CN113356806B - 基于气驱波及系数调整注气量的方法、装置及电子设备 - Google Patents
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Abstract
本申请涉及油藏技术领域，具体涉及一种基于气驱波及系数调整注气量的方法、装置及电子设备，解决了现有技术中无法同时量化平面波及系数和纵向波及系数，进而无法根据平面波及系数和纵向波及系数有效地评估和改善缝洞型油藏波及状况的问题。方法包括：获得示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积、井组面积以及井组最浅生产层高度；根据示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积以及井组最浅生产层高度，得到气驱纵向波及系数；根据示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积以及井组面积，得到气驱平面波及系数；将气驱纵向波及系数与气驱平面波及系数相乘得到气驱波及系数，并根据气驱波及系数调整注入井的注气量。
Description
技术领域
本申请涉及油藏技术领域，特别地涉及一种基于气驱波及系数调整注气量的方法、装置及电子设备。
背景技术
注气开采方式是进一步提高缝洞型油藏采收率的开采方式之一，采收率与波及系数相关，波及系数是指注入工作剂在油层中的波及程度,也就是说被工作剂驱洗过的油层体积(或面积)占油层总体积(或面积)的百分数。一般情况下，波及系数越大，采收率也会越大。因此，波及系数可用来分析油藏开发状况和调整开发效果。
在油藏中注入气体示踪剂，了解注入流体和被驱替流体在储层中的运移特征的示踪剂方法是注气油藏开发动态监测的重要手段之一。由于缝洞型油藏储集体空间多样，储层非均质性极强，与砂岩油藏储层性质差异大，没有开发层系的概念。因此，传统的砂岩油藏示踪剂解释方法对缝动型油藏失效。且现有技术中针对缝洞型油藏的注气示踪剂相关研究极少，针对缝洞型油藏注气波及状况评价更是缺乏，尚未有快速有效的气驱效果评价方法。
在一现有技术中(李小波，彭小龙，史英，等.井间示踪剂测试在缝洞型油藏的应用.石油天然气学报，2008，30(6):271-274.)，通过井间示踪剂测试与油藏数值模拟相结合的评价方法，依据注入流体示踪剂测试曲线结果，对数值模拟模型进行拟合，评价流体的波及状况，估算波及体积大小。但该方法需要建立地质模型，并对数值模型拟合分析，使用范围受限，计算量较大，耗费时间较长，且该方法采用的是注水示踪剂，仅考虑注入水的波及状况，未考虑气的波及。
在另一现有技术中(李牧.缝洞型油藏注气示踪剂解释方法研究.西南石油大学，2017.)虽然考虑了气体的扩散、滞留、随流迁移等，建立了缝洞型油藏气体示踪剂流动数学模型，并用数值仿真模型模拟了连续注入、段塞注入下气体示踪剂在缝洞型油藏中的流动过程，验证数学模型准确性，并分别计算了两种扩散方式下的气驱波及体积。但是，该方法模型建立过程假设条件多，推导过程复杂，不便于计算，且未涉及气体的平面波及问题。
因此，如何提供一种同时量化平面波及系数和纵向波及系数的计算方法，进而根据平面波及系数和纵向波及系数有效地评估和改善缝洞型油藏波及状况是目前亟待解决的问题。
发明内容
针对上述问题，本申请提供了一种基于气驱波及系数调整注气量的方法、装置及电子设备，解决了现有技术中无法同时量化平面波及系数和纵向波及系数，进而无法根据平面波及系数和纵向波及系数有效地评估和改善缝洞型油藏波及状况的问题。
第一方面，本申请提供了一种基于气驱波及系数调整注气量的方法，所述方法包括：
获得示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积、井组面积以及井组最浅生产层高度；
根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组最浅生产层高度，得到气驱纵向波及系数；
根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组面积，得到气驱平面波及系数；
将所述气驱纵向波及系数与所述气驱平面波及系数相乘得到气驱波及系数，并根据所述气驱波及系数调整注入井的注气量。
根据本申请的实施例，可选的，上述方法中，所述示踪剂井组波及参数包括示踪剂井组波及面积和示踪剂井组波及体积，根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组最浅生产层高度，得到气驱纵向波及系数，包括：
根据所述氮气驱井组波及体积、所述示踪剂井组波及体积以及所述示踪剂井组波及面积，采用氮气井组波及高度计算式计算得到氮气井组波及高度，其中，所述氮气波及高度计算式为：h氮气驱＝(V氮气驱/V示踪剂)1/3×(V示踪剂/S示踪剂)，h氮气驱为所述氮气井组波及高度，V氮气驱为所述氮气井组波及体积，V示踪剂为所述示踪剂井组波及体积，S示踪剂为所述示踪剂井组波及面积；
将所述氮气井组波及高度与所述井组最浅生产层段高度相比得到气驱纵向波及系数。
根据本申请的实施例，可选的，上述方法中，所述示踪剂井组波及参数包括示踪剂井组波及面积和示踪剂井组波及体积，根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组面积，得到气驱平面波及系数，包括：
