2024年第0卷第2期文章目次
2024, 31(2):1-16.
DOI: 10.13673/j.pgre.202401036
摘要:
基于岩石薄片、扫描电镜、显微荧光和阴极发光等图像学分析方法，结合核磁共振、氮气吸附等测试技术，对东营凹陷古近系碳酸盐矿物类页岩相和混合类页岩相2 种典型岩相进行研究。根据矿物组分和产状将页岩划分为碳酸盐纹层和泥质纹层2 类结构单元，通过分析两者的矿物类型及相关孔隙发育特征，揭示了2 种典型岩相储集特征，并根据埋藏过程中地质要素的相对变化，讨论了页岩层系储集空间发育条件。研究结果表明：东营凹陷古近系页岩矿物组分多样，以多组分碳酸盐矿物普遍发育、多来源长英质碎屑颗粒局部集中以及黏土矿物和有机质等流变性组分塑性充填为特征。骨架颗粒限定了有机组分的分布边界，有机组分内部又包含部分自生矿物，孔隙充填物受原油沥青质和蜡质含量高、地表凝固点高等因素的影响，有机组分与无机矿物间显示出多重嵌合特征。页岩组构与复杂的演化过程共同决定了孔隙类型和发育机制的多样性，碳酸盐矿物类页岩相发育纳米级晶内孔隙和微米级晶间孔隙及溶蚀孔隙，以孔隙大且连通好为特征，孔隙度相对偏低；混合类页岩相发育纳米-微米级黏土矿物片间孔隙，孔隙小且连通差，孔隙度相对偏高。层间缝发育区具有良好的储集性，储集空间由富含基质孔隙的多尺度孔缝网络构成，在整体富有机质的背景下，古近系富碳酸盐页岩具有基质普遍含油和纹层界面富集的特征。
基于岩石薄片、扫描电镜、显微荧光和阴极发光等图像学分析方法，结合核磁共振、氮气吸附等测试技术，对东营凹陷古近系碳酸盐矿物类页岩相和混合类页岩相2 种典型岩相进行研究。根据矿物组分和产状将页岩划分为碳酸盐纹层和泥质纹层2 类结构单元，通过分析两者的矿物类型及相关孔隙发育特征，揭示了2 种典型岩相储集特征，并根据埋藏过程中地质要素的相对变化，讨论了页岩层系储集空间发育条件。研究结果表明：东营凹陷古近系页岩矿物组分多样，以多组分碳酸盐矿物普遍发育、多来源长英质碎屑颗粒局部集中以及黏土矿物和有机质等流变性组分塑性充填为特征。骨架颗粒限定了有机组分的分布边界，有机组分内部又包含部分自生矿物，孔隙充填物受原油沥青质和蜡质含量高、地表凝固点高等因素的影响，有机组分与无机矿物间显示出多重嵌合特征。页岩组构与复杂的演化过程共同决定了孔隙类型和发育机制的多样性，碳酸盐矿物类页岩相发育纳米级晶内孔隙和微米级晶间孔隙及溶蚀孔隙，以孔隙大且连通好为特征，孔隙度相对偏低；混合类页岩相发育纳米-微米级黏土矿物片间孔隙，孔隙小且连通差，孔隙度相对偏高。层间缝发育区具有良好的储集性，储集空间由富含基质孔隙的多尺度孔缝网络构成，在整体富有机质的背景下，古近系富碳酸盐页岩具有基质普遍含油和纹层界面富集的特征。
2024, 31(2):17-28.
DOI: 10.13673/j.pgre.202307030
摘要:
凝灰岩储层作为致密油气储层的一种，其微纳米孔隙对油气的储存有着较大的影响。为明确准噶尔盆地哈山地区二叠系风二段凝灰岩储层孔隙结构及非均质性特征，选取哈山地区哈11 井6 块凝灰岩样品，采用总有机碳含量测定、全岩矿物组分分析，通过CO2和N2吸附实验对凝灰岩储层孔隙结构进行表征，结合多重分形理论，分析孔隙的非均质性及连通性。结果表明：所选凝灰岩样品TOC平均为0.931%，矿物组分以长石、石英、黏土矿物以及白云石为主。微孔主要发育0.33～0.38，0.50～0.68 及0.72～0.86 nm 3个孔径区间内的孔隙，介-宏孔主要发育2.94～16.09 nm孔径区间内的孔隙。广义分形维数（Dq）随着q的增大而减小，奇异分形谱呈凸起的非对称抛物线状，凝灰岩储层孔隙具有多重分形特征。微孔（0～2 nm）具有较小的奇异谱谱宽（Δα）和较大的Hurst 指数（H），而介-宏孔（2～100 nm）具有较大的Δα 值和较小的H值，表明微孔具有较好的均质性和连通性。介-宏孔的非均质性受孔体积的影响，随着孔体积的增大，孔隙非均质性增强，连通性降低。TOC和矿物组分对孔隙非均质性含量和连通性均有不同程度的影响，TOC的增加提高了介-宏孔的连通性，斜长石含量的增加提高了介-宏孔的非均质性，黏土矿物含量的增加提高了微孔的非均质性，白云石和方解石含量的增加降低了介-宏孔的非均质性。
凝灰岩储层作为致密油气储层的一种，其微纳米孔隙对油气的储存有着较大的影响。为明确准噶尔盆地哈山地区二叠系风二段凝灰岩储层孔隙结构及非均质性特征，选取哈山地区哈11 井6 块凝灰岩样品，采用总有机碳含量测定、全岩矿物组分分析，通过CO2和N2吸附实验对凝灰岩储层孔隙结构进行表征，结合多重分形理论，分析孔隙的非均质性及连通性。结果表明：所选凝灰岩样品TOC平均为0.931%，矿物组分以长石、石英、黏土矿物以及白云石为主。微孔主要发育0.33～0.38，0.50～0.68 及0.72～0.86 nm 3个孔径区间内的孔隙，介-宏孔主要发育2.94～16.09 nm孔径区间内的孔隙。广义分形维数（Dq）随着q的增大而减小，奇异分形谱呈凸起的非对称抛物线状，凝灰岩储层孔隙具有多重分形特征。微孔（0～2 nm）具有较小的奇异谱谱宽（Δα）和较大的Hurst 指数（H），而介-宏孔（2～100 nm）具有较大的Δα 值和较小的H值，表明微孔具有较好的均质性和连通性。介-宏孔的非均质性受孔体积的影响，随着孔体积的增大，孔隙非均质性增强，连通性降低。TOC和矿物组分对孔隙非均质性含量和连通性均有不同程度的影响，TOC的增加提高了介-宏孔的连通性，斜长石含量的增加提高了介-宏孔的非均质性，黏土矿物含量的增加提高了微孔的非均质性，白云石和方解石含量的增加降低了介-宏孔的非均质性。
2024, 31(2):29-38.
