美国Arbuckle油藏CO2近混相驱实验分析研究论文

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1、SPE 129710美国Arbuckle油藏CO2近混相驱实验研究L.H.Bui,J.S.Tsau 和 G.P.Willhite,SPE,Kansas大学美国石油工程师协会,2010版这篇论文是为20XX4月24至28日在美国Oklahoma州Tulsa举办的20XXSPE提高采收率学术报告会而准备的。 这篇论文是SPE项目委员会在评审了作者所递交的一份摘要中的信息后而被挑选出来的。 论文的容没有被SPE评审,有待作者更正。这篇论文不代表SPE的任何观点,是某些人员或会员的个人观点。该论文任何部分的电子复制、发行或储存没有经过SPE书面同意都是被禁止的。书面的复印不能超过300字；插图不能复印

2、。摘录必须明显地标注SPE。摘要CO2驱是已被证实的一种提高采收率技术。然而许多油藏位于地层浅部或者地质情况比较复杂的地带比如CO2气体在高于最小混相压力下不能被注入地层的地带,所以对于这种油藏,注CO2驱替通常不被人们认为是提高采收率的方法,而当CO2在低于最小混相压力下被注入时,却由于互溶性的损失使得驱替效率也降低。近混相驱有时被认为是发生在不混溶压力和易混溶压力之间的过程,但是目前还没有明确地定义。这篇文章描述了美国Kansas州Arbuckle油藏CO2近混相驱实验研究。我们已经完成了对CO2和Arbuckle原油之间相变的研究来试图定义油藏条件下的近混相状态。我们通过对膨胀或萃取实验

3、以及细管实验的解释来定义近混相状态下的传质机理,并建立起了一个相变模型来对细管实验中的压力体积温度关系数据和最小混相压力进行拟合。我们所做的模拟实验和细管实验数据有较好的一致性。我们通过岩心驱替实验来对从1350psi最小混相压力到1150psi各不同压力下近混相状态的采收率进行评估。对Berea、Baker白云岩和Arbuckle白云岩岩心中的Arbuckle原油进行CO2驱替,有超过50%的水驱后残余油被开采了出来。在近混相状态时,萃取表现为碳氢化合物和CO2之间最重要的传质机理。然而原油中注入CO2,油的粘度就会减少到原来的1/5,这就表明额外采出原油是由于CO2与原油之间的流度比减小而

4、造成的。引言Arbuckle油藏是Kansas州提高原油采收率技术发展的重要资源。这些油藏已经产出了约22亿桶原油,占整个Kansas州油田产量61亿桶中的35%Fransee等人,2004,尽管已经采出了数以百万桶的原油,但在过去的50年里Arbuckle大多数油藏都是采用常规水驱将油藏压力一直维持在1000psi到1100psi之间的。最初对CO2混相驱的研究表明对于大多数Arbuckle油藏而言在油藏工作压力下都不能实现混相,例如Bemis-Shutts地区的Arbuckle油藏原油的最小混相压力是1400psi而这一地区的大部分油藏工作压力才是1100psi。如果能开发地层压力在最小混

5、相压力之下那就意味着对于Kansas州中部的那些可能将不得不废弃却仍含有大量残余油的油田将会考虑用CO2驱替。最小混相压力取决于原油的组成和油藏状况,CO2驱替通常是在高于最小混相压力下进行。而在稍微低于最小混相压力下注入CO2驱替时,这个过程就是通常我们提及的近混相驱。一定的压力变化围近混相驱替的效率也取决于原油的组成和油藏状况,在这个压力围的细管实验原油采收率比较高,而岩心实验要达到高采收率,压力变化围相对较小。虽然近混相驱采收率比混相的采收率要低,但是仍然比水驱的高得多。压力对原油采收率的影响我们已经用不同的推论进行了调查研究。Shyeh-Yung1911研究表明在低于最小混相压力下注入

6、CO2对残余油进行驱替可能是由于CO2和原油间流度比的改良从而使得原油采收率提高的。Grigg 等人1987在报告中提出在低于最小混相压力的近混相驱原油采收率低是由于萃取过程的低效率。这篇论文主要总结了在当前约1150psig工作压力下Arbuckle油藏CO2近混相驱提高采收率的研究。我们进行相变研究以及岩心驱替实验来加深我们对CO2近混相驱影响机理的理解以及评估在Arbuckle油藏进行CO2近混相驱的可行性。所有的实验都用经过离心和过滤的来自Kansas州Trego郡Ogallah区块的油罐原油,这一区块的地理位置见图1。相变研究相变研究包括用来测定Ogallah原油最小混相压力的细管实