根据所述氮气驱井组波及体积、所述示踪剂井组波及体积以及所述示踪剂井组波及面积，利用氮气井组波及面积计算式得到氮气井组波及面积，其中，所述氮气井组波及面积计算式为：S氮气驱＝(V氮气驱/V示踪剂)2/3×S示踪剂，其中，S氮气驱为所述氮气井组波及面积，V氮气驱为所述氮气井组波及体积，V示踪剂为所述示踪剂井组波及体积，S示踪剂为所述示踪剂井组波及面积；
将所述氮气井组波及面积与所述井组面积相比得到气驱平面波及系数。
根据本申请的实施例，可选的，上述方法中，所述示踪剂井组波及面积根据以下方式获得：
获得目标采出井的示踪剂响应曲线、该目标采出井与注入井之间的井间连通系数，以及所述目标采出井的示踪剂平面波及图像模型，其中，所述示踪剂平面波及图像模型呈扇形；
根据示踪剂突破时间、示踪剂响应结束时间以及所述扇形的弦长，采用示踪剂波及面积计算式组计算得到所述目标采出井的示踪剂波及面积，其中，所述示踪剂波及面积计算式组包括：
L2＝α×r＝ν×(t0+t)；
L1＝2×r×sin(α/2)；
ν＝L1/t0；
S＝2×(r2×(α/2)-(1/2)×r2×sin(α/2))；
其中，L1为所述扇形的弦长，L2为所述扇形的弧长，α为所述扇形的圆心角，r为所述扇形的半径，ν为示踪剂运移速度，t0为示踪剂突破时间，t0+t为示踪剂响应结束时间，S为所述示踪剂波及面积；
将所述示踪剂波及面积和所述井间连通系数相比得到所述示踪剂井组波及面积。
根据本申请的实施例，可选的，上述方法中，所述示踪剂井组波及体积根据以下方式获得：
获得目标采出井的示踪剂响应曲线、该目标采出井的示踪剂累计采出量以及该目标采出井与注入井之间的井间连通系数；
根据所述示踪剂累计采出量、所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围成的面积以及所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围面积的1/2面积处所对应的时间，采用示踪剂波及体积计算式计算得到所述目标采出井的示踪剂波及体积，其中，所述示踪剂波及体积计算式为：V＝(m/A)×t，V为所述目标采出井的示踪剂波及体积，m为所述目标采出井的示踪剂累计采出量，A为所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围成的面积，tc为所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围面积的1/2面积处所对应的时间；
将所述示踪剂波及体积与所述井间连通系数相比得到所述示踪剂井组波及体积。
根据本申请的实施例，可选的，上述方法中，所述氮气井组波及体积根据以下方式获得：
获得井组的氮气注入量，并将所述氮气注入量与预设值相比得到所述氮气井组波及体积。
根据本申请的实施例，可选的，上述方法中，根据所述气驱波及系数调整注入井的注气量，包括：
从预设对应关系中查找与所述气驱波及系数相同的预设气驱波及系数，并根据该预设气驱波及系数所对应的预设注气量调整注入井的注气量，其中，所述预设对应关系包括多种预设气驱波及系数和与每种预设气驱波及系数分别对应的预设注气量。
第二方面，本申请提供了一种基于气驱波及系数调整注气量的装置，所述装置包括：
获得模块，用于获得示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积、井组面积以及井组最浅生产层高度；
气驱纵向波及系数确定模块，用于根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组最浅生产层高度，得到气驱纵向波及系数；
气驱平面波及系数确定模块，用于根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组面积，得到气驱平面波及系数；
调整模块，用于将所述气驱纵向波及系数与所述气驱平面波及系数相乘得到气驱波及系数，并根据所述气驱波及系数调整注入井的注气量。
第三方面，本申请提供了一种存储介质，该存储介质存储有计算机程序，当该计算机程序被一个或多个处理器执行，实现如上述方法。
第四方面，本申请提供了一种电子设备，包括存储器和处理器，所述存储器上存储有计算机程序，该计算机程序被所述处理器执行时，实现上述方法。
与现有技术相比，上述方案中的一个或多个实施例可以具有如下优点或有益效果：
本申请提供的一种基于气驱波及系数调整注气量的方法、装置及电子设备，所述方法包括：获得示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积、井组面积以及井组最浅生产层高度；根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组最浅生产层高度，得到气驱纵向波及系数；根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组面积，得到气驱平面波及系数；将所述气驱纵向波及系数与所述气驱平面波及系数相乘得到气驱波及系数，并根据所述气驱波及系数调整注入井的注气量，解决了现有技术中无法同时量化平面波及系数和纵向波及系数，进而无法根据平面波及系数和纵向波及系数有效地评估和改善缝洞型油藏波及状况的问题。
附图说明
在下文中将基于实施例并参考附图来对本申请进行更详细的描述。