DOI: 10.13673/j.pgre.202311017
摘要:
为明确济阳坳陷孤西潜山带油气差异富集特征，指导下步油气勘探方向优选，综合利用钻井及地震资料，在潜山地质特征分析的基础上，对潜山构造演化及其对油气差异富集的控制作用进行了研究。结果表明，印支期以来，孤西潜山带经历了晚三叠世挤压抬升剥蚀、早—中侏罗世弱挤压到截凸填凹、晚侏罗世挤压抬升剥蚀、早白垩世左行走滑拉张、晚白垩世挤压抬升剥蚀、古近纪右行走滑拉张高位潜山剥蚀等4 期挤压、2 期拉张、2 期走滑、5 期剥蚀的演化过程，并于新近纪整体沉降定型，在孤西潜山带形成高位潜山和低位潜山2 类潜山，整体具有“NW向断层控带、NE（EW）向断层控山、垒堑相间”的构造格局。多期构造活动作用的叠加，导致2 类潜山在源储对接关系、油藏类型和油气富集特征上具有明显差异，高位潜山斜坡带上古生界和中生界地层油藏最为富集，低位潜山各层系均可成藏，且以古生界构造油藏最为富集，同种类型的潜山由于成藏要素配置关 系的不同，其油气富集特征也有所差异。埕中、埕东、孤岛等高位潜山斜坡带地层油藏，孤北、垦利等低位潜山下古生界风化壳油藏及内幕构造油藏和上古生界及中生界构造油藏是下步重点勘探目标。
为明确济阳坳陷孤西潜山带油气差异富集特征，指导下步油气勘探方向优选，综合利用钻井及地震资料，在潜山地质特征分析的基础上，对潜山构造演化及其对油气差异富集的控制作用进行了研究。结果表明，印支期以来，孤西潜山带经历了晚三叠世挤压抬升剥蚀、早—中侏罗世弱挤压到截凸填凹、晚侏罗世挤压抬升剥蚀、早白垩世左行走滑拉张、晚白垩世挤压抬升剥蚀、古近纪右行走滑拉张高位潜山剥蚀等4 期挤压、2 期拉张、2 期走滑、5 期剥蚀的演化过程，并于新近纪整体沉降定型，在孤西潜山带形成高位潜山和低位潜山2 类潜山，整体具有“NW向断层控带、NE（EW）向断层控山、垒堑相间”的构造格局。多期构造活动作用的叠加，导致2 类潜山在源储对接关系、油藏类型和油气富集特征上具有明显差异，高位潜山斜坡带上古生界和中生界地层油藏最为富集，低位潜山各层系均可成藏，且以古生界构造油藏最为富集，同种类型的潜山由于成藏要素配置关 系的不同，其油气富集特征也有所差异。埕中、埕东、孤岛等高位潜山斜坡带地层油藏，孤北、垦利等低位潜山下古生界风化壳油藏及内幕构造油藏和上古生界及中生界构造油藏是下步重点勘探目标。
2024, 31(2):39-47.
DOI: 10.13673/j.pgre.202305010
摘要:
浅水三角洲分流河道和河口坝砂体平面上常呈连片状，难以准确划分其单砂体，限制了剩余油分布的精准预测，制约了油田采收率的进一步提高。基于岩心和测井等资料，借助密井网和井间示踪剂数据，系统表征东营凹陷胜坨油田二区沙二段1-2 砂组浅水三角洲单砂体沉积构型特征。研究结果表明：胜坨油田二区沙二段1-2 砂组发育浅水三角洲沉积，包括浅水三角洲平原亚相和浅水三角洲前缘亚相，发育分流河道、溢岸、河口坝、滩坝等微相。浅水三角洲砂体划分为4 个构型级次（5～8级），本次研究的单砂体属于8 级构型单元。综合利用密井网和井间示踪剂数据，识别了单砂体的6 种侧向接触样式：河道-溢岸-河道拼接式、河道-河道切叠式、滩坝-滩坝拼接式、河口坝-河口坝拼接式、坝上河道切割河口坝式和泥岩分隔式。井间示踪剂资料显示，坝上河道切割河口坝式侧向接触样式砂体连通性最好，其次为河道-河道切叠式、河口坝-河口坝拼接式和滩坝-滩坝拼接式，最差为河道-溢岸-河道拼接式。建立了研究区浅水三角洲单砂体沉积构型模式，其中浅水三角洲平原微相类型主要为分流河道和溢岸，单一分流河道砂体间接触样式主要有侧向切叠、侧向与溢岸砂体相连、垂向叠加和斜列叠加4 类；浅水三角洲前缘微相类型主要为分流河道、河口坝和滩坝，单一河口坝砂体间接触样式有垂向叠加、侧向拼接、斜列叠加和泥岩分隔4 类，单一滩坝砂体间有侧向拼接和垂向叠加2 类样式。
浅水三角洲分流河道和河口坝砂体平面上常呈连片状，难以准确划分其单砂体，限制了剩余油分布的精准预测，制约了油田采收率的进一步提高。基于岩心和测井等资料，借助密井网和井间示踪剂数据，系统表征东营凹陷胜坨油田二区沙二段1-2 砂组浅水三角洲单砂体沉积构型特征。研究结果表明：胜坨油田二区沙二段1-2 砂组发育浅水三角洲沉积，包括浅水三角洲平原亚相和浅水三角洲前缘亚相，发育分流河道、溢岸、河口坝、滩坝等微相。浅水三角洲砂体划分为4 个构型级次（5～8级），本次研究的单砂体属于8 级构型单元。综合利用密井网和井间示踪剂数据，识别了单砂体的6 种侧向接触样式：河道-溢岸-河道拼接式、河道-河道切叠式、滩坝-滩坝拼接式、河口坝-河口坝拼接式、坝上河道切割河口坝式和泥岩分隔式。井间示踪剂资料显示，坝上河道切割河口坝式侧向接触样式砂体连通性最好，其次为河道-河道切叠式、河口坝-河口坝拼接式和滩坝-滩坝拼接式，最差为河道-溢岸-河道拼接式。建立了研究区浅水三角洲单砂体沉积构型模式，其中浅水三角洲平原微相类型主要为分流河道和溢岸，单一分流河道砂体间接触样式主要有侧向切叠、侧向与溢岸砂体相连、垂向叠加和斜列叠加4 类；浅水三角洲前缘微相类型主要为分流河道、河口坝和滩坝，单一河口坝砂体间接触样式有垂向叠加、侧向拼接、斜列叠加和泥岩分隔4 类，单一滩坝砂体间有侧向拼接和垂向叠加2 类样式。
2024, 31(2):48-57.
