本發(fā)明涉及油氣勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)領(lǐng)域，具體地說(shuō)，涉及一種確定單井控制儲(chǔ)量的方法。

背景技術(shù)：

單井控制儲(chǔ)量的大小是油田開(kāi)發(fā)方案調(diào)整以及單井改造措施制定的重要依據(jù)，其與油田經(jīng)濟(jì)效益密切相關(guān)。

目前，常規(guī)確定單井控制儲(chǔ)量的方法主要有傳統(tǒng)容積法、試井分析法、油藏?cái)?shù)值模擬方法、經(jīng)驗(yàn)公式法及預(yù)測(cè)模型等。這些方法能夠用于對(duì)常規(guī)砂巖油藏等連續(xù)性儲(chǔ)層的井控儲(chǔ)量的計(jì)算。然而，縫洞型油藏是一種高度離散型油藏。作為一種特殊類型的石油儲(chǔ)層，縫洞型油藏有極強(qiáng)的非均質(zhì)性，其儲(chǔ)集空間類型主要為大型溶洞、溶蝕孔洞和不同尺度的裂縫。對(duì)于縫洞型油藏，現(xiàn)有的確定單井控制儲(chǔ)量的方法均具有局限性，均難以完全適用于縫洞型油藏的井控儲(chǔ)量的計(jì)算。

基于上述情況，亟需一種能夠有效、準(zhǔn)確地確定縫洞型油藏中生產(chǎn)井的單井控制儲(chǔ)量的方法。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

為解決上述問(wèn)題，本發(fā)明提供了一種確定單井控制儲(chǔ)量的方法，所述方法包括：

孔隙介質(zhì)模型確定步驟，根據(jù)待分析井的狀態(tài)參數(shù)，確定所述待分析井的孔隙介質(zhì)模型；

單井控制面積確定步驟，獲取所述待分析井的井控儲(chǔ)量參數(shù)，基于所述待分析井的孔隙介質(zhì)模型，結(jié)合試井?dāng)?shù)據(jù)和/或生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，確定所述待分析井的單井控制面積；

控制儲(chǔ)量確定步驟，根據(jù)所述井控儲(chǔ)量參數(shù)和單井控制面積，確定所述待分析井的單井控制儲(chǔ)量。

根據(jù)本發(fā)明的一個(gè)實(shí)施例，所述孔隙介質(zhì)模型確定步驟包括：

根據(jù)所述待分析井的狀態(tài)參數(shù)，對(duì)所述待分析井進(jìn)行分類，得到單井分類結(jié)果；

根據(jù)所述單井分類結(jié)果，確定所述待分析井的地質(zhì)特征；

根據(jù)所述地質(zhì)特征，確定所述待分析井的孔隙介質(zhì)模型。

根據(jù)本發(fā)明的一個(gè)實(shí)施例，根據(jù)所述待分析井的狀態(tài)參數(shù)，采用聚類分析的方式對(duì)所述待分析井進(jìn)行分類。

根據(jù)本發(fā)明的一個(gè)實(shí)施例，所述待分析井的孔隙介質(zhì)模型為三孔雙滲模型、三孔單滲模型、雙孔雙滲模型、雙孔單滲模型或單孔介質(zhì)模型。

根據(jù)本發(fā)明的一個(gè)實(shí)施例，在所述單井控制面積確定步驟中：

如果待分析井為已進(jìn)行試井試驗(yàn)的生產(chǎn)井，則根據(jù)試井?dāng)?shù)據(jù)和/或生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)確定所述待分析井的單井控制面積；

如果待分析井為未進(jìn)行試井試驗(yàn)的生產(chǎn)井，則根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)確定所述待分析井的單井控制面積。

根據(jù)本發(fā)明的一個(gè)實(shí)施例，在所述單井控制面積確定步驟包括：

根據(jù)所述生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，確定所述待分析井的井底壓力；

根據(jù)所述井底壓力和孔隙介質(zhì)模型，確定所述待分析井的控制形狀；

基于所述控制形狀，結(jié)合所述井控儲(chǔ)量參數(shù)，確定所述待分析井的單井控制面積。

根據(jù)本發(fā)明的一個(gè)實(shí)施例，所述井控儲(chǔ)量參數(shù)包括：儲(chǔ)層孔隙度、原油粘度和綜合壓縮系數(shù)；

其中，當(dāng)所述控制形狀為圓形或類圓形時(shí)，根據(jù)如下表達(dá)式計(jì)算所述待分析井的單井控制面積：

$A=\frac{{36.02\mathrm{kt}}_s}{{\mathrm{\φ\μC}}_t}$

當(dāng)所述控制形狀為矩形或類矩形時(shí)，根據(jù)如下表達(dá)式計(jì)算所述待分析井的單井控制面積：

$A=\frac{35.4\mathrm{kt}}{{\mathrm{\φ\μC}}_t}$

其中，A表示單井控制面積，k表示地層滲透率，t_s表示擬穩(wěn)態(tài)時(shí)間段的開(kāi)始時(shí)間，t表示生產(chǎn)時(shí)間，φ表示儲(chǔ)層孔隙度，μ表示原油粘度，C_t表示綜合壓縮系數(shù)。

根據(jù)本發(fā)明的一個(gè)實(shí)施例，在所述單井控制面積確定步驟中，根據(jù)所述井底壓力，通過(guò)曲線擬合確定所述待分析井的控制形狀。

根據(jù)本發(fā)明的一個(gè)實(shí)施例，如果所述控制形狀為圓形或類圓形，所述方法在確定所述單井控制面積時(shí)，還包括：

根據(jù)擬合曲線確定所述待分析井的擬穩(wěn)態(tài)時(shí)間段，并根據(jù)所述擬穩(wěn)態(tài)時(shí)間段中的井底壓力來(lái)對(duì)所述井控儲(chǔ)量參數(shù)進(jìn)行修正，得到修正后的井控儲(chǔ)量參數(shù)；

根據(jù)修正后的井控儲(chǔ)量參數(shù)，確定所述待分析井的單井控制面積。

根據(jù)本發(fā)明的一個(gè)實(shí)施例，如果所述控制形狀為圓形或類圓形但擬合曲線中并未含有擬穩(wěn)態(tài)時(shí)間段時(shí)，則根據(jù)含水率小于預(yù)設(shè)含水率閾值的生產(chǎn)段來(lái)確定待分析井的單井控制面積。