图1为本申请实施例一提供的一种基于气驱波及系数调整注气量的方法的流程示意图。
图2为本申请实施例一提供的一种示踪剂的初始平面波及示意图。
图3为本申请实施例一提供的一种氮气的初始平面波及示意图。
图4为本申请实施例一提供的生产一段时间后的示踪剂的平面波及示意图。
图5为本申请实施例一提供的生产一段时间后的氮气的平面波及示意图。
图6为本申请实施例一提供的一种示踪剂的初始纵向波及示意图。
图7为本申请实施例一提供的一种氮气的初始纵向波及示意图。
图8为本申请实施例一提供的生产一段时间后的示踪剂的纵向波及示意图。
图9为本申请实施例一提供的生产一段时间后的氮气的纵向波及示意图。
图10为本申请实施例一提供的一种示踪剂平面波及效果分析图。
图11为本申请实施例一提供的一种示踪剂平面波及图像模型示意图。
图12为本申请实施例一中所述目标采出井的一种示踪剂响应曲线示意图。
图13为本申请实施例一中所述目标采出井的另一种示踪剂响应曲线示意图。
图14为本申请实施例一提供的一种井组动用高度示意图。
图15为本申请实施例二提供的一种井组示意图。
图16为本申请实施例二中P1的示踪剂响应曲线示意图。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本申请的实施方式，借此对本申请如何应用技术手段来解决技术问题，并达到相应技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。本申请实施例以及实施例中的各个特征，在不相冲突前提下可以相互结合，所形成的技术方案均在本申请的保护范围之内。
实施例一
请参阅图1，本申请提供一种可应用于手机或平板电脑等电子设备的基于气驱波及系数调整注气量的方法，在实现该方法时，所述电子设备执行步骤S110至步骤S140。
步骤S110：获得示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积、井组面积以及井组最浅生产层高度。
步骤S120：根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组最浅生产层高度，得到气驱纵向波及系数。
步骤S130：根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组面积，得到气驱平面波及系数。
步骤S140：将所述气驱纵向波及系数与所述气驱平面波及系数相乘得到气驱波及系数，并根据所述气驱波及系数调整注入井的注气量。
在本实施中，利用示踪剂与注入气体(即氮气)的波及规律相同，通过单个采出井的示踪剂的平面和纵向波及状况，结合井间连通系数评价方法，得到整个井组的示踪剂平面和纵向波及状况，进而确定氮气在整个井组的平面和纵向波及状况，实现了同时精确量化注入气体的平面波及系数和纵向波及系数的目的，进而达到根据平面波及系数和纵向波及系数评估缝洞型油藏注气波及状况以及改善缝洞型油藏波及状况的目的。
在本实施例中，采用油藏数值模拟方法得到示踪剂和氮气的波及规律关系。其中，油藏数值模拟方法是一种定量地描述在非均质地层中多相流体流动规律的方法。
请参阅图2至图9，图2至图9为利用油藏数值模拟方法所得到的示踪剂和氮气的波及路径效果图，通过分析图2至图9，从数值模拟动态过程中得到示踪剂的波及规律与氮气的波及规律相同。
在本实施例中，示踪剂和氮气的波及规律关系包括示踪剂和氮气的平面波及规律关系和纵向波及规律关系。在上述图2至图9中，每幅图均包括波及效果图和浓度图例(浓度图例位于波及效果图的下方)，且浓度图例中不同颜色表示的浓度值不同。其中，图2至图9中的I为注入井，P为采出井，图2和图3分别反映了示踪剂和氮气的初始平面波及，图2中的C1F为示踪剂的浓度值，且图2中的浓度图例反映的是示踪剂的浓度值；图3中的GasSat为氮气的浓度值，相对应地，图3中的浓度图例反映的是氮气的浓度值。图4和图5分别反映了示踪剂和氮气在同一时刻的平面波及范围，图4中的C1F为示踪剂的浓度值，且图4中的浓度图例反映的是示踪剂的浓度值；图5中的GasSat为氮气的浓度值，图5中的浓度图例反映的是氮气的浓度值。图6和图7分别反映了示踪剂和氮气的初始纵向波及，图6中的C1F为示踪剂的浓度值，且图6中的浓度图例反映的是示踪剂的浓度值；图7中的GasSat为氮气的浓度值，图7中的浓度图例反映的是氮气的浓度值。图8和图9分别反映了在同一时刻的示踪剂和氮气的纵向运移路径，图8中的C1F为示踪剂的浓度值，且图8中浓度图例反映的是示踪剂的浓度值；图9中的GasSat为氮气的浓度值，图9中的浓度图例反映的是氮气的浓度值。分别对比分析图2和图3，图4和图5，图6和图7，图8和图9，示踪剂的平面和纵向运移特征表征了氮气的平面和纵向的波及状况，即示踪剂的波及规律与氮气的波及规律相同。
在步骤S110中，所述示踪剂井组波及参数包括示踪剂井组波及面积和示踪剂井组波及体积。其中，所述示踪剂井组波及面积的获取过程包括：首先，通过求取在一注一采(即一个注入井，一个采出井)条件下的单个采出井的示踪剂波及面积。具体的，选取井组中的一个采出井作为目标采出井，获得目标采出井的示踪剂响应曲线、该目标采出井与注入井之间的井间连通系数，以及所述目标采出井的示踪剂平面波及图像模型。其中，结合数值模拟结果，示踪剂在缝洞油藏的平面波及呈圆弧状，如图10所示的一种示踪剂平面波及效果分析图，因此，可以将示踪剂的平面波及范围(即示踪剂平面波及面积)的一半等效成图11中的阴影部分，即示踪剂的平面波及范围为该阴影部分的两倍。根据图10，建立目标采出井的示踪剂平面波及图像模型，该示踪剂平面波及图像模型如图11所示，目标采出井的示踪剂平面波及图像模型呈扇形状，根据所述示踪剂平面波及图像模型，建立数学等式关系，得到图11中的阴影面积，进而得到目标采出井的示踪剂平面波及范围，即所述示踪剂波及面积。其中，数学等式关系包括：
