CN110130859A - 一种稠油油藏混合纳米流体交替co2微气泡驱实验装置及实验方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验装置及实验方法，其引入了混合纳米颗粒，并结合CO2微气泡的优势，通过交替注入的方式可以有效抑制稠油油藏常规CO2气水交替驱过程中出现的气窜和重力超覆现象，提高稠油油藏采收率。与CO2气体相比，CO2微气泡在原油中的溶解和扩散能力更强，浮力更小，可以更好地降低稠油粘度，膨胀稠油体积，提高波及系数。而混合纳米流体可以充分结合各种纳米颗粒的优点，既能改变油藏岩石润湿性，又能降低油水界面张力，提高洗油效率。此外，本发明采用油藏上部注混合纳米流体段塞，下部注CO2微气泡段塞的方式，有助于抑制气窜和重力超覆现象，提高垂向波及系数。
Description
技术领域
本发明涉及一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验装置及实验方法，属于稠油油藏开采的技术领域。
背景技术
据统计，世界稠油储量约为1000亿吨，在油气资源中占有较大比例。我国探明和控制的稠油储量在19亿吨以上，主要分布在辽河、新疆、胜利等十几个油田。此外，随着我国油气勘探开发的国际化，大量国外稠油资源亟待开发。因此，在常规油气资源勘探程度不断提高，开发难度日益加大的情况下，稠油已成为我国重要的油气接替资源。
与世界其他地区相比，我国薄(深)层、海上和边底水稠油油藏储量大，常用的热采技术(蒸汽吞吐、蒸汽驱和注蒸汽重力辅助泄油等)地面设备体积大、热损失严重、投资成本高、适用性较差。CO2气水交替驱技术结合了气驱和水驱各自的优点，可以较好地解决上述问题。但是，由于稠油粘度大，CO2气水交替驱过程中极易出现气窜和重力超覆等现象，使得平面及纵向波及系数减小，开发效果较差。因此，如何解决上述CO2气水交替驱存在的不足成为目前亟待解决的关键问题。
中国专利CN109812249A公开了一种油藏驱油方法，其中，所述驱油方法包括：从注入井向油层中注入前置段塞A，然后注入气体，然后依次交替注入降黏驱油体系B和气体，然后注入保护段塞C，最后注水；其中，所述前置段塞A为含有表面活性剂和/或聚合物的水溶液，所述降黏驱油体系B含有表面活性剂、醇、聚合物和水；所述保护段塞C为含有聚合物的水溶液。该对比文献通过周期性变换的“液-气”交替注入方法，使地层深部乳化剂与稠油剪切作用增强，促进地层深部稠油发生乳化。
近几年，随着多种新型纳米材料的涌现和纳米技术的不断发展，纳米流体在提高原油采收率领域越来越受到重视。纳米流体是金属或非金属纳米颗粒(直径在1～100nm)分散在水、醇和油等介质中形成的均匀、稳定的悬浮胶体体系。与现有油田用化学剂相比，纳米颗粒具有环保、比表面积大和成本低等优势，具有较大的应用潜力。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明公开一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验装置。
本发明还公开上述实验装置的实验方法。
发明概述
本发明将多种纳米流体引入提高稠油油藏采收率过程，并结合CO2微气泡的优势，提出了一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱方法。其中，混合纳米流体结合多种纳米流体的优势，可以最大限度地降低油水界面张力和稠油粘度，改变岩石表面润湿性，减小油水流度比。CO2微气泡直径小，比表面积大，注入油藏后与稠油存在更大的接触面积，使得CO2在稠油中的溶解量和扩散速度增加，更好地起到膨胀原油、降低稠油粘度的作用。此外，CO2微气泡所受浮力较小，可以抑制气窜和重力超覆现象，扩大纵向波及系数。因此，该方法能够有效解决CO2气水交替驱过程中存在的问题，有效提高稠油采收率，为稠油油藏的高效开发提供一种有效的技术手段。
本发明的技术方案如下：
一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验装置，实验流体注入系统、驱替模型、气液分离器和用于采集驱替模型注入口端、采出口端、模型轴向处各点压力的计算机，其特征在于：所述实验流体注入系统至少包括CO2容器(2)、活油容器(3)、模拟地层水容器(4)和混合纳米流体容器(5)，混合纳米流体结合多种纳米流体的优势，可以最大限度地降低油水界面张力和稠油粘度，改变岩石表面润湿性，减小油水流度比；在所述驱替模型注入口端在不同的水平位置设置有至少三个注入口：下部注入口(8)、中部注入口(9)、上部注入口(10)，在实验时，根据注入驱替模型内流体的性质不同，选定不同水平位置的注入口注入，结合重力作用下实验流体从驱替模型上部逐渐向下部运移，从而提高垂向波及系数，最终达到良好的整体驱替效果。
