油水界面深度确定方法及防止生产井水窜的预警方法与流程

1.本发明属于缝洞型油藏开发技术领域，具体涉及一种油水界面深度确定方法及防止生产井水窜的预警方法。


背景技术：

2.缝洞型油藏大部分生产井钻遇奥陶系顶部完钻，缺少储层完整的测井数据及产液剖面测试数据，难以确定动态油水界面深度。而动态油水界面深度的确定对于生产井防止水窜措施的制定和开发调整措施的制定具有重要意义。
3.目前用于确定动态油水界面的方法主要包括测井法、经验公式法两大类。
4.测井法：基于储层完整的饱和度测井数据，利用含水饱和度来判别油水界面的方法。如：郭振彬，曹文丽，吴剑峰等利用测井资料和观察井油水界面资料综合确定了裂缝性油藏动态油水界面(郭振彬，曹文丽，吴剑峰.一种确定裂缝性油藏动态油水界面的综合方法.测井技术,1997,21(4):269～271)。
5.基于目的层深度的经验公式法：根据动静态资料确定生产井的动态油水界面，然后拟合确定动态油水界面的经验公式。如：郭分乔等综合利用静态和单井动态资料综合分析缝洞型碳酸盐岩油藏油水界面，并拟合得到了油水界面深度与目的层顶面深度的经验公式(郭分乔，宋付英，李远钦等.塔河缝洞型碳酸盐岩油藏油水界面确定方法探讨.内蒙古石油化工,2008,15:74～76)。
6.基于压力的经验公式法：运用原始地层压力参数和油层中部深度压力参数，推导地层油水界面深度的计算公式。如闫晓芳，邹伟宏，陈戈等通过对塔里木油田轮古13区块单井资料的分析，利用各井动静态资料确定了油水界面位置与油层压力的经验关系式(闫晓芳，邹伟宏，陈戈等.碳酸盐岩缝洞型油藏油水界面计算方法—以塔里木油田轮古15区块为例.石油地质与工程,2012,26(5):67～69)。
7.现有技术存在的问题主要是：利用测井法计算动态油水界面，需要完整的饱和度测井数据，而实际生产过程中很少进行测井，现场产液剖面数据也比较稀缺，因此通过饱和度测井和产液剖面测试难以对所有钻遇充填溶洞或溶蚀孔洞类生产井的动态油水界面进行确定。而经验公式法只适应于某些特定区块，对未知区块难以通过经验公式进行动态油水界面的准确确定，而且经验公式中的某些特定的参数难以准确确定，从而影响了经验公式法的推广应用。
8.因此，现有的测井法和经验公式法，难以准确确定缝洞型油藏钻遇充填溶洞或溶蚀孔洞类生产井的动态油水界面的深度。有必要探索一种针对缝洞型油藏充填溶洞-溶蚀孔洞生产井动态油水界面的确定方法。


技术实现要素：

9.本发明提供一种油水界面深度确定方法及防止生产井水窜的预警方法，以准确确定充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的油水界面深度。
10.第一方面，本技术的实施方式提供一种油水界面深度确定方法，应用于充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体生产井，包括以下步骤：基于水锥界面的压力平衡、径向达西流动产油量方程、水锥高度和储集体厚度以及含水率三者之间的关系，构建充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体顶部到充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥顶部之间的距离与该生产井的含水率之间的关系模型；检测充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的含水率和储集体顶部距离地表的深度；根据测得的含水率，利用所述关系模型，确定储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离；根据储集体顶部距离地表的深度和储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离，确定该生产井的油水界面深度。
11.在一个实施例中，基于水锥界面的压力平衡、径向达西流动产油量方程、水锥高度和储集体厚度以及含水率三者之间的关系，构建充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体顶部到充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥顶部之间的距离与该生产井的含水率之间的关系模型，包括：基于水锥界面的压力平衡确定充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥界面的压力平衡方程，基于径向达西流动确定充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的产油量方程，通过联立充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥界面的压力平衡方程和该生产井的产油量方程建立该生产井下方与储集体厚度相关的水锥高度计算式；确定充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度、储集体厚度以及该生产井的含水率三者之间的第一函数关系；根据所述水锥高度计算式和所述第一函数关系确定该生产井下方的水锥高度与所述含水率之间的第二函数关系；确定该生产井下方的水锥高度、储集体厚度以及储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离的第三函数关系；根据所述第一函数关系和所述第三函数关系，确定所述水锥高度、所述含水率以及储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离的第四函数关系；根据所述第二函数关系和所述第四函数关系构建储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离与该生产井的含水率之间的关系模型。
12.在一实施例中，基于径向达西流动确定充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的产油量方程，包括：确定充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥界面的油的流速方程；基于径向达西流动根据充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥界面的油的流速方程确定该生产井的产油量方程。
