Heat Extraction Evaluation and Well Pattern Comparison of Abandoned OilWells Converted into Geothermal Wells
-
摘要:
地热能开发具有很多优势，但建井成本占总成本一半以上，限制了其推广利用。部分油田废弃井蕴含丰富的地热资源，将废弃油井改造为地热井进行取热，可大幅降低成本，提升经济效益。达到含水经济极限的油藏也可用于热量提取，实现热−油联产。目前，大多数地热井网取热研究为定井型或/和不考虑油水两相流动。然而，不同井型下油水流动和传热特性对油田地热开发方案的设计与调整具有重要影响。为此，建立了考虑油水两相流的热流耦合模型，对比了各种井型下的生产特性，如生产温度、注采压差、产液量和产油量。研究表明：不同井型的生产温度和压差的最大差值分别可达22.56 K和1.03 MPa，注入井和生产井交叉对称分布时，取热系统具有最高的生产温度和产油量，同时具有较低的注采压差。研究揭示了不同井型在热提取过程中温压场的演变特征，可为设计和调整井型提供依据，为油田热−油联产评价提供一定指导。
Abstract:Geothermal energy development has many advantages, but well construction accounts for half of the total costs, which restricts the promotion and utilization of geothermal energy. Some abandoned oil wells have abundant geothermal resources and converting them into geothermal wells for heat extraction can significantly reduce costs and improve economic efficiency. Moreover, the reservoirs that reach the economic limit of water cut can also be used for heat extraction to achieve co-production of heat and oil. Currently, most research on heat extraction from geothermal well patterns focuses on fixed well patterns or/and does not consider oil-water two-phase flows. However, the oil-water flow and heat transfer characteristics of different well patterns are of great significance for the design and adjustment of geothermal development schemes of oilfields. Therefore, a heat-flow coupling model considering oil-water two-phase flows was established. The production characteristics of diverse well patterns were compared, such as production temperature, pressure difference between injection and production, liquid production, and oil production. Research shows that the maximum difference of the production temperatures and pressure differences between diverse well patterns can reach 22.56 K and 1.03 MPa, respectively. When the injection wells and production wells are cross-symmetrically distributed, the heat extraction