预测缝洞型油藏单元注水轮次方法、装置、设备及介质与流程

计算;推算;计数设备的制造及其应用技术1.本发明涉及缝洞型油藏开发技术领域，尤其涉及一种预测缝洞型油藏单元注水轮次方法、装置、设备及介质。背景技术：2.缝洞型油藏是一类比较特殊的油藏，其储集空间主要为裂缝和溶洞，其基质部分基本不具有流体的渗流能力，储层中流体的流动主要依赖于裂缝与溶洞、溶洞与溶洞以及裂缝与裂缝之间的沟通。由于裂缝、溶洞的随机分布，一般情况下不会形成很好的裂缝-溶洞系统，因此缝洞型油藏的非均质性特别强。3.缝洞型油藏最基本的开发单元是单井缝洞单元。据不完全统计，缝洞型油藏由于天然能量相对较强，开发初期，主要依靠天然能量进行衰竭式开发，由于能量衰减快，压力保持程度低，油井产能下降迅速，因此油井保压开采，至关重要。4.由于缝洞型油藏极强的非均质性，缝洞内的流体流动复杂。目前根据开发阶段来划分，缝洞型油井一般经历天然能量开采和补充能量开采，其中补充能量阶段又可分为注水和注气等方式。对于注水补充能量方式，采油厂的现场科研人员积累了大量的经验，但是如何实时、有效评估与预测单元的注水轮次，是制约注水时效性，提高注水效率的关键。5.目前确定注水量的方法主要有两种，即基于物质平衡方程的注采比法和基于示踪剂响应的注入强度法。基于物质平衡方程的注采比法主要是利用物质平衡方程，建立注入量与采出量的关系，然后通过优化压力保持水平，来确定最优的注入量。该方法局限在于使用对象比较窄，仅仅适用于油藏的弹性驱阶段+纯水驱阶段，当油藏有边低水入侵时，采出量中的水无法确定是地层水还是注入水，因此难以对注入水量进行优化。另一种基于示踪剂响应的注入强度方法则主要是通过示踪剂突破时间，确定出最优的注入强度，然后间接确定出最优注入量，但是该方法在确定突破时间时，存在很大的人为干扰，而且不同种类的示踪剂突破时间也存在差异，因此不确定性较大。综上所述，两种方法在缝洞型油藏确定注水量、注水轮次方面，还存在一定的局限性。6.此外，查阅国内外文献调研发现有一篇涉及注水量优化的文献，即：单五一等人在《数学的实践与认识》上发表的《利用范函数法确定水驱合理注水量》。该文献主要基于函数理论，考虑含水率、累注水、储层有效孔隙度、储层有效厚度等因素，建立的一种计算注水量的方法。该方法涉及的储层参数比较多，储层参数的取值直接影响注水量计算的精度。无论是室内实验，还是现场通过测井、地球物理等方法反演得到的储层参数，都在某种程度上存在误差。尤其是在缝洞型油藏中，由于缝洞型油藏严重的非均质性，裂缝、孔洞以及溶洞各自的孔隙度差异很大，孔隙度是比较难以确定的。因此该文献中的计算方法，会因为某些储层参数的不易确定，局限了方法的应用。7.因此，现有技术有待进一步改进。技术实现要素：8.基于此，有必要针对上述技术问题，提供一种预测缝洞型油藏单元注水轮次方法、装置、设备及介质。9.例如，提供一种预测缝洞型油藏单元注水轮次方法，该方法包括：10.获取单井的历史动态生产数据；11.根据所述历史动态生产数据，构建综合递减率预测模型及自然递减率预测模型；12.根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到单井的注水总增油量；13.根据所述历史动态生产数据，计算得到单轮次的注水增油量；14.根据所述注水总增油量及所述注水增油量，计算得到注水轮次。15.在其中一个实施例中，所述根据所述历史动态生产数据，构建综合递减率预测模型及自然递减率预测模型的步骤，包括：16.根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合构建所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型。17.在其中一个实施例中，所述根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合构建所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型的步骤，包括：18.根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合得到综合递减率与时间的关系以及自然递减率与时间的关系，进而得到所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型。19.在其中一个实施例中，所述根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到单井的注水总增油量的步骤，包括：20.根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到注水总增油量计算模型；21.根据所述注水总增油量计算模型，得到所述注水总增油量。22.