CN115146556A - 一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法 - Google Patents

一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及油气田开发中二氧化碳驱提高采收率技术领域,具体涉及一种二氧化碳‑原油最小混相压力预测方法,通过获取二氧化碳‑原油基础数据,开展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;根据中获得的原油各组分的特征参数,开展多级溶胀实验,得到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;绘制不同压力与油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线,并根据得到不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点对应的压力值相等时,即为二氧化碳‑原油最小混相压力;采用中得到的二氧化碳‑原油最小混相压力用于二氧化碳驱的油藏筛选,提高油藏采收率。

Description

一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法
技术领域
本发明涉及油气田开发中二氧化碳驱提高采收率技术领域,具体涉及一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法。
背景技术
随着国家“碳达峰、碳中和”、碳中和战略目标的提出,CCUS成为一种能源行业实现该目标的关键手段,二氧化碳驱油提高采收率及埋存技术作为温室气体资源化利用的一种特殊手段成为全球关注的重点。按照CO2与地层原油在地层条件下能否到达混相,CO2驱油技术又分为混相驱和非混相驱两种。相比非混相驱,CO2与地层原油在混相状态下可获得更高采收率,CO2与地层原油能否混相是进行油藏筛选的关键条件。油藏开发过程中通常以平均地层压力和最小混相压力(MMP)相对大小判断CO2-原油体系在油藏条件下是否达到混相,最小混相压力(MMP)是CO2与地层原油达到混相的最小压力。当平均地层压力大于MMP时,判定为CO2混相驱;反之,为CO2非混相驱。目前确定最小混相压力的方法主要有实验室测定和理论计算两种,其中,实验室确定法包括细管实验法、界面张力消失法、蒸汽密度法和升泡仪法;理论计算法包括经验公式预测法、多次接触法、数值模拟法、状态方程计算法和系线分析计算法。在传统的实验室测定方法中,1983年Stalkup提出的细管实验法是目前国际公认和通用的确定最小混相压力的方法,也一直作为测定最小混相压力的标准方法。细管实验通常是测试不同注气压力下二氧化碳的驱油效率,通过驱油效率和注气压力的变化特征确定最小混相压力,该方法确定最小混相压力的缺陷是测试周期长和成本高,通过测试周期超过一个月,单样的取样和测试成本超过20万。其他测试方法均需要取高压物性样再进行测试,与细管法具有类型的缺陷。理论计算方法中,经验公式法需要大量的实测细管实验结果进行回归计算,其他的多次接触法等理论计算方法需要的基础数据多且准确度对模型的依赖较高。
专利授权公开号为CN110516295B,名称为:一种计算二氧化碳驱最小混相压力的数值模拟方法,该方法需要建立长细管组分通用模型;在数值模拟软件的PVTi模块中输入目标油藏的原油组分参数、闪蒸分离和差异分离实验资料;对原油组分进行批分,对批分结果中的原油组分的闪蒸分离和差异分离实验资料利用三参数状态方程进行回归计算;筛选出的回归参数作为拟合参数,并设置拟合参数的权重,实现快速组分拟合;PVTi模块基于的拟合数据导出状态方程参数得到长细管组分数值模型;在不同油藏压力条件下,运行长细管组分数值模型,输出对应的全油田采收率;利用其模拟计算目标油藏的二氧化碳驱最小混相压力。该方法需要油气相渗曲线以及原油高压物性测试数据,计算复杂。
二氧化碳与原油多次接触过程实际上一个多级溶胀过程,多级溶胀实验中,气体或溶剂的注入浓度会依次增加,以此获得油相饱和压力、油气密度、油气粘度和油气表面张力与注入浓度在测试温度及压力下的关系。为此,提出了利用成熟的相态模拟软件计算二氧化碳-原油多级溶胀过程中油气两相表面张力、密度比和粘度比三参数约束的最小混相压力预测方法。
发明内容
本发明克服了现有技术的不足,提供了一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法,仅需要原油组分、饱和压力及油藏温度,相比目前的理论计算方法,所需基础参数少、周期更短,可以实现二氧化碳-原油最小混相压力的快速准确预测,并通过与细管试验数据对比,相对误差小于5%,可以用于工程应用领域,大大提升二氧化碳-原油最小混相压力测试的周期、成本。
本发明所解决的技术问题可以采用以下技术方案来实现:
一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法,包括以下步骤:
S1:获取二氧化碳-原油基础数据,开展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;
