二氧化碳_原油体系最小混相压力预测模型_鞠斌山

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co2驱最小混相压力的测定与预测

co2驱最小混相压力的测定与预测
混相压力是指混合物中各组分的压力之和，它是混合物的物理性质的重要参数。

CO2驱是一种常用的油气开采技术，它利用CO2作为驱动剂，将油气从油藏中抽出。

CO2驱的最小混相压力是指在CO2驱抽油过程中，混合物的最小压力。

CO2驱最小混相压力的测定主要是通过实验室实验来完成的。

实验室实验可以
通过模拟油藏的温度、压力和油气组成来模拟CO2驱抽油过程，从而测定CO2驱最小混相压力。

此外，CO2驱最小混相压力也可以通过数值模拟来预测。

数值模拟可以通过建
立油藏的数学模型，结合CO2驱抽油过程的物理特性，来预测CO2驱最小混相压力。

CO2驱最小混相压力的测定和预测对于油气开采具有重要意义。

它可以帮助我
们更好地了解油藏的物理特性，从而更好地控制CO2驱抽油过程，提高抽油效率，降低抽油成本。

二氧化碳一氮气混合气体与原油最小混相压力研究

二氧化碳一氮气混合气体与原油最小混相压力研究本文是十三五国家科技重大专项课题（2017ZX05009004）“低渗-致密油藏高效提高采收率新技术”之任务“低渗-特低渗油藏复合气体改善CO<sub>2</sub>气驱可行性研究”的部分研究内容,论文运用CMG预测了纯二氧化碳与原油的最小混相压力、二氧化碳-氮气混合气体与原油最小混相压力以及二氧化碳加氮气段塞组合驱替的驱油效率。

首先运用细管实验法分别测得榆树林油田树101区块原油在油层温度为90℃时和108℃时二氧化碳与原油的最小混相压力分别为25.9 MPa和27.8 MPa,以此作为参考值。

利用油藏数值模拟软件Eclipse中PVTI对数据进行拟合,运用CMG法预测出榆树林油田树101区块在油层温度为90℃和108℃时,二氧化碳与原油的最小混相压力分别为25.66MPa和29.44MPa,与细管实验法实测值的相对误差分别是1.21%和5.56%,平均为3.39%。

并选用适应性相对良好多种的经验公式法计算出在相同条件下树101区块中二氧化碳与原油的最小混相压力,发现误差最小的Silva法和Emera-Sarma法的相对误差平均值分别是3.30%和4.68%,均比运用CMG计算的结果误差大,表明运用CMG计算二氧化碳与原油最小混相压力准确可靠。

其次,运用CMG中的组分模型GEM建立均质概念模型,经过计算和拟合,模拟了二氧化碳混入不同比例氮气时与原油的最小混相压力,绘制出最小混相压力与不同氮气含量混合气体的关系曲线,呈指数型函数曲线,随着混合气体中氮气含量的增加混相压力迅速增大,混合气体中氮气含量每增加1%,混相压力将平均增加1.15 MPa,使混合气体驱油的适应性变差,并且达到混相驱时的驱油效率逐步降低。

最后,模拟了0.3PV CO<sub>2</sub>+后续N2段塞驱油,得到采收率为96.24%,不低于纯二氧化碳驱油时的采收率96.21%,表明难以实现氮气-二氧化碳混相驱替的条件下,实施二氧化碳加氮气段塞组合式驱替方式,也可以达到理想的提高采收率效果。

原油组分对CO2最小混相压力的影响

大。此外，一定萃取压力下，ＣＯ萃取残余油相对
分子质量分布范围与原始油样相同，且轻质组分含量大于重质组分，而残余油重质组分含量远高
于原始油样。
斛
表２不同萃取压力下ＣＯ：萃取后残余油中各组分含量
图１不同驱替压力条件下第１组ＣＯ：细管采收率与注入量的关系
实验步骤为：利用常规细管实验装置在不同压力条件下开展第１组ＣＯ，驱油实验，细管尺寸４，４ｍｉｌｌ ×１．２ＩＴＩ，细管平均渗透率６．１—６．２ｍ，
第１５卷第６期
体积的比值，考察不同萃取压力下ＣＯ对原油的萃取率，结果见图３。随着萃取压力增大，ＣＯ对
原油的萃取率增大，且萃取率增大幅度逐渐减小。
均增大，但其对轻质组分的萃取量仍大于重质组分的，导致萃取残余油中重质组分含量进一步增
实验流速０．１５ｍＬ／ｍｉｎ；利用萃取率测试装置测定ＣＯ对原油的萃取率和采出油中各组分含量；采用ＰｖＴ装置配制与其各组分含量相近的实验用油，制作符合实验要求的细管模型，并在相同实验条件下开展第２组ＣＯ驱油实验。
力增大，ＣＯ细管驱油实验采收率增加，且采收率
增加幅度逐渐减小。这说明随着驱替压力增大，实验压力在接近ＣＯ：最小混相压力。当驱替压

CO2-原油体系饱和压力的测定与预测

３．６ＭＰ，层温度１６℃ ，和压力１．ａ气１５ａ地１饱１４ＭＰ，
油比８．Ｉｍ。地下原油相对密度０７４６地面７２１。Ｔ／，．１，
罐油相对密度０８３４地下原油黏度０８Ｐ．４，．９ｍａ・Ｓ，饱和压力下原油黏度０６ａ・Ｓ地面原油黏度．２ｍＰ，
选用比较理想的preos进行饱和压力计算并根据原始表达式的不足对preos进行了改进计算结果与试验值非常吻合证明其为一种比较理想的饱和压力计算方法
第３８卷第期
２１００年ｊ月
油
钻
探
技
术
Ｖ（１３８Ｎｏ３）．．
Ｍａ２）０ｙ．（ｔ
ＦＩＭＩＲＩＩＮ（ＪＬＨＮｌＵＥＪ）ＩＩ；、、ＥＱＳ
关键词：氧化碳；和压力；实验室试验；测；计算二饱预
中图分类号：ＴＥ３７４５．５文献标识码：Ａ文章编号：０１０９（０００－０８０１０～８０２１）３０９３
生产实践表明，Ｃ２注Ｏ可提高原油采收率１～５
油藏与开采
ｄｉ１．９９ｊｉｎ１０ — ８０２１．３０３ｏ：０３６／．ｓ．０１０９．０００．２ｓ
Ｃ一油体系饱和压力的测定与预测０２原
薄启炜
（围石油化１股份有限公司油田勘探开发事业部，京１０２）中北０７８

