📝 摘要
注CO₂提高采收率是轻质油藏常用的方法，因为CO₂相对容易与轻质油混相。由于不利的流度比，稠油油藏的CO₂驱通常不经济。储层非均质性进一步加剧了这一问题，因为CO₂会通过高渗透层窜流导致过早突破。然而，通过选择合适的CO₂注入工艺改进方法可以控制这一问题，实现更好的波及效率并使工艺经济可行。本研究聚焦于两种方法：水气交替注入和通过封堵高渗透层气体流动的剖面调整方法。研究了这些方法提高原油采收率的物理机制、增加波及效率和缓解过早突破的效果。利用一个具有高渗透条带（渗透率比相邻区域高50倍）的类比稠油油田进行了油藏模拟研究。进行了详细的流体表征以准确代表储层流体。通过细管和岩心驱替模拟解释了该原油的采收机理。使用封堵剂的剖面调整方法显示出非常令人鼓舞的结果。还评估了不同的WAG比，发现1:1的WAG比在岩心驱替模拟和油田模拟中都能获得最高的原油采收率，这与轻质油藏中通常1:2的WAG比不同。研究表明，通过仔细研究储层地质和流体性质，应用这些方法可以显著提高稠油驱的波及效率和原油采收率。
关键词：CO₂驱；稠油；波及效率；水气交替注入；剖面调整；非均质性
🖥️ CMG软件应用情况总结
| 项目 | 内容 |
|---|---|
| 所用软件 | CMG WinProp（相态模拟）；CMG GEM（组分模拟器）；CMG Builder（模型构建）；CMG STARS（提及用于泡沫模拟，但因k值问题未最终采用） |
| 模型类型 | 组分模型（GEM），三维笛卡尔网格（50×80×5） |
| 模拟对象 | 美国本土某稠油油藏（14°API） |
| 储层参数 | 深度8500 ft，压力3900 psia，温度198°F，孔隙度26%，渗透率71 mD（侧壁岩心） |
| 非均质性 | 第3层渗透率1 Darcy，约为其他层的50-100倍 |
| 流体模型 | 8个拟组分（N₂、CO₂、C₁、C₂-C₃、C₄-C₅、C₆-C₁₂、C₁₃-C₃₅、C₃₆⁺），Peng-Robinson状态方程 |
| CO₂-原油相互作用 | CO₂降低油粘度25-30倍，剥离轻组分（C₁、C₂-C₃）在front前形成轻质油带 |
| 最小混相压力 | 8000-8500 psia（远高于储层压力3500 psia，故为不混相驱） |
| 开发方案 | 连续CO₂注入、WAG（不同WAG比）、剖面调整（封堵剂） |
| 封堵剂模拟方法 | 在GEM中通过定义不同岩石类型（Rock Type 2）和降低气相相对渗透率（1%或3% of krg in brine）来模拟 |
| 主要输出 | 累计产油量、分层产油量、CO₂利用率、突破时间、压力降 |
文中明确指出：使用CMG WinProp进行流体表征，CMG GEM进行组分模拟和WAG/剖面调整模拟（第2.2节、第4.3节）。CMG STARS因k值模型无法匹配细管模拟结果而未最终采用（第4.3.1节）。
📊 研究方法与关键参数
流体表征与拟组分（表2.5）：
| 拟组分 | 摩尔分数 |
|---|---|
| N₂ | 0.4577% |
| CO₂ | 0.0141% |
| C₁ | 4.1641% |
| C₂-C₃ | 1.2220% |
| C₄-C₅ | 1.3408% |
| C₆-C₁₂ | 16.1274% |
| C₁₃-C₃₅ | 51.3537% |
| C₃₆⁺ | 15.3202% |
EOS调优结果（图2.5、2.6）：
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膨胀因子和饱和压力匹配良好
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油粘度从约180 cp降至约7 cp（25-30倍降低）
细管模拟（图2.7）：
-
MMP：8000-8500 psia（储层压力3500 psia，远低于MMP → 不混相驱）
连续CO₂注入（第4.1节）：
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注入率：5 MMSCFD
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生产井BHP约束：Well #3为1500 psia，其余为2500 psia
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生产井GOR达到50 MCF/STB时关井
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总采收率：25.5% OOIP（一次采油18.5%后增量7%）
分层采收率（表4.2）：
| 层位 | 一次采收率 | CO₂增量 | 总采收率 |
|---|---|---|---|
| 层1 | 3.6% | 0.7% | 4.3% |
| 层2 | 6.1% | 14.3% | 18.6% |
| 层3 | 21.9% | 26.8% | 48.7% |
