计算注气开发油藏吸气指数模型的方法、装置及存储介质与流程

1.本发明涉及油藏注气开发技术领域，尤其涉及一种计算注气开发油藏吸气指数模型的方法、装置及存储介质。


背景技术：

2.注气驱油是提高原油采收率的一种有效方法；而储层吸气能力评价结果作为油藏注气配注量、注采井数设计等科学决策的重要依据，目前缺乏成熟的评价方法。
3.现有技术一般基于油藏工程方法，通过计算储层吸水指数，进而将储层吸水指数转换为储层吸气能力，储层吸气能力可以通过储层吸气指数模型表征。
4.然而，现有技术中这种通过将吸水指数转换为储层吸气能力的方法，未考虑注入气体与注入水的粘度不同、流动能力不同，不满足达西定律；因此，该方法在实际应用中求取的储层吸气指数误差较大，无法满足油藏注气开发需求。


技术实现要素：

5.本发明提供一种计算注气开发油藏吸气指数模型的方法、装置及存储介质，用以解决现有技术中求取的储层吸气指数误差较大，无法满足油藏注气开发需求的问题。
6.一方面，本发明提供一种计算注气开发油藏吸气指数模型的方法，包括：
7.获取注气井二项式注气能力方程；
8.根据所述注气井二项式注气能力方程，建立所述预设储层的吸气指数模型；
9.根据所述吸气指数模型指导油藏注气开发。
10.可选的，所述根据所述吸气指数模型指导油藏注气开发之前，还包括：
11.验证所述吸气指数模型准确性；
12.所述根据所述吸气指数模型指导油藏注气开发，包括：
13.当所述吸气指数模型准确时，根据所述吸气指数模型指导油藏注气开发。
14.可选的，所述建立所述预设储层的吸气指数模型之后，还包括：
15.根据所述吸气指数模型，确定所述预设储层的流动系数和流动参数；
16.根据以下公式计算所述流动系数：
[0017][0018]
根据以下公式计算所述流动参数：
[0019][0020]
其中，a为所述流动系数，b为所述流动参数，t为所述预设储层的地层温度，k为所述预设储层的低层渗透率，s为所述预设储层的表皮因子，z为注入气偏差因子，μ为注入气粘度，γg为所述预设储层的相对密度，h为所述预设储层的地层厚度，rw为所述预设储层的井眼半径，re为所述预设储层的供给半径或注气井控制半径；
[0021]
根据所述预设储层的流动系数和流动参数对所述预设储层的吸气指数模型进行简化，得到目标吸气指数模型；
[0022]
所述根据所述吸气指数模型对油藏进行注气开发，包括：
[0023]
根据所述目标吸气指数模型对油藏进行注气开发。
[0024]
可选的，所述目标吸气指数模型为：
[0025][0026]
其中，jg为所述目标吸气指数模型，a为所述流动系数，b为所述流动参数，pr为所述预设储层的地层压力，p
wf
为所述预设储层的井底流压，qg为日注气量。
[0027]
可选的，所述验证所述吸气指数模型准确性，包括：
[0028]
向所述预设储层注入氮气，并获取不同制度下的测点的流压；
[0029]
根据所述井底深度和所述预设储层的中部深度，计算所述井底流压；
[0030]
根据注入氮气的参数和所述井底流压，预测实际注入天然气的井口的注气压力，根据所述井口压力对实际注气压力验证；
[0031]
根据井口油压与日注气量，确定天然气实吸气指示曲线；
[0032]
根据所述实吸气指示曲线计算所述预设储层的吸气指数，根据所述吸气指数验证所述吸气指数模型是否准确。
[0033]
可选的，所述注入氮气的参数包括：氮气油压、氮气气柱压力、注入氮气时井筒摩擦压力，氮气密度和氮气分子量，所述根据注入氮气的参数和所述井底流压，预测实际注入天然气的井口的注气压力，包括：
[0034]
根据以下公式计算实际注入天然气的井口的注气压力：
[0035]
p
wf
＝p
11
p
12-p
1f
＝p
21
p
22-p
2f
；
[0036][0037][0038]
其中，p
wf
为所述井底流压，p
11
为所述氮气油压，p
12
为氮气气柱压力，p
1f
为注入氮气时井筒摩擦压力，ρ1为氮气密度，m1为氮气分子量，p
21
为天然气油压，p
22
为天然气气柱压力，p
2f
为注入天然气时井筒摩擦压力，ρ2为天然气密度，m2为天然气分子量，α为转化系数。
[0039]
可选的，所述向所述预设储层注入氮气，并获取不同制度下的井底流压，包括：
[0040]
进行放大注气，在井筒附近形成连续气相；
[0041]
按照升压方法以多个不同的排量依次注入氮气，通过井下压力计测量得到所述不同排量下的井底流压。
[0042]
第二方面，本发明提供了一种装置，所述装置包括：获取模块、处理模块和确定模块，其中：
[0043]
所述获取模块，用于获取注气井二项式注气能力方程；
