Processing math: 100%

苏北复杂断块油藏二氧化碳驱油效果影响因素分析及认识

唐人选, 梁珀, 吴公益, 陈菊, 梁翠

唐人选, 梁珀, 吴公益, 陈菊, 梁翠. 苏北复杂断块油藏二氧化碳驱油效果影响因素分析及认识[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(1): 98-103. DOI: 10.11911/syztjs.2019125
引用本文: 唐人选, 梁珀, 吴公益, 陈菊, 梁翠. 苏北复杂断块油藏二氧化碳驱油效果影响因素分析及认识[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(1): 98-103. DOI: 10.11911/syztjs.2019125
TANG Renxuan, LIANG Po, WU Gongyi, CHEN Ju, LIANG Cui. Analyzing and Understanding the Influencing Factors of CO2 Flooding in the Subei Complex Fault Block Reservoirs[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(1): 98-103. DOI: 10.11911/syztjs.2019125
Citation: TANG Renxuan, LIANG Po, WU Gongyi, CHEN Ju, LIANG Cui. Analyzing and Understanding the Influencing Factors of CO2 Flooding in the Subei Complex Fault Block Reservoirs[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(1): 98-103. DOI: 10.11911/syztjs.2019125

苏北复杂断块油藏二氧化碳驱油效果影响因素分析及认识

详细信息
    作者简介:

    唐人选(1966—),男,江苏泰州人,1988年毕业于南京大学地质系找矿专业,2000年获石油大学(华东)油气田开发工程专业硕士学位,高级工程师,主要从事油气田开发方面的研究工作。E-mail:1203445006@qq.com

  • 中图分类号: TE341

Analyzing and Understanding the Influencing Factors of CO2 Flooding in the Subei Complex Fault Block Reservoirs

  • 摘要:

    苏北盆地复杂断块油藏CO2驱油效果差异较大,为制定提高CO2驱油效果的有效措施,分析了其主要影响因素。对苏北9个CO2驱区块的相关数据进行了统计,分析了井型、压裂情况、注气前油井产油量、注采比和注气方式等对CO2驱油效果的影响。分析结果为:直井的开发效果好于水平井,非压裂井的效果好于压裂井,油井初产量越高则CO2驱油效果越好,最佳注采比为2.5左右,而注CO2方式对开发效果影响不大。研究结果表明,低渗透油藏采用的井型、油井是否压裂、注气前油井产油量是影响CO2驱油效果的主要因素,在研究制定提高苏北盆地复杂断块油藏CO2驱油效果的技术措施时,应充分考虑这些主要影响因素。

    Abstract:

    The performance of CO2 flooding in the complex fault block reservoirs of the Subei Basin varies greatly. In order to find effective measures to improve the development of these unique fault-block reservoirs, the main influencing factors were analyzed. Based on the data from 9 CO2 flooding blocks in north Jiangsu, the influences of well type, fracturing conditions, initial production before gas injection, the injection-production ratio and the gas injection method on CO2 flooding effects were analyzed. The analysis results show that the development effect of vertical wells is better than that of horizontal wells, and it is better for non-fractured wells than fractured. The higher the initial production of the well, the better the CO2 flooding effect. The optimal injection-production ratio is around 2.5, while CO2 injection methods play an insignificant role in the development effect. The results show that those factors, such as low permeability reservoir well type and the necessity of reservoir stimulation, are the main factors influencing CO2 flooding. Those issues need to be fully considered in improving the CO2 flooding effect in the complex fault block reservoirs in the Subei Basin.

