CN107916915A - 高温高压条件下碳化水的驱替系统及其方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种高温高压条件下碳化水的驱替系统，包括依次连接的注入系统、驱替系统、模型系统和计量系统，所述驱替系统包括并联在所述注入系统和所述模型系统之间的水驱替系统、油驱替系统和碳化水驱替系统，所述碳化水为溶有CO₂的水溶液。与该驱替系统相对应的驱替步骤包括：建立岩心的初始含油饱和度和束缚水饱和度；对天然岩心进行水驱替，得到岩心的水驱采收率；对天然岩心进行碳化水驱替，得到水驱后岩心的碳化水驱采收率。本发明采用碳化水作为油藏的驱替流体，用于油藏水驱结束后高含水阶段提高油藏采收率的主要措施，有助于解决油藏注水开采后期剩余油残存，无法采出导致油藏采收率低和油藏经济效益差的问题。

Description

高温高压条件下碳化水的驱替系统及其方法

技术领域

本发明属于油气藏开发技术领域，具体涉及一种高温高压条件下碳化水的驱替系统及其方法。

背景技术

在油藏注水开发过程中，由于注入水波及效率低，对于一些油藏特别是强水湿油藏，水驱结束后存在大量以孤立油滴形式存在的剩余油，这些孤立油滴不能通过小吼道，这种现象被称为水锁效应。

目前，室内驱油实验普遍采用地层岩心或人造岩心作为研究对象，利用不同的流体在模拟地层条件下进行驱油实验，使用的仪器主要是驱替装置。根据驱替实验中使用的流体不同，驱替装置也会有一定的差别。经过大量调研，目前室内岩心驱替实验采用的驱替方式主要有水驱、CO₂驱、水气交替注入和CO₂泡沫驱等。

在水驱过程中，注入水会优先通过渗透率高，孔喉大的区域，无法波及到物性差的区域，形成优势水流通道，后续的注入水会优先通过优势通道，导致波及效率低，另外水锁效应导致注入水无法通过小孔喉，波及效率低，油藏中仍存在大量的剩余油。

在CO₂驱过程中，由于CO₂气体的高流动性和重力分异作用，再加上存在水锁效应，严重影响CO₂驱过程中油藏的采收率。CO₂驱一般在水驱之后，CO₂在注入过程中对设备会有严重的腐蚀，生产相同的原油，CO₂的需求量较大，如地层中存在裂缝，CO₂一旦进入裂缝发生气窜，气油比会快速上升，导致设备在高负荷下运行，造成设备损耗，减少使用寿命。由于很多油田处于偏远或者交通不便的地区，CO₂气源不充足，导致CO₂驱受限制。

在水气交替注入过程中，由于重力分异作用，CO₂气体会进入顶部，注入水则累积在下部，相对于CO₂驱来说，水气同时注入对剩余油有一定的驱替效果，但仍然无法解决水锁效应的影响。

CO₂泡沫驱旨在降低气体的流动性，提高气体的驱油效率，但泡沫薄膜的低吸水性及稳定性限制CO₂泡沫驱在油田中的使用。

以上几种室内驱油方式均存在一定问题，不能有效的解决水驱之后水锁效应对后续驱替流体的影响，造成油藏中存在大量的剩余油，最终采收率很低，油藏经济效益差。因此，急需开发一种新型的高温高压条件下碳化水的驱替系统及其方法，以解决现有技术存在的问题。

发明内容

为解决现有技术中存在的问题，本发明提供一种高温高压条件下碳化水的驱替系统，包括依次连接的注入系统、驱替系统、模型系统和计量系统，还包括恒温控制系统，所述驱替系统和所述模型系统设置在所述恒温控制系统的内部；所述驱替系统包括并联在所述注入系统和所述模型系统之间的水驱替系统、油驱替系统和碳化水驱替系统，所述碳化水为溶有CO₂的水溶液。

碳化水是在高压下将一定量的CO₂溶解在具有一定矿化度的地层水中形成的一种流体。由于碳化水中的CO₂在水中处于完全溶解的状态，碳化水在与原油接触的情况下，其溶解的CO₂由于扩散传质的作用进入原油，溶有CO₂的原油会导致原油的粘度下降，体积膨胀，加速原油从岩心中排出来。

恒温控制系统为恒温箱，主要用于放置活塞容器和模型系统，以模拟地层温度。采用恒温式电加热箱，通过顶部的两个高温循环分机推动热量循环流动，从而确保恒温箱内能够加热均匀，无死角，加热温度可达到150℃，采用PID调节控制温度，控温精度±1℃，工作室内尺寸为1500×800×750mm（长×宽×高），前后开门，内装照明灯，内胆采用不锈钢加工而成，为实验提供所需温度。

优选的是，所述碳化水驱替系统包括碳化水的制备系统；所述碳化水的制备系统包括三个活塞容器，分别为CO₂注入容器、水容器和搅拌容器，三个容器内均设置可上下运动的活塞；所述CO₂注入容器、水容器和搅拌容器均放置在所述恒温控制系统的内部。

