苏北低渗油藏CO_2驱最小混相压力计算方法研究

CO_2驱最小混相压力预测主要有细管驱替实验法和公式法两种,细管驱替实验法较为准确,但样品要求高、实验工作量较大;公式法具有简便、成本低的优势,但目前国内外研究成果无法满足苏北深层低渗油藏的要求。在充分研究吸收国内外前人研究成果的基础上,依据细管实验测定的几组具有代表性的最小混相压力,推导出了适合苏北低渗油藏埋藏深、地层温度高、油质重特点的理论计算公式,与实验结果验证,精度满足要求。     

南华201区块注CO2最小混相压力预测

本文主要通过细管实验,研究不同压力下注入CO2的采出率、气油比随注入CO2孔隙体积的变化规律,确定南华201区块CO2注入的最小混相压力.结果表明:在非混相驱时,采出程度与注入孔隙体积呈正相关,注入气体突破后,采出程度增加幅度不大;在混相驱时,气油比在注入气体突破后迅速上升,充分表明了注入气的整个过程是经过多次接触并不...     

确定CO2最小混相压力的状态方程法

混相压力是确定油藏能否采用混相驱的重要依据,测定混相压力的最好方法是细管实验法,但室内实验法测定费时费力。基于细管实验的结果,结合“混相函数”的概念,提出了一种利用组分分割和组合的方法,即将C1^＋组分分割为几种以后,对利用修正的Redlich—kwong状态方程确定CO2最小混相压力的方法进行了研究和改进,克服了原方法中重组分临界值难以确定的缺点;同时提高了温度对计算结果的敏感性。计算结果与实验结果对比表明,确定的最小混相压力误差小于5％,充分证明该方法的有效性。     

二氧化碳驱最小混相压力动态预测方法

最小混相压力的确定是实现CO_2混相驱的关键。注气过程中,CO_2与原油多次接触混相,且由于交换作用,CO_2与原油接触后,原油的组分会发生变化。针对这种情况,利用数值模拟多次接触法,对低渗透油藏CO_2混相驱过程中原油组分的变化规律进行了研究。结果表明:CO_2对原油组分中C+2和C+4的抽提能力较强,其变化规律均呈下降趋势;对C+7和C+17的抽提能力次之,其变化规律均呈先平稳后下降趋势,CO_2对C+18和C+25的抽提能力较弱。基于组分变化规律建立了适合目标区块的二氧化碳驱最小混相压力动态预测公式,为CO_2最小混相压力动态预测提供了一种新方法。     

BP神经网络预测最小混相压力

应用BP神经网络预测CO2最小混相压力,选择C5＋分子量、油藏温度、挥发油（CH4和氮气）的摩尔分数、中间油（C2-C10）的摩尔分数作为参数,用相关文献的实验结果作为样本进行训练,选取网络模型各层函数、隐含层节点数和算法得出适合的BP神经网络,结合实际细管实验的数据及相关参数修改网络输入参数应用于实际油藏,预测最小混相压力并分析相关的影响因素,指导生产和相应理论研究。     

大庆油田二氧化碳驱油最小混相压力预测

本文综合分析了见诸国外文献的18种二氧化碳驱油最小混相压力预测方法的应用条件。不同油田的原油性质不同,要得到符合实际的最小混相压力预测值,必须根据应用条件认真选用适合本油田原油的预测公式。本文在分析对比各种公式的基础上,找出了适用于预测大庆油田石蜡基原油与二氧化碳最小混相压力的Silva方法。     

CO2最小混相压力的预测

本文对预测原油用ＣＯ２的多次接触混相驱替所需要最小混相压力（ＭＭＰ）提出了一种实际方法。该技术与新近介绍的“混相函数”一起，以适用的、修正了的Ｐｅｎｇ及Ｒｏｂｉｎｓｏｎ状态方程（ＰＲＥＯＳ）为基础。混相函数可提供ＭＭＰ的精确预测。这篇文章的目的是证明这种混相函数是如何利用ＣＯ２驱替确定烃类混相驱系统所需的必要条件的。通过拟合由细管实验驱替数据确定的几个最小混相压力值，可以说明本方法的有效性及用途。     

最小混相压力计算方法对比分析

混相压力是确定油藏能否实现混相驱的重要依据。本文简要介绍经典的确定最小混相压力计算方法的原理，引入一种新的计算混相压力的方法，即系线解析法，解释其计算原理，对计算过程进行探讨，应用这些方法求解四组分系统的混相压力。计算结果表明：与经典的计算方法相比，系线解析法不仅能反映气驱油的多级接触和相互传质过程，且能准确可靠计算混相压力。     