system has the highest production temperature and oil production, as well as a lower pressure difference between injection and production. The research reveals the evolution characteristics of temperature and pressure fields during heat extraction from different well patterns, providing a basis for designing and adjusting the well patterns and some guidance for the evaluation of the co-production of heat and oil in oilfields.
-
我国致密油气藏分布广泛，但致密油气储层具有物性差、孔隙结构复杂和微/纳米级孔喉占比高等特点，导致致密油气藏开发效果较差，一次采收率低[1-4]。气驱作为二次采油的主要技术已在国内外多个油田成功应用，具有较好的应用前景。CO2具有独特的超临界特性，不仅能够快速大量地溶于原油，还能与原油之间发生组分传质，通过多次接触达到（近）混相状态，大幅提高采收率。国内外学者针对致密油藏注CO2提高采收率技术进行了大量研究：Wei Bing等人[5]利用准噶尔盆地芦草沟组岩心开展了CO2循环注入试验，认为连续注入CO2更适合致密油藏的开发，开发效果比分级注CO2或周期注CO2效果更好；Qian Kun等人[6]开展了不同注气压力下的岩心CO2吞吐试验，发现CO2吞吐的驱油效率主要由CO2注入量、焖井时间、吞吐次数和注入压力等因素决定。N2的降黏膨胀效果相对较差，且很难达到混相，但因其来源广、价格低，在补充地层能量方面具有很大的优势。张戈等人[7]通过现场试验分析了N2吞吐周期对原油采收率和换油率的影响；马铨铮等人[8]采用芦草沟组致密砂岩岩心开展了氮气吞吐试验，认为N2吞吐的前3轮对采收率的贡献最大。目前，致密油藏注气开发研究的重点主要集中在注气参数优化、油气渗流特征及剩余油分布等方面[8-9]，且受试验装置及技术的限制，鲜有学者从微观孔隙尺度来描述气驱动用特征和微观剩余油分布[10]。
核磁共振技术不但能够直观反映岩心孔隙结构特征，还能从微观孔隙尺度定量表征流体在不同孔径孔隙中的分布状况，具有测量时间短、精度高和无损样品等诸多优点[11-15]。因此，笔者基于核磁共振T2谱测试原理，针对鄂尔多斯盆地安塞油田长6段储层，分别开展了注N2和注CO2岩心驱替试验，对驱替过程中的岩心进行在线扫描，从微观孔隙尺度对比研究了N2非混相驱和CO2混相驱的微观驱油机理，明确了不同注气介质下不同孔径孔隙内原油的动用特征，为安塞油田长6储层注气开发提供了理论依据。
1. 试验原理
核磁共振技术是利用氢原子核自身的磁性及其与外加磁场的相互作用，通过测量岩石孔隙流体中氢核核磁共振弛豫信号的幅度和弛豫速率，并采用数学方法反演采集的信号，建立T2弛豫时间谱研究岩石孔隙结构[16-17]。T2弛豫时间的表达式为：
1T2=1T2B+1T2S+1T2D (1) 式中：
T2 为总弛豫时间，ms；T2B 为填充流体的横向弛豫时间，ms；T2S 为岩石颗粒表面横向弛豫时间，ms；T2D 为在磁场梯度中由流体扩散引起的横向弛豫时间，ms。试验过程中，由于流体的
T2B 为2～3 s，远大于岩心中饱和流体的T2，而流体扩散引起的1/T2D 非常小，因此这2项基本可以忽略，即T2弛豫时间可以表示为：T2=1ρδr (2) 其中δ=SVr (3) 式中：
ρ 为岩石表面弛豫强度常数；δ 为孔隙形状因子；S为岩石颗粒表面积，cm2；V为孔隙体积，cm3；r 为平均孔隙半径，cm。由式（2）可知，横向弛豫时间T2与岩石孔隙半径呈正比，即岩心中大孔隙对应的弛豫时间长，小孔隙对应的弛豫时间短。因此，可以通过计算T2谱曲线与横坐标围成的面积（即T2谱曲线幅值积分）来定量表征不同孔径孔隙中饱和流体的量[18]，即通过计算2次气驱过程中测得的T2谱曲线围成的面积差确定岩心孔隙中原油的动用程度，从而动态描述驱替过程中不同孔径孔隙中原油的动用特征。
2. 试验装置与步骤
2.1 试验材料与装置
