超临界CO2动态混相驱过程机理研究

以国内CS油田注CO2混相驱典型实例为基础,在油藏地层流体注CO2驱膨胀实验和细管最小混相压力实验拟合基础上,建立一维组分注气驱细管模型.应用所建立的模型,模拟研究CO2注入过程中油气两相组成、油气两相黏度、密度和界面张力等动态特性参数沿注气井到生产井距离的变化规律.以及注气量和注气压力对动态特性参数的影响规律.研究结果显示:CO2在原油中的溶解能力强,工程混相条件下,摩尔含量达到0.7.注入CO2抽提原油中的中间烃,甚至C19+以上的重烃,与地层油在前缘达到混相.CO2注入量增加,混相带增长,CO2波及区域增加,有利于驱油效率增加.随着注入压力的提高,从非混相到混相,CO2在地层油中的溶解量增加,界面张力降低,油的黏度降低.达到混相后,继续增加压力对驱油影响变小.     

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。     

低渗油藏CO_2驱油混相条件的探讨

CO2与地层油能否达到混相状态对CO2驱油技术的应用效果有重要影响,界面张力法和细管实验法测量的最小混相压力(MMP)存在较大差异。岩心孔隙结构对原油相对体积及CO2密度的影响实验均说明,多孔介质的孔隙特征对流体物性参数产生较大影响,用细管实验MMP值作为油藏条件下CO2-原油体系MMP值的做法也需要理论完善。对影响CO2驱油混相条件的主要因素进行分析,认为岩石孔隙特征、地层压力以及注入流量对多孔介质中CO2-原油体系MMP有明显影响。渗透率下降,测量的MMP值也不同程度地降低;相对而言,平均地层压力较低的油藏,测量的MMP值也较低;对注入流量的研究认为优化流量可获得较低的MMP值。综合分析以上3个因素,初步建立计算多孔介质中CO2-原油体系MMP的方程。该研究将压力分布曲线进一步细化,补充了对不同压力间流体状态的描述。图7表1参11     

CO2驱提高采收率方法在深层低渗透油藏的应用——以中原油田胡96块油藏为例

针对深层低渗油藏开发中存在的技术难点,以中原油田胡96块为目标油藏,采用室内实验与数值模拟相结合的方法,创新形成了深层低渗油藏CO2驱提高采收率技术体系,定量研究了地层压力及烃组分对最小混相压力的影响程度,形成了注气恢复压力后开发可达到在原始地层条件下连续CO2驱的效果的认识;优化了深层高压低渗油藏CO2驱最佳注采参数。研究成果现场应用已取得明显成效,达到大幅度提高采收率的目的,丰富和发展了油气田开发技术体系。     

富气驱混相判定方法

富气混相驱是目前进一步提高水驱采收率的主要方法之一。由于组成富气的液化石油气价格昂贵,若驱替过程中不是非混相驱或者发生气窜,注入的混合气在地层内没有与油藏剩余油发生混相作用即被采出,将造成巨大浪费;因此,实时监测油藏驱替动态,主动调整,保证驱替始终处于混相驱状态,就显得尤为重要。以北非某油田富气驱为例,研究了判断混相驱较为实用的方法——拟三元相图法、注入组成和油藏条件法、生产气油比和产出气组分法。结果表明：通过相平衡计算绘制的拟三元相图,不仅可清晰地表示驱替中多次接触混相的过程,还可确定最小混相组成和最小混相压力。为了实现富气混相驱替,首先要确保注入端的压力、温度和富气组成等达到混相要求;其次要监测采出端气油比和产出气中的C3,C4中间组分的变化,并以此作为是否混相的主要判断依据,而生产气油比受储集层物性影响,不确定性强,可作为次要判断依据;最后,根据判断结果,再对注入端参数实时加以调整。     

二氧化碳-原油体系最小混相压力预测模型

二氧化碳-原油体系的最小混相压力（CCMMP）是CO₂ 驱油方案设计的关键参数之一。为了提高CCMMP的预测精度,利用实验测定的46个二氧化碳-原油体系最小混相压力数据,选取油藏温度、原油中的挥发组分、中间组分、C₅₊、注入二氧化碳中所含的甲烷、乙烷 丁烷、氮气和硫化氢的含量8个因素,运用统计与回归理论建立了8参数的CCMMP预测模型。并将本模型和已经发表的9种方法预测的46个油样的最小混相压力结果进行了对比,结果表明本模型的预测精度大幅度提高。利用该模型对吉林油田CO₂ 驱油试验区的5口井油样的CCMMP进行了预测,并与实验结果进行了对比,相对误差范围0.05%～3.39%,进一步验证了本模型的可靠性。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏高压物性及最小混相驱压力实验研究

选择塔河油田典型油藏区块(稠油S48单元和稀油S86单元)碳酸盐岩缝洞单元作为研究对象,利用地层流体高压物性测试实验及细管实验论证注气混相驱在塔河油田提高采收率的可行性。结果表明:CO_2改善地层油物性参数的效果比干气好;稠油S48单元注气驱替无法达到混相条件,只能实施注CO_2非混相驱;稀油S86注CO_2可以实现混相驱,其最小混相压力为26.30 MPa,该压力值远小于本单元的原始地层压力,并取得较好的提高采收率效果。     

