一种缝洞型油藏注氮气采油时机优选方法与流程

本发明涉及油气田开发
技术领域：
，具体涉及一种缝洞型油藏注氮气采油时机优选方法。
背景技术：
：塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏储层非均质性极强、储集空间多样，其中大型洞穴是最主要的储集空间，裂缝是主要的连通通道；同时油藏油水关系和流体流动特征复杂，导致产量递减大，一次采收率较低，而油藏的“两超三高”的特点导致其他工艺实施难度大、成本高。为此，2012年开始实施注氮气技术，注氮气技术目前已成为塔里木盆地塔河油田注水后的接替技术。实践表明，注气参数影响着注气效果，而注气时机的选择直接决定注气效果的好坏。注气过早会造成油藏剩余油分布混乱，成本增加；注气时机过晚会造成水驱路径压制原油供给路径，降低整体经济效益。如何准确地优化注气时机是决定注气提高采收率的关键。缝洞型油藏由于其储层结构复杂，采用数值模拟方式会造成误差偏大，无法得出真实的结果，因此需要借助室内模拟实验开展研究。目前主要通过室内模拟实验、数值模拟等方法确定注气时机，例如，将缝洞型油藏剩余油类型分为阁楼油、封闭孔洞内剩余油、绕流油、油膜和充填部位剩余油，采用设计制作的二维可视化物理模型和三维立体可视化物理模型(范登御，2016，博士论文，《缝洞型碳酸盐岩油藏注气提高采收率技术与相关机理研究》)，或者采用缝洞型油藏可视化溶洞模型模拟(屈鸣等，石油科学通报，2018，第3卷第1期，《缝洞型油藏溶洞储集体氮气泡沫驱注入参数及机理研究》)，以确定注采参数。目前室内模拟实验确定注气时机，存在以下问题：一是缝洞结构类型脱离实际油藏类型，一般由地质模型提取或者相似得到，与实际油藏结构类型差距大；二是采用物理模拟方法成本比较高，一般需要制作高温高压的装置或者可视化装置。此外，现有的室内数值模拟确定注气时机的方法，一般采用渗透率等效的方法，同时需要调整大量参数，费事费力，脱离现场实际情况。因此，有必要开发一种具有现场指导意义且简便易行的注气时机优选方法。技术实现要素：本发明的目的在于克服现有技术中通过数学模拟确定注气时机误差大，对于现场施工无参考意义的问题，提供一种缝洞型油藏注氮气采油时机优选方法。本发明请求保护的技术方案如下：一种缝洞型油藏注氮气采油时机的优选方法，其特征在于，包括以下步骤：(1)针对目标区块，收集油藏原始数据以及真实岩芯；(2)将收集的油藏原始数据录入数据采集系统中，分析确定所述目标区块的缝洞型；(3)将岩芯装入高温高压缝洞型油藏模拟装置中并模拟所述目标区块的缝洞型，模拟底水驱动，设定注气用量、气液比、注气速度和底水能量四个条件，其中任意三个条件为定量，一个条件为变量，在设定的四个条件下在不同含水率时进行注氮气采油实验；(4)计算注氮气采油相比底水驱采油的采收率提高幅度和投入产出比，最小的投入产出比值所对应的含水率，即为该目标区块最佳的注氮气采油时机。上述方法中，所述油藏原始数据包括所述目标区块的单井数据、基础地质资料、储量报告及动态资料；所述单井数据包括钻井、测井、采油、注水数据；所述基础地质资料包括地震振幅变化率相图、地质体雕刻图数据；所述储量报告包括地质储量、动态储量；所述动态资料包括油压、套压、含水、累产油、累产液、累产气数据；所述真实岩芯为所述目标区块的油藏岩芯或者相近类型的油藏岩芯；所述投入产出比的计算公式为：投入产出比＝(注气用量×标况地层折算系数×方气价格)/(地质储量×采收率提高幅度×国际油价×汇率×原油桶吨转换系数)。