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考虑多孔介质效应的修正单元间方法用于细管试验模拟

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从陈旧岩层中挖掘更多石油

世界上许多油田正在衰老，想要挤出最后一部分石油变得越来越困难且成本更高。其中一种最有前景的策略是向岩石注入气体，使其与原油混合并将油扫向采油井。本研究解决了一个看似微妙但对项目成功与成本有重大影响的问题：岩石本身的结构如何改变注入气体与原油完全混溶所需的压力？

当气体与原油真正混溶时

要使气体注入发挥最佳效果，注入气体与原地原油必须实现完全混溶，即两者融合为单一均相流体而不存在明显界面。工程师用最小混相压力（minimum miscibility pressure，简称 MMP）来描述发生这种完全混溶的最低压力。运行压力高于 MMP 可以大幅提高采收率，但也需要更强的地面设备和更粗的管线，从而增加成本。传统上，MMP 在实验室用装有岩心的长细管（细管试验）测得，或用把流体视为处于开放空间、在很大程度上忽略岩石微孔对流体行为影响的计算模型来估算。

为何微小孔隙会改变流体行为

在真实岩石中，油和气并非自由漂浮；它们被挤压在微观孔隙网络中。在这些受限空间里，流体分子与周围岩壁发生强烈相互作用。油中较重的组分倾向于吸附在孔隙表面，而微小孔隙的曲率产生的毛细力则阻碍流体运动。这些效应会改变流体相变与混溶发生的温度和压力。早期模型试图通过把岩石抽象为单一理想化管道来捕捉受限效应。作者认为，这对具有多种孔径和连通性的岩石并不够真实，尤其是当今生产越来越重视的“致密”地层。

更逼真的数字细管

为了解决这一点，研究者在 100 °C 下对真实油藏油和一类烃类气体在若干压力条件下进行了经典细管实验，然后建立了一个旨在更真实模拟试验的新数值模型。

Figure 1
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他们将多孔岩石表示为由许多小管束组成，其综合性质与测得的孔隙度（岩石空隙比例）和渗透率（流体流动难易）相匹配。在此框架中融入了几项关键改进：对常用热力学公式——彭罗宾逊（Peng–Robinson）状态方程的修正，使其预测显式依赖于孔隙度和渗透率；对受限孔隙中临界温度与临界压力偏移的校正；在气液平衡计算中直接纳入毛细力；以及在气体“突破”后修订的单元间流动规则，以捕捉气体在岩石中开道成通道的倾向。

与实验吻合并揭示岩石效应

该增强模型称为修正单元‑间模拟（modified cell‑to‑cell simulation，MCCS），并以物理细管试验作为基准。通过增加单元数量并外推到有效无穷的情况，作者将数值扩散降到最低，从而在每一压力下得到清晰的最终采收率预测。

Figure 2
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该模型在大约 3% 的误差范围内重现了约 25 MPa 的测得 MMP，并在所有测试压力下对采油率的平均偏差约为 5.5%，略微高估采收率，这为工程设计提供了保守的安全裕度。关键在于，当他们改变渗透率与孔隙度之比——一个衡量岩石致密程度的简单指标——模拟显示该比值变小时（即孔隙更小、流动路径更受限），MMP 明显下降，尤其当该比值降到约 10 以下时更为显著。与此同时，在固定压力下，较致密的岩石显示出更高的采收率，因为孔隙内的条件更接近完全混溶状态。

这对未来油气项目的意义

简单来说，这项工作表明，如果正确考虑受限效应，则长期被认为难以开发的超致密岩层实际上可能比预期需要更低的压力才能实现气—油完全混溶。新的建模方法将这一见解直接关联到可测的岩石参数，使工程师能够在更广泛的油藏类型上更可靠地估算 MMP，而无需进行大量昂贵的实验室测试。尽管该方法仍简化了孔隙网络的真实复杂性，但它提供了一个基于物理的、实用的工具，用于气体注入项目的筛选和早期设计，并强调岩石内最微小的细节会显著影响我们从中挖掘剩余石油的难易程度。

引用: Safaei, A., Riazi, M., Jafarzadegan, M. et al. Modified cell-to-cell method for slim tube test simulation considering the porous media effect. Sci Rep 16, 8557 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-38525-4

关键词: 气体注入, 最小混相压力, 多孔介质, 驱油增强, 致密油藏