摘要
通过建立机理模型,研究了M1油藏CO2驱气水交替注入的主要技术参数,并在此基础上,结合各井组地质模型,利用正交实验设计确定了各井组最优的气水交替注入方案。研究表明,气水交替注入时除了地层压力保持水平、注入气体浓度、CO2注入量、CO2注入速度、注水速度、CO2段塞数、气水段塞比等因素外,焖井时间及前后段塞比都会对开发效果产生影响。同水驱效果相比,在开采后期气水交替注入的采油量有了明显的提高,而含水率去比水驱要低,因此CO2驱气水交替可以在M1油藏使用。
通过建立机理模型,研究了M1油藏CO2驱气水交替注入的主要技术参数,并在此基础上,结合各井组地质模型,利用正交实验设计确定了各井组最优的气水交替注入方案。研究表明,气水交替注入时除了地层压力保持水平、注入气体浓度、CO2注入量、CO2注入速度、注水速度、CO2段塞数、气水段塞比等因素外,焖井时间及前后段塞比都会对开发效果产生影响。同水驱效果相比,在开采后期气水交替注入的采油量有了明显的提高,而含水率去比水驱要低,因此CO2驱气水交替可以在M1油藏使用。
出处
《吐哈油气》
2012年第1期54-58,共5页
Tuha Oil & Gas