DOI: 10.13673/j.pgre.202209063
摘要:
东营凹陷利津北带砂砾岩体储层矿物组分复杂，物性参数解释精度低，油、干层界限难以界定。基于测井、录井、试采、分析化验等资料，采用交会图版识别和雷达图形模式识别岩性方法，较好地区分了砂砾岩体岩性。在岩性识别、含油产状分析、试采资料分析基础上，分别建立了砾岩类和碳酸盐岩类有效储层的物性和电性下限。结合试采资料，建立了利津北带砂砾岩体有效储层分级解释图版与评价标准。分别建立了砾岩类和碳酸盐岩类储层孔隙度和渗透率参数模型，为利津北带复杂砂砾岩体储层提供定量评价方法。该研究成果在利津北带砂砾岩体投产井中得到了应用验证，效果良好。
东营凹陷利津北带砂砾岩体储层矿物组分复杂，物性参数解释精度低，油、干层界限难以界定。基于测井、录井、试采、分析化验等资料，采用交会图版识别和雷达图形模式识别岩性方法，较好地区分了砂砾岩体岩性。在岩性识别、含油产状分析、试采资料分析基础上，分别建立了砾岩类和碳酸盐岩类有效储层的物性和电性下限。结合试采资料，建立了利津北带砂砾岩体有效储层分级解释图版与评价标准。分别建立了砾岩类和碳酸盐岩类储层孔隙度和渗透率参数模型，为利津北带复杂砂砾岩体储层提供定量评价方法。该研究成果在利津北带砂砾岩体投产井中得到了应用验证，效果良好。
2024, 31(2):58-69.
DOI: 10.13673/j.pgre.202401033
摘要:
为了提高高含水油田剩余油研究与评价效果，基于大量文献调研，梳理了剩余油的概念、影响因素，从剩余油微观分布、宏观分布和饱和度定量分析3 个方面总结了剩余油研究方法及其适用条件，概括了水驱油藏、稠油油藏和化学驱油藏的剩余油分布特征，进一步提出了目前剩余油研究的难点和发展趋势。结果表明：剩余油的影响因素主要包括地质构造、沉积微相、储层非均质性和井网密度、井网模式、注采系统的完善程度、生产动态等；剩余油研究方法包括实验分析方法、数值模拟方法和矿场测试方法等，各种方法的研究目的和适用条件不同，测试结果反映不同位置、不同尺度下的剩余油饱和度分布；高含水油田剩余油分布总体呈现高度分散和相对富集的特征，剩余油微观分布呈现连续相和非连续相多种形式；剩余油研究发展趋势包括但不限于以下5 方面：超大物理模型的构建、多尺度高分辨率成像系统集成、考虑不同驱替介质及物性时变与非连续相非线性渗流的数值模拟改进方法、多学科多方法矿场测试的综合应用及大数据人工智能的广泛应用。
为了提高高含水油田剩余油研究与评价效果，基于大量文献调研，梳理了剩余油的概念、影响因素，从剩余油微观分布、宏观分布和饱和度定量分析3 个方面总结了剩余油研究方法及其适用条件，概括了水驱油藏、稠油油藏和化学驱油藏的剩余油分布特征，进一步提出了目前剩余油研究的难点和发展趋势。结果表明：剩余油的影响因素主要包括地质构造、沉积微相、储层非均质性和井网密度、井网模式、注采系统的完善程度、生产动态等；剩余油研究方法包括实验分析方法、数值模拟方法和矿场测试方法等，各种方法的研究目的和适用条件不同，测试结果反映不同位置、不同尺度下的剩余油饱和度分布；高含水油田剩余油分布总体呈现高度分散和相对富集的特征，剩余油微观分布呈现连续相和非连续相多种形式；剩余油研究发展趋势包括但不限于以下5 方面：超大物理模型的构建、多尺度高分辨率成像系统集成、考虑不同驱替介质及物性时变与非连续相非线性渗流的数值模拟改进方法、多学科多方法矿场测试的综合应用及大数据人工智能的广泛应用。
2024, 31(2):70-78.
DOI: 10.13673/j.pgre.202312026
摘要:
双碳战略目标下，石油石化行业转型的重点、难点在于探寻低成本转型发展路径，这就要求系统研究各项转型技术的发展基础和规模潜力，统筹各项转型技术发展应用时序，形成支撑最优转型路径的技术组合和综合方案。碳捕集、封存与利用（CCUS）的技术成熟度较高，与石油石化产业协同耦合性较好，是石油石化转型的关键技术之一，但成本过高仍是目前阻碍CCUS 技术规模化发展的主要问题。分析CCUS 的经济性及探讨其发展模式，对于确定未来CCUS 产业的发展布局，以及研究CCUS 对石油石化行业转型的支撑潜力、石油石化行业的转型路径具有重要作用。为深入分析研究未来CCUS 技术的经济性及在石油石化行业转型中的潜力和定位，本研究重点聚焦碳捕集与驱油封存（CCUS-EOR），提出了一套全新的分析研判思路。首先，通过CCUS-EOR的全流程梳理，详细分析介绍了各个环节的成本，包括碳捕集、运输、驱油封存等环节，研判了未来各个 环节的成本下降空间。其次，通过对未来油价和碳价的研判，分析了驱油及碳减排带来的经济收益，并进行了成本收益对比。基于CCUS-EOR各环节的成本收益分析结果，本研究进一步对中国未来不同模式下的CCUS-EOR项目进行了全面的经济性评估，涵盖了不同的碳捕集技术、运输方式以及封存策略，揭示了在不同场景下CCUS-EOR项目的盈利能力和可持续发展潜力。研究结果表明，CCUS-EOR 的经济性深受碳价、油价、驱油效率等多重因素的影响，其中从中长期来看，碳价的变化对未来CCUS-EOR收益影响较大。在碳价和油价均处于较高水平的情况下，CCUS-EOR项目的盈利空间更大，更具吸引力，同时驱油效率的提升也能显著提高项目的经济收益。当前中国各个项目经济性差异较大，无法完全保证明显盈利，但未来的经济性有较大提升空间。针对未来中国CCUS-EOR的发展，需要突破碳捕集环节的技术瓶颈，重点开发运用燃烧前捕集技术，降低捕集成本，提升捕集效率。此外，还需要优化产业布局，形成源汇匹配的产业集群，实现产业链的协同效应。同时，需积极推动碳交易市场的发展成熟，通过市场机制引导碳减排行为，为CCUS-EOR技术在石油石化行业的推广和应用创造良好的外部环境。
双碳战略目标下，石油石化行业转型的重点、难点在于探寻低成本转型发展路径，这就要求系统研究各项转型技术的发展基础和规模潜力，统筹各项转型技术发展应用时序，形成支撑最优转型路径的技术组合和综合方案。碳捕集、封存与利用（CCUS）的技术成熟度较高，与石油石化产业协同耦合性较好，是石油石化转型的关键技术之一，但成本过高仍是目前阻碍CCUS 技术规模化发展的主要问题。分析CCUS 的经济性及探讨其发展模式，对于确定未来CCUS 产业的发展布局，以及研究CCUS 对石油石化行业转型的支撑潜力、石油石化行业的转型路径具有重要作用。为深入分析研究未来CCUS 技术的经济性及在石油石化行业转型中的潜力和定位，本研究重点聚焦碳捕集与驱油封存（CCUS-EOR），提出了一套全新的分析研判思路。首先，通过CCUS-EOR的全流程梳理，详细分析介绍了各个环节的成本，包括碳捕集、运输、驱油封存等环节，研判了未来各个 环节的成本下降空间。其次，通过对未来油价和碳价的研判，分析了驱油及碳减排带来的经济收益，并进行了成本收益对比。基于CCUS-EOR各环节的成本收益分析结果，本研究进一步对中国未来不同模式下的CCUS-EOR项目进行了全面的经济性评估，涵盖了不同的碳捕集技术、运输方式以及封存策略，揭示了在不同场景下CCUS-EOR项目的盈利能力和可持续发展潜力。研究结果表明，CCUS-EOR 的经济性深受碳价、油价、驱油效率等多重因素的影响，其中从中长期来看，碳价的变化对未来CCUS-EOR收益影响较大。在碳价和油价均处于较高水平的情况下，CCUS-EOR项目的盈利空间更大，更具吸引力，同时驱油效率的提升也能显著提高项目的经济收益。当前中国各个项目经济性差异较大，无法完全保证明显盈利，但未来的经济性有较大提升空间。针对未来中国CCUS-EOR的发展，需要突破碳捕集环节的技术瓶颈，重点开发运用燃烧前捕集技术，降低捕集成本，提升捕集效率。此外，还需要优化产业布局，形成源汇匹配的产业集群，实现产业链的协同效应。同时，需积极推动碳交易市场的发展成熟，通过市场机制引导碳减排行为，为CCUS-EOR技术在石油石化行业的推广和应用创造良好的外部环境。
2024, 31(2):79-85.
