CN106884635A - 一种低、特低渗透油藏co2驱最小混相压力的测定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，包括步骤：1)选取物理模型岩心；2)物理模型岩心防腐蚀处理；3)物理模型岩心加环压和抽真空；4)测量物理模型岩心孔隙体积，计算物理模型岩心孔隙度；5)加热物理模型岩心至目标地层温度，水测渗透率；6)模拟饱和油过程，记录饱和模拟油体积，计算原始含油饱和度；7)模拟CO2驱替，记录驱替压力、出口端液体和气体体积，计算CO2驱采收率；8)更换相同渗透率的物理模型岩心，重复步骤1)～7)，得到不同驱替压力及回压条件下CO2驱采收率；9)绘制CO2驱采收率与回压的关系曲线，关系曲线上采收率拐点对应的回压为低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力。
Description
技术领域
本发明属于低渗透油藏CO2驱开发技术领域，尤其涉及一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法。
背景技术
国内外众多学者研究表明，在诸多提高采收率的方法中，CO2混相驱占有重要的地位，在美国、加拿大等地区采用CO2混相驱提高采收率取得了巨大成功。而随着我国CO2气源的不断发现以及CO2捕集技术的成熟，在我国CO2混相驱技术也将成为一种经济有效的提高采收率技术。CO2的混相是一个动态多级接触混相的过程，即在流动过程中依靠注入的CO2与地层原油的反复接触引起的组分传质达到混相。室内实验研究证实，CO2与原油在达到混相后，界面张力降低直到趋于零，驱油效率可以达到90％以上。要想实施CO2混相驱，首先要明确CO2混相驱的最小混相压力，只有当驱替压力高于最小混相压力时才可以实现CO2与原油的混相。
目前，最小混相压力的确定方法主要分实验测定和理论计算两大类。实验测定方法包括细管实验法、界面张力消失法和升泡仪法等，理论计算方法包括测图版法、经验公式预测法、状态方程计算法等。其中，细管实验是在细管模型中进行的模拟驱替实验，细管模型是一个简化的一维物理模型，即在一根不锈钢长细管内部均匀填充未胶结石英砂粒或玻璃珠；细管实验法因其应用最为广泛，几乎成为公认的测定最小混相压力的方法。然而，考虑到(特)低渗透油藏储层物性较差、非均质严重等特点，采用细管实验法测定最小混相压力存在诸多弊端：
1、实际储层往往存在不同程度的胶结，粒径也并非均匀分布，因此细管模型并不能模拟真实的油层条件，实际上，细管模型的孔喉尺寸与真实储层的孔喉尺寸通常存在数量级上的差距，导致细管模型测定的最小混相压力并不能真实反映储层条件下CO2与原油的混相能力；
2、(特)低渗透油藏储层的渗透性较差，储层渗透率通常小于100×10-3μm2，而填充细管模型所需的石英砂或玻璃珠通常粒径较大，所填出的细管模型的渗透率通常在上千毫达西以上，根本无法模拟低渗透储层；
3、在实际油藏尤其是(特)低渗透油藏中往往存在严重的粘性指进和储层非均质性，而细管模型中由于填充的是均匀的石英砂或玻璃珠，排除了流度比、粘性指进、重力分离、储层非均质等因素的影响，导致细管模型测定的最小混相压力并不能真实反映储层条件下的混相压力；
4、从实验操作角度来说，测定最小混相压力时需要进行多组重复性驱替实验，而在细管实验操作过程中，细管模型往往是重复利用的，因此在每次驱替实验开始时需要用甲苯、石油醚等试剂进行清洗，不仅操作繁琐，而且若上述试剂未被彻底清除，其残留物会对后续实验造成影响，导致无法精确测定最小混相压力。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，能够在室内精确模拟低渗透油藏储层流体及物性条件，避免现有细管实验测定低渗透油藏CO2驱最小混相压力的各种弊端，从而在室内更精确地测定(特)低渗透油藏CO2驱的最小混相压力。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，包括以下步骤：
