CN105134149B - 一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的装置与方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于二氧化碳驱替技术领域，具体涉及一种改变注采井间二氧化碳驱动状况从而提高采收率的实验方法，包括以下步骤：测试模拟岩心的最小混相压力；制备二维平面物理模型裸岩心；将所述二维平面物理模型裸岩心安装到夹持密封装置中；设置夹持密封装置一端为二氧化碳注入端，另一端为原油采出端；进行二氧化碳驱替，测得不同回压下的二氧化碳驱油的采收率；该方法及装置能够实现布井方式之间的转换，并能够通过注采井间转注从而改善压力分布，改善驱动状况，可以评价完全混相驱及井网变换对原油采收率的影响，为实际矿场试验进一步提高采收率提供一定的技术指导。

Description

一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的装置与方法

技术领域

本发明属于二氧化碳驱替技术领域，具体涉及到一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法。

背景技术

二氧化碳驱油是三次采油中最具潜力的提高采收率的方法之一，二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。关于混相驱效果评价及如何更好地在矿场实现混相驱存在两方面问题：一方面，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驱替室内实验。另一方面，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或者能够达到混相驱的区域范围较小。

目前二氧化碳驱室内驱油实验研究多为一注一采典型井网驱替实验及二氧化碳与原油的最小混相压力实验，一注一采典型井网驱替实验只能够定量得到二氧化碳驱油的效果，而无法得到二氧化碳驱在不同区域的驱动状况，因而急需找到一种新的驱替方式及能够确定二氧化碳在不同区域的驱动情况的方法。

已公开专利CN103556993A提供了一种低渗透油田平面五点法井网二氧化碳驱仿真实验模拟方法，该方法制作了特定的与平面五点法井网仿真用夹持器，能够模拟一注四采五点法井网驱替动态，但是这种方法只能模拟平面五点法井网驱替动态，不能实现布井方式之间的转换，存在一定的局限性，且这种方法并没有进行岩心各部分驱动状况的判断，因此无法对现场的矿场试验提供各个不同部位的驱动方式的调整方案。

发明内容

本发明旨在克服现有技术中存在的无法实现布井方式之间转换的技术问题，提出了一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，实现布井方式之间的转换，改善驱动状况，扩大二氧化碳驱替的混相区域，提高储层的采收率。

