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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。
二氧化碳驱技术在低渗透油藏开发中提高驱油效率的研究与应用摘要：在中石化总公司支持下，组建了CO2驱技术研究团队，形成了高温高盐油藏CO2驱油三次采油关键技术，解决水驱废弃油藏和低渗难动用储量的开发难题。
在国内率先开展了特高含水油藏CO2/水交替驱；深层低渗油藏CO2驱。
油田层次开展了四种油藏类型五种矿场试验。
验证该类油藏二氧化碳驱可行性，探索合理举升方式，进一步优化二氧化碳驱井网井距，验证大井距可行性，探索深层低渗稠油油藏有效开发方式，扩展二氧化碳驱应用范围以及特高含水废弃油藏二氧化碳驱提高采收率技术。
探索储层粘土含量高、水敏性强油藏二氧化碳驱提高采收率技术。
关键词：二氧化碳驱低渗油藏提高采收率换油率1、研究目的1.1 某厂低渗难动用储量涉及开发单元11个，地质储量1601.85×104t，标定采收率7.56%，目前采出程度5.54%。
涉及单元多为低孔隙、低渗透的地质特点。
2010年开始二氧化碳驱在胡1块深层低渗油藏实施先导试验，胡1井组气驱取得成效后，相继在其他五个低渗类型油藏实施气驱开发。
目前总覆盖地质储量309.5×104t。
累注气17.9×104t，累增油3.05×104t。
1.2低渗油藏水驱效率低，注采井组呈现两极分化现象，一是注水压力高油井难以见效，二是油井见效快、含水上升快、见效稳产周期短，通过二氧化碳驱提高驱油效率。
2、研究内容及成果2.1 二氧化碳驱机理上优于水驱一是超临界二氧化碳注入能力强，增大有效井距；二是CO2驱补充地层能量，可膨胀地层原油，提高驱油效率再者CO2能进入的孔喉半径比水小一个数量级（0.01μm），低渗油藏，增加驱油体积25%以上，随CO2溶解，原油体积膨胀。
毛管半径分布曲线不同驱替方式驱替压力变化曲线2.2二氧化碳驱解决注入压力过高的问题根据深层低渗油藏开发情况调查，注水压力高，注气难度不大。
从地质条件类似的胡某区块二氧化碳注入能力看，二氧化碳驱可以解决注入压力过高的问题。
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。
CO2驱最小混相压力影响因素研究近年来，CO2驱技术逐渐受到重视，已成为油田开发的一种有效补给技术。
CO2驱产生的最小混相流压力，是驱油成功与否的关键性因素，而如何精确地预测最小混相流压力也就变得尤为重要。
在目前的研究中，CO2驱最小混相压力受到油藏类型、抽量、混合比、温度及压力等多种因素影响，本文就CO2驱最小混相压力影响因素进行系统探讨，以便为实际应用奠定基础。
首先，从油藏类型上来看，该类型是影响CO2驱最小混相压力的重要因素之一。
首先要考虑的是渗透率，一般来说，渗透率越大，最小的混合流压力就越低；其次，也要考虑油藏的储层性质，如果储层有孔隙表层或注水改良，则最小混相流压力也会更低。
其他，渗流不均、易于破碎性以及夹层问题也会影响CO2驱最小混相压力。
其次，抽量是影响CO2驱最小混相压力的重要因素。
一般来说，作为母液驱动剂，CO2最大抽量一般在油井上限值以下，一旦抽量过大，渗透率将出现下降，油层压力将进一步降低，也会影响CO2驱最小的混相压力。
第三，CO2驱最小混相压力受液相混合比影响很大。
一般来说，CO2气体和母液的混合比越高，其最小混相压力也会越低，反之亦然；但是实际情况也比较复杂，因为液相混合比具有多个维度，可以按时间、空间、深度等多种因素来分类，所以，这种复杂的维度空间会影响CO2驱最小混相压力的预测。
另外，CO2驱最小混相压力还受温度和压力的影响。
一般来说，温度升高，驱替性能提高，油藏压力也会随之增加，驱替效率也更高，以致CO2驱最小混相压力也会增大；但随着深度的增加，温度也会降低，油藏压力也随之下降，此时CO2驱最小混相压力也会随之下降。
最后，CO2驱最小混相压力还受到剩余油压力的影响。
一般来说，剩余油压力是负责提供扩大驱替作用的能量，如果剩余油压力较高，单位面积上焓变值也会增大，从而使CO2驱最小混相压力大大增加。