1)选取满足孔隙度和渗透率要求的低渗透、特低渗透岩心作为室内测定低渗透、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的物理模型岩心，并对物理模型岩心进行烘干，测量物理模型岩心的长宽高，计算物理模型岩心的视体积；
2)对物理模型岩心进行防腐蚀处理；
3)对经过防腐蚀处理的物理模型岩心加环压和抽真空；
4)向物理模型岩心中注入饱和地层水，测量物理模型岩心的孔隙体积，并计算物理模型岩心的孔隙度；
5)将物理模型岩心加热至目标地层温度，保持恒温12小时以上，并水测渗透率；
6)设定物理模型岩心的出口压力和模拟油注入速度，向物理模型岩心中加回压恒速饱和模拟油；在饱和油的同时逐级增加环压，使得环压高于物理模型岩心内部压力2.5～3MPa；待物理模型岩心不再出水并恒定出油时，饱和油过程结束，记录饱和模拟油体积，并计算原始含油饱和度；
7)设定物理模型岩心出口压力和CO2注入速度，向物理模型岩心中恒速注入CO2，直至注入1.2倍孔隙体积的CO2为止，记录驱替压力、出口端液体和气体体积，计算CO2驱采收率；
8)更换相同渗透率的低渗透、特低渗透岩心作为物理模型岩心，并逐渐增加物理模型岩心的出口压力，重复步骤1)～7)，得到不同驱替压力及回压条件下CO2驱的采收率；
9)绘制CO2驱采收率与回压的关系曲线，并在采收率与回压关系曲线上寻找采收率的拐点，此拐点所对应的回压即为低渗透、特低渗透油藏CO2驱的最小混相压力。
所述步骤1)中满足孔隙度和渗透率要求的低渗透、特低渗透岩心是指与目标区块油藏储层孔隙度和渗透率相同的天然露头岩心或人造岩心，要求岩心孔隙度在10％～20％之间，岩心渗透率在1×10-3μm2～100×10-3μm2之间，岩心长度为10～100cm。
所述步骤2)中的防腐蚀处理是在在物理模型岩心表面均匀涂抹环氧树脂涂层。
所述步骤3)中加环压压力为5～6MPa；抽真空时间为8～12小时。
直接利用目标区块油藏的井流物作为模拟油；或者，在无法获得井流物样品的情况下，根据目标区块油藏的井流物组成，配制能精确模拟目标区块油藏井流物组成的模拟油；
根据目标区块油藏的井流物组成配制模拟油，具体包括以下步骤：
①根据目标油田区块取样井的井流物组成，将目标区块油藏的脱水脱气原油以及烃类气体按照一定比例加入高温高压PVT装置，充分搅拌混合，配制成模拟油；
②采用高温高压PVT装置对模拟油进行高压物性分析，包括单次脱气实验、恒质膨胀实验、粘度测试实验，测得模拟油的粘度、密度、饱和压力，原油高压物性分析实验操作流程遵循行业标准SY/T 6481-2000；
③将地层原油与模拟油的粘度、密度、饱和压力数据进行对比分析，得到模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力误差；
④如果配制的模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力的误差精度均在5％范围以内，即认为模拟油精确模拟了目标区块取样井的井流物组成，误差精度满足要求；否则，重复步骤①～③。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，建立了室内测定(特)低渗透油藏CO2驱最小混相压力的物理模型，能够在室内精确模拟(特)低渗透油藏储层流体及物性特征，并在此基础上准确测定(特)低孔、(特)低渗条件(孔隙度10％～20％、渗透率1×10-3μm2～100×10-3μm2)下CO2与原油的最小混相压力，解决了细管模型无法模拟(特)低渗透油藏的储层物性条件的问题，可精确模拟低渗透油藏储层流体及物性，从而更精确地测定(特)低渗透油藏CO2驱的最小混相压力，与细管试验法相比，更接近实际储层情况，且实验具有可重复性，测量结果更为真实可靠。2、本发明的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，根据井流物组成配制模拟油，可精确模拟低渗透油藏储层流体及物性，从而更精确地测定(特)低渗透油藏CO2驱的最小混相压力，更接近实际储层情况，且实验具有可重复性，测量结果更为真实可靠。3、本发明的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，可广泛应用于精确测定(特)低渗透油藏CO2驱的最小混相压力，同时亦可用于测定不同渗透率岩心以及非均质岩心CO2驱的最小混相压力，进一步分析岩心渗透率、储层非均质性等因素对(特)低渗透油藏CO2混相驱替的影响。
