CN104481473B - 一种气驱油藏注采方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明实施例提供一种气驱油藏注采方法及装置，所述方法包括：输入构造高差等计算参数；建立以注气井为中心井组单元，计算并调整生产井井底流压，达到井组内均衡驱替；建立以生产井为中心井组单元，计算并调整注气井注入压力，达到相邻注气井组间协调推进；反复依次计算并调整生产井井底流压和注气井注入压力，直至实现气体混相驱。所述装置包括：第一获取单元、生产井调整单元、注气井调整单元和第二获取单元。本发明以气驱前缘到达生产井时间为依据，以气驱井组内均衡驱替和井组间协调推进为原则，实现了注入气体在油层中的高效驱替，有效扩大了气驱波及体积，提高了气驱开发效果。

Description

一种气驱油藏注采方法及装置

技术领域

本发明属于油田开发领域，具体涉及一种气驱油藏注采方法及装置。

背景技术

受储层物性的非均质和各向异性影响，在油藏开发过程中，注入流体或气体往往沿渗流能力较强的方向优先推进，导致不同生产井见效时间差异大，这种差异性导致驱替过程很不均衡，降低了注入流体或气体的波及体积，影响驱替的开发效果。

对于油藏的水驱开发中的此种问题，2007年5月16日公开的、公开号为CN1963143A的、发明名称为“改善各向异性油藏水驱效果的设计方法”的中国发明专利申请提出了改善各向异性油藏水驱效果的设计方法，主要原理是基于各向水驱见水时间一致，采用异向井距设计法和异向注采压差设计法，以实现注入水在油层中以注入井为中心的均衡驱替。

但对于气驱油藏开发而言，上述方法并不适用。首先上述方法并未考虑和解决生产井多向受效差异的问题，即以生产井为中心不同注入井井组间的不协调问题；其次由于气体本身和水的物性(粘度和密度)存在数量级上的差异，气驱相比水驱粘性指进和重力分异更加严重，因此气驱井组内不均衡驱替和井组间不协调推进将对气驱开发效果产生更大影响。因此，需要找到适合气驱的注采方法，从而扩大气驱的波及范围，提高原油产出程度，改善油藏开发效果。

发明内容

本发明实施例提供一种气驱油藏注采方法及装置，以实现注入的气体在注气井井单元内的均衡驱替和生产井井组单元内的协调推进。

本发明实施例提供的技术方案如下：

一种气驱油藏注采方法，所述方法包括：

步骤1、获取计算气驱前缘到达生产井的时间所需的参数，所述参数包括注气井和生产井之间的构造高差；

步骤2、依次选取注采井网中的各注气井，分别建立以所述各注气井为中心的注气井井组单元，根据所述参数计算每个注气井井组单元中从注气井出发的气驱前缘到达该注气井井组单元中各生产井的时间，根据所述时间调整与所述时间相对应的注气井井组单元中各生产井的井底流压，使每个注气井井组单元中从注气井出发的气驱前缘到达该注气井井组单元中各生产井的时间小于预先设置的阈值；

步骤3、依次选取所述注采井网中的各生产井，分别建立以所述各生产井为中心的生产井井组单元，根据所述参数计算每个生产井井组单元中从各注气井出发的气驱前缘到达该生产井井组单元中生产井的时间，根据所述时间调整与所述时间相对应的生产井井组单元中各注气井的注入压力，使该生产井井组单元中从各注气井出发的气驱前缘到达该生产井井组单元中生产井的时间小于所述阈值；

步骤4、获取所述注采井网中调整后的各注气井的注入压力和调整后的各生产井的井底流压。

一种气驱油藏注采装置，所述装置包括：

第一获取单元，用于获取计算气驱前缘到达生产井的时间所需的参数；

生产井调整单元，用于依次选取注采井网中的各注气井，分别建立以所述各注气井为中心的注气井井组单元，根据所述参数计算每个注气井井组单元中从注气井出发的气驱前缘到达该注气井井组单元中各生产井的时间，根据所述时间调整与所述时间相对应的注气井井组单元中各生产井的井底流压；

注气井调整单元，用于依次选取所述注采井网中的各生产井，分别建立以所述各生产井为中心的生产井井组单元，根据所述参数计算每个生产井井组单元中从各注气井出发的气驱前缘到达该生产井井组单元中生产井的时间，根据所述时间调整与所述时间相对应的生产井井组单元中各注气井的注入压力；

