📝 摘要

本研究旨在量化在蒸汽驱中添加可凝性气体（CO₂）和非可凝性气体（N₂）对裂缝性碳酸盐岩稠油油藏重力泄油过程的采收率提升效果。工作包括数值模拟和初步物理实验两部分。数值模拟通过一系列敏感性研究，揭示了气体添加对采收率的影响规律，并构建了两个合成模型（原型模型长3.5英寸，原始模型长28英寸）以模拟实际岩心物理实验。数值分析采用CMG STARS热采模拟器，对比了三种注入方案（纯蒸汽、蒸汽+N₂、蒸汽+CO₂）的采收行为，并比较了原型与原始实验的结果差异。研究还介绍了短岩心和长岩心的实验室准备与建模过程。数值模拟结论表明：添加非可凝性气体（N₂）可使累计采油量略高于纯蒸汽，更重要的是能显著加速早期产油；添加可凝性气体（CO₂）对早期产油也有一定加速作用，但后期产油速率下降，累计采收率略低于纯蒸汽。两种气体的效果差异主要归因于CO₂在油水两相中的溶解性以及N₂注入时更优的蒸汽传播剖面。

🖥️ CMG软件应用情况总结

项目 内容
所用软件 CMG STARS（先进过程与热采模拟器）
模型类型 热采组分模拟器，2D笛卡尔网格，考虑重力泄油和毛管压力效应
模拟对象 裂缝性碳酸盐岩稠油油藏中垂直井蒸汽驱/蒸汽+气体驱重力泄油过程
应用方式 • 构建基准模型（Base Case）进行敏感性分析（油密度、气体浓度、蒸汽温度与分压）
• 构建原型模型（Prototype，3.5英寸）和原始模型（Original，28英寸）模拟不同岩心长度的蒸汽/气体驱替行为
• 使用INCOMP WATER-GAS关键字定义蒸汽/气体混合注入
• 使用INJW、QUAL、TINJW等关键字定义蒸汽温度和干度
• 使用GASLIQKV和LQILQKV关键字定义组分相平衡（K值）
• 输入文件附录包含完整的STARS模型代码（蒸汽驱、蒸汽/N₂驱、蒸汽/CO₂驱）
基准模型参数 • 网格：11×1×50，基质网格0.5×0.5×0.2 ft，裂缝网格0.033 ft
• 孔隙度：基质25%，裂缝100%
• 渗透率：基质50 mD（水平）×20 mD（垂直），裂缝8000 mD
• 初始温度：150°F，初始油饱和度72%
• 注入条件：纯蒸汽360°F/150 psi/干度90%；蒸汽/气体混合注入337°F/蒸汽分压112.5 psi/总压150 psi/干度90%/气体摩尔占比25%
原型/原始模型参数 • 原型网格：13×1×25，基质网格0.0347×0.0347×0.0116 ft
• 原始网格：13×1×102，基质网格0.0358×0.0358×0.0225 ft
• 孔隙度：基质9.4%，裂缝100%
• 渗透率：基质2.5 mD（水平）×0.5 mD（垂直），裂缝1000 mD
• 初始条件：温度150°F，油饱和度72%
• 注入条件：纯蒸汽348°F（原型）/360°F（原始）；蒸汽/气体混合327°F（原型）/334°F（原始）
流体模型 • 组分：WATER, HEVY OIL, LITE OIL, MEDM OIL, N₂（仅蒸汽/N₂模型）
• 粘度：与温度相关表格输入（75-450°F，HEVY OIL从40829 cp降至6 cp）
• 油水相对渗透率：SWT关键字输入（Sw从0到1，krw从0到1，kro从0.87到0）
• 气液相对渗透率：SLT关键字输入（Sl从0.34到1，Krg从1到0，Krog从0到0.87）
• 热物性：THCONR（岩石热导率106 J/(m·s·K)）、THCONW（水0.36）、THCONO（油0.077）、THCONG（气0.0833）
操作条件 • 注入井：顶部注入，最大BHP约束（150 psi基准，129 psi原型，143.58 psi原始）
• 生产井：底部产出，最小BHP约束（132 psi）
• 蒸汽干度：90%
• 模拟时长：300天（基准），50天（原型和原始）
敏感性分析案例 • 油密度：14°API（重油）、28°API、37°API
• 气体浓度：10%、25%（基准）、40%
• 蒸汽温度：337°F（基准）、360°F、400°F
主要结论 • 添加非可凝性气体N₂：累计采收率略高于纯蒸汽（44.21% vs 43.98%），早期产油加速显著
• 添加可凝性气体CO₂：早期产油优于纯蒸汽，后期产油速率下降，累计采收率低于纯蒸汽（42.92%）
• 两种气体均导致蒸汽突破时间提前，N₂突破更早
• 效果差异归因于：CO₂在油水中溶解，N₂不溶；N₂注入时蒸汽体积更大、温度剖面更优
• 增大CO₂浓度会降低采收率；N₂浓度变化对采收率影响不显著
• 蒸汽过热度对采收率提升效果有限