S2:根据S1中获得的原油各组分的特征参数,开展多级溶胀实验,得到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;
S3:绘制不同压力与油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线,并根据得到不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点对应的压力值相等时,即为二氧化碳-原油最小混相压力;
S4:采用S3中得到的二氧化碳-原油最小混相压力用于二氧化碳驱的油藏筛选,提高油藏采收率。
进一步地,所述的S1中获取原油基础数据包括以下方法:
获取目标油层高压物性测试报告,在该报告中筛选出原油全烃组分、油藏温度及饱和压力数据,然后输入原油全烃组分至相态模拟软件,开展原油全烃组分劈分。
进一步地,所述的S1中原油饱和压力拟合包括以下方法:
给相态模拟软件输入在目标油层高压物性测试报告中筛选出的油藏温度和实测的饱和压力,不断调整各特征组分的基础物性参数,当原油饱和压力相态计算值与实测的饱和压力结果的误差小于5%为止,获取此时的原油各组分的特征参数。
进一步地,所述的原油各组分的特征参数包括分子量,分子量、临界温度、临界压力、偏差因子;所述的原油全烃组分劈分方式为把C6+以上组分劈分为多个组分,且按照物质的量均分。
进一步地,所述的S2中开展多级溶胀实验,得到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还包括以下方法:
S01:将S1中获得原油各组分的特征参数输入至相态模拟软件中的加气溶胀实验模块中,开展多级溶胀实验模拟,其中注入气的组分为二氧化碳,含量为100%;
S02:给相态模拟软件中输入注入气的组分为二氧化碳相对油气混合气体的含量,其中二氧化碳相对油气混合气体的mol%含量分别按照步长为10%-50%进行依次计算,开展加气膨胀模拟计算,得到原油和不同浓度二氧化碳两相平衡对应的泡点或露点压力及不同压力下对应的油气界面张力,油相、气相的密度及粘度结果;
S03:根据S02中计算得到的原油和不同浓度二氧化碳两相平衡对应的泡点变为露点时对应的加气含量范围,初步确定的油气混相区间,然后对该区间范围的二氧化碳相对油气混合气体的mol%含量进行缩小步长值进行再次计算,其中步长值设为5%-0.1%进行计算,进一步确定油气混相压力区间,并得到原油和不同浓度二氧化碳两相平衡时在不同压力下的油气界面张力,油相、气相的密度及粘度;
S04:分别计算S02和S03中得到的不同压力下对应的油气界面张力,油相、气相的密度及粘度数值中的油气密度比和油气粘度比,其中油气密度比为油相密度与气相密度的比值,油气粘度比为油相粘度与气相粘度的比值。
进一步地,S3中为根据S04中计算的所有S02和S03中的油气密度比和油气粘度比值,绘制不同压力与油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线。
进一步地,所述的S3中当得到的不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点对应的压力值不相等时,取不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点分别对应的压力值的平均值作为二氧化碳-原油最小混相压力。
进一步地,所述的取不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点分别对应的压力值的平均值作为二氧化碳-原油最小混相压力的公式如下:
Figure BDA0003685454480000031
其中,PMMP为最小混相压力,MPa;
Pd:油气密度比出现拐点对应的压力,MPa;
Pv:油气粘度比出现拐点对应的压力,MPa;
Pf:油气界面张力出现拐点对应的压力,MPa。
本发明的有益效果是:
与现有技术相比,本发明的二氧化碳-原油最小混相压力预测方法仅仅需要基础的原油组分和物性参数,利用成熟的相态模拟软件实现二氧化碳和原油最小混响压力的快速预测,具有简单快捷(单样测试时间小于2小时)和低成本的特点。同时,目前的界面张力法和升泡仪法与细管实验类型,需要精密的实验设备和高压物性取样,均具有测试成本高和周期长的特征。
同时,目前的数值数值模拟方法建立长细管组分通用模型模拟计算在不同油藏压力条件下,长细管组分数值模型二氧化碳驱油效率。该方法需要原油组分参数、闪蒸分离和差异分离实验资料,同时需要油气相渗曲线等数据,所需的基础数据较多,而且从模型建立到计算,尽管相比细管实验节约了成本,但是无法模拟多次接触混相的过程,主要通过调节相渗曲线得到,导致测试结果的准确性不具有保障。本发明的二氧化碳-原油最小混相压力预测方法主要根据油气接触混相的过程,利用多级加强膨胀实验模拟过程的油气两相物性的变化规律进行定向的预测最小混相压力,更具科学性。
附图说明
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
图1是本发明的方法流程示意图。
图2为本发明的不同压力下油气相密度比变化曲线示意图。
图3为本发明的不同压力下油气相粘度比变化曲线示意图。
图4为本发明的不同压力下油气界面张力比变化曲线示意图。
图5为本发明的不同压力下油气相密度比变化曲线、油气相粘度比变化曲线和油气界面张力比变化曲线的参数变化曲线结构示意图。