为了解决上述技术问题，本发明的技术方案如下：

一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，包括以下步骤：

步骤一：测试模拟岩心的最小混相压力；

步骤二：制备二维平面物理模型裸岩心；

步骤三：将所述二维平面物理模型裸岩心安装到夹持密封装置中；

步骤四：设置夹持密封装置一端为二氧化碳注入端，另一端为原油采出端；

步骤五：对二维平面物理模型裸岩心进行二氧化碳驱替，测得不同回压下的二氧化碳驱油的采收率；

步骤六：选取最大采收率时的回压为最大回压，获取岩心各处压力分布情况；

步骤七：改变夹持密封装置的二氧化碳注入端、原油采出端位置；

步骤八：再次对二维平面物理模型裸岩心进行二氧化碳驱替，控制回压压力为步骤六中获得的最大回压，获取此时岩心的采收率。

进一步的，所述步骤七中二氧化碳注入端位置设置在步骤六中岩心压力小于最小混相压力的区域。

进一步的，所述步骤七中原油采出端位置设置在二氧化碳注入端四周。

进一步的，所述步骤五中的回压取值在岩心破裂压力以下。

进一步的，所述的步骤一包括以下步骤：

(1)制作填砂细管；

(2)对填砂细管进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度；

(3)对填砂细管进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度；

(4)对填砂细管进行某一回压下的二氧化碳驱油，通过细管混相监测器观察二氧化碳与原油的混相情况，记录采收率；

(5)重复步骤(3)和步骤(4)，得到不同回压下的采收率；

(6)绘制压力与采收率关系曲线，确定二氧化碳与原油的最小混相压力。

进一步的，所述的步骤三包括以下步骤：

(1)对二维平面物理模型裸岩心进行钻孔；

(2)将钻完孔的二维平面物理模型装入夹持密封装置中；

(3)夹持密封装置的上盖处设有多个外连接器，分别压入二维平面物理模型的钻孔中；

(4)确定岩心测压点，在岩心测压点对应的外连接器外部设置压力检测器。

进一步的，所述的步骤五包括以下步骤：

(1)对二维平面物理模型岩心进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度；

(2)对二维平面物理模型岩心进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度；

(3)对二维平面物理模型岩心进行某一回压下的二氧化碳驱油，通过压力监测器观察岩心各处压力分布情况，记录采收率；

(4)重复步骤(3)和步骤(4)，得到不同回压下的采收率。

进一步的，所述的步骤八包括以下步骤：

(1)对二维平面物理模型岩心进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度；

(2)对二维平面物理模型岩心进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度；

(3)控制回压压力为步骤六中获得的最大回压，对二维平面物理模型岩心进行二氧化碳驱油，通过压力监测器观察岩心各处压力分布情况，记录此时岩心的采收率。

有益效果：

本发明所采用的技术方案突破了目前存在技术的局限性，该方法能够监测不同测压点的驱动状况，形成注采井间二氧化碳驱动状况分布图，有利于油气田开发工作者掌握实际储层的不同区域的驱动状况；能够确定在地层破裂压力下储层能够达到最大混相区域时的采出端压力；能够实现布井方式之间的转换，并能够通过注采井间转注改善压力分布，从而改善驱动状况，为实际矿场试验进一步提高采收率提供一定的技术指导。

附图说明：

图1、填砂细管实验装置示意图；

图2、填砂细管实验压力与最终采收率关系曲线图；

图3、二维平面物理模型结构示意图；

图4、夹持密封装置示意图；

图5、二维平面物理模型岩心进行二氧化碳驱替实验装置图；

图6、压力监测点布设图；

图7、二维平面物理模型岩心进行二氧化碳驱替实验结束时压力分布图；

图8、第一次二氧化碳混相驱分布图；

图9、转换注入方式后压力检测及注采分布图；

图10、转换注入方式后压力分布图；

图11、转换注入方式后二氧化碳混相驱区域分布图。

具体实施方式：

以下结合发明内容和附图详细介绍一下本发明的具体实施方式。

某油田某储层原油粘度在45℃下为9.6mP·s，地层水矿化度为6778mg/L，地层破裂压力为28.8MPa，地层平均渗透率为2500×10^-3μm²，实验开始前配制模拟地层水与模拟油。

步骤一、测试模拟岩心的最小混相压力(后续判断驱动状况用)。

步骤一包括以下步骤：

(1)根据实际储层条件设计细管填砂200目，制作长13.3m的填砂细管；用填砂细管作为模拟岩心。

(2)对填砂细管进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度；

如图1所示，连接测试二氧化碳与原油的最小混相压力装置，实验开始前，所有仪器都处于关闭状态。

所有仪器之间通过管线连接，由于二氧化碳与原油最小混相压力的测试过程中压力较大，所以实验过程中所采用的管线均为钢管线。二氧化碳恒压恒速泵1的出口端与二氧化碳存储罐4的入口端相连接，二氧化碳存储罐4的出口端与二氧化碳流量积算仪7的入口端相连接，二氧化碳流量积算仪7的出口端通过二氧化碳控制阀10与六通19的端口1相连接；原油恒压恒速泵2的出口端与原油活塞容器5的入口端相连接，原油活塞容器5的出口端与原油流量积算仪8的入口端相连接，原油流量积算仪8的出口端通过原油控制阀11与六通19的端口2相连接；恒压恒速泵3的出口端与中间容器6的入口端相连接，中间容器6的出口端与地层水流量积算仪9的入口端相连接，地层水流量积算仪9的出口端通过控制阀12与六通19的端口3相连接；六通19的端口4与填砂细管13的入口端相连接，填砂细管13的出口端与三通21的端口1相连接，三通21的端口2通过排液阀20与排液三通的端口1相连接，三通21的端口3与细管混相监测器14的入口端相连接，细管混相监测器14的出口端与回压阀15的入口端相连接，回压阀15的出口端与排液三通22的端口2相连接，排液三通22的端口3与液体计量器16的入口端相连接，液体计量器16的出口端与气体计量器17的入口端相连接。

将中间容器6中装满模拟地层水，打开控制阀12和排液阀20，打开恒压恒速泵3和中间容器6，进行地层水驱填砂细管13即对填砂细管13进行饱和地层水，通过地层水流量积算仪9记录地层水的注入量为300ml，结合液体计量器16的读数218.3ml，计算饱和水量为81.7ml，计算孔隙度为48.9％。