7、验,用来测定压力对CO2在油中溶解度的影响以及测量饱和了CO2的Ogallah原油在不同压力下的粘度和密度的膨胀或萃取实验。根据实验数据我们对Peng-Robinson状态方程PR-EOS作了修改然后建立了起了一个相变模型。我们用气相色谱分析法对Ogallah原油的组分进行了测定,结果如图2所示。原油和重组份集合的物理特性已在表1中列出,实验用CO2是纯度为99.99%的工业用CO2。细管实验细管实验装置如图3所示。细管是由一个40英尺长,径为0.24英寸的不锈钢钢管环绕而成,部塞满玻璃珠。细管孔隙体积为128cm3,渗透率为4900mD。系统压力由出口的回压调节器来调节。CO2以0.1cc/

8、min的速度连续注入驱替原油。流出物的密度由一个联的密度计进行连续测量,流出物急剧蒸发至大气状况下。分离出来的气体与一个流动计量器相连接来测量气体的流动情况。产出的流体通至一个刻度的圆柱筒,但以重量来计量,在此对产出流体组分不做判断。在注入CO2体积达到1.2倍孔隙体积而原油采收率达到至少90%时,我们定义细管实验下该原油的最小混相压力。实验分别在两种温度下进行110F和125F,这两个温度代表油田资料显示的温度变化围。平均压力下注入1.2倍孔隙体积的CO2时原油采收率如图4所标绘,在温度为110F时最小混相压力估计为1350psig而在125F时估计为1650psig。对最小混相压力的测量表

9、明在当前油藏压力即1150psig下注入CO2是不能达到混相状态的。然而在当前油藏压力下细管实验的原油采收率已达到80%。这些数据表明大量的烃类组分被CO2萃取和烃类在细管中被驱替是一样的。图5显示出了在低于最小混相压力下流出物的密度剖面。在CO2突破岩心之前流出物的密度等于油藏温度和细管实验平均压力条件下油相的密度0.834g/cc,当CO2突破时流出物的密度骤然降低,当CO2突破之后压力低于最小混相压力时流出物的密度再次有很大降低。CO2突破之后,平均压力为1100和1200psig时流出物的平均密度分别为0.434和0.535 g/cc,在与此相同的压力和温度下,纯CO2的密度为0.22

10、1 g/cc和0.275 g/cc。流出物剖面图密度的增加表明原油中的轻质烃组分在持续被CO2气化或萃取,而使得近混相CO2驱替有相对较高的采收率。膨胀或萃取实验.膨胀或萃取实验在一个总容积为26cc的可视高压物性筒中进行。实验设备的详细资料见配套说明手册Tsau 等人,2010。一般情况下,会有预计的一定量体积的原油被注入到该可视筒中,接下来由筒的顶部向筒中不连续地注入CO2来使得筒压力慢慢地增加直至达到规定的压力。在筒有一支搅拌棒用来加速原油与CO2之间的质量转换。当达到平衡后,已经饱和了CO2的原油的体积用一个高差计来进行测量。原油中CO2的溶解度,原油相对体积的变化和饱和CO2原油的密

11、度会随压力的变化而变化。图6显示了110F下3立方厘米占筒容积的12%的样品即原油和CO2体系的膨胀或萃取曲线,CO2溶解度随压力的变化曲线也在该图中标绘出来。原油的膨胀系数SF是原油在油藏状态下的体积与在储油罐状态下的体积之比,由于CO2在油中的溶解,这个值取决于界面高度变化程度。CO2的溶解度计算基于忽略了气相中的碳氢组分。最大膨胀系数发生在1150psig,体系的体积变为原始体积的1.21倍即有0.728摩尔分数的CO2溶解在液相里时,萃取几乎也是在同样压力下开始。然后当压力不断增加,油相体积持续下降,CO2从液相中则萃取更多的碳氢组分。萃取使得原油体积下降的速率比CO2溶解在原油中而使

12、得原油体积膨胀的速率要快。在2035psig压力下,原油体积减少了原来的39.2%。粘度的测量饱和CO2原油的粘度测量用的是剑桥应用系统的高压粘度计带有粘度分析软件的Viscopro 2000 系统 4-SPL-440,该装置的示意图如图7所示,实验设备的详细资料由Ahosseini等人2008在其另处所描述。图8显示了在110F下CO2溶解度对饱和CO2原油粘度的影响,CO2的溶解使得原油的粘度能减小1/5。近混相压力围所观测到的原油粘度的降低使得CO2与原油在顶替过程中的流度比也减小,因此而产生粘性指进。相变模型我们用Peng-Robinson状态方程建立起了一个相变模型,通过调整状态方程

