劉同敬, 趙習(xí)森, 任允鵬, 第五鵬祥, 劉 睿

(1.中國石油大學(xué)(北京)非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院, 北京 102249；2.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司, 西安 710075；3.中國石化勝利油田有限公司地質(zhì)科學(xué)研究院，東營 257015)

二氧化碳(CO2)混相驅(qū)是一種能夠大幅提高原油采收率的三次采油方法，其作用機理主要體現(xiàn)在三個方面[1-3]：一是CO2混相驅(qū)可以降低油-氣系統(tǒng)的界面張力，提高驅(qū)替效率；二是CO2易溶解于原油從而降低原油黏度，提高原油在儲層中的流動能力；三是溶解于原油的CO2有助于原油膨脹，從而提高地層的彈性能量。自20世紀(jì)50年代起至今，美國已成功進(jìn)行了大量CO2混相驅(qū)提高采收率的礦場應(yīng)用[1]。中國適合注氣開采的各類油藏儲量很大，尤其是低滲、特低滲油藏，CO2混相驅(qū)更是一種可行的開發(fā)方式[2]。自1985年以來，中國已在中原、大慶、華北、大港、吐哈等油田相繼開展了CO2混相驅(qū)礦場試驗[1-2]。

中國對CO2混相驅(qū)技術(shù)的研究起步較晚，近年來雖然在CO2混相驅(qū)技術(shù)的作用機理[3-4]、影響因素[5-7]、礦場試驗[8-10]和效果評價[11-14]等方面取得了不少成果和認(rèn)識，但對開發(fā)技術(shù)政策界限的研究尚不深入。由于特低滲油藏通常需先壓裂后開采，從而導(dǎo)致壓裂后的地層參數(shù)情況更為復(fù)雜，開發(fā)技術(shù)政策界限更難確定。目前，關(guān)于CO2混相驅(qū)的合理注氣時機[15]、合理流壓[16]、合理井距[17]以及CO2混相驅(qū)數(shù)學(xué)模型[18]的理論研究成果都是基于油氣兩相滲流理論，通過將油氣水三相簡化成油氣兩相的方法建立起來的，尚未考慮特低滲油藏壓裂后儲層滲透率分布的變化，以及CO2注入地層后溶解于原油，所引起的驅(qū)替滯后效應(yīng)。

為此，基于對特低滲油藏壓裂后注采井間滲透率分布的認(rèn)識成果，利用等值滲流阻力法，推導(dǎo)CO2混相驅(qū)驅(qū)替前緣滲流阻力分段表征函數(shù)，建立特低滲油藏CO2混相驅(qū)滲流阻力數(shù)學(xué)模型。引入CO2驅(qū)遲滯因子，修正傳統(tǒng)Buckley-Leverett前緣推進(jìn)方程。根據(jù)CO2混相驅(qū)的形成條件，建立特低滲油藏CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)保壓設(shè)計方法，給出注入速度、注入時間、注入總量、滲流阻力等參數(shù)計算方法。在此基礎(chǔ)上，研究注采壓差、注采井距、水井近井滲透率、油井近井滲透率對各保壓設(shè)計參數(shù)的影響，繪制M油藏CO2混相驅(qū)保壓設(shè)計應(yīng)用圖版，為特低滲油藏CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)保壓設(shè)計提供理論依據(jù)和技術(shù)指導(dǎo)。

1 特低滲油藏CO2驅(qū)滲流阻力數(shù)學(xué)模型

1.1 滲透率四臺階分布特征

通過對大量特低滲油藏單井試井解釋結(jié)果的分析發(fā)現(xiàn)，特低滲油藏經(jīng)過壓裂等增產(chǎn)措施后，注采井間滲透率分布呈現(xiàn)明顯的四臺階分布特征。從注入井至生產(chǎn)井的滲透率分布依次為注入井近井滲透率K1、注入井井間滲透率K2、生產(chǎn)井井間滲透率K3、生產(chǎn)井近井滲透率K4；從注入井至生產(chǎn)井的驅(qū)替距離依次為注入井近井滲透率對應(yīng)距離r1、注入井井間滲透率對應(yīng)距離r2、生產(chǎn)井井間滲透率對應(yīng)距離r3、生產(chǎn)井近井滲透率對應(yīng)距離r4，如圖1所示。其中，注入井近井滲透率和生產(chǎn)井近井滲透率受壓裂效果的影響，數(shù)值遠(yuǎn)高于原始地層滲透率；注入井井間滲透率和生產(chǎn)井井間滲透率由于距離井點位置較遠(yuǎn)，幾乎不受壓裂效果的影響，數(shù)值接近原始地層滲透率。