[0044]
所述处理模块，用于根据所述注气井二项式注气能力方程，建立所述预设储层的吸气指数模型；
[0045]
所述确定模块，用于根据所述吸气指数模型指导油藏注气开发。
[0046]
第三方面，本发明提供了一种电子设备，所述电子设备包括：包括处理器、存储器和收发器，所述存储器用于存储指令，所述收发器用于和其他设备通信，所述处理器用于执行所述存储器中存储的指令，以使所述装置执行如前述第一方面任一项所述的注气开发油藏方法。
[0047]
第四方面，本发明提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当所述指令被执行时，使得计算机执行如前述第一方面任一项所述的注气开发油藏方法。
[0048]
本发明提供一种计算注气开发油藏吸气指数模型的方法、装置及存储介质，包括：获取注气井二项式注气能力方程；根据注气井二项式注气能力方程，建立预设储层的吸气指数模型；根据吸气指数模型指导油藏注气开发。本发明方案中根据吸气指数模型进行油藏注气开发，这样减小储层吸气指数与实际应用的误差，使储层吸气指数模型满足油藏注气开发需求，进而节约成本。
附图说明
[0049]
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本公开的实施例，并与说明书一起用于解释本公开的原理。
[0050]
图1为本发明实施例提供的一种计算注气开发油藏吸气指数模型的方法流程示意图；
[0051]
图2为本发明实施例提供的另一种计算注气开发油藏吸气指数模型的方法的流程示意图；
[0052]
图3为本发明实施例提供的一种基于试注氮气资料推算的实注天然气视吸气指示曲线的示意图；
[0053]
图4为本发明实施例提供的日注气量与油压关系曲线的示意图；
[0054]
图5为本发明实施例提供的底流压平方差-注气量差值求商与注气量求和关系曲线的示意图；
[0055]
图6为本发明实施例提供的一种装置的结构示意图；
[0056]
图7为本发明实施例提供的一种电子设备的结构示意图。
[0057]
通过上述附图，已示出本公开明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本公开构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本公开的概念。
具体实施方式
[0058]
这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本公开相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本公开的一些方面相一致的装置和方法的例子。
[0059]
现有技术中，油藏工程师一般基于油藏工程方法，通过计算储层吸水指数来转换评价储层吸气能力；但是在实际应用中发现，由于注入气体与注入水相比，粘度更低、流动性更强，不满足达西定律，因此该方法求取的储层吸气指数误差较大，从而导致油藏工程法
求取储层吸气指数模型不满足油藏注气开发需求。
[0060]
针对上述问题，本发明提供了一种计算注气开发油藏吸气指数模型的方法，旨在解决现有技术的如上技术问题。
[0061]
下面以具体地实施例对本发明的技术方案以及本技术的技术方案如何解决上述技术问题进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例中不再赘述。下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
[0062]
本发明的实施例提供了一种计算注气开发油藏吸气指数模型的方法，应用于电子设备，该电子设备可以为电脑、笔记本电脑、平板电脑、个人数字助理(personal digital assistant，简称pda)等，参照图1所示，该方法包括以下步骤：
[0063]
步骤101、获取注气井二项式注气能力方程。
[0064]
本发明实施例中，注气井注气能力或注气井吸气能力是指在一定注气压差下地层的吸气量。注气井注气能力方程式描述地层吸气能力的方程。
[0065]
可选的，在对预设储层的吸气指数模型进行推导的过程中，假设预设储层满足以下条件：
①
地层水平等厚、均质；
②
注气井位于地层中心；
③
注入气等温流动且注气量稳定；
④
注入气为拟稳定渗流。根据气体等温压缩系数，确定标准状态下注气井的气流量。这里，所谓标准状态是在指定标准压强p下该物质的状态，简称标准态，一般指的是温度t，100kpa。进而通过计算得到注气井二项式注气能力方程，如下公式(1)：
[0066]
p
