一种针对深层强底水油藏的注气方法及系统与流程

1.本发明涉及底水油藏开发领域，尤其是涉及一种针对深层强底水油藏的注气方法及系统。


背景技术：

2.位于西北油田三叠系地层的深层底水砂岩油藏，具有构造平缓(地层倾角《5)、埋藏深(4600m)、油层厚度薄(《15m)、水油体积比大(》100倍)、高温高盐(120℃、20
×
104mg/l)、非均质性强等特点。该深层底水砂岩油藏自2002年投入开发以来，主要依靠直井天然能量开发，在建产阶段打了一批水平井。因此，在开发初期能够获得较高的产能，为油藏稳产打下了良好基础。近年来，该深层底水砂岩油藏的开发受到了强底水锥进/脊进的影响，高含水井、低产低效井比例逐渐增加，水平井水淹严重。由此，使得当前深层底水砂岩油藏进入中高含水阶段(综合含水87.7％)，导致了单井产量低(《5t/d)的问题，此时的深层底水砂岩油藏的采出程度仅为26.0％。
3.目前，在深层底水砂岩油藏开发中后期，大幅提高采收率面临着以下问题：
4.首先，国内外普遍采用打隔板等堵水方式，控制底水锥进/脊进，来迫使底水横向运移，从而动用水平段屏蔽的剩余油和井间剩余油富集区，以此来提高强底水油藏的采收率。在油藏开发的早期和中期，采用了多种水平井堵水技术，取得了较好的采收效果，但随着堵水增油轮次的增加，水平井的水淹状况渐趋复杂，待采收油藏的剩余油分布更加零散，使得当前所采用堵水技术的采收效果逐年变差。因此，需要对如何转变底水驱方式，以及如何提高井间剩余油动用进行深入探索。
5.其次，为动用井间剩余油、克服底水垂向抬升产生的优势渗流场，优选一个夹层较为发育的井组开展注水转流场先导试验，来为提高强底水油的采收率奠定基础。由于在试验过程中，注入水首先向下部水体运移，无法实现横向扩大波及体积的作用，基于当前先导试验来对强底水油提高采收率，会使得对应油井含水持续升高、井间剩余油动用难度增大，从而导致最终得到的增产效果不理想。
6.最后，深层油藏具有高温高盐的特点，故深层油藏的化学驱适应性差。采用氮气泡沫驱技术，取得了较好的效果。现有技术中，在3个井组实施氮气泡沫驱能够增油5811吨。另外，目前国外的强底水油藏注天然气开发的注气实验，多是针对构造倾角大于15的油藏开展的，实验结果表明，利用注天然气的方式对强底水油藏进行开发能够将采收率提高10％左右。
7.因此，在实现本发明的过程中，发明人发现目前针对深层底水砂岩油藏的高含水开发阶段缺乏有效的稳油控水对策，急需探索大幅度提高采收率新技术新方法。


技术实现要素：

8.本发明所要解决的技术问题之一是需要提供一种针对深层强底水油藏的注气方法，包括：为当前待研究深层强底水油藏配置多种注气介质，分别针对每种所述注气介质在
当前油藏原油中的混相特征进行分析，以从多种注气介质中筛选出有利于动用当前油藏内剩余油的若干个目标注气介质；基于所述若干个目标注气介质，结合当前油藏对应的井组模拟模型，对当前动用剩余油的开采规律进行分析，从而获取各目标注气介质之间的最佳注气比例；根据所述最佳注气比例，结合所述井组模拟模型，分别采用多种注气方式对当前油藏进行注气模拟，并获取与每种注气方式对应的采收率提高幅度，基于此，确定最佳注气方式；利用所述最佳注气方式，按照所述最佳注气比例，对当前油藏进行注气作业。
9.优选地，在分别针对每种所述注气介质在当前油藏原油中的混相特征进行分析的步骤中，包括：确定每种所述注气介质是否在当前油藏原油中具有混相能力，从而筛选多个具有混相能力的第一注气介质；利用各个第一注气介质的最小混相压力，结合当前油藏的平均地层压力，从多个第一注气介质中选出与当前油藏的平均地层压力水平相适应的多个第二注气介质；根据每个第二注气介质在当前油藏中的溶解规律和密度，确定所述目标注气介质。
10.优选地，在对每种所述注气介质是否在当前油藏原油中具有混相能力进行判断，从而筛选多个具有混相能力的第一注气介质的步骤中，包括：采用长细管混相实验和数值模拟预测相结合的方法，获取每种所述注气介质在当前油藏原油中的混相压力与采收率之间的相关关系，通过诊断每种注气介质是否在当前油藏原油中具有最小混相压力来筛选所述第一注气介质。
11.优选地，在利用各个第一注气介质的最小混相压力，结合当前油藏的平均地层压力，从多个第一注气介质中选出与当前油藏的平均地层压力水平相适应的多个第二注气介质的步骤中，包括：分别对比每个第一注气介质的最小混相压力与所述平均地层压力的大小关系，保留最小混相压力小于所述平均地层压力的第一注气介质，以获得多个第二注气介质。
