511. 高矿化度油藏中混相注气提高采收率策略的评价研究——以Raleigh油田为例

Evaluation of Miscible Gas Injection Strategies for Enhanced Oil Recovery in High-Salinity Reservoirs

本研究针对高矿化度油藏中混相注气（MGI）提高采收率（EOR）的策略进行了系统评估，重点以美国密西西比州Smith县的Raleigh油田为研究对象。研究采用CMG WinProp软件建立并校准状态方程（EOS）模型，模拟了8种不同注气方案（包括纯CO₂、富气、LPG、N₂、CH₄及其混合物）下的相态、混相能力和膨胀因子。结果表明，CO₂和富集分离气在技术和经济上均为最优选择，其中CO₂具有更低的混相压力和更高的原油膨胀能力。研究强调了CO₂-EOR在压力衰竭型高盐度油藏中的可持续性和有效性。

CMG软件应用情况：

本研究使用CMG WinProp软件进行PVT建模与状态方程（EOS）校准，模拟不同气体注入条件下的相态行为和混相特性。通过回归分析调整关键参数（如临界压力、温度、偏心因子等），使模型预测结果与实验数据高度吻合。随后利用该模型计算了不同注入气体的最小混相压力（MMP）和膨胀因子，为优选注气方案提供依据。

结论：

1. 在8种注气方案中，CO₂和富集分离气被确定为Raleigh油田最具可行性的EOR方案。
2. CO₂的最小混相压力为3250 psi，膨胀因子约为31%，优于其他气体。
3. 鉴于油藏压力已从初始的5783 psi快速下降至3500 psi以下，CO₂注入被认为是维持油藏压力、提高采收率的最佳策略。
4. 建议在油藏压力降至饱和压力（3250 psi）时启动CO₂-EOR作业，以实现最佳技术效果和经济效益。
5. CO₂-EOR不仅具有技术优势，还具备碳封存的环境效益，符合可持续发展目标。

作者单位：

美国新墨西哥矿业与技术学院 石油工程系

Abstract

This study presents a comprehensive evaluation of miscible gas injection (MGI) strategies for enhanced oil recovery (EOR) in high-salinity reservoirs, with a focus on the Raleigh Oil Field. Using a calibrated Equation of State (EOS) model in CMG WinProp™, eight gas injection scenarios were simulated to assess phase behavior, miscibility, and swelling factors. The results indicate that carbon dioxide (CO₂) and enriched separator gas offer the most technically and economically viable options, with CO₂ demonstrating superior swelling performance and lower miscibility pressure requirements. The findings underscore the potential of CO₂-EOR as a sustainable and effective recovery method in pressure-depleted, high-salinity environments.