胜利油田CO2驱油技术现状及下步研究方向

2020-07-06曹绪龙吕广忠

油气藏评价与开发 2020年3期

曹绪龙，吕广忠，王杰，张东，任敏

（中国石化胜利油田分公司，山东东营257000）

胜利油田中—低渗油藏（渗透率＜100×10-3μm2）资源丰富，开发潜力大。截至目前，探明地质储量12.67×104t，控制储量3.02×104t。其中，未动用探明储量3.72×104t，受埋藏深、物性差、丰度低等影响，常规水驱开发难以动用，亟需单控储量相对较高的有效开发方式；已动用储量单井产液能力低（日产液8.8 t），采收率低（18.9%），亟需寻求新的能量补充方式和提高采收率方法。

作为一种优选的驱油剂，在130 ℃、30 MPa 油藏条件下CO2黏度低（0.05 mPa·s），是同条件下水黏度的1/5，同时，CO2与边界层间内摩擦力极小，且不存在新边界层形成的问题，注入能力强，是补充低渗储层能量的良好介质。超临界CO2和原油混相后，可降低界面张力，克服贾敏效应，有效动用小孔喉原油，大幅度提高驱油效率[1-2]。因此，CO2驱是提高低渗油藏动用率和采收率的重要技术。

国外自20 世纪50年代开始，在CO2驱开发理论和矿场应用等方面进行了大量研究工作[3]，CO2驱成为重要的提高采收率方法，技术相对成熟，已经规模化应用。1952年，WHORTON 等[4]获得了第一项利用CO2采油的专利权；1958年，壳牌首先在Permian盆地试验注CO2驱油[5]；1972年，首个商业项目在美国德州Kelly-Snyder 油田实施[6]。20 世纪70年代以来，国外CO2驱提高采收率技术得到了快速的发展，美国和前苏联等国家都进行了大量的CO2驱工业性试验，取得了显著的经济效益，采收率可以提高10%～25%[7-8]。得益于减税政策的支持，20世纪80年代，美国开发了多个CO2气田，并建成了长距离CO2输送管道，为油田开展CO2驱油提供了稳定气源，CO2驱油技术得到进一步推广和发展[9]。

国内自20世纪60年代开始开展CO2驱油理论与技术研究[10]。1963年，大庆油田首先进行了CO2提高石油采收率的方法探索，并于1969年在葡I4-7层和萨南东部过渡带进行了矿场试验，形成了对CO2驱油方法可行性的初步认识。受CO2气源不足、CO2驱矿场规模小、气窜和腐蚀等问题影响，2000年之前，CO2驱油技术一直发展缓慢。自“十一五”以来，国家和中国石化、中国石油等各大油气公司高度重视CO2捕集、驱油和埋存技术研发，针对中国陆相油藏的原油特点和储集层特征，相继设立了多个不同层位的CO2驱油与封存的相关研发项目，包括国家重点基础研究发展计划（973 计划）、国家高技术研究发展技术（863 计划）、国家重大科技专项以及各大油气公司设立的重大支撑配套项目。经过多年攻关，基本形成了适合我国陆相沉积油藏的CO2驱油理论、油藏工程优化设计、注采输出工艺和CO2循环注入等系列技术。同时，中国石油吉林油田、大庆油田、长庆油田，中国石化华东油气分公司、胜利油田、中原油田和延长油田等开展了大量CO2驱先导试验和推广应用。

对胜利油田CO2驱油技术发展历程、CO2驱技术的最新进展与CO2驱油矿场试验区的实施情况及应用效果进行系统阐述，并针对CO2驱技术发展所存在的问题以及矿场试验取得的经验和教训，提出了CO2驱技术下一步的发展方向，为形成一套适合我国陆相沉积油藏特征的CO2驱开发理论和技术体系，扩大CO2驱油应用规模提供借鉴和参考。

1 胜利油田CO2驱提高采收率技术的发展历程

自20 世纪60年代以来，胜利油田持续开展CO2驱提高采收率技术攻关，先后经历了室内实验研究、关键技术攻关和先导试验/扩大试验三个阶段，初步形成具有胜利特色的CO2驱配套技术。