13、的参数来匹配实验测定的压力体积温度关系数据。流体体系由CO2和含四个拟组分的碳氢化合物组成,而对其余部分物质的分子量要做些调整来匹配原油的密度,彼得森粘性系数的相关性也需要调节来匹配原油的粘度。CO2和碳氢化合物组分的双元反应系数还有CO2体积移位因子都要进行调整来匹配饱和压力和膨胀数据。原油密度及相应粘度结果如图9所示,膨胀系数和相应饱和压力的结果如图10所示,饱和CO2原油粘度随饱和压力的变化关系如图11所示。岩心流动测试从Arbuckle油藏采集的岩心是有限的,岩心测试用的是Berea砂岩、Baker白云岩和Arbuckle白云岩。Berea砂岩和Baker白云岩是挖掘出的岩石样品,而A

14、rbuckle白云岩是从Kansas州Ellis郡Bemis-Shutts油田的Hadley井采集的岩心样品。岩心被环氧树脂密封后放入被高强度环氧树脂密封的铝制圆柱筒,岩心的性质如表2所示。岩心的孔隙体积由排空的岩心所吸收的盐水体积决定,并由含质量分数为1%的MgNO3溶液作为示踪剂进行示踪测试来确认的。每次CO2驱后岩心再经过清洗净化下次继续使用。在清洗的过程中,岩心先用10倍孔隙体积的二氯甲烷,然后用10倍孔隙体积的甲醇进行冲洗,按这个顺序至少要重复三次,最后再用10倍孔隙体积的盐水进行冲洗才能再次投入流动实验使用。所有流动实验的盐水总溶解固体的质量分数达1%,它是用质量分数为0.5%的M

15、gCl2和0.5%的CaCl2溶解在去离子水中制成的。在110F、大气压力下该盐水的密度和粘度分别为0.9959g/cc、0.7250cp。岩心顶替装置的原理图如图12所示。岩心顶替设备由岩心夹持器、注射系统、产生系统和数据获取系统组成。注射系统由三个泵用来使流体在合适的速度下转移和注射和一个转移筒用于储存原油。产生系统利用一个背压调节器来控制岩心出口压力使其维持在设定水平。实验中,岩心的流出物直接流至大气状况下。一个气体流量计与分离器气体相连用来测取其流速。分离液体被收集在一个玻璃器皿中,这个玻璃器皿是为特定驱替所设计的。产出流体的量按重量或体积来计量。我们进行二次和三次CO2驱实验来评估在

16、工作压力下近混相状态的原油采收率,工作压力下注入CO2的速率被控制在0.1cc/min。注入6倍孔隙体积CO2驱替的流出物的量和正常的流体量进行了对比。第二组CO2驱 在该一系列的实验中我们都用Berea砂岩,在注入CO2之前这些砂岩是被原油饱和的。第二组CO2驱原油采收率取决于当注入6倍孔隙体积CO2时采出的原油的量,该实验原油采收率与细管实验下原油采收率对比图如图13所示。从图可知长度较短岩心的原油采收率比细管实验的要小得多。在最小混相压力之上驱替采收率较低可能是由于在短岩心中缺少多次接触的混相活动。在最小混相压力之下,由于岩心塞中扩散作用占主导地位,所以萃取还是没有细管实验的采收率高,不

17、过岩心流出物的密度剖面图却与细管实验流出物的密度剖面图有相似之处。这流出物密度的相似变化表明在驱替过程中不管岩心长短都发生气化作用。第三组CO2驱该系列实验用到的是Arbuckle白云岩、Baker白云岩、Berea砂岩。每一块岩样都在实验压力下饱和盐水,然后测出其渗透率。在0.1cc/min的低速下注入原油来测定原生水饱和度。当确定了原生水饱和度后,再以相同速率进行水驱测定残余油饱和度。这样的每次驱替都至少要用到10倍孔隙体积的盐水和原油才能得到稳定状态下的残余液饱和度。最后注入CO2驱替岩心中的剩余油。CO2驱替获得的原油量以体积计量。典型的CO2驱结果如图14所示,图中液体的采收历史也被

