CN111257540B - 一种评价超临界co2全周期压裂蓄能返排效果的实验方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种评价超临界CO₂全周期压裂蓄能返排效果的实验方法及装置，属于石油工程‑油气田开发工程技术领域，装置包括岩心系统、蓄能系统、返排系统、四通，岩心系统入口连接至四通，蓄能系统出口连接至四通，返排系统连接至四通，四通上还连接有压力表，岩心系统夹持岩心，蓄能系统包括盛放不同物质的中间容器，利用蓄能系统和返排系统可对岩心进行多模式的蓄能实验、返排实验，使用简单方便，同时可以精确评价出不同模式的压裂方式的增能效果以及返排效率，对超临界CO₂压裂效果的实验研究具有指导性的意义。

Description

一种评价超临界CO2全周期压裂蓄能返排效果的实验方法及 装置

技术领域

本发明涉及一种评价超临界CO₂全周期压裂蓄能返排效果的实验方法及装置，属于石油工程-油气田开发工程技术领域。

背景技术

随着我国对油气资源量的需求日益增长，致密油气等非常规油气资源成为增储上产的战略性接替目标，但是由于致密油气层的渗透率极低，孔隙不发育，因此一般需要进行压裂增产才能形成工业产能。目前，油气藏压裂改造手段主要采用水基压裂液，但是对于低渗、低压、强水敏水锁油气藏，由于地层压力低，存在压后液体返排困难的难题，并且由于地层粘土含量高，水敏严重，压裂液对地层伤害大，特别是在油田开发中后期，随着地层能量的不断下降，压裂液返排非常困难，压裂效果也越来越差。而超临界CO₂压裂技术有效规避了常规水力压裂会引起的地层伤害、诱发地震和环境污染等问题，已逐步成为一项热门的无水压裂技术，对实现致密油气层的高效开发具有重要作用。

超临界CO₂压裂技术充分利用超临界CO₂自身界面张力小、扩散能力强、储层配伍性好等特点，具有节水、保护环境、埋存CO₂以及增能增产等优势。矿场试验及数值模拟研究表明，超临界CO₂可改善储层物性，降低岩石起裂压力，促进形成复杂缝网结构，同时可以高效置换吸附气，降低原油粘度，提高单井产量。因此，超临界CO₂压裂技术具有很高的技术可行性以及较好的投入产出比。

目前公开发表对超临界CO₂压裂体系的研究主要都集中于针对超临界CO₂的相态、对原油降粘效果等方面进行室内实验研究，而对于评价超临界CO₂全周期压裂蓄能返排效果，主要采用数值模拟手段对其进行研究，缺少评价超临界CO₂全周期压裂的增能返排实验用来验证和支持数学模型的研究成果。本发明拟通过模拟矿场实际压裂过程，自主设计出一种评价超临界 CO₂全周期压裂蓄能返排效果的实验方法和装置。

发明内容

针对现有技术的不足，通过模拟油田超临界CO₂全周期实际压裂过程，本发明提供一种评价超临界CO₂全周期压裂蓄能返排效果的实验方法及实验装置，对压裂过程中压力变化及返排效率进行实验机理评价，解决了现有缺少评价超临界CO₂全周期压裂增能返排效果的实验方法的问题。

术语解释

地层原油：指实验用油的粘度，组分等性质与地层中的原油一致。

本发明的技术方案如下：

一种评价超临界CO₂全周期压裂蓄能返排效果的实验方法，包括如下步骤：

(1)测试岩心基础物性：测量岩心质量、长度、直径、渗透率和孔隙度，计算岩心孔隙体积，并饱和地层水。

(2)设定岩心系统的地层条件：打开恒温箱，将温度预设为地层温度，将岩心放入岩心夹持器中，利用手摇泵对岩心夹持器施加围压，围压设定为岩心区块地层压力；所述围压为岩心夹持器表层所受的压力、模拟地层压力；

(3)根据常规的实验驱替装置以地层原油建立束缚水饱和度：恒速驱替油样注入岩心，记录驱替压力和岩心出口端出水量，当出口端出水量不再增加时，束缚水饱和度建立完毕，计算岩心束缚水饱和度和含油饱和度；