圖1 特低滲油藏注采井間滲透率模型

1.2 純油相區(qū)滲流阻力數(shù)學(xué)表征

CO2驅(qū)替前緣到達(dá)生產(chǎn)井的井點位置前，注采井間的滲流阻力可以劃分為CO2與原油組成的CO2混相區(qū)和CO2驅(qū)替前緣尚未波及純油相區(qū)兩個區(qū)域，如圖2所示。

L為注采井間距離；rf為CO2混相驅(qū)的驅(qū)替前緣半徑

針對特低滲油藏注采井間特有的滲透率四臺階分布特征，CO2驅(qū)替前緣位于滲透率四臺階的不同區(qū)域時，CO2混相區(qū)和純油相區(qū)的滲流阻力需要通過分段函數(shù)的形式進(jìn)行表征。鑒于CO2混相區(qū)的混相黏度不易確定，而純油相區(qū)的原油黏度則等于原始地層原油黏度，因此，利用等值滲流阻力法對純油相區(qū)的滲流阻力進(jìn)行分段表征。

純油相區(qū)滲流阻力Ro的數(shù)學(xué)表征函數(shù)為

(1)

式(1)中：Ro為純油相區(qū)滲流阻力，MPa/(m3·d-1)；K1為注入井近井滲透率，10-3μm2；K2為注入井井間滲透率，10-3μm2；K3為生產(chǎn)井井間滲透率，10-3μm2；K4為生產(chǎn)井近井滲透率，10-3μm2；r1為注入井近井滲透率對應(yīng)距離，m；r2為注入井井間滲透率對應(yīng)距離，m；r3為生產(chǎn)井井間滲透率對應(yīng)距離，m；r4為生產(chǎn)井近井滲透率對應(yīng)距離，m；rf為CO2混相驅(qū)的驅(qū)替前緣半徑，m；L為注采井間距離，m；μo為原始地層原油黏度，mPa·s；h為儲層有效厚度，m。

1.3 注采井間滲流阻力數(shù)學(xué)模型

根據(jù)等值滲流阻力法，特低滲油藏CO2混相驅(qū)時，注采井間滲流阻力的數(shù)學(xué)模型為

(2)

式(2)中：Ro為純油相區(qū)的滲流阻力，MPa/(m3·d-1)；Rm為CO2混相區(qū)的滲流阻力，MPa/(m3·d-1)；R為注采井間的總滲流阻力，MPa/(m3·d-1)；qi為注入速度，m3/d；Pi為注入井的注入壓力，MPa；Pwf為生產(chǎn)井的井底壓力，MPa；Pf為CO2混相驅(qū)時驅(qū)替前緣位置處的混相壓力，MPa。

2 驅(qū)替前緣推進(jìn)方程修正

特低滲油藏CO2混相驅(qū)滲流阻力數(shù)學(xué)模型中，僅有驅(qū)替前緣位置rf一個未知數(shù)，可以借助前緣推進(jìn)基本公式Buckley-Leverett方程來求解。

Buckley-Leverett前緣推進(jìn)基本公式為

(3)

式(3)中：rf為CO2混相驅(qū)時的驅(qū)替前緣半徑，m；fg為氣相分流率，無量綱；Sg為氣相飽和度，無量綱；A為滲流截面面積，m2；φ為儲層孔隙度，無量綱；t為注入時間，d；qi為注入速度，m3/d。

鑒于CO2驅(qū)替過程中，部分CO2溶解于原油會引起CO2驅(qū)效率下降的問題，引入一個新的表征參數(shù)——CO2驅(qū)遲滯因子α，其數(shù)學(xué)表征函數(shù)為

