低滲灰?guī)r油藏氣水均衡驅(qū)替主控參數(shù)合理界限及開發(fā)效果評價(jià)

摘要：為制定中東低滲生屑灰?guī)r油藏注氣注水均衡驅(qū)替合理開發(fā)技術(shù)政策，設(shè)計(jì)開發(fā)因素正交試驗(yàn)?zāi)M，運(yùn)用組分模型數(shù)模技術(shù)，并通過二元次模型創(chuàng)建開發(fā)主控參數(shù)正交圖版，明確氣水協(xié)同注入均衡驅(qū)替的主控參數(shù)界限；在此基礎(chǔ)上，構(gòu)建基于數(shù)模預(yù)測的開發(fā)動(dòng)態(tài)模糊綜合評價(jià)體系，定量表征油井生產(chǎn)差異性，評價(jià)開發(fā)效果，指導(dǎo)礦場先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)優(yōu)選。結(jié)果表明：注氣注水開發(fā)主控參數(shù)對采出程度的影響由大到小排序?yàn)樽馑俣?、注入時(shí)機(jī)、采油速度、井距、注水速度；實(shí)現(xiàn)油氣油水前緣均衡驅(qū)替的合理采油速度為2.0%，注氣速度為（34～45）×104 m3/d，注水速度為240～320 m3/d，注采井距700 m，地層壓力保持原始地層壓力水平85%；指導(dǎo)優(yōu)選開發(fā)等級區(qū)，實(shí)施注水注氣礦場先導(dǎo)試驗(yàn)，取得較好試驗(yàn)效果。

關(guān)鍵詞：低滲； 生屑灰?guī)r油藏； 氣水協(xié)同注入； 均衡驅(qū)替； 主控參數(shù)； 模糊綜合評價(jià)

中圖分類號(hào)：TE 341"" 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

引用格式：劉輝，李楠，汪周華，等.低滲灰?guī)r油藏氣水均衡驅(qū)替主控參數(shù)合理界限及開發(fā)效果評價(jià)［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2024，48（5）：115-121.

LIU Hui， LI Nan， WANG Zhouhua， et al. Reasonable limits of main controlling parameters for balanced displacement by gas-water injection in low permeability limestone reservoirs and their performance evaluation ［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2024，48（5）：115-121.

Reasonable limits of main controlling parameters for balanced

displacement by gas-water injection in low permeability limestone reservoirs and their performance evaluation

LIU Hui1， LI Nan1， WANG Zhouhua PENG Shudai1， YANG Siyu1， ZHU Guangya1， L Zhou1， WANG Nai1

（1.Research Institute of Petroleum Exploration amp; Development， PetroChina， Beijing 100083， China;

2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation， Southwest Petroleum University， Chengdu 610500， China）

Abstract： In order to formulate reasonable technical guidelines for balanced displacement by gas-water injection in low permeability bioclastic limestone reservoirs in the Middle East region， an orthogonal simulation testing program of the operation parameters was designed， and a numerical modeling technique was applied to create a technical chart of the main controlling parameters to specify their reasonable limits. A dynamic fuzzy comprehensive evaluation system based on the simulation model was constructed to quantitatively characterize the difference of oil well production， evaluate production performance， and provide guidelines for field pilot testing. The results show that the descending sequence of the main control parameters influencing on a ratio of total oil produced to OOIP is as follows： gas injection rate， injection timing， oil production rate， well spacing and water injection rate. The recommended reasonable oil production rate is about 2.0%， with gas injection rate of （34-45） ×104 m3 / d， water injection rate of 240-320 m3 / d， well spacing of 700 m and the injection timing is to maintain current reservoir pressure above 85%. of the original formation pressure. The pilot testing of gas-water synergy injection should be carried out as the priority for the development area. A good field performance of the pilot test based on the new guidelines has been obtained.