| 层4 | 27.9% | -1.3% | 26.6% |
| 层5 | 31.7% | -1.1% | 30.6% |
注：层4和层5出现负增量，表明油从这些层运移至层3
CO₂分层注入率（图4.4）：
-
几乎所有CO₂注入层3（高渗透条带），其他层几乎不受益
WAG模拟（第4.2节）：
| WAG比 | 增量采收率（% OOIP） |
|---|---|
| 3:1（3月水:1月CO₂） | 7.4% |
| 1:1（1月水:1月CO₂） | 10.9% |
| 1:3（1月水:3月CO₂） | 8.7% |
| 1:5（1月水:5月CO₂） | 7.7% |
WAG岩心驱替模拟（1.2 HCPV注入后）：
| WAG比 | 采收率 |
|---|---|
| 3:1 | 76% |
| 1:1 | 82% |
| 1:3 | 70% |
| 1:5 | 65% |
WAG机理（图4.12）：
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CO₂接触油 → 粘度从178 cp降至~10 cp
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CO₂剥离轻组分（C₁摩尔分数增加）
-
后续水段塞作为驱替流体推送降粘油
剖面调整（封堵剂）模拟（第4.3节）：
| 封堵剂半径 | krg（封堵区） | 总采收率（% OOIP） | 增量（vs一次） | 增量（vs CGI） |
|---|---|---|---|---|
| 无（CGI） | – | 25.5% | 7.0% | – |
| 小（Agent 1） | 0.03 | 29.4% | 10.9% | 3.9% |
| 中（Agent 2） | 0.03 | 32.1% | 13.6% | 6.6% |
| 大（Agent 3） | 0.03 | 35.7% | 17.2% | 10.2% |
| 大（Agent 3） | 0.01 | ~41%+ | – | – |
剖面调整机理（图4.16、4.17）：
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封堵剂注入层3靠近注入井的区域
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降低气相相对渗透率（至原值的1-3%）
-
CO₂被迫进入层1、2、4、5
-
超过封堵区后，CO₂从层2和4重新进入层3（因层3渗透率高）
-
实现更好的垂向波及
方法对比（第4.4节）：
| 参数 | CGI | WAG 1:1 | 剖面调整（大半径） |
|---|---|---|---|
| 总采收率 | 25.5% | 29.4% | 35.7% |
| 突破时间（HCPVI） | 1.4% | 7.5% | 2.8% |
| 净CO₂利用率 | 最高 | 中等 | 最低 |
| 压力降 | 最低 | 中等 | 最高 |
✅ 主要结论
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在高度非均质稠油油藏中，剖面调整（封堵高渗透层）显著提高了垂向波及效率。
-
本研究中1:1的WAG比在细管模拟和油田模拟中均获得最高采收率，这与轻质油藏中通常1:2的WAG比不同。
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各工艺的采收机理相似（流度比改变），但程度不同：CGI的流度比约为15，WAG约为8，剖面调整在封堵区更低。
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连续CO₂注入时，几乎所有CO₂都进入高渗透层3，层1、2、4、5几乎未受益。
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剖面调整通过迫使CO₂进入低渗透层，随后CO₂从层2和4重新进入层3，实现了更好的垂向波及。
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CO₂与稠油接触后粘度降低25-30倍（180 cp→7 cp），同时剥离轻组分（C₁、C₂-C₃）在front前形成轻质油带。
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封堵剂放置半径越大，增量采收率越高，但压力降也越大，需考虑封堵剂稳定性。
🏛️ 作者及单位信息
| 作者 | 单位 |
|---|---|
| Venu Gopal Rao Nagineni | 路易斯安那州立大学（Louisiana State University），Craft & Hawkins石油工程系 |
导师：Dr. Richard G. Hughes
委员会成员：Dr. Christopher White, Dr. Mileva Radonjic
学位：理学硕士（石油工程）
时间：2011年5月