wf2-p
w2
＝aqg bq
g2
ꢀꢀꢀ
(1)；
[0067]
其中，a为流动系数，b为流动参数，p
wf
为井底流压，pw为地层流压，qg为日注气量。
[0068]
步骤102、根据注气井注气能力方程，建立预设储层的吸气指数模型。
[0069]
本发明实施例中，电子设备根据上述获取的注气井注气能力方程和吸气指数模型的定义，建立预设储层的吸气指数模型。然而，对于拟稳定状态压力不断变化而难以确定拟压力，因此，可用于注气井控制体积内的实际气体体积平均拟压力表示，同时加入表皮系数，从而建立预设储层的吸气指数模型，其中，拟稳定状态是指油藏中各点的压力与时间呈线性关系。
[0070]
吸气指数模型如下公式(2)：
[0071][0072]
其中，jg为预设储层的吸气指数、pr为储层的地层压力、p
wf
为储层的井底流压、t为预设储层的地层温度，k为预设储层的低层渗透率、μ为注入气粘度、z为注入气偏差因子、h为预设储层的地层厚度、re为预设储层的供给半径或注气井控制半径、rw为预设储层的井眼半径、s为预设储层的表皮因子、γg为预设储层的相对密度、qg为日注气量。
[0073]
步骤103、根据吸气指数模型指导油藏注气开发。
[0074]
本发明实施例中，油藏工程师可以将上述根据流动系数和流动参数建立的预设储层的吸气指数模型应用到实际的油藏进行注气开发中，指导注气驱油技术，进而提高原油采收率。
[0075]
本发明提供的计算注气开发油藏吸气指数模型的方法，通过获取预设储层的流动系数和流动参数，根据流动系数和流动参数建立预设储层的吸气指数模型，根据吸气指数模型对油藏进行注气开发。也就是说，本发明方案中通过获取预设储层的流动系数和流动参数，进而建立的预设储层的吸气指数模型，相对于现有技术中通过储层吸水指数来转换得到储层得吸气指数模型而言，减小储层吸气指数与实际应用的误差，使储层吸气指数模型满足油藏注气开发需求，进而节约成本。
[0076]
基于前述实施例，本发明的实施例二提供一种计算注气开发油藏吸气指数模型的方法，参照图2所示，该方法包括以下步骤：
[0077]
步骤201、获取注气井二项式注气能力方程。
[0078]
步骤202、根据注气井二项式注气能力方程，建立预设储层的吸气指数模型。
[0079]
步骤201和202的实现方式可以参照实施例一中步骤101和102的相关描述，这里不再赘述。
[0080]
步骤203、根据吸气指数模型，确定预设储层的流动系数和流动参数。
[0081]
本实施例中的流动系数指的是预设储层中油的流动系数，流动参数指的是预设储层中油的流动参数。电子设备在获取预设储层的流动系数和流动参数之前，根据渗流力学理论，流体注入与产出的区别在于其渗流方向不同，但是描述其渗流特征的数学模型一致，因此可将注气井注气能力方程进行适当变换，从而得到描述注气时预设储层的吸气能力的方程，即预设储层的吸气指数模型。
[0082]
电子设备获取预设储层的参数，据预设储层的参数得到流动系数和流动参数。其中，预设储层的参数可以包括：地层压力、井底流压、地层温度、注入气粘度；注入气偏差因子、地层渗透率、地层厚度、供给半径或注气井控制半径、井眼半径、表皮因子、相对密度和日注气量参数。
[0083]
示例性的，流动系数可以通过如下公式(3)计算，流动参数可以通过如下公式(4)计算。
[0084][0085][0086]
其中，a为流动系数，b为流动参数。
[0087]
步骤204、根据预设储层的流动系数和流动参数对预设储层的吸气指数模型进行简化，得到目标吸气指数模型。
[0088]
在油藏注气开发过程中，预设储层的吸气指数是配注量和注采井数等科学决策的重要依据。电子设备根据预设储层的流动系数和流动参数，计算得到目标吸气指数模型。示例性的，预设储层的目标吸气指数模型如下公式(5)所示：
[0089][0090]
其中，jg为目标吸气指数模型，a为流动系数，b为流动参数，pr为预设储层的地层压力，p
wf
为预设储层的井底流压，qg为日注气量。
[0091]
示例性的，表1为一种预设储层的参数和注入天然气参数数据表，如下表1所示，将注入天然气的参数数据代入公式(3)和公式(4)，得到流动系数a为0.02102145，流动参数b为7.04361
×
10-8
。
[0092]
表1一种预设储层的参数和注入天然气参数数据
[0093][0094]
可选的，结合表1和表2中的数据可以计算预设储层的目标吸气指数模型，其中，表2为注气井流压测试数据，表2如下所示，预设储层的地层压力pr取表2中的地层中部压力的值，日注气量qg取表2中的日平均注气量的值，将表1和表2中的数据代入公式(5)，求取预设储层的吸气指数为1.84
