CN119492758A 一种油藏级二氧化碳埋存量计算方法及系统 （中国石油天然气股份有限公司）

号一种油藏级二氧化碳埋存量计算方法及系统本发明公开了一种油藏级二氧化碳埋存量水驱CO2驱的孔隙尺度流体表征实验，计算CO22驱阶段kro/krg与Sg的半对数关系曲体积V计算；根据油藏波及体积V和CO2埋存效率2步骤S103、获取目标油藏静态参数与生产动态指标，3.根据权利要求1或2所述的一种油藏级立埋存结束状态下各岩心孔隙空间中各相流体的分布个岩心总孔隙空间中CO2所占百分比即为埋存建立CO2驱特征曲线，通过二项式进行数据点拟合、油藏采收率ER预测与油藏波及体积V计35.根据权利要求4所述的一种油藏级二氧化碳埋存量计算方法，其特征在于，步骤6.根据权利要求4所述的一种油藏级二氧化碳埋存量计算方法，其特征在于，步骤7.根据权利要求4所述的一种油藏级二氧化碳埋存量计算方法，其特征在于，步骤R表示油藏采收率，单位ED表示驱油效率，单位Ev表示油藏波及效率，单S；4第二计算单元，用于获取目标油藏静态参数与生产动态指标，安装模块，用于分别从三个典型渗透率点的岩心样本中钻取一小第一建立模块，用于从微纳米CT扫描设备中取下特制岩心第二建立模块，用于采用水驱替至出口端不再出油，完成水驱计算三个岩心总孔隙空间中CO2所占百分第二获取模块，用于收集整理获取目标油藏静态参数与56氧化碳驱油与埋存技术(CCUS)是保障国家石油安全重要技术，该技术通过将二氧化碳[0003]在CCUS工程中对目标油藏进行CO2注入前，对CO2埋存量的可靠[0005]丁帅伟等在油藏CO2地质埋存潜力的计算方法中提出了一种计种室内实验与油藏工程结合的CO2埋存量计算方法，在获得目标区块岩心的各项物性参数产动态数据与CO2驱特征曲线计算油藏尺度下CO2波及体积，进而计算油藏级CO2埋存量大7算三个岩心总孔隙空间中CO2所占百分比即8度，单位%;γo表示地层油相对密度；γg表示地层气相对密度；μo表示地4t9[0051]第三计算单元，用于根据油藏波及体积V和CO2埋存效率ES计算油藏级CO2埋存量S[0071](4)、相比复杂的数值模拟预测方法，本发明的方法所需数据类型少且可获得性pp[0085]在目标油藏层段岩心中选择上、下四分位数和中位数三一步求取三个岩心总孔隙空间中CO2所占百分比即为pp[0108]由见气期相渗曲线中kro/krg_Sg变化关系预测CO2驱生产动态曲线的推导过程如验数据可得到油气相对渗透率比值与含气饱和度满足以下3/m3[0128]图1为本发明实施例的一种油藏级二氧化碳埋存量计算方法流程图，通过本发明取此三个典型渗透率点岩心作为该油藏实验用岩心。所钻取岩心尺寸为直径25mm，长22[0136]步骤S101.4、从微CT扫描设备中取下夹持器，重新连接在驱替实验装置中，以算结果如表1所示，进一步求取三个岩心总孔隙空间中CO2所占百分比，即埋存效率ES为0.3441.30.4754.90.6968.20.5054.6[0143]进一步地，作kro/krg与Sg的半对数关系曲线，图6为本发明实施例的岩心lg(kro/ppppCO2驱可采储量，为18.28×104t，可采储量与地质储量比值即为采收率100%=29.3%.BV=-⃞-42.8%.油藏波及效率与孔隙体积乘积即为油藏波及体积，即V＝EV×[0150]表2为几种不同方法计算结果对比，可看出本发明给出的方法与数值模拟方法相埋存量计算结果/104t22.0421.6524.57[0153]本发明还公开了一种油藏级二氧化碳埋存量计算系统，图8为本发明实施例的一以对前述各实