油藏压驱开发最优注水量的计算方法与流程

1.本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种油藏压驱开发最优注水量的计算方法。


背景技术：

2.胜利油田低渗油藏资源丰富，地质储量10.2亿吨，但在开发过程中，“注不进、采不出”的矛盾一直存在，严重制约该类型油藏开发效果的提高。
3.低渗油藏水驱开发过程中，受油藏渗透率低的影响，注入井注水压力高、难以达到配注要求，致使油藏能量难以有效补充，地层压力下降快，油井生产压差低，长期低液低产运行，开发效果较差；且受油藏非均质性影响，注入地层中的水极易沿高渗带形成水窜，造成注采井间连通，致使水窜通道上油井液量高、含水高、油量低，水窜范围之外的油井由于能量补充困难，持续保持低液低产能状态，造成低渗油藏整体开发动用困难。因此需深入研究，探索大幅提高低渗油藏动用程度的手段，实现低渗的经济高效开发。
4.压驱是以极高的注入速度在短时间内实现油藏的大量注水，迅速提高地层压力系数，在油藏中形成人造高压，从而提高油井的生产压差，克服低渗油藏常规水驱过程中由于注不进导致的地层能量低、油井液量低的问题。且压驱的注入接近地层破裂压力，在压驱注入过程中，注入井附近会形成大量的网状微裂缝并持续均匀向地层扩展，形成的微裂缝可有效降低油藏非均质性的不利影响。
5.在压驱开发过程中，注水量的确定是一个非常关键的因素。注水量过低，地层压力提高幅度有限，开发效果难以改善；注水量过高，地层压力超过破裂压力，地层沿主应力方向形成压裂裂缝，注入水会沿裂缝迅速水窜至生产井，造成压驱失效。
6.在申请号：cn201510276011.7的中国专利申请中，涉及到一种油藏注水方法，涉及油藏注水开发技术领域，方法包括：以中心注水井配注量为因变量，各生产井的产液量为自变量，建立多元回归模型，进行多元回归计算，确定注水井的单井配注量；通过地质资料和油藏资料确定重力分异影响系数及油藏的水油流度比；根据所述重力分异影响系数和所述油藏的水油流度比，在一预先设置的重力分异图版上确定该重力分异影响系数和油藏的水油流度比所对应的重力分异程度值；根据注水井的单井米吸水指数、注水井最大井底压力、地层压力以及单井配注量确定理论最小射孔厚度；根据油藏储层厚度、理论最小射孔厚度及重力分异程度值确定射孔厚度，向注水井进行注水。
7.在申请号：cn201811464882.1的中国专利申请中，涉及到一种强边水油藏边外注水开发有效注水量确定方法及装置，方法包括：获取油藏地质特征及开发动态参数；根据油藏地质特征及开发动态参数和物质平衡方程判断设置的地层压力是否满足预设精度；根据确定的满足预设精度的地层压力确定有效注水量。
8.在申请号：cn201910405761.8的中国专利申请中，涉及到一种注水井分层配注水量计算新方法，该注水井分层配注水量计算新方法包括：步骤1，计算各层实际驱替倍数；步骤2，确定各层目标驱替倍数；步骤3，计算各层剩余累积注入量；步骤4，计算各层注水量比
例；步骤5，计算各分注层段配注水量。
9.以上现有技术均与本发明有较大区别，未能解决我们想要解决的技术问题，为此我们发明了一种新的油藏压驱开发最优注水量的计算方法。


技术实现要素：

10.本发明的目的是提供一种通过经济极限产能与地层破裂压力得到压驱注水量的合理取值范围，结合油藏数值模拟与动态经济评价，运用最优化理论，以财务净现值为优化目标确定油藏压驱开发的最优注水量的油藏压驱开发最优注水量的计算方法。
11.本发明的目的可通过如下技术措施来实现：油藏压驱开发最优注水量的计算方法，该油藏压驱开发最优注水量的计算方法包括：
12.步骤1，通过油藏综合压缩系数计算并建立压驱注水量与地层压力变化量之间的关系图版；
13.步骤2，通过油藏动、净态经济评价参数确定油藏最小经济极限产能；
14.步骤3，根据油井产能计算公式，确定达到最小经济极限产能所需的最小极限生产压差；
15.步骤4，根据地层破裂压力、目前油藏压力确定最大极限生产压差；
16.步骤5，通过压驱注水量与地层压力变化量关系图版查找并确定最小、最大极限生产压差分别对应的最小、最大注水量；