综上所述，CO2驱最小混相流压力受到多种因素的影响，尤其是油藏类型、抽量、混合比、温度、压力等，而把握得当、准确研究这些因素，就能为我们提供一个较为准确的预测。
二氧化碳驱油技术及比较一、CO2-EOR在油田中的应用近几年来，CO2-EOR技术发展迅速。
研究表明，将CO2注入油层，不仅能大幅提高采收率，而且可达到CO2减排的目的，知足环保和油藏高效开发的双重要求。
由于技术的进步和温室效应的存在，CO2-EOR愈来愈受到重视，包括我国在内的很多国家都开展了现场实验。
目前，CO2-EOR已成为美国提高石油采收率的主导技术，2021年美国CO2-EOR增加的原油产量占全国提高采收率项目总产量的31%。
CO2提高采收率机理CO2-EOR主要有以下几个方面的作用：（1）使原油体积膨胀CO2注入油藏后，可在原油中充分溶解，一般可使体积增加10% ~100%。
其结果不但增加地层的弹性能量，还大大减少了原油流动进程中的阻力，从而提高驱油效率。
（2）降低原油黏度CO2溶于原油后，一般可降低到原黏度的0. 1~0. 01。
原油初始黏度越高，黏度降低幅度越大。
黏度降低，有利于原油流动能力，提高产油量。
（3）改善油水流度比CO2溶于原油和水，其黏度增加20%~ 30%，流度降低；原油碳酸化后，其黏度降低30%~80%，流度增加。
其综合作用的结果，使油水流度比趋于接近，水驱波及体积扩大，有利于原油采出。
（4）降低界面张力CO2极易溶解于原油，其结果大大降低了油水界面张力，有利于原油流动，从而提高了原油采收率。
CO2与原油混相后其界面张力降为0，理论上可使采收率达到100%。
（5）萃取原油中轻烃CO2注入油藏后，部份CO2未溶解于油水中的CO2能萃取原油中的轻烃，使原油相对密度降低，黏度降低，从而提高原油流动性能，有利于开采。
（6）溶解气驱作用随着油井生产井周围的地层压力下降，地层原油中溶解的CO2逸出，逸出的CO2 气体驱动原油流入井筒，形成内部溶解气驱。
CO2-EOR驱油技术目前CO2-EOR的实施方式主要有CO2混相驱、CO2非混相驱和CO2吞吐，其中CO2混相驱应用最为普遍。
第32卷 第1期 成都理工大学学报(自然科学版) Vol.32No.1 2005年2月JOURNAL OF CHEN G DU UNIVERSITY OF TECHNOLO GY (Science &Technology Edition )Feb.2005 [文章编号]167129727(2005)0120061204CO 2混相驱最小混相压力确定方法研究[收稿日期]2004207208[作者简介]毛振强(1968-),男,高级工程师,现从事油气藏工程、储层描述研究工作.(E 2mail :cldzmzq @ )毛振强 陈凤莲(中国石化胜利有限公司纯梁采油厂,山东博兴256504)[摘要]CO 2混相驱是低渗透油藏提高采收率的三次采油技术,而CO 2混相驱最小混相压力是研究的关键。
文章从经验公式计算、室内实验和数值模拟三个方面进行了研究,分析论证了确定CO 2混相驱最小混相压力的方法;通过岩心驱替实验研究证明了混相驱可以大幅度提高油藏采收率,混相驱应用于低渗透油藏开发是可行性的;在确定了最小混相压力的基础上,把CO 2混相驱应用于东营凹陷樊124块的油藏开发取得了良好的效果。
[关键词]CO 2混相驱;最小混相压力;采收率[分类号]TE357.7 [文献标识码]A 1 混相驱采油概况为了探索低渗透油藏提高采收率的三次采油技术,油藏工程师们开展了大量的混相驱采油技术研究。
混相驱是提高油气采收率的重要方法之一[1]。
CO 2驱油在国外已得到广泛的应用,是一项十分有效的三次采油方法[2]。
在向油层中注入CO 2的采油过程中,地下会出现三相或更多相流动,且伴随相间组分转移、相变以及其它的复杂相行为发生。
因此对于一个具体的CO 2驱油藏来说存在一个最小混相压力。
在油藏温度下当地层压力高于此压力值时,CO 2与原油可以达到动态混相,此时的CO 2驱为混相驱替;当地层压力低于此压力值时,CO 2与原油不能混相为非混相驱替。
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。
