CN113294130A - 一种缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸确定方法，包括：设计和制作缝洞型油藏物理模型；针对缝洞型油藏物理模型进行注气驱替实验和注水驱替实验，并得到注入气和注入水对各裂缝的波及情况；建立注气波及最小裂缝尺寸的计算模型和注水波及最小裂缝尺寸的计算模型；以及利用注气波及最小裂缝尺寸的计算模型和注水波及最小裂缝尺寸的计算模型，确定注气波及最小裂缝尺寸和注水波及最小裂缝尺寸。本发明设计和制作缝洞型油藏物理模型，开展注气和注水驱替实验，直观确定注入气或注入水对裂缝的波及情况；通过建立计算模型确定注气、注水波及最小裂缝尺寸，以正确描述注气或注水后剩余油分布特征，合理指导油田矿场注气或注水。

Description

一种缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸确定方法。

背景技术

缝洞型油藏的储集空间主要由裂缝、溶洞等构成。其中，溶洞作为主要的储油空间，贡献着原油储量的90％以上。而裂缝既是储油空间，也是流体流动的重要通道。由于储层裂缝-溶洞组合的复杂性和多样性，流体流动规律非常复杂。虽然裂缝内原油储量较低，但是作为连通溶洞的主要通道，注入气体或注入水对裂缝的波及，即意味着对该裂缝所沟通溶洞中原油的启动。

气驱是缝洞型油藏水驱后提高采收率的重要技术，缝洞结构复杂且非均质性强的塔河油田在实施注氮气驱油后呈现出较好的开发效果。室内实验研究同样表明气驱可进一步有效扩大波及体积，开采水驱波及不到的剩余油。

在砂岩油藏中，关于注水或注气波及孔隙尺寸的研究较多，一般采用核磁共振等手段，通过对岩心注水或注气驱替过程实时成像，分析注入水或注入气的波及范围，从而确定注入水或注入气的波及孔隙尺寸的界限。但是，缝洞型油藏的储集空间(裂缝、溶洞等)尺寸较大，利用常规野外露头岩心的驱替实验结果不具备代表性，且无法利用核磁共振确定注入介质对裂缝和溶洞的波及程度来开展定量化研究。

此外，目前关于缝洞型油藏裂缝内注气或注水的流动研究，多是关注裂缝开度、注入速度等因素的影响，没有涉及波及裂缝最小尺寸的确定。

发明内容

本发明提供一种缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸确定方法，将室内实验与理论计算相结合，确定缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸。

所述缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，包括：

设计和制作缝洞型油藏物理模型；

针对所述缝洞型油藏物理模型进行注气驱替实验和注水驱替实验，并得到注入气和注入水对各裂缝的波及情况；

建立注气波及最小裂缝尺寸的计算模型和注水波及最小裂缝尺寸的计算模型；以及

利用所述注气波及最小裂缝尺寸的计算模型和所述注水波及最小裂缝尺寸的计算模型，确定注气波及最小裂缝尺寸和注水波及最小裂缝尺寸。

更进一步地，所述缝洞型油藏物理模型是反映油藏多种地质构造特征的可视化物理模型。

更进一步地，所述注气波及最小裂缝尺寸的计算模型如下：

其中，S₁为注气波及最小裂缝尺寸；r₁为注气波及最小裂缝半径；θ₁为油气界面接触角；g为重力加速度；Δρ_og为油气密度差；σ_og为油气界面张力；θ′₁为注气波及最小裂缝与垂向的夹角。

更进一步地，所述注水波及最小裂缝尺寸的计算模型如下：

其中，S₂为注水波及最小裂缝尺寸；r₂为注气波及最小裂缝半径；θ₂为油水界面接触角；g为重力加速度；Δρ_ow为油水密度差；θ′₂为注水波及最小裂缝与垂向的夹角；σ_ow为油水界面张力。

更进一步地，所述建立注气波及最小裂缝尺寸的计算模型和注水波及最小裂缝尺寸的计算模型，包括：

确定注气波及最小裂缝和注水波及最小裂缝；

建立注气波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式和注水波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式；