烃组分对CO2驱最小混相压力的影响

针对CO_2-EOR原油组分对混相能力影响的问题,应用界面张力消失法设计了不同碳数烃组分、不同族烃组分、不同含量烃组分混合模拟油与CO_2的最小混相压力实验,分析不同族烃组分与CO_2最小混相压力的变化规律,探寻原油中影响CO_2驱最小混相压力的关键组分。研究表明:原油中不同组分与CO_2的最小混相压力不同,相同碳数烃组分最小混相压力依次为:烷烃、环烷烃、芳香烃;同族烃的碳数越小,最小混相压力越小;相同碳数烃类的混合组分模拟油的最小混相压力小于单一烃组分的最小混相压力;原油中低碳数烷烃含量增加,最小混相压力降低,高碳数芳香烃含量增加,最小混相压力升高。该研究结果为多种类型油藏实施CO_2驱提高采收率提供了数据材料及理论支撑。     

龙虎泡油田高台子油层二氧化碳驱最小混相压力研究

最小混相压力是确定油藏能否采用混相驱的重要依据,测定最小混相压力方法最好的是细管实验法。应用细管实验法对大庆龙虎泡油田高台子油层进行了二氧化碳驱最小混相压力的测定,并利用经验公式对最小混相压力进行计算,确定高台子油层二氧化碳驱最小混相压力为21.7MPa,由于最小混相压力高于地层压力(地层压力18.18MPa),因此,二氧化碳驱油过程为非混相驱,但可以达到近混相。     

水驱油藏CO_2驱最小混相压力变化规律研究

本文在水驱油藏剩余油组分变化规律研究基础上,应用长细管室内实验方法,研究了不同开发阶段CO2最小混相压力变化特征。研究结果表明,濮城沙一下水驱后地层最小混相压力由原始油的18.42MPa增至18.91MPa,在各自的最小混相压力下,注CO2的采收率由92.2%下降到90.6%。     

基团法估算溶度参数

本文依据经过评选的４４１种物质的实验数据，建立了由基团贡献概念估算溶度参数的方法。９８个基团的贡献值由实验数据回归求得。本方法对上述４４１个实验点的绝对平均误差为２．３％。     

天然气输差的产生原因及降低途径

随着天然气能源的不断开发利用，管道输送企业要提高经济效益就必须采用多种途径来降低输差。通过对影响天然气输差的各相关要素如计量系统误差等产生的原因进行分析，提出了正确选用测量仪表等降低输差的主要途径，为管道输送企业控制输差提供了一种思路。     

UNIFAC法推算气体的溶解度

选用假想的纯液体作为气体溶质的标准态,根据气体在溶剂中溶解度的试验数据,采用了UNIFAC 法计算溶液中的活度系数,回归得到一套气体溶质-基因的相互作用参数。利用本文所给出的参数,用 UNIFAC 法推算气体在纯溶剂和混合溶剂中的溶解度,结果良好。本文将气体溶质-基团相互作用参数表示为温度的函数,推算结果有较好的温度适应性。此方法较 Sander 法的计算结果有改进,且计算简单。     

取代苯化合物分配系数和溶解度的估算

提出了一种新的拓扑指数Yz，用它研究了取代苯化合的正辛醇／水分配系数Kow、醚／水分配系数Kbw，环己烷／水分配系数Khw，四氯化碳／水分配系数Ktw、氯仿／水分配系数Kcw和溶解度Sw与其结构之间的定量关系，给出了相关方程，结果表明，新的拓扑指数易于计算，使用方便，物理意义明确，具有良好的结构选择性和性质相关性，计算值与实验值相符合。     

顺丁烯二酸酐在邻苯二甲酸酯中溶解度的研究

用综合法测定了顺丁烯二酸酐分别在邻苯二甲酸二甲酯 ,邻苯二甲酸二乙酯和邻苯二甲酸二丁酯中的溶解度数据 ,采用经验方程、λh方程及Wilson方程对数据进行了关联 ,结果表明上述体系的误差依次为λh方程较大 ,Wilson方程次之 ,经验方程较小 ,采用经验方程回归能够很好地关联溶解度数据 ,所得结果可用于过程选择及设计     

气体在N-甲酰吗啉溶液中溶解度模型的研究

估算了N-甲酰吗啉(NFM)的临界参数Tc,Pc和偏心因子ω,结合计算出的临界参数,运用状态方程,对文献中CO2,H2S,C2H6和CH4在N-甲酰吗啉溶液中的溶解度进行了考核,并通过相平衡实验数据优化得到了组分间的交互作用参数Kij。考核结果表明,对于以上气体在NFM中的溶解度计算,应用PR状态方程结合vdW混合规则是较好的选择。     

Empirical Statistical Correlation for Estimating Solubility of Natural Gas in Crude Oil

Abstract

A formula for natural gas solubility in crude oil is developed. The correlation is function of pressure and temperature. Good results are obtained with average absolute percentage error 4.4% for 27 data points. This formula is valid for pressure of 4,900 psi and temperature range 188°F–256°F.     

Empirical Statistical Correlation for Estimating Solubility of Natural Gas in Crude Oil

A formula for natural gas solubility in crude oil is developed. The correlation is function of pressure and temperature. Good results are obtained with average absolute percentage error 4.4% for 27 data points. This formula is valid for pressure of 4,900 psi and temperature range 188°F-256°F.