12.优选地，在根据每个第二注气介质在当前油藏中的溶解规律和密度，确定所述目标注气介质的步骤中，包括：采用室内实验和数值模拟相结合的方法，分别获取各所述第二注气介质在当前油藏中的分布特征和混相特征，从而得到易溶于水和油的第一目标注气介质；以及将具有最小密度的第二注气介质作为第二目标注气介质。
13.优选地，在确定最佳注气比例的过程中，包括：为所述第一目标注气介质与所述第二目标注气介质设置不同的混合比例，并按照各所述混合比例，利用预设第一注气方式，在所述井组模拟模型中进行注气模拟，从而获取与每种混合比例对应的所述采收率提高幅度，继而确定所述最佳注气比例。
14.优选地，所述注气方式包括：连续注气、不同注气段塞比注气、周期注气和水气交替注气。
15.优选地，本发明所提供的一种针对深层强底水油藏的注气方法还包括：为当前油藏设置不同组的注采参数；基于所述目标注气介质、所述最佳注气比例和所述最佳注气方式，按照各组注采参数，利用所述井组模拟模型，对当前油藏进行注气模拟，以获取与每种所述注采参数对应的采收率提高幅度，以及根据所述采收率提高幅度来确定当前油藏的最优注采参数。
16.优选地，所述注气介质包括：co2、ch4和n2。
17.另一方面，本发明还提供了一种针对深层强底水油藏的注气系统，其特征在于，所
述系统包括如下模块：目标注气介质获取模块，其用于为当前待研究深层强底水油藏配置多种注气介质，分别针对每种所述注气介质在当前油藏原油中的混相特征进行分析，以从多种注气介质中筛选出有利于动用当前油藏内剩余油的若干个目标注气介质；注气比例获取模块，其用于基于所述若干个目标注气介质，结合当前油藏对应的井组模拟模型，对当前动用剩余油的开采规律进行分析，从而获取各目标注气介质之间的最佳注气比例；注气方式获取模块，其用于根据所述最佳注气比例，结合所述井组模拟模型，分别采用多种注气方式对当前油藏进行注气模拟，并获取与每种注气方式对应的采收率提高幅度，基于此，确定最佳注气方式；注气作业执行模块，其用于利用所述最佳注气方式，按照所述最佳注气比例，对当前油藏进行注气作业。
18.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：
19.本发明提出了一种针对深层强底水油藏的注气方法。该方法通过对多种注气介质与当前油藏原油的混相能力进行评价，进一步获取有利于动用当前油藏内剩余油的若干个目标注气介质。之后，利用根据当前待研究深层强底水油藏建立的井组模拟模型分别针对具有不同混合比例的若干个目标注气介质、以及单一目标注气介质进行注气模拟，对当前动用剩余油的开采规律进行分析，确定混合气驱更有利于动用当前油藏顶部剩余油，据此分别计算不同混合比例所对应的采收率提高幅度，得到最佳注气比例。然后，利用不同的注气方式，将当前若干个目标注气介质按照最佳注气比例，在井组模拟模型中进行注气模拟，并分别计算不同注气方式所对应的采收率提高幅度，得到最佳注气方式。最后，将当前若干个目标注气介质按照最佳注气比例，以最佳注气方式对当前油藏进行注气作业。本发明实现了对待开采深层强底水油藏高含水开发阶段的有效稳油控水，大幅提高了油藏开采进程中后期的采收率。
20.本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
21.附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
22.图1为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法的步骤图。
23.图2为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的在注气介质为co2时的混相压力与采收率的关系图。
24.图3为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的在注气介质为ch4时的混相压力与采收率的关系图。
25.图4为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的在注气介质为n2时的混相压力与采收率的关系图。
26.图5为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的在注气介质为co2时的数值模拟方法的流程图。
27.图6为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的在注气介质为co2时
