📝 摘要

CO₂注入提高采收率是一项成熟的技术。CO₂注入通常在高于最小混相压力的压力下进行，该压力由原油组成和油藏条件决定。最小混相压力是注入的CO₂与储层中剩余原油发生动态混相的最低压力。然而，许多油藏由于深度或地质条件限制，必须在低于最小混相压力的压力下作业。当CO₂在低于最小混相压力的条件下注入时，由于混相性的丧失，驱替效率会降低。因此，CO₂注入通常不被考虑用于这些油藏。近混相驱通常指在略低于最小混相压力的压力下发生的过程，但实际压力范围尚未明确定义。

本研究的目的是通过开展适当的实验工作和油藏模拟，研究近混相CO₂应用的可行性，并加深对近混相CO₂驱油机理的理解。本研究感兴趣的压力范围为0.8倍最小混相压力至最小混相压力。以堪萨斯州Arbuckle地层为例，展示了评估近混相条件下CO₂驱油的方法。用于评估Arbuckle油藏在低于最小混相压力条件下操作可行性的一套实验室实验包括：相态研究、岩心驱替实验以及使用CMG软件包构建相态模型。

相态研究用于表征近混相条件。通过细管驱替和膨胀/萃取实验来确定近混相范围以及该范围内负责采油的传质机理。构建了相态模型并进行了良好的调优，以模拟原油性质、CO₂/原油相互作用和细管实验结果。岩心驱替实验用于评估近混相范围内的采油效率。

初步实验工作表明，无法实现混相，但在近混相区域，白云岩岩心可采收水驱后残余油的65%-80%，砂岩岩心则为45%-60%。近混相范围内的主要采油机理似乎是原油中的烃类组分萃取/汽化进入富CO₂的气相，再加上由于原油粘度降低而增强的流度控制。这表明CO₂在油田的应用需要注入和回收大量的CO₂。需要进一步研究以确定此类工艺的经济可行性。然而，从Arbuckle油藏中额外采收多达10亿桶原油的前景具有巨大的经济潜力。

🖥️ CMG软件应用情况总结

 
 
项目 内容
所用软件 CMG WINPROP（相态模拟）、GEM（组分模拟器）
WINPROP用途 ① 构建相态模型 ② 状态方程参数调优 ③ 生成p-x相图
GEM用途 ① 一维细管模型数值模拟 ② 模拟最小混相压力 ③ 相对渗透率曲线调整
细管模型 一维线性模型，320个网格块，长度40 ft，孔隙度0.367，渗透率4900 mD
状态方程 Peng-Robinson EOS
流体组分 原始组分聚并为8个拟组分
模拟目标 匹配细管实验最小混相压力（110°F和125°F）

文中明确指出：WINPROP用于相态建模和状态方程调优，GEM用于细管实验的一维组分模拟。

📊 主要实验结果与结论

1. 细管驱替实验（最小混相压力测定）

 
 
温度 最小混相压力 (psig) 储层压力 (psig) 混相性
110°F 1,350 1,150 不可混相
125°F 1,650 1,150 不可混相

结论：在当前储层压力1,150 psig下无法实现混相，但细管实验采收率仍高达78%-83%

2. 近混相范围定义

  • 压力范围：0.8 × 最小混相压力 至 最小混相压力

  • 110°F下：1,100 – 1,350 psig

  • 125°F下：1,320 – 1,650 psig

3. 膨胀/萃取实验（110°F，3 cc油样）

 
 
压力 (psig) CO₂溶解度 (摩尔分数) 膨胀因子
0 0 1.00
~1,158 0.728（最大） 1.21（最大）
>1,158 — 下降（萃取开始）
2,035 — 0.608（收缩39.2%）

关键发现：

  • 最大膨胀发生在1,158 psig（CO₂溶解主导）

  • 超过1,158 psig后开始显著萃取（烃类被汽化进入CO₂富气相）

  • 萃取/汽化是近混相区域的主要采油机理

4. 温度对CO₂溶解度的影响

  • CO₂溶解度随压力增加而增加，随温度升高而降低

  • 萃取起始压力随温度升高而增加（105°F时1,159 psig → 125°F时1,260 psig）

  • 萃取速率在较低温度下更快（CO₂密度变化率更大）

5. 原油粘度降低（近混相区域）

  • 纯原油粘度随压力增加而略有增加

  • CO₂溶解后，原油粘度降低约5倍

  • 粘度降低改善了油与驱替液之间的总流度比

6. 三次CO₂驱岩心驱替结果（110°F，注入6 PV CO₂）

 
 
岩心类型 压力范围 (psig) 残余油饱和度降低 采收率（占水驱后残余油）
白云岩（Arbuckle/Baker） 1,100-1,350 Sorm ≈ 0.07-0.15 65%-80%
砂岩（Berea A1） 1,100-1,350 Sorm ≈ 0.21-0.29 45%-60%
砂岩（Berea A2，更高压差） 1,100-1,350 Sorm ≈ 0.13-0.26 约35%-60%