17.步骤6，计算注水量取值范围内不同注水量对应的累积净现值；
18.步骤7，将最大累积净现值对应的注水量作为油藏压驱开发的最优注水量。
19.本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
20.在步骤1中，根据油、水以及岩石压缩系数计算油藏综合压缩系数，通过油藏综合压缩系数、油藏孔隙体积这些参数计算并建立压驱注水量与地层压力变化量之间的关系图版。
21.在步骤1中，油、水以及岩石压缩系数与油藏综合压缩系数ca之间存在如下函数关系：
[0022][0023]
式中，ca为油藏综合压缩系数；cf为岩石压缩系数；φ为油藏孔隙度；co、cw分别为油和水的压缩系数；so、sw分别为油和水的饱和度。
[0024]
在步骤1中，综合压缩系数、油藏孔隙体积、压驱注水量与地层压力变化量之间关系为：
[0025][0026]
式中，δp为地层压力变化量；vi为压驱注水量；ca为油藏综合压缩系数；r为压驱控制半径；h为油藏厚度；φ为油藏孔隙度。
[0027]
在步骤2中，油藏动、静态参数包括钻井投资、地面建设投资、原油价格、单位经营成本。
[0028]
在步骤2中，油藏最小经济极限产能n
p
与油藏动、静态参数之间关系为：
[0029]np
＝(id+ib)/t(p
o-c)式中，n
p
为最小经济极限产能；id为单井钻井投资费用；ib为
单井地面建设投资费用；t为油井生产年限；po为原油价格；c为单位经营成本。
[0030]
在步骤3中，通过油井产能计算公式中产能与压差之间的关系，确定最小经济极限产能对应的生产压差，该生产压差为达到最小经济极限产能所需的最小极限生产压差。
[0031]
在步骤3中，生产压差pa与油井产能q之间存在如下函数关系：
[0032][0033]
式中，pa为生产压差；q为油井产能；μ为原油粘度；r为压驱控制半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；k为油藏渗透率；λ为油藏启动压力梯度。
[0034]
在步骤4中，将地层破裂压力与目前油藏压力的差值作为最大极限生产压差；最小、最大注水量为通过步骤1中的压驱注水量与地层压力变化关系图版查得，其中最小注水量为步骤3中最小极限生产压差在图版中对应的注水量，最大注水量为步骤4中最大极限生产压差在图版对应的注水量。
[0035]
在步骤5中，在步骤1得到的压驱注水量与地层压力变化量关系图版中，查找步骤3中最小极限生产压差所对应的压驱注水量，作为压驱最低注水量；查找步骤4中最大极限生产压差所对应的压驱注水量，作为压驱最高注水量。
[0036]
在步骤6中，将步骤5中压驱最低注水量作为注水量取值下限，压驱最高注水量作为注水量取值上限，通过油藏数值模拟软件计算注水量取值范围内不同注水量对应的累积产油量，并利用动态经济评价方法，计算不同累积产油量对应的累积净现值；油藏数值模拟计算中注水量的取值，介于步骤5确定的最小注水量与最大注水量范围之间；将不同压驱注水量对应的累积净现值散点绘制于表格中，转入步骤7。
[0037]
在步骤7中，将表格中的散点数据进行一元二次回归，并求取函数的最大值，该最大值对应的注水量即为油藏压驱开发的最优注水量，即油藏压驱开发的最优注水量为最大累积净现值对应的注水量。
[0038]
在步骤7中，累积净现值npv与注水量vi之间存在如下函数关系：
[0039]
npv＝av
i2
+bvi+c
[0040]
式中，npv为累积净现值，vi为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
[0041]
本发明中的油藏压驱开发最优注水量的计算方法，通过计算建立起油藏压驱开发过程中压驱注水量与地层压力变化关系图版，根据经济极限产能与地层破裂压力求取最小、最大极限生产压差后，通过查图版得到压驱注水量的合理取值范围，结合油藏数值模拟与动态经济评价，运用最优化理论，以财务净现值为优化目标确定油藏压驱开发的最优注水量，为油藏压驱开发合理注入参数的确定提供了一种途径。
附图说明
[0042]
图1为本发明的油藏压驱开发最优注水量的计算方法的一具体实施例的流程图；
