本发明克服了常规基于定向采油井产量曲线形态特征的见效判断标准难以推广到水平井见效及见效程度分析的难题，引入水平井单位长度累积产油、单位长度日产油两个参数，提出以同一类储层自然能量开发水平井单位长度累产油和单位长度日产油为下限，以注水开发水平井单位长度累产油和日产油为上限，综合应用单位长度累产油和单位长度日产油的增值法，实现对不同水平井注水补充能量见效程度的定量评价，从而为开发技术政策优化提供重要依据。
1.一种超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法，其特征在于，包括如下步骤：步骤一：选定区块，统计不同时间节点注水开发水平井的单井累产油Q和单井日产油q；
步骤二：根据步骤一统计的结果，计算不同时间节点下注水开发水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'；
步骤三：将同一区块水平井不补充其他能量时的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'分别确定为水平井见效程度定量评价累产油下限Q'下限和水平井见效程度定量评价日产油下限q'下限；
步骤四：将注水见效最好水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'分别确定为水平井见效程度定量评价累产油上限Q'上限和水平井见效程度定量评价日产油上限q'上限；
步骤五：根据上述步骤中得到的不同时间节点下注水开发水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'、水平井见效程度定量评价累产油下限Q'下限、水平井见效程度定量评价日产油下限q'下限、水平井见效程度定量评价累产油上限Q'上限和水平井见效程度定量评价日产油上限q'上限计算得到任意时间节点下的水平井注水开发见效程度ED；
所述的步骤五中任意时间节点下的水平井注水开发见效程度ED通过以下计算得到：其中，Q'为不同时间节点下的水平井单位长度累产油，t/百米；
q'为不同时间节点下的水平井单位长度日产油，(t/d)/百米；
Q'下限为水平井见效程度定量评价累产油下限，t/百米；
q'下限为水平井见效程度定量评价日产油下限，(t/d)/百米；
Q'上限为水平井见效程度定量评价累产油上限，t/百米；
q'上限为水平井见效程度定量评价日产油上限，(t/d)/百米。
2.如权利要求1所述的超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法，其特征在于：所述的步骤二中的不同时间节点下注水开发水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'通过如下公式得到：取单位长度为100m，则：
Q'为不同时间节点下的水平井单位长度累产油，t/百米；
q'为不同时间节点下的水平井单位长度日产油，(t/d)/百米；
3.如权利要求1所述的超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法，其特征在于：所述的步骤三中水平井见效程度定量评价累产油下限Q'下限和水平井见效程度定量评价日产油下限q'下限根据矿场生产实践确定，具体过程如下：①筛选自然能量正常开发水平井
若自然能量开发水平井的单段初期日产油q单段初期大于0.5t，则认为该水平井是正常开发水平井；
q单段初期为水平井单段生产前3个月日产油，(t/d)/段；
②根据①筛选出的自然能量开发水平井，考虑到油层分布的非均质性和水平井压裂改造参数不可能完全一致，水平井见效程度定量评价的产量下限计算方法如下：其中，Q'下限为水平井见效程度定量评价累产油下限，t/百米；
为自然能量正常开发水平井单井累产油算数平均值，t；
为自然能量正常开发水平井水平段长度算数平均值，m；
q'下限为水平井见效程度定量评价日产油下限，(t/d)/百米；
为自然能量正常开发水平井单井日产油算数平均值，t/d。
4.如权利要求1所述的超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法，其特征在于：所述的步骤三中水平井见效程度定量评价累产油下限Q'下限和水平井见效程度定量评价日产油下限q'下限根据数值模拟结果确定，具体过程如下：通过建立选定区块的地质模型，按照开发试验的自然能量开发井网参数和压裂改造参数，应用油藏数值模拟理论计算不同时间节点自然能量开发水平井单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'，作为水平井见效程度定量评价的产量下限。
