用于缝洞型油藏的水驱动态储量计算方法及装置与流程

1.本发明涉及复杂油气藏能源开发技术领域，具体地说，涉及一种用于缝洞型油藏的水驱动态储量计算方法及装置。


背景技术：

2.油气藏储量是制定和调整油田开发技术方案的重要依据之一，其确定方法分为静态法和动态法。动态法是基于生产动态数据，利用相关的数学模型计算获取油气藏储量的一种方法，目前常用的方法包括物质平衡法、递减曲线法、水驱特征曲线法等。
3.现有技术中，物质平衡方法针对的是定容油藏，其原油开采的驱动能量全部来自油藏的自身弹性能，无外来能量的补充，储集体不与外界沟通，没有水侵、气顶，封闭储集体内不发育水体也无水侵。而缝洞型碳酸盐岩油藏的流体分布和流动规律复杂，储集体通常通过沟通外界大型水体补充能量，存在水侵作用；同时由于一些油藏的水体不活跃，需要通过注水补充储集体能量。因此，常规的物质平衡方法很难适用于缝洞型碳酸盐岩油藏。
4.现有技术中，递减曲线法通常适用于预测生产后期(即产量出现递减)的可采地质储量，且递减曲线法所获取的是可采地质储量，并非动态地质储量，两者所反映的物理意义不同。因此，递减曲线法无法应用于动态地质储量的计算。
5.现有技术中，水驱特征曲线法中常采用统一的模型确定动态储量(即式6～7)。缝洞型储集体中流体分布和流动规律复杂，水驱特征曲线常表现为双直线段或者单一直线段这一典型特征，若依然对采用统一的比例系数m会导致计算结果存在较大误差。
6.因此，本发明提供了一种用于缝洞型油藏的水驱动态储量计算方法及装置。


技术实现要素：

7.为解决上述问题，本发明提供了一种用于缝洞型油藏的水驱动态储量计算方法，所述方法包含以下步骤：
8.步骤一：在半对数坐标系下，绘制单一目标井对应的水驱特征曲线，并确定所述水驱特征曲线的曲线类型；
9.步骤二：依据所述曲线类型，将单一目标井的累产油数据以及累产水数据无因次处理后绘制在无因次曲线图版中，以得到单一目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数；
10.步骤三：基于单一目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数，结合单一目标井的地质储量数据，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数；
11.步骤四：通过单一目标井的累产油数据以及累产水数据，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的第二类系数；
12.步骤五：依据所有目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数以及第二类系数，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的动态储量。
13.根据本发明的一个实施例，所述步骤一具体包含以下步骤：对缝洞单元中的所有
生产井进行筛选，得到符合要求的所有目标井，具体来说：
14.计算所有生产井对应的采出程度，剔除采出程度大于第一阈值的生产井；
15.梳理所有生产井的工艺措施，剔除多工艺措施下生产数据波动幅度大于预设标准的生产井；
16.绘制所有生产井对应的水驱特征曲线，剔除暴性水驱型水驱特征曲线对应的生产井。
17.根据本发明的一个实施例，所述曲线类型包含双直线段类型以及单一直线段类型，其中，所述双直线段类型具备天然水驱阶段以及人工水驱阶段，所述单一直线段类型具备天然水驱阶段。
18.根据本发明的一个实施例，所述步骤二具体包含以下步骤：
19.基于甲型水驱特征曲线模型，结合采出程度表达式以及地质储量与第二类系数的关系式得到甲型无因次水驱特征曲线模型。
20.根据本发明的一个实施例，所述步骤二具体包含以下步骤：
21.基于预设第一类系数数据组、预设采收率数据组以及预设无因次累产油数据组，通过所述甲型无因次水驱特征曲线模型计算得到无因次累产水数据组；
22.基于所述无因次累产水数据组以及所述预设无因次累产油数据组，在半对数坐标系下绘制得所述无因次曲线图版。
23.根据本发明的一个实施例，所述步骤二具体包含以下步骤：
24.依次选取待选第一类系数列表中的第一类系数，结合单一目标井的地质储量数据，计算得到对应于当前第一类系数的第二类系数；