本發(fā)明所提供的方法在確定單井控制儲(chǔ)量時(shí)首先會(huì)根據(jù)待分析井的狀態(tài)參數(shù)(包括相關(guān)的靜態(tài)參數(shù)和動(dòng)態(tài)參數(shù))來(lái)對(duì)待分析井的類型進(jìn)行劃分，并建立了各類生產(chǎn)井的地質(zhì)特征以及流體流動(dòng)模式(即孔隙介質(zhì)模型)。該方法充分考慮單井鉆遇縫洞型油藏地質(zhì)特點(diǎn)及流體流動(dòng)規(guī)律，分別基于相應(yīng)的孔隙介質(zhì)模型進(jìn)行試井和/或生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)的擬合，從而確定了待分析井的單井控制面積，進(jìn)而計(jì)算得到了縫洞型油藏單井控制儲(chǔ)量的大小。

本發(fā)明的其它特征和優(yōu)點(diǎn)將在隨后的說(shuō)明書(shū)中闡述，并且，部分地從說(shuō)明書(shū)中變得顯而易見(jiàn)，或者通過(guò)實(shí)施本發(fā)明而了解。本發(fā)明的目的和其他優(yōu)點(diǎn)可通過(guò)在說(shuō)明書(shū)、權(quán)利要求書(shū)以及附圖中所特別指出的結(jié)構(gòu)來(lái)實(shí)現(xiàn)和獲得。

附圖說(shuō)明

為了更清楚地說(shuō)明本發(fā)明實(shí)施例或現(xiàn)有技術(shù)中的技術(shù)方案，下面將對(duì)實(shí)施例或現(xiàn)有技術(shù)描述中所需要的附圖做簡(jiǎn)單的介紹：

圖1是縫洞型油藏中某口井的日產(chǎn)量隨時(shí)間的變化情況示意圖。

圖2是根據(jù)本發(fā)明一個(gè)實(shí)施例的確定單井控制儲(chǔ)量的流程圖；

圖3是根據(jù)本發(fā)明一個(gè)實(shí)施例的確定孔隙介質(zhì)模型的流程圖；

圖4a～圖4c分別是根據(jù)本發(fā)明一個(gè)實(shí)施例的各類井地質(zhì)特征的示意圖；

圖5a～圖5c分別是根據(jù)本發(fā)明一個(gè)實(shí)施例的各類井流體流動(dòng)及向井筒供液情況的示意圖；

圖6是根據(jù)本發(fā)明一個(gè)實(shí)施例的確定單井控制面積的流程圖；

圖7是根據(jù)本發(fā)明一個(gè)實(shí)施例的擬合得到的雙對(duì)數(shù)曲線的曲線圖；

圖8是根據(jù)本發(fā)明一個(gè)實(shí)施例的W-1井的雙對(duì)數(shù)曲線擬合對(duì)比圖；

圖9是根據(jù)本發(fā)明一個(gè)實(shí)施例的W-1井的半對(duì)數(shù)曲線擬合對(duì)比圖。

具體實(shí)施方式

以下將結(jié)合附圖及實(shí)施例來(lái)詳細(xì)說(shuō)明本發(fā)明的實(shí)施方式，借此對(duì)本發(fā)明如何應(yīng)用技術(shù)手段來(lái)解決技術(shù)問(wèn)題，并達(dá)成技術(shù)效果的實(shí)現(xiàn)過(guò)程能充分理解并據(jù)以實(shí)施。需要說(shuō)明的是，只要不構(gòu)成沖突，本發(fā)明中的各個(gè)實(shí)施例以及各實(shí)施例中的各個(gè)特征可以相互結(jié)合，所形成的技術(shù)方案均在本發(fā)明的保護(hù)范圍之內(nèi)。

同時(shí)，在以下說(shuō)明中，出于解釋的目的而闡述了許多具體細(xì)節(jié)，以提供對(duì)本發(fā)明實(shí)施例的徹底理解。然而，對(duì)本領(lǐng)域的技術(shù)人員來(lái)說(shuō)顯而易見(jiàn)的是，本發(fā)明可以不用這里的具體細(xì)節(jié)或者所描述的特定方式來(lái)實(shí)施。

另外，在附圖的流程圖示出的步驟可以在諸如一組計(jì)算機(jī)可執(zhí)行指令的計(jì)算機(jī)系統(tǒng)中執(zhí)行，并且，雖然在流程圖中示出了邏輯順序，但是在某些情況下，可以以不同于此處的順序執(zhí)行所示出或描述的步驟。

常規(guī)容積法在計(jì)算單井控制儲(chǔ)量時(shí)，需要井控儲(chǔ)層面積、儲(chǔ)層有效厚度、有效孔隙度等參數(shù)。然而在縫洞型油藏中，由于井鉆遇的儲(chǔ)集空間類型多樣，井與井之間控制范圍差別很大，因此無(wú)法用統(tǒng)一有效方法來(lái)確定其井控面積。

試井分析法首先通過(guò)建立符合油藏實(shí)際情況的概念模型而求取得到井附近及較大范圍的平均參數(shù)，以估算單井可采儲(chǔ)量，然后通過(guò)標(biāo)定的采收率來(lái)推算單井控制儲(chǔ)量。然而這些參數(shù)是在流體流動(dòng)條件下測(cè)得的，與井的產(chǎn)能直接相關(guān)。縫洞型油藏內(nèi)流體流動(dòng)規(guī)律極其復(fù)雜，常規(guī)描述流體流動(dòng)的各種概念模型都難以全面真實(shí)地反映油藏的實(shí)際流動(dòng)情況，因此也就很難直接采用常規(guī)試井分析方法進(jìn)行單井控制儲(chǔ)量的計(jì)算。

油藏?cái)?shù)值模擬方法是在地質(zhì)建模的基礎(chǔ)上，通過(guò)單井歷史擬合，進(jìn)行未來(lái)產(chǎn)能情況的預(yù)測(cè)，進(jìn)而確定單井控制儲(chǔ)量的大小。然而縫洞型油藏地質(zhì)模型的建立及數(shù)值模擬的進(jìn)行均較為困難，且沒(méi)有能夠有效表征此類油藏的數(shù)值模擬概念模型，因此也就不能基于該方法進(jìn)行縫洞型油藏的井控儲(chǔ)量計(jì)算。