建立注气波及最小裂缝的垂向高度计算式和注水波及最小裂缝的垂向高度计算式；

利用注气波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式与注气波及最小裂缝的垂向高度计算式，建立注气波及最小裂缝尺寸的计算模型；以及

利用注水波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式及注水波及最小裂缝的垂向高度计算式，建立注水波及最小裂缝尺寸的计算模型。

更进一步地，所述注气波及最小裂缝为注气驱替过程中动力与阻力平衡的裂缝；注水波及最小裂缝为注水驱替过程中动力与阻力平衡的裂缝。

更进一步地，所述注气波及最小裂缝的垂向高度计算式如下：

Δρ_oggh₁＝2σ_ogcosθ₁/r₁

其中，Δρ_og为油气密度差；g为重力加速度；σ_og为油气界面张力；θ₁为油气界面接触角；r₁为注气波及最小裂缝半径；h₁为注气波及最小裂缝的垂向高度。

更进一步地，所述注水波及最小裂缝的垂向高度计算式如下：

Δρ_owgh₂＝2σ_owcosθ₂/r₂

其中，Δρ_ow为油水密度差；σ_ow为油水界面张力；θ₂为油水界面接触角；r₂为注水波及最小裂缝半径；h₂为注水波及最小裂缝的垂向高度。

更进一步地，所述注气波及最小裂缝的垂向高度计算式如下：

h₁＝2r₁/sinθ′₁

其中，h₁为注气波及最小裂缝的垂向高度；2r₁为注气波及最小裂缝尺寸，r₁为注气波及最小裂缝半径；θ′₁为注气波及最小裂缝与垂向的夹角。

更进一步地，所述注水波及最小裂缝的垂向高度计算式如下：

h₂＝2r₂/sinθ′₂

其中，h₂为注水波及最小裂缝的垂向高度；2r₂为注水波及最小裂缝尺寸，r₂为注水波及最小裂缝半径；θ′₂为注水波及最小裂缝与垂向的夹角。

本发明提供的缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，根据缝洞型油藏裂缝和溶洞发育分布特征，设计和制作缝洞型油藏物理模型，开展注气和注水驱替实验，直观确定注入气或注入水对裂缝的波及情况，考虑注气与注水开发过程中在不同裂缝中重力、毛管力和驱替力等三力之间的关系，确定波及最小裂缝，通过建立波及最小裂缝尺寸计算模型，确定注气、注水波及最小裂缝尺寸，以便后续能够正确描述缝洞型油藏注气或注水后剩余油分布特征，并合理指导油田矿场注气或注水提高采收率实践。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，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相关的附图。

图1是本发明实施例提供的一种缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法流程图；

图2是本发明实施例提供的一种可视化概念物理模型示意图；

图3是本发明实施例提供的步骤S300的具体流程图；

图4是本发明实施例提供的注气驱替原理示意图；

图5是本发明实施例提供的注水驱替原理示意图；

图6是本发明实施例提供的注气/注水波及最小裂缝尺寸的计算结果曲线图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中附图，对本发明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发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明的实施例，本领域技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供的缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，所针对的缝洞型油藏包括但不限于缝洞型碳酸盐岩油藏，缝洞型油藏的储集空间(裂缝、溶洞等)尺寸较大，在注气与注水开发过程中，重力、毛管力和驱替力之间的关系决定着注入气与注入水能否进入某一尺寸的裂缝，进而启动该裂缝所沟通溶洞中的剩余油。因此，确定注气、注水波及最小裂缝尺寸对正确认识驱油机理和分析驱油特征具有重要指导意义。

本发明实施例提供一种缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，如图1所示，该方法包括以下步骤：