(4)保持地层条件，进行模拟成藏老化；

(5)蓄能实验：①恒压驱地层原油将岩心系统内的压力提升到地层压力；②恒速注入不同模式的压裂液，观测整个岩心系统的动态压力变化；③关闭注入通道使整个岩心系统处于焖压状态，观察整个岩心系统的静态压力变化情况；

(6)返排实验：收集返排出的气体和/或液体，同时将二氧化碳体积折算到二氧化碳原始压力下进行返排率的计算后结束实验；

二氧化碳体积并折算到二氧化碳原始压力计算公式为：

理想气体状态方程为：

PV＝nZRT (3)

式中：

P——理想气体的压强，Pa

V——理想气体的体积，m³

n——气体的物质的量，mol

Z——气体压缩因子；

R——比例系数，J/(mol·K)

T——体系温度，K

可推出压裂体系压力下二氧化碳压缩因子：

式中：

P₁——压裂体系下二氧化碳的压强，Pa

V₁——压裂体系下二氧化碳的体积，m³

n₁——压裂体系下二氧化碳的物质的量，mol

Z₁——压裂体系下二氧化碳压缩因子；

T₁——压裂体系温度，K

大气压下同等物质的量二氧化碳压缩因子：

式中：

P₂——大气压强，Pa

V₂——大气压下二氧化碳的体积，m³

n₁——大气压下二氧化碳的物质的量，mol

Z₂——大气压下二氧化碳压缩因子；

T₂——室内温度，K

所以，二氧化碳大气压下体积折算到压裂体系下体积计算公式为：

不同压裂液返排效率计算公式为：

式中：

η——返排效率；

V_注入——注入的压裂液体积，m³

V_返排——返排出压裂液体积，m³。

优选的：步骤(3)中，恒速驱替油样注入岩心，每隔1h记录驱替压力和岩心出口端出水量。

优选的：步骤(3)中，束缚水饱和度和含油饱和度计算公式如下：

式(1)中：

L——岩心长度，cm

h——岩心直径，cm

φ——岩心孔隙度，％

π——圆周率；

V_出口——出口端水量，cm³；

S_w——束缚水饱和度

式(2)中，S_o——含油饱和度。

优选的，步骤(4)中，保持地层条件72h进行模拟成藏老化。

优选的，步骤(5)中，步骤②中的模式包括：模式一：仅注入CO₂；模式二：仅注入滑溜水；模式三：先注CO₂，再注滑溜水；模式四：先注滑溜水，再注CO₂。

进一步优选的，步骤(5)中，步骤②中的模式包括：模式一：注1PV的CO₂；模式二：注1PV滑溜水；模式三：先注0.5PV的CO₂，再注0.5PV的滑溜水；模式四：先注0.5PV的滑溜水，再注0.5PV的CO₂。

进一步优选的，当步骤(5)中步骤②为模式一时，步骤(6)中，返排时分阶段设定回压值，逐次降低不同的压力值，收集计算返排出来的气体的体积，同时将二氧化碳体积折算到二氧化碳原始压力下进行返排率的计算后结束实验；

当步骤(5)中步骤②为模式二或模式三或模式四时，步骤(6)中，收集返排出的液体和/或气体，将二氧化碳体积折算到二氧化碳原始压力下进行返排率的计算后结束实验。

进一步优选的，当步骤(5)中步骤②为模式一时，步骤(6)中，以蓄能实验中的地层压力为基准，依次降低1MPa、5MPa和10MPa，记录不同压力下的返排率。由于气体有较大的膨胀性，当进行模式一、只注入气体时，返排时需要增加阶段性返排回压的设置，其余模式不需要。

一种评价超临界CO₂全周期压裂蓄能返排效果的实验装置，利用该装置进行上述实验方法，装置包括岩心系统、蓄能系统、返排系统、四通；

岩心系统包括恒温箱，恒温箱内设有岩心夹持器，岩心夹持器用于夹持实验用的岩心；

蓄能系统包括注入泵和三个盛放有不同物质的中间容器，三个中间容器与注入泵之间均设有二通阀，三个中间容器另一端均设有二通阀，三个中间容器的出口均通过管线连接至蓄能系统出口；