DOI: 10.13673/j.pgre.202307008
摘要:
CO2 驱是提高低渗透储层采收率有效的技术手段。CO2 与原油接触后使体系中的沥青质以固体形式沉积下来，对储层造成一定堵塞，但同时发生的溶蚀作用整体上提高了储层渗流能力，且不同注入方式下CO2驱对低渗透储层渗流能力的影响具有一定差异。开展了CO2 连续注入及CO2 -水交替注入后有机垢堵塞机理实验、储层润湿性实验及CO2 -水溶液对岩石的溶蚀评价实验，并对相对渗透率曲线参数变化特征进行评价，定量表征了CO2 驱不同注入方式对低渗透储层渗流能力的影响程度。结果表明：CO2 驱产生的有机垢会对岩石孔喉造成堵塞，但整体上CO2 与绿泥石反应导致的溶蚀作用更强，使得低渗透储层采收率有效提高；且CO2 -水交替注入比CO2 连续注入引起的有机垢堵塞要弱，溶蚀作用效果更好，渗透率损失率更低，能够在中、大孔隙中取得更好的驱油效果，整体上更能增大岩石孔隙空间和渗流通道，使得低渗透储层采收率有效提高。
CO2 驱是提高低渗透储层采收率有效的技术手段。CO2 与原油接触后使体系中的沥青质以固体形式沉积下来，对储层造成一定堵塞，但同时发生的溶蚀作用整体上提高了储层渗流能力，且不同注入方式下CO2驱对低渗透储层渗流能力的影响具有一定差异。开展了CO2 连续注入及CO2 -水交替注入后有机垢堵塞机理实验、储层润湿性实验及CO2 -水溶液对岩石的溶蚀评价实验，并对相对渗透率曲线参数变化特征进行评价，定量表征了CO2 驱不同注入方式对低渗透储层渗流能力的影响程度。结果表明：CO2 驱产生的有机垢会对岩石孔喉造成堵塞，但整体上CO2 与绿泥石反应导致的溶蚀作用更强，使得低渗透储层采收率有效提高；且CO2 -水交替注入比CO2 连续注入引起的有机垢堵塞要弱，溶蚀作用效果更好，渗透率损失率更低，能够在中、大孔隙中取得更好的驱油效果，整体上更能增大岩石孔隙空间和渗流通道，使得低渗透储层采收率有效提高。
2024, 31(2):86-95.
DOI: 10.13673/j.pgre.202306012
摘要:
水气分散体系驱油技术是针对低渗透油田采出程度低研发的新型提高采收率技术，目前已在长庆油田取得明显增油效果，但分散体系中微气泡与孔隙作用复杂，对其微观驱油机理的研究正逐步深入。根据低渗透、非均质岩心的特点，制作边长为1.5 cm的玻璃刻蚀模型，在油藏温压条件下，进行CO2-水分散体系渗流实验。通过观察微气泡与油、水、岩石相互作用过程，获取气泡吸附能力、推动油膜能力、气泡弹性能量等数据，进而定量表征分析驱油效果。实验结果表明：微气泡与油界面结合，具有特殊的吸附油膜现象，与水驱、气驱等作用机理显著不同。驱替过程相邻气泡间的合并也促进了油膜汇聚，同时微气泡的合并有助于气泡的流动，使吸附在气泡表面的油膜随气泡运移。微气泡运移时，气泡体积因压力降低而膨胀，所释放的弹性能量能够推动吸附在壁面的油膜运移。此外，采用Volume of Fluid 多相流模型，对水气分散体系中微气泡推动油膜的运移过程进行模拟及分析，得到驱替油膜的主要因素是微气泡形变产生的弹性能量和微气泡自身的能量。气泡的能量作用在气泡前缘，通过与油膜表面接触产生推动作用。
水气分散体系驱油技术是针对低渗透油田采出程度低研发的新型提高采收率技术，目前已在长庆油田取得明显增油效果，但分散体系中微气泡与孔隙作用复杂，对其微观驱油机理的研究正逐步深入。根据低渗透、非均质岩心的特点，制作边长为1.5 cm的玻璃刻蚀模型，在油藏温压条件下，进行CO2-水分散体系渗流实验。通过观察微气泡与油、水、岩石相互作用过程，获取气泡吸附能力、推动油膜能力、气泡弹性能量等数据，进而定量表征分析驱油效果。实验结果表明：微气泡与油界面结合，具有特殊的吸附油膜现象，与水驱、气驱等作用机理显著不同。驱替过程相邻气泡间的合并也促进了油膜汇聚，同时微气泡的合并有助于气泡的流动，使吸附在气泡表面的油膜随气泡运移。微气泡运移时，气泡体积因压力降低而膨胀，所释放的弹性能量能够推动吸附在壁面的油膜运移。此外，采用Volume of Fluid 多相流模型，对水气分散体系中微气泡推动油膜的运移过程进行模拟及分析，得到驱替油膜的主要因素是微气泡形变产生的弹性能量和微气泡自身的能量。气泡的能量作用在气泡前缘，通过与油膜表面接触产生推动作用。
2024, 31(2):96-107.
