📝 摘要
本文研究了考虑限域效应的致密油藏CO₂/N₂注入过程。为研究微观物理机制，通过物性偏移和毛管力表征限域效应，并将其引入闪蒸计算以获得致密多孔介质中混合流体（致密油/CO₂/N₂）的相平衡。结果表明，注入氮气能有效维持储层压力，但同时削弱了CO₂注入提高采收率机制的效果，特别是扩散和降粘作用。此外，建立了超低渗透率和水力压裂情况下的双重孔隙致密油藏模型，研究了CO₂/N₂注入。采用正交方法优化了基本CO₂注入参数。在CO₂注入过程基础上，研究了三种CO₂/N₂注入方案：混合气注入、CO₂-N₂交替注入（CAN）和N₂-CO₂交替注入（NAC），并对压力分布、CO₂摩尔分数分布和累计产油量进行了对比分析。基于此分析，CAN注入方案被证明是最佳注入方案。参数分析进一步表明，氮气注入速率是最重要的因素。此外，还详细研究了重力驱替、储层渗透率、天然裂缝和渗透率非均质性对CAN注入过程采油量的影响。结果表明，具有更好垂向连通性、较差裂缝发育和更高非均质性的致密油藏更有利于CO₂/N₂注入过程。
🖥️ CMG软件应用情况总结
| 项目 | 内容 |
|---|---|
| 所用软件 | CMG GEM（2018版本）：组分与非传统油藏模拟器，用于致密油藏CO₂/N₂注入过程的数值模拟 |
| 模型类型 | • 双重孔隙模型（双孔模型），模拟基质和裂缝系统 • 组分模型，考虑CO₂/N₂与致密油的多相多组分流动 • 水力压裂水平井模型（单井，4条水力裂缝） |
| 模拟对象 | Middle Bakken致密油藏，模拟CO₂吞吐及CO₂/N₂注入过程 |
| 应用方式 | • 基础模型建立：基于Middle Bakken生产数据历史匹配的双重孔隙致密油藏模型（参考文献7,9,22,48） • CO₂吞吐优化：使用正交方法分析注入速率、注入时间和焖井时间对累计产油量的影响 • CO₂/N₂注入方案对比：对比混合气注入、CAN注入和NAC注入三种方案 • 参数敏感性分析：分析氮气注入速率、注入时间、焖井时间、垂向渗透率比(kᵥ/kₕ)、储层渗透率、天然裂缝、渗透率非均质性对采油量的影响 • 扩散系数考虑：模拟中考虑了CO₂扩散系数（取值为0.00025） |
| 基础模型参数（表3） | • 储层尺寸：340 ft × 1300 ft × 40 ft • 网格：17 × 65 × 1（基质），7 × 7 × 1（加密） • 初始储层压力：8000 psi • 储层温度：240°F • 基质渗透率：0.01 mD，基质孔隙度：0.07 • 裂缝导流能力：50 mD-ft，裂缝半长：210 ft，裂缝高度：40 ft • 初始含水饱和度：0.25，总压缩系数：1×10⁶ psi⁻¹ |
| 流体组分（表2） | • 8个拟组分：CO₂、N₂、CH₄、C₂-C₄、C₅-C₇、C₈-C₉、C₁₀₊ • 使用修正的SRK状态方程，考虑限域效应（式1） • 二元相互作用系数（kᵢⱼ）在表2中完整给出 |
| 相对渗透率曲线 | 油水相渗和油气相渗曲线如图8所示（参考文献7,48） |
| CO₂吞吐正交优化（表4） | • 测试参数：注入速率（200/500/1000 MSCF/d）、注入时间（3/6/9个月）、焖井时间（3/6/9个月） • 9组正交试验，最高累计产油量为33,431.3 stb（Test #2） • 影响因素排序：注入速率 > 注入时间 > 焖井时间 • 注入速率与采收率呈负相关 |
| CO₂/N₂注入方案（表5） | • 三种方案：混合气注入、CAN注入、NAC注入 • 基础参数：CO₂注入速率200 MSCF/d，N₂注入速率200 MSCF/d，注入时间6个月，焖井时间6个月 |
| 主要结论 | • CAN注入方案是最佳注入方案，累计产油量比纯CO₂注入提高3.05% • 氮气注入速率是最重要的影响因素 • 具有更好垂向连通性（高kᵥ/kₕ）、较差裂缝发育和更高非均质性的致密油藏更有利于CO₂/N₂注入 |
文中明确指出（Case118.pdf）：
“To study the feasibility of CO₂/N₂ injection in tight oil reservoirs, the GEM simulator of Computer Modeling Group’s (CMG, 2018) is used to model the process of tight oil reservoir development.” （第3节，第6页）
“The basic tight oil reservoir model from Middle Bakken with multi-stage hydraulic fractures which were history matched reasonably well by incorporating the Middle Bakken production data was used to study the development of CO₂/N₂ injection (see Figure 7).” （第3节，第6页）
致谢部分（第13页）：“The authors would like to acknowledge Computer Modeling Group Ltd. for providing the CMG software for this study.”