(4)

式(4)中：So為油相飽和度，無量綱；Cgg為混相區(qū)中的氣相濃度，無量綱；Cog為混相區(qū)中的油相濃度，無量綱。

將式(4)代入式(3)，得到修正的Buckley-Leverett前緣推進(jìn)方程為

(5)

假設(shè)CO2驅(qū)替過程中，以恒定速度qi注入CO2，則式(5)可簡化為

(6)

式中：h為儲層有效厚度，m。

在驅(qū)替前緣位置rf處，由于f′(Sg)f和Sg(t)f都是定值，因此，利用Sg～f′(Sg)關(guān)系曲線求出f′(Sg)f，利用r～Sg關(guān)系曲線求出Sg(t)f，再代入式(4)即可求得α(Sg)f。因此，式(6)中僅有rf、qi、t三個參數(shù)為變量，其余參數(shù)均為已知量。

令：

(7)

將式(7)代入式(6)并化簡，得到驅(qū)替前緣位置rf的表達(dá)式：

(8)

3 特低滲油藏CO2混相驅(qū)注采系統(tǒng)保壓設(shè)計

3.1 CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)保壓設(shè)計方法

確保CO2驅(qū)替實現(xiàn)混相驅(qū)的先決條件為驅(qū)替前緣位置的地層壓力Pf不小于最小混相壓力MMP。根據(jù)特低滲油藏CO2驅(qū)滲流阻力數(shù)學(xué)模型式(2)，得到以下函數(shù)關(guān)系：

(9)

式(9)中：MMP為CO2混相驅(qū)時的最小混相壓力，MPa。

因此，CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)保壓公式為

(10)

聯(lián)立式(1)、式(2)、式(8)、式(10)，即可求出Ro、Rm、R、rf、qi、t等參數(shù)。其中，qi和t為保壓設(shè)計主控參數(shù)，計算結(jié)果可以作為CO2混相驅(qū)的開發(fā)技術(shù)政策界限。Ro、Rm、R、rf為保壓設(shè)計衍生參數(shù)，計算結(jié)果可以作為CO2混相驅(qū)的開發(fā)效果評價指標(biāo)。

3.2 CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)保壓設(shè)計參數(shù)計算

以長慶油田特低滲油藏M油藏的實際參數(shù)為依據(jù)，利用建立的保壓設(shè)計參數(shù)計算方法，進(jìn)行相關(guān)參數(shù)的計算和分析，參數(shù)取值如表1所示。

M油藏含氣率與含氣飽和度關(guān)系曲線如圖3所示，其中，f(Sg)為含氣率，隨Sg的變化而變化，f′(Sg)為f(Sg)的斜率。根據(jù)圖3可知，Sg-f(Sg)關(guān)系曲線的斜率與該曲線相交的交點A對應(yīng)的數(shù)值，即為CO2驅(qū)替前緣位置處的含氣飽和度Sgf=0.285。A點到Sg軸的垂線與Sg-f′(Sg)關(guān)系曲線的交點B對應(yīng)的數(shù)值，即為CO2驅(qū)替前緣位置處的f′(Sg)f=4。將該值代入式(4)，求得α(Sg)f=0.824 5；再聯(lián)立式(7)，求得a=5.464。

聯(lián)立式(1)、式(2)、式(8)、式(10)，即可求出Ro、Rm、R、rf、t、qi等參數(shù)，計算結(jié)果如圖4～圖6所示。根據(jù)圖4可知，驅(qū)替前緣到達(dá)注采井間任意位置時，純油相區(qū)的滲流阻力會大于CO2混相區(qū)的滲流阻力；兩者之間的差值，隨著驅(qū)替前緣越靠近生產(chǎn)井所在位置而遞減；但兩者的比值始終為一個定值，表明純油相區(qū)的滲流阻力與CO2混相區(qū)的滲流阻力的比值與驅(qū)替前緣位置無關(guān)。

