CN108194065B - 利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法 - Google Patents

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CN108194065B CN201810053938.8A CN201810053938A CN108194065B CN 108194065 B CN108194065 B CN 108194065B CN 201810053938 A CN201810053938 A CN 201810053938A CN 108194065 B CN108194065 B CN 108194065B
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Abstract

本发明公开了一种利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法，包含以下步骤：1)CO2/助溶剂体系的制备：将设定体积的助溶剂加入可视容器中，通入设定体积的CO2，至助溶剂与CO2混相，记录此时可视容器内部压力。2)CO2/助溶剂体系的注入：将可视容器与注入井连通设定时间，让CO2/助溶剂体系进入页岩油藏中，通过压力传感器记录可视容器内压力变化。3)开井生产：可视容器与注入井连通平衡至设定时间后，关闭可视容器与注入井之间的连通阀，打开生产井阀门，开井生产，记录产油量；4)重复步骤1～3进行多次吞吐操作，提高页岩油采收率。本发明利用助溶剂辅助CO2吞吐，大幅度降低焖井时间，提高吞吐的采收率，降低吞吐次数，提高生产效率。

Description

利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法
技术领域
本发明涉及石油工程领域，尤其是一种利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法。
背景技术
随着常规油气资源的不断开发和消耗，世界石油工业正在从常规油气向非常规油气跨越。非常规油气主要为页岩系统油气，包括致密油和气、页岩油和气。致密油和气是储集在致密砂岩或灰岩等储集层中的石油和天然气，油气经历了短距离运移。页岩油和气是指富集在富有机质黑色页岩地层中的石油和天然气，油气基本未经历运移过程，目前页岩气已成为全球非常规天然气勘探开发的热点，页岩油的相关研究已经兴起。随着水平井钻井技术和大规模体积压裂技术的成熟，页岩油的商业开发也将逐步实现。
与常规油藏相比，页岩油藏富含有机质，孔隙类型多样，孔隙呈多尺度分布，空间结构复杂。流体在页岩中以多种形式存在，包括无机孔中的游离态和有机孔中的吸附互溶态，而后者相比于前者更加难以动用。基于以上特征，页岩油藏开发难度大，开发效果差，一次采收率一般低于15％。同时，页岩油藏低孔低渗，毛管现象显著，注水开发难度大，储层的强非均质性会导致波及系数较低，粘土矿物的存在会导致水敏效应显著。因此，常规的水驱方式并不适用于页岩油藏开发。由于CO2对原油的抽提能力和在有机质中的强吸附作用，CO2注入技术成为具有潜力的高效开发页岩油藏有效手段之一。
国外80年代注气混相和非混相驱油技术在低渗透油藏中已得到广泛的应用，并获得较好的经济效益。国内随着江苏、胜利吉林和等油田中小规模的CO2气藏的发现，松辽盆地大型高含CO2气藏频频发现，注CO2驱油技术也开始在油田进行了现场应用。CO2驱按作用机理可分为CO2混相驱和CO2非混相驱，其提高采收率的主要作用机理为促使原油膨胀、降低粘度、降低油水界面张力、改善储层渗透率、萃取和汽化原油中轻质烃和形成内部溶解气驱等。