L2＝α×r＝ν×(t0+t) (1)
L1＝2×r×sin(α/2) (2)
ν＝L1/t0 (3)
S＝2×(r2×(α/2)-(1/2)×r2×sin(α/2)) (4)
其中，L1为所述扇形的弦长，即注入井与目标采出井之间的间距，可通过实地测量获得。ν为示踪剂运移速度，t0为示踪剂突破时间，t为示踪剂响应时间，t0+t为示踪剂响应结束时间，t0以及t0+t均可以通过获得的目标采出井的示踪剂响应曲线得到。
请参阅图12，图12为一种目标采出井的示踪剂响应曲线示意图，该示踪剂响应曲线是示踪剂浓度(单位：ppm)与时间(单位：d，即天数)的关系曲线图，通过该示踪剂响应曲线，即可得到t0以及t0+t的值。其中，所述示踪剂响应曲线的获得方式为：在目标采出井中进行取样，在实验室进行示踪剂分析，获得样品中的示踪剂含量，绘制出目标采出井的示踪剂响应曲线，即本实施例中所述示踪剂响应曲线。
通过联立上述(1)、(2)和(3)式，求解得到所述扇形的弧长(L2)、所述扇形的圆心角(α)以及所述扇形的半径(r)。再根据所述扇形的圆心角(α)以及所述扇形的半径(r)，代入上述(4)式，求解得到所述示踪剂波及面积(S)。
最后，再根据所述示踪剂波及面积，并结合井间连通性评价方法推出整个井组的示踪剂面积波及的情况，进而得到整个井组的示踪剂井组波及面积。具体的，将所述示踪剂波及面积和所述井间连通系数相比得到所述示踪剂井组波及面积。
同理，在本实施例中，所述示踪剂井组波及体积的获取过程包括：首先，通过求取在一注一采的条件下的单个井的示踪剂波及体积。具体的，获得目标采出井的示踪剂响应曲线、该目标采出井的示踪剂累计采出量以及该目标采出井与注入井之间的井间连通系数。
在本实施例中，所述示踪剂响应曲线如图13所示，目标采出井的示踪剂累计采出量可根据该示踪剂响应曲线得到，且目标采出井的示踪剂累计采出量为该示踪剂响应曲线与横坐标围成的面积，即图13中的阴影部分，示踪剂累计采出量的单位为(mg·d)/m3，tc为示踪剂波及的平均时间，即所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围面积的1/2面积处所对应的时间。应当说明的是，若所述示踪剂响应曲线对称，则tc为示踪剂响应曲线达到峰值所对应的时间。
根据获得的所述示踪剂累计采出量、所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围成的面积以及所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围面积的1/2面积处所对应的时间，采用示踪剂波及体积计算式计算得到所述目标采出井的示踪剂波及体积。其中，所述示踪剂波及体积计算式为：
V＝(m/A)×tc (5)
在上述(5)式中，V为所述目标采出井的示踪剂波及体积，m为所述目标采出井的示踪剂累计采出量，A为所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围成的面积，可由MATLAB编程微积分求解出示踪剂响应曲线与气横坐标所围成的面积，tc为所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围面积的1/2面积处所对应的时间。
最后，结合井间连通性评价方法推出整个井组的示踪剂体积波及的情况，进而得到整个井组的示踪剂井组波及体积。具体的，将所述示踪剂波及体积与所述井间连通系数相比得到所述示踪剂井组波及体积。
应当说明的是，在本实施例中，计算所述示踪剂井组波及面积和所述示踪剂井组波及体积所利用到的井组连通系数的获得过程相同。所述井间连通系数表示各个采出井分别与注入井连通的优劣程度，且连通系数越高，表示连通程度越好，且井间连通系数越大的采出井表示该采出井分得的气量越多。其中，影响所述井间连通系数的因素包括示踪剂的突破时间、示踪剂突破的峰值、示踪剂的响应时间范围、示踪剂的累计采出量以及示踪剂响应的峰数。若井间连通系数越高，则示踪剂的突破时间越早，示踪剂突破的峰值越高，示踪剂的累计采出量越大，示踪剂的响应时间范围越大，且示踪剂响应的峰数越多。根据上述影响因素，确定井组间的连通系数，井间连通系数的计算计算式为：
CFi＝R1×(ti/∑t)+R2×(pi/∑p)+R3×(ei/∑t)+R4×(Ai/∑A)+R5×(Ni/∑N) (6)
在上述(6)式中，i(i＝1，2，3，………n，其中，n为正整数)表示井组中的第i个响应井，所述响应井为在采出井井口处监测到存在示踪剂的采出井。CFi为第i个响应井的连通系数，ti为第i个响应井的示踪剂的突破时间，∑t为i个响应井的示踪剂的总响应时间，pi为第i个响应井的示踪剂突破的峰值，∑p为i个响应井的示踪剂突破的总峰值，ei为第i个响应井的示踪剂响应时间范围，Ai为第i个响应井的示踪剂的累计采出量，∑A为i个响应井的示踪剂的总累计产出量，Ni为第i个响应井的示踪剂响应的峰数，∑N为i个响应井的示踪剂响应的总峰数。