  • 目前,海上钻井几乎都采用随钻测井,陆上钻井采用随钻测井的比例也在不断提高[1]。其中,随钻电阻率成像测井仪器能提供高分辨率的井壁图像,从而可以较准确地判断出裂缝、孔洞等地质构造,实现对地层的准确评价和实时地质导向[26],在水平井钻井中发挥着重要作用。国外的随钻电阻率成像测井理论和测井仪器已经趋于成熟,Schlumberger、Halliburton和Baker Hughes等公司都推出了随钻电阻率成像测井仪器[713],这些成像测井仪器的钮扣电极在纵向上分布1~3排,而周向上钮扣电极布置的较少,造成仪器周向扫描时间较长。目前,国内在随钻电阻率成像测井理论研究和仪器研制方面尚处于起步阶段,有必要借助数值模拟手段对随钻电阻率成像测井进行研究。

    笔者设计了一种新的测井仪器钮扣电极系分布方案,并增加了测量侧向电阻率和钻头电阻率的功能,不仅缩短了测量时间,同时具有2种不同探测深度的电阻率成像、地层评价和地质导向功能,是一种高分辨率、多模式、多参数和近钻头的测量方案。为了分析该仪器方案的探测特征,借助有限元模拟平台,考察了其在复杂层状地层、周向异常体地层和水平井地层中的测井响应特征。

    随钻电阻率成像测井仪器有2种激励机制:一种是直接给电极加载电流;另一种是通过螺绕环激励在钻铤上产生等电位,以达到自动聚焦的作用。第二种方法在工艺上容易实现,因此被广泛应用[14],笔者的仪器方案也应用该原理。假定钻铤在井轴方向上无限长,井轴与柱面坐标系Z轴一致,发射螺绕环可以等效为长度磁矩的理想化磁环[15],如图1所示。

    图  1  发射螺绕环等效为理想化磁环示意
    Figure  1.  Schematic of a launching spiral ring that is equivalent to the idealized magnetic ring

    实际测量过程中由于测量频率低,可以忽略频率的影响,因此可以将螺绕环等效为延长的电压偶极子[1617]。此时,测量原理与传统侧向测井类似,采用欧姆定律对视电阻率进行标定。视电阻率的计算公式为:

    Ra=KUI (1)

    式中:Ra为视电阻率,Ω·m;K为仪器常数;U为螺绕环两端的电压,V;I为纽扣电极和接收螺绕环接收到的电流,A。

    根据电磁场原理,可得到特定仪器在空间均匀场内的响应,但是实际测井环境复杂,具有明显的非均质性,径向上由井眼、侵入带、过渡带和原状地层组成,而纵向上由目的层和围岩组成,很难利用解析方法求解如此复杂的地层模型,需要借助数值方法。因此,利用COMSOL Multiphysics有限元软件建立水平层状地层、异常体地层和水平井地层等3种地层模型,进行复杂地层的数值模拟。

    数值模拟验证的仪器由1个发射螺绕环、2排钮扣电极(R4、R5周向相隔90°,各分布4个钮扣电极)和2个接收螺绕环组成(见图2),可以测量不同深度的电阻率、侧向电阻率和钻头电阻率,对不同方位钮扣电极的测量结果进行加权平均可以获得浅侧向电阻率和中侧向电阻率。

    图  2  仪器结构示意
    Figure  2.  Structure of the instrument

    在确定源距和钮扣电极直径之前,需要考察二者对测量电流的影响,以确定最优的仪器结构参数。模拟时,发射螺绕环两端电压U取0.1 V,地层电阻率Rt的变化范围为0.1~1 000.0 Ω·m,钮扣电极与发射螺绕环之间的距离(源距)为0.10~1.50 m,钮扣电极直径为10.0 mm,不考虑井眼的影响,模拟结果如图3所示。从图3可以看出:随着源距增大,测量电流信号的变化幅度越来越小,最后基本趋于稳定;不同地层电阻率下的测量信号随源距变化趋势基本相同;源距相同时,测量电流与电阻率呈反比关系。

    图  3  源距对测量电流的影响
    Figure  3.  Effect of source distance on measured current

    同理,模拟了钮扣电极直径对测量电流信号的影响,源距为0.508 m,钮扣电极直径的变化范围为5.0~50.0 mm,其他模拟参数与图3相同,结果如图4所示。从图4可以看出:随着钮扣电极直径增大,测量电流信号在双对数坐标中呈线性增大趋势;不同地层电阻率下的测量信号随钮扣电极直径变化的趋势基本相同;纽扣电极直径相同时,测量电流与电阻率呈反比关系。

