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。     

N_2对CO_2最小混相压力的影响

向复杂断块油藏注入CO_2,既可通过混相驱提高原油采收率,又可节约成本,封存大量温室气体,减缓温室效应。由于断层封闭性及CO_2混相均受压力影响,又因注入CO_2中常混有N_2,因此,文中深入研究N_2对CO_2-原油最小混相压力的影响。通过Win Prop模块模拟计算了原油分子摩尔质量为170~360 g/mol,油藏温度为310~360 K,N_2摩尔分数至10%,约2 000种情况下的混相压力,得到N_2影响的CO_2混相压力与纯CO_2混相压力比值(Fimp)表达式。结果显示,Fimp与注入气体中N_2的摩尔分数成正比,不同组成的原油对Fimp没有影响,得到了N_2存在情况下CO_2-原油最小混相压力的表达式。与CO_2混相实验结果及已发表公式计算结果对比发现,该表达式能准确计算N_2存在情况下CO_2-原油混相压力,为CO_2混相驱提高原油采收率及筛选断块油气藏实施混相驱提供理论依据。     

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。     

非离子表面活性剂分子结构对CO2驱混相压力的影响

为揭示非离子表面活性剂对油/CO_2界面张力和最小混相压力(MMP)的影响,利用高温高压界面流变仪,采用下悬滴法,研究了温度和非离子表面活性剂分子结构对超临界CO_2/油界面张力和MMP的影响规律。结果表明,随着温度的升高,超临界CO_2/油界面张力和MMP逐渐增大,月桂醇聚氧丙烯醚(C12PO6)降低CO_2驱混相压力的幅度先增大后减小,60℃时的降幅最大(25.6%)。直链脂肪醇碳数由12增至18时,超临界CO_2/油MMP逐渐增加,C12PO6降低CO_2驱混相压力的效果最好。聚氧丙烯醚基团(亲CO_2端)降低界面张力和CO_2驱混相压力的效果好于聚氧乙烯醚基团。随聚氧丙烯醚聚合度增加,超临界CO_2/油MMP先降低后增加,聚合度为6时的MMP最小(13.22 MPa)。降低CO_2驱混相压力效果最好的表面活性剂分子结构为碳十二醇聚氧丙烯醚-6(C12PO6)。     

基于GA-SVR的CO_2驱原油最小混相压力预测模型

为了得到更精确的CO_2驱原油最小混相压力,考虑挥发组分(N_2+CO_2+CH_4+H_2S)含量、中间烃组分(C_(2-6))含量、重质组分(C_7~+)含量、重质组分的相对分子质量、重质组分密度以及温度的影响,建立了基于遗传算法参数寻优的支持向量回归机模型。模型优点在于使数据结构风险最小化,是基于数据精度高和回归函数复杂性适宜的条件下进行全局参数寻优得到最优模型,根据测试样本数据可以给出预测结果,得到更为准确的最小混相压力数值。该模型计算结果平均相对误差为3.44%,与文献中的实验结果、细管实验结果对比,具有较好的准确性。     

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.     

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%。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

大庆榆树林油田扶杨油层CO2驱油试验

为了探索大庆榆树林油田扶杨油层有效动用方法,在Y101区块进行了CO2驱油试验.通过物理模拟实验和岩心驱替实验等研究了原油与CO2作用后的参数变化情况,分析了CO2驱与水驱的渗流特征和驱油效率.结果表明:由于CO2与原油容易混相,因此降低了界面张力;CO2能够提高原油的泡点压力、降低原油的黏度;CO2驱的注入能力和渗流能力都比水驱强,其驱油效率比水驱高17％～35％,水气交替驱的驱油效率比连续CO2驱高.现场试验效果证实CO2驱油技术值得推广应用.