步骤S100、设计和制作缝洞型油藏物理模型。

优选地，缝洞型油藏物理模型可以是反映油藏多种地质构造特征的可视化物理模型，可以在后续步骤中直观展示注入气和注入水对各裂缝的波及情况，以及各驱替阶段剩余油分布情况。以缝洞型碳酸盐岩油藏为例，其包含裂缝和溶洞两种类型井，根据缝洞型油藏裂缝和溶洞发育分布特征实际情况，进行缝洞型油藏物理模型设计，设计多种不同位置和不同深度的井位：对于溶洞，设计溶洞的位置、大小、形状；对于裂缝，设计几种不同尺寸和角度的裂缝。在这种缝洞组合关系中，结合溶洞和裂缝各自的设计原则，设计多种孔喉比连通关系的缝洞组合。举例来说，可以通过对井位、溶洞和裂缝分别考虑以设计出如图2所示的能反映缝洞型油藏多种地质构造特征的可视化物理模型，图2中的1～8分别表示油藏的8口生产井，在缝洞型油藏物理模型中，设置有5种溶洞配位数(1、2、3、4、5)，5种裂缝尺寸(0.1mm、0.5mm、1mm、2mm、4mm)和3种裂缝方向(水平、上行、下行)。可以理解的是，基于可视化物理模型可以进一步制作出可视化物理模型的实物。

步骤S200、针对缝洞型油藏物理模型进行注气驱替实验和注水驱替实验，并得到注入气和注入水对各裂缝的波及情况。

具体来说，注水驱替实验的实验方案是通过改变水驱速度进行底部注水驱替，仍以图2所示的缝洞型油藏物理模型为例，进行8口生产井同时采油的驱替实验。注气驱替实验的实验方案是从缝洞型油藏物理模型的各生产井中选取注采井，关闭其他生产井，通过改变注气速度进行注气驱替实验，仍以图2所示的缝洞型油藏物理模型为例，以图2中的2号井和6号井这两个生产井(2号井和6号井是裂缝井)为注采井，其他生产井关闭，在改变注气速度的条件下依次进行注气驱替实验，通过执行上述实验方案能够得到注入气和注入水对各裂缝的波及情况，以及各驱替阶段剩余油分布情况。还可以通过对实验过程、最终剩余油赋存状态以及驱替力、重力和毛管力三力之间的关系，分析氮气辅助重力启动剩余油的力学机制，对于缝洞型油藏物理模型中不同尺寸的裂缝，所受的驱替力、重力和毛管力三者之间的关系不同，因此力学机制不同。

在注水驱替过程中，注入水只波及生产井直接或间接沟通的溶洞(也就是主流线的溶洞)，而对主流线之外的溶洞基本不动用。针对图2中的缝洞型油藏物理模型而言，由于小于或等于1mm的裂缝所连接的盲端溶洞处无流体泄压点，所以盲端溶洞处无驱动压差，对应驱替力接近于零，由于油/气/水的重力分异作用，注水驱替下行盲端溶洞或注气驱替上行盲端溶洞时，重力为阻力，且裂缝内油水/油气的毛管力始终为阻力，此时不存在驱替力，理论上盲端溶洞难以被波及。而当注水驱替上行盲端溶洞或注气驱替下行盲端溶洞时，重力为动力，此时仅考虑存在驱替力、重力和毛管力这三种力的作用，理论上盲端溶洞有可能被波及，但是若考虑粘滞阻力的存在则盲端溶洞同样不能波及。

步骤S300、建立注气波及最小裂缝尺寸的计算模型和注水波及最小裂缝尺寸的计算模型。

注气波及最小裂缝尺寸的计算模型

注水波及最小裂缝尺寸的计算模型

其中，S₁为注气波及最小裂缝尺寸，即注气波及最小裂缝直径2_r1，用于表征注气波及最小裂缝开度，r₁为注气波及最小裂缝半径；S₂为注水波及最小裂缝尺寸，即注气波及最小裂缝直径2r₂，用于表征注气波及最小裂缝开度，r₂为注气波及最小裂缝半径；θ₁为油气界面接触角，°；θ₂为油水界面接触角，°；g为重力加速度；Δρ_og为油气密度差；Δρ_ow为油水密度差；θ′₁为注气波及最小裂缝与垂向的夹角，°；θ′₂为注水波及最小裂缝与垂向的夹角，°；σ_og为油气界面张力，σ_ow为油水界面张力。