經(jīng)驗(yàn)公式法是依據(jù)于多個(gè)已開(kāi)發(fā)油田數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)規(guī)律，但是世界范圍內(nèi)極 少有類似的縫洞型油藏，此類油藏單井控制儲(chǔ)量的計(jì)算無(wú)經(jīng)驗(yàn)方法可循。

產(chǎn)量遞減等預(yù)測(cè)模型法是針對(duì)處于產(chǎn)量遞減階段的油井來(lái)預(yù)測(cè)和分析生產(chǎn)井動(dòng)態(tài)的一種數(shù)理統(tǒng)計(jì)方法，利用圖解法、試湊法、曲線移位法等判斷遞減類型。然而縫洞型油藏中部分生產(chǎn)井由于鉆遇大型溶洞儲(chǔ)集體，很可能使得生產(chǎn)井的產(chǎn)量出現(xiàn)斷崖式下降的情況。

圖1為縫洞型油藏中某口井日產(chǎn)量隨時(shí)間的變化情況示意圖。從圖1中可以看出，該井的前期日產(chǎn)情況處于波動(dòng)變化遞減時(shí)期，但是到了后期在幾天時(shí)間內(nèi)產(chǎn)量迅速大幅降低，曲線呈斷崖式降落。這就導(dǎo)致針對(duì)該井的產(chǎn)量變化情況難以找到合適的遞減模型進(jìn)行預(yù)測(cè)，因此也就無(wú)法進(jìn)行單井控制可采儲(chǔ)量的計(jì)算，也就無(wú)法標(biāo)定井控儲(chǔ)量。

此外，現(xiàn)有技術(shù)中還存在一些確定縫洞型油藏儲(chǔ)量的方法，這些方法中有些能夠較好地計(jì)算油藏地質(zhì)儲(chǔ)量及動(dòng)用儲(chǔ)量。但是縫洞型油藏具有高度離散以及強(qiáng)非均質(zhì)性的特征，井與井之間地質(zhì)特征與生產(chǎn)特征差別非常大，因此通過(guò)計(jì)算油藏地質(zhì)儲(chǔ)量和動(dòng)用儲(chǔ)量與井?dāng)?shù)平均來(lái)求取井控儲(chǔ)量的方法也不適用于縫洞型油藏。

綜合上述分析可知，現(xiàn)有的方法無(wú)法準(zhǔn)確地確定出單井控制儲(chǔ)量的原因主要是現(xiàn)有方法沒(méi)有綜合考慮縫洞型油藏地質(zhì)特點(diǎn)、流體流動(dòng)規(guī)律以及生產(chǎn)井生產(chǎn)狀況的復(fù)雜特征。本發(fā)明為了解決上述技術(shù)問(wèn)題，提出了一種綜合考慮縫洞型油藏地質(zhì)特點(diǎn)、流體流動(dòng)規(guī)律和復(fù)雜生產(chǎn)狀況的確定單井控制儲(chǔ)量的方法。

圖2示出了本實(shí)施例所提供的確定單井控制儲(chǔ)量的方法的流程圖。

如圖2所示，本實(shí)施例所提供的方法在孔隙介質(zhì)模型確定步驟S201中根據(jù)待分析井的狀態(tài)參數(shù)，來(lái)確定待分析井的孔隙介質(zhì)模型。

本實(shí)施例中，在確定待分析井的孔隙介質(zhì)模型時(shí)，所利用的狀態(tài)參數(shù)包括：鉆井過(guò)程的放空情況、鉆井過(guò)程中的漏失情況、過(guò)井地震剖面特征、酸壓過(guò)程泵壓狀態(tài)、測(cè)井解釋裂縫信息、儲(chǔ)集體連通情況、巖心儲(chǔ)集體發(fā)育情況、初期日產(chǎn)油量、累積產(chǎn)油量、油壓變化幅度和產(chǎn)量遞減情況等參數(shù)。

需要說(shuō)明的是，在本發(fā)明的其他實(shí)施例中，在確定待分析井的孔隙介質(zhì)模型時(shí)，既可以僅采用以上所列項(xiàng)中的某一項(xiàng)或幾項(xiàng)，也可以采用或結(jié)合其他未列出的合理參數(shù)，來(lái)確定孔隙介質(zhì)模型，本發(fā)明不限于此。

圖3示出了本實(shí)施例中確定待分析井的孔隙介質(zhì)模型的流程圖。

如圖3所示，本實(shí)施例中，首先在步驟S301中根據(jù)待分析井的狀態(tài)參數(shù)，對(duì)待分析井進(jìn)行分類，得到單井分類結(jié)果。由于在實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，在確定單井控制儲(chǔ)量時(shí)往往是確定某一油田或區(qū)塊所包含的各口井的單井控制儲(chǔ)量。因此，本實(shí)施例中，在步驟S301中同時(shí)對(duì)某一油田或區(qū)塊所包含的多口井進(jìn)行分類。

本實(shí)施例中，根據(jù)各口井的狀態(tài)參數(shù)的實(shí)際情況，將各個(gè)狀態(tài)參數(shù)賦予相應(yīng)的權(quán)值。具體地，對(duì)于某口井來(lái)說(shuō)，若鉆井過(guò)程中放空超0.5米，那么放空情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為1；若放空不超0.5米，那么放空情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為0；若無(wú)放空現(xiàn)象，那么放空情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為-1。

若該口井在生產(chǎn)井程中的漏失泥漿超千方，那么漏失情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為1；若漏失現(xiàn)象不超千方，那么漏失情況所對(duì)應(yīng)的為0；若無(wú)漏失現(xiàn)象，那么漏失情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為-1。

若該口井的過(guò)井地震剖面特征呈串珠狀反射特征，那么該參數(shù)(即過(guò)井地震剖面)所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為1；若過(guò)井地震剖面特征呈其它類型反射特征，那么該參數(shù)所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為0；若過(guò)井地震剖面特征呈無(wú)反射特征，那么該參數(shù)所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為-1。

若該口井在酸壓過(guò)程中，泵壓降低速度超5％，那么泵壓所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為1；若泵壓降低速度不超5％，那么泵壓所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為0；若泵壓為其它情況，那么泵壓所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為-1。