上述方法中，分别在含水率为60％、70％、80％、85％、90％、95％、98％时进行注氮气采油实验。上述方法中，根据油藏地质储量计算地下储集空间大小，然后根据储集空间大小设置注气用量；根据地层压力、注气注水设备额定工作压力计算气液比；根据注气设备额定排量能力设置注气速度；根据油藏工程方法计算结果设置底水能量。上述方法中，所述高温高压缝洞型油藏模拟装置包括裂缝型岩芯模块16、溶洞型岩芯模块18、空间结构自动调节模块；所述裂缝型岩芯模块16和溶洞型岩芯模块18的内部可容纳真实岩芯；裂缝型岩芯模块16与裂缝型岩芯模块16之间、溶洞型岩芯模块18和溶洞型岩芯模块18之间，或裂缝型岩芯模块16与溶洞型岩芯模块18之间通过管道连接；所述空间结构自动调节模块分别连接裂缝型岩芯模块16和溶洞型岩芯模块18，用于精准定位岩芯倾角和高度，调节溶洞相对位置、裂缝宽度产状和缝洞连通关系。上述方法中，所述空间结构自动调节模块包括支架19，所述支架19分别连接裂缝型岩芯模块16和溶洞型岩芯模块18；所述支架19的上部可围绕水平轴或垂直轴旋转，下部可升降或平移，以精准定位岩芯倾角和位置。上述方法中，所述高温高压缝洞型油藏模拟装置还包括围压系统20；所述围压系统20通过管道连接所述裂缝型岩芯模块16和溶洞型岩芯模块18，用于模拟上覆地层的压力。上述方法中，所述裂缝型岩芯模块16包含实际岩芯仓6，所述实际岩芯仓6的一端为注入端，另一端为产出端；裂缝宽度可由实际岩芯仓大小调节块14调节；优选地，裂缝宽度通过穿过实际岩芯仓6的侧壁的一组顶丝杆调节，所述顶丝杆包含顶丝帽11、顶丝密封胶圈12和顶丝距离调节螺纹13；优选地，在实际岩芯仓6的侧壁上还设置有穿过所述侧壁的压力监测点5；优选地，注入端配置有注入端压紧塞，所述注入端压紧塞由注入端压紧塞本体4和注入端压紧塞接头1构成，在所述注入端压紧塞本体4上设置有注入端压紧塞密封胶圈；在注入端还配置有注入端压紧塞压紧螺帽2，注入端外壁设置有与注入端压紧塞压紧螺帽2相配合的螺纹，所述注入端压紧塞接头1从注入端压紧塞压紧螺帽2的中央孔穿过伸到外面，所述注入端压紧塞压紧螺帽2用于加固所述注入端压紧塞；产出端配置有产出端压紧塞，所述产出端压紧塞由产出端压紧塞端面7和产出端压紧塞本体9构成，所述产出端压紧塞端面7接触所述实际岩芯仓6的内腔，在所述产出端压紧塞本体9上设置有产出端压紧塞密封胶圈8，在产出端还配置有产出端压紧塞压紧螺帽10，产出端外壁设置有与产出端压紧塞压紧螺帽10相配合的螺纹，用于加固产出端压紧塞。上述方法中，所述溶洞型岩芯模块18包括岩芯腔体内筒32以及套装在岩芯腔体内筒32外的岩芯腔体外筒33；所述岩芯腔体内筒32的两端分别安装密封端头27，所述密封端头27与所述岩芯腔体内筒32围成岩芯腔体31；所述岩芯腔体31的一端为注入端，另一端为产出端；优选地，注入端的密封端头27内设置注入通道28，产出端的密封端头27内设置产出通道30，所述岩芯腔体31与所述注入通道28和所述产出通道30流体连通；所述密封端头27外套装压紧螺盖26，所述压紧螺盖26通过压紧螺钉34固定在岩芯腔体外筒33上，使密封端头27和岩芯腔体内筒32在接触面上相互压紧；所述密封端头27的外壁与所述岩芯腔体外筒33的内壁之间设置有密封胶圈25；优选地，在岩芯腔体内筒32和岩芯腔体外筒33的侧壁上，设置有穿过岩芯腔体内筒32和岩芯腔体外筒33的侧壁并伸至岩芯腔体31内的温度压力采集端子15。