油藏底水体积倍数评估方法、装置、计算机设备及介质与流程

1.本发明涉及油藏开发效果评价技术领域，特别涉及一种油藏底水体积倍数评估方法、装置、计算机设备及存储介质。


背景技术：

2.我国碳酸盐岩石油资源量丰富，据2015年国土资源部统计，碳酸盐岩石油资源量达340亿吨，是我国下一步增储上产的重要领域。碳酸盐岩油藏主要分为孔隙型、裂缝-孔隙型、缝洞型三类。我国碳酸盐岩油藏以缝洞型为主，主要分布在塔里木盆地。
3.塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏底水发育，对其开发效果具有十分重要的控制作用。底水对油藏开发的影响主要有以下三个方面：
4.一是底水是油藏天然能量开发阶段的重要能量来源。塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏显示，其可采储量的60％依靠天然能量采储，而该天然能量主要就是底水能量。
5.二是底水的存在会导致油井水淹。随着开发的进行，油藏压力不断降低，底水不断侵入，并且会逐渐侵入至油井井底，形成水窜通道。由于地层水的流度远远高于原油，形成水窜通道后，地层水更易采出，生产压差降低，原油则更难采出。如果流动通道有限，被底水占据后，原油就被封存到地层中，导致油井水淹，甚至废弃，对开发效果产生恶劣影响。
6.三是底水水体的强弱影响开发技术政策。不同的底水能量，采取的开发技术是不同的。对于强底水油藏，开发技术应以控制底水水淹为主，采油速度不宜过高，国内外实践显示，对于强底水裂缝性油藏，采油速度应控制在2％以下，同时需要配合堵水、压锥等技术措施。对于弱底水油藏，开发技术以补充地层能量为主，即需要人工注水补充地层能量。
7.因此，准确评估底水体积对油藏的科学高效开发十分重要。底水水体的大小常用水体倍数表征，它是底水与地下油气的体积之比。目前，求解水体倍数的方法有容积法、非稳态水侵法、数值模拟法、物质平衡法和拟稳态法。每种方法都有其适用条件，在不同的情况下需要选择不同的方法进行求解。
8.其中，容积法主要针对早期，资料以静态数据为主，计算精度相对比较低；非稳态法需要首先确定水体的形状，且需表征流体流动，要建立在对油藏地质特征和流体流动特征深入认识的基础上，塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏埋藏深，油藏描述难度大，对底水形状等没有形成统一认识；由于储集空间尺度差异大，多种流动型式并存，非稳态水侵法的适应性较差；数值模拟法计算量大，需要数据多，不利于油田现场的实践应用；基于物质平衡方程的拟稳态法以动态生产数据为主，不考虑底水形状和流体流动，计算相对简单，更适用于塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏需求。
9.然而，基于物质平衡方程建立的拟稳态法采用井底流压的变化代替油藏压力的变化，这一理念成立的前提条件是油井稳定生产，产量波动不大，如果产量大幅动荡，井底流压的变化就不能代表油藏压力的变化，而实际上油田现场产量波动很大，稳定基本是不可能的，可见，现有的拟稳态法不适合产量波动较大的情况，存在计算精度较低的问题。


技术实现要素：

10.基于此，有必要针对上述技术问题，提供一种油藏底水体积倍数评估方法、装置、计算机设备及存储介质。
11.一种油藏底水体积倍数评估方法，包括：
12.根据待评估单元的实际生产数据及对应时间点的地层压力数据，获取所述待评估单元的地层压力与所述待评估单元的地下体积累积产液量的关系曲线，其中，所述待评估单元为待评估底水体积倍数的缝洞型碳酸盐岩油藏；
13.基于所述关系曲线的形态特征，确定所述待评估单元的底水完全影响阶段；
14.基于所述底水完全影响阶段在所述关系曲线中对应的直线段，确定所述直线段的斜率；
15.基于所述直线段的斜率确定所述待评估单元的综合压缩系数，其中，所述综合压缩系数包括所述待评估单元的油区压缩系数和水区压缩系数；
16.基于所述综合压缩系数确定所述待评估单元的底水体积倍数。
17.在其中一个实施例中，所述直线段的斜率为：
[0018][0019]
其中，y为所述待评估单元的地层压力的测量值，单位为mpa；x为对应于所述待评估单元的各个地层压力的测量值对应的地下体积累积产液量，单位为104m3；n为所述待评估单元的地层压力测量点数。
[0020]
在其中一个实施例中，所述综合压缩系数为：
[0021][0022]
其中，n为所述待评估单元的地面原油地质储量，单位为104m3；b
oi
为所述待评估单元的原始条件下的原油体积系数。
[0023]
在其中一个实施例中，所述底水体积倍数为：
[0024][0025]
其中，c
to
为所述待评估单元的油区压缩系数；c
tw
为所述待评估单元的油区压缩系数。
[0026]