原油组分对CO2最小混相压力的影响

为研究原油组分对CO2与原油最小混相压力的影响程度,在不同压力条件下开展两组细管驱油实验。结果表明,当原油中组分C5-C9和C10-C14含量降低,C15-C19、C20-C24和C25-C33含量增加时,CO2与原油最小混相压力升高至36 MPa,较第1组实验最小混相压力上升约5.88%。     

鄯勒油田最小混相压力实验研究

细管实验测定最小混相压力MMP较准确的方法之一。实验利用细管测定鄯勒西山窑组油藏伴生气与油藏原油的最小混相压力,为油藏注入压力的选择提供依据。实验结果表明,该油藏的最小混相压力是30．89MPa。鄯勒油藏目前地层压力和饱和压力分别为30．89MPa和15．21MPa,因此,结合目前地面、地下实际情况,鄯勒油藏注伴生气驱替可以实现混相。     

超低渗透油藏CO2驱最小混相压力实验

利用常规方法测量超低渗透油藏CO₂-原油最小混相压力时,存在测量周期长、工作量大等问题,且不能直接观察到CO₂与原油的混相状态。为了确定杏河超低渗透油藏CO₂-原油的最小混相压力,采用界面张力法对杏河油藏CO₂和原油进行室内实验。结果表明：随着平衡压力的升高,原油中溶解CO₂的量增多, CO₂-原油之间界面张力的变化可分为2个阶段,且均呈逐渐减小的线性关系;当平衡压力从4 MPa增大到28 MPa时, CO₂-原油之间的界面张力由17.72 mN/m降到1.56 mN/m。界面张力法测得杏河油藏最小混相压力值为22.5 MPa,略大于细管实验测得的最小混相压力值22.3 MPa,由于二者数值相差仅0.9%,表明界面张力法测量超低渗透油藏最小混相压力具有较好的准确性。通过上述研究,确定了杏河油藏最小混相压力,为杏河油藏注CO₂增产开发方案的制定提供了理论支持,但是由于最小混相压力高于油藏目前压力（17.5 MPa）,在目前油藏条件下CO₂与原油不能实现混相。     

基于广义回归神经网络的CO2驱最小混相压力预测

针对传统的最小混相压力预测方法应用不便或误差较大等问题,提出利用广义回归神经网络进行CO2驱最小混相压力预测。以油藏温度、C5+分子量、中间组分摩尔分数、挥发组分摩尔分数为输入变量,以最小混相压力为输出变量,建立广义回归神经网络预测模型,对CO2驱最小混相压力进行预测,将结果与其他预测方法进行对比,并做误差分析。实例计算结果表明,广义回归神经网络用于CO2驱最小混相压力预测是可行的,且具有精度高、收敛快、适用范围广、使用简便等特点。     

确定CO2最小混相压力的经验公式法

CO2最小混相压力是确定油藏能否采用CO2混相驱的重要依据,测定最小混相压力的最好方法是细管实验法,但室内实验法测定费时、费力。目前,确定CO2最小混相压力的方法很多,其中经验公式法是最简单的一种方法。该文将介绍一些常用的确定CO2最小混相压力的经验公式及一种最新的经验公式,计算结果与实验值进行分析．并对这些经验公式进行对比,使读者在以后选用公式过程中更具有针对性。     

微-纳米受限空间原油-天然气最小混相压力预测方法

微-纳米受限空间原油-天然气的最小混相压力(MMP)对致密/页岩油储层注天然气提高采收率参数优化、方案设计及产能预测至关重要,但至今尚缺少获取该参数的可靠方法。针对这一关键问题,提出一种微-纳米受限空间原油-天然气界面张力(IFT)计算方法,通过原油-天然气相平衡计算得到Parachor模型参数从而计算出IFT,并基于界面张力消失法(VIT)预测MMP。该方法改进了气液平衡计算及Peng-Robinson状态方程,考虑了毛细管压力并修正了流体的临界压力和临界温度,简化了传统计算方法,并将气/液相压力考虑到平衡常数K_i的迭代公式中。通过设计8组不同组分天然气并以长庆油田原油和拟注入天然气为实例,分别计算了孔隙半径r_p为5 000 nm、1 000 nm、500 nm、100 nm、10 nm时的IFT和MMP。计算结果表明,压力越高,IFT越小;在r_p为100~5 000 nm时,原油-天然气体系的IFT和MMP基本不受r_p的影响;当r_p≤100 nm时,IFT和MMP显著降低,MMP最大降幅达38.76%,说明致密/页岩油储层注天然气提高采收率相比常规储层注天然气更容易混相。原油-天然气体系的MMP与C₂—C₄含量呈现负相关性,且r_p越小,MMP递减速度越快,最大降幅达57.33%(r_p=10 nm,C₂—C₄摩尔分数增至40%)。将计算结果与文献报道数据进行对比,进一步验证了模型的可靠性。     