若該口井的測(cè)井解釋裂縫信息中，存在10條以上裂縫發(fā)育，那么裂縫所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為1；若存在1～10條裂縫發(fā)育，那么裂縫所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為0；若不存在裂縫發(fā)育，那么裂縫所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為-1。

對(duì)于該口井的儲(chǔ)集體連通情況，則可以通過(guò)該口井的地質(zhì)模型來(lái)判別。具體地，若鉆遇區(qū)溶洞與1條以上大裂縫連通，那么則說(shuō)明連通良好，儲(chǔ)集體連通情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為1；若鉆遇區(qū)溶孔僅與微裂縫連通，那么連通性一般，儲(chǔ)集體連通情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為0；若鉆遇區(qū)僅存在微裂縫，那么連通性較差，儲(chǔ)集體連通情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為-1。

對(duì)于該口井的巖心儲(chǔ)集體發(fā)育情況來(lái)說(shuō)，若孔、洞、縫均較發(fā)育，那么巖心儲(chǔ)集體發(fā)育情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為1；若孔、縫較發(fā)育，那么巖心儲(chǔ)集體發(fā)育情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為0；如果為其它情況，那么巖心儲(chǔ)集體發(fā)育情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為-1。

對(duì)于生產(chǎn)井的初期日產(chǎn)油量，本實(shí)施例中，以生產(chǎn)井的生產(chǎn)首月的平均值來(lái)進(jìn)行分析。若初期日產(chǎn)油量大于100m³，那么初期日產(chǎn)油量所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為1；若初期日產(chǎn)油量在10～100m³，那么初期日產(chǎn)油量所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為0；若初期日產(chǎn)油量小于10m³，那么初期日產(chǎn)油量所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為-1。

對(duì)于生產(chǎn)井的累積產(chǎn)油量，本實(shí)施例中，以累積到當(dāng)前時(shí)間的產(chǎn)油量來(lái)進(jìn)行分析。若累積產(chǎn)油量大于10×10⁴m³，那么累積產(chǎn)油量所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為1；若累積產(chǎn)油量在1×10⁴～10×10⁴m³之間，那么累積產(chǎn)油量所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為0；若累積產(chǎn)油量小于1×10⁴m³，那么累積產(chǎn)油量所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為-1。

對(duì)于生產(chǎn)井的油壓變化幅度，本實(shí)施例中，以連續(xù)兩天監(jiān)測(cè)得到的油壓來(lái)進(jìn)行分析。若油壓變化幅度小于5％，那么油壓變化幅度所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為1；若油壓變化幅度在0.5％～5％之間，那么油壓變化幅度所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為0；若油壓變化幅度小于0.5％，那么油壓變化幅度所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為-1。

對(duì)于生產(chǎn)井的產(chǎn)量遞減情況，若產(chǎn)量遞減小于1％，那么產(chǎn)量遞減情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為1；若產(chǎn)量遞減為1％～10％，那么產(chǎn)量遞減情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為0；若產(chǎn)量遞減大于10％，那么產(chǎn)量遞減情況所對(duì)應(yīng)的權(quán)值為-1。

這樣，便可以根據(jù)各口生產(chǎn)井的各個(gè)狀態(tài)參數(shù)確定出各自所對(duì)應(yīng)的權(quán)重。隨后，本實(shí)施例中，基于各口生產(chǎn)井的各個(gè)狀態(tài)參數(shù)所對(duì)應(yīng)的權(quán)重，采用聚類分析的方式對(duì)各口生產(chǎn)井進(jìn)行分類，從而得到單井分類結(jié)果。

具體地，本實(shí)施例中，通過(guò)建立每口生產(chǎn)井的權(quán)值的集合，得到如表1所示的聚類分析樣本數(shù)據(jù)表。

表1

根據(jù)表1，可以得到數(shù)據(jù)矩陣X，即：

其中，m表示生產(chǎn)井的總數(shù)，n表示每口生產(chǎn)井的狀態(tài)參數(shù)的個(gè)數(shù)，X_ij表 示第i口生產(chǎn)井的第j個(gè)狀態(tài)參數(shù)的權(quán)值。

本實(shí)施例中，基于數(shù)據(jù)矩陣X，利用聚類分析的方式便可以得到單井分類結(jié)果，即各口生產(chǎn)井的類型。

如圖3所示，在步驟S302中，根據(jù)單井分類結(jié)果確定出待分析井的地質(zhì)特征。本實(shí)施例中，待分析井可以分為第一類井(即Ⅰ類井)、第二類井(即Ⅱ類井)和第三類井(即Ⅲ類井)。其中，如圖4a所示，第一類井為鉆遇較好的縫洞儲(chǔ)集體發(fā)育帶的生產(chǎn)井，其地質(zhì)特征包括：儲(chǔ)集體以溶洞為主、周圍裂縫發(fā)育較密、存在能夠起導(dǎo)流作用的大裂縫和儲(chǔ)集體之間的連通性較好。

如圖4b所示，第二類井為鉆遇裂縫較發(fā)育區(qū)的生產(chǎn)井，其地質(zhì)特征包括：

鉆遇區(qū)存在小的溶孔和/或溶洞、存在較大的裂縫和儲(chǔ)集體之間的連通性較好。

如圖4c所示，第三類井為鉆遇僅發(fā)育孤立溶洞和/或溶孔、小裂縫等儲(chǔ)集體的生產(chǎn)井，其地質(zhì)特性為儲(chǔ)集體間的連通性很差，流體很難流動(dòng)。

需要說(shuō)明的是，在本發(fā)明的其他實(shí)施例中，上述各類井的地質(zhì)特征還可以為其他合理特征，本發(fā)明給不限于此。

當(dāng)然，在本發(fā)明的其他實(shí)施例中，也可以僅針對(duì)某一生產(chǎn)井進(jìn)行分類，本發(fā)明不限于此。例如在本發(fā)明的一個(gè)實(shí)施例中，還可以根據(jù)表2所示來(lái)確定出待分析井的類型。其中，如果待分析井符合某種類型中所列特征數(shù)量達(dá)到預(yù)設(shè)比值(例如70％)，則判斷待分析井的類型即為該類型。

