方案；所述n为裂缝性油藏中油井水平井的人工压裂段数。
优选的，步骤1)中，裂缝性油藏中油井水平井的主出水段采用包括以下步骤的方法确定：
i)建立表征裂缝性储层特征的双重介质三维数值模型，进行历史拟合；
ii)利用油、水井的监测资料和生产动态数据，结合历史拟合结果选择满足以下条件的井段作为主出水段：该井段对应的综合含水率高于所在油井水平井其余大部分射开井段的含水率；或者对应水井的历年吸水剖面资料中，与该井段对应的水井注水层上的吸水百分数大于等于45％，同时该井段的剩余含油饱和度低于所在油井水平井其余大部分射开井段的剩余含油饱和度。优选的，所述的大部分射开井段是指占所在油井水平井总射开井段数75％以上的井段。
优选的，所述双重介质三维数值模型是利用表征裂缝性储层特征的双重介质三维地质模型，结合目标区域中裂缝性油藏的油、气、水流体物性特征和油、水井生产动态资料建立的。所述裂缝性油藏的油、气、水流体物性特征包括流体的PVT数据、相渗曲线、岩石数据。所述油、水井生产动态资料包括油、水井井史和产量数据。
优选的，建立表征裂缝性储层的双重介质三维地质模型的方法，包括以下步骤：利用油井所在区域内所有单井的电测资料及岩心资料，结合区域沉积标志及稳定泥岩夹层、物性夹层发育状况确定小层划分方案；利用小层划分方案，结合地震资料和断点、断层、沉积相及物性解释数据建立裂缝性储层的双重介质三维地质模型。
优选的，所述监测资料包括产出剖面、吸水剖面和温度测井资料。更进一步的，在确定主出水段时，除了利用到检测资料外，还利用到裂缝型油藏中的裂缝发育特征、注水井网分布特征。
步骤2)中，利用不同封堵方案中封堵段长度比例的变化造成注水流线与天然裂缝与人工压裂缝夹角改变的原理，在相同生产条件下相同生产时间内模拟预测不同封堵方案下油藏注采井组的生产开发指标大小，开发指标主要包括累积产油量、综合含水率和采出程度。利用累积产油量、综合含水率和采出程度计算水驱波及体积的大小时，优选的，水驱体积波及系数的计算方法为：
Figure BDA0002745451440000051
式中，Ev为水驱体积波及系数；Boi为油藏初始状态下原油体积系数；Bo为目前条件下原油体积系数；fw为油藏综合含水率，％；
a，b根据水驱特征曲线公式
Figure BDA0002745451440000052
确定，Wp为油藏累积产水量，m3；Np为油藏累积产油量，×104t。上述水驱特征曲线公式由张金庆在文献《一种简单实用的水驱特征曲线》中提出。
综合考虑不同封堵方案的生产指标和水驱波及体积系数，选取综合含水率和水驱波及体积系数为综合评价指标。在确定综合评价指标参数时，优选的，综合含水率和水驱波及体积系数的权重均为0.5。
附图说明
图1为实施例的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法的流程框图；
图2为实施例中A1井组纵向剩余油分布图；
图3为实施例中A1井组平面剩余油分布图；
图4为实施例中裂缝性油藏油井水平井封堵出水井段后注采流线示意图；
图5为实施例中A1井组不封堵时开发15年后剩余油饱和度分布图；
图6为实施例中A1井组封堵水平井段5/9比例时开发15年后剩余油饱和度分布图；
图7为实施例中A1井组封堵水平井段3/9比例时开发15年后注采流线图；
图8为实施例中A1井组不同封堵方案下累积产油变化曲线；
图9为实施例中A1井组不同封堵方案下综合含水率变化曲线；
图10为A1井组不同封堵方案下综合评价指标R变化曲线。
具体实施方式
以下结合具体实施例对本发明的技术方案作进一步的说明。
实施例1
本实施例以H油田裂缝性油藏发育的直注平采A1井组为例，根据本发明的方法定量优化的裂缝性见水油井水平井封堵长度。
本实施例的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法，如图1所示，包括以下步骤：
1)建立表征裂缝性储层特征的双重介质三维数值模型：
①利用目标区域(即A1井组所在区域)内所有单井的电测资料及岩心资料，结合区域沉积标志及稳定泥岩夹层、物性夹层发育状况确定小层划分方案；利用小层划分方案，结合地震资料和断点、断层、沉积相及物性解释数据等建立裂缝性储层的双重介质三维地质模型；
