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  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。
中国论文网 /7/view-12241392.htm
  Abstract: CO2miscible drive is one of the most promising method to improve the recovery of low permeability reservoirs, CO2 minimum miscibility pressure is an important parameter in the development of CO2 injection, only when the driving pressure higher than the minimum miscibility pressure , it is likely to be miscible. The researched oil field belongs to low permeability oil fields, this paper adopt two methods to do minimum miscibility pressure of CO2 injection experiments for crude oil. When using surface tension method, we found that as pressure increases, formation interfacial tension between crude oil and CO2 decreased, and in about 33-34MPa, it reached the mixed-phase state; when using small tube experimental method, the determined value of minimum miscibility pressure is 32.2MPa. The result of injection of CO2 displaceable oil value of minimum miscibility pressure provides an important reference of reservoir exploitation for oil and gas production.
  关键词:CO2混相驱;最小混相压力;界面张力;细管实验
  Key words: CO2 miscible phase recovery; minimum miscible pressure; interfacial tension; tube experience
  中图分类号:TE35 文献标识码:A文章编号:1006-4311(2010)03-0031-02
  
  0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]?;煜嗲那托试对陡哂诜腔煜嗲?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。但此法测量MMP需时间较长,大约1周左右的时间[3]。其二是通过界面张力实验,界面张力是造成油藏中大量原油用常规的气驱或水驱方法不能采出的主要原因,当原油和驱替剂之间的界面张力为零时,两相变为混相,最小混相压力即为界面张力变为零时的压力,也是注入气和油相互混相时的最小压力。
  1地层流体组成分析
  为准确模拟复杂烃类混合物的相态行为和物理性质,必须首先获得原油混合物的准确组成资料数据。油藏流体的组成描述是通过分别分析气相和液相样品,按气液比例重新组合后,得到油藏流体的组成。即在油藏温度下,将油藏流体闪蒸为气相和液相,分别计量气体体积及液相质量,然后采用气相色谱分析气相组成、采用模拟蒸馏分析液相组成,由此得到地层原油的气油比和井流物组成数据。本实验中气相组成由HP6890色谱仪测定,液相组成由Agilent6890模拟蒸馏仪进行分析。气相体积由RUSKA专用气量计计量。由模拟蒸馏所得的脱气油分子量为266.0g/mol,脱气油C7+的分子量为282.9g/mol,脱气油C11+的分子量为330.3g/mol,分析得到的脱气油密度(20℃条件下)为0.8608g/cm3,脱气油C7+的密度(20℃条件下)为0.8672g/cm3,脱气油C11+的密度(20℃条件下)为0.8809g/cm3,溶解气油比GOR=15.9m3/m3。
  2最小混相压力的确定
  在油气藏中,混相被定义为两个或多个流体能以任意比例混合成单相,即两相或多相的界面张力为零时达到混相。本文从两种实验方法中确定混相状态,其一为通过测试不同压力下CO2-地层原油的界面张力;其二通过细管实验确定。
  2.1 界面张力法。该方法通过测试不同压力下CO2-地层原油的界面张力,研究在地层温度下注入CO2后,界面张力的变化规律,由此确定一次接触混相和近混相的压力条件。实验采用D.B Robinson公司(加拿大)生产的JEFFRI高压界面张力仪,操作温度由三个Pt100热电偶测定(分别位于原油样品釜,CO2气样品釜和悬滴室内),并由三个Eurotherm温控仪控制,温控误差±0.1K,所有压力表通过标准RUSKA死重仪进行了标定。实验过程中,将CO2引入悬滴室并加压达到所需压力。然后用手动泵缓慢将原油压入悬滴室,并在探针处形成小油滴,当油滴快要脱落探针时由摄像系统拍下油滴图片。根据油滴的形状图片,由下述方法计算CO2-油界面张力:
  =△de2g/H(1)
  1/H=f(ds/de) (2)
  其中de为悬滴液滴的最大直径,g为重力常数,△?籽为两相密度差,ds为选择面直径,其定义为在与悬滴顶点垂直距离等于de的地方做最大值经的平行线,交于液滴外形曲线的长度(如图1所示)。1/H可由ds/de比值查数据表得到。
  采用该实验装置,在高于地层原油泡点压力条件下测定了108.0℃时原油-CO2间界面张力,原油密度由PVT数据得到,某些压力下的原油密度是由内插或外延法求得。CO2密度由BWRS状态方程求得。由此获得的实验数据标绘于图2,可以看出,当高于原油泡点压力时,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。
  2.2 细管实验法。采用细管实验方法时,装置中的细管长度约为18米,内径约3.9mm,细管中填充180-200目石英砂,孔隙体积约为35%,采用油浴恒温,实验装置的最大工作压力为50MPa,最高工作温度为150℃。最小混相压力定义为:于注入气穿透时有≥90%的细管孔隙中的原油被采出时的压力。实验步骤如下:(1)采用石油醚清洗细管,然后将细管用氮气吹干,并在实验所需的温度下烘干。(2)

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