的赋存状态及溶解比例随时间变化的关系图。
28.图7为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的在注气介质为co2时的溶解及扩散过程的浓度变化规律示意图。
29.图8为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法的剩余油动用状况示意图。
30.图9为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法的混合比例与采收率提高幅度关系示意图。
31.图10为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的针对不同注气介质组合的气油比变化幅度示意图。
32.图11为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法的注气方式与采收率提高幅度关系示意图。
33.图12为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法的年产油量预测示意图。
34.图13为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气系统的模块框图。
具体实施方式
35.以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
36.另外，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
37.位于西北油田三叠系地层的深层底水砂岩油藏，具有构造平缓(地层倾角《5)、埋藏深(4600m)、油层厚度薄(《15m)、水油体积比大(》100倍)、高温高盐(120℃、20
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104mg/l)、非均质性强等特点。该深层底水砂岩油藏自2002年投入开发以来，主要依靠直井天然能量开发，在建产阶段打了一批水平井。因此，在开发初期能够获得较高的产能，为油藏稳产打下了良好基础。近年来，该深层底水砂岩油藏的开发受到了强底水锥进/脊进的影响，高含水井、低产低效井比例逐渐增加，水平井水淹严重。由此，使得当前深层底水砂岩油藏进入中高含水阶段(综合含水87.7％)，导致了单井产量低(《5t/d)的问题，此时的深层底水砂岩油藏的采出程度仅为26.0％。
38.目前，在深层底水砂岩油藏开发中后期，大幅提高采收率面临着以下问题：
39.首先，国内外普遍采用打隔板等堵水方式，控制底水锥进/脊进，来迫使底水横向运移，从而动用水平段屏蔽的剩余油和井间剩余油富集区，以此来提高强底水油藏的采收率。在油藏开发的早期和中期，采用了多种水平井堵水技术，取得了较好的采收效果，但随着堵水增油轮次的增加，水平井的水淹状况渐趋复杂，待采收油藏的剩余油分布更加零散，使得当前所采用堵水技术的采收效果逐年变差。因此，需要对如何转变底水驱方式，以及如何提高井间剩余油动用进行深入探索。
40.其次，为动用井间剩余油、克服底水垂向抬升产生的优势渗流场，优选一个夹层较为发育的井组开展注水转流场先导试验，来为提高强底水油的采收率奠定基础。由于在试
验过程中，注入水首先向下部水体运移，无法实现横向扩大波及体积的作用，基于当前先导试验来对强底水油提高采收率，会使得对应油井含水持续升高、井间剩余油动用难度增大，从而导致最终得到的增产效果不理想。
41.最后，深层油藏具有高温高盐的特点，故深层油藏的化学驱适应性差。采用氮气泡沫驱技术，取得了较好的效果。现有技术中，在3个井组实施氮气泡沫驱能够增油5811吨。另外，目前国外的强底水油藏注天然气开发的注气实验，多是针对构造倾角大于15的油藏开展的，实验结果表明，利用注天然气的方式对强底水油藏进行开发能够将采收率提高10％左右。
42.因此，在实现本发明的过程中，发明人发现目前针对深层底水砂岩油藏的高含水开发阶段缺乏有效的稳油控水对策，急需探索大幅度提高采收率新技术新方法。
43.实施例一
44.图1为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法的步骤图。下面参考图1来说明本方法的各个步骤。