在其中一个实施例中，所述油区压缩系数为：
[0027][0028]
其中，co为所述待评估单元的原油压缩系数，单位为1/mpa；s
oi
为所述待评估单元的油区原始含油饱和度；1-s
oi
为所述待评估单元的油区原始含水饱和度；cw为所述待评估单元的地层水压缩系数，单位为1/mpa；c
p
为所述待评估单元的岩石孔隙压缩系数，单位为1/mpa。
[0029]
在其中一个实施例中，所述水区压缩系数为：
[0030]ctw
＝cw c
p
[0031]
其中，cw为所述待评估单元的地层水压缩系数，单位为1/mpa；c
p
为所述待评估单元的岩石孔隙压缩系数，单位为1/mpa。
[0032]
在其中一个实施例中，所述实际生产数据包括：地面累积产油量、原油体积系数、地面累积产水量、地层水体积系数，所述地下体积累积产液量为：
[0033]npbo
w
pbw
[0034]
其中，n
p
为地面累积产油量，单位为104m3；bo为原油体积系数；w
p
为地面累积产水量，单位为104m3；bw为地层水的体积系数。
[0035]
一种油藏底水体积倍数评估装置，包括：
[0036]
关系曲线获取模块，被配置为根据待评估单元的实际生产数据及对应时间点的地层压力数据，获取所述待评估单元的地层压力与所述待评估单元的地下体积累积产液量的关系曲线，其中，所述待评估单元为待评估底水体积倍数的缝洞型碳酸盐岩油藏；
[0037]
底水完全影响阶段确定模块，被配置为基于所述关系曲线的形态特征，确定所述待评估单元的底水完全影响阶段；
[0038]
斜率确定模块，被配置为基于所述底水完全影响阶段在所述关系曲线中对应的直线段，确定所述直线段的斜率；
[0039]
综合压缩系数确定模块，被配置为基于所述直线段的斜率确定所述待评估单元的综合压缩系数，其中，所述综合压缩系数包括所述待评估单元的油区压缩系数和水区压缩系数；
[0040]
底水体积倍数确定模块，被配置为基于所述综合压缩系数确定所述待评估单元的底水体积倍数。
[0041]
一种计算机设备，包括存储器和处理器，所述存储器存储有计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述任一实施例中所述方法的步骤。
[0042]
一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述任一实施例中所述的方法的步骤。
[0043]
上述油藏底水体积倍数评估方法、装置、计算机设备及存储介质，将缝洞型碳酸盐岩油藏简化为储罐模型，上部为油，下部为水，不考虑流动，对底水形状和流动形式没有要求，并且用油藏压力代替井底流压，用累产代替日产，产量波动对结果影响很小，鲁棒性强，提高评估精度。此外，通过提出新的综合压缩系数，构建了压力与产量的一种直线形式，在此基础上评估水体体积，简单易用。
附图说明
[0044]
图1为一示例性实施例的缝洞型碳酸盐岩油藏的储罐模型的示意图；
[0045]
图2为一示例性实施例的油藏底水体积倍数评估方法的流程示意图；
[0046]
图3为一示例性实施例的缝洞型碳酸盐岩油藏的地层压力与地下体积累积产液量的理论关系曲线的示意图；
[0047]
图4为实施例一的缝洞型碳酸盐岩油藏的地层压力与地下体积累积产液量的关系曲线的示意图；
[0048]
图5为实施例二的缝洞型碳酸盐岩油藏的地层压力与地下体积累积产液量的关系曲线的示意图；
[0049]
图6为一示例性实施例的油藏底水体积倍数评估装置的结构框图；
[0050]
图7为一示例性实施例的计算机设备的结构框图。
具体实施方式
[0051]
为了使本技术的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本技术进行进一步详细说明。应当理解，此处描述的具体实施例仅仅用以解释本技术，并不用于限定本技术。
[0052]
在说明本技术提供的一种油藏底水体积倍数评估方法、装置、计算机设备及存储介质之前，先对相关技术中评估油藏底水体积倍数的方法进行简单的说明。
[0053]
底水水体的大小常用水体倍数表征，它是底水与地下油气的体积之比。目前求解水体倍数的方法有容积法、非稳态水侵法、数值模拟法、物质平衡法和拟稳态法。每种方法都有其适用条件，在不同的情况下需要选择不同的方法进行求解。
[0054]
容积法是指根据油藏地质资料，确定圈闭中储存的油气和水的地下体积，然后根据两者的体积计算其水体倍数。该方法需要确定构造圈闭面积、储层的平均有效厚度、孔隙度和油藏的含油面积、油层的平均有效厚度、束缚水饱和度等静态地质参数。容积法不需要油藏生产的动态资料，在投入生产以前就可以进行计算，但必须在地质勘探时获得较准确的资料。
[0055]