试验所用岩心取自鄂尔多斯盆地安塞油田延长组长62储层。岩心经过120 ℃高温烘干后，分别进行气测孔渗试验和高压压汞试验，得到岩心的基本参数（见表1）。由表1可知，2块岩心的物性参数基本一致，孔隙结构分布也基本相似，2块岩心均属于致密岩心，且孔喉细小，纳米级孔隙占比高。
表 1 试验岩心的基本参数Table 1. Basic parameters of experimental core岩心编号 长度/mm 直径/mm 孔隙度，% 气测渗透率/mD 最大进汞饱和度，% 中值孔喉半径/μm 驱替介质 1# 50. 21 25.00 11.78 0.712 84.78 0.117 2 N2 2# 50. 03 25.03 13.42 0.668 83.39 0.136 4 CO2 试验所用原油为长62储层地面脱气原油，地层条件（压力31.7 MPa、温度68 ℃）下脱气原油的密度为0.822 kg/L，黏度为1.35 mPa·s。试验用N2和CO2的纯度均为99.99%。根据前期毛细管压力试验结果已知，脱气原油与CO2的最小混相压力为23.5 MPa，脱气原油与N2在目前地层条件下无法达到混相。
试验装置由压力供给系统、温控系统、压力监测系统和核磁共振系统等组成。其中，压力供给系统包括ISCO驱替泵（精度0.001 mL/min，最高压力200 MPa）、围压泵和回压泵（精度0.01 mL/min，最高压力150 MPa）；温控系统包括恒温箱（最高温度250 ℃）、岩心夹持器加热套（最高温度200 ℃）和温控箱；压力监测系统包括压力传感器（最高压力200 MPa，精度0.01 MPa）和高精度压力表（最高压力50 MPa，精度0.01 MPa）；核磁共振系统包括高压无磁岩心夹持器（最大承压50 MPa，最高抗温80 ℃）和SPEC-RC1型核磁共振测量仪（磁场强度0.28 T，氢质子共振频率为12 MHz，样品最大测试尺寸为ϕ120.0 mm×120 mm），并对核磁共振测量仪进行改造，实现了在线扫描功能。此外，还有油气分离器（体积100 mL，精度0.1 mL）、气体体积流量计（精度0.001 mL）、阀门和管线等。试验装置如图1所示。
2.2 试验步骤
1）用索氏提取器SXT-02将试验岩心清洗2～3 d，清洗后的岩心放入恒温箱（温度恒定为120 ℃）中烘干48 h；然后将清洗烘干好的岩心放入到热缩套管中并加热至400 ℃，将岩心封存在热缩套管中。按照试验流程连接试验仪器后，将封存岩心的热缩套管置于无磁岩心夹持器中，围压加至2.0 MPa，用N2测定岩心的渗透率，然后用分子真空泵对岩心抽真空24 h。
2）将无磁岩心夹持器放在恒温箱（68 ℃）中，采用ISCO驱替泵以0.02 mL/min的速度向岩心中缓慢注入原油，当岩心两端压力开始上升时，在保证原油持续注入的前提下，调节回压阀和围压（使围压始终比岩心压力高2～3 MPa），岩心压力逐步升高至地层压力（31.7 MPa），记录注入量及岩心两端压力，关闭入口阀门，然后将岩心夹持器放到恒温箱中，放置2 d，以建立初始含油饱和度，并对此状态下的岩心进行T2谱采样。
3）将装有N2（或CO2）的中间容器升压至地层压力，然后打开岩心夹持器入口阀门，以0.1 mL/min的注入速度向岩心中注入N2（或CO2），并调节回压阀，使回压恒定在31.7 MPa。驱替过程中采用在线核磁共振系统间隔相同时间对岩心进行T2谱采样，当连续3次测量的T2谱曲线没有变化时，停止注气，记录瞬时产油量、产气量和岩心两端压力的变化情况。
4）取出1#岩心，放入2#岩心，重复步骤1）—3），进行下一组注气驱替试验。
3. 不同气体驱替微观孔隙原油动用特征
3.1 N2驱替过程中核磁共振特性
1#岩心注N2非混相驱过程中不同时间下的岩心T2谱分布如图2（a）所示。从图2（a）可以看出，驱替前岩心在饱和原油状态下的T2谱分布曲线形态为典型双峰型，两峰清晰分开，且左峰明显高于右峰，说明1#岩心微小孔隙较为发育，大孔隙占比较低。由式（2）可知，弛豫时间T2与岩石孔隙半径呈正比，而小孔隙的S/V较大，其中质子的弛豫速度远远大于大孔道中质子的弛豫速度，即小孔隙内质子的弛豫时间比大孔隙短。结合相关文献[18-20]和1#岩心初始饱和油状态下T2谱分布中波峰波谷对应的弛豫时间，可以将岩心孔隙划分为2类：1）弛豫时间为0.01～2.20 ms时，对应的孔隙标定为“小孔隙”；2）弛豫时间为2.20～420.00 ms时，对应的孔隙标定为“大孔隙”。
![]()