圖4 滲流阻力與驅(qū)替前緣位置關(guān)系曲線

由圖5可知，隨著驅(qū)替前緣遠(yuǎn)離注入井井點位置的距離增大，注入總量呈逐漸增大的變化趨勢，注入時間呈先增大后減小的變化趨勢。注入時間與驅(qū)替前緣位置關(guān)系曲線的斜率即為前緣推進(jìn)速度的導(dǎo)數(shù)。因此，驅(qū)替前緣在注采井間的推進(jìn)速度是先降低后升高的，且注采井近井地帶的前緣推進(jìn)速度，明顯高于注采井間的前緣推進(jìn)速度。

圖5 注入總量和時間與驅(qū)替前緣位置關(guān)系曲線

由圖6可知，驅(qū)替前緣位置與CO2注入速度密切相關(guān)，驅(qū)替前緣位置遠(yuǎn)離注入井井點位置的距離越大，CO2注入速度則需越高。當(dāng)驅(qū)替前緣位置在注入井近井地帶和注入井井間范圍內(nèi)時，注入速度與驅(qū)替前緣位置的關(guān)系呈線性關(guān)系。當(dāng)驅(qū)替前緣位置在生產(chǎn)井井間范圍內(nèi)時，注入速度先呈線性關(guān)系增大，接著出現(xiàn)拐點呈指數(shù)關(guān)系增大，拐點位置靠近注采井距約3/4位置處。由于大于拐點的注入速度明顯超出施工的合理范圍，因此，在注采壓差一定的條件下，當(dāng)注采井距為200 m時，CO2混相驅(qū)的驅(qū)替前緣位置不能達(dá)到生產(chǎn)井近井地帶，最遠(yuǎn)只能到距離注入井約150 m處。

圖6 注入速度與驅(qū)替前緣位置關(guān)系曲線

綜上所述，注入速度是決定CO2混相驅(qū)可行性的關(guān)鍵指標(biāo)。注入總量和注入時間可以反映CO2混相驅(qū)的動態(tài)特征。純油相區(qū)與混相區(qū)的滲流阻力可以反映CO2混相驅(qū)的滲流特征，兩者滲流阻力的比值與驅(qū)替前緣位置無關(guān)，在整個滲流過程中始終為一個定值。

4 保壓設(shè)計參數(shù)影響因素分析

在CO2驅(qū)替過程中，CO2的注入速度對CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)的影響主要體現(xiàn)在驅(qū)替前緣位置方面，提高注入速度有助于推進(jìn)驅(qū)替前緣的位置。為探索開發(fā)措施對CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)的影響因素及影響程度，篩選了注采壓差、注采井距、注入井近井滲透率、生產(chǎn)井近井滲透率，這4項因素進(jìn)行單因素分析研究。

4.1 注采壓差

設(shè)計3種生產(chǎn)壓差ΔP=15、20、25 MPa，進(jìn)行CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)影響因素研究，注入速度、滲流阻力比值、注入時間、注入總量，4項保壓設(shè)計參數(shù)的計算結(jié)果如圖7所示。

圖7 注采壓差對保壓設(shè)計參數(shù)影響程度對比

根據(jù)圖7可知,在各滲透率區(qū)域內(nèi)，注采壓差越大，則注入速度越大，表明注采壓差對混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)有顯著影響。在各滲透率區(qū)域內(nèi)，純油相區(qū)與混相區(qū)的滲流阻力的比值隨著注采壓差的增大而增大，表明注采壓差對CO2混相驅(qū)的滲流特征有影響。在各滲透率區(qū)域內(nèi)，注入時間和注入總量隨注采壓差的變化剛好成反比關(guān)系，表明注采壓差對CO2混相驅(qū)的動態(tài)特征有影響。

4.2 注采井距

設(shè)計3種注采井距L=100、200、400 m，進(jìn)行CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)影響因素研究，注入速度、滲流阻力比值、注入時間、注入總量，這4項保壓設(shè)計參數(shù)的計算結(jié)果如圖8所示。