1）第一阶段：CO2驱室内研究阶段（1967—1995年）

1967年4月，胜利油田开展了CO2驱提高稠油采收率的室内实验研究工作，实验结果表明：15.1 MPa条件下，CO2可使孤岛原油黏度降低91 %；先注0.1PV 的CO2再注水，可使无水期采收率提高9.5%；若将同体积的CO2与水分散交替注入，则最终采收率将提高17.4%。

1968年，针对滨南平方王油田油层灰质含量高、渗透率低的特点，为使CO2资源就地利用，改善该地区的注水效果，开展了注碳酸水的室内实验。将平方王油田的岩心用CO2浓度为2.6%的碳酸水经150 PV 冲刷后，使水相渗透率提高了3.2 倍，实验表明，碳酸水驱油的采收率可增加5%。

1978年，开始CO2混相驱试验研究，并列入石油化学工业部“六五”科技攻关项目。引进了长观察窗PVT 仪及RUSKA 混相仪，开展了CO2-甲烷体系相态、CO2对原油的混相萃取实验和混相特征研究，初步探讨了CO2驱油机理，为CO2驱油技术的发展奠定了基础。

2）第二阶段：CO2驱关键技术攻关阶段（1996—2006年）

为提高CO2吞吐和CO2驱的成功率，利用有限的CO2资源获得最大的经济效益，开展了CO2吞吐和CO2驱提高采收率机理、CO2近混相驱室内实验研究，制定了筛选条件，攻关CO2驱油藏工程优化设计技术、气窜控制技术和防腐防垢等技术，为CO2矿场试验奠定了基础。

1998年9月，垦利油田垦153-斜2井为胜利油田第一口注CO2吞吐试验井，注入65 t 液态CO2。注气前，日产液为9.2 t，日产油为5.1 t；注气后，日产液为23.6 t，日产油为10.3 t，累积增油5 781 t。自1998年开始，在东辛、桩西、滨南和纯梁等采油厂进行了CO2单井吞吐增油技术试验，平均单井增产原油500 t以上。

2001年，依托《大芦湖油田樊124 块二氧化碳驱技术研究》项目，首次全面、系统的进行了CO2混相驱室内实验研究，包括相态特征研究、长细管驱替实验研究、长岩心物理模拟实验研究、CO2混相驱过程中沥青质沉淀析出的条件和石蜡析出温度的变化规律的研究。樊124 块CO2驱实验结果表明：樊124 地层油与CO2有较好的互溶性，在29 MPa条件下，1 t原油可溶解326 m3标准状况的CO2，原油体积膨胀了46.6 %，原油黏度下降了36.7 %，最小混相压力为25.9 MPa，对比初期气水交替注入的方式，采收率提高了16%以上。

3）第三阶段：CO2驱先导试验/扩大试验阶段（2007—2019年）

2007年，依托中国石化科技项目《低渗透油藏CO2驱提高采收率先导试验》在纯梁采油厂高89-1块开展CO2驱先导试验，部署10 注14 采的CO2驱五点法井网，采用纯CO2气体连续稳定注入的方式进行开发，采收率预计可由8.9%提高到26.1%，提高了17.2%。截至2019年底，累积注入31×104t的CO2，累积增油8.9×104t，区块采出程度为15.7%，中心井区为18.4%（提高了9.5%）。通过技术集成与创新，初步形成CO2驱适应性评价体系和评价方法、CO2驱室内实验技术、CO2驱油藏工程优化设计技术、CO2驱注采工艺、地面工程技术和燃煤电厂烟气CO2捕集纯化处理技术等，建成国内外首个工业化规模燃煤电厂烟气CO2捕集、驱油与地下封存的全流程示范工程，实现CO2减排与提高石油采收率的双重目标。

在高89-1 块开展CO2驱先导试验成功的基础上，陆续在高89-1块、高891块、高899块、樊142-10块、商853 块和桩23 块等建立CO2驱油开发单元，覆盖地质储量730×104t，注气井24口，生产井60口，预计平均提高采收率10%以上，产量占比逐年增大，成为胜利油田低渗透油藏在低油价下稳产、上产的重要保障。

2 特低渗透油藏超前注CO2混相驱技术

2.1 超前注CO2混相驱开发技术机理

2.1.1 注气增能机理

物理模拟和数值模拟表明：随着超前CO2注入量增加，地层压力逐步增加，混相能力和范围增加，驱替类型由“非混相驱”变为“混相驱”。随着压力增加，CO2在原油中的溶解度增加（图1），原油体积系数增加，储存能量增加了液体内的动能；当地层压力下降后，CO2在原油中的溶解度减少，CO2从原油中分离出来，液体内产生气体驱动力，维持地层压力。

