📝 摘要

在页岩等非常规储层中，一次采油后仍有大量剩余油滞留。实验结果表明，CO₂具有提高此类储层采收率的潜力。本研究采用商业数值模拟软件，通过模拟两组室内岩心实验，研究基质向裂缝的原油生产机理，并评估在纳米达西渗透率级别的富液页岩储层中应用CO₂吞吐工艺提高采收率的可行性。研究通过数值建模全面探索了影响采收率的机理，并对多种参数进行敏感性分析。岩心尺度建模采用了两种方法构建三维非均质模型，并将实验认识放大至单级水力压裂的矿场模型。结果表明，在岩心尺度，扩散是主要的采油机理，但在矿场尺度其作用不显著。两类模型对参数敏感性存在差异，但CO₂吞吐工艺在两种尺度下均能有效提高非常规液藏最终采收率。

🖥️ CMG软件应用情况总结

项目 内容
所用软件 • CMG GEM（高级组分及非常规油藏模拟器）：用于岩心尺度及矿场尺度CO₂吞吐过程模拟
• 文中亦提及尝试使用Eclipse 300进行对比
模型类型 • 实验室尺度：3D组分模型，单孔隙度模型（采用热力学不可逆扩散模型）
• 矿场尺度：单级水力裂缝的合成模型，63×13×10网格
模拟对象 以Tovar等（2014）的页岩岩心CO₂驱替实验为基准，模拟两组岩心实验（实验I：3000 psi，150°F，混相条件；实验II：1600 psi，150°F，非混相条件），并放大至矿场尺度
应用方式 • 使用CMG GEM的DIFFUSION关键字定义裂缝性储层中基质-裂缝分子扩散通量
• 使用DIFCOR-OIL/GAS或DIFFC-OIL/GAS激活基于Sigmund或Wilke-Chang关联式的扩散系数计算
• 进行网格敏感性、物性敏感性（渗透率、孔隙度、饱和度、扩散系数、压力、毛管力等）分析
• 进行矿场尺度操作参数敏感性分析（注入时机、注入速率、注入压力、注入时间、焖井时间、周期数、LPG注入等）
岩心尺度模型 • 网格：径向网格（Radial 1/2/3）和笛卡尔网格（Cartesian 1/2）
• 孔隙度：基质8%，裂缝45%
• 渗透率：基质100 nD，裂缝高渗
• 流体模型：基于GC-MS分析的死油，构建4个拟组分，采用Peng-Robinson EOS，通过PVTsim回归获得密度和粘度
• 扩散系数：采用Sigmund关联式，并考虑迂曲度和孔隙度校正
矿场尺度模型 • 网格：63×13×10
• 裂缝半长：150 ft，拟裂缝宽度1 ft，渗透率30 mD
• 基质渗透率：1.00E-04 mD，孔隙度6%
• 初始压力：3000 psi，温度：150 °F
• 流体模型：死油+甲烷重组为活油，含5个组分（CO₂, C1, COMP1-COMP4）
总模拟案例数 岩心尺度：数十个敏感性分析案例；矿场尺度：多个操作参数敏感性分析案例（注入时机、速率、压力、周期数等）
关键结论 • 岩心尺度：扩散是主导机理，扩散系数、孔隙度、压力对采收率影响显著；基质渗透率、毛管力影响不显著
• 矿场尺度：对流成为主导，裂缝性质（孔隙度、渗透率）影响较大，扩散贡献有限
• CO₂吞吐在两种尺度下均能提高采收率，但矿场尺度增量较小
• LPG在高温条件下（241°F）优于CO₂，但常规条件下CO₂更优

文中明确指出：

“Modeling with CMG GEM and Eclipse 300 were both investigated in this study. Attempts to use CMG GEM was made at first for the laboratory modeling. In CMG, the keyword DIFFUSION is used to define the gas diffusion for fractured reservoirs in dual porosity/dual permeability models.” （第4.1节）

“CMG is only capable of calculating the intra-phase diffusion for single porosity models, which means the cross phase diffusion is being neglected.” （第4.1节）