根据本发明优选的，所述实验流体注入系统具体包括：用于泵驱并联CO2容器(2)、活油容器(3)、模拟地层水容器(4)、混合纳米流体容器(5)的高精度恒速恒压泵(1)；高精度恒速恒压泵(1)分别与CO2容器(2)、活油容器(3)、模拟地层水容器(4)、混合纳米流体容器(5)连接后与驱替模型(29)连接。CO2容器(2)、活油容器(3)、模拟地层水容器(4)、混合纳米流体容器(5)并联连接，从而组成流体注入管路，用于向驱替模型内注入各种流体；沿流体流向依次设置有：控制阀(6)、压力表(7)、下部注入口(8)、中部注入口(9)、上部注入口(10)、入口盖板(11)、螺栓(12)、密封圈(13)、外体(14)、第一测压点(15)、第二测压点(16)、第三测压点(17)、出口盖板(18)和采出口(19)。
根据本发明优选的，在所述采出口(19)和气液分离器(22)之间设置有回压阀(20)；所述回压阀(20)还连接有回压控制系统(21)；在气液分离器(22)还连接有气体计量系统(24)、真空泵(25)。
根据本发明优选的，在所述驱替模型(29)注入口端设置有滤网(30)。设置滤网(30)防止驱替过程中驱替模型中的石英砂堵塞注入口和采出口，保证流体顺利流入和流出驱替模型。
根据本发明优选的，所述设置滤网(30)的位置是：中部注入口(9)、上部注入口(10)和采出口(19)；优选的，所述滤网为100-800目，圆形，直径5-50mm，厚度3-10mm。
根据本发明优选的，所述下部注入口(8)安装有CO2微气泡发生器(31)，用于生成CO2微气泡；所述CO2微气泡发生器(31)包括至少2个叠加设置的微孔滤网，所述每个微孔滤网为800-1200目滤网，厚度9-30mm。优选的，滤网整体为圆形，直径5-50mm。
根据本发明所优选的，所述驱替模型内径为50-120mm，长度为600～1000mm。该尺寸范围是经过大量的模拟实验和理论计算得到的优选尺寸，可以更好地反映油藏尺度下的油、气、水渗流过程，其结合所填模拟岩心、注入流体、地层压力等实际条件，最能体现重力对渗流过程的影响，符合油藏开发实际情况。优选的，所述驱替模型每隔100～400mm设置测压点，可以准确的检测实验过程中驱替模型不同位置的压力变化，避免由于测压点过少而导致驱替模型部分区域无法检测。
其它技术描述：所述驱替模型放置在恒温箱(26)内，用于保持驱替模型内温度为油藏温度。所述采出口(19)、回压阀(20)、压力表(7)和回压控制系统(21)相连接，用于控制驱替模型内压力。所述气液分离器(22)、电子天平(23)、气体计量系统(24)和真空泵(25)相连接，用于测量产出液体(油和水)和气体体积。所述计算机(27)、压力采集系统(28)、驱替模型中部注入口(9)、采出口(19)、第一测压点(15)、第二测压点(16)和第三测压点(17)相连接，用于自动、连续记录中部注入口(9)、采出口(19)、第一测压点(15)、第二测压点(16)和第三测压点(17)处压力。
如上述稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验装置的实验方法，其特征在于，包括步骤如下：
1)安装并利用石英砂填充驱替模型；
2)准备注入流体，至少包括活油、模拟地层水、混合纳米流体和CO2气体；
3)排空驱替模型内空气，使驱替模型为真空状态；
4)注入模拟地层水和活油，测量驱替模型孔隙度、渗透率和初始含油饱和度；
5)稠油油藏衰竭开采阶段，降低驱替模型压力至目标油藏压力：压降过程中记录产油量、产气量和各个测压点压力，计算衰竭开采阶段累积生产气油比和采出程度；
6)混合纳米流体段塞注入阶段：注入混合纳米流体，并记录不同时刻注入量、产液量、产油量、产水量和各个测压点压力；
7)CO2微气泡段塞注入阶段：注入CO2气体，CO2气体通过CO2微气泡发生器(31)形成CO2微气泡后注入驱替模型，并记录不同时刻注入量、产液量、产油量、产气量和各个测压点压力。
根据本发明优选的，所述实验方法还包括以下步骤：
8)重复步骤6)～步骤7)，注入多个混合纳米流体和CO2微气泡段塞，从而实现混合纳米流体交替CO2微气泡驱过程，计算混合纳米流体交替CO2微气泡驱过程中不同注入量(对应不同孔隙体积)下的含水率、累积生产气油比和采出程度，实验直至含水率或生产气油比达到界限值时结束。
根据本发明优选的，所述实验方法还包括以下步骤用于研究以下参数对混合纳米流体交替CO2微气泡驱效果的影响：
9)至少分别改变：垂向注入位置、纳米流体类型、CO2微气泡尺寸、注入压力、段塞大小或段塞比参数，再分别重复上述步骤1)-8)。
根据本发明优选的，所述步骤1)中，安装并利用石英砂填充驱替模型的具体方法如下：将驱替模型垂直放置，入口盖板(11)在下，填充石英砂同时震荡外体(14)压实石英砂，之后利用螺栓(12)将出口盖板(18)安装并固定在外体(14)上，在入口盖板(11)和出口盖板(18)与外体(14)接触的部位安装密封圈(13)，保证驱替模型密封性，其中，石英砂粒径为20-120目，可以较好模拟稠油油藏疏松砂岩地层。
根据本发明优选的，所述步骤2)中，准备注入流体的方法包括：所述混合纳米流体为添加SiO2纳米颗粒、Al2O3纳米颗粒和分散剂的NaCl溶液；