图1 CO2溶解度和压力关系曲线Fig.1 Relation between CO2 solubility and pressure

2.1.2 传质增效机理

在一定油藏条件下，CO2处于超临界状态，密度近于液体，黏度近于气体，扩散系数是液体的100 倍。一方面，通过CO2与原油的传质，改善了原油的性质，可以大幅度降低原油黏度和界面张力，改善宏观波及效率；另一方面，CO2通过扩散进入较小孔隙后，溶胀作用可使小孔隙中的原油得到有效的动用，进而改善微观波及效率。长岩心驱油实验表明（图2），不同压力保持水平下，随着压力和采收率增加，气窜出现得越晚。

图2 压力保持水平与采收率和气体突破时间对比Fig.2 Comparison of pressure level with recovery ratio and gas breakthrough time

CO2与原油接触时间越长，传质作用越强，压力和组分分布越均匀，合理的注入速度使混相压力前缘和组分前缘达到最优匹配，可充分发挥传质作用，最大幅度降低界面张力、原油黏度，增加驱油效率。利用油藏数值模拟技术，研究了不同注入速度条件下压力、CO2组分和黏度分布规律（图3），可以看出，相同注入量下，注入速度过大致使压力场、组分场、黏度场分布不均衡，会造成CO2过早气窜，影响最终采收率。

图3 注气速度与压力场、组分场、黏度场分布Fig.3 Distribution of gas injection speed and pressure field,composition field,viscosity field

2.2 超前注CO2优化设计技术

超前注CO2优化设计指通过混相能力（地层压力/最小混相压力）、超前注入速度和注采方式优化，实现压力（水平、分布和前缘）和CO2（注入量、分布和前缘）的适配，使CO2均衡驱替，达到提高经济效益和采收率的目标。

2.2.1 混相能力优化

通过建立井组模型，综合考虑技术和经济因素，以采收率和换油率（增油量/累积注气量）为综合评价指标，优化了不同渗透率下的合理混相能力。数值模拟结果表明：同一渗透率条件下，随着压力恢复水平的升高，采收率逐渐增加；当混相能力达到1附近时，随着混相能力增大，采收率提高幅度变缓，换油率则呈现先升高后降低的趋势；当混相能力为1～1.1时，存在拐点（图4）。

图4 换油率随混相能力变化曲线Fig.4 Variation curve of oil exchange rate with miscible ability

2.2.2 注入速度优化

室内研究表明，CO2通过扩散和弥散等传质作用，可大幅度提高宏观驱油效率和波及效率。CO2传质作用受两个因素影响，即CO2组分前缘和最小混相压力前缘。当注入速度较慢时，CO2组分前缘滞后于最小混相压力前缘，CO2与地层原油接触较少；随着注入速度增快，CO2组分前缘与最小混相压力前缘之间的距离逐渐减少，CO2与地层中更多原油发生作用；继续提高注入速度，CO2组分前缘超过最小混相压力前缘，最小混相压力前缘的CO2越多，发生传质作用的CO2就越少。

实际生产时，油田在前期具有较高的采油速度，因此，从经济角度分析，注气速度越快，恢复压力所需时间越短，越有利于尽快收回投资。然而，较高的注气速度也存在两方面的问题：①CO2组分前缘超过最小混相压力前缘，发生传质作用的CO2就越少，CO2传质增效作用难以发挥；②高注气速度会使储层存在被压裂开的风险。

图5 为不同渗透率和油层厚度下合理注气速度图版。研究结果表明：渗透率越高，油层厚度越大，合理注气速度越快。基于注气速度图版设计方案时，可以根据渗透率和油层厚度确定合理注气速度。樊142-7-斜4 井组渗透率为1.2×10-3μm2，油藏厚度为9.2 m，可以确定初期合理注气速度为15 t/d。