25.依据当前第一类系数对应的第二类系数、每个水驱阶段下单一目标井的累产油数据以及累产水数据，计算得到单一目标井的无因次累产油数据以及无因次累产水数据。
26.根据本发明的一个实施例，所述步骤二具体包含以下步骤：
27.针对每个水驱阶段，将所述无因次累产油数据以及所述无因次累产水数据绘制在所述无因次曲线图版中，得到单一目标井对应的无因次曲线；
28.当所述无因次曲线的斜率等于第二阈值时，选取当前的第一类系数作为单一目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数。
29.根据本发明的一个实施例，所述步骤三具体包含以下步骤：
30.对所有目标井的地质储量数据进行累加，得到所有目标井对应的总地质储量数据；
31.依据每个目标井所对应的权重系数，结合单一目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数。
32.根据本发明的一个实施例，所述步骤四具体包含以下步骤：
33.对所有目标井的累产油数据以及累产水数据进行累加，得到所有目标井对应的总累产油数据以及总累产水数据；
34.在半对数坐标系下，绘制所述总累产油数据以及所述总累产水数据的关系曲线，并确定所述关系曲线的曲线类型；
35.依据关系曲线的曲线类型，结合甲型水驱特征曲线模型，对所述关系曲线进行拟合，得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的第二类系数。
36.根据本发明的另一个方面，还提供了一种用于缝洞型油藏的水驱动态储量计算装置，所述装置包含：
37.第一模块，其用于在半对数坐标系下，绘制单一目标井对应的水驱特征曲线，并确定所述水驱特征曲线的曲线类型；
38.第二模块，其用于依据所述曲线类型，将单一目标井的累产油数据以及累产水数据无因次处理后绘制在无因次曲线图版中，以得到单一目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数；
39.第三模块，其用于基于单一目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数，结合单一目标井的地质储量数据，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数；
40.第四模块，其用于通过单一目标井的累产油数据以及累产水数据，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的第二类系数；
41.第五模块，其用于依据所有目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数以及第二类系数，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的动态储量。
42.本发明提供的用于缝洞型油藏的水驱动态储量计算方法及装置针对缝洞型油藏呈现出的水驱特征曲线的曲线特征建立了一种动态储量的计算方式，对于现有技术中的甲型水驱特征曲线模型进行了进一步地改进，克服了现有技术中采用统一的比例系数会导致计算结果存在较大误差的缺陷；并且针对不同水驱阶段，提出了不同的比例系数进行动态储量的计算，更加贴合开采规律，也能够更准确的获知不同阶段目标井的动态储量数据。
43.本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地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特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
44.附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
45.图1显示了根据本发明的一个实施例的用于缝洞型油藏的水驱动态储量计算方法流程图；
46.图2显示了根据本发明的一个实施例的多工艺措施下水驱特征曲线图；
47.图3显示了根据本发明的一个实施例的暴性水驱型水驱特征曲线图；
48.图4显示了根据本发明的一个实施例的双直线型水驱特征曲线图；
49.图5显示了根据本发明的一个实施例的单一直线型水驱特征曲线图；