[0043]
图2为本发明的一具体实施例1中油藏压驱开发最优注水量的计算方法中压驱注水量与地层压力变化关系图版；
[0044]
图3本发明的一具体实施例1中求取最优压驱注水量时压驱注入量与累积净现值关系曲线图；
[0045]
图4为本发明的一具体实施例中2油藏压驱开发最优注水量的计算方法中压驱注水量与地层压力变化关系图版；
[0046]
图5本发明的一具体实施例中2求取最优压驱注水量时压驱注入量与累积净现值关系曲线图；
[0047]
图6为本发明的一具体实施例3中油藏压驱开发最优注水量的计算方法中压驱注水量与地层压力变化关系图版；
[0048]
图7本发明的一具体实施例3中求取最优压驱注水量时压驱注入量与累积净现值关系曲线图。
具体实施方式
[0049]
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
[0050]
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
[0051]
本发明的油藏压驱开发最优注水量的计算方法包括了以下步骤：
[0052]
步骤1：根据油、水以及岩石压缩系数计算油藏综合压缩系数，然后通过油藏综合压缩系数、油藏孔隙体积等参数计算并建立压驱注水量与地层压力变化量之间的关系图版；压驱注水量与地层压力变化量之间的关系图版，是以油藏综合压缩系数、油藏孔隙体积等参数为基础计算得到的。
[0053]
油、水以及岩石压缩系数与油藏综合压缩系数ca之间存在如下函数关系：
[0054][0055]
式中，ca为油藏综合压缩系数；cf为岩石压缩系数；φ为油藏孔隙度；co、cw分别为油和水的压缩系数；so、sw分别为油和水的饱和度。
[0056]
综合压缩系数、油藏孔隙体积、压驱注水量与地层压力变化量之间关系为：
[0057][0058]
式中，δp为地层压力变化量；vi为压驱注水量；ca为油藏综合压缩系数；r为压驱控制半径；h为油藏厚度；φ为油藏孔隙度。
[0059]
步骤2，通过油藏动态、净态经济评价参数确定油藏的最小经济极限产能；
[0060]
油藏最小经济极限产能由油藏动、静态参数计算获取，油藏动、静态参数包括但不限于钻井投资、地面建设投资、原油价格、单位经营成本等。
[0061]
油藏最小经济极限产能n
p
与油藏动、静态参数之间关系为：
[0062]np
＝(id+ib)/t(p
o-c)
[0063]
式中，n
p
为最小经济极限产能；id为单井钻井投资费用；ib为单井地面建设投资费用；t为油井生产年限；po为原油价格；c为单位经营成本。
[0064]
步骤3：由油井产能计算公式计算达到最小经济极限产能所需的最小极限生产压
差；
[0065]
通过油井产能计算公式中产能与压差之间的关系，确定最小经济极限产能对应的生产压差，该生产压差为达到最小经济极限产能所需的最小极限生产压差。
[0066]
生产压差pa与油井产能q之间存在如下函数关系：
[0067][0068]
式中，pa为生产压差；q为油井产能；μ为原油粘度；r为压驱控制半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；k为油藏渗透率；λ为油藏启动压力梯度。
[0069]
步骤4：将地层破裂压力与目前油藏压力的差值作为最大极限生产压差；最大极限生产压差的取值为地层破裂压力与目前油藏压力之间的压力差。
[0070]
最小、最大注水量需通过步骤1中的压驱注水量与地层压力变化关系图版查得，其中最小注水量为步骤3中最小极限生产压差在图版中对应的注水量，最大注水量为步骤4中最大极限生产压差在图版对应的注水量。
[0071]
步骤5：在步骤1得到的压驱注水量与地层压力变化量关系图版中，查找步骤3中最小极限生产压差所对应的压驱注水量，作为压驱最低注水量；查找步骤4中最大极限生产压差所对应的压驱注水量，作为压驱最高注水量；
[0072]
步骤6：将步骤5中压驱最低注水量作为注水量取值下限，压驱最高注水量作为注水量取值上限，通过油藏数值模拟软件计算注水量取值范围内不同注水量对应的累积产油量，并利用动态经济评价方法，计算不同累积产油量对应的累积净现值；油藏数值模拟计算中注水量的取值，介于步骤5确定的最小注水量与最大注水量范围之间。