上述方法中，所述步骤(3)包括：将岩芯装进高温高压缝洞型油藏模拟装置的裂缝型岩芯模块与溶洞型岩芯模块中，按照步骤(2)所确定的缝洞型，组合裂缝型岩芯模块与溶洞型岩芯模块，调节溶洞相对位置、裂缝宽度产状和缝洞连通关系，构成模型；使整个装置升温至120℃；对模型饱和水、饱和油，饱和油逐渐加压至60mpa；模拟底水驱，当模拟到拟评价注气效果设置的含水率时，注入氮气；闷井2h，开井评价，计算最终采收率。由于油藏数值模拟无法满足缝洞型油藏需要，本发明采用适合缝洞型油藏的高温高压缝洞型油藏模拟装置，开展注气提高采收率评价，将收集的目标区块的油藏原始数据数据一一体现在高温高压缝洞型油藏模拟装置中，充分考虑不同缝洞型油藏、注气用量、气液比、注气速度、底水能量等参数，建立最终采收率与投入产出比的关系，确定最优的注气时机。注气时机主要考虑目标区块含水情况，将油井区块综合含水划分为n份，具体可以通过实验结果统计进行划分。利用高温高压缝洞型油藏模拟装置模拟不同的缝洞型油藏，通过设定不同的底水能量，调整注气用量、气液比和注气速度，确定目标区块在不同含水率下的最优采收率，结合投入产出比，确定最佳的注气时机。本发明的方法采用高温高压缝洞型油藏模拟装置模拟真实缝洞型油藏，充分研究注气用量、气液比、注气速度、底水能量等参数系，可以真实地反映目标区块油藏注气，优化得到的最佳注气时机，能够保证目标区块在整个项目过程中达到最优的经济效益。本发明所使用的高温高压缝洞型油藏模拟装置适用于放置地层条件大尺度真实岩芯，能够实现模块化缝洞自由组合，溶洞相对位置、裂缝宽度产状、缝洞连通关系可调。所述高温高压缝洞型油藏模拟装置还可以具有一定的缝洞内流体动态3d监测功能。通过耐高温耐高压蓝宝石作为可视窗口，结合分层增压技术，实现高温高压和可视化。本发明所使用的科学技术用语具有本领域技术人员通常理解的含义，部分科学技术用语的含义如下：油田的含水率是指以一个油田或生产单元为整体计算的月(年)产液量中的产水量所占百分数，用以表示油田的整体含水状况。一般情况下，含水0％～20％为低含水阶段，含水20％～70％为中含水阶段，含水70％～98％为高含水阶段。最终采收率是指油田失去经济开采价值的极限含水率为98％，或极限水油比为49时的采出程度，即为油田的最终采收率，此时的累积产油量称为油田的极限产量。气液比是指同时注入的氮气和水的比例。底水能量是指天然水体体积比上原油储量体积的比值。若比值＞160倍，归为天然底水能量充足；若比值介于70-160倍，归为天然底水能量较充足；若比值介于10-70倍，归为具有一定天然底水能量；若比值＜10倍，归为具天然底水能量不足。注气用量可以指注入地下的气体占地下总孔隙体积的倍数，单位为pv；地质储量是指根据地质勘探掌握的资料，按照能源储藏形成的规律进行推算得出的储量。投入产出比可以按照如下公式计算：标况地层折算系数是指地层条件下1方的气体对应的标况下的体积。附图说明图1.本发明的缝洞型油藏注氮气采油时机优选方法的流程框图。图2.本发明的一些实施例中使用的高温高压缝洞型油藏模拟装置的连接关系示意图。图3.本发明的一些实施例中使用的高温高压缝洞型油藏模拟装置的裂缝型岩芯模块示意图。图4.图3的a－a剖面图。图5.本发明的一些实施例中使用的高温高压缝洞型油藏模拟装置的溶洞型岩芯模块示意图。