CN105041280A - 一种实现二氧化碳混相驱室内实验的方法与装置 - Google Patents
一种实现二氧化碳混相驱室内实验的方法与装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105041280A CN105041280A CN201510299461.8A CN201510299461A CN105041280A CN 105041280 A CN105041280 A CN 105041280A CN 201510299461 A CN201510299461 A CN 201510299461A CN 105041280 A CN105041280 A CN 105041280A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- tubule
- mixed phase
- reagent
- pressure
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 149
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 149
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 147
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 117
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 92
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 claims abstract description 78
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 37
- 210000003800 Pharynx Anatomy 0.000 claims abstract description 36
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 claims description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 11
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 11
- 210000001736 Capillaries Anatomy 0.000 claims description 9
- 239000011368 organic material Substances 0.000 claims description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 2
- 238000011030 bottleneck Methods 0.000 abstract 1
- 239000010729 system oil Substances 0.000 abstract 1
- 238000010147 laser engraving Methods 0.000 description 14
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 12
- 238000007639 printing Methods 0.000 description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 11
- 229920001342 Bakelite® Polymers 0.000 description 6
- 239000004637 bakelite Substances 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- SKHXHUZZFVMERR-UHFFFAOYSA-N 1-Isopropyl citrate Chemical compound CC(C)OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O SKHXHUZZFVMERR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 210000001624 Hip Anatomy 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 241001506308 Potato virus T Species 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 102100015688 SH3KBP1 Human genes 0.000 description 1
- 101710033648 SH3KBP1 Proteins 0.000 description 1
- 241000168254 Siro Species 0.000 description 1
- 210000000038 chest Anatomy 0.000 description 1
- -1 citric acid isopentyl ester Chemical compound 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009114 investigational therapy Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 description 1
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 description 1
- 229920002102 polyvinyl toluene Polymers 0.000 description 1
- 230000000630 rising Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009987 spinning Methods 0.000 description 1
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 1
- ZFOZVQLOBQUTQQ-UHFFFAOYSA-N tributyl 2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate Chemical compound CCCCOC(=O)CC(O)(C(=O)OCCCC)CC(=O)OCCCC ZFOZVQLOBQUTQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Abstract