[0073]
将不同压驱注水量对应的累积净现值散点绘制于表格中，转入步骤7。
[0074]
步骤7：利用数学最优化方法，将最大累积净现值对应的注水量作为油藏压驱开发的最优注水量。
[0075]
将表格中的散点数据进行一元二次回归，并求取函数的最大值，该最大值对应的注水量即为油藏压驱开发的最优注水量。即油藏压驱开发的最优注水量为最大累积净现值对应的注水量。
[0076]
累积净现值npv与注水量vi之间存在如下函数关系：
[0077]
npv＝av
i2
+bvi+c
[0078]
式中，npv为累积净现值，vi为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
[0079]
实施例1：
[0080]
在应用本发明的一具体实施例1中，如图1所示，图1为一种油藏压驱开发最优注水量的计算方法的流程图。
[0081]
在步骤101中，根据油、水以及岩石压缩系数计算油藏综合压缩系数，然后通过油藏综合压缩系数、油藏孔隙体积等参数计算并建立压驱注水量与地层压力变化量之间的关系图版。
[0082]
示例，岩石压缩系数为1.8
×
10-5
/mpa，水的压缩系数为3
×
10-4
/mpa，油的压缩系数为4
×
10-4
/mpa，孔隙度为20％，含油饱和度为60％，根据油、水以及岩石压缩系数与油藏综合压缩系数ca之间存在如下函数关系：
[0083][0084]
式中，ca为油藏综合压缩系数；cf为岩石压缩系数；φ为油藏孔隙度；co、cw分别为油和水的压缩系数；so、sw分别为油和水的饱和度。可以求得油藏综合压缩系数为9.0
×
10-5
/mpa。
[0085]
然后根据综合压缩系数、油藏孔隙体积、压驱注水量与地层压力变化量之间关系：
[0086][0087]
式中，δp为地层压力变化量；vi为压驱注水量；ca为油藏综合压缩系数；r为压驱控制半径；h为油藏厚度；φ为油藏孔隙度。
[0088]
根据上式可以建立压驱注水量与地层压力变化之间的关系图版，建立的图版如图2所示。流程进入到步骤102。
[0089]
在步骤102中，通过为单井钻井投资费用、单井地面建设投资费用、原油价格、单位经营成本等参数计算得到油藏最小经济极限产能。计算公式为：
[0090]np
＝(id+ib)/t(p
o-c)
[0091]
式中，n
p
为最小经济极限产能；id为单井钻井投资费用；ib为单井地面建设投资费用；t为油井生产极限；po为原油价格；c为单位经营成本；
[0092]
示例，单井钻井投资费用264万元，单井地面建设投资费用334万元，油井生产极限10年，原油价格40美元/桶，单位经营成本1550元，可根据上式计算得到最小经济极限产能8.1t/d。流程进入到步骤103。
[0093]
在步骤103中，通过油井产能计算公式计算达到最小经济极限产能所需的最小极限生产压差。油井产能计算公式为：
[0094][0095]
式中，pa为生产压差；q为油井产能；μ为原油粘度；r为压驱控制半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；k为油藏渗透率；λ为油藏启动压力梯度；
[0096]
示例，油井经济极限产液量取值60m3/d，原油粘度取值100mpa.s，压驱控制半径300m，油藏厚度16m，油藏渗透率600md，油藏启动压力梯度0.007mpa/m，根据上式计算可得，油井达到最小经济极限产能所需的最小极限生产压差为13.2mpa。流程进入到步骤104。
[0097]
在步骤104中，需确定最大极限生产压差，最大极限生产压差的取值为地层破裂压力与目前油藏压力之间的差值。
[0098]
示例，目前油藏压力23mpa，油藏破裂压力40mpa，可计算得到最大极限生产压差为17mpa。流程进入到步骤105。
[0099]
在步骤105中，从步骤101得到的压驱注水量与地层压力变化量关系图版中，查找步骤103中最小极限生产压差所对应的压驱注水量，作为压驱最低注水量；查找步骤104中最大极限生产压差所对应的压驱注水量，作为压驱最高注水量。