45.如图1所示，在步骤s110中，为当前待研究深层强底水油藏配置多种注气介质，分别针对每种注气介质在当前油藏原油中的混相特征进行分析，以从多种注气介质中筛选出有利于动用当前油藏内剩余油的若干个目标注气介质。
46.在本技术实施例中，将进行深层强底水油藏注气作业时常用的多种注气介质，配置给当前待研究三叠系深层强底水油藏。其中，将每一种注气介质单独注入当前待研究三叠系深层强底水油藏，都能够改善当前油藏原油的物性参数，使原油体积膨胀、黏度降低，增加原油的流动性，进而能够有效提高采收率。在确定出针对当前待研究油藏的各种注气介质后，针对每一种注气介质在当前油藏中的混相特征(例如：降黏效果和对原油的溶解能力)进行分析，再比较各种注气介质的降黏效果以及对原油的溶解能力强弱，进一步在多种注气介质中对适用于当前油藏的注气介质进行筛选，得到利于动用当前油藏内剩余油的若干个目标注气介质。
47.进一步，在分析每一种注气介质在当前油藏原油中的混相特征时，首先，确定每种注气介质在当前油藏原油中的最小混相压力，根据每种注气介质在当前油藏原油中是否具有最小混相压力，来判断对应的每种注气介质是否在当前油藏原油中具有混相能力。在本技术实施例中，确定在当前油藏原油中具有小混相压力的各种注气介质，将具有小混相压力的多个注气介质判定为在当前油藏原油中具有混相能力的注气介质。之后，保留多个在当前油藏原油中具有混相能力的注气介质作为各第一注气介质，并去除多种注气介质中剩余的不具有混相能力的注气介质，以完成对本技术实施例的第一注气介质的筛选，进而也完成了对本技术实施例的目标注气介质的初步筛选。
48.进一步，在筛选多个具有混相能力的第一注气介质时，采用长细管混相实验和数值模拟预测相结合的方法，来获取每种注气介质在当前油藏原油中的混相压力与采收率之间的相关关系，从而根据每种注气介质所对应的混相压力与采收率之间的相关关系，来判定每种注气介质在当前油藏原油中是否具有最小混相压力，将在多种注气介质中筛选出的具有最小混相压力的各注气介质，作为在当前油藏原油中具有混相能力的各第一注气介质。
49.具体地，采集当前待研究三叠系深层强底水油藏原油来进行长细管混相实验，利
用细沙充填细管来对当前油藏岩石多孔介质状态进行模拟。之后，分别为每种注气介质设置多种用于进行混相驱替实验的不同的混相压力，并将相应的注气介质按照每一种混相压力分别注入充填了细砂的长细管中进行混相驱替实验。然后，基于通过实验模拟得到的当前油藏岩石多孔介质状态，结合属于每种注气介质的用于进行混相驱替实验的不同的混相压力，利用数值模拟预测方法分别针对每种注气介质计算不同混相压力所对应的采收率，获取属于每种注气介质的不同混相压力与采收率之间的关系，由此得到每种注气介质在当前油藏原油中的混相压力与相应采收率之间的关系，进而得到表征每种注气介质在当前油藏原油中的混相压力与相应采收率之间的关系曲线(参照图2、图3和图4)。其中，在对属于每种注气介质的混相压力与相应采收率之间的关系曲线进行分析时，将每条曲线的斜率突变处(拐点)对应的压力值作为最小混相压力。由此，关系曲线中存在斜率突变处(拐点)的注气介质，即为在当前油藏原油中具有混相能力的各第一注气介质。
50.需要说明的是，本发明实施例对每种注气介质的用于进行混相驱替实验的混相压力的设置不作具体限定，本领域技术人员可以根据实际需要进行选择。
51.图2为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的在注气介质为co2时的混相压力与采收率的关系图。图3为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的在注气介质为ch4时的混相压力与采收率的关系图。图4为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的在注气介质为n2时的混相压力与采收率的关系图。接下来，参照图2、图3和图4来对每种注气介质的最小混相压力的获取，以及对每种注气介质在当前油藏原油中是否具有混相能力的判定进行举例说明。
52.在本技术的一个实施例中，为当前待研究深层强底水油藏配置的多种注气介质，包括：co2、ch4和n2。在注气介质为co2时，根据如图2所示的混相压力与采收率的关系曲线，得到注气介质为co2时的曲线斜率突变处(拐点)对应的压力，此时相应的最小混相压力(mmp)为40.2mpa，即注气介质co2在当前油藏原油中具有混相能力。在注气介质为ch4时，根据如图3所示的混相压力与采收率的关系曲线，得到注气介质为ch4时的曲线斜率突变处(拐点)对应的压力，此时相应的最小混相压力(mmp)为46mpa，即注气介质ch4在当前油藏原油中具有混相能力。在注气介质为n2时，根据如图4所示的混相压力与采收率的关系曲线，得到注气介质为n2时的曲线不存在斜率突变处(拐点)。因此，注气介质为n2时不存在相应的最小混相压力(mmp)，即注气介质n2在当前油藏原油中不具有混相能力。