R1、R2、R3、R4及R5为每个因素(所述因素包括示踪剂的突破时间、示踪剂突破的峰值、示踪剂响应时间范围、示踪剂的累计采出量以及示踪剂响应的峰数)对井间连通系数的贡献率，以响应井i作为横坐标，以上述五个因素作为纵坐标，通过回归分析得到上述五个因素分别对应的贡献率。
根据井间连通系数的大小对各个响应井进行排序，为了保证不同响应井与注入井的连通系数具有可比性，使各个井间连通系数均介于0和1之间，通过下式进行归一化处理：
其中，上述(7)式中的CFi 1为进行归一化处理得到的新的第i个响应井的井间连通系数，CFi为第i个响应井的井间连通系数，∑CF为所有响应井的井间连通系数之和。
在一些实施例中，当监测到井组中所有响应井的示踪剂响应的峰数相同时，上述(6)式为：
CFi＝0.3×(ti/∑t)+0.4×(pi/∑p)+0.4×(ei/∑t)+0.2×(Ai/∑A)+0.1×(Ni/∑N) (8)
在井组中所有响应井的示踪剂响应的峰数相同时，0.3为示踪剂的突破时间对井间连通系数的贡献率；0.4为示踪剂突破的峰值和示踪剂响应时间范围对井间连通系数的贡献率；0.2为示踪剂的累计采出量为对井间连通系数的贡献率；0.1为示踪剂响应的峰数对井间连通系数的贡献率。
在本实施例中，所述氮气井组波及体积根据以下方式获得：获得井组的氮气注入量，并将所述氮气注入量与预设值相比得到所述氮气井组波及体积。根据研究表明，在注入井中的氮气注入量与氮气井组波及体积呈线性关系，所述线性关系具体为：
V氮气驱＝V注入氮气/300 (9)
在上述(9)式中V氮气驱为所述氮气井组波及体积，V注入氮气为所述氮气注入量，所述预设值为300。
在本实施例中，井组面积和井组最浅生产层高度可通过人工进行现场采集得到。如图14所示的一种井组动用高度示意图，在图14中，ogs是最浅生产井油气界面，ogd是最深生产井油气界面；Owi是油水界面；T7 4是不整合面，即T7 4以下是油藏层，T7 4以上是非油藏层；H是油藏厚度；h1是气驱控制高度；h是氮气井组波及高度；h动用是井组的动用高度，即井组最浅生产层高度。
在步骤S120中，首先，根据所述氮气驱井组波及体积、所述示踪剂井组波及体积以及所述示踪剂井组波及面积，采用氮气井组波及高度计算式计算得到氮气井组波及高度；然后再将所述氮气井组波及高度与所述井组最浅生产层段高度相比得到气驱纵向波及系数。其中，氮气井组波及高度计算式为：
h氮气驱＝(V氮气驱/V示踪剂)1/3×(V示踪剂/S示踪剂) (10)
在上述(10)式中，h氮气驱为所述氮气井组波及高度，V氮气驱为所述氮气井组波及体积，V示踪剂为所述示踪剂井组波及体积，S示踪剂为所述示踪剂井组波及面积。
在步骤S130中，首先，根据所述氮气驱井组波及体积、所述示踪剂井组波及体积以及所述示踪剂井组波及面积，利用氮气井组波及面积计算式得到氮气井组波及面积；然后再将所述氮气井组波及面积与所述井组面积相比得到气驱平面波及系数。其中，所述氮气井组波及面积计算式为：
S氮气驱＝(V氮气驱/V示踪剂)2/3×S示踪剂 (11)
在上述(11)式中，S氮气驱为所述氮气井组波及面积，V氮气驱为所述氮气井组波及体积，V示踪剂为所述示踪剂井组波及体积，S示踪剂为所述示踪剂井组波及面积。
其中，上述(10)和(11)式的推导过程如下：
应当说明的是，在本实施例中，存在以下数学关系：
h示踪剂＝V示踪剂/S示踪剂 (12)
h氮气驱＝V氮气驱/V示踪剂 (13)
联立上述(12)和(13)，得到：
V氮气驱/V示踪剂＝(S氮气驱×h氮气驱)/(S示踪剂/h示踪剂) (14)
在示踪剂波及和氮气波及视作等比状态下，即存在以下数学关系：
h氮气驱/h示踪剂＝(V氮气驱/V示踪剂)1/3，即h氮气驱＝(V氮气驱/V示踪剂)1/3×h示踪剂 (15)
S氮气驱/S示踪剂＝(V氮气驱/V示踪剂)2/3 (16)
因此，结合上述(12)式以及上述(15)式，得到上述(10)式；变换上述(16)式，即得到上述(11)式。
在本实施例中，为了同时考虑氮气的平面波及状况和纵向波及状况，以更准确地评价油藏的波及状况。因此，在步骤S140中，将所述气驱纵向波及系数与所述气驱平面波及系数相乘得到气驱波及系数，该气驱波及系数即能同时反映平面波及状况和纵向波及状况，解决了现有技术中仅仅考虑纵向波及而忽略气体的平面波及问题导致的波及系数不准确的问题。
在本实施例中，气驱波及系数与油藏的采收率息息相关，一般情况下，波及系数越大，采收率也会越大。因此，准确量化气驱波及系数，也是为对缝洞型油藏注气开发的波及效果进行评价提供了稳定的基础，能针对油藏的注气开采状况做出更有效的评价，进而通过合理调整注气量改变气驱波及参数从而提高油藏注气开采的采收率。
在本实施例中，可以从预设对应关系中查找与所述气驱波及系数相同的预设气驱波及系数，并根据该预设气驱波及系数所对应的预设注气量调整注入井的注气量，其中，所述预设对应关系包括多种预设气驱波及系数和与每种预设气驱波及系数分别对应的预设注气量。通过计算得到的气驱波及参数调整注气量(即氮气量)改善油藏注气开发的效果，达到驱替采出井中更多剩余油的目的。
实施例二
请参阅图15和图16，本实施例基于示踪剂求解缝洞型油藏气驱波及系数的计算方法，选用某缝洞油藏某注采井组，对气驱波及系数计算过程进行说明。其中图15为选取的井组示意图，图16为P1(采出井1)的示踪剂响应曲线。具体实施过程如下：
