CN111852416A - 块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法，所述方法包括：计算注气井的注气压力；以所述注气压力从块状多层位大倾角“四高”油藏的注气井的顶部注入天然气，以使所述天然气重力超覆形成气顶向下驱替，与原油不断接触以形成混相，从而将所述原油以混相驱的方式从所述油藏的采油井的中下部驱替到所述采油井内。本发明提供一种块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法，不受油藏高温高盐等不利条件限制，能同时提高驱油效率和波及效率，进而大幅提高采收率。
Description
技术领域
本发明涉及一种块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法。
背景技术
油藏的采收率是指采出原油的数量与油藏原始地质储量的比值，油藏的地质条件和开发采油的工艺水平，决定了油藏采收率的高低。采收率是衡量油田开发水平高低的一个重要指标，提高采收率是石油开采技术领域的重要研究课题。
现有技术中，提高油藏采收率的一个重要方法是化学驱，化学驱是指向注入水中加入化学剂，以改变驱替流体的物化性质及驱替流体与原油和岩石矿物之间的界面性质，从而有利于原油生产的一种采油方法。
但是，对于具有地层温度、压力、地层水矿化度、钙镁离子浓度都高的“四高”油藏，如塔里木东河塘碎屑岩油藏，聚合物驱存在热降解、盐敏效应导致增粘效果丧失；碱驱碱耗大、结垢沉淀；耐高温、抗高盐、超低界面张力的表面活性剂驱离现场应用还存在较大距离；因此，化学驱提高采收率技术不适应于“四高”油藏。
发明内容
本发明提供一种块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法，不受油藏高温高盐等不利条件限制，能同时提高驱油效率和波及效率，大幅提高采收率。
本发明提供一种块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法，包括：
计算注气井的注气压力；
以所述注气压力从块状多层位大倾角“四高”油藏的注气井的顶部注入天然气，以使所述天然气重力超覆形成气顶向下驱替，与原油不断接触以形成混相，从而将所述原油以混相驱的方式从所述油藏的采油井的中下部驱替到所述采油井内。
如上所述的方法，所述计算注气井的注气压力具体包括：
计算采油井的井口压力值和地层压力值，并根据所述井口压力值和地层压力值确定注气井的注气压力。
如上所述的方法，所述注气压力大于或者等于44Mpa。
如上所述的方法，所述以所述注气压力从块状多层位大倾角“四高”油藏的注气井的顶部注入天然气具体包括：
采用所述注气压力及计算得到的预设注气速度从所述注气井的顶部持续注入天然气直至注气量达到预设总注气量，同时根据预设注采比和预设采油速度进行采油。
如上所述的方法，所述预设注气速度通过如下公式计算得到：
式中，A为储层吸气面积，g为重力加速度，μ为原油的粘度，k为渗透率，α为地层倾角，Δρ为地面上原油和地下原油的密度差，Sorw为水驱残余油饱和度，Sorg为气驱残余油饱和度，C为单位修正系数。
如上所述的方法，所述预设总注气量大于或等于1PV，所述预设注采比为1.1-1.5，所述预设采油速度小于或等于5％。
如上所述的方法，所述计算注气井的注气压力之前，还包括：
选择注采层位，论证注采井型。
如上所述的方法，所述注采层位采用合层注气合层采油，所述注采井型采用水平井注水平井采。
如上所述的方法，所述论证注采井型之后，还包括：计算相邻两个水平井的井距以及水平井的水平段长度。
如上所述的方法，相邻两个水平井的井距为400-500m，所述水平井的水平段的长度为300-400m。
本发明实施例提供的块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法，注气不受油藏高温高盐等不利条件限制，能有效提高储量动用程度，大幅提高采收率；对于块状多层位大倾角油藏采用顶部注气方式，可充分发挥注入气重力驱作用，有利于控制气窜，提高注气波及系数；通过在构造高部位部署井位注气，注气重力超覆形成人工气顶驱动气油界面稳定下移形成混相带，实现构造高部位注气提高波及系数、混相提高驱油效率的有机结合，达到注气提高采收率目的；此外，各项参数指标明确，操作性强，可以很好地指导现场施工。
