碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法和装置与流程

1.本技术涉及地质勘探技术领域，尤其涉及一种碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法和装置。


背景技术：

2.随着石油工业的迅速发展，碳酸盐岩油气藏大量发现，碳酸盐岩油气藏具有地质条件复杂、储集层类型多、非均匀性强、流体类型及分布复杂多样的特点，碳酸盐岩储层已成为油气勘探开发的重要领域。碳酸盐岩油气藏储层动用高度是衡量碳酸盐岩油气藏开发效果和开发潜力的一个非常重要的参数，用于评价碳酸盐岩油气藏的整个区块纵向上油气的富集程度、调整开发方式、指导新井部署钻揭目的层厚度，进而控制生产井里钻杆钻井的深度，提高生产井的产能。因此，亟需要确定碳酸盐岩油气藏储层的动用高度。


技术实现要素：

3.本技术提供一种碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法和装置，以准确地确定碳酸盐岩油气藏储层的动用高度，进而控制生产井里钻杆钻井的深度，提高生产井的产能。
4.第一方面，本技术提供一种碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法，包括：
5.获取碳酸盐岩油气藏中储层内相邻测试点间的预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温；其中，至少一个测试点位于碳酸盐岩油气藏中生产井内，至少一个测试点包括第一个测试点，其它测试点位于生产井下方的储层内；
6.根据预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温，确定储层内测试点的目标数量；
7.根据储层内测试点的目标数量、第一个测试点的深度、生产井的深度、预设高度差，获得储层的动用高度，动用高度为从生产井的井底到储层内的流体不流动位置的高度；
8.根据储层的动用高度，控制生产井里钻杆钻井的深度。
9.可选的，根据预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温，确定储层内测试点的目标数量，包括：
10.获取最后一个测试点的流温梯度、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第一对应关系；
11.根据第一对应关系，获得最后一个测试点的流温、第一个测试点的流温、预设高度差、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第二对应关系；
12.获得最后一个测试点的静温、第一个测试点的静温、预设静温梯度、预设高度差与目标数量的第三对应关系；
13.根据第二对应关系和第三对应关系，确定目标数量。
14.可选的，第一对应关系，由下述公式一表示：
15.g
流n
＝g
流1-(n-1)
×
δg
流
公式一
16.其中，g
流n
表示最后一个测试点的流温梯度，g
流1
表示第一个测试点的流温梯度，δg
流
表示流温梯度变化因子，n表示目标数量。
17.可选的，第二对应关系，由下述公式二表示：
[0018][0019]
其中，t
流n
表示最后一个测试点的流温，t
流1
表示第一个测试点的流温，δh表示预设高度差。
[0020]
可选的，第三对应关系，由下述公式三表示：
[0021][0022]
其中，t
静n
表示最后一个测试点的静温，t
静1
表示第一个测试点的静温，g
静
表示预设静温梯度。
[0023]
可选的，根据第二对应关系和第三对应关系，确定目标数量，包括：
[0024]
根据公式二和公式三，获得公式四；
[0025]
根据公式四，获得目标数量；
[0026]
公式四为其中，a＝δh
×
δg
流
，b＝δh
×
(2
×g静-2
×g流1-δg
流
)，c＝200
×
(t
静1-t
流1
)+2
×
δh
×g流1
。
[0027]
可选的，根据储层内测试点的目标数量、第一个测试点的深度、生产井的深度、预设高度差，获得储层的动用高度，包括：
[0028]
根据下述公式五，获得动用高度：
[0029]
h＝n
×
δh-(h-h1)
ꢀꢀ
公式五
[0030]
其中，h表示储层的动用高度，h1表示第一个测试点的深度，h表示生产井的深度。
[0031]
第二方面，本技术提供一种碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置，包括：
[0032]
获取模块，用于获取碳酸盐岩油气藏中储层内相邻测试点间的预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温；其中，至少一个测试点位于碳酸盐岩油气藏中生产井内，至少一个测试点包括第一个测试点，其它测试点位于生产井下方的储层内；
[0033]