在上述任一方案中优选的是，所述CO₂注入容器的上端有两个管口，其中一个管口通过管线依次与调压阀、高压储罐、气体增压泵和CO₂气源连接，另一个管口通过管线依次与回压阀和所述搅拌容器的下端连接；所述气体增压泵还连接空气压缩机；所述回压阀还通过管线依次连接回压容器和回压泵。

在上述任一方案中优选的是，所述CO₂气源与所述气体增压泵之间安装开关阀门Ⅰ；所述气体增压泵与所述高压储罐之间安装开关阀门Ⅱ；所述调压阀与所述CO₂注入容器之间安装开关阀门Ⅲ；所述气体增压泵与所述空气压缩机之间安装电磁阀；所述高压储罐上安装安全阀。

在上述任一方案中优选的是，所述CO₂气源、高压储罐、调压阀和回压阀的管线上均安装压力表。

在上述任一方案中优选的是，所述CO₂注入容器的下端通过管线与恒速恒压泵Ⅰ连接。

在上述任一方案中优选的是，所述水容器的上端通过管线与所述搅拌容器的下端连接，所述水容器的下端通过管线与恒速恒压泵Ⅱ连接。

在上述任一方案中优选的是，所述水容器内盛装地层水或活化水。

在上述任一方案中优选的是，所述搅拌容器的下端通过管线与所述模型系统的入口端连接，该管线上安装四通阀Ⅰ。

在上述任一方案中优选的是，所述搅拌容器的上端通过管线与所述注入系统连接，该管线上安装四通阀Ⅱ。

空气压缩机主要是对空气进行压缩，增压的空气一方面用于开启恒速恒压泵的气动阀，另一方面用于气体增压泵的动力。气体增压泵用于气体增压，采用普通压缩空气驱动，驱动压力为0.4-0.6MPa，工作时无电火花。选用SITEC气动增压泵，型号为GBD100，增压比为100:1，最大出口压力为600Bar，最大流量为40L/min。高压气体储罐的容积为2L，最大工作压力为60MPa，材质为316L。低压气体储罐为CO₂气源，为高纯的CO₂气体。连接在高压储罐的安全阀可作为安全控制系统，当储罐压力高于55MPa时，安全阀自动打开对储罐进行泄压。恒速恒压泵的型号为HAS-200HSB，流程范围为0.01-60ml/min，流量精度为0.01ml，单缸容积为200ml，工作压力为60MPa，主要用于为实验提供动力源，可连续无脉冲循环，并且能够恒速、恒压的工作。该恒速恒压泵计量准确、精度高，具有压力保护及位置上下限保护，泵头材料采用316L，具有抽吸、排液、预增压的功能，换向阀采用电磁阀控制气动阀。该泵自带RS485通讯，可由计算机直接控制，也可在操作屏幕上控制，主要用于碳化水中水和CO₂的比例注入以及对碳化水体系进行施压，并将碳化水注入天然岩心中。碳化水高压CO₂注入容器的容积为1L，最大工作压力为50MPa，材质为316L；高温高压水容器的容积为1L，最大工作压力为50MPa，材质为316L；高温高压碳化水搅拌容器的容积为2L，最大工作压力为50MPa，采用磁力搅拌机构，主要用于带动内部搅拌机构旋转搅拌，搅拌速度可调，搅拌速度范围为0-1000r/min，无极可调。

本发明中，碳化水的制备和注入过程如下：CO₂气源与气体增压泵相连，气体增压泵由与之相连的空气压缩机提供动力，打开开关阀门Ⅰ，气瓶中的CO₂进入气体增压泵，通过空气压缩机对进入气体增压泵的CO₂气体进行增压，增压后的CO₂气体由开关阀门Ⅱ控制，并进入高压储罐；高压储罐的上部设有安全阀，当高压储罐内的气体压力高于55MPa时，安全阀将开启，降低高压储罐内的压力，从而保证实验操作人员及设备的安全；关闭开关阀门Ⅰ、电磁阀和开关阀门Ⅱ；调节调压阀，根据实验要求调节所需压力，打开开关阀门Ⅲ，高压储罐中的CO₂气体进入CO₂注入容器中；关闭调压阀和开关阀门Ⅲ；CO₂由CO₂注入容器进入搅拌容器的压力由回压阀控制，根据实验所需压力，利用回压泵对回压容器进行施压，并通过回压阀设定压力；CO₂由CO₂注入容器进入搅拌容器的量由恒速恒压泵Ⅰ控制，恒速恒压泵Ⅰ与CO₂注入容器连接，通过设定一定的速度进行恒速驱替，即可将CO₂由CO₂注入容器注入到搅拌容器中；进入搅拌容器的地层水或活化水（添加表面活性剂）通过恒速恒压泵Ⅱ控制，恒速恒压泵Ⅱ与水容器连接，通过设定一定的速度进行恒速驱替，即可将地层水或活化水由水容器注入到搅拌容器中；通过恒速恒压泵Ⅰ和恒速恒压泵Ⅱ分别控制CO₂和地层水或活化水进入搅拌容器的比例，可得到所需浓度的碳化水溶液或碳化水与表面活性剂的混合溶液；打开四通阀，利用恒速恒压泵Ⅲ对搅拌容器内的流体进行加压，将体系加压至实验所需的压力，并打开搅拌容器的搅拌开关，以1000r/min的速度搅拌3h，保证CO₂完全溶解；搅拌结束后，关闭搅拌容器的搅拌开关；利用恒速恒压泵Ⅲ将搅拌容器内的碳化水注入到岩心夹持器中。碳化水可以在驱替实验开始前制备出来，也可以在驱替实验的过程中制备。