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一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图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性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法的流程示意图；
图2为本发明实施例提供的块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法的又一流程示意图；
图3为本发明实施例提供的块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法的另一流程示意图；
图4为本发明实施例提供的块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法的再一流程示意图；
图5为示例性实施例提供的塔里木油田东河1CIII油藏剖面图；
图6为图5对应的注气重力辅助混相驱的示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明中的附图，对本发明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发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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，都属于本发明保护的范围。
下面参考附图并结合具体的实施例描述发明。
实施例
图1为本发明实施例提供的块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法的流程示意图，参考图1所示，本发明实施例提供一种块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法，包括：
S101、计算注气井的注气压力；
S102、以所述注气压力从块状多层位大倾角“四高”油藏的注气井的顶部注入天然气，以使所述天然气重力超覆形成气顶向下驱替，与原油不断接触以形成混相，从而将所述原油以混相驱的方式从所述油藏的采油井的中下部驱替到所述采油井内。
具体地，块状多层位大倾角“四高”油藏指的是满足以下要求的油藏：块状、多层位、大倾角、高温、高压、高地层水矿化度、高钙镁离子浓度。其中，块状油藏指的是油柱高度小于储集层厚度的油藏，块状油藏的储集层厚度较大，内部没有不渗透岩层间隔而呈整体块状，顶部为不渗透岩层覆盖，下部为底水承托，不受岩层层面控制。
在满足油藏特征要求前提下还需要对油藏进行筛选，其原则是油藏实施注水采油已不可行，但储量仍有一定规模，剩余油整体富集。与注水采油相比，注气采油的注气压力较低，吸气能力强，注入气体不会与地层中的地层水和岩石矿物等发生反应造成储层伤害，注入的气体在地层条件下很容易溶解在原油中，使原油粘度降低，有利于开采。因此，在油藏注水采油已不可行，但储量仍有一定规模时，可以采取注气的方式采油。
通常情况下，注气介质主要有氮气、二氧化碳、空气、烃类气等。氮气属于惰性气体，混相压力很高，注二氧化碳存在腐蚀等问题，同时氮气和二氧化碳气源不足，成本较高；空气驱技术目前不成熟，离现场应用还存在很大差距；而烃类气气源充足，成本低廉，混相压力小、与原油互溶混相或近混相，驱油效率高。因此，一般选取天然气作为本发明实施例中对块状多层位大倾角“四高”油藏进行注气的注气介质。
需要注意的是，在进行注气采油之前，还需要进行注气可行性研究，以确定油藏的注气可行性。具体地，注气可行性研究主要通过开展室内实验室实验，包括细管实验、长岩心驱替实验、原油膨胀实验。开展细管实验，模拟具体油藏原始油层温度设计实验温度，注气确定最小混相压力，结合具体油藏原始地层压力判定注气能否实现混相；开展长岩心驱替实验，比较注气驱油与注水驱油效率大小；开展原油膨胀实验，实验结果表明注气有效降低原粘度、增加流动能力，增加原油膨胀能力，增大体积系数。且应用于本实施例中的高压油藏时，注气能实现混相，注气驱油比注水驱油的效率高，因此，注气具有可行性。
进一步地，本实施例通过构造顶部部署注气井、中下部部署生产井，注入气重力超覆形成人工气顶，逐渐向下驱替，与原油不断接触混相，形成重力辅助混相驱，实现混相驱提高微观驱油效率、重力辅助驱提高注气宏观波及效率，从而大幅度提高油藏采收率。