但是对于非均质强的地层，CO2流度很难控制，效果往往不佳，而CO2吞吐的方式，可以避免流度难控制的问题，但CO2吞吐技术又存在CO2与原油的混相问题及压力降低过程中的分相问题，由于CO2与原油混相压力较高，在吐的过程中，随着压力的降低，很有可能会发生CO2与原油的相分离，从而使得原油只是在地层中发生的一定的运移，当CO2压力降低时，油与CO2会发生相分离，CO2容易流走而油无法完全被带出，这也是吞吐往往需要进行多次操作的原因。特别是页岩富含有机质的特点，决定了有机质对原油具有很强的吸附能力，通入CO2后CO2和原油在有机质中存在很强的竞争吸附，CO2要把原油从有机质中代替出来需要很长的时间，其低孔低渗的特点，决定了被取代下来的原油在基质孔道内的扩散和流动要更慢，同时在裂缝中CO2在携带原油的过程中更容易发生相分离。因此，在CO2吞吐提高页岩油采收率的过程中，如何提高CO2与原油的混相能力，提高CO2对有机质中吸附溶解原油的替代和萃取能力，增强CO2吞吐过程中对孔道中原油的携带能力，对于扩大CO2吞吐在提高页岩油采收率中的应用，加快页岩油高效开发具有重要意义。而现有技术中，单纯地利用CO2进行吞吐，由于CO2是非极性分子，所以导致CO2与原油的混相压力高，降压过程中很容易就发生相分离，最终吞吐的效果有限。
发明内容
为克服现有技术的缺陷，本发明提供一种利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法，通过该方法，可以提高CO2与模拟油之间的相容性，降低混相压力，大幅度提高效率。同时助溶剂的加入可以提高CO2对有机质的洗油能力，从而提高采收率。
为解决上述技术问题，本发明采用下述技术方案：
一种利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法，包含以下步骤：
(1)CO2/助溶剂体系的制备：将设定体积的助溶剂加入到可视容器中，然后通入设定体积的CO2，直至助溶剂与CO2混相，记录此时可视容器内部的压力；
(2)CO2/助溶剂体系的注入：将可视容器与注入井连通设定的时间，让CO2/助溶剂体系进入到页岩油藏中，通过压力传感器记录可视容器内的压力变化。CO2/助溶剂体系进入到页岩油藏中，会与有机质中吸附溶解态的原油发生竞争吸附作用，同时改变原油在有机质中的溶解度，将原油从有机质转移到小孔道中，再通过CO2/助溶剂的萃取、膨胀及溶解降粘等作用使原油进入到裂缝中；在可视容器与注入井连通平衡的过程中，一直保持CO2和助溶剂体系的供给，有效的提高了CO2和助溶剂体系往岩心中扩散的量，进一步提高页岩油的采收率；
(3)开井生产：可视容器与注入井连通至设定的时间后，关闭可视容器与注入井之间的连通阀，打开生产井的阀门，开井生产，记录产油量；
(4)重复步骤(1)～(3)进行多次吞吐操作，进一步提高页岩油的采收率。
优选的，所述助溶剂，为乙醇、异丙醇、丙酮、乙酸乙酯中的一种；
优选的，CO2/助溶剂体系中，助溶剂所占体系的质量浓度为0.01-5％；
优选的，所述步骤(1)中，可视容器内部的压力，即吞吐前注入的CO2/助溶剂体系压力范围为6-20MPa，此时所述体系为液态；
优选的，所述可视容器体积与所采油藏孔隙体积的比值为10-20；
优选的，所述步骤(2)和步骤(3)中，可视容器与注入井连通设定的时间为24-120h；
优选的，所述吞吐操作的次数为3次；
优选的，所述方法适用的油藏温度在30-80℃。
本发明还公开了一种提高页岩油吞吐采收率的体系，为前面方法提到的CO2/助溶剂体系。
该体系的制备方法，是将设定体积的助溶剂与设定体积的CO2在可视容器中混合，达到设定的混相压力。
优选的，所述设定的混相压力值为6-20MPa。
与现有技术相比，本发明的有益效果如下：
1)CO2是非极性溶剂，而原油中含有大量的极性物质，从而导致了原油在CO2中的溶解性较差，萃取效率不高，而采用具有一定极性的助溶剂，可以改善CO2与原油极性的差异，可大幅度提高萃取效率从而提高采收率；
