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。     

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。     

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%。     

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.     

注烃混相驱最小混相压力确定方法研究

确定混相压力是混相驱的一项重要工作,核心问题是最小混相压力的确定,它是确定原油与排驱气体是否能达到完全混相的一个非常重要的参数。最小混相压力的确定方法很多,文章综合分析了实验测定和理论计算的几种常用方法,并进行了相应评价,给出了各种方法的优缺点和通用性,最终得出了确定最小混相压力的较好的几种方法,为油田注烃混相驱实践提供借鉴。     

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。     

利用PR状态方程确定CO2驱最小混相压力

CO2与原油接触时会发生传质现象直到两相组成相似,此时界面张力消失,即达到混相。最小混相压力(MMP)是CO2混相驱的重要参数之一,目前主要采用细管实验法来确定其大小,但该方法费时费力,而经验公式法又存在较大的局限性。利用PR状态方程确定了气、液达到平衡时的各组分组成,并结合混相函数计算出了此时的MMP值。实例表明:与经验公式法相比,由PR状态方程计算出的MMP值最接近细管实验值;混相函数的迭代精度对计算出的MMP值影响较大。     

表面活性剂降低CO2驱最小混相压力研究现状

CO2混相驱油技术因其驱油效率高的优势而迅速发展。国内多数油藏原油与CO2混相压力过高,无法实现混相驱替。鉴于此,降低CO2与原油最小混相压力是突破方向。目前主要是寻找合适的表面活性剂等添加剂来降低CO2气相与油相的界面张力,进而降低二者间的最小混相压力。其中,研发新型的CO2-原油两亲性表面活性剂极为关键。     

低渗透油藏CO_2驱最小混相压力预测研究

注CO2提高低渗透油藏采收率研究中,最小混相压力是CO2驱过程中的重要参数。以国内某低渗透油藏流体为研究对象,在室内相态实验研究基础上,综合运用多级接触和多因素回归分析方法,考虑原油组分和温度,建立适合目标油藏实际的CO2最小混相压力预测公式。与传统经验公式相比,该公式提高了典型区块最小混相压力的预测精度,为现场确定最小混相压力提供了简单、可靠的计算方法,为低渗透油藏CO2驱最小混相压力的预测提供了新的思路。     

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。     

用界面张力法测定CO2与原油的最小混相压力

采用悬滴法,测定了在模拟地层温度为356.5K、压力为8.54~23.43MPa时的CO₂与原油间的界面张力.实验发现,CO₂与原油间的界面张力随压力的增加近似呈线性下降趋势.对该数据进行了线性回归,并用外推法计算出当界面张力为零时的最小混相压力为24.17MPa,与实验观测达到一次接触混相状态时的压力(23.43MPa)相比,相对误差为3.16%.采用界面张力确定CO₂与原油间的最小混相压力,既可通过直接观测接触混相状态确定,也可利用所测界面张力数据进行估算,操作简单易行,且耗时少.     

Estimation of the CO2-oil minimum miscibility pressure for enhanced oil recovery

The authors' aim was to present new models based on artificial neural network (ANN) and two optimization algorithms including cuckoo optimization algorithm (COA) and teaching learning based optimization (TLBO) to predict the pure and impure CO₂ MMP. Thirty-four and 11 training and testing data sets were used to develop these models with following inputs: reservoir temperature, the mole percent of volatile oil components (C₁ and N₂), mole percent of intermediate oil components (C₂-C₄, CO₂, and H₂S), molecular weight of C₅₊ fraction in oil phase (MW_C5+) and mole percentage of CO₂, N₂, C₁, C₄, and H₂S in the injected gas. Statistical comparisons show that although two models yield acceptable results, the ANN-TLBO model has better performance with the lower mean absolute percentage error (2.6%) and standard deviation (3.37%) and the higher coefficient of determination (0.993). Moreover, among the available correlations, the Cronquist's (1978 Cronquist, C. (1978). Carbon dioxide dynamic miscibility with light reservoir oils. Fourth Annual U.S. DOE Symposium, Tulsa, Oklahoma. [Google Scholar]; corrected by Sebastian et al., 1985 Sebastian, H. M., Wenger, R. S., and Renner, T. A. (1985). Correlation of minimum miscibility pressure for impure CO2 streams. J. Pet. Technol. 37:2076–2082.[Crossref] , [Google Scholar]) correlations have better performance. Finally, the sensitivity analysis on the ANN-TLBO showed that MW_C5+ and reservoir temperature are the most influential parameters in determining the CO₂ MMP, respectively.     