表2

在步驟S303中，根據(jù)待分析井的地質(zhì)特征，確定該單井的孔隙介質(zhì)模型。本實(shí)施例中，如果待分析井屬于第一類井，那么則采用三重孔隙介質(zhì)模型來(lái)對(duì)待分析井進(jìn)行分析。具體地，如圖5a所示，如果待分析井屬于第一類井，地層中的溶洞和裂縫可向井筒供液，溶孔巖塊和溶洞均可向裂縫供液且溶孔巖塊也可向溶洞供液，那么則將該待分析井的孔隙介質(zhì)模型確定為三孔雙滲模型；如果該待分析井屬于第一類井，地層中的溶洞向井筒供液，溶孔巖塊和裂縫均向溶洞供液，那么則將該待分析井的孔隙介質(zhì)模型確定為三孔單滲模型。

如果待分析井屬于第二類井，那么則采用雙重孔隙介質(zhì)模型來(lái)對(duì)待分析井進(jìn)行分析。具體地，如果待分析井屬于第二類井，地層中的溶孔巖塊和裂縫同時(shí)向井筒供液，溶孔巖塊同時(shí)可向裂縫供液，那么則將該待分析井的孔隙介質(zhì)模型確定為雙孔雙滲模型；如圖5b所示，如果該待分析井屬于第二類井，地層中的裂縫向井筒供液，溶孔巖塊向裂縫供液，那么則將該井的孔隙介質(zhì)模型確定為雙孔單滲模型。

如圖5c所示，如果待分析井屬于第三類井，地層中不存在竄流情況，且鉆遇區(qū)儲(chǔ)集體直接向井筒供液，那么則將該井的孔隙介質(zhì)模型確定為單孔隙模型。

需要說(shuō)明的是，在本發(fā)明的其他實(shí)施例中，還可以根據(jù)待分析井的地質(zhì)特征，采用其他合理的方式來(lái)確定待分析井的孔隙介質(zhì)模型，本發(fā)明不限于此。

再次如圖2所示，在步驟S201中得到待分析井的孔隙介質(zhì)模型后，在步驟S202中基于該孔隙介質(zhì)模型和井控儲(chǔ)量參數(shù)，根據(jù)待分析井的試井?dāng)?shù)據(jù)和/或生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行歷史擬合，確定待分析井的單井控制面積。

圖6示出了本實(shí)施例中確定待分析井的單井控制面積的具體流程圖。

如圖6所示，在確定單井控制面積時(shí)，本實(shí)施例所提供的方法在步驟S601中根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)來(lái)確定待分析井的井底壓力。

由于縫洞型油藏在生產(chǎn)過(guò)程中，單井或單元缺少靜壓、流壓等測(cè)試數(shù)據(jù)，而生產(chǎn)井具有豐富的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，因此本實(shí)施例中利用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)來(lái)確定待分析井的井底壓力。本實(shí)施例中，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)包括：產(chǎn)量(包括日產(chǎn)量和累積產(chǎn)量等)、油壓數(shù)據(jù)和套壓數(shù)據(jù)。產(chǎn)量、油壓數(shù)據(jù)和套壓數(shù)據(jù)的變化既能反映井底流壓的變化，也能反映從井底到井口流動(dòng)過(guò)程中的壓力損失。

對(duì)于封閉、無(wú)底水、注水的縫洞型碳酸鹽巖油藏，當(dāng)油藏壓力高于飽和壓力 時(shí)，物質(zhì)平衡方程式可簡(jiǎn)化為：

N_pB_o＝NB_oiC_t(P_i-P)＝E(P_i-P) (2)

其中，N_p表示累積產(chǎn)量，N表示地質(zhì)儲(chǔ)量，P和P_i分別表示目前地層壓力和原始地層壓力，B_o和B_oi分別表示目前壓力下的原油體積系數(shù)和原始地層壓力下的原油體積系數(shù)，C_t表示油藏綜合壓縮系數(shù)，E表示縫洞單元的彈性指數(shù)，縫洞單元的彈性指數(shù)E是縫洞單元壓力下降1MPa時(shí)采出的液體體積。

生產(chǎn)井井在生產(chǎn)過(guò)程中，有：

$q_o=J(P-P_{\mathrm{wf}})=J(P_i-\frac{N_p{B}_o}{E}-P_{\mathrm{wf}})---\left(3\right)$

其中，q_o表示日產(chǎn)量，J表示采油指數(shù)，P_wf表示井底流壓。

表達(dá)式(3)也可以寫成：

$P_i-P_{\mathrm{wf}}=\frac{N_p{B}_o}{E}+\frac{q_o}{J}---\left(4\right)$

從表達(dá)(4)可看出，原始地層壓力與井底流壓之差由兩部分(即總壓降和生產(chǎn)壓差)組成。在較少或沒(méi)有流壓測(cè)試資料的情況下，利用套壓與流壓關(guān)系進(jìn)行換算，可以得到如下表達(dá)式：

P_wf＝P_c+P_h (5)

其中，P_c表示套壓，P_h表示井口到生產(chǎn)井段的靜油柱產(chǎn)生的壓差。

聯(lián)合表達(dá)式(4)和(5)，可以得到如下表達(dá)式：

$P_c=(P_i-P_h)-\frac{N_p{B}_o}{E}-\frac{q}{J}---\left(6\right)$

利用油井套壓、日產(chǎn)量以及累積產(chǎn)量等生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，建立表達(dá)式(6)的多元回歸方程，便可以聯(lián)合求解得到井底壓力(P_i-P_h)、縫洞單元的彈性指數(shù)E和采油指數(shù)J等參數(shù)。這樣就在缺少靜壓、流壓等數(shù)據(jù)的情況下，計(jì)算得到了井底壓力。

當(dāng)然，在本發(fā)明的其他實(shí)施例中，所利用的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)還可以包含其他未列出的合理參數(shù)，也可以基于這些生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)采用其他合理方法來(lái)確定待分析井的井底壓力。

在步驟S602中，基于待分析井的孔隙介質(zhì)模型，通過(guò)進(jìn)行井底壓力、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等與時(shí)間的曲線擬合，根據(jù)擬合確定待分析井的控制形狀。本實(shí)施例中，假設(shè)待分析井的控制形狀為圓形或類圓形(例如橢圓形或其他從視覺(jué)上看起來(lái)像圓形的形狀)，如果利用該模型進(jìn)行曲線擬合時(shí)擬合程度較高，那么則可以判斷出待分析井的控制形狀為圓形或類圓形；類似地，假設(shè)待分析井的控制形狀為矩形 或類矩形，如果利用該模型進(jìn)行曲線擬合時(shí)擬合程度較高，那么也就可以判斷出待分析井的控制形狀為矩形或類矩形。

