【摘 要】
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利用油藏数值模拟技术,采用单因素分析方法研究了井网形式、注采井距、注气时机、注气速度、水气交替注入周期、气水比对J油田水气交替驱开发效果的影响,并比较了水驱、气驱
【机 构】
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长江大学地球科学学院,陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院,长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室
【基金项目】
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国家重大科技专项项目“基于非线性渗流的水驱油藏数值模拟技术及剩余油分布模式研究”(编号:2011ZX05024-002-004);陕西省科技统筹创新工程计划课题“提高延长主力油层开发效果关键技术”(编号:2011KTZB01)
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利用油藏数值模拟技术,采用单因素分析方法研究了井网形式、注采井距、注气时机、注气速度、水气交替注入周期、气水比对J油田水气交替驱开发效果的影响,并比较了水驱、气驱及水气交替驱的开发效果;基于QIM-AG算法,对比了水驱、气驱和水气交替驱的经济开发效益。结果表明:注气速度、气水比、注水时机对采出程度影响较大,而井距、注入周期对采出程度影响相对较小;较高的注气速度(0.08HCPV/a)、压力保持程度为1、小井距、气水体积比为1.5∶1、注入周期为3个月时可获得较高的采出程度;在注入气水总体积相同的条件下,气水交替驱比单纯水驱或气驱可获得更高的最终采收率,且具有更大的开发净现值。
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