在上述任一方案中优选的是，所述水驱替系统包括活塞容器Ⅰ，该容器内盛装地层水；所述活塞容器Ⅰ的上端通过管线与所述模型系统的入口端连接，该管线上安装四通阀Ⅲ；所述活塞容器Ⅰ的下端通过管线与所述注入系统连接，该管线上安装四通阀Ⅳ。

在上述任一方案中优选的是，所述油驱替系统包括活塞容器Ⅱ，该容器内盛装地层原油；所述活塞容器Ⅱ的上端通过管线与所述模型系统的入口端连接，该管线上安装四通阀Ⅴ；所述活塞容器Ⅱ的下端通过管线与所述注入系统连接，该管线上安装四通阀Ⅵ。

在上述任一方案中优选的是，所述注入系统包括恒速恒压泵Ⅲ。

在上述任一方案中优选的是，所述模型系统包括岩心夹持器和恒速恒压泵Ⅳ，所述岩心夹持器内放置天然岩心，所述恒速恒压泵Ⅳ对所述天然岩心施加围压。根据实验条件和要求，可选择的岩心夹持器的规格和型号较多。本发明选用高温高压夹持器，φ25×600mm，长度可调，驱替压力60MPa，围压70MPa。

在上述任一方案中优选的是，所述岩心夹持器的入口端安装开关阀门Ⅳ，所述岩心夹持器的出口端安装开关阀门Ⅴ。

在上述任一方案中优选的是，所述岩心夹持器的入口端安装两个电子压力表，量程分别为10MPa和50MPa，量程为10MPa的电子压力表上安装控制阀门Ⅰ。

在上述任一方案中优选的是，所述岩心夹持器的出口端安装两个电子压力表，量程分别为10MPa和50MPa，量程为10MPa的电子压力表上安装控制阀门Ⅱ。

岩心夹持器的入口和出口分别安装两种量程的电子压力表，这两种电子压力表分别为量程10MPa、精度0.001MPa和量程50MPa、精度0.01MPa。当压力低于10MPa时，采用量程较小的10MPa的压力表进行测量，当实验过程中的压力大于10MPa时，控制阀门Ⅰ和控制阀门Ⅱ自动关闭，保护量程为10MPa的压力表，改用量程为50MPa的压力表进行测量。

本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统还可以连接数据采集控制系统，对驱替系统中各部件的操作以及驱替流程进行全程控制。该控制系统主要包括压力采集系统、数据采集软件等。压力采集系统的量程为50MPa、10MPa，计量精度为0.25%F.S。数据采集软件在win7操作环境下运行，采用VB编程，各个仪器和工作流程都显示在界面上，可实现人机对话，可实时采集所有的压力、温度、流量的数据，同时能够控制恒速恒压泵的运行。

本发明还提供一种高温高压条件下碳化水的驱替方法，使用上述任一项所述的高温高压条件下碳化水的驱替系统，按照先后顺序包括以下步骤：

步骤一：调试高温高压条件下碳化水的驱替系统，检查密封性；将天然岩心洗油、烘干、抽真空、饱和地层水后放入岩心夹持器中；打开恒速恒压泵Ⅳ对天然岩心施加围压并达到稳定状态；

步骤二：先打开四通阀Ⅲ、四通阀Ⅳ、开关阀门Ⅳ和开关阀门Ⅴ，再打开恒速恒压泵Ⅲ；恒速恒压泵Ⅲ以某一恒定压差或恒定流量对天然岩心进行水驱替；待岩心夹持器出口端流体的流量稳定后，记录岩心夹持器的入口压力、出口压力和出口流体流量；利用达西公式计算该恒定压差或恒定流量下岩心的水驱渗透率；

步骤三：重复上述步骤二至少两次，每次都改变恒速恒压泵Ⅲ的恒定压差或恒定流量；分别记录岩心夹持器的入口压力、出口压力和出口流体流量，并利用达西公式计算该恒定压差或恒定流量下岩心的水驱渗透率；将上述步骤二和步骤三中的数据取平均值，即得到岩心的水驱渗透率；

步骤四：关闭恒速恒压泵Ⅲ，除去管线中的水，关闭四通阀Ⅲ、四通阀Ⅳ；根据地层压力，设定岩心夹持器出口端的回压；

步骤五：先打开四通阀Ⅴ、四通阀Ⅵ，再打开恒速恒压泵Ⅲ；恒速恒压泵Ⅲ以某一恒定压差或恒定流量对天然岩心进行油驱替；待岩心夹持器出口端的含油率达到99%以上时，记录岩心夹持器的入口压力、出口压力、出口油流量和出口端排出的水量；利用达西公式计算束缚水饱和度下岩心的油相渗透率；所述出口端排出的水量用于计算原始含油饱和度和束缚水饱和度；