本實(shí)施例中，根據(jù)待分析井的井底壓力、試井?dāng)?shù)據(jù)和/或生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，采用雙對(duì)數(shù)曲線擬合、半對(duì)數(shù)曲線擬合以及Blasingame曲線擬合的方式，對(duì)待分析井的井底壓力、試井?dāng)?shù)據(jù)和/或生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行歷史擬合，從而確定待分析井的單井控制面積。當(dāng)然，在本發(fā)明的其他實(shí)施例中，既可以僅根據(jù)以上所列方式中的任一項(xiàng)或幾項(xiàng)來(lái)進(jìn)行曲線擬合，也可以采用或結(jié)合以上未列出的合理方式來(lái)進(jìn)行曲線擬合，本發(fā)明不限于此。

當(dāng)然，在本發(fā)明的其他實(shí)施例中，還可以利用孔隙介質(zhì)模型、井底壓力和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，通過(guò)其他合理方式來(lái)確定出待分析井的控制形狀，本發(fā)明不限于此。

在步驟S603中，基于待分析井的控制形狀，結(jié)合獲取到的井控儲(chǔ)量參數(shù)，確定待分析井的單井控制面積。

本實(shí)施例中，井控儲(chǔ)量參數(shù)包括：儲(chǔ)層孔隙度、原油粘度和綜合壓縮系數(shù)。如果待分析井的控制形狀為矩形或類矩形，則可以根據(jù)如下表達(dá)式計(jì)算單井控制面積：

$A=\frac{35.4\mathrm{kt}}{{\mathrm{\φ\μC}}_t}---\left(7\right)$

其中，A表示單井控制面積，t表示生產(chǎn)時(shí)間，φ表示儲(chǔ)層孔隙度，μ表示原油粘度，C_t表示綜合壓縮系數(shù)，k表示地層滲透率。本實(shí)施例中，地層滲透率k可以在步驟S602中通過(guò)曲線擬合得到，而原油粘度μ和綜合壓縮系數(shù)C_t則可以通過(guò)PVT測(cè)試得到。

本實(shí)施例中，儲(chǔ)層孔隙度φ是通過(guò)測(cè)井解釋結(jié)果按照儲(chǔ)層進(jìn)行加權(quán)平均得到的。具體地，儲(chǔ)層孔隙度φ可以通過(guò)如下表達(dá)式計(jì)算得到：

$\mathrm{\φ}=\frac{\underset{i=1}{\overset{l}{\mathrm{\Σ}}}{h}_i{\mathrm{\φ}}_i}{H}---\left(8\right)$

其中，h_i和φ_i分別表示第i個(gè)儲(chǔ)層段的厚度和孔隙度，l表示儲(chǔ)層所包含的儲(chǔ)層段的總數(shù)，H表示儲(chǔ)層有效厚度。而當(dāng)無(wú)測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)時(shí)，第i個(gè)儲(chǔ)層段的孔隙度φ_i則可以利用臨井的相關(guān)數(shù)據(jù)估計(jì)得到。

本實(shí)施例中，以測(cè)井解釋結(jié)果為依據(jù)，結(jié)合地震預(yù)測(cè)與油藏工程分析成果，將油水界面向上至奧陶系頂面的各類儲(chǔ)層厚度之和來(lái)表示儲(chǔ)層有效厚度H，即存在：

$H=\underset{i=1}{\overset{l}{\mathrm{\Σ}}}{h}_i---\left(9\right)$

而如果待分析井的控制形狀為圓形或類圓形時(shí)，則首先通過(guò)步驟S602中的擬合曲線確定出待分析井的擬穩(wěn)態(tài)段。圖7示出了擬合得到的雙對(duì)數(shù)曲線，本實(shí)施例中，將雙對(duì)數(shù)曲線中斜率為45度的曲線所對(duì)應(yīng)的時(shí)間段作為擬穩(wěn)態(tài)時(shí)間段。

得到擬穩(wěn)態(tài)時(shí)間段后，也就可以得到擬穩(wěn)態(tài)時(shí)間段的開(kāi)始時(shí)間t_s，這樣待分析井的單井控制面積也就可以通過(guò)如下表達(dá)式計(jì)算得到：

$A=\frac{{36.02\mathrm{kt}}_s}{{\mathrm{\φ\μC}}_t}---\left(10\right)$

為了使計(jì)算得到的單井控制面積更加接近于實(shí)際單井控制面積，在本發(fā)明的其他實(shí)施例中，還可以利用待分析井?dāng)M穩(wěn)態(tài)時(shí)間段的參數(shù)來(lái)對(duì)原井控儲(chǔ)量參數(shù)進(jìn)行修正，來(lái)得到修正后的井控儲(chǔ)量參數(shù)。這樣，利用修正后的井控儲(chǔ)量參數(shù)計(jì)算得到的單井控制面積也就更加準(zhǔn)確。

具體地，本實(shí)施例中，根據(jù)待分析井在擬穩(wěn)態(tài)時(shí)間段的井底壓力確定出待分析井的平均井底壓力。隨后根據(jù)該平均井底壓力以及預(yù)設(shè)井控儲(chǔ)量參數(shù)變化模型，確定出修正后的井控儲(chǔ)量參數(shù)，其中，預(yù)設(shè)井控儲(chǔ)量參數(shù)變化模型能夠體現(xiàn)井控儲(chǔ)量參數(shù)隨井底壓力和/或溫度等參數(shù)變化的關(guān)系，其可以通過(guò)多次實(shí)驗(yàn)得到。得到修正后的井控儲(chǔ)量參數(shù)后，利用表達(dá)式(10)也就可以得到更為準(zhǔn)確的單井控制面積。

而在實(shí)際的生產(chǎn)過(guò)程中，對(duì)于一些生產(chǎn)井，雖然其控制形狀為圓形或類圓形，但在其擬合曲線上并不存在擬穩(wěn)態(tài)段(即生產(chǎn)井未能達(dá)到擬穩(wěn)態(tài))，因此也就無(wú)法利用擬穩(wěn)態(tài)時(shí)間段來(lái)確定出擬穩(wěn)態(tài)時(shí)間段的開(kāi)始時(shí)間t_s以及修正后的井控儲(chǔ)量參數(shù)。對(duì)于這類生產(chǎn)井，本發(fā)明將其含水率小于預(yù)設(shè)含水率閾值的生產(chǎn)段來(lái)確定待分析井的單井控制面積。具體地，本實(shí)施例中，采用如下表達(dá)式來(lái)計(jì)算這類待分析井的單井控制面積：