不同油藏压力下CO2驱最小混相压力实验研究

CO2-原油体系的最小混相压力是影响CO2驱开发效果的关键因素。随油藏开发阶段的不断深入,当油藏压力低于原始饱和压力后,溶解在原油中的溶解气会部分脱出。油藏流体组分及其高压物性也会发生变化,影响CO2-原油体系的最小混相压力,利用原始地层流体样品测试得到的最小混相压力不再适用。为此,以中国西部某油田8个典型区块为例,进行细管实验测试和多组分数值模拟,对不同油藏压力下的最小混相压力进行系统研究。与其他油田相比,研究区各油藏油样的C1摩尔含量较高,为31.12%~51.69%,平均为43.25%;C2-C6摩尔含量较低,为8.0%~18.48%,平均仅为11.3%。细管实验和数值模拟结果表明,在原始地层压力下,CO2均与8个典型区块地层原油样品发生混相驱替,但不同区块CO2驱最小混相压力差异很大,其值为17.60~41.18 MPa。当油藏压力低于原始饱和压力后,CO2驱最小混相压力主要呈微小幅度下降的趋势。随脱气压力进一步降低,油相组分构成中,C1N2摩尔含量呈递减趋势、C7+和C24+组分呈递增趋势,而中间组分(C2和C3+)摩尔含量变化较小。在各级脱气压力下,脱出气体以C1为主,中间组分摩尔含量仅在最后一级脱气压力下急剧升高。CO2-原油混相带出现在注入CO2波及前缘靠近注入端的位置,混相带随着驱替的进行而逐渐变宽。     

CO2驱最小混相压力的测定与预测

在细管驱替实验数据的基础上,对确定CO2驱最小混相压力的各种方法进行了评价。对于细管驱替实验,混相条件的判断标准应该是采收率随驱替压力变化曲线上的拐点,而不是高的采收率。经验关联式计算最小混相压力简单、方便,但可靠性较差,且对于高温、高CH4和N2含量、高气油比等比较特殊的原油,须进一步增加关联参数。状态方程能较准确快速地计算最小混相压力,但对混相函数值难以给出一个实用的判断标准,计算时应根据泡点压力变化、温度、CO2浓度和混相函数值综合确定体系的最小混相压力。综合研究对比表明,细管驱替实验仍是最准确的、不可替代的确定最小混相压力的方法。     

降低CO2驱油最小混相压力化学体系研发

CO2驱提高原油采收率技术由于兼具高效、节能减排等优势在中外发展迅速,但胜利油田滩坝砂油藏CO2驱最小混相压力高,混相驱替难以进行,驱油效率较低。为此设计了一种兼顾增效和增溶作用的化学体系,可以显著降低CO2与原油之间的最小混相压力,改善非混相驱替效果。首先通过测定CO2中原油的抽提量及原油中CO2的溶解量,筛选出相应的增效剂DYJ-13和增溶剂S6。进一步对两种化学剂进行复配,系统考察了不同配比对CO2萃取抽提原油能力的影响,结果表明,随体系中DYJ-13质量分数的增加,增效因子先上升后下降,增溶因子变化不大,从而确定出最优的化学体系DYJ-13∶S6=3∶7。最后采用长细管驱替实验方法,测定了加入质量分数为3%的复配化学体系后,试验区原油与CO2之间最小混相压力由31.65 MPa降至24.60 MPa,降低幅度达22%。所研发的化学体系具有较高的应用潜力,建议开展单井试验。     

交替条件期望变换确定油气最小混相压力新方法

通过统计分析国内外油田原油成因、性质,并针对我国陆相沉积原油特点,选取了与MMP直接相关的两方面因素：油藏温度、原油组分（C＋N2、中间组分、MWC5＋）,并编制交替条件期望变换程序,对数据样本进行多元非线性回归,得到具有统计意义的纯CO2/Oil-MMP关联式。结果表明：经国内外数据样本对比发现,适应我国原油性质的纯CO2注入气MMP关联式与实验测试值吻合较好,具有较高的精度和较好的适应性,满足CO2混相驱工程需要。并对国内样本关联式、国外样本关联式、综合关联式进行了误差对比分析。对比结果证明：ACE方法通过不断的增加数据样本可逐步提高该关联式的精度,为我国陆相沉积油藏实施CO2混相驱矿场试验提供了技术支持。该国内样本关联式在对国外样本的预测上也具有一定的参考价值。