步骤六：关闭恒速恒压泵Ⅲ，除去管线中的油，关闭四通阀Ⅴ、四通阀Ⅵ；将饱和油后的天然岩心静置老化；通过上述步骤已建立完岩心的初始含油饱和度和束缚水饱和度；

步骤七：先打开四通阀Ⅲ、四通阀Ⅳ，再打开恒速恒压泵Ⅲ；恒速恒压泵Ⅲ以某一恒定压差或恒定流量对天然岩心进行水驱替；待岩心夹持器出口端的含水率达到99%以上时，记录岩心夹持器出口端排出的油量、气量，进而得到岩心的水驱采收率；关闭恒速恒压泵Ⅲ、四通阀Ⅲ、四通阀Ⅳ；

步骤八：先打开四通阀Ⅰ、四通阀Ⅱ，再打开恒速恒压泵Ⅲ；恒速恒压泵Ⅲ以某一恒定压差或恒定流量对天然岩心进行碳化水驱替；待岩心夹持器出口端不再排油时，记录岩心夹持器出口端的油量、水量、气量，进而获得水驱后岩心的碳化水驱采收率；关闭恒速恒压泵Ⅲ、四通阀Ⅰ、四通阀Ⅱ以及其他设备和阀门。

在步骤一结束后，步骤二开始前，需要对岩心夹持器抽真空。将岩心夹持器入口端的开关阀门Ⅳ关闭，将抽真空系统连接到出口端的开关阀门Ⅴ上，对岩心夹持器抽真空，抽真空结束后关闭开关阀门Ⅴ并移走抽真空系统，将计量系统连接至开关阀门Ⅴ上。抽真空系统由真空泵、真空表、真空缓冲容器、开关阀门和管线组成。真空泵的型号为2XZ-2，真空度为-0.1MPa；真空缓冲容器的型号为ZR-5，容积为600ml，透明可视。

本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统及其方法，操作简单合理、精度高，符合实际油藏的驱替情况。目前国内大部分油田处于高含水期，水驱之后油藏中仍然存在大量的剩余油无法采出。本发明采用碳化水作为油藏的驱替流体，用于油藏水驱结束后高含水阶段提高油藏采收率的主要措施，有助于解决油藏注水开采后期剩余油残存，无法采出导致油藏采收率低和油藏经济效益差的问题。以碳化水作为驱替流体有助于解决我国油气田注水开发后期水驱效果差，含水率高，剩余油无法采出的问题，对于今后研究油藏碳化水驱提高油藏采收率提供了有力支持。

附图说明

图1为按照本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统的一优选实施例示意图；

图2为按照本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统的图1所示实施例的碳化水的制备系统的示意图；

图3为按照本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统的图1所示实施例的水驱替系统的示意图；

图4为按照本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统的图1所示实施例的油驱替系统的示意图；

图5为按照本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统的图1所示实施例的注入系统的示意图；

图6为按照本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统的图1所示实施例的模型系统的示意图；

图7为按照本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统的图1所示实施例的对比实验结果曲线；

图8为按照本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统的另一优选实施例示意图。

图中标注说明：

1-碳化水驱替系统，101-CO₂注入容器，102-水容器，103-搅拌容器，104-调压阀，105-高压储罐，106-气体增压泵，107-CO₂气源，108-回压阀，109-回压容器，110-回压泵，111-空气压缩机，112-开关阀门Ⅰ，113-开关阀门Ⅱ，114-开关阀门Ⅲ，115-电磁阀，116-安全阀，117-恒速恒压泵Ⅰ，118-恒速恒压泵Ⅱ，119-四通阀Ⅰ，120-四通阀Ⅱ；

2-水驱替系统，201-活塞容器Ⅰ，202-四通阀Ⅲ，203-四通阀Ⅳ；

3-油驱替系统，301-活塞容器Ⅱ，302-四通阀Ⅴ，303-四通阀Ⅵ；

4-注入系统，401-恒速恒压泵Ⅲ；

5-模型系统，501-岩心夹持器，502-恒速恒压泵Ⅳ，503-天然岩心，504-开关阀门Ⅳ，505-开关阀门Ⅴ，506-控制阀门Ⅰ，507-控制阀门Ⅱ；

6-计量系统；

7-恒温控制系统；

8-数据采集控制系统。

具体实施方式

为了更进一步了解本发明的发明内容，下面将结合具体实施例详细阐述本发明。

实施例一：

如图1-6所示，按照本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统的一实施例，包括依次连接的注入系统4、驱替系统、模型系统5和计量系统6，还包括恒温控制系统7，所述驱替系统和所述模型系统设置在所述恒温控制系统的内部；所述驱替系统包括并联在所述注入系统4和所述模型系统5之间的水驱替系统2、油驱替系统3和碳化水驱替系统1，所述碳化水为溶有CO₂的水溶液。