13.在一实施例中，该生产井的产油量方程为：
[0014][0015]
其中，q
o
为产油量，单位为m3，b
o
为原油体积系数，μ
o
为原油粘度，单位为mpa
·
s，k为渗透率，单位为μm2，r表示水锥半径，p表示水锥界面压强，f(r)表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度，h表示储集体厚度。
[0016]
在一实施例中，该生产井下方与储集体厚度相关的水锥高度计算式为：
[0017][0018]
其中，f(r)表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度，h表示储集体厚度，q
o
为产油量，单位为m3，b
o
为原油体积系数，μ
o
为原油粘度，单位为mpa
·
s，k为渗透率，单位
为μm2，δρ
ow
表示油水密度差，g为重力加速度，单位为m/s2，r
e
为泄油半径，r表示水锥半径。
[0019]
在一实施例中，充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度、储集体厚度以及该生产井的含水率三者之间的第一函数关系为：
[0020][0021]
其中，f
w
为充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的含水率，h表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度，h表示储集体厚度。
[0022]
在一实施例中，该生产井下方的水锥高度与所述含水率之间的第二函数关系为：
[0023][0024]
其中，h表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度，q
o
为产油量，单位为m3，b
o
为原油体积系数，μ
o
为原油粘度，单位为mpa
·
s，k为渗透率，单位为μm2，δρ
ow
表示油水密度差，g为重力加速度，单位为m/s2，r
e
为泄油半径，r
w
为井筒半径，f
w
为充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的含水率。
[0025]
在一实施例中，该生产井下方的水锥高度、储集体厚度以及储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离的第三函数关系为：
[0026]
h
ow
＝h-h
[0027]
其中，h
ow
表示所述储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离，h表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度，h表示储集体厚度。
[0028]
在一实施例中，所述水锥高度、所述含水率以及储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离的第四函数关系为：
[0029][0030]
其中，h
ow
表示所述储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离，h表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度，f
w
为充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的含水率。
[0031]
在一实施例中，储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离与该生产井的含水率之间的关系模型为：
[0032][0033]
其中，h
ow
表示储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离，q
o
为产油量，单位为m3，b
o
为原油体积系数，μ
o
为原油粘度，单位为mpa
·
s，k为渗透率，单位为μm2，δρ
ow
表示油水密度差，g为重力加速度，单位为m/s2，r
e
为泄油半径，r
w
为井筒半径，f
w
为充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的含水率。
[0034]
第二方面，一种防止生产井水窜的预警方法，包括以下步骤：检测生产井钻遇的储集体的类型；当钻遇的储集体为充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体时，采用如上文所述的油水界面深度确定方法来确定生产井的动态油水界面深度；根据生产井的动态油水界面深度确
定生产井下的水锥位置；根据生产井下的水锥位置判断生产井发生水淹事故的风险，并由此判断是否进行水淹预警。
[0035]
第三方面，本技术的而实施方式提供一种存储介质，存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时，实现如上文所述的油水界面深度确定方法的步骤或防止生产井水窜的预警方法的步骤。
[0036]
第四方面，本技术的实施方式提供一种电子设备，包括处理器和存储有程序代码的存储介质，所述程序代码被所述处理器执行时，实现如上文所述的油水界面深度确定方法的步骤或防止生产井水窜的预警方法的步骤。
[0037]
本发明的基于油藏工程方法确定的水锥高度和含水率的表达式，求解得到了充填溶洞-溶蚀孔洞型生产井动态油水界面深度的表达式，从而克服了常规方法中不能计算油水界面深度的缺陷。利用生产井的日常产油产水数据和流体参数，结合充填溶洞-溶蚀孔洞储层物性，快速有效地评价了缝洞型油藏充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的动态油水界面深度。准确的油水界面深度能够有效帮助施工人员了解目前的水锥位置，本发明为缝洞型油藏钻遇充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体生产井水淹预警和开发调整方案的制定提供重要的参考依据和理论基础，尤其在低含水期起着至关重要的作用。