在其中一个实施例中，所述注水总增油量计算模型的表达式为：23.qct＝(d自然-d综合)qi24.其中，d自然为自然递减率，d综合为综合递减率，qi为当前时间步对应的总产量。25.在其中一个实施例中，所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型的表达式分别为：[0026][0027]其中，q为增油量，t为时间，a及b为常数。[0028]在其中一个实施例中，所述根据所述历史动态生产数据，计算得到单轮次的注水增油量的步骤，包括：[0029]根据所述历史动态生产数据，得到单轮次的分水量；[0030]基于物质平衡方程，根据所述分水量，计算得到所述单轮次的注水增油量。[0031]在其中一个实施例中，提供一种预测缝洞型油藏单元注水轮次装置，该装置包括：[0032]获取模块，用于获取单井的历史动态生产数据；[0033]构建模块，用于根据所述历史动态生产数据，构建综合递减率预测模型及自然递减率预测模型；[0034]总增油量计算模块，用于根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到单井的注水总增油量；[0035]增油量计算模块，用于根据所述历史动态生产数据，计算得到单轮次的注水增油量；[0036]注水轮次计算模块，用于根据所述注水总增油量及所述注水增油量，计算得到注水轮次。[0037]在其中一个实施例中，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。[0038]在其中一个实施例中，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。[0039]上述预测缝洞型油藏单元注水轮次方法、装置、设备及介质，首先在油田的一定开发阶段内，获取缝洞型油藏单元的历史动态生产数据，通过数理推导，建立了综合递减率预测模型及自然递减率预测模型；进而构建自然递减率和综合递减率之间的关系模型，然后在通过定井跟踪，计算得到单井的注水总增油量；再次，根据历史动态生产数据，获知单轮次的注水增油量，基于注水轮次的计算方式，根据注水总增油量及注水增油量可以得到单井的注水轮次，从而预测出新井工作量和措施工作量，调整新井和措施产量的比例，合理调控自然递减率和综合递减率的有效手段，该方法简单，易操作，计算速度快，预测精度高，在缝洞型油藏新井工作量和措施工作量预测方面具有一定的推广价值。附图说明[0040]图1为本发明一个实施例中预测缝洞型油藏单元注水轮次方法的流程示意图；[0041]图2为分水量推导过程示意图；[0042]图3为一个实施例中自然递减率曲线拟合图；[0043]图4为一个实施例中综合递减率、总递减率曲线拟合图；[0044]图5为一个实施例中自然递减率与生产时间的曲线拟合图；[0045]图6为一个实施例中综合递减率与生产时间的曲线拟合图；[0046]图7为一个实施例中计算机设备的内部结构图。具体实施方式[0047]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。[0048]本技术提供了一种预测缝洞型油藏单元注水轮次方法，该方法包括：[0049]获取单井的历史动态生产数据；[0050]根据所述历史动态生产数据，构建综合递减率预测模型及自然递减率预测模型；[0051]根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到单井的注水总增油量；[0052]根据所述历史动态生产数据，计算得到单轮次的注水增油量；[0053]根据所述注水总增油量及所述注水增油量，计算得到注水轮次。[0054]上述预测缝洞型油藏单元注水轮次方法，首先在油田的一定开发阶段内，获取缝洞型油藏单元的历史动态生产数据，通过数理推导，建立了综合递减率预测模型及自然递减率预测模型；进而构建自然递减率和综合递减率之间的关系模型，然后在通过定井跟踪，计算得到单井的注水总增油量；再次，根据历史动态生产数据，获知单轮次的注水增油量，基于注水轮次的计算方式，根据注水总增油量及注水增油量可以得到单井的注水轮次，从而预测出新井工作量和措施工作量，调整新井和措施产量的比例，合理调控自然递减率和综合递减率的有效手段，该方法简单，易操作，计算速度快，预测精度高，在缝洞型油藏新井工作量和措施工作量预测方面具有一定的推广价值。[0055]请参阅图1，在其中一个实施例中，提供一种预测缝洞型油藏单元注水轮次方法，该方法包括：[0056]s110，获取单井的历史动态生产数据。[0057]具体的，本发明是对开采一定时间的缝洞型油藏单元的后续注水轮次进行预测，即根据缝洞型油藏单元前期的注水开发效果，来动态预测缝洞型油藏单元的注水轮次。记录前期对缝洞型油藏单元的开采及施工数据，以获得单井的历史动态生成数据。[0058]s120，根据所述历史动态生产数据，构建综合递减率预测模型及自然递减率预测模型；[0059]具体的，自然递减率与综合递减率是反映油田开发状况的重要指标。