(3)对填砂细管进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度。

关闭控制阀12，关闭恒压恒速泵3和中间容器6，打开原油控制阀11，打开原油恒压恒速泵2和原油活塞容器5，进行原油驱地层水即对填砂细管13进行饱和油，通过原油流量积算仪8记录原油的注入量为300ml，液体计量器16记录原油的出液量为238.1ml，进而计算饱和油量为61.9ml，最后计算原始含油饱和度为75.76％。

(4)对填砂细管进行某一回压下的二氧化碳驱油，通过细管混相监测器观察二氧化碳与原油的混相情况，记录采收率。

关闭原油控制阀11，关闭原油恒压恒速泵2和原油活塞容器5，关闭排液阀20，打开二氧化碳控制阀10，打开二氧化碳恒压恒速泵1和二氧化碳存储罐4，设定回压阀15的压力P1为40MPa，进行该回压下的二氧化碳驱油实验，通过细管混相监测器14观察二氧化碳与原油的混相情况，记录最终采收率E1为91.2％。

(5)重复步骤(3)和步骤(4)，得到系统回压P2为35MPa时的最终采收率E2为90.8％，系统回压P3为30MPa时的最终采收率E3为89.2％，系统回压P4为25MPa时的最终采收率E4为82.5％，系统回压P5为20MPa时的最终采收率E5为76.4％，系统回压P6为15MPa时的最终采收率E6为64.3％；

(6)绘制压力与最终采收率关系曲线，确定该储层二氧化碳与原油的最小混相压力P。绘制出的压力与最终采收率关系曲线如图2所示，由图形法获得该储层的二氧化碳与原油的最小混相压力为27.7MPa。

步骤二、针对实际储层制备二维平面物理模型裸岩心。

根据实际储层的储层条件确定所需制备的二维平面物理模型的渗透率为2500×10^-3μm²，孔隙度为48.9％，制备二维平面物理模型，模型结构示意图如图3所示，二维物理模型的尺寸为300mm×300mm×45mm。

步骤三、将所述二维平面物理模型裸岩心安装到夹持密封装置中。

夹持密封装置如图4所示。

该夹持密封装置内部腔体的尺寸与步骤二中设计的二维物理模型的尺寸一致，为300mm×300mm×45mm，该装置的其他部位的尺寸也是根据步骤2中所设计的二维物理模型的尺寸而设计的。

步骤三包括以下步骤：

(1)对二维平面物理模型裸岩心进行钻孔，其钻孔的部位与所设计的岩心夹持密封装置的外接连接器的部位相对应，共36个孔；

(2)将钻完孔的二维平面物理模型装入岩心夹持密封装置中；

(3)上盖处设有多个外连接器，分别压入二维平面物理模型的钻孔中。

在装上盖前，在外接连接器下部将要旋入岩心中的部分刷上环氧树脂，然后再将外接连接器旋入对应岩心钻孔部位，能够实现外接连接器与岩心间的密封。

(4)确定岩心测压点，在岩心测压点对应的外连接器外部设有压力检测器。在不需要连接压力检测器的外接连接器处安装堵头，实现装置密封。

步骤四、设置夹持密封装置一端为二氧化碳注入端，另一端为原油采出端。

如图5连接实验装置图，此时为一注一采典型井网驱替实验。

所有仪器之间通过管线连接，由于二氧化碳驱油实验过程中压力较高，所以实验过程中所采用的管线均为钢管线。该实验装置的连接与细管实验装置的连接类似，所有仪器之间通过管线连接，由于二氧化碳与原油最小混相压力的测试过程中压力较大，所以实验过程中所采用的管线均为钢管线。二氧化碳恒压恒速泵1的出口端与二氧化碳存储罐4的入口端相连接，二氧化碳存储罐4的出口端与二氧化碳流量积算仪7的入口端相连接，二氧化碳流量积算仪7的出口端通过二氧化碳控制阀10与六通19的端口1相连接；原油恒压恒速泵2的出口端与原油活塞容器5的入口端相连接，原油活塞容器5的出口端与原油流量积算仪8的入口端相连接，原油流量积算仪8的出口端通过原油控制阀11与六通19的端口2相连接；恒压恒速泵3的出口端与中间容器6的入口端相连接，中间容器6的出口端与地层水流量积算仪9的入口端相连接，地层水流量积算仪9的出口端通过控制阀12与六通19的端口3相连接；六通19的端口4与岩心夹持密封装装置42的二氧化碳注入端相连接，岩心夹持密封装置42的原油采出端与三通21的端口1相连接，三通的端口2通过排液阀20与排液六通43的端口1相连接，三通21的端口3与回压阀15的入口端相连接，回压阀15的出口端连接排液六通43的端口2，排液六通43的端口3和端口4分别连接液体计量器16和气体计量器17。

