Numerische Porenanalyse

Scientific Reports Band 13, Artikelnummer: 12632 (2023) Diesen Artikel zitieren

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Eine Gasflutung durch die Injektion von \(\text{CO}_{2}\) wird im Allgemeinen durchgeführt, um eine optimale Ölgewinnung aus unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten zu erreichen. Allerdings ist Mischflutung, die effizienteste Methode zur Erzielung einer maximalen Ölgewinnung, aufgrund der Herausforderung bei der Aufrechterhaltung der Druckbedingungen nicht für alle Lagerstätten geeignet. Unter diesen Umständen kann ein nahezu mischbares Verfahren praktischer sein. Diese Studie konzentriert sich auf die Verdrängung von nahezu mischbarem \(\text{CO}_{2}\)-Öl im Porenmaßstab und verwendet verfügbare Literaturkriterien, um den effektiven nahezu mischbaren Bereich zu bestimmen. Zum ersten Mal werden zwei separate numerische Ansätze gekoppelt, um das Verhalten von \(\text{CO}_{2}\)–Öl an der Niederdruckgrenze der angegebenen Region zu untersuchen. Das erste, das Phasenfeldmodul, wurde implementiert, um die Bewegung von Flüssigkeiten im Verschiebungs-\(\text{CO}_{2}\)-Ölprozess durch Anwendung der Navier-Stokes-Gleichung zu verfolgen. Als nächstes kommt das TDS-Modul, das den Effekt des \(\text{CO}_{2}\)-Massentransfers in die Ölphase berücksichtigt, indem es das klassische Ficksche Gesetz an die Flüssigkeitsgrenzfläche koppelt, um die Variation von \(\text{CO} _{2}\) Diffusionskoeffizient. Um den Ölrückgewinnungsmechanismus im Porenmaßstab besser zu erkennen, weist eine qualitative Analyse darauf hin, dass die Grenzfläche aufgrund der geringen Grenzflächenspannung im nahezu mischbaren Bereich in das umgeleitete Öl verschoben wird. Darüber hinaus kann die \(\text{CO}_{2}\)-Phase hinter der Front vor dem Hauptströmungsstrom fast das gesamte umgangene Öl in normalen Poren erheblich verdrängen und die großen Mengen in kleinen Poren wirksam verringern. Die Ergebnisse zeigen, dass durch die Einbeziehung von Stofftransport- und kapillaren Querströmungsmechanismen in die Simulationen die Verdrängung von umgeleitetem Öl in Poren deutlich verbessert werden kann, was zu einer Steigerung der Ölrückgewinnung von 92 auf über 98 % führt, was vergleichbar ist mit das Ergebnis der Injektion mischbaren Gases. Das Ergebnis dieser Forschung unterstreicht die Bedeutung der Anwendung des \(\text{CO}_{2}\)-EOR-Prozesses unter nahezu mischbaren Betriebsbedingungen.

\(\text{CO}_{2}\) Gasfluten gilt seit langem als beliebte Methode zur Verbesserung der Ölförderung und es wurden viele Ansätze zur Optimierung von Gasinjektionssystemen vorgeschlagen1,2,3,4,5. Die \(\text{CO}_{2}\)-Injektion wird in der Ölindustrie seit vielen Jahren in großem Umfang als EOR-Methode eingesetzt6,7. Während \(\text{CO}_{2}\)-basiertes EOR die Ölgewinnung verbessern kann, indem es die Ölviskosität verringert und die Mobilität von \(\text{CO}_{2}\) verringert, ist es für die Reduzierung von größter Bedeutung Gasemissionen und Kohlenstoffspeicherung sowie \(\text{CO}_{2}\)-Sequestrierungsanwendungen sowie8,9,10. Darüber hinaus wurde kürzlich die geologische \(\text{CO}_{2}\)-Abscheidung und -Speicherung von Rauchgas in Hydratreservoirs untersucht, indem eine erhebliche Menge \(\text{CO}_{2}\) in den Untergrund gebracht wurde Tonnen Kohlenwasserstoff (Methan) produziert, was den Studien zur Erreichung des Netto-Nullpunkts entspricht11,12.

Darüber hinaus wurde eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt, um den Einfluss von sieben Lagerstättenparametern, nämlich Lagerstättenporosität, horizontale Permeabilität, Temperatur, Formationsspannung, Verhältnis von vertikaler zu horizontaler Permeabilität, Kapillardruck und Restgassättigung, auf die geologische CO2-Speicherkapazität zu untersuchen.

Beachten Sie, dass das Verhältnis der vertikalen zur horizontalen Permeabilität bzw. das Anisotropieverhältnis beachtet wird, wodurch folgende Ergebnisse erzielt werden.

Die Empfindlichkeit der Faktoren, die die Gaseinfangkapazität von CO2 beeinflussen, nimmt in der Reihenfolge Formationsspannung, Temperatur, Restgassättigung, horizontale Permeabilität und Porosität ab13.

In diesem Zusammenhang wurde eine weitere Studie durchgeführt, bei der eine umfassende groß angelegte 3D-Reservoirsimulation durch die Ausführung von Einzelporositäts-, Doppelpermeabilitäts- und Doppelporositätsmodellen mit einer recheneffizienten DACE-Technik („Design und Analyse von Computerexperimenten“) kombiniert wurde. Analyse der Empfindlichkeit der CO2-Speicherung in Kluftgrundwasserleitern.

Das dynamische Modell simulierte umfassend die CO2-Speicherleistung in Grundwasserleitern, indem es alle Einfangmechanismen mit Ausnahme der Mineralisierung berücksichtigte, wie z. B. Struktur-, Auflösungs-, Rest- und lokale Kapillareinschlüsse.

Das Hauptergebnis dieser Studie zeigt, dass Frakturen eine negative Rolle bei der CO2-Einbindung spielen. Daher ist es notwendig, Modelle mit doppelter Permeabilität/doppelter Porosität zu erstellen, um realistische Vorhersagen zu erstellen14.

Im Gegensatz zu den Injektionsmethoden Continuous Gas Injection (CGI) und Water-Alternating-Gas (WAG) beruht die Gas-Assisted Gravity Drainage (GAGD) auf der natürlichen Trennung von Lagerstättenflüssigkeiten, um eine stabile Ölverdrängung durch Schwerkraft zu erreichen. Bei diesem Verfahren wird Gas durch vertikale Bohrlöcher injiziert, um einen Gasdeckel zu schaffen, der es ermöglicht, dass Öl und Wasser zu horizontalen Förderquellen abfließen, was zu einer verbesserten Ölförderung führt. Dem CO2-GAGD-Verfahren wurde in den letzten Jahren mehr Aufmerksamkeit geschenkt. Infolgedessen wurden mehrere Studien durchgeführt, in denen nicht mischbare Injektionsmodi verwendet wurden, um den CO2-GAGD-Prozess zu implementieren und die Ölförderung in einem bestimmten Abschnitt des Hauptförder-/oberen Sandsteinelements im Ölfeld South Rumaila im Irak zu verbessern. Um die zukünftige Ölgewinnung über den CO2-GAGD-Prozess zu optimieren, wurden Techniken der Versuchsplanung (DoE) und Proxy-Modellierung über die Gleichung des Zustandszusammensetzungsfelds/Reservoirsimulation15,16,17,18,19 eingesetzt.

Um den \(\text{CO}_{2}\)-Injektionsprozess zu optimieren und zu bewerten, ist es entscheidend, das \(\text{CO}_{2}\)-Ölströmungsverhalten in porösen Medien zu verstehen.