Keywords：low permeability; bioclastic limestone reservoir; gas-water synergy injection; balanced displacement; main controlling parameter; fuzzy comprehensive evaluation

中東某油田K油藏為帶邊水氣頂?shù)蜐B孔隙型生屑灰?guī)r油藏，儲(chǔ)集層孔隙度為8%～25%，滲透率為0.01～50" μm2；構(gòu)造頂部為凝析氣，中低部位是常規(guī)油環(huán)，邊翼部為天然水體。前期采用衰竭開發(fā)，隨著地層壓力持續(xù)下降，加劇頂部氣竄和邊水水侵，嚴(yán)重影響油井生產(chǎn)，亟需優(yōu)化開發(fā)方式。相關(guān)研究運(yùn)用實(shí)驗(yàn)物理模擬、數(shù)值模擬、油藏工程等方法評價(jià)邊水氣頂油藏開發(fā)方式［1-4］，補(bǔ)充能量開發(fā)方式主要有邊緣注水、屏障注水、頂部注氣、氣水協(xié)同注入等 ［5-10］。目前針對氣水協(xié)同注入方式達(dá)到均衡驅(qū)替的開發(fā)技術(shù)界限缺少系統(tǒng)研究。筆者基于正交試驗(yàn)?zāi)M［11］，運(yùn)用組分油藏?cái)?shù)模技術(shù)，通過二元次模型創(chuàng)建開發(fā)主控參數(shù)技術(shù)圖版，明確油藏氣水協(xié)同注入均衡驅(qū)替的主控參數(shù)界限，在此基礎(chǔ)上，構(gòu)建基于數(shù)模預(yù)測的開發(fā)動(dòng)態(tài)模糊綜合評價(jià)體系，評價(jià)開發(fā)效果，為礦場先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)部署提供指導(dǎo)依據(jù)。

1 開發(fā)概況

K油藏衰竭生產(chǎn)階段共有8口試采井，根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，建立5項(xiàng)生產(chǎn)評價(jià)指標(biāo)，劃分3類油井級別，如表1所示。Ⅰ類井生產(chǎn)指標(biāo)最優(yōu)，開發(fā)效果最好；Ⅱ類井次之；Ⅲ類井生產(chǎn)效果相對最差。前期進(jìn)行物理模擬試驗(yàn)評價(jià)油藏合理開發(fā)方式［3］，開展注入時(shí)機(jī)、注入速度等注采參數(shù)對驅(qū)油效率敏感性分析，明確試驗(yàn)條件下合理注采參數(shù)。結(jié)果表明“氣水協(xié)同驅(qū)+中部采油”開發(fā)方式可以充分動(dòng)用靠近注氣部位的原油，驅(qū)油效率比“邊部水驅(qū)+中部采油”高5%～14.8%。

2 開發(fā)主控參數(shù)界限

根據(jù)試驗(yàn)物理模擬研究結(jié)果和開發(fā)部署實(shí)際需求，影響注氣注水協(xié)同驅(qū)替效果的開發(fā)因素主要包括注入時(shí)機(jī)、采油速度、注水速度、注氣速度和注采井距等，而這些因素對整體開發(fā)效果是綜合交互性的，因此本研究利用組分模型數(shù)值模擬方法，通過正交試驗(yàn)分析多重開發(fā)因素及其交互作用對試驗(yàn)結(jié)果影響，優(yōu)先厘清氣水協(xié)同注入的開發(fā)主控參數(shù)順序，再進(jìn)一步明確注氣注水前緣均衡推進(jìn)的合理主控參數(shù)界限。

2.1 組分模型建立

利用數(shù)值模擬軟件PVTsim對油藏典型的凝析氣和黑油樣品組分進(jìn)行分析與處理，對高壓物性試驗(yàn)結(jié)果擬合后建立相態(tài)模型。在地質(zhì)模型基礎(chǔ)上，結(jié)合相態(tài)模型，利用ECLIPSE數(shù)模軟件E300建立代表油藏類型特征的三維組分模型，構(gòu)造頂部為凝析氣頂，中低部位是常規(guī)油環(huán)，邊翼部為天然水體，如圖1所示。頂部注氣井5口，中部油環(huán)交錯(cuò)排狀水平采油井19口，邊翼部注水井8口。

2.2 正交試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

根據(jù)正交設(shè)計(jì)組合原理，選取注采井距、注入時(shí)機(jī)、采油速度、注水速度、注氣速度5個(gè)開發(fā)因素，對應(yīng)開發(fā)序號(hào)1～5；均考慮4種水平值，分析各個(gè)因素對采出程度的影響和主次關(guān)系，見表2。