确定模块，用于根据预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温，确定储层内测试点的目标数量；
[0034]
处理模块，用于根据储层内测试点的目标数量、第一个测试点的深度、生产井的深度、预设高度差，获得储层的动用高度，动用高度为从生产井的井底到储层内的流体不流动位置的高度；
[0035]
控制模块，用于根据储层的动用高度，控制生产井里钻杆钻井的深度。
[0036]
可选的，确定模块，具体用于：
[0037]
获取最后一个测试点的流温梯度、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第一对应关系；
[0038]
根据第一对应关系，获得最后一个测试点的流温、第一个测试点的流温、预设高度差、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第二对应关系；
[0039]
获得最后一个测试点的静温、第一个测试点的静温、预设静温梯度、预设高度差与目标数量的第三对应关系；
[0040]
根据第二对应关系和第三对应关系，确定目标数量。
[0041]
可选的，第一对应关系，由下述公式一表示：
[0042]g流n
＝g
流1-(n-1)
×
δg
流
ꢀꢀ
公式一
[0043]
其中，g
流n
表示最后一个测试点的流温梯度，g
流1
表示第一个测试点的流温梯度，δg
流
表示流温梯度变化因子，n表示目标数量。
[0044]
可选的，第二对应关系，由下述公式二表示：
[0045][0046]
其中，t
流n
表示最后一个测试点的流温，t
流1
表示第一个测试点的流温，δh表示预设高度差。
[0047]
可选的，第三对应关系，由下述公式三表示：
[0048][0049]
其中，t
静n
表示最后一个测试点的静温，t
静1
表示第一个测试点的静温，g
静
表示预设静温梯度。
[0050]
可选的，确定模块，具体用于：
[0051]
根据公式二和公式三，获得公式四；
[0052]
根据公式四，获得目标数量；
[0053]
公式四为其中，a＝δh
×
δg
流
，b＝δh
×
(2
×g静-2
×g流1-δg
流
)，c＝200
×
(t
静1-t
流1
)+2
×
δh
×g流1
。
[0054]
可选的，处理模块，具体用于：
[0055]
根据下述公式五，获得动用高度：
[0056]
h＝n
×
δh-(h-h1)
ꢀꢀ
公式五
[0057]
其中，h表示储层的动用高度，h1表示第一个测试点的深度，h表示生产井的深度。
[0058]
第三方面，本技术提供一种碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置，包括：存储器和处理器；
[0059]
存储器用于存储程序指令；
[0060]
处理器用于调用存储器中的程序指令执行如本技术第一方面的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法。
[0061]
第四方面，本技术提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机程序指令，计算机程序指令被执行时，实现如本技术第一方面的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法。
[0062]
本技术提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法和装置，通过获取碳酸盐岩油气藏中储层内相邻测试点间的预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温；其中，至少一个测试点位于碳酸盐岩油气藏中生产井内，至少一个测试点包括第一个测试点，其它测试点位于生产井下方的储层内，根据预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温，确定储层内测试点的目标数量，根据储层内测试点的目标数量、第一个测试点的深度、生产井的深度、预设高度差，获得储层的动用高度，动用高度为从生产井的井底到储层内的流体不流动位置的高度，根据储层的动用高度，控制生产井里钻杆钻井的深度。通过上述方式，能够准确地确定碳酸盐岩油气藏储层的动用高度，在生产井开采时，能够控制生产井里钻杆钻井的深度，以提高生产井的产能，同时，为评价碳酸盐岩油气藏的整个区块纵向上油气富集程度提供技术支持；为单井合理工作制度的制订提供依据，以充分利用地层能量，并提高单井无水采油期；还能够为油水界面预测提供参考，指导新井部署钻揭目的层厚度，以提高储量的动用程度。
附图说明
[0063]
为了更清楚地说明本技术实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本技术的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0064]