自然递减率是指扣除多种增产措施增加的产量后，老井单位时间内油气产量的自然变化率或自然下降率。自然递减率不考虑新井投产及老井各种增产措施所增加的产量，只考虑老井产量的自然下降。在油气田生产管理中，将自然递减率定义为：油气田或油气井阶段末产量(扣除新井投产及各种增产措施所增加的产量)与阶段初产量之差除以阶段初产量。它反映油气田或油气井产量自然递减的状况。综合递减率是指单位时间内油气产量的变化率或下降率。自然递减率d自然的表达式为：[0060][0061]其中：δq＝qi-1-qi；qi-1,qi分别为上一时间步和这一时间步对应的总产量；qx,qc分别为从上一时间步到这一时间步所对应的新井累计产量和注水总增油量。[0062]综合递减率只讲老井而不讲新井，即考虑老井及其各种增产措施情况下的产量综合递减。在油气田生产管理中，将综合递减率定义为：油气田或油气井阶段末产量(扣除新井投产所增加的产量)与阶段初产量之差除以阶段初产量。它反映油气田老井及其各种增产措施情况下的实际产量综合递减的状况。综合递减率 d综合的表达式为：[0063][0064]进一步的，总递减率d总的表达式为[0065][0066]可以理解的是，本步骤中的综合递减率预测模型即基于综合递减率的产能预测模型，自然递减率预测模型即自然递减率的产能预测模型，根据综合递减率及自然递减率的相关定义，根据历史动态生产数据，建立综合递减率预测模型及自然递减率预测模型。例如：历史动态生产数据符合直线递减，则可以根据动态数据，分别拟合出产能模型：[0067][0068]其中，t为时间，a和b为常数，根据所给的历史动态生产数据确定。[0069]需说明的是，本步骤中，是通过对油井的历史动态生产数据，计算出每年的综合递减率及自然递减率，然后通过曲线拟合得出综合递减率、自然递减率与时间的关系，来预测将来的递减率。[0070]s130，根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到单井的注水总增油量；[0071]具体的，根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，可以构建单井总增油量与自然递减率及综合递减率的关系，通过s120预测得到的自然递减率及综合递减率，可以计算得到单井的注水总增油量。[0072]s140，根据所述历史动态生产数据，计算得到单轮次的注水增油量。[0073]具体的，单轮次的注水增油量是指对油井进行单次注水，油井增加油量。历史动态生产数据中包含了油井在开采时的各项统计数据，通过历史动态生产数据，可以分析计算得到单轮次的注水增油量。[0074]s150，根据所述注水总增油量及所述注水增油量，计算得到注水轮次。[0075]具体的，注水轮次是根据注水总增油量与单轮次的注水增油量确定的，例如，注水轮次等于注水总增油量除以单轮次的注水增油量。如此根据s130计算得到的注水总增油量及s140计算得到的单轮次的注水增油量，可以预测出每年的注水轮次，根据所得到的注水轮次，对缝洞型油藏单元进行施工，以提升油井的开采效率，本实施例中，无需对缝洞型油藏的裂缝、孔洞以及溶洞各自的孔隙度进行确定，只需要获取综合递减率及自然递减率，进行相应地推算，进而预测出注水轮次，准确度高，计算方式简单，在缝洞型油藏新井工作量和措施工作量预测方面具有一定的推广价值。[0076]上述预测缝洞型油藏单元注水轮次方法，首先在油田的一定开发阶段内，获取缝洞型油藏单元的历史动态生产数据，通过数理推导，建立了综合递减率预测模型及自然递减率预测模型；进而构建自然递减率和综合递减率之间的关系模型，然后在通过定井跟踪，计算得到单井的注水总增油量；再次，根据历史动态生产数据，获知单轮次的注水增油量，基于注水轮次的计算方式，根据注水总增油量及注水增油量可以得到单井的注水轮次，从而预测出新井工作量和措施工作量，调整新井和措施产量的比例，合理调控自然递减率和综合递减率的有效手段，该方法简单，易操作，计算速度快，预测精度高，在缝洞型油藏新井工作量和措施工作量预测方面具有一定的推广价值。[0077]在其中一个实施例中，所述根据所述历史动态生产数据，构建综合递减率预测模型及自然递减率预测模型的步骤，包括：[0078]根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合构建所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型。[0079]具体的，根据生产动态数据，通过曲线拟合的方式，建立基于综合递减率和总递减率的产能预测模型，从而可以得出自然递减率与时间的关系，以及综合递减率与时间的关系；从而可以预测某一时间端的自然递减率及综合递减率，以及预测油田产能。