CO_2混相驱最小混相压力测试新方法我国在已探明的储量中,低渗油藏、超低渗油储量的比例很高,约占全国储量的2/3以上,开发潜力巨大,然而常规注水或者溶剂驱开发低渗油藏的效果不佳。
这些问题严重的影响着油田采收率的提高。
注气驱是一种提高低渗油田采收率的重要手段,混相驱在气驱提采项目中占了绝对的比重,目前常用于混相驱的气体有烃气、空气、N2、CO2等,经过长期的研究发现,原油注CO2的最小混相压力比其它气体(烃气,空气,N2)更小,CO2比其它气体(烃气,空气,N2)更容易混相,因此,CO2更适用于混相驱提高采收率。
同时,随着工业的发展,CO2气体的排放量迅猛增加,CO2气体的排放量是导致全球气候变暖的主要原因。
注CO2不仅可以提高石油采收率而且可以对CO2进行封存,减少温室气体排放含量。
本文针对现有测试方法的不足,提出了在多级接触混相管中注入CO2与原油进行多级混相,并测试多级接触混相管气体与原油的界面张力,通过界面张力来判断是否混相的方法,同时论证了运用该方法的可行性。
本文根据现有测试CO2混相驱MMP测试方法,总结现有方法的不足之处,提出测试CO2混相驱MMP新方法,取得的主要认识和成果如下:(1)提出在多级接触混相管中注入CO2与原油进行多级接触,并测试多级接触后混相管气体与原油的界面张力,通过界面张力来判断是否混相的方法。
(2)通过数值模拟软件对多级接触混相管中的高度模拟,得到了多级接触管的参数,设计并制造多级接触混相管,该装置结合了细管法和界面张力法的优点,在多级接触混相管中,模拟CO2与原油在多孔介质中接触,同时可以测定混相管气体与原油的界面张力,结果表明多级接触混相管能承受的最大压力为40MPa。
(3)运用新方法测试CO2原油系统的最小混相压力,并用细管法对比,得到的最小混相压力差距很小,证明新方法具有可行性。
同时,新方法具有方便操作,耗油量少,耗时短、方便拆卸等优点。
(4)当压力达到CO2-原油系统的最小混相压力时,原油在气相中慢慢散开,同时呈不规则形状。
第32卷第2期2020年4月岩性油气藏LITHOLOGIC RESERVOIRSV ol.32No.2Apr.2020收稿日期：2019-03-20；修回日期：2019-09-02；网络发表日期：2019-10-23基金项目：国家重点基础研究发展计划“973”项目“陆上页岩油储集性能与流动机理”（编号：2014CB239103）资助作者简介：代波（1987—），男，工程师，主要从事油田开发方面的研究工作。
地址：（716000）陕西省延安市宝塔区河庄坪镇长庆油田分公司第一采油厂。
Email ：**************。
文章编号：1673-8926（2020）02-0129-05DOI ：10.12108/yxyqc.20200214引用：代波，王磊飞，庄建，等.超低渗透油藏CO 2驱最小混相压力实验.岩性油气藏，2020，32（2）：129-133.Cite ：DAI B ，WANG L F ，ZHUANG J ，et al.Experiment of minimum miscible pressure of CO 2flooding in ultra-low permeabilityreservoir.Lithologic Reservoirs ，2020，32（2）：129-133.超低渗透油藏CO 2驱最小混相压力实验代波，王磊飞，庄建，袁维彬，王学生（中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安716000）摘要：利用常规方法测量超低渗透油藏CO 2-原油最小混相压力时，存在测量周期长、工作量大等问题，且不能直接观察到CO 2与原油的混相状态。
为了确定杏河超低渗透油藏CO 2-原油的最小混相压力，采用界面张力法对杏河油藏CO 2和原油进行室内实验。
结果表明：随着平衡压力的升高，原油中溶解CO 2的量增多，CO 2-原油之间界面张力的变化可分为2个阶段，且均呈逐渐减小的线性关系；当平衡压力从4MPa 增大到28MPa 时，CO 2-原油之间的界面张力由17.72mN /m 降到1.56mN /m 。