胜利油田樊142块特低渗透油藏CO_2驱油储层压力动态变化研究

樊１４２块油层注ＣＯ２后能否达到理想的驱油效果关键取决于地层压力，如果不能实现实时压力监测，就难以揭示地层压力的变化规律，无法判断达到混相驱油的时机。因此，需要通过对注采井进行实时压力监测研究油层压力动态变化情况，确定樊１４２块油层ＣＯ２驱油混相区域面积和混相前缘的推进规律。
ＣＯ２驱油技术是一种有效的提高采收率技术，提高采收率幅度可达１５％［１－５］，其中ＣＯ２混相驱具有更好的驱油效果［６－９］。对于ＣＯ２混相驱，国内外的研究主要集中在最小混相压力［１０－１２］、驱替机理和［１３－１５］驱替效率等方面的室内试验以［１６－１７］及注采参数优化数值模拟等方面。［１８－１９］油层压力是决定ＣＯ２驱油
ＢＯＱｉｚｈｏｎｇ１，ＤＡＩＴａｏ１，ＹＡＮＧＹｏｎｇ１，ＪＵＢｉｎｓｈａｎ２（１．ＯｉｌａｎｄＧａｓＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔＭａｎａｇｅｍｅｎｔＣｅｎｔｅｒ，ＳｉｎｏｐｅｃＳｈｅｎｇｌｉＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｄｏｎｇｙｉｎｇ，Ｓｈａｎｄｏｎｇ，２５７０１５，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｃｈｏｏｌｏｆＥｎｅｒｇｙＲｅｓｏｕｒｃｅｓ，ＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＧｅｏｓｃｉｅｎｃｅｓ（Ｂｅｉｊｉｎｇ），Ｂｅｉ－ｊｉｎｇ，１０００８３，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｏｓｔｕｄｙｔｈｅｄｙｎａｍｉｃｃｈａｎｇｅｓｄｕｒｉｎｇＣＯ２ｆｌｏｏｄｉｎｇｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｆｏｒｍａｔｉｏｎｓａｎｄｔｏｅｖａｌｕａｔｅｔｈｅｐｒｏｇｒｅｓｓｏｆｔｈｅｍｉｓｃｉｂｌｅｆｒｏｎｔｉｎｔｈｅｏｉｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＢｌｏｃｋＦａｎ１４２ｗｈｉｃｈｐｏｓｓｅｓｓｅｓｅｘｔｒｅｍｅｌｙｌｏｗｐｅｒ－ｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ａｎｄｔｏｃｌａｒｉｆｙｐｈａｓｅｓａｎｄｆｌｏｏｄｉｎｇｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｓｉｎｓｕｃｈｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｄｙｎａｍｉｃｃｈａｎｇｅｓｉｎｐｒｅｓｓｕｒｅｓｗｅｒｅｒｅｖｉｅｗｅｄ．Ｃｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅｌｙｕｓｉｎｇｇｅｏｌｏｇｉｃｄａｔａ，ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｄａｔａ，ｄｏｗｎｈｏｌｅｐｒｅｓｓｕｒｅｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇａｎｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓａｌｌｏｗｅｄｔｈｅａｎａｌｙｓｉｓｏｆｐａｔｔｅｒｎｓｉｎｐｒｅｓｓｕｒｅｃｈａｎｇｅｓａｎｄｐｒｅｓｓｕｒｅｂｕｉｌｄ－ｕｐａｆｔｅｒＣＯ２ｉｎｊｅｃｔｉｏｎｉｎｔｈｅＷｅｌｌＣｌｕｓｔｅｒＦ１４２－７－Ｘ４．Ｒｅｓｅａｒｃｈｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｅｄｔｈａｔｆｏｒｍａｔｉｏｎｐｒｅｓ－ｓｕｒｅｓｄｅｃｒｅａｓｅｄｑｕｉｃｋｌｙｉｎｓｔａｇｅｓｗｉｔｈｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｂｙｕｓｉｎｇｎａｔｕｒａｌｅｎｅｒｇｙ．Ｄｕｒｉｎｇｐｒｅｓｓｕｒｅｂｕｉｌｄ－ｕｐｗｉｔｈｃｌｏｓｅｄｐｒｏｄｕｃｅｒｓａｎｄｉｎｊｅｃｔｅｄＣＯ２，ｔｈｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｐｒｅｓｓｕｒｅｓｉｎＷｅｌｌＦ１４２－７－３ａｎｄＷｅｌｌＦ１４２－８－３ｏｆＦ１４２－７－Ｘ４Ｃｌｕｓｔｅｒｒｅｓｔｏｒｅｄｓｌｏｗｌｙ，ｗｈｅｒｅａｓｐｒｅｓｓｕｒｅｓｉｎｔｈｅｏｔｈｅｒｔｈｅ４ｗｅｌｌｓｗａｓｑｕｉｃｋｌｙｒｅｓｔｏｒｅｄ．ＣｏｎｓｉｄｅｒｉｎｇａｎａｌｙｓｅｓｒｅｌａｔｅｄｔｏｍｉｎｉｍｕｍｍｉｓｃｉｂｌｅｐｒｅｓｓｕｒｅｆｒｏｎｔａｎｄＣＯ２ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｆｒｏｎｔｂｏｔｈｖｅｒｔｉｃａｌｌｙａｎｄｈｏｒｉ－ｚｏｎｔａｌｌｙ，ｔｈｅｐｒｏｇｒｅｓｏｆｍｉｓｃｉｂｌｅｚｏｎｅｓｍａｙｂｅｄｅｔｅｒｍｉｎｅｄｔｏｅｓｔａｂｌｉｓｈｔｈｅｍｅｔｈｏｄｔｏｃｌａｒｉｆｙｔｈｅＣＯ２ｍｉｓｃｉ－ｂｌｅｚｏｎｅｓ．ＲｅｓｅａｒｃｈｒｅｓｕｌｔｓｄｅｍｏｎｓｔｒａｔｅｔｈａｔｔｈｅｄｙｎａｍｉｃｔｒａｃｋｉｎｇｏｆｐｒｅｓｓｕｒｅｓｍｉｇｈｔｐｒｏｖｉｄｅａｒｅｌｉａｂｌｅｆｏｕｎｄａｔｉｏｎｔｏｄｅｔｅｒｍｉｎｅｔｈｅｖｏｌｕｍｅａｎｄｔｉｍｉｎｇｏｆＣＯ２ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ．Ｉｎａｄｄｉｔｉｏｎ，ｔｈｅｓｅｒｅｓｕｌｔｓｍａｙｐｒｏｖｉｄｅｅｆ－ｆｅｃｔｉｖｅｗａｙｓｔｏｄｅｔｅｒｍｉｎｅｐｈａｓｅｓｉｎＣＯ２ｆｌｏｏｄｉｎｇａｎｄｔｏｃｌａｒｉｆｙｂｏｕｎｄａｒｉｅｓｏｆｍｉｓｃｉｂｌｅｒｅｇｉｏｎｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；ｐｒｅｓｓｕｒｅｍｏｎｉｔｏｒ；ＣＯ２ｆｌｏｏｄｉｎｇ；ｍｉｓｃｉｂｌｅｆｒｏｎｔ；ｍｉｎｉｍｕｍｍｉｓｃｉ－ｂｌｅｐｒｅｓｓｕｒｅ；ＢｌｏｃｋＦａｎ１４２；ＳｈｅｎｇｌｉＯｉｌｆｉｅｌｄ