2)页岩中的有机质中含有大量的N、O和S等杂原子，含这些原子基团的存在会导致有机质极性的增强，而CO2是非极性的分子，CO2往有机质中的扩散就会受到限制，也就会限制CO2对有机质中吸附溶解态原油的取代作用。因此，单纯的利用CO2要将有机质中吸附溶解态原油的完全取代，需要大量的CO2才能发挥作用，而少量极性助溶剂的加入可以更好地扩散到有机质中从而将原油从吸附溶解态转变成游离态，起到进一步提高采收率的作用；
3)本发明提出了利用助溶剂来辅助CO2吞吐的方法，可以大幅度降低焖井时间，提高吞吐的采收率，降低吞吐次数，提高生产效率；
4)由于单纯的CO2吞吐对提高页岩油的采收率并不显著，即便平衡时一直保持CO2的供给，页岩油的产出量也不会大幅提高，反而由于CO2的大量供应而使得投入资金较多，投入产出不成正比，因此常规的焖井方式是待CO2注入后，即关闭供给，让进入到井内的CO2慢慢地扩散，发挥作用，避免浪费大量的CO2，但这样会导致局部压力的降低幅度较大，CO2扩散变慢，作用不能完全发挥；而本发明的方法是在平衡过程中，一直保持CO2的供给，大大提高CO2往岩心中扩散的量，通过助溶剂提高萃取效果，能够更容易的，更迅速的将页岩中吸附溶解态的油取代下来，同时能够降低焖井时间，间接的降低了CO2的使用量，使得投入产出比更小，经济效益大幅提高。因此本发明中CO2的充足供应，更有利于页岩油采收率的提高；
5)本发明界定了助溶剂占CO2/助溶剂体系的百分比和压力范围，一方面能使两者完全混相，另一方面兼顾驱油成本，为企业节省大量资金，提高企业的经济效益；
6)本发明提供的利用CO2/助溶剂体系来提高页岩油采收率的方法，整个过程中没有水体系的参与，可以有效地避免水的存在引起粘土膨胀的问题，更有利于维持油藏的稳定性和可持续开发的特性；
7)助溶剂的加入可以提高CO2体系的粘度，有利于控制其流度，可以起到有效控制CO2流度，防止气窜的发生，此外，助溶剂的加入可有效地改善CO2与原油的相容性，提高CO2对原油的萃取作用和增强原油在CO2中的溶解能力；
8)本发明提供的CO2/助溶剂体系选用极性小分子作为助溶剂，与CO2容易混相，配制方便，混合后压力超过6MPa即会自发混相，不需要额外的搅拌等操作，动力消耗小。
附图说明
图1是本发明实施例中室内评价提高页岩油吞吐采收率的二氧化碳/助溶剂体系的装置示意图；
其中1.围压泵；2.微量注射泵；3.可视容器；4.可视窗；5.CO2储气瓶；6.径向岩心夹持器；7.真空泵；8.油气分离器；9.模拟油饱和泵；10.恒温箱；11.岩心；12.模拟油；13.助溶剂；101.第一截止阀；102.第二截止阀；103.第三截止阀；104.第四截止阀；105.第五截止阀；106.第六截止阀；107.第七截止阀；108.第八截止阀；109.第九截止阀；201.第一压力传感器；202.第二压力传感器；203.第三压力传感器；204.第四压力传感器；301.第一三通接头；302.第二三通接头；303.第三三通接头；304.第四三通接头。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
一种利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法，包含以下步骤：
(1)CO2/助溶剂体系的制备：将设定体积的助溶剂加入到可视容器中，所述可视容器体积与所采油藏孔隙体积的比值为10-20，然后通入设定体积的CO2，直至助溶剂与CO2混相，助溶剂所占体系的质量浓度为0.01-5％，记录此时可视容器内部的压力，压力范围在6-20MPa；