    图  4  钮扣电极直径对测量电流的影响
    Figure  4.  Effect of button electrode diameter on measured current

    对比图3图4可以发现,源距对测量电流信号的影响较小,因此可以灵活选取。钮扣电极直径对测量信号影响较大,可综合其他因素选取。国外测井仪器测量结果表明,钮扣电极直径较小时,其纵向分辨率较高,但只能探测电阻率为几百欧姆米的地层;适当增大钮扣电极直径,虽然降低了其纵向分辨率,但增大了其探测地层电阻率的范围,可以探测电阻率为几千欧姆米的地层。因此,综合考虑钮扣电极测量地层电阻率的范围、钮扣电极纵向分辨率和测量信号等3个因素,设计了2种不同直径的钮扣电极。

    综上,最终选取图2中的仪器结构和以下参数进行模拟:钮扣电极R4的直径为10.0 mm,为高分辨率钮扣电极,钮扣电极R5直径为25.4 mm,为标准钮扣电极。发射螺绕环与纽扣电极R4的距离LTR4为0.508 m,发射螺绕环与纽扣电极R5的距离LTR5为1.016 m,用于测量深侧向电阻率和钻头电阻率2个螺绕环间的距离Lr为0.381 m。由于侧向电阻率和钻头电阻率的测量原理和测井响应在文献[1617]中均有介绍,下面主要研究钮扣电极测量模式的测井响应特征。

    由于随钻电阻率成像测井仪钮扣电极的直径较小,因此可以分辨较薄的地层。为了研究上述结构仪器对地层的纵向分辨能力,建立了14层的水平层状地层,每层地层坐标、厚度和地层电阻率属性如表1所示。

    表  1  水平层状地层模型参数
    Table  1.  The model parameters of horizontally layered strata
    编号纵向坐标/m地层厚度/m地层电阻率/(Ω·m)
    1–100.000100.00010
    200.005100
    30.0050.00510
    40.0100.010100
    50.0200.01010
    60.0300.020100
    70.0500.02010
    80.0700.040100
    90.1100.04010
    100.1500.060100
    110.2100.06010
    120.2700.080100
    130.3500.08010
    140.43099.57010
    下载: 导出CSV 
    | 显示表格

    利用COMSOL Multiphysics 有限元软件模拟水平层状地层的结果如图5所示。模型第1层为巨厚层,因此没有显示,图5中只显示了从第2层到第13层及第14层的部分地层的测井响应。由于钮扣电极R5的直径为钮扣电极R4直径的2.54倍,明显地,钮扣电极R4对地层的分辨率高于钮扣电极R5。当地层厚度达到0.01 m时,钮扣电极R4的视电阻率接近模型值,而对于钮扣电极R5,当地层厚度达到0.02 m时,其视电阻率才开始接近模型值。当地层厚度大于0.02 m后,R4和R5均可以分辨地层,通过对比钮扣电极直径和其纵向分辨率可以发现,其对地层的分辨率大致为钮扣电极的直径尺寸。同时,由于模拟中只考虑了1个发射螺绕环的情况,没有对视电阻率进行补偿,因此模拟得到的测量曲线和地层模型不对称,在靠近上下地层界面处,电阻率出现“一高一低”的情况。

    图  5  测井仪器在水平层状地层的测井响应
    Figure  5.  Logging response of the logging instrument in horizontally layered strata

    为了考察仪器的周向探测特性,建立了含有方位地层的周向异常体地层模型(见图6),通过改变异常体张开角度来考察仪器的方位探测特性。计算模型由仪器结构、井眼、地层和异常体组成。异常体初始位置位于正北方向,张开角度θ的变化范围为0°~360°,异常体厚度为无限厚,分布于井眼之外。井眼直径Dh为215.9 mm,钻井液电阻率Rm为0.1 Ω·m,地层电阻率Rt为1.0 Ω·m,异常体电阻率Rb为100.0 Ω·m。

    图  6  含方向性异常体的地层模型
    Figure  6.  Stratigraphic model with directional anomalous bodies