对于块状多层位油藏，注气方式主要有平面面积驱和垂向重力驱两种方式，通过数值模拟机理模型研究表明平面面积驱注气能力高、总注气量大、注采对应，因此注采强度大、采油速度快，但气油比高、气窜快；而垂向重力驱通过顶部注气，注入气向下驱替，有效地防止气窜，波及效率高达90％。因此，为了充分发挥注入气的重力作用，尽可能减缓气窜，同时适当提高注采比、注采强度，保证混相带的规模，本实施例选择以垂向重力驱为主、平面面积驱为辅的方式进行混相驱。
本发明实施例提供的用于块状多层位大倾角“四高”油藏的采油方法，目的是通过注气提高采收率，由于采收率为微观驱油效率与宏观波及系数的乘积，因此注气方式以提高微观驱油效率和宏观波及系数为目的。注气可行性研究表明注气可实现混相，混相后相界面消失、毛管压力减少、原油粘度降低，从而提高微观驱油效率。
图2为本发明实施例提供的块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法的又一流程示意图，参考图2所示，S101中所述计算注气井的注气压力具体包括：
S201、计算采油井的井口压力值和地层压力值，并根据所述井口压力值和地层压力值确定注气井的注气压力。
其中，注气压力设计需要满足注入压力大于地层压力原则。应用油藏数值模拟VFP模块预测具体油藏注干气的压力曲线，并结合理论计算方法得出井口压力。考虑到注气后地层压力恢复和注气量需求，要求注气井井口注气压力不低于地层压力，同时还需要考虑注气压缩机的工作模式。可选地，注气压力大于或者等于44MPa。
S102中所述以所述注气压力从块状多层位大倾角“四高”油藏的注气井的顶部注入天然气具体包括：
S202、采用所述注气压力及计算得到的预设注气速度从所述注气井的顶部持续注入天然气直至注气量达到预设总注气量，同时根据预设注采比和预设采油速度进行采油。
除了注气压力外，注气速度也是注气过程中较为重要的参数之一。由于注入速度过大会破坏油气界面的稳定，引起驱动气的指进，形成驱动气的早期突破，降低注气效果。因此，保持稳定重力驱，需要控制合理注气速度。
其中，所述预设注气速度通过如下公式计算得到：
式中，A为储层吸气面积，g为重力加速度，μ为原油的粘度，k为渗透率，α为地层倾角，Δρ为地面上原油和地下原油的密度差，Sorw为水驱残余油饱和度，Sorg为气驱残余油饱和度，C为单位修正系数。
基于具体油藏参数，在理想条件下不考虑注采压差影响，通过上述公式求解注气速度，并且需要结合注气压缩机组排量和运行方式，控制合理的注气速度。
在上述注气可行性的试验研究中，由长岩心驱替实验表明要达到较高驱油效率，至少需要注入1PV气量；此外，注气量的设计还需要考虑注气层位的孔隙体积。具体地，块状多层位大倾角“四高”油藏的注气量为大于或等于1PV。其中，PV指孔隙体积pore volume。
此外，采油过程中用于衡量注采平衡的一个重要参数为注采比，注采比是指注气量与采油量之比。注采比过高，地层压力上升快，注气井井底很容易出现憋压，导致注气压力升高、注气难度增加，同时过高注气压力对地面注气工艺产生较大影响。采油速度则关系到气油界面的稳定性。本实施例中，所述预设总注气量大于或等于1PV，所述预设注采比为1.1-1.5，所述预设采油速度小于或等于5％。
图3为本发明实施例提供的块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法的另一流程示意图，参考图3所示，在上述实施例的基础上，S101中所述计算注气井的注气压力之前，还包括：
S100、选择注采层位，论证注采井型。
注采层位分为“分层注气，分层采油”和“合层注气，合层采油”这两种。“分层注气，分层采油”要求各注气层位之间必须具有良好的隔层，确保层间不发生窜通和干扰；但若储层物性差，地层吸气量少，井网不完善、储量小、产能低，要获得一定经济效益，只能考虑与下部储层合层开采采取“合层注气，合层采油”方式。本实施例中，注采层位采用“合层注气，合层采油”。
进一步地，本实施例中采取水平井注水平井采的注采井型。直井注采、直井注水平井采、水平井注直井采和水平井注水平井采这四种注采井型中，由于水平井井眼穿过油层长度大，增加了与油层接触面积，可以提高地层的有效吸气厚度，因此水平井注采可显著提高总注气量；有利于重力稳定，提高注采强度；气窜时间最长，从而延缓气窜，对于相同气油比，水平井能显著提高总采油量。