②基于上步建立的三维地质模型，结合目标区域中裂缝性油藏的油、气、水流体物性特征和油、水井生产动态资料，建立表征裂缝性储层特征的双重介质三维数值模型并进行历史拟合，拟合结果见图2～3(图2中，INJ1、INJ2、INJ3、INJ4为注水井，PRO-P1、PRO-P2为油井水平井)；此处的裂缝性油藏的油、气、水流体物性特征包括流体的PVT数据、相渗曲线、岩石数据；此处的油、水井生产动态资料包括油、水井井史和产量数据；
2)根据矿场收集的产出剖面、吸水剖面和温度等油、水井测井等监测资料和油、水井生产动态数据，结合步骤1)中建立的双重介质三维数值模型的历史拟合结果，确定油井水平井压裂的主出水段(A4-A5)，如图4所示。
其中主出水段为满足以下特征的井段：该井段对应的综合含水率高于所在油井水平井其余大部分射开井段的含水率；或者对应水井的历年吸水剖面资料中，与该井段对应的水井注水层上的吸水百分数大于等于45％，同时该井段的剩余含油饱和度低于所在油井水平井其余大部分射开井段(大部分射开井段数指大于等于水平井总射开井段数的75％)的剩余含油饱和度。此处的大部分射开井段数是指占所在油井水平井总射开井段数75％以上的井段。
3)根据矿场收集的裂缝监测数据和压裂施工总结资料，明确裂缝性油藏中油井水平井压裂后的人工压裂位置和人工压裂段数，将人工压裂段数记为n；
4)在步骤3)基础上，设计油井水平井井段的不同封堵长度的方案：该方案包括仅封堵主出水段的封堵方案，以及以油井水平井的主出水段A4-A5为中心封堵段(长度为水平段总长度的1/n，n为油井水平井的人工压裂段数)，以水平段总长度的1/n(即相邻两条人工压裂缝间距，n为油井水平井的人工压裂段数)为单位步长，在主出水段两侧由近到远每增加一个单位步长的边缘封堵段形成的封堵方案，共8个封堵方案，具体见表1。
表1不同水平井段封堵比例方案设计表
Figure BDA0002745451440000071
利用不同封堵段长度比例的变化造成注水流线与天然裂缝与人工压裂缝夹角改变的原理，在相同生产条件下相同生产时间内模拟预测不同封堵方案下油藏注采井组的生产开发指标大小，开发指标主要包括累积产油量、含水率和采出程度等。在计算不同封堵方案的生产指标时，保持封堵前井组的生产动态数据不变，即日注水20m3、日产液20t，注采比为1。在此基础上模拟预测8个封堵方案下水平井生产15年后各方案的开发生产指标变化情况，模拟结果见表2。
表2不同封堵水平井段比例方案的生产指标结果表
编号 累积产油(×10<sup>4</sup>t) 含水率(％) 采出程度(％)
方案1 0.7487 96.3 6.9
方案2 1.3504 94.1 10.2
方案3 1.4817 93.6 13.3
方案4 1.7992 92.9 14.4
方案5 2.0145 91.9 15.2
方案6 2.0718 91.5 17
方案7 1.7676 92.1 16.3
方案8 1.6779 92.6 15.1
通过数值模拟软件计算结果，可以看出井组在生产15年后的采出程度与封堵井段长度比例的关系呈“n”型曲线变化：当封堵见水油井水平井长度比例在0～5/9范围内，随着封堵长度比例的增加采出程度增大，但采出程度的增加幅度逐渐减小；当封堵见水油井水平井长度比例在4/9～5/9范围内，随着封堵长度比例的增加采出程度降低。随着封堵段比例的增加，井组含水率也得到有效控制。从对应的直注平采井组的注采流线图，分析当沿着裂缝高渗条带的注采流线与水平油藏生产井段呈30～45°夹角时，注水后产生的水驱波及范围较大，提高了注入水的利用率，有效动用了剩余油富集区的潜力，如图5、6、7所示。
5)根据步骤4)得到的各方案下的生产指标，计算不同封堵方案下的水驱体积波及系数，利用下述公式计算水驱波及体积系数。根据新型水驱特征曲线公式
Figure BDA0002745451440000081
中确定每个方案下的a、b；
水驱体积波及系数Ev的计算公式为：
Figure BDA0002745451440000082
式中，Ev为水驱体积波及系数；Boi为油藏初始状态下原油体积系数；Bo为目前条件下原油体积系数；fw为油藏综合含水率，％；结果见表3、图8和图9。
表3不同封堵水平井段比例方案的水驱特征曲线a、b值和Ev计算结果统计表
编号 a b f<sub>w</sub>(％) E<sub>v</sub>(％)