53.接下来，在根据每个注气介质是否在当前油藏原油中具有最小混相压力确定出多个第一注气介质后，利用各个第一注气介质的最小混相压力，结合当前油藏的平均地层压力，从多个第一注气介质中选出与当前油藏的平均地层压力水平相适应的多个第二注气介质。由于最小混相压力是筛选油藏注入方案的一个重要参数，为了获得最高的采收率，油藏的平均地层压力必须高于注入气与地层原油之间的最小混相压力。据此，将多个第一注气介质中最小混相压力低于当前油藏的平均地层压力的若干个第一注气介质，确定为与当前油藏的平均地层压力水平相适应的多个第二注气介质。
54.接下来，分别对比每个最小混相压力与当前油藏平均地层压力的大小关系，保留最小混相压力小于平均地层压力的第一注气介质，以获得多个第二注气介质。在本技术实施例中，将属于每个第一注气介质的最小混相压力分别与当前油藏的平均地层压力进行对比，在多个第一注气介质中筛选最小混相压力小于当前油藏平均地层压力的第一注气介
质。然后，保留筛选出的若干个第一注气介质，并把这些第一注气介质确定为与当前油藏的平均地层压力水平相适应的多个第二注气介质。
55.最后，根据每个第二注气介质在当前油藏中的溶解规律和密度，确定目标注气介质。在本发明实施例中，先分别获取每个第二注气介质在当前油藏中的溶解规律，来针对当前油藏从多个第二注气介质中筛选降黏效果最好、以及溶解原油能力最强的第一类第二注气介质。另外，本发明实施例还获取每个第二注气介质的密度，来从多个第二注气介质中筛选密度最小的第二类第二注气介质。然后，将第一类第二注气介质和第二类第二注气介质确定为本技术实施例的两个目标注气介质。
56.进一步，采用室内实验和数值模拟相结合的方法，分别获取各第二注气介质在当前油藏中的分布特征和混相特征，从而得到易溶于水和油的第一目标注气介质(或称“第一类第二注气介质”)。图5为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的在注气介质为co2时的数值模拟方法的流程图。图6为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的在注气介质为co2时的赋存状态及溶解比例随时间变化的关系图。图7为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的在注气介质为co2时的溶解及扩散过程的浓度变化规律示意图。接下来，参照图5、图6和图7来对本技术实施例的第一目标注气介质的获取过程进行说明。
57.具体地，油藏数值模拟是根据油藏地质及开发实际情况，通过建立表征油藏中流体渗透规律的数学模型来展现真实的油藏动态，同时结合流体力学来模拟实际的油田开采过程的模拟方法。如图5所示，在本技术实施例中，首先，利用室内实验中的渗流实验和相态实验，对当前油藏的开采过程进行模拟，从而根据实验结果来获取当前油藏流体的相态变化特征。之后，设置相应的油藏开采参数，利用数值模拟方法，对表征当前油藏流体的相态变化特征的相关参数进行计算，从而得到当前剩余油的分布规律。然后，利用室内实验中的溶解实验，获取每个第二注气介质在当前油藏地层水中的溶解特征，进而利用数值模拟方法得到每个第二注气介质在当前油藏地层水体的溶解和运移分配规律。接着，利用室内实验中的扩散实验，获取每个第二注气介质在当前油藏单相油、单相水和单相气中的扩散特征，从而得到每个第二注气介质在当前油藏中的扩散规律，基于此，设置相应的注采参数，利用数值模拟方法，对在当前油藏中注入每个第二注气介质所得到的不同驱油效果进行分析，以获取考虑了溶解扩散规律的每个第二注气介质对驱油效果的影响。这样一来，便得到每个第二注气介质在当前油藏准确的分布特征(参照图7)和混相特征。在本技术实施例中，利用每个第二注气介质在当前油藏中的赋存状态及溶解比例随溶解时间变化的关系(参照图6)来体现相应的混相特征。
58.接下来，将每个第二注气介质在当前油藏的分布特征和混相特征进行结合，以获取每个第二注气介质在当前油藏中的注气早期、中期和后续转衰竭开采阶段的注气介质浓度分布情况。将每种第二注气介质在当前油藏中进行连续注气，获取溶解比例随注气时间稳定变化的注气介质，将溶解比例稳定变化的注气介质作为易溶于油和水的第一目标注气介质。