18、标绘出来。多数的油在注入4倍孔隙体积的CO2之前就被采出。在注入6倍孔隙体积的CO2之后基本没有明显的原油采收。对Berea砂岩岩心进行第二组和第三组CO2驱的采收率对比结果如图15所示。第三组CO2驱替对残余油有较高的采收率,这表明由于阻塞效应水相的存在对CO2驱替效率没有必然的坏处,反而由于水相的存在CO2的相对渗透率可能会降低,再加上由于水的存在原油的粘度会降低,从而使得原油和CO2间的流度比也降低,因此原油采收率提高了。不同岩心第三组CO2驱的结果如表3至表5所示。因为在注CO2驱替之前Berea砂岩岩心有较高的水驱残余油饱和度Sorw为0.48到0.50,所以岩心的CO2驱残余油饱和

19、度SorCO2值也相对较高为0.21到0.29。而另一方面,在近混相状态下白云岩岩心的水驱残余油饱和度Sorw值从0.32变化到0.41,同时SorCO2值从0.07变化到0.17。我们对这些实验岩心的采收率进行了对比,结果如图16所示。当压力从900psig增加到1400psig时白云岩岩心的残余油采收率从60%变化到80%而砂岩岩心的从35%变化到58%。虽然不同岩性的岩心采收率不同,但是在工作压力为1150psig时Arbuckle岩心有较高的采收率。不同的白云岩岩心采收率相似,而白云岩岩心的采收率却比Berea岩心的要高很多。1988年Wylie和Mohanty在对注气驱替润湿性对原油

20、采收率的影响的研究中就总结到：波及区域气体的质量转换程度在岩心亲油的情况下比在亲水情况下的要强。虽然在这项研究中对岩心的润湿性对采收率的影响并没有得出定论,但是人们普遍认为Berea砂岩强亲水而白云岩弱亲水。当CO2突破岩心后,对于萃取岩心中的剩余油,波及区域和流动CO2之间的萃取或者质量转换变得非常重要。Wylie的研究发现或许可以解释为什么在这项研究测试中白云岩的采收率要比砂岩的高。细管实验模拟我们用一个1D的置入校正状态方程的组合模拟器地热能多波段扫描系统,海洋地质学委员会进行细管驱替模拟实验。图17比较了模拟器和向岩心注入1.2倍孔隙体积体积CO2的驱替实验的原油采收率,图18比较了1

21、100psig压力下CO2突破岩心以后按照模型计算的流出物的密度和实验测量的流出物密度。计算的密度与从实验观察到的气包液两相流密度是一致的,这就说明在近混相状态下萃取或气化是使得这种特定原油有较高采收率的主要机理。这个相变模型预测了最小混相压力和原油采收合理井,而且在将来也会被用来模拟对Arbuckle油藏进行CO2驱替。油田应用这项研究结果表明对于Arbuckle的某一油藏,即使油藏压力充分地低于最小混相压力,但水驱之后在现有压力下进行注CO2驱替仍旧能采出超过50%的残余油。近混相驱最重要的机理呈现的是大量二氧化碳气体对原油轻质组分的萃取或气化以及由于二氧化碳的溶解原油粘度下降而导致的对流

22、度控制的提高。这说明在这个油田的应用二氧化碳驱需要注入和循环大量的二氧化碳气体,这就需要进行进一步的研究来说明这个过程是否经济可行。然而从Arbuckle油藏能再回收十亿桶的原油的潜力来看将会带来重大的经济潜力。结 论1. 在油藏温度下,我们通过溶解或用二氧化碳驱替的一系列相变或细管实验测出产自Kansas州Arbuckle油藏Ogallah区块的原油的性质,即在110F下最小混相压力为1350psig,当温度增至125F时最小混相压力增加到1650psig。2. 在近混相状态下压力大于1100psig,由于二氧化碳的溶解原油的粘度降低了原来的五分之一。3. 用相变实验数据建立起一个状态方程即

23、在油藏温度下饱和二氧化碳原油的性质随压力的变化关系。4. 当压力充分地低于最小混相压力1350psig,为当前平均油藏压力1150psig时,对水驱后的Berea、Baker白云岩和Arbuckle油藏岩石进行注二氧化碳驱替,残余油的采收率超过50%。5. 压力从1000psig变化到1500psig时,注二氧化碳细管实验的模拟实验和实际实验的原油采收率有比较好的一致性。6. 细管模拟实验的流出物密度与实际实验测量的流出物密度也有较好的一致性。7. 在近混相状态下,细管实验有相对较高的采收率说明最重要驱替机理是二氧化碳的萃取或气化。术语表Swr:油驱残余水饱和度；Swf:CO2驱残余水饱和度；