方案1 7.74 1324.1 96.3 13.88
方案2 6.85 1105 94.1 20.38
方案3 5.51 1010.3 93.6 26.5
方案4 5.05 902.2 92.9 28.9
方案5 4.46 870.3 91.9 30.39
方案6 4.06 845.2 91.5 34.55
方案7 3.55 800.5 92.1 33.12
方案8 3.51 798.1 92.6 30.44
6)综合考虑步骤4)中不同封堵方案的生产指标和水驱波及体积系数，选取综合含水率和水驱波及体积系数为综合评价指标，权重各占0.5，通过计算最终评价指标R，其中
Figure BDA0002745451440000091
结果见表4所示，评价指标R变化曲线如图10所示。
表4不同封堵水平井段比例方案的综合评价指标计算结果统计表
编号 F<sub>w</sub>(％) W<sub>fw</sub> E<sub>v</sub>(％) W<sub>Ev</sub> R
方案1 96.3 0.5 13.88 0.5 0.275
方案2 94.1 0.5 20.38 0.5 0.286
方案3 93.6 0.5 26.5 0.5 0.300
方案4 92.9 0.5 28.9 0.5 0.305
方案5 91.9 0.5 30.39 0.5 0.306
方案6 91.5 0.5 34.55 0.5 0.315
方案7 92.1 0.5 33.12 0.5 0.313
方案8 92.6 0.5 30.44 0.5 0.308
根据表4中的结果确定方案6，即裂缝性油藏中油井水平井较合理的封堵出水段长度为水平井总长度的5/9，该方案沿着裂缝高渗条带的注采流线与水平油藏生产井段呈45°夹角时，井组的开发效果和控制含水率上升速度最佳。
实施例2
本实施例的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法，将实施例1的各步骤按照以下顺序实施例：步骤3)、步骤1)、步骤2)、步骤4)、步骤5)、步骤6)。
实施例3
本实施例的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法，与实施例1的区别仅在于：利用累积产油量、综合含水率、和原油粘度等计算水驱波及体积系数的大小，水驱体积波及系数的计算方法为：
Figure BDA0002745451440000101
式中，Ev为水驱体积波及系数；Boi为油藏初始状态下原油体积系数；Bo为目前条件下原油体积系数；fw为油藏综合含水率，％；Np为累积采油量，104t；N为原油地质储量，104t；μw为地层水粘度，mPa·s；μo为原油粘度，mPa·s；Swi为束缚水饱和度，％；Sor为最终残余油饱和度，％。
a，b根据水驱特征曲线公式
Figure BDA0002745451440000102
确定，Kro为原油相对渗透率，mD；Krw为原油相对渗透率，mD。
实施例4
本实施例的裂缝性见水油井水平井的封堵方法，包括以下步骤：
1)按照实施例1的裂缝性见水油井水平井的封堵长度的确定方法确定的封堵长度；
2)根据确定的封堵长度对见水油井水平井进行封堵。
实施例5
本实施例的裂缝性见水油井水平井的封堵方法，包括以下步骤：
1)按照实施例2的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法确定封堵长度；
2)根据封堵的长度对见水油井水平井进行封堵。
实施例6
本实施例的裂缝性见水油井水平井的封堵方法，包括以下步骤：
1)按照实施例3的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法确定封堵长度；
2)根据封堵的长度对见水油井水平井进行封堵。

Claims (10)

1.一种裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法，其特征在于：包括以下步骤：
1)确定裂缝性油藏中油井水平井的主出水段；
2)通过数值模拟软件，设计不同的封堵方案，进行数值模拟，预测不同封堵方案下油藏注采井组的综合含水率和水驱体积波及系数；各种封堵方案，均以所述主出水段为中心，且井段的封堵长度比例各不相同；