[0100]
示例，步骤103得到最小极限生产压差13mpa，步骤104得到最大极限生产压差18mpa，在步骤101得到的图版(图2)中，查找最小极限生产压差13.2mpa对应的注水量为40000m3，作为压驱最低注水量；查找最大极限生产压差17mpa对应的注水量为56000m3，作为压驱最高注水量。流程进入到步骤106。
[0101]
在步骤106中，将步骤105中压驱最低注水量作为注水量取值下限，压驱最高注水量作为注水量取值上限。在注水量取值范围内对注水量进行变更，通过油藏数值模拟软件计算不同注水量对应的累积产油量。利用动态经济评价方法，计算不同累积产油量对应的累积净现值，得到与不同注水量相对应的累积净现值。流程进入到步骤107。
[0102]
在步骤107中，将不同注水量下的累积净现值散点数据绘制到数据表中，对散点数据进行一元二次回归，并求取回归得到的一元二次方程的最大值，该最大值所对应的注水量即为油藏压驱开发的最优注水量。
[0103]
累积净现值npv与注水量vi之间存在如下函数关系：
[0104]
npv＝av
i2
+bvi+c
[0105]
式中，npv为累积净现值，vi为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
[0106]
图3为不同注水量与累积净现值之间的关系曲线。回归的二次函数为：
[0107]
y＝-0.001x2+101.5x-2000000
[0108]
利用二次函数极值公式，即可求出最大净现值为：920904.7元，对应的注水量为52000m3，此值即为油藏压驱开发的最优注水量。
[0109]
实施例2：
[0110]
在应用本发明的具体实施例2中，在步骤101中，根据油、水以及岩石压缩系数计算油藏综合压缩系数，然后通过油藏综合压缩系数、油藏孔隙体积等参数计算并建立压驱注水量与地层压力变化量之间的关系图版。
[0111]
示例，岩石压缩系数为2.1
×
10-5
/mpa，水的压缩系数为3
×
10-4
/mpa，油的压缩系数为4
×
10-4
/mpa，孔隙度为25％，含油饱和度为65％，根据油、水以及岩石压缩系数与油藏综合压缩系数ca之间存在如下函数关系：
[0112][0113]
式中，ca为油藏综合压缩系数；cf为岩石压缩系数；φ为油藏孔隙度；co、cw分别为油和水的压缩系数；so、sw分别为油和水的饱和度。可以求得油藏综合压缩系数为11.2
×
10-5
/mpa。
[0114]
然后根据综合压缩系数、油藏孔隙体积、压驱注水量与地层压力变化量之间关系：
[0115][0116]
式中，δp为地层压力变化量；vi为压驱注水量；ca为油藏综合压缩系数；r为压驱控制半径；h为油藏厚度；φ为油藏孔隙度。
[0117]
根据上式可以建立压驱注水量与地层压力变化之间的关系图版，建立的图版如图4所示。流程进入到步骤102。
[0118]
在步骤102中，通过为单井钻井投资费用、单井地面建设投资费用、原油价格、单位经营成本等参数计算得到油藏最小经济极限产能。计算公式为：
[0119]np
＝(id+ib)/t(p
o-c)
[0120]
式中，n
p
为最小经济极限产能；id为单井钻井投资费用；ib为单井地面建设投资费用；t为油井生产极限；po为原油价格；c为单位经营成本；
[0121]
示例，单井钻井投资费用232万元，单井地面建设投资费用302万元，油井生产极限
10年，原油价格40美元/桶，单位经营成本1520元，可根据上式计算得到最小经济极限产能6.5t/d。流程进入到步骤103。
[0122]
在步骤103中，通过油井产能计算公式计算达到最小经济极限产能所需的最小极限生产压差。油井产能计算公式为：
[0123][0124]
式中，pa为生产压差；q为油井产能；μ为原油粘度；r为压驱控制半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；k为油藏渗透率；λ为油藏启动压力梯度；
[0125]