图 2 1#岩心N2非混相驱过程中的T2谱分布和含油饱和度沿程分布Figure 2. Distribution of T2 spectrum and oil saturation along the core during N2 immiscible flooding of core sample 1#从图2（a）还可以看出，N2驱替过程中，随着N2注入量增加（驱替时间增长），大、小孔隙对应的T2幅值均不断降低，说明N2可以同时进入大、小孔隙中驱替原油。根据大、小孔隙对应T2幅值的下降幅度，可以初步判断驱替过程中大、小孔隙内原油的动用程度存在差异。
试验发现，注入的N2对岩心核磁共振信号强度的影响很小，基本可以忽略。因此，可以通过信号强度的变化来反映驱替过程中岩心横向切面内原油饱和度的变化，进而定量描述气驱过程中原油饱和度随岩心沿程位置的变化规律（见图2（b））。由图2（b）可知，岩心中原油初始饱和度随沿程位置增大而降低，这是因为岩心注入端附近的压差较大，原油能够在较大压差下进入某些小孔隙，而远离岩心注入端的部位由于压差逐渐变小，原油饱和小孔隙的能力也不断降低，导致原油饱和度逐渐降低。同理可知，N2驱油的过程中，岩心注入端附近含油饱和度的降低幅度最大，出口端附近含油饱和度的降低幅度最小。因此，从驱替过程中的含油饱和度剖面可以看出，N2驱并不是一个均匀驱替的过程。此外，还可以看出，距岩心注入端6，26，32和43 mm处的原油饱和度随驱替时间增长的变化很小，说明岩心中这些部位存在某些微细小孔喉（甚至是死孔隙），N2无法进入，造成含油饱和度变化较小。
3.2 N2驱替微观孔隙原油动用特征
常规致密岩心驱替试验中，因为岩心致密、孔喉细小，在计量产出油量的时候由于计量仪器精度的限制，导致无法准确计量瞬时产油量，易于造成试验误差。岩心核磁共振技术可以解决上述问题，实现岩心驱替过程中的在线扫描，实时定量描述不同孔径孔隙的动用过程。N2驱替过程中小孔隙（弛豫时间0.01～2.20 ms）、大孔隙（弛豫时间2.20～420.00 ms）和所有孔隙中原油采出程度的变化情况如图3所示。
![]()
图 3 N2非混相驱过程中原油采出程度随时间的变化规律Figure 3. Variation of oil recovery percent with time during N2 immiscible flooding从图3可以看出，N2驱替过程可以分为3个阶段：第I阶段为N2注入初期（开始15 min），大、小孔隙和所有孔隙中的原油采出程度均快速增加，说明N2能够同时进入大、小孔隙内驱替原油；但很快N2就形成了气窜通道，并在出口端突破，突破时间约为15 min，因为当注气速度保持不变时，气体未突破前原油产出速度也将保持恒定，而当原油采出程度曲线的斜率发生明显变化时，表明原油产量突然降低，说明出口端见气，气体突破。第Ⅱ阶段为N2突破后的初期（气体突破后的55 min内），大孔隙的原油采出程度明显大于小孔隙，说明在这段时间内，岩心总采出程度（所有孔隙采出程度）的提高主要来源于大孔隙；虽然此时气体形成了气窜通道并已经突破，但N2仍然在气窜通道内不断冲刷大孔隙中附着的原油，大孔隙中的原油持续产出。第Ⅲ阶段为N2突破后的中晚期（驱替时间大于55 min后），大孔隙的原油采出程度基本不再变化，而小孔隙的原油采出程度却持续增加，说明此时N2已经无法采出大孔隙中的剩余原油，而致密岩心复杂的孔隙结构易形成不同方向和不同大小的驱替压差，导致部分N2能够进入小孔隙中驱替原油。驱替后期，岩心总采出程度的提高主要来源于小孔隙，但采出程度的提高幅度不断减小。
3.3 CO2驱替过程中核磁共振特性
CO2混相驱过程中不同时间下的岩心T2谱分布如图4（a）所示。从图4（a）可以看出，驱替开始前，岩心在饱和原油下的T2谱分布曲线也是典型的双峰形态，且左峰明显高于右峰，与1#岩心的孔隙结构相似。根据1#岩心孔隙划分方法，2#岩心的孔隙也可以划分为小孔隙（弛豫时间为0.03～2.50 ms）和大孔隙（弛豫时间为2.50～300.00 ms）2类，2块试验岩心大、小孔隙的弛豫时间基本一致。
![]()
图 4 2#岩心N2非混相驱过程中不同时间下T2谱分布和沿程含油饱和度分布Figure 4. Distribution of T2 spectrum and oil saturation along the core at different time during N2 immiscible flooding of core sample 2#从图4（a）还可以看出，与1#岩心N2驱的T2谱变化特征不同，CO2驱替过程中大孔隙对应T2幅值的降低幅度明显比小孔隙大，且在驱替40 min时，T2谱分布的形态就由双峰变成了单峰，说明在CO2混相驱油的过程中大孔隙中原油的动用程度大于小孔隙，也就是说大孔隙中原油的动用程度是影响岩心总采出程度的关键。同时，弛豫时间小于0.3 ms小孔隙的T2幅值随驱替时间基本不变，说明CO2未能进入弛豫时间小于0.3 ms的小孔隙内。