图1为本技术一实施例提供的流温和静温随垂向深度变化的示意图；
[0065]
图2为本技术一实施例提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法的流程图；
[0066]
图3为本技术一实施例提供的碳酸盐岩油气藏储层动用高度的确定方法的示意图；
[0067]
图4为本技术一实施例提供的静温梯度拟合的示意图；
[0068]
图5为本技术另一实施例提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法的流程图；
[0069]
图6为本技术一实施例提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置的结构示意图；
[0070]
图7为本技术另一实施例提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置的结构示意图；
[0071]
图8为本技术另一实施例提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置的结构示意图。
具体实施方式
[0072]
为使本技术实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本技术保护的范围。
[0073]
随着石油工业的迅速发展，碳酸盐岩油气藏大量发现，碳酸盐岩油气藏具有地质
条件复杂、储集层类型多、非均匀性强、流体类型及分布复杂多样的特点，碳酸盐岩储层已成为油气勘探开发的重要领域。碳酸盐岩油气藏储层动用高度为从生产井的井底到储层内的流体不流动位置的高度，是衡量碳酸盐岩油气藏开发效果和开发潜力的一个非常重要的参数，用于评价碳酸盐岩油气藏的整个区块纵向上油气的富集程度、调整开发方式、指导新井部署钻揭目的层厚度，进而控制生产井里钻杆钻井的深度，提高生产井的产能。例如：塔里木盆地塔北地区塔河南油田奥陶系碳酸盐岩油藏为典型的断控缝洞型碳酸盐岩油藏，油气沿走滑断裂运聚，充注强度大，奥陶系一间房组-鹰山组整体含油、沿断裂带富集，油柱高度大，但纵向连通关系复杂，油井动用高度难以确定，为合理工作制度的制订及地面配套设施的建设带来困扰。由于碳酸盐岩油气藏地下流体运动规律及连通关系的复杂性，目前无法准确地计算单井储层动用高度。
[0074]
因此，本技术提供一种碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法和装置，生产井的储层动用高度都存在一个临界点p，p点以下，流体不流动，而在p点以上，流体都能被动用，且同一垂向深度处的流温比静温高，随着垂向深度的增加，流温与静温之差逐渐减少，直至p点，流温与静温实现平衡，两者相等。图1为本技术一实施例提供的流温和静温随垂向深度变化的示意图，如图1所示，垂深即垂向深度，随着垂向深度的增加，流温增加变慢，静温恒定增加，在某一点平衡。同时，在井底处，流温梯度变化明显，每增加一定的垂向深度，流温梯度相应降低一定的值，而静温梯度变化微小。综合以上两点认识，得到定量计算生产井的储层的动用高度的方法，当沿着垂向深度往下计算的流温与静温相等处所对应的垂向深度，即临界点p，就可以得到储层动用高度。因此，能准确地确定碳酸盐岩油气藏储层的动用高度。
[0075]
图2为本技术一实施例提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法的流程图，本实施例的方法可以应用于电子设备中，该电子设备可以是终端设备、服务器等，终端设备又例如可以是手机、平板电脑、笔记本电脑、台式电脑等。如图2所示，本实施例的方法包括：
[0076]
s201、获取碳酸盐岩油气藏中储层内相邻测试点间的预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温；其中，至少一个测试点位于碳酸盐岩油气藏中生产井内，至少一个测试点包括第一个测试点，其它测试点位于生产井下方的储层内。
[0077]
本实施例中，具体地，流温是指开井生产时流体流动时测试的温度，静温是关井时流体不流动测试的温度。温度梯度是指每增加100米深度，温度的增加量。碳酸盐岩油气藏中储层内有多个测试点，至少一个测试点位于碳酸盐岩油气藏中生产井内，至少一个测试点包括第一个测试点，其它测试点位于生产井下方的储层内。图3为本技术一实施例提供的碳酸盐岩油气藏储层动用高度的确定方法的示意图，如图3所示，包括生产井100、生产井100下方储层中的油110，h1是第一个测试点的深度，h2为临界点p所在的深度，h为碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，h为待确定的储层的动用高度，h1和h2之间有n个测试点，n为待确定的目标数量，相邻测试点间的高度差为预设高度差，例如为50m。
[0078]
