CN113486537B - 一种基于气水交替驱油的井距设计方法、装置及设备 - Google Patents
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Abstract
本说明书实施例提供一种基于气水交替驱油的井距设计方法、装置及设备。所述方法包括：获取驱替生产参数；所述驱替生产参数用于表示对应于气驱过程和/或水驱过程的参数；利用所述驱替生产参数计算校正系数；所述校正系数用于表示基于驱替效果对驱替生产参数进行校正的参数；基于所述校正系数计算采收率；所述采收率用于描述驱替生产过程的开发效果；根据采收率确定对应于目标储层的经济优化井距；所述经济优化井距用于表示生产收益最大化时对应的井距；基于所述经济优化井距和储层参数确定目标井距。上述方法确定符合实际需要的井距，从而同时保证了经济收益和施工难度，提高了开采效率，对基于气水交替驱的油藏的开发做出了重要的指导。
Description
技术领域
本说明书实施例涉及地层勘探开发技术领域，特别涉及一种基于气水交替驱油的井距设计方法、装置及设备。
背景技术
低渗-致密油藏在我国油气资源中占有重要的比例，在我国石油工业稳定持续发展中的作用越来越重要。然而低渗-致密油藏存在渗透率低，渗流能力弱，地层能量下降快，补充地层能量难度大，产能下降快等问题，基于传统方式进行开采时，严重制约了油藏的开发效果。而CO2驱开发具有改善油水流度比、溶解膨胀、降低油水界面张力等作用，改善了针对低渗-致密油藏的开采效果，显著提高了原油采收率。
在利用传统的气驱采油方式进行采油时，又出现了注入气突破过早、驱替效率低等问题。而气水交替注入方式进行开采时，由于气驱提高微观驱油效率和水驱提高宏观波及效率优势互补，产生了协同效应。气驱段塞阶段，水驱波及不到的残余油和以薄膜状存在于岩石表面上的残余油得到动用，从而提高了微观驱油效率。水驱段塞阶段，注入水封堵了之前注气形成的气窜通道，有效减弱了气体的指进现象，从而提高了水驱宏观波及效率。
而在通过气水交替注入驱替的方式进行开采时，需要考虑技术经济因素对油田开发成本的制约，也要考虑地质参数与井距之间的对应关系，进而综合设计实际开采过程中较为合理的井距。因此，目前亟需一种能够在气水交替驱油过程中，综合考虑经济因素和地质条件以设计井距的方法。
发明内容
本说明书实施例的目的是提供一种基于气水交替驱油的井距设计方法、装置及设备，以解决如何优化气水交替驱油生产中的井距设计以改善开采效果的问题。
为了解决上述技术问题，本说明书实施例提出一种基于气水交替驱油的井距设计方法，包括：获取驱替生产参数；所述驱替生产参数用于表示对应于气驱过程和/或水驱过程的参数；利用所述驱替生产参数计算校正系数；所述校正系数用于表示基于驱替效果对驱替生产参数进行校正的参数；基于所述校正系数计算采收率；所述采收率用于描述驱替生产过程的开发效果；根据采收率确定对应于目标储层的经济优化井距；所述经济优化井距用于表示生产收益最大化时对应的井距；基于所述经济优化井距和储层参数确定目标井距。
本说明书实施例还提出一种基于气水交替驱油的井距设计装置，包括：驱替生产参数获取模块，用于获取驱替生产参数；所述驱替生产参数用于表示对应于气驱过程和/或水驱过程的参数；校正系数计算模块，用于利用所述驱替生产参数计算校正系数；所述校正系数用于表示基于驱替效果对驱替生产参数进行校正的参数；采收率评价模型构建模块，用于基于所述校正系数计算采收率；所述采收率用于描述驱替生产过程的开发效果；经济优化井距确定模块，用于根据采收率确定对应于目标储层的经济优化井距；所述经济优化井距用于表示生产收益最大化时对应的井距；目标井距确定模块，用于基于所述经济优化井距和储层参数确定目标井距。
本说明书实施例还提出一种基于气水交替驱油的井距设计设备，包括存储器和处理器；所述存储器，用于存储计算机程序指令；所述处理器，用于执行所述计算机程序指令以实现以下步骤：获取驱替生产参数；所述驱替生产参数用于表示对应于气驱过程和/或水驱过程的参数；利用所述驱替生产参数计算校正系数；所述校正系数用于表示基于驱替效果对驱替生产参数进行校正的参数；基于所述校正系数计算采收率；所述采收率用于描述驱替生产过程的开发效果；根据采收率确定对应于目标储层的经济优化井距；所述经济优化井距用于表示生产收益最大化时对应的井距；基于所述经济优化井距和储层参数确定目标井距。