优选的，所述混合纳米颗粒浓度为0.01～1wt％，SiO2和Al2O3纳米颗粒配比为20-80％，NaCl浓度为0.1～5wt％，分散剂为聚乙烯吡咯烷酮(PVP)，浓度为0.1～5wt％，使得混合纳米颗粒在NaCl溶液保持稳定，避免纳米颗粒聚并而产生沉淀。
根据本发明优选的，所述步骤2)中，准备注入流体的方法包括：制备混合纳米流体过程如下：按所述混合纳米流体各组分的浓度配比进行混合，蒸馏水、NaCl、PVP、SiO2和Al2O3纳米颗粒，并添加到蒸馏水中制成混合纳米流体；物理搅拌混合纳米流体直至NaCl和PVP完全溶解，混合纳米颗粒处于均匀分散状态；最后，利用超声波分散器分散混合纳米流体1小时以上。超声波分散器输出功率100W-1000W，工作频率20-25kHz。
根据本发明优选的，所述步骤2)中，准备注入流体的方法包括：制备活油的方法如下：根据油藏稠油溶解气油比和气体压缩因子，利用配样仪，在油藏压力和温度下配制活油，用于模拟实际油藏中的稠油，并将配制好的活油从配样仪导入至活油容器；地层条件下活油粘度大于5000mPa·s；
优选的，所述步骤3)中，使驱替模型为真空状态的方法为：对驱替模型抽真空的时间为24～48小时，真空泵抽气速率2m3/h～5m3/h，极限真空2～4Pa。
根据本发明优选的，所述步骤4)中，注入模拟地层水和活油，测量驱替模型孔隙度、渗透率和初始含油饱和度的方法为：
4.1)打开驱替模型中部注入口(9)，在真空状态下吸入模拟地层水，当压力由负压接近大气压时改为注入模拟地层水，记录注入模拟地层水量V水饱和，并通过公式(1)计算驱替模型孔隙度φ；
式(1)中，D表示驱替模型内径，cm，L表示驱替模型长度，cm；
4.2)打开驱替模型采出口(19)，改变n次注入速度向驱替模型中注入模拟地层水，注入过程测量中部注入口(9)和采出口(19)压力，之后根据公式(2)所示达西定律计算驱替模型渗透率k；
式(2)中，Qi表示第i次的注入速度，cm3/min；μ表示流体粘度，mPa·s；Δpi表示第i次注入时驱替模型中部注入口(9)和采出口(19)压力差，10-1MPa；
注入模拟地层水的速率范围为10cm3/min-40cm3/min；
4.3)利用回压控制系统(21)和回压阀(20)调节驱替模型压力为原始油藏压力，从驱替模型中部注入口(9)注入模拟地层水，直至驱替模型内压力为原始油藏压力；
4.4)从所述中部注入口(9)注入活油，注入的活油体积V油注为驱替模型孔隙体积的1.5倍以上，当采出口(19)产出油生产气油比等于活油原始溶解气油比时，关闭采出口(19)，记录注入活油体积V油注和采出原油体积V油采，注入活油过程结束通过公式(3)计算初始含油饱和度Soi：
根据本发明优选的，所述步骤5)中，稠油油藏衰竭开采的方法为：
5.1)利用回压控制系统(21)和回压阀(20)控制驱替模型内压力的压降速度为0.6～6MPa/h；
5.2)利用公式(4)～(5)计算衰竭开采阶段累积生产气油比Rp衰竭和采出程度R衰竭：
其中V气衰竭为衰竭阶段累积产气量，cm3，V油衰竭为衰竭阶段累积产油量，cm3。
根据本发明优选的，所述步骤6)中混合纳米流体段塞注入方法如下：
打开驱替模型上部注入口(10)和采出口(19)，通过流体注入管路将混合纳米流体注入驱替模型，注入速度为0.5-10cm3/min，注入压力高于驱替模型平均压力0.1-1MPa，混合纳米流体注入量为0.05-0.5孔隙体积，注入过程结束后关闭驱替模型上部注入口(10)；混合纳米流体从上部注入口(10)注入的优势在于由于混合纳米流体密度高于原油，在重力作用下混合纳米流体从驱替模型上部逐渐向下部运移，从而提高垂向波及系数。
根据本发明优选的，所述步骤7)中CO2微气泡段塞注入方法如下：
打开驱替模型下部注入口(8)，以0.5-10cm3/min的速度将CO2注入驱替模型，注入压力高于驱替模型平均压力0.1-1MPa，CO2注入量为0.05-0.5孔隙体积，注入过程结束后关闭驱替模型下部注入口(8)；CO2微气泡从下部注入口(8)注入的优势在于由于CO2微气泡密度小于原油，在浮力作用下，CO2微气泡逐渐从驱替模型下部向上部运移，从而提高垂向波及系数。
根据本发明优选的，所述步骤8)中，实验结束条件为含水率达到95％以上或生产气油比达到2000以上。
根据本发明优选的，所述步骤8)中，计算注入量(对应不同孔隙体积)为i时的含水率fwi、累积生产气油比Rpi和采出程度Ri的方法为：
其中，V油i表示注入量(对应孔隙体积)为i时测量的产油量，cm3，V液i表示注入量(对应孔隙体积)为i时测量的产液量，cm3，V气i表示第i次测量的产气量，cm3；
实验结束时的采出程度即为最终采收率。
本发明有益效果如下：
1、本发明提出的稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验装置可以实现稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验过程，研究垂向注入位置、纳米流体类型、CO2微气泡尺寸、注入压力、段塞大小或段塞比参数对开发效果的影响规律，实现实验压力、产油量、产气量等实验数据的自动、实时、精确采集。同时满足于气水交替驱、纳米流体驱或者CO2驱等其他实验的要求。