    以钮扣电极R4为例,模拟异常体张开角度从0°变化到360°时不同方位的测井响应,结果如图7所示。图7中,RN4代表R4位于正北方向的钮扣电极,RE4、RS4、RW4分别代表R4位于正东、正南、正西方位上的钮扣电极。从图7可以看出:当位于正北方向的异常体张开角度从0°到90°增大时(从正北方向两侧对称增大),正北方位钮扣电极测量的视电阻率呈线性增大,从90°到135°缓慢接近异常体电阻率;考虑到方位钮扣电极分布的对称性,RE4和RS4视电阻率曲线重合,当异常体张开角度从0°增至135°时,该方位钮扣电极对异常体几乎没有识别能力;当异常体张开角度从135°增至270°时,正东方向钮扣电极的视电阻率基本呈线性增大,此后视电阻率随异常体张开角度增大保持不变。对比而言,位于正南方向的钮扣电极由于距离异常体较远,因此对异常体的识别度较低,当异常体角度大于315°时,其视电阻率才开始增大,并接近异常体电阻率。

    图  7  钮扣电极视电阻率与异常体张开角度的关系曲线
    Figure  7.  The relationship curve between the apparent resistivity of the button electrode and the anomalous body opening angle

    由于R2测量的侧向视电阻率和R3测量的钻头视电阻率没有方位探测特性,异常体张开角度为0°时(即不考虑异常体),二者的视电阻率接近地层真电阻率,为1.0 Ω·m(见图8),可以看出曲线略微受到井眼的影响,其中钻头视电阻率受井眼的影响较严重。当异常体张开角度从0°到360°变化,侧向和钻头的视电阻率均随异常体张开角度增大而增大,但侧向视电阻率略大于钻头视电阻率。当异常体张开角度增加到360°时,侧向和钻头的视电阻率接近异常体的电阻率(仍受到井眼的影响)。对比图7图8可以看出,钮扣电极与侧向电阻率测量电极、钻头电阻率测量电极对异常体的灵敏度不同,钮扣电极可以分辨较小张开角度的异常体,而侧向电阻率测量电极和钻头电阻率测量电极则无法检测较小张开角度的异常体,因此在测井解释方面,可以利用方位钮扣电极测量结果识别方位性高阻储层。

    图  8  深侧向与钻头视电阻率与异常体张开角度的关系曲线
    Figure  8.  The relationship curve between the apparent resistivity of deep laterolog/bit and the anomalous body opening angle

    随钻电阻率成像测井相比于常规电阻率成像测井的优势是其可以应用于大斜度井和水平井,为了考察仪器在水平井中的测井响应,建立了如图9所示的水平井地层模型。该模型由3层地层组成,上下层为围岩,电阻率Rs为1 Ω·m,中间层为目的层,电阻率Rt为10 Ω·m,仪器位于目的层中,目的层厚度H为2 m,仪器初始位置位于目的层中间,坐标Z为0,向上靠近地层界面Z值为正,向下靠近地层界面Z值为负。

    图  9  水平井数值模拟模型示意
    Figure  9.  The model of horizontal well numerical simulation

    钮扣电极R4测量的水平井中不同方位视电阻率与仪器距离地层界面距离的关系如图10所示,R4正北方向和正南方向的钮扣电极靠近地层界面,而正东和正西方向的钮扣电极与地层界面垂直。从图10可以看出:正北方向和正南方向钮扣电极的视电阻率曲线与仪器在直井中的测井响应曲线类似,当仪器靠近地层界面处时,由于电荷的累积,具有“犄角”现象,仪器离开地层界面时也是如此;仪器在地层上下界面处的测井响应不对称;相比而言,正东方向和正西方向钮扣电极的测量曲线几乎重合,具有良好的对称性。

    图  10  钮扣电极测量的视电阻率与仪器距地层界面距离的关系曲线
    Figure  10.  The relationship curve between the apparent resistivity measured by the buttonelectrode and the distance of the instrument to strata interface