Es wurden Studien zur Sensitivitätsanalyse effektiver Parameter für das CO2-Öl-Strömungsverhalten und die entsprechende Produktionsrate durchgeführt.

Aktuelle Studien von Al-Mudhafar et al. haben dieses Problem diskutiert und das Gewicht der Sensitivitätsanalyse für drei Reservoirparameter untersucht, nämlich Porosität, Permeabilität (vertikal) und Anisotropieverhältnis der Permeabilität. Die Ergebnisse zeigen, dass die Permeabilität in allen Reservoirschichten der wichtigste Parameter ist. Obwohl das Anisotropieverhältnis die Produktionsschichten, insbesondere die Wasserzone, mäßig beeinflusst, fehlte dieser Effekt in den Übergangs- und Injektionsschichten des Reservoirs. Beim CO2-GAGD-Gasinjektionsprozess hat die Porosität nicht die Ölgewinnung in allen Lagerstättenschichten beeinflusst20,21,22.

In der Literatur gibt es viele Argumente für die vielversprechende Wirkung von Mischbarkeits- und Beinahe-Mischbarkeitsbedingungen während \(\text{CO}_{2}\)-Überschwemmungen23,24,25. Vollständig mischbares Fluten wird jedoch aus wirtschaftlicher und betrieblicher Sicht als sehr teurer und schwieriger Ansatz angesehen, da die Bereitstellung von reichhaltigem Gasinjektionsmittel und das Erreichen eines Hochdruckinjektionszustands hohe Kosten verursachen. Darüber hinaus führt es möglicherweise nicht zu einer zusätzlichen Verbesserung der Ölrückgewinnung im Vergleich zu nahezu mischbaren Bedingungen.

Um die Produktivität eines (einzelnen) Bohrlochs zu verbessern, untersuchte eine andere Studie außerdem die Auswirkung der Injektion mischbaren Gases mit geomechanischen Effekten in dichten Lagerstätten während der CO2-Prepad-Injektion vor dem hydraulischen Frakturieren.

Die Ergebnisse zeigen, dass unter diesen Parametern der Strömungsdruck am Bohrlochboden, die Reservoirdicke und die Bruchleitfähigkeit den größten Einfluss auf die Gesamtproduktion hatten. Obwohl der Strömungsdruck am Bohrlochboden und die Bruchleitfähigkeit kontrollierbare Faktoren sind, ist der Strömungsdruck am Bohrlochboden (der angepasst und manipuliert werden kann) der einflussreichste Parameter.

Daher wird im Allgemeinen die nahezu mischbare Flutung mit \(\text{CO}_{2}\) als praktikablere Alternative bevorzugt26,27,28,29.

Bei der Injektion von nahezu mischbarem Gas werden Gase injiziert, die keine vollständige Mischbarkeit mit dem Öl entwickeln, dieser aber eher nahe kommen30. Bui et al. zeigten, dass bei nahezu mischbaren Bedingungen die Ölförderung nicht der einzige Mechanismus des Stofftransfers zwischen Kohlenwasserstoffkomponenten und \(\text{CO}_{2}\) ist. Sie zeigten, dass die Viskositätsreduzierung der Ölphase aufgrund der Auflösung von \(\text{CO}_{2}\) in der Ölphase auch dramatisch zu einem zusätzlichen Erholungsfaktor als Extraktionsmechanismus beiträgt31. In der Literatur gibt es mehrere Arbeiten zur Vorhersage eines angemessenen Druckintervalls für \(\text{CO}_{2}\) nahezu mischbare Verschiebung32,33,34. Kürzlich führten Chen et al. einige empirische Korrelationen ein, um den minimalen Mischbarkeitsdruck und den effektiven nahezu mischbaren Druckbereich sowohl für reine als auch unreine \(\text{CO}_{2}\)-Injektionsprojekte vorherzusagen, die auf alle spezifischen Anwendungen anwendbar sind Reservoir. Daher ist der Bereich vom unteren Grenzwert bei 0,87 MMP bis zum oberen Grenzwert bei 1,07 MMP definiert. Diese Arbeit kann ein praktisches Werkzeug zur Charakterisierung nahezu mischbarer Regionen und zum Entwurf zukünftiger nahezu mischbarer \(\text{CO}_{2}\)-Überschwemmungen sein35. 34, die meisten Untersuchungen in der Literatur untersuchen im Allgemeinen die \(\text{CO}_{2}\)–Ölverdrängung auf Arbeiten im Kern- und Feldmaßstab und es gibt einige Studien in der Literatur, die sich auf Poren- Skalenuntersuchung des komplexen Verhaltens von \(\text{CO}_{2}\)-Ölen unter verschiedenen Bedingungen. Untersuchungen im Porenmaßstab gelten als robuste Ansätze zur Visualisierung von Flüssigkeitsverdrängungsmechanismen, zur Charakterisierung von Flüssigkeit-Flüssigkeit- und Flüssigkeit/Gestein-Wechselwirkungen im Mikromaßstab und zur Analyse von Flüssigkeitsverteilungsprofilen im Hinblick auf wirksame Kräfte im Mikromaßstab36,37,38,39. In diesem Zusammenhang haben Huang et al. evaluierte die \(\text{CO}_{2}\)-Exsolution im \(\text{CO}_{2}\) Huff-n-Puff-Verfahren für EOR und \(\text{CO}_{2}\ ) Speicheranwendungen. Sie zeigten, dass der Anfangszustand von nahezu mischbarem \(\text{CO}_{2}\)-Öl zu einer intensiven \(\text{CO}_{2}\)-Keimbildung führen würde. Sie betonten auch, dass die Anwesenheit von Wasser die \(\text{CO}_{2}\)-Sättigung im System unabhängig von der Benetzbarkeit auf 95 % erhöhen kann40. Seyyedi et al. untersuchte die Mehrphasenströmung des \(\text{CO}_{2}\)-Wasser-Öl-Systems in einem Hochdruck-Mikromodell unter nahezu mischbaren Bedingungen. Sie wiesen darauf hin, dass trotz der geringen Sweep-Effizienz der \(\text{CO}_{2}\)-Ölverdrängung in den Anfangsstadien der Injektion aufgrund der hohen \(\text{CO}_{2}\)-Mobilität die Diffusion von \(\text{CO}_{2}\) in die Ölphase kann einen kapillaren Querfluss durch das eingeschlossene Öl verursachen und den Erholungsfaktor nach der Durchbruchzeit verbessern. Ihre erhaltenen Ergebnisse veranschaulichen die Bedeutung der \(\text{CO}_{2}\)-Diffusion bei nahezu mischbaren \(\text{CO}_{2}\)-Überschwemmungen41. Zhu et al. untersuchten den Entwässerungsprozess des \(\text{CO}_{2}\)-Ölsystems in einem ölfeuchten porösen Medium mithilfe der Phasenfeld-Schnittstellenerfassungsmethode. Durch die Durchführung umfassender Sensitivitätsanalysen über Schwerkraftzahl, Kapillarzahl und Viskositätsverhältnisse zeigten sie, dass die viskose Kraft der dominierende Mechanismus während des \(\text{CO}_{2}\)-EOR-Verfahrens ist und wenn die viskose Kraft gering ist , Schwerkraftfinger verbessern die Sweep-Effizienz der \(\text{CO}_{2}\)–Ölverdrängung. Sie zeigten auch, dass nach dem \(\text{CO}_{2}\)-Durchbruch der Druck im Haupt-\(\text{CO}_{2}\)-Strömungspfad dramatisch abnimmt und die Ölphase erneut auftritt. fließt in große Poren, die zuvor von \(\text{CO}_{2}\)42 besetzt waren. Ma et al. haben kürzlich eine numerische Studie zu nicht mischbaren, nahezu mischbaren und mischbaren Überschwemmungen unter Verwendung verschiedener Ansätze durchgeführt. Ihre Ergebnisse zeigten, dass nahezu mischbares Fluten zwar im Hinblick auf die Spüleffizienz günstiger ist als nicht mischbares Fluten, es jedoch immer noch nicht in der Lage ist, Öl in kleineren Porenhälsen zu verdrängen. Sie brachten zum Ausdruck, dass der Diffusionseffekt von \(\text{CO}_{2}\) während mischbarer Überflutung vernachlässigbar ist. Es ist erwähnenswert, dass in ihrer Arbeit der Stoffübertragungsmechanismus für nahezu mischbare Flutungen völlig ignoriert wird und angenommen wird, dass die Grenzflächenspannung während der gesamten Simulationen konstant ist43.