用界面张力法测定CO2与原油的最小混相压力

用界面张力法测定ＣＯ２与原油的最小混相压力
彭宝仔罗虎陈光进孙长宇
（中国石油大学重质油国家重点实验室北京１０２２４９）
摘要：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Ｃ０：与原油间的界面张力。实验发现，ＣＯ２
维普资讯
第２８卷
第３期
石
油
学
报
ＶｏＩ＿２８ＮＯ．３
Ｍａｙ２００７
２００７年５月
ＡＣＴＡＰＥＴＲＯＬＥＩＳＩＮＩＣＡ
文章编号：０２５３ — ２６９７（２００７）０３ — ００９３ — ０３
时少。关键词：悬滴法；界面张力；Ｃ０：混相驱；最小混相压力；测定方法中图分类号：ＴＥ３１１文献标识码：Ａ
Ｄｅｔｅｒｍｉｎａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｍｉｎｉｍｕｍｍｉｓｃｉｂｉｌｉｔｙｐｒｅｓｓｕｒｅｏｆ
ＣＯ２ａｎｄｃｒｕｄｅｏｉｌｓｙｓｔｅｍｂｙｖａｎｉｓｈｉｎｇｉｎｔｅｒｆａｃｉａｌｔｅｎｓｉｏｎｍｅｔｈｏｄ
ＰｅｎｇＢａｏｚｉＬｕｏＨｕＣｈｅｎＧｕａｎｇｊｉｎＳｕｎＣｈａｎｇｙｕ

原油与CO2驱最小混相压力预测方法研究

—
４００
卿
３００
建立的关联式。
（）ＮａｉｎｌｅｒｌｕＣｕｃ（Ｃ方法Ｊ１ｔａＰｔｏｅｍｏｎｉＮＰ）ｏｌ
２００
ＮａｉｎｌｅｒｌｕＣｕｃ提出了根据原油密度ｔａＰｔｏｅｍｏｎｉｏｌ确定最小混相压力的方法（Ｃ，ＮＰ）然后利用地层温度对其进行校正（表１２。见、）（）ＭｕｇｎＨｏｍｎｏｅｄｌ２ｎａ、ｌａｄＪｓｎａ方法ＨｏｍａｄＪｓｎａ提出了根据原油密度确定最小ｌｎｏｅｄｌ混相压力的图板，ｎａ此基础上，大了其分子Ｍｕｇｎ在扩量范围，由原油密度与Ｃ分子量关系曲线查得Ｃ一分５ｓ
力进行预测，并将计算结果与实测ＭＭＰ进行对比。结果表明：所选的１种预测最小混相压力的在１方法中，ｉａ法计算结果与实测值最为接近，Ｓｌ方ｖ可用于预测原油与ＣＯ最小混相压力，次为Ｐ２其ＲｌＩ
Ｉ：一一１．８（．Ｔ＋３）Ｐ５９８１８２
Ｋ一０７４０＋００１０８ｃ．４２６．０１３Ｍ５００１２９Ｐ＋＋．０５７ＭＣＩ
注气开发时，相驱比非混相驱具有更高的采收混率，确定地层原油能否混相的关键指标是最小混相压力（ＭＭＰ，）它是油藏注气方案筛选的一个重要参数。确定原油与气体的最小混相压力的方法有实验法和理论计算法。计算法虽然误差比较大，但计算简单、方便，能迅速预测原油与气体的最小混相压力，因此，可用来进行预筛选或可行性研究。在对国内外预测Ｃ混相驱Ｏ２

CO2-原油最小混相压力实验研究

CO2-原油最小混相压力实验研究摘要：CO2混相驱是提高低渗透油藏采收率最有前景的方法之一，CO2最小混相压力是注CO2开发的一个重要参数，只有当驱替压力高于最小混相压力时才可能达到混相驱。

所研究油田属于特低渗透油田，本文采用两种方法针对原油进行了注CO2最小混相压力实验。

当采用界面张力法时，发现随着压力的增加，地层原油与CO2间界面张力逐渐下降，并在约33-34MPa时达到混相状态；当采用细管实验方法时，确定的最小混相压力值为32.2MPa。

由此获得的注CO2驱油的最小混相压力值可为油藏开采和油气生产提供重要参考。

关键词：CO2混相驱；最小混相压力；界面张力；细管实验中图分类号：TE35 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2010）03-0031-020 引言CO2在油田驱替中的应用越来越多，在国内外已经成为一项重要而且成熟的提高采收率的方法。

我国从20世纪50年代末期起对CO2驱油进行了研究，并进行了先导性现场试验，获得了较为满意的结果。

随着我国越来越多的低渗透、特低渗透油藏的出现，CO2混相驱将是提高我国低渗透油藏采收率最有前景的方法之一[1]。

混相驱的驱油效率远远高于非混相驱，而驱油效率的高低主要取决于驱替压力，只有当驱替压力高于最小混相压力（MMP）时才可能达到混相驱。

因此，CO2最小混相压力是注CO2开发的一个重要参数。

确定混相压力的方法有三种：实验法、经验公式法和状态方程法。

经验公式法的主要缺点是对油田的适用范围较小，对油的组分及油田温度敏感程度小。

状态方程法是把最小混相压力与体系的相行为联系起来，通过对CO2-原油体系泡点的求取，用混相函数作为判断依据，最终求得体系的最小混相压力，但该方法存在重组分临界值难以确定的缺点[2]。

相比而言，实验法具有较高的可靠性。

确定混相压力的实验方法有两种，其一是通过细管驱替实验，该法能比较真实地反映驱替过程中油、气混相的情况，通常把实验中原油采收率达90%~95%时对应的压力看成为MMP。

低渗透油藏co2驱油数值模拟方法与应用

油气地质与采收率 Petroleum Geology and Recovery Efficiency
Vol.27, No.1 Jan.2020
文章编号：1009-9603（2020）01-0126-08
DOI：10.13673/37-1359/te.2020.01.019
低渗透油藏 CO2驱油数值模拟方法与应用
46口井采油方案设计及开井组合顺序优化41方案设计为了获得最佳开井时机和开井顺序根据6口井的油层压力高低表1设计6种开井顺序方案表2对于油层压力高于最小混相压力31mpa的设定井底流压为31mpa以保证混相驱各井井底流压设定和压力恢复阶段末各井对应的油层压力见表1
第 27 卷第 1 期 2020 年 1 月
Abstract：In order to clarify the characteristics of front and displacement efficiency of CO2 flooding in Fan142 Block， Zhenglizhuang Oilfield，a numerical simulation method for CO2 flooding and the optimization for well open sequence for oil wells are studied. A fully-implicit reservoir numerical simulator for CO2 flooding is developed by using the multiphase per⁃ colation theory and the numerical solution technique. Combining the geological/production data analysis and oil reservoir simulation，the distribution of CO2 and the displacement front of the block are studied during the pressure build-up stage by continuous CO2 injection. It is found that an obvious fingering phenomenon occurs at the CO2 flooding front. After 2 years of injection，the front has reached Well F142-6-2. The shortest distances from the front to Well F142-6-3 and F1411-1 are 52 m and 45 m，respectively. The best scheme is that wells F142-8-3 and F142-7-3 in the low pressure area are first opened and the remaining 4 wells are opened for production after 1 year. The cumulative production for 5 years of this scheme is 1.34% higher than that of the scheme that the wells are opened at the same time，and the increase of oil produc⁃ tion is 5 407 t. By comparing the oil recoveries，geological sequestration rates and replacement rates of CO2，it is indicated that the sequence of well opening have an significant effect on the displacement efficiency. Key words：CO2 flooding；oil displacement front；numerical simulation；oil recovery；optimization for well open sequence； low permeability reservoirs