由以上本说明书实施例提供的技术方案可见，本说明书实施例在获取到驱替生成过程中的参数后，利用驱替生产参数计算校正系数，以对驱替生产的过程进行校正。之后，可以利用所述校正系数来计算采收率，从而确定相应的开发效果，并确定经济优化井距，以确定生产收益最大化时所设置的井距大小。最终，结合储层的相关参数，对实际井距进行调整，能够得到最终的目标井距。通过上述方法，能够结合实际生产中的地质参数和经济收益，确定符合实际需要的井距，从而同时保证了经济收益和施工难度，提高了开采效率，对基于气水交替驱的油藏开发做出了重要指导。
附图说明
为了更清楚地说明本说明书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说明书中记载的一些实施例，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为本说明书实施例一种基于气水交替驱油的井距设计方法的流程图；
图2A为本说明书实施例一种井距设计图版的示意图；
图2B为本说明书实施例一种井距设计图版的示意图；
图2C为本说明书实施例一种井距设计图版的示意图；
图2D为本说明书实施例一种井距设计图版的示意图；
图3A为本说明书实施例一种井距设计图版的示意图；
图3B为本说明书实施例一种井距设计图版的示意图；
图3C为本说明书实施例一种井距设计图版的示意图；
图3D为本说明书实施例一种井距设计图版的示意图；
图4A为本说明书实施例一种井距设计图版的示意图；
图4B为本说明书实施例一种井距设计图版的示意图；
图4C为本说明书实施例一种井距设计图版的示意图；
图4D为本说明书实施例一种井距设计图版的示意图；
图5为本说明书实施例一种确定目标井距的场景示意图；
图6为本说明书实施例一种基于气水交替驱油的井距设计装置的模块图；
图7为本说明书实施例一种基于气水交替驱油的井距设计设备的结构图。
具体实施方式
下面将结合本说明书实施例中的附图，对本说明书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说明书一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本说明书中的实施例，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，都应当属于本说明书保护的范围。
为了解决上述技术问题，本说明书实施例提出了一种基于气水交替驱油的井距设计方法。所述基于气水交替驱油的井距设计方法的执行主体为基于气水交替驱油的井距设计设备，所述基于气水交替驱油的井距设计设备包括但不限于服务器、工控机、PC机等。如图1所示，所述基于气水交替驱油的井距设计方法具体可以包括以下步骤。
S110：获取驱替生产参数；所述驱替生产参数用于表示对应于气驱过程和/或水驱过程的参数。
驱替生产参数可以是用于表示对应于气驱过程和/或水驱过程的参数。在气驱和水驱过程中往往对应有一定的生产参数，这些参数可以用于描述施工方所主动采取的施工参数，也可以用于表示基于气驱和/或水驱过程，相应地层的地质参数的变化情况。
在一些实施方式中，所述驱替生产参数可以是注入气体在段塞中的质量比、气水交替注入过程中注入气体和注入水的质量分数中的至少一种，以更为有效地在后续步骤中实现校正系数的计算。实际应用中所述驱替生产参数可以不仅仅局限于上述示例，在此不再赘述。
需要说明的是，基于实际应用的需求，在气驱过程中所使用的气体优选的可以是CO2，以保证气驱过程所获取到的效果。
S120：利用所述驱替生产参数计算校正系数；所述校正系数用于表示基于驱替效果对驱替生产参数进行校正的参数。
在获取到驱替生产参数之后，可以利用所述驱替生产参数来计算校正系数。所述校正系数用于基于驱替效果对驱替生产参数进行校正。由于实际生产中，地质参数以及生产过程对应的参数均存在一定的差异，因此，需要利用校正系数对实际生产过程中利用到的参数进行校正，以在后续求取井距的过程使得求取结果符合实际利用的相关条件。