In der aktuellen Studie konzentrieren wir uns ausschließlich auf die Überschwemmung von nahezu mischbarem \(\text{CO}_{2}\) im Porenmaßstab und untersuchen das Verhalten des \(\text{CO}_{2}\)-Ölflusses bei unterschiedlichen Drücken in nahezu mischbaren Druckintervallen, da dieses Intervall wirtschaftlich und betrieblich anspruchsvoller ist. Zunächst wurden der minimale Mischbarkeitsdruck (MMP) und die untere Druckgrenzgrenze für das vorgestellte System berechnet, um den effektiven nahezu mischbaren Überflutungsbereich zu charakterisieren, in dem die Grenzflächenspannung zwischen Öl und \(\text{CO}_{2}\) nicht vorhanden ist vollständig verschwundene und nahezu mischbare Effekte, die mit \(\text{CO}_{2}\)-Überschwemmungen verbunden sind, dominieren35. Anschließend wird eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt, um den Ölrückgewinnungsfaktor bei zwei verschiedenen Drücken im effektiv nahezu mischbaren Bereich zu untersuchen. Die Neuheit der aktuellen Arbeit liegt in der Einbeziehung des \(\text{CO}_{2}\)-Öl-Massentransfers an der Grenzfläche, um den wichtigen nahezu mischbaren Mechanismus einschließlich der Ölkondensation/-verdampfung weiter zu charakterisieren. Zum ersten Mal Modellierung der Bewegung von Flüssigkeiten im CO2-Öl-Verdrängungsprozess durch Anwendung der Navier-Stokes-Gleichung und Einbeziehung des Effekts des Massentransfers an der Grenzfläche zweier Flüssigkeiten und der Diffusion von Kohlendioxid in Öl durch Implementierung des klassischen Fick-Gesetzes Die Phasenfeld- und TDS-Module wurden gleichzeitig in Porenmaßstabsstudien miteinander gekoppelt. Darüber hinaus werden die dynamische Grenzflächenspannung (IFT) und die Variation des Diffusionskoeffizienten untersucht, um die Auswirkung des Druckgradienten auf diffusive Grenzflächenparameter in einem \(\text{CO}_{2}\)-flutenden System zu verstehen. Die erhaltenen Ergebnisse zeigen die Bedeutung des \(\text{CO}_{2}\)-Massentransports in nahezu mischbaren Überschwemmungen, der nicht ignoriert werden kann. Die aktuelle Forschung schlägt auch ein optimales Kriterium für die Gestaltung von nahezu mischbaren Überschwemmungen mit \(\text{CO}_{2}\) vor, das bei der Anwendung von \(\text{CO}_{2}\)-EOR hilfreich sein kann.

Die Hauptteile des Einleitungsabschnitts werden in Tabelle 1 prägnant und getrennt nach dem behandelten Thema dargestellt, um die zugrunde liegende Logik in diesem Abschnitt leicht nachvollziehen zu können.

Die numerische Methode für diese Studie wird durch eine isotherme Zweiphasenströmung im heterogenen porösen Medium dargestellt, wobei sich die Eigenschaften der Ölphase und der diffusiven Grenzfläche aufgrund der Änderung der \(\text{CO}_{2}\)-Konzentration dynamisch ändern bzw. Druck im System. Zu diesem Zweck wurde COMSOL Multiphysics in der Version 5.6 ausgewählt, ein Finite-Elemente-Analyse-, Löser- und Simulationssoftwarepaket für verschiedene physikalische und technische Anwendungen, insbesondere gekoppelte Phänomene und Multiphysik44. Diese Software ermöglicht herkömmliche physikbasierte Benutzeroberflächen und gekoppelte Systeme partieller Differentialgleichungen (PDEs). COMSOL bietet die interdigitalen Elektroden (IDEs) und einen einheitlichen Arbeitsablauf für elektrische, mechanische, Fluid-, Akustik- und chemische Anwendungen.

In dieser Software werden Navier-Stokes-Impulsgleichungen mit der Phasenfeldmethode für nicht mischbare \(\text{CO}_{2}\)- und Ölphasen sowie mit der TDS-Methode (Transport of Diluted Species Interface) zur Berücksichtigung der diffusiven Grenzfläche gekoppelt zwischen mischbarem \(\text{CO}_{2}\) Stoffübergang gleichzeitig. Mit der TDS-Methode wird das Konzentrationsfeld eines verdünnten gelösten Stoffes in einem Lösungsmittel berechnet. Über diese Schnittstelle können der Transport und die Reaktionen der in einem Gas, einer Flüssigkeit oder einem Feststoff gelösten Spezies abgewickelt werden. Die treibenden Kräfte für den Transport können Diffusion nach dem Fickschen Gesetz, Konvektion bei Kopplung mit einem Strömungsfeld und Migration bei Kopplung mit einem elektrischen Feld sein44.

Die maßgeblichen Gleichungen, das numerische Schema und die Rechengeometrie werden im folgenden Abschnitt beschrieben.

Der Rechenbereich in dieser Studie ist ein heterogenes poröses Medium mit der Abmessung \(6330 \times 4379\) \(\mathrm{\mu m}\), das aus mehreren kreisförmigen Körnern mit einem Durchmesser von \(350 \mathrm) besteht {\mu m}\)43. In diesem Modell werden die Durchmesser von zwanzig zufälligen Körnern entweder um 5 % verkleinert oder vergrößert, um den Heterogenitätseffekt einzubeziehen. Die grünen Körner sind die Körner mit verringertem Durchmesser und die grauen Körner stellen die vergrößerten dar (Abb. 1a). Abbildung 1b zeigt auch die Verteilung der Porengrößen in den ausgewählten porösen Medien. Die detaillierten Eigenschaften der simulierten Domäne werden in Tabelle 2 näher erläutert.

(a) Computerdomänengeometrie. \(\text{CO}_{2}\) Tritt auf der linken Seite in das Medium ein und verlässt es auf der rechten Seite. Der schwarze Bereich stellt das poröse Medium dar und die Matrixkörner sind in grauer Farbe dargestellt. (b) Verteilung der Poren im Modell.