图4为本发明实施例提供的块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法的再一流程示意图，参考图4所示，在一种可行的实施例中，在S301、选择注采层位为合层注气合层采油，且注采井型采用水平井注水平井采之后，还包括：S302、计算相邻两个水平井的井距以及水平井的水平段长度。
当采用水平井注水平井采的注采井型时，需要设置合理的井距和注气井的水平段长度。合理的注采可以保证注气驱替前缘的相对稳定，降低气窜风险。开展数值模拟研究水平井注采在不同井距下存气量下降幅度和气体突破速度，从而论证合理井距。随着注气井水平段长度的增加，吸气指数增大，即水平井的水平段长度越大，注气能力越强。通过探究水平段长度的增长值与吸气指数的增大值之间关系曲线设计最佳水平井水平段长度。优选地，相邻两个水平井的井距为400-500m，水平井的水平段的长度为300-400m。
本发明实施例提供的用于块状多层位大倾角“四高”油藏的采油方法，注气不受油藏高温高盐等不利条件限制，能有效提高储量动用程度，大幅提高采收率；对于块状多层位大倾角油藏采用顶部注气方式，可充分发挥注入气重力驱作用，有利于控制气窜，提高注气波及系数；通过在构造高部位部署井位注气，注气重力超覆形成人工气顶驱动气油界面稳定下移形成混相带，实现构造高部位注气提高波及系数、混相提高驱油效率的有机结合，达到注气提高采收率目的；此外，各项参数指标明确，操作性强，可以很好地指导现场施工。
下面采用更加具体的实施例来详细描述本发明实施例提供的块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法。
图5为示例性实施例提供的塔里木油田东河1CIII油藏剖面图，图6为图5对应的注气重力辅助混相驱的示意图，参考图5和图6所示，本实施例以塔里木油田东河1CIII油藏为例，该油藏厚度大，油层段无稳定的泥岩隔层，仅具数十条含泥质粉细砂岩物性夹层，夹层分布局限，不能在全油田形成统一的稳定隔层。自下而上依次为水层、稠油带、稀油层，各流体界面基本统一，油藏类型静态特征表现为块状底水油藏。
该油藏纵向上划分的0-6砂层组为主要含油层段，各砂层组平面展布特征如下：0砂层组为砂砾岩段，厚度2-14m，顶厚边薄；1砂层组自DH1至HD1-5-8井一线为剥蚀区，厚度21-49m，顶部受剥蚀较薄为21-26m，构造东西两端沉积厚度较大达42-49m；2-6砂层组储层平面上分布较稳定，总厚度91-103m，砂体平行海岸线呈北东-南西走向展布，构造轴部及北部较厚，向南翼有变薄趋势。其中2、3砂层组平均约23m，4砂层组厚度较薄、只有8.5-13m，5砂层组厚度28-33m，6砂层组厚度与4砂层组相似，一般7-13m。本发明注气试验选择该油藏构造线-4775m以上区域作为注气开发试验区，其面积2.98km2，控制的探明地质储量604万吨，目的层位以1砂层组为主，包括0、2、3砂层组的局部。该油藏为短轴背斜，构造长轴5.1km，短轴1.9km，顶部平缓，地层倾角3°-4°，西北翼较陡，倾角12°，东南翼较缓，倾角4.5°。该油藏原始地层压力62.38MPa，原始地层温度高达140℃，地层水总矿化度23.4×104mg/L，并且钙镁离子浓度高。因此，该油藏为块状、多层位、大倾角、“四高”油藏。
该油藏实施注水困难，达不到方案配注要求，注水后地层能力不足，地层压力保持程度低，主要开发指标达不到方案设计要求，即油藏注水效果差，水驱采收率低；同时具有一定储量规模，剩余油整体富集，这样提高采收率潜力巨大。
开展实验室细管实验，模拟该油藏原始油层温度设计实验温度为140℃，注伴生气最小混相压力为33.07MPa，而该油藏原始地层压力为62.38MPa，因此注气能实现混相；长岩心驱替实验表明注气注入1.0PV时驱油效率85％，注入1.4PV时驱油效率89％，比注水驱油效率高出46％，因此注气能大幅度提高驱油效率；原油膨胀实验表明，注气有效降低原油粘度、增加流动能力，增加原油膨胀能力，增大体积系数。综上，塔里木油田东河1CIII油藏注气可行。
本实施例中，选取天然气作为注气介质，注气方式以垂向重力驱为主、平面面积驱为辅进行混相驱，通过构造顶部部署注气井、中下部部署生产井，形成重力辅助混相驱，从而发幅度提高油藏采收率。
从地质统计资料看，除13小层顶夹层较发育外，该油藏夹层整体不连续，不能对注入气形成有效遮挡；12小层底部隔夹层发育，同13小层压力差异大，地层能量弱可以单独注气开发，但因储层物性差，地层吸气量少，同时井网不完善、储量小、产能低，要获得一定经济效益，只能考虑与下部储层合层开采。