储层条件下超临界二氧化碳与原油体系最小混相压力研究

储层条件下超临界二氧化碳与原油体系最小混相压力研究赵跃军;宋考平;范广娟【摘要】注二氧化碳开采原油已经成为目前世界范围内特低或超低渗透油田重点采用的提高原油采收率技术,驱油过程中较为理想的驱替形态就是能够形成二氧化碳混相驱,而最小混相压力是形成混相驱关键因素之一,因此快速准确预测最小混相压力是实现混相驱的重要环节.通过长细管驱替实验法和多种经验公式法对储层条件下超临界二氧化碳与试验区原油体系最小混相压力的预测进行了研究,并用长细管驱替实验法对各经验公式法测定的结果进行了误差分析.研究结果表明:长细管驱替实验法预测的最小混相压力为29.15 MPa;各经验公式法计算得到的最小混相压力相差较大,预测最大值为42.60 MPa,最小值为10.34 MPa,平均值为26.83 MPa;对比长细管驱替实验法测得的结果,各经验公式法预测的最小混相压力平均值的相对误差为7.96%,其中相对误差最小的是石油采收率研究所提出的PRIⅠ方法,相对误差为1.26%.%Developing oil by inj ecting carbon dioxide has become the important enhanced oil recovery technology for the ultra-low permeability oil field and extra-low permeability oil field in the current world.The ideal displacement is to form carbon dioxide miscible flooding in the process of oil displacement.The minimum miscible pressure is one of the key factors to form miscible flooding.So it is an important part of the realization of miscible flooding to predict the minimum miscible pressure quickly and accurately.The minimum miscible pressure prediction of the supercritical carbon dioxide and crude oil system under reservoir condition of the test area is studied through the long slim tube displacement experiment method and a variety of empirical formula methods.The minimum misciblepressure predicted by the long slim tube displacement experiment method is applied to analyze the relative error of the result of the empirical formula methods.The research results show that the minimum miscible pressure predicted by the long slim tube displacement experiment method is 29.15 MPa;the minimum miscible pressure values calculated by the various empirical formula methods are quite different:the maximum is 42.60 MPa,the minimum is 10.34 MPa,and the average value is 26.83 MPa;the average relative error to the long slim tube displacement experiment method is 7.96%.The relative error of PRIⅠ method proposed by Petroleum Recovery Institute is 1.26%, which is the smallest relative error among all of the empirical formula methods.【期刊名称】《大连理工大学学报》【年(卷),期】2017(057)002【总页数】7页(P119-125)【关键词】最小混相压力;超临界二氧化碳;混相驱;长细管驱替实验法;经验公式法【作者】赵跃军;宋考平;范广娟【作者单位】东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆 163318;东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆 163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆 163318;东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆 163318;东北石油大学地球科学学院,黑龙江大庆 163318【正文语种】中文【中图分类】TE348最大幅度提高原油采收率(EOR)是国内外所有油田及石油工作者和研究人员追求的目标．虽然水驱采油技术在国内已经形成了一套很成熟的体系，然而对于特低渗透和超(致密)低渗透油田来说，注水开发技术是不适合的．多数油田需要采用注气开发，而在气源的选择中二氧化碳由于自身的优势成为了很多油田应用的对象[1-7]．经研究发现，在二氧化碳驱油过程中会出现混相驱或者非混相驱的驱替形态，实际数据表明存在混相驱区块的采收率要高于非混相驱区块较多，然而能否形成混相驱的关键性因素之一就是原油与二氧化碳体系的最小混相压力，并且最小混相压力主要受储层与原油性质、注入气体成分组成、地层温度和地层压力等因素的影响[8-16]．所以整个区块能否尽早全面实现混相驱与能否快速准确地预测最小混相压力有着非常重要的关系．本文针对超临界二氧化碳与该试验区原油体系最小混相压力首次采用长细管驱替实验法进行预测和确定，并对各经验公式法预测的结果进行误差分析，最终优选出适合预测相似区块最小混相压力的方法．长细管驱替实验法是被广泛应用且普遍认可的实验方法，该方法的预测结果对于经验公式法的优选具有重要作用，尤其对于该试验区能够尽快全面实现二氧化碳混相驱和进一步提高原油采收率具有重要研究价值．油田试验区北部油藏埋藏较浅，油层顶面深度1 400～1 900 m，南部埋藏较深，油层顶面深度2 100 m左右．试验区周围断裂比较发育，均为正断层，走向以近于南北向为主，断层延伸长度一般为2.5 km，断距一般为35～50 m，倾角为25°～45°，天然裂缝不发育，储层平均孔隙度为0.102，平均渗透率为1.2×10-3 μm2，饱和压力为7.76 MPa，气油比为40.3 m3/m3，原油密度为0.853 6g/cm3，体积系数为1.148 0，黏度为1.88 mPa·s，单脱死油相对分子质量为264.1，井流物组分摩尔分数：甲烷8.27%、C2～C10 26.12%、C11+ 43.04%、CO2与N2和22.57%，地层温度为111.5 ℃，地层压力为31.2 MPa．作者在调研一些关于经验公式法的文献时，发现部分文献中经验公式的单位或相关参数不是统一的，这样会导致同一个经验公式在不同文献中的表达式都是不同的，不方便进一步应用和研究．因此在查阅了相关的中文文献和外文原始文献的基础上，统一了各经验公式中各个变量的单位和相关参数．针对超临界二氧化碳与原油体系最小混相压力的预测，国内外的研究人员和学者提出过许多种经验公式．但有些方法只能预测二氧化碳纯度的影响或者应用条件与本试验区块实际情况不符，本文对此类方法不作讨论，如：Sebastian经验公式方法、Dunyushkin-Namiot方法和Kovarik方法等．(1)National Petroleum Council(NPC)方法National Petroleum Council(NPC)给出了以原油密度作为主要指标、地层温度作为辅助指标的确定最小混相压力的方法[17-19](见表1)．(2)Glaso经验公式Glaso在Benham和Alson等对最小混相压力预测研究的基础上，给出了中等组分含量在18%以上和以下的两种关系式[20-25]．