In einem Versuch, nahezu mischbare Überschwemmungszustände im gesamten Rechenraum zu modellieren, wird die verdrängende \(\text{CO}_{2}\)-Phase mit konstantem Druck in das zuvor mit Öl gesättigte Medium injiziert von \({P}_{inj}\), von der linken Seite. Der Druck auf der rechten Seite des porösen Mediums wird ebenfalls auf \({P}_{out}\) eingestellt. In dieser Studie werden der minimale Mischbarkeitsdruck (MMP) und die untere Grenze der effektiven Nahmischbarkeitsdruckzone anhand einer empirischen Gleichung auf 12,7 MPa bzw. 11,05 MPa geschätzt35. Dementsprechend wurden \({P}_{inj}\) und \({P}_{out}\) auf die Werte 11,05 + ε MPa bzw. 11,05 MPa gesetzt. Es ist erwähnenswert, dass der Anfangsdruck des Systems \({P}_{init}\) auf den Wert von 11,05 MPa (untere Grenze des effektiven nahezu mischbaren Bereichs) eingestellt wurde. Der Druckunterschied zwischen Einlass und Auslass sollte klein genug sein, um eine sinnvolle Zweiphasenströmung/-verschiebung in der Porenskala zu gewährleisten. Der Parameter ɛ wird dementsprechend auf 600 Pa \(\left(\cong 0.1 Psi\right)\) eingestellt. Der gewählte Wert für ε stimmt mit den Abmessungen des Systems mit einem Druckabfall von 1 Psi sowie mit Danesh et al. überein. Studie zur nahezu mischbaren Injektion von Methangas in Decan-Modellöl in einem Labor-Mikromodell28. Infolgedessen kann man die Ergebnisse des oben genannten Systems mit kommerziellen EOR/IOR-Flutprogrammentwürfen vergleichen. Die benetzte Wandrandbedingung wird auf den Partikelkornoberflächen mit einem konstanten Kontaktwinkel (θ = \(\frac{\pi }{6}\)) gewählt.

Das Strömungsregime wird als laminar angenommen, während die Flüssigkeiten Newtonsch und inkompressibel sein sollen. Die Schwerkraft wird vernachlässigt und die Flüssigkeitsverdrängung wird im 2D-Maßstab untersucht.

Um zwei Phasen durch eine Fluid-Fluid-Diffusionsgrenzfläche zu trennen, wurde die Cahn-Hilliard-Phasenfeldmethode45 in Verbindung mit Navier-Stokes- und Kontinuitätsgleichungen eingesetzt. Im Phasenfeldmodell, das auf dem Prinzip des Minimums der freien Energie basiert, wird die Ginzburg-Landau-Gleichung zur Berechnung der Mischungsenergie implementiert46,47:

Die Minimierung der Gradientenkomponente (erster Term auf der linken Seite) führt zu einer Phasenmischung, und die Minimierung des Doppeltopfpotentials (der zweite Term auf der rechten Seite) führt zu einer Phasentrennung.

Der einheitenlose Phasenfeldparameter \((\varphi )\) wird verwendet, um die relative Konzentration jeder Phase zu bestimmen. Dabei bezeichnet \(-1< \varphi <1\) den Grenzflächenbereich und \(\varphi =\pm 1\) die reinen Phasen. Der Volumenanteil der Phasen wird dann durch die Gleichungen \((1+\varphi )/2\) und \((1-\varphi )/2\) beschrieben, die die Fluideigenschaften im System definieren48,49.

Dabei ist \(\vartheta\) eine Komponenteneigenschaft (z. B. Viskosität). Die Navier-Stokes-Gleichung wird durch Einbeziehung der Kontinuitätsgleichung und Hinzufügen einer vom Phasenfeld abhängigen Oberflächenkraft modifiziert, um die sich bewegende Grenzfläche zu erfassen49,50. Im aktuellen Projekt wird davon ausgegangen, dass sich \(\text{CO}_{2}\) und Öl idealerweise miteinander und während der Injektion vermischen und keine chemische Reaktion stattfindet. Als Ergebnis wurde das klassische Ficksche Gesetz implementiert51, um den \(\text{CO}_{2}\)-Öl-Massentransfer und die Querströmung an der Grenzfläche einzubeziehen. Die wichtigsten maßgeblichen Gleichungen des Cahn-Hilliard-Phasenfeldes in Verbindung mit Navier-Stokes und Konvektionsdiffusions-Massentransfer werden hier vorgestellt:

Dabei bezeichnet t die Zeit, p den Druck, u das Geschwindigkeitsfeld der Flüssigkeit, c die Konzentration der Phase \(\text{CO}_{2}\) und D den Diffusionskoeffizienten. Der Hilfsparameter \(\psi\) zerlegt die Cahn-Hilliard-Gleichung in zwei separate Gleichungen. γ bezeichnet den Mobilitätsparameter, ε definiert die Dicke der Grenzfläche und \(\lambda\) ist die Mischungsenergiedichte. Das chemische Potential \(G\) ist \(G= \lambda [-{\nabla }^{2}\varphi +\varphi ({\varphi }^{2}-1)/{\varepsilon }^{2 }\).

Der Oberflächenspannungsparameter ist direkt proportional zur Mischungsenergiedichte und umgekehrt proportional zur Grenzflächendicke \(\sigma =2\sqrt{2}\lambda /3\varepsilon\)48.

Neben den Standardrandbedingungen einschließlich Ein- und Auslass sowie benetzter Wand gelten an den Wänden folgende Randbedingungen:

wobei \(\theta\) den Kontaktwinkel bezeichnet. Die Gl. (7) stellt den Zustand ohne Schlupf dar. Die Gleichungen. (8) und (9) entsprechen einem Diffusionsfluss von Null bzw. einer Änderung der gesamten freien Energie auf der Oberfläche48,52.

Die Flüssigkeitseigenschaften der \(\text{CO}_{2}\)- und Ölphasen bei einer bestimmten Temperatur sind in Tabelle 3 dargestellt:

Die Daten zur Flüssigkeitsdichte und -viskosität werden unter http://webbook.nist.gov/chemistry/fluid/ zitiert.

Durch die Auflösung von \(\text{CO}_{2}\) Molen in der Ölphase aufgrund des Stoffübertragungseffekts werden sich die Eigenschaften der Ölphase allmählich ändern. Die Dichte- und Viskositätsschwankung der Ölphase wird als Funktion der Konzentration des gelösten \(\text{CO}_{2}\) im Öl berechnet. Darüber hinaus wird erstmals die dynamische Variation der Grenzflächenspannung und des Diffusionskoeffizienten als Funktion des Drucks berücksichtigt. Alle entsprechenden Zusammenhänge und Erklärungen finden Sie in den Hintergrundinformationen (Abschnitt A).

Zur Auflösung der Domäne wurden Dreieckselemente verwendet. Für schmale Kanäle und kleine Porenhälse wurden feinere Maschenelemente ausgewählt, während für Porenkörper gröbere Elemente verwendet wurden. Um die Genauigkeit des Modells zu erhöhen, wurden in engsten Kehlen mindestens 2 Elemente verwendet.

Die zugehörigen Kurven zur Netzunabhängigkeit basierend auf Fall 1, wie in Abb. 2 dargestellt, werden dargestellt, um den Ölrückgewinnungskoeffizienten vorherzusagen (Abb. 3).

Netzunabhängigkeitstest für Phasenfeldmodell im nahezu mischbaren Zustand.

Dreieckige Netzelemente in einem vergrößerten Abschnitt des Rechenbereichs, der normale Hälse, schmale Kanäle und Porenkörper enthält.