附图说明
图1是本发明的低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定流程示意图；
图2是本发明实施例一的CO2驱采收率与回压关系曲线图；
图3是本发明实施例二的不同渗透率岩心CO2驱采收率与回压关系曲线图；
图4是本发明实施例三的非均质岩心CO2驱采收率与回压关系曲线图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
细管实验借助长距离运移可实现CO2多级接触混相，而通过尽量降低CO2注入速度，增加CO2与地层原油的接触时间，亦可在岩心尺度内实现CO2的混相驱替，从实验操作可行性上为本发明提供了基础。本发明的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，选取目标区块油藏的井流物或根据井流物组成配制的模拟油，选取与(特)低渗透油藏储层孔隙度和渗透率相同的天然岩心或人造岩心，在油藏温度条件下，通过改变驱替压力及回压，进行一系列CO2驱油室内驱替实验，绘制CO2驱采收率与回压的关系曲线，并在CO2驱采收率与回压关系曲线上寻找采收率的拐点，此拐点所对应的回压即为(特)低渗透油藏CO2驱的最小混相压力。
根据上述原理，本发明提供的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，具体包括以下步骤：
1)选取满足孔隙度和渗透率要求的(特)低渗透岩心作为室内测定(特)低渗透油藏CO2驱最小混相压力的物理模型岩心，并对物理模型岩心进行烘干，测量物理模型岩心的长宽高，计算物理模型岩心的视体积Vb。
其中，为了解决细管模型无法模拟(特)低渗透油藏的储层物性条件的问题，满足孔隙度和渗透率要求的(特)低渗透岩心是指与目标区块油藏储层孔隙度和渗透率相同的天然露头岩心或人造岩心，要求岩心孔隙度在10％～20％之间，岩心渗透率在1×10-3μm2～100×10-3μm2之间，岩心长度为10～100cm，可为柱状岩心或方岩心。此外，也可以采用具有不同渗透率级差的非均质岩心作为物理模型岩心。渗透率级差是最大渗透率与最小渗透率的比值，表明渗透率的分布范围及差异程度；渗透率级差越大,表示储层孔隙空间的非均质性越强；越接近l,储层孔隙空间的均质性越好。
2)对物理模型岩心进行防腐蚀处理：在物理模型岩心表面均匀涂抹环氧树脂涂层，防止CO2腐蚀岩心夹持器的胶皮筒。
3)对经过防腐蚀处理的物理模型岩心加环压和抽真空：将经过防腐蚀处理的物理模型岩心放入岩心夹持器中，加环压5～6MPa，并抽真空8～12小时。
4)向物理模型岩心中注入饱和地层水，测量物理模型岩心的孔隙体积Vp，并计算物理模型岩心的孔隙度φ＝Vp/Vb×100％。
5)将物理模型岩心加热至目标地层温度，保持恒温12小时以上，并水测渗透率。在本实施例中，采用恒温箱对物理模型岩心进行加热。
水测渗透率是在开展驱替实验前，向岩心中以0.1mL/min～1mL/min的恒定注入速度注入水，计量注入压力，然后根据达西公式K＝QμL/(A·Δp)计算岩心的渗透率。水测渗透率是岩心驱替实验流程中的一个环节，由于驱替实验选取的实验岩心是天然岩心或人工压制岩心，其渗透率只知道大概范围，例如在1～10mD之间，经过水测渗透率环节后方可精确测定岩心的渗透率。
6)设定物理模型岩心的出口压力和模拟油注入速度，向物理模型岩心中加回压恒速饱和模拟油；在饱和油的同时逐级增加环压，使得环压高于物理模型岩心内部压力2.5～3MPa；待物理模型岩心不再出水并恒定出油时，饱和油过程结束，记录饱和模拟油体积Voi，并计算原始含油饱和度Soi＝Voi/Vp×100％。
