📝 摘要

CO₂已被广泛用作混相和非混相驱替中的驱替流体，以提高原油采收率。然而，当储层中存在裂缝、通道和高渗条带等非均质元素时，CO₂驱面临严重问题：CO₂会指进通过目标区域，留下大部分残余/ trapped 油，导致早期气窜，降低整体波及效率。本研究旨在通过交联凝胶调剖和CO₂增粘剂技术提高CO₂驱油效率。研究开展了一系列岩心驱替实验，并将岩心驱替系统与CT扫描仪集成，获得了CO₂饱和度分布的实时图像。凝胶调剖研究表明，应用交联凝胶可以有效消除渗透率差异，将CO₂分流至低渗区域，获得增量采收率；CT图像揭示了凝胶强度与滤失程度的关系。CO₂增粘剂研究表明，PVAc/甲苯组合是最有潜力的候选体系，增粘CO₂在波及效率方面明显优于纯CO₂。此外，利用CMG黑油模拟器建立了拟混相模型，对增粘CO₂驱进行了数值模拟研究，结果表明增加CO₂粘度可延缓气窜、提高累积产油量并维持地层压力。

🖥️ CMG软件应用情况总结

项目 内容
所用软件 • CMG IMEX：黑油模拟器，用于拟混相（pseudo-miscible）CO₂驱的数值模拟，通过修改溶剂（CO₂）的粘度-压力关系和混合参数来表征增粘效应（论文第123-124页）。
• CMG GEM：组分模拟器（文献提及，用于 compositional simulation，但本论文主体模拟使用 IMEX）。
模型类型 三维黑油拟混相模型（Todd-Longstaff 方法），1/8 五点井网，21×21×10 或 24×30×10 网格。
模拟对象 基于某石油公司提供的现场数据（Field P，Well A）建立的非均质砂岩油藏模型，模拟 CO₂ 驱及增粘 CO₂ 驱的效果。
应用方式 • 拟混相模型建立：使用 CMG IMEX 的 pseudo-miscible 选项，将 CO₂ 定义为与油混相的溶剂相（solvent phase）。
• 混合参数定义：使用压力相关的混合参数 ω₀(P) 控制溶剂与油的混合程度，当压力达到最小混相压力（MMP）时混合参数达到最大值。
• CO₂ 粘度修改：通过修改溶剂相的粘度-压力关系来表征增粘剂效果，分别模拟了纯 CO₂（~0.05 cp）、10 倍增粘和 20 倍增粘三种情况。
• 敏感性分析：在具有渗透率非均质性（1 mD vs 10 mD 层段）的通用模型中，比较不同 CO₂ 粘度对产油速率、累积产油量、溶剂突破时间和地层压力的影响。
• 实际井模拟：基于 Well A 的现场数据（4 个产层，渗透率 0.07-33 mD），对比纯 CO₂ 和 20 倍增粘 CO₂ 驱的 2 年生产动态。
油藏模型参数（通用模型） • 网格：24×24×10（1/8 五点井网）
• 网格尺寸：30 ft × 30 ft × 10 ft
• 层数：10 层，分为两个区域（1-5 层：k=1 mD；6-10 层：k=10 mD）
• 油藏顶深：9400 ft
• 油水界面：9500 ft
• 初始含水饱和度：30%
• 参考压力：4300 psia
• CO₂ 注入速率：500,000 SCF/d
• 生产井约束：200 bbl/d（后改为 100 bbl/d），最小 BHP 1000 psi
• 模拟周期：4 年
油藏模型参数（Well A 模型） • 网格：24×30×10
• 产层：4 个（深度 9150-9528 ft）
• 孔隙度：0.18, 0.15, 0.18, 0.18
• 渗透率：0.92, 0.0704, 16.7, 33 mD
• 垂向渗透率比：Kz/Kx = 0.1
• 参考压力：4000 psia
• 温度：90°F
• CO₂ 注入速率：500,000 SCF/d（前 2 年）
• 生产井约束：100 bbl/d，最小 BHP 1000 psi
• 模拟周期：2 年
模拟方案 • 通用模型敏感性分析：Case 1（纯 CO₂）、Case 2（10 倍增粘 CO₂）、Case 3（20 倍增粘 CO₂）
• Well A 模型对比：Case 4（纯 CO₂）、Case 5（20 倍增粘 CO₂）
主要结论 • 增粘剂效果验证：在通用模型中，CO₂ 粘度增加（10 倍或 20 倍）可延缓产油速率下降时间，提高累积产油量，延迟 CO₂ 突破，并维持更高的地层压力（图4.105-4.108）。
• 20 倍增粘效果最佳：20 倍增粘 CO₂ 在 4 年模拟期内 CO₂ 产率始终低于注入速率，而纯 CO₂ 的产率峰值远高于注入速率，表明增粘 CO₂ 利用效率更高。
• Well A 模型效果：20 倍增粘 CO₂ 相比纯 CO₂ 可延迟产油速率下降（约 3 个月）和 CO₂ 突破（约 4 个月），累积产油量更高（图4.110-4.112）。
• 非均质性挑战：高渗层（16.7 mD 和 33 mD）主导了流动，CO₂ 主要从底部两层突破，上部低渗层波及仍不足，建议结合凝胶调剖处理高渗层（图4.113）。
• CMG 适用性：CMG IMEX 的拟混相模型能够有效模拟增粘 CO₂ 驱，通过修改溶剂粘度-压力关系可便捷地表征增粘效应，是 CO₂ 驱方案优化和敏感性分析的有力工具。