同时数值模拟表明合注12+13小层，形成以重力稳定驱为主、面积驱为辅的方式进行混相驱，一方面可以适当提高注采比、注采强度，保证混相带的规模；另一方面可以依靠注入气的重力作用，尽可能减缓气窜。并且数值模拟还表明合注12+13小层注入能力明显强于单注12小层，存气量为单注12小层的2倍；合注12+13小层地层压力恢复和增产效果比单注12小层更好，因此，注气层位选取为1砂层组12+13小层合注。
分析老井产液能力，合采12+13小层水平井产液能力平均为3.9t/d·MPa，是直井产液能力的3倍，生产2砂层组水平井产液能力平均为7.8t/d·MPa，是直井产液能力的1.3倍；因此，水平井产液能力具有提高产能的优势。考虑到需要在12+13小层合注，应用水平井注气可以提高地层的有效吸气厚度。并且水平井注水平井采气窜时间长短较长，水平井可延缓气窜，对于相同气油比，水平井能显著提高总采油量，且采用水平井可显著提高总注气量。因此注采井型选取水平井注水平井采。
目前该油藏1砂层组目前采取3注7采方式，注采井距在300-450m之间；2及以下砂层组采取7注16采方式，以合注合采直井为主，井距约350-500m。当注气层位以12+13合注为主时，受13底夹层不连续分布的影响，注入气可能会沿2及以下砂层组的高渗通道运移，导致气窜。数值模拟表明对于水平井注水平井采的注采井型，井距低于500m时存气量大幅下降，井距在400m以上时气体突破明显减缓。因此，本实施例中，注采井距设计在400m-500m之间。
随注气井水平段长度的增加，吸气指数增大，显示出水平段长度越大，注气能力越强。水平段长度的增长值与吸气指数的增大值符合指数曲线关系，当水平段长度大于300m时，水平段长度的增加对于吸气指数增大的影响明显降低，此时吸气指数已能满足注气要求。因此，本实施例中，水平井水平段长度设计为300m。
进一步地，注气压力设计需要满足注入压力大于地层压力原则。应用油藏数值模拟VFP模块预测该油藏注干气压力曲线，结合1砂层组目前地层压力40-42MPa，考虑到注气后地层压力恢复和注气量需求，要求注气井井口注气压力不低于48MPa。同时，该油藏注气采用往复式燃气驱动压缩机，压缩比高，入口压力5.2MPa，出口末段压力在50MPa左右，考虑到管线压力损失，井口注气压力设计为48MPa。
根据该油藏参数，理想条件下不考虑注采压差影响，日注气量不超过70×104m3/d即可保持油气界面稳定。考虑到注气压缩机组排量为20×104m3/d，其运行方式一般采取2用1备，因此注气速度控制在40×104m3/d。
由可行性研究中的长岩心驱替实验表明要达到较高驱油效率，至少需要注入1PV气量；而基于数值模拟求取31小层顶即-5755m构造线之上孔隙体积为484.57×104m3，注入气体地层体积系数为0.007885，因此注入1PV大约需要的注气量为61454×104m3。
考虑到试验区地层压力整体在40MPa以上，不需要通过高注采比来提高地层压力即能混相，通过油藏工程计算及数值模拟，推荐注采比1.3即可保证地层压力平稳上升。
数值模拟机理模拟采油速度小于5％时，气油界面基本保持稳定，基于此，并采用类比法对采油速度进行再次确定。对于该油藏顶部注气混相驱，一方面目前剩余油饱和度较高，为40％-75％；另一方面，混相驱气窜后，中低气油比期产油能力不会降低，因此确定试验期采油速度2％-3％。
本发明实施例提供的用于块状多层位大倾角“四高”油藏的采油方法，注气不受油藏高温高盐等不利条件限制，能有效提高储量动用程度，大幅提高采收率；对于块状多层位大倾角油藏采用顶部注气方式，可充分发挥注入气重力驱作用，有利于控制气窜，提高注气波及系数；通过在构造高部位部署井位注气，注气重力超覆形成人工气顶驱动气油界面稳定下移形成混相带，实现构造高部位注气提高波及系数、混相提高驱油效率的有机结合，达到注气提高采收率目的；此外，各项参数指标明确，操作性强，可以很好地指导现场施工。
在本发明的描述中，需要理解的是，所使用的术语“中心”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“顶端”、“底端”、“上”、“下”、“左”、“右”、“前”、“后”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”“轴向”、“周向”等指示方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的位置或原件必须具有特定的方位、以特定的构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个、三个等，除非另有明确具体的限定。