24、Sorw:水驱残余油饱和度；SorCO2: CO2驱残余油饱和度。致 在此作者特别感美国能源安全调查合作企业小型生产项目包括承包的DE-AC26-07NT42677和转包的07123-03项目提供的资金支持,感托尔普挪威5911N 1016E空军机场的Scott Ramskill 在实验室工作上的帮助,以及特别感计算机模拟团队公司为我们提供模拟软件。参考文献1Ahosseini, A. and Scurto, A.: Viscosity of Imidazolium-Based Ionic Liquids at Elevated Pressures: Cation and Anion Effe

25、cts,International Journal of Thermophysics, 2008. 29 , 1222-1243.2Franseen, E. K., Byrnes, A. P. Cansler, J. R. Steinhauff, D. M. and Carr, T. R.: The Geology of Kansas ARBUCKLE GROUP, CurrentResearch in Earth Sciences, Bulletin 250, part 2, 2004.3Grigg, R.B. and Gregory, M.D., and Purkaple, J.D.: T

26、he Effect of Pressure on Improved Oil flood Recovery from Tertiary Gas Injection,SPERE, August 1997, 179-187.4Shyeh-Yung, J-G, J: Mechanisms of Miscible Oil Recovery: Effects of Pressure on Miscible and Near-Miscible Displacements of Oil byCarbon Dioxide, paper SPE 22651 presented at 1991 Annual Tec

27、hnical Conference at Dallas, Texas, October 6-9.5Tsau, J. S., Bui, L. H., and Willhite, G. P.: Swelling/Extraction Test of a Small Sample Size for Phase Behavior Study, paper SPE129728 to be presented at the Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, OK. April 24-28, 2010.6Wylie, P. and Mohanty, K. K.:

28、 Effect of Wettability on Oil Recovery by Near-miscible Gas Injection, paper SPE 39620 presented at theImproved Oil Recovery Symposium, Tulsa, OK. April 19-22, 1998.表1Ogallah油罐原油的物性分子量 g/mol228.71API33.34密度 14.7psi和60华氏度下 g/cc0.8584粘度 14.7psi和60华氏度下 cp13.4C36+的分子量 g/cc873.24C36+的密度 g/cc0.9978表2 岩心的性

29、质类型Berea 砂岩Arbuckle白云岩Baker白云岩长度 cm5.8615.9678.068截面积 2.532.462.34表面积 cm25.0074.754.301孔隙体积 cc5.7966.0467.195孔隙度 19.70%21.3%20.7%渗透率 mD238.52.589.7表3 二次CO2驱Berea砂岩的结果数据压力psigSwrSorw Sorco2Swf回收率1-Sorco2/Sorw9050.3180.4830.3110.37035.7111040.3180.5000.2930.38841.3811980.3180.4830.2590.40546.4313170.3

30、180.5000.2070.33658.6214130.3180.4830.2070.33657.14表4 三次CO2驱Arbuckle白云岩的结果数据压力psigSwrSorw Sorco2Swf回收率 1-Sorco2/Sorw9010.3800.4140.1650.51260.0011000.3800.4140.1650.55360.0012000.4460.3310.0830.63675.0013050.4460.3310.0660.63680.0014070.3800.3800.0990.52973.91表5. 三次CO2驱Baker白云岩的结果数据压力psigSwrSorw Sor

31、co2Swf回收率1-Sorco2/Sorw9050.2840.3890.1530.43760.7111090.3120.3750.1250.40966.6712010.3400.3470.0970.45172.0013030.3680.3470.0690.53480.0014020.3680.3200.0690.46578.26图1 Kansas州Trego郡Ogallah区块的地理位置图2 Ogallah原油碳数比例图3 细管实验设备图4 最小混相压力图5 在低于最小混相压力MMP和油藏温度为110F时CO2驱细管实验流出物的密度图6 在温度为110F下Ogallah原油CO2驱的膨胀或萃取曲线图7 高压粘度测量实验设备图8 110F下饱和了CO2原油的粘度 图9 110F时原油密度拟合和粘度拟合图10 110F下饱和压力拟合和膨胀因子拟合图11 110F下饱和CO2原油的粘度拟合图12 岩心驱替实验设备图13 110F下细管实验和岩心实验的回收率比较图14 压力为1317psig温度为110F时注CO2驱替的流出物剖面图15 110F下含水饱和度对采收率的影响图16 110F下岩石类型对原油采收率的影响图17110F下细管实验原油采收率和最小混相压力图18 1100psig下细管实验的流出物测试密度与模型计算密度比较21 / 21