59.根据实际油藏原油开采作业的相关注采参数可知，随着以连续注气方式进行油藏原油开采过程的推进，在连续按注气介质为co2时，油藏原油的黏度随着co2在原油中溶解度的增加会显著降低。另外，随着开采过程的推进，油藏中co2摩尔浓度会逐渐增大，油水界面
的张力也会随着co2摩尔浓度的增大而逐渐降低，进而连续注气的驱替阻力也会逐渐降低。基于以上两点，可以得到当连续注气介质选用co2时，能够大幅提高油藏的采收率。在本技术实施例中，针对当前油藏中的同一井组(tk960井组)的连续注co2早期到中期(注气3月、6月和1年)和后续转衰竭开采阶段(注气三年)，注气介质co2在当前油藏中的分布(波及)及混相特征进行分析，得到当前油藏中co2的摩尔浓度随着注气进程的推进而逐渐增大(参见图7圆圈内的深色区域)，进而能够推断当前油藏油水界面的张力也在逐渐降低。因此，本发明实施例采用co2作为第一目标注气介质来实现大幅提高当前油藏的采收率的目的。
60.进一步，在生成第二目标注气介质时，获取每个第二注气介质的密度数据，并对多个密度数据进行排序，将多个第二注气介质中具有最小密度的第二注气介质作为第二目标注气介质(或称“第二类第二注气介质”)。根据混相特征分析结果可知，注气介质ch4不但能够与当前油藏地层原油进行混相，同时ch4在本技术实施例所涉及的多个第二注气介质(co2和ch4)中的密度也最小，有利于动用顶部剩余油。因此，本发明实施例采用ch4作为第二目标注气介质来实现大幅提高当前油藏的采收率的目的。
61.继续参考图1，在步骤s120中，基于若干个目标注气介质，结合当前油藏对应的井组模拟模型，对当前动用剩余油的开采规律进行分析，从而获取各目标注气介质之间的最佳注气比例。具体地，本技术实施例针对属于当前油藏的低部位、且隔夹层不发育的井区，构建了相应的井组模拟模型。图8为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法的剩余油动用状况示意图。接下来，本技术实施例研究了将第一目标注气介质co2单独注入当前油藏、以及将第一目标注气介质co2与第二目标注气介质ch4，组合注入当前油藏中的同一井组(tk960井组)一年后的动用平面、纵向剩余油的开采规律(参见图8左侧表征界面张力变化的示例)。然后，研究了将第一目标注气介质co2单独注入当前油藏、以及将第一目标注气介质co2与第二目标注气介质ch4组合注入当前油藏后的动用平面、纵向剩余油的开采规律。其中，将第一目标注气介质co2单独注入当前油藏时所涉及的co2连续气驱界面张力区域(井口附近的黑色部分及其下方的白色部分)，与第一目标注气介质co2与第二目标注气介质ch4组合注入当前油藏时所涉及的连续气驱张力区域(井口附近的黑色部分)进行对比，得到以组合注气方式进行注气对当前油藏油水界面张力的影响小于单独利用第一目标注气介质co2进行注气。另外，还得到在以第一目标注气介质co2与第二目标注气介质ch4进行组合注气时，当前油藏中co2组分摩尔浓度相对于单独利用第一目标注气介质co2进行注气(参照图8右侧不同注气方式下co2摩尔组分浓度变化分布示例)变化更为稳定，且变化缓慢，即组合注气使得第一目标注气介质co2的溶解度随着注气时间的增加而稳定增加。由此，将第一目标注气介质co2和第二目标注气介质ch4作为本技术实施例的最佳注气介质，进而基于当前最佳注气介质，继续对相应的混合注气最佳注气比例进行研究。
62.进一步，在得到包括第一目标注气介质和第二目标注气介质的最佳注气介质后，为第一目标注气介质与第二目标注气介质设置不同的混合比例，并按照各混合比例，利用预设第一注气方式，在井组模拟模型中进行注气模拟，从而获取与每种混合比例对应的采收率提高幅度，继而确定最佳注气比例。具体地，在本技术实施例中，为用于当前油藏的第一目标注气介质co2与第二目标注气介质ch4设置不同的混合比例，并将第一目标注气介质co2与第二注气介质ch4按照不同的注气比例进行混合，得到多种混合比例。接着，本技术实施例在油藏采收作业常用的注气方式(例如：连续注气、不同注气段塞比的周期注气和水气
交替注气)中任选一种，将所选出的注气方式预设为用于当前油藏的第一注气方式。然后，以当前第一注气方式，利用本技术实施例针对属于当前油藏的低部位、且隔夹层不发育的井区构建出的井组模拟模型，按照多种混合比例对当前油藏进行注气模拟，分别获取利用每一种混合比例对当前油藏进行注气模拟所得到的采收率提高幅度，将采收率提高幅度最大的一种混合比例作为当前油藏的最佳注气比例。