在一些实施方式中，所述校正系数包括气体注入量校正系数和流度比校正系数。所述气体注入量校正系数用于对气驱过程中的相关参数进行校正，而所述流度比校正系数，用于对水驱过程中的相关参数进行校正。
基于上述实施方式，所述气体注入量校正系数可以利用公式Vi＝ai2+bi+c计算，式中，Vi为气体注入量校正系数，i为注入气体在段塞中的质量比，a、b、c为表征函数系数。
相应的，所述流度比校正系数可以利用公式
计算，式中，Ci为流度比校正系数，mCO2为气水交替注入过程中注入气体的质量分数，mwater为气水交替注入过程中注入水的质量分数。
在一些实施方式中，在利用油藏数值模拟“虚拟开发”后，可以求解出上述对应于气体注入量校正系数的公式中的表征函数系数的值，具体的，可以是a＝-0.1636，b＝-1.3036，c＝2.4636。相应的，可以直接利用Vi＝-0.1636×i2-1.3036×i+2.4636代替上述公式完成气体注入量校正系数的求取。实际应用中可以基于具体情况调整上述表征函数系数的值，并不限于上述具体示例，在此不再赘述。
S130：基于所述校正系数计算采收率；所述采收率用于描述驱替生产过程的开发效果。
在计算得到校正系数后，可以基于校正系数实现采收率的计算。采收率表示采出的原油数量占储层中所储藏的原油数量的比例，提高采收率能够增大采集得到的原油数量，有利于开采活动的有效进行。
为了计算采收率，可以预先构建采收率评价模型，再将校正系数带入所述采收率评价模型，得到最终所适用的采收率。采收率评价模型是结合各项地质参数，计算得到的对应的采收率情况。
具体的，已知CO2驱开发模式下提高采收率评价理论模型的表征函数为
式中，ER为采收率，f；Vk为垂向非均质系数，f；k为渗透率，mD；M为流度比，f；n为井网密度，口/km2；
其中，P为地层压力，MPa；PMMP为最小混相压力，MPa；EPV＝0.3872×(PV)3-1.2521×(PV)2+1.763×PV+0.0136，其中，PV为注入体积占总孔隙体积的比值，f。
而基于步骤S120中的过程获取到校正系数后，可以将所述校正系数融入上述采收率评价理论模型的表征函数中，得到调整后的采收率评价理论模型的表征函数为
基于步骤S120中的示例介绍，还可以将气体注入量校正系数的具体公式带入，得到具体的采收率评价理论模型函数的完整形式为
因此，基于上述采收率评价理论模型函数，计算采收率时，可以是利用公式
计算采收率，式中，ER为采收率，Vk为垂向非均质系数，k为渗透率，Ci为流度比校正系数，M为流度比，n为井网密度，
其中，P为地层压力，PMMP为最小混相压力，EPV＝0.3872(Vi×PV)3-1.2521(Vi×PV)2+1.763Vi×PV+0.0136，其中，Vi为气体注入量校正系数，PV为注入体积占总孔隙体积的比值。
S140：根据采收率确定对应于目标储层的经济优化井距；所述经济优化井距用于表示生产收益最大化时对应的井距。
实际应用中，采收率越大，投入开采的费用也就越高，一味地追求高采收率，可能会降低开采过程中的收益，从而影响产业的健康可持续发展。因此，基于获取到的采收率，需要同时考虑工区中的井距，设置合理的井网密度，以实现采收率和经济收益的平衡。
经济优化井距可以是在考虑生产收益最大化时所对应的井距。具体的，结合合理井网密度和极限井网密度设计理论，可以建立相应的模型用于计算气水交替驱下的经济优化井距计算模型。
具体的，可以令
并求解上述等式。式中，NETv'主开发期内产出原油的销售收入与投资及生产费用之和之间的差值；P为原油销售价格，万元/t；C为原油措施成本，万元/t；N为地质储量，104t；ER为采收率，f；n为井网密度，口/km2；M为单井总投资，万元/口；A为含油面积，km2。
通过求解上述等式，能够计算得到井网密度n，进而根据所述井网密度确定对应于目标储层的经济优化井距。
在一些实施方式中，为了对计算结果进行限定，还可以计算经济极限井距。所述经济极限井距用于在考虑收支平衡的情况下限定井距的最小值。
具体的，可以利用公式(P-C)×N×ER-M×A×n-G×PV＝0计算经济极限井距，式中，P为原油销售价格，C为原油措施成本，N为地质储量，ER为采收率，M为单井总投资，A为含油面积，n为井网密度，G为驱替气体价格，PV为注入体积占总孔隙体积的比值。