第二获取单元，用于获取所述注采井网中调整后的各注气井的注入压力和调整后的各生产井的井底流压。

本发明的一种油藏注采方法及装置的有益效果为：本发明根据气驱油藏渗透流力学的理论和数值求解方法，首先建立以注气井为中心的井组单元，以气驱前缘到达各生产井时间相对一致为依据，调整所有注气井井组单元中的各生产井的井底流压；然后建立以生产井为中心的井组单元，以从各注气井出发的气驱前缘到达同一口生产井的时间相对一致为依据，调整所有生产井井组单元中各注气井的注入压力，逐步提高注采井网中所有生产井的井底流压，直至油藏的气驱开发阶段在气窜前地层压力达到油藏混相压力为止。所获得注采井网中各注气井的注入压力和各生产井的井底流压等注入参数，提高了注入气体的波及体积，提高了气驱开发效果。

附图说明

为了更清楚地说明本发明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简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例一种气驱油藏注采方法的流程示意图；

图2是本发明实施另外一种气驱油藏注采方法的流程示意图；

图3是本发明实施气驱油藏注采装置的结构示意图；

图4是本发明实施生产井调整单元的结构示意图；

图5是本发明实施注气井调整单元的结构示意图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。

为使本申请的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本申请作进一步详细的说明。

在油藏开发的过程中，一般都要钻很多口采油井和注入井，形成注采井网。合理的井网设计，能够获取较高的采油速度与尽可能高的采收率，常用的开发井网类型有方形井网、交错井网等。在井网选定以后，紧接着就要确定合理的开发井距，所述井距，是指井与井之间的距离，尤其是指注入井和采油井之间的距离，井距越小，则出油井点越多，采油强度和采油速度就越高，而且开发结束时留下的死油区就越小，这就使油藏的最终采收率增高，但相应钻井及生产费用也就增加，因此，选择合理的井距才能取得最佳的开发效果。

对于油藏的注气开发来说，注入气体会沿着渗流能力较强的方向优先推进，导致不同方向上生产井见气时间差别较大，致使驱替过程很不均衡，波及效率低。在气驱开发过程中，对于已经设计好的井网和井距，一般会先进行试注，确定注入井的吸气能力，即确定注入井的注入极限，然后依据注采平衡和地层压力保持水平要求，通过生产井井底流压控制，确定合适的注入压力，从而确定产能。注入压力确定以后，在以后的油藏开发过程中，只是进行微调，不做大的改动。

生产井井底流压是指油井正常生产时的井底压力，油藏的开发过程主要是通过调整生产井井底流压来实现的，通常情况下，生产井井底流压由3部分压力组成，井口的套压、纯气柱压力和混气液柱压力，生产井井底流压的调整主要是通过调整井口的套压来实现的。

在油田开发现场，一般习惯以一口注入井和周围的生产井为井组单元分析生产动态，通过对井组各生产井见效分类后，进行差别化的井底流压调节，使得井组尽量各向均匀见效。

本申请的气驱油藏注采方法，首先是生产井的调整过程，获取注入井注入压力后，通过调整多口生产井井底流压，使得从一口注入井出发的气驱前缘到达各生产井的时间一致，从而确定多口生产井的井底流压，实现注入气体在油层中以注气井为中心的均衡驱替，保证多向受效均衡；其次是注入井注入压力优化的过程，确定生产井井底流压后，调整多口注入井的注入压力，使得各个气驱前缘到达同一口生产井的时间一致，从而确定多口注气井注入压力，实现注入气体在油层中以生产井为中心的协调推进，保证多向见效协调；最后，通过逐步提高生产井井底流压，反复试算注入压力和井底流压，直至这些注采参数可使气驱阶段在气窜前地层压力能达到油藏混相压力为止，保证气驱能够实现混相驱替，最后综合确定得到所有气驱井组的注采参数，所述注采参数指注入井的注入压力和生产井的井底流压。

下面结合图1，详细说明本发明的油藏注采方法，主要包括：

S101：获取计算参数。

获取的计算参数为计算气驱前缘到达生产井的时间所需要的基本参数，具体包括但不限于：油藏温度、油藏压力、井组各注采井方向的孔隙度、渗透率、饱和度、构造高差、储层有效厚度、井距等。所述构造高差指注气井和生产井同一层位构造高度的差值。

