CO2-原油体系中的PR状态方程改进方法

针对现有工程应用中的状态方程描述油藏条件下CO2-原油非理想体系时不能同时兼顾精度和计算简便性要求的问题,开展了对PR立方型状态方程修正研究。基于热力学和流体相平衡原理,考虑温度、压力和非烃组分相互作用等影响因素,采用将无因次系数由常数项改进为与对比温度相关联函数项的方法,对PR状态方程进行修正,改善液体密度及重组分特征的预测效果。以油田现场油样实测组分数据为基础,在油藏温压条件下,对PR状态方程修正前后计算油气组分等参数的精度进行了对比。结果表明,新的状态方程在不失计算简便的前提下,计算精度显著提高,相对误差下降到5%以下,满足工程应用要求,在预测油藏条件下流体相态方面具有更好的实用价值,为CO2驱数值模拟提供支持。

CO2-原油体系黏度测定与预测

为研究K油田57025井CO2-原油体系黏度变化的特点,采用CO2-原油室内混溶实验的方法测试不同压力、温度和CO2摩尔分数下的混合流体黏度。结果表明:原油黏度随压力的减小而增大,且35℃时黏度对压力变化敏感;随CO2摩尔分数的增大而减小,且黏度的降幅也减小;随温度的升高而减小,且黏度的降幅也减小。现有黏度计算模型计算过程复杂,不能直接反映实验变量对原油黏度的影响,为预测该CO2-原油体系黏度,通过结合吴光焕黏度计算模型和Briggs模型得到适合该体系的黏度计算模型。与现有模型相比,该模型能准确预测黏度与温度、压力和CO2摩尔分数之间的相关关系,计算方便、精度高,平均误差只有6.73%,可用于该CO2-原油体系黏度的计算。

修正混合规则的BWRS型状态方程及其在CO_2-原油体系相态计算中的应用

CO2-原油体系中含有非烃和较多重组分,非理想性较强。以对非理想体系有较好计算效果的BWRS状态方程为基础,考虑温压条件和组分间的相互作用,修正混合规则,使其更加适用于CO2-原油体系的相态计算,提高方程的预测精度。应用油田现场油样实测气液相组分数据,以三参数PR和PT方程的计算均值代表常用状态方程,分别采用基于修正混合规则的BWRS方程和常用状态方程对油气组分和密度等参数进行计算。结果表明:修正混合规则的BWRS方程中各混合参数都可还原为维里系数对组分的依赖形式,理论性更强;方程计算精度显著提高,对非烃类气体和重组分有较好的适应性,能满足工程应用要求。

用于CO_2-原油体系的改进型黏度预测模型

针对LBC(Lohrenz-Bray-Clark)、CS(Pedersen)及PR(Peng-Robinson)黏度预测模型不能同时兼顾精度、理论性以及计算简便性的问题,考虑温度、压力和组分相互作用等影响因素,对基于PR状态方程的黏度预测模型进行了改进,形成了适用于高温高压条件下CO2-原油体系的新黏度预测模型。将模型中的无因次量由常量改进为与体系温度相关联的函数形式,提高了模型的计算精度;引入二元相互作用因子和CO2有效摩尔分数,修正了用于混合体系计算时的黏度混合法则。以油田现场油样实测气相和液相组分数据为基础,在油藏温度和压力条件下,对模型改进前后计算黏度的精度进行了对比。结果表明,新黏度预测模型不仅计算简便,而且精度显著提高,满足工程应用要求。

改进的CO_2-原油体系范德华型组分混合规则

基于混合物状态方程分析、分子间相互作用关系理论,考虑温度、压力和非烃类组分相互作用等影响因素,改进了广泛应用的范德华型方程的混合规则,并推导出了对比状态的计算公式,形成了适用于高温高压条件下CO_2-原油体系的新混合规则。通过还原为第二维里系数依赖关系的方法,证明了改进混合规则的理论严格性。以油田现场油样实测气相和液相组分数据为基础,在油藏温度和压力条件下,对混合规则改进前后计算油气组分等参数的精度进行对比。结果表明,新混合规则不仅计算简便,而且精度显著提高,组分计算加权平均误差由15%降至4%,密度计算加权平均误差由10%降至3%以下,满足工程应用要求。

高温高压条件下CO_2-原油-水体系相间作用及其对界面张力的影响

采用轴对称悬滴形状分析技术研究了高温、高压条件下CO_2-原油体系和原油-碳酸水体系的相间作用及其界面张力的变化规律。研究结果表明:在高温、高压条件下CO_2与原油之间的相间作用可分为2个阶段,第1阶段为CO_2溶解并使原油膨胀,第2阶段为CO_2抽提轻质组分并使油相体积减小;压力增大,CO_2与原油的相间作用速度变快,压力接近最小混相压力时,油滴形态变得极不稳定,CO_2对轻质组分的抽提作用增强,CO_2与原油界面变模糊。温度和压力是影响CO_2与原油界面张力的主要因素,温度越高,气液界面越不稳定,动态界面张力波动越大,平衡界面张力越大;压力越高,动态界面张力达到平衡时间越短,最终的平衡界面张力越低。原油-碳酸水体系界面处的相互作用较弱,油水界面清晰,油滴形态稳定。CO_2从水相向油相逐渐扩散过程中,油滴体积不断膨胀并逐渐达到稳定,未出现CO_2抽提轻质组分导致油滴体积减小的现象。随着CO_2在水相中的溶解及向油相中的扩散,界面张力逐渐下降并达到平衡;温度和压力越高,油水界面张力达到平衡的时间越短,油水界面张力越小。

CO_2-原油体系粘度及其预测模型的研究

通过实验和模型计算,研究了CO_2-原油体系粘度的影响因素以及相应规律。在相同含水率、CO_2注入摩尔分数条件下,体系的黏度随着温度的升高而降低。在一定温度下,压力高于泡点压力时,粘度随压力的减小而减小;压力低于泡点压力时,粘度随压力的减小而增加。油样的粘度计算结果符合相对粘度与CO_2注入摩尔分数呈线性关系。与现有的粘度计算模型相比,改进的PR模型考虑的因素更加全面,计算精度更高,可以用于CO_2-原油体系粘度的计算。

CO 2-原油体系体积系数测定及预测模型

为了确定地层注入CO 2对原油体积系数的变化规律,以XJ油田57025井为例,开展不同温度、压力、CO 2含量及含水率条件下的原油体积测定实验,同时对比现有体积系数预测模型并加以修正。结果表明:注入CO 2摩尔分数相同的条件下,混合流体体积系数随压力的增加而减小,随温度的升高而增大;温度和压力相同的条件下,混合流体体积系数随CO 2摩尔分数的增加而增大;温度、压力和CO 2摩尔分数相同的条件下,混合流体体积系数随含水率的增加而减小。修正后的体积系数预测模型考虑因素更为全面,平均相对误差仅为1.98%,可满足工程计算精度要求。