🧪 模拟方案与主要结果
1. 限域效应下的相平衡计算（第2节）
限域效应表征（式1-3）：
-
修正SRK状态方程（添加分子-壁相互作用项）
-
Young-Laplace方程计算毛管压力
-
闪蒸计算采用循环迭代法（图2）
模型验证（表1）：
-
与实验数据对比，最大相对偏差3.73%
氮气对相平衡的影响（图3-6）：
| 参数 | 油/CO₂体系 | 油/CO₂/N₂体系 | 氮气影响 |
|---|---|---|---|
| 蒸汽压 | 较低 | 较高 | 氮气增加蒸汽压 |
| 毛管压力 | 较低 | 较高 | 氮气增加毛管压力 |
| CO₂在气相中的比例 | 较低 | 较高 | 氮气使CO₂从油相逸出 |
| CO₂扩散系数 | 较高 | 较低 | 氮气降低扩散系数 |
| 液相粘度 | 较低 | 较高 | 氮气增加液相粘度 |
| 气相粘度 | 较高 | 较低 | 氮气降低气相粘度 |
结论：氮气能有效维持储层压力，但会削弱CO₂的EOR机制
2. CO₂吞吐正交优化（第3.1节，表4）
9组试验结果：
| 试验# | 注入速率 (MSCF/d) | 注入时间 (月) | 焖井时间 (月) | 累计产油 (stb) |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 200 | 3 | 3 | 32,932.7 |
| 2 | 200 | 6 | 6 | 33,431.3 |
| 3 | 200 | 9 | 9 | 33,375.4 |
| 4 | 500 | 3 | 6 | 33,173.5 |
| 5 | 500 | 6 | 9 | 33,082.9 |
| 6 | 500 | 9 | 3 | 33,178.9 |
| 7 | 1000 | 3 | 9 | 32,921.5 |
| 8 | 1000 | 6 | 3 | 33,004.8 |
| 9 | 1000 | 9 | 6 | 32,841.4 |
极差分析：
-
注入速率极差R=323.9（最大）→ 最重要因素
-
注入时间极差R=163.8
-
焖井时间极差R=109.9
-
注入速率与采收率呈负相关（过高注入速率不利于采油）
3. CO₂/N₂注入方案对比（第3.2节，图9-11）
压力分布对比（图9）：
-
NAC注入：最高储层压力，最佳压力分布
-
CAN注入：与混合气注入压力分布相近
-
氮气注入能有效提高和维持储层压力
CO₂摩尔分数分布对比（图10）：
-
NAC注入：CO₂难以扩散到远井区域（最差）
-
CAN注入：CO₂分布优于NAC
-
混合气注入：介于两者之间
累计产油量对比（图11）：
| 注入方案 | 相对产油量 |
|---|---|
| CAN注入 | 最高 |
| CO₂注入 | 基准 |
| 混合气注入 | 中等 |
| NAC注入 | 最低 |
结论：CAN（CO₂-交替-N₂）注入是最佳方案
4. CAN注入参数敏感性分析（第4.1节，图12-14）
氮气注入速率影响（图12）：
-
200 MSCF/d → 最佳采收率
-
过高或过低都不利于采油
氮气注入时间影响（图13）：
-
注入时间越长，累计产油量越高
-
长期注入有利于维持高压和大CO₂波及面积
焖井时间影响（图14）：
-
短焖井时间效果更好
-
与部分现场经验一致（焖井时间帮助不大）
5. 地质参数影响分析（第4.2-4.5节）
重力驱替（kᵥ/kₕ）影响（图15）：
-
kᵥ/kₕ较低时：纯CO₂注入优于CO₂/N₂注入
-
kᵥ/kₕ较高时：CO₂/N₂注入优于纯CO₂注入
-
结论：垂向连通性好的储层更适合CO₂/N₂注入
储层渗透率影响（图16）：
-
渗透率<0.01 mD：CO₂/N₂注入效果不明显
-
渗透率>0.01 mD：CO₂/N₂注入优于纯CO₂注入
天然裂缝影响（图17）：
-
裂缝发育良好：纯CO₂注入优于CO₂/N₂注入
-
裂缝发育较差：CO₂/N₂注入更优
-
结论：较差裂缝发育更有利于CO₂/N₂注入
渗透率非均质性影响（图18-19）：
-
非均质性越强（方差越大），累计产油量越低
-
但CO₂/N₂注入在强非均质性下相对优势更明显
-
结论：强非均质性储层更适合CO₂/N₂注入
✅ 主要结论
-
CMG GEM的有效性：CMG GEM能够有效模拟致密油藏中的CO₂/N₂注入过程，支持双重孔隙模型、组分模拟和复杂注入方案（交替注入等）。
-
氮气的双重作用：氮气能有效维持储层压力（正效应），但会削弱CO₂的EOR机制（扩散系数降低、液相粘度增加、CO₂从油相逸出），需在方案设计中权衡。
-
CAN注入是最佳方案：CO₂-交替-N₂注入可获得最高累计产油量，比纯CO₂注入提高3.05%。
-