一种实现二氧化碳混相驱室内实验的方法与装置。主要为了解决目前在室内进行二氧化碳混相驱实验所存在的技术瓶颈问题。其特征在于：首先根据实际岩心孔喉特征制备两种能够完全模拟实际岩心的可视化细管；通过高温高压可视化装置筛选试剂，确定可与二氧化碳达到混相的试剂，并确定二氧化碳与添加试剂在不同比例下混相的压力-体积曲线；在体系达到混相的范围内，注入可视化细管中，确保二氧化碳与添加试剂在孔隙中混相；将达到混相的体系注入饱和油的可视化细管，在混相范围内调节二氧化碳与添加试剂的注入比例，直至形成的体系与原油混相，确定二氧化碳与添加试剂的注入比例及体系的压力-体积曲线；以细管实验确定的最小混相压力为回压将上述比例二氧化碳与添加试剂体系注入实际岩心，使原油与二氧化碳混相。
Description
技术领域
本发明涉及一种利用二氧化碳驱提高油井采收率技术领域中的混相驱室内实验的方法和装置。
背景技术
二氧化碳驱油是目前三次采油中极具潜力的提高采收率的方法。二氧化碳驱分为混相驱和非混相驱，混相驱的驱油效果好于非混相驱。为了进行混相驱效果评价以及如何更好地在矿场实现混相驱，需要事先进行室内实验，目前二氧化碳驱室内实验研究主要包括二氧化碳混相驱实验和细管测试最小混相压力实验，但是目前实验室内存在两方面的技术缺陷限制了对应二氧化碳混相驱实验的开展。对应的技术缺陷如下：技术缺陷一，目前室内实验中应用的短岩心无法在短时间内实现二氧化碳与原油混相，导致不能准确评价完全混相驱的效果。原因在于：在矿场中二氧化碳驱的理想状况是混相驱的比例越大越好，但完全混相驱的效果怎样，目前矿场试验还给不出具体的试验评价，为了客观评价储层中混相驱的效果，需要进行相关二氧化碳室内实验。由于矿场注采井距一般都在百米以上，二氧化碳与原油有充分的接触时间，但应用在室内实验中的岩心都较短，一般至多几十厘米，驱替过程中二氧化碳在岩心中的时间较短，而二氧化碳与原油混相需要一段时间，尚未达到混相已流出岩心出口端。技术缺陷二，细管测试最小混相压力实验中的填砂管孔喉尺寸与实际岩心孔喉尺寸不是一个数量级，这就导致该装置测试的最小混相压力不够准确。其原因在于：目前实验室内进行细管测试最小混相压力实验时采用的是填砂管进行实验，填砂管用石英砂填充而成，孔隙度与实际储层相比过大，填砂管的孔喉尺寸与实际岩心孔喉尺寸不是一个数量级，这就导致该装置测试的最小混相压力不够准确，也就是说在填砂管这种比实际储层岩心孔喉大十倍甚至百倍条件下测出的结果与实际情况相差甚远，大孔喉条件下二氧化碳与原油接触面积更大，机会更多，混相可能大幅增大，在实际岩心小孔喉时两者接触大幅变少，即使在相同的压力下混相难度大幅增大，所以导致该装置测试的最小混相压力不够准确。我国很多油田鉴于原油重质成分高等因素导致测得的最小混相压力偏高，甚至超过破裂压力，使得混相驱难以实现，目前较为有潜力的方式是注入添加试剂，改变原油或二氧化碳的性质达到降低其最小混相压力的目的。
发明内容
为了解决背景技术中所提到的技术问题，本发明提供一种实现二氧化碳混相驱室内实验的方法与装置，利用该种方法和装置不仅可以测试最小混相压力，也可以实现降低二氧化碳与原油最小混相压力添加试剂的筛选，更重要的是在该装置的基础上提出了能够完全实现在实际天然岩心中进行彻底混相驱的方法，实现了在室内实验小岩心条件下的混相驱，解决了本领域的技术难题。
本发明的技术方案是：该种实现二氧化碳混相驱室内实验的装置，其特征在于：所述装置包括如下组成部件，即细管排液阀、岩心实验控制阀、饱和油细管阀门、排液阀、憋压阀门、细管阀门、外接设备连接器、添加试剂恒压恒速泵、活塞容器、添加试剂存储罐、添加试剂流量积算仪、二氧化碳流量积算仪、高温高压可视化装置，该设备由法国公司生产，型号为240/1000FV、常规可视化细管、细管混相监测器、岩心混相监测器、饱和油细管混相监测器、混相监测器、天然岩心、岩心压力监测器、细管压力监测器、压力调节器、液体计量器、气体计量器、恒温装置、三通、四通、六通、二氧化碳恒压恒速泵以及特制可视化细管。本发明中所使用的细管混相监测器、岩心混相监测器、饱和油细管混相监测器及监测器均为上海精密公司生产的型号为GC9310的气相色谱仪；添加试剂流量积算仪、二氧化碳流量积算仪均为西森公司生产的XSFT-LCD中文型流量积算仪；所使用的恒压恒速泵均为海安县石油科研仪器有限公司生产的HSB-1型高压恒速恒压泵。
其中，上述所有组成部件之间均通过管线连接，添加试剂恒压恒速泵的出口端连接到添加试剂存储罐的入口端，添加试剂存储罐的出口端与添加试剂流量积算仪的入口端连接，添加试剂流量积算仪的出口端连接高温高压可视化装置的一个液体入口端，二氧化碳恒压恒速泵出口端与活塞容器的入口端相连接，活塞容器的出口端与二氧化碳流量积算仪的入口端相连接，二氧化碳流量积算仪的出口端与高温高压可视化装置的气体入口端相连接；高温高压可视化装置的出口端与三通的入口连接，三通的其中一端出口通过排液阀与六通的1号端口相连接，三通的另一端出口通过细管阀门与常规可视化细管的入口端相连接，常规可视化细管的出口端通过细管混相监测装置后与四通的入口端相连接，通过四通后引出三个分支，其一，通过细管排液阀与六通的2号端口相连接；其二，通过岩心实验控制阀与天然岩心的入口端相连接，天然岩心的出口端通过岩心压力监测器与岩心混相监测器的入口端相连接，岩心混相监测器的出口端通过憋压阀门与压力调节器的入口端相连接，压力调节器的出口端连接六通的3号端口；其三，通过饱和油细管阀门与特制可视化细管的入口端相连接，通过外接设备连接器将特制可视化细管与混相监测器相连接，其中混相监测器的入口端与外接设备连接器的出口端及排液口相连接，混相监测器的出口端关闭，特制可视化细管的出口端通过饱和油细管混相监测器与细管压力监测器的入口端相连接，细管压力监测器的出口端连接六通的4号端口，六通的5号端口和6号端口分别连接液体计量器和气体计量器；从三通之后管线上连接的所有组成部件均放在恒温装置中；
特制可视化细管具有与外接设备连接器连接的接入端，所述接入端距离特制可视化细管入口端的距离与天然岩心的长度相同；特制可视化细管和常规可视化细管的内填充物均采用可模拟实际岩心孔喉比、配位数和孔喉尺寸等相关参数的耐高温高压透明有机材质聚碳酸酯制成。
利用前述装置实现二氧化碳混相驱室内实验的方法，该方法由如下步骤构成：
第一步，优选可以混相的添加试剂类型；
（1）确定优选试剂方案，给出候选添加试剂的类型；
（2）将二氧化碳与不同类型的试剂注入高温高压可视化装置（21）中，观察混相情况；
（3）通过控制排液阀进行二氧化碳与不同添加试剂不同比例排放，所选试剂若能与二氧化碳达到混相，比较达到混相时的添加试剂的用量，并从经济方面优化出可以与二氧化碳达到混相的最优的试剂；
第二步，测试充分接触条件下二氧化碳与优选试剂的压力-体积曲线；
通过向高温高压可视化装置中注入不同比例的二氧化碳与添加试剂；绘制不同注入比例下的体系的压力-体积曲线，优选出二氧化碳与添加试剂达到混相时的最优比例；