50.图6显示了根据本发明的一个实施例的甲型无因次水驱特征曲线图版；
51.图7显示了根据本发明的一个实施例的x1井水驱特征曲线；
52.图8显示了根据本发明的一个实施例的x1井天然水驱段无因次图版；
53.图9显示了根据本发明的一个实施例的x1井人工水驱段无因次图版；
54.图10显示了根据本发明的一个实施例的x缝洞单元水驱特征曲线；以及
55.图11显示了根据本发明的一个实施例的用于缝洞型油藏的水驱动态储量计算装置结构框图。
具体实施方式
56.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实施例作进一步地详细说明。
57.现有技术中，物质平衡方法是一种基本的油藏工程计算方法，该方法的特点是只关注油藏初始状态和某一开发状态之间的参数变化，对变化的过程以及复杂的油藏内部结构不予考虑。
58.其基本原理是：油气剩余地质储量＝油气原始地质储量-采出的油气量。首先，对于定容油藏而言，开采原油的驱动能量全部来自油藏的自身弹性能。油藏既不注水，也没有其他外来能量的补充。弹性能量是指因开采过程中，油藏压力的降低导致储层流体膨胀和岩石骨架压缩的弹性能。该类储集体不与外界沟通，没有水侵、气顶，封闭储集体内不发育水体，在注水替油前，油井中几乎不产水，物质平衡方程表达式如下式(1)：
59.n
pbo
＝nb
oico
(p
i-p)
60.式(1)中：n
p
—累积产油量，104m3；n—动用储量，104m3；pi—原始单元压力，mpa；p—目前单元压力，mpa；b
oi
—pi压力下的原油体积系数；bo—p压力下的原油体积系数；co—原油压缩系数，mpa-1
。基于式(1)中累产油量与生产压差间的曲线的斜率可以获取对应的动态地质储量。
61.现有技术中，递减曲线法是根据油气生产的历史数据获得的产量递减规律(产量随时间变化的数学表达式或数学模型式(2))方程来预测未来某个生产时间的累产油量式(3)及油田废弃时刻时的最终累产油量式(4，也称可采储量)，通过可采储量与累产油量的差值来反映剩余可采储量式(5)。
[0062][0063][0064][0065]nrr
＝n
r-n
p
ꢀꢀꢀ
(5)
[0066]
式中：qf—未来某个生产时间下的产量，104m3；tf—未来某个生产时间，年；tr—参考时间，年；n
p
—预测的累产油量，104m3；n
pr
—参考时间的累产油量，104m3；t
abn
—废弃时间，年；nr—可采储量，104m3；n
rr
—剩余可采储量，104m3。
[0067]
现有技术中，水驱特征曲线法是确定动态储量最常用的方法，目前利用水驱特征曲线计算动态地质储量主要是运用童宪章院士基于国内外25个油藏的统计规律，即动态地质储量是甲型水驱特征曲线式(6)斜率倒数的7.5倍。
[0068]
lgw
p
＝a bn
p
ꢀꢀꢀ
(6)
[0069]
n＝7.5/b
ꢀꢀꢀ
(7)
[0070]
式中：w
p
—累计产水量；n
p
—累计产油量；b—直线段斜率；a—直线段截距；n—地质(动态)储量。
[0071]
现有技术中，郑松青针对缝洞型油藏的特征及水驱特征曲线的变化规律，发现缝
洞型油藏单元及单井动态数据满足丁型水驱特征曲线，并且建立了缝洞型油藏丁型直线段斜率与地质储量间的线性关系。该方法首先通过单元地质储量与地质储量的对比确定计算模型，即确定公式(9)中的系数m，然后利用该模型计算动态储量。
[0072][0073][0074]
式中：l
p
—累计产液量，104t；n
p
—累计产油量，104t；w
p
—累计产水量，104t；n—动态储量，104t；a、b、m—为常数。
[0075]
本发明针对以上现有技术中的不足，结合缝洞型碳酸盐岩油藏的水驱特征曲线特征，建立了一种用于缝洞型油藏的水驱动态储量计算方法及装置，涉及到碳酸盐岩缝洞型油藏水驱动态储量的计算，是一种可行的、适应好的碳酸盐岩缝洞型油藏动态储量计算方法，如下：
[0076]
图1显示了根据本发明的一个实施例的用于缝洞型油藏的水驱动态储量计算方法流程图。
[0077]
如图1，在步骤s101中，在半对数坐标系下，绘制单一目标井对应的水驱特征曲线，并确定水驱特征曲线的曲线类型。
[0078]