在计算得到经济极限井距后，可以用于限定最终得到的目标井距的范围，以适应实际生产开发的需求。
在一些实施方式中，还可以获取年采液速度曲线。年采液速度曲线用于表示对应的渗透率条件下采液速度随地层厚度的变化情况。
具体的，所述采液速度曲线中的采液速度通过以下方式获取：利用公式
计算采液速度，式中，Va为单位压差下年采液速度，k为渗透率，L为注采井距，Φ为孔隙度，μ为原油粘度，rw为井筒半径，So为原始含油饱和度。
需要说明的是，上述经济优化井距、经济极限井距和年采液速度曲线均可以分别计算不同的地层渗透率条件下的结果，从而得到多个经济优化井距、经济极限井距或年采液速度曲线。
在得到所述经济优化井距之后，可以基于所述经济优化井距构建井距设计图版，所述井距设计图版用于描述不同地层厚度及不同渗透率下经济优化井距的变化情况。通过所述井距设计图版能够在后续步骤中结合实际应用中的相应地质参数实现目标井距的确定。
优选的，所述井距设计图版中还可以包括经济极限井距和年采液速度曲线，以更好地在后续阶段中确定目标井距。
利用具体的示例对所述井距设计图版进行说明。由于不同的气水注入比例和渗透率分布情况都会对井距设计图版的展示效果产生影响，因此分别介绍不同状态下的井距设计图版。
图2A、图2B、图2C、图2D均是在WAG＝1:2，即注入水气比为1:2的情况下，对应于不同垂向非均质系数Vk的井距设计图版。其中，图2A是在Vk＝0均质地层条件下的井距设计图版，图2B是在Vk＝0.3非均质地层条件下的井距设计图版，图2C是在Vk＝0.5非均质地层条件下的井距设计图版，图2D是在Vk＝0.8非均质地层条件下的井距设计图版。
图3A、图3B、图3C、图3D均是在WAG＝2:1，即注入水气比为2:1的情况下，对应于不同垂向非均质系数Vk的井距设计图版。其中，图3A是在Vk＝0均质地层条件下的井距设计图版，图3B是在Vk＝0.3非均质地层条件下的井距设计图版，图3C是在Vk＝0.5非均质地层条件下的井距设计图版，图3D是在Vk＝0.8非均质地层条件下的井距设计图版。
图4A、图4B、图4C、图4D均是在WAG＝1:1，即注入水气比为1:1的情况下，对应于不同垂向非均质系数Vk的井距设计图版。其中，图4A是在Vk＝0均质地层条件下的井距设计图版，图4B是在Vk＝0.3非均质地层条件下的井距设计图版，图4C是在Vk＝0.5非均质地层条件下的井距设计图版，图4D是在Vk＝0.8非均质地层条件下的井距设计图版。
上述附图所对应的示例只是为了更好地对本说明书实施例中的井距设计图版进行介绍，实际应用中所述井距设计图版可以根据具体应用的需求进行相应调整，在此不再赘述。
S150：基于所述经济优化井距和储层参数确定目标井距。
在确定经济优化井距和储层参数之后，可以结合储层参数和经济优化井距来确定目标井距。具体的，在针对储层进行勘探后，可以确定油藏所对应的地层厚度、渗透率以及垂向非均质系数等参数。而由于经济优化井距在对应有不同地层厚度、渗透率和垂向非均质系数的情况下，对应有不同的井距参数值，因此，可以基于之前根据不同参数计算得到的结果，结合所述储层参数求取得到对应的经济优化井距。
例如，假设测量得到油藏在地层厚度为15米处，驱替过程中的水气比为1:1，垂向非均质系数为0.5，渗透率为2mD，则可以参考图4C对应的井距设计图版，确定其中2mD对应的经济最优井距的曲线在15m处的数值为360m。
在一些实施方式中，确定目标井距时，还可以结合单位压差下年采液速度实现目标井距的计算。具体的，可以基于储层参数，在井距设计图版中确定单位压差下的初期年采液速度。相应的，还可以预先设置有单位压差下的预期年采液速度。基于上述获取到的公式，利用公式
计算目标井距，式中，L合理为目标井距，ΔQ1为单位压差下的初期年采液速度，ΔQ2为单位压差下的预期年采液速度，L最优为经济优化井距。
在确定目标井距的过程中，还可以基于井距设计图版确定经济极限井距，利用所述经济极限井距来限定获取到的目标井距，保证目标井距不会小于所述经济极限井距。
基于上述实施例的介绍，利用一个具体的场景示例进行进一步说明。假设针对工区A的井距设计图版如图5所示，该工区中的油藏的地层厚度为20m，渗透率为1mD，垂向非均质系数为0.5。开发期间以WAG＝1：1的气水交替注入方式进行CO2驱。基于对应的井距设计图版确定目标井距的步骤可以如下所示。