針對表2所示的4種水平5個(gè)因素正交試驗(yàn)，選擇直接由正交表L16（45）選取前5列構(gòu)建開發(fā)影響因素的試驗(yàn)方案，共計(jì)16種方案，見表3。

2.3 試驗(yàn)結(jié)果

根據(jù)上述設(shè)計(jì)方案，經(jīng)16次正交設(shè)計(jì)機(jī)制模型數(shù)值模擬得到試驗(yàn)指標(biāo)，即采出程度見表3。為綜合評價(jià)各開發(fā)參數(shù)對采出程度的影響作用，本研究采用直觀分析和方差分析兩種方法對正交試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行評價(jià)。直觀分析法簡單易算，主要是通過計(jì)算各因素的水平值極差

Rj判斷各開發(fā)因素重要程度，并判斷某開發(fā)因素最佳水平，但該方法不能有效排除數(shù)模預(yù)測數(shù)據(jù)誤差，其計(jì)算模型為

Sij=∑nk=1δAj（k）Uk，" kij=kijl ，

Rj=maxkij-minkij.（1）

式中，Sij為各開發(fā)因素不同水平的試驗(yàn)指標(biāo)總和；Kij為指標(biāo)均值；l=n/m，m為水平數(shù)；Rj為各因素的水平值極差，其值反映各因素重要性順序，極差越大，該因素越重要；Aj（k） 為第j個(gè)因素中第k試驗(yàn)號(hào)所對應(yīng)的水平號(hào)；Uk為第k試驗(yàn)號(hào)所對應(yīng)的試驗(yàn)指標(biāo)值；δAj（k）為Kronecker符號(hào)。

方差分析法采用多因素方差分析正交數(shù)據(jù)，得到最優(yōu)開發(fā)因素和最佳水平，進(jìn)而判斷各開發(fā)因素影響程度，有效排除數(shù)模預(yù)測數(shù)據(jù)誤差，但計(jì)算過程較為繁瑣費(fèi)時(shí)，其計(jì)算模型為

S=∑ni=1（yi-）2= ∑ni=1y2i-1n∑ni=1yi2，

F=MSiMSe .

（2）

其中

MSi=Sdfj， MSe=Sdfe .

式中，S為總離差平方和；MSi為平均離差平方和，即均方；MSe為誤差平均離差平方和，即誤差均方；

F為均方與誤差均方比值，其值反映各因素對試驗(yàn)結(jié)果影響程度；

dfj=n-1為總自由度;dfe為試驗(yàn)誤差自由度。

將直觀分析法和方差分析法對各開發(fā)因素的計(jì)算結(jié)果進(jìn)行排序并列入表4。

由表4可以看出，油藏注氣注水協(xié)同驅(qū)替的開發(fā)主控參數(shù)對采出程度影響的主次順序和顯著程度從大到小排序?yàn)樽馑俣取⒆⑷霑r(shí)機(jī)、采油速度、井距和注水速度，其中注氣速度和注入時(shí)機(jī)對采出程度影響最大。

2.4 主控參數(shù)技術(shù)界限

為實(shí)現(xiàn)油氣前緣和油水前緣均衡驅(qū)替，需要明確開發(fā)主控參數(shù)合理技術(shù)界限。基于正交試驗(yàn)結(jié)果表3，通過正交設(shè)計(jì)建立二次元回歸模型，構(gòu)建各主控參數(shù)和采出程度的正交關(guān)系圖版，以評價(jià)的主控參數(shù)作為控制變量，對其不同試驗(yàn)指標(biāo)進(jìn)行擬合，得到采出程度拐點(diǎn)數(shù)值，其對應(yīng)值確定為主控參數(shù)合理界限。以確定合理注氣速度為例，首先把注氣速度作為控制變量，即橫坐標(biāo)；其次，把表3的試驗(yàn)指標(biāo)（采出程度）作為縱坐標(biāo)，如在表3中，注氣速度的開發(fā)因素序號(hào)為5，當(dāng)注氣速度為11×104 m3/d（即水平1）時(shí)，其對應(yīng)4個(gè)采出程度值，以此類推，可繪制不同注氣速度下的采出程度，共16個(gè)數(shù)值，即表3中的16個(gè)方案試驗(yàn)指標(biāo)值；最后，回歸擬合注氣速度和采出程度的關(guān)系，形成正交關(guān)系圖版，如圖2所示。