7)设定物理模型岩心出口压力和CO2注入速度，向物理模型岩心中恒速注入CO2，直至注入1.2倍孔隙体积的CO2为止，记录驱替压力、出口端液体和气体体积、累产油量Vo等实验数据，计算CO2驱采收率RCO2＝Vo/Voi×100％。
8)更换相同渗透率的(特)低渗透岩心作为物理模型岩心，并逐渐增加物理模型岩心的出口压力，重复步骤1)～7)，得到不同驱替压力及回压条件下CO2驱的采收率。
9)绘制CO2驱采收率与回压的关系曲线，并在采收率与回压关系曲线上寻找采收率的拐点，此拐点所对应的回压即为(特)低渗透油藏CO2驱的最小混相压力。
上述实施例中，最小混相压力与原油的组成关系密切，不同原油的最小混相压力差异较大，要想精确测定原油与CO2的最小混相压力，需要准确模拟地层原油。可以直接利用目标区块油藏的井流物作为模拟油，可准确测定最小混相压力；而在无法获得井流物样品的情况下，可以根据目标区块油藏的井流物组成，配制可精确模拟目标区块油藏井流物组成的模拟油。
根据目标区块油藏的井流物组成配制模拟油，具体包括以下步骤：
①根据目标油田区块取样井的井流物组成，将目标区块油藏的脱水脱气原油以及烃类气体按照一定比例加入高温高压PVT(PVT就是指压力(Pressure)-体积(Volume)-温度(Temperature)的关系)装置，充分搅拌混合，配制成模拟油；
②采用高温高压PVT装置对模拟油进行高压物性分析，包括单次脱气实验、恒质膨胀实验、粘度测试等实验，测得模拟油的粘度、密度、饱和压力等主要高压物性参数，原油高压物性分析实验操作流程遵循行业标准SY/T 6481-2000；
③将地层原油与模拟油的粘度、密度、饱和压力等数据进行对比分析，得到模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力误差；
④如果配制的模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力的误差精度均在5％范围以内，即可认为模拟油精确模拟了目标区块取样井的井流物组成，误差精度满足要求；否则，重复步骤①～③。
如图1所示，基于上述一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，本发明还提供了一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测试流程，其包括恒温箱、恒压恒速泵、岩心夹持器、储油罐、储水罐、CO2气罐、气液分离装置、液体计量装置、气体计量装置、压差变送器和数据采集控制系统；其中，岩心夹持器、储油罐、储水罐、CO2气罐、气液分离装置、液体计量装置以及气体计量装置均设置在恒温箱内；岩心夹持器用于夹持实验模型，岩心夹持器一端通过管道分别与储油罐、储水罐和CO2气罐相连接，另一端通过管道与气液分离装置相连接；储油罐、储水罐和CO2气罐均与位于恒温箱外部的恒压恒速泵相连接；气液分离装置同时与液体计量装置和气体计量装置相连接；数据采集控制系统用于采集实验数据，并对实验进行控制。岩心夹持器与气液分离装置之间还设置有回压控制阀；数据采集控制系统还包括压力传感器(图中未示出)，用于测量岩心夹持器前端的压力。
上述实施例中，恒温箱采用KDHW-Ⅱ型自控恒温箱，工作温度0～150℃；恒压恒速泵采用HAS-100HSB型恒压恒速泵，工作压力0～30MPa，控制流速0～20mL/min；岩心夹持器的尺寸为30×4.5×4.5cm3，工作压力0～35MPa；储油罐工作压力0～35MPa；储水罐工作压力0～35MPa；CO2气罐工作压力0～35MPa；回压控制阀工作压力0～35MPa；压差变送器工作压力0～35MPa。
上述实施例中，还包括井流物配制与模拟实验装置，其为法国ST公司出产的无汞可视化柱塞式高压PVT装置。
下面以三个具体实施例，对本发明的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法进行进一步说明。
实施例一：