第三步，测试空白岩心实际孔喉条件下二氧化碳与添加试剂的压力-体积曲线；
（1）将第二步中得到的最优比例的二氧化碳与添加试剂的混合物注入常规可视化细管，通过该常规可视化细管，可以观测到管内液体或气体是否达到混相，细管排液阀用来排放过程中产生的多余液体或气体；
（2）调节二氧化碳与添加试剂的注入比例，使二者在所述常规可视化细管中达到混相；
（3）绘制不同注入比例下的体系的压力-体积曲线，优选出二氧化碳与添加试剂在细管中混相的最优比例；
第四步，进行饱和油岩心孔喉条件下体系达到混相时的二氧化碳与添加试剂的注入比例范围及实际岩心孔喉条件最小混相压力的测定；
（1）关闭细管排液阀，打开饱和油细管阀门，进行二氧化碳混相驱驱油细管实验；
（2）将第三步中得到的最优比例的二氧化碳与添加试剂注入饱和油的可视化细管中，观察是否达到混相，如果混相效果不好，继续调节二氧化碳与添加试剂的比例，直至可视化细管中的原油与二氧化碳达到完全混相；
（3）继续调节二氧化碳与添加试剂的注入比例，得到原油与二氧化碳完全混相时的二氧化碳与添加试剂的注入比例范围，确定原油与二氧化碳最小混相压力；
第五步，进行天然岩心完全混相驱替实验；
（1）关闭饱和油细管阀门，打开岩心实验控制阀门，通过调节压力调节器，使装置内压力达到上述得到的二氧化碳与原油的最小混相压力；
（2）将在第四步中优化得出的二氧化碳与添加试剂构成的体系注入天然岩心中，注入时间在30分钟-50分钟，使二氧化碳与添加试剂构成的体系可以与天然岩心中的原油充分接触；
（3）打开憋压阀门，进行二氧化碳混相驱驱油实验，测得该岩心的最终采收率。
第六步，评价混相驱实验效果。
本发明具有如下有益效果：本方法主要是通过逐次缩小二氧化碳与添加试剂的注入比例及注入量的范围，使体系可以在天然岩心中达到混相：首先根据模拟区块的天然岩心制备可视化细管模型，然后连接多功能混相压力实验装置；通过高温高压可视化装置筛选试剂，确定可以与二氧化碳达到混相的试剂，并确定某一温度下二氧化碳与添加试剂不同注入比例能够达到混相的压力-体积曲线，使二氧化碳与添加试剂可以充分接触混相，并确定形成的体系达到混相的注入范围，为接下来的实验奠定基础；然后在体系达到混相的范围内，将该体系注入可视化细管中，监测体系在实际岩心孔喉条件下的混相情况，确保二氧化碳与添加试剂可以在孔隙中达到混相；将上述达到混相的体系注入饱和过油的可视化细管中，同样在体系达到混相的范围内调节二氧化碳与添加试剂的注入比例，直至形成的体系与原油达到混相，确定此时的二氧化碳与添加试剂的注入比例及该体系的压力-体积曲线，为后续将二氧化碳与添加试剂形成体系注入天然岩心中达到混相提供保障；最后以细管实验确定的最小混相压力为回压将上述比例的二氧化碳与添加试剂的体系注入到实际岩心中，从而使得岩心中的原油与二氧化碳达到完全混相，保证在天然短岩心中进行的实验为混相驱驱替实验。本发明所使用的可视化细管是特别设计的，其孔喉比、孔隙度、孔喉半径等结构参数是根据实际岩心的结构参数雕刻出来的，能够完全模拟实际的天然岩心；细管的制作材料为有机材质聚碳酸酯制成，聚碳酸酯是一种新型的热塑性塑料，透明度达90%，可以观测二氧化碳与原油混相的全过程；二氧化碳与原油的混相测试是在二氧化碳与添加试剂达到混相的前提下进行的，为后续的实验提供了保障；当二氧化碳与原油在细管中完全混相时，在实际岩心中也能够实现完全混相。利用本种方法和装置不仅可以测试最小混相压力，也可以实现降低二氧化碳与原油最小混相压力添加试剂的筛选，更重要的是在该装置的基础上提出了能够完全实现在实际天然岩心中进行彻底混相驱的方法，实现了在室内实验小岩心条件下的混相驱，解决了本领域的技术难题。
附图说明：
图1是本发明所述装置的结构示意图。
图2是本发明所述装置中的常规可视化细管的结构示意图。
图3是本发明所述装置中的特制可视化细管的结构示意图。
图4是本发明所述装置中的外接设备连接器的结构示意图。
图5a是具体实施时用扫描机器扫描实际岩心样品后，在计算机上显示该样品的顶部方向的三维立体图像。
图5b是具体实施时用扫描机器扫描实际岩心样品后，在计算机上显示该样品的底部方向的三维立体图像。
图6是具体实施时用岩心打印设备打印时所分小层中的某一层的平面图。
图7是具体实施时，激光雕刻设备根据该小层的平面图进行孔喉雕刻后某一阶段的岩心示意图。
图8是具体实施时，激光雕刻设备已经完成的可视化细管内部岩心示意图。
图9是具体实施时，带有尺寸的常规可视化细管的结构示意图。
图10是具体实施时，特制可视化细管和外接设备连接器连接的结构示意图。
图11是具体实施时，在可视化装置中二氧化碳与添加试剂在不同注入比例下的压力-体积曲线。
图12是具体实施时，在岩心孔喉条件下中二氧化碳与添加试剂在不同注入比例下的压力-体积曲线.
图13是具体实施时，二氧化碳与原油的最小混相压力图.
图14是具体实施时，注入PV数与采收率的关系曲线图。
图中1-连接管，2-闸板，3-波纹管，4-螺旋杆，5-底部紧固螺旋，6-排液口，7-腔体，8-顶部紧固螺旋，9-细管排液阀,10-岩心实验控制阀,11-饱和油细管阀门，12-排液阀,13-憋压阀门,14-细管阀门,15-外接设备连接器，16-添加试剂恒压恒速泵，17-活塞容器；18-添加试剂存储罐，19-二氧化碳流量积算仪,20-添加试剂流量积算仪，21-高温高压可视化装置，22-常规可视化细管，23-细管混相监测器,26-岩心混相监测器,29-饱和油细管混相监测器,30-混相监测器；24-天然岩心，25-岩心压力监测器,28-细管压力监测器，27-压力调节器，31-液体计量器，32-气体计量器，33-恒温装置，34-三通，35-四通，36-六通，37-二氧化碳恒压恒速泵，38-特制可视化细管。
具体实施方式：
下面结合附图对本发明作进一步说明：
由图1所示，该种实现二氧化碳混相驱室内实验的装置包括如下组成部件，即细管排液阀9、岩心实验控制阀10、饱和油细管阀门11、排液阀12、憋压阀门13、细管阀门14、外接设备连接器15、添加试剂恒压恒速泵16、活塞容器17、添加试剂存储罐18、添加试剂流量积算仪19、二氧化碳流量积算仪20、高温高压可视化装置21、常规可视化细管22、细管混相监测器23、岩心混相监测器26、饱和油细管混相监测器29、混相监测器30、天然岩心24、岩心压力监测器25、细管压力监测器28、压力调节器27、液体计量器31、气体计量器32、恒温装置33、三通34、四通35、六通36、二氧化碳恒压恒速泵37以及特制可视化细管38。