文中明确指出（Case137.pdf）：

“A general CMG black oil simulation model using pseudo- miscible consideration is developed based on field data (Field P) provided by an oil company.” （第123页，第4.7节）

“Black Oil Simulation (IMEX): The pseudo-miscible consideration in the black-oil IMEX module of CMG software allows us to define CO₂ as a solvent slug which is miscible with the oil. In this model we can modify the phase behaviors of the solvent phase (CO₂) directly, especially for the CO₂ viscosity change with pressure.” （第123页，第4.7.1节）

“Todd and Longstaff 1972… three-component miscible displacement in a grid block.” （第124页，图4.98）

🧪 模拟方案与主要结果

1. 实验室研究：凝胶调剖（第4.4-4.5节）

模型：CT扫描集成岩心驱替系统，Berea砂岩/碳酸盐岩岩心，裂缝性/非均质模型。

凝胶浓度 应用场景 关键结果
3000 ppm 高裂缝性砂岩（图4.14） 增量采收率 6% OOIP；压降从 8 psi 增至 54 psi；CT 图像显示凝胶突破/滤失明显（图4.39）。
10000 ppm 高裂缝性砂岩 增量采收率 5.6% OOIP；压降从 8 psi 增至 850 psi；CT 图像显示凝胶更稳定，滤失减少（图4.39）。
3000 ppm (in-situ) 非均质碳酸盐岩 增量采收率 9% OOIP；压降从 50 psi 增至 660 psi；CT 图像确认凝胶进入高渗区域（图4.52）。

结论：交联 HPAM/Cr(OAc)₃ 凝胶可有效降低 CO₂ 渗透率，提高波及效率，获得增量采收率；高浓度凝胶稳定性更好，滤失更少。

2. 实验室研究：CO₂ 增粘剂（第4.6节）

模型：单裂缝 Berea 砂岩，CT 扫描成像，超临界 CO₂（1800 psi, 130°F）。

实验方案 注入体积 最终采收率 压降 关键现象
纯 CO₂（对照） 3.23 PV 67% ~8 psi CO₂ 快速突破（~0.8 PV），沿裂缝指进，CT 显示低波及效率（图4.68, 4.96-4.97）。
Dodecamethylpentasiloxane (5wt%) ~6 PV 79% ~48 psi 形成更清晰的驱替前缘，CO₂ 饱和度更高（图4.78, 表4.4）。
PVAc (5wt%) + 甲苯 (10wt%) 3 PV（后1.5 PV增粘） 76% – 转换到增粘 CO₂ 后，CO₂ 饱和度和采收率显著上升，最终采收率比纯 CO₂（67%）高 9%（图4.95-4.97）。

关键结论：PVAc/甲苯体系是最有潜力的 CO₂ 增粘剂，增粘 CO₂ 可形成更均匀的驱替前缘，提高波及效率和最终采收率。

3. 数值模拟：通用模型敏感性分析（第4.7.2节）

模型：1/8 五点井网，非均质渗透率（上5层 1 mD，下5层 10 mD），拟混相模型。

模拟方案 CO₂ 粘度（@4300 psi） CO₂ 突破时间 产油速率下降时间 4年累积产油 关键结论
Case 1 (纯 CO₂) ~0.05 cp 2000年8月 2002年1月 最低 CO₂ 产率峰值远超注入速率，低压快，利用率低（图4.105-4.108）。
Case 2 (10倍增粘) ~0.5 cp 2001年7月 2002年6月 中等 推迟突破和产量下降。
Case 3 (20倍增粘) ~1.0 cp 2002年1月 2002年9月 最高 CO₂ 产率始终低于注入速率，压力维持最好，效果最佳（图4.105-4.108）。

关键发现：CO₂ 增粘可显著推迟突破、延缓产量下降、提高累积产量，并改善 CO₂ 利用效率。

4. 数值模拟：Well A 模型（第4.7.3节）

模型：基于现场数据的 Well A 模型，4个产层，渗透率 0.07-33 mD，模拟周期2年。

模拟方案 CO₂ 突破时间 产油速率下降时间 2年累积产油 波及特征
Case 4 (纯 CO₂) 2000年4月 2001年3月 较低 CO₂ 主要从底部两个高渗层（16.7 mD, 33 mD）突破，上部低渗层未波及（图4.113）
Case 5 (20倍增粘 CO₂) 2000年8月 2001年6月 较高 底部高渗层突破延迟，第三层波及改善，但上部两层仍波及有限（图4.113）