采用本发明的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，测定某一目标油田区块油藏的CO2驱最小混相压力，具体包括以下步骤：
1)采用一系列人工压制的特低渗透岩心作为室内测定(特)低渗透油藏CO2驱最小混相压力的物理模型岩心，物理模型岩心的气测渗透率为5×10-3μm2，岩心尺寸为30×4.5×4.5cm3，并对物理模型岩心进行烘干，测量物理模型岩心的长宽高，计算物理模型岩心的视体积；
2)对物理模型岩心进行防腐蚀处理：在物理模型岩心表面均匀涂抹环氧树脂涂层，防止CO2腐蚀岩心夹持器的胶皮筒；
3)将经过防腐蚀处理的物理模型岩心放入岩心夹持器中，加环压5～6MPa，并抽真空8～12小时；
4)采用目标油田区块的地层水作为地层水及注入水，水的总矿化度为80063.14mg/L，硬度为4905.79mg/L；向物理模型岩心中注入饱和地层水，测量物理模型岩心的孔隙体积，并计算物理模型岩心的孔隙度；
5)实验在模拟地层温度60℃条件下进行，设定恒温箱温度为目标地层温度60℃，恒温12小时以上，水测渗透率；
6)使用目标油田区块脱气脱水原油与烃类气体配制成模拟油，模拟油的组分含量如下表1所示；
表1模拟油组分含量
在地层温度60℃、原始地层压力13MPa条件下，地层原油与模拟油的主要高压物性参数对比如表2所示，该模拟油能够较为准确的模拟目标区块油藏的井流物组成。
表2地层原油与模拟油的主要高压物性对比结果(60℃、13MPa)
| 主要高压物性参数 | 地层原油 | 模拟油 | 误差精度/％ |
| 饱和压力/MPa | 5.40 | 5.52 | 2.22 |
| 0.7816 | 0.7857 | 0.52 | |
| 粘度/mPa·s | 2.38 | 2.41 | 1.26 |
将物理模型岩心的出口端通过回压控制阀设定出口压力为14.1MPa，设定注入速度为0.05～0.1mL/min，加回压恒速饱和模拟油；在饱和油的同时逐级增加环压，使得环压高于物理模型岩心内部压力2.5～3MPa；待物理模型岩心出口端不再出水并恒定出油时，饱和油过程结束，记录饱和模拟油体积，并计算原始含油饱和度；
7)采用高纯度CO2作为注入气体，气体纯度为99.99％；物理模型岩心的出口端通过回压控制阀设定出口压力为14.1MPa，设定注入速度为0.1mL/min，恒速注入CO2，直至注入1.2倍孔隙体积的CO2为止，记录驱替压力、出口端液体和气体体积等实验数据，计算CO2驱采收率；
8)更换相同渗透率的(特)低渗透岩心作为物理模型岩心，重复步骤1)～6)；通过回压控制阀控制物理模型岩心出口压力为22.5MPa，得到不同驱替压力及回压条件下CO2驱的采收率，具体实验结果如表3所示；
表3(特)低渗透油藏CO2驱最小混相压力室内驱替实验结果
从表3可以看出，各实验组的(特)低渗透岩心储层物性大致相同，气测渗透率均为5×10-3μm2，岩心孔隙度在14％～17％之间，原始含油饱和度在42％～49％之间。在(特)低渗透油藏储层及流体物性大致相近的基础上，进行了不同回压条件下CO2驱替实验。当回压从14.1MPa增加至22.5MPa时，注入1.2倍孔隙体积的CO2过后，岩心的采收率从76.6％增大至92.2％。
9)绘制CO2驱采收率与回压的关系曲线，如图2所示。从图中可以看出，CO2驱采收率与回压的变化关系可分为两个阶段：(1)非混相阶段：在此阶段内，CO2驱采收率随着回压的增加而迅速增大；当回压从14.1MPa增加至16.8MPa时，CO2驱采收率从76.6％迅速增大至85.5％，CO2与原油处于非混相状态。(2)混相阶段：在此阶段内，随着回压的增加，CO2驱采收率增加的幅度很小；即当回压从19.5MPa增加至22.5MPa时，CO2驱采收率从90.9％增大至92.2％，采收率仅仅增大了1.3个百分点，说明在该阶段内CO2已与原油实现了动态混相。分别将非混相阶段内采收率与回压关系曲线以及混相阶段内采收率与回压关系曲线进行线性回归，得到两条趋势线。两条趋势线的交点为采收率的拐点，此拐点所对应的回压即为CO2与原油的最小混相压力。