Die Wiederherstellungsergebnisse ändern sich, indem die Anzahl der Maschen von 86.287 Elementen (in unserer Studie/feines Netz) auf 107.419 Elemente (extrafeines Netz) um nur 2 % und auf 121.169 Elemente (extrem feines Netz) um nur 2,5 % erhöht wird, was sich mit der Zeit ändert ungefähr das 3- bzw. 7-fache der Programmausführungszeit.

Die Finite-Elemente-Methode (FEM) als numerisches Schema ist eine beliebte Methode zur numerischen Lösung von Differentialgleichungen aus dem Ingenieurwesen und der mathematischen Modellierung, die in dieser Studie angewendet wird.

Die FEM ist eine allgemeine numerische Methode zur Lösung partieller Differentialgleichungen in zwei oder drei Raumvariablen (dh einigen Randwertproblemen). Um ein Problem zu lösen, unterteilt die FEM ein großes System in kleinere, einfachere Teile, die als finite Elemente bezeichnet werden. Dies wird durch eine besondere Raumdiskretisierung in den Raumdimensionen erreicht, die durch die Konstruktion eines Netzes des Objekts umgesetzt wird: dem numerischen Bereich für die Lösung, der eine endliche Anzahl von Punkten hat. Die Formulierung eines Randwertproblems mit der Finite-Elemente-Methode führt schließlich zu einem System algebraischer Gleichungen. Die Methode approximiert die unbekannte Funktion über die Domäne.

Das in dieser Arbeit implementierte numerische Modell wurde durch analytische Untersuchung der geschichteten zweiphasigen Poiseuille-Strömung49,50 verifiziert und eine perfekte Genauigkeit erreicht.

In diesem Abschnitt werden die Simulationsergebnisse für die folgenden drei Hauptfälle vorgestellt:

Phasenfeld-Methode (PF) in unteren Grenzen des effektiven nahezu mischbaren Druckbereichs

Die Annahmen für diese Methode sind wie folgt:

Die Grenzflächenspannung zwischen CO2 und Öl ist eine Funktion des Drucks, wie in den Begleitinformationen (Abschnitt A)53 dargestellt.

Die Änderungen des Kontaktwinkels und der Benetzbarkeit sind gering und können ignoriert werden54. Der Kontaktwinkel wird mit \(\theta =\frac{\pi }{6}\) angenommen.

Die Injektionsart ist ein konstanter Druck am Einlass.

Kopplungs-/Kombinationsphasenfeld- (PF) und Transport of Diluted Species Interface (TDS)-Prozesse in unteren Grenzen des effektiven nahezu mischbaren Druckbereichs.

Die Annahmen für die PF+TDS-Methode lauten wie folgt:

Die CO2-Diffusionsfähigkeit in Öl ist eine Funktion des Drucks, wie in den Begleitinformationen (Abschnitt A) dargestellt.

Die Grenzflächenspannung zwischen CO2 und Öl ist eine Funktion des Drucks, wie in den Begleitinformationen (Abschnitt A)53 dargestellt.

Die Änderungen des Kontaktwinkels und der Benetzbarkeit sind gering und können ignoriert werden54. Der Kontaktwinkel wird mit θ = \(\frac{\pi }{6}\) angenommen.

Die Injektionsart ist ein konstanter Druck am Einlass.

Studie von Ma et al.43 (bei der die Phasenfeldmethode (PF) in unteren Grenzen des effektiven nahezu mischbaren Druckbereichs verwendet wurde).

Die Annahmen von Ma et al. lauten wie folgt:

Da die Diffusionsfähigkeit von CO2 in Öl gering ist (< 1 × 10–7 m2/s)55, erfolgt die Diffusion von CO2 in Öl bei Flutungen mit nicht mischbaren und nahezu mischbaren Stoffen sehr langsam und kann vernünftigerweise vernachlässigt werden.

Die Grenzflächenspannung zwischen CO2 und Öl ist nahezu konstant56;

Die Änderungen des Kontaktwinkels und der Benetzbarkeit sind gering und können ignoriert werden54.

Der Injektionsmodus ist eine konstante Rate am Einlass.

Die Simulationsergebnisse der Fälle 1 und 2 werden mit den Ergebnissen von Ma et al. (2021)43 (Fall 3) verglichen, die mit der PF-Methode ermittelt wurden. Beachten Sie, dass die Simulationsergebnisse von Ma et al. mit den relevanten Hypothesen neu generiert und verifiziert wurden. Die Erholungsfaktorkurve, die wichtigste aus der Simulation erhaltene Kurve, stimmt fast vollständig mit der Grafik aus der Studie von Ma et al. überein, die in Abb. 4 dargestellt ist.

Überprüfung des Erholungsfaktors dieser Studie und Ma et al43.

Abbildung 5 zeigt allmähliche Verteilungsänderungen der \(\text{CO}_{2}\)-Sättigung zum Zeitpunkt des Durchbruchs und am Ende der Simulation für die Fälle PF und PF + TDS. Es ist zu beachten, dass nur für die Studie von Ma et al. eine Zeit von 0,95 Sekunden bis zum Durchbruch angegeben wird43.

Zeitliche Entwicklung der berechneten \(\text{CO}_{2}\)-Sättigungsverteilung unter: (a) PF + TDS-Modell. (b) PF-Modell und (c) Ma et al. Studie.

Die quantitativen Daten werden mithilfe der Farbbalken bereitgestellt, die oben für jede Unterfigur dargestellt sind, und hauptsächlich anhand der Werte des Erholungsfaktors (RF) in jedem Zeitschritt in Abb. 5.

Dies deutet darauf hin, dass der PF + TDS-Fall einen besseren Erholungsfaktor aufweist als PF, die beide einen deutlich höheren Erholungsfaktor haben als die Ergebnisse von Ma et al.43, wenn man die Ergebnisse am Ende der Simulation vergleicht.

Als nächstes konnte deutlich beobachtet werden, dass gleichzeitig/gleichzeitig die Menge der \(\text{CO}_{2}\)-Invasion und damit auch ihre Konzentration im Fall von PF + TDS deutlich höher ist als die anderen beiden Fälle, so dass der Durchbruchszeitpunkt für den Fall PF + TDS ebenfalls früher eintrat als für die anderen beiden Fälle.

Weitere Informationen finden Sie in den unterstützenden Informationen (Abschnitt C).

Es ist zu beachten, dass die Berücksichtigung von Körnern mit drei verschiedenen Größen (klein, normal und groß) in der Porenstruktur des Modells zu Heterogenität führt und daher in den Simulationsergebnissen der drei genannten Fälle Fingerbildung auftritt.

Die bisherigen Ergebnisse und Beobachtungen im Zusammenhang mit \(\text{CO}_{2}\)-Ölsättigungsprofilen können mit einem kognitiven Mechanismus in zwei Themenbereichen analysiert und diskutiert werden.

Erstes Thema Druckkonturanalyse im gesamten Porenskalenmodell für alle Zeitschritte (vom Anfangszeitpunkt bis zum Ende der Simulation) unter Berücksichtigung des Einlass- und Auslassdrucks des Modells.

Zweites Thema: Analyse der Restölsättigung für kleine bis mittlere Porenhälse (entstanden durch die Integration eines großen Korns mit einem normalen Korn oder zwei normalen Körnern).

