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碳酸盐岩油藏在我国分布广泛,主要以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间而基质部分基本不具备储存油气的能力。在塔河油田碳酸盐岩油藏在油田二次采油过程中,针对注水开发中含水率不断升高,油井产能明显降低的情况,于2012年开始了注氮气先导试验研究,通过注氮气动用构造顶部的剩余油,在现场取得了良好的增油效果。但是在注气过程中凸显出的高压注气工艺技术问题,限制了油田注气开发技术的推广。本文针对塔河油田高压注氮气工艺技术中井筒温度压力预测的问题,开展了相关研究,主要研究工作:通过文献调研拟合了新的氮气相态图版,通过对比状态方程,优选出计算氮气热物性参数的Span-Lemmon(S-L)方程。通过对传统井筒非稳态模型进行研究,指出其在构建模型考虑假设条件的不足,而本文根据传热学原理构造出边界条件,结合能量守恒定律,建立了同时考虑导热系数和对流换热系数的非稳态温度模型;同时根据连续性方程和运动方程建立得到了实际流体运动的瞬态压降模型,通过有限差分离散模型,并采用“追赶法”进行数值求解;将该模型与经典的Eickmeier模型(E模型)和曾冀模型(Z模型)的温度计算结果进行了对比分析和验证;同时根据文献当中的数据,对模型进了多种影响因素的分析,得到了以下结论和认识:(1)在计算氮气的物性参数时采用立方型状态方程计算的误差会比较大,应选用高精度的S-L方程;(2)新建立的井筒温度模型,同时考虑了热传导与对流换热作用,改进了传统模型的缺点,提高了注气过程中对井筒温度、压力及物性参数的预测精度;(3)通过新模型与E模型和Z模型在不同注入时间条件下的计算结果的对比研究,发现新模型预测的井筒温度变化规律与E模型与Z模型基本一致,预测温度基本处于二者之间,验证了模型的合理性及准确性;(4)注入温度、排量一定时,井口注入压力越高,井底压力越高,但是注入压力对井筒温度分布的影响不大;(5)注入温度、压力一定时,增加注入排量时井筒摩阻升高,井底压力变化不大,说明增加排量产生的气柱的压力与摩阻作用几乎相互抵消;(6)随着注入时间的增加,井底温度逐渐降低并趋于稳定值;在径向上,随着时间的增加,井筒径向(从远端到井筒)的地层温度逐渐降低,受扰动的地层距离随时间越来越远,表现出“温降漏斗”的特征,其中,越靠近井壁温降幅度越大,反之,“远端”较小;(7)若实际当中,考虑直接以液氮的方式注入,可以在较低的井口注入压力下实现较高的井底注入压力;