图3示出了本发明实施例另一流程图，如图3所示，上述步骤S300可以进一步包括如下子步骤：

步骤S301、确定注气波及最小裂缝和注水波及最小裂缝，其中，注气波及最小裂缝为注气驱替过程中动力与阻力平衡的裂缝；注水波及最小裂缝为注水驱替过程中动力与阻力平衡的裂缝。

注气与注水开发过程中，重力、毛管力和驱替力等三力之间的关系决定着注入气与注入水能否进入某一尺寸的裂缝，进而启动该裂缝所沟通溶洞中的剩余油。依据最小裂缝在缝洞型油藏物理模型中的角度不同，重力可为动力或者阻力，而毛管力始终为阻力，根据注气驱替与注水驱替过程中不同裂缝中的重力、毛管力和驱替力之间的关系，可以确定注气波及最小裂缝和注水波及最小裂缝。对于无流体泄压点的最小裂缝而言，其驱替压差接近于零(无泄压点)，在注入驱替介质驱替过程中，当注入驱替介质经过狭小的裂缝时，由于狭小的裂缝处无泄压点，因此驱替力接近于零，此时油的重力为动力，毛管力为阻力，动力与阻力平衡时的裂缝为可驱动(波及)的最小裂缝，驱替力ΔP由实验过程中实验设备记录的压力值可以得到(即：可通过入口和出口的驱动压差获得)，重力G＝Δρgh，Δρ为油相与驱替介质(如水、气)之间的密度差，g/cm³；g为重力加速度，9.8m/s²；h为裂缝的垂向高度，m；毛管力Pc＝(2σcosθ)/r，σ为界面张力，θ为接触角，r为裂缝的半径。

步骤S302、建立注气波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式和注水波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式；具体地，在注气波及最小裂缝和注水波及最小裂缝中，重力为动力，毛管力为阻力。

图4示出了注气驱替原理示意图，图5示出了注水驱替原理示意图。下面结合图4与图5，说明注气波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式和注水波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式：

以注气驱替为例，为确定可驱动(波及)的最小裂缝，可使动力与阻力平衡，得到如下关系式：

Δρ_oggh₁＝2σ_ogcosθ₁/r₁

其中，Δρ_og为油气密度差，g/cm³；g为重力加速度，9.8m/s²；σ_og为油气界面张力，N/m；θ₁为油气界面接触角，°；r₁为注气波及最小裂缝半径；h₁为注气波及最小裂缝的垂向高度。

同理地，为确定注水可驱动(波及)的最小裂缝，可使动力与阻力平衡，得到如下关系式：

Δρ_owgh₂＝2σ_owcosθ₂/r₂

其中，Δρ_ow为油水密度差，g/cm³；σ_ow为油水界面张力，N/m；θ₂为油水界面接触角，°；r₂为注水波及最小裂缝半径，m；h₂为注水波及最小裂缝的垂向高度。

油气界面张力σ_og、油水界面张力σ_ow可以通过界面张力测试仪测试获得，油气界面接触角θ₁、油水界面接触角θ₂通过接触角测量仪测试获得。

步骤S303、建立注气波及最小裂缝的垂向高度计算式和注水波及最小裂缝的垂向高度计算式。

由于实际情况中，油/气的密度、接触角等均为定值，因此，本发明实施例利用最小裂缝的尺寸及最小裂缝与垂向的夹角可建立出最小裂缝的垂向高度计算式。

具体地，利用注气波及最小裂缝的尺寸及注气波及最小裂缝与垂向的夹角，建立注气波及最小裂缝的垂向高度计算式：

h₁＝2r₁/sinθ′₁

其中，2r₁为注气波及最小裂缝尺寸，即注气波及最小裂缝直径；θ′₁为注气波及最小裂缝与垂向的夹角，°。

利用注水波及最小裂缝的尺寸及注水波及最小裂缝与垂向的夹角，建立注水波及最小裂缝的垂向高度计算式：

h₂＝2r₂/sinθ′₂

其中，2r₂为注水波及最小裂缝尺寸，即注水波及最小裂缝直径；θ′₂为注水波及最小裂缝与垂向的夹角，°。

步骤S304、利用注气波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式与注气波及最小裂缝的垂向高度计算式，建立注气波及最小裂缝尺寸的计算模型：