CO2驱替过程中原油饱和度随岩心沿程位置的变化关系如图4（b）所示。由图4（b）可知，驱替10 min时，岩心沿程的含油饱和度均有大幅下降，驱油效果明显。不同驱替时间下岩心的沿程信号强度稳定下降，表明在CO2混相驱过程中形成了一个相对稳定的驱替前缘，这一方面是因为CO2与原油混相后在驱替前缘形成一个混相带，混相带的驱油效率较高，且会逐步向前推进；另一方面是CO2具有超临界特性，在地层条件下CO2比N2具有更大的密度和黏度，确保了CO2不会像N2一样在注气量相同的情况下过早发生突破。
3.4 CO2驱替微观孔隙原油动用特征
CO2混相驱过程中大、小孔隙及所有孔隙中原油采出程度的变化情况如图5所示。从图5可知，相比于N2驱，CO2混相驱过程较为简单，整个驱替过程中大孔隙的原油采出程度一直远高于小孔隙，说明CO2主要驱替大孔隙中的原油，进入小孔隙的CO2相对较少，大孔隙对岩心总采出程度的贡献程度明显大于小孔隙。CO2注入初期（20 min内），大孔隙原油采出程度快速上升，此阶段内原油采出程度曲线的斜率保持不变，说明气体未突破，且驱油效率很高。驱替20 min后，大孔隙原油采出程度曲线的斜率开始降低，原油采出程度增加幅度变缓，说明此时CO2在出口端突破，驱油效率明显减弱。在气体未突破前的20 min内，大孔隙原油采出程度达到了47.2%；而突破后的30～60 min内大孔隙原油采出程度仅提高了17.5百分点，采出程度曲线的斜率明显降低，说明CO2一旦在出口端形成突破，其驱油能力将会大幅降低。
![]()
图 5 CO2混相驱过程中原油采出程度随时间的变化规律Figure 5. Variation of oil recovery with time during CO2 miscible flooding4. 微观孔隙原油动用特征对比
岩心经N2非混相驱和CO2混相驱后，不同孔径孔隙中的原油采出程度对比情况如图6所示。
![]()
图 6 N2驱和CO2驱后不同孔径孔隙中原油采出程度对比Figure 6. Comparison of oil recovery percent from pores in different size after CO2 flooding and N2 flooding由图6可知，CO2混相驱的总采出程度为42.7%，高于N2非混相驱的总采出程度（38.7%），造成差异的原因是，相比于N2，CO2在原油中的溶解度更大，不仅能够降低原油的黏度、密度，提高流动性，还能增大原油的膨胀系数，提高溶解气驱效果。同时，CO2为混相驱，意味着CO2在抽提、萃取原油中轻质组分的同时，还与原油之间发生组分传质作用，通过多次接触达到混相，从而提高原油采出程度。此外，虽然N2驱为非混相驱，但N2驱后小孔隙中原油的动用程度不但高于大孔隙，也明显高于CO2混相驱中小孔隙中原油的动用程度。造成N2/CO2驱过程中大、小孔隙中原油动用程度差异的主要原因是致密岩心具有复杂的孔隙结构特征。试验用岩心的孔隙主要由微米-纳米级孔隙组成，小孔隙占比高，而大孔隙占比较低。在地层条件下，CO2的密度和黏度均大于N2，导致CO2在进入小孔隙时受到的阻力更大，很难像N2一样“轻松”地进入小孔隙；同时，CO2只有在大孔隙中才能与原油充分接触，进而发生组分传质和萃取作用，达到多次接触混相的目的。而进入细小孔喉CO2的量比较少，导致CO2与原油之间的组分传质作用大大减弱，导致混相能力较差，造成小孔隙中原油动用程度较低。N2驱提高采收率的机理主要是依靠N2的驱替作用，其与原油之间的组分传质作用（抽提萃取作用）相对较弱，但N2的黏度和密度非常低，使其能够自由进入小孔隙中驱替原油，因而小孔隙中原油的动用程度高于CO2混相驱。此外，由于致密油藏原油中含有比例不等的沥青质，在CO2驱替过程中，CO2在抽提原油的轻质组分的同时还会造成沥青质沉积，堵塞孔喉，降低储层渗透率，导致储层伤害，降低原油采收率。相比于CO2，N2的价格非常便宜且气源丰富，且N2的压缩性较差，适合大量注入储层补充能量，延长溶解气驱开发的时间。因此，综合对比驱油效率、经济效益和沥青质沉积等方面，致密油藏N2驱具有非常广阔的应用前景。
5. 结 论