①中等组分含量大于等于18%时的经验公式 pmm= 0.225)+5.580 5-0.0235Mr,C7+式中：pmm为最小混相压力，MPa；Mr,C7+为脱气油中C7+的相对分子质量；t为油藏温度，℃．②中等组分含量小于18%时的经验公式pmm= 0.225)+20.321 4-0.023 5Mr,C7+- 0.835 6xRF式中：xRF为油藏流体中C2～C6的摩尔分数．(3)Johnson-Pollin(J-P)经验公式[26]pmm=pci+0.006 897α(t-tci)+ 0.006 897I(βMr-Mr,in)2式中：pci为i组分的临界压力，MPa；tci为i组分的临界温度，℃；Mr,in为注入气体的相对分子质量；Mr为原油的平均相对分子质量．对于纯二氧化碳：I=1.276 2，α=18.9，β=0.285．于是式(3)转换为pmm=7.528+0.130 4×(t-31.04)+ 0.008 8×(0.285Mr-44.01)2(4)石油采收率研究所经验公式石油采收率研究所根据与最小混相压力相关的不同指标参数给出了两个经验公式[20]，第一个是与二氧化碳蒸气压曲线相关的经验公式PRIⅠ：其中R=1.8t+492．第二个是与油藏温度相关的经验公式PRIⅡ：需要注意的是：若最小混相压力小于饱和压力，则令最小混相压力等于饱和压力．(5)Cronquist经验公式Cronquist提出了与原有的甲烷摩尔分数、C5+馏分的相对分子质量和温度等原油特性参数相关的两种形式的经验公式[21]，这些参数对最小混相压力的影响较大．第一种形式：其中K=0.744 206+0.001 103 8MC5++ 0.001 527 9xPCI式中：MC5+为戊烷以上馏分的摩尔质量，g/mol；xPCI为甲烷和氮气的摩尔分数，%．第二种形式：pmm=60.532 9-0.073 612 5t- 0.049 292 4MC5++7.429 65×10-4a+2.102×10-4b-5.124×10-4c- 13.469 1log t-0.248 029 log xC1其中式中：xC1为甲烷的摩尔分数．(6)Alston经验公式Alston给出了与二氧化碳气体纯度相关的最小混相压力预测的经验公式[22]．由于该试验区的注入气体为纯二氧化碳，对于不纯注入气体的经验公式这里没有列出．对于纯二氧化碳的经验公式：pmm=6.053 6×10-6×(1.8t+32)1.06×式中：nvol、nmint分别为原油中挥发成分(如N2和C1)物质的量和中间烃(C2-4、CO2和H2S)组分物质的量．需要注意的是：如果最小混相压力小于饱和压力，则令最小混相压力等于饱和压力．(7)Silva经验公式Silva等[27-28]根据原油中各分子大小的分布对最小混相压力的影响建立了原油相对分子质量分布与最小混相压力之间的函数关系式．式(10)给出了C2～C31各馏分烃的归一化质量分数公式．式中：wi为i组分的质量分数，当i=31时，其数值表示为C31以上所有组分的质量分数之和．体系达到相平衡时，i组分的分配系数Ki为其中，Ci为i组分的碳原子数，C31用平均碳数C33代替．如果组分的质量分数是分段给出的，则对应的Ki可以按照组分的平均碳数计算．质量组成参数F的计算公式如下：二氧化碳密度在系统压力达到最小混相压力时的表达式为然后再利用Redlich-Kwong(R-K)状态方程[11-12]求出二氧化碳与原油体系的最小混相压力：psy= (Msy/ρsy+b)]a、b为特性参数，其计算公式如下：其中：psy为体系压力，MPa；Tsy为体系温度，K；Msy为体系平均摩尔质量，g/mol；ρsy为体系密度，g/m3；R为理想气体常数，取值0.008 314 4kJ/(mol·K)．或者根据二氧化碳气体达到上述密度和储层温度条件下对应的压力来计算并查表得到其最小混相压力值．需要注意的是：如果泡点压力高于最小混相压力，则最小混相压力等于泡点压力．2.1 实验原理及装置本研究所用的长细管驱替实验装置是自行组建的(见图1和表2)，装置主要为分别装有试验区油田原油、二氧化碳和蒸馏水的活塞容器、填砂细管、回压阀、气体流量计、液体流量计、ISCO全自动泵等．2.2 实验流程(1)实验准备：打开恒温箱并加热，当温度接近储层实际温度后通过调节恒温控制器使恒温箱内温度保持在预定值上；用甲苯和石油醚溶剂进行细管模型的清洗，接着用高压空气将残留的溶剂吹干；开泵后推活塞至容器顶部，将容器内的气体排出．接着向活塞容器中注入二氧化碳后将阀门关闭；填砂细管加饱和蒸馏水，计算该细管孔隙度；用甲苯清洗填砂细管中的蒸馏水，放在恒温箱中烘干，将细管中的甲苯蒸发掉；用ISCO恒压恒速泵向细管模型中压入配制好的模拟油，当模拟油注入量达到1.5倍孔隙体积时停止，根据其注入量和出液量的体积差就能够计算并确定出细管模型中的饱和油量，至此实验准备工作完毕．(2)压力调整：开启ISCO恒压恒速泵，使活塞容器中气体的压力提高至低于驱替实验压力的1～3 MPa停止加压；通过调节手动泵使回压提高到预定的实验驱替压力；在恒压下开泵注入二氧化碳气体进行实验驱替，此时打开细管模型的出口阀门并调整活塞容器中的气体压力，该压力要等于或略高于实验驱替压力．(3)计量并计算：在实验驱替过程中，对产油量、产气量和泵读数等数据根据实验情况定时进行测定并检查油样饱和情况；当累计注气体积大于1.2倍孔隙体积时停止注入并计算该次驱替实验的采收率．注意事项：当一次实验结束后，要重新进行细管模型的清洗，以免影响下一次的实验结果．(4)实验方案的制订：按照上述的实验流程进行下一个压力点下的驱替实验．通常情况下，通过该实验方法要分析出某种气体的最小混相压力，至少需要测出5个以上压力点的采收率．本实验设定的6个实验回压分别为24、26、28、30、32和34 MPa．2.3 实验结果目前，多数研究者认同的判定细管实验为混相驱替的准则为：注入1.2倍孔隙体积二氧化碳气体时的原油采出程度大于90%，而且随着驱替压力的升高，驱油效率没有明显的增加；在观察窗中可以观察到混相流体，即在二氧化碳和其之前的油墙间不存在明显的界面．确定最小混相压力(MMP)的方法是在保证长细管驱替实验非混相驱替和实现混相驱替各有3次的情况下，绘制各次长细管实验注入气体量为1.2倍孔隙体积时对应的原油采出程度与驱替压力的关系曲线图，非混相驱替段拟合回归的直线与混相驱替段拟合回归的直线的交点所对应的压力值即为最小混相压力值．根据实验结果(表3)绘制注入1.2倍孔隙体积二氧化碳气体时的原油采出程度与实验驱替压力之间的关系曲线(图2)，确定该试验区储层原油与超临界二氧化碳体系的最小混相压力为29.15 MPa．将应用广泛并被普遍认可的长细管驱替实验法与各经验公式法预测的最小混相压力进行对比(表4)，可以看出：长细管驱替实验法得到的最小混相压力为29.15 MPa；经验公式法中预测的最小混相压力最大值为42.60 MPa，最小值为10.34 MPa，平均值为26.83 MPa；所有经验公式预测的最小混相压力平均值的相对误差为7.96%，其中相对误差最小的是PRIⅠ方法，相对误差为1.26%，其次是J-P经验公式法，相对误差为8.82%；其他各经验公式方法的预测结果相对误差较大．(1)试验区原油储层条件下应用长细管驱替实验法预测的最小混相压力为29.15 MPa；各经验公式法预测得到的最小混相压力相差较大，压力预测的平均值为26.83 MPa，平均值的相对误差为7.96%，其中相对误差最小的是石油采收率研究所提出的PRIⅠ方法，压力预测值为28.78 MPa，相对误差为1.26%．(2)在实验设备和时间等条件允许的情况下，长细管驱替实验法仍然是试验区油田储层条件下最小混相压力预测较为可靠的方法．而在进行预筛选或可行性研究时也可以应用石油采收率研究所提出的PRIⅠ方法快速预测试验区油田及其他相似区块的原油与超临界二氧化碳体系最小混相压力．(3)各经验公式法是在各自特定的油藏环境、储层和流体性质等条件下通过大量的统计回归分析得到的，具有较强的局限性．因此用经验公式法预测最小混相压力时，一定要结合试验区块的实际情况通过长细管驱替实验法或者其他方法进行误差分析和适应性分析之后才可应用．【相关文献】[1] 任双双,杨胜来,杭达震. 非纯CO2对MMP和驱油效率影响的实验研究[J]. 中国矿业大学学报, 2010, 39(2):249-253.REN Shuangshuang, YANG Shenglai, HANG Dazhen. 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改进的CO_2-原油最小混相压力计算模型