圖8 注采井距對保壓設(shè)計參數(shù)影響程度對比

根據(jù)圖8可知，除生產(chǎn)井近井地帶的注入速度明顯超出施工的合理范圍以外，在另外三個滲透率區(qū)域的驅(qū)替前緣位置處，注采井距變化對注入速度幾乎沒有影響，表明注采井距對CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)沒有影響。注采井距不同時，純油相區(qū)與混相區(qū)的滲流阻力的比值相同，表明注采井距對CO2混相驅(qū)的滲流特征沒有影響。注采井距不同時，在各滲透率區(qū)域內(nèi)，注入時間和注入總量隨注采井距的增大而增大，表明注采井距對CO2混相驅(qū)的動態(tài)特征有影響。

4.3 注入井近井滲透率

設(shè)計3種注入井近井滲透率：K1(1/2倍)=25 md、K1(原始)=50 mD、K1(1倍)=100 mD，進(jìn)行CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)影響因素研究，注入速度、滲流阻力比值、注入時間、注入總量，這4項保壓設(shè)計參數(shù)的計算結(jié)果如圖9所示。

圖9 注入井近井滲透率對保壓設(shè)計參數(shù)影響程度對比

根據(jù)圖9可知，除注入井近井地帶以外，在另外三個滲透率區(qū)域的驅(qū)替前緣位置處，注入井近井滲透率變化對注入速度沒有影響，表明注入井近井滲透率對CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)有一定影響，但影響程度較小。注入井近井滲透率不同時，純油相區(qū)與混相區(qū)的滲流阻力的比值相同，表明注入井近井滲透率對CO2混相驅(qū)的滲流特征沒有影響。在各滲透率區(qū)域內(nèi)，注入時間和注入總量不隨注入井近井滲透率的變化而變化，表明注入井近井滲透率對CO2混相驅(qū)的動態(tài)特征沒有影響。

4.4 生產(chǎn)井近井滲透率

設(shè)計3種生產(chǎn)井近井滲透率：K4(1/2倍)=10 mD、K4(原始)=20 mD、K4(1倍)=40 mD，進(jìn)行CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)影響因素研究，注入速度、滲流阻力比值、注入時間、注入總量，這4項保壓設(shè)計參數(shù)的計算結(jié)果如圖10所示。

圖10 生產(chǎn)井近井滲透率對保壓設(shè)計參數(shù)影響程度對比

根據(jù)圖10可知，除生產(chǎn)井近井地帶以外，生產(chǎn)井近井滲透率變化對注入井近井和注入井井間范圍內(nèi)的注入速度幾乎沒有影響，對生產(chǎn)井井間范圍內(nèi)的注入速度有明顯影響；表明生產(chǎn)井近井滲透率對混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)有一定影響，但影響程度較小。生產(chǎn)井近井滲透率不同時，純油相區(qū)與混相區(qū)的滲流阻力的比值相同，表明生產(chǎn)井近井滲透率對CO2混相驅(qū)的滲流特征沒有影響。在各滲透率區(qū)域內(nèi)，注入時間隨生產(chǎn)井近井滲透率的增大而減小，注入總量則沒有變化，表明生產(chǎn)井近井滲透率對CO2混相驅(qū)的動態(tài)特征有一定影響。

綜上所述，注采壓差對各項保壓設(shè)計參數(shù)的影響最大，注入井和生產(chǎn)井的近井滲透率對CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)的影響程度較小。但生產(chǎn)井近井滲透率對CO2混相驅(qū)的動態(tài)特征有一定影響，而注入井近井滲透率對CO2混相驅(qū)的動態(tài)特征沒有影響。注采井距對CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)幾乎沒有影響，但對CO2混相驅(qū)的動態(tài)特征有顯著影響。

5 應(yīng)用實例

5.1 M油藏CO2混相驅(qū)應(yīng)用圖版

通過枚舉法進(jìn)行CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)計算，繪制出特低滲M油藏在不同注采壓差條件下的CO2混相驅(qū)工程應(yīng)用圖版。

在M油藏的合理注采壓差范圍內(nèi)，設(shè)計5種注采壓差ΔP=10、15、20、25、30 MPa，分別繪制3種水平(Pi=35、40、45 MPa)條件下，CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)保壓設(shè)計的工程應(yīng)用圖版，如圖11所示。