图5 合理注气速度图版Fig.5 Plate of reasonable gas injection speed

2.2.3 注采方式优化

通过长岩心驱替实验，对脉冲注入、恒速注入、交替注采等注采方式进行了优化。结果表明：注入速度一致时，交替注采方式驱油效率最高，脉冲注入次之，恒速注入最低。这是由于三种注入方式下，CO2在岩心中扩散时间不同。以恒速注采为基准，交替注采增加了CO2气体与岩心孔隙流体的接触时间，从而使得扩散时间变长，驱油效率得到了提高。而脉冲注采由于注入速度的增加，导致CO2气体与岩心孔隙流体的接触时间变短，扩散时间变短，使得CO2气体未经充分扩散便被后续注入气体向出口端推进，驱油效率降低。因此，对于超前注CO2混相驱，最佳注采方式是交替注采方式，其次是脉冲注入方式。

2.3 超前注CO2混相驱矿场应用

樊142-7-斜4 井组位于正理庄油田樊142-10块（图6），东北部发育坝砂，西南部发育滩砂，含油面积为0.94 km2，地质储量为32.6×104t，渗透率为1.2×10-3μm2，注气井1 口，油井6 口，注采井距为243～676 m。方案设计地层压力保持水平为混相压力的1.3倍，采用连续注入方式，设计CO2注入速度分别为15、20、25、30 t/d，预计提高采收率14%。

2013年6月开始注气，注气前地层压力为17 MPa，6口油井关井恢复地层压力，注气速度为15～30 t/d。截至2016年底，CO2累积注入量为1.9×104t，油井地层压力恢复至33.7 MPa，地层压力与混相压力的比值为1.07。

图6 樊142-7-斜4井组井位Fig.6 Well location of F142-7-X4

井组注气后，持续进行了地层压力监测、井流物组分分析，实时分析地层压力、组分分布及前缘推进情况，确定油井的开井时机，根据压力、组分分布及前缘情况进行油气井动态调控，确保井组注CO2的开发效果。2016年11月以来，樊141-1井、樊142-6-3井和樊142-6-2井先后开井，三口井皆自喷生产，产量为5～6 t/d，远大于注气前产量（泵抽1 t/d）。截至2019年12月，井组CO2累积注入量为3.9×104t，累积增油量为0.7×104t，阶段累积注入量为1.9×104t，每注入1 t CO2，原油增产0.37 t。

3 降低混相压力技术

3.1 降低最小混相压力的机理

在CO2与原油接触混相过程中，驱替前缘处的原油与CO2混合部分的黏度下降显著（图7），对于原油具有极强的抽提性和溶解性，此混合部分的出现对原油驱替效果的影响十分显著。

图7 细管实验中黏度变化场Fig.7 Change field of viscosity in thin tube experiment

当油藏最小混相压力过高时，可借助加入化学剂，促使CO2与原油混合部分更易产生原油与CO2混相，从而显著改善CO2非混相驱油效果，达到降低最小混相压力和提高采收率的目的。此化学剂应具有与CO2流体互溶的能力，通过改变CO2流体热力学性质，增强CO2混溶原油的能力，当油藏最小混相压力过高时，原本无法形成混相的原油与CO2体系，通过加入化学剂后形成混相或达到混相驱替的效果。

3.2 降低最小混相压力体系研究

3.2.1 增效剂优选

增效剂之所以能够增强CO2与原油间的混相程度，是因为加入的化学剂能够通过改变CO2的密度、极性等物理性质，从而改变二者的相平衡，即增效剂能够增大CO2中的原油组分。根据超临界状态下，CO2的溶解特性以及地层驱油的实际情况，综合考虑增效剂的极性、水性、沸点、凝点、稳定性及毒性等因素，优选出增效剂DJY13。加入增效剂后，平衡体系气相中C3-C15的含量增加了3 倍（图8），表明增效剂能大幅度提高CO2的抽提能力。

图8 平衡体系中气相组分变化曲线Fig.8 Variation curve of gas phase composition in balance system

3.2.2 增溶剂

CO2与原油在没有混相时，维持原始的热力学相平衡状态。加入增溶剂后，原有平衡的分子间相互作用，发生改变，直至新的分子间相互作用，达到新的热力学相平衡稳定状态。这使CO2与原油的非混相平衡状态更趋向于混相平衡状态，从而达到促进CO2与原油混相的目的。