尤其在２Ｏ～３０ＭＰａ的混相压力范围内比其他模型计算精度更高，平均误差仅为２．３２。对国内外３５个典型的陆相和海相原油组分组成及相应ＭＭＰ的统计分析发现，由于陆相原油组分中Ｃｚ～Ｃｅ的平均含量
质组分（Ｃ～Ｃ）的摩尔分数之比作为主要参数之一，认为原油中挥发组分和中间轻质组分的敏感程
要明显低于海相的，重组分Ｃ的含量又明显高于海相的，导致Ｃ０ｚ与陆相原油的ＭＭＰ明显高于海相原
油的。利用该模型对吉林油田和胜利油田不同区块油样的Ｃ０驱最小混相压力进行了计算，其计算值与试验值的误差均在平均误差之内，验证了改进的模型对我国陆相油田原油的适用性。
，
黄安源（中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东东营２５７０６１）到１平平（渤海钻探第三钻井公司，天津３００２８０）
［摘要］利用试验测定的多个油田Ｃ０ｚ一原油最小混相压力（ＭＭＰ）数据，建立了改进的ＭＭＰ预测模型，并将该模型与其他模型进行了对比。结果表明，改进模型相比于其他模型具有更高的计算精度和稳定性，
与原油传质扩散混相机制，在Ａｌｓｔｏｎ模型及ＧＡ模型的基础之上，选取油藏温度ｔ、原油中的挥发组分

CO2与原油最小混相压力实验研究进展

CO 2驱油作为一种EOR 技术，已受到世界各国的广泛关注。

按照CO 2驱油机理分类，驱油可分为混相驱与非混相驱，混相驱的效率比非混相驱的效率高，MMP 是判定实现混相驱的重要参数。

MMP 的确定方法主要有实验方法和理论方法两种，理论方法其应用范围有限，本文主要介绍CO 2驱油MMP 预测与测定中使用到的主要实验方法及研究进展。

1 细管实验法细管实验法比较符合油层多孔介质中油气驱替过程的特征，并能尽可能排除不利的流度比、粘性指进、重力分离、岩性的非均质等因素所带来的影响。

因此，利用该方法测定MMP 一直被公认为可用作工业标准的实验方法。

该实验装置中，核心设备为长10-30m，紧密填充有机玻璃砂的一维人造多孔介质螺旋状不锈钢细管。

细管长度尽可能长，以便为混相提供足够的空间，并且减少传送区长度的影响；细管直径要小，以减小粘性指进的影响。

充填材料为石英颗粒或者玻璃珠，以形成孔隙介质及模拟油藏条件。

油藏条件的孔隙度、渗透率并不能通过细管模型完全实现，实验中得到的采收率也必然不是油藏混相开采的原油采收率，但得出的MMP 可代表所测定的油气系统。

细管法的现存的问题是，细管法缺少统一的标准，实验耗时长(4-6周)，所测数据较少，另外，细管法对实验仪器要求较高，实验结果受细管长度和性能的影响较大，且仪器比较昂贵。

2 升泡仪法升泡仪法确定MMP 的核心装置是一垂直安放的耐高压扁平玻璃细管，也称观察计。

观察计前后分别安装光源与摄像头，用以观察并拍摄上升的气泡,气泡从安装在观察计底部的空心针中注入。

升泡仪法判别MMP 有两种方法：一种是根据观察到的气泡形状来确定MMP，当压力低于MMP 时，在油柱中上升的气泡上部接近球形而底部扁平，当压力等于或大于MMP 时，在油柱中上升的气泡底部扁平的气/油界面发生裂变，出现尾状，另一种是根据油-气系统中压力与气泡位移之间的关系确定MMP，当压力低于MMP 时，气泡中的气体以较缓慢的方式向新接触的原油扩散并溶解，移动距离长,压力高于MMP 时，气泡的组分已经与原油混相，气泡在上升过程中迅速向原油扩散，移动距离短。

降低co2驱油最小混相压力化学体系研发

第27卷第1期油气地质与采收率Vol.27,No.12020年1月Petroleum Geology and Recovery EfficiencyJan.2020—————————————收稿日期：2019-09-12。

作者简介：仉莉（1983—），女，山东东营人，工程师，硕士，从事气驱、泡沫驱提高采收率方法研究。

E-mail ：zhangli982.slyt@ 。

基金项目：中国石化科技攻关课题“降低二氧化碳最小混相压力化学剂”（218021-4）。

文章编号：1009-9603（2020）01-0045-05DOI ：10.13673/37-1359/te.2020.01.006降低CO 2驱油最小混相压力化学体系研发仉莉（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营257015）摘要：CO 2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CO 2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CO 2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CO 2中原油的抽提量及原油中CO 2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CO 2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CO 2之间最小混相压力由31.65MPa 降至24.60MPa ，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。