其中，1-注入端压紧塞接头，2-注入端压紧塞压紧螺帽，3-注入端压紧塞密封胶圈，4-注入端压紧塞本体，5-压力监测点，6-实际岩芯仓，7-产出端压紧塞端面，8-产出端压紧塞密封胶圈，9-产出端压紧塞本体，10-产出端压紧塞压紧螺帽，11-顶丝帽，12-顶丝密封胶圈，13-顶丝距离调节螺纹，14-实际岩芯仓大小调节块，15-温度压力采集端子，16-裂缝型岩芯模块，17-阀门，18-溶洞型岩芯模块，19-支架，20-围压系统，21-气体注入系统，22-液体注入系统，23-底水模拟系统，24-出口计量系统，25-密封胶圈，26-压紧螺盖，27-密封端头，28-注入通道，29-助力孔，30-产出通道，31-岩芯腔体，32-岩芯腔体内筒，33-岩芯腔体外筒，34-压紧螺钉。具体实施方式下面结合实施例进一步阐述本发明，应理解的是，下述实施例仅作为解释和说明，不用于限制本发明的范围。下述实施例中，所使用的技术手段，如无特殊说明，均为本领域常规技术手段；所使用的试剂，如无特殊说明，均可以通过商业途径获得，或按照常规实验方法配制而得；所使用的仪器和软件，如无特殊说明，均可以通过商业途径获得。实施例1.th1#单井的注氮气采油时机优选以连通性好、注水效果变差的th1#单井为例，进行注氮气采油时机的优选。th1#单井1999年10月5日开钻，完钻井深5800m，完钻层位奥陶系下统鹰山组。2000年5月，补孔5468-5480m，座封5409.77m，5月12日与5622-5634m一起酸压，最高泵压73.8mpa，最大排量4.24m3/min，进入地层340.3m3，其中稠化酸200.6m3，停泵压力19.1mpa，返排240m3见油花，返排396.3m3后见油，初期9mm进站，油压4mpa，套压5mpa，日产油96-100t，基本不含水。th1#单井地质储量20.4×104t，可采储量14.5×104t。实验用油：塔河油田脱水脱气原油，45℃下粘度为23.9mpa.s。实验用水：地层水，矿化度为200000mg/l，45℃下粘度为0.93mpa.s，密度为1.032g/ml。实验条件：实验温度为120℃；实验压力为60mpa。实验装置：由高温高压缝洞型油藏模拟装置、气体注入系统21，液体注入系统22、底水模拟系统23、出口计量系统24、数据采集系统组成。高温高压缝洞型油藏模拟装置：如图2所示，包括裂缝型岩芯模块16、溶洞型岩芯模块18、空间结构自动调节模块。所述裂缝型岩芯模块16和溶洞型岩芯模块18的内部空间为实际岩芯仓，可容纳真实岩芯；裂缝型岩芯模块16与裂缝型岩芯模块16之间、溶洞型岩芯模块18和溶洞型岩芯模块18之间，或裂缝型岩芯模块16与溶洞型岩芯模块18之间通过管道连接，管道上设置阀门17。裂缝型岩芯模块16内部规格为长300mm、宽50mm、高50mm；缝宽0-10mm可调；驱替压力60mpa，环压80mpa；工作温度0-150℃。如图3，裂缝型岩芯模块16包含实际岩芯仓6；所述实际岩芯仓6内设置有实际岩芯仓大小调节块14(图4)，可夹持圆柱或者平板岩芯，调节裂缝宽度，实现岩芯闭合、开启功能，以及满足缝洞连通关系可调；裂缝宽度具体通过穿过实际岩芯仓6的侧壁的一组顶丝杆调节，所述顶丝杆包含顶丝帽11、顶丝密封胶圈12和顶丝距离调节螺纹13；优选地，在实际岩芯仓6的侧壁上还设置有穿过所述侧壁的压力监测点5。所述实际岩芯仓6的一端为注入端，另一端为产出端。