低渗透油藏CO 2驱最小混相压力实验研究王 欣1,赵法军2,3,刘 江4(1.内蒙古神华鄂尔多斯煤制油化工有限公司,内蒙古薛家湾 010300;2.东北石油大学教育部重点实验室;3.中石油大庆油田博士后工作站;4.中国石油大庆炼化公司,黑龙江大庆 163712) 摘 要:本文利用细管法研究了J 区块原油与CO 2最小混相压力,为J 区块低渗透油藏CO 2驱注入压力选择提供依据,应用Anton Paar MCR 301旋转流变仪测定了该区块脱气原油粘温性。
研究结果表明,原油的粘度对温度非常敏感,随温度升高而大幅度降低。
该油藏原油与CO 2最小混相压力是22.39MPa,结合该区块地面、地下实际情况,J 区块油藏注CO 2驱替可以实现混相。
关键词:最小混相压力;粘度;注入压力;CO 2驱 中图分类号:T E357.45 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)12—0011—03 低渗透油田的开发比中高渗透油田的开发难度要大得多,存在的问题也多,特别是在低渗透油田注水开发中,反映出注水压力高,注水成本高,渗透率降低严重,产能低等一系列问题。
因此,应加强低渗透油层开采研究。
大庆J 区块油藏储层埋藏深,油藏中部深度一般在2100m 左右,储层物性差,油层平均渗透率0.7mD ,属于典型的低渗透油藏。
常规的注水开发难以有效动用,需要研究其它有效的能量补充方式。
根据国内外特低渗透油藏的开发实践,CO 2驱具有较好的开发效果,而且没有污染,特别是大庆具有丰富的CO 2资源,开展CO 2驱具有广阔的发展前景。
在提高采收率方法中,混相驱具有非常强大的吸引力。
混相驱是指在多孔介质中,一种流体驱替另外一种流体时,由于两种流体之间发生扩散、传质作用,使两种流体互相溶解而不存在分界面。
其目的是使原油和驱替剂之间完全消除界面张力,毛细管数变为无限大,残余油饱和度降到最低。
CO 2作为驱油剂提高油藏采收率,具有易流动、降粘、体积膨胀以及降低界面张力的作用,室内和现场试验都曾表明CO 2是一种有效的驱油剂[1,2]。
最小混相压力的确定方法主要有实验测定方法和理论计算方法两种。
实验测定方法可分为细管实验法、升泡仪法、蒸气密度测定法和界面张力消失法四种。
但研究认为细管实验法能给出具有重复性的精确结果,是最可靠、最经典的公认实验方法[3～10]。
因此,准确确定MMP 是判断能否实现混相驱的关键,探索与现场相适应的注CO 2最小混相压力的研究对于低渗透油藏CO 2应用具有重要的现实意义。
1 实验1.1 实验仪器实验仪器注入泵为IS O 全自动泵,工作压力范围～M ,精度L;回压阀,工作压力～70MPa;压差传感器,精度0.00lMPa;恒温箱,最高温度300℃;气量计,精度20ml;Anton Paar 流变仪等,Anton Paar MCR 301流变仪。
1.2 实验材料模拟地层原油为大庆J 区块脱气原油与天然气复配而成含气原油,天然气为油层采出气,CO 2为大连分析气体厂生产的,其纯度≥99.999%(v/v)。
1.3 实验流程细管实验流程主要由高压物性仪、混相仪、高压恒速恒压泵、气体流量计、气瓶、活塞容器等组成。
细管是细管实验测最小混相压力的关键设备,细管一般长10m ～40m,通常弯曲成盘状,其内由玻璃珠或者细砂充填。
用填砂细管的目的是近似模拟油藏岩石多孔介质状态,以便在流动过程中,为注入气和原油的混合及多次接触提供一种介质。
但由于填砂细管不能等同于地层岩芯,因此,不能将细管实验中诸如最终采收率、波及效率和过渡带长度等实验数据与实际油田的指标等同起来。
细管模型参数:细管内径4mm,长25m,渗透率4.42m 2,孔隙体积141.7mL,细管的总体积为314mL ,孔隙度45.12%。
实验是按照标准SY /T 6573-2003进行的[11]。
1.4 实验步骤高温高压细管装好180目的玻璃珠,用苯、酒精洗净玻璃珠,高温下吹干,测试渗透率与孔隙度。
91.3℃下将细管恒温2h ,抽真空。
在实验压力下饱和好原油,恒温24h 。
按设计的压力开始实验,气体压力达到后打开细管阀门并开始计时,用ISCO 高压泵恒压模式注入气体进行驱替,观察出口,通过回压阀控制系统压力,出口气液在常压分离器中闪蒸分离,记录产出气体及原油量。