其中，上述所有组成部件之间均通过管线连接，添加试剂恒压恒速泵16的出口端连接到添加试剂存储罐18的入口端，添加试剂存储罐18的出口端与添加试剂流量积算仪19入口端连接，添加试剂流量积算仪19的出口端连接高温高压可视化装置21的一个液体入口端，二氧化碳恒压恒速泵37出口端与活塞容器17的入口端相连接，活塞容器17的出口端与二氧化碳流量积算仪20的入口端相连接，二氧化碳流量积算仪20的出口端与高温高压可视化装置21的气体入口端相连接；高温高压可视化装置21的出口端与三通34的入口连接，三通34的其中一端出口通过排液阀12与六通36的1号端口相连接，，三通34的另一端出口通过细管阀门14与常规可视化细管22的入口端相连接，常规可视化细管22的出口端通过细管混相监测装置23后与四通35的入口端相连接，通过四通35后引出三个分支，其一，通过细管排液阀9与六通36的2号端口相连接；其二，通过岩心实验控制阀10与天然岩心24的入口端相连接，天然岩心24的出口端通过岩心压力监测器25与岩心混相监测器26的入口端相连接，岩心混相监测器26的出口端通过憋压阀门13与压力调节器27的入口端相连接，压力调节器27的出口端连接六通36的3号端口；其三，通过饱和油细管阀门11与特制可视化细管38的入口端相连接，通过外接设备连接器15将特制可视化细管38与混相监测器30相连接，其中混相监测器30的入口端与外接设备连接器15的出口端及排液口相连接，混相监测器30的出口端关闭，特制可视化细管38的出口端通过饱和油细管混相监测器29与细管压力监测器28的入口端相连接，细管压力监测器28的出口端连接六通36的4号端口，六通36的5号端口和6号端口分别连接液体计量器31和气体计量器32；从三通34之后管线上连接的所有组成部件均放在恒温装置33中。
特制可视化细管38具有与外接设备连接器1连接的接入端，所述接入端距离特制可视化细管38入口端的距离与天然岩心的长度相同；特制可视化细管38和常规可视化细管22的内填充物均采用可模拟实际岩心孔喉比、配位数和孔喉尺寸等相关参数的耐高温高压透明有机材质聚碳酸酯制成。
下面给出特制可视化细管38和常规可视化细管22的详细制作过程和结构图。
首先针对要模拟的储层的一块具有代表性的天然岩心制备制作可视化的细管模型。可视化细管的制作步骤如下：
（1）选取细管内部填充物质及细管外部材料；选取细管模型内部的填充介质及细管模型外部均为耐高温高压的透明有机材质聚碳酸酯；
（2）用扫描机器确定所制作岩心的孔喉比、配位数、孔喉尺寸等储层结构参数；所使用的扫描机器为GELightSpeedPlusCT机的图像处理和分析系统，该扫描系统由岩心扫描台架、探测器、X射线源、数据采集与图像处理等部分组成，扫描系统的计算机主频为2*3.2GHz，内存为2GB，提供DICOM3.0标准接口，高速网络传输数据，传输数据为10幅/s，计算机采用Linux操作系统。
1）所使用的天然岩心是均质岩心，截取天然岩心，取一小块圆柱形天然岩心作为以下测试的岩心样品；
2）用GELightSpeedPlusCT扫描机扫描上述岩心样品，扫描岩心后在计算机上显示该样品的三维立体图像；
3）利用步骤2）中得到的三维立体图像并使用计算机确定天然岩心的孔喉比、配位数、孔喉尺寸等基本储层结构参数；
4）根据实际岩心的孔喉比、配位数、孔喉尺寸等相关参数确定细管模型的孔喉比、配位数、孔喉尺寸等相关参数；
（3）利用所得参数及图像制作细管内部岩心；
1）通过得到该样品的三维立体图像与其对应的具体参数，计算机将这些信息传送给与之相连的岩心打印设备与激光雕刻设备，岩心打印设备使用的是ProJet5500X3D打印机，此设备的打印材料为透明聚碳酸酯材料，激光雕刻设备使用的是JQ7050高精度激光雕刻机，岩心打印设备将所得的三维立体图像自动划分成无数个微米级的小薄层，激光雕刻设备自动识别各层的孔喉；
2）输入所要制作岩心的直径与长度，岩心打印设备开始逐层打印；在岩心打印设备逐层打印的同时，激光雕刻设备根据每层的孔喉情况将每小层岩心雕刻成与实际岩心相同参数的孔喉，每层打印速度极快，因此激光雕刻速度应与其保持同样速度，但始终保持打印比激光雕刻早一些，确保每打印一层便可以对该层进行激光雕刻；
3）当打印程序和激光雕刻结束时，形成所需要形状的岩心，此时岩心的内部结构已经形成，细管内部岩心已制作完成；
（4）细管外部结构的制作；
将上述得到的岩心进行浇铸，确定要浇铸的耐高温高压的透明有机材质聚碳酸酯的厚度，对该岩心进行浇铸；
（5）将浇铸完细管岩心放在冷却装置中进行烘干冷却，可视化细管制作完成。
其次，利用以上操作准备两种可视化细管模型，一种是常规可视化细管，另一种是特制可视化细管。
常规可视化细管就是通过前述步骤直接得到的可视化细管，其结构如图2所示。另一种特制可视化细管在可视化细管模型制作过程中，鉴于肉眼观测能力有限，在距离细管一定距离处通过外接设备连接器安装一个外接设备，该距离与要模拟的储层的一块具有代表性的天然岩心的长度相等，该外接设备就是混相监测器，其上配有高分辨率的摄像机，通过该外接设备可以精确观察该处二氧化碳与原油的混相情况，目的是保证在与天然岩心同样长度的部位二氧化碳与原油可以达到混相。特制可视化细管的剖面图如图3所示，具有与外接设备连接器连接的接入端由电木板构成，即在岩心浇铸过程中在此部位放置一个电木板，电木板的厚度较细管岩心外部的浇铸厚度大，浇铸完成后，在电木板中间位置钻孔，在其内部形成螺纹。通过以上电木板将可视化细管与细管外接设备相连接，图4为外接设备连接器的结构示意图。该连接器的顶部螺纹与上述电木板的螺纹重合，可达到较好的密封效果。通过该连接器可以控制可视化细管是否与外部设备相连接，顺时针旋转螺旋杆4，波纹管3沿着螺纹向腔体7内部旋进，直至螺旋杆4与闸板2紧密连接时，该设备连接器关闭，下图所圈部位处于闭合状态；逆时针旋转螺旋杆4，波纹管3沿着螺纹从腔体7内部旋出，直至螺旋杆4与闸板2断开时，该设备连接器打开，下图所圈部位处于打开状态。出液口6用于和混相监测器连接，此时从连接管1进入此连接器的流体可以通过该连接器流入其他设备。
以下给出本发明的一个具体实施例。
1、针对要模拟储层的一块代表性天然岩心制备制作可视化的细管模型
（1）天然岩心长度为30cm，选取细管模型内部的填充介质及细管模型外部均为耐高温高压的透明有机材质聚碳酸酯；
（2）用扫描机器确定所制作岩心的孔喉比、配位数、孔喉尺寸等储层结构参数，所使用的扫描机为GELightSpeedPlusCT机的图像处理和分析系统；
1）所使用的均质天然岩心的水测渗透率为1000md，截取直径为2.5cm，长度为1cm的圆柱形的天然岩心作为以下测试的岩心样品；
2）用扫描机器扫描上述样品，在计算机上显示该样品的三维立体图像，如图5a和图5b所示：
3）利用上述得到的三维立体图像并结合计算机确定天然岩心的孔喉比为2.41，配位数为4.98，孔隙度为26.9%；
4）由上述测得的结构，确定所需制造的岩心的孔喉比为2.41，配位数为4.98，孔隙度为26.9%；
（3）利用所得到的参数及图像制作岩心；
1）通过上述得到的三维立体图像以及与其对应的具体参数，岩心打印设备将所得的三围立体图像自动划分成无数个微米级的小薄层，激光雕刻设备自动识别各层的孔喉，图6为所分小层中的某一层的平面图。
2）所制细管的长度为1m，内径为3mm，岩心打印设备开始逐层打印，打印设备每打印一层激光雕刻设备根据该小层的平面图进行孔喉雕刻，图7为打印某一阶段的岩心示意图；
3）打印程序和激光雕刻结束，形成所需要岩心，此时岩心的内部结构已经形成，细管内部岩心制作完成如图8所示。