关键词：CO 2驱；提高采收率技术；复配化学体系；最小混相压力；特低渗透油藏中图分类号：TE357.46文献标识码：ADevelopment of chemical system for reducing minimummiscible pressure during CO 2floodingZHANG Li（Exploration and Development Research Institute ，Shengli Oilfield Company ，SINOPEC ，Dongying City ，Shandong Province ，257015，China ）Abstract ：The CO 2flooding technology has developed rapidly at home and abroad because it has the advantages of high effi⁃ciency ，energy conservation and emission reduction.However ，due to the high minimum miscible pressure of CO 2flooding in the bench-bar sandstones reservoirs of Shengli Oilfield ，the miscible displacement is difficult to carry out and the oil dis⁃placement efficiency is low.As a result ，a chemical system combining the double effects of synergism and solubilizing abili⁃ty is designed ，which can significantly reduce the minimum miscible pressure between CO 2and crude oil ，and improve the effect of immiscible displacement.Firstly ，the synergist DYJ-13and the solubilizer S6are screened by measuring the ex⁃traction amount of crude oil in CO 2and the dissolution amount of CO 2in crude oil.Furthermore ，these two chemical agents are combined ，and the effect of different proportions on the capability of crude oil extraction from CO 2is systematically in⁃vestigated.The results show that with the increase of the mass fraction of DYJ-13，the synergistic factor increases and then decreases ，and the solubilization factor do not change much ，thus the optimal chemical system of DYJ-13∶S6=3∶7is deter⁃mined.Finally ，the experiment of long slim tube displacement is carried out ，and the minimum miscible pressure between crude oil and CO 2in the test area decreases from 31.65MPa to 24.60MPa ，with a reduction of 22%，after adding the com⁃bined chemical system with a mass fraction of 3%.The developed chemical system has high application potential ，and it is recommended to carry out single well tests.Key words ：CO 2flooding ；EOR ；compound chemical system ；minimum miscible pressure ；extra-low permeability oil reser⁃voir胜利油田滩坝砂特低渗透油藏资源量丰富，但开发难度大。

鄂尔多斯盆地二氧化碳与地层原油最小混相压力计算方法[发明专利]

专利名称：鄂尔多斯盆地二氧化碳与地层原油最小混相压力计算方法
专利类型：发明专利
发明人：杨红,赵习森,陈龙龙,康宇龙,王宏,江绍静,金志,王伟,王维波,汤瑞佳,梁凯强,黄春霞
申请号：CN201811001737.X
申请日：20180830
公开号：CN108952648A
公开日：
20181207
专利内容由知识产权出版社提供
摘要：本发明属于石油开采技术领域，涉及如何定量计算鄂尔多斯盆地CO与地层原油间的最小混相压力。

鄂尔多斯盆地二氧化碳与地层原油最小混相压力计算方法，其特征在于：对鄂尔多斯盆地地层原油进行取样，通过气相色谱分析法分析其流体组成，得到其挥发组分的摩尔分数X，中间烃组分的摩尔分数X及重质组分的平均分子量M，代入以下公式即可求取CO与地层原油的最小混相压力P。

采用本方法计算鄂尔多斯盆地CO与地层原油间的最小混相压力简单方便、高效快捷，可为油田快速开展CO驱油潜力评价和区块筛选提供有力依据。

申请人：陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院
地址：710000 陕西省西安市科技二路75号
国籍：CN
代理机构：西安亿诺专利代理有限公司
代理人：贺珊
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利用交替条件变换确定二氧化碳与地层原油体系最小混相压力

利用交替条件变换确定二氧化碳与地层原油体系最小混相压力于萌;铁磊磊;李翔;徐景亮;刘文辉;韩蕊【摘要】A new MMP prediction model for CO2 miscibility flooding is established using preparing alternative conditional expectation transform( ACE)program based on the statistical data of the reservoir temperature and the crude oil components such as x( C1 -N2 ), x( C2 -C6 )and M( C7+)of 29 oilfields at home and abroad. The predicted MMP values using the model are highly consistent to experi-mental test values,and to use it can finish the efficient processing of large quantities of data. Compared with the existing empirical for-mulas,the improved model has higher accuracy and stability,the average relative error( ARE)is 5. 22%,and the standard deviation (SD)is 7. 87%. The sensitivity of the influencing factors of MMP of CO2 miscibility flooding is analyzed based on Spielman rank corre-lation coefficient,and it is shown that the mole fraction of C1 -N2 and the reservoir temperature are the main influencing factors of MMP.%在对国内外29个典型油田的油藏温度、原油组分（ C1-N2、C2-C6、M（ C7＋））进行数理统计的基础上，通过编制交替条件期望变换（ ACE）程序，建立了新的MMP（最小混相压力）预测模型。

基于多级混合单元模型的CO_2驱最小混相压力预测

基于多级混合单元模型的CO_2驱最小混相压力预测目前,国内大多数油田开采已经进入中后期,产能递减速度快,综合含水高,常规注水开发效果不显著,难以提高低渗透油田的采收率;提高采收率是各大油田急需解决的首要课题。

注CO2驱油具有提高采收率效果显著、适用范围广、驱油成本低和安全环保等优点,根据其机理可分为非混相驱和混相驱,其中混相驱高于非混相驱的采油效率,混相驱油效率理论上可达100%,油藏的平均采收率可达90%以上;若要实现注入CO2气体混相驱替原油,地层压力必须大于最小混相压力。

因此最小混相压力是确定混相驱油的一个重要参数,是提高原油采收率的关键,合理地预测最小混相压力对混相驱替设计具有重要的指导意义。

预测最小混相压力的方法目前主要有实验法和经验公式法。

实验法测定结果准确可靠,但耗时长、费用高,对仪器精度要求高,还易受人为因素影响;经验公式法简单、直接,但结果粗略、适应性不强;因此寻找一种能准确预测最小混相压力的方法是非常有必要的。

本文研究利用多级混合单元模型预测最小混相压力的方法具有计算时间短、结果可靠等优点。

具体的创新研究内容如下:首先,在CO2与原油多级接触过程中的热力学研究基础上,建立了描述平衡气液相组成、物质的量摩尔数守恒的物质平衡条件方程组,描述平衡常数与逸度关系的热力学平衡条件方程组和用于相平衡计算的状态方程结构体系,为建立多级混合单元模型奠定理论基础;其次,把细管实验用的填充细管离散为一系列具有相同体积的单元,连续注入的气体离散为一系列具有相同体积的批次,设定每个单元中的温度和压力恒定,单元间不存在物理扩散和毛管力作用,对每个单元进行热动力p/T闪蒸计算,建立多级混合单元模型;再次,以具体油气体系为例,研究多级混合单元模型中气油比GOR和分流函数对组分路径及混相发展过程的影响,分析多级混合单元模型预测CO2驱油最小混相压力的可行性;分析多级混合单元模型的可靠性,结果表明:多级混合单元模型平均相对误差仅为2.78%,具有良好的预测精度;然后,运用多级混合单元模型,分别对三元体系、四元体系和多元体系进行计算,求解出各关键结线的组成,对最小混相压力进行预测。

CO2萃取作用对最小混相压力的影响实验研究

CO2萃取作用对最小混相压力的影响实验研究齐桂雪【期刊名称】《《油气藏评价与开发》》【年(卷),期】2019(009)006【总页数】6页(P51-55,60)【关键词】CO2萃取率; 油相组分分布特征; 最小混相压力; 地层油关键组分; CO2驱【作者】齐桂雪【作者单位】中国石化中原油田勘探开发研究院河南濮阳 457000【正文语种】中文【中图分类】TE357随着油气资源勘探与开发难度的加大，CO2驱油技术的应用越来越广泛[1]，现场对CO2驱油机理的认识要求也越来越高，对CO2驱油机理的深入认识已成为解决诸多技术难题的关键[2-5]。