第一，选取P1作为目标采出井并进行分析，采用示踪剂波及面积计算式组计算得到所述目标采出井的示踪剂波及面积，得到一注一采(即注入井1和采出井1)条件下P1的示踪剂波及面积。具体的，联立实施例一中的(1)、(2)、(3)式，并根据实地测量得到的P1与注入井之间的间距(L1)为827.2m，以及根据图16得到的示踪剂突破时间(t0)为88d，示踪剂的响应时间27d(示踪剂响应结束时间(t0+t)为示踪剂突破时间与响应时间之和)，计算得到所述扇形的半径(r)为483.4m，所述扇形的圆心角(α)为2.5rad，将得到的半径(r)和圆心角(α)的值代入上述实施例一中的(4)式，得到示踪剂波及面积(S)为2.92×105m2。
第二，采用示踪剂波及体积计算式计算得到所述目标采出井的示踪剂波及体积。具体的，根据图16得到P1的示踪剂响应曲线与其横坐标所围成的面积为0.04㎎·d/m3，该示踪剂响应曲线与其横坐标所围面积的1/2面积处所对应的时间为101d，根据实地采集得到P1井的示踪剂累计采出量为13.62mg，将得到的数据代入实施例一中的(5)式，计算得到P1的示踪剂波及体积为3.4×104m3。
第三，计算P1与注入井1之间的井间连通系数。具体的，获取选取的井组的示踪剂响应曲线特征，并采用井间连通系数的计算计算式得到P1与注入井之间的井间连通系数并进行归一化处理，得到本实施例中P1与注入井之间的井间连通系数为0.54。
第四，计算P1的示踪剂井组波及面积、示踪剂井组波及体积以及示踪剂井组波及高度。具体的，将得到的示踪剂波及面积与井间连通系数相比得到示踪剂井组波及面积，即S示踪剂＝2.92×105/0.54＝5.4×105m2。
将得到的示踪剂波及体积与井间连通系数相比得到示踪剂井组波及体积，即V示踪剂＝3.4×104/0.54＝6.3×104m3。
将得到的示踪剂波及体积与示踪剂波及面积相比得到示踪剂波及高度，即h示踪剂＝(6.3×104)/(5.4×105)＝0.12m。
第五，计算本实施例中井组的氮气井组波及面积、氮气井组波及高度以及氮气井组波及体积。具体的，据统计，该井组累计注入氮气(即氮气注入量)为2182×104m3。根据该注入氮气与预设值(即300)得到氮气井组波及体积，即V氮气驱＝2182×104/300＝7.27×104m3。
采用氮气波及高度计算式得到氮气井组波及高度，即h氮气驱＝((7.27×104)/(6.3×104))1/3×((6.3×104)/(5.4×105))＝0.14m。
采用氮气波及面积计算式得到氮气井组波及面积，即S氮气驱＝((7.27×104)/(6.3×104))1/3×5.4×105＝5.9×105m2。
第六，将所述氮气井组波及高度与所述井组最浅生产层段高度相比得到气驱纵向波及系数，即Es＝(5.9×105)/(1.9×106)＝0.31，其中，井组最浅生产层段高度由人工测量得到。
将所述氮气井组波及面积与所述井组面积相比得到气驱平面波及系数，即Eh＝0.14/34.56＝0.004，其中，井组面积由人工测量得到。
将平面波及系数与纵向波及系数相乘，得到气驱波及系数，即E＝0.004×0.31＝1.24×10-3。根据该计算结果可知，氮气的气驱波及系数较小，目前的注气量(即注入氮气量)远不能满足生产需要，深部注气潜力较大，需进一步调整该注气量，驱替更多的剩余油。
实施例三
本实施例提供一种基于气驱波及系数调整注气量的装置，所述装置包括：
获得模块，用于获得示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积、井组面积以及井组最浅生产层高度。
在本实施例中，由于所述获得模块的实施过程与实施一中的步骤S110的实施过程类似，因此，关于所述获得模块的实施过程请参阅实施一，在此不作赘述。
气驱纵向波及系数确定模块，用于根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组最浅生产层高度，得到气驱纵向波及系数。
在本实施例中，由于所述气驱纵向波及系数确定模块的实施过程与实施一中的步骤S120的实施过程类似，因此，关于所述气驱纵向波及系数确定模块的实施过程请参阅实施一，在此不作赘述。
气驱平面波及系数确定模块，用于根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组面积，得到气驱平面波及系数。
在本实施例中，由于所述气驱平面波及系数确定模块的实施过程与实施一中的步骤S130的实施过程类似，因此，关于所述气驱平面波及系数确定模块的实施过程请参阅实施一，在此不作赘述。
调整模块，用于将所述气驱纵向波及系数与所述气驱平面波及系数相乘得到气驱波及系数，并根据所述气驱波及系数调整注入井的注气量。
在本实施例中，由于所述调整模块的实施过程与实施一中的步骤S1410的实施过程类似，因此，关于所述调整模块的实施过程请参阅实施一，在此不作赘述。
实施例四
本实施例还提供一种计算机可读存储介质，如闪存、硬盘、多媒体卡、卡型存储器(例如，SD或DX存储器等)、随机访问存储器(RAM)、静态随机访问存储器(SRAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、可编程只读存储器(PROM)、磁性存储器、磁盘、光盘、服务器、App应用商城等等，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时可以实现如实施例一中全部或部分的方法步骤，上述全部或部分方法步骤的具体实施例过程可参见实施例一，本实施例在此不再重复赘述。