2、本发明引入了混合纳米颗粒，并结合CO2微气泡的优势，提出了一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱方法，可以有效抑制稠油油藏CO2气水交替驱过程中出现的气窜和重力超覆现象，提高稠油油藏采收率。
3、本发明提出了一种生成CO2微气泡的方法。与CO2气体相比，CO2微气泡在原油中的溶解和扩散能力更强，浮力更小，可以更好地降低稠油粘度，膨胀稠油体积，提高波及系数。
4、本发明选用的混合纳米流体可以充分结合各种纳米颗粒的优点，既能改变油藏岩石润湿性，又能降低油水界面张力，提高洗油效率。此外，混合纳米流体中添加分散剂PVP可以提高混合纳米颗粒稳定性，改变油藏岩石润湿性，从而与混合纳米颗粒产生协同效应，起到提高稠油油藏采收率的作用。
5、稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱采用上部注混合纳米流体段塞，下部注CO2微气泡段塞的方式，可以有效抑制气窜和重力超覆现象，提高垂向波及系数。
附图说明
图1是本发明所述实验装置的结构示意图；
在图1中，1、高精度恒速恒压泵，2、CO2容器，3、活油容器，4、模拟地层水容器，5、混合纳米流体容器，6、控制阀，7、压力表，8、下部注入口，9、中部注入口，10、上部注入口，11、入口盖板，12、螺栓，13、密封圈，14、外体，15、第一测压点,16、第二测压点,17、第三测压点,18、出口盖板，19、采出口，20、回压阀，21、回压控制系统，22、气液分离器，23、电子天平，24、气体计量系统，25、真空泵，26、恒温箱，27、计算机，28、压力采集系统，29、驱替模型，30、滤网，31、CO2微气泡发生器；
图2是实施例2衰竭开采阶段产油量；
图3是实施例2衰竭开采阶段产气量；
图4是实施例2衰竭开采阶段压力曲线；
图5是采出液含水率随注入量变化情况；
图6是采出液累积生产气油比随注入量变化情况；
图7是采出程度随注入量变化情况；
图8是实施例2混合纳米流体交替CO2微气泡驱阶段压力随注入量变化情况；
图9是实施例3衰竭开采阶段产油量；
图10是实施例3衰竭开采阶段产气量；
图11是实施例3衰竭开采阶段压力曲线；
图12是实施例3混合纳米流体交替CO2微气泡驱阶段压力随注入量变化情况。
具体实施方式
下面结合实例和说明书附图对本发明做详细的说明，但不限于此。
实施例1、
如图1所示。
一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验装置，包括高精度恒速恒压泵(1)、CO2容器(2)、活油容器(3)、模拟地层水容器(4)、混合纳米流体容器(5)、控制阀(6)、压力表(7)、下部注入口(8)、中部注入口(9)、上部注入口(10)、入口盖板(11)、螺栓(12)、密封圈(13)、外体(14)、第一测压点(15)、第二测压点(16)、第三测压点(17)、出口盖板(18)、采出口(19)、回压阀(20)、回压控制系统(21)、气液分离器(22)、电子天平(23)、气体计量系统(24)、真空泵(25)、恒温箱(26)、计算机(27)、压力采集系统(28)、驱替模型(29)、滤网(30)、CO2微气泡发生器(31)。
所述驱替模型内径为50-120mm，长度为600-1000mm，该尺寸范围可以更好地反映油藏尺度下的油、气、水渗流过程，体现重力对渗流过程的影响，符合油藏开发实际情况。本实施例中，所述驱替模型内径70mm，长度为800mm。
所述驱替模型有下部注入口(8)、中部注入口(9)和上部注入口(10)三个垂向并排注入口，流体可以从垂向不同位置注入驱替模型。中部注入口(9)、上部注入口(10)和采出口(19)处安装滤网(30)，防止驱替过程中驱替模型中的石英砂堵塞注入口和采出口，保证流体顺利流入和流出驱替模型。所述滤网为100-800目，圆形，直径5-50mm，厚度3-10mm；下部注入口(8)安装有CO2微气泡发生器(31)，用于生成CO2微气泡。本实施例中，所述CO2微气泡发生器为3个叠加在一起的1200目微孔滤网，圆形，直径18mm，厚度9mm；微孔滤网为200目，圆形，直径18mm，厚度3mm，可以有效防止石英砂堵塞管线。
所述驱替模型每隔100～400mm设置测压点，可以准确的检测实验过程中驱替模型不同位置的压力变化，避免由于测压点过少而导致驱替模型部分区域无法检测。本实施例中，驱替模型测压点间隔为200mm，沿着实验流体流向分别为：第一测压点(15)、第二测压点(16)和第三测压点(17)。
高精度恒速恒压泵(1)分别与CO2容器(2)、活油容器(3)、模拟地层水容器(4)、混合纳米流体容器(5)连接后与驱替模型(29)连接。CO2容器(2)、活油容器(3)、模拟地层水容器(4)、混合纳米流体容器(5)并联连接，从而组成流体注入管路，用于向驱替模型内注入各种流体。