文中明确指出（Case106.pdf）：

“The development of both models in the numerical analysis is made by a thermal reservoir simulator, STARS CMG®.” （第1章）

附录A（第69-91页）提供了完整的CMG STARS输入文件代码，包括：

  • A.1. Steam Alone Base Case Model（纯蒸汽驱模型，第69-75页）

  • A.2. Steam/N₂ Base Case Model（蒸汽+N₂驱模型，第75-82页）

  • A.3. Steam/CO₂ Base Case Model（蒸汽+CO₂驱模型，第83-91页）

🧪 模拟方案与主要结果

1. 基准模型结果（第3.1.5节）

累计采收率（300天）：

  • 纯蒸汽：43.98%

  • 蒸汽/N₂：44.21%（最高）

  • 蒸汽/CO₂：42.92%（最低）

早期采油（25天内）：

  • 蒸汽/CO₂ > 蒸汽/N₂ > 纯蒸汽（图3-6）

产油速率：

  • 蒸汽/N₂突破最早，产油速率峰值最高（图3-10）

  • 蒸汽/CO₂在3天后产油速率开始下降，低于蒸汽/N₂

机理分析：

  • 蒸汽/N₂：N₂在注入初期占据裂缝（浓度接近100%），随后蒸汽逐渐驱替N₂，蒸汽体积增大，温度剖面最优（图3-7至3-9）

  • 蒸汽/CO₂：CO₂溶解于油水，浓度保持25%不变，蒸汽体积受限，后期温度下降

2. 油密度敏感性（第3.2.1节）

  • 油密度越小（粘度越低），采收率越高（图3-12）

  • 原因：低粘度油受重力影响更大，蒸汽/气体穿透更快

  • CO₂在轻油中溶解度随温度升高而降低，改善效果减弱

3. 气体浓度敏感性（第3.2.2节）

蒸汽/CO₂（图3-15）：

  • CO₂浓度10% > 25% > 40%

  • 浓度越高，蒸汽注入量越少，采收率越低

蒸汽/N₂（图3-16）：

  • 三种浓度（10%/25%/40%）采收率几乎无差异

  • 原因：无论初始浓度多少，N₂在注入后很快降至<1%（图3-17）

4. 蒸汽温度与分压敏感性（第3.2.3节）

蒸汽/CO₂（图3-18）：

  • 提高蒸汽温度（337→360→400°F）对采收率无改善，甚至略有下降

  • 原因：贡献热量的主要是蒸汽潜热，过热度作用有限；高温降低CO₂溶解度

蒸汽/N₂（图3-19）：

  • 三种温度下采收率几乎相同

  • 原因：N₂不溶于油水，温度变化不影响其作用

5. 原型模型结果（短岩心，3.5英寸，第4.2节）

累计采收率（50天）：

  • 纯蒸汽：45.58%

  • 蒸汽/N₂：45.22%

  • 蒸汽/CO₂：42.87%（图4-2）

蒸汽注入孔隙体积倍数（PVI）对比（图4-3）：

  • 蒸汽/CO₂需要最大注入量才能达到最终采收率

蒸汽摩尔分数（图4-4）：

  • 蒸汽/气体混合注入时，蒸汽更早进入地层，早期产油加速

温度剖面（图4-5）：

  • 蒸汽/N₂：第1天温度已达纯蒸汽第3天水平

  • 蒸汽/CO₂：介于两者之间

6. 原始模型结果（长岩心，28英寸，第4.3节）

累计采收率（图4-7）：