5.如权利要求1所述的超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法，其特征在于：所述的步骤四中水平井见效程度定量评价累产油上限Q'上限和水平井见效程度定量评价日产油上限q'上限根据矿场生产实践确定，具体过程如下：①筛选见效最好的注水开发水平井
按照以下五个标准筛选见效最好水平井：一是注采井网完整；二是水平井单段初期日产油q单段初期大于1.5t/d；三是投产时间大于注水见效时间，且单位长度累产油Q'及单位长度日产油q'大于水平井见效程度定量评价的产量下限；四是单井日产油q保持稳定或者年递减最小；五是注水开发水平井中单位长度累产油和单位长度日产油达到最大；
②根据①的标准筛选出见效最好的注水开发水平井，将该井每个时间节点下的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'作为水平井见效程度定量评价的产量上限，分别用符号Q'上限和q'上限表示，单位分别为t/百米和(t/d)/百米。
6.如权利要求4所述的超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法，其特征在于：所述的步骤四中水平井见效程度定量评价累产油上限Q'上限和水平井见效程度定量评价日产油上限q'上限根据数值模拟结果确定，具体过程如下：以步骤三选定区块的地质模型为基础，按照注水开发的水平井注采井网参数、注水技术政策和压裂改造参数，应用油藏数值模拟理论计算的方式获得不同时间节点水平井单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'，作为水平井见效程度定量评价的产量上限。
一种超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法
技术领域
[0001] 本发明属于油田开发领域，具体涉及一种超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法。
背景技术
[0002] 随着世界石油供需矛盾的日益突出和优质石油资源的逐渐匮乏，超低渗致密油资源(地面空气渗透率小于1.0mD)的开发已成为我国石油工业发展的新课题，国内外致密油藏生产实践显示水平井注水是开发该类油藏的一种有效开发方式。国外致密油藏地层压力系数高(地层压力系数大于1.2)，地层原油粘度较低，基本都采用长水平段水平井衰竭式开采，尽管大幅度提高了单井产量，在高油价下也能获得较好经济效益，但也存在递减大和采收率(5％-8％)偏低的问题；国内致密油与国外致密油相比，相似之处是储层物性接近、非均质性强、天然裂缝都比较发育，差异之处是地层压力系数低(介于0.6-0.8之间)，依据鄂尔多斯盆地油藏矿场实践来看，该类低压超低渗透致密油藏需采用注水补充能量提高水平井开发效果，而准确评价水平井见效特征及见效程度是开发技术政策和压裂改造工艺措施进一步优化的基础。
[0003] 从文献调研来看，超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价还没有现成方法。过去我们对超低渗透油藏定向采油井，注水效果的分析仅仅是停留在见效和不见效，理论上所谓油井见效是指水井开注后，地层压力不断沿流线方向向油井传播，当沿速度最快、路径最短的主流线传播到油井后，油井开始受到注水压力波的影响时，油井开始见效，现场难以应用。应用较多的是根据油井产量和含水的变化曲线来判断，一般讲日产油上升，动液面保持平稳或上升油井为Ⅰ类见效井，日产油基本保持平稳，动液面保持平稳或上升为Ⅱ类见效井，日产油下降，动液面保持平稳或上升为Ⅲ类见效井。油井见效不见效主要是根据曲线形态特征来判断，对于定向采油井见效程度的评价也只是根据曲线形态停留在见效好还是不好的定性描述。
[0004] 与定向采油井注水开发见效判断相比，水平井注水开发见效特征及见效程度判断存在以下难点：一是与定向井注水开发注水井与单条人工裂缝之间水驱不同，水平井注水开发存在注水井与多条人工裂缝之间水驱和人工裂缝之间的溶解气驱两种机理，其中水驱的作用是提高受水驱影响的水平井人工裂缝产量，而溶解气驱由于开发过程中地层压力的下降，溶解气驱影响的水平井人工裂缝产量处于不断下降的状态，同时由于水平井改造规模大，人工压裂入地未返排液量对水平井产量变化特征也有一定的影响；二是不同水平井注采井网水平段长度差异较大，水平井在实施过程中，受油层展布情况及地形、地貌的影响，不同水平井注水见效程度难以对比，而定向采油井不存在这一问题。三是与水平井自然能量开发井相比，注水开发的水平井由于在注水见效前与自然能量开发水平井能量补充机理相似，主要受人工裂缝周围体积压裂存地液、溶解气驱补充能量的影响，一般情况下，两者单井产量变化曲线特征差异不大。以上难点造成常规基于定向采油井产量曲线形态特征的见效判断标准难以推广到水平井见效及见效程度分析。