驱替模型放置在恒温箱(26)内，用于保持驱替模型内温度为油藏温度；本实施例中，油藏温度为54.2℃。
采出口(19)、回压阀(20)、压力表(7)和回压控制系统(21)相连接，用于控制驱替模型内压力；
气液分离器(22)、电子天平(23)、气体计量系统(24)和真空泵(25)相连接，用于测量产出液体(油和水)和气体体积；
计算机(27)、压力采集系统(28)、驱替模型中部注入口(9)、采出口(19)、第一测压点(15)、第二测压点(16)和第三测压点(17)相连接，用于自动、连续记录中部注入口(9)、采出口(19)、第一测压点(15)、第二测压点(16)和第三测压点(17)处压力；本实施例中，记录了中部注入口(9)、采出口(19)和第二测压点(16)处的压力。
实施例2、
如上述稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验装置的实验方法，包括步骤如下：
1)安装并利用石英砂填充驱替模型。
2)准备注入流体，包括活油、模拟地层水、混合纳米流体和CO2气体。
3)排空驱替模型内空气，使驱替模型为真空状态。
4)注入模拟地层水和活油，测量驱替模型孔隙度、渗透率和初始含油饱和度。
5)稠油油藏衰竭开采阶段：降低驱替模型压力至目标油藏压力。压降过程中记录产油量、产气量和各个测压点压力，计算衰竭开采阶段累积生产气油比和采出程度。
6)混合纳米流体段塞注入阶段：注入混合纳米流体。记录不同时刻注入量、产液量、产油量、产气量和各个测压点压力。
7)CO2微气泡段塞注入阶段：注入CO2气体，CO2气体通过CO2微气泡发生器(31)形成CO2微气泡后注入驱替模型。记录不同时刻注入量、产液量、产油量、产气量和各个测压点压力。
8)重复步骤6)～步骤7)，注入多个混合纳米流体和CO2微气泡段塞，从而实现混合纳米流体交替CO2微气泡驱过程，计算混合纳米流体交替CO2微气泡驱过程中不同注入量(对应不同孔隙体积)下的含水率、累积生产气油比和采出程度，实验直至含水率或生产气油比达到界限值时结束。
所述步骤1)中，安装并利用石英砂填充驱替模型的具体方法如下：将驱替模型垂直放置，入口盖板(11)在下，填充石英砂同时震荡外体(14)压实石英砂，之后利用螺栓(12)将出口盖板(18)安装并固定在外体(14)上，在入口盖板(11)和出口盖板(18)与外体(14)接触的部位安装密封圈(13)，保证驱替模型密封性。其中，石英砂粒径为20-120目，可以较好模拟稠油油藏疏松砂岩地层；本实施例中，石英砂粒径为40-80目。
所述步骤2)中，准备注入流体的方法为：
2.1)根据油藏稠油溶解气油比和气体压缩因子，利用配样仪，在油藏压力和温度下配制活油，用于模拟实际油藏中的稠油，并将配制好的活油从配样仪导入至活油容器；地层条件下活油粘度大于5000mPa·s；本实施例中，地层条件下活油粘度为24700mPa·s。
2.2)本发明中优选的混合纳米流体为添加SiO2纳米颗粒、Al2O3纳米颗粒和分散剂的NaCl溶液。其中混合纳米颗粒浓度为0.01～1wt％，SiO2和Al2O3纳米颗粒配比为20-80％。NaCl浓度为0.1～5wt％。分散剂为聚乙烯吡咯烷酮(PVP)，浓度为0.1～5wt％，可以使得混合纳米颗粒在NaCl溶液保持稳定，避免纳米颗粒聚并而产生沉淀。本实施例中，混合纳米颗粒浓度为0.05wt％，SiO2和Al2O3纳米颗粒配比为50％，NaCl浓度0.5wt％，分散剂聚乙烯吡咯烷酮(PVP)浓度为1wt％。
2.3)优选的制备混合纳米流体过程如下：首先用量筒量取一定体积的蒸馏水，用高精度电子天平称量一定质量的NaCl、PVP、SiO2和Al2O3纳米颗粒，并添加到蒸馏水中制成混合纳米流体。之后，用玻璃棒搅拌混合纳米流体5分钟以上，直至NaCl和PVP完全溶解，混合纳米颗粒处于均匀分散状态。最后，利用超声波分散器分散混合纳米流体1小时以上。超声波分散器输出功率100W-1000W，工作频率20-25kHz。
本实施例中，用量筒量取148cm3蒸馏水，用高精度电子天平称量0.75g NaCl，1.5gPVP，0.0375gSiO2纳米颗粒和0.0375gAl2O3纳米颗粒，并添加到蒸馏水中，用玻璃棒搅拌混合纳米流体10分钟，最后，利用超声波分散器分散混合纳米流体1小时。超声波分散器输出功率300W，工作频率25kHz。
所述步骤3)中，使驱替模型为真空状态的方法为：对驱替模型抽真空的时间为24～48小时，真空泵抽气速率2m3/h～5m3/h，极限真空2～4Pa。本实施例中，抽真空时间为24小时。
所述步骤4)中，注入模拟地层水和活油，测量驱替模型孔隙度、渗透率和初始含油饱和度的方法为：
4.1)打开驱替模型中部注入口(9)，在真空状态下吸入模拟地层水，当压力由负压接近大气压时改为注入模拟地层水，记录注入模拟地层水量V水饱和，并通过公式(1)计算驱替模型孔隙度φ；
式(1)中，D表示驱替模型内径，cm，L表示驱替模型长度，cm。
本实施例中，驱替模型内径为7cm，驱替模型长度为80cm。注入模拟地层水量V水饱和为1101.96cm3，所以驱替模型孔隙度为35.79％。