气驱前缘的移动速度，气体前缘在地下岩层中的推进速度，除了与上述参数有关以外，还与注采压差和注采井的间距有关。所述注采压差是指注入井的井底压力与采油井的井底压力之差，注入井和生产井的井底压力都可以通过测压得到，注采压差的大小反映驱油能量的大小，注采压差越大，驱油动力越大。

对于气驱开发油藏，还特别需要考虑注入井和生产井之间的构造高差。因为对于气驱开发油藏而言，油藏中存在油、气、水3种流体，这3种流体的密度不一样，密度差会产生上浮力，气体密度最小，注入的气体易于往油藏上部聚集和流动即重力分异，从而在注采井间运移过程中，形成重力超覆。在相同注采压差下，注采井间的构造高差加剧了这种分异，井组内水平距离相同的井，气驱前缘往构造高部位方向运移得更快。

S102：选取注气井，建立注气井井组单元。

选取注采井网中的某一口注气井，并建立以该注气井为中心的注气井井组单元。注气井井组单元包括一口注气井和受该注气井影响的生产井。

S103：获取注入压力，设置初始井底流压。

设置步骤S102的注气井井组单元中注气井的注入压力和各生产井的初始井底流压。

油田注气现场，需要先对试注井进行试注，确定注气井的吸气能力，即确定注气井的注入极限，然后依据注采平衡和地层压力保持水平等要求，确定注气井注入压力，通过生产井井底流压控制，确定产能。

获取的注气井的注入压力等于现场试注井的注入压力。

设置的各生产井井底流压以油藏饱和压力为下限，以生产井井底到生产井井口的整个井筒的液柱压力为上限。给定各生产井一个同样的初始井底流压，初始井底流压高于油藏饱和压力即可。

S104：计算气驱前缘到达各生产井的时间。

本申请采用的计算气驱前缘到达生产井时间的方法，当井距、注采压差及注采井间的储层物性参数，包括构造高差确定后，气驱前缘到达生产井的时间就是确定的。反之，已知气驱前缘到达生产井的时间后，可以反向计算得出注采井间的参数，例如计算得出注入井注入压力和生产井井底流压等注采控制参数。

计算气驱前缘到达各生产井时间的方法具体如下：

将注采井的间距分成多段，计算每段的气驱前缘压力，依据分段数确定气驱前缘位置，计算气驱前缘通过该段距离需要的时间，反复分段确定气驱前缘位置和计算气驱前缘通过该段距离需要的时间，直到气驱前缘到达生产井为止，此时，气驱前缘通过总注采井距需要的时间即为气驱前缘到达生产井的时间。进一步的，如将注采井的间距分成2段，第1段是含有注入气体的段，由于不同压力下气体的密度不同，因此第1段的压力分布是非线性的；第2段是不含注入气体的段，因此第2段的压力分布是线性的；第1段和第2段的交界处就是气驱前缘位置，计算气驱前缘通过第1段距离需要的时间，反复分段并计算，直到气驱前缘位置到达生产井时，气驱前缘通过该段距离需要的时间即为气驱前缘到达生产井的时间。

S105：计算并调整各生产井井底流压。

以步骤S104中气驱前缘到达各生产井时间的最长时间为基准，将该最长时间赋予其它各生产井，反向计算得出其它各生产井的井底流压。

调整其它各生产井的初始井底流压，使其与各自井底流压的计算的数值相一致，从而得到该注气井井组单元中各生产井的差别化的井底流压。

S106：依次选取其它各注气井，分别建立注气井井组单元，计算并调整各注气井井组单元中各生产井井底流压。

依次选取注采井网中剩余的其它各注气井，分别建立以各个注气井为中心的注气井井组单元，对每个注气井井组单元重复执行一次步骤S103、步骤S104、步骤S105。对于每个注气井井组单元，该注气井井组单元中各生产井的井底流压都是相同的，都等于初始井底流压。

对于某一生产井来说，其可能包含在2个或2个以上的注气井井组单元中，这时需要对该生产井井底流压做2次或2次以上调整，以保证对于每个井组单元来说，气驱前缘到达各个生产井的时间是相对一致的。下面以生产井X同时包含在2个注气井井组单元A和B为例，说明这时调整生产井井底流压的方法：

对于注气井井组单元A，调整各个生产井井底流压，使气驱前缘到达井组单元A中的各个生产井的时间的差值在预设的阈值范围内，即从井组单元A中的注气井出发的气驱前缘到达生产井X与到达其它各生产井的时间的差值小于预设的阈值；