具体来说，在步骤s101中，对缝洞单元中的所有生产井进行筛选，得到符合要求的所有目标井。在一个实施例中，在计算缝洞型油藏动态储量之前，需要根据缝洞单元中所有生产井的累产油数据以及累产水数据等生产数据及井史进行分析，筛选出满足要求的生产井，作为目标井。
[0079]
进一步地，通过以下步骤得到符合要求的所有目标井：
[0080]
首先，计算所有生产井对应的采出程度，剔除采出程度大于第一阈值的生产井。具体来说，在给定的地质储量基础上，结合目前的累产油量，计算出目前生产井的采出程度(式10)，若目前采出程度大于第一阈值(第一阈值可以取值为100％)的生产井，则该井的累产油数据以及累产水数据等实际生产数据视为无效，该井不作为目标井。
[0081][0082]
式中：r表示采出程度；n
p
表示累产油数据；n表示地质储量。
[0083]
之后，梳理所有生产井的工艺措施，剔除多工艺措施下生产数据波动幅度大于预设标准的生产井。具体来说，由于某些生产井在生产过程中采取过多种工艺措施，其生产数据波动较大，数据规律性较弱，因此该类井也不能作为目标井。如图2，包含了间开、机抽和注水替油等多种工艺措施。
[0084]
最后，绘制所有生产井对应的水驱特征曲线，剔除暴性水驱型水驱特征曲线对应的生产井。具体来说，由于某些生产井在生产过程中，由于沟通了外界更大的水体，导致水侵严重，生产数据波动更大，累产水数据可能会在瞬时突增，此类井的实际累产油、累产水数据视为无效，此类井将不作为目标井(如图3)。
[0085]
综上，上述三类生产井的累产油、累产水数据均视为无效生产数据。在分析过程
中，应先将该三类井排除在外。其余生产井的累产油、累产水数据均视为有效生产数据，也是本发明中采用的目标井。
[0086]
在步骤s101中，在半对数坐标系下，绘制每个目标井的水驱特征曲线，水驱特征曲线的横轴为累产油数据，纵轴为累产水数据。观察水驱特征曲线的曲线走势，确定曲线类型。具体来说，曲线类型包含双直线段类型以及单一直线段类型，其中，双直线段类型具备天然水驱阶段以及人工水驱阶段(如图4)，单一直线段类型具备天然水驱阶段(如图5)。
[0087]
在一个实施例中，在表现出双直线段特征的目标井中，通过分析目标井的井史，天然水驱达到稳定驱替状态形成第一个直线段，人工注水达到稳定形成第二个直线段。在表现出单一直线段特征的目标井中，通过分析生产井的井史，天然水驱达到稳定驱替状态形成直线段，该类井没有受到人工注水的影响，因此不存在第二个直线段。
[0088]
如图1，在步骤s102中，依据曲线类型，将单一目标井的累产油数据以及累产水数据无因次处理后绘制在无因次曲线图版中，以得到单一目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数。
[0089]
在步骤s102中，基于甲型水驱特征曲线模型，结合采出程度表达式以及地质储量与第二类系数的关系式得到甲型无因次水驱特征曲线模型。
[0090]
现有技术中，甲型水驱特征曲线模型的表达式为：
[0091]
lgw
p
＝a bn
p
ꢀꢀꢀ
(11)
[0092]
其中：w
p
表示累产水数据；n
p
表示累产油数据；b表示直线段斜率；a表示直线段截距。
[0093]
在式(11)的两端均加上lgb，那么可以将式(11)转化为下式的甲型无因次水驱特征曲线：
[0094]
lgq
wd
＝q
od
c
ꢀꢀꢀ
(12)
[0095]
其中：q
wd
＝b*w
p
，无因次累产水；q
od
＝b*n
p
，无因次累产油；c＝a lgb，常数。
[0096]
对式(11)两边求微分：
[0097][0098]
油田的日(月、年)产水量qw可以表示成：
[0099][0100]
油田的日(月、年)产油量qo可以表示成：
[0101][0102]
油田的日(月、年)产水量与日(月、年)产油的比值，定义为油田的(瞬时)生产水油比wor，即：
[0103][0104]
将式(13)代入式(16)，然后取对数得：
[0105]
lgwor＝lg2.303 lgb lgw
p
ꢀꢀꢀ
(17)
[0106]
将式(11)代入式(17)得到：
[0107]
lgwor＝lg2.303 lgb a bn
p
ꢀꢀꢀ
(18)
[0108]
采出程度表达式如下：
[0109][0110]
地质储量与直线段斜率b的关系式为：
[0111][0112]
所以式(18)可以表示为：
[0113]
lgwor＝lg2.303 c mr