增溶剂分子包含亲CO2基团与亲油基团，两种基团分别与CO2和原油分子接触。加入增溶剂前，气液两相中CO2与原油直接作用，维持一个热力学相平衡状态；加入增溶剂后，由于增溶剂与CO2和原油溶解的能力不同，增溶剂更易将CO2分子“拖拽”至原油。因此，第三组分分子作为纽带增强了CO2与原油分子间相互作用，达到新的热力学相平衡状态，使CO2与原油的非混相平衡状态更趋向于混相，达到促进CO2与原油混相的目的，这就是增溶剂的微观作用机理。为了促进CO2与原油的混相或混溶，增溶剂可根据分子的极性及链长设计，达到改善CO2与原油混相条件的目的。合成的增溶剂应包含苯环基团、酯基、长碳链等，并且是具有一定对称程度的分子，其基本结构如下：

其中，R1和R2分别为长度不等的直碳链；苯环基团的作用是作为分子主体骨架，促进增溶剂与原油混溶；酯基与CO2结构类似，可促进增溶剂与CO2相互作用；而不同长度的碳链可以调节增溶剂与两相的混溶能力，即可通过调整碳链长度，定向地将分子设计为增溶剂；通过调节分子极性，还可促进分子与CO2相互混溶的能力。

基于以上原理，设计合成了增溶剂S6，图9为加入不同增溶剂后，原油中CO2的溶解情况。结果表明：增溶剂S6 具有最佳的增溶效果，在油藏温度、压力范围内，CO2在原油中的溶解能力增强了1.5倍。

图9 平衡体系中油相中CO2质量百分比Fig.9 CO2 mass percent in oil phase of balance system

3.2.3 降低混相压力体系研制

在CO2与原油体系中加入化学助剂可有效地改善CO2与原油间的互溶度，增强CO2非混相驱油效果，达到降低最小混相压力和提高采收率的目的。然而单一的化学助剂往往仅具备增效和增溶两种作用中的一个，因此，需要将增效剂和增溶剂进行复配，通过调整配比来实现增效和增溶两种性能之间权重大小的可调控，使复配体系达到兼顾增效和增溶的作用。

通过长细管实验研究了增效剂DYJ13和增溶剂S6 不同配比时对混相压力的影响。结果表明：当DYJ13∶S6为3∶7时，混相压力降低幅度最大，混相压力可以由31.65 MPa 下降到24.6 MPa，降低幅度达到22%。

3.3 降低混相压力体系的矿场应用

利用室内物理模拟实验，对降低混相压力体系的注入时机、注入浓度、注入方式和段塞尺寸等进行了优化设计（图10）。结果表明：最佳注入时机是先注入降混相压力体系再注CO2，注入浓度为25%，注入方式为段塞注入，段塞尺寸为0.05 PV。

图10 注入参数优化Fig.10 Optimization of injection parameter

基于以上优化结果，在高891-12 井组进行了矿场试验。2019年4月，在高891-12 井注降混相压力体系100 t，周围3 口井产量增加了50 %，有效期为4～6个月。

4 面临的挑战及下步方向

4.1 CO2驱规模应用面临的挑战

与国外CO2驱相比，胜利油田CO2驱面临三个挑战：①油藏条件和原油性质决定了CO2与原油混相压力高。国外实施CO2驱的区块原油性质好，混相压力一般低于12 MPa；胜利油田的原油重质组分含量高、黏度大、密度高、温度高，混相压力一般在30 MPa 左右。②油藏非均质性强，CO2驱易气窜。国外CO2驱主要用于水驱效果较好的中低渗油藏，水驱后转CO2气水交替驱，利于控制气窜；胜利油田主要用于水驱无法正常开发的低渗透、特低渗透油藏，衰竭开采后能量补充差，非均质强，易气窜，同时采取连续注气、间歇注气，不利于气窜的控制。③低成本气源匮乏、运输成本高。以美国为例，CO2主要来自天然CO2气田，成本低于200 元/t，输送方式以管道输送为主，运输成本为0.06元/（t·km）。胜利油田的CO2气源则是由高碳天然气分离（450～650 元/t）或燃煤电厂捕集处理（500～850元/t），CO2输送方式采用罐车，运输成本为1元/（t·km）。