储层的流温梯度变化因子是流温梯度随深度的变化量，具体地，在生产井的井底处，流温梯度变化明显，每增加一定深度，流温梯度相应降低一定的值，因此，可以根据碳酸盐岩油气藏的专业测试仪器测试获得的流温-垂向深度曲线，选取临近生产井的井底附近的测试数据，分析流温梯度随深度的变化量，从而确定合理的流温梯度变化因子。例如：表1
为x生产井的井底附近的流温-垂向深度曲线对应的测试数据，如表1所示，7100m是专业测试仪器测试的最大测试点的垂向深度，选取最大测试点深度以内的四个点(6950m、7000m、7050m、7100m)，分析流温梯度变化量，得到流温梯度变化量为0.07℃/100m，即流温梯度变化因子为0.07℃/100m。
[0079]
表1 x生产井的井底附近的流温-垂向深度曲线对应的测试数据
[0080]
垂向深度(m)流温(℃)流温梯度(℃/100m)6950153.600.757000153.940.697050154.260.627100154.530.55
[0081]
预设静温梯度是静温梯度随深度的变化量，具体地，在生产井的井底处，每增加一定深度，静温梯度变化微小，可将静温梯度看做恒量，因此，可以根据碳酸盐岩油气藏的专业测试仪器测试获得的静温-垂向深度曲线，选取临近生产井的井底附近的测试数据，进行静温数据的拟合，从而确定预设静温梯度。例如：表2为x生产井的静温-垂向深度曲线对应的测试数据，选取了临近生产井的井底附近的测试数据，进行静温数据的拟合。图4为本技术一实施例提供的静温梯度拟合的示意图，图4是根据表2中的数据获得的拟合信息，如图4所示，预设静温梯度使用的拟合计算公式为：bht＝0.0182h+21.89，其中bht表示静温，h为垂向深度，0.0182和21.89为拟合常数，线性相关系数r的平方(r2)的值为0.9998，因此，确定预设静温梯度为1.82℃/100m。
[0082]
表2 x生产井的井底附近的静温-垂向深度曲线对应的测试数据
[0083]
垂向深度(m)静温(℃)静温梯度(℃/100m)6800141.1742.086850142.2912.236900143.1261.676950144.0541.867000145.2462.387050146.2351.987100147.4062.34
[0084]
储层内第一个测试点的流温梯度，即是流温-垂向深度曲线的最后一个测试点的流温梯度，如表1中的0.55℃/100m。储层内第一个测试点的流温，即是流温-垂向深度曲线的最后一个测试点的流温，如表1中的154.53℃。储层内第一个测试点的静温，即是静温-垂向深度曲线的最后一个测试点的静温，如表2中的147.406℃。
[0085]
其中，上述碳酸盐岩油气藏中储层内相邻测试点间的预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温可以是用户向执行本方法实施例的电子设备输入的，或者，是其它设备向执行本方法实施例的电子设备发送的。
[0086]
s202、根据预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温，确定储层内测试点的目标数量。
[0087]
本实施例中，已经确定了碳酸盐岩油气藏中储层内相邻测试点间的预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温，因此，根据储层内测试点的目标数量与预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温之间的关联关系，确定储层内测试点的目标数量。
[0088]
s203、根据储层内测试点的目标数量、第一个测试点的深度、生产井的深度、预设高度差，获得储层的动用高度，动用高度为从生产井的井底到储层内的流体不流动位置的高度。
[0089]
本实施例中，已经确定了储层内测试点的目标数量、第一个测试点的深度、生产井的深度、相邻测试点间的预设高度差，因此，获得储层的动用高度，动用高度为从生产井的井底到储层内的流体不流动位置的高度。如图3所示，生产井100的储层的动用高度h都存在一个临界点p，h2为临界点p所在的深度，p点以下，流体不流动，而在p点以上，流体都能被动用，且同一深度流温比静温高，随着深度增加，流温与静温之差逐渐减少，直至p点，流温与静温实现平衡，两者相等。流温与静温相等处所对应的深度，即临界点p，就可以获得储层的动用高度h。
[0090]
s204、根据储层的动用高度，控制生产井里钻杆钻井的深度。
[0091]
本实施例中，已经确定了储层的动用高度，因此，可以控制生产井里钻杆钻井的深度，例如：可以钻到临界点p的位置，来提高生产井的产能，但是不能超过该位置以避免出水。根据生产井已有的储层的动用高度，可以评价整个断裂带油气富集程度，合理评价断裂带建产潜力，进行优势建产；用于探明储量计算中，确定油底高度的有效方法之一，提高储量计算精确度，指导开发方案的编制；指导单井合理产能的确定，优化合理工作制度，根据储层的动用高度确定的油柱高度越大，则单井合理产能越高，进而控制单井里钻杆钻井的深度，以提高产能。