(2)CO2/助溶剂体系的注入：油藏温度在30-80℃，将可视容器与注入井连通24-120h，让CO2/助溶剂体系进入到页岩油藏中，通过压力传感器记录压力的变化。CO2/助溶剂体系进入到页岩油藏中，会与有机质中吸附溶解态的原油发生竞争吸附作用，同时改变原油在有机质中的溶解度，将原油从有机质转移到小孔道中，再通过CO2/助溶剂的萃取、膨胀及溶解降粘等作用使原油进入到裂缝中；在可视容器与注入井连通的过程中一直保持CO2和助溶剂体系的供给，有效的提高了CO2和助溶剂体系往岩心中扩散的量，进一步提高页岩油的采收率；
(3)开井生产：可视容器与注入井连通平衡24-120h后，关闭可视容器与注入井之间的连通阀，打开生产井的阀门，开井生产，记录产油量；
(4)重复步骤(1)～(3)进行3次吞吐操作，进一步提高页岩油的采收率。
所述助溶剂，为乙醇、异丙醇、丙酮、乙酸乙酯中的一种；
下面通过室内岩心模拟实验来对上述二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率进行详细说明，并与单纯的二氧化碳吞吐方法进行对比。
本实施例中，室内岩心模拟实验采用的模拟油为十二烷，采用的模拟实验装置包括：围压泵1、微量注射泵2、可视容器3、可视窗4、CO2储气瓶5、径向岩心夹持器6、真空泵7、油气分离器8、模拟油饱和泵9、恒温箱10、第一截止阀101、第二截止阀102、第三截止阀103、第四截止阀104、第五截止阀105、第六截止阀106、第七截止阀107、第八截止阀108、第九截止阀109、第一压力传感器201、第二压力传感器202、第三压力传感器203、第四压力传感器204、第一三通接头301、第二三通接头302、第三三通接头303、第四三通接头304。
所述第一三通接头301包括第一接头、第二接头和第三接头，第二三通接头302包括第四接头、第五接头和第六接头，第三三通303接头包括第七接头、第八接头和第九接头，第四三通接头304包括第十接头、第十一接头和第十二接头；
所述径向岩心夹持器6通过管线与第一三通接头301的第三接头相连，所述径向岩心夹持器6与第一三通接头301之间的管线上设置第九截止阀109，所述围压泵1通过管线与第一三通接头301的第二接头相连，所述围压泵1与第一三通接头301之间的管线上设置第一截止阀101，所述第一压力传感器201通过管线与第一三通接头301的第一接头相连，所述模拟油饱和泵9通过管线与第四三通接头304的第十接头相连，所述第三压力传感器203通过管线与第四三通接头304的第十一接头相连，所述径向岩心夹持器6通过管线与第四三通接头304的第十二接头相连，所述径向岩心夹持器6与第四三通接头304之间的管线上设置第八截止阀108，所述径向岩心夹持器6通过管线与第三三通接头303的第九接头相连，所述径向岩心夹持器6与第三三通接头303之间的管线上设置第五截止阀105，所述真空泵7通过管线与第三三通接头303的第八接头相连，所述真空泵7与第三三通接头303之间的管线上设置第六截止阀106，所述油气分离器8的一端通过管线与第三三通接头303的第七接头相连，所述油气分离器8的另一端通过管线与外界相通，所述油气分离器8与外界之间的管线上设置第七截止阀107，所述的径向岩心夹持器6通过管线与可视容器3相连，所述径向岩心夹持器6与可视容器3之间的管线上设置第四截止阀104，所述可视容器3上设置可视窗4，所述可视容器3通过管线与第二三通接头302的第四接头相连，所述第二压力传感器202通过管线与第二三通接头302的第五接头相连，所述微量注射泵2通过管线与第二三通接头302的第六接头相连，所述第二三通接头302与微量注射泵2之间的管线上设置第二截止阀102，所述CO2储气罐5通过管线与可视容器3相连，所述CO2储气罐5与可视容器3之间设置第三截止阀103，所述CO2储气罐5通过管线与第四压力传感器204相连，所述围压泵1、微量注射泵2、可视容器3、可视窗4、CO2储气瓶5、径向岩心夹持器6、真空泵7、油气分离器8、模拟油饱和泵9、第一截止阀101、第二截止阀102、第三截止阀103、第四截止阀104、第五截止阀105、第六截止阀106、第七截止阀107、第八截止阀108、第九截止阀109、第一压力传感器201、第二压力传感器202、第三压力传感器203、第四压力传感器204、第一三通接头301、第二三通接头302、第三三通接头303、第四三通接头304通过一个恒温箱10控制温度。