其中注入端配置有注入端压紧塞，所述注入端压紧塞由注入端压紧塞本体4和注入端压紧塞接头1构成，在所述注入端压紧塞本体4上设置有注入端压紧塞密封胶圈3；在注入端还配置有注入端压紧塞压紧螺帽2，注入端外壁设置有与注入端压紧塞压紧螺帽2相配合的螺纹，所述注入端压紧塞接头1从注入端压紧塞压紧螺帽2的中央孔穿过伸到外面，所述注入端压紧塞压紧螺帽2用于加固所述注入端压紧塞；产出端配置有产出端压紧塞，所述产出端压紧塞由产出端压紧塞端面7和产出端压紧塞本体9构成，所述产出端压紧塞端面7接触所述实际岩芯仓6的内腔，在所述产出端压紧塞本体9上设置有产出端压紧塞密封胶圈8，在产出端还配置有产出端压紧塞压紧螺帽10，产出端外壁设置有与产出端压紧塞压紧螺帽10相配合的螺纹，用于加固产出端压紧塞。溶洞型岩芯模块内部规格为直径为100mm，高为500mm；驱替压力35mpa，环压50mpa；工作温度0-150℃。如图5所示，溶洞型岩芯模块18包括岩芯腔体内筒32以及套装在岩芯腔体内筒32外的岩芯腔体外筒33；所述岩芯腔体内筒32的两端安装有密封端头27，所述密封端头27与所述岩芯腔体内筒32围成岩芯腔体31；所述岩芯腔体31的一端为注入端，另一端为产出端；其中注入端的密封端头27内设置注入通道28，产出端的密封端头27内设置产出通道30，所述岩芯腔体31与所述注入通道28和所述产出通道30流体连通；所述密封端头27外套装压紧螺盖26，所述压紧螺盖26通过压紧螺钉34固定在岩芯腔体外筒33上，使密封端头27和岩芯腔体内筒32在接触面上相互压紧；所述密封端头27的外壁与所述岩芯腔体外筒33的内壁之间设置有密封胶圈25；在岩芯腔体内筒32和岩芯腔体外筒33的侧壁上，设置有穿过岩芯腔体内筒32和岩芯腔体外筒33的侧壁并伸至岩芯腔体31内的温度压力采集端子15。所述空间结构自动调节模块分别连接裂缝型岩芯模块16和溶洞型岩芯模块18，并通过数据线连接计算机，由计算机根据地震数据进行智能化控制，可以精准定位岩芯倾角和位置(高度)，实现溶洞相对位置、裂缝宽度产状、缝洞连通关系可调。所述空间结构自动调节模块包括支架19，每个支架19包括上下两部分，下部用于垂直升降高度，上部可以沿水平轴在-60°-60°范围内任意旋转，同时可以沿着垂直方向360度旋转，实现任意调整。在优选实施例中，所述空间结构自动调节模块包括6个支架19，每个支架19的高度为1200mm。裂缝型岩芯模块16、溶洞型岩芯模块18可以自由组合使用，也可独立使用。围压系统20通过管道连接裂缝型岩芯模块16和溶洞型岩芯模块18，用于模拟上覆地层的压力。所述围压系统通过计算机控制，可以实现岩芯闭合、开启功能，以及满足缝洞连通关系可调。高温高压缝洞型油藏模拟装置还可以包括缝洞内流体动态3d监测模块(图中未显示)，通过数据采集及控制系统实现电脑显示油、气、水分布，实现可视化功能。所述高温高压缝洞型油藏模拟装置通过三维地震资料，自动采集和调节缝洞型储层模拟系统中各取芯模块位置摆布，实现溶洞相对位置、裂缝宽度产状、缝洞连通关系自动可调，确保模拟的真实性，同时采用的都是大尺度真实岩芯，避免了人为设计因素。气体注入系统21和液体注入系统22：包含装有原油、地层水等的若干活塞式中间容器、恒压恒速计量泵、高纯n2瓶、阀门。活塞式中间容器容量为2l，工作压力为2mpa。恒压恒速计量泵工作压力为30mpa，流速范围为0.01-9.99ml/min；高纯n2纯度为99.9％。