碳化水是在高压下将一定量的CO₂溶解在具有一定矿化度的地层水中形成的一种流体。由于碳化水中的CO₂在水中处于完全溶解的状态，碳化水在与原油接触的情况下，其溶解的CO₂由于扩散传质的作用进入原油，溶有CO₂的原油会导致原油的粘度下降，体积膨胀，加速原油从岩心中排出来。

恒温控制系统为恒温箱，主要用于放置活塞容器和模型系统，以模拟地层温度。采用恒温式电加热箱，通过顶部的两个高温循环分机推动热量循环流动，从而确保恒温箱内能够加热均匀，无死角，加热温度可达到150℃，采用PID调节控制温度，控温精度±1℃，工作室内尺寸为1500×800×750mm（长×宽×高），前后开门，内装照明灯，内胆采用不锈钢加工而成，为实验提供所需温度。

所述碳化水驱替系统1包括碳化水的制备系统；所述碳化水的制备系统包括三个活塞容器，分别为CO₂注入容器101、水容器102和搅拌容器103，三个容器内均设置可上下运动的活塞；所述CO₂注入容器101、水容器102和搅拌容器103均放置在所述恒温控制系统7的内部。

所述CO₂注入容器101的上端有两个管口，其中一个管口通过管线依次与调压阀104、高压储罐105、气体增压泵106和CO₂气源107连接，另一个管口通过管线依次与回压阀108和所述搅拌容器103的下端连接；所述气体增压泵106还连接空气压缩机111；所述回压阀108还通过管线依次连接回压容器109和回压泵110。所述CO₂气源107与所述气体增压泵106之间安装开关阀门Ⅰ112；所述气体增压泵106与所述高压储罐105之间安装开关阀门Ⅱ113；所述调压阀104与所述CO₂注入容器101之间安装开关阀门Ⅲ114；所述气体增压泵106与所述空气压缩机111之间安装电磁阀115；所述高压储罐105上安装安全阀116。所述CO₂气源、高压储罐、调压阀和回压阀的管线上均安装压力表。所述CO₂注入容器101的下端通过管线与恒速恒压泵Ⅰ117连接。

所述水容器102的上端通过管线与所述搅拌容器103的下端连接，所述水容器102的下端通过管线与恒速恒压泵Ⅱ118连接。所述水容器内盛装地层水或活化水。

所述搅拌容器103的下端通过管线与所述模型系统5的入口端连接，该管线上安装四通阀Ⅰ119。所述搅拌容器103的上端通过管线与所述注入系统4连接，该管线上安装四通阀Ⅱ120。

空气压缩机主要是对空气进行压缩，增压的空气一方面用于开启恒速恒压泵的气动阀，另一方面用于气体增压泵的动力。气体增压泵用于气体增压，采用普通压缩空气驱动，驱动压力为0.4-0.6MPa，工作时无电火花。选用SITEC气动增压泵，型号为GBD100，增压比为100:1，最大出口压力为600Bar，最大流量为40L/min。高压气体储罐的容积为2L，最大工作压力为60MPa，材质为316L。低压气体储罐为CO₂气源，为高纯的CO₂气体。连接在高压储罐的安全阀可作为安全控制系统，当储罐压力高于55MPa时，安全阀自动打开对储罐进行泄压。恒速恒压泵的型号为HAS-200HSB，流程范围为0.01-60ml/min，流量精度为0.01ml，单缸容积为200ml，工作压力为60MPa，主要用于为实验提供动力源，可连续无脉冲循环，并且能够恒速、恒压的工作。该恒速恒压泵计量准确、精度高，具有压力保护及位置上下限保护，泵头材料采用316L，具有抽吸、排液、预增压的功能，换向阀采用电磁阀控制气动阀。该泵自带RS485通讯，可由计算机直接控制，也可在操作屏幕上控制，主要用于碳化水中水和CO₂的比例注入以及对碳化水体系进行施压，并将碳化水注入天然岩心中。碳化水高压CO₂注入容器的容积为1L，最大工作压力为50MPa，材质为316L；高温高压水容器的容积为1L，最大工作压力为50MPa，材质为316L；高温高压碳化水搅拌容器的容积为2L，最大工作压力为50MPa，采用磁力搅拌机构，主要用于带动内部搅拌机构旋转搅拌，搅拌速度可调，搅拌速度范围为0-1000r/min，无极可调。