对于注气井井组单元B，调整各个生产井井底流压(此时对于已经调整过井底流压的生产井X来说，需要再次做些微调，只要能够保证井组单元A中的注气井出发的气驱前缘到达井组单元A中的各个生产井的时间的差值在预设的阈值范围内即可)，使井组单元B中从注气井出发的气驱前缘到达各生产井的时间的差值在预设的阈值范围内，即井组单元B中的注气井出发的气驱前缘到达生产井X与到达其它各生产井的时间的差值小于预设的阈值。

预设的阈值以从整体上不影响注入的气体在油藏中的均衡驱替为限，即以最终不影响油藏的驱油开发效果为限。对于不同的油藏设定的阈值是不相同的，需要经过大量的实验和反复的试注才能最终确定。

S107、选取生产井，建立生产井井组单元。

选取步骤S102中所述的注采井网中的某一口生产井，并建立以该生产井为中心的生产井井组单元。生产井井组单元包括一口生产井和影响该生产井的多口注气井。

S108、获取注入压力和生产井井底流压。

获取生产井井组单元中各注气井的注入压力和该生产井井组单元中生产井的井底流压。

各注气井的注入压力即步骤S103中确定的注入压力，注入压力以地层压力为下限，以油层破裂压力为上限。

生产井井底流压即经过步骤S105调整后的井底流压。

S109、计算各气驱前缘到达生产井的时间。

生产井井组单元中各气驱前缘到达生产井时间的计算方法与步骤S104中的计算方法相同。

S110、计算并调整各注气井注入压力。

以步骤S109中各气驱前缘到达生产井时间中的最长时间为基准，将该最长时间赋予其它各注气井，反向计算得出其它各注气井注入压力。

调整其它各注气井的注入压力，使其与各自注入压力的计算值相一致。

S111、依次选取其它各生产井，分别建立生产井井组单元，计算并调整各生产井井组单元中各注气井的注入压力。

依次选取步骤S107所述井网中剩余的其它各生产井，分别建立以各个生产井为中心的井组单元，对每个井组单元重复执行一次步骤S108、步骤S109和步骤110。

对于某一口注气井来说，其可能包含在2个或2个以上的生产井井组单元中，这时需要对该注气井的注入压力做2次或2次以上调整，以保证对于每个生产井井组单元来说，各个气驱前缘到达生产井的时间是相对一致的。下面以注气井Y包含在2个生产井井组单元C和D为例，详细说明这时调整注气井注入压力的方法：

对于生产井井组单元C，调整各个注气井注入压力，使各个气驱前缘到达井组单元C中的生产井的时间的差值在预设的阈值范围内，即从井组单元C中的各个注气井出发的气驱前缘到达生产井X与到达其它各生产井的时间的差值小于预设的阈值；

对于生产井组单元D，调整各个注气井注入压力(此时对于已经调整过注入压力的注气井Y的注入压力再次做些微调，只要能够保证井组单元C中从各注气井出发的气驱前缘到达井组单元C的生产井的时间的差值在预设的阈值范围内即可)，使各气驱前缘到达井组单元D中的生产井的时间的差值在预设的阈值范围内，即井组单元D中从注气井Y出发的气驱前缘与从其它各注气井出发的气驱前缘到达生产井的时间的差值小于预设的阈值。

此处的阈值与步骤S106中的阈值相等。

S112、判断油藏是否达到混相驱。

逐步增加注采井网中各生产井井底流压，在逐渐增加的过程中，每步各生产井井底流压增加相同的预先设置的数值，每步都重复执行一次步骤S102至步骤S111。直至所述注采井网所属的油藏的气驱开发阶段在气窜前地层压力达到油藏混相压力为止，从而实现注入气体的驱动为混相驱。

在油藏中，混相是指两个或多个流体能混合成单相，即两相或多相的界面张力为零时达到混相。

S113、获取注采参数。

在所述注采井网所属的油藏的气驱开发阶段在气窜前地层压力达到油藏混相压力时，获取注采井网中最终调整得到的各注气井的注入压力和各生产井的井底流压。

需要说明的是，生产井井组单元中注入压力大小的调整对注气井井组单元中已确定的气驱前缘到达生产井时间的一致性有细微的影响，但这对油田实际生产影响不大，可以近似认为气驱前缘到达各生产井时间仍然保持一致。因为油田生产实际以调整生产井井底流压为主，注气井注入压力确定后不做太大变化，所以生产井井底流压的调整是主要的优化调整过程，注气井注入压力的调整时辅助的优化调整过程。

