二氧化碳泡沫技术在相对渗透率滞后效应下的应用对提高气凝析油储层采收率的影响：一项敏感性参数研究

《Energy & Fuels》：CO2 Huff and Puff under Relative Permeability Hysteresis Impact for Enhanced Oil Recovery in Gas Condensate Reservoir: A Sensitive Parametric Study

CO?吞吐法通过注入-浸泡-生产周期提高气凝析油藏采收率，但油重新蒸发和相对渗透率滞后效应影响优化效果。本研究首次将Larsen和Skauge的滞后模型嵌入CMG-GEM数值模拟，分析六个周期下启动时机（25%±dew点压力）、浸泡时长（20-60天）、CO?注入量（1-3%孔隙体积）对采收率和封存的影响，发现渗透率滞后可提升10-15%采收率，并建立参数敏感性模型指导注入策略选择。

　　

CO₂“吹气-吸气”方法是一种有效的提高采收率（EOR）技术，适用于气凝析液储层；然而，由于油体的重新蒸发以及相对渗透率滞后效应的影响尚未得到充分研究，因此优化这一循环过程颇具挑战性。本研究首次将精确的滞后模型整合到“吹气-吸气”优化分析中，以填补这一空白。使用CMG-GEM模型和三相滞后模型（Larsen和Skauge）进行了储层模拟，以捕捉流体捕获和再注入效应。该模型模拟了一个气凝析液储层，模拟了六个周期的CO₂注入、浸泡和生产过程。研究改变了关键参数：启动时机（高于、等于或低于露点压力的25%）、浸泡时间（20天、40天和60天）以及CO₂质量注入量（总孔隙体积的1%、2%和3%）。研究同时考虑了具有滞后效应和非滞后效应的情况，以自然衰竭作为基准案例。通过CMOST AI进行敏感性分析，评估了这些参数和滞后效应对采收率和CO₂捕获性能的影响。研究结果表明，在最佳操作参数下，要实现最大采收率，需要平衡剩余油饱和度和油体再蒸发。此外，由于滞后效应导致的CO₂捕获能力增强，从而提高了采收率；敏感性分析还确定了关键的操作控制因素。具体来说，在露点以下，流速对性能的影响最为显著；而在露点以上，注入量和滞后参数的影响更大。总体而言，这些发现表明，在CO₂“吹气-吸气”优化中纳入滞后效应对于气凝析液储层的EOR至关重要，因为它能够提高采收率预测的准确性，并有助于指导注入策略的选择，以最大化凝析油产量。