步骤1：根据工区A实际储层非均质性和气水交替注入比例，选取“Vk＝0.5非均质地层图版(WAG＝1:1)”的合理井距设计图版。
步骤2：在图版上画1条垂直于地层厚度为20m的直线，从不同渗透率的经济最优井距关系曲线中，找到渗透率为1mD的曲线与该直线的交点。该交点所对应的井距的数值，即为工区A的经济最优井距。因此，工区A的经济最优井距L最优＝360m。
步骤3：从不同渗透率的经济极限井距关系曲线中，找到渗透率为1mD的曲线与步骤2所画垂线的交点。该交点所对应的井距的数值，即为工区A的经济极限井距。因此，工区A的经济极限井L极限＝50m。
步骤4：从不同渗透率的单位压差下年采液速度关系曲线中，找到渗透率为1mD的曲线与步骤2所做垂线的交点。该交点所对应的单位压差下年采液速度的数值，即为工区A单位压差下的初期年采液速度：ΔQ1＝0.015％/(MPa·a)。
步骤5：依据单位压差下的初期年采液速度，考虑压裂措施的影响，给出单位压差下的预期年采液速度为ΔQ2＝0.1％/(MPa·a)，利用(公式10)计算即可得到工区A的合理井距为L合理＝140m。
通过上述实施例和场景示例的介绍，可以看出，所述方法在获取到驱替生成过程中的参数后，利用驱替生产参数计算校正系数，以对驱替生产的过程进行校正。之后，可以利用所述校正系数来计算采收率，从而确定相应的开发效果，并确定经济优化井距，以确定生产收益最大化时所设置的井距大小。最终，结合储层的相关参数，对实际井距进行调整，能够得到最终的目标井距。通过上述方法，能够结合实际生产中的地质参数和经济收益，确定符合实际需要的井距，从而同时保证了经济收益和施工难度，提高了开采效率，对基于气水交替驱的油藏开发做出了重要指导。
基于上述基于气水交替驱油的井距设计方法，本说明书还提出一种基于气水交替驱油的井距设计装置的实施例。如图6所示，所述基于气水交替驱油的井距设计装置具体包括以下模块。
驱替生产参数获取模块610，用于获取驱替生产参数；所述驱替生产参数用于表示对应于气驱过程和/或水驱过程的参数。
校正系数计算模块620，用于利用所述驱替生产参数计算校正系数；所述校正系数用于表示基于驱替效果对驱替生产参数进行校正的参数。
采收率评价模型构建模块630，用于基于所述校正系数计算采收率；所述采收率用于描述驱替生产过程的开发效果。
经济优化井距确定模块640，用于根据采收率确定对应于目标储层的经济优化井距；所述经济优化井距用于表示生产收益最大化时对应的井距。
目标井距确定模块650，用于基于所述经济优化井距和储层参数确定目标井距。
根据上述基于气水交替驱油的井距设计方法，本说明书实施例还提出一种基于气水交替驱油的井距设计设备。如图7所示，所述基于气水交替驱油的井距设计设备包括存储器和处理器。
在本实施例中，所述存储器可以按任何适当的方式实现。例如，所述存储器可以为只读存储器、机械硬盘、固态硬盘、或U盘等。所述存储器可以用于存储计算机程序指令。
在本实施例中，所述处理器可以按任何适当的方式实现。例如，处理器可以采取例如微处理器或处理器以及存储可由该(微)处理器执行的计算机可读程序代码(例如软件或固件)的计算机可读介质、逻辑门、开关、专用集成电路(Application SpecificIntegrated Circuit，ASIC)、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器的形式等等。所述处理器可以执行所述计算机程序指令实现以下步骤：获取驱替生产参数；所述驱替生产参数用于表示对应于气驱过程和/或水驱过程的参数；利用所述驱替生产参数计算校正系数；所述校正系数用于表示基于驱替效果对驱替生产参数进行校正的参数；基于所述校正系数计算采收率；所述采收率用于描述驱替生产过程的开发效果；根据采收率确定对应于目标储层的经济优化井距；所述经济优化井距用于表示生产收益最大化时对应的井距；基于所述经济优化井距和储层参数确定目标井距。
上述实施例阐明的系统、装置、模块或单元，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。一种典型的实现设备为计算机。具体的，计算机例如可以为个人计算机、膝上型计算机、蜂窝电话、相机电话、智能电话、个人数字助理、媒体播放器、导航设备、电子邮件设备、游戏控制台、平板计算机、可穿戴设备或者这些设备中的任何设备的组合。