实施例五
本申请实施例提供了一种电子设备，该电子设备可以是手机或平板电脑等，包括存储器和处理器，所述存储器上存储有计算器程序，该计算机程序被处理器执行时实现如实施例一中所述的基于气驱波及系数调整注气量的方法。可以理解，电子设备还可以包括，多媒体组件，输入/输出(I/O)接口，以及通信组件。
其中，处理器用于执行如实施例一中的基于气驱波及系数调整注气量的方法中的全部或部分步骤。存储器用于存储各种类型的数据，这些数据例如可以包括电子设备中的任何应用程序或方法的指令，以及应用程序相关的数据。
所述处理器可以是专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，简称ASIC)、数字信号处理器(Digital Signal Processor，简称DSP)、数字信号处理设备(Digital Signal Processing Device，简称DSPD)、可编程逻辑器件(Programmable LogicDevice，简称PLD)、现场可编程门阵列(Field Programmable Gate Array，简称FPGA)、控制器、微控制器、微处理器或其他电子元件实现，用于执行上述实施例一中的基于气驱波及系数调整注气量的方法。
所述存储器可以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，例如静态随机存取存储器(Static Random Access Memory，简称SRAM)，电可擦除可编程只读存储器(Electrically Erasable Programmable Read-Only Memory，简称EEPROM)，可擦除可编程只读存储器(Erasable Programmable Read-Only Memory，简称EPROM)，可编程只读存储器(Programmable Read-Only Memory，简称PROM)，只读存储器(Read-Only Memory，简称ROM)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。
多媒体组件可以包括屏幕和音频组件，所述屏幕可以是触摸屏，音频组件用于输出和/或输入音频信号。例如，音频组件可以包括一个麦克风，麦克风用于接收外部音频信号。所接收的音频信号可以被进一步存储在存储器或通过通信组件发送。
I/O接口为处理器和其他接口模块之间提供接口，上述其他接口模块可以是按钮等。这些按钮可以是虚拟按钮或者实体按钮。
通信组件用于该电子设备与其他设备之间进行有线或无线通信。无线通信，例如Wi-Fi，蓝牙，近场通信(Near Field Communication，简称NFC)，2G、3G或4G，或它们中的一种或几种的组合，因此相应的该通信组件可以包括：Wi-Fi模块，蓝牙模块，NFC模块。
综上，本申请提供一种基于气驱波及系数调整注气量的方法、装置及电子设备，方法包括：获得示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积、井组面积以及井组最浅生产层高度；根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组最浅生产层高度，得到气驱纵向波及系数；根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组面积，得到气驱平面波及系数；将所述气驱纵向波及系数与所述气驱平面波及系数相乘得到气驱波及系数，并根据所述气驱波及系数调整注入井的注气量，解决了现有技术中无法同时量化平面波及系数和纵向波及系数，进而无法根据平面波及系数和纵向波及系数有效地评估和改善缝洞型油藏波及状况的问题。
在本申请实施例所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的方法，也可以通过其它的方式实现。以上所描述的方法实施例仅仅是示意性的。
需要说明的是，在本文中，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属技术领域内的技术人员，在不脱离本申请所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本申请的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
Claims (10)
1.基于气驱波及系数调整注气量的方法，其特征在于，所述方法包括：
获得示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积、井组面积以及井组最浅生产层高度；所述示踪剂井组波及参数包括示踪剂井组波及面积和示踪剂井组波及体积；
根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组最浅生产层高度，得到气驱纵向波及系数；该步骤具体包括：根据所述氮气井组波及体积、所述示踪剂井组波及体积以及所述示踪剂井组波及面积，采用氮气井组波及高度计算式计算得到氮气井组波及高度；将所述氮气井组波及高度与所述井组最浅生产层高度相比得到气驱纵向波及系数；
根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组面积，得到气驱平面波及系数；