在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等应做广义理解，例如可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成为一体；可以是机械连接，也可以是电连接或者可以互相通讯；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以使两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
在本发明中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征之“上”或之“下”可以包括第一和第二特征直接接触，也可以包括第一和第二特征不是直接接触而是通过它们之间的另外的特征接触。而且，第一特征在第二特征“之上”、“上方”和“上面”包括第一特征在第二特征正上方和斜上方，或仅仅表示第一特征水平高度高于第二特征。第一特征在第二特征“之下”、“下方”和“下面”包括第一特征在第二特征正下方和斜下方，或仅仅表示第一特征水平高度小于第二特征。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，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发明各实施例技术方案的范围。
Claims (10)
1.一种块状多层位大倾角“四高”油藏注气重力辅助混相驱方法，其特征在于，包括：
计算注气井的注气压力；
以所述注气压力从块状多层位大倾角“四高”油藏的注气井的顶部注入天然气，以使所述天然气重力超覆形成气顶向下驱替，与原油不断接触以形成混相，从而将所述原油以混相驱的方式从所述油藏的采油井的中下部驱替到所述采油井内。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述计算注气井的注气压力具体包括：
计算采油井的井口压力值和地层压力值，并根据所述井口压力值和地层压力值确定注气井的注气压力。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述注气压力大于或者等于44Mpa。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述以所述注气压力从块状多层位大倾角“四高”油藏的注气井的顶部注入天然气具体包括：
采用所述注气压力及计算得到的预设注气速度从所述注气井的顶部持续注入天然气直至注气量达到预设总注气量，同时根据预设注采比和预设采油速度进行采油。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述预设注气速度通过如下公式计算得到：
式中，A为储层吸气面积，g为重力加速度，μ为原油的粘度，k为渗透率，α为地层倾角，Δρ为地面上原油和地下原油的密度差，Sorw为水驱残余油饱和度，Sorg为气驱残余油饱和度，C为单位修正系数。
6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述预设总注气量大于或等于1PV，所述预设注采比为1.1-1.5，所述预设采油速度小于或等于5％。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述计算注气井的注气压力之前，还包括：
选择注采层位，论证注采井型。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述注采层位采用合层注气合层采油，所述注采井型采用水平井注水平井采。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述论证注采井型之后，还包括：计算相邻两个水平井的井距以及水平井的水平段长度。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，相邻两个水平井的井距为400-500m，所述水平井的水平段的长度为300-400m。
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