Die Fälle 1 und 2 wurden unter der Annahme einer festen Einlass- und Auslassdruckgrenze simuliert. Gemäß Abb. 6a,b ist die Druckdifferenz im gesamten Modell und in der Simulation (vom Anfangszeitraum bis zum Ende) konstant. Die Einlass- und Auslassdrücke liegen an den unteren Grenzen des effektiven nahezu mischbaren Druckbereichs. Zu Fall 3 sagen Ma et al. (2021) berücksichtigten nur den Anfangsdruck an der unteren Grenze des effektiven nahezu mischbaren Drucks. Gemäß Abb. 6c wird durch Anlegen eines Ausgangsdrucks von Null die Druckkontur des gesamten Modells kurz nach Beginn der Simulation in den nicht mischbaren Bereich gebracht. Daher enthält diese Simulation nicht den minimal erforderlichen Druck für den nahezu mischbaren Injektionsprozess.

Druckkontur für alle drei Fälle unter: (a) PF + TDS-Modell, (b) PF-Modell und (c) der Studie von Ma et al.

Die Anwendung des Rohrbündelmodells auf ein poröses Medium basierend auf der Hagen-Poiseuille-Gleichung zeigt, dass die Volumenrate der viskosen Strömung in einem spezifischen Druckgradienten entsprechend der vierten Potenz des Porenradius variiert57,58. Gemäß dem ersten Fickschen Diffusionsgesetz bindet die Einführung eines Massentransfers in einem bestimmten Konzentrationsgradienten die volumetrische Rate des Diffusionsflusses an die zweite Potenz des Porenradius59,60.

Daher verändert eine relativ geringfügige Änderung der Porengröße/des Porenradius die volumetrische Durchflussrate der Flüssigkeit durch die Poren (aufgrund der viskosen Strömung oder des Diffusionsterms) um mehrere Größenordnungen. Beim Auftreffen auf Poren mit unterschiedlichen Radien (ein heterogenes Medium) unter identischen Bedingungen (gleicher Druckgradient und gleiche Konzentration) bevorzugt die Flüssigkeit Poren mit größeren Radien 61. Daher konzentriert sich dieser Abschnitt auf den Teil des Modells mit kleinen Porenhälsen.

Es ist erwähnenswert, dass die Oberflächenspannung im nahezu mischbaren Bereich zwar nicht Null ist, aber aufgrund der sehr niedrigen IFT-Werte in diesem Bereich/Bereich die Kapillarkräfte nicht dominant sind.

Log Cap – Stabilitätsdiagramm von Log M (Kapillarzahl versus Viskositätsverhältnis) mit drei Stabilitätsbereichen (durch gestrichelte Linien begrenzt) und den Orten der \(\text{CO}_{2}\)-Verschiebung, simuliert mit PF und PF + TDS Fälle. Die grauen Zonen bezeichnen die von Lenormand et al. angegebenen Stabilitätsbereiche. 62.

Wie in Abb. 7 dargestellt, werden die simulierten Daten aufgrund des Stofftransfereffekts von der oberen Grenze des viskosen Fingerbereichs zur unteren Grenze des stabilen Bereichs verschoben, was beweist, dass die Kapillarkräfte nicht dominant sind.

Kapillarzahl-Viskositäts-Verhältnis als Stabilitätsdiagramm mit drei Stabilitätsbereichen (durch gestrichelte Linien begrenzt) und den Positionen der PF- und PF + TDS-Ergebnisse.

Daher wird das Verhalten der Flüssigkeitsströmung in Poren (porösem Medium) eine wesentlich stärkere Funktion des Porenradius sein als die Kapillarkräfte oder die IFT, da die maßgeblichen Gleichungen der viskosen Strömung befolgt werden und bei Berücksichtigung des Stoffübertragungsterms die maßgebliche Gleichung der Diffusion befolgt wird .

Für jede Pore gibt es einen Schwellenkapillardruck für den Flüssigkeitseintritt, basierend auf dem Porenradius.

Wie bereits erwähnt, ist der Betrag dieses Widerstandsdrucks, der den Gaseintritt in die vom umgeleiteten Öl besetzten Poren verhindert, aufgrund der Gasinjektion im nahezu mischbaren Bereich (und folglich niedriger IFT-Werte) sehr gering. Dadurch kommt mehr Öl in den Poren mit dem Gas in Kontakt und erzeugt eine wirksame Antriebskraft hinter der Hauptgasfront vor uns. In Kombination mit dem Stoffaustausch und der Entstehung einer kapillaren Querströmung verdrängt die Hauptströmung das umgeleitete Öl in Poren (insbesondere kleinen bis normalen Poren) in Richtung der Hauptströmung.

Bei der Rückkehr zum Hauptstrom wird die Durchlässigkeit des Öls durch die Kopplung mit dem Gasstrom weiter erhöht.

Studien von Williams & Dawe63, Jamiolahmady64 und Sohrabi & Danesh28 belegen den Einfluss des gleichzeitigen Öl- und Gasflusses in einer bestimmten Pore auf die mischbare Verdrängung in nahezu mischbaren Regionen (sehr niedrige IFT).

Für eine genauere Analyse zeigt Abb. 8 das restliche (umgangene) Öl in kleinen bis normalen Porenhälsen nach der Durchbruchszeit und die endgültigen Simulationslaufzeiten für die Fälle 1 und 2.

Spezifizierter Teil des Porenskalenmodells während der Injektion von nahezu mischbarem \(\text{CO}_{2}\) nach dem Durchbruch des \(\text{CO}_{2}\) unter: (a) PF + TDS-Modell und (b) PF-Modell.

Der Einfluss des Diffusionsterms der volumetrischen Durchflussrate (Querstrom/Massentransfer) in Fall 2 (PF + TDS) im Vergleich zu Fall 1 (nur PF) führt in Fall zu einer nahezu Null-Sättigung des restlichen (umgangenen) Öls in normalen Porenhälsen 2 und sehr geringe Sättigung in kleinen Porenhälsen im Vergleich zu Fall 1, was auf die nahezu vollständige Ölrückgewinnung im Zusammenhang mit Fall 2 hinweist.

Diese Beobachtung verdeutlicht die Bedeutung der Berücksichtigung des Massentransferterms bei der Gasinjektionsmodellierung und -simulation in der nahezu mischbaren Frontzone und seine Auswirkung auf das Ausspülen von Restöl, insbesondere in kleinporigen Engstellen.

Derselbe Mechanismus, der in den Poren vorherrscht, gilt auch für (halb) Sackgassenporen, was zu einer erhöhten Rückgewinnung des in diesen Poren eingeschlossenen Öls führt.

Gemäß Abb. 9a befindet sich in diesen Poren am Ende des Simulationslaufs in Fall 2 (PF + TDS) nahezu kein Restöl; Basierend auf Abb. 9b wird jedoch in Fall 1 ein erheblicher Restölgehalt in denselben Poren festgestellt (nur PF). Abbildung 9 zeigt in beiden Fällen null Restöl in den Ecken des Modells, wenn auch mit geringfügigen Unterschieden.

Der obere Teil des Modells wurde vergrößert, um einen besseren Vergleich der (Halb-)Sackgassen in beiden Fällen von (a) PF + TDS-Modell und (b) PF-Modell zu ermöglichen, was darauf hinweist, dass die Leistung von Fall a deutlich besser ist als die von Fall 2 .