步骤S305、利用注水波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式及注水波及最小裂缝的垂向高度计算式，建立注水波及最小裂缝尺寸的计算模型：

可以理解的是，步骤S301至步骤S305的执行顺序不限于上述流程，在具体实施时可以根据实际情况进行顺序调整，或者将某些步骤同时执行。

利用上述建立的注气波及最小裂缝尺寸的计算模型和注水波及最小裂缝尺寸的计算模型，计算出注气/注水波及最小裂缝尺寸，得到图6所示的结果曲线图，用于描述注气波及最小裂缝尺寸、注气波及最小裂缝与垂向的夹角之间的关系，以及注水波及最小裂缝尺寸、注水波及最小裂缝与垂向的夹角之间的关系。可以看出，在注水/注气驱替过程中，随着最小裂缝与垂向夹角的增大，波及最小裂缝的尺寸随之增大，且在同等垂向夹角的情况下，由于油水密度差是波及最小裂缝尺寸的主要因素，而油水密度差小于密度差，油水***中波及最小裂缝半径整体上大于油气***，也就是说，注水波及最小裂缝尺寸注气波及最小裂缝尺寸。从图3中可以看出，当波及最小裂缝与垂向的夹角为30°时，注水/注气波及最小裂缝尺寸均大于1mm，与利用缝洞型油藏物理模型进行注气驱替实验和注水驱替实验所得现象吻合。另外，当波及最小裂缝与垂向的夹角在25°左右时，无驱替力条件下可波及最小裂缝尺寸大于1mm，而当波及最小裂缝与垂向的夹角大于90°时，可波及最小裂缝尺寸大于2mm。在小于波及最小裂缝尺寸的裂缝中，由于无泄压通道，在顶部注气驱替实验中，注入气经过连接较细裂缝的溶洞时，重力不能克服毛管力(两个裂缝处都存在毛管力)作用进入溶洞，无法驱油，因此对于小于波及最小裂缝尺寸的裂缝所连接的溶洞中的剩余油则可以忽略，在后续描述缝洞型油藏剩余油分布特征时，对小于波及最小裂缝尺寸的裂缝所连接的溶洞中的剩余油不做描述。但注入气波及连接较粗裂缝的溶洞时，重力可以克服毛管力(仅上部裂缝存在毛管力)进入溶洞驱油。

步骤S400、利用注气波及最小裂缝尺寸的计算模型和注水波及最小裂缝尺寸的计算模型，确定注气波及最小裂缝尺寸和注水波及最小裂缝尺寸。

具体地，在实际应用中，通过测量等手段获得最小裂缝与垂向的夹角，即可计算出注水/注气波及最小裂缝尺寸，为后续描述缝洞型油藏剩余油分布特征提供支撑。以图2所示的缝洞型油藏物理模型为例，在盲端洞(配位数为1)中，计算得到的注气波及裂缝最小尺寸为1mm，注水波及裂缝最小尺寸为1.7mm。

本发明实施例提供的缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，首先根据缝洞型油藏裂缝和溶洞发育分布特征，设计缝洞型油藏物理模型，开展注气和注水驱替实验，直观确定注入气或注入水对裂缝的波及情况；同时考虑注气与注水开发过程中在不同裂缝中重力、毛管力和驱替力等三力之间的关系，确定波及最小裂缝，通过建立波及最小裂缝尺寸计算模型，确定注气、注水波及最小裂缝尺寸，以期正确描述缝洞型油藏注气或注水后剩余油分布特征，并合理指导油田矿场注气或注水提高采收率实践。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，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以所述权利要求的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，其特征在于，包括：