发明内容
[0005] 本发明的目的是针对上述水平井见效及见效程度分析存在的难题，引入水平井单位长度累积产油、单位长度日产油两个参数，提出以同一类储层自然能量开发水平井单位长度累产油和单位长度日产油为下限，以注水开发水平井单位长度累产油和日产油为上限，综合应用单位长度累产油和单位长度日产油的增值法，实现对不同水平井注水补充能量见效程度的定量评价，从而为开发技术政策优化提供重要依据。
[0006] 为此，本发明提供了一种超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法，其特征在于，包括如下步骤：
[0007] 步骤一：选定区块，统计不同时间节点注水开发水平井的单井累产油Q和单井日产油q；
[0008] 步骤二：根据步骤一统计的结果，计算不同时间节点下注水开发水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'；
[0009] 步骤三：将同一区块水平井不补充其他能量时的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'分别确定为水平井见效程度定量评价累产油下限Q'下限和水平井见效程度定量评价日产油下限q'下限；
[0010] 步骤四：将注水见效最好水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'分别确定为水平井见效程度定量评价累产油上限Q'上限和水平井见效程度定量评价日产油上限q'上限；
[0011] 步骤五：根据上述步骤中得到的不同时间节点下注水开发水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'、水平井见效程度定量评价累产油下限Q'下限、水平井见效程度定量评价日产油下限q'下限、水平井见效程度定量评价累产油上限Q'上限和水平井见效程度定量评价日产油上限q'上限计算得到任意时间节点下的水平井注水开发见效程度ED。
[0012] 所述的步骤二中的不同时间节点下注水开发水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'通过如下公式得到：
[0013] 取单位长度为100m，则：
[0014]
[0015]
[0016] 其中，Q为不同时间节点下的水平井单井累产油，t；
[0017] Q'为不同时间节点下的水平井单位长度累产油，t/百米；
[0018] q为不同时间节点下的水平井单井日产油，t/d；
[0019] q'为不同时间节点下的水平井单位长度日产油，(t/d)/百米；
[0020] L为水平井水平段长度。
[0021] 所述的步骤三中水平井见效程度定量评价累产油下限Q'下限和水平井见效程度定量评价日产油下限q'下限根据矿场生产实践确定，具体过程如下：
[0022] ①筛选自然能量正常开发水平井
[0023] 若自然能量开发水平井的单段初期(生产前3个月)日产油q单段初期大于0.5t，则认为该水平井是正常开发水平井；
[0024]
[0025]
[0026] 其中，q初期为水平井初期单井日产油，t/d；
[0027] q1为第一个月水平井单井日产油，t/d；
[0028] q2为第二个月水平井单井日产油，t/d；
[0029] q3为第三个月水平井单井日产油，t/d；
[0030] q单段初期为水平井单段初期日产油，(t/d)/段；
[0031] STA为水平井压裂改造段数，段；
[0032] ②根据①筛选出的自然能量开发水平井，考虑到油层分布的非均质性和水平井压裂改造参数不可能完全一致，水平井见效程度定量评价的产量下限计算方法如下：
[0033]
[0034]
[0035] 其中，Q'下限为水平井见效程度定量评价累产油下限，t/百米；
[0036] 为自然能量正常开发水平井单井累产油算数平均值，t；
[0037] 为自然能量正常开发水平井水平段长度算数平均值，m；
[0038] q'下限为水平井见效程度定量评价日产油下限，(t/d)/百米；
[0039] 为自然能量正常开发水平井单井日产油算数平均值，t/d；
[0040] 所述的步骤三中水平井见效程度定量评价累产油下限Q'下限和水平井见效程度定量评价日产油下限q'下限根据数值模拟结果确定，具体过程如下：