    将R4和R5不同方位的钮扣电极测量的视电阻率进行加权平均,可以获得不同径向探测深度的浅侧向电阻率和深侧向电阻率,可以用于地层评价。计算结果表明,浅侧向R4、中侧向R5和深侧向R2视电阻率相差不大,且关于地层对称(见图11)。该结果与H. M. Wang等人[18]模拟的双侧向结果类似,测量的钻头视电阻率也关于地层模型对称,但是其测量值远远小于目的层的真实电阻率。

    图  11  侧向、钻头测量的视电阻率与仪器距地层界面距离的关系曲线
    Figure  11.  The relationship curve between the apparent resistivity measured by the laterolog/bit and the distance of the instrument to strata interface

    1)随钻电阻率成像测井纵向分辨率取决于钮扣电极的直径,并与钮扣电极的直径相当。测井仪器周向设计分布4个方位性钮扣电极,能够识别方位性高阻地层。

    2)不同方位的钮扣电极在水平井中的测井响应特征不同,靠近地层界面钮扣电极的测井曲线在地层界面处有明显的“犄角”现象,而与地层界面垂直的钮扣电极以及仪器侧向电阻率测量电极在地层界面处的测井响应与常规电缆侧向电阻率测井类似。

    3)作为仪器研发的先导,数值模拟可以有效缩短仪器的研发周期,但是其模拟环境大多为理想环境,与真实地层环境具有一定的差距,建议尽快研制出随钻电阻率测井仪器样机和建立地层模型,以验证该仪器方案的可行性。

  • 图  1   注CO2开发不见效水平井日产油量叠加曲线

    Figure  1.   Normalized daily oil rate superposition curve of a non-affected horizontal well after CO2 injection

    图  2   注CO2开发见效水平井日产油量叠加曲线

    Figure  2.   A normalized daily oil rate superposition curve of affected horizontal well after CO2 injection

    图  3   注CO2见效前后日产量之间关系

    Figure  3.   The relationship between daily oil rates before and after effective CO2 flooding

    图  4   CZ区块注CO2采油井日产油量与注采比的关系

    Figure  4.   The relationship curves of daily oil rate and injection-production ratio of CO2 flooding in wells in the CZ Block

    图  5   TN区块注CO2采油井日产油量与注采比的关系

    Figure  5.   The relationship curves for the daily oil rate and the injection-production ratio of CO2 flooding well in the TN Block

    图  6   ZJD区块注CO2采油井日产油量与注采比的关系

    Figure  6.   Relationship curves for the daily oil rate and injection-production ratio of CO2 flooding well in the ZJD Block

    表  1   苏北盆地9个注CO2区块油藏基本参数

    Table  1   Basic reservoir parameters of 9 CO2 flooding blocks in the Subei Basin

    区块
    名称
    层位油藏
    类型
    油藏中深/
    m
    油藏有效
    厚度/m
    原始地层
    压力/MPa
    地层温度/
    孔隙
    度,%
    渗透率/
    mD
    地下原油密度/
    (kg·L–1
    地下原油黏度/
    (mPa·s)
    CS泰州组低渗透2 860.0038.80 32.7110.0 14.146.00.754 319.85
    CS阜三段低渗透2 945.009.2030.8104.0 19.012.90.799 05.14
    TN阜三段低渗透2 521.8014.50 26.386.720.147.00.788 05.67
    JN阜二段低渗透2 160.006.9022.574.313.017.00.816 98.40
    ZJD阜三段特低渗透3 150.005.1040.8105.9 17.8 5.60.803 43.79
    QT阜三段特低渗透3 056.005.8030.9101.2 17.7 4.00.803 43.78
    HL阜三段中高渗2 364.602.9024.681.326.793.70.821 07.86
    ZC垛一段中高渗1 649.7025.40 16.075.627.11 394.0 0.866 926.35
    XB垛一段普通稠油1 948.007.4022.281.028.4120.0 0.888 95 335.87
    下载: 导出CSV

    表  2   注CO2区块直井见气见效情况

    Table  2   Flooding effects and gas production in vertical wells in a CO2 flooding blocks