采用的室内评价提高页岩油吞吐采收率的二氧化碳/助溶剂体系采收率的评价方法，包括以下步骤：
(1)岩心11饱和模拟油12：打开恒温箱10，设置温度为T，范围为30-80℃，对油气分离器8进行称重为m1，保持所有截止阀关闭状态，将岩心11称重质量为m0，放入径向岩心夹持器6中，岩心11和径向岩心夹持器6之间的空环用于模拟裂缝，打开第一截止阀101和第九截止阀109，通过围压泵1对径向岩心夹持器6中的岩心11加围压至设定压力Pf；关闭所有截止阀，打开第六截止阀106、第五截止阀105和第四截止阀104，通过真空泵7对油气分离器8、岩心11、可视容器3进行抽真空，使真空度达到0.1Pa，关闭第六截止阀106、第五截止阀105和第四截止阀104；将模拟油注入模拟油饱和泵9中，打开第八截止阀108，通过模拟油饱和泵9向岩心11中饱和设定压力P0的模拟油12，直至模拟油饱和泵9进泵量V0不变化，关闭第八截止阀108；
(2)CO2/助溶剂13体系的制备：将助溶剂注入微量注射泵2中，打开第二截止阀102，通过微量注射泵2向可视容器3中注入体积为V1的助溶剂13，关闭第二截止阀102；通过第四压力传感器204得到CO2储气罐5中初始压力为P1，打开第三截止阀103，向可视容器3中注入CO2并通过可视窗4观察助溶剂13和CO2混合后状态，直至助溶剂13和CO2完全混相，得到所述CO2/助溶剂13体系，关闭第三截止阀103，通过第四压力传感器204得到CO2储气罐5的最终压力为P2；
(3)CO2/助溶剂13体系的注入：打开第四截止阀104，将所述CO2/助溶剂13体系注入饱和模拟油12的岩心11中，通过压力传感器202记录压力的变化，CO2/助溶剂13体系进入到岩心中11，会与有机质中吸附溶解态的模拟油12发生竞争吸附作用，同时改变模拟油12在有机质中的溶解度，将模拟油12从有机质转移到岩心11中的小孔道中，再通过CO2/助溶剂13的萃取、膨胀及溶解降粘等作用使模拟油12进入到裂缝中；
(4)开井生产：平衡24-120h后，关闭第四截止阀104，先打开第七截止阀107，再打开第五截止阀105进行开井生产，直至生产结束，对油气分离器8进行称重m2，将岩心11从岩心夹持器6中取出，得到岩心11最终质量m3，分别计算总采收率、基质采收率和裂缝采收率；
总采收率ft可由下式计算得到：
Figure BDA0001553170550000071
其中，m1为油气分离器8的质量，g；m2为油气分离后收集得到的油和油气分离器8的总质量，g；ρo为模拟油12的密度，g/cm3；V0为饱和进入微裂缝和基质中模拟油12的体积，cm3。
基质采收率fm可由下式计算得到：
Figure BDA0001553170550000072
其中，ρo为模拟油12的密度，g/cm3；V0为饱和进入微裂缝和基质中模拟油12的体积，cm3；Vf为微裂缝的体积，通过径向岩心夹持器6的容积与岩心11的体积计算得到，cm3；m0为岩心11的质量，g；m3为吞吐后岩心11和剩余模拟油12的总质量，g。
微裂缝采收率ff可由下式计算得到：
Figure BDA0001553170550000073
其中，m1为油气分离器8的质量，g；m2为油气分离后收集得到的油和油气分离器8的总质量，g；ρo为模拟油12的密度，g/cm3；V0为饱和进入微裂缝和基质中模拟油12的体积，cm3；Vf为微裂缝的体积，通过径向岩心夹持器6的容积与岩心11的体积计算得到，cm3；m0为岩心11的质量，g；m3为吞吐后岩心11和剩余模拟油12的总质量，g。
(5)重复步骤(2)～(4)可实现3次吞吐操作，得到3次吞吐的采收率。