4.2 CO2驱开发对策

转变发展方式，降低源头成本，是实现CO2驱效益开发的关键问题。应对三个挑战的对策是实现三个转变：一是转观念，聚焦混相驱开发，研究由满足混相压力转向降低混压，通过CO2与化学剂相结合发展化学增效，CO2驱油技术由原来的单一注气提升地层压力改为超前注气和化学剂降低混相压力并重的复合手段；二是转思路，拓展CO2驱领域，由提高特低渗油藏采收率转向提高中低渗油藏采收率和提高特低渗油藏动用率并重；三是转方式，注重节约气源成本，由用天然气源转向找工业尾气，基于天然气源不足的状况，转向与齐鲁石化第二化肥厂、青州宇信钙业、山东联盟化工等CO2排放企业积极合作，获得廉价CO2工业尾气，在利用CO2的同时减排，实现经济效益和社会效益双赢。

4.3 下一步研究方向

4.3.1 深化CO2驱提高石油采收率的相态理论

胜利油田原油类型和组成相对复杂，开展CO2混相驱过程中的CO2-地层油体系的相态特征及其影响因素研究，建立CO2与复杂烃类物质构成的多组分体系相态及相态表征方法，分析CO2混相采油过程中地层油物理化学性质及其与压力和温度的敏感性、轻组分抽提与重组分沉积特点等，平衡相态过程中的相态理论、动态过程中的相态理论、多孔介质中（微观尺度）的相态理论和完善适合胜利油田原油与CO2的状态方程的建立和发展，为CO2驱油藏数值模拟提供技术支撑。

4.3.2 低成本扩大CO2驱波及体积技术

CO2驱油是一种有效提高采收率的方法[11-16]，理论上驱油效率接近100%，但是，CO2相对原油，具有低黏度、低密度与储层的非均质性特征，黏性指进和重力超覆等问题大大降低了CO2的波及系数，实际油藏的CO2驱提高采收率仅维持在7%～20%。如何扩大波及体积大幅度提高石油采收率是CO2驱面临的一大挑战。

低成本扩大CO2驱波及体积技术是通过向油层注入低流度物质占据CO2流动通道或者通过改变CO2注采工作制度使流线发生改变，从而起到抑制CO2窜流的作用。WAG（水气交替）注入技术、CO2泡沫调驱技术和CO2增稠技术是典型的扩大气驱波及体积的技术。以CO2水气交替为例：一方面，CO2与水形成贾敏效应，改变液流方向，提高波及体积；另一方面，有效地控制了驱替流体的流度，实现了注CO2提高微观驱油效率和注水提高宏观波及系数的有机结合，进而提高了原油采收率。

4.3.3 CO2非完全混相驱研究的发展

传统CO2驱混相理论认为，地层压力低于最小混相压力的油藏都属于非混相驱。但是，与中高渗透油藏不同，低渗透油藏注采井间压力变化较大，注入井底附近压力一般大于40 MPa，远大于最小混相压力；而在生产井底附近的压力为15 MPa左右，又远小于最小混相压力，这就意味着注入井附近为混相驱，生产井附近为非混相驱。因此，低渗透油藏压力空间变化对CO2混相状态产生的影响不能忽视，用单一的混相或非混相定性描述CO2驱替过程，不能完全反映混相状态的分布，具有较大局限性。

CO2非完全混相驱目前尚处于攻关阶段[17-19]，应重点加强含水和微纳米孔隙对混相状态的影响，CO2非混相驱替机理，优化设计方案，非混相驱替三相的相渗曲线响应特征、非混相驱开发特征曲线及见效特征，CO2突进，窜流规律及改善波及效率方法研究，进一步提高CO2驱开发效果。

4.3.4 气窜通道识别、描述及预警技术研究

受储层非均质、重力超覆和不合理的注采制度等影响，气窜是CO2驱过程中普遍存在的生产问题。气窜通道的识别和描述主要借助于昂贵的现场测试，缺乏一套基于生产动态资料分析的气窜通道高效识别和描述方法。同时，目前研究仅仅是针对气窜通道形成后的识别和描述，无法在气窜通道形成前对气窜进行预警。针对不同油藏地质条件及开发阶段气窜通道的形成与演化规律所表现出的生产动态响应，需要建立大量基础模型，利用数值模拟分析不同地质及开发条件下气窜类型、气窜通道位置、气窜通道形态等来明确对应的生产动态响应特征，结合理论分析和实验研究结果，形成大数据学习知识库，采用大数据深度学习算法，建立气窜通道识别、描述及预测模型，实现气窜形成前的预测及气窜形成后的识别，指导现场生产。