非稳态水侵法计算水体倍数的原理是利用非稳态法和物质平衡法同时计算水侵体积，当两者计算的水侵体积相等时可以得到水体的大小，从而计算得到水体倍数。所谓非稳态水侵是指水侵速度随时间变化而变化的水侵模式。之所以发生水侵，主要是由于含水区域的岩石和流体的弹性膨胀引起的，压力变化传播到水体，时间相对较长，则水侵为非稳态的。非稳态法计算水侵体积时需要假设水体的半径，其计算的水侵量与物质平衡法计算的水侵量相等时得到水体的半径。油藏开采造成的地层压力降低必然连续不断地向天然水域传递，并引起天然水域内地层岩石和水的弹性膨胀。当地层压力的传递尚未波及到天然水域的外边界之前，这是一个非稳定渗流的过程。对于边水，van everdingen和hurst导出了其非稳定水侵量的计算方法；对于半球形流动的底水系统，chatas导出了类似形式的计算方法。该方法与物质平衡方法相比，计算更准确，但需要更多的已知参数。
[0056]
油藏数值模拟法求取水体倍数的方法是利用地震勘探、测井、录井等方式获得的静态地层资料建立油藏地质模型，把一部分生产动态数据作为计算的边界条件，不断调整地层参数和水体大小，计算拟合其他生产参数，当拟合结果较好时，可以获得地质储量和水体大小，从而求得水体倍数。该方法必须建立相对准确的油藏地质模型和获得可靠的生产动态数据。在计算过程中，通过不断调整油藏地质参数和水体，较好地拟合油藏地质储量、产量、含水率、压力等指标。数值模拟方法拟合水体需要的参数较多，过程较复杂。
[0057]
物质平衡方法是利用其它方法求得的地质储量、水侵方程、生产资料，通过油气藏的物质平衡方程求得压力降落波及的水体体积。随着油藏压力不断降低，波及的天然水域体积不断增大。当油藏压力降低波及整个天然水域之后，参与流动的天然水域体积为整个水域的体积，计算的波及水体体积为整个天然水体的体积。通过其他方法求得原始地质储量，计算波及水体体积与地质储量的比值即为水体倍数。当水体体积较小、生产时间较长，压力降落波及的水体体积可以认为是天然水域的体积。
[0058]
拟稳态是当压力波及到边界后的流动状态。如果产量变化不大，地层中各处的压力降落相等，随时间不变，压力降落与井底压力降落一致。针对拟稳态，现有技术中有一种确定底水水体体积的方法，在拟稳态条件下，
[0059][0060]
其中，
[0061]qo
为原油产量(地面)，m3/d；
[0062]bo
为原油体积系数，小数；
[0063]qw
为产水量(地面)，m3/d；
[0064]bw
为地层水体积系数，小数；
[0065]vwd
为地层水体积(地下)，m3；
[0066]vwi
为束缚水体积(地下)，m3；
[0067]ctw
为水区压缩系数，c
tw
＝cf cw，1/mpa；
[0068]cw
为地层水压缩系数，1/mpa；
[0069]cp
为岩石孔隙压缩系数，1/mpa；
[0070]vo
为原油体积(地下)，m3；
[0071]cto
为油区压缩系数，c
to
＝co c
p
，1/mpa；
[0072]co
为原油弹性压缩系数，1/mpa；
[0073]
p
wf
为井底流压，mpa；
[0074]
t为时间，天。
[0075]
在公式(1)中，产油量和产水量(地下)q
obo
q
wbw
与井底流压导数呈线性关系，通过拟合油压与时间的关系，计算其导数在已知产油量和产水量(地下)q
obo
q
wbw
的条件下，即可确定v
wdctw
v
wictw
v
octo
。在已知原油体积(地下)vo和束缚水体积(地下)v
wi
以及各综合压缩系数co、cw、c
p
的条件下，即可求得地层水的体积(地下)v
wd
。
[0076]
可见，计算底水水体体积的不同方法适应性不同。容积法主要针对早期，资料以静态数据为主，计算精度相对比较低；非稳态法需要首先确定水体的形状，且需表征流体流动，要建立在对油藏地质特征和流体流动特征深入认识的基础上，塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏埋藏深，油藏描述难度大，对底水形状等没有形成统一认识；储集空间尺度差异大，多种流动型式并存，非稳态方法适应性较差；数值模拟法计算量大，需要数据多，不利于油田现场的实践应用；基于物质平衡方程的拟稳态法以动态生产数据为主，不考虑底水形状和流体流动，计算相对简单，更适用于塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏需求。
[0077]
然而，上述基于物质平衡方程建立的拟稳态方法存在一个主要问题，其不适合产量波动较大的情况。现有的拟稳态方法用井底流压的变化代替油藏压力的变化，这一理念成立的前提条件是油井稳定生产，产量波动不大，如果产量大幅动荡，井底流压的变化就不能代表油藏压力的变化，而实际上油田现场产量波动很大，稳定基本是不可能的。可见，现有的拟稳态法不适合产量波动较大的情况，存在计算精度较低的问题。
[0078]