×
104m3/(d.mpa)。需要说明的是，本实施例，仅用注气井的某一时间的测试数据进行验证说明。
[0095]
表2注气井流压测试数据
[0096][0097]
步骤205、验证目标吸气指数模型准确性。
[0098]
本发明实施例中，根据目标吸气指数模型对油藏进行注气开发之前，需要对目标吸气指数模型的准确性进行验证，从而使用准确的吸气指数模型，对油藏进行注气开发，能够有效的减少注气量，节约成本。
[0099]
示例性的，可以通过如下方式验证吸气指数模型是否准确，该验证方式可以包括以下步骤：
[0100]
步骤205a、向预设储层注入氮气，并获取不同制度下的测点流压。
[0101]
本发明实施例中，测点流压是指油、气井生产时的不同测点的压力；由于油井内充入氮气不但可以提高井内压力，增大采油量，充入的氮气还可以作为钻杆测度中的缓冲垫，完全避免了井内泥桨压力挤扁下部试管柱的可能性。因此，本发明实施例中，为了对建立的储层吸气能力模型进行准确性验证，采用现场试注氮气的方法进行。试注氮气包括以下两个阶段：放大注气和系统试井，放大注气阶段目的是为了在井筒附近形成连续气相；系统试井阶段是为了录取不同排量下的井底流压。
[0102]
可选的，试注氮气实验中，试井具体做法是在不同注入排量下，利用井下压力计实时监测井底流压；其中，试井是指对油气井进行测试，测试获取地层相应参数。例如，按照按升压法分别以1200m3/h、2000m3/h、2800m3/h、3600m3/h的排量进行试注，记录不同制度下的
井底流压。电子设备接收试注氮气报告数据，从而得到不同制度下的井底流压。
[0103]
步骤205b、根据井底深度和预设储层的中部深度，计算井底流压。
[0104]
本发明实施例中，试注氮气实验中，根据井底深度和储层中部深度，计算出井底流压，表3为试注氮气与中部深度的流压的一种关系。
[0105]
表3氮气试注推算表
[0106][0107][0108]
步骤205c、根据注入氮气的参数和井底流压，预测实际注入天然气的井口的注气压力，根据井口压力对实际注气压力验证。
[0109]
本发明实施例中，试注氮气实验中，电子设备获取实际试注氮气资料推算的实注天然气视吸气指示曲线，如图3所示，其中，电子设备获取的注入氮气的参数数据中包括：氮气油压、氮气气柱压力、注入氮气时井筒摩擦压力，氮气密度和氮气分子量；根据井筒流动的气柱井底压力等于井口注气压力与气柱压力之和，再减去摩擦阻力；这样可基于试注氮气资料预测实注天然气井口注气压力，进而根据公式(6)和公式(7)推导得到实际注入天然气的井口的注气压力公式(8)如下所示：
[0110]
p
wf
＝p
11
p
12-p
1f
＝p
21
p
22-p
2f
ꢀꢀꢀ
(6)
[0111][0112][0113]
其中，p
wf
为井底流压，p
11
为氮气油压，p
12
为氮气气柱压力，p
1f
为注入氮气时井筒摩擦压力，ρ1为氮气密度，m1为氮气分子量，p
21
为天然气油压，p
22
为天然气气柱压力，p
2f
为注入天然气时井筒摩擦压力，ρ2为天然气密度，m2为天然气分子量，α为转化系数。
[0114]
可选的，电子设备获取实际注入天然气数据，可以得到实际注入天然气的井口的注气压力结果表，如下表4为注气井试注氮气报告。
[0115]
表4注气井试注氮气报告
[0116][0117]
从上表可以看出井口压力与实际注气压力数值接近，这里，井口压力与实际注气压力数值差值未超出阈值，都可以认为井口压力与实际注气压力结果相同；其中，阈值为8。
[0118]
步骤205d、根据井口油压与日注气量，确定天然气实吸气指示曲线。
[0119]
本发明实施例中，日注气量指的是在实验中每天注入井内的氮气量；井口油压是指流动压力把油气从井底经过油管举升到井口后的剩余压力；电子设备获取准确的推算出的实注天然气井口油压后，可以根据获取的井口油压与日注气量数据绘制得到天然气实吸气指示曲线，日注气量与油压关系曲线如图3；进一步的，电子设备对图3中的曲线进行线性拟合可以得到线性方程(9)，具体的线性方程(9)如下所示：
[0120]
y＝0.5401x 380796
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(9)
[0121]
其中，y为注气压力，x为日注气量。
[0122]
步骤205e、根据实吸气指示曲线计算预设储层的吸气指数，根据吸气指数验证吸气指数模型是否准确。
[0123]