DOI: 10.13673/j.pgre.202304037
摘要:
孔隙型碳酸盐岩储层非均质性强且孔隙类型多样，水驱采出程度差异较大，其主控因素尚不明确。基于孔喉频度分布曲线定性分类了储层微观孔隙结构，通过数字岩心技术建立了微观孔隙结构定量表征的方法，明确了中东某地区孔隙型碳酸盐岩孔喉特征，并开展水驱油室内物理实验，阐明了不同类型岩心采出程度差异及其主控因素。 结果表明：①研究区储层微观孔隙结构可分为偏粗单峰型、偏细单峰型Ⅰ、偏细单峰型Ⅱ、偏粗双峰型及多峰型，储集性能与岩心均质性无显著关系，非单峰型的单相渗流能力优于单峰型，且单峰型随岩心均质性增强，单相渗流能力变差。②非单峰型的平均配位数和平均孔喉比均高于单峰型，且单峰型随着岩心均质性的增强，平均配位数和平均孔喉比降低。所有类型随喉道半径增加，孔喉比上限呈下降趋势；随孔隙半径增加，配位数上限呈指数型上升。③宏观上，岩心均质性为驱油效率主控因素；微观上，非单峰型在大孔喉处的高连通性以及小孔喉处的大孔喉比是导致其驱油效率显著低于单峰型的根本原因，且孔喉尺寸是单峰型驱油效率的重要影响因素。
孔隙型碳酸盐岩储层非均质性强且孔隙类型多样，水驱采出程度差异较大，其主控因素尚不明确。基于孔喉频度分布曲线定性分类了储层微观孔隙结构，通过数字岩心技术建立了微观孔隙结构定量表征的方法，明确了中东某地区孔隙型碳酸盐岩孔喉特征，并开展水驱油室内物理实验，阐明了不同类型岩心采出程度差异及其主控因素。 结果表明：①研究区储层微观孔隙结构可分为偏粗单峰型、偏细单峰型Ⅰ、偏细单峰型Ⅱ、偏粗双峰型及多峰型，储集性能与岩心均质性无显著关系，非单峰型的单相渗流能力优于单峰型，且单峰型随岩心均质性增强，单相渗流能力变差。②非单峰型的平均配位数和平均孔喉比均高于单峰型，且单峰型随着岩心均质性的增强，平均配位数和平均孔喉比降低。所有类型随喉道半径增加，孔喉比上限呈下降趋势；随孔隙半径增加，配位数上限呈指数型上升。③宏观上，岩心均质性为驱油效率主控因素；微观上，非单峰型在大孔喉处的高连通性以及小孔喉处的大孔喉比是导致其驱油效率显著低于单峰型的根本原因，且孔喉尺寸是单峰型驱油效率的重要影响因素。
2024, 31(2):108-118.
DOI: 10.13673/j.pgre.202309012
摘要:
页岩油藏是典型的非常规油气资源，在国际能源供应市场上占有重要地位。由于页岩油藏复杂的孔隙结构和原油组成，使得原油在富有机质页岩中的流动具有一定的复杂性，对其流动行为仍有待进一步深入研究。基于随机模拟方法，考虑流体在混合润湿纳米孔隙中的流动特征，建立页岩油藏表观渗透率模型 。结果表明：页岩油藏表观渗透率与烷烃分子结构直接相关，其影响随着孔隙半径的增大而减小；当边界滑移长度较大时，有机质的存在可以改善原油流动能力，其表观渗透率约为绝对渗透率的10 倍。同时，有机质吸附导致的孔隙半径缩小和润湿反转效应对烷烃分子流动能力有显著影响，不可忽略。所建立的考虑混合润湿孔隙的页岩油藏表观渗透率模型有助于深入认识页岩油藏流体渗流机理，可为页岩油藏产能评价、动态分析及生产制度优化提供理论支撑。
页岩油藏是典型的非常规油气资源，在国际能源供应市场上占有重要地位。由于页岩油藏复杂的孔隙结构和原油组成，使得原油在富有机质页岩中的流动具有一定的复杂性，对其流动行为仍有待进一步深入研究。基于随机模拟方法，考虑流体在混合润湿纳米孔隙中的流动特征，建立页岩油藏表观渗透率模型 。结果表明：页岩油藏表观渗透率与烷烃分子结构直接相关，其影响随着孔隙半径的增大而减小；当边界滑移长度较大时，有机质的存在可以改善原油流动能力，其表观渗透率约为绝对渗透率的10 倍。同时，有机质吸附导致的孔隙半径缩小和润湿反转效应对烷烃分子流动能力有显著影响，不可忽略。所建立的考虑混合润湿孔隙的页岩油藏表观渗透率模型有助于深入认识页岩油藏流体渗流机理，可为页岩油藏产能评价、动态分析及生产制度优化提供理论支撑。
2024, 31(2):119-127.
DOI: 10.13673/j.pgre.202311032
摘要:
中国大部分灰岩储层埋藏深、低孔隙低渗透，受高温、高闭合压力、强非均质性等因素影响，常规盐酸酸压不易对其形成非均匀刻蚀，且改造效果差，影响了该类储层的高效开发。多级交替注入酸压技术可以通过酸液在前置液中多次形成黏性指进的方式来更好地实现裂缝壁面的非均匀刻蚀，但多级交替注入酸压酸蚀规律尚不清晰，注酸级数的界限尚不明确，目前酸压设计多依靠经验方法进行。针对以上问题，在双尺度连续酸化模型的基础上，综合考虑黏度变化与注酸级数的影响，建立了灰岩储层多级交替注入酸压模型。基于多级交替注入酸压模型，将酸岩反应动力学、酸蚀裂缝实验数据、酸蚀数值模拟研究结果相结合，分析了酸液黏度、注酸排量及注酸级数等因素对酸压改造效果的影响，明确了灰岩储层多级交替注入酸压的酸蚀规律与注酸级数界限，通过引入酸液突破体积对现场优化提供依据。研究结果表明，为改善裂缝壁面的非均匀刻蚀程度，获得酸蚀裂缝的高导流能力，在地层温度为90 ℃时纯灰岩储层采用盐酸与稠化酸交替注入工艺，在注酸排量为5 m3/min时加入0.4%非离子型聚丙烯酰胺的稠化酸。在此基础上，最佳注酸级数以不超过三级为宜，此时酸液突破体积最小，适用于现场施工。
中国大部分灰岩储层埋藏深、低孔隙低渗透，受高温、高闭合压力、强非均质性等因素影响，常规盐酸酸压不易对其形成非均匀刻蚀，且改造效果差，影响了该类储层的高效开发。多级交替注入酸压技术可以通过酸液在前置液中多次形成黏性指进的方式来更好地实现裂缝壁面的非均匀刻蚀，但多级交替注入酸压酸蚀规律尚不清晰，注酸级数的界限尚不明确，目前酸压设计多依靠经验方法进行。针对以上问题，在双尺度连续酸化模型的基础上，综合考虑黏度变化与注酸级数的影响，建立了灰岩储层多级交替注入酸压模型。基于多级交替注入酸压模型，将酸岩反应动力学、酸蚀裂缝实验数据、酸蚀数值模拟研究结果相结合，分析了酸液黏度、注酸排量及注酸级数等因素对酸压改造效果的影响，明确了灰岩储层多级交替注入酸压的酸蚀规律与注酸级数界限，通过引入酸液突破体积对现场优化提供依据。研究结果表明，为改善裂缝壁面的非均匀刻蚀程度，获得酸蚀裂缝的高导流能力，在地层温度为90 ℃时纯灰岩储层采用盐酸与稠化酸交替注入工艺，在注酸排量为5 m3/min时加入0.4%非离子型聚丙烯酰胺的稠化酸。在此基础上，最佳注酸级数以不超过三级为宜，此时酸液突破体积最小，适用于现场施工。
2024, 31(2):128-137.