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。     

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。     

A new estimating method of minimum miscibility pressure as a key parameter in designing CO2 gas injection process

Minimum miscibility pressure (MMP) is an important key parameter for designing any gas flooding project in enhancing oil recovery, whereas the injection must be operated at or above (MMP). This parameter will be determined before any field trial, because it is important for operator to plan suitable surface facilities and to develop injection conditions. MMP may be reliably estimated by traditional laboratory techniques, which are very costly and time consuming. Various empirical correlations for the estimation of MMP are available in literature however using them is not reliable as each correlation relates to a unique reservoir and fluid conditions. Hence none of these correlations can be used with enough confidence to estimate (MMP) and applying them is prone to errors. Therefore, the objective of this article is to search for a quick and sturdy mathematical correlation for the mathematical determination of (MMP) based on regression analysis within a shorter period of time. Finally, a comparison between the (MMP) calculated from the proposed correlation and the published ones was presented. Results ensure that the suggested new (MMP) correlation is the more accurate one.     

油藏CO2驱过程中最小混相压力的动态变化及其影响因素分析

为了进一步研究CO₂驱过程中最小混相压力(MMP)的动态变化,为油气CO₂驱产出伴生气回注提供理论依据,针对吉林油田CO₂驱示范区的油藏工况,利用经验模型法和PVT方法分析计算MMP,进行了CO₂驱过程中油气组分及MMP变化的动态分析,研究了MMP的变化规律及其影响因素。结果表明,2种方法所得MMP差值为4%～8%,与实验值的误差为5.36%。在油藏CO₂驱生产过程中,由于CO₂的抽提作用使原油中的中轻质组分(C₂～C₆)减少,导致MMP增大。注入气的组分对MMP也有较大影响,纯CO₂中加入C₂H₆等轻质组分会降低MMP。CO₂驱油藏产出气中含有CO₂,CH₄和(C₂～C₄)等轻质组分,可以将其与纯CO₂混合后回注,当...     

经验关联式预测烃气驱MMP方法评价

最小混相压力的预测是注气可行性评价中的重要工作之一。一般地说,确定原油与烃气最小混相压力主要采用实验方法。当实验存在困难时,可采用经验法。不同的经验方法其预测精度可能存在较大差别。目前文献中对这些注烃气混相驱MMP预测的精度评价较少。在比较了多种方法后,选择了几种主要的经验关联式方法及其适用范围,选取了部分国内油田的MMP实例数据,对比了各经验关联式MMP预测精度。结果表明在注烃气混相驱MMP预测方面,Firoozabadi-Aziz关联式较为实用,精度最高。     

一种测试油气藏岩石启动压力梯度的优化方法

瞬间动用法和两端压力平衡法测定最小启动压力梯度,耗时都较长,且数据准确度不高。“压差-流量法”测试拟启动压力梯度,在定围压模式下的测试结果会偏大。基于上述分析,设计出了一体化实验流程,并制定出“非稳态动用-压力平衡法”,优选出“压差-流量法”最佳实现方式。该流程通过采用精密设备来保证测试数据的精确度,且适用各种渗透率范围岩心的测试。通过将本方法应用于吐哈油田岩心测试,测定结果符合预期,可以将该方法推广到实验室测量中。     

高压悬滴法测定 CO 2 -原油最小混相压力

CO ₂ - 原油体系的最小混相压力是 CO ₂ 驱油技术研究中的一个重要参数。 采用高压悬滴法测定了延长油田特低渗油藏原油在 44 ℃ 油藏温度下 CO ₂ - 原油体系界面张力随压力的变化。 实验结果表明： CO ₂ -原油两相间的界面张力随体系压力的升高而呈近线性下降趋势。 根据外推法得出两相体系界面张力为0 时的最小混相压力为 23.56 MPa 。 利用该方法既可以较精确地得到 CO ₂ - 原油体系最小混相压力数据,又可以直接地观察到 CO ₂ - 原油混相互溶时的状态。 实验操作时间较短,且简单易行,对同类实验的测定方法具有一定的参考价值。