实施例1
选取经过洗油和干燥的岩心11，即页岩样品A，岩心11样品参数如表1所示，计算得岩心11与径向岩心夹持器6环空体积为2.26cm3，加入到径向岩心夹持器6中，打开第一截止阀101和第九截止阀109，通过围压泵1对径向岩心夹持器6加围压到16MPa，抽真空后，打开第八截止阀108，饱和模拟油12到压力稳定在20MPa，计算饱和进入的模拟油12为3.515g，打开第三截止阀103，向可视容器3中注入CO2至压力到12MPa，打开第四截止阀104，平衡稳定48h，关闭第四截止阀104，打开第七截止阀107和第五截止阀105进行开井生产，直至生产结束，对油气分离器8进行称重得产出油质量为1.910g，取出岩心11称重质量为40.112g，经计算，总采收率为54.3％，基质采收率为50.4％，裂缝采收率为58.9％。
实施例2
选取经过洗油和干燥的岩心11，即页岩样品A，岩心样品参数如表1所示，计算得岩心11与径向岩心夹持器6环空体积为2.26cm3，加入到径向岩心夹持器6中，打开第一截止阀101和第九截止阀109，通过围压泵1对径向岩心夹持器6加围压到16MPa，抽真空后，打开第八截止阀108，饱和模拟油12到压力稳定在20MPa，计算饱和进入的模拟油12为3.514g，打开第二截止阀102，通过微量注射泵2向可视容器3中注入设定体积的异丙醇，打开第三截止阀103，向可视容器3中注入CO2至压力到12MPa，计算异丙醇在CO2中的质量分数为1.0％，打开第四截止阀104，平衡稳定48h，关闭第四截止阀104，打开第七截止阀107和第五截止阀105进行开井生产，直至生产结束，对油气分离器8进行称重得产出油质量为2.120g，取出岩心11称重质量为40.030g，经计算，总采收率为60.3％，基质采收率为54.7％，裂缝采收率为66.8％。
实施例3
选取经过洗油和干燥的岩心11，即页岩样品A，岩心样品参数如表1所示，计算得岩心11与径向岩心夹持器6环空体积为2.26cm3，加入到径向岩心夹持器6中，打开第一截止阀101和第九截止阀109，通过围压泵1对径向岩心夹持器6加围压到16MPa，抽真空后，打开第八截止阀108，饱和模拟油12到压力稳定在20MPa，计算饱和进入的模拟油12为3.515g，打开第二截止阀102，通过微量注射泵2向可视容器3中注入设定体积的异丙醇，打开第三截止阀103，向可视容器中3注入CO2至压力到12MPa，计算异丙醇在CO2中的质量分数为2.0％，打开第四截止阀104，平衡稳定48h，关闭第四截止阀104，打开第七截止阀107和第五截止阀105进行开井生产，直至生产结束，对油气分离器8进行称重得产出油质量为2.420g，取出岩心11称重质量为39.930g，经计算，总采收率为68.8％，基质采收率为60.1％，裂缝采收率为79.0％。
实施例4
选取经过洗油和干燥的岩心11，即页岩样品B，岩心样品参数如表1所示，计算得岩心11与径向岩心夹持器6环空体积为3.35cm3，加入到径向岩心夹持器6中，打开第一截止阀101和第九截止阀109，通过围压泵1对径向岩心夹持器6加围压到16MPa，抽真空后，打开第八截止阀108，饱和模拟油12到压力稳定在20MPa，计算饱和进入的模拟油12为3.156g，打开第二截止阀102，通过微量注射泵2向可视容器3中注入设定体积的乙酸乙酯，打开第三截止阀103，向可视容器3中注入CO2至压力到16MPa，计算乙酸乙酯在CO2中的质量分数为1.0％，打开第四截止阀104，平衡稳定48h，关闭第四截止阀104，打开第七截止阀107和第五截止阀105进行开井生产，直至生产结束，对油气分离器8进行称重得产出油质量为2.460g，取出岩心11称重质量为34.491g，经计算，总采收率为77.9％，基质采收率为48.7％，裂缝采收率为86.9％。
实施例5