步骤四的步骤包括：

(1)对二维平面物理模型裸岩心进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度。

将中间容器6中装满模拟地层水，打开控制阀12和排液阀20，打开恒压恒速泵3和中间容器6，进行地层水驱实验即对岩心夹持密封装置42中的裸岩心进行饱和地层水，通过地层水流量积算仪9记录地层水的注入量为2000ml，结合液体计量器16的读数为1770.2ml，计算饱和水量为1229.8ml，然后计算孔隙度为30.37％；

(2)对二维平面物理模型岩心进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度。

关闭控制阀12，关闭恒压恒速泵3和中间容器6，打开原油控制阀11，打开原油恒压恒速泵2和原油活塞容器5，进行原油驱地层水即对岩心夹持密封装置42中的裸岩心进行饱和油，通过原油流量积算仪8记录原油的注入量为2000ml，液体计量器16记录原油的出液量为1114.5ml，进而计算饱和油量为885.5ml，最后计算原始含油饱和度为72.0％。

(3)对二维平面物理模型裸岩心进行某一回压下的二氧化碳驱油，监测不同测压点的驱动状况，通过压力监测器观察压力分布情况，确定二氧化碳混相驱的区域，记录采收率。

实验过程中实际使用的压力监测器的情况如图6所示，由于在理论上沿着注入端到采出端的主流通道两侧的压力分布是对称的，所以在布设压力监测点的时候考虑到这一情况，本实验的压力监测点的布设如图6所示，压力监测点为沿上盖的对角线对称设置。

关闭原油控制阀11，关闭原油恒压恒速泵2和原油活塞容器5，关闭排液阀20，打开二氧化碳控制阀10，打开二氧化碳恒压恒速泵1和二氧化碳存储罐4，设定回压阀15的压力P1为28.5MPa，此压力仅低于地层破裂压力0.3MPa，进行该回压下的二氧化碳驱油实验，通过细管混相监测器14观察二氧化碳与原油的混相情况，得到最终采收率E1为71.26％，实验过程中发现，虽然实验中设定的回压为28.5MPa，而该储层的地层破裂压力为28.8MPa，但是岩心局部区域压力达到了28.9MPa，这样在实际储层驱替过程中就会使得地层破裂。

(4)重复步骤(2)和步骤(3)，得到不同回压下的采收率。最终得到系统回压P2为28MPa时的最终采收率E2为68.1％，实验过程中出现局部区域压力大于地层破裂压力28.8MPa，但是区域范围比回压为28.5MPa时较小；系统回压P3为27.5MPa时的最终采收率E3为67.3％，实验过程中未发现压力大于底层破裂压力28.8MPa的区域；系统回压P4为27MPa时的最终采收率E4为62.5％，实验过程中未发现压力大于底层破裂压力28.8MPa的区域；系统回压P5为26MPa时的最终采收率E5为59.2％，实验过程中未发现压力大于底层破裂压力28.8MPa的区域；系统回压P6为25MPa时的最终采收率E6为55.4％，实验过程中未发现压力大于底层破裂压力28.8MPa的区域。

(5)绘制在地层破裂压力下能够获得最大采收率时的压力分布图即注采井间驱动状况分布图。

由步骤(5)的实验结果能够得到在地层破裂压力下能够获得最大采收率时的压力为27.5MPa。通过压力监测器观察压力分布情况，绘制驱替结束时压力分布图，如图7所示；进而分析各部分的驱动情况，当所测岩心压力大于最小混相压力，则此处为二氧化碳混相驱；当所测岩心压力小于最小混相压力，则此处为非二氧化碳混相驱。

由于在布设压力监测器时考虑的岩心驱替的对称性，因此在压力的测试结果也应用岩心的对称性，即压力的分布在岩心对角线两侧对称分布。

由压力分布图及步骤一得到的该储层二氧化碳与原油的最小混相压力能够看出，在注入井附近能够实现二氧化碳混相驱，在远离注入井区域无法实现混相驱，即在压力大于二氧化碳与原油最小混相压力的区域能够实现混相驱，在压力低于二氧化碳与原油的最小混相压力的区域不能够实现混相驱，二氧化碳混相驱区域分布图如图8所示。