设计和制作缝洞型油藏物理模型；

针对所述缝洞型油藏物理模型进行注气驱替实验和注水驱替实验，并得到注入气和注入水对各裂缝的波及情况；

建立注气波及最小裂缝尺寸的计算模型和注水波及最小裂缝尺寸的计算模型；以及

利用所述注气波及最小裂缝尺寸的计算模型和所述注水波及最小裂缝尺寸的计算模型，确定注气波及最小裂缝尺寸和注水波及最小裂缝尺寸。

2.根据权利要求1所述的缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，其特征在于，所述缝洞型油藏物理模型是反映油藏多种地质构造特征的可视化物理模型。

3.根据权利要求1所述的缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，其特征在于，所述注气波及最小裂缝尺寸的计算模型如下：

其中，S₁为注气波及最小裂缝尺寸；r₁为注气波及最小裂缝半径；θ₁为油气界面接触角；g为重力加速度；Δρ_og为油气密度差；σ_og为油气界面张力；θ₁′为注气波及最小裂缝与垂向的夹角。

4.根据权利要求1所述的缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，其特征在于，所述注水波及最小裂缝尺寸的计算模型如下：

其中，S₂为注水波及最小裂缝尺寸；r₂为注气波及最小裂缝半径；θ₂为油水界面接触角；g为重力加速度；Δρ_ow为油水密度差；θ₂′为注水波及最小裂缝与垂向的夹角；σ_ow为油水界面张力。

5.根据权利要求1所述的缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，其特征在于，所述建立注气波及最小裂缝尺寸的计算模型和注水波及最小裂缝尺寸的计算模型，包括：

确定注气波及最小裂缝和注水波及最小裂缝；

建立注气波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式和注水波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式；

建立注气波及最小裂缝的垂向高度计算式和注水波及最小裂缝的垂向高度计算式；

利用注气波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式与注气波及最小裂缝的垂向高度计算式，建立注气波及最小裂缝尺寸的计算模型；以及

利用注水波及最小裂缝的动力与阻力平衡的关系式及注水波及最小裂缝的垂向高度计算式，建立注水波及最小裂缝尺寸的计算模型。

6.根据权利要求1至5中任一项所述的缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，其特征在于，所述注气波及最小裂缝为注气驱替过程中动力与阻力平衡的裂缝；注水波及最小裂缝为注水驱替过程中动力与阻力平衡的裂缝。

7.根据权利要求5所述的缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，其特征在于，所述注气波及最小裂缝的垂向高度计算式如下：

Δρ_oggh₁＝2σ_ogcosθ₁/r₁

其中，Δρ_og为油气密度差；g为重力加速度；σ_og为油气界面张力；θ₁为油气界面接触角；r₁为注气波及最小裂缝半径；h₁为注气波及最小裂缝的垂向高度。

8.根据权利要求5所述的缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，其特征在于，所述注水波及最小裂缝的垂向高度计算式如下：

Δρ_owgh₂＝2σ_owcosθ₂/r₂

其中，Δρ_ow为油水密度差；σ_ow为油水界面张力；θ₂为油水界面接触角；r₂为注水波及最小裂缝半径；h₂为注水波及最小裂缝的垂向高度。

9.根据权利要求5所述的缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，其特征在于，所述注气波及最小裂缝的垂向高度计算式如下：

h₁＝2r₁/sinθ′₁

其中，h₁为注气波及最小裂缝的垂向高度；2r₁为注气波及最小裂缝尺寸，r₁为注气波及最小裂缝半径；θ′₁为注气波及最小裂缝与垂向的夹角。

10.根据权利要求5所述的缝洞型油藏注气、注水波及最小裂缝尺寸的确定方法，其特征在于，所述注水波及最小裂缝的垂向高度计算式如下：

h₂＝2r₂/sinθ′₂

其中，h₂为注水波及最小裂缝的垂向高度；2r₂为注水波及最小裂缝尺寸，r₂为注水波及最小裂缝半径；θ′₂为注水波及最小裂缝与垂向的夹角。

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