ꢀꢀꢀ
(21)
[0114]
一般取含水率为98％作为油田经济极限含水率，则wor＝49，代入上式得到：
[0115]
c＝lg49-lg2.303-mrmꢀꢀꢀ
(22)
[0116]
式中：rm表示采收率。
[0117]
将式(22)代入式(12)，可以得到甲型无因次水驱特征曲线的最终表达式为：
[0118]
lgq
wd
＝q
od
1.33-mrmꢀꢀꢀ
(23)
[0119]
在一个实施例中，式(23)即本发明采用的甲型无因次水驱特征曲线模型。
[0120]
在步骤s102中，基于预设第一类系数数据组、预设采收率数据组以及预设无因次累产油数据组，通过甲型无因次水驱特征曲线模型计算得到无因次累产水数据组。具体来说，第一类系数包含式(23)中的系数m。
[0121]
在步骤s102中，基于无因次累产水数据组以及预设无因次累产油数据组，在半对数坐标系下绘制得无因次曲线图版。
[0122]
具体来说，基于预设第一类系数数据组中的m值、预设采收率数据组中的rm(采收率)和预设无因次累产油数据组中的q
od
(无因次累产油)，结合式(23)计算得到q
wd
(无因次累产水)(如表1)，在半对数坐标系下绘制出对应的包含无因次累产油数据和无因次累产水数据的无因次曲线图版(如图6)。无因次曲线图版中的每条直线代表不同的采收率，直线间相互平行，且斜率为1。
[0123]
表1 q
wd
计算示例表
[0124][0125]
在步骤s102中，依次选取待选第一类系数列表中的第一类系数，结合单一目标井的地质储量数据，计算得到对应于当前第一类系数的第二类系数。
[0126]
具体来说，在给定的地质储量n的基础上，结合选取的第一类系数，通过b＝m/n计算得到当前第一类系数对应的第二类系数。具体来说，第二类系数包含系数b。
[0127]
在步骤s102中，依据当前第一类系数对应的第二类系数、每个水驱阶段下单一目标井的累产油数据以及累产水数据，计算得到单一目标井的无因次累产油数据以及无因次累产水数据。
[0128]
具体来说，通过计算得到的第一类系数对应的第二类系数，依据q
wd
＝b*w
p
计算得到无因次累产水数据，依据q
od
＝b*n
p
计算得到无因次累产油数据。
[0129]
在步骤s102中，针对每个水驱阶段，将无因次累产油数据以及无因次累产水数据绘制在无因次曲线图版中，得到单一目标井对应的无因次曲线。总结来说，结合无因次曲线图版和目标井的水驱特征曲线的曲线特征，将每个目标井中水驱特征曲线直线段所对应的累产油数据和累产水数据等生产数据无因次化处理后绘制在无因次曲线图版上。
[0130]
在步骤s102中，当无因次曲线的斜率等于第二阈值时，选取当前的第一类系数作为单一目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数。
[0131]
具体来说，将目标井的无因次累产油数据与无因次累产水数据的关系曲线绘制在无因次曲线图版中，若无因次曲线的斜率为第二阈值(第二阈值可以取值为1)，则说明当前选取的第一类系数合理，可以进一步计算得到每个目标井中天然水驱阶段对应的第一类系数(m
天然-单井
)和人工水驱阶段对应的第一类系数(m
人工-单井
)值。
[0132]
如图1，在步骤s103中，基于单一目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数，结合单一目标井的地质储量数据，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数。
[0133]
在步骤s103中，对所有目标井的地质储量数据进行累加，得到所有目标井对应的
总地质储量数据。
[0134]
将所有目标井的地质储量n相加，得到整个缝洞单元(包含所有目标井)的油气藏储量n
总
，如下式(24)：
[0135][0136]
式中：n
总
表示缝洞单元的地质储量；ni表示第i个目标井的地质储量。
[0137]
在步骤s103中，依据每个目标井所对应的权重系数，结合单一目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数。
[0138]
具体来说，计算每口目标井的地质储量占整个缝洞单元地质储量的百分数，确定每口井的权重系数，如下式(25)：
[0139][0140]
