Zur Vertiefung der Untersuchung des Skalen-Effekts auf die Wirksamkeit der natürlichen Gas-Mehrphasenförderung wurde ein volatilitätsreicher mittlerer bis geringer Durchlässigkeits-Sandstein-Ölreservoir-Bereich im Zhongyuan-Ölfeld als Beispiel genommen. Es wurden physikalische Simulationsversuche der Gasförderung im kleinen Maßstab mit natürlichen Gesteinsproben verschiedener Längen durchgeführt, die den Mechanismus zur Verbesserung der Ausbeute bei Langkern-Mischphasenförderung aufdeckten. Basierend auf einem realen geologischen Modell als Prototyp wurde die numerische Simulation angewandt, um die Wirkung der Gaserförderung im großen Maßstab weiter zu erforschen. Die Studienergebnisse zeigen, dass die Gasförderungs-Rückgewinnungsraten für Kerne mit Längen von 1800 mm, 950 mm und 500 mm jeweils 90,88 %, 82,89 % und 64,8 % betragen. Die Ölförderungseffizienz bei Langkernen ist etwa 25 % höher als bei Kurzkerne, das heißt, bei gleichem Injektionsvolumen verlängert sich das Mischphasen-Streckensegment bei Langkernen, Mehrfach-Mischphasen-Kontakt ist ausreichender, die Zeit bis zum Gasdurchbruch wird verzögert. Gleichzeitig bestätigt die numerische Modellierung das Vorhandensein eines optimalen Injektions-Produktions-Brunnendistanzbereichs von 300 bis 350 m, innerhalb dessen eine größere Distanz bessere Verdrängungseffekte erzielt. Mit weiterer Vergrößerung der Distanz nimmt die Steigerung der Rückgewinnungsrate jedoch ab und der wirtschaftliche Effekt verschlechtert sich. Die Studie klärt den Skalen-Effekt auf die Wirksamkeit der Gasförderung weiter und hat wichtige praktische Bedeutung für die Optimierung der Injektions- und Produktionsparameter sowie die Entwicklung ähnlicher Lagerstätten in diesem Bereich.

Skalen-Effekt; Mischphasenförderung; Förderrate; Langkern; numerische Simulation