（4）细管外部结构的制作；
将上述得到的岩心进行浇铸，确定要浇铸的耐高温高压的透明有机材质聚碳酸酯的厚度为2mm。
（5）将浇铸完有机材质的细管岩心放在冷却装置中进行烘干冷却，可视化细管制作完成。如图9所示。
2、准备特制可视化细管模型；在可视化细管模型的制作过程中，在距离细管30cm处安装连接器，如图10所示，用以连接一个混相监测装置监测（下图为安装示意图），从而观察该处二氧化碳与原油的混相情况，并将其饱和原油；制作完成后，对该可视化细管进行饱和油，所饱和原油为某油田原油，在温度为45℃条件下原油粘度为9.8mPas。
3、连接混相测试及混相驱装置；实验温度为45℃即恒温装置33显示的温度为45℃，将驱替泵、添加试剂存储罐、最小混相压力可视化测试细管，天然岩心按照混相实验装置图如图1连接。
4、优选可以混相的添加试剂类型
（1）候选试剂有：柠檬酸异戊酯，柠檬酸正丁酯，柠檬酸异丙酯；
（2）将二氧化碳与不同类型的试剂注入高温高压可视化装置中，观察混相情况；
（3）通过控制排液阀12进行二氧化碳与不同添加试剂不同比例排放，上述试剂均能与二氧化碳达到混相，达到混相时的添加试剂的用量均为0.05%以上，但柠檬酸异丙酯的造价更便宜一些，所以确定所需的添加试剂为柠檬酸异丙酯。
5、测试充分接触条件下二氧化碳与优选试剂的压力-体积曲线，如图11所示。通过向高温高压可视化装置中注入不同比例的二氧化碳与添加试剂；绘制在可视化装置中二氧化碳与添加试剂在不同注入比例下的压力-体积曲线，如图12所示。
由上图可以看出，当压力较低时，体系体积随着压力的升高而急剧降低；当压力升至某一压力后，虽然体系体积随压力升高总体还是呈降低趋势，但是相对于初始体积而言，体积基本持平，说明了此时体系为均匀混相体系，这个压力即为二氧化碳与添加试剂的最小混相压力。
比较三种不同注入比例条件下的体系的压力-体积曲线，表活剂含量为0.06%时的最小混相压力比含量为0.05%时小了2.5MPa，比含量为0.07%时仅大了1MPa，因此表活剂的含量为0.06%为二氧化碳与添加试剂在PVT装置中达到混相的最优比例；
6、测试空白岩心孔喉条件下二氧化碳与添加试剂的压力-体积曲线
（1）将上述得到的最优比例的二氧化碳与添加试剂的混合物注入可视化细管，结合细管混相监测器23观测管内液体或气体是否达到混相，细管排液阀9用来排放过程中产生的多余液体或气体；
（2）调节二氧化碳与添加试剂的注入比例，使二者在可视化细管中达到混相，即在细管混相监测器23中可以观察到体系达到混相；
（3）绘制在岩心孔喉条件下中二氧化碳与添加试剂在不同注入比例下的压力-体积曲线如图13所示，优选出二氧化碳与添加试剂在细管中混相的最优比例。
由上图可以看出在上述条件下表活剂含量为0.07%时的体系的混相压力为12MPa，而在步骤5中的混相压力为10.5MPa，因此岩心孔喉对体系的混相存在较大的影响，而表活剂含量为0.08%时的体系的混相压力为10.6MPa，为确保接下来的混相压力不要过高，优选出二氧化碳与添加试剂在条件下混相的最优比例为表活剂含量为0.08%。
7、饱和油岩心孔喉条件下体系达到混相时的二氧化碳与添加试剂的注入比例范围及实际岩心孔喉条件最小混相压力的测定
（1）关闭细管排液阀9，打开饱和油细管阀门11，进行二氧化碳混相驱驱油细管实验；
（2）将6中得到的最优比例的二氧化碳与添加试剂注入饱和油的可视化细管2中，发现当表活剂的含量为0.08%时，在外接设备30中观察到的体系已达到混相，但细管尾部饱和油细管混相监测器29中未观察到混相，说明注入端附近体系达到混相，远离注入端体系没有达到混相，细管内体系是部分混相，继续调节二氧化碳与添加试剂的比例，直至表活剂的含量为0.1%时，体系混相监测器29、30中的体系均达到混相；
（3）继续调节二氧化碳与添加试剂的注入比例，发现当二氧化碳与添加试剂的注入比例为表活剂含量为0.1%~0.3%时体系均可以达到混相且混相压力的值变化不大，因此选取表活剂含量为0.1%为最优的注入比例；
（4）表活剂含量为0.1%时的体系最小混相压力的测试
绘制实验过程中二氧化碳与原油的最小混相压力图曲线图，如图14所示。由图可见，该曲线上存在较明显的转折点，根据上图并结合最小混相压力测定的混相标准得到注二氧化碳气体的最小混相压力为20.4MPa。
8、进行天然岩心完全混相驱替实验
（1）关闭饱和油细管阀门11，打开岩心实验控制阀10，通过调节压力调节器，使装置内压力达到上述得到的二氧化碳与原油的最小混相压力20.4MPa；
（2）将在7中优化得出的二氧化碳与添加试剂构成的体系注入天然岩心中，注入时间在30-50min，使二氧化碳与添加试剂构成的体系可以与天然岩心中的原油充分接触；
（3）打开憋压阀门13，进行二氧化碳混相驱驱油实验，测得该岩心的最终采收率为91.45%，实验的注入孔隙体积倍数（PV数）与采收率的关系曲线如图14所示。
9、评价混相驱实验效果
由实验结果可以看出，使用该发明装置最终的采收率为91.45%，而最终的注入PV数仅为0.4781，且第一组数据点的采收率达到了23.49%，这是因为开始实验前在关闭憋压阀门13的情况下向岩心中注入了最优的二氧化碳与表活剂体系，此时体系中的压力升高，且体系中的二氧化碳与原油体系可以充分的接触；当打开阀门5进行混相驱实验时，体系中的压力已达到二氧化碳与原油的最小混相压力，且体系已达到混相，整个驱替过程为二氧化碳混相驱，由图可以看出，该混相驱的驱替效果非常好，当注入PV数为0.4781时，最终采收率已达到91.45%。
Claims (2)
1.一种实现二氧化碳混相驱室内实验的装置，其特征在于：所述装置包括如下组成部件，即细管排液阀（9）、岩心实验控制阀（10）、饱和油细管阀门（11）、排液阀（12）、憋压阀门（13）、细管阀门（14）、外接设备连接器（15）、添加试剂恒压恒速泵（16）、活塞容器（17）、添加试剂存储罐（18）、添加试剂流量积算仪（19）、二氧化碳流量积算仪（20）、高温高压可视化装置（21）、常规可视化细管（22）、细管混相监测器（23）、岩心混相监测器（26）、饱和油细管混相监测器（29）、混相监测器（30）、天然岩心（24）、岩心压力监测器（25）、细管压力监测器（28）、压力调节器（27）、液体计量器（31）、气体计量器（32）、恒温装置（33）、三通（34）、四通（35）、六通（36）、二氧化碳恒压恒速泵（37）以及特制可视化细管（38）；