本实施例中，碳化水的制备和注入过程如下：CO₂气源与气体增压泵相连，气体增压泵由与之相连的空气压缩机提供动力，打开开关阀门Ⅰ，气瓶中的CO₂进入气体增压泵，通过空气压缩机对进入气体增压泵的CO₂气体进行增压，增压后的CO₂气体由开关阀门Ⅱ控制，并进入高压储罐；高压储罐的上部设有安全阀，当高压储罐内的气体压力高于55MPa时，安全阀将开启，降低高压储罐内的压力，从而保证实验操作人员及设备的安全；关闭开关阀门Ⅰ、电磁阀和开关阀门Ⅱ；调节调压阀，根据实验要求调节所需压力，打开开关阀门Ⅲ，高压储罐中的CO₂气体进入CO₂注入容器中；关闭调压阀和开关阀门Ⅲ；CO₂由CO₂注入容器进入搅拌容器的压力由回压阀控制，根据实验所需压力，利用回压泵对回压容器进行施压，并通过回压阀设定压力；CO₂由CO₂注入容器进入搅拌容器的量由恒速恒压泵Ⅰ控制，恒速恒压泵Ⅰ与CO₂注入容器连接，通过设定一定的速度进行恒速驱替，即可将CO₂由CO₂注入容器注入到搅拌容器中；进入搅拌容器的地层水（还可添加表面活性剂）通过恒速恒压泵Ⅱ控制，恒速恒压泵Ⅱ与水容器连接，通过设定一定的速度进行恒速驱替，即可将地层水由水容器注入到搅拌容器中；通过恒速恒压泵Ⅰ和恒速恒压泵Ⅱ分别控制CO₂和地层水进入搅拌容器的比例，可得到所需浓度的碳化水溶液；打开四通阀，利用恒速恒压泵Ⅲ对搅拌容器内的流体进行加压，将体系加压至实验所需的压力，并打开搅拌容器的搅拌开关，以1000r/min的速度搅拌3h，保证CO₂完全溶解；搅拌结束后，关闭搅拌容器的搅拌开关；利用恒速恒压泵Ⅲ将搅拌容器内的碳化水注入到岩心夹持器中。碳化水可以在驱替实验开始前制备出来，也可以在驱替实验的过程中制备。

所述水驱替系统2包括活塞容器Ⅰ201，该容器内盛装地层水；所述活塞容器Ⅰ201的上端通过管线与所述模型系统5的入口端连接，该管线上安装四通阀Ⅲ202；所述活塞容器Ⅰ201的下端通过管线与所述注入系统4连接，该管线上安装四通阀Ⅳ203。

所述油驱替系统3包括活塞容器Ⅱ301，该容器内盛装地层原油；所述活塞容器Ⅱ301的上端通过管线与所述模型系统5的入口端连接，该管线上安装四通阀Ⅴ302；所述活塞容器Ⅱ301的下端通过管线与所述注入系统4连接，该管线上安装四通阀Ⅵ303。

所述注入系统4包括恒速恒压泵Ⅲ401。

所述模型系统5包括岩心夹持器501和恒速恒压泵Ⅳ502，所述岩心夹持器501内放置天然岩心503，所述恒速恒压泵Ⅳ502对所述天然岩心503施加围压。根据实验条件和要求，可选择的岩心夹持器的规格和型号较多。本实施例选用高温高压夹持器，φ25×600mm，长度可调，驱替压力60MPa，围压70MPa。所述岩心夹持器501的入口端安装开关阀门Ⅳ504，所述岩心夹持器501的出口端安装开关阀门Ⅴ505。所述岩心夹持器501的入口端安装两个电子压力表，量程分别为10MPa和50MPa，量程为10MPa的电子压力表上安装控制阀门Ⅰ506。所述岩心夹持器501的出口端安装两个电子压力表，量程分别为10MPa和50MPa，量程为10MPa的电子压力表上安装控制阀门Ⅱ507。

岩心夹持器的入口和出口分别安装两种量程的电子压力表，这两种电子压力表分别为量程10MPa、精度0.001MPa和量程50MPa、精度0.01MPa。当压力低于10MPa时，采用量程较小的10MPa的压力表进行测量，当实验过程中的压力大于10MPa时，控制阀门Ⅰ和控制阀门Ⅱ自动关闭，保护量程为10MPa的压力表，改用量程为50MPa的压力表进行测量。

本实施例还提供一种高温高压条件下碳化水的驱替方法，使用上述任一项所述的高温高压条件下碳化水的驱替系统，按照先后顺序包括以下步骤：

步骤一：调试高温高压条件下碳化水的驱替系统，检查密封性；将天然岩心洗油、烘干、抽真空、饱和地层水后放入岩心夹持器中；打开恒速恒压泵Ⅳ对天然岩心施加围压并达到稳定状态；

步骤二：先打开四通阀Ⅲ、四通阀Ⅳ、开关阀门Ⅳ和开关阀门Ⅴ，再打开恒速恒压泵Ⅲ；恒速恒压泵Ⅲ以某一恒定压差或恒定流量对天然岩心进行水驱替；待岩心夹持器出口端流体的流量稳定后，记录岩心夹持器的入口压力、出口压力和出口流体流量；利用达西公式计算该恒定压差或恒定流量下岩心的水驱渗透率；

步骤三：重复上述步骤二至少两次，每次都改变恒速恒压泵Ⅲ的恒定压差或恒定流量；分别记录岩心夹持器的入口压力、出口压力和出口流体流量，并利用达西公式计算该恒定压差或恒定流量下岩心的水驱渗透率；将上述步骤二和步骤三中的数据取平均值，即得到岩心的水驱渗透率；