该系统通过管线和阀门与高温高压缝洞型油藏模拟装置的注入端连接，可以为模型提供饱和水、饱和油动力。底水模拟系统23：包含底水容器、恒压恒速计量泵、阀门。该系统通过管线和阀门与高温高压缝洞型油藏模拟装置的底部井连接，用于提供底水驱动力。出口计量系统24：包含回压阀、回压泵、回压容器、气液分离器、气体计量装置、电子天平组成。该系统通过出口管线和阀门与高温高压缝洞型油藏模拟装置的出口端连接，用于计量产出液、产出气。数据采集系统：包括计算机、压差传感器。该系统通过数据线分别连接高温高压缝洞型油藏模拟装置、气体/液体注入系统21，22、底水模拟系统23和出口计量系统24的动作元件，用于模型构建、控制模拟实验以及存储和处理数据。注氮气采油时机优选方法：s1.收集th1#单井的油藏原始数据，包括单井数据、基础地质资料、储量报告及动态资料，以及th1#单井的岩芯；所述单井数据包括钻井、测井、采油和注水数据，可以通过历史查询获得，用于分析单井储层结构、供液能力、吸气能力以及注气潜力；所述基础地质资料包括地震振幅变化率相图、地质体雕刻图数据，通过landmark软件对地质资料进行分析处理，可还原实际的缝洞结构；所述储量报告包括地质储量、动态储量，可以通过常用的油藏工程方法获得，用于分析油井注气潜力和计算投入产出比；所述动态资料包括油压、套压、含水、累产油、累产液和累产气数据，可以通过历史查询获得，用于分析油井目前状态和油井注气潜力；所述岩芯为真实岩芯，用于模拟真实的缝洞结构。s2.将收集的数据一一录入数据采集系统。通过计算机分析th1#单井的油藏原始数据，确定th1#单井的缝洞型。按照计算机确定的缝洞型，将th1#单井的岩芯装入高温高压缝洞型油藏模拟装置的裂缝型模块和溶洞型模块中。本实验模拟的th1#单井缝洞模型，其参数设置如下：形态大小个数溶洞3-5cm3缝0.1cm10(用于连接3个溶洞)孔0.2cm0s3.设置不同的底水能量、注气用量、气液比(氮气和水)、注气速度，采用连续注气的方式进行模拟注气实验。通过高温高压驱油模拟数据采集处理软件对驱替实验进行控制，主要采集温度、压力、注入气量、注入水量、产液量、产气量等参数。底水能量：根据油藏工程方法计算结果设置；注气用量：根据油藏地质储量计算地下储集空间大小，然后根据储集空间大小，设置注气用量；气液比(氮气和水)：根据地层压力、注气注水设备额定工作压力，计算气液比；注气速度：根据注气设备额定排量能力，设置注气速度。底水驱对照组①打开软件，系统检查与测试，检查装置是否齐全，连接是否正确，各装置工作状态与可靠性。②将实际岩芯装进高温高压模块里，按照所确定的单井缝洞型，组合溶洞模块和裂缝模块，调节溶洞相对位置、裂缝宽度产状和缝洞连通关系，构成模型；③整个装置升温至120℃；④对模型饱和水、饱和油，饱和油逐渐加压至60mpa；⑤模拟底水驱，直到含水100％，含水后并持续生产1pv以上。氮气驱实验组(具体见实验组1-4)步骤①－④同底水驱对照组；⑤模拟底水驱，当模拟到拟评价注气效果设置的含水值时，注入氮气。⑥闷井2h，开井评价，计算最终采收率。注入氮气时，将底水能量、注气用量、气液比、注气速度中的三个参数设为定量，改变另一个参数的值，获得不同含水率下注气采油的最终采收率。计算实验组与对照组相比的采收率提高幅度以及投入产出比。统计实验结果数据，最小的投入产出比值所对应的含水率，即为最佳注气时机。