步骤七：改变夹持密封装置中二氧化碳注入端、原油采出端的位置，原油采出端设置于二氧化碳注入端四周

根据步骤六中得到的压力分布图，可知近井区域为二氧化碳混相驱，远井地带没有达到混相驱，且混相区域较小，所以将二氧化碳注入端位置设置在岩心压力小于最小混相压力的区域，即非混相区域，四个端点为采出井，其注采分布图如图9所示。

步骤八、进行二氧化碳驱替，控制回压压力值为步骤六中获得的最大回压值即27.5MPa，获取此时岩心的采收率，及岩心各处压力分布情况，绘制压力分布图。

通过压力监测器观察压力分布情况，绘制驱替结束时压力分布图，如图10所示，进而分析各部分的二氧化碳混相驱情况。

该储层的最小混相压力为27.7MPa，所以结合图10绘制二氧化碳混相驱区域图，如图11所示。

图11和图8相比较，二氧化碳混相驱的区域明显增大，说明转换注入方式改善该区域的驱动状况。

经过测试，通过转换注入，最终采收率为70.1％，较转换之前的62.5％提高了7.6个百分点。因而，可以得出通过转换注入方式，能够提高原油采收率。

Claims (5)

1.一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤一：测试模拟岩心的最小混相压力；所述的步骤一包括以下步骤：

(11)制作填砂细管；

(12)对填砂细管进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度；

(13)对填砂细管进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度；

(14)对填砂细管进行某一回压下的二氧化碳驱油，通过细管混相监测器观察二氧化碳与原油的混相情况，记录采收率；

(15)重复步骤(13)和步骤(14)，得到不同回压下的采收率；

(16)绘制压力与采收率关系曲线，确定二氧化碳与原油的最小混相压力；

步骤二：制备二维平面物理模型岩心；

步骤三：将所述二维平面物理模型岩心安装到夹持密封装置中；

步骤四：设置夹持密封装置一端为二氧化碳注入端，另一端为原油采出端；

步骤五：对二维平面物理模型岩心进行二氧化碳驱替，测得不同回压下的二氧化碳驱油的采收率；所述的步骤五包括以下步骤：

(51)对二维平面物理模型岩心进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度；

(52)对二维平面物理模型岩心进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度；

(53)对二维平面物理模型岩心进行某一回压下的二氧化碳驱油，通过压力监测器观察岩心各处压力分布情况，记录采收率；

(54)重复步骤(52)和步骤(53)，得到不同回压下的采收率；

步骤六：选取最大采收率时的回压为最大回压，获取岩心各处压力分布情况；

步骤七：改变夹持密封装置的二氧化碳注入端、原油采出端位置；所述步骤七中二氧化碳注入端位置设置在步骤六中岩心压力小于最小混相压力的区域；所述步骤七中原油采出端位置设置在二氧化碳注入端四周；

步骤八：再次对二维平面物理模型岩心进行二氧化碳驱替，控制回压压力为步骤六中获得的最大回压，获取此时岩心的采收率；所述的步骤八包括以下步骤：

(81)对二维平面物理模型岩心进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度；

(82)对二维平面物理模型岩心进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度；

(83)控制回压压力为步骤六中获得的最大回压，对二维平面物理模型岩心进行二氧化碳驱油，通过压力监测器观察岩心各处压力分布情况，记录此时岩心的采收率。

2.根据权利要求1所述的改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，其特征在于，所述步骤五中的回压取值在岩心破裂压力以下。

3.根据权利要求1所述的改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，其特征在于，所述的步骤三包括以下步骤：

(1)对二维平面物理模型岩心进行钻孔；

(2)将钻完孔的二维平面物理模型装入夹持密封装置中；

(3)夹持密封装置的上盖处设有多个外连接器，分别压入二维平面物理模型的钻孔中；

(4)确定岩心测压点，在岩心测压点对应的外连接器外部设置压力检测器。

4.一种采用如权利要求1所述的改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法的实验装置，其特征在于，包括：夹持密封装置，所述夹持密封装置具有外接连接器；二氧化碳输入装置；原油输入装置；地层水输入装置；所述二氧化碳输入装置、原油输入装置、地层水输入装置与岩心夹持密封装置输入端相连；液体计量器；气体计量器；回压阀；所述回压阀一端与岩心夹持密封装置输出端相连，另一端与液体计量器和气体计量器相连。

5.根据权利要求4所述的实验装置，其特征在于，所述外接连接器设置在夹持密封装置的上盖上，压力检测装置与外接连接器相连。