返排系统为试管或气液收集装置，气液收集装置包括相连的干燥管和气体流量计；试管用于收集无气体参与下的纯液体，有气体参与时需用干燥罐和气体流量计来分离收集；

岩心系统入口连接至四通，岩心系统入口与四通之间设有二通阀；蓄能系统出口连接至四通，蓄能系统出口与四通之间设有二通注入阀；返排系统连接至四通，返排系统与四通之间设有二通阀，四通上连接有压力表，该压力表用于测量岩心体系的入口压力。

优选的，岩心系统还包括手摇泵，手摇泵通过管线连接至岩心夹持器，手摇泵用于施加围压。

进一步优选的，手摇泵与岩心夹持器的管线上设有压力表，岩心系统出口通过二通阀连接至压力表，该压力表用于测量岩心体系的出口压力。

优选的，干燥管内设有脱脂棉，气体流量计为湿式气体流量计。

本发明的有益效果在于：

本发明通过模拟现场超临界CO₂的压裂过程，创新性的设计出室内实验评价压裂全周期蓄能返排效果的实验方法及实验装置，该方法使用简单方便，同时可以精确评价出不同模式的压裂方式的增能效果以及返排效率，对超临界CO₂压裂效果的实验研究具有指导性的意义，弥补了现有技术中对于此项研究的空白。

附图说明

图1是本发明一种评价超临界CO₂全周期压裂蓄能返排效果的实验装置示意图。

图2为测得实验岩心不同注入模式下恒速驱替时体系平均压力的变化。

图中，1.盛放滑溜水中间容器，2.二通阀1号，3.盛放二氧化碳中间容器，4.二通阀2 号，5.注入泵，6.盛放原油中间容器，7.二通阀3号，8.二通阀4号，9.干燥管，10.湿式气体流量计，11.脱脂棉，12.恒温箱，13.岩心夹持器，14.二通阀5号，15.二通阀6号，16. 二通阀7号，17.二通阀8号，18.二通注入阀，19.四通，20.压力表1号，21.二通阀9号， 22.手摇泵，23.压力表2号，24.压力表3号。

具体实施方式

下面通过实施例并结合附图对本发明做进一步说明，但不限于此。

实施例1：

一种评价超临界CO₂全周期压裂蓄能返排效果的实验装置，利用该装置进行上述实验方法，装置包括岩心系统、蓄能系统、返排系统、四通；如图1所示。

岩心系统包括恒温箱，恒温箱内设有岩心夹持器，岩心夹持器用于夹持实验用的岩心。还包括手摇泵，手摇泵通过管线连接至岩心夹持器，手摇泵用于施加围压。手摇泵与岩心夹持器的管线上设有压力表，岩心系统出口通过二通阀连接至压力表，该压力表用于测量岩心体系的出口压力。

蓄能系统包括注入泵和三个盛放有不同物质的中间容器，三个中间容器与注入泵之间均设有二通阀，三个中间容器另一端均设有二通阀，三个中间容器的出口均通过管线连接至蓄能系统出口。

返排系统为试管或气液收集装置，气液收集装置包括相连的干燥管和湿式气体流量计；试管用于收集无气体参与下的纯液体，有气体参与时需用干燥罐和气体流量计来分离收集。干燥管内设有脱脂棉。

岩心系统入口连接至四通，岩心系统入口与四通之间设有二通阀；蓄能系统出口连接至四通，蓄能系统出口与四通之间设有二通注入阀；返排系统连接至四通，干燥管与四通之间设有二通阀，四通上连接有压力表，该压力表用于测量岩心体系的入口压力。

具体包括：盛放滑溜水中间容器(1)、二通阀1号(2)、盛放二氧化碳中间容器(3)、二通阀2号(4)、注入泵(5)、盛放原油中间容器(6)、二通阀3号(7)、二通阀4号(8)、干燥管(9)、湿式气体流量计(10)、脱脂棉(11)、恒温箱(12)、岩心夹持器(13)、二通阀5号(14)、二通阀6号(15)、二通阀7号(16)、二通阀8号(17)、二通注入阀(18)、四通(19)、压力表1号(20)、二通阀9号(21)、手摇泵(22)、压力表2号(23)、压力表 3号(24)。