本发明实施例还提供了另外一种气驱油藏注采方法，该注采方法依赖于气驱前缘计算与调控软件进行，参见图2，该图示出了另外一种气驱油藏注采方法的流程。

步骤S201：开始；

步骤S202：选择注采模式；

可供选择的注采模式有2种，即生产井调整模式和注气井调整模式。

步骤S203：输入计算参数；

输入计算参数，即计算气驱前缘到达生产井时间所需的基本参数，具体包括：油藏温度；油藏压力；井组各注采井方向的孔隙度、渗透率、饱和度、构造高差、储层有效厚度、注采井距等。

步骤S204：依据分段数给定气体前缘位置；

步骤S205：计算气驱前缘压力；

步骤S206：计算气驱前缘通过该段距离需要的时间；

步骤S207：确定气驱前缘是否到达生产井；

步骤S204、步骤S205、步骤S206和步骤S207为计算气驱前缘到达生产井时间的过程；步骤S207判断气驱前缘位置是否到达生产井，若没有到达，继续确定气驱前缘位置和计算气驱前缘到达该位置需要的时间，若到达，则以步骤S206计算的时间作为气驱前缘到达生产井的时间。

步骤S208：优化条件；

若步骤S202选择生产井调整模式，则选择气驱前缘到达各生产井时间中的最长时间为基准，将该最长时间赋予其它各生产井，反向计算得出其它各生产井井底流压。对于突破时间短的生产井，执行步骤S208(a)，调整生产井井底流压，降低注采压差；对于突破时间长的生产井，执行步骤S208(b)，调整生产井井底流压，增加注采压差。

若步骤S202选择注气井调整模式，则选择各气驱前缘到达生产井时间中的最长时间为基准，将该最长时间赋予其它各注气井，反向计算得出其它各注气井注入压力。对于突破时间短的生产井，执行步骤S208(a)，调整注气井注入压力，降低注采压差；对于突破时间长的生产井，执行步骤S208(b)，调整注气井注入压力，增加注采压差。

步骤S209：给出优化结果。

反复依次计算并调整生产井井底流压和注气井注入压力，直到生产井井底流压和注气井注入压力可使气驱阶段在气窜前地层压力能达到油藏混相压力为止，保证气驱能够实现混相驱替，此时的生产井井底流压和注气井注入压力即为优化结果。

本发明实施例还提供了一种气驱油藏注采装置，参见图3，该图示出了一种气驱油藏注采装置的结构。

所述装置包括：

第一获取单元，用于获取计算气驱前缘到达生产井的时间所需的参数；

生产井调整单元，用于依次选取注采井网中的各注气井，分别建立以所述各注气井为中心的注气井井组单元，根据所述参数计算每个注气井井组单元中从注气井出发的气驱前缘到达该注气井井组单元中各生产井的时间，根据所述时间调整与所述时间相对应的注气井井组单元中各生产井的井底流压；

注气井调整单元，用于依次选取所述注采井网中的各生产井，分别建立以所述各生产井为中心的生产井井组单元，根据所述参数计算每个生产井井组单元中从各注气井出发的气驱前缘到达该生产井井组单元中生产井的时间，根据所述时间调整与所述时间相对应的生产井井组单元中各注气井的注入压力；

第二获取单元，用于获取所述注采井网中调整后的各注气井的注入压力和调整后的各生产井的井底流压。

在某些实施例中，所述装置还包括判断单元，用于判断所述注采井网中各注气井的注入压力和各生产井的井底流压是否使油藏的气驱阶段在气窜前地层压力达到油藏混相压力。

在某些实施例中，如图4所示，所述生产井调整单元包括：

第一选取模块，用于选取注采井网中的各注气井，建立以各注气井为中心的注气井井组单元；

第一获取模块，用于获取所述注气井井组单元中注气井的注入压力和所述注气井井组单元中各生产井的井底流压；

第一计算模块，用于计算注气井井组单元中从注气井出发的气驱前缘到达该注气井井组单元中各生产井的时间，从各个时间中挑选出最长的时间，以该时间为基准，计算该注气井井组单元中各生产井的井底流压；