1）N2非混相驱的小孔隙和大孔隙原油采出程度较为接近，而CO2混相驱的小孔隙和大孔隙原油采出程度相差较大，但N2驱的最终采出程度与CO2驱的最终采出程度相差很小。
2）N2非混相驱过程可分为未突破期、突破初期和突破中后期3个阶段，且小孔隙的原油动用程度高于大孔隙；CO2混相驱能够大幅提高大孔隙中原油的动用程度，但小孔隙的原油动用程度相对较低。
3）致密岩心孔隙结构分布特征是造成N2/CO2驱替过程中大、小孔隙动用程度存在差异的主要原因；综合对比驱油效率和经济效益，N2非混相驱在致密油藏开发中具有更好的应用前景。
-
![]()
![]()
图 5 生产3 660 d后不同截面压力分布
Figure 5. Pressure distribution at different sections after production of 3 660 days
![]()
图 7 开采1 860和3 660 d后不同截面的温度分布
Figure 7. Temperature distribution at different sections after production of 1 860 and 3 660 days
![]()
图 8 开采360，2 960和3 660 d后b井和d井间的温度分布
Figure 8. Temperature distribution between Well b and Well d after production of 360, 2 960, and 3 660 days
![]()
图 9 不同初始含油饱和度下的生产特征
Figure 9. Comparison of production characteristics under different initial oil saturation
![]()
图 12 不同井网类型下温压场的对比
Figure 12. Comparison of temperature and pressure fields in different well pattern types
![]()
图 13 不同井网类型下生产温度的对比
Figure 13. Comparison of production temperatures in different well pattern types
![]()
图 14 不同井网类型下注采压差的对比
Figure 14. Comparison of pressure differences between injection and production in different well pattern types
![]()
图 15 不同井网类型下生产质量流量的对比
Figure 15. Comparison of production mass flows in different well pattern types
![]()
图 16 不同井网类型下日产油量的对比
Figure 16. Comparison of daily oil production in different well pattern types
表 1 储层和盖层物性参数
Table 1 Physical properties of reservoir and cap rocks
类型 密度/
（kg·m−3）比热容/
（J·（kg·K）−1）热导率/
（W·（m·K）−1）水平渗透率/
mD孔隙度，
%储层 2 700 800 2.0 500.0 30.0 围岩 2 800 850 2.2 0.1 5.0 
下载: 导出CSV
-
[1] 谢文苹,路睿,张盛生,等. 青海共和盆地干热岩勘查进展及开发技术探讨[J]. 石油钻探技术,2020,48(3):77–84. doi: 10.11911/syztjs.2020042 XIE Wenping, LU Rui, ZHANG Shengsheng, et al. Progress in hot dry rock exploration and a discussion on development technology in the Gonghe Basin of Qinghai[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(3): 77–84. doi: 10.11911/syztjs.2020042
[2] BP. Statistical review of world energy 2020[R]. London: BP, 2020.