4.2)打开驱替模型采出口(19)，改变n次注入速度向驱替模型中注入模拟地层水，注入过程测量中部注入口(9)和采出口(19)压力。之后根据公式(2)所示达西定律计算驱替模型渗透率k；
式(2)中，Qi表示第i次的注入速度，cm3/min；μ表示流体粘度，mPa·s；Δpi表示第i次注入时驱替模型中部注入口(9)和采出口(19)压力差，10-1MPa。
注入模拟地层水的速率范围为10cm3/min-40cm3/min。
本实施例中，模拟地层水粘度为1mPa·s，模拟地层水不同注入速率下渗透率数据如表1所示。
表1实施例2中不同注入速率下的渗透率
则驱替模型最终渗透率为6.22μm2。
4.3)利用回压控制系统(21)和回压阀(20)调节驱替模型压力为原始油藏压力，从驱替模型中部注入口(9)注入模拟地层水，直至驱替模型内压力为原始油藏压力。本实施例中原始油藏压力为8.9MPa。
4.4)从所述中部注入口(9)注入活油，注入的活油体积V油注为驱替模型孔隙体积的1.5倍以上。当采出口(19)产出油生产气油比等于活油原始溶解气油比时，关闭采出口(19)，记录注入活油体积V油注和采出原油体积V油采。注入活油过程结束通过公式(3)计算初始含油饱和度Soi。
本实施例中，注入活油体积V油注和采出原油体积V油采分别为1767.97cm3和736.05cm3，注入模拟地层水量V水饱和为1101.96cm3，因此初始含油饱和度为Soi＝93.64％。
所述步骤5)中，稠油油藏衰竭开采的方法为：
5.1)利用回压控制系统(21)和回压阀(20)控制驱替模型内压力的压降速度为0.6～6MPa/h。
本实施例中，压降速度为3MPa/h，具体操作方法为每隔12min降压0.6MPa，降至目标油藏压力4MPa。
5.2)利用公式(4)～(5)计算衰竭开采阶段累积生产气油比Rp衰竭和采出程度R衰竭：
其中V气衰竭为衰竭阶段累积产气量，cm3，V油衰竭为衰竭阶段累积产油量，cm3。
本实施例中，压降过程中记录产油量、产气量和各个测压点压力分别见图2，图3和图4。衰竭开采阶段累积产油量为20.41cm3，累积产气量为320cm3，累积生产气油比为15.68cm3/cm3，衰竭开采阶段采出程度为1.98％。
所述步骤6)中混合纳米流体段塞注入方法如下：
打开驱替模型上部注入口(10)和采出口(19)，通过流体注入管路将混合纳米流体注入驱替模型，注入速度为0.5-10cm3/min，注入压力高于驱替模型当前压力0.1-1MPa，混合纳米流体注入量为0.05-0.5孔隙体积，注入过程结束后关闭驱替模型上部注入口(10)。混合纳米流体从上部注入口(10)注入的优势在于由于混合纳米流体密度高于原油，在重力作用下混合纳米流体从驱替模型上部逐渐向下部运移，从而提高垂向波及系数。
本实施例中，混合纳米流体注入速度为1cm3/min，注入压力高于驱替模型当前压力0.1MPa，混合纳米流体注入量为0.1孔隙体积。
所述步骤7)中CO2微气泡段塞注入方法如下：
打开驱替模型下部注入口(8)，以0.5-10cm3/min的速度将CO2注入驱替模型，注入压力高于驱替模型当前压力0.1-1MPa，CO2注入量为0.05-0.5孔隙体积，注入过程结束后关闭驱替模型下部注入口(8)。CO2微气泡从下部注入口(8)注入的优势在于由于CO2微气泡密度小于原油，在浮力作用下，CO2微气泡逐渐从驱替模型下部向上部运移，从而提高垂向波及系数。
本实施例中，CO2注入速度为5cm3/min，注入压力高于驱替模型当前压力0.1MPa，CO2注入量为0.1孔隙体积。
所述步骤8)中，实验结束条件为含水率达到95％以上或生产气油比达到2000以上。
所述步骤8)中，计算注入量(对应孔隙体积)为i时的含水率fwi、累积生产气油比Rpi和采出程度Ri的方法为：
其中，V油i表示注入量(对应孔隙体积)为i时测量的产油量，cm3，V液i表示注入量(对应孔隙体积)为i时测量的产液量，cm3，V气i表示注入量(对应孔隙体积)为i时的产气量，cm3；
实验结束时的采出程度即为最终采收率。
对应实验分析：
混合纳米流体交替CO2微气泡驱过程中的含水率、累积生产气油比、采出程度和各测压点压力随注入量变化情况如图5～图8所示。通过与常规CO2气水交替驱相比可知，注入量相同时混合纳米流体交替CO2微气泡驱采出程度较高，采收率提高12.84％，含水率和累积生产气油比都大幅度减小，因此，混合纳米流体交替CO2微气泡驱开发效果好于常规CO2气水交替驱。通过分析技术原因在于注入的混合纳米流体可以有效的降低油水界面张力，改变岩石的润湿性，并通过增加水段塞密度和粘度，减小流度比。此外，注入的CO2微气泡直径小，比表面积大，注入油藏后具有更大的原油接触面积，在稠油中的溶解量和扩散速度增加，更好地起到膨胀原油、降低粘度的作用；同时，由于CO2微气泡直径小，其受浮力较小，可以抑制气窜和重力超覆现象，扩大纵向波及系数。此外，通过上部注入混合纳米流体段塞，下部注CO2微气泡段塞的方法，可以有效抑制超覆现象，提高垂向波及效率。
实施例3、