附图说明
[0038]
构成本技术的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定，在附图中：
[0039]
图1为根据本技术一实施方式的油水界面深度确定方法的流程图；
[0040]
图2为根据本技术一实施方式的构建储集体顶部到生产井下方的水锥顶部之间的距离与该生产井的含水率之间的关系模型的流程图；
[0041]
图3为根据本技术一实施方式的充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方水锥形态的示意图。
具体实施方式
[0042]
需要说明的是，在不冲突的情况下，本技术中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
[0043]
实施例一
[0044]
图1为根据本技术一实施方式的油水界面深度确定方法的流程图。如图1所示，本技术的实施方式提供一种油水界面深度确定方法，应用于充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体生产井，包括以下步骤：
[0045]
s100：基于水锥界面的压力平衡、径向达西流动产油量方程、水锥高度和储集体厚度以及含水率三者之间的关系，构建充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体顶部到充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥顶部之间的距离与该生产井的含水率之间的关系模型。
[0046]
图2为根据本技术一实施方式的构建储集体顶部到生产井下方的水锥顶部之间的距离与该生产井的含水率之间的关系模型的流程图，如图2所示，s100可以包括以下步骤：
[0047]
s110：基于水锥界面的压力平衡确定充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥界面的压力平衡方程，基于径向达西流动确定充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的产油量方程，通过
联立充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥界面的压力平衡方程和该生产井的产油量方程建立该生产井下方与储集体厚度相关的水锥高度计算式。
[0048]
其中，基于水锥界面的压力平衡确定充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥界面的压力平衡方程。充填溶洞或溶蚀孔洞内的流体流动为平面径向流，充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体内水锥形态如图3所示，其中，h为储集体厚度，h为充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体生产井井筒下方的水锥高度，h
ow
为t
74
界面到水锥最高点的距离，r
e
为泄油半径，r
w
为井筒半径，owc(the oil-water contact)为原始油水界面，动态油水界面如图3中的水平虚线所示。
[0049]
在水锥界面上取a、b两点。a点处的水锥半径为r1，水锥高度为y1，a点在原始油水界面上对应压力为p
a
，在水锥界面上对应压力为p1；b点处的水锥半径为r2，水锥高度为y2，b点在原始油水界面上对应压力为p
b
，水锥界面上等高出处对应压力为p2。
[0050]
忽略毛管力的差异，根据静力学原理，有p
a
＝p
b
，从而得到水锥界面的压力平衡方程如式(1)所示：
[0051]
p
1-ρ
o
g(y
2-y1)-ρ
w
gy1＝p
2-ρ
w
gy2ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)
[0052]
其中，ρ
o
表示油的密度，ρ
w
表示水的密度，g表示重力加速度。
[0053]
将式(1)变形后得到：
[0054]
p
1-p2＝-δρ
ow
g(y
1-y2)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)
[0055]
其中，δρ
ow
＝ρ
o-ρ
w
，δρ
ow
表示油水密度差。
[0056]
将式(2)两边同时除以(r
1-r2)，得到：
[0057][0058]
当(r
1-r2)
→
0时，水锥界面方程f(r)＝y，则式(3)经微分变化得到：
[0059][0060]
其中，确定充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的产油量方程，包括：确定充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥界面的油的流速方程；基于径向达西流动根据充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥界面的油的流速方程确定该生产井的产油量方程。
[0061]
其中，水锥界面上距离井筒中心r处的油的流速方程可以如式(5)所示：
[0062][0063]
其中，v表示油的流速，q
o
为产油量，单位为m3，b
o
为原油体积系数。
[0064]
在一实施方式中，基于径向达西流动，水锥界面上距离井筒中心r处的油的流速方程为代入式(5)得到该生产井的产油量方程：：
[0065][0066]
其中，q
o
为产油量，单位为m3，b
o
为原油体积系数，μ
o
为原油粘度，单位为mpa
·
s，k为渗透率，单位为μm2，r表示水锥半径，p表示水锥界面压力，f(r)表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度，h表示储集体厚度。
[0067]
联立式(4)和式(6)得到计算式如下：
[0068]
将式(7)变形后得到：
[0069][0070]