[0041] 通过建立选定区块的地质模型，按照开发试验的自然能量开发井网参数和压裂改造参数，应用油藏数值模拟理论计算不同时间节点自然能量开发水平井单位长度累产油Q'下限和单位长度日产油q'下限，作为水平井见效程度定量评价的产量下限。
[0042] 所述的步骤四中水平井见效程度定量评价累产油上限Q'上限和水平井见效程度定量评价日产油上限q'上限根据矿场生产实践确定，具体过程如下：
[0043] ①筛选见效最好的注水开发水平井
[0044] 按照以下五个标准筛选见效最好水平井：一是注采井网完整；二是水平井单段初期日产油q单段初期大于1.5t/d；三是投产时间大于注水见效时间，且单位长度累产油Q'及单位长度日产油q'大于水平井见效程度定量评价的产量下限；四是单井日产油q保持稳定或者年递减最小；五是注水开发水平井中单位长度累产油和单位长度日产油达到最大；
[0045] ②根据①的标准筛选出见效最好的注水开发水平井，将该井每个时间节点下的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'作为水平井见效程度定量评价的产量上限，分别用符号Q'上限和q'上限表示，单位分别为t/百米和(t/d)/百米。
[0046] 所述的步骤四中水平井见效程度定量评价累产油上限Q'上限和水平井见效程度定量评价日产油上限q'上限根据数值模拟结果确定，具体过程如下：
[0047] 以步骤三选定区块的地质模型为基础，按照注水开发的水平井注采井网参数、注水技术政策和压裂改造参数，应用油藏数值模拟理论计算的方式获得不同时间节点水平井单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'，作为水平井见效程度定量评价的产量上限。
[0048] 所述的步骤五中任意时间节点下的水平井注水开发见效程度ED通过以下计算得到：
[0049]
[0050] 其中，Q'为不同时间节点下的水平井单位长度累产油，t/百米；
[0051] q'为不同时间节点下的水平井单位长度日产油，(t/d)/百米；
[0052] Q'下限为水平井见效程度定量评价累产油下限，t/百米；
[0053] q'下限为水平井见效程度定量评价日产油下限，(t/d)/百米；
[0054] Q'上限为水平井见效程度定量评价累产油上限，t/百米；
[0055] q'上限为水平井见效程度定量评价日产油上限，(t/d)/百米。
[0056] 本发明的有益效果：本发明克服了常规基于定向采油井产量曲线形态特征的见效判断标准难以推广到水平井见效及见效程度分析的难题，引入水平井单位长度累积产油、单位长度日产油两个参数，提出以同一类储层自然能量开发水平井单位长度累产油和单位长度日产油为下限，以注水开发水平井单位长度累产油和日产油为上限，综合应用单位长度累产油和单位长度日产油的增值法，实现对不同水平井注水补充能量见效程度的定量评价，从而为开发技术政策优化提供重要依据。
附图说明
[0057] 以下将结合附图对本发明做进一步详细说明。
[0058] 图1是QP13井位图。
[0059] 图2是QP13井开采曲线。
[0060] 图3是单位长度累产油随时间节点的变化图。
[0061] 图4是单位长度日产油随时间节点的变化图。
具体实施方式
[0062] 实施例1：
[0063] 本实施例提供一种超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法，其特征在于，包括如下步骤：
[0064] 步骤一：选定区块，统计不同时间节点注水开发水平井的单井累产油Q和单井日产油q；
[0065] 步骤二：根据步骤一统计的结果，计算不同时间节点下注水开发水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'；
[0066] 步骤三：将同一区块水平井不补充其他能量时的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'分别确定为水平井见效程度定量评价累产油下限Q'下限和水平井见效程度定量评价日产油下限q'下限；
[0067] 步骤四：将注水见效最好水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'分别确定为水平井见效程度定量评价累产油上限Q'上限和水平井见效程度定量评价日产油上限q'上限；