[3] BU Xianbiao, MA Weibin, LI Huashan. Geothermal energy production utilizing abandoned oil and gas wells[J]. Renewable Energy, 2012, 41: 80–85. doi: 10.1016/j.renene.2011.10.009
[4] 姜光政,高堋,饶松,等. 中国大陆地区大地热流数据汇编(第四版)[J]. 地球物理学报,2016,59(8):2892–2910. doi: 10.6038/cjg20160815 JIANG Guangzheng, GAO Peng, RAO Song, et al. Compilation of heat flow data in the continental area of China (4th ed)[J]. Chinese Journal of Geophysics, 2016, 59(8): 2892–2910. doi: 10.6038/cjg20160815
[5] LI Kewen, BIAN Huiyuan, LIU Changwei, et al. Comparison of geothermal with solar and wind power generation systems[J]. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2015, 42: 1464–1474. doi: 10.1016/j.rser.2014.10.049
[6] KUJAWA T, NOWAK W, STACHEL A A. Analysis of the exploitation of existing deep production wells for acquiring geothermal energy[J]. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 2005, 78(1): 127–135. doi: 10.1007/s10891-005-0038-1
[7] CAULK R A, TOMAC I. Reuse of abandoned oil and gas wells for geothermal energy production[J]. Renewable Energy, 2017, 112: 388–397. doi: 10.1016/j.renene.2017.05.042
[8] 宋先知,张逸群,李根生,等. 雄安新区地热井同轴套管闭式循环取热技术研究[J]. 天津大学学报(自然科学与工程技术版),2021,54(9):971–981. SONG Xianzhi, ZHANG Yiqun, LI Gensheng, et al. Performance study of the downhole coaxial closed-loop heat exchange technology in Xiong'an New Area[J]. Journal of Tianjin University(Science and Technology), 2021, 54(9): 971–981.
[9] 于超,张逸群,宋先知,等. 井下同轴闭式地热系统循环工质综合评价优选[J]. 石油钻探技术,2021,49(5):101–107. doi: 10.11911/syztjs.2021066 YU Chao, ZHANG Yiqun, SONG Xianzhi, et al. Comprehensive evaluation and optimization of circulating working fluids in the coaxial borehole heat exchanger closed-loop geothermal system[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2021, 49(5): 101–107. doi: 10.11911/syztjs.2021066
[10] 宋先知,许富强,宋国锋. 废弃井地热能开发技术现状与发展建议[J]. 石油钻探技术,2020,48(6):1–7. doi: 10.11911/syztjs.2020120 SONG Xianzhi, XU Fuqiang, SONG Guofeng. Technical status and development suggestions in exploiting geothermal energy from abandoned wells[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(6): 1–7. doi: 10.11911/syztjs.2020120
[11] GONG Bin, LIANG Hongbin, XIN Shouliang, et al. Numerical studies on power generation from co-produced geothermal resources in oil fields and change in reservoir temperature[J]. Renewable Energy, 2013, 50: 722–731. doi: 10.1016/j.renene.2012.07.026
[12] WESTPHAL D, WEIJERMARS R. Economic appraisal and scoping of geothermal energy extraction projects using depleted hydrocarbon wells[J]. Energy Strategy Reviews, 2018, 22: 348–364. doi: 10.1016/j.esr.2018.10.008
[13] NGHIEM L, COLLINS D A, SHARMA R. Seventh SPE comparative solution project: modelling of horizontal wells in reservoir simulation[R]. SPE 21221, 1991.
[14] 朱广海,刘章聪,熊旭东,等. 电加热稠油热采井筒温度场数值计算方法[J]. 石油钻探技术,2019,47(5):110–115. doi: 10.11911/syztjs.2019109 ZHU Guanghai, LIU Zhangcong, XIONG Xudong, et al. Numerical calculation method of the wellbore temperature field for electric heating heavy oil thermal recovery[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(5): 110–115. doi: 10.11911/syztjs.2019109
[15] 蔡少斌,杨永飞,刘杰. 考虑热流固耦合作用的多孔介质孔隙尺度两相流动模拟[J]. 力学学报,2021,53(8):2225–2234. doi: 10.6052/0459-1879-21-294 CAI Shaobin, YANG Yongfei, LIU Jie. Pore-scale simulation of multiphase flow considering thermo-hydro-mechanical coupling effect in porous media[J]. Chinese Journal of Theoretical and Applied Mechanics, 2021, 53(8): 2225–2234. doi: 10.6052/0459-1879-21-294
[16] HOLZBECHER E O. Modeling density-driven flow in porous media: Principles, numerics, software[M]. Berlin: Springer, 1998.