本实施例中实验用设备与实施例1相同，其实验方法与实施例2的区别在于：
所述步骤4)中，饱和模拟地层水过程中注入模拟地层水量为1108.97cm3，所以驱替模型孔隙度为36.02％。
模拟地层水不同注入速率下渗透率数据如表2所示。
表2实施例3中不同注入速率下的渗透率
则驱替模型最终渗透率为6.93μm2。
原始油藏压力为8.7MPa，注入活油体积V油注和采出原油体积V油采分别为1670.67cm3和639.72cm3，因此初始含油饱和度为Soi＝92.96％。
所述步骤5)中，目标油藏压力为6MPa。压降过程中记录产油量、产气量和各个测压点压力如图9、图10和图11所示。衰竭开采阶段累积产油量为2.93cm3，累积产气量为45cm3，累积生产气油比为15.36cm3/cm3，衰竭开采阶段采出程度为0.28％。
所述步骤6)中混合纳米流体注入量为0.05孔隙体积。
所述步骤7)中CO2微气泡注入量为0.05孔隙体积。
应用实验分析：
含水率、累积生产气油比、采出程度和各测压点压力随注入量变化情况分别见图5、图6、图7、图12。由上图可知，与实施例2相比，注入量相同时，实施例3采出程度高于实施例2和常规CO2气水交替驱，实施例3最终采收率比实施例2提高2.96％，比常规CO2气水交替驱采收率提高了15.8％。原因在于实施例3衰竭开发结束时压力提高至6MPa，高于泡点压力，且混合纳米流体和CO2微气泡段塞大小减小为0.05孔隙体积。衰竭开发结束时压力升高，CO2气体在稠油中的溶解度也增加，有利于稠油降粘和膨胀。此外，混合纳米流体和CO2微气泡段塞大小减小，延缓了注入的混合纳米流体和CO2微气泡的突破时间，有利于提高最终采收率。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验装置，实验流体注入系统、驱替模型、气液分离器和用于采集驱替模型注入口端、采出口端、模型轴向处各点压力的计算机，其特征在于：所述实验流体注入系统至少包括CO2容器(2)、活油容器(3)、模拟地层水容器(4)和混合纳米流体容器(5)；在所述驱替模型注入口端在不同的水平位置设置有至少三个注入口：下部注入口(8)、中部注入口(9)、上部注入口(10)。
2.根据权利要求1所述的一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验装置，其特征在于，所述实验流体注入系统具体包括：用于泵驱并联CO2容器(2)、活油容器(3)、模拟地层水容器(4)、混合纳米流体容器(5)的高精度恒速恒压泵(1)；沿流体流向依次设置有：控制阀(6)、压力表(7)、下部注入口(8)、中部注入口(9)、上部注入口(10)、入口盖板(11)、螺栓(12)、密封圈(13)、外体(14)、第一测压点(15)、第二测压点(16)、第三测压点(17)、出口盖板(18)和采出口(19)。
3.根据权利要求1所述的一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验装置，其特征在于，在所述驱替模型(29)注入口端设置有滤网(30)；
优选的，所述设置滤网(30)的位置是：中部注入口(9)、上部注入口(10)和采出口(19)；优选的，所述滤网为100-800目，圆形，直径5-50mm，厚度3-10mm；
优选的，所述驱替模型内径为50-120mm，长度为600～1000mm；优选的，所述驱替模型每隔100～400mm设置测压点，可以准确的检测实验过程中驱替模型不同位置的压力变化，避免由于测压点过少而导致驱替模型部分区域无法检测。
4.根据权利要求1所述的一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验装置，其特征在于，所述下部注入口(8)安装有CO2微气泡发生器(31)，用于生成CO2微气泡；所述CO2微气泡发生器(31)包括至少2个叠加设置的微孔滤网，所述每个微孔滤网为800-1200目滤网，厚度9-30mm；优选的，滤网整体为圆形，直径5-50mm。
5.一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验方法，其特征在于，包括步骤如下：
1)安装并利用石英砂填充驱替模型；
2)准备注入流体，至少包括活油、模拟地层水、混合纳米流体和CO2气体；
3)排空驱替模型内空气，使驱替模型为真空状态；
4)注入模拟地层水和活油，测量驱替模型孔隙度、渗透率和初始含油饱和度；
5)稠油油藏衰竭开采阶段，降低驱替模型压力至目标油藏压力：压降过程中记录产油量、产气量和各个测压点压力，计算衰竭开采阶段累积生产气油比和采出程度；
6)混合纳米流体段塞注入阶段：注入混合纳米流体，并记录不同时刻注入量、产液量、产油量、产水量和各个测压点压力；
7)CO2微气泡段塞注入阶段：注入CO2气体，CO2气体通过CO2微气泡发生器(31)形成CO2微气泡后注入驱替模型，并记录不同时刻注入量、产液量、产油量、产气量和各个测压点压力。