[0068] 步骤五：根据上述步骤中得到的不同时间节点下注水开发水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'、水平井见效程度定量评价累产油下限Q'下限、水平井见效程度定量评价日产油下限q'下限、水平井见效程度定量评价累产油上限Q'上限和水平井见效程度定量评价日产油上限q'上限计算得到任意时间节点下的水平井注水开发见效程度ED。
[0069] 实施例2：
[0070] 本实施例对实施例1中的各步骤进行详细说明，所述的步骤二中的不同时间节点下注水开发水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'通过如下公式得到：
[0071] 一般推荐单位长度为100m，则：
[0072]
[0073]
[0074] 其中，Q为不同时间节点下的水平井单井累产油，t；
[0075] Q'为不同时间节点下的水平井单位长度累产油，t/百米；
[0076] q为不同时间节点下的水平井单井日产油，t/d；
[0077] q'为不同时间节点下的水平井单位长度日产油，(t/d)/百米；
[0078] L为水平井水平段长度。
[0079] 步骤三为了确定水平井见效程度定量评价累产油下限Q'下限和水平井见效程度定量评价日产油下限q'下限，产量下限定义为同一区块水平井不补充其他能量时的单位长度累产油和单位长度日产油，即自然能量正常开发水平井的单位长度累产油和单位长度日产油，有两种方式得到：
[0080] (1)根据矿场生产实践确定水平井见效程度定量评价的产量下限，此种情况应用于矿场自然能量开发试验中自然能量开发水平井较多且投产时间大于注水见效时间的情况。见效时间的判断标准为同一储层、相同水平段和改造规模下，注水开发水平井单位长度累产油稳定大于自然能量正常开发水平井单位长度累产油的时间点，具体过程如下：
[0081] ①筛选自然能量正常开发水平井
[0082] 若自然能量开发水平井的单段初期(生产前3个月)日产油q单段初期大于0.5t，则认为该水平井是正常开发水平井；
[0083]
[0084]
[0085] 其中，q初期为水平井初期单井日产油，t/d；
[0086] q1为第一个月水平井单井日产油，t/d；
[0087] q2为第二个月水平井单井日产油，t/d；
[0088] q3为第三个月水平井单井日产油，t/d；
[0089] q单段初期为水平井单段初期日产油，(t/d)/段；
[0090] STA为水平井压裂改造段数，段；
[0091] ②根据①筛选出的自然能量开发水平井，考虑到油层分布的非均质性和水平井压裂改造参数不可能完全一致，水平井见效程度定量评价的产量下限计算方法如下：
[0092]
[0093]
[0094] 其中，Q'下限为水平井见效程度定量评价累产油下限，t/百米；
[0095] 为自然能量正常开发水平井单井累产油算数平均值，t；
[0096] 为自然能量正常开发水平井水平段长度算数平均值，m；
[0097] q'下限为水平井见效程度定量评价日产油下限，(t/d)/百米；
[0098] 为自然能量正常开发水平井单井日产油算数平均值，t/d；
[0099] (2)根据数值模拟结果确定水平井见效程度定量评价的产量下限，此种情况应用于矿场自然能量开发试验井较少或投产时间小于注水见效时间或者没有自然能量开发正常开发水平井的情况，具体过程如下：
[0100] 通过建立选定区块的地质模型，按照开发试验的自然能量开发井网参数和压裂改造参数，应用油藏数值模拟理论计算不同时间节点自然能量开发水平井单位长度累产油Q'下限和单位长度日产油q'下限，作为水平井见效程度定量评价的产量下限。
[0101] 步骤四为了确定水平井见效程度定量评价累产油上限Q'上限和水平井见效程度定量评价日产油上限q'上限，产量上限定义为注水见效最好水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'，有两种方式得到：
[0102] (1)根据矿场生产实践确定水平井见效程度定量评价的产量上限，此种情况应用于矿场注水开发水平井井数较多且投产时间大于注水见效时间的区块，具体过程如下：
[0103] ①筛选见效最好的注水开发水平井
[0104] 按照以下五个标准筛选见效最好水平井：一是注采井网完整；二是水平井单段初期日产油q单段初期大于1.5t/d；三是投产时间大于注水见效时间，且单位长度累产油Q'及单位长度日产油q'大于水平井见效程度定量评价的产量下限；四是单井日产油q保持稳定或者年递减最小；五是注水开发水平井中单位长度累产油和单位长度日产油达到最大；
[0105] ②根据①的标准筛选出见效最好的注水开发水平井，将该井每个时间节点下的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'作为水平井见效程度定量评价的产量上限，分别用符号Q'上限和q'上限表示，单位分别为t/百米和(t/d)/百米。