[17] HEMMATI-SARAPARDEH A, SHOKROLLAHI A, TATAR A, et al. Reservoir oil viscosity determination using a rigorous app-roach[J]. Fuel, 2014, 116: 39–48. doi: 10.1016/j.fuel.2013.07.072
[18] WANG Jing, LIU Jungang, LI Zhaoguo, et al. Synchronous injection-production energy replenishment for a horizontal well in an ultra-low permeability sandstone reservoir: a case study of Changqing Oilfield in Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(4): 827–835. doi: 10.1016/S1876-3804(20)60098-2
[19] XU Fuqiang, SONG Xianzhi, SONG Guofeng, et al. Numerical studies on heat extraction evaluation and multi-objective optimization of abandoned oil well patterns in intermittent operation mode[J]. Energy, 2023, 269: 126777. doi: 10.1016/j.energy.2023.126777
[20] GeoMark Research. RFD base (reservoir fluid database)[Z]. 2003.
[21] 宋先知,许富强,姬佳炎,等. 多层合采油藏废弃井网取热性能评价[J]. 天然气工业,2022,42(4):54–62. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2022.04.005 SONG Xianzhi, XU Fuqiang, JI Jiayan, et al. Evaluation on the heat extraction performance of abandoned well pattern in multi-layer commingled production oil reservoirs[J]. Natural Gas Industry, 2022, 42(4): 54–62. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2022.04.005
[22] BROOKS R H, COREY A T. Properties of porous media affecting fluid flow[J]. Journal of the Irrigation and Drainage Division, 1966, 92(2): 61–88. doi: 10.1061/JRCEA4.0000425
[23] 石宇. 多分支井循环二氧化碳开采地热机理与参数研究[D]. 北京:中国石油大学(北京),2020. SHI Yu. Study on mechanism and parameters of geothermal exploitation using multilateral wells with CO2 as working fluid[D]. Beijing: China University of Petroleum(Beijing), 2020.
[24] EPPELBAUM L, KUTASOV I, PILCHIN A. Thermal properties of rocks and density of fluids[M]//EPPELBAUM L, KUTASOV I, PILCHIN A. Applied geothermics. Berlin: Springer, 2014: 99-149.
[25] 宋子豪. 油田废弃井网循环取热规律与方案优化研究 [D]. 北京:中国石油大学(北京), 2023. SONG Zihao. Study on circulation heat extraction rule and scheme optimization of abandoned oilfield well pattern[D]. Beijing: China University of Petroleum (Beijing), 2023.
[26] XU Fuqiang, SONG Xianzhi, SONG Zihao, et al. Heat extraction and interlayer interference in heterogeneous multi-layer commingled production oil reservoir[R]. ARMA-2022-0504, 2022.
[27] ABDELGAWAD A, MALEKZADEH D. Determination of the drainage area of horizontal wells in the presence of vertical wells: effect of reservoir and well parameters[J]. Journal of Canadian Petroleum Technology, 2001, 40(10): 45–54.
-
期刊类型引用(3)
1. 李邦国，侯家鵾，雷兆丰，张博，王斌，陈江. 超临界CO_2萃取页岩油效果评价及影响因素分析. 石油钻探技术. 2024(04): 94-103 . 
本站查看
2. 牟汉生，陆文明，曹长霄，宋兆杰，石军太，张洪. 深水浊积岩油藏提高采收率方法研究——以安哥拉X油藏为例. 石油钻探技术. 2021(02): 79-89 . 本站查看
3. 黄炜，温柔，庞进，孙亚君，杨文军. 低渗透非均质油藏空气泡沫驱替注入参数优化实验. 特种油气藏. 2021(03): 124-129 . 百度学术
其他类型引用(7)
计量
- 文章访问数: 135
- HTML全文浏览量: 21
- PDF下载量: 58
- 被引次数: 10