3)分别将各封堵方案的综合含水率和水驱波及体积系数进行加权平均，得到评价指标参数，然后比较不同封堵方案的评价指标参数，将评价指标参数最大时的封堵方案对应的封堵长度作为裂缝性油藏油井水平井封堵长度。
2.根据权利要求1所述的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法，其特征在于：所述封堵方案的设计方法为：以主出水段为中心封堵段、水平段总长度的1/n为单位步长，由近到远在主出水段旁每增加一个单位步长的边缘封堵段从而形成一个封堵方案；所述n为裂缝性油藏中油井水平井的人工压裂段数。
3.根据权利要求1所述的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法，其特征在于：步骤1)中，裂缝性油藏中油井水平井的主出水段采用包括以下步骤的方法确定：
i)建立表征裂缝性储层特征的双重介质三维数值模型，进行历史拟合；
ii)利用油、水井的监测资料和生产动态数据，结合历史拟合结果选择满足以下条件的井段作为主出水段：该井段对应的综合含水率高于所在油井水平井其余大部分射开井段的含水率；或者对应水井的历年吸水剖面资料中，与该井段对应的水井注水层上的吸水百分数大于等于45％，同时该井段的剩余含油饱和度低于所在油井水平井其余大部分射开井段的剩余含油饱和度。
4.根据权利要求3所述的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法，其特征在于：所述监测资料包括产出剖面、吸水剖面和温度测井资料。
5.根据权利要求1所述的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法，其特征在于：水驱体积波及系数的计算方法为：
Figure FDA0002745451430000011
式中，Ev为水驱体积波及系数；Boi为油藏初始状态下原油体积系数；Bo为目前条件下原油体积系数；fw为油藏综合含水率，％；
a，b根据水驱特征曲线公式
Figure FDA0002745451430000021
确定，Wp为油藏累积产水量，m3；Np为油藏累积产油量，×104t。
6.根据权利要求1所述的裂缝性见水油井水平井封堵长度的确定方法，其特征在于：综合含水率和水驱波及体积系数的权重均为0.5。
7.一种裂缝性见水油井水平井的封堵方法，其特征在于：包括以下步骤：
1)确定裂缝性油藏中油井水平井的主出水段；
2)通过数值模拟软件，设计不同的封堵方案，进行数值模拟，预测不同封堵方案下油藏注采井组的综合含水率和水驱体积波及系数；各种封堵方案，均以所述主出水段为中心，且井段的封堵长度比例各不相同；
3)分别将各封堵方案的综合含水率和水驱波及体积系数进行加权平均，得到评价指标参数，然后比较不同封堵方案的评价指标参数，将评价指标参数最大时的封堵方案对应的封堵长度作为裂缝性油藏油井水平井封堵长度；
4)根据步骤3)中确定的油井水平井的封堵长度对油井水平井进行封堵。
8.根据权利要求7所述的裂缝性见水油井水平井的封堵方法，其特征在于：所述封堵方案的设计方法为：以主出水段为中心封堵段、水平段总长度的1/n为单位步长，由近到远在主出水段旁每增加一个单位步长的边缘封堵段从而形成一个封堵方案；所述n为裂缝性油藏中油井水平井的人工压裂段数。
9.根据权利要求7所述的裂缝性见水油井水平井的封堵方法，其特征在于：步骤1)中，裂缝性油藏中油井水平井的主出水段采用包括以下步骤的方法确定：
i)建立表征裂缝性储层特征的双重介质三维数值模型，进行历史拟合；
ii)利用油、水井的监测资料和生产动态数据，结合历史拟合结果选择满足以下条件的井段作为主出水段：该井段对应的综合含水率高于所在油井水平井其余大部分射开井段的含水率；或者对应水井的历年吸水剖面资料中，与该井段对应的水井注水层上的吸水百分数大于等于45％，同时该井段的剩余含油饱和度低于所在油井水平井其余大部分射开井段的剩余含油饱和度。
10.根据权利要求9所述的裂缝性见水油井水平井的封堵方法，其特征在于：所述监测资料包括产出剖面、吸水剖面和温度测井资料。
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