其中，上述所有组成部件之间均通过管线连接，添加试剂恒压恒速泵（16）的出口端连接到添加试剂存储罐（18）的入口端，添加试剂存储罐（18）的出口端与添加试剂流量积算仪（19）的入口端连接，添加试剂流量积算仪（19）的出口端连接高温高压可视化装置（21）的一个液体入口端，二氧化碳恒压恒速泵（37）出口端与活塞容器（17）的入口端相连接，活塞容器（17）的出口端与二氧化碳流量积算仪（20的入口端相连接，二氧化碳流量积算仪（20）的出口端与高温高压可视化装置（21）的气体入口端相连接；高温高压可视化装置（21）的出口端与三通（34）的入口连接，三通（34）的其中一端出口通过排液阀（12）与六通（36）的1号端口相连接，，三通（34）的另一端出口通过细管阀门（14）与常规可视化细管（22）的入口端相连接，常规可视化细管（22）的出口端通过细管混相监测装置（23）后与四通（35）的入口端相连接，通过四通（35）后引出三个分支，其一，通过细管排液阀（9）与六通（36）的2号端口相连接；其二，通过岩心实验控制阀（10）与天然岩心（24）的入口端相连接，天然岩心（24）的出口端通过岩心压力监测器（25）与岩心混相监测器（26）的入口端相连接，岩心混相监测器（26）的出口端通过憋压阀门（13）与压力调节器（27）的入口端相连接，压力调节器（27）的出口端连接六通（36）的3号端口；其三，通过饱和油细管阀门（11）与特制可视化细管（38）的入口端相连接，通过外接设备连接器（15）将特制可视化细管（38）与混相监测器（30）相连接，其中混相监测器（30）的入口端与外接设备连接器（15）的出口端及排液口相连接，混相监测器（30）的出口端关闭，特制可视化细管（38）的出口端通过饱和油细管混相监测器（29）与细管压力监测器（28）的入口端相连接，细管压力监测器（28）的出口端连接六通（36）的4号端口，六通（36）的5号端口和6号端口分别连接液体计量器（31）和气体计量器（32）；从三通（34）之后管线上连接的所有组成部件均放在恒温装置（33）中；
特制可视化细管（38）具有与外接设备连接器（15）连接的接入端，所述接入端距离特制可视化细管（38）入口端的距离与天然岩心的长度相同；特制可视化细管（38）和常规可视化细管（22）的内填充物均采用可模拟实际岩心孔喉比、配位数和孔喉尺寸等相关参数的耐高温高压透明有机材质聚碳酸酯制成。
2.一种利用权利要求1所述的装置实现二氧化碳混相驱室内实验的方法，该方法由如下步骤构成：
第一步，优选可以混相的添加试剂类型，
（1）确定优选试剂方案，给出候选添加试剂的类型；
（2）将二氧化碳与不同类型的试剂注入高温高压可视化装置（21）中，观察混相情况；
（3）通过控制排液阀（12）进行二氧化碳与不同添加试剂不同比例排放，所选试剂若能与二氧化碳达到混相，比较达到混相时的添加试剂的用量，并从经济方面优化出可以与二氧化碳达到混相的最优的试剂；
第二步，测试充分接触条件下二氧化碳与优选试剂的压力-体积曲线
通过向高温高压可视化装置（21）中注入不同比例的二氧化碳与添加试剂；绘制不同注入比例下的体系的压力-体积曲线，优选出二氧化碳与添加试剂达到混相时的最优比例；
第三步，测试空白岩心实际孔喉条件下二氧化碳与添加试剂的压力-体积曲线
（1）将第二步中得到的最优比例的二氧化碳与添加试剂的混合物注入常规可视化细管（22），通过该常规可视化细管（22），可以观测到管内液体或气体是否达到混相，细管排液阀（9）用来排放过程中产生的多余液体或气体；
（2）调节二氧化碳与添加试剂的注入比例，使二者在所述常规可视化细管中达到混相；
（3）绘制不同注入比例下的体系的压力-体积曲线，优选出二氧化碳与添加试剂在细管中混相的最优比例；
第四步，进行饱和油岩心孔喉条件下体系达到混相时的二氧化碳与添加试剂的注入比例范围及实际岩心孔喉条件最小混相压力的测定，
（1）关闭细管排液阀（9），打开饱和油细管阀门（11），进行二氧化碳混相驱驱油细管实验；
（2）将第三步中得到的最优比例的二氧化碳与添加试剂注入饱和油的可视化细管中，观察是否达到混相，如果混相效果不好，继续调节二氧化碳与添加试剂的比例，直至可视化细管中的原油与二氧化碳达到完全混相；
（3）继续调节二氧化碳与添加试剂的注入比例，得到原油与二氧化碳完全混相时的二氧化碳与添加试剂的注入比例范围，确定原油与二氧化碳最小混相压力；
第五步，进行天然岩心完全混相驱替实验
（1）关闭饱和油细管阀门（11），打开岩心实验控制阀门（10），通过调节压力调节器，使装置内压力达到上述得到的二氧化碳与原油的最小混相压力；
（2）将在第四步中优化得出的二氧化碳与添加试剂构成的体系注入天然岩心中，注入时间在30-50min，使二氧化碳与添加试剂构成的体系可以与天然岩心中的原油充分接触；
（3）打开憋压阀门（13），进行二氧化碳混相驱驱油实验，测得该岩心完全混相驱情况下的最终采收率；
第六步，评价混相驱实验结果。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510299461.8A CN105041280B (zh) | 2015-06-03 | 2015-06-03 | 一种实现二氧化碳混相驱室内实验的方法与装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510299461.8A CN105041280B (zh) | 2015-06-03 | 2015-06-03 | 一种实现二氧化碳混相驱室内实验的方法与装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105041280A true CN105041280A (zh) | 2015-11-11 |
| CN105041280B CN105041280B (zh) | 2016-10-05 |
Family
ID=54448203
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510299461.8A Expired - Fee Related CN105041280B (zh) | 2015-06-03 | 2015-06-03 | 一种实现二氧化碳混相驱室内实验的方法与装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105041280B (zh) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105257265A (zh) * | 2015-10-28 | 2016-01-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种co2驱提高采收率注入量的优化方法 |
| CN105403347A (zh) * | 2015-11-27 | 2016-03-16 | 中国石油化工股份有限公司 | Co2驱最小混相压力测定方法及专用装置 |
| CN106437639A (zh) * | 2016-10-19 | 2017-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种co2混相驱油效率和剩余油分布评价方法和专用装置 |
| CN106840791A (zh) * | 2016-12-23 | 2017-06-13 | 东北石油大学 | 长填砂细管胶结模型制备方法及系统 |
| CN106840790A (zh) * | 2016-12-23 | 2017-06-13 | 东北石油大学 | 基于长细管胶结模型测试co2 ‑原油mmp的方法及系统 |