使用时，首先打开恒温箱(12)，将岩心夹持器(13)温度上升到地层油藏温度，然后利用手摇泵(22)向岩心夹持器(13)施加围压，围压大小可由压力表2号(23)读出。将二通阀1号(2)、二通阀2号(4)、二通阀4号(8)、二通阀6号(15)和二通阀7号(16) 关闭，二通阀3号(7)、二通阀5号(14)、二通阀8号(17)、二通注入阀(18)和二通阀 9号(21)打开，利用注入泵(5)恒压驱替盛放原油中间容器(6)中的地层原油进入岩心，入口压力由压力表1号(20)读出，出口压力由压力表3号(24)读出。当体系的平均压力达到地层压力时，将二通阀3号(7)、二通阀8号(17)和二通阀9号(21)关闭，开启二通阀2号(4)和二通阀7号(16)，利用注入泵(5)对盛放二氧化碳中间容器(3)中的二氧化碳进行加压，其压力可由压力表1号(20)读出，当二氧化碳压力与地层压力相等时，打开二通阀9号(21)，利用注入泵(5)将二氧化碳恒速驱替进入岩心，整个过程的入口压力由压力表1号(20)读出，出口压力由压力表3号(24)读出。当注入一定量的二氧化碳，关闭二通注入阀(18)，利用压力表1号(20)和压力表3号(24)来观测焖压过程静态压力变化。返排时，打开二通阀4号(8)，利用干燥管(9)里的脱脂棉(11)来计量返排出的液体质量，利用湿式气体流量计(10)来计量返排出来气体的体积。若测量滑溜水的增能返排效率，则打开二通阀1号(2)和二通阀6号(15)，关闭二通阀2号(4)和二通阀7号(16)，利用注入泵(5)驱替盛放滑溜水中间容器(1)中的滑溜水进行测试，增能效果测试步骤与测量二氧化碳的步骤类似，滑溜水返排时，由于无气体返排，返排系统可选择试管，用试管计量返排出的液体体积。四通(19)起到连接二通阀4号(8)、二通注入阀(18)、压力表1 号(20)和二通阀9号(21)的作用。

实施例2：

本实施例利用长庆某区块的岩心，从而评价不同注入方式下蓄能返排效果，具体模式如下：模式一：注1PV的CO₂；模式二：注1PV滑溜水；模式三：先注0.5PV的CO₂，再注0.5PV的滑溜水；模式四：先注0.5PV的滑溜水，再注0.5PV的CO₂。

本实施例的不同注入模式蓄能返排效果评价方法，利用实施例1所述、图1所示的蓄能返排实验装置进行，包括步骤如下：

(1)测试实验岩心基础物性：测量岩心质量、长度、直径、渗透率和孔隙度，计算岩心孔隙体积，并饱和地层水。

(2)设定岩心系统的地层条件：打开恒温箱，设定地层条件，这里的地层条件指的是实验中的围压、温度与地层环境一致。地层条件包括温度和围压，将温度预设为地层温度，将岩心放入岩心夹持器中，利用手摇泵对岩心夹持器施加围压，围压设定为该区块地层压力 30MPa，具体数值可由压力表2号读出。所述围压为岩心夹持器表层所受的压力。

(3)根据常规的实验驱替装置以地层原油建立束缚水饱和度：利用驱替泵(图1未标出) 恒速驱替油样注入岩心，每隔1h记录驱替压力和岩心出口端出水量。当出口端水量不再增加时，束缚水饱和度建立完毕。计算岩心束缚水饱和度和含油饱和度。