选取经过洗油和干燥的岩心11，即页岩样品B，岩心样品参数如表1所示，计算得岩心11与径向岩心夹持器6环空体积为3.35cm3，加入到径向岩心夹持器6中，打开第一截止阀101和第九截止阀109，通过围压泵1对径向岩心夹持器6加围压到16MPa，抽真空后，打开第八截止阀108，饱和模拟油12到压力稳定在20MPa，计算饱和进入的模拟油12为3.156g，打开第二截止阀102，通过微量注射泵2向可视容器3中注入设定体积的乙醇，打开第三截止阀103，向可视容器3中注入CO2至压力到16MPa，计算乙醇在CO2中的质量分数为1.0％，打开第四截止阀104，平衡稳定48h，关闭第四截止阀104，打开第七截止阀107和第五截止阀105进行开井生产，直至生产结束，对油气分离器8进行称重得产出油质量为2.550g，取出岩心11称重质量为34.501g，经计算，总采收率为80.8％，基质采收率为47.3％，裂缝采收率为91.1％。
实施例6
选取经过洗油和干燥的岩心11，即页岩样品B，岩心样品参数如表1所示，计算得岩心11与径向岩心夹持器6环空体积为3.35cm3，加入到径向岩心夹持器6中，打开第一截止阀101和第九截止阀109，通过围压泵1对径向岩心夹持器6加围压到16MPa，抽真空后，打开第八截止阀108，饱和模拟油12到压力稳定在20MPa，计算饱和进入的模拟油12为3.156g，打开第二截止阀102，通过微量注射泵2向可视容器3中注入设定体积的丙酮，打开第三截止阀103，向可视容器3中注入CO2至压力到16MPa，计算丙酮在CO2中的质量分数为1.0％，打开第四截止阀104，平衡稳定48h，关闭第四截止阀104，打开第七截止阀107和第五截止阀105进行开井生产，直至生产结束，对油气分离器8进行称重得产出油质量为2.310g，取出岩心称重质量为34.518g，经计算，总采收率为73.2％，基质采收率为45.0％，裂缝采收率为81.8％。
表1岩心参数
Figure BDA0001553170550000091
除了以上实施例外，我们还对两块岩心11分别评价了加入几种不同助溶剂13时的吞吐效果，分别列于表2和表3中，可以看出对于不同的岩心11，加入助溶剂13后总采收率、基质采收率和裂缝采收率都有不同程度的增加，基质采收率在35％-60％之间，总采收率在54％-80％之间，裂缝的采收率在60％-90％之间，基质采收率要低于总采收率，裂缝的采收率最高，说明了基质中吸附溶解于有机质中的原油的确比较难动用，而裂缝中的原油也仅能动用60％-90％。对岩心11A不同助溶剂的加入总采收率能较纯CO2吞吐时提高10％-24％，基质采收率提高8.5％-19％，而裂缝采收率能提高9％-29.2％，对岩心11B，不同助溶剂13的加入对采收率的提高程度要低一些，这可能是岩心11的性质影响到采收率的提高程度。同时通过不同助溶剂13加入的采收率结果，可以看到，乙醇加入提高采收率的效果最佳。
表2 60℃和12MPa下CO2中加入浓度为1％的不同助溶剂时页岩岩心A吞吐实验结果
Figure BDA0001553170550000102
表3 60℃和12MPa下CO2中加入浓度为1％的不同助溶剂时页岩岩心B吞吐实验结果
Figure BDA0001553170550000103
Figure BDA0001553170550000111
同时，我们还对两块岩心11分别评价了加入不同浓度异丙醇时的吞吐效果，分别列于表4和表5中，可以看出对于不同的岩心11，随着异丙醇浓度的增加，总采收率、基质采收率和裂缝采收率都有不同程度的增加，对岩心A加入2％的异丙醇后，总采收率能较纯CO2吞吐时提高26.7％，基质采收率提高19.2％，而裂缝采收率能提高34.1％，对岩心11B，不同助溶剂13的加入对采收率的提高程度要低一些，这可能是岩心11的性质影响到采收率的提高程度。
表4 60℃和12MPa下CO2中加入不同浓度异丙醇时页岩岩心A吞吐实验结果