圖2表明，隨著注氣速度增大，采出程度增加；當(dāng)注氣速度達(dá)到34×104 m3/d后，采出程度增幅明顯減??；注氣速度提高至45×104 m3/d時(shí)，采出程度出現(xiàn)遞減趨勢，主要原因是注氣速度過大導(dǎo)致油氣前緣驅(qū)替不均衡，引起較早氣錐，從而降低采出程度，如圖3、4所示。其他主控參數(shù)保持一致，當(dāng)注氣速度為34×104 m3/d時(shí)，油氣前緣驅(qū)替較均衡，氣油比上升較緩；當(dāng)注氣速度增大至45×104 m3/d后，油氣前緣局部突進(jìn)明顯，導(dǎo)致過早氣錐，氣油比快速上升，影響采出程度。因此為實(shí)現(xiàn)油氣前緣整體均衡推進(jìn)，獲得較高采出程度，合理的注氣速度應(yīng)控制在（34～45）×104 m3/d。同理，可確定其余4種主控參數(shù)的合理技術(shù)界限。

and recovery degree為避免過早氣錐和水侵風(fēng)險(xiǎn)，實(shí)現(xiàn)油水油氣前緣均衡推進(jìn)，達(dá)到采出程度最大化，合理開發(fā)參數(shù)范圍是：采油速度約2.0%，注氣速度（34～45）×104 m3/d，注水速度240～320 m3/d。不同開發(fā)主控參數(shù)的開發(fā)指標(biāo)對比如表5所示。表5表明，保持中速開采，控制在合理開發(fā)技術(shù)政策內(nèi)，采出程度最大，整體開發(fā)效果最好。

3 試采井開發(fā)效果評價(jià)

在“邊緣注水+頂部注氣”井網(wǎng)部署方式下，采用中速開發(fā)，主控參數(shù)保持在合理技術(shù)界限，預(yù)測得到目前各試采井的生產(chǎn)指標(biāo)，見表6。

由表6可以看出，注氣注水后的不同油井動(dòng)態(tài)響應(yīng)及見效程度不同；同一試采井各項(xiàng)指標(biāo)分屬于表1不同油井級別范圍，衰竭開發(fā)方式的油井級別劃分標(biāo)準(zhǔn)不適用于氣水協(xié)同開發(fā)方式，如K-4井含水率屬于Ⅰ類，遞減率和氣油比屬于Ⅱ類，日產(chǎn)油屬于Ⅲ類。因此需要采用新方法評價(jià)試采井注氣注水開發(fā)效果。

結(jié)合試采動(dòng)態(tài)特征，通過模糊評價(jià)理論模型，構(gòu)建基于數(shù)模預(yù)測指標(biāo)的隸屬度矩陣，利用灰色關(guān)聯(lián)法進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)權(quán)重分析，建立開發(fā)部署模糊綜合評價(jià)體系，劃分開發(fā)等級，指導(dǎo)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)優(yōu)選。

3.1 模糊綜合評價(jià)基礎(chǔ)模型

首先，設(shè)置評價(jià)對象空間，A={a1，a2，a3，…，an}；評價(jià)指標(biāo)空間，B={b1，b2，b3，…，bm}；評價(jià)等級空間，L={l1，l2，l3，…，lp}。 用aij表示評價(jià)對象ai關(guān)于評價(jià)指標(biāo)bj的測量值，則

ai為一個(gè)m維向量，即

ai={ai1，ai2，ai3，…，aim}.（3）

其次，基于式（3），設(shè)置μijk表示測量值aij是第k個(gè)評價(jià)等級lk的程度，而且μ需要滿足：

0≤μ（aij∈lk）≤1，（4）

μ（aij∈L）=1，（5）

μ（aij∈∪kh=1lh）=∑kh=1μ（aij∈lh）.（6）

其中

i=1，2，…，n， j=1，2，…，m， k=1，2，…，p.