束缚水饱和度和含油饱和度计算公式如下：

式中：

L——岩心长度，cm

h——岩心直径，cm

φ——岩心孔隙度，％

π——圆周率；

V_出口——出口端水量，cm³；

S_w——束缚水饱和度

S_o——含油饱和度。

(4)保持地层条件72h进行模拟成藏老化。

(5)蓄能实验：进行模式一时：打开二通阀3号、二通阀5号、二通阀8号、二通注入阀和二通阀9号，其他二通阀均关闭，利用注入泵恒压驱替盛放原油中间容器中的地层原油进入岩心，入口压力由压力表1号读出，出口压力由压力表3号读出，岩心系统的出口端通过二通阀5号连接至压力表3号、为盲端，实验中一直由压力表3号读取岩心系统内的压力。当岩心系统内的平均压力达到地层压力时，将二通阀3号、二通阀8号和二通阀9号关闭，开启二通阀2号和二通阀7号，利用注入泵对盛放二氧化碳中间容器中的二氧化碳进行加压，其压力可由压力表1号读出，当二氧化碳压力与地层压力相等时，打开二通阀9号，利用注入泵将二氧化碳恒速驱替进入岩心，整个过程的入口压力由压力表1号读出，出口压力由压力表3号读出。当注入1PV的二氧化碳，关闭二通注入阀，利用压力表1号和压力表3号来观测焖压过程静态压力变化。

评价模式二——单独注入滑溜水模式下蓄能效果与上述步骤类似，当岩心系统内的平均压力达到地层压力时，将二通阀3号、二通阀8号和二通阀9号关闭，开启二通阀1号和二通阀6号，利用注入泵对盛放滑溜水中间容器中的滑溜水进行加压，其压力可由压力表1号读出，当滑溜水压力与地层压力相等时，打开二通阀9号，利用注入泵将滑溜水恒速驱替进入岩心，整个过程的入口压力由压力表1号读出，出口压力由压力表3号读出。当注入1PV的滑溜水，关闭二通注入阀，利用压力表1号和压力表3号来观测焖压过程静态压力变化。

当不同压裂介质交替注入时，即模式三，首先打开二通阀3号、二通阀5号、二通阀8号、二通注入阀和二通阀9号，其他二通阀均关闭，利用注入泵恒压驱替盛放原油中间容器中的地层原油进入岩心，入口压力由压力表1号读出，出口压力由压力表3号读出。当岩心系统内的平均压力达到地层压力时，将二通阀3号、二通阀8号和二通阀9号关闭，开启二通阀2号和二通阀7号，利用注入泵对盛放二氧化碳中间容器中的二氧化碳进行加压，其压力可由压力表1号读出，当二氧化碳压力与地层压力相等时，打开二通阀9号，利用注入泵将二氧化碳恒速驱替进入岩心，整个过程的入口压力由压力表1号读出，出口压力由压力表 3号读出。当注入0.5PV二氧化碳后，关闭二通阀9号、二通阀2号和二通阀7号，打开二通阀1号和二通阀6号，利用注入泵对盛放滑溜水中间容器中的滑溜水进行加压，其压力可由压力表1号读出，当滑溜水压力与岩心夹持器体系压力相等时，打开二通阀9号，利用注入泵将滑溜水恒速驱替进入岩心，整个过程的入口压力由压力表1号读出，出口压力由压力表3号读出。当注入0.5PV滑溜水后，关闭二通注入阀，利用压力表1号和压力表3号来观测此模式下焖压过程静态压力变化。

评价模式四下蓄能效果与上述步骤类似，当岩心系统内的平均压力达到地层压力时，将二通阀3号、二通阀8号和二通阀9号关闭，打开二通阀1号和二通阀6号，利用注入泵对盛放滑溜水中间容器中的滑溜水进行加压，其压力可由压力表1号读出，当滑溜水压力与地层压力相等时，打开二通阀9号，利用注入泵将滑溜水恒速驱替进入岩心，整个过程的入口压力由压力表1号读出，出口压力由压力表3号读出。当注入0.5PV滑溜水后，关闭二通阀 9号、二通阀1号和二通阀6号，开启二通阀2号和二通阀7号，利用注入泵对盛放二氧化碳中间容器中的二氧化碳进行加压，其压力可由压力表1号读出，当二氧化碳压力与岩心夹持器体系压力相等时，打开二通阀9号，利用注入泵将二氧化碳恒速驱替进入岩心，整个过程的入口压力由压力表1号读出，出口压力由压力表3号读出。当注入0.5PV二氧化碳后，关闭二通注入阀，利用压力表1号和压力表3号来观测此模式下焖压过程静态压力变化。

四个模式下的蓄能实验压力变化如图2所示，不同注入模式下焖压过程中静态压力变化数据如表1所示，模式三的蓄能效果好于其他模式。

表1不同注入模式下焖压过程中静态压力变化数据

模式类型	入口压力变化/Mpa	出口压力变化/Mpa	最终稳定压力/Mpa
				模式一	0.62↑	0.55↑	19.02
模式二	0.79↓	0.04↓	30.33
				模式三	1.22↓	0.17↑	33.84
模式四	0.15↑	0.28↑	27.42