DOI: 10.13673/j.pgre.202306041
摘要:
降黏泡沫驱结合了降黏剂乳化降黏和泡沫选择性封堵的优势，可进一步提高开发后期深层稠油油藏的采收率。通过室内实验，根据降黏泡沫剂的降黏效果、起泡性能、泡沫稳定性，优选出合适的降黏泡沫剂浓度；通过单岩心驱替实验对比不同驱替方式下降黏泡沫驱驱油特征以及开采效果，通过并联岩心实验研究不同渗透率级差下降黏泡沫的分流能力，明确降黏泡沫驱提高采收率机理。结果表明：降黏泡沫驱过程中，降黏剂可以促进稠油乳化降黏，泡沫可以有效封堵大孔喉，同时抑制氮气窜流。二者结合有效提高波及系数和洗油效率，提高驱替压差，降低含水率。降黏泡沫驱可以在降黏泡沫剂驱的基础上进一步提高13%的采收率。非均质条件下，降黏泡沫驱可以有效降低高渗透岩心窜流，迫使流体转向进入低渗透岩心发挥乳化降黏作用，扩大波及范围的同时提高了洗油效率。降黏泡沫驱技术能显著提高深层低渗透稠油油藏的采收率，其优化了油流分布，增强乳化与减少稠油黏度，为深层稠油高效开发提供了有效策略。
降黏泡沫驱结合了降黏剂乳化降黏和泡沫选择性封堵的优势，可进一步提高开发后期深层稠油油藏的采收率。通过室内实验，根据降黏泡沫剂的降黏效果、起泡性能、泡沫稳定性，优选出合适的降黏泡沫剂浓度；通过单岩心驱替实验对比不同驱替方式下降黏泡沫驱驱油特征以及开采效果，通过并联岩心实验研究不同渗透率级差下降黏泡沫的分流能力，明确降黏泡沫驱提高采收率机理。结果表明：降黏泡沫驱过程中，降黏剂可以促进稠油乳化降黏，泡沫可以有效封堵大孔喉，同时抑制氮气窜流。二者结合有效提高波及系数和洗油效率，提高驱替压差，降低含水率。降黏泡沫驱可以在降黏泡沫剂驱的基础上进一步提高13%的采收率。非均质条件下，降黏泡沫驱可以有效降低高渗透岩心窜流，迫使流体转向进入低渗透岩心发挥乳化降黏作用，扩大波及范围的同时提高了洗油效率。降黏泡沫驱技术能显著提高深层低渗透稠油油藏的采收率，其优化了油流分布，增强乳化与减少稠油黏度，为深层稠油高效开发提供了有效策略。
2024, 31(2):138-147.
DOI: 10.13673/j.pgre.202307023
摘要:
纳米材料可以提高原油采收率，但目前对于纳米材料的研究主要集中在球形纳米材料的性能上，对于二维片状纳米材料的研究甚少。自主合成了两亲性MoS2片状纳米材料（活性MoS2纳米片）用于大幅度提高水驱后原油采收率，针对活性MoS2纳米片在固体表面上的铺展规律进行系列研究，阐明了活性MoS2纳米片对固体表面油膜的作用机理。基于气-水-固相接触角的测量，明确了油湿性石英片在活性MoS2纳米片驱油体系中浸泡120 h 后，水滴平衡接触角保持90°不变，石英片表面由油湿转变成中性润湿；地层水和质量分数为0.15%的SiO2纳米流体均无法使油膜在固体表面产生楔形膜，而质量分数为0.005%的活性MoS2纳米片驱油体系可在油-水-固接触区域形成明显的楔形膜，产生结构分离压力，最终剥离固体表面油膜。研究发现，在质量分数为0.005%的活性MoS2纳米片驱油体系中，油膜在固体表面的收缩过程中会形成内、外两条接触线，内、外接触线的收缩速度分别是0.661 7×10-5和8.581 7×10-5 cm/s；从热力学角度计算出油膜在收缩过程中油-水-固混合体系Gibbs 自由能的增量呈负增长，证明油膜在活性MoS2纳米片驱油体系中的收缩是自发进行的。该项研究成果说明质量分数为0.005%的活性MoS2纳米片驱油体系具有高效的驱油能力。
纳米材料可以提高原油采收率，但目前对于纳米材料的研究主要集中在球形纳米材料的性能上，对于二维片状纳米材料的研究甚少。自主合成了两亲性MoS2片状纳米材料（活性MoS2纳米片）用于大幅度提高水驱后原油采收率，针对活性MoS2纳米片在固体表面上的铺展规律进行系列研究，阐明了活性MoS2纳米片对固体表面油膜的作用机理。基于气-水-固相接触角的测量，明确了油湿性石英片在活性MoS2纳米片驱油体系中浸泡120 h 后，水滴平衡接触角保持90°不变，石英片表面由油湿转变成中性润湿；地层水和质量分数为0.15%的SiO2纳米流体均无法使油膜在固体表面产生楔形膜，而质量分数为0.005%的活性MoS2纳米片驱油体系可在油-水-固接触区域形成明显的楔形膜，产生结构分离压力，最终剥离固体表面油膜。研究发现，在质量分数为0.005%的活性MoS2纳米片驱油体系中，油膜在固体表面的收缩过程中会形成内、外两条接触线，内、外接触线的收缩速度分别是0.661 7×10-5和8.581 7×10-5 cm/s；从热力学角度计算出油膜在收缩过程中油-水-固混合体系Gibbs 自由能的增量呈负增长，证明油膜在活性MoS2纳米片驱油体系中的收缩是自发进行的。该项研究成果说明质量分数为0.005%的活性MoS2纳米片驱油体系具有高效的驱油能力。
2024, 31(2):148-154.