$A=\frac{36.02\mathrm{kt}}{{\mathrm{\φ\μC}}_t}---\left(11\right)$

其中，A表示單井控制面積，k表示地層滲透率，t表示生產(chǎn)時(shí)間，φ表示儲(chǔ)層孔隙度，μ表示原油粘度，C_t表示綜合壓縮系數(shù)。

在本發(fā)明的不同實(shí)施例中，預(yù)設(shè)含水率閾值可以設(shè)置為3％～7％中的合理值，例如3％、5％或7％等，本發(fā)明不限于此。

再次如圖2所示，在步驟S203中，根據(jù)步驟S202中得到的井控儲(chǔ)量參數(shù)和單井控制面積，確定待分析井的井控儲(chǔ)量。

具體地，本實(shí)施例中，在步驟S202中所獲取到的井控儲(chǔ)量參數(shù)還包括：儲(chǔ)層含油飽和度S₀、地面脫氣原油密度ρ₀和地層原油體積系數(shù)B_0i。其中，地面脫氣原油密度ρ₀和地層原油體積系數(shù)B_0i可以通過(guò)PVT測(cè)試得到。

而儲(chǔ)層含油飽和度S₀可以利用測(cè)井解釋結(jié)果按照儲(chǔ)層進(jìn)行加權(quán)平均得到，即：

$S_0=\frac{\underset{i=1}{\overset{l}{\mathrm{\Σ}}}{h}_i{S}_{0i}}{H}---\left(12\right)$

其中，S_0i表示第i個(gè)儲(chǔ)層段的含油飽和度。而如果待分析井沒(méi)有測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)時(shí)，則可以利用鄰井的相關(guān)數(shù)據(jù)來(lái)對(duì)待分析井的儲(chǔ)層含油飽和度進(jìn)行估計(jì)。

待分析井的控制儲(chǔ)量N則可以根據(jù)如下表達(dá)式計(jì)算得到：

N＝100A·φ·S₀·ρ₀/B_0i (13)

本實(shí)施例中，在單井控制儲(chǔ)量確定步驟S203中，根據(jù)待分析井的井控儲(chǔ)量參數(shù)或是修正后的井控儲(chǔ)量參數(shù)以及單井控制面積，利用容積法來(lái)確定待分析井的控制儲(chǔ)量。當(dāng)然，在本發(fā)明的其他實(shí)施例中，還可以根據(jù)待分析井的井控儲(chǔ)量參數(shù)和單井控制面積，采用其他合理方法來(lái)確定待分析井的控制儲(chǔ)量，本發(fā)明不限于此。

為了進(jìn)一步說(shuō)明本實(shí)施例所提供的單井控制儲(chǔ)量確定方法的優(yōu)點(diǎn)，以下利用本方法來(lái)確定不同單井的控制儲(chǔ)量，并與現(xiàn)有的方法進(jìn)行對(duì)比。通常認(rèn)為油藏的精細(xì)三維地質(zhì)模型能夠準(zhǔn)確表征儲(chǔ)集體的空間展布及物性特征，基于地質(zhì)模型得到的井控儲(chǔ)量最為接近油藏實(shí)際井控儲(chǔ)量。因此，以下以地質(zhì)模型中連通儲(chǔ)集體且流體可流動(dòng)部分計(jì)算的井控儲(chǔ)量為基礎(chǔ)，將本方法及常規(guī)容積法計(jì)算的井控儲(chǔ)量與其進(jìn)行對(duì)比，來(lái)證明本方法的正確性和優(yōu)越性。

W-1井完鉆層位位于奧陶系，它是為典型的縫洞型油藏，該井完鉆后進(jìn)行了壓力恢復(fù)測(cè)試。該井生產(chǎn)井過(guò)程發(fā)生放空、井漏、井涌等現(xiàn)象，測(cè)井解釋儲(chǔ)層中溶洞較為發(fā)育，累產(chǎn)油8.38萬(wàn)噸，自噴900天，初期日產(chǎn)油量142.8噸/天，生產(chǎn)長(zhǎng)期較穩(wěn)定。

利用本方法確定W-1井屬于Ⅰ類井，因此采用三孔單滲模型對(duì)試井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行擬合，結(jié)合本方法所需的各類資料進(jìn)行反復(fù)調(diào)整，雙對(duì)數(shù)曲線和半對(duì)數(shù)曲線的擬合情況分別如圖8、圖9所示。從圖8和圖9可以看出，該孔隙模型能夠較好地反映該井的壓力恢復(fù)狀態(tài)，由此可得到該井單井控制面積為22.65×10⁴m²。由測(cè)井解釋數(shù)據(jù)得到儲(chǔ)層有效厚度為31.2m，儲(chǔ)層平均孔隙度為15％，儲(chǔ)層平均 含油飽和度為63.8％，由PVT測(cè)試數(shù)據(jù)可得單井油密度為0.9888g/m³。由此可以確定出該井控制儲(chǔ)量為66.87萬(wàn)噸。

通過(guò)地質(zhì)模型法、常規(guī)容積法和本方法計(jì)算W-1井控制儲(chǔ)量及誤差計(jì)算情況如表2所示。其中，采用地質(zhì)模型法計(jì)算得到的井控儲(chǔ)量為63.12萬(wàn)噸；采用常規(guī)容積法計(jì)算得到的井控儲(chǔ)量為49.51萬(wàn)噸，與地質(zhì)模型法的計(jì)算結(jié)果之間的誤差為21.6％；利用本方法計(jì)算得到的井控儲(chǔ)量為66.87萬(wàn)噸，與地質(zhì)模型法的計(jì)算結(jié)果之間的誤差為5.9％。由此可知，本方法所得到的井控儲(chǔ)量與地質(zhì)模型的計(jì)算結(jié)果接近，誤差小于常規(guī)容積法計(jì)算誤差。