圖11 不同壓差條件下M油藏CO2混相驅(qū)保壓設(shè)計

已知M油藏的井口最大注氣壓力為35.1 MPa，CO2最小混相壓力為32 MPa，目前井底流壓約為10 MPa。因此，選擇圖11(a)中的ΔP=25 MPa(Pi=35 MPa)這條線，作為M油藏CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)保壓設(shè)計參數(shù)的取值依據(jù)。

當(dāng)驅(qū)替前緣到達(dá)注采井間位置約150 m處之前，達(dá)到CO2混相驅(qū)所需提供的注氣速度僅為300 m3/d；當(dāng)驅(qū)替前緣位置超過150 m后，達(dá)到CO2混相驅(qū)所需提供的注氣速度將迅速增大；當(dāng)CO2混相驅(qū)的驅(qū)替前緣位置超過190 m后，驅(qū)替前緣幾乎不再隨著注氣速度的增大而增大。因此，選取190 m所對應(yīng)的注氣速度5 000 m3/d，作為M油藏CO2混相驅(qū)的保壓設(shè)計參數(shù)。

5.2 M油藏CO2混相驅(qū)開發(fā)效果預(yù)測

M油藏注氣前一直采取水驅(qū)開發(fā)，目前采出程度僅為8.41%。為了提高油藏最終采收率，以5 000 m3/d的注氣速度轉(zhuǎn)CO2驅(qū)開發(fā)。圖12所示為M油藏水驅(qū)和氣驅(qū)分別開發(fā)20年后開發(fā)效果對比的預(yù)測結(jié)果。

圖12 M油藏氣驅(qū)與水驅(qū)開發(fā)效果對比

水驅(qū)開發(fā)的目前采出程度8.41%，若繼續(xù)水驅(qū)開發(fā)，20年后的采出程度為14.35%。若轉(zhuǎn)CO2驅(qū)開發(fā)，20年后的采出程度為22.46%，氣驅(qū)比水驅(qū)提高8.1個百分點。采油速度方面，氣驅(qū)比水驅(qū)提高0.2～0.55個百分點左右，且峰值出現(xiàn)在轉(zhuǎn)注氣后的第3年。

6 結(jié)論

(1)基于特低滲油藏注采井間滲透率四臺階分布特性，建立CO2混相驅(qū)驅(qū)替前緣位于注采井間不同位置時，純油相區(qū)滲流阻力的分段表征函數(shù)。通過引入CO2驅(qū)遲滯因子，修正Buckley-Leverett前緣推進(jìn)方程，建立CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)保壓設(shè)計方法，得到注入速度、注入時間、注入總量、滲流阻力等保壓參數(shù)的計算方法。

(2)注入速度是CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)保壓設(shè)計的關(guān)鍵指標(biāo)，其數(shù)值大小決定了特低滲油藏實施CO2驅(qū)替能否實現(xiàn)混相。驅(qū)替前緣越接近生產(chǎn)井，所需的注入速度越高。因此在工程合理參數(shù)范圍內(nèi)，特低滲油藏實施CO2驅(qū)替無法實現(xiàn)全程混相驅(qū)，CO2混相驅(qū)驅(qū)替前緣的極限位置約在注采井距3/4位置處。

(3)注入時間和注入總量與注入速度、注采井距、驅(qū)替前緣位置密切相關(guān)，是保壓設(shè)計的參考指標(biāo)。滲流阻力可以反映CO2混相驅(qū)的滲流特性，其中，純油相區(qū)與混相區(qū)的滲流阻力的比值與驅(qū)替前緣位置無關(guān)，僅與注采壓差有關(guān)。

(4)在各項人為可控開發(fā)因素中，對保壓設(shè)計參數(shù)的影響程度由大到小依次為注采壓差、注采井距、生產(chǎn)井近井滲透率、注入井近井滲透率。因此，繪制了M油藏在不同注采壓差條件下的CO2混相驅(qū)保壓設(shè)計應(yīng)用圖版，來指導(dǎo)M油藏CO2混相驅(qū)注采壓力系統(tǒng)的保壓設(shè)計和開發(fā)實踐。