注入速率是最重要因素：正交分析表明，注入速率对采收率的影响最大，且过高注入速率反而不利于采油。
-
适合CO₂/N₂注入的储层特征：
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更高垂向连通性（kᵥ/kₕ高）
-
较差天然裂缝发育
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更高非均质性
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限域效应的重要性：在致密油藏模拟中必须考虑限域效应（物性偏移+毛管力），否则无法准确描述相平衡状态。
🏛️ 作者及单位信息
| 作者 | 单位 |
|---|---|
| Shouya Wu | 中国石油大学（华东）；中国地质调查局青岛海洋地质研究所天然气水合物重点实验室 |
| Zhaomin Li（通讯作者） | 中国石油大学（华东） |
| Zheng Wang | 中国石油大学（华东） |
| Harsh K. Sarma | 卡尔加里大学（University of Calgary） |
| Chao Zhang | 中国石油大学（华东） |
| Meng Wu | 中国石油大学（华东） |
期刊：Energy Science & Engineering
DOI：10.1002/ese3.578
基金资助：
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国家自然科学基金（51604292）
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国家科技重大专项（2017ZX05072005-004, 2017ZX05009004-002）
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中央高校基本科研业务费（18CX06009A, 18CX02160A, 17CX02014A）
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青岛市民生科技计划项目（17-3-3-75-nsh）
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青岛市原始创新计划应用基础研究项目（17-1-1-29-jch）
-
中国国家留学基金委（201806450024）
💡 补充说明
该论文是致密油藏CO₂/N₂注入提高采收率领域的系统性研究，核心创新点在于：
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限域效应的定量表征：通过修正SRK状态方程（添加分子-壁相互作用项）和Young-Laplace方程，首次将限域效应（物性偏移+毛管力）引入闪蒸计算，定量分析了氮气对CO₂-EOR机制的削弱作用（扩散系数降低、液相粘度增加等）。
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CO₂/N₂注入方案的全面对比：系统对比了混合气注入、CAN注入和NAC注入三种方案在压力分布、CO₂摩尔分数分布和累计产油量上的差异，首次明确CAN注入为最优方案。
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正交方法优化CO₂吞吐参数：采用正交试验设计（3因素3水平），定量确定了注入速率、注入时间和焖井时间对采收率的影响排序（注入速率 > 注入时间 > 焖井时间）。
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地质参数的敏感性分析：首次系统研究了垂向渗透率比(kᵥ/kₕ)、储层渗透率、天然裂缝发育程度和渗透率非均质性对CO₂/N₂注入效果的影响，提出了适合该工艺的储层特征。
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CMG GEM的双重孔隙模拟：使用CMG GEM的双重孔隙模型模拟了基质-裂缝系统中的CO₂/N₂注入过程，为致密油藏化学驱/气驱模拟提供了完整的工作流程。
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微观与宏观的结合：从限域效应下的相平衡微观机制到矿场尺度的注入方案优化，形成了从机理到应用的完整研究链条。
该研究对从事致密油/页岩油开发、CO₂-EOR、气驱提高采收率、以及考虑限域效应的油气藏数值模拟的工程师和科研人员具有重要的参考价值。