(6)返排实验：返排时，打开二通阀4号，

当步骤(5)蓄能实验进行的是模式二时，返排系统可选择试管，用试管收集返排出的液体，利用式(7)计算返排效率：

式中：

η——返排效率；

V_注入——注入的压裂液体积，m³

V_返排——返排出压裂液体积，m³，此模式下，压裂液为滑溜水。

当步骤(5)蓄能实验进行的是模式一时，返排系统为气液收集装置，返排时分阶段设定回压值，以蓄能实验中的地层压力为基准，依次降低1MPa、5MPa和10MPa，记录不同压力下的返排率，利用气体流量计计算返排的气体体积，将二氧化碳体积折算到二氧化碳原始压力下进行返排率的计算后结束实验；

二氧化碳体积并折算到二氧化碳原始压力计算公式为：

理想气体状态方程为：

PV＝nZRT (3)

式中：

P——理想气体的压强，Pa

V——理想气体的体积，m³

n——气体的物质的量，mol

Z——气体压缩因子；

R——比例系数，J/(mol·K)

T——体系温度，K

可推出压裂体系压力下二氧化碳压缩因子：

式中：

P₁——压裂体系下二氧化碳的压强，Pa

V₁——压裂体系下二氧化碳的体积，m³

n₁——压裂体系下二氧化碳的物质的量，mol

Z₁——压裂体系下二氧化碳压缩因子；

T₁——压裂体系温度，K

大气压下同等物质的量二氧化碳压缩因子：

式中：

P₂——大气压强，Pa

V₂——大气压下二氧化碳的体积，m³

n₁——大气压下二氧化碳的物质的量，mol

Z₂——大气压下二氧化碳压缩因子；

T₂——室内温度，K

所以，二氧化碳大气压下体积折算到压裂体系下体积计算公式为：

利用式(7)计算返排效率：

式中：

η——返排效率；

V_注入——注入的压裂液体积，m³

V_返排——返排出压裂液体积，m³，此模式下，公式中的压裂液指的是气态二氧化碳。

当步骤(5)蓄能实验进行的是模式三或模式四时，返排系统为气液收集装置，由于气体参与少，不需进行返排回压的设置，利用干燥管里的脱脂棉来计量返排出的液体体积，利用湿式气体流量计来计量返排出来气体的体积。同时将二氧化碳体积利用下列公式折算到二氧化碳原始压力下进行返排率的计算后结束实验。

二氧化碳体积并折算到二氧化碳原始压力计算公式为：

理想气体状态方程为：

PV＝nZRT (3)

式中：

P——理想气体的压强，Pa

V——理想气体的体积，m³

n——气体的物质的量，mol

Z——气体压缩因子；

R——比例系数，J/(mol·K)

T——体系温度，K

可推出压裂体系压力下二氧化碳压缩因子：

式中：

P₁——压裂体系下二氧化碳的压强，Pa

V₁——压裂体系下二氧化碳的体积，m³

n₁——压裂体系下二氧化碳的物质的量，mol Z₁——压裂体系下二氧化碳压缩因子；

T₁——压裂体系温度，K

大气压下同等物质的量二氧化碳压缩因子：

式中：

P₂——大气压强，Pa

V₂——大气压下二氧化碳的体积，m³

n₁——大气压下二氧化碳的物质的量，mol Z₂——大气压下二氧化碳压缩因子；

T₂——室内温度，K

所以，二氧化碳大气压下体积折算到压裂体系下体积计算公式为：

利用式(7)计算返排效率：

式中：

η——返排效率；

V_注入——注入的压裂液体积，m³

V_返排——返排出压裂液体积，m³，模式三或模式四下，公式中的压裂液指的是气态二氧化碳，计算二氧化碳的返排效率。

不同注入模式下二氧化碳和滑溜水的返排数据见表2：

表2不同注入模式下二氧化碳和滑溜水的返排数据

由以上实验可知，利用本实验装置和本实验方法，可以精确评价出不同模式的压裂方式的增能效果以及返排效率，由表2可知模式三的CO₂返排率为零，返排液体质量高于其他模式，除本实施例所述的实验数据之外，本领域技术人员可进行其他数据的组合实验，对超临界CO₂压裂效果的实验研究具有指导性的意义。