63.图9为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法的混合比例与采收率提高幅度关系示意图。在本技术的一个实施例中，将用于当前油藏的第一目标注气介质co2与第二目标注气介质ch4按照不同的注气比例进行混合，得到多种混合比例(例如：0.9co20.1ch4、0.8co20.2ch4和0.7co20.3ch4)。接着，基于预设的第一注气方式，利用根据当前油藏井区构建出的井组模拟模型，按照多种混合比例对当前油藏进行注气模拟，分别获取每一种混合比例所对应的采收率提高幅度(参照图9)，将采收率提高幅度最大的一种混合比例(0.9co20.1ch4)作为当前油藏的最佳注气比例。另外，图10为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法中的针对不同注气介质组合的气油比变化幅度示意图。如图10所示，在本技术的一个实施例中，采用不同目标注气介质或目标注气介质组合(例如：co2和ch4组合、co2和n2组合、以及co2)，利用井组模拟模型对当前油藏进行注气模拟，能够得到每个目标注气介质或目标注气介质组合在当前油藏中的注气时间与当前油藏汽油比的相关关系。其中，在当前油藏原油进入后续转衰竭开采阶段(2020年)后，无论采用单一目标注气介质，或是采用目标注气介质组合进行注气，都会导致原油气油比大幅增加(参照图10)，进而导致采收率下降。故本技术实施例还对用于当前油藏的最佳注气方式进行了研究。
64.进一步，在步骤s130中，根据最佳注气比例，结合井组模拟模型，分别采用多种注气方式对当前油藏进行注气模拟，并获取与每种注气方式对应的采收率提高幅度，基于此，确定最佳注气方式。首先，为当前油藏配置多种注气方式，之后基于在步骤s120中所获取的最佳注气比例，分别采用每一种注气方式，利用根据当前油藏井区构建出的井组模拟模型对当前油藏进行注气模拟，获取利用每一种注气方式对当前油藏进行注气所得到的相应的采收率提高幅度，根据采收率提高幅度来确定最佳注气方式。
65.进一步，在本发明实施例中，用于确定当前油藏最佳注气方式的多种注气方式包括连续注气方式、不同注气段塞比注气、周期注气方式和水气交替注气方式。按照在步骤s120中所确定的最佳注气比例，分别采用连续注气、不同注气段塞比注气、周期注气和水气交替注气方式，利用根据当前油藏井区构建出的井组模拟模型来对当前油藏进行注气模拟，从而获取与每一种注气方式相对应的采收率提高幅度，将采收率提高幅度最大的注气方式确定为当前油藏的最佳注气方式。
66.图11为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法的注气方式与采收率提高幅度关系示意图。在本技术实施例中，基于在步骤s120中所获取的最佳注气比例，分别采用不同注气段塞比注气、连续注气以及周期注气的方式，利用井组模拟模型对当前油藏进行注气模拟，得到采收率提高幅度最大的注气方式为周期注气方式(参照图11)，据此将周期注气方式确定为本技术实施例的最佳注气方式。
67.进一步，在步骤s140中，利用最佳注气方式，按照最佳注气比例，对当前油藏进行注气作业。根据在步骤s110中所确定的用于当前油藏的目标注气介质、在步骤s120中所确定的最佳注气比例以及在s130中所确定的最佳注气方式，对当前油藏进行注气作业，从而
使得当前油藏的采收率大幅提高。
68.另外，本发明还为当前油藏设置不同组的注采参数。根据在步骤s110中所确定的用于当前油藏的目标注气介质、在步骤s120中所确定的最佳注气比例以及在s130中所确定的最佳注气方式，采用不同组的注采参数，利用根据当前油藏井区构建出的井组模拟模型对当前油藏进行注气模拟，从而获取与每一组注采参数对应的采收率提高幅度，以及将采收率提高幅度最大的注采参数组，确定为当前油藏的最优注采参数。
69.图12为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气方法的年产油量预测示意图。在当前油藏进入后续转衰竭开采阶段后，采用在步骤s110中所确定的用于当前油藏的目标注气介质、在步骤s120中所确定的最佳注气比例以及在s130中所确定的最佳注气方式，结合最优注采参数，利用根据当前油藏井区构建出的井组模拟模型进行注气模拟，以对当前油藏井组的年产油量进行预测，得到了如图12所示的优化效果：注气10年后，当前油藏井组能够累计增油5.04万吨，采出程度达到52.84％，相应的采收率能够提高6.1个百分点。本发明实施例实现了对当前油藏高含水井组的注气提高采收率方案的优化。