本发明实施例中，从图4可以得出曲线拟合精度0.9935，接近1，拟合精度高；根据油藏地层压力在一段时间内保持不变，因此对于每一测试点数据均满足储层吸气能力模型，将其中的储层吸气能力模型两两相减，再进一步整理，可得到计算流动系数a和流动参数b的关系式，如下公式(10)所示，
[0124][0125]
其中，p
wfi
为测试点m的井底流压；p
wfi-1
为测试点n井底流压；q
gi
为测试点m日注气量；q
gi-1
为测试点n日注气量；a为流动系数；b为流动参数；这里的m和n分别为不同的测试点。
[0126]
从上述公式(10)可以看出，流动系数a和流动参数b之间呈线性方程，将试注井实测数据按照公式(11)进行处理，如图5所示的曲线，曲线公式如下公式(11)，求取曲线的截距为0.021，曲线的斜率为7
×
10-8
，可见，实际测试数据计算得到的截距与斜率，和根据吸气指数模型计算得到流动系数a为0.02102145与流动参数b为7.04361
×
10-8
基本相同，从而可以确定吸气指数模型的准确性。需要说明的是，本发明实施例中允许存在误差，误差小于等于0.008均为可用实验数据。
[0127]
可选的，电子设备将获取到的注气井实测数据进行线性拟合，得到如图5所示的结果，线性拟合结果如下公式(11)：
[0128]
m＝0.021-7
×
10-8nꢀꢀꢀꢀ
(11)
[0129]
其中，n为注气量求和，m为井底流压平方差与注气量差值比值。
[0130]
可选的，进一步的，将表3的数据代入公式(4)中可以得到储层吸气指数为1.84
×
104m3/(d.mpa)，根据视吸气指示曲线拟合表达式斜率的倒数求取储层吸气指数为1.85
×
104m3/(d.mpa)，可以得出储气层吸气指数模型与实际储层吸气指数相同，从而验证了储层吸气指数模型理论计算的准确性。
[0131]
步骤206、当吸气指数模型准确时，根据吸气指数模型指导油藏注气开发。
[0132]
本发明实施中，若电子设备根据试注氮气实验中，验证吸气指数模型无效，进一步的，电子设备根据实际试注气实验得到的参数对吸气指数模型中的流动系数和流动参数进行修正，得到修正后的吸气指数模型，并对修正后的吸气指数模型进行校验；其中，对修正后的吸气指数模型校验过程和上述吸气指数模型校验的过程相同，区别仅在于吸气指数模型中的参数发生了变化。
[0133]
需要说明的是，本实施例中与其它实施例中相同步骤和相同内容的说明，可以参照其它实施例中的描述，此处不再赘述。
[0134]
本发明提供一种计算注气开发油藏吸气指数模型方法，包括：获取注气井二项式注气能力方程；根据注气井二项式注气能力方程，建立预设储层的吸气指数模型；根据吸气指数模型指导油藏注气开发。本发明方案中根据吸气指数模型进行油藏注气开发，这样减小储层吸气指数与实际应用的误差，使储层吸气指数模型满足油藏注气开发需求，进而在一定程度上节约成本。
[0135]
基于前述实施例，本发明实施例提供了一种计算注气开发油藏吸气指数模型的装置，参照图6所示，本实施例提供的装置3包括：获取模块31、处理模块32、确定模块33，其中：
[0136]
获取模块31，用于获取注气井二项式注气能力方程；
[0137]
处理模块32，用于根据注气井二项式注气能力方程，建立预设储层的吸气指数模型；
[0138]
确定模块33，用于根据吸气指数模型指导油藏注气开发。
[0139]
在其他实施例中，装置3中还包括验证模块，其中：
[0140]
验证模块，用于验证吸气指数模型准确性；
[0141]
确定模块32，具体用于当吸气指数模型准确时，根据吸气指数模型指导油藏注气开发。
[0142]
在其他实施例中，装置3中的处理模块32，具体还用于根据吸气指数模型，确定预设储层的流动系数和流动参数；
[0143]
根据以下公式计算流动系数：
[0144][0145]
根据以下公式计算流动参数：
[0146][0147]
其中，a为流动系数，b为流动参数，t为预设储层的地层温度，k为预设储层的低层渗透率，s为预设储层的表皮因子，z为注入气偏差因子，μ为注入气粘度，γg为预设储层的
相对密度，h为预设储层的地层厚度，rw为预设储层的井眼半径，re为预设储层的供给半径或注气井控制半径；
[0148]
根据预设储层的流动系数和流动参数对预设储层的吸气指数模型进行简化，得到目标吸气指数模型；
[0149]
根据吸气指数模型对油藏进行注气开发，包括：
[0150]
根据目标吸气指数模型对油藏进行注气开发。
[0151]
在其他实施例中，装置3还包括计算模块和验证模块，其中：
[0152]
处理模块，还用于向预设储层注入氮气，并获取不同制度下的测点的流压；
[0153]
计算模块，用于根据井底深度和预设储层的中部深度，计算井底流压；