结论：增粘 CO₂ 在现场尺度模型中同样有效，但由于渗透率差异过大，建议结合凝胶调剖处理高渗层以获得更优效果。

✅ 主要结论

  1. 凝胶调剖有效性：交联 HPAM/Cr(OAc)₃ 凝胶可有效降低 CO₂ 在高渗通道/裂缝中的渗透率，将 CO₂ 分流至低渗区域，获得增量采收率（5-9% OOIP）。高浓度凝胶（10000 ppm）比低浓度凝胶（3000 ppm）更稳定，滤失更少。

  2. CO₂ 增粘剂潜力：PVAc/甲苯体系是最有潜力的 CO₂ 增粘剂候选体系。CT 成像证实，增粘 CO₂ 可形成更均匀的驱替前缘，提高波及效率。在相同注入体积（3 PV）下，PVAc 增粘 CO₂ 的最终采收率（76%）显著高于纯 CO₂（67%）。

  3. 数值模拟验证：CMG IMEX 拟混相模型可有效模拟增粘 CO₂ 驱。模拟结果表明，CO₂ 粘度增加（10-20倍）可推迟气窜（从 2000年8月推迟至 2002年1月）、延缓产油速率下降、提高累积产油量，并维持更高的地层压力。

  4. 非均质性挑战：在强非均质储层（渗透率差异大）中，即使 CO₂ 增粘，高渗层仍主导流动，低渗层波及有限。建议在 CO₂ 驱前对高渗层进行凝胶调剖预处理。

  5. CMG 软件的适用性：CMG IMEX 的拟混相模型（Todd-Longstaff 方法）能够便捷地通过修改溶剂（CO₂）的粘度-压力关系来表征增粘效应，是 CO₂ 驱方案优化、敏感性分析和现场尺度预测的有效工具。

🏛️ 论文主要信息

项目 内容
论文标题 Study of CO₂ Mobility Control Using Cross-linked Gel Conformance Control and CO₂ Viscosifiers in Heterogeneous Media
作者 Shuzong Cai
学位 理学硕士（Master of Science）
授予单位 德克萨斯农工大学（Texas A&M University）
毕业年份 2010 年 8 月
所属院系 石油工程系（Harold Vance Department of Petroleum Engineering）
研究领域 CO₂ 驱、提高采收率（EOR）、流动性控制、凝胶调剖、CO₂ 增粘剂、CT 扫描、油藏数值模拟

💡 补充说明

该硕士论文是一项关于 CO₂ 流动性控制技术的综合性实验与模拟研究，核心创新点在于：

  • CT 成像与岩心驱替集成：首次将第四代 CT 扫描仪与岩心驱替系统集成，实时监测 CO₂ 饱和度分布，直观地可视化凝胶调剖和增粘 CO₂ 的驱替前缘和波及效率。

  • 凝胶调剖的系统研究：对比了不同浓度（3000 ppm vs 10000 ppm）交联 HPAM/Cr(OAc)₃ 凝胶在裂缝性砂岩和非均质碳酸盐岩中的调剖效果，CT 图像清晰揭示了高浓度凝胶的稳定性和低滤失特性。

  • CO₂ 增粘剂的筛选与验证：测试了多种潜在的增粘剂（dodecamethylpentasiloxane、PVAc、polydimethylsiloxane），通过压降测试和 CT 成像确定 PVAc/甲苯体系为最优候选，并首次定量对比了增粘 CO₂ 与纯 CO₂ 在相同注入体积下的采收率差异（76% vs 67%）。

  • 拟混相模拟方法：采用 CMG IMEX 的拟混相模型（Todd-Longstaff 方法），通过修改 CO₂ 的粘度-压力关系来表征增粘效应，为增粘 CO₂ 驱的现场预测提供了实用的数值模拟方法。

  • 敏感性分析与现场尺度预测：进行了系统的粘度倍数敏感性分析（1×、10×、20×），定量揭示了增粘程度对突破时间、产量下降时间和 CO₂ 利用率的影响。基于现场数据（Well A）的模型预测为实际应用提供了参考。

  • 组合工艺建议：基于模拟结果，针对强非均质储层，明确提出了“凝胶调剖 + CO₂ 增粘”的组合工艺建议，体现了对现场复杂性的深入理解。

该研究对从事 CO₂ 驱、提高采收率（EOR）、流动性控制、凝胶调剖、油藏数值模拟以及实验岩心驱替的工程师和科研人员具有重要的参考价值。

case137pdf

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