表5 60℃和12MPa下CO2中加入不同浓度异丙醇时页岩岩心B吞吐实验结果
Figure BDA0001553170550000113
Figure BDA0001553170550000121
通过这些实施例可以看出，采用本发明的方法，利用CO2/助溶剂体系对模拟油的采收率可以较CO2有很大程度的提高，不仅能够通过助溶剂的加入提高吸附溶解到有机质中的采收率，还能够发挥助溶剂的萃取作用提高裂缝中的采收率，这两方面采收率的提高对总采收率都有很大的贡献。本发明提供的CO2/助溶剂体系选用极性小分子作为助溶剂，与CO2容易混相，配制方便，混合后压力超过6MPa，即会自发混相，不需要额外的搅拌等操作，动力消耗小。本发明提供的利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法针对页岩的特性较传统方法有较大改进，在吞吐的过程中一直保持CO2的供给，大大提高CO2往岩心中扩散的量，通过助溶剂提高萃取效果，能够更容易的，更迅速的将页岩中需要将吸附溶解态的油取代下来，使得投入产出比更小，经济效益大幅提高。
以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (9)

1.一种利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法，其特征是，包含以下步骤：
(1)CO2/助溶剂体系的制备：将设定体积的助溶剂加入到可视容器中，然后通入设定体积的CO2，直至助溶剂与CO2混相，记录此时可视容器内部的压力，所述助溶剂所占体系的质量浓度为0.01-5％；
(2)CO2/助溶剂体系的注入：将可视容器与注入井连通设定的时间，让CO2/助溶剂体系进入到页岩油藏中，通过压力传感器记录可视容器内的压力变化；
(3)开井生产：可视容器与注入井连通至设定时间后，关闭可视容器与注入井之间的连通阀，打开生产井的阀门，开井生产，记录产油量；
(4)重复步骤(1)～(3)进行多次吞吐操作，进一步提高页岩油的采收率；
所述助溶剂，为乙醇、异丙醇、丙酮、乙酸乙酯中的一种。
2.如权利要求1所述的一种利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法，其特征是，所述步骤(1)中，可视容器内部的压力，即吞吐前注入的CO2/助溶剂体系压力范围为6-20MPa。
3.如权利要求1所述的一种利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法，其特征是，所述可视容器的体积与所采油藏孔隙体积的比值为10-20。
4.如权利要求1所述的一种利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法，其特征是，所述步骤(2)和步骤(3)中，可视容器与注入井连通设定的时间为24-120h。
5.如权利要求1所述的一种利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法，其特征是，所述吞吐操作的次数为3次。
6.如权利要求1所述的一种利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法，其特征是，所述方法适用的油藏温度在30-80℃。
7.一种提高页岩油吞吐采收率的体系，其特征是，为权利要求1-6任一所述方法中提到的CO2/助溶剂体系。
8.如权利要求7所述的提高页岩油吞吐采收率的体系的制备方法，其特征是，将设定体积的助溶剂与设定体积的CO2在可视容器中混合，达到设定的混相压力。
9.如权利要求8所述的提高页岩油吞吐采收率的体系的制备方法，其特征是，所述设定的混相压力值为6-20MPa。
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