DOI: 10.13673/j.pgre.202307013
摘要:
注采模式优选对缓解厚油层层内矛盾，提高纵向波及效率具有重要意义。目前尚未形成油水井同时部分打开的井间解析渗流模型，无法支撑厚油层波及特征的研究。为此，采用保角变换方法，将油水井同时部分打开剖面地层依次变换为圆形边界偏心裂缝井地层、单位圆形边界两分支裂缝井地层、注水井全部打开采油井部分打开剖面地层，之后重复上述变换，将注水井全部打开采油井部分打开剖面地层变换为油水井全部打开剖面地层，从而将原始二维渗流过程变换为一维渗流过程，实现了不同注采模式下厚油层层内压力及流线分布的解析计算。与精细数值模拟方法的对比表明，该方法对不同井距/厚度比的情形均可获得较高计算精度。利用该方法，开展了注采模式对纵向波及特征的研究。结果表明：对于底注高采模式，注水井顶部为主力注入层段，注水井顶部1/3 的井段控制超过1/2 的地层，使超过2/3 的采油井段受效；注水对地层的波及主要作用于注水突破前的阶段。在相同的打开厚度下，底注高采的注水突破最晚、波及效率最高，底注中采、中注高采次之，高注高采、底注底采注水突破最早、波及效率最低。采油井的打开厚度越大，注水突破时间越短，但注水突破时的波及系数增大，应综合考虑注水突破时间和波及系数两方面的因素，优选最佳打开厚度。
注采模式优选对缓解厚油层层内矛盾，提高纵向波及效率具有重要意义。目前尚未形成油水井同时部分打开的井间解析渗流模型，无法支撑厚油层波及特征的研究。为此，采用保角变换方法，将油水井同时部分打开剖面地层依次变换为圆形边界偏心裂缝井地层、单位圆形边界两分支裂缝井地层、注水井全部打开采油井部分打开剖面地层，之后重复上述变换，将注水井全部打开采油井部分打开剖面地层变换为油水井全部打开剖面地层，从而将原始二维渗流过程变换为一维渗流过程，实现了不同注采模式下厚油层层内压力及流线分布的解析计算。与精细数值模拟方法的对比表明，该方法对不同井距/厚度比的情形均可获得较高计算精度。利用该方法，开展了注采模式对纵向波及特征的研究。结果表明：对于底注高采模式，注水井顶部为主力注入层段，注水井顶部1/3 的井段控制超过1/2 的地层，使超过2/3 的采油井段受效；注水对地层的波及主要作用于注水突破前的阶段。在相同的打开厚度下，底注高采的注水突破最晚、波及效率最高，底注中采、中注高采次之，高注高采、底注底采注水突破最早、波及效率最低。采油井的打开厚度越大，注水突破时间越短，但注水突破时的波及系数增大，应综合考虑注水突破时间和波及系数两方面的因素，优选最佳打开厚度。
2024, 31(2):155-166.
DOI: 10.13673/j.pgre.202302010
摘要:
复杂断块油藏在开发后期面临综合含水率高、地层能量不足、剩余油分布复杂、井网适应性差等问题。以济阳坳陷沾化凹陷中部垦71 断块油藏为例，基于水驱油藏的油包水和水包油2 种油水分布状态，利用理论模型推导和数值模拟方法，开展了单层系边外注水开发模式研究。结果表明：从采液端和注水端的受力分析可获得单层系开发的合理注水量、合理采液量和合理注采井距，单层系开发的合理注水压差、合理注水量、合理采液量是影响其剩余油饱和度、含水饱和度的关键因素，对油层合理地层压力水平及剩余油二次富集起主要控制作用。通过加大注采井距至油水边界外围，以2.9 倍含油条带宽度为合理注采井距的临界值，采用短注长静置的非对称周期注采方式，建立单层系边外注水开发模式，有利于保持单层系的压力系统稳定和提高剩余油波及率，从而提高原油采收率。矿场实践表明，采用单层系边外注水开发模式后，垦71 断块油藏日产油量提高至254 t/d，含水率控制在93.7%，采收率提高至31.53%，采油速率提高4.9%，显示出良好的增产效果。单层系边外注水开发模式解决了高含水复杂断块油藏开发中的剩余油分布分散、水驱波及率低和井网适应性差等难题，可为复杂断块油藏开发提供指导和借鉴。
复杂断块油藏在开发后期面临综合含水率高、地层能量不足、剩余油分布复杂、井网适应性差等问题。以济阳坳陷沾化凹陷中部垦71 断块油藏为例，基于水驱油藏的油包水和水包油2 种油水分布状态，利用理论模型推导和数值模拟方法，开展了单层系边外注水开发模式研究。结果表明：从采液端和注水端的受力分析可获得单层系开发的合理注水量、合理采液量和合理注采井距，单层系开发的合理注水压差、合理注水量、合理采液量是影响其剩余油饱和度、含水饱和度的关键因素，对油层合理地层压力水平及剩余油二次富集起主要控制作用。通过加大注采井距至油水边界外围，以2.9 倍含油条带宽度为合理注采井距的临界值，采用短注长静置的非对称周期注采方式，建立单层系边外注水开发模式，有利于保持单层系的压力系统稳定和提高剩余油波及率，从而提高原油采收率。矿场实践表明，采用单层系边外注水开发模式后，垦71 断块油藏日产油量提高至254 t/d，含水率控制在93.7%，采收率提高至31.53%，采油速率提高4.9%，显示出良好的增产效果。单层系边外注水开发模式解决了高含水复杂断块油藏开发中的剩余油分布分散、水驱波及率低和井网适应性差等难题，可为复杂断块油藏开发提供指导和借鉴。
2024, 31(2):167-174.