式（5）和（6）分別表示μ對評價(jià)等級空間

L具有歸一和可加屬性［12-13］。同時(shí)滿足式（4）、（5）和（6）的μ稱為測度，即

（μijk）m×p=μi11μi12…μi1p

μi21μi22…μi2p

μim1μim2…μimp， i=1，2，…，n.（7）

式（7）稱為指標(biāo)隸屬度矩陣，也是單指標(biāo)測度評價(jià)矩陣，式中第j行向量稱為aij的單指標(biāo)測度評價(jià)向量。隸屬度矩陣主要考慮優(yōu)先建立某一評價(jià)對象的各個(gè)評價(jià)指標(biāo)對應(yīng)的評價(jià)等級關(guān)系。

然后，根據(jù)灰色關(guān)聯(lián)分析法［14］，建立評價(jià)指標(biāo)空間B={b1，b2，b3，…，bm}的各項(xiàng)指標(biāo)在評價(jià)中的重要程度。設(shè)t=k時(shí)刻，母數(shù)列與子數(shù)列的關(guān)聯(lián)系數(shù)ξ0i（k）計(jì)算式為

ξ0i（k）=Δmin+ρΔmaxΔ0i（k）+ρΔmax .（8）

式中，Δ0i（k）為關(guān)聯(lián)系數(shù);Δmin和Δmax分別為各時(shí)刻絕對差中的最小值和最大值，一般設(shè)Δmin=0；ρ為分辨系數(shù)，取值范圍0～0.5，通常取0.5。

母數(shù)列與子數(shù)列的關(guān)聯(lián)度用對應(yīng)的比較序列在各時(shí)刻關(guān)聯(lián)系數(shù)的平均值計(jì)算，即

r0i=1N∑Nk=1ξ0i（k）.（9）

式中，r0i為子序列i與母序列0的關(guān)聯(lián)度；N為序列的長度。

在確定各項(xiàng)指標(biāo)關(guān)聯(lián)系數(shù)后，計(jì)算指標(biāo)權(quán)重，即

ωi=r0i∑Ni=1r0i .（10）

式中，ωi為第i個(gè)指標(biāo)權(quán)重。由全部m項(xiàng)指標(biāo)組成的權(quán)重向量稱為權(quán)重集，表示為

W=（ω1，ω2，ωi，…， ωm）.

最后，通過指標(biāo)權(quán)重W和指標(biāo)隸屬度矩陣式（7）的模糊運(yùn)算，得到用于評價(jià)各指標(biāo)的綜合評價(jià)矩陣，即

（μik）n×p=ω1μ111+…+ωmμ1m1…ω1μ11p+…+ωmμ1mp

ω1μ211+…+ωmμ2m1…ω1μ21p+…+ωmμ2mp

ω1μn11+…+ωmμnm1…ω1μn1p+…+ωmμnmp.（11）

μik表示第i個(gè)評價(jià)對象屬于第k個(gè)評價(jià)等級lk的程度，式（11）是各指標(biāo)在第k個(gè)評價(jià)等級的綜合考量，即指標(biāo)在各評價(jià)等級的綜合隸屬度，是評價(jià)開發(fā)效果的基礎(chǔ)理論模型。

3.2 開發(fā)評價(jià)指標(biāo)體系

評價(jià)體系中評價(jià)對象為K油藏的試采井，即

A={a1，a2，a3，…，a8}，

K={K-1，K-2，K-3，…，K-8}；以表2中開發(fā)指標(biāo)作為評價(jià)指標(biāo)集，即B={b1，b2，b3，b4，b5}={初產(chǎn)油，產(chǎn)量遞減率，含水率，壓力遞減率，氣油比}；根據(jù)表1的油井級別標(biāo)準(zhǔn)建立評價(jià)等級空間，共3類，Ⅰ類表示“好”、Ⅱ類表示“中”、Ⅲ類表示“差”，即L={l1，l2，l3}={好，中，差}。

3.3 基于數(shù)模預(yù)測指標(biāo)的隸屬度

針對評價(jià)對象ai，首先利用線性插值法構(gòu)建評價(jià)指標(biāo)集B中的各指標(biāo)測度函數(shù)；其次利用數(shù)模方法評價(jià)指標(biāo)集B中的各項(xiàng)指標(biāo)，得到其預(yù)測值；然后將基于數(shù)模預(yù)測的指標(biāo)值分別代入對應(yīng)的指標(biāo)測度函數(shù)，計(jì)算對象ai的評價(jià)指標(biāo)bj的測度向量；最后利用式（7）得到評價(jià)對象ai的指標(biāo)評價(jià)隸屬度矩陣。

