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CO2混相与非混相共同驱极限井距计算方法-石油勘探与开发.PDF
2017 10 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.44 No.5 1
文章编号：1000-0747(2017)05-0000-08 DOI: 10.11698/PED.2017.05.00
CO2 混相与非混相共同驱极限井距计算方法
1, 2, 3 1, 3 4 5 6
迟杰 ，鞠斌山 ，吕广忠 ，张星 ，汪佳蓓
（1. 中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083 ；2. 中国石油大学胜利学院基础科学学院，山东东营 257061 ；
3. 非常规天然气能源地质评价与开发工程北京市重点实验室，北京 100083 ；4. 中国石化胜利油田分公司
勘探开发研究院，山东东营 257015 ；5. 中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东东营
257015 ；6. 重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331 ）
基金项目：中央高校基本科研业务费（2652015142 ）资助
摘要：基于非达西渗流理论，考虑原油黏度、油相及 CO2 相启动压力梯度的变化，建立了 CO2 混相与非混相共同驱
渗流数学模型，用传质-扩散-吸附方程求解混相波及区内 CO2 浓度的分布，用特征线法求解非混相波及区内饱和度
方程，推导出特低渗透油藏 CO2 混相与非混相共同驱极限井距计算方法。以F142 和 G89 两个区块为例，进行极限
井距计算，结果表明：①极限井距随注气压力的增大而增大，随注气速度的增大而减小；②纯 CO2 渗流区长度对极
限井距的贡献最大，CO2-原油有效传质区域及非混相波及区长度对极限井距的贡献居中，纯油区的贡献最小，注气
速度越大，纯CO 渗流区与CO -原油有效传质区域及非混相波及区长度差距越小，随着注气速度减小，差距越来越
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大，此规律表现得更加显著；③混相波及区与非混相波及区的压力下降梯度有着显著的差异，混相波及区中CO2-原
油有效传质区域的压力下降梯度比非混相波及区大。图7 参 15
关键词：特低渗透油藏；混相驱；非混相驱；极限井距；启动压力梯度
中图分类号：TE34 文献标识码：A
A computational method of critical well spacing of CO miscible and
2
immiscible concurrent flooding
1, 2, 3 1, 3 4 5 6
CHI Jie , JU Binshan , LYU Guangzhong , ZHANG Xing , WANG Jiabei
(1. School of Energy
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