    区块及层位井数/口见效井
    占比,%
    不见效井
    占比,%
    油井见气不
    见效
    不见气
    不见效
    见气
    见效
    CN泰州组14 3110 7129
    CN阜一段1001100 0
    CZ阜三段11 0387327
    TN阜三段91266733
    HL阜三段3120 0100
    ZJD阜三段2002100 0
    QT阜三段1010 0100
    ZC垛一段70257129
    合计48 511 32 6733
    下载: 导出CSV

    表  3   注CO2区块水平井见气见效情况

    Table  3   Flooding effect and gas production in horizontal wells in CO2 flooding block

    区块及层位井数/口见效井
    占比,%
    不见效井
    占比,%
    油井见气不
    见效
    不见气
    不见效
    见气
    见效
    CN泰州组2110 0100
    CN阜一段2200 0100
    TN阜三段2200 0100
    HL阜三段1001 0 0
    ZJD阜三段72322971
    QT阜三段74122971
    合计21 11 552476
    下载: 导出CSV

    表  4   注CO2水平井压裂后见气见效情况

    Table  4   Flooding effect and gas production of CO2 flooding in fractured horizontal wells

    区块及层位井数/口见效井
    占比,%
    不见效井
    占比,%
    油井见气不
    见效
    不见气
    不见效
    见气
    见效
    CN阜一段11000100
    TN阜三段22000100
    ZJD阜三段52300100
    QT阜三段741229 71
    合计15 94213 87
    下载: 导出CSV

    表  5   注CO2未压裂水平井见气见效情况

    Table  5   Flooding effect and gas production of CO2 flooding in non-fractured horizontal wells

    区块及层位井数/口见效井
    占比,%
    不见效井
    占比,%
    油井见气不
    见效
    不见气
    不见效
    见气
    见效
    CN泰州组2110 0100
    CN阜一段1100 0100
    HL阜三段1001100 0
    ZJD阜三段2002100 0
    合计621350 50
    下载: 导出CSV

    表  6   苏北盆地注CO2见效井日产油量统计

    Table  6   Statistics on the oil production of wells with effective CO2 flooding in the Subei Basin

    采油井名日产油量/t单井日增油量/t增油倍比
    注气前注气见效后
    T111-10.441.090.651.48
    TP50.982.861.881.92
    T61.053.292.242.13
    C321.352.601.251.93
    H5P11.434.232.801.96
    C341.563.902.342.50
    CZ1–91.573.802.231.42
    T111.583.321.742.10
    CZ1–91.603.902.301.44
    T71.654.612.962.79
    CN21.685.904.222.51
    CQK–1181.833.811.981.08
    CZ22.004.092.092.05
    CZ1–42.244.602.361.05
    ZH1–22.255.983.731.66
    Z62.256.304.051.80
    C142.405.302.901.21
    S15–182.595.973.381.31
    C182.695.512.821.05
    Q101–1HF2.714.862.150.79
    CZ1–33.054.821.771.58
    CZ1–63.206.903.701.16
    ZH1–43.908.334.431.14
    CQK–144.9610.00 5.041.02
    Q1–205.838.552.720.47
    ZH1–66.8614.70 7.841.14
    QK–267.2014.95 7.751.08
    ZH3-XIE18.6415.07 6.431.74
    平均2.846.043.211.30
    下载: 导出CSV
  • [1] 钟张起,吴义平,付艳丽,等. 低渗透油藏CO2驱注入方式优化[J]. 特种油气藏, 2012, 19(1): 82–84. doi: 10.3969/j.issn.1006-6535.2012.01.019

    ZHONG Zhangqi, WU Yiping, FU Yanli, et al. Injection optimization in CO2 flooding for low permeability reservoir[J]. Special Oil and Gas Reservoirs, 2012, 19(1): 82–84. doi: 10.3969/j.issn.1006-6535.2012.01.019

    [2] 唐人选,唐小立,秦红祥. 注CO2混相驱油藏合理采收率确定[J]. 石油钻探技术, 2012, 40(3): 112–115. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2012.03.023

    TANG Renxuan, TANG Xiaoli, QIN Hongxiang. Determination of reasonable recovery ratio with CO2 miscible flooding in reservoir[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2012, 40(3): 112–115. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2012.03.023