实验组1定量：设定注气用量0.04pv，注气速度140000m3/d，气液比400:1(氮气与水的比例，单位m3/m3)。变量：底水能量分别设为200倍、180倍和160倍。数据统计：根据实验结果将油井区块综合含水率划分为60％、70％、80％、85％、90％、95％、98％，计算th1#单井不同含水率所对应的采收率提高幅度和投入产出比。所述采收率提高幅度是指：与对照组相比，采收率提高比率。表1实验组1的含水率及其对应的采收率提高幅度注：注气体积＝地质储量×注气用量。表2实验组1的投入产出比注：增油量＝地质储量×采收率提高幅度；换油率＝增油量/注气体积；注气成本＝注气体积×每方氮气的价格/10000；原油价格＝国际油价(50美元/桶)×汇率(6.7)×7桶；增油产出＝增油量×原油价格/10000；投入产出比＝注气成本/增油产出。投入产出比＝(注气用量×地质储量×每方氮气价格)/(地质储量×提高采收率幅度×国际油价×汇率×原油桶吨转换系数)。从表1可以看出，在不同的含水率下进行注气采油，采收率提高幅度不同。根据表1和表2的数据可知，实验1-18的收益率最高，其投入产出比为1:11.84，对应的含水率为85％，因此实验组1筛选的单井注气最佳时机为含水率85％时。实验组2定量：设定底水能量180倍，注气速度140000m3/d，气液比400:1(氮气与水的比例，单位m3/m3)。变量：注气用量分别设为0.02pv，0.04pv和0.06pv。数据统计方法同实验组1。表3实验组2的含水率及其对应的采收率提高幅度表4实验组2的投入产出比根据表3和表4的数据可知，实验2-4的收益率最高，其投入产出比为1:13.03，对应的含水率为85％，因此实验组2筛选的单井注气最佳时机为含水率85％时。实验组3定量：设定注气用量0.04pv，注气速度140000m3/d，底水能量180倍。变量：气液比分别设为200:1，400:1和600:1，指氮气与水的比例，单位为m3/m3。数据统计方法同实验组1。表5实验组3的含水率及其对应的采收率提高幅度表6实验组3的投入产出比根据表5和表6的数据可知，实验3-10的收益率最高，其投入产出比为1:11.3，对应的含水率为80％，因此实验组3筛选的单井注气最佳时机为含水率80％时。实验组4定量：设定底水能量180倍，注气用量0.04pv，气液比400:1(氮气与水的比例，单位m3/m3)。变量：注气速度分别设为100000m3/d，140000m3/d和180000m3/d。数据统计方法同实验组1。表7实验组4的含水率及其对应的采收率提高幅度表8实验组4的投入产出比根据表7和表8的数据可知，实验4-18的收益率最高，其投入产出比为1:11.6，对应的含水率为85％，因此实验组3筛选的单井注气最佳时机为含水率85％时。经过重复试验，最后统计的最高投入产出比为1:13.03，其对应的含水率为85％，即含水率为85％时是th1#单井的最佳注氮气采油时机。将上述实验结果应用到th1#单井的实际开采中，结果表明：th1#单井，2012年5月21日含水达到85％，设计注气量0.02pv，折算到标况为134×104m3，2012年6月1日-11日，日注气量15×104m3，累计注入气体135×104m3，闷井10天后，2012年6月21日开井评价，日产油25t，效果持续到2013年10月12日再次100％高含水，累计增油6214t，经济效益显著。当前第1页12