当注入1.2PV 左右的CO 2时,实验结束,进行数据处理,通过实验曲线中的不同压力下驱替效率变化折点及观察窗观察到的现象来获取最小混相压力。
11 2012年第12期 内蒙古石油化工收稿日期3:C 070Pa 0.0001m 0:2012-0-212 结果和讨论2.1 粘温特性分析粘度是反映流体流动性能的重要参数之一,与温度存在规律性关系。
认识稠油的粘温特性对热采油田的开发和数值模拟非常重要。
稠油粘度对温度的变化是很敏感的,除原油本身的性质外,温度是稠油粘度的重要影响因素。
利用Anton Paar流变仪测定了不同温度条件下的原油粘度,得到了原油粘度与温度关系变化的规律曲线。
在剪切速率55S-1条件下,系统测试了J区块在不同温度条件下的粘度如图1所示。
图1 J区块脱气原油粘温关系曲线由图1可知,J区块原油粘度对温度有很强的敏感性,随着温度升高,原油粘度显著降低。
这是由于原油中这种多相混合物液体,大分子固体颗粒(如沥青质)的大小、分布情况、在液体中的浓度以及胶质含量、饱和烃成分等相互间的动量交换、缔结长大、排列方式对其粘度影响较大。
大多数原油是一种比较稳定的胶体分散体系,其分散相以沥青质为核心,依附于它的胶质为溶剂化层而构成胶团、胶束。
其分散介质则主要由油分和部分胶质组成。
从胶团、胶束中心到分散介质其组成是逐渐变化过渡的。
这些胶团、胶束的联接或被拆开,使原油内部结构变得松散,原油内聚力降低是原油粘温关系变化的实质[12～14]。
2.2 最小混相压力MMP测定分析实验温度为实验区块地层平均温度91.3℃,注入CO2压力选取18.0MPa、20MPa、22MPa、24MPa 和26MPa5个压力点,CO2注入1.2倍孔隙体积,累积采收率与CO2注入量关系如图2所示。
由图2可见,随着注入孔隙体积倍数的增加,采收率均呈上升的特征。
实验驱替压力不同,采收率变化情况也不同。
随着CO2注入压力的增加,累积采收率增加,在此过程中没有明显的拐点,而是出现一个渐变的过程,从非混相到混相过程中出现的渐变点为近混相点,传统理论认为多次接触混相可分为凝析气驱和蒸发气驱两类。
Z[5]首先提出,凝析气驱过程中可能极少出现真正的凝析混相,在凝析、蒸发的双重作用下,油气两相的界面张力能达到一个较低点,采收率能达到90%或更高,但并未达到严格的物理化学意义上的混相。
图2 不同注入压力下累积采收率与CO2注入量关系曲线气体突破前产出油的颜色及化学组分变化不明显,气体突破后产出油颜色从棕红色变为透明淡黄色直至白色,表现出混相驱替特征。
图3 不同注入压力下气油比与CO2注入量关系曲线图4 注气1.2P V时采收率与压力关系当驱替压力是M、M时,注入气体突破相对较早,分别在注入3V、3V时突破,注入V时采收率分别为6363%、5%,表现出非混相驱替特征。
气体突破前,气油比基本不变。
突破后,气油比增大。
由于建立了油气混合带,12内蒙古石油化工 2012年第12期 ick118Pa20Pa0.2P0.1P1.2P.70.7出现了一个明显的台阶,持续一段时间以后,气油比才迅速增大。
并且实验压力越高,相应的台阶就越低,越趋近于混相驱替时的气油比曲线。
不同实验压力下,注入气体驱替到1.2PV 时的采收率与压力的关系见图4所示。
由图4可见,该曲线上存在较明显的转折点。
根据图4结合MMP 测定的混相标准得到注CO 2气体的最小混相压力MMP 为22.39MPa 。
因而,采用CO 2作为驱替介质,驱替压力必须等于或大于22.39MPa,才能实现混相驱替。
3 结论(1)J 区块油藏原油对温度非常敏感,随着温度升高,稠油粘度显著降低。
(2)CO 2非混相驱与混相驱相比,气体突破较早,见气后采收率相对较低。
(3)细管法测定了注CO 2气体的最小混相压力MMP 为22.39MPa,气体突破前产出油的颜色及化学组分变化不明显,气体突破后产油的颜色发生明显改变,原油的化学组分发生变化。
结合大庆J 区块地面、地下实际情况,注CO 2驱替可以实现混相。
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