龙冕等详细调研了CO2混相驱与非混相驱技术进展[6]；邓瑞健等通过室内实验提出了烃类组分对CO2最小混相压力的影响[7]；李兆敏等研究了CO2在稠油中的溶解特性[8]；梁萌等提出CO2溶解膨胀降黏、改变岩石润湿性、形成弱酸水的观点[9]；牛保伦通过自制的微观可视化模型观测到CO2混相驱的高效驱油效果[10]；李中超等通过室内实验分析了CO2驱提高水驱废弃油藏的可行性[11]；杜朝锋等评价了特低渗油藏CO2注入方式、注入量与渗透率关系[12]；刘晓蕾等研究了CO2对重质链状烷烃的膨胀效应[13]。

但对于驱替过程中CO2萃取原油组分能力对混相压力影响的研究仅限于定性的分析[14-16]，尚未形成油气组分变化对混相压力影响的规律性认识。

CO2与原油组分能够发生交换，除与分子扩散运动有关外，主要源于在大部分油藏条件下，CO2为超临界流体，超临界CO2是一种良好的萃取溶剂，与天然气、氮气、烟道气相比，更容易萃取原油组分。

目前对CO2萃取的研究多集中于草药提纯、植物油萃取等方面[17-20]，不同压力下CO2萃取烃类能力定量分析及萃取作用对最小混相压力的影响鲜为报道，对CO2驱替过程中最小混相压力的动态变化规律认识不清。

为弥补上述不足，以中原油田某气驱区块的原油为研究对象，采用室内实验手段，开展CO2萃取研究，通过分析不同压力条件下萃取率、萃取油与残余油的最小混相压力及组分分布变化，定量研究CO2驱过程中动态最小混相压力情况，为现场气驱应用提供了有价值的参考。

CO2混相与非混相共同驱极限井距计算方法

CO2混相与非混相共同驱极限井距计算方法迟杰;鞠斌山;吕广忠;张星;汪佳蓓【摘要】Based on the theory of non-Darcy seepage,a mathematical model for CO2 miscible and immiscible concurrent flooding considering changes of oil viscosity and threshold pressure gradient of oil and CO2 is established.A computational method of critical well spacing of CO2 miscible and immiscible concurrent flooding in ultra-low permeability reservoirs is deduced by solving the distribution of CO2 concentration in miscible flooding area with the mass transfer-diffusion-absorption equation and solving the saturation equation of immiscible affected area with characteristic line method.A critical well spacing example is built in the F142 and G89 reservoir blocks and the results show:(1) The critical well spacing increases with gas injection pressure,while decreases with gas injection speed;(2) The contribution of length in pure CO2 seepage area to the critical well spacing is the largest,the contribution of length in CO2-Oil effective mass transfer area and immiscible affected area is secondary,the contribution of pure oil area is the least,the gap of length between pure CO2 seepage area and CO2-Oil effective mass transfer area and immiscible affected area decreases with gas injection speed and it increases with the decreasing of gas injection speed,meanwhile,the law is more significant;(3) Pressure drop gradient of miscible affected area is significantly different from that of immiscible affected area and pressure drop gradient of CO2-Oil effective mass transfer area in miscible affected area is bigger than thatof immiscible affected area.%基于非达西渗流理论,考虑原油黏度、油相及CO2相启动压力梯度的变化,建立了CO2混相与非混相共同驱渗流数学模型,用传质-扩散-吸附方程求解混相波及区内CO2浓度的分布,用特征线法求解非混相波及区内饱和度方程,推导出特低渗透油藏CO2混相与非混相共同驱极限井距计算方法.以F142和G89两个区块为例,进行极限井距计算,结果表明:①极限井距随注气压力的增大而增大,随注气速度的增大而减小;②纯CO2渗流区长度对极限井距的贡献最大,CO2-原油有效传质区域及非混相波及区长度对极限井距的贡献居中,纯油区的贡献最小,注气速度越大,纯CO2渗流区与CO2-原油有效传质区域及非混相波及区长度差距越小,随着注气速度减小,差距越来越大,此规律表现得更加显著;③混相波及区与非混相波及区的压力下降梯度有着显著的差异,混相波及区中CO2-原油有效传质区域的压力下降梯度比非混相波及区大.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2017(044)005【总页数】8页(P771-778)【关键词】特低渗透油藏;混相驱;非混相驱;极限井距;启动压力梯度【作者】迟杰;鞠斌山;吕广忠;张星;汪佳蓓【作者单位】中国石油大学(华东)胜利学院基础科学学院,山东东营257061;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;非常规天然气能源地质评价与开发工程北京市重点实验室,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;非常规天然气能源地质评价与开发工程北京市重点实验室,北京100083;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院,山东东营257000;重庆科技学院石油与天然气工程学院,重庆401331【正文语种】中文【中图分类】TE34特低渗透油藏孔隙度、渗透率极小，地层中流体的流动具有强烈的非线性，属于非达西渗流[1]。

改进的CO2-原油最小混相压力计算模型

改进的CO2-原油最小混相压力计算模型陈百炼;黄海东;章杨;王蕾;任韶然;黄安源;孙平平【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2013(035)002【摘要】利用试验测定的多个油田CO2-原油最小混相压力(MMP)数据,建立了改进的MMP预测模型,并将该模型与其他模型进行了对比.结果表明,改进模型相比于其他模型具有更高的计算精度和稳定性,尤其在20～30MPa的混相压力范围内比其他模型计算精度更高,平均误差仅为2.32％.对国内外35个典型的陆相和海相原油组分组成及相应MMP的统计分析发现,由于陆相原油组分中C2～C6的平均含量要明显低于海相的,重组分C16+的含量又明显高于海相的,导致CO2与陆相原油的MMP明显高于海相原油的.利用该模型对吉林油田和胜利油田不同区块油样的CO2驱最小混相压力进行了计算,其计算值与试验值的误差均在平均误差之内,验证了改进的模型对我国陆相油田原油的适用性.【总页数】5页(P126-130)【作者】陈百炼;黄海东;章杨;王蕾;任韶然;黄安源;孙平平【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中石化胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257061;渤海钻探第三钻井公司,天津300280【正文语种】中文【中图分类】TE311【相关文献】1.改进的CO2-原油体系范德华型组分混合规则 [J], 杨思玉;廉黎明;李实;杨永智;陈兴隆2.用于CO2-原油体系的改进型黏度预测模型 [J], 廉黎明;秦积舜;杨思玉;杨永智;李实;陈兴隆3.细管长度对烃类气-原油最小混相压力的影响及其改进预测模型 [J], 邵光强;郭平;吴琳;汪周华;范家伟;刘煌;孙博文;文波4.CO2-原油体系中的PR状态方程改进方法 [J], 谢丹;瞿利明;池建萍;陶武龙;熊维莉5.基于GPR-DE模型的CO2-原油体系最小混相压力研究 [J], 侯智玮;刘勇;叶锋;官志锐;石丹;杨兴超因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。