📝 摘要

非常规液体油藏的特点是基质渗透率比常规油藏低几个数量级。多级水力压裂和水平钻井技术的结合通过增强井筒与基质的连通性，提高了这些致密油藏的整体盈利能力。然而，在一次采油条件下，采收率仍然仅在5%至10% 的范围内。考虑到如此庞大的资源基础，即使是微小的产能提升也可能带来数十亿桶的额外石油。因此，开发一种适用于非常规油藏的可行提高采收率技术的必要性是显而易见的。

本研究评估了CO₂作为致密油藏提高采收率剂的技术可行性。在高于最小混相压力的条件下，CO₂与原油混相，导致毛细管力降低，从而实现高的局部驱替效率。CO₂的混相压力也显著低于其他气体所需的压力，这使得CO₂混相注入在广泛的储层压力条件下都是可行的。

岩心驱替实验从平均孔隙度为7.5%、渗透率为1.8μd的Bakken岩心中采出了超过70% 的原始原油。采用双能CT扫描作为额外工具来可视化岩心尺度的流体流动和分布。我们发现，在较低的能量水平下，X射线的光电吸收机制占主导地位，能更好地捕捉CO₂穿透的影响。另一个有趣的观察结果是：CT数的变化在生产早期比后期更大。可能的解释包括：1）生产早期可能尚未完全实现混相；2）较轻的烃类组分优先与CO₂一起产出，留下密度较大的较重组分。

为了解读岩心驱替实验中的采油机理，构建了数值组分模型以重现实验结果。轻烃组分汽化进入CO₂相被证明是主要的采油机理。其他控制因素包括再加压、原油膨胀、粘度和界面张力降低。与实验室实验的历史拟合引入了额外的复杂性，例如岩石非均质性和促进垂直于岩心长度方向流动的裂缝的存在。为了精确匹配驱替过程，需要解决上述问题。

🖥️ CMG软件应用情况总结

 
 
项目 内容
所用软件 CMG GEM（组分模拟器）、WINPROP（相态模拟）
GEM用途 ① 构建实验室尺度组分流动模型 ② 历史匹配岩心驱替实验 ③ 理解混相CO₂驱替机理
WINPROP用途 ① 组分聚并（12个拟组分） ② 状态方程参数调优 ③ 泡点压力和最小混相压力计算
模型类型 单孔隙度笛卡尔网格（14×7×7）
岩心尺寸 直径1英寸，长度2英寸
基质孔隙度 7.5%
基质渗透率 1.8 μd
状态方程 Peng-Robinson EOS（带体积校正）
粘度模型 Modified Pedersen Corresponding States模型
扩散系数 Sigmund (1976) 相关性
模拟时间 10天

文中明确指出：CMG GEM用于组分流动模拟，WINPROP用于相态行为和流体性质建模。

📊 主要实验结果

1. 岩心驱替采油率

 
 
参数 数值
岩心孔隙度 7.5%
岩心渗透率 1.8 μd
CO₂注入压力 1,500 psi（入口）
回压 1,300 psi（出口）
温度 38°C
驱替压差 200 psi
最终采收率 >70% OOIP
注入孔隙体积 约6 PV

关键观察：注入了近6倍孔隙体积的CO₂才采出70%的原油，表明基质非均质性和低渗透性导致了局部波及效率的降低。

2. 最小混相压力测定（铝管实验，38°C）

 
 
压力 (psi) 现象
环境压力 油与CO₂有明显界面
1,000 CO₂溶解，油相膨胀
1,100 界面开始模糊
1,200 界面完全消失，形成单相

结论：在38°C下，Bakken死油与CO₂的MMP为1,200 psi。

3. 双能CT扫描关键发现

 
 
能量水平 主导衰减机制 CO₂穿透检测效果
140 keV 康普顿散射（依赖电子密度） 较差（油与CO₂密度相近）
80 keV 光电吸收（依赖有效原子序数） 更好

重要观察：CT数的变化在生产早期比后期更大。可能原因：1）生产早期可能尚未完全实现混相；2）轻烃优先产出，留下密度更大的重烃。

🔧 流体模型与相态

组分聚并（12个拟组分）

 
 
组分 活油摩尔分数 闪蒸后液体摩尔分数
CO₂ 0.00260 0.000077
N₂-CH₄ 0.25056 0.001964
C₂H₆ 0.11868 0.008464
C₃H₈ 0.09758 0.024614
iC₄-nC₄ 0.06399 0.043140
iC₅-nC₅ 0.04029 0.052753
FC₆ 0.03379 0.059224
C₇-C₁₀ 0.18346 0.377686
C₁₁-C₁₃ 0.07872 0.162698
C₁₄-C₁₇ 0.06091 0.125923
C₁₈-C₂₁ 0.03244 0.067065
C₂₂+ 0.03696 0.076414