对式(8)进行积分得到：
[0071][0072]
在式(9)中代入边界条件：r＝r
e
，f(r)＝0，得到：
[0073][0074]
根据求解一元二次方程的方法对式(9)进行求解得到该生产井下方与储集体厚度相关的水锥高度计算式为：
[0075][0076]
其中，f(r)表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度，h表示储集体厚度，q
o
为产油量，单位为m3，b
o
为原油体积系数，μ
o
为原油粘度，单位为mpa
·
s，k为渗透率，单位为μm2，δρ
ow
表示油水密度差，g为重力加速度，单位为m/s2，r
e
为泄油半径，r表示水锥半径。
[0077]
s120：确定充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度、储集体厚度以及该生产井的含水率之间的第一函数关系。
[0078]
将式(11)中的水锥半径r代入充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的井筒半径r
w
，得到该生产井下方的水锥高度h的表达式：
[0079][0080]
由于塔河缝洞型油藏高角度缝发育，不同部位储集体出水时间不同，生产井含水率的上升主要是由井控范围内出水储集体的不断增加导致的，当生产井钻遇充填溶洞或溶蚀孔洞储集体时，含水率f
w
可以近似为井筒附近水锥高度h与储集体总厚度h的比值，即在一实施方式中，充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度、储集体厚度以及该生产井的含水率三者之间的第一函数关系为：
[0081][0082]
其中，f
w
为充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的含水率，h表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度，h表示储集体厚度。将式(13)变形后得到储集体总厚度h的表达式为：
[0083][0084]
将式(14)代入式(12)，得到：
[0085][0086]
将式(15)依次变形，则依次得到：
[0087][0088][0089][0090]
s130：根据水锥高度计算式和第一函数关系确定该生产井下方的水锥高度与含水率之间的第二函数关系。
[0091]
在一实施方式中，该生产井下方的水锥高度与含水率之间的第二函数关系为：
[0092][0093]
其中，h表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度，q
o
为产油量，单位为m3，b
o
为原油体积系数，μ
o
为原油粘度，单位为mpa
·
s，k为渗透率，单位为μm2，δρ
ow
表示油水密度差，g为重力加速度，单位为m/s2，r
e
为泄油半径，r
w
为井筒半径，f
w
为充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的含水率。
[0094]
在实际钻井过程中，钻遇储集体顶部完钻，则无法了解到储集体厚度到底是多少。在本实施例中，将储集体厚度与含水率联系起来，则可以通过生产井的含水率来避免直接求储集体厚度的问题，从而确定水锥高度。
[0095]
s140：确定该生产井下方的水锥高度、储集体厚度以及储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离的第三函数关系。
[0096]
在一实施方式中，该生产井下方的水锥高度、储集体厚度以及储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离的第三函数关系为：
[0097]
h
ow
＝h-h
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(20)
[0098]
其中，h
ow
表示储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离，h表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度，h表示储集体厚度。
[0099]
s150：根据第一函数关系和第三函数关系，确定水锥高度、含水率以及储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离的第四函数关系。
[0100]
将式(14)代入式(20)得到水锥高度、含水率以及储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离的第四函数关系，即为：
[0101][0102]
其中，h
ow
表示储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离，h表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井下方的水锥高度，f
w
为充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的含水率。
[0103]
s160：根据第二函数关系和第四函数关系构建储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离与该生产井的含水率之间的关系模型。
[0104]
在一实施方式中，将水锥高度表达式(19)代入式(21)，得到储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离与该生产井的含水率之间的关系模型，即为：
[0105][0106]
其中，h
ow
表示储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离，q
o
为产油量，单位为m3，b
o
为原油体积系数，μ
o
为原油粘度，单位为mpa
·
s，k为渗透率，单位为μm2，δρ
ow
表示油水密度差，g为重力加速度，单位为m/s2，r
e
为泄油半径，r
w