  • 纯蒸汽：45.49%

  • 蒸汽/N₂：45.71%

  • 蒸汽/CO₂：43.28%

规律与原型模型一致，重力效应在长岩心中更显著，产油加速更明显（图4-10）

7. 原型与原始模型对比（第4.4节）

蒸汽驱对比（图4-10）：

  • 原始模型（长岩心）采收率曲线在大多数时间高于原型（短岩心）

  • 原因：重力效应随岩心长度增加而增强

  • 最终采收率相同（压力梯度相似，岩石/流体性质相同）

同样规律适用于蒸汽/N₂和蒸汽/CO₂过程

✅ 主要结论

  1. 非可凝性气体（N₂）：添加N₂使累计采收率略高于纯蒸汽，更重要的是显著加速早期产油。N₂注入初期占据裂缝，随后蒸汽驱替N₂，形成更优的温度剖面和更大的蒸汽体积。

  2. 可凝性气体（CO₂）：添加CO₂对早期产油有加速作用，但后期产油速率下降，累计采收率低于纯蒸汽。CO₂在油水中的溶解性导致蒸汽分压降低，蒸汽体积受限。

  3. 气体浓度效应：增大CO₂浓度会降低采收率；N₂浓度变化（10-40%）对采收率影响不显著，因为N₂会迅速从地层中排出。

  4. 蒸汽温度效应：提高蒸汽过热度对采收率提升有限，贡献热量的主要是蒸汽潜热而非显热。

  5. 重力效应：长岩心（28英寸）比短岩心（3.5英寸）更有利于重力泄油，早期产油加速更明显，但最终采收率相同。

  6. 推荐方案：在蒸汽驱中添加非可凝性气体（如N₂）优于添加可凝性气体（CO₂），且气体浓度不需要过高。

🏛️ 作者及单位信息

  • 作者: Khalid Rashid Alnoaimi

  • 单位: 斯坦福大学（Stanford University），能源资源工程系

  • 学位: 理学硕士（Master of Science）

  • 毕业时间: 2010年8月

  • 导师: Prof. Anthony Kovscek（首席导师），Dr. Louis Castanier

  • 资助: SUPRI-A项目及沙特阿美公司（Saudi Aramco）

💡 补充说明

该硕士论文是蒸汽/气体混合注入提高稠油采收率领域的系统性数值模拟研究，核心创新点在于：

  1. 气体类型对比：系统对比了可凝性气体（CO₂）和非可凝性气体（N₂）在蒸汽驱重力泄油过程中的差异，阐明了两种气体作用机理的根本原因（溶解性差异导致的蒸汽分压和温度剖面变化）。

  2. 跨尺度对比：构建了短岩心（3.5英寸）和长岩心（28英寸）两个模型，揭示了重力效应随岩心长度增加而增强的规律。

  3. 全面的敏感性分析：覆盖了油密度（14-37°API）、气体浓度（10-40%）、蒸汽温度（337-400°F）等多个参数，为现场应用提供了丰富参考。

  4. 完整的STARS输入文件：论文附录（第69-91页）提供了纯蒸汽、蒸汽/N₂、蒸汽/CO₂三种注入方案的完整CMG STARS输入文件，对从事热采数值模拟的工程师具有重要参考价值。

  5. 实验与模拟结合：论文同时包含岩心制备、CT扫描、蒸汽发生等实验室工作，尽管物理实验结果未全部完成，但为后续历史拟合奠定了基础。

该研究对从事稠油热采、蒸汽驱、蒸汽/气体混合注入工艺优化以及碳酸盐岩裂缝性油藏开发的工程师和研究人员具有重要参考价值。

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