根据上述岩心驱替实验方法测得该(特)低渗透油藏CO2驱的最小混相压力为18.4MPa。另据现场资料，该区块油藏细管实验法测得的最小混相压力为17.8MPa，其值小于本实验方法测得的最小混相压力。对比细管实验法与上述室内岩心驱替实验方法的优劣可知：
(1)在实际油藏条件下，CO2驱过程中不可避免会发生不利流度比、粘性指进、重力超覆等现象，导致CO2与原油混相的难度增大，直观表现为CO2与原油的最小混相压力增加。而细管实验法忽略了上述影响因素，其测量结果偏小。
(2)据现场资料，该细管模型的孔隙度为39％，气测渗透率为4.4μm2，与目标区块油藏特低孔、特低渗等储层物性特征相去甚远，无法代表真实油藏条件，其测量结果无法代表特低孔、特低渗条件下CO2与原油的混相能力。
综上所述，利用本发明提出的(特)低渗透油藏CO2驱最小混相压力的室内驱替实验测试方法，可以更为真实的反应实际油藏条件下CO2与原油的混相能力，测得的最小混相压力更为精确可靠。
实施例二：
在本实施例中，分别选用特低渗透岩心(气测渗透率5×10-3μm2)、低渗透岩心(气测渗透率20×10-3μm2)、中低渗透岩心(气测渗透率80×10-3μm2)作为物理模型岩心，采用本发明的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法测试不同渗透率条件下CO2与地层原油的最小混相压力，具体步骤与实施例一中基本相同，得到不同渗透率岩心最小混相压力测试实验结果如表4所示；绘制CO2驱采收率与回压的关系曲线，如图3所示。
表4不同渗透率岩心CO2驱最小混相压力测试实验结果
从表4及图3可以得出以下结论：(1)当注入了1.2倍孔隙体积的CO2过后，无论对于特低渗透岩心、低渗透岩心或是中低渗透岩心，在非混相阶段内，CO2驱采收率随着回压的增加而迅速增大；在混相阶段内，随着回压的增加，CO2驱采收率增加的幅度很小。(2)根据实施例一中确定最小混相压力的方法可知，特低渗透岩心模型CO2驱最小混相压力为18.4MPa，低渗透岩心模型CO2驱最小混相压力为18.6MPa，中低渗透岩心模型CO2驱最小混相压力为18.9MPa，即最小混相压力随着渗透率的增加而增大。
由图3还可看出，CO2驱采收率随着岩心渗透率的增加呈现先升高后降低趋势。在特低渗透岩心内，岩心的孔隙度低，孔喉细小，渗流通道迂曲度较高，液体在其中流动困难，极易产生指进，增大了CO2与原油的混相难度；中低渗透岩心由于孔喉直径较大，CO2驱替过程中突破速度较快，驱替前缘沿主流线突进，而驱替前缘突破后，岩心边角的原油不易被驱出，导致CO2混相驱的采收率较低。相对来讲，CO2在低渗透岩心中的混相效果最佳，注入的气体可与原油充分接触，CO2混相驱的采收率最高。
综上所述，岩心渗透率的大小会影响CO2与地层原油的动态混相，根据本发明所提供的室内驱替实验方法，不仅可准确测定不同渗透率岩心CO2驱的最小混相压力，还可进一步研究岩心渗透率对CO2混相驱的影响。
实施例三：
在本实施例中，分别选用均质岩心(气测渗透率5×10-3μm2)、渗透率级差为10的层内非均质岩心(低渗层渗透率5×10-3μm2、高渗层渗透率50×10-3μm2)、渗透率级差为30的层内非均质岩心(低渗层渗透率5×10-3μm2、高渗层渗透率150×10-3μm2)作为物理模型岩心，采用本发明的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法测试不同程度非均质岩心CO2与地层原油的最小混相压力，具体步骤与实施例一中基本相同，得到不同程度非均质岩心CO2驱最小混相压力测试实验结果如表5所示；绘制CO2驱采收率与回压的关系曲线，如图4所示。
表5储层非均质性对最小混相压力实验结果
从表5及图4可以得出以下结论：(1)当注入了1.2倍孔隙体积的CO2过后，无论对于均质岩心模型、或是不同渗透率级差的非均质岩心模型，在非混相阶段内，CO2驱采收率随着回压的增加而迅速增大；在混相阶段内，随着回压的增加，CO2驱采收率增加的幅度很小。(2)根据实施例1中确定最小混相压力的方法可知，均质岩心模型CO2驱最小混相压力为18.6MPa，渗透率级差为10的非均质岩心模型CO2驱最小混相压力为19.7MPa，渗透率级差为30的非均质岩心模型的CO2驱最小混相压力为20.1MPa。