通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本说明书可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本说明书的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本说明书各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
本说明书可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的消费电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。
本说明书可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构等等。也可以在分布式计算环境中实践本说明书，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。
虽然通过实施例描绘了本说明书，本领域普通技术人员知道，本说明书有许多变形和变化而不脱离本说明书的精神，希望所附的权利要求包括这些变形和变化而不脱离本说明书的精神。
Claims (8)
1.一种基于气水交替驱油的井距设计方法，其特征在于，包括：
获取驱替生产参数；所述驱替生产参数用于表示对应于气驱过程和/或水驱过程的参数；
利用所述驱替生产参数计算校正系数；所述校正系数用于表示基于驱替效果对驱替生产参数进行校正的参数；
基于所述校正系数计算采收率；所述采收率用于描述驱替生产过程的开发效果；
根据采收率确定对应于目标储层的经济优化井距；所述经济优化井距用于表示生产收益最大化时对应的井距；
基于所述经济优化井距和储层参数确定目标井距；
其中，所述校正系数包括气体注入量校正系数和流度比校正系数；所述利用所述驱替生产参数计算校正系数，包括：
利用公式Vi＝ai2+bi+c计算气体注入量校正系数，式中，Vi为气体注入量校正系数，i为注入气体在段塞中的质量比，a、b、c为表征函数系数；
利用公式
计算流度比校正系数，式中，Ci为流度比校正系数，mCO2为气水交替注入过程中注入气体的质量分数，mwater为气水交替注入过程中注入水的质量分数；其中，所述基于所述校正系数计算采收率，包括：
利用公式
计算采收率，式中，ER为采收率，Vk为垂向非均质系数，k为渗透率，Ci为流度比校正系数，M为流度比，n为井网密度，
其中，P为地层压力，PMMP为最小混相压力，EPV＝0.3872(Vi×PV)3-1.2521(Vi×PV)2+1.763Vi×PV+0.0136，其中，Vi为气体注入量校正系数，PV为注入体积占总孔隙体积的比值。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据采收率确定对应于目标储层的经济优化井距，包括：
利用公式
计算井网密度，式中，P为原油销售价格，C为原油措施成本，N为地质储量，ER为采收率，n为井网密度，M为单井总投资，A为含油面积；
根据所述井网密度确定对应于目标储层的经济优化井距。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述经济优化井距和储层参数确定目标井距，包括：
根据经济优化井距获取井距设计图版；所述井距设计图版用于描述不同地层厚度及不同渗透率下经济优化井距的变化情况；
基于所述储层参数，在所述井距设计图版中确定目标井距。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述井距设计图版中还包括年采液速度曲线；所述年采液速度曲线用于表示不同渗透率条件下采液速度随地层厚度的变化情况；
所述采液速度曲线中的采液速度通过以下方式获取：利用公式