为井筒半径，f
w
为充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的含水率。
[0107]
s200：检测充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的含水率和储集体顶部距离地表的深度。
[0108]
在一实施方式中，充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的含水率可以实时测得，可以将生产井在某一时刻的产水量与产液量的比值作为该时刻该生产井的含水率。
[0109]
在一实施方式中，储集体顶部距离地表的深度即t
74
界面距离地表的深度，可以为钻遇储集体顶部时的钻入深度。
[0110]
s300：根据测得的含水率，利用所述关系模型，确定储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离。
[0111]
将测得的含水率代入所述关系模型(即式(22))，得到储集体顶部到该生产井下方的水锥高度之间的距离。
[0112]
s400：根据储集体顶部距离地表的深度和储集体顶部到该生产井下方的水锥顶部之间的距离，确定该生产井的油水界面深度。
[0113]
该生产井的油水界面深度可以如式(23)所示：
[0114][0115]
其中，h
d-ow
表示充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的油水界面深度，表示储集体顶部距离地表的深度。
[0116]
本发明针对现有油水界面确定方法难以准确确定动态油水界面深度的问题，提出了一种针对缝洞型油藏钻遇充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体生产井动态油水界面的确定方法。该方法主要基于生产井的日常产油产水数据、流体参数及油藏物性参数，能够方便快捷的确定动态油水界面深度。本发明基于塔河缝洞型油藏生产井含水率的上升主要因为井控范围内出水储集体的不断增加导致的认识，将生产井含水率的上升表示为水锥高度与储集体总厚度的比值，基于径向达西流动，考虑充填溶洞及溶蚀孔洞储集体流体流动特征及重力的影响，基于油藏静力学理论，建立了钻遇充填溶洞-溶蚀孔洞储集体生产井动态油水界面计算方法。
[0117]
本发明的基于油藏工程方法确定的水锥高度和含水率的表达式，求解得到了充填溶洞-溶蚀孔洞型生产井动态油水界面深度的表达式，从而克服了常规方法中不能计算油水界面深度的缺陷。利用生产井的日常产油产水数据和流体参数，结合充填溶洞-溶蚀孔洞储层物性，快速有效地评价了缝洞型油藏充填溶洞或溶蚀孔洞生产井的动态油水界面深度。准确的油水界面深度能够有效帮助施工人员了解目前的水锥位置，本发明为缝洞型油藏钻遇充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体生产井水淹预警和开发调整方案的制定提供重要的参考依据和理论基础，尤其在低含水期起着至关重要的作用。
[0118]
实施例二
[0119]
下面以一个实际操作过程中的实施例举例说明。w-1井是某油田的一口生产井，为典型的缝洞型油藏钻遇充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体的生产井。投产初期产量达到71t/d，不含水，无水采油期长，目前日产油量为15t/d，含水率53％。该井t
74
界面的深度为5600m。w-1井原油性质参数和计算所用油藏参数见表1。
[0120]
表1w-1井原油物性参数及计算所用油藏参数表
[0121][0122]
以上参数代入公式(23)，得到w-1井目前的动态油水界面深度为5604.5m，由此可以判断，w-1井动态油水界面距离井底只有4.5m，底水马上会突破到井底，该井有必要采取防止水窜的开发调整措施。
[0123]
实施例三
[0124]
本技术的实施方式提供一种防止生产井水窜的预警方法，包括以下步骤：检测生产井钻遇的储集体的类型；当钻遇的储集体为充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体时，采用如上文所述的油水界面深度确定方法来确定生产井的动态油水界面深度；根据生产井的动态油水界面深度确定生产井下的水锥位置；根据生产井下的水锥位置判断生产井发生水淹事故的风险，并由此判断是否进行水淹预警。
[0125]
准确的油水界面深度能够有效帮助施工人员了解目前的水锥位置，尤其在低含水期起着至关重要的作用，能够为缝洞型油藏钻遇充填溶洞或溶蚀孔洞类储集体生产井水淹预警和开发调整方案的制定提供重要的参考依据。
[0126]
实施例四
[0127]
本技术的实施方式提供一种存储介质，存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时，实现如上文所述的油水界面深度确定方法的步骤或防止生产井水窜的预警方法的步骤。
[0128]
在一实施方式中，存储介质可以包括但不限于：u盘、只读存储器(rom，read only memory)、随机存取存储器(ram，random access memory)、移动硬盘、磁碟或者光盘等可以用于存储期望的信息并且可以被计算机访问的任何其他的介质。
[0129]
实施例五
[0130]
本技术的实施方式提供一种电子设备，包括处理器和存储有程序代码的存储介质，程序代码被处理器执行时，实现如上文所述的油水界面深度确定方法的步骤或防止生产井水窜的预警方法的步骤。
[0131]
需要注意的是，这里所使用的的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本技术的示例性实施方式，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、器件、组件和/或它们的组合。
[0132]
应当理解的是，本说明书中的示例性实施方式可以由多种不同的形式来实施，并
且不应当被解释为只限于这里所阐述的实施方式。提供这些实施方式是为了使得本技术的公开彻底且完整，并且将这些示例性实施方式的构思充分传达给本领域普通技术人员，而不应当理解为对本发明的限制。