步骤四：关闭恒速恒压泵Ⅲ，除去管线中的水，关闭四通阀Ⅲ、四通阀Ⅳ；根据地层压力，设定岩心夹持器出口端的回压；

步骤五：先打开四通阀Ⅴ、四通阀Ⅵ，再打开恒速恒压泵Ⅲ；恒速恒压泵Ⅲ以某一恒定压差或恒定流量对天然岩心进行油驱替；待岩心夹持器出口端的含油率达到99%以上时，记录岩心夹持器的入口压力、出口压力、出口油流量和出口端排出的水量；利用达西公式计算束缚水饱和度下岩心的油相渗透率；所述出口端排出的水量用于计算原始含油饱和度和束缚水饱和度；

步骤六：关闭恒速恒压泵Ⅲ，除去管线中的油，关闭四通阀Ⅴ、四通阀Ⅵ；将饱和油后的天然岩心静置老化；通过上述步骤已建立完岩心的初始含油饱和度和束缚水饱和度；

步骤七：先打开四通阀Ⅲ、四通阀Ⅳ，再打开恒速恒压泵Ⅲ；恒速恒压泵Ⅲ以某一恒定压差或恒定流量对天然岩心进行水驱替；待岩心夹持器出口端的含水率达到99%以上时，记录岩心夹持器出口端排出的油量、气量，进而得到岩心的水驱采收率；关闭恒速恒压泵Ⅲ、四通阀Ⅲ、四通阀Ⅳ；

步骤八：先打开四通阀Ⅰ、四通阀Ⅱ，再打开恒速恒压泵Ⅲ；恒速恒压泵Ⅲ以某一恒定压差或恒定流量对天然岩心进行碳化水驱替；待岩心夹持器出口端不再排油时，记录岩心夹持器出口端的油量、水量、气量，进而获得水驱后岩心的碳化水驱采收率；关闭恒速恒压泵Ⅲ、四通阀Ⅰ、四通阀Ⅱ以及其他设备和阀门。

在步骤一结束后，步骤二开始前，需要对岩心夹持器抽真空。将岩心夹持器入口端的开关阀门Ⅳ关闭，将抽真空系统连接到出口端的开关阀门Ⅴ上，对岩心夹持器抽真空，抽真空结束后关闭开关阀门Ⅴ并移走抽真空系统，将计量系统连接至开关阀门Ⅴ上。抽真空系统由真空泵、真空表、真空缓冲容器、开关阀门和管线组成。真空泵的型号为2XZ-2，真空度为-0.1MPa；真空缓冲容器的型号为ZR-5，容积为600ml，透明可视。

本实施例的高温高压条件下碳化水的驱替系统及其方法，操作简单合理、精度高，符合实际油藏的驱替情况。目前国内大部分油田处于高含水期，水驱之后油藏中仍然存在大量的剩余油无法采出。本实施例采用碳化水作为油藏的驱替流体，用于油藏水驱结束后高含水阶段提高油藏采收率的主要措施，有助于解决油藏注水开采后期剩余油残存，无法采出导致油藏采收率低和油藏经济效益差的问题。以碳化水作为驱替流体有助于解决我国油气田注水开发后期水驱效果差，含水率高，剩余油无法采出的问题，对于今后研究油藏碳化水驱提高油藏采收率提供了有力支持。

为了进一步说明本实施例的驱替效果，发明人将水驱后的CO₂驱、CO₂泡沫驱和CO₂水溶液驱做对比实验，三种渗吸过程采用的待测岩心在同一块岩石上钻取，物理性质非常接近，待测岩心的尺寸相同，对比实验结果如图7所示。从图7的对比曲线可以明显看出，采用水驱后CO₂水溶液驱的方式，得到的采收率明显提高。

实施例二：

如图8所示，按照本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统的另一实施例，系统的组成、各部件之间的连接关系、驱替原理、有益效果等均与实施例一相同，不同的是，本实施的系统还连接数据采集控制系统8，对驱替系统中各部件的操作以及驱替流程进行全程控制。该控制系统主要包括压力采集系统、数据采集软件等。压力采集系统的量程为50MPa、10MPa，计量精度为0.25%F.S。数据采集软件在win7操作环境下运行，采用VB编程，各个仪器和工作流程都显示在界面上，可实现人机对话，可实时采集所有的压力、温度、流量的数据，同时能够控制恒速恒压泵的运行。

本领域技术人员不难理解，本发明的高温高压条件下碳化水的驱替系统及其方法包括上述本发明说明书的发明内容和具体实施方式部分以及附图所示出的各部分的任意组合，限于篇幅并为使说明书简明而没有将这些组合构成的各方案一一描述。凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种高温高压条件下碳化水的驱替系统，包括依次连接的注入系统、驱替系统、模型系统和计量系统，还包括恒温控制系统，所述驱替系统和所述模型系统设置在所述恒温控制系统的内部，其特征在于：所述驱替系统包括并联在所述注入系统和所述模型系统之间的水驱替系统、油驱替系统和碳化水驱替系统，所述碳化水为溶有CO₂的水溶液。

2.如权利要求1所述的高温高压条件下碳化水的驱替系统，其特征在于：所述碳化水驱替系统包括碳化水的制备系统；所述碳化水的制备系统包括三个活塞容器，分别为CO₂注入容器、水容器和搅拌容器，三个容器内均设置可上下运动的活塞；所述CO₂注入容器、水容器和搅拌容器均放置在所述恒温控制系统的内部。