本技术基于上述技术问题，提供了一种油藏底水体积倍数评估方法，其为另一种可以评估油藏底水体积倍数的拟稳态方法，简单易用，方便现场推广使用，可以不用考虑流
动形式及底水形状，计算精度又能满足需求。
[0079]
本技术提供了一种油藏底水体积倍数评估方法，该方法具体包括以下步骤：
[0080]
根据待评估单元的实际生产数据及对应时间点的地层压力数据，获取所述待评估单元的地层压力与所述待评估单元的地下体积累积产液量的关系曲线，其中，所述待评估单元为待评估底水体积倍数的缝洞型碳酸盐岩油藏；
[0081]
基于所述关系曲线的形态特征，确定所述待评估单元的底水完全影响阶段；
[0082]
基于所述底水完全影响阶段在所述关系曲线中对应的直线段，确定所述直线段的斜率；
[0083]
基于所述直线段的斜率确定所述待评估单元的综合压缩系数，其中，所述综合压缩系数包括所述待评估单元的油区压缩系数和水区压缩系数；
[0084]
基于所述综合压缩系数确定所述待评估单元的底水体积倍数。
[0085]
本技术针对的缝洞型碳酸盐岩油藏为天然底水弹性驱油藏，其可以简化为储罐模型。在上述油藏底水体积倍数评估方法中，将缝洞型碳酸盐岩油藏简化为储罐模型，模型的上部为油，下部为水，具体模型如图1所示，该方法对底水体积倍数的评估可以不考虑底水的流动，对底水形状和流动形式没有要求，并且采用油藏压力代替井底流压，用累产代替日产，产量波动对评估结果的影响很小，鲁棒性强，能够提高评估精度。此外，上述方法通过提出新的综合压缩系数，构建了压力与产量的一种直线形式，在此基础上评估水体体积，简单易用，便于推广使用。
[0086]
图2为本技术一示例性实施例示出的油藏底水体积倍数评估方法的流程示意图。如图2所示，该油藏底水体积倍数评估方法包括以下步骤：
[0087]
步骤210，根据待评估单元的实际生产数据及对应时间点的地层压力数据，获取所述待评估单元的地层压力与所述待评估单元的地下体积累积产液量的关系曲线。
[0088]
具体地，所述待评估单元为待评估底水体积倍数的缝洞型碳酸盐岩油藏，缝洞型碳酸盐岩油藏的实际生产数据可以包括：地面累积产油量、原油体积系数、地面累积产水量、地层水体积系数，油藏的地下体积累积产液量可以表示为：
[0089]npbo
w
pbw
[0090]
其中，n
p
为地面累积产油量，单位为104m3；bo为原油体积系数，小数；w
p
为地面累积产水量，单位为104m3；bw为地层水的体积系数，小数。
[0091]
在待评估单元的的地层压力与地下体积累积产液量的关系曲线中，其横坐标为地下体积累积产液量，纵坐标为地层压力。在拟稳态条件下，其物质平衡方程可以表示为：
[0092]npbo
w
pbw
＝nb
oicto
(p
i-p) rnb
oictw
(p
i-p)
ꢀꢀꢀ
(2)
[0093]
在公式(2)中，
[0094]
n为原油地质储量(地面)，单位为104m3；
[0095]boi
为原始条件下原油体积系数，小数；
[0096]cto
为油区压缩系数，单位为1/mpa；
[0097]
pi为原始地层压力，单位为mpa；
[0098]
p为目前地层压力，单位为mpa；
[0099]
r为水油体积比(地下)，小数；
[0100]bwi
为地层水体积系数，小数；
[0101]ctw
为水区压缩系数，单位为1/mpa。
[0102]
在公式(2)所涉及的参数中，油区压缩系数的计算方法可以表示为：
[0103][0104]
在公式(3)中，
[0105]co
为原油压缩系数，单位为1/mpa；
[0106]soi
为油区原始含油饱和度，小数；
[0107]
1-s
oi
为油区原始含水饱和度，小数；
[0108]cw
为地层水压缩系数，单位为1/mpa；
[0109]cp
为岩石孔隙压缩系数，单位为1/mpa。
[0110]
水区压缩系数的计算方法可以表示为：
[0111]ctw
＝cw c
p
ꢀꢀꢀ
(4)
[0112]
原油弹性压缩系数，地层水弹性压缩系数，岩石孔隙压缩系数可以通过高压物性实验得到。
[0113]
因此，公式(2)-(4)联立可以得到
[0114][0115]
从而定义新的综合压缩系数为：
[0116][0117]
上述综合压缩系数c
t
包括油区压缩系数和水区压缩系数，反映了原油、油区赋存水、底水、油区及水区岩石的弹性膨胀能的综合作用。该综合压缩系数与目前相关技术的压缩系数不同，目前的压缩系数只包含原油、束缚水及油区岩石孔隙弹性膨胀能，而不包含底水以及底水区岩石孔隙弹性膨胀能。
[0118]
公式(5)可表示为：
[0119][0120]
通过公式(7)可以发现，在底水完全影响阶段，地层压力p与地下体积累积产液量n
pbo
w
pbw
呈直线关系，斜率k为：
[0121][0122]
其中，新的综合压缩系数c
t
包含了底水的影响，如果确定了这一新的综合压缩系数c
t
，即可进一步估算底水水体的体积倍数。