| CN106884635A (zh) * | 2017-03-03 | 2017-06-23 | 中国石油大学(北京) | 一种低、特低渗透油藏co2驱最小混相压力的测定方法 |
| CN107023280A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-08 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种模拟井下混相热流体采油机理的可视化实验装置 |
| CN108490156A (zh) * | 2018-03-21 | 2018-09-04 | 西南石油大学 | 高温高压条件下混合气体驱油埋存量实验测试方法 |
| CN108825187A (zh) * | 2018-06-06 | 2018-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 变径设备、细管实验系统及方法 |
| CN110144240A (zh) * | 2019-04-27 | 2019-08-20 | 西南石油大学 | 一种用于油包水型乳液破乳的装置及方法 |
| CN111272978A (zh) * | 2020-02-26 | 2020-06-12 | 西南石油大学 | 一种评价co2对平板酸岩反应速率影响的测试装置及方法 |
| CN112145137A (zh) * | 2020-11-10 | 2020-12-29 | 西南石油大学 | 一种利用数值模拟优化co2吞吐周期注入量的方法 |
| CN112730196A (zh) * | 2020-12-25 | 2021-04-30 | 西南石油大学 | 一种高温高压微观可视化流动装置及实验方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3687198A (en) * | 1970-01-30 | 1972-08-29 | Cities Service Oil Co | High density miscible fluid injection with aquifer encroachment |
| US5056596A (en) * | 1988-08-05 | 1991-10-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Recovery of bitumen or heavy oil in situ by injection of hot water of low quality steam plus caustic and carbon dioxide |
| CN101446189A (zh) * | 2008-12-28 | 2009-06-03 | 大连理工大学 | 超临界二氧化碳驱油物理模拟装置 |
| CN101725336A (zh) * | 2009-11-20 | 2010-06-09 | 西南石油大学 | 一种注空气低温氧化采油的方法及实验装置 |
| CN102587888A (zh) * | 2012-02-27 | 2012-07-18 | 大连理工大学 | 一种确定co2混相驱油物理模拟中驱替前缘运移速度的方法 |
| CN102777159A (zh) * | 2011-05-13 | 2012-11-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种注co2气井井筒流态确定及参数优化方法 |
| CN104088612A (zh) * | 2014-06-20 | 2014-10-08 | 华南理工大学 | 一种开采天然气水合物的实验模拟装置及方法 |
-
2015
- 2015-06-03 CN CN201510299461.8A patent/CN105041280B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3687198A (en) * | 1970-01-30 | 1972-08-29 | Cities Service Oil Co | High density miscible fluid injection with aquifer encroachment |
| US5056596A (en) * | 1988-08-05 | 1991-10-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Recovery of bitumen or heavy oil in situ by injection of hot water of low quality steam plus caustic and carbon dioxide |
| CN101446189A (zh) * | 2008-12-28 | 2009-06-03 | 大连理工大学 | 超临界二氧化碳驱油物理模拟装置 |
| CN101725336A (zh) * | 2009-11-20 | 2010-06-09 | 西南石油大学 | 一种注空气低温氧化采油的方法及实验装置 |
| CN102777159A (zh) * | 2011-05-13 | 2012-11-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种注co2气井井筒流态确定及参数优化方法 |
| CN102587888A (zh) * | 2012-02-27 | 2012-07-18 | 大连理工大学 | 一种确定co2混相驱油物理模拟中驱替前缘运移速度的方法 |
| CN104088612A (zh) * | 2014-06-20 | 2014-10-08 | 华南理工大学 | 一种开采天然气水合物的实验模拟装置及方法 |
Cited By (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105257265B (zh) * | 2015-10-28 | 2019-08-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种co2驱提高采收率注入量的优化方法 |
| CN105257265A (zh) * | 2015-10-28 | 2016-01-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种co2驱提高采收率注入量的优化方法 |
| CN105403347A (zh) * | 2015-11-27 | 2016-03-16 | 中国石油化工股份有限公司 | Co2驱最小混相压力测定方法及专用装置 |
| CN105403347B (zh) * | 2015-11-27 | 2019-09-06 | 中国石油化工股份有限公司 | Co2驱最小混相压力测定方法及专用装置 |