3.如权利要求2所述的高温高压条件下碳化水的驱替系统，其特征在于：所述CO₂注入容器的上端有两个管口，其中一个管口通过管线依次与调压阀、高压储罐、气体增压泵和CO₂气源连接，另一个管口通过管线依次与回压阀和所述搅拌容器的下端连接；所述气体增压泵还连接空气压缩机；所述回压阀还通过管线依次连接回压容器和回压泵。

4.如权利要求3所述的高温高压条件下碳化水的驱替系统，其特征在于：所述CO₂气源与所述气体增压泵之间安装开关阀门Ⅰ；所述气体增压泵与所述高压储罐之间安装开关阀门Ⅱ；所述调压阀与所述CO₂注入容器之间安装开关阀门Ⅲ；所述气体增压泵与所述空气压缩机之间安装电磁阀；所述高压储罐上安装安全阀。

5.如权利要求4所述的高温高压条件下碳化水的驱替系统，其特征在于：所述CO₂气源、高压储罐、调压阀和回压阀的管线上均安装压力表。

6.如权利要求5所述的高温高压条件下碳化水的驱替系统，其特征在于：所述CO₂注入容器的下端通过管线与恒速恒压泵Ⅰ连接。

7.如权利要求2所述的高温高压条件下碳化水的驱替系统，其特征在于：所述水容器的上端通过管线与所述搅拌容器的下端连接，所述水容器的下端通过管线与恒速恒压泵Ⅱ连接。

8.如权利要求7所述的高温高压条件下碳化水的驱替系统，其特征在于：所述水容器内盛装地层水或活化水。

9.如权利要求2所述的高温高压条件下碳化水的驱替系统，其特征在于：所述搅拌容器的下端通过管线与所述模型系统的入口端连接，该管线上安装四通阀Ⅰ。

10.一种高温高压条件下碳化水的驱替方法，使用权利要求1-9中任一项所述的高温高压条件下碳化水的驱替系统，按照先后顺序包括以下步骤：

步骤一：调试高温高压条件下碳化水的驱替系统，检查密封性；将天然岩心洗油、烘干、抽真空、饱和地层水后放入岩心夹持器中；打开恒速恒压泵Ⅳ对天然岩心施加围压并达到稳定状态；

步骤二：先打开四通阀Ⅲ、四通阀Ⅳ、开关阀门Ⅳ和开关阀门Ⅴ，再打开恒速恒压泵Ⅲ；恒速恒压泵Ⅲ以某一恒定压差或恒定流量对天然岩心进行水驱替；待岩心夹持器出口端流体的流量稳定后，记录岩心夹持器的入口压力、出口压力和出口流体流量；利用达西公式计算该恒定压差或恒定流量下岩心的水驱渗透率；

步骤三：重复上述步骤二至少两次，每次都改变恒速恒压泵Ⅲ的恒定压差或恒定流量；分别记录岩心夹持器的入口压力、出口压力和出口流体流量，并利用达西公式计算该恒定压差或恒定流量下岩心的水驱渗透率；将上述步骤二和步骤三中的数据取平均值，即得到岩心的水驱渗透率；

步骤四：关闭恒速恒压泵Ⅲ，除去管线中的水，关闭四通阀Ⅲ、四通阀Ⅳ；根据地层压力，设定岩心夹持器出口端的回压；

步骤五：先打开四通阀Ⅴ、四通阀Ⅵ，再打开恒速恒压泵Ⅲ；恒速恒压泵Ⅲ以某一恒定压差或恒定流量对天然岩心进行油驱替；待岩心夹持器出口端的含油率达到99%以上时，记录岩心夹持器的入口压力、出口压力、出口油流量和出口端排出的水量；利用达西公式计算束缚水饱和度下岩心的油相渗透率；

步骤六：关闭恒速恒压泵Ⅲ，除去管线中的油，关闭四通阀Ⅴ、四通阀Ⅵ；将饱和油后的天然岩心静置老化；通过上述步骤已建立完岩心的初始含油饱和度和束缚水饱和度；

步骤七：先打开四通阀Ⅲ、四通阀Ⅳ，再打开恒速恒压泵Ⅲ；恒速恒压泵Ⅲ以某一恒定压差或恒定流量对天然岩心进行水驱替；待岩心夹持器出口端的含水率达到99%以上时，记录岩心夹持器出口端排出的油量、气量，进而得到岩心的水驱采收率；关闭恒速恒压泵Ⅲ、四通阀Ⅲ、四通阀Ⅳ；

步骤八：先打开四通阀Ⅰ、四通阀Ⅱ，再打开恒速恒压泵Ⅲ；恒速恒压泵Ⅲ以某一恒定压差或恒定流量对天然岩心进行碳化水驱替；待岩心夹持器出口端不再排油时，记录岩心夹持器出口端的油量、水量、气量，进而获得水驱后岩心的碳化水驱采收率；关闭恒速恒压泵Ⅲ、四通阀Ⅰ、四通阀Ⅱ以及其他设备和阀门。