[0123]
步骤220，基于所述关系曲线的形态特征，确定所述待评估单元的底水完全影响阶段。
[0124]
具体地，根据所绘制的地层压力p与地下体积累积产液量n
pbo
w
pbw
与的关系曲线
后的形态特征，可以选择确定底水完全影响阶段。
[0125]
选择底水完全影响阶段的标准有三个。一是注水、注气前的数据；二是地层压力p与地下体积累积产液量n
pbo
w
pbw
呈直线关系；三是如果存在1个直线段，则用该直线段，如果存在2个直线段，选择第二段，如果存在多个直线段，计算第二个直线段及以后各阶段的累积产液量，选择累积产液量大的阶段。
[0126]
上述选择底水完全影响阶段的标准的基本理论依据是：
[0127]
油藏开发的驱动能量包括油区内油、赋存水、岩石的弹性膨胀能，底水能量，溶解气膨胀能以及人工补充能量。塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏埋藏深，泡点压力低(18mpa左右)，地饱压差大(30mpa左右)，原油在地层条件下不脱气，在天然能量开发阶段(油藏没有实施注水、注气)，驱动能量主要包括油区内油、赋存水、岩石的弹性膨胀能和底水能量。
[0128]
在刚刚投入生产时，驱动能量主要是油区内原油、赋存水、岩石的弹性膨胀能，此时累积产液量与地层压力的关系可以表示为：
[0129][0130]
可以发现，在这一阶段，地层压力p与累积产液量(地下)n
pbo
w
pbw
同样呈线性关系，但其斜率主要反映了油区内原油、赋存水和岩石的弹性膨胀能。
[0131]
如图3所示，随着压力波及范围的扩大，底水的贡献逐步显现，因为底水水体一般较大，其影响范围是逐步扩大的，反映在地层压力p与累积产液量(地下)n
pbo
w
pbw
与的关系曲线上表现为斜率(绝对值)逐渐减小，当底水的影响完全显现时，二者又会呈现直线关系。因此根据底水水体的差异，分3种情况：
[0132]
第一种情况是，底水水体较小，压力很快即可完全波及，表现在地层压力p与累积产液量(地下)n
pbo
w
pbw
的关系上只有一个直线段。
[0133]
第二种情况是，底水水体较大，影响范围逐步扩大，表现在地层压力p与累积产液量(地下)n
pbo
w
pbw
的关系上，会存在两个直线段，二者缓慢过渡。
[0134]
第三种情况是，存在多个水体，且彼此连通性较弱，只有当压力下降到一定程度才会启动，此时就会存在多段直线，选择影响范围和影响程度最大的水体，故需选择其中累积产液量最多的直线段。当然，出现多个直线段的另一个原因可能是资料录取问题。此时更应选择影响范围最大的阶段。
[0135]
步骤230，基于所述底水完全影响阶段在所述关系曲线中对应的直线段，确定所述直线段的斜率。
[0136]
具体地，在确定底水完全影响阶段在关系曲线中的直线段后，可以利用最小二乘法拟合直线关系，确定该直线段的斜率,斜率可以表示为：
[0137][0138]
为简化表征，用x，y表示，其中，
[0139]
k表示斜率；
[0140]
y为地层压力p的测量值，单位为mpa；
[0141]
x为对应于各个地层压力测量值的地下体积累积产液量n
pbo
w
pbw
，单位为104m3；
[0142]
n为地层压力测量点数。
[0143]
步骤240，基于所述直线段的斜率确定所述待评估单元的综合压缩系数，其中，所述综合压缩系数包括所述待评估单元的油区压缩系数和水区压缩系数。
[0144]
具体地，获得底水完全影响阶段的地层压力p与地下体积累积产液量n
pbo
w
pbw
的直线关系斜率后，可以确定前述建立的新的综合压缩系数。
[0145]
根据公式(8)，可以得到综合压缩系数为：
[0146][0147]
步骤250，基于所述综合压缩系数确定所述待评估单元的底水体积倍数。
[0148]
具体地，获得底水完全影响阶段的综合压缩系数后，根据公式(6)，可以计算出该地层条件下的底水体积倍数r。
[0149][0150]
根据前述的公式(3)、(4)，可以将公式(12)进一步修正为：
[0151][0152]
下面通过两个具体的实施例来说明本技术的油藏底水体积倍数评估方法的可行性与实用性，具体地，分别采用两组已知油藏单元的数值模拟数据，其中的底水水体体积倍数已知，通过本技术的方法评估得到的底水水体体积倍数与实际水体倍数进行对比。
[0153]
实施例一：
[0154]
待评估单元的地质储量937
×
104m3，底水体积倍数445，原油体积系数1.1085，地层水体积系数1.02，岩石孔隙压缩系数4.05
×
10-4
mpa-1
，原油弹性压缩系数3.83
×
10-3
mpa-1
，地层水弹性压缩系数2.4210-5
mpa-1
，初始含油饱和度0.75。
[0155]
第一步：绘制待评估单元的地层压力与地下累积产液量的关系曲线。
[0156]
根据实际生产数据及对应时间点的地层压力数据，绘制出的关系曲线如图4所示。
[0157]
第二步：确定底水完全影响阶段。
[0158]
由图4所示的关系曲线可以发现，关系曲线分为2段，根据选择标准，可以确定第二个直线段为底水完全影响阶段。
[0159]
第三步：拟合曲线斜率。
[0160]
利用最小二乘法对第二直线段进行拟合，拟合方程为：
[0161]
y＝-0.0051x 56.225
[0162]
拟合r2＝0.9179。
[0163]
曲线斜率k＝-0.0051。
[0164]
第四步：确定综合压缩系数。
[0165]
利用公式公式(11)，确定综合压缩系数c
t
＝0.19。
[0166][0167]
第五步：确定底水体积倍数。
[0168]
利用公式(13)，确定底水水体体积倍数r＝427
[0169]
首先计算油区压缩系数c
to
[0170][0171]
计算水区压缩系数c
tw
[0172]ctw
＝cw c
p
＝2.42
×
10-5
4.05
×
10-4
＝4.29
×
10-4
[0173]
计算底水体积倍数
[0174][0175]
也就是说，采用本技术的油藏底水体积倍数评估方法得出的该待评估单元的底水体积倍数为429.6，与实际的底水体积倍数445进行对比，两者的相对误差如下：
[0176][0177]
可见，两者的相对误差为0.03。
[0178]
实施例二：
[0179]
待评估单元的地质储量202
×
104m3，底水体积倍数98，原油体积系数1.1085，地层水体积系数1.02，岩石孔隙压缩系数4.05
×
10-4
mpa-1
，原油弹性压缩系数3.83
×
10-3
mpa-1
，地层水弹性压缩系数2.4210-5
mpa-1
，初始含油饱和度0.78。
[0180]
第一步：绘制待评估单元的地层压力与地下累积产液量的关系曲线。
[0181]
根据实际生产数据及对应时间点的地层压力数据，绘制出的关系曲线如图5所示。
[0182]
第二步：确定底水完全影响阶段。
[0183]
由图5所示的关系曲线可以发现，该单元曲线只有1段，说明底水水体体积不大，或者连通性较好，投产后很快压力即波及到整个油水区域，根据选择标准，该直线段可以确定为底水完全影响阶段。
[0184]
第三步：拟合曲线斜率。
[0185]
利用最小二乘法对直线段进行拟合，拟合方程为：
[0186]
y＝-0.098x 63.52
[0187]
拟合r2＝0.9914。
[0188]
曲线斜率k＝-0.098。
[0189]
第四步：确定综合压缩系数。
[0190]
利用公式公式(11)，确定综合压缩系数c
t
＝0.19。
[0191][0192]
第五步：确定底水体积倍数。
[0193]
首先计算油区压缩系数c
to
[0194][0195]
计算水区压缩系数c
tw
[0196]ctw
＝cw c
p
＝2.42
×
10-5
4.05
×
10-4
＝4.29
×
10-4
[0197]
计算底水体积倍数
[0198][0199]
也就是说，采用本技术的油藏底水体积倍数评估方法得出的该待评估单元的底水体积倍数为96.0，与实际的底水体积倍数98进行对比，两者的相对误差如下：
[0200][0201]
可见，两者的相对误差为0.02。
[0202]
通过以上两个实施例可以发现，利用本技术的油藏底水体积倍数评估方法评估底水水体体积倍数误差都小于5％，在工程误差允许的范围内。
[0203]
本技术还提供了一种油藏底水体积倍数评估装置，图6为一示例性实施例示出的油藏底水体积倍数评估装置的结构框图。如图6所示，该装置包括：
[0204]
关系曲线获取模块610，被配置为根据待评估单元的实际生产数据及对应时间点的地层压力数据，获取所述待评估单元的地层压力与所述待评估单元的地下体积累积产液量的关系曲线，其中，所述待评估单元为待评估底水体积倍数的缝洞型碳酸盐岩油藏；
[0205]
底水完全影响阶段确定模块620，被配置为基于所述关系曲线的形态特征，确定所述待评估单元的底水完全影响阶段；
[0206]
斜率确定模块630，被配置为基于所述底水完全影响阶段在所述关系曲线中对应的直线段，确定所述直线段的斜率；
[0207]
综合压缩系数确定模块640，被配置为基于所述直线段的斜率确定所述待评估单元的综合压缩系数，其中，所述综合压缩系数包括所述待评估单元的油区压缩系数和水区压缩系数；
[0208]
底水体积倍数确定模块650，被配置为基于所述综合压缩系数确定所述待评估单元的底水体积倍数。
[0209]
在其中一个实施例中，所述直线段的斜率为：
[0210][0211]
其中，y为所述待评估单元的地层压力的测量值，单位为mpa；x为对应于所述待评估单元的各个地层压力的测量值对应的地下体积累积产液量，单位为104m3；n为所述待评估单元的地层压力测量点数。
[0212]
在其中一个实施例中，所述综合压缩系数为：
[0213][0214]
其中，n为所述待评估单元的地面原油地质储量，单位为104m3；b
oi
为所述待评估单元的原始条件下的原油体积系数。
[0215]
在其中一个实施例中，所述底水体积倍数为：
[0216][0217]
其中，c
to
为所述待评估单元的油区压缩系数；c
tw
为所述待评估单元的油区压缩系数。
[0218]
在其中一个实施例中，所述油区压缩系数为：
[0219][0220]
其中，co为所述待评估单元的原油压缩系数，单位为1/mpa；s
oi
为所述待评估单元的油区原始含油饱和度；1-s
oi
为所述待评估单元的油区原始含水饱和度；cw为所述待评估单元的地层水压缩系数，单位为1/mpa；c
p
为所述待评估单元的岩石孔隙压缩系数，单位为1/mpa。
[0221]
在其中一个实施例中，所述水区压缩系数为：
[0222]ctw
＝cw c
p
[0223]
其中，cw为所述待评估单元的地层水压缩系数，单位为1/mpa；c
p
为所述待评估单元的岩石孔隙压缩系数，单位为1/mpa。
[0224]
在其中一个实施例中，所述实际生产数据包括：地面累积产油量、原油体积系数、地面累积产水量、地层水体积系数，所述地下体积累积产液量为：
[0225]npbo
w
pbw
[0226]
其中，n
p
为地面累积产油量，单位为104m3；bo为原油体积系数；w
p
为地面累积产水量，单位为104m3；bw为地层水的体积系数。
[0227]
本技术还提供了一种计算机设备，图7为一示例性实施例示出的计算机设备的结构框图。如图7所示。该计算机设备包括通过系统总线连接的处理器、存储器、网络接口、显示屏和输入装置。其中，该计算机设备的处理器用于提供计算和控制能力。该计算机设备的存储器包括非易失性存储介质、内存储器。该非易失性存储介质存储有操作系统和计算机程序。该内存储器为非易失性存储介质中的操作系统和计算机程序的运行提供环境。该计算机设备的网络接口用于与外部的终端通过网络连接通信。该计算机程序被处理器执行时以实现以下步骤：
[0228]
根据待评估单元的实际生产数据及对应时间点的地层压力数据，获取所述待评估单元的地层压力与所述待评估单元的地下体积累积产液量的关系曲线，其中，所述待评估单元为待评估底水体积倍数的缝洞型碳酸盐岩油藏；
[0229]
基于所述关系曲线的形态特征，确定所述待评估单元的底水完全影响阶段；
[0230]
基于所述底水完全影响阶段在所述关系曲线中对应的直线段，确定所述直线段的斜率；
[0231]
基于所述直线段的斜率确定所述待评估单元的综合压缩系数，其中，所述综合压
缩系数包括所述待评估单元的油区压缩系数和水区压缩系数；
[0232]
基于所述综合压缩系数确定所述待评估单元的底水体积倍数。
[0233]
在其中一个实施例中，所述直线段的斜率为：
[0234][0235]
其中，y为所述待评估单元的地层压力的测量值，单位为mpa；x为对应于所述待评估单元的各个地层压力的测量值对应的地下体积累积产液量，单位为104m3；n为所述待评估单元的地层压力测量点数。
[0236]
在其中一个实施例中，所述综合压缩系数为：
[0237][0238]
其中，n为所述待评估单元的地面原油地质储量，单位为104m3；b
oi
为所述待评估单元的原始条件下的原油体积系数。
[0239]
在其中一个实施例中，所述底水体积倍数为：
[0240][0241]
其中，c
to
为所述待评估单元的油区压缩系数；c
tw
为所述待评估单元的油区压缩系数。
[0242]
在其中一个实施例中，所述油区压缩系数为：
[0243][0244]
其中，co为所述待评估单元的原油压缩系数，单位为1/mpa；s
oi
为所述待评估单元的油区原始含油饱和度；1-s
oi
为所述待评估单元的油区原始含水饱和度；cw为所述待评估单元的地层水压缩系数，单位为1/mpa；c
p
为所述待评估单元的岩石孔隙压缩系数，单位为1/mpa。
[0245]
在其中一个实施例中，所述水区压缩系数为：
[0246]ctw
＝cw c
p
[0247]
其中，cw为所述待评估单元的地层水压缩系数，单位为1/mpa；c
p
为所述待评估单元的岩石孔隙压缩系数，单位为1/mpa。
[0248]
在其中一个实施例中，所述实际生产数据包括：地面累积产油量、原油体积系数、地面累积产水量、地层水体积系数，所述地下体积累积产液量为：
[0249]npbo
w
pbw
[0250]
其中，n
p
为地面累积产油量，单位为104m3；bo为原油体积系数；w
p
为地面累积产水量，单位为104m3；bw为地层水的体积系数。
[0251]
应该理解的是，该计算机设备的显示屏可以是液晶显示屏或者电子墨水显示屏，该计算机设备的输入装置可以是显示屏上覆盖的触摸层，也可以是计算机设备外壳上设置的按键、轨迹球或触控板，还可以是外接的键盘、触控板或鼠标等。
[0252]
本领域技术人员可以理解，图7中示出的结构，仅仅是与本技术方案相关的部分结
构的框图，并不构成对本技术方案所应用于其上的计算机设备的限定，具体的计算机设备可以包括比图中所示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者具有不同的部件布置。
[0253]
本实施例提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现以下步骤：
[0254]
根据待评估单元的实际生产数据及对应时间点的地层压力数据，获取所述待评估单元的地层压力与所述待评估单元的地下体积累积产液量的关系曲线，其中，所述待评估单元为待评估底水体积倍数的缝洞型碳酸盐岩油藏；
[0255]
基于所述关系曲线的形态特征，确定所述待评估单元的底水完全影响阶段；
[0256]
基于所述底水完全影响阶段在所述关系曲线中对应的直线段，确定所述直线段的斜率；
[0257]
基于所述直线段的斜率确定所述待评估单元的综合压缩系数，其中，所述综合压缩系数包括所述待评估单元的油区压缩系数和水区压缩系数；
[0258]
基于所述综合压缩系数确定所述待评估单元的底水体积倍数。
[0259]
在其中一个实施例中，所述直线段的斜率为：
[0260][0261]
其中，y为所述待评估单元的地层压力的测量值，单位为mpa；x为对应于所述待评估单元的各个地层压力的测量值对应的地下体积累积产液量，单位为104m3；n为所述待评估单元的地层压力测量点数。
[0262]
在其中一个实施例中，所述综合压缩系数为：
[0263][0264]
其中，n为所述待评估单元的地面原油地质储量，单位为104m3；b
oi
为所述待评估单元的原始条件下的原油体积系数。
[0265]
在其中一个实施例中，所述底水体积倍数为：
[0266][0267]
其中，c
to
为所述待评估单元的油区压缩系数；c
tw
为所述待评估单元的油区压缩系数。
[0268]
在其中一个实施例中，所述油区压缩系数为：
[0269][0270]
其中，co为所述待评估单元的原油压缩系数，单位为1/mpa；s
oi
为所述待评估单元的油区原始含油饱和度；1-s
oi
为所述待评估单元的油区原始含水饱和度；cw为所述待评估单元的地层水压缩系数，单位为1/mpa；c
p
为所述待评估单元的岩石孔隙压缩系数，单位为1/mpa。
[0271]
在其中一个实施例中，所述水区压缩系数为：
[0272]ctw
＝cw c
p
[0273]
其中，cw为所述待评估单元的地层水压缩系数，单位为1/mpa；c
p
为所述待评估单元的岩石孔隙压缩系数，单位为1/mpa。
[0274]
在其中一个实施例中，所述实际生产数据包括：地面累积产油量、原油体积系数、地面累积产水量、地层水体积系数，所述地下体积累积产液量为：
[0275]npbo
w
pbw
[0276]
其中，n
p
为地面累积产油量，单位为104m3；bo为原油体积系数；w
p
为地面累积产水量，单位为104m3；bw为地层水的体积系数。
[0277]
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一非易失性计算机可读取存储介质中，该计算机程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，本技术所提供的各实施例中所使用的对存储器、存储、数据库或其它介质的任何引用，均可包括非易失性和/或易失性存储器。非易失性存储器可包括只读存储器(rom)、可编程rom(prom)、电可编程rom(eprom)、电可擦除可编程rom(eeprom)或闪存。易失性存储器可包括随机存取存储器(ram)或者外部高速缓冲存储器。作为说明而非局限，ram以多种形式可得，诸如静态ram(sram)、动态ram(dram)、同步dram(sdram)、双数据率sdram(ddrsdram)、增强型sdram(esdram)、同步链路(synchlink)dram(sldram)、存储器总线(rambus)直接ram(rdram)、直接存储器总线动态ram(drdram)、以及存储器总线动态ram(rdram)等。
[0278]
以上实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。
[0279]
以上所述实施例仅表达了本技术的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本技术构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本技术的保护范围。因此，本技术专利的保护范围应以所附权利要求为准。