具體以評價(jià)對象a8為K-8井為例，結(jié)合表1油井級別標(biāo)準(zhǔn)，通過線性插值法構(gòu)建評價(jià)指標(biāo)集B中1項(xiàng)評價(jià)指標(biāo)b1為日產(chǎn)油的測度函數(shù)，如圖5所示。

引用K-8井在表5中的對應(yīng)指標(biāo)數(shù)模預(yù)測值，代入日產(chǎn)油測度函數(shù)，計(jì)算得到評價(jià)指標(biāo)的測度向量，即μ1=（0.217，0.783，0）。同理，得到其他4個(gè)指標(biāo)測度向量；最后利用式（7）得到a8為K-8井的指標(biāo)隸屬度矩陣。同樣方法可以建立其他8口油井的指標(biāo)隸屬度矩陣，即

（μ8jk）5×3=0.2170.7830.0001.0000.0000.0000.2850.7150.0001.0000.0000.0000.0000.7270.273.（12）

3.4 開發(fā)評價(jià)指標(biāo)權(quán)重

以油井衰竭生產(chǎn)累產(chǎn)油作為評價(jià)指標(biāo)集B的關(guān)聯(lián)對象，即母序列；各評價(jià)指標(biāo)作為子序列，確定評價(jià)指標(biāo)權(quán)重。通過均值化對評價(jià)指標(biāo)進(jìn)行歸一化處理，利用式（8）計(jì)算各評價(jià)指標(biāo)與累產(chǎn)油的關(guān)聯(lián)系數(shù)，再通過式（9）得到各評價(jià)指標(biāo)與累產(chǎn)油關(guān)聯(lián)度，最后通過式（10）計(jì)算得到各評價(jià)指標(biāo)的權(quán)重，見表7。表7表明，評價(jià)指標(biāo)的權(quán)重由大到小排序?yàn)槌醍a(chǎn)、產(chǎn)量遞減率、含水率、壓力遞減率、氣油比。

3.5 驅(qū)替開發(fā)評價(jià)結(jié)果

根據(jù)表7中的指標(biāo)權(quán)重，得到本次評價(jià)的權(quán)重集W=（0.253，0.242，0.189，0.162，0.154）。

為進(jìn)一步定量表征試采井開發(fā)效果差異性，對評價(jià)等級空間L={好，中，差}分別賦值3、2、1，最終可以得到評價(jià)對象的綜合評分，并按照分?jǐn)?shù)從高到低進(jìn)行排序，結(jié)果列于表8。

從表8看出，2 區(qū)共有2口試采井的開發(fā)等級為“好”，整體上試采井排序靠前，說明2區(qū)試采井在氣水協(xié)同注入開發(fā)方式下的見效程度高，開發(fā)效果整體相對最好。因此2區(qū)可以作為優(yōu)先開發(fā)等級區(qū)，實(shí)施注水注氣礦場先導(dǎo)試驗(yàn)。

3.6 先導(dǎo)試驗(yàn)實(shí)施效果

目前K油藏已實(shí)施邊緣注水先導(dǎo)試驗(yàn)，油井產(chǎn)油量有回升趨勢，受效較明顯，平均單井日產(chǎn)油達(dá)100 t，取得預(yù)期開發(fā)效果，如圖6所示，說明該評價(jià)體系具有較好適用性。

4 結(jié) 論

（1）為實(shí)現(xiàn)K油藏氣水協(xié)同注入均衡驅(qū)替，獲得較高采出程度，開發(fā)主控參數(shù)技術(shù)界限為采油速度2.0%、注氣速度（34～45）×104 m3/d，注水速度240～320 m3/d，注采井距700 m，地層壓力保持在原始地層壓力水平85%。

（2）K油藏在氣水協(xié)同注入開發(fā)方式下，可分為3個(gè)開發(fā)等級，構(gòu)造腰部位試采井整體見效程度及開發(fā)效果相對最好，可作為最優(yōu)開發(fā)等級區(qū)，開展注水注氣礦場先導(dǎo)試驗(yàn)。先行注水取得預(yù)期開發(fā)效果，該評價(jià)體系具有較好適用性。

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（編輯 李志芬）