《表1 不同地层压力下生产控制条件和预测结果》

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《低渗透M油藏CO_2非混相驱主控机理及应用》

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M油藏由于储层物性差，在经过8 a的注水开发后，注水能力明显下降，井区内3口注水井中，1口停注，2口注入压力达25 MPa承压上限，因此储层能量亏空明显。M油藏的原始地层压力（21.3 MPa）与混相压力（28 MPa）相差较大，注气恢复至混相压力难度大，储层的强非均质性进一步增大了实现难度。2018年5月测得试验区地层平均压力为12.1 MPa，远低于CO2-原油体系的最小混相压力，即在水驱开发后的地层压力下，注入CO2与地层原油只能实现非混相驱。经数模试算，试验区压力恢复到混相压力注气量高达6×104t，其经济风险也同步增大，因此M油藏只能开展非混相驱。首先，对储层压力恢复水平进行优化，设计了3个不同地层压力下的注气驱油实验，生产控制条件和预测结果如表1所示。其中，提升采出程度以注气前实际的水驱采出程度为基础值。