计算采液速度，式中，Va为单位压差下年采液速度，k为渗透率，L为注采井距，Φ为孔隙度，μ为原油粘度，rw为井筒半径，So为原始含油饱和度。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述基于所述储层参数，在所述井距设计图版中确定目标井距，包括：
利用公式
计算目标井距，式中，L合理为目标井距，ΔQ1为单位压差下的初期年采液速度，ΔQ2为单位压差下的预期年采液速度，L最优为经济优化井距。
6.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述井距设计图版中还包括经济极限井距；所述经济极限井距用于限定井距的最小值；所述经济极限井距通过以下方式获取：
利用公式(P-C)×N×ER-M×A×n-G×PV＝0计算经济极限井距，式中，P为原油销售价格，C为原油措施成本，N为地质储量，ER为采收率，M为单井总投资，A为含油面积，n为井网密度，G为驱替气体价格，PV为注入体积占总孔隙体积的比值。
7.一种基于气水交替驱油的井距设计装置，其特征在于，包括：
驱替生产参数获取模块，用于获取驱替生产参数；所述驱替生产参数用于表示对应于气驱过程和/或水驱过程的参数；
校正系数计算模块，用于利用所述驱替生产参数计算校正系数；所述校正系数用于表示基于驱替效果对驱替生产参数进行校正的参数；
采收率评价模型构建模块，用于基于所述校正系数计算采收率；所述采收率用于描述驱替生产过程的开发效果；
经济优化井距确定模块，用于根据采收率确定对应于目标储层的经济优化井距；所述经济优化井距用于表示生产收益最大化时对应的井距；
目标井距确定模块，用于基于所述经济优化井距和储层参数确定目标井距；其中，
所述校正系数包括气体注入量校正系数和流度比校正系数；所述利用所述驱替生产参数计算校正系数，包括：
利用公式Vi＝ai2+bi+c计算气体注入量校正系数，式中，Vi为气体注入量校正系数，i为注入气体在段塞中的质量比，a、b、c为表征函数系数；
利用公式
计算流度比校正系数，式中，Ci为流度比校正系数，mCO2为气水交替注入过程中注入气体的质量分数，mwater为气水交替注入过程中注入水的质量分数；
其中，所述基于所述校正系数计算采收率，包括：
利用公式
计算采收率，式中，ER为采收率，Vk为垂向非均质系数，k为渗透率，Ci为流度比校正系数，M为流度比，n为井网密度，
其中，P为地层压力，PMMP为最小混相压力，EPV＝0.3872(Vi×PV)3-1.2521(Vi×PV)2+1.763Vi×PV+0.0136，其中，Vi为气体注入量校正系数，PV为注入体积占总孔隙体积的比值。
8.一种基于气水交替驱油的井距设计设备，包括存储器和处理器；
所述存储器，用于存储计算机程序指令；
所述处理器，用于执行所述计算机程序指令以实现以下步骤：获取驱替生产参数；所述驱替生产参数用于表示对应于气驱过程和/或水驱过程的参数；利用所述驱替生产参数计算校正系数；所述校正系数用于表示基于驱替效果对驱替生产参数进行校正的参数；基于所述校正系数计算采收率；所述采收率用于描述驱替生产过程的开发效果；根据采收率确定对应于目标储层的经济优化井距；所述经济优化井距用于表示生产收益最大化时对应的井距；基于所述经济优化井距和储层参数确定目标井距；其中，
所述校正系数包括气体注入量校正系数和流度比校正系数；所述利用所述驱替生产参数计算校正系数，包括：
利用公式Vi＝ai2+bi+c计算气体注入量校正系数，式中，Vi为气体注入量校正系数，i为注入气体在段塞中的质量比，a、b、c为表征函数系数；
利用公式
计算流度比校正系数，式中，Ci为流度比校正系数，mCO2为气水交替注入过程中注入气体的质量分数，mwater为气水交替注入过程中注入水的质量分数；
其中，所述基于所述校正系数计算采收率，包括：
利用公式
计算采收率，式中，ER为采收率，Vk为垂向非均质系数，k为渗透率，Ci为流度比校正系数，M为流度比，n为井网密度，
其中，P为地层压力，PMMP为最小混相压力，EPV＝0.3872(Vi×PV)3-1.2521(Vi×PV)2+1.763Vi×PV+0.0136，其中，Vi为气体注入量校正系数，PV为注入体积占总孔隙体积的比值。
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