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申请/专利权人：中国石油大学(北京)

摘要：本发明公开了考虑油藏井距的CO2‑原油体系最小混相压力预测方法，包括：获取二氧化碳‑原油基础数据，进行原油组分劈分和原油饱和压力拟合，获得原油各组分的特征参数；根据原油各组分的特征参数，进行多级溶胀实验，获得不同注入气含量下对应的泡点或露点压力及对应的油气界面张力，油相和气相密度和粘度；基于不同注入气含量下对应的泡点或露点压力及对应的油气界面张力，油相和气相密度和粘度，进行考虑油藏井距的二氧化碳‑原油体系最小混相压力预测，构建考虑油藏井距的二氧化碳‑原油体系最小混相压力预测模型；基于考虑油藏井距的二氧化碳‑原油体系最小混相压力预测模型，获取不同油藏井距下的二氧化碳‑原油体系最小混相压力值。

主权项：1.考虑油藏井距的CO2-原油体系最小混相压力预测方法，其特征在于，包括以下步骤：获取二氧化碳-原油基础数据，进行原油组分劈分和原油饱和压力拟合，获得原油各组分的特征参数；根据所述原油各组分的特征参数，进行多级溶胀实验，获得不同注入气含量下对应的泡点或露点压力及对应的油气界面张力，油相和气相密度和粘度；基于不同注入气含量下对应的泡点或露点压力及对应的油气界面张力，油相和气相密度和粘度，进行考虑油藏井距的二氧化碳-原油体系最小混相压力预测，构建考虑油藏井距的二氧化碳-原油体系最小混相压力预测模型；基于所述考虑油藏井距的二氧化碳-原油体系最小混相压力预测模型，获取不同油藏井距下的二氧化碳-原油体系最小混相压力值；所述原油各组分的特征参数包括甲烷和氮气的摩尔含量之和，乙烷至丁烷的摩尔含量之和，戊烷+乙烷的摩尔含量之和，庚烷及碳数更大的原油组分摩尔质量之和；根据所述原油各组分的特征参数，进行多级溶胀实验，获得不同注入气含量下对应的泡点或露点压力及对应的油气界面张力，油相和气相密度和粘度的方法包括：将预设长度的细管模型清洗干净，注入煤油，并恒定到油藏温度和实验压力，用地层原油以预设速度驱替细管中的煤油，驱替至2倍岩石孔隙体积后，在细管出口端测量产出的气油比、样品的组分；当组分与地层原油样品一致时，则停止驱替；将CO2充满中间容器，并恒定到油藏温度和实验压力；用注入泵将气样以高于实验压力0.1MPa进行恒压驱替；在注入1.2岩石孔隙体积的气样后，结束驱替实验；驱替过程中，每注入0.1倍岩石孔隙体积，记录一次产出的油、气体积，泵读数，实验压力以及回压；逐级提升实验压力，直至地层原油的采收率高于90％；更改细管模型长度，重复以上实验步骤，获得不同注入气含量下对应的泡点或露点压力及对应的油气界面张力，油相和气相密度和粘度；基于不同注入气含量下对应的泡点或露点压力及对应的油气界面张力，油相和气相密度和粘度，进行考虑油藏井距的二氧化碳-原油体系最小混相压力预测的方法包括：将所述不同注入气含量下对应的泡点或露点压力及对应的油气界面张力，油相和气相密度和粘度输入数据拟合软件，设定不同类型的数据样本；基于所述不同类型的数据样本，选择变量类型和制定拟合模式；根据数据趋势选择拟合估算方法，设置因变量和自变量，构建拟合模型；基于迭代法对所述因变量和自变量，构建考虑油藏井距的二氧化碳-原油体系最小混相压力预测模型；不同类型的数据样本包括：甲烷+氮气的摩尔含量之和，乙烷至丁烷的摩尔含量之和，戊烷+乙烷的摩尔含量之和，庚烷及碳数更大的原油组分摩尔质量之和，细管实验温度，细管长度L，细管实验获得的最小混相压力；构建拟合模型的方法为：MMP＝LYa×b+c·T+d·MC7++e·XC1+N2+f·XC2-C4+g·XC5-C6其中，Y为细管实验中最长的细管长度，L为细管长度，T为细管实验温度，MC7+为庚烷及碳数更大的原油组分摩尔质量之和，XC1+N2为甲烷+氮气的摩尔含量之和，XC2-C4为乙烷至丁烷的摩尔含量之和，XC5-C6为戊烷和乙烷的摩尔含量之和，a，b，c，d，e，f，g均为待求解的系数。

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