[0092]
本技术提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法，通过获取碳酸盐岩油气藏中储层内相邻测试点间的预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温；其中，至少一个测试点位于碳酸盐岩油气藏中生产井内，至少一个测试点包括第一个测试点，其它测试点位于生产井下方的储层内，根据预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温，确定储层内测试点的目标数量，根据储层内测试点的目标数量、第一个测试点的深度、生产井的深度、预设高度差，获得储层的动用高度，动用高度为从生产井的井底到储层内的流体不流动位置的高度，根据储层的动用高度，控制生产井里钻杆钻井的深度。通过上述方式，能够准确地确定碳酸盐岩油气藏储层的动用高度，在生产井开采时，能够控制生产井里钻杆钻井的深度，以提高生产井的产能，同时，为评价碳酸盐岩油气藏的整个区块纵向上油气富集程度提供技术支持；为单井合理工作制度的制订提供依据，以充分利用地层能量，并提高单井无水采油期；还能够为油水界面预测提供参考，指导新井部署钻揭目的层厚度，以提高储量的动用程度。
[0093]
在图2所示实施例的基础上，在一些实施例中，图5为本技术另一实施例提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法的流程图，如图5所示，本实施例的方法可以包括：
[0094]
s501、获取碳酸盐岩油气藏中储层内相邻测试点间的预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温；其中，至少一个测试点位于碳酸盐岩油气藏中生产井内，至少一个测试点包括第一个测试点，其它测试点位于生产井下方的储层内。
[0095]
本实施例中，s501的具体实现过程可以参见图2所示实施例的相关描述，此处不再赘述。
[0096]
s502、获取最后一个测试点的流温梯度、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第一对应关系。
[0097]
本实施例中，已经确定了第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子，因此，根据第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子确定储层内从第二个测试点到最后一个测试点中每个测试点的流温梯度，进而确定了最后一个测试点的流温梯度、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第一对应关系，其中目标数量为储层内待确定的所有测试点的总数。
[0098]
可选的，第一对应关系由下述公式一表示：
[0099]g流n
＝g
流1-(n-1)
×
δg
流
ꢀꢀ
公式一
[0100]
其中，g
流n
表示最后一个测试点的流温梯度，g
流1
表示第一个测试点的流温梯度，δg
流
表示流温梯度变化因子，n表示目标数量。
[0101]
本实施例中，根据已知的g
流1
和δg
流
，确定了如公式一所示的流温梯度计算公式，能够得到储层内目标数量个测试点中每个测试点的流温梯度。g
流n
、g
流1
和δg
流
的单位例如为℃/100m，n的单位例如为个。
[0102]
s503、根据第一对应关系，获得最后一个测试点的流温、第一个测试点的流温、预设高度差、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第二对应关系。
[0103]
本实施例中，在公式一所示的第一对应关系的基础上，根据已经确定的第一个测试点的流温、预设高度差、第二个测试点的流温梯度，确定储层内从第二个测试点到最后一个测试点中每个测试点的流温，进而确定了最后一个测试点的流温、第一个测试点的流温、预设高度差、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第二对应关系。
[0104]
可选的，第二对应关系由下述公式二表示：
[0105][0106]
其中，t
流n
表示最后一个测试点的流温，t
流1
表示第一个测试点的流温，δh表示预设高度差。
[0107]
本实施例中，具体地，第二个测试点的流温为：第三个测试点的流温为：依次类推，获得最后一个测试点的流温为：将第二个测试点到最后一个测试点的所有测试点的流温计算公式的左右两边分别加和，获得公式六为结合公式一，对公
式六进行数列求和，获得公式二，根据公式二，能够获得储层内目标数量个测试点中每个测试点的流温。t
流n
、t
流1
的单位例如为℃，δh例如为50m。
[0108]
s504、获得最后一个测试点的静温、第一个测试点的静温、预设静温梯度、预设高度差与目标数量的第三对应关系。