DOI: 10.13673/j.pgre.202401025
摘要:
为解决胜利西部探区哈山地区中深层石炭系、二叠系坚硬地层可钻性差、地层倾角大、井斜难控制、井壁易失稳等技术难题，实现油气储量的高效勘探、效益开发，在现用常规钻井技术的基础上，通过分段组合钻井技术适用性研究与工艺优化，针对石炭系、二叠系的云质岩、火成岩难钻地层，提出气体钻井相关提速及安全施工配套技术，形成了地区施工规范；在气体钻井转钻井液施工后，优先选用“气体钻井+‘孕镶钻头+涡轮钻具/高速螺杆’”组合钻井技术，并针对地层特点研发了不同尺寸的高效孕镶钻头系列，实现井斜控制与机械钻速双提高。该组合钻井技术在哈山3 和哈山2 等井成功应用，取得了良好的效果，其中哈山3 井气体钻井机械钻速达到5.2 m/h，较常规钻井方式提速3 倍以上，转钻井液施工后采用孕镶钻头+涡轮钻具/高速螺杆施工，地层倾角为30°，井斜控制良好，机械钻速接近1 m/h，较常规钻井技术表现出良好的区域应用效果。现场应用表明，“气体钻井+‘孕镶钻头+涡轮钻具/高速螺杆’”组合钻井技术是实现胜利西部探区哈山地区中深层钻井提速提效的一种有效手段，但该组合钻井技术也存在瓶颈，结合对粒子冲击钻井技术的适用性研究，建议下步引进并完善粒子冲击钻井技术，力争实现区域钻井提速提效再突破。
为解决胜利西部探区哈山地区中深层石炭系、二叠系坚硬地层可钻性差、地层倾角大、井斜难控制、井壁易失稳等技术难题，实现油气储量的高效勘探、效益开发，在现用常规钻井技术的基础上，通过分段组合钻井技术适用性研究与工艺优化，针对石炭系、二叠系的云质岩、火成岩难钻地层，提出气体钻井相关提速及安全施工配套技术，形成了地区施工规范；在气体钻井转钻井液施工后，优先选用“气体钻井+‘孕镶钻头+涡轮钻具/高速螺杆’”组合钻井技术，并针对地层特点研发了不同尺寸的高效孕镶钻头系列，实现井斜控制与机械钻速双提高。该组合钻井技术在哈山3 和哈山2 等井成功应用，取得了良好的效果，其中哈山3 井气体钻井机械钻速达到5.2 m/h，较常规钻井方式提速3 倍以上，转钻井液施工后采用孕镶钻头+涡轮钻具/高速螺杆施工，地层倾角为30°，井斜控制良好，机械钻速接近1 m/h，较常规钻井技术表现出良好的区域应用效果。现场应用表明，“气体钻井+‘孕镶钻头+涡轮钻具/高速螺杆’”组合钻井技术是实现胜利西部探区哈山地区中深层钻井提速提效的一种有效手段，但该组合钻井技术也存在瓶颈，结合对粒子冲击钻井技术的适用性研究，建议下步引进并完善粒子冲击钻井技术，力争实现区域钻井提速提效再突破。
2024, 31(2):175-208.
DOI: 10.13673/j.pgre.202401050
摘要:
The hybrid steam-solvent injection has been considered as a promising technique for enhancing heavy oil/bitumen recovery，while its main mechanisms including the heat transferred and dissolution of solvents （e.g.， CH4，C2H6，C3H8， C4H10，CO2，N2，and DME）into heavy oil/bitumen to reduce its viscosity and swell it are closely related to the phase behaviour of the solvents/water/heavy oil systems. To allow the seamless integration with the existing reservoir simulators， the traditional cubic equations of state（i.e.，SRK EOS and PR EOS） have been modified and improved to accurately quantify the phase behaviour and physical properties of the aforementioned systems under equilibrium and nonequilibrium conditions. Firstly，a huge database has been built to develop the corresponding alpha functions by minimizing the deviation between the measured and calculated vapour pressures for water as well as non-hydrocarbon and hydrocarbon compounds available from the public domain. Such obtained alpha functions are further validated with enthalpy of vaporization for pure substances， and then the reduced temperature has been optimized and the eccentric factor has been redefined. Finally，a pressure-implicit strategy has been developed to optimize the binary interaction parameters（BIPs）by treating heavy oil as one pseudocomponent （PC） or multiple PCs. Also，the contributions of each solvent to the aforementioned systems have been compared and analyzed within a consistent and unified framework. In addition to new alpha functions for hydrocarbons and water， respectively，the reduced temperature is found to have its optimum value of 0.59 for the two equations of state （EOSs），while 0.60 is recommended for practical use. Such improved EOSs have been further employed to reproduce the experimentally measured multiphase boundaries （or pseudo-bubble-point pressures）， density，viscosity，（mutual）solubility，and preferential mass transfer for the aforementioned mixtures under equilibrium and nonequilibrium conditions. The swelling effect for the heavy oil can be enhanced due to the addition of C3H8 and/or C4H10 or their mixtures into the CO2 stream. Due to the existence of water，isenthalpic flash leads to more accurate quantification of multiphase boundaries and physical properties for the hybrid solvent-thermal processes. Each component of a binary or ternary gas mixture is found to diffuse preferentially into heavy oil at high pressures and elevated temperatures in the absence and presence of porous media，while each of them is found to exsolve differently from gas-saturated heavy oil under nonequilibrium conditions.
The hybrid steam-solvent injection has been considered as a promising technique for enhancing heavy oil/bitumen recovery，while its main mechanisms including the heat transferred and dissolution of solvents （e.g.， CH4，C2H6，C3H8， C4H10，CO2，N2，and DME）into heavy oil/bitumen to reduce its viscosity and swell it are closely related to the phase behaviour of the solvents/water/heavy oil systems. To allow the seamless integration with the existing reservoir simulators， the traditional cubic equations of state（i.e.，SRK EOS and PR EOS） have been modified and improved to accurately quantify the phase behaviour and physical properties of the aforementioned systems under equilibrium and nonequilibrium conditions. Firstly，a huge database has been built to develop the corresponding alpha functions by minimizing the deviation between the measured and calculated vapour pressures for water as well as non-hydrocarbon and hydrocarbon compounds available from the public domain. Such obtained alpha functions are further validated with enthalpy of vaporization for pure substances， and then the reduced temperature has been optimized and the eccentric factor has been redefined. Finally，a pressure-implicit strategy has been developed to optimize the binary interaction parameters（BIPs）by treating heavy oil as one pseudocomponent （PC） or multiple PCs. Also，the contributions of each solvent to the aforementioned systems have been compared and analyzed within a consistent and unified framework. In addition to new alpha functions for hydrocarbons and water， respectively，the reduced temperature is found to have its optimum value of 0.59 for the two equations of state （EOSs），while 0.60 is recommended for practical use. Such improved EOSs have been further employed to reproduce the experimentally measured multiphase boundaries （or pseudo-bubble-point pressures）， density，viscosity，（mutual）solubility，and preferential mass transfer for the aforementioned mixtures under equilibrium and nonequilibrium conditions. The swelling effect for the heavy oil can be enhanced due to the addition of C3H8 and/or C4H10 or their mixtures into the CO2 stream. Due to the existence of water，isenthalpic flash leads to more accurate quantification of multiphase boundaries and physical properties for the hybrid solvent-thermal processes. Each component of a binary or ternary gas mixture is found to diffuse preferentially into heavy oil at high pressures and elevated temperatures in the absence and presence of porous media，while each of them is found to exsolve differently from gas-saturated heavy oil under nonequilibrium conditions.
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