例如：生产动态数据符合直线递减，则可以根据动态数据，分别拟合出产能模型：[0080][0081]在其中一个实施例中，所述根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合构建所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型的步骤，包括：[0082]根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合得到综合递减率与时间的关系以及自然递减率与时间的关系，进而得到所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型。[0083]具体的，根据历史动态生产数据，通过曲线拟合得到综合递减率与时间的关系以及自然递减率与时间的关系，即通过曲线拟合得到综合递减率与时间的关系式以及自然递减率与时间的关系式，如此，可以根据所述综合递减率与时间的关系式，预测下一时间段的综合递减率，以及根据所述自然递减率与时间的关系，预测下一时间段的自然递减率。并且根据综合递减率与时间的关系以及自然递减率与时间的关系，基于综合递减率的产能预测模型以及基于自然递减率的产能预测模型。如此，能够更准确地预测到综合递减率及自然递减率，进而更准确地预测到注水总增油量。[0084]在其中一个实施例中，所述根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到单井的注水总增油量的步骤，包括：[0085]根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到注水总增油量计算模型；[0086]根据所述注水总增油量计算模型，得到所述注水总增油量。[0087]在其中一个实施例中，所述注水总增油量计算模型的表达式为：[0088]qct＝(d自然-d综合)qi[0089]其中，d自然为自然递减率，d综合为综合递减率，qi为当前时间步对应的总产量。[0090]在其中一个实施例中，所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型的表达式分别为：[0091][0092]其中，q为增油量，t为时间，a及b为常数。[0093]上述实施例中，综合递减率预测模型即基于综合递减率的产能预测模型，自然递减率预测模型即基于自然递减率的产能预测模型，其表达式如下所示：[0094][0095]其中，t为时间，a和b为常数，根据所给的历史动态生产数据确定。[0096]进而根据拟合结果，可以得到综合递减率和总递减率。那么注水增油量的总量为：[0097]qct＝(d自然-d综合)qi[0098]本实施例中，通过根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，拟合得到注水总增油量计算模型，并根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，预测到综合递减率及自然递减率，将所预测到的综合递减率及自然递减率代入注水总增油量计算模型，即可以知道单井的注水总增油量。[0099]在其中一个实施例中，所述根据所述历史动态生产数据，计算得到单轮次的注水增油量的步骤，包括：[0100]根据所述历史动态生产数据，得到单轮次的分水量；[0101]基于物质平衡方程，根据所述分水量，计算得到所述单轮次的注水增油量。在其中一个实施例中，所述分水量的表达式为：[0102]wi＝npi+wpi+vpiboictδp+whꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(5)[0103]将npi+wpi记为∑(pj-pt)tij，wh记为那么公式(5)可以转化成[0104][0105]式(5)及式(6)中；[0106]pi为受效井i的油藏压力；[0107]pj为注水井j的注入压力；[0108]δp为生产压差；[0109]n为受效井数；[0110]npi为受效井i的阶段累产油量；[0111]wpi为受效井i的阶段累产水量；[0112]wi为受效井i的单轮次分水量；[0113]wini为阶段累积注水量；[0114]vpi为受效井i与注水井j的间的控制体积；[0115]tij为受效井i与注水井j的间的综合传导率；[0116]具体的，分水量比是指单方向受效油井的注水量占总注水量的比值，分水量比计算方式如图2所示，那么根据物质平衡原理，可知：单轮次的分水量即为单轮次的注水增油量。如此，在已知单轮次的分水量基础上，既可以计算得到单个轮次的注水增油量，单个轮次的注水增油量用qs表示，其中，qs＝wi。[0117]在其中一个实施例中，所述根据所述注水总增油量及所述注水增油量，计算得到注水轮次的步骤，包括：[0118]根据所述注水总增油量qct及所述注水增油量qs，用注水总增油量qct除以所述注水增油量qs即可得到单井的注水轮次n。