[0109]
本实施例中，已经确定了第一个测试点的静温、预设静温梯度、预设高度差，因此，根据第一个测试点的静温、预设静温梯度、预设高度差确定储层内从第二个测试点到最后一个测试点中每个测试点的静温，进而确定了最后一个测试点的静温、第一个测试点的静温、预设静温梯度、预设高度差与目标数量的第三对应关系。
[0110]
可选的，第三对应关系，由下述公式三表示：
[0111][0112]
其中，t
静n
表示最后一个测试点的静温，t
静1
表示第一个测试点的静温，g
静
表示预设静温梯度。
[0113]
本实施例中，根据已知的t
静1
、g
静
和δh，确定了如公式三所示的静温计算公式，能够得到储层内目标数量个测试点中每个测试点的静温。t
静n
和t
静1
的单位例如为℃，g
静
的单位例如为℃/100m。
[0114]
s505、根据第二对应关系和第三对应关系，确定目标数量。
[0115]
本实施例中，已经确定了第二对应关系和第三对应关系，因此，根据第二对应关系和第三对应关系，确定目标数量。
[0116]
可选的，根据上述公式二和公式三，获得公式四；
[0117]
根据公式四，获得目标数量；
[0118]
公式四为其中，a＝δh
×
δg
流
，b＝δh
×
(2
×g静-2
×g流1-δg
流
)，c＝200
×
(t
静1-t
流1
)+2
×
δh
×g流1
。
[0119]
本实施例中，将a、b、c的取值代入公式四，即可获得目标数量n，其中，求解出来的n有两个值，取其中的正值即为最终的n值。
[0120]
s506、根据储层内测试点的目标数量、第一个测试点的深度、生产井的深度、预设高度差，获得储层的动用高度，动用高度为从生产井的井底到储层内的流体不流动位置的高度。
[0121]
本实施例中，可选的，根据下述公式五，获得储层的动用高度：
[0122]
h＝n
×
δh-(h-h1)
ꢀꢀ
公式五
[0123]
其中，h表示储层的动用高度，h1表示第一个测试点的深度，h表示生产井的深度。
[0124]
具体地，根据已知的第一个测试点的深度h1、生产井的深度h、目标数量n，通过公式五，获得储层的动用高度。
[0125]
s507、根据储层的动用高度，控制生产井里钻杆钻井的深度。
[0126]
本实施例中，s507的具体实现过程可以参见图2所示实施例的相关描述，此处不再赘述。
[0127]
本技术提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法，通过获取碳酸盐岩油气藏中储层内相邻测试点间的预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油
气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温；其中，至少一个测试点位于碳酸盐岩油气藏中生产井内，至少一个测试点包括第一个测试点，其它测试点位于生产井下方的储层内，获取最后一个测试点的流温梯度、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第一对应关系，根据第一对应关系，获得最后一个测试点的流温、第一个测试点的流温、预设高度差、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第二对应关系，获得最后一个测试点的静温、第一个测试点的静温、预设静温梯度、预设高度差与目标数量的第三对应关系，根据第二对应关系和第三对应关系，确定目标数量，根据储层内测试点的目标数量、第一个测试点的深度、生产井的深度、预设高度差，获得储层的动用高度，动用高度为从生产井的井底到储层内的流体不流动位置的高度，根据储层的动用高度，控制生产井里钻杆钻井的深度。通过上述方式，能够准确地确定碳酸盐岩油气藏储层的动用高度，在生产井开采时，能够控制生产井里钻杆钻井的深度，以提高生产井的产能，同时，为评价碳酸盐岩油气藏的整个区块纵向上油气富集程度提供技术支持；为单井合理工作制度的制订提供依据，以充分利用地层能量，并提高单井无水采油期；还能够为油水界面预测提供参考，指导新井部署钻揭目的层厚度，以提高储量的动用程度。
[0128]
图6为本技术一实施例提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置的结构示意图，如图6所示，本实施例的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置600包括：获取模块601、确定模块602、处理模块603和控制模块604。
[0129]
获取模块601，用于获取碳酸盐岩油气藏中储层内相邻测试点间的预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温；其中，至少一个测试点位于碳酸盐岩油气藏中生产井内，至少一个测试点包括第一个测试点，其它测试点位于生产井下方的储层内。