6.根据权利要求5所述的一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验方法，其特征在于，所述实验方法还包括以下步骤：
8)重复步骤6)～步骤7)，注入多个混合纳米流体和CO2微气泡段塞，从而实现混合纳米流体交替CO2微气泡驱过程，计算混合纳米流体交替CO2微气泡驱过程中不同注入量下的含水率、累积生产气油比和采出程度，实验直至含水率或生产气油比达到界限值时结束。
7.根据权利要求5所述的一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验方法，其特征在于，所述实验方法还包括以下步骤用于研究以下参数对混合纳米流体交替CO2微气泡驱效果的影响：
9)至少分别改变：垂向注入位置、纳米流体类型、CO2微气泡尺寸、注入压力、段塞大小或段塞比参数，再分别重复上述步骤1)-8)。
8.根据权利要求5所述的一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验方法，其特征在于，所述步骤2)中，准备注入流体的方法包括：所述混合纳米流体为添加SiO2纳米颗粒、Al2O3纳米颗粒和分散剂的NaCl溶液；
优选的，所述混合纳米颗粒浓度为0.01～1wt％，SiO2和Al2O3纳米颗粒配比为20-80％，NaCl浓度为0.1～5wt％，分散剂为聚乙烯吡咯烷酮(PVP)，浓度为0.1～5wt％；
优选的，所述步骤2)中，准备注入流体的方法包括：制备混合纳米流体过程如下：按所述混合纳米流体各组分的浓度配比进行混合，蒸馏水、NaCl、PVP、SiO2和Al2O3纳米颗粒，并添加到蒸馏水中制成混合纳米流体；物理搅拌混合纳米流体直至NaCl和PVP完全溶解，混合纳米颗粒处于均匀分散状态；最后，利用超声波分散器分散混合纳米流体1小时以上。
9.根据权利要求5所述的一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验方法，其特征在于，
所述步骤4)中，注入模拟地层水和活油，测量驱替模型孔隙度、渗透率和初始含油饱和度的方法为：
4.1)打开驱替模型中部注入口(9)，在真空状态下吸入模拟地层水，当压力由负压接近大气压时改为注入模拟地层水，记录注入模拟地层水量V水饱和，并通过公式(1)计算驱替模型孔隙度φ；
式(1)中，D表示驱替模型内径，cm，L表示驱替模型长度，cm；
4.2)打开驱替模型采出口(19)，改变n次注入速度向驱替模型中注入模拟地层水，注入过程测量中部注入口(9)和采出口(19)压力，之后根据公式(2)所示达西定律计算驱替模型渗透率k；
式(2)中，Qi表示第i次的注入速度，cm3/min；μ表示流体粘度，mPa·s；Δpi表示第i次注入时驱替模型中部注入口(9)和采出口(19)压力差，10-1MPa；
注入模拟地层水的速率范围为10cm3/min-40cm3/min；
4.3)利用回压控制系统(21)和回压阀(20)调节驱替模型压力为原始油藏压力，从驱替模型中部注入口(9)注入模拟地层水，直至驱替模型内压力为原始油藏压力；
4.4)从所述中部注入口(9)注入活油，注入的活油体积V油注为驱替模型孔隙体积的1.5倍以上，当采出口(19)产出油生产气油比等于活油原始溶解气油比时，关闭采出口(19)，记录注入活油体积V油注和采出原油体积V油采，注入活油过程结束通过公式(3)计算初始含油饱和度Soi：
优选的，所述步骤5)中，稠油油藏衰竭开采的方法为：
5.1)利用回压控制系统(21)和回压阀(20)控制驱替模型内压力的压降速度为0.6～6MPa/h；
5.2)利用公式(4)～(5)计算衰竭开采阶段累积生产气油比Rp衰竭和采出程度R衰竭：
其中V气衰竭为衰竭阶段累积产气量，cm3，V油衰竭为衰竭阶段累积产油量，cm3。
10.根据权利要求5所述的一种稠油油藏混合纳米流体交替CO2微气泡驱实验方法，其特征在于，所述步骤6)中混合纳米流体段塞注入方法如下：
打开驱替模型上部注入口(10)和采出口(19)，通过流体注入管路将混合纳米流体注入驱替模型，注入速度为0.5-10cm3/min，注入压力高于驱替模型平均压力0.1-1MPa，混合纳米流体注入量为0.05-0.5孔隙体积，注入过程结束后关闭驱替模型上部注入口(10)；
优选的，所述步骤7)中CO2微气泡段塞注入方法如下：
打开驱替模型下部注入口(8)，以0.5-10cm3/min的速度将CO2注入驱替模型，注入压力高于驱替模型平均压力0.1-1MPa，CO2注入量为0.05-0.5孔隙体积，注入过程结束后关闭驱替模型下部注入口(8)；所述步骤8)中，实验结束条件为含水率达到95％以上或生产气油比达到2000以上；
所述步骤8)中，计算注入量为i时的含水率fwi、累积生产气油比Rpi和采出程度Ri的方法为：
其中，V油i表示注入量为i时测量的产油量，cm3，V液i表示注入量为i时测量的产液量，cm3，V气i表示第i次测量的产气量，cm3；
实验结束时的采出程度即为最终采收率。
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