例如：[0119][0120]当生产时间比较长时，可以根据前期的生产数据，计算出每年的综合递减率和自然递减率，然后通过曲线拟合得出综合递减率、自然递减率与时间的关系，来预测将来的递减率。最后上述步骤计算增油量和总的增油量，最后预测出每年的注水轮次。[0121]在其中一个实施例中，所述预测缝洞型油藏单元注水轮次的方法，还包括：[0122]根据综合递减率预测模型及自然递减率预测模型，预测综合递减率及自然递减率；[0123]获取实际综合递减率及实际自然递减率；[0124]根据预测到的所述综合递减率及实际综合递减率，对所述综合递减率预测模型进行修正；[0125]预测到的所述自然递减率及实际自然递减率，对所述自然递减率预测模型进行修正。[0126]本实施例中，通过将模拟的预测数据以实际的数据进行比较，根据比较结果对综合递减率预测模型及自然递减率预测模型进行修正，以进一步提升自然递减率及综合递减率的预测结果的准确性。[0127]以下是一具体实施例，一种预测缝洞型油藏单元注水轮次方法，该方法包括：[0128]获取单井的历史动态生产数据；[0129]根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合得到综合递减率与时间的关系以及自然递减率与时间的关系，进而得到所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型；[0130]根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到注水总增油量计算模型；[0131]根据所述注水总增油量计算模型，得到所述注水总增油量；[0132]根据所述历史动态生产数据，得到单轮次的分水量；[0133]基于物质平衡方程，根据所述分水量，计算得到所述单轮次的注水增油量；[0134]根据所述注水总增油量及所述注水增油量，计算得到注水轮次。[0135]上述实施例中，收集整理单井的井史情况、动态生产数据等；根据动态生产数据，建立基于综合递减率和自然递减率的产能预测模型；基于动态生产数据，计算不同时间步下的分水量，那么根据物质平衡方程，可知单个轮次的注水增油量即为分水量乘以注水总量；预测期间的自然总递减率和综合递减率预测模型，两式相减，得到单井注水总增油量，基于单井注水增油量，求出注水轮次。[0136]并进一步详细说明：[0137]计算各种递减率：[0138]自然递减率：[0139]综合递减率：[0140]总递减率：[0141]式中：δq＝qi-1-qi；d自然,d综合,d总分别为自然递减率、综合递减率和总递减率；qi-1,qi分别为上一时间步和这一时间步对应的总产量；qx,qc分别为从上一时间步到这一时间步所对应的新井累计产量和注水总增油量。[0142]根据生产动态数据，建立基于综合递减率和总递减率的产能预测模型(一般通过曲线拟合关系得到)。例如：生产动态数据符合直线递减，则可以根据动态数据，分别拟合出产能模型：[0143][0144]根据拟合结果，可以得到综合递减率和总递减率。那么注水增油量的总量为：[0145]qct＝(d自然-d综合)qi[0146]单轮次注水增油量计算：[0147]分水量比是指单方向受效油井注水量占总注水量的比值，分水量比计算方式如图2所示，并结合下文。[0148]wi＝npi+wpi+vpiboictδp+wh[0149]将npi+wpi记为∑(pj-pt)tij，wh记为那么公式(5)可以转化成[0150][0151]其中；[0152]pi为受效井i的油藏压力；[0153]pj为注水井j的注入压力；[0154]δp为生产压差；[0155]n为受效井数；[0156]npi为受效井i的阶段累产油量；[0157]wpi为受效井i的阶段累产水量；[0158]wini为阶段累积注水量；[0159]vpi为受效井i与注水井j的间的控制体积；[0160]tij为受效井i与注水井j的间的综合传导率；[0161]具体的，分水量比是指单方向受效油井的注水量占总注水量的比值，分水量比计算方式如图2所示，那么根据物质平衡原理，可知：单轮次的分水量即为单轮次的注水增油量。如此，在已知单轮次的分水量基础上，既可以计算得到单个轮次的注水增油量，单个轮次的注水增油量用qs表示，其中，qs＝wi。[0162]注水轮次预测：由上述步骤可知单轮次的增油量为qs，则总的注水轮次数为[0163]当生产时间比较长时，可以根据前期的生产数据，计算出每年的综合递减率和自然递减率，然后通过曲线拟合得出综合递减率、自然递减率与时间的关系，来预测将来的递减率。最后根据上述步骤来计算增油量和总的增油量，最后预测出每年的注水轮次。[0164]上述预测缝洞型油藏单元注水轮次方法，首先在油田的一定开发阶段内，获取缝洞型油藏单元的历史动态生产数据，通过数理推导，建立了综合递减率预测模型及自然递减率预测模型；进而构建自然递减率和综合递减率之间的关系模型。