[0130]
确定模块602，用于根据预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温，确定储层内测试点的目标数量。
[0131]
处理模块603，用于根据储层内测试点的目标数量、第一个测试点的深度、生产井的深度、预设高度差，获得储层的动用高度，动用高度为从生产井的井底到储层内的流体不流动位置的高度。
[0132]
控制模块604，用于根据储层的动用高度，控制生产井里钻杆钻井的深度。
[0133]
在上述任一所示实施例的基础上，确定模块602，具体用于：
[0134]
获取最后一个测试点的流温梯度、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第一对应关系；根据第一对应关系，获得最后一个测试点的流温、第一个测试点的流温、预设高度差、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第二对应关系；获得最后一个测试点的静温、第一个测试点的静温、预设静温梯度、预设高度差与目标数量的第三对应关系；根据第二对应关系和第三对应关系，确定目标数量。
[0135]
在上述任一所示实施例的基础上，第一对应关系，由下述公式一表示：
[0136]g流n
＝g
流1-(n-1)
×
δg
流
ꢀꢀ
公式一
[0137]
其中，g
流n
表示最后一个测试点的流温梯度，g
流1
表示第一个测试点的流温梯度，δg
流
表示流温梯度变化因子，n表示目标数量。
[0138]
在上述任一所示实施例的基础上，第二对应关系，由下述公式二表示：
[0139][0140]
其中，t
流n
表示最后一个测试点的流温，t
流1
表示第一个测试点的流温，δh表示预设高度差。
[0141]
在上述任一所示实施例的基础上，第三对应关系，由下述公式三表示：
[0142][0143]
其中，t
静n
表示最后一个测试点的静温，t
静1
表示第一个测试点的静温，g
静
表示预设静温梯度。
[0144]
在上述任一所示实施例的基础上，确定模块602，具体用于：
[0145]
根据公式二和公式三，获得公式四；根据公式四，获得目标数量。
[0146]
公式四为其中，a＝δh
×
δg
流
，b＝δh
×
(2
×g静-2
×g流1-δg
流
)，c＝200
×
(t
静1-t
流1
)+2
×
δh
×g流1
。
[0147]
在上述任一所示实施例的基础上，处理模块603，具体用于：
[0148]
根据下述公式五，获得动用高度：
[0149]
h＝n
×
δh-(h-h1)
ꢀꢀ
公式五
[0150]
其中，h表示储层的动用高度，h1表示第一个测试点的深度，h表示生产井的深度。
[0151]
本实施例的装置，可以用于执行上述任一所示方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，此处不再赘述。
[0152]
图7为本技术另一实施例提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置的结构示意图。如图7所示，本实施例的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置700包括：存储器701和处理器702。其中，存储器701、处理器702通过总线连接。
[0153]
存储器701用于存储程序指令。
[0154]
处理器702用于调用存储器中的程序指令执行：
[0155]
获取碳酸盐岩油气藏中储层内相邻测试点间的预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温；其中，至少一个测试点位于碳酸盐岩油气藏中生产井内，至少一个测试点包括第一个测试点，其它测试点位于生产井下方的储层内。根据预设高度差、储层的流温梯度变化因子、预设静温梯度、碳酸盐岩油气藏中生产井的深度，以及储层内第一个测试点的流温梯度、流温、静温，确定储层内测试点的目标数量。根据储层内测试点的目标数量、第一个测试点的深度、生产井的深度、预设高度差，获得储层的动用高度，动用高度为从生产井的井底到储层内的流体不流动位置的高度。根据储层的动用高度，控制生产井里钻杆钻井的深度。
[0156]
在上述任一所示实施例的基础上，处理器702，具体用于：
[0157]
获取最后一个测试点的流温梯度、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第一对应关系；根据第一对应关系，获得最后一个测试点的流温、第一个测试点的流温、预设高度差、第一个测试点的流温梯度、流温梯度变化因子与目标数量的第二对应关系；获得最后一个测试点的静温、第一个测试点的静温、预设静温梯度、预设高度差与
目标数量的第三对应关系；根据第二对应关系和第三对应关系，确定目标数量。
[0158]
在上述任一所示实施例的基础上，第一对应关系，由下述公式一表示：