由图4还可看出，CO2驱采收率随着渗透率级差的增加呈降低趋势。随着渗透率级差的增加，岩心的非均质性越强，气驱采收率越低。注入气体在油藏中的波及体积受非均质性的影响，由于高渗层与低渗层流动能力的差异，使得原油在高渗层的流动能力强于低渗层，导致低渗层的波及效率较低，而且这种差异随着渗透率级差的增大逐渐增强，渗透率级差越大，低渗层原油启动的越少，CO2混相驱的总采收率越低。
综上所述，储层的非均质性会影响CO2与地层原油的动态混相，而细管实验则无法测定储层非均质性条件下CO2驱的最小混相压力。根据本发明所提供的室内驱替实验方法，不仅可准确测定非均质岩心CO2驱的最小混相压力，还可进一步研究储层非均质性对CO2混相驱的影响。
上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、设置位置及其连接方式等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。
Claims (8)
1.一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，包括以下步骤：
1)选取满足孔隙度和渗透率要求的低渗透、特低渗透岩心作为室内测定低渗透、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的物理模型岩心，并对物理模型岩心进行烘干，测量物理模型岩心的长宽高，计算物理模型岩心的视体积；
2)对物理模型岩心进行防腐蚀处理；
3)对经过防腐蚀处理的物理模型岩心加环压和抽真空；
4)向物理模型岩心中注入饱和地层水，测量物理模型岩心的孔隙体积，并计算物理模型岩心的孔隙度；
5)将物理模型岩心加热至目标地层温度，保持恒温12小时以上，并水测渗透率；
6)设定物理模型岩心的出口压力和模拟油注入速度，向物理模型岩心中加回压恒速饱和模拟油；在饱和油的同时逐级增加环压，使得环压高于物理模型岩心内部压力2.5～3MPa；待物理模型岩心不再出水并恒定出油时，饱和油过程结束，记录饱和模拟油体积，并计算原始含油饱和度；
7)设定物理模型岩心出口压力和CO2注入速度，向物理模型岩心中恒速注入CO2，直至注入1.2倍孔隙体积的CO2为止，记录驱替压力、出口端液体和气体体积，计算CO2驱采收率；
8)更换相同渗透率的低渗透、特低渗透岩心作为物理模型岩心，并逐渐增加物理模型岩心的出口压力，重复步骤1)～7)，得到不同驱替压力及回压条件下CO2驱的采收率；
9)绘制CO2驱采收率与回压的关系曲线，并在采收率与回压关系曲线上寻找采收率的拐点，此拐点所对应的回压即为低渗透、特低渗透油藏CO2驱的最小混相压力。
2.如权利要求1所述的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，其特征在于，所述步骤1)中满足孔隙度和渗透率要求的低渗透、特低渗透岩心是指与目标区块油藏储层孔隙度和渗透率相同的天然露头岩心或人造岩心，要求岩心孔隙度在10％～20％之间，岩心渗透率在1×10-3μm2～100×10-3μm2之间，岩心长度为10～100cm。
3.如权利要求1或2所述的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，其特征在于，所述步骤2)中的防腐蚀处理是在在物理模型岩心表面均匀涂抹环氧树脂涂层。
4.如权利要求1或2所述的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，其特征在于，所述步骤3)中加环压压力为5～6MPa；抽真空时间为8～12小时。
5.如权利要求3所述的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，其特征在于，所述步骤3)中加环压压力为5～6MPa；抽真空时间为8～12小时。