式中：yi表示第i口目标井的权重系数。
[0141]
利用相应的权重系数、m
天然-单井
和m
人工-单井
值确定整个缝洞单元所对应的m
天然-单元
，如下式(26)和m
人工-单元
，如下式(27)：
[0142][0143]
式中：m
天然-单井
表示每口目标井在天然水驱阶段下的第一类系数；m
天然-单元
表示整个缝洞单元(包含所有目标井)在天然水驱阶段达到稳定驱替的第一类系数。
[0144][0145]
式中：m
人工-单井
表示每口目标井在人工水驱阶段下的第一类系数；m
人工-单元
表示整个缝洞单元(包含所有目标井)在人工水驱阶段达到稳定驱替的第一类系数。
[0146]
如图1，在步骤s104中，通过单一目标井的累产油数据以及累产水数据，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的第二类系数。
[0147]
在步骤s104中，对所有目标井的累产油数据以及累产水数据进行累加，得到所有目标井对应的总累产油数据以及总累产水数据。
[0148]
在步骤s104中，在半对数坐标系下，绘制总累产油数据以及总累产水数据的关系曲线，并确定关系曲线的曲线类型。
[0149]
在步骤s104中，依据关系曲线的曲线类型，结合甲型水驱特征曲线模型，对关系曲线进行拟合，得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的第二类系数。
[0150]
具体来说，将所有目标井的累产油数据和累产水数据相加获取整个缝洞单元的总累产油数据与总累产水数据，并在半对数坐标系下绘制缝洞单元的总累产水数据与总累产油数据之间的关系曲线，并用式(6)拟合两者间的关系获取对应的斜率(即第二类系数)，若曲线呈现双直线段时其斜率(即第二类系数)分别记为b1和b2，若曲线呈现单直线段时其斜率(即第二类系数)记为b3。
[0151]
如图1，在步骤s105中，依据所有目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数以及第二类系数，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的动态储量。
[0152]
具体来说，根据步骤s104中确定的所有目标井在每个水驱阶段下对应的第二类系数(包含b1、b2、b3)和步骤s103中确定的所有目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数(包含m
天然-单元
和m
人工-单元
)获取天然水驱阶段下的动态储量和人工水驱下的动态储量。
[0153][0154]
式中：n
天然
表示整个缝洞单元(包含所有目标井)在天然水驱阶段下的动态储量。
[0155][0156]
式中：n
人工
表示整个缝洞单元(包含所有目标井)在人工水驱阶段下的动态储量。
[0157]
在一个实施例中，以塔河油田中的x缝洞单元为例，其缝洞单元内目标井的生产数据如下表2：
[0158]
表2 x缝洞单元生产数据表
[0159]
x缝洞单元地质储量(m3)目前累产油(m3)x13.48e 069.14e 05x25.88e 051.55e 05
[0160]
这两口井(x1、x2)在天然水驱阶段和人工注水阶段均出现稳定驱替的直线段，其水驱特征曲线均表现出双直线段特征。
[0161]
以x1井为例，首先将其累产油、累产水等生产数据绘制得到水驱特征曲线(图7)，再将天然水驱阶段和人工水驱阶段对应的生产数据分别无因次化后绘制到无因次曲线图版中(图8-图9)。
[0162]
当x1井的m
天然-单井
＝7.8，天然水驱阶段对应的无因次水驱特征曲线斜率为1；当x1井的m
人工-单井
＝1.8，人工水驱阶段对应的无因次曲线斜率为1。因此，针对x1井而言，当m
天然-单井
＝7.8、m
人工-单井
＝1.8，其无因次水驱特征曲线斜率为1，满足无因次水驱特征曲线理论模型的要求，故该m值取值合理。
[0163]
分别得到以上两口目标井在天然水驱阶段和人工水驱阶段m
天然-单井
、m
人工-单井
值。再将所有的地质储量相加，得到整个缝洞单元的地质储量(表3)。计算每口目标井的地质储量占总缝洞单元地质储量的百分数，确定每口井的权重系数(表3)；利用相应的权重系数、m
天然-单井
和m
人工-单井