    [3] 宋道万. 二氧化碳混相驱数值模拟结果的主要影响因素[J]. 油气地质与采收率, 2008, 15(4): 72–74. doi: 10.3969/j.issn.1009-9603.2008.04.022

    SONG Daowan. Main factors affecting numerical simulation results of carbon dioxide miscible flooding[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2008, 15(4): 72–74. doi: 10.3969/j.issn.1009-9603.2008.04.022

    [4] 吴忠宝,甘俊奇,曾倩. 低渗透油藏二氧化碳混相驱油机理数值模拟[J]. 油气地质与采收率, 2012, 19(3): 67–70. doi: 10.3969/j.issn.1009-9603.2012.03.018

    WU Zhongbao, GAN Junqi, ZENG Qian. Numerical simulation of mechanism of CO2 mixed flooding in low permeability reservoirs[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2012, 19(3): 67–70. doi: 10.3969/j.issn.1009-9603.2012.03.018

    [5] 王欢,廖新维,赵晓亮. 特低渗透油藏注 CO2驱参数优化研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2014, 36(6): 95–104. doi: 10.11885/j.issn.1674-5086.2012.08.30.03

    WANG Huan, LIAO Xinwei, ZHAO Xiaoliang. Research on CO2 flooding parameters optimization of extra-low permeability reservoirs[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2014, 36(6): 95–104. doi: 10.11885/j.issn.1674-5086.2012.08.30.03

    [6] 王觉民,蒋华全. 水平井对各类油气藏的适应性分析[J]. 图书与石油科技信息, 1993, 7(4): 29–41.

    WANG Juemin, JIANG Huaquan. Adaptability analysis of horizontal wells to various oil and gas reservoirs[J]. Library & Petroleum Science-Technology Information, 1993, 7(4): 29–41.

    [7] 庄永涛,刘鹏程,郝明强,等. 低渗透油藏CO2驱井网模式数值模拟[J]. 断块油气田, 2013, 20(4): 477–480.

    ZHUANG Yongtao, LIU Pengcheng, HAO Mingqiang, et al. Numerical simulation of well pattern mode for CO2 flooding in low permeability reservoir[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2013, 20(4): 477–480.

    [8] 谢尚贤,韩培慧,钱昱. 大庆油田萨南东部过渡带注CO2驱油先导性矿场试验研究[J]. 油气采收率技术, 1997, 4(3): 13–19.

    XIE Shangxian,HAN Peihui,QIAN Yu. Pilot field test of CO2 injection for oil displacement in the eastern transitional zone of Sanan, Daqing Oilfield[J]. Oil and Gas Recovery Technology, 1997, 4(3): 13–19.

    [9] 俞凯, 刘伟, 陈祖华, 等.陆相低渗透油藏CO2混相驱技术[M].北京: 中国石化出版社, 2015: 7–146.

    YU Kai, LIU Wei, CHEN Zuhua, et al. CO2 miscible flooding technology in continental low permeability reservoirs[M]. Beijing: China Petrochemical Press, 2015: 7–146.

  • 期刊类型引用(3)

    1. 操银香,李柏颉,郭媛. 高压注水扩容在缝洞型碳酸盐岩油藏中的应用——以塔河S1井为例. 油气藏评价与开发. 2020(02): 49-53 . 百度学术
    2. 李红波,王翠丽,补璐璐,尹怀润. 一种用于确定碳酸盐岩油井套损的新方法. 新疆石油天然气. 2019(01): 73-76+85+5 . 百度学术
    3. 王龙川,张小刚,王志强,吴冬旭,张静凌. 缝洞型碳酸盐岩油藏排水采油适应性分析. 石化技术. 2018(10): 114 . 百度学术

    其他类型引用(1)

图(6)  /  表(6)
计量
  • 文章访问数:  1122
  • HTML全文浏览量:  680
  • PDF下载量:  61
  • 被引次数: 4
出版历程
  • 收稿日期:  2019-01-07
  • 修回日期:  2019-10-07
  • 网络出版日期:  2019-10-28
  • 刊出日期:  2019-12-31

目录

/

返回文章
返回