6.如权利要求1或2或5所述的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，其特征在于，直接利用目标区块油藏的井流物作为模拟油；或者，在无法获得井流物样品的情况下，根据目标区块油藏的井流物组成，配制能精确模拟目标区块油藏井流物组成的模拟油；
根据目标区块油藏的井流物组成配制模拟油，具体包括以下步骤：
①根据目标油田区块取样井的井流物组成，将目标区块油藏的脱水脱气原油以及烃类气体按照一定比例加入高温高压PVT装置，充分搅拌混合，配制成模拟油；
②采用高温高压PVT装置对模拟油进行高压物性分析，包括单次脱气实验、恒质膨胀实验、粘度测试实验，测得模拟油的粘度、密度、饱和压力，原油高压物性分析实验操作流程遵循行业标准SY/T 6481-2000；
③将地层原油与模拟油的粘度、密度、饱和压力数据进行对比分析，得到模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力误差；
④如果配制的模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力的误差精度均在5％范围以内，即认为模拟油精确模拟了目标区块取样井的井流物组成，误差精度满足要求；否则，重复步骤①～③。
7.如权利要求3所述的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，其特征在于，直接利用目标区块油藏的井流物作为模拟油；或者，在无法获得井流物样品的情况下，根据目标区块油藏的井流物组成，配制能精确模拟目标区块油藏井流物组成的模拟油；
根据目标区块油藏的井流物组成配制模拟油，具体包括以下步骤：
①根据目标油田区块取样井的井流物组成，将目标区块油藏的脱水脱气原油以及烃类气体按照一定比例加入高温高压PVT装置，充分搅拌混合，配制成模拟油；
②采用高温高压PVT装置对模拟油进行高压物性分析，包括单次脱气实验、恒质膨胀实验、粘度测试实验，测得模拟油的粘度、密度、饱和压力，原油高压物性分析实验操作流程遵循行业标准SY/T 6481-2000；
③将地层原油与模拟油的粘度、密度、饱和压力数据进行对比分析，得到模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力误差；
④如果配制的模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力的误差精度均在5％范围以内，即认为模拟油精确模拟了目标区块取样井的井流物组成，误差精度满足要求；否则，重复步骤①～③。
8.如权利要求4所述的一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，其特征在于，直接利用目标区块油藏的井流物作为模拟油；或者，在无法获得井流物样品的情况下，根据目标区块油藏的井流物组成，配制能精确模拟目标区块油藏井流物组成的模拟油；
根据目标区块油藏的井流物组成配制模拟油，具体包括以下步骤：
①根据目标油田区块取样井的井流物组成，将目标区块油藏的脱水脱气原油以及烃类气体按照一定比例加入高温高压PVT装置，充分搅拌混合，配制成模拟油；
②采用高温高压PVT装置对模拟油进行高压物性分析，包括单次脱气实验、恒质膨胀实验、粘度测试实验，测得模拟油的粘度、密度、饱和压力，原油高压物性分析实验操作流程遵循行业标准SY/T 6481-2000；
③将地层原油与模拟油的粘度、密度、饱和压力数据进行对比分析，得到模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力误差；
④如果配制的模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力的误差精度均在5％范围以内，即认为模拟油精确模拟了目标区块取样井的井流物组成，误差精度满足要求；否则，重复步骤①～③。
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