表2

W-2井完鉆層位位于奧陶系，它為典型的縫洞型油藏。該井測(cè)井解釋儲(chǔ)層中裂縫、孔洞較為發(fā)育，累產(chǎn)油3.76萬(wàn)噸，自噴722天，初期日產(chǎn)油量33.82噸/天，油壓及產(chǎn)量下降緩慢，生產(chǎn)長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)。

利用本方法確定W-2井屬于Ⅱ類井，優(yōu)選該井初期含水率小于5％時(shí)間段的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，采用雙孔雙滲模型對(duì)其進(jìn)行擬合，擬合條件能夠較好地反映該井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，可得到該井單井控制面積為22.65×10⁴m²。由測(cè)井解釋數(shù)據(jù)得到儲(chǔ)層有效厚度為35.6m，儲(chǔ)層平均孔隙度為8％，儲(chǔ)層平均含油飽和度為80.5％，由PVT測(cè)試數(shù)據(jù)得單井油密度為0.9478g/m³。經(jīng)計(jì)算該井控制儲(chǔ)量為56.38萬(wàn)噸。

通過(guò)地質(zhì)模型法、常規(guī)容積法和本方法計(jì)算的W-2井控制儲(chǔ)量及誤差計(jì)算情況如下表3所示，采用地質(zhì)模型法計(jì)算為59.9萬(wàn)噸，采用常規(guī)容積法計(jì)算為51.44萬(wàn)噸，與地質(zhì)模型計(jì)算結(jié)果誤差為14.1％，利用本方法計(jì)算結(jié)果為57.38萬(wàn)噸，誤差為4.2％。本方法與地質(zhì)模型計(jì)算結(jié)果接近，優(yōu)于常規(guī)容積法計(jì)算結(jié)果。

表3

某油田區(qū)塊油藏為典型的縫洞型儲(chǔ)層，共有21口生產(chǎn)井，按本發(fā)明方法對(duì)其進(jìn)行分類，共劃分得到Ⅰ類井6口、Ⅱ類井10口和Ⅲ類井5口，對(duì)這些生產(chǎn)井分別進(jìn)行試井分析或生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)曲線擬合，得出控制范圍大小、單井控制體積及單井控制儲(chǔ)量等。該區(qū)所有井計(jì)算信息及結(jié)果如表4所示：

表4

通過(guò)地質(zhì)模型法、常規(guī)容積法和本方法計(jì)算的該區(qū)塊井控制儲(chǔ)量及誤差計(jì)算情況如下表5所示，采用地質(zhì)模型法計(jì)算為2123.8萬(wàn)噸，采用常規(guī)容積法計(jì)算為1775.9萬(wàn)噸，與地質(zhì)模型計(jì)算結(jié)果誤差為16.4％，利用本方法計(jì)算結(jié)果為2242.4萬(wàn)噸，誤差為5.6％。本方法與地質(zhì)模型計(jì)算結(jié)果接近，誤差較小。

表5

通過(guò)實(shí)例驗(yàn)證了本發(fā)明方法的正確性與優(yōu)越性，該方法比常規(guī)容積法在單井控制儲(chǔ)量的計(jì)算上與實(shí)際地質(zhì)模型計(jì)算結(jié)果更接近。

從上述描述中可以看出，本實(shí)施例所提供的方法在確定單井控制儲(chǔ)量時(shí)首先會(huì)根據(jù)待分析井的狀態(tài)參數(shù)(包括相關(guān)的靜態(tài)參數(shù)和動(dòng)態(tài)參數(shù))來(lái)對(duì)待分析井的類型進(jìn)行劃分，并建立了各類生產(chǎn)井的地質(zhì)特征以及流體流動(dòng)模式(即孔隙介質(zhì)模型)。充分考慮單井鉆遇縫洞型油藏地質(zhì)特點(diǎn)及流體流動(dòng)規(guī)律，分別基于相應(yīng)的孔隙介質(zhì)模型進(jìn)行試井或生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)的擬合，從而確定了待分析井的單井控制面積，進(jìn)而計(jì)算得到了縫洞型油藏單井控制儲(chǔ)量的大小。

應(yīng)該理解的是，本發(fā)明所公開(kāi)的實(shí)施例不限于這里所公開(kāi)的特定結(jié)構(gòu)、處理步驟或材料，而應(yīng)當(dāng)延伸到相關(guān)領(lǐng)域的普通技術(shù)人員所理解的這些特征的等同替代。還應(yīng)當(dāng)理解的是，在此使用的術(shù)語(yǔ)僅用于描述特定實(shí)施例的目的，而并不意味著限制。

說(shuō)明書(shū)中提到的“一個(gè)實(shí)施例”或“實(shí)施例”意指結(jié)合實(shí)施例描述的特定特征、結(jié)構(gòu)或特性包括在本發(fā)明的至少一個(gè)實(shí)施例中。因此，說(shuō)明書(shū)通篇各個(gè)地方出現(xiàn)的短語(yǔ)“一個(gè)實(shí)施例”或“實(shí)施例”并不一定均指同一個(gè)實(shí)施例。

為了方便，在此使用的多個(gè)項(xiàng)目和/或組成單元可出現(xiàn)在共同列表中。然而，這些列表應(yīng)解釋為該列表中的每個(gè)元素分別識(shí)別為單獨(dú)唯一的成員。因此，在沒(méi)有反面說(shuō)明的情況下，該列表中沒(méi)有一個(gè)成員可僅基于它們出現(xiàn)在共同列表中便被解釋為相同列表的任何其它成員的實(shí)際等同物。另外，在此還可以連同針對(duì)各元件的替代一起來(lái)參照本發(fā)明的各種實(shí)施例和示例。應(yīng)當(dāng)理解的是，這些實(shí)施例、示例和替代并不解釋為彼此的等同物，而被認(rèn)為是本發(fā)明的單獨(dú)自主的代表。

雖然上述示例用于說(shuō)明本發(fā)明在一個(gè)或多個(gè)應(yīng)用中的原理，但對(duì)于本領(lǐng)域的技術(shù)人員來(lái)說(shuō)，在不背離本發(fā)明的原理和思想的情況下，明顯可以在形式上、用法及實(shí)施的細(xì)節(jié)上作各種修改而不用付出創(chuàng)造性勞動(dòng)。因此，本發(fā)明由所附的權(quán)利要求書(shū)來(lái)限定。