| CN106437639A (zh) * | 2016-10-19 | 2017-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种co2混相驱油效率和剩余油分布评价方法和专用装置 |
| CN106840791A (zh) * | 2016-12-23 | 2017-06-13 | 东北石油大学 | 长填砂细管胶结模型制备方法及系统 |
| CN106840790A (zh) * | 2016-12-23 | 2017-06-13 | 东北石油大学 | 基于长细管胶结模型测试co2 ‑原油mmp的方法及系统 |
| CN106840791B (zh) * | 2016-12-23 | 2019-10-29 | 东北石油大学 | 长填砂细管胶结模型制备方法及系统 |
| CN106840790B (zh) * | 2016-12-23 | 2019-10-29 | 东北石油大学 | 基于长细管胶结模型测试co2-原油mmp的方法及系统 |
| CN106884635A (zh) * | 2017-03-03 | 2017-06-23 | 中国石油大学(北京) | 一种低、特低渗透油藏co2驱最小混相压力的测定方法 |
| CN107023280A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-08 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种模拟井下混相热流体采油机理的可视化实验装置 |
| CN108490156A (zh) * | 2018-03-21 | 2018-09-04 | 西南石油大学 | 高温高压条件下混合气体驱油埋存量实验测试方法 |
| CN108825187A (zh) * | 2018-06-06 | 2018-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 变径设备、细管实验系统及方法 |
| CN108825187B (zh) * | 2018-06-06 | 2020-06-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 变径设备、细管实验系统及方法 |
| CN110144240A (zh) * | 2019-04-27 | 2019-08-20 | 西南石油大学 | 一种用于油包水型乳液破乳的装置及方法 |
| CN111272978A (zh) * | 2020-02-26 | 2020-06-12 | 西南石油大学 | 一种评价co2对平板酸岩反应速率影响的测试装置及方法 |
| CN111272978B (zh) * | 2020-02-26 | 2021-04-09 | 西南石油大学 | 一种评价co2对平板酸岩反应速率影响的测试装置及方法 |
| CN112145137A (zh) * | 2020-11-10 | 2020-12-29 | 西南石油大学 | 一种利用数值模拟优化co2吞吐周期注入量的方法 |
| CN112730196A (zh) * | 2020-12-25 | 2021-04-30 | 西南石油大学 | 一种高温高压微观可视化流动装置及实验方法 |
| CN112730196B (zh) * | 2020-12-25 | 2022-03-11 | 西南石油大学 | 一种高温高压微观可视化流动装置及实验方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105041280B (zh) | 2016-10-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105041280A (zh) | 一种实现二氧化碳混相驱室内实验的方法与装置 | |
| CN104975828A (zh) | 可实现混相添加剂筛选和岩心混相驱的装置以及制作方法 | |
| CN105178926B (zh) | 缝洞型碳酸盐岩油藏物理模型、驱替模拟实验装置及系统 | |
| CN1332195C (zh) | 高温高压岩心动态损害评价试验仪 | |
| CN103485762B (zh) | 一种可视化模拟泥页岩微裂缝封堵能力测试系统及其测试方法 | |
| CN2682411Y (zh) | 高温高压岩心动态损害评价试验仪 | |
| CN208206964U (zh) | 模拟深埋地层动水条件下高压注浆装置 | |
| CN106121601A (zh) | 一种泡沫驱油物理模拟装置及方法 | |
| CN204514769U (zh) | 一种稳态流法测定超临界co2乳液三相渗透率的装置 | |
| CN103411751A (zh) | 一种可视化交叉裂隙动水注浆试验装置及方法 | |
| CN103510944A (zh) | 一种高温高压封堵/防吐模拟评价装置及其评价方法 | |
| CN106153862B (zh) | 泥水盾构模型试验泥皮厚度实时测定装置及测定方法 | |
| CN103556994A (zh) | 缝洞型储层剩余油分布的实验检测系统及检测方法 | |
| CN104777086A (zh) | 一种稳态流法测定超临界co2乳液三相渗透率的装置及方法 | |
| CN105178927B (zh) | 一种驱替模拟实验装置及系统 | |
| CN110924933A (zh) | 一种动态模拟页岩压裂缝网可视化实验方法 | |
| CN102518421A (zh) | 物理模拟可视化实验装置及其形成方法 | |
| CN105388254A (zh) | 高温高压泡沫压裂液滤失伤害实验系统 | |
| CN105258840A (zh) | 一种测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法 | |
| CN103161455A (zh) | 高温高压泥页岩井壁稳定性评价装置 | |
| CN105181222A (zh) | 一种多方式测定二氧化碳最小混相压力的装置 | |
| CN107725042B (zh) | 一种高温高压大型碳酸盐岩缝洞型油藏物理模拟实验装置和方法 | |
| CN108266166A (zh) | 一种裂缝性油藏波动采油微观射流增渗机制评价实验装置与方法 | |
| CN202330397U (zh) | 泡沫剂评价实验装置 | |
| CN105571988A (zh) | 一种聚合物热稳定性检测设备及检测方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20161005 Termination date: 20190603 |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |