CO<sub>2</sub>非混相驱前缘运移及气窜规律室内实验研究

孔维军; 崔传智; 吴忠维; 李立峰; 苏书震; 张建宁

doi:10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.05.008

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CO₂非混相驱前缘运移及气窜规律室内实验研究

方法理论 | 更新时间：2025-12-05

- CO₂非混相驱前缘运移及气窜规律室内实验研究
- Laboratory experiment of front migration and gas channeling of CO₂ immiscible flooding
- 油气藏评价与开发 2022年第5期页码：764-776
- 作者机构：
  
  1. 中国石化江苏油田分公司采油一厂,江苏扬州 225265中国石油大学（华东）非常规油气开发教育部重点实验室,山东,青岛,266580
  2. 中国石油大学（华东）非常规油气开发教育部重点实验室,山东,青岛,266580
- 作者简介：
  
  [ "孔维军（1974—）,男,本科,高级工程师,从事油气田开发研究和生产管理等工作。地址：江苏省扬州市江都区真武镇采油一厂,邮政编码：225265。E-mail: kongwj.jsyt@sinopec.com" ]
  [ "崔传智 E-mail:kongwj.jsyt@sinopec.com" ]
- 基金信息：
  
  国家自然科学基金面上项目“致密油藏多段压裂水平井时空耦合流动模拟及参数优化方法”(51974343)
- DOI：10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.05.008
  中图分类号： E357.7
- 纸质出版：2022
- 稿件说明：
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孔维军, 崔传智, 吴忠维, 等. CO₂非混相驱前缘运移及气窜规律室内实验研究[J]. 油气藏评价与开发, 2022,(5):764-776.

KONG Weijun, CUI Chuanzhi, WU Zhongwei, et al. Laboratory experiment of front migration and gas channeling of CO₂ immiscible flooding[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2022, (5): 764-776.
孔维军, 崔传智, 吴忠维, 等. CO₂非混相驱前缘运移及气窜规律室内实验研究[J]. 油气藏评价与开发, 2022,(5):764-776. DOI： 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.05.008.

KONG Weijun, CUI Chuanzhi, WU Zhongwei, et al. Laboratory experiment of front migration and gas channeling of CO₂ immiscible flooding[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2022, (5): 764-776. DOI： 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.05.008.

摘要

目前

前缘运移及气窜规律研究较少通过室内实验手段、从CO

波及角度去探索前缘运移与气窜规律

运用可视化仿真物理模拟装置开展平板岩心CO

非混相驱物理模拟实验

分析原油黏度、储层渗透率、储层非均质性及注入速度等因素对CO

驱前缘运移及气窜规律的影响。研究发现

在注入井定流量注入

生产井定压生产的条件下

原油黏度降低、渗透率降低、储层均质、注入速度变大

可增加CO

非混相驱油采出程度;同时

原油黏度降低、渗透率越低、注入速度增加

也导致油井见气后继续扩大波及的能力增强

即能够缓解气窜。研究结果表明:在注入井定流量注入、生产井定压生产情况下

高注入速度开发能够缓解气窜

并获得较好的开发效果;当注入速度从0.1 mL/min增至2.0 mL/min时

采出程度从15.4%增至35.3%

波及系数差从8.3%增至26.2%。该研究对CO

非混相驱气窜抑制及提高采收率具有重要意义。

Abstract

Currently

there are few works on the laws of front migration and gas channeling with laboratory experiments from the aspect of CO

sweep efficiency. Therefore

a visual physical simulation device is used to carry out the physical simulation experiment of CO

immiscible flooding of slab core. The influences of factors such as crude oil viscosity

reservoir permeability

reservoir heterogeneity and injection rate on the migration of CO

immiscible flooding front and gas channeling laws are analy

zed. The study found that under the conditions of constant flow injection in injection wells and constant pressure production in production wells

the viscosity of crude oil decreases

the permeability decreases

the reservoir is homogeneous

and the injection speed increases

which will lead to an increase in the recovery degree of CO

immiscible flooding. Meanwhile

the decrease in the viscosity of crude oil

the lower the permeability

and the increase in the injection rate

also lead to the enhancement of the ability of the oil well to continue to expand sweep factor after gas breakthrough

that is

it can alleviate gas channeling. It is concluded that under the condition of constant flow injection in injection wells and constant pressure production in production wells

high injection rate development can alleviate gas channeling and obtain better development results. When the injection rate increased from 0.1 mL/min to 2 mL/min

the recovery increased from 15.4 % to 35.3 %

and the sweep factor difference increased from 8.3 % to 26.2 %. This research is of great significance for CO

immiscible flooding gas channeling suppression and enhanced oil recovery.

关键词

Keywords

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Laboratory experiment of front migration and gas channeling of CO2 immiscible flooding

DOI：10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.05.008

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Laboratory experiment of front migration and gas channeling of CO₂ immiscible flooding