然后在通过定井跟踪，计算得到单井的注水总增油量。再次，根据历史动态生产数据，获知单轮次的注水增油量，基于注水轮次的计算方式，根据注水总增油量及注水增油量可以得到单井的注水轮次，也就是说，可以根据缝洞型油藏单元前期的注水开发效果，来动态预测缝洞单元注水轮次；从而预测出新井工作量和措施工作量，调整新井和措施产量的比例，合理调控自然递减率和综合递减率的有效手段。换句话说，本实施例通过结合油田现场生产动态数据、油藏工程和渗流力学等基础理论，在油藏生产动态、新井开发效果跟踪资料等数据的收集、整理的基础上，首先通过产量数据过滤、祛除异常值之后，通过统计分析前期历年的新井开发资料，建立了一种专门用于缝洞型油藏单元注水轮次的计算模型、计算方法和计算流程。该方法不仅可以预测单一缝洞单元的注水轮次，同时还具备能够预测多井、多缝洞单元区块的注水轮次。此外，通过新井开发效果分析，利用本发明，还可以动态预测(现有条件下)新井之后的开发效果，能够预测出新井的工作量。调整新井和措施产量的比例，是合理调控自然递减率和综合递减率的有效手段。该方法简单，易操作，计算速度快，预测精度高，在缝洞型油藏新井工作量和措施工作量预测方面具有一定的推广价值。[0165]为了更好地验证本发明提供的一种预测缝洞型油藏单元注水轮次所取得的有益效果，结合实验数据进行说明。[0166]本实施例是一种动态预测缝洞型油藏单元注水轮次的方法，选用某缝洞型油藏某缝洞开发单元的资料，下面结合本方法的步骤，进行动态预测单元注水轮次的说明，步骤如下：[0167]首先收集到目标缝洞单元产量的基础信息资料，如表1所示，需要注意的是，可以根据后期预测需要，设定不同的时间步长，如以日、月或者年为一个单位步长，本专利以日为一个时间步长。经统计得到的2017年7月至11月的缝洞单元的日产数据，如表1和表2所示。[0168][0169][0170][0171]表1是研究区的累产油统计表[0172][0173][0174][0175]表2是研究区的累产油统计表[0176]在新井投产前，根据表1中的数据，作日产与生产时间的关系曲线，如图3 所示。则由曲线拟合，可得产量与时间的关系：[0177]q1＝-0.4411t+39.914[0178]新井在9月16日投产，其日产数据，如表2所示。则由于新井投产和注水导致日产。那么根据表2中的数据，作日产油与生产时间的关系曲线，为了拟合方便，将t规0(实际上t＝61)，则由曲线拟合结果如图4所示，可得产量与时间的关系：[0179]q2＝-0.1284t+55.686[0180]q3＝-0.1617t+35.248[0181]那么根据递减率的定义，可知自然递减率为0.4411，综合递减率为0.1617，总递减率为0.1284。那么注水增油量为：[0182]qc＝(0.4411-0.1617)np＝1613×0.2794＝450.7[0183]根据上述计算的分水量比为0.1247，该阶段累计注水1182t，则注水增油量为147.4t。则根据注水轮次的计算方法，可计算得出注水伦次为3次。[0184]然后以2014年至2018的每一年为一个时间步，首先曲线拟合出历年的综合递减率和自然递减率，如表3所示，然后以年为一个计算单位，通过曲线拟合得到综合递减率和自然递减率与生产时间(年)的关系，如图5及图6所示。根据图5及图6中的关系式，计算出2019年至2023年的总递减率预测结果，预测出 2019年至2023年年产油量，2019年至2023年年产油量预测结果为170.31×104t、 167.20×104t、164.21×104t、161.31×104t、158.49×104t。各种递减率的预测结果如表4所示，将表4中的递减率预测结果，可以得出每年的新井产量比例和措施增油量比例，然后再根据2019年至2023年年产油量，就可以预测出2019年至 2023年的新井产量和措施增油量，预测结果如表5所示。[0185][0186]表3是历年自然递减率与综合递减率的统计结果表。[0187][0188]表4是各种递减率的预测结果表[0189][0190]表5是措施增油量和新井产油量预测结果表[0191]根据该区块前期单井注水效果分析和统计，初步认为，单井注水效果在逐年降低，对单井而言，注水增油量平均每年降低45t。因此以2018年的单井增油量作为初始值，以45t作为注水效果逐年变差公差，可预测出2019年至2023年的单井增油量，然后基于总的注水增油量，可以预测出每年的措施井次，预测结果，如表6所示。[0192][0193]表6是注水轮次预测结果表。[0194]上述具体实施例，首先在油田的一定开发阶段内，通过数理推导，建立了自然递减率和综合递减率之间的关系模型，然后在通过定井跟踪，根据综合递减率的计算公式，计算出开发阶段内的综合递减率。通过自然递减率和综合递减率之间的关系模型，就可以计算出相应的自然递减率。