将所述气驱纵向波及系数与所述气驱平面波及系数相乘得到气驱波及系数，并根据所述气驱波及系数调整注入井的注气量。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述氮气井组波及高度计算式为：h氮气驱＝(V氮气驱/V示踪剂)1/3×(V示踪剂/S示踪剂)，h氮气驱为所述氮气井组波及高度，V氮气驱为所述氮气井组波及体积，V示踪剂为所述示踪剂井组波及体积，S示踪剂为所述示踪剂井组波及面积。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组面积，得到气驱平面波及系数，包括：
根据所述氮气井组波及体积、所述示踪剂井组波及体积以及所述示踪剂井组波及面积，利用氮气井组波及面积计算式得到氮气井组波及面积，其中，所述氮气井组波及面积计算式为：S氮气驱＝(V氮气驱/V示踪剂)2/3×S示踪剂，其中，S氮气驱为所述氮气井组波及面积，V氮气驱为所述氮气井组波及体积，V示踪剂为所述示踪剂井组波及体积，S示踪剂为所述示踪剂井组波及面积；
将所述氮气井组波及面积与所述井组面积相比得到气驱平面波及系数。
4.如权利要求2或3所述的方法，其特征在于，所述示踪剂井组波及面积根据以下方式获得：
获得目标采出井的示踪剂响应曲线、该目标采出井与注入井之间的井间连通系数，以及所述目标采出井的示踪剂平面波及图像模型，其中，所述示踪剂平面波及图像模型呈扇形；
根据示踪剂突破时间、示踪剂响应结束时间以及所述扇形的弦长，采用示踪剂波及面积计算式组计算得到所述目标采出井的示踪剂波及面积，其中，所述示踪剂波及面积计算式组包括：
L2＝α×r＝ν×(t0+t)；
L1＝2×r×sin(α/2)；
ν＝L1/t0；
S＝2×(r2×(α/2)-(1/2)×r2×sin(α/2))；
其中，L1为所述扇形的弦长，L2为所述扇形的弧长，α为所述扇形的圆心角，r为所述扇形的半径，ν为示踪剂运移速度，t0为示踪剂突破时间，t0+t为示踪剂响应结束时间，S为所述示踪剂波及面积；
将所述示踪剂波及面积和所述井间连通系数相比得到所述示踪剂井组波及面积。
5.如权利要求2或3所述的方法，其特征在于，所述示踪剂井组波及体积根据以下方式获得：
获得目标采出井的示踪剂响应曲线、该目标采出井的示踪剂累计采出量以及该目标采出井与注入井之间的井间连通系数；
根据所述示踪剂累计采出量、所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围成的面积以及所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围面积的1/2面积处所对应的时间，采用示踪剂波及体积计算式计算得到所述目标采出井的示踪剂波及体积，其中，所述示踪剂波及体积计算式为：V＝(m/A)×tc，V为所述目标采出井的示踪剂波及体积，m为所述目标采出井的示踪剂累计采出量，A为所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围成的面积，tc为所述示踪剂响应曲线与其横坐标所围面积的1/2面积处所对应的时间；
将所述示踪剂波及体积与所述井间连通系数相比得到所述示踪剂井组波及体积。
6.如权利要求2或3所述的方法，其特征在于，所述氮气井组波及体积根据以下方式获得：
获得井组的氮气注入量，并将所述氮气注入量与预设值相比得到所述氮气井组波及体积。
7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述气驱波及系数调整注入井的注气量，包括：
从预设对应关系中查找与所述气驱波及系数相同的预设气驱波及系数，并根据该预设气驱波及系数所对应的预设注气量调整注入井的注气量，其中，所述预设对应关系包括多种预设气驱波及系数和与每种预设气驱波及系数分别对应的预设注气量。
8.基于气驱波及系数调整注气量的装置，其特征在于，所述装置包括：
获得模块，用于获得示踪剂井组波及参数、氮气井组波及体积、井组面积以及井组最浅生产层高度；所述示踪剂井组波及参数包括示踪剂井组波及面积和示踪剂井组波及体积；
气驱纵向波及系数确定模块，用于根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组最浅生产层高度，得到气驱纵向波及系数；
气驱平面波及系数确定模块，用于根据所述示踪剂井组波及参数、所述氮气井组波及体积以及所述井组面积，得到气驱平面波及系数；所述气驱平面波及系数确定模块能够根据所述氮气井组波及体积、所述示踪剂井组波及体积以及所述示踪剂井组波及面积，采用氮气井组波及高度计算式计算得到氮气井组波及高度，并将所述氮气井组波及高度与所述井组最浅生产层高度相比得到气驱纵向波及系数；
调整模块，用于将所述气驱纵向波及系数与所述气驱平面波及系数相乘得到气驱波及系数，并根据所述气驱波及系数调整注入井的注气量。
9.一种存储介质，其特征在于，该存储介质存储有计算机程序，当该计算机程序被一个或多个处理器执行，实现如权利要求1-7中任意一项所述的方法。
10.一种电子设备，其特征在于，包括存储器和处理器，所述存储器上存储有计算机程序，该计算机程序被所述处理器执行时，实现如权利要求1-7中任意一项所述的方法。
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