[0159]g流n
＝g
流1-(n-1)
×
δg
流
ꢀꢀ
公式一
[0160]
其中，g
流n
表示最后一个测试点的流温梯度，g
流1
表示第一个测试点的流温梯度，δg
流
表示流温梯度变化因子，n表示目标数量。
[0161]
在上述任一所示实施例的基础上，第二对应关系，由下述公式二表示：
[0162][0163]
其中，t
流n
表示最后一个测试点的流温，t
流1
表示第一个测试点的流温，δh表示预设高度差。
[0164]
在上述任一所示实施例的基础上，第三对应关系，由下述公式三表示：
[0165][0166]
其中，t
静n
表示最后一个测试点的静温，t
静1
表示第一个测试点的静温，g
静
表示预设静温梯度。
[0167]
在上述任一所示实施例的基础上，处理器702，具体用于：
[0168]
根据公式二和公式三，获得公式四；根据公式四，获得目标数量。
[0169]
公式四为其中，a＝δh
×
δg
流
，b＝δh
×
(2
×g静-2
×g流1-δg
流
)，c＝200
×
(t
静1-t
流1
)+2
×
δh
×g流1
。
[0170]
在上述任一所示实施例的基础上，处理器702，具体用于：
[0171]
根据下述公式五，获得动用高度：
[0172]
h＝n
×
δh-(h-h1)
ꢀꢀ
公式五
[0173]
其中，h表示储层的动用高度，h1表示第一个测试点的深度，h表示生产井的深度。
[0174]
本实施例的装置，可以用于执行上述任一所示方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，此处不再赘述。
[0175]
图8为本技术另一实施例提供的碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置的结构示意图，如图8所示，例如，碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置800可以被提供为一服务器或计算机。参照图8，碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置800包括处理组件801，其进一步包括一个或多个处理器，以及由存储器802所代表的存储器资源，用于存储可由处理组件801的执行的指令，例如应用程序。存储器802中存储的应用程序可以包括一个或一个以上的每一个对应于一组指令的模块。此外，处理组件801被配置为执行指令，以执行上述任一方法实施例。
[0176]
装置800还可以包括一个电源组件803被配置为执行装置800的电源管理，一个有线或无线网络接口804被配置为将装置800连接到网络，和一个输入输出(i/o)接口805。装置800可以操作基于存储在存储器802的操作系统，例如windows servertm，mac os xtm，unixtm,linuxtm，freebsdtm或类似。
[0177]
本技术还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当处理器执行计算机执行指令时，实现如上碳酸盐岩油气藏储层的开采控制方法。
[0178]
上述的计算机可读存储介质，上述可读存储介质可以是由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，如静态随机存取存储器(sram)，电可擦除可编程只读存储器(eeprom)，可擦除可编程只读存储器(eprom)，可编程只读存储器(prom)，只读存储器(rom)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。可读存储介质可以是通用或专用计算机能够存取的任何可用介质。
[0179]
一种示例性的可读存储介质耦合至处理器，从而使处理器能够从该可读存储介质读取信息，且可向该可读存储介质写入信息。当然，可读存储介质也可以是处理器的组成部分。处理器和可读存储介质可以位于专用集成电路(application specific integrated circuits，简称：asic)中。当然，处理器和可读存储介质也可以作为分立组件存在于碳酸盐岩油气藏储层的开采控制装置中。
[0180]
本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：rom、ram、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
[0181]
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本技术的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本技术进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本技术各实施例技术方案的范围。