70.实施例二
71.基于上述实施例一所述的针对深层强底水油藏的注气方法，本发明实施例提供了一种针对深层强底水油藏的注气系统(以下简称“注气系统”)。图13为本技术实施例的针对深层强底水油藏的注气系统的模块框图。
72.如图13所示，本发明实施例中的注气系统包括：目标注气介质获取模块131、注气比例获取模块132、注气方式获取模块133和注气作业执行模块134。具体地，目标注气介质获取模块131按照上述步骤s110所述的方法实施，配置为为当前待研究深层强底水油藏配置多种注气介质，分别针对每种注气介质在当前油藏原油中的混相特征进行分析，以从多种注气介质中筛选出有利于动用当前油藏内剩余油的若干个目标注气介质；注气比例获取模块132按照上述步骤s120所述的方法实施，配置为基于目标注气介质获取模块131所获取的若干个目标注气介质，结合当前油藏对应的井组模拟模型，对当前动用剩余油的开采规律进行分析，从而获取各目标注气介质之间的最佳注气比例；注气方式获取模块133按照上述步骤s130所述的方法实施，配置为根据注气比例获取模块132所获取的最佳注气比例，结合井组模拟模型，分别采用多种注气方式对当前油藏进行注气模拟，并获取与每种注气方式对应的采收率提高幅度，基于此，确定最佳注气方式；注气作业执行模块134按照上述步骤s140所述的方法实施，配置为利用注气方式获取模块133所获取的最佳注气方式，按照注气比例获取模块132所获取的最佳注气比例，对当前油藏进行注气作业。
73.本发明提出了一种针对深层强底水油藏的注气方法及系统。该方法及系统通过对多种注气介质与当前油藏原油的混相能力进行评价，进一步获取有利于动用当前油藏内剩余油的若干个目标注气介质。之后，利用根据当前待研究深层强底水油藏建立的井组模拟模型分别针对具有不同混合比例的若干个目标注气介质、以及单一目标注气介质进行注气模拟，对当前动用剩余油的开采规律进行分析，确定混合气驱更有利于动用当前油藏顶部剩余油，据此分别计算不同混合比例所对应的采收率提高幅度，得到最佳注气比例。然后，利用不同的注气方式，将当前若干个目标注气介质按照最佳注气比例，在井组模拟模型中进行注气模拟，据此分别计算不同注气方式所对应的采收率提高幅度，得到最佳注气方式。最后，将当前若干个目标注气介质按照最佳注气比例，以最佳注气方式对当前油藏进行注
气作业。本发明优化了注气介质组合及注入方式等提高采收率的技术政策，实现了大幅提高油层有效厚度薄(《10m)、油水界面抬升显著(平均抬升5.03m)、剩余油饱和度低(35％～50％)、综合含水高、采出程度高、且隔夹层不发育的井组采收率的目的，并且相较于衰竭式开发，本发明能够将采收率提高6.1个百分点。因此，本发明实现了对待开采深层强底水油藏高含水开发阶段的有效稳油控水，大幅提高了油藏开采进程中后期的采收率，同时也为国内外典型油藏的开发中后期高含水阶段转流场、扩波及提供了新的开发思路。
74.以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉该技术的人员在本发明所揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。
75.当然，本发明还可有其他多种实施例，在不背离本发明精神及其实质的情况下，熟悉本领域的技术人员当可根据本发明作出各种相应的改变和变形，但这些相应的改变和变形都应属于本发明的权利要求的保护范围。
76.本领域的技术人员应该明白，上述的本发明的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本发明不限制于任何特定的硬件和软件结合。
77.虽然本发明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发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明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，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。