Die Ergebnisse stimmen gut mit Sohrabi & Danesh (2008)28 und Seyyedi & Sohrabi (2020)41 hinsichtlich der Bewertung von Ölgewinnungsmechanismen unter nahezu mischbaren Bedingungen durch Injektion von Methan (erste Studie) und \(\text{CO}_ {2}\) (zweite Studie) in einem Mikrofluidik-Chip, der jeweils mit normalem Decan gesättigt ist.

Beide Studien bestätigen das starke Querströmungsphänomen durch Stofftransfer in Poren, die von umgeleitetem Öl besetzt sind. Daher spielt dieses Phänomen eine konkurrenzlose Rolle bei der Weiterleitung von Bypass-Öl in Kontakt mit Gas zum Hauptgasstrom, was letztlich zu einer Steigerung der nahezu vollständigen Ölrückgewinnung führt.

Der umgangene Ölrückgewinnungsmechanismus während der Injektion von nahezu mischbaren Stoffen tritt bei der Injektion von nicht mischbaren und mischbaren Stoffen nicht auf.

Aufgrund der intrinsischen Natur des nicht mischbaren Prozesses, der eine hohe Grenzflächenspannung widerspiegelt, entsteht an der Öl-Gas-Grenzfläche ein relativ höherer Grenzkapillardruck, der den gleichzeitigen Fluss von Öl und Gas im Hauptstrom verhindert. In dieser Hinsicht wird die Untersuchung der Eigenschaften von Phasen ausreichen, um nicht mischbare Strömungen zu simulieren, was mit der PF-Methode ordnungsgemäß durchgeführt werden kann42,43.

Unterdessen hat der mischbare Prozess keine Öl-Gas-Grenzfläche und das System ist grundsätzlich einphasig ohne gleichzeitigen Öl- und Gasfluss.

Wie bereits erwähnt, passiert \(\text{CO}_{2}\) aufgrund der Heterogenität des Modells zu Beginn der Injektion zunächst die größeren Poren. Anschließend bewegt es sich aufgrund der hohen Beweglichkeit schnell zum Ende des Modells und umgeht dabei eine erhebliche Menge Öl. Kurze Zeit nach dem Durchbruch dringt \(\text{CO}_{2}\) aufgrund des Stoffübergangs, einer Charakteristik des kapillaren Querflusses, zunächst lieber in normale Poren und dann in kleinere Poren ein. In diesem Fall erhöht das durch den Stofftransport verursachte Diffusionsphänomen die Produktion von restlichem/eingeschlossenem Öl aus diesen Poren.

​Im Allgemeinen könnte das Phänomen des umgeleiteten Öls auftreten aufgrund von: unerwünschtem Mobilitätsverhältnis, Übersteuerung der Schwerkraft (falls vorhanden), Heterogenitäten, Sackgassenporen, Wasser (falls vorhanden) und viskoser Fingerbildung28.

Gemäß Abb. 10 umfasst die Rückgewinnung im Fall 2 (PF + TDS) neben der Modellierung der Zweiphasenströmungsverdrängung (Öl und Gas) auch den Effekt des Stofftransfers (ungefähr 98,5 %), der um 6 % größer ist als Fall 1 (nur PF), der nur die Bewegung fließender Phasen simulierte. Daher liegt die Ausbeute von Fall 2 viel näher an der idealen Endausbeute von 100 %, die durch die experimentelle Untersuchung der Injektion mischbaren Gases65 oder einen ähnlichen Fall in der CFD-Simulation des porösen Mediums43 erhalten wurde. Als Rückkehr zu den Simulationsergebnissen von Fall 3 ( Ma's Studie) und angesichts der Tatsache, dass der Druck im gesamten Modell schnell auf sehr niedrige Werte (in nicht mischbare Bereiche) abfällt, zeigt Abb. 9, dass der Wiederherstellungsfaktor von Fall 3 auf einen sehr niedrigen Wert von 50 % sinkt (im gesamten Modell und in der Simulation). im Vergleich zu den Fällen 1 und 2 in dieser Studie ein Rückgang von fast 49 %.

Ölgewinnung unter PF + TDS- und PF-Modell im Vergleich zur Studie von Ma et al.

Die Porenstruktur dieser Studie stimmt mit bestimmten Sandstein-Erdöllagerstätten überein. Im Gegensatz zur relativ guten Konnektivität zwischen den Poren weist diese Struktur eine besondere unvermeidbare Heterogenität auf66.

Für eine optimale Rückgewinnung angesichts der Heterogenität der Porenstruktur wird häufig die Injektion von Mischgas empfohlen. Das Erreichen und Aufrechterhalten von Mischbarkeitsbedingungen wird jedoch meist mit damit verbundenen betrieblichen Schwierigkeiten und damit erhöhten Kosten einhergehen.

Diese Ergebnisse bestätigen jedoch, dass das Erreichen eines effektiven nahezu mischbaren Druckbereichs im gesamten Modell (poröses Medium) und die Bereitstellung eines Injektionsdrucks in der Nähe des mischbaren Drucks zu einer nahezu maximalen Erholung führen kann. Um bei der Gasinjektion in heterogene Lagerstätten eine maximale Rückgewinnung zu erreichen, wird daher die Gasinjektion bei nahezu Mischbarkeitsdruck als alternative Lösung empfohlen, die wirtschaftlicher und praktikabler ist als die Gasinjektion bei Mischbarkeitsdruck35.

Die Ergebnisse zahlreicher Slim-Tube-Experimente mit zweiphasigen Proben im Dampf-Flüssigkeits-Gleichgewichtszustand zeigen, dass die Reduzierung der Grenzflächenspannung von einem hohen Wert auf nahezu Null (Mischbarkeitszustand) zu einer irreduziblen Ölsättigung nahe Null und einem Anstieg der relativen Ölsättigung führt Durchlässigkeit (in einer bestimmten Sättigung). Letztendlich werden die relativen Permeabilitäts-Sättigungskurven zu fast geraden diagonalen Linien. Infolgedessen handelt es sich bei niedrigen IFT-Werten oder irreduzibler Ölsättigung tatsächlich um die Bedingung relativer Permeabilitäts-Sättigungskurven unter nahezu mischbaren Bedingungen. Anhand verschiedener Reservoirflüssigkeitsproben fanden sie heraus, dass ein Satz relativer Permeabilitäts-Sättigungskurven, die in einem bestimmten IFT erhalten wurden, ausreicht, um das Strömungsverhalten aller Flüssigkeitssysteme zu interpretieren, die den gleichen IFF-Wert haben67.

Die Auswirkung der IFT-Änderung auf die relativen Permeabilitäts-Sättigungskurven in der Gasphase ist trivial. Es wird bestätigt, dass der Phasenübergang die relative Permeabilität von Gas nicht wesentlich beeinflusst, wohingegen die Auswirkung auf die relative Permeabilität von Öl erheblich ist. Daher haben Li et al. (2015)68 entwickelten den Exponentialfaktorparameter basierend auf dem Corey-Modell separat als stückweise Funktion für nicht mischbare, nahezu mischbare und mischbare Druckbereiche.

Daher ist die Bestimmung relativer Permeabilitäts-Sättigungskurven und Kapillardruck-Sättigungskurven von entscheidender Bedeutung für die Steuerung und Überprüfung des Gas-Öl-Strömungsverhaltens während der numerischen Simulation im Feldmaßstab. Es ist bekannt, dass der Kapillardruck dem IFT folgt. Wie erläutert, sind relative Permeabilitäts-Sättigungskurven auch eine Funktion der Grenzflächenspannung, die bei Injektionsprozessen nahezu mischbarer und mischbarer Gase von großer Bedeutung ist.