示例，油井经济极限产液量取值40m3/d，原油粘度取值600mpa.s，压驱控制半径300m，油藏厚度12m，油藏渗透率400md，油藏启动压力梯度0.008mpa/m，根据上式计算可得，油井达到最小经济极限产能所需的最小极限生产压差为15.3mpa。流程进入到步骤104。
[0126]
在步骤104中，需确定最大极限生产压差，最大极限生产压差的取值为地层破裂压力与目前油藏压力之间的差值。
[0127]
示例，目前油藏压力14mpa，油藏破裂压力33mpa，可计算得到最大极限生产压差为19mpa。流程进入到步骤105。
[0128]
在步骤105中，从步骤101得到的压驱注水量与地层压力变化量关系图版中，查找步骤103中最小极限生产压差所对应的压驱注水量，作为压驱最低注水量；查找步骤104中最大极限生产压差所对应的压驱注水量，作为压驱最高注水量。
[0129]
示例，步骤103得到最小极限生产压差15.3mpa，步骤104得到最大极限生产压差19mpa，在步骤101得到的图版(图4)中，查找最小极限生产压差15.3mpa对应的注水量为59000m3，作为压驱最低注水量；查找最大极限生产压差19mpa对应的注水量为75000m3，作为压驱最高注水量。流程进入到步骤106。
[0130]
在步骤106中，将步骤105中压驱最低注水量作为注水量取值下限，压驱最高注水量作为注水量取值上限。在注水量取值范围内对注水量进行变更，通过油藏数值模拟软件计算不同注水量对应的累积产油量。利用动态经济评价方法，计算不同累积产油量对应的累积净现值，得到与不同注水量相对应的累积净现值。流程进入到步骤107。
[0131]
在步骤107中，将不同注水量下的累积净现值散点数据绘制到数据表中，对散点数据进行一元二次回归，并求取回归得到的一元二次方程的最大值，该最大值所对应的注水量即为油藏压驱开发的最优注水量。
[0132]
累积净现值npv与注水量vi之间存在如下函数关系：
[0133]
npv＝av
i2
+bvi+c
[0134]
式中，npv为累积净现值，vi为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
[0135]
图5为不同注水量与累积净现值之间的关系曲线。回归的二次函数为：
[0136]
y＝-0.0021x2+278.14x-8e6
[0137]
利用二次函数极值公式，即可求出最大净现值为：1015426.7元，对应的注水量为69500m3，此值即为油藏压驱开发的最优注水量。
[0138]
实施例3：
[0139]
在应用本发明的具体实施例3中，在步骤101中，根据油、水以及岩石压缩系数计算
油藏综合压缩系数，然后通过油藏综合压缩系数、油藏孔隙体积等参数计算并建立压驱注水量与地层压力变化量之间的关系图版。
[0140]
示例，岩石压缩系数为1.7
×
10-5
/mpa，水的压缩系数为3
×
10-4
/mpa，油的压缩系数为3.2
×
10-4
/mpa，孔隙度为20％，含油饱和度为62％，根据油、水以及岩石压缩系数与油藏综合压缩系数ca之间存在如下函数关系：
[0141][0142]
式中，ca为油藏综合压缩系数；cf为岩石压缩系数；φ为油藏孔隙度；co、cw分别为油和水的压缩系数；so、sw分别为油和水的饱和度。可以求得油藏综合压缩系数为7.9
×
10-5
/mpa。
[0143]
然后根据综合压缩系数、油藏孔隙体积、压驱注水量与地层压力变化量之间关系：
[0144][0145]
式中，δp为地层压力变化量；vi为压驱注水量；ca为油藏综合压缩系数；r为压驱控制半径；h为油藏厚度；φ为油藏孔隙度。
[0146]
根据上式可以建立压驱注水量与地层压力变化之间的关系图版，建立的图版如图6所示。流程进入到步骤102。
[0147]
在步骤102中，通过为单井钻井投资费用、单井地面建设投资费用、原油价格、单位经营成本等参数计算得到油藏最小经济极限产能。计算公式为：
[0148]np
＝(id+ib)/t(p
o-c)
[0149]
式中，n
p
为最小经济极限产能；id为单井钻井投资费用；ib为单井地面建设投资费用；t为油井生产极限；po为原油价格；c为单位经营成本；
[0150]