第一调整模块，用于调整注气井井组单元中各生产井的井底流压。

在某些实施例中，如图5所示，所述注气井调整单元包括：

第二选取模块，用于选取注采井网中的各生产井，建立以各生产井为中心的生产井井组单元；

第二获取模块，用于获取所述生产井井组单元中各注气井的注入压力和所述生产井井组单元中生产井的井底流压；

第二计算模块，用于计算生产井井组单元中从各注气井出发的气驱前缘到达该生产井井组单元中生产井的时间，从各个时间中挑选出最长的时间，以该时间为基准，计算该生产井井组单元中各注气井的注入压力；

第二调整模块，用于调整生产井井组单元中各注气井的注入压力。

下面以在吉林油田黑79南CO₂驱油藏现场应用为例，来进一步说明本发明。

黑79南CO₂驱油藏油层中部埋深2350m，油层压力平均23.11MPa，油层温度平均为97.3℃，饱和压力7.5MPa，区块2002年采用480m×160m菱形反九点井网注水开发，2010年转CO₂驱开发。

采用本发明对黑79南CO₂气驱油藏进行提高波及体积定量化注采设计研究，具体的实施过程为：

1)获得黑79南油藏各注气井组计算气驱前缘到达生产井时间所需基本参数。具体包括：油藏温度；油藏压力；井组各注采井方向的孔隙度、渗透率、饱和度、构造高差、储层有效厚度、注采井距等。

2)建立以注气井为中心井组单元，输入相关参数利用气驱前缘计算与调控软件对气驱前缘到达各生产井的时间进行计算，通过调整各生产井井底流压，其中生产井井底流压以油藏饱和压力为下限，保证气驱前缘到达各生产井时间一致，达到井组内的均衡驱替。

3)建立以生产井为中心井组单元，同样使用气驱前缘计算与调控软件对各气驱前缘到达生产井的时间进行计算，通过调整各注气井注入压力，其中注气井注入压力以油层破裂压力为上限，保证各气驱前缘到达生产井时间相对一致，达到相邻注气井组间协调推进。

4)以油藏数值模拟为手段，试算步骤2)和步骤3)得到的注采参数，即得到注气井的注入压力和生产井的井底流压。通过逐步提高生产井井底流压，反复试算，直至这些注采参数可使气驱阶段在气窜前地层压力能达到油藏混相压力为止，保证气驱能够实现混相驱替，最后综合确定得到所有气驱井组的注采参数。

本发明的注采方法依据气驱油藏渗流力学的理论和数值求解方法，考虑构造高差，解决了注入井气驱前缘到达生产井时间的计算问题；其次以气驱前缘时间到达生产井的时间相对一致为依据，以注采井组内均衡驱替和注采井组间协调推进为原则，提出了一种气驱开发注采井各自井底流压定量化的设计方法，从而实现了注入气体在油层中的高效驱替，提高了气驱油藏波及体积。

本发明在气驱方案设计时，就考虑井组内各个注采井间的差别性，实施差别化的生产井井底流压控制，克服了以往在见效后或气窜后再调整的滞后性；本发明以气驱前缘计算为手段，精确计算出各个生产井的井底流压，使得生产井井底流压定量化控制有据可依，克服以往生产井井底流压控制全靠技术人员经验的缺陷；本发明以气驱井组内均衡驱替和井组间协调推进为原则，因而提高了注入气体的波及体积，实现了注入气体在油层中的高效驱替。

实例结果表明，在气驱方案设计与优化阶段，本发明的方法可辅助油藏数值模拟进行气驱开发方案中井组的差别化和定量化注采设计，对气驱开发科学合理的配产配注有实际意义；其次在气驱方案实施与调整阶段，结合动态反应，这种方法又可作为对气驱油藏实施定量化注采调控和管理依据，有效扩大气驱波及体积，提高气驱开发效果。

本领域技术人员还可以了解到本发明实施例列出的各种说明性逻辑块(illustrative logical block)，单元，和步骤可以通过电子硬件、电脑软件，或两者的结合进行实现。为清楚展示硬件和软件的可替换性(interchangeability)，上述的各种说明性部件(illustrative components)，单元和步骤已经通用地描述了它们的功能。这样的功能是通过硬件还是软件来实现取决于特定的应用和整个系统的设计要求。本领域技术人员可以对于每种特定的应用，可以使用各种方法实现所述的功能，但这种实现不应被理解为超出本发明实施例保护的范围。