图6为本发明的不同压力下细管实验二氧化碳驱油效率变化。
具体实施方式
下面,将通过几个具体的实施例对本发明实施例提供的一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法的技术方案进行详细介绍说明。
参见图1所示,一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法,包括以下步骤:
S1:获取二氧化碳-原油基础数据,开展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;
获取目标油层高压物性测试报告,在该报告中筛选出原油全烃组分、油藏温度及饱和压力数据,然后输入原油全烃组分至相态模拟软件,开展原油全烃组分劈分;
其中,原油饱和压力拟合包括以下方法:
给相态模拟软件输入在目标油层高压物性测试报告中筛选出的油藏温度和实测的饱和压力,不断调整各特征组分的基础物性参数,当原油饱和压力相态计算值与实测的饱和压力结果的误差小于5%为止,获取此时的原油各组分的特征参数;
原油各组分的特征参数包括分子量,分子量、临界温度、临界压力、偏差因子;原油全烃组分劈分方式为把C6+以上组分劈分为多个组分,且按照物质的量均分;
其中要说明的是本发明中相态模拟软件可以为Eclipse中的PVTi、CMG中的WINPRO和加拿大的FMG Cloud,这些均属于现有技术,本发明中采用的是加拿大的FMG Cloud。
实际应用中,某油藏A温度为84℃,地层原油全烃组分如下所示,地层原油饱和压力为10.48MPa,利用加拿大的FMG Cloud相态计算软件进行计算;
获取原油基础物性测试报告,如下见表1-原油全烃组分测试结果:
表1-原油全烃组分测试结果
Figure BDA0003685454480000051
从表1中可以看出原油的组分主要包括34个组分及其含量(mol%),其中C1代表甲烷,Cm代表C数为m的烷烃类型,其中编号为34的C30+代表C数大于等于30的所有烷烃类型。
进行原油组分特征化,如下见表2-原油特征化结果:
在加拿大的FMG Cloud相态计算软件中,选择默认方式进行原油组分特征化,系统默认其中默认组分劈分方式是把C6+以上组分劈分为5个组分。组分特征化后,原油全烃组分可简化为如如下见表2-原油特征化结果,该原油特征化结果为具有15个特征组分的新原油模型;
表2-原油特征化结果
Figure BDA0003685454480000061
然后,给加拿大的FMG Cloud相态计算软件中输入原油在油藏温度84℃下的饱和压力10.48MPa,在物性拟合过程中,通过改变特征组分C7-C13、C14-C18、C19-C26、C27-C52和C53-C80的临界参数(主要包括临界温度Tc、临界压力Pc和临界体积Vc)来拟合地层原油饱和压力,得到原油各特征组分的特征参数,包括分子量、临界温度、临界压力、偏差因子和体积偏移系数。要说明的是组分特征化的目的是把相近类型的组分化为同一类型,一方面提高物性拟合的精度,同时提高软件的计算速度。
原油饱和压力拟合后的不同组分的特征参数见表3如下:
表3-原油饱和压力拟合后的不同组分的特征参数
Figure BDA0003685454480000062
Figure BDA0003685454480000071
根据表3可以得到特征化后的原油模型中不同组分的特征参数,包括分子量、临界温度、临界压力、偏差因子和体积偏移系数,为后续计算奠定基础。
S2:根据S1中获得的原油各组分的特征参数,开展多级溶胀实验,得到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;
还包括以下方法:
S01:将S1中获得原油各组分的特征参数输入至相态模拟软件中的加气溶胀实验模块中,开展多级溶胀实验模拟,其中注入气的组分为CO2,含量为100%;
S02:给相态模拟软件中输入注入气的组分为CO2相对油气混合气体的含量,其中CO2相对油气混合气体的mol%含量分别按照步长为10%进行依次计算,分别为0%、10%、20%、……90%、100%,开展加气膨胀模拟计算,得到原油和不同浓度二氧化碳两相平衡对应的泡点或露点压力及不同压力下对应的油气界面张力,油相、气相的密度及粘度结果;
S03:根据S02中计算得到的原油和不同浓度二氧化碳两相平衡对应的泡点变为露点时对应的加气含量范围,初步确定的油气混相区间,然后对该区间范围的CO2相对油气混合气体的mol%含量进行缩小步长值进行再次计算,其中步长值设为1%或0.1%进行计算,进一步确定油气混相压力区间,并得到原油和不同浓度二氧化碳两相平衡时在不同压力下的油气界面张力,油相、气相的密度及粘度;
S04:分别计算S02和S03中得到的不同压力下对应的油气界面张力,油相、气相的密度及粘度数值中的油气密度比和油气粘度比,其中油气密度比为油相密度与气相密度的比值,油气粘度比为油相粘度与气相粘度的比值;
实际应用中,根据上述表3原油饱和压力拟合后的不同组分的特征参数,输入注入气的组分为CO2,含量为100%,然后按照步长为10%从0%-100%进行不同二氧化碳含量的加气溶胀实验。结果显示,泡点和露点发生突变的二氧化碳含量为60%-70%之间。然后按照步长为1%继续输入并计算,即61%、62%……68%、69%,进一步缺点泡点和露点发生突变的二氧化碳含量为66%-67%之间,然后按照步长为0.2%继续输入并计算,即66.2%、66.4%、66.6%、66.8%,进一步确定泡点和露点发生突变的二氧化碳含量为66.6%-66.8%之间。