基于数理推导过程中的新井比例系数和措施增油量比例系数，确定出新井工作量和措施工作量。最后基于前期注水增油量的开发效果，最终确定出缝洞型油藏单元的注水轮次。通过新井开发效果分析，还可以动态预测(现有条件下)新井之后的开发效果，能够预测出新井的工作量。操作简单，计算速度快，预测精度高，在缝洞型油藏新井工作量和措施工作量预测方面具有一定的推广价值。[0195]在其中一个实施例中，提供一种预测缝洞型油藏单元注水轮次装置，所述预测缝洞型油藏单元注水轮次装置采用上述任一实施例所述预测缝洞型油藏单元注水轮次方法实现。在其中一个实施例中，所述预测缝洞型油藏单元注水轮次装置包括用于实现所述预测缝洞型油藏单元注水轮次方法各步骤的相应模块。[0196]在其中一个实施例中，一种预测缝洞型油藏单元注水轮次装置，其特征在于，包括：[0197]获取模块，用于获取单井的历史动态生产数据；[0198]构建模块，用于根据所述历史动态生产数据，构建综合递减率预测模型及自然递减率预测模型；[0199]总增油量计算模块，用于根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到单井的注水总增油量；[0200]增油量计算模块，用于根据所述历史动态生产数据，计算得到单轮次的注水增油量；[0201]注水轮次计算模块，用于根据所述注水总增油量及所述注水增油量，计算得到注水轮次。[0202]上述预测缝洞型油藏单元注水轮次装置，首先在油田的一定开发阶段内，获取缝洞型油藏单元的历史动态生产数据，通过数理推导，建立了综合递减率预测模型及自然递减率预测模型；进而构建自然递减率和综合递减率之间的关系模型，然后在通过定井跟踪，计算得到单井的注水总增油量；再次，根据历史动态生产数据，获知单轮次的注水增油量，基于注水轮次的计算方式，根据注水总增油量及注水增油量可以得到单井的注水轮次，从而预测出新井工作量和措施工作量，调整新井和措施产量的比例，合理调控自然递减率和综合递减率的有效手段，该方法简单，易操作，计算速度快，预测精度高，在缝洞型油藏新井工作量和措施工作量预测方面具有一定的推广价值。[0203]在其中一个实施例中，所述构建模块还用于根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合构建所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型。[0204]在其中一个实施例中，所述构建模块还用于根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合得到综合递减率与时间的关系以及自然递减率与时间的关系，进而得到所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型。[0205]在其中一个实施例中，总增油量计算模块包括模型构建单元及总增油量计算单元；[0206]所述模型构建单元用于根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到注水总增油量计算模型；[0207]所述总增油量计算单元根据所述注水总增油量计算模型，得到所述注水总增油量。[0208]在其中一个实施例中，所述注水总增油量计算模型的表达式为：[0209]qct＝(d自然-d综合)qi[0210]其中，d自然为自然递减率，d综合为综合递减率，qi为当前时间步对应的总产量。[0211]在其中一个实施例中，所述增油量计算模块包括分水量获取单元及增油量计算单元；[0212]所述分水量获取单元用于根据所述历史动态生产数据，得到单轮次的分水量；[0213]所述增油量计算单元用于基于物质平衡方程，根据所述分水量，计算得到所述单轮次的注水增油量。[0214]在其中一个实施例中，提供了一种计算机设备，其内部结构图可以如图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一种预测缝洞型油藏单元注水轮次方法。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。[0215]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。[0216]在其中一个实施例中，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上述任一实施例中所述预测缝洞型油藏单元注水轮次方法的步骤。[0217]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以下步骤：[0218]获取单井的历史动态生产数据；[0219]根据所述历史动态生产数据，构建综合递减率预测模型及自然递减率预测模型；[0220]根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到单井的注水总增油量；[0221]根据所述历史动态生产数据，计算得到单轮次的注水增油量；[0222]根据所述注水总增油量及所述注水增油量，计算得到注水轮次。