0025]在步骤113，技术可采储量的合理性分析。根据测算的技术可采储量，主要通过相应的开发指标(单井控制剩余技术可采储量、剩余采油速度、剩余储采比等)进行合理性分析，真实客观反映油藏的实际开发水平。
[0026]在本发明的一具体实施例中，以东辛油田辛34块为例分析高含水关井和新井对可采储量标定结果的影响。东辛油田辛34块动用地质储量329X104t，目前累积投产油井78 口，开油井31 口，单井日油2.9t/d，含水94.2%，已处于特高含水开发阶段。
[0027]原有方法是分别采用甲型水驱特征曲线法(lgWp=A+BNp)和Arps递减法计算其可米储量。
[0028]若采用水驱特征曲线法计算，拟和时间段为1998年6月-2004年2月，计算单元可采储量235.98X104t，如图2和图3所示。
[0029]若采用Arps递减法计算，选取与水驱特征曲线法计算时相同的时间段，拟合递减率为16.03%，计算单元可采储量180.8X104t，如图4所示。
[0030]两种方法在拟合时间段相同的条件下计算得到的可采储量却相差55.1 X 104t。产生差距的原因主要是由于该时间段内有投产的新井和高含水关停井影响，从甲型水驱曲线看，在标定时间段内，新井低含水井的出现以及高含水井的停产，造成整体曲线上Np的增长比Wp的增长快，因而出现“压头”，可采储量预测偏大；从递减曲线看，后期由于开井数的减少，造成递减率增大，因而可采储量预测偏小。
[0031]为了解决上述问题，根据单元内油井的生产状态，首先按照步骤101将所有油井分成新井、稳定生产老井、不稳定生产老井、以及停产井四类，分别进行计算每类油井的可米储量。
[0032]其次按照步骤103测算新井技术可采储量。截止到2004年2月共投产新井5 口，利用单井计算可采储量模型和投产新井数即可求得新井控制技术可采储量为11.4X 104t。
[0033]按照步骤105测算稳定生产的18 口老井技术可采储量。采用水驱特征曲线法计算可采储量78.01 X 104t,如图5和图6 ;采用Arps递减法计算可采储量为78.93X 104t，如图7。两种方法计算结果基本一致。
[0034]按照步骤107测算不稳定生产的8 口老井技术可采储量。这里主要是借鉴稳定生产老井的递减率进行可采储量的计算，计算结果为23.0 X 104t。
[0035]按照步骤109测算停产井47 口井的技术可采储量。以其累积产油量作为其可采储量，即可采储量为84.8X 104t。
[0036]按照步骤111将各类油井计算的结果相加即可得到单元的技术可采储量为197.8X104t。
[0037]按照步骤113进行结果合理性分析。单元标定可采储量为197.8X 104t，目前开油井31 口，平均单井H产油2.9t/d，含水94.2%,年产油4.46X 104t,剩余速度10.8%，剩余储采比8.27，与目前开发状况基本匹配。
【主权项】
1.特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，该特高含水阶段可采储量标定方法包括: 步骤I，进行油井分类； 步骤2，进行各类井的标定； 步骤3，测算单元技术可采储量；以及 步骤4，进行技术可采储量的合理性分析。
2.根据权利要求1所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤I中，考虑单元中不同类型油井的产量变化规律不同，将油井进行分类，分为新井、稳定生产老井、不稳定生产老井和停产井。
3.根据权利要求2所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤2中，在对新井进行标定时，根据单井可采储量计算模型，测算新井单井控制可采储量，再根据投产新井数求得新井控制技术可采储量。
4.根据权利要求2所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤2中，在对新井进行标定时，借鉴稳定生产老井的递减率采用递减法测算技术可采储量。
5.根据权利要求2所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤2中，在对稳定生产老井进行标定时，根据稳定生产井的月产油数据，采用递减法分析反应目前阶段油藏自身的递减规律，规律段点数至少两年以上，根据该递减率利用递减法或采用水驱法测算技术可采储量。
6.根据权利要求2所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤2中，在对不稳定生产老井进行标定时，借鉴稳定生产井的递减规律，利用递减法测算技术可采储量。
7.根据权利要求2所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤2中，在对停产井进行标定时，停产井的累积产油即为停产井的技术可采储量。
8.根据权利要求1所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤3中，根据步骤2分别测算的不同类型油井的技术可采储量，最后加和得到总的单元技术可采储量。
9.根据权利要求1所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤4中，根据测算的单元技术可采储量，通过相应的开发指标进行合理性分析，真实客观反映油藏的实际开发水平。
10.根据权利要求9所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，开发指标包括单井控制剩余技术可采储量、剩余采油速度、剩余储采比。
【专利摘要】本发明提供一种特高含水阶段可采储量标定方法，该特高含水阶段可采储量标定方法包括步骤1，进行油井分类；步骤2，进行各类井的标定；步骤3，测算单元技术可采储量；以及步骤4，进行技术可采储量的合理性分析。该特高含水阶段可采储量标定方法解决了油田开发中后期单纯应用水驱法、递减法标定可采储量存在的问题，消除了高含水关井、停产井、扶停井、新投井等因素对标定结果产生的影响，基本能够满足特高含水期油藏可采储量评价的需要，并提高了可采储量评价结果的准确性和合理性，为油田开发效果评价和开发潜力评价提供了可靠依据。
【IPC分类】E21B47-00
【公开号】CN104653170
【申请号】CN201310578263
【发明人】苏映宏, 薄其众, 聂振霞, 徐永梅, 吕翔慧, 王 华, 张付兴, 吕琦, 刘昌鸣
【申请人】中国石油化工股份有限公司, 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司地质科学研究院
【公开日】2015年5月27日
【申请日】2013年11月19日