Die Simulationsergebnisse dieser Studie auf Porenebene legen nahe, dass bei der Bestimmung von Schlüsselparametern (in Bezug auf die Feldebene) unter nahezu mischbaren Bedingungen die irreduzible Restölsättigung und die Höhe des Kapillardrucks niedriger sein müssen als diejenigen, die bei nicht mischbarer Injektion verwendet werden. Diese Werte nähern sich im Grenzfall, in dem der Kapillardruck sehr kleine Werte (nahe Null) beträgt, dem mischbaren Injektionszustand an. Dieses Phänomen lässt sich besser erkennen, wenn man den Stoffübergangsterm zusammen mit der Bewegung flüssiger Phasen betrachtet.

Es ist ersichtlich, dass der Druckparameter (und folglich sogar der effektive Druckbereich), um nahezu mischbare Bedingungen im gesamten porösen Medium anzuwenden, und seine Auswirkung auf Änderungen der Oberflächenparameter, wie z. B. der Oberflächenspannungsparameter und der Stoffübergangskoeffizient, der ist wichtigster Parameter in der Sensitivitätsanalyse dieser Studie.

Daher steigt der Druck des Modells in den unteren Grenzen des effektiven nahezu mischbaren Druckbereichs von 0,87 MMP (11,05 MPa) auf 0,9 MMP (11,5 MPa).

Abbildung 11 zeigt die Ergebnisse, die unter der Annahme des neuen und des vorherigen Drucks in Diagrammen des Ölrückgewinnungsfaktors erzielt wurden. Dies legt nahe, dass zunehmender Druck und Annäherung an den Mischbarkeitsdruck im Allgemeinen den Ölrückgewinnungsfaktor erhöhen (sowohl Fall 1 (nur PF) als auch Fall 2 (PF + TDS). ). Unterdessen ist der größere Erholungsfaktor im Fall 1 (nur PF) signifikant und im Fall 2 (PF + TDS) gering.

Ölrückgewinnung bei einem Druck von 11,05 MPa bzw. 11,5 MPa unter dem PF + TDS- und PF-Modell.

Beachten Sie, dass selbst bei höherem Druck und der neuen Druckannahme der Unterschied bei der Ölrückgewinnung zwischen Fall 1 (nur PF) und Fall 2 (PF + TDS) sowie der Effekt des Stofftransfers offensichtlich sind.

In gewisser Weise bestätigt dieses Ergebnis, dass die Einbeziehung der Untergrenze des effektiven nahezu mischbaren Druckbereichs (genauer gesagt des niedrigstmöglichen Drucks in diesem Bereich) und auch des Stofftransferterms in die Modellierung im Porenmaßstab (basierend auf dem im erläuterten maßgeblichen Mechanismus) erfolgt (nahezu mischbare Region) könnte derselbe Ölrückgewinnungsfaktor mit einem geringfügigen Unterschied und geringeren Kosten erreicht werden.

In dieser Studie wurde ein numerischer Simulationsansatz durchgeführt, um das Fließverhalten und den Verschiebungsmechanismus von \(\text{CO}_{2}\)-Öl auf der Porenskala unter nahezu mischbaren Bedingungen zu verstehen in einem heterogenen porösen Medium.

Folgende Schlussfolgerung lässt sich herausfinden:

Unter Verwendung dieses Ansatzes wird erkannt, dass sowohl für PF- als auch für PF + TDS-Fälle \(\text{CO}_{2}\) das Öl vorzugsweise durch große Verengungen verdrängt, während es bei PF + TDS infolgedessen (normal bis) eindringt ) kleine Porenhälse, was die Effizienz der Ölrückgewinnung erheblich erhöht.

Die Verstärkung der \(\text{CO}_{2}\)-Diffusion für die Flutung in einem effektiven Nahmischbarkeitsbereich wird für Öllagerstätten mit einem breiten Spektrum an Porenstrukturen bevorzugt. Dieser Prozess macht die Ölverdrängung durch Fluten mit nahezu mischbarem Gas zu einer empfohlenen Methode.

Druckänderungen im nahezu mischbaren Bereich und Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse zeigen, dass der höhere Druck in der PF + TDS-Modellierung die Ölförderung nicht wesentlich beeinflusst hat, was darauf hindeutet, dass die Berücksichtigung des Effekts des Massentransfers bei der Modellierung die Ölförderung in Richtung des möglichen Maximums gesteigert hat. Dadurch wird dem Anstieg der Betriebskosten begegnet.

Wir schlagen vor, dass die Arbeitsergebnisse auch in anderen Bereichen wie der Verdrängung von Wasser/Öl oder Polstergas bei der geologischen Wasserstoffspeicherung angewendet werden können.

Alle während dieser Studie generierten oder analysierten Daten sind in diesem veröffentlichten Artikel enthalten. Es wird auf Anfrage erhältlich sein. Hierzu ist der entsprechende Autor (MRK) zu kontaktieren.

Kohlendioxid

Grenzflächenspannung

Verbesserte Ölrückgewinnung

Finite-Elemente-Methode

Temperatur

Kapillarzahl

Druck

Konzentration der \(\text{CO}_{2}\)-Phase

Öldichte

Ölviskosität

Einspritzdruck

Ausgangsdruck

Grenzflächenspannung

\(\text{CO}_{2}\) Sättigung

Chemisches Potential

Dicke der Schnittstelle

Hilfsparameter

Transport der Grenzfläche verdünnter Spezies

Phasenfeld

Verbesserte Ölrückgewinnung

Mindestmischbarkeitsdruck

Zeit

Viskositätsverhältnis

Fluidgeschwindigkeitsfeld

Diffusionskoeffizient

\(\text{CO}_{2}\) Dichte

\(\text{CO}_{2}\) Viskosität

Anfangsdruck

Kontaktwinkel

Durchschnittliche Sättigung von \(\text{CO}_{2}\)

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Diese Forschung erhielt keine spezifischen Zuschüsse von Förderstellen im öffentlichen, kommerziellen oder gemeinnützigen Sektor.

Abteilung für Erdöltechnik, Technische Universität Amirkabir (Polytechnikum Teheran), Postfach 15875-4413, 424 Hafez Avenue, Teheran, Iran, 1591634311

Parisa Behnoud, Mohammad Reza Khorsand Movaghar und Ehsan Sabooniha

DTU Offshore, Technische Universität Dänemark, Kopenhagen, Dänemark

Ehsan Sabooniha

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PB-Untersuchung, Verfassen des Originalentwurfs, Konzeptualisierung, Validierung, Visualisierung; MRK-Methodik, Schreiben-Originalentwurf, Validierung, Überwachung, Überprüfung und Bearbeitung; ES-Modellierung, Datenkuration, Datenwissenschaft, Schreiben-Originalentwurf.

Korrespondenz mit Mohammad Reza Khorsand Movaghar.

Die Autoren geben an, dass keine Interessenkonflikte bestehen.

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Nachdrucke und Genehmigungen

Behnoud, P., Khorsand Movaghar, MR & Sabooniha, E. Numerische Analyse von CO2-EOR im Porenmaßstab bei nahezu mischbaren Strömungsbedingungen, um den Verschiebungsmechanismus zu erkennen. Sci Rep 13, 12632 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-39706-1

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Eingegangen: 18. Februar 2023

Angenommen: 29. Juli 2023

Veröffentlicht: 3. August 2023

DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-023-39706-1

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