[0223]在其中一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：[0224]根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合构建所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型。[0225]在其中一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：[0226]根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合得到综合递减率与时间的关系以及自然递减率与时间的关系，进而得到所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型。[0227]在其中一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：[0228]根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到注水总增油量计算模型；[0229]根据所述注水总增油量计算模型，得到所述注水总增油量。[0230]在其中一个实施例中，所述注水总增油量计算模型的表达式为：[0231]qct＝(d自然-d综合)qi[0232]其中，d自然为自然递减率，d综合为综合递减率，qi为当前时间步对应的总产量。[0233]在其中一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：[0234]根据所述历史动态生产数据，得到单轮次的分水量；[0235]基于物质平衡方程，根据所述分水量，计算得到所述单轮次的注水增油量。[0236]在其中一个实施例中，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上述任一实施例中所述预测缝洞型油藏单元注水轮次方法的步骤。[0237]获取单井的历史动态生产数据；[0238]根据所述历史动态生产数据，构建综合递减率预测模型及自然递减率预测模型；[0239]根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到单井的注水总增油量；[0240]根据所述历史动态生产数据，计算得到单轮次的注水增油量；[0241]根据所述注水总增油量及所述注水增油量，计算得到注水轮次。[0242]在其中一个实施例中，计算机程序被处理器执行时还实现以下步骤：[0243]根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合构建所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型。[0244]在其中一个实施例中，计算机程序被处理器执行时还实现以下步骤：[0245]根据所述历史动态生产数据，通过曲线拟合得到综合递减率与时间的关系以及自然递减率与时间的关系，进而得到所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型。[0246]在其中一个实施例中，计算机程序被处理器执行时还实现以下步骤：[0247]根据所述综合递减率预测模型及所述自然递减率预测模型，得到注水总增油量计算模型；[0248]根据所述注水总增油量计算模型，得到所述注水总增油量。[0249]在其中一个实施例中，所述注水总增油量计算模型的表达式为：[0250]qct＝(d自然-d综合)qi[0251]其中，d自然为自然递减率，d综合为综合递减率，qi为当前时间步对应的总产量。[0252]在其中一个实施例中，计算机程序被处理器执行时还实现以下步骤：[0253]根据所述历史动态生产数据，得到单轮次的分水量；[0254]基于物质平衡方程，根据所述分水量，计算得到所述单轮次的注水增油量。[0255]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。[0256]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。[0257]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。









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