[0106] (2)根据数值模拟结果确定水平井见效程度定量评价的产量上限，此种情况应用于矿场开发试验井较少或者投产时间较短或者不存在开发效果最好的水平井的情况，具体过程如下：
[0107] 以步骤三选定区块的地质模型为基础，按照注水开发的水平井注采井网参数、注水技术政策和压裂改造参数，应用油藏数值模拟理论计算的方式获得不同时间节点水平井单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'，作为水平井见效程度定量评价的产量上限。
[0108] 上述步骤五中选取大于本区块见效时间的任意时间节点，即可根据下式计算任意时间节点下的水平井注水开发见效程度。
[0109]
[0110] 其中，Q'为不同时间节点下的水平井单位长度累产油，t/百米；
[0111] q'为不同时间节点下的水平井单位长度日产油，(t/d)/百米；
[0112] Q'下限为水平井见效程度定量评价累产油下限，t/百米；
[0113] q'下限为水平井见效程度定量评价日产油下限，(t/d)/百米；
[0114] Q'上限为水平井见效程度定量评价累产油上限，t/百米；
[0115] q'上限为水平井见效程度定量评价日产油上限，(t/d)/百米。
[0116] 实施例3：
[0117] 本实施例结合具体的实施数据对本发明进行详细说明。
[0118] 华庆长6某区块油藏投产时间大于36个月的水平井有83口，其中自然能量水平井8口，注水开发水平井75口，可以看出投产水平井较多，因此在计算注水开发见效程度的上下限时，均采用矿场实践的方法。为更加明了地进行示例，任意选择4口注水开发水平井对其注水开发见效程度进行评价。
[0119] 步骤一：以月为时间节点，统计华庆长6不同月份下4口注水开发水平井的单井累产油Q和单井日产油q，见下表1。
[0120] 表1
[0121]
[0122] 步骤二：根据步骤一统计的结果，计算不同时间节点下注水开发水平井的单位长度累产油Q'和单位长度日产油q'，见下表2。
[0123] 表2
[0124]步骤三：根据矿场实践确定水平井见效程度定量评价的产量下限。
[0125] ①筛选自然能量正常开发水平井。
[0126] 计算8口自然能量水平井单段初期日产油q单段初期，结果如表3所示。
[0127]
[0128]
[0129] 表3自然能量开发水平井单段初期日产油
[0130]
[0131] 可以看出，8口自然能量水平井单段初期日产油q单段初期均大于0.5t/d，因此选择该8口水平井作为自然能量正常开发水平井。
[0132] ②统计8口水平井不同月份下的单井累产油Q和单井日产油q，见附表3。
[0133] 计算水平井见效程度定量评价的产量下限，计算结果见下表4：
[0134]
[0135]
[0136]
[0137] 表4
[0138]步骤四：根据矿场实践确定水平井见效程度定量评价的产量上限。
[0139] ①筛选见效最好的注水开发水平井。
[0140] QP13井为五点注水开发水平井，周围有4口注水井，注采井网完整(见图1)；QP13初期日产油9.41t/d，改造段数6段，单段初期日产油为1.56t/d；该井自2011年5月投产以来，截止目前，已投产62个月，投产时间远远大于华庆长6注水见效时间，且单位长度累产油Q'大于水平井见效程度定量评价的产量下限Q'下限；QP13单井日产油保持稳定或者年递减较小(见图2)；由图3可以看出，QP13单位长度累产油及单位长度日产油均大于同时间节点的其他注水开发水平井。根据以上原因，选择庆平13井作为水平井见效程度定量评价的产量上限。
[0141] 步骤五：计算华庆长6注水开发水平井生产第3年的注水见效程度。
[0142] 第36个月(3年)华庆长6该区块水平井见效程度定量评价的产量下限：单位长度累产油Q'下限＝626t/百米和单位长度日产油下限q'下限＝0.31(t/d)/百米；水平井见效程度定量评价的产量上限：单位长度累产油Q'上限＝1955t/百米和单位长度日产油下限q'上限＝1.88(t/d)/百米；
[0143] 则各井的见效程度分别为：
[0144]
[0145]
[0146]
[0147] 本发明实现了对不同水平井注水补充能量见效程度的定量评价，依据水平井见效程度计算结果，分析见效好水平井在井网参数、注水技术政策和采油井工作制度方面的成功做法，从而为开发技术政策优化提供重要依据。
[0148] 以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