示例，单井钻井投资费用194万元，单井地面建设投资费用288万元，油井生产极限10年，原油价格40美元/桶，单位经营成本1440元，可根据上式计算得到最小经济极限产能4.6t/d。流程进入到步骤103。
[0151]
在步骤103中，通过油井产能计算公式计算达到最小经济极限产能所需的最小极限生产压差。油井产能计算公式为：
[0152][0153]
式中，pa为生产压差；q为油井产能；μ为原油粘度；r为压驱控制半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；k为油藏渗透率；λ为油藏启动压力梯度；
[0154]
示例，油井经济极限产液量取值35m3/d，原油粘度取值400mpa.s，压驱控制半径300m，油藏厚度9m，油藏渗透率800md，油藏启动压力梯度0.006mpa/m，根据上式计算可得，油井达到最小经济极限产能所需的最小极限生产压差为12.7mpa。流程进入到步骤104。
[0155]
在步骤104中，需确定最大极限生产压差，最大极限生产压差的取值为地层破裂压力与目前油藏压力之间的差值。
[0156]
示例，目前油藏压力12.6mpa，油藏破裂压力28mpa，可计算得到最大极限生产压差为15.4mpa。流程进入到步骤105。
[0157]
在步骤105中，从步骤101得到的压驱注水量与地层压力变化量关系图版中，查找步骤103中最小极限生产压差所对应的压驱注水量，作为压驱最低注水量；查找步骤104中
最大极限生产压差所对应的压驱注水量，作为压驱最高注水量。
[0158]
示例，步骤103得到最小极限生产压差12.7mpa，步骤104得到最大极限生产压差15.4mpa，在步骤101得到的图版(图6)中，查找最小极限生产压差12.7mpa对应的注水量为35000m3，作为压驱最低注水量；查找最大极限生产压差15.4mpa对应的注水量为44000m3，作为压驱最高注水量。流程进入到步骤106。
[0159]
在步骤106中，将步骤105中压驱最低注水量作为注水量取值下限，压驱最高注水量作为注水量取值上限。在注水量取值范围内对注水量进行变更，通过油藏数值模拟软件计算不同注水量对应的累积产油量。利用动态经济评价方法，计算不同累积产油量对应的累积净现值，得到与不同注水量相对应的累积净现值。流程进入到步骤107。
[0160]
在步骤107中，将不同注水量下的累积净现值散点数据绘制到数据表中，对散点数据进行一元二次回归，并求取回归得到的一元二次方程的最大值，该最大值所对应的注水量即为油藏压驱开发的最优注水量。
[0161]
累积净现值npv与注水量vi之间存在如下函数关系：
[0162]
npv＝av
i2
+bvi+c式中，npv为累积净现值，vi为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
[0163]
图7为不同注水量与累积净现值之间的关系曲线。回归的二次函数为：
[0164]
y＝-0.0057x2+460.18x-7e6
[0165]
利用二次函数极值公式，即可求出最大净现值为：861745.7元，对应的注水量为38000m3，此值即为油藏压驱开发的最优注水量。
[0166]
本发明的油藏压驱开发最优注水量的计算方法，通过油藏综合压缩系数、油藏孔隙体积等参数计算并建立压驱注水量与地层压力变化量之间的关系图版，再求取油藏最小极限生产压差、最大极限生产压差，通过查图版确定合理的压驱注水量范围界限，进而以数模为手段，确定压驱注水量界限范围内财务净现值随压驱注水量的变化规律，并以财务净现值最大化作为数学目标进行优化，确定压驱开发的最优注水量。本发明为低渗油藏压驱开发合理注入参数的确定提供了一种途径，为油田生产提供技术支撑和理论支持。
[0167]
最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域技术人员来说，其依然可以对前述实施例记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
[0168]
除说明书所述的技术特征外，均为本专业技术人员的已知技术。