本发明实施例中所描述的各种说明性的逻辑块，或单元都可以通过通用处理器，数字信号处理器，专用集成电路(ASIC)，现场可编程门阵列(FPGA)或其它可编程逻辑装置，离散门或晶体管逻辑，离散硬件部件，或上述任何组合的设计来实现或操作所描述的功能。通用处理器可以为微处理器，可选地，该通用处理器也可以为任何传统的处理器、控制器、微控制器或状态机。处理器也可以通过计算装置的组合来实现，例如数字信号处理器和微处理器，多个微处理器，一个或多个微处理器联合一个数字信号处理器核，或任何其它类似的配置来实现。

本发明实施例中所描述的方法或算法的步骤可以直接嵌入硬件、处理器执行的软件模块、或者这两者的结合。软件模块可以存储于RAM存储器、闪存、ROM存储器、EPROM存储器、EEPROM存储器、寄存器、硬盘、可移动磁盘、CD-ROM或本领域中其它任意形式的存储媒介中。示例性地，存储媒介可以与处理器连接，以使得处理器可以从存储媒介中读取信息，并可以向存储媒介存写信息。可选地，存储媒介还可以集成到处理器中。处理器和存储媒介可以设置于ASIC中，ASIC可以设置于用户终端中。可选地，处理器和存储媒介也可以设置于用户终端中的不同的部件中。

在一个或多个示例性的设计中，本发明实施例所描述的上述功能可以在硬件、软件、固件或这三者的任意组合来实现。如果在软件中实现，这些功能可以存储与电脑可读的媒介上，或以一个或多个指令或代码形式传输于电脑可读的媒介上。电脑可读媒介包括电脑存储媒介和便于使得让电脑程序从一个地方转移到其它地方的通信媒介。存储媒介可以是任何通用或特殊电脑可以接入访问的可用媒体。例如，这样的电脑可读媒体可以包括但不限于RAM、ROM、EEPROM、CD-ROM或其它光盘存储、磁盘存储或其它磁性存储装置，或其它任何可以用于承载或存储以指令或数据结构和其它可被通用或特殊电脑、或通用或特殊处理器读取形式的程序代码的媒介。此外，任何连接都可以被适当地定义为电脑可读媒介，例如，如果软件是从一个网站站点、服务器或其它远程资源通过一个同轴电缆、光纤电缆、双绞线、数字用户线(DSL)或以例如红外、无线和微波等无线方式传输的也被包含在所定义的电脑可读媒介中。所述的碟片(disk)和磁盘(disc)包括压缩磁盘、镭射盘、光盘、DVD、软盘和蓝光光盘，磁盘通常以磁性复制数据，而碟片通常以激光进行光学复制数据。上述的组合也可以包含在电脑可读媒介中。

以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种气驱油藏注采方法，其特征在于，所述方法包括：

步骤1、获取计算气驱前缘到达生产井的时间所需的参数，所述气驱前缘到达生产井的时间包括注采井网中从各注气井出发的气驱前缘到达所述注采井网中受该注气井影响的生产井的时间，所述参数包括注气井和受该注气井影响的生产井之间的构造高差；

步骤2、依次选取所述注采井网中的各注气井，分别建立以所述各注气井为中心的注气井井组单元，所述注气井井组单元包括一口注气井和受该注气井影响的多口生产井，根据所述参数计算每个注气井井组单元中从注气井出发的气驱前缘到达该注气井井组单元中各生产井的时间，根据所述时间调整与所述时间相对应的注气井井组单元中各生产井的井底流压，使每个注气井井组单元中从注气井出发的气驱前缘到达该注气井井组单元中各生产井的时间小于预先设置的阈值；

步骤3、依次选取所述注采井网中的各生产井，分别建立以所述各生产井为中心的生产井井组单元，所述生产井井组单元包括一口生产井和影响该生产井的多口注气井，根据所述参数计算每个生产井井组单元中从各注气井出发的气驱前缘到达该生产井井组单元中生产井的时间，根据所述时间调整与所述时间相对应的生产井井组单元中各注气井的注入压力，使该生产井井组单元中从各注气井出发的气驱前缘到达该生产井井组单元中生产井的时间小于所述阈值；

在步骤3之后，所述方法还包括：

逐步增加所述注采井网中各生产井井底流压，每步所述注采井网中各生产井井底流压增加相同的预先设置的数值，每步都重复执行一次步骤2和步骤3，直至所述注采井网中注入的气体实现混相驱。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法最后还包括获取所述注采井网中调整后的各注气井的注入压力和调整后的各生产井的井底流压的步骤。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤2包括：