[0154]
验证模块，用于根据注入氮气的参数和井底流压，预测实际注入天然气的井口的注气压力，根据井口压力对实际注气压力验证；
[0155]
确定模块33，还用于根据井口油压与日注气量，确定天然气实吸气指示曲线；
[0156]
确定模块33，还用于根据实吸气指示曲线计算预设储层的吸气指数，根据吸气指数验证吸气指数模型是否准确。
[0157]
在其他实施例中，装置3中的计算模块，还用于根据以下公式计算实际注入天然气的井口的注气压力：
[0158]
p
wf
＝p
11
p
12-p
1f
＝p
21
p
22-p
2f
；
[0159][0160][0161]
其中，p
wf
为井底流压，p
11
为氮气油压，p
12
为氮气气柱压力，p
1f
为注入氮气时井筒摩擦压力，ρ1为氮气密度，m1为氮气分子量，p
21
为天然气油压，p
22
为天然气气柱压力，p
2f
为注入天然气时井筒摩擦压力，ρ2为天然气密度，m2为天然气分子量，α为转化系数。
[0162]
在其他实施例中，装置3还包括测试模块，其中：
[0163]
测试模块，用于进行放大注气，在井筒附近形成连续气相；
[0164]
处理模块32，还用于按照升压方法以多个不同的排量依次注入氮气，通过井下压力计测量得到不同排量下的井底流压。
[0165]
上述实施例的装置，可以用于执行上述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。
[0166]
本发明的实施例提供的电子设备4，该电子设备4可以应用于图1或图2所示的实施例提供的计算注气开发油藏吸气指数模型的方法中，参照图7所示，该电子设备4可以包括：处理器41、存储器42、收发器43和通信总线44，其中：
[0167]
存储器42用于存储计算注气开发油藏吸气指数模型的方法的指令；收发器43用于和其他设备通信；处理器41用于执行存储器42中存储的指令，以使电子设备执行如上述图1或图2所示实施例中的计算注气开发油藏吸气指数模型的方法。
[0168]
基于前述实施例，本发明的实施例提供一种计算机存储介质，计算机存储介质存储有计算机指令，当指令被执行时，使得计算机执行如上述图1或图2所示实施例中的计算注气开发油藏吸气指数模型的方法。
[0169]
需要说明的是，上述计算机可读存储介质可以是只读存储器(read only memory，rom)、可编程只读存储器(programmable read-only memory，prom)、可擦除可编程只读存储器(erasable programmable read-only memory，eprom)、电可擦除可编程只读存储器(electrically erasable programmable read-only memory，eeprom)、磁性随机存取存储器(ferromagnetic random access memory，fram)、快闪存储器(flash memory)、磁表面存储器、光盘、或只读光盘(compact disc read-only memory，cd-rom)等存储器；也可以是包括上述存储器之一或任意组合的各种电子设备，如移动电话、计算机、平板设备、个人数字助理等。
[0170]
需要说明的是，在本技术中，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、物品或者装置不仅包括那些要素，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、物品或者装置所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个
……”
限定的要素，并不排除在包括该要素的过程、方法、物品或者装置中还存在另外的相同要素。
[0171]
上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。
[0172]
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0173]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0174]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0175]
以上仅为本发明的优选实施例，并非因此限制本发明的专利范围，凡是利用本发明说明书及附图内容所作的等效结构或等效流程变换，或直接或间接运用在其他相关的技术领域，均同理包括在本发明的专利保护范围内。