其中气溶胀实验油相和气相组分输入参见表4如下:
表4-加气溶胀实验油相和气相组分输入
Figure BDA0003685454480000072
Figure BDA0003685454480000081
计算结果总表及油气密度比和粘度比计算结果参见表5如下:
表5-计算结果总表及油气密度比和粘度比计算结果
Figure BDA0003685454480000082
Figure BDA0003685454480000091
从表5中可以看出不同压力下二氧化碳-原油不同比例下的饱和压力,油气界面张力、油气两相的粘度和密度数据,以及利用该数据计算的油气密度比和油气粘度比。当注入浓度为66.6%时,状态列中的泡点,代表该浓度下二氧化碳与原油互溶过程中以油相为主,饱和压力为对应的泡点压力(当液相中出现第一个气泡的临界压力);当注入浓度为66.8%时,状态列中的露点,代表该浓度下二氧化碳与原油互溶过程中以气相为主,饱和压力为对应的露点压力(当气相中出现第一个液滴的临界压力)。
S3:根据S04中计算的所有S02和S03中的油气密度比和油气粘度比值,绘制不同压力与油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线,具体曲线图见附图2、图3和图4,并根据得到不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点对应的压力值相等时,即为二氧化碳-原油最小混相压力;本发明采用三个参数约束,更加可靠准确;具体参见附图2、图3、图4和图5,实际应用中对比油气界面张力、粘度比和密度比曲线,发现三种出现拐点对应的压力相等,均为17.98MPa,因此最小混相压力预测为17.98MPa。
其中,S3中当得到的不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点对应的压力值不相等时,取不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点分别对应的压力值的平均值作为二氧化碳-原油最小混相压力;
取不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点分别对应的压力值的平均值作为二氧化碳-原油最小混相压力的公式如下:
Figure BDA0003685454480000092
其中,PMMP为最小混相压力,MPa;
Pd:油气密度比出现拐点对应的压力,MPa;
Pv:油气粘度比出现拐点对应的压力,MPa;
Pf:油气界面张力出现拐点对应的压力,MPa
S4:采用S3中得到的二氧化碳-原油最小混相压力用于二氧化碳驱的油藏筛选,提高油藏采收率。通过计算不同压力下二氧化碳-原油多级膨胀实验,模拟油藏条件下多次接触混相的过程,同时利用油气混相过程中的三个物性参数的变化特征,即油气界面张力、油气粘度比和油气密度比的变化获取最精确的最小混相压力,更加科学,提高预测的准确性。
利用新方法获得二氧化碳与原油的最小混相压力,当目标油藏的平均地层压力高于预测的最小混线压力,则可以作为混相驱试验或工业化推广应用,否则则为非混相驱,不具备开展混相驱的最关键的条件,需进一步预测其他新油藏的最小混相压力,至满足油藏的平均地层压力高于最小混线压力,为更高的提高采收率效果提供保障。
细管实验:目前参数的细管实验方法详见SY/T6573-2016《最小混相压力实验测定方法——细管法》。实验条件包括一是需要原油物性取样,单井取样费10-20万;二是需要至少测试7-8组不同压力下的驱油效率,测试成本高(单组测试费用2-3万),测试周期长(1各月左右)。
参见图6所示,利用细管实验模型,开展了11-25MPa不同压力下的二氧化碳驱油效率,当压力在11-17MPa时,压力-驱油效率关系近似呈一条直线(实线段),压力在19-25MPa时,压力-驱油效率关系近似呈另一条直线(虚线段),两条直线的交点为17.6MPa,即为细管实验测得的最小混相压力。
从图6中可以看出,细管实验得到的最小混相压力17.6MPa,本发明的新方法与细管实验误差仅为2.15%,即本发明的方法与细管实验数据对比,相对误差小于5%,可以用于工程应用领域,大大提升二氧化碳-原油最小混相压力测试的周期、成本。
上面结合附图对本发明的实施方式作了详细的说明,但本发明并不限于上述实施方式,在本领域普通技术人员所具备的知识范围内,还可以在不脱离本发明宗旨的前提下作出各种变化,其都在该技术的保护范围内。
需要说明,本发明实施例中所有方向性指示(诸如上、下、左、右、前、后……)仅用于解释在某一特定姿态(如附图所示)下各部件之间的相对位置关系、运动情况等,如果该特定姿态发生改变时,则该方向性指示也相应地随之改变。
各个实施例之间的技术方案可以相互结合,但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础,当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当认为这种技术方案的结合不存在,也不在本发明要求的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法,其特征是:包括以下步骤:
S1:获取二氧化碳-原油基础数据,开展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;
S2:根据S1中获得的原油各组分的特征参数,开展多级溶胀实验,得到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;
S3:绘制不同压力与油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线,并根据得到不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点对应的压力值相等时,即为二氧化碳-原油最小混相压力;
S4:采用S3中得到的二氧化碳-原油最小混相压力用于二氧化碳驱的油藏筛选,提高油藏采收率。
2.根据权利要求1所述的一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法,其特征是:所述的S1中获取原油基础数据包括以下方法:
获取目标油层高压物性测试报告,在该报告中筛选出原油全烃组分、油藏温度及饱和压力数据,然后输入原油全烃组分至相态模拟软件,开展原油全烃组分劈分。
3.根据权利要求2所述的一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法,其特征是:所述的S1中原油饱和压力拟合包括以下方法:
给相态模拟软件输入在目标油层高压物性测试报告中筛选出的油藏温度和实测的饱和压力,不断调整各特征组分的基础物性参数,当原油饱和压力相态计算值与实测的饱和压力结果的误差小于5%为止,获取此时的原油各组分的特征参数。
4.根据权利要求3所述的一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法,其特征是:所述的原油各组分的特征参数包括分子量,分子量、临界温度、临界压力、偏差因子;所述的原油全烃组分劈分方式为把C6+以上组分劈分为多个组分,且按照物质的量均分。
5.根据权利要求2或3或4所述的一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法,其特征是:所述的S2中开展多级溶胀实验,得到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还包括以下方法:
S01:将S1中获得原油各组分的特征参数输入至相态模拟软件中的加气溶胀实验模块中,开展多级溶胀实验模拟,其中注入气的组分为二氧化碳,含量为100%;
S02:给相态模拟软件中输入注入气的组分为二氧化碳相对油气混合气体的含量,其中二氧化碳相对油气混合气体的mol%含量分别按照步长为10%-50%进行依次计算,开展加气膨胀模拟计算,得到原油和不同浓度二氧化碳两相平衡对应的泡点或露点压力及不同压力下对应的油气界面张力,油相、气相的密度及粘度结果;
S03:根据S02中计算得到的原油和不同浓度二氧化碳两相平衡对应的泡点变为露点时对应的加气含量范围,初步确定的油气混相区间,然后对该区间范围的二氧化碳相对油气混合气体的mol%含量进行缩小步长值进行再次计算,其中步长值设为5%-0.1%进行计算,进一步确定油气混相压力区间,并得到原油和不同浓度二氧化碳两相平衡时在不同压力下的油气界面张力,油相、气相的密度及粘度;
S04:分别计算S02和S03中得到的不同压力下对应的油气界面张力,油相、气相的密度及粘度数值中的油气密度比和油气粘度比,其中油气密度比为油相密度与气相密度的比值,油气粘度比为油相粘度与气相粘度的比值。
6.根据权利要求5所述的一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法,其特征是:S3中为根据S04中计算的所有S02和S03中的油气密度比和油气粘度比值,绘制不同压力与油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线。
7.根据权利要求6所述的一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法,其特征是:所述的S3中当得到的不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点对应的压力值不相等时,取不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点分别对应的压力值的平均值作为二氧化碳-原油最小混相压力。
8.根据权利要求6所述的一种二氧化碳-原油最小混相压力预测方法,其特征是:所述的取不同压力参数下油气界面张力、油气密度比和油气粘度比曲线上出现的拐点分别对应的压力值的平均值作为二氧化碳-原油最小混相压力的公式如下:
Figure FDA0003685454470000021
其中,PMMP为最小混相压力,MPa;
Pd:油气密度比出现拐点对应的压力,MPa;
Pv:油气粘度比出现拐点对应的压力,MPa;
Pf:油气界面张力出现拐点对应的压力,MPa。
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