步骤2a、选取注采井网中的某一口注气井，建立以该注气井为中心的注气井井组单元；

步骤2b、获取所述注气井井组单元中注气井的注入压力和所述注气井井组单元中各生产井的初始井底流压，所述初始井底流压高于油藏的饱和压力；

步骤2c、基于所述注气井井组单元，计算从注气井出发的气驱前缘到达各生产井的时间；

步骤2d、从各个时间中挑选出最长的时间，以该时间为基准，计算所述注气井井组单元中各生产井的井底流压；

步骤2e、调整所述步骤2b中的所述各生产井的初始井底流压，使所述各生产井的初始井底流压与步骤2d中的计算值相一致；

步骤2f、依次选取所述注采井网中的其它各注气井，分别建立以所述其它各注气井为中心的注气井井组单元，对每个注气井井组单元重复执行一次步骤2b、步骤2c、步骤2d和步骤2e，使所述其它各注气井井组单元中从注气井出发的气驱前缘到达该注气井井组单元中的各生产井的时间小于预先设置的阈值。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤3包括：

步骤3a、选取所述注采井网中的某一口生产井，建立以该生产井为中心的生产井井组单元；

步骤3b、获取所述生产井井组单元中各注气井的注入压力和所述生产井井组单元中生产井的井底流压；

步骤3c、基于所述生产井井组单元，计算从各个注气井出发的气驱前缘到达生产井的时间；

步骤3d、从各个时间中挑选出最长的时间，以该时间为基准，计算所述生产井井组单元中各注气井的注入压力；

步骤3e、调整所述步骤3b中的所述各注气井井的注入压力，使所述各注气井的注入压力与步骤3d中的计算值相一致；

步骤3f、依次选取所述注采井网中的其它各生产井，分别建立以所述其它各生产井为中心的生产井井组单元，对每个生产井井组单元重复执行一次步骤3b、步骤3c、步骤3d和步骤3e，使所述其它各生产井井组单元中从各注气井出发的气驱前缘到达该井组单元中的生产井的时间小于所述阈值。

5.一种实施如权利要求1-4中任一项所述方法的注采装置，其特征在于，所述装置包括：

第一获取单元，用于获取计算气驱前缘到达生产井的时间所需的参数；

生产井调整单元，用于依次选取注采井网中的各注气井，分别建立以所述各注气井为中心的注气井井组单元，根据所述参数计算每个注气井井组单元中从注气井出发的气驱前缘到达该注气井井组单元中各生产井的时间，根据所述时间调整与所述时间相对应的注气井井组单元中各生产井的井底流压；

注气井调整单元，用于依次选取所述注采井网中的各生产井，分别建立以所述各生产井为中心的生产井井组单元，根据所述参数计算每个生产井井组单元中从各注气井出发的气驱前缘到达该生产井井组单元中生产井的时间，根据所述时间调整与所述时间相对应的生产井井组单元中各注气井的注入压力。

6.如权利要求5所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：

判断单元，用于判断所述注采井网中各注气井的注入压力和各生产井的井底流压是否使注入的气体在所述注采井网中实现混相驱。

7.如权利要求5或6所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：

第二获取单元，用于获取所述注采井网中调整后的各注气井的注入压力和调整后的各生产井的井底流压。

8.如权利要求5或6所述的装置，其特征在于，所述生产井调整单元包括：

第一选取模块，用于选取注采井网中的各注气井，建立以各注气井为中心的注气井井组单元；

第一获取模块，用于获取所述注气井井组单元中注气井的注入压力和所述注气井井组单元中各生产井的井底流压；

第一计算模块，用于计算注气井井组单元中从注气井出发的气驱前缘到达该注气井井组单元中各生产井的时间，从各个时间中挑选出最长的时间，以该时间为基准，计算该注气井井组单元中各生产井的井底流压；

第一调整模块，用于调整注气井井组单元中各生产井的井底流压。

9.如权利要求5或6所述的装置，其特征在于，所述注气井调整单元包括：

第二选取模块，用于选取注采井网中的各生产井，建立以各生产井为中心的生产井井组单元；

第二获取模块，用于获取所述生产井井组单元中各注气井的注入压力和所述生产井井组单元中生产井的井底流压；

第二计算模块，用于计算生产井井组单元中从各注气井出发的气驱前缘到达该生产井井组单元中生产井的时间，从各个时间中挑选出最长的时间，以该时间为基准，计算该生产井井组单元中各注气井的注入压力；

第二调整模块，用于调整生产井井组单元中各注气井的注入压力。