试验成果 (一)二氧化碳驱油技术能够使特低渗透扶杨油层建立起有效驱动体系通过井温、压力梯度测试，搞清了注入的液态CO2在井筒内的相态分布，系统分析了注入井、采出井动态变化特征。1.应用井温、压力梯度测试技术，搞清了CO2在井筒内的相态分布为搞清液态CO2在井筒内的相态、温度、压力变化情况，在正常注入的情况下，录取了井筒内的压力、温度梯度资料。从测试结果看，液态CO2大约在1300m开始气化，气化后放热使温度梯度增大，压力梯度减小。井底压力为29.5MPa，折算井筒中液态CO2平均比重(相对密度)为0.89；井底温度63.8℃，比油层温度低22℃左右(图6-21)。图6-21 压力、压力梯度曲线2005年4月，对注气井进行了压力降落试井，累计关井576h，压力从29.85MPa下降到28.95MPa，压降速度为0.0016MPa/h。用有限导流垂直裂缝模型和均质径向流油藏模型解释的结果见表6-30。两种解释方法得到的结果基本一致，井筒储存系数很大，油藏渗透率很低((1.26～1.28)×10-3μm2)，属特低渗透油藏。表皮系数低于-5.9，说明注入的CO2对近井地带地层有显著的改善作用。表6-30 注入井芳188-138试井资料解释结果2.注气压力较低、油层吸气能力较强未压裂的芳188-138注气井自2004年7月以来，平均。
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