关键结论：

  • 白云岩采收率显著高于砂岩（可能由于润湿性差异）

  • 在当前储层压力1,150 psig下，Arbuckle白云岩可采收水驱后残余油的>60%

7. 细管 vs. 岩心驱替对比（110°F，1,150 psig）

 
 
实验类型 采收率（占原始油）
细管实验（1.2 PV CO₂） ~83%
岩心驱替（6 PV CO₂） ~35%

差异原因：粘性指进、窜流、岩心非均质性导致的绕流，以及岩心长度不足以形成混相过渡带

8. 二次CO₂驱 vs. 三次CO₂驱

 
 
驱替方式 初始含水饱和度 采收率
二次CO₂驱 ~40% 较高
三次CO₂驱（水驱后） ~75% 更高（Berea砂岩）

关键发现：在Berea砂岩中，三次CO₂驱采收率反而高于二次CO₂驱，与文献中部分结论相反。作者解释为：水的存在降低了CO₂的相对渗透率，与原油粘度降低共同作用，改善了油与CO₂之间的流度比。

🔧 状态方程调优结果

 
 
参数 初始值 最终值 调优目的
MW C26-C36+ 634 598 匹配油密度
CO₂体积移位 0 0.911 匹配饱和压力和膨胀数据
BIC (C7-C9)-CO₂ 0.15 0 匹配相行为
BIC (C10-C13)-CO₂ 0.15 0 匹配相行为
粘度相关参数#4 1.85 1.04 匹配油粘度
粘度相关参数#5 0.517 0.621 匹配油粘度

最大误差：粘度3%，密度1%，饱和压力7%，膨胀因子1%

✅ 主要结论

  1. 最小混相压力：110°F下为1,350 psig，125°F下为1,650 psig。在当前储层压力1,150 psig下无法实现混相。

  2. 近混相范围定义：0.8倍最小混相压力至最小混相压力，即110°F下为1,100-1,350 psig。

  3. 近混相采油效率高：细管实验采收率78%-83%；Arbuckle白云岩岩心可采收水驱后残余油的65%-80%。

  4. 主要采油机理：烃类组分萃取/汽化进入CO₂富气相 + 原油粘度降低（约5倍）带来的流度控制改善。

  5. 岩性影响显著：白云岩采收率（65%-80%）高于砂岩（45%-60%），可能与润湿性差异有关。

  6. 水量影响复杂：在Berea砂岩中，三次CO₂驱（高含水饱和度）采收率反而高于二次CO₂驱，与文献中部分结论相反。

  7. 经济潜力：Arbuckle油藏潜在可额外采收多达10亿桶原油。

  8. 代表性相态模型：成功构建了调优的Peng-Robinson状态方程模型，可用于近混相条件下的油田尺度组分模拟。

🏛️ 作者及单位信息

 
 
项目 内容
作者 Ly Huong Bui
学位 理学硕士（化学与石油工程）
授予单位 堪萨斯大学
导师 G. Paul Willhite 博士，Jyun Syung Tsau 博士
委员会成员 Aaron M. Scurto 博士
研究机构 堪萨斯大学 tertiary oil recovery project（TORP）
资助 Research Partnership to Secure Energy for America (RPSEA)、堪萨斯大学TORP
合作单位 堪萨斯地质调查局、Carmen Schmitt, Inc.（提供岩心和原油样品）
软件提供 Computer Modeling Group (CMG)

📖 研究区域与储层信息

 
 
项目 参数
研究区域 堪萨斯州Trego县Ogallah Unit，Arbuckle地层
深度 3,950 – 4,060 ft
储层温度范围 92°F – 130°F（平均约111°F）
储层压力 约1,150 psig（活跃水驱维持）
原油API重度 约36-38°API（根据组分估算）
沥青质含量 约0.93%
累计产量 Arbuckle地层已产21.9亿桶原油，占堪萨斯州总产量的36%
当前井况 >90%的井日产低于5桶

💡 创新点

  1. 首次系统定义了近混相压力范围（0.8×最小混相压力至最小混相压力）

  2. 综合利用细管实验、膨胀/萃取实验、粘度测量和岩心驱替，全面表征了近混相CO₂驱的相行为和采油机理

  3. 确定了近混相区域的主要采油机理为烃类萃取/汽化（而非CO₂溶解膨胀）

  4. 定量评估了不同岩性对近混相CO₂驱采收率的影响：白云岩（65%-80%）vs. 砂岩（45%-60%）

  5. 成功构建并调优了Peng-Robinson状态方程模型，最大误差控制在7%以内

  6. 揭示了Arbuckle油藏的巨大剩余油潜力：可能额外采收多达10亿桶原油

  7. 为低于最小混相压力条件下进行CO₂驱提供了实验依据和模拟工具

 
case16

发表评论