值确定整个缝洞单元所对应的m
天然-单元
和m
人工-单元
值(表3)
[0164]
表3x缝洞单元m值计算结果表
[0165][0166]
基于两口井的累产油、累水等生产数据绘制整个缝洞单元的水驱特征曲线(图10)，拟合得到天然水驱阶段和人工水驱阶段曲线的斜率b1和b2(表3)，基于水驱特征曲线斜率和对应的m值计算得到整个缝洞单元天然水驱阶段和人工水驱阶段的动态储量(表4)。
[0167]
表4 x缝洞单元动态储量计算结果表
[0168]
缝洞单元m
天然-单元m人工-单元
b1b2n
天然n人工
x8.41.81.743e-065.490e-074.82e 063.28e 06
[0169]
总结来说，本发明首先基于所建立的筛选依据选取合适的目标井，在分析缝洞型油藏水驱特征曲线的基础上，推导建立甲型无因次水驱特征曲线模型，并绘制了无因次曲线图版。其次，结合无因次水驱特征曲线理论模型，提出了累产油、累产水等生产数据无因次化处理方法；同时，结合无因次曲线图版以及无因次累产油、累产水等生产数据分别得到了每口目标井天然水驱和人工水驱阶段的合理m值；并在给定的地质储量的基础上，以地质储量为权数，将获取所有目标井中m值做加权平均，得到整个缝洞单元天然水驱和人工水驱阶段的合理m值。最后，结合所有目标井的累产油、累产水等生产数据绘制出整个缝洞单元的水驱特征曲线，获取缝洞单元水驱特征曲线的直线段斜率b值，基于斜率b值和m值获取整个缝洞单元天然水驱和人工水驱阶段的动态储量。
[0170]
图11显示了根据本发明的一个实施例的用于缝洞型油藏的水驱动态储量计算装置结构框图。如图11，计算装置1100包含第一模块1101、第二模块1102、第三模块1103、第四模块1104以及第五模块1105。
[0171]
第一模块用于在半对数坐标系下，绘制单一目标井对应的水驱特征曲线，并确定水驱特征曲线的曲线类型。
[0172]
第二模块用于依据曲线类型，将单一目标井的累产油数据以及累产水数据无因次处理后绘制在无因次曲线图版中，以得到单一目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数。
[0173]
第三模块用于基于单一目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数，结合单一目标井的地质储量数据，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数。
[0174]
第四模块用于通过单一目标井的累产油数据以及累产水数据，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的第二类系数。
[0175]
第五模块用于依据所有目标井在每个水驱阶段下对应的第一类系数以及第二类系数，计算得到所有目标井在每个水驱阶段下对应的动态储量。
[0176]
综上，本发明提供的用于缝洞型油藏的水驱动态储量计算方法及装置针对缝洞型油藏呈现出的水驱特征曲线的曲线特征建立了一种动态储量的计算方式，对于现有技术中的甲型水驱特征曲线模型进行了进一步地改进，克服了现有技术中采用统一的比例系数会导致计算结果存在较大误差的缺陷；并且针对不同水驱阶段，提出了不同的比例系数进行动态储量的计算，更加贴合开采规律，也能够更准确的获知不同阶段目标井的动态储量数据。
[0177]
应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构、处理步骤或材料，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。
[0178]
说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构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“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。
[0179]
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，
但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。