泡点压力回归

 
 
参数 模型预测 实验数据 误差
饱和压力 (psia) 1,991.5 1,986 <0.3%

最小混相压力计算（38°C，死油）

 
 
方法 MMP (psia)
特征线法 1,069.5
多混合单元法 1,175.5
实验测量 1,200

📈 数值模拟结果

历史拟合结果

  • 模型能够较好地匹配总体产油量和采收率

  • 但早期生产阶段（CO₂扩散为主要机理）的匹配不够理想

  • 可能原因：忽略了基质非均质性；存在“人工”裂缝促进垂直于岩心长度方向的流动

模拟揭示的驱替机理

 
 
机理 模拟观察
轻烃汽化 轻烃优先被CO₂萃取并产出
再加压 CO₂注入使基质压力从1,300 psi回升
原油膨胀 CO₂溶解导致油相膨胀
粘度降低 CO₂溶解使原油粘度显著下降
油摩尔密度增加 重烃被留下，残余油密度增加

✅ 主要结论

  1. CO₂混相驱在Bakken致密油藏中技术可行：在实验室条件下，从渗透率仅1.8 μd、孔隙度7.5%的岩心中采出了超过70% 的原始原油。

  2. 轻烃汽化是主要采油机理：轻烃组分优先萃取进入CO₂相并被产出，是混相CO₂驱提高采收率的主要机制。

  3. 其他辅助机理：再加压、原油膨胀、粘度和界面张力降低也对提高采收率有贡献。

  4. 双能CT扫描的价值：

    • 低能级（80 keV） 通过光电吸收机制更好地捕捉CO₂穿透

    • 高能级（140 keV） 依赖康普顿散射，难以区分密度相近的油和CO₂

  5. CT数变化趋势的反转：CT数在生产初期随CO₂注入量增加而降低，但后期反而增加。这可能是由于轻烃优先产出，留下密度更大的重烃，导致残余油密度增加。

  6. 裂缝的作用：裂缝的存在促进了CO₂的传输，CO₂通过扩散机制从裂缝进入基质并与原油混合实现混相。

  7. 历史匹配的挑战：数值模型能够匹配总体产量，但难以精确匹配早期生产过程。主要原因包括：

    • 忽略了岩石非均质性

    • 存在促进垂直于岩心长度方向流动的裂缝

🏛️ 作者及单位信息

 
 
项目 内容
作者 Ke Zhang（张科）
学位 理学硕士（石油工程）
授予单位 斯坦福大学能源资源工程系
导师 Anthony R. Kovscek 教授
论文类型 硕士论文（Master of Science）

📖 研究区域与储层信息（Bakken）

 
 
项目 参数
盆地 Williston Basin（覆盖北达科他州、蒙大拿州、南达科他州、萨斯喀彻温省、马尼托巴省）
技术可采储量 约74亿桶（USGS，2013）
原始地质储量 高达1,670亿桶
主要产层 Middle Bakken
孔隙度 5-8%
渗透率 <50 μd
TOC（上下页岩段） 12-36 wt%
TOC（Middle Bakken） 0.1-0.3 wt%
原油API重度 36-48°API
储层温度 150-240°F
储层压力 >4,000 psi

💡 创新点与局限性

创新点

  1. 首个在μd级渗透率Bakken岩心中进行混相CO₂驱替实验：渗透率仅1.8 μd，远低于以往研究

  2. 双能CT扫描的应用：同时使用140 keV和80 keV两个能量水平，利用光电吸收机制更好地捕捉CO₂穿透

  3. 揭示了CT数变化趋势的反转现象：发现CT数在早期下降、后期上升，为理解CO₂驱替过程中轻烃优先萃取提供了证据

  4. 完整的组分模型构建：从PVT回归、MMP计算到岩心尺度历史拟合的完整工作流程

  5. 量化了CO₂与死油的最小混相压力：在38°C下确定为1,200 psi

局限性

  1. 实验条件受限：由于岩心夹持器压力限制（最大2,000 psi），无法重现实际Bakken储层条件（>4,000 psi，150-240°F）

  2. 死油实验：使用了脱气死油，而实际储层流体为活油，含有更多挥发性组分

  3. 无初始含水饱和度：岩心完全饱和原油，而实际储层存在束缚水

  4. 未考虑岩石非均质性：模拟中假设均质基质，但CT扫描显示存在层理等非均质性

  5. “人工”裂缝的影响：岩心中可能存在天然裂缝或取心诱导裂缝，影响了流动模式

  6. 模拟未完全匹配早期生产：扩散主导的早期阶段与实验存在偏差

 
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