🧪 模拟方案与主要结果

1. 岩心尺度敏感性分析（第4.4.2节）

关键发现：

  • 扩散主导：关闭扩散系数时，采油量为零（Table 15，Fig. 26）

  • 基质渗透率影响不显著：即使渗透率从10 mD降至1.00E-06 mD，采收率变化很小（Table 8-9，Fig. 17-19）

  • 孔隙度影响显著：孔隙度从4%增至12%，采收率从9.76%增至11.22%（Table 10，Fig. 22）

  • 裂缝孔隙度影响显著：裂缝孔隙度从45%降至20%，采收率下降（Table 12，Fig. 24）

  • 扩散系数影响显著：扩散系数×10，采收率从10.59%增至21.81%（Table 15，Fig. 26）

  • 毛管力影响不显著：不同毛管力曲线下采收率基本不变（Table 17，Fig. 29）

2. 实验I模拟（混相，3000 psi，第4.4.3节）

3D均质模型：

  • 六周期吞吐（12 h焖井 + 1 h生产）较单纯焖井和实验I方案，基质→裂缝产量更高（Fig. 31）

  • 但实验I方案（生产时注入CO₂）的井口产量是吞吐方案的2.7倍，同时CO₂消耗量高8.3倍（Fig. 32-34）

焖井时间敏感性：

  • 3周期 × 24 h焖井优于6周期 × 12 h焖井，产量更高（Fig. 35）

3. 实验I非均质模型（第4.4.4节）

  • 利用协同克里金法建立孔隙度分布图（Fig. 36），基于Sigal（2002）关联式由孔隙度计算渗透率

  • 模拟再现了0.4 ml最终产量（Fig. 39）

  • 密度变化沿高孔条带优先发生（Fig. 37），粘度随时间降低（Fig. 38）

4. 实验II非均质模型（1600 psi，非混相，第4.4.5节）

  • 基于MicroCT图像建立孔隙度分布（Fig. 42-45），孔隙度平均值17%（但模拟中降至6%以匹配原始条件）

  • 最终匹配0.4 ml产量（Fig. 46），密度变化较实验I更均匀（Fig. 47）

5. 矿场尺度模拟（第4.5节）

基准案例：

  • 一次采油：BHP=1000 psi时采收率4.11%，BHP=2000 psi时仅1.24%（Table 23，Fig. 56）

  • 1周期吞吐：BHP=1000 psi时采收率提高0.41%（4.11%→4.52%），其他BHP增量很小（Table 24，Fig. 57）

储层物性敏感性（第4.5.3节）：

  • 基质孔隙度↑：一次采油采收率↑，但吞吐增量↓（Table 25，Fig. 58）

  • 基质渗透率↑（1E-04→1E-03 mD）：采收率从4.52%→9.53%，增量从0.41%→0.68%（Table 26，Fig. 59）

  • 裂缝渗透率↑（30→200 mD）：采收率增量从0.41%→0.65%（Table 28，Fig. 61）

  • 毛管力：无影响（Table 29，Fig. 62）

  • 扩散系数：在BHP=1000 psi时，关闭扩散无影响（Table 30，Fig. 63）；在BHP=2000 psi时，关闭扩散采收率从1.26%降至1.22%（Table 31，Fig. 64）——扩散贡献有限

操作参数敏感性（第4.5.4节）：

  • 注入时机越晚（500→2000天），采收率越高（Table 32，Fig. 65）

  • 注入速率↑（500→5000 Mscf）：采收率4.52%→4.74%（Table 33，Fig. 66）

  • 注入压力↑（1400→3500 psi）：采收率4.27%→4.52%（Table 34，Fig. 67）

  • 注入时间↑（15→120天）：采收率4.52%→4.89%（Table 35，Fig. 68）

  • 焖井时间：几乎无影响（Table 36，Fig. 69）

  • 周期数↑（1→4）：采收率4.52%→5.04%（Table 37，Fig. 70）

  • LPG注入：150°F时CO₂优于LPG（4.52% vs 3.88%）；241°F时LPG略优（7.73% vs 7.42%）（Table 38-39，Fig. 71-72）

✅ 主要结论

岩心尺度：

  1. 扩散是主导采油机理，关闭扩散则产量为零。

  2. 采收率对基质孔隙度、裂缝孔隙度、饱和度、压力、扩散系数敏感；对基质渗透率、裂缝渗透率、相对渗透率、毛管力不敏感。

  3. 成功匹配实验的0.4 ml产量，验证了模型可靠性。

矿场尺度：

  1. 当生产压力低于泡点时，CO₂吞吐效果更显著；高于泡点时增量很小。

  2. 采收率对基质孔隙度/渗透率、裂缝孔隙度/渗透率、注入时机/速率/压力/时间/周期数、储层温度敏感；对毛管力、扩散系数、焖井时间不敏感。

  3. 与岩心实验不同，矿场尺度下裂缝无法被CO₂完全饱和，扩散贡献有限，对流主导。

  4. CO₂吞吐在矿场尺度可提高采收率，但增量较小（0.02%~0.41%）。

  5. 常规温度下CO₂优于LPG；高温下LPG略优，但经济性差。

🏛️ 作者及单位信息

  • 作者: Amy Fangze Zou

  • 单位: 德州农工大学（Texas A&M University），石油工程系

💡 补充说明

该硕士论文是CO₂吞吐（Huff-n-Puff）在页岩油藏中应用的系统性数值模拟研究，核心创新点在于：

  1. 跨尺度对比：同时开展岩心尺度和矿场尺度模拟，揭示了两者在主导机理上的根本差异（扩散 vs 对流），为参数放大提供了重要认识。

  2. 扩散机理深入探讨：明确采用热力学不可逆模型（基于化学势/逸度）而非经典Fick定律，避免了多组分扩散中的压力异常问题；同时指出CMG GEM单孔隙度模型只能模拟相内扩散，无法模拟跨相扩散，这是模拟中的关键限制。

  3. 非均质性建模：利用MicroCT图像和协同克里金法建立高分辨率孔隙度分布，尝试再现实验中观测的CT数变化。

  4. 全面的敏感性分析：覆盖了储层物性（孔隙度、渗透率、毛管力等）和操作参数（注入时机、速率、压力、周期数、焖井时间、LPG等），为现场应用提供了丰富参考。

  5. 技术和经济结合：虽未直接进行NPV优化，但对比了CO₂和LPG在不同温度下的性能，指出经济性是选择注入剂的重要因素。

该研究对从事非常规油藏CO₂-EOR、吞吐工艺优化以及跨尺度数值模拟的研究人员和工程师具有重要参考价值。

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