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申请/专利权人：中国石油大学(北京)

摘要：本发明公开了基于二氧化碳非完全混相驱替特征的井网优化方法及系统，其中方法步骤包括：基于室内实验数据，计算实际极限井距；基于实际极限井距，得到二氧化碳驱井的极限井距；优化二氧化碳驱井的极限井距，完成井网优化。本发明基于二氧化碳非完全混相驱替特征，结合数学方法和油藏数值模拟，考虑了启动压力梯度、采油速度等参数，开展了低渗透油藏的技术极限井距的优化，在此基础上，明确了低渗透油藏二氧化碳开发过程中的组分前缘、相前缘以及压力前缘规律，首次建立了一种基于二氧化碳非完全混相驱替特征的井距优化方法，该方法为油藏注二氧化碳开发方案设计的经济性和合理性提供了重要依据。

主权项：1.基于二氧化碳非完全混相驱替特征的井网优化方法，其特征在于，步骤包括：基于室内实验数据，计算实际极限井距；计算所述实际极限井距的方法包括：基于室内实验数据，测定油藏条件下流体的启动压力梯度；基于所述启动压力梯度，计算理论最大技术极限井距；计算所述理论最大技术极限井距的方法包括： 其中，Gk表示启动压力梯度，单位：MPa·m-1；PH表示供给压力，单位：MPa；PW表示井底流压，单位：MPa；R表示井距，单位：m；rW表示油井半径，单位：m；k表示有效渗透率，单位：mD；基于所述实际极限井距，得到二氧化碳驱井的极限井距；具体的，基于所述理论最大技术极限井距，计算所述实际极限井距；结合实际生产中不同采油速度和注采压差对所述理论最大技术极限井距进行进一步优化，得到所述实际极限井距： 其中，Q1、Q2均表示原油产量，单位：m3d；v表示采油速度；R表示井距，单位：m；h表示油藏有效厚度，单位：m；So表示油饱和度；表示孔隙度；Δp表示注采压差，单位：MPa；k表示有效渗透率，单位：mD；μ表示粘度，单位：mPa·s；通过油藏数值模拟软件的GEM模块，建立三维油藏模型，并设置油藏深度、油藏温度、油藏压力、油藏孔隙度、油藏渗透率、油藏含油饱和度、油藏温度梯度、油藏压力系数、饱和压力；利用建立的三维油藏模型，分别考虑不同油藏的井距条件，设置二氧化碳驱替过程中的二氧化碳注入量、注入压力和生产压力生产参数，得到二氧化碳驱井的极限井距；优化所述二氧化碳驱井的极限井距，完成井网优化。

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