Claims (7)

1.一种评价超临界CO₂全周期压裂蓄能返排效果的实验方法，其特征在于，包括如下步骤：

(1)测试岩心基础物性：测量岩心质量、长度、直径、渗透率和孔隙度，计算岩心孔隙体积，并饱和地层水；

(2)设定岩心系统的地层条件：打开恒温箱，将温度预设为地层温度，将岩心放入岩心夹持器中，利用手摇泵对岩心夹持器施加围压，围压设定为岩心区块地层压力；

(3)根据常规的实验驱替装置以地层原油建立束缚水饱和度：恒速驱替油样注入岩心，每隔1h记录驱替压力和岩心出口端出水量，当出口端出水量不再增加时，束缚水饱和度建立完毕，计算岩心束缚水饱和度和含油饱和度；

束缚水饱和度和含油饱和度计算公式如下：

式(1)中：

L——岩心长度，cm

h——岩心直径，cm

φ——岩心孔隙度，％

π——圆周率；

V_出口——出口端水量，cm³；

S_w——束缚水饱和度

式(2)中，S_o——含油饱和度；

(4)保持地层条件，进行模拟成藏老化；

(5)蓄能实验：①恒压驱地层原油将岩心系统内的压力提升到地层压力；②恒速注入不同模式的压裂液，观测整个岩心系统的动态压力变化；③关闭注入通道使整个岩心系统处于焖压状态，观察整个岩心系统的静态压力变化情况；

步骤②中的模式包括：模式一：注1PV的CO₂；模式二：注1PV滑溜水；模式三：先注0.5PV的CO₂，再注0.5PV的滑溜水；模式四：先注0.5PV的滑溜水，再注0.5PV的CO₂；(6) 返排实验：收集返排出的气体和/或液体，同时将二氧化碳体积折算到二氧化碳原始压力下进行返排率的计算后结束实验；

当步骤(5)中步骤②为模式一时，步骤(6)中，返排时分阶段设定回压值，逐次降低不同的压力值，收集计算返排出来的气体的体积，同时将二氧化碳体积折算到二氧化碳原始压力下进行返排率的计算后结束实验；

当步骤(5)中步骤②为模式二或模式三或模式四时，步骤(6)中，收集返排出的液体和/或气体，将二氧化碳体积折算到二氧化碳原始压力下进行返排率的计算后结束实验；

二氧化碳体积并折算到二氧化碳原始压力计算公式为：

理想气体状态方程为：

PV＝nZRT (3)

式中：

P——理想气体的压强，Pa

V——理想气体的体积，m³

n——气体的物质的量，mol

Z——气体压缩因子；

R——比例系数，J/(mol·K)

T——体系温度，K

可推出压裂体系压力下二氧化碳压缩因子：

式中：

P₁——压裂体系下二氧化碳的压强，Pa

V₁——压裂体系下二氧化碳的体积，m³

n₁——压裂体系下二氧化碳的物质的量，mol

Z₁——压裂体系下二氧化碳压缩因子；

T₁——压裂体系温度，K

大气压下同等物质的量二氧化碳压缩因子：

式中：

P₂——大气压强，Pa

V₂——大气压下二氧化碳的体积，m³

n₁——大气压下二氧化碳的物质的量，mol

Z₂——大气压下二氧化碳压缩因子；

T₂——室内温度，K

所以，二氧化碳大气压下体积折算到压裂体系下体积计算公式为：

不同压裂液返排效率计算公式为：

式中：

η——返排效率；

V_注入——注入的压裂液体积，m³

V_返排——返排出压裂液体积，m³。

2.根据权利要求1所述的评价超临界CO₂全周期压裂蓄能返排效果的实验方法，其特征在于：步骤(4)中，保持地层条件72h进行模拟成藏老化。

3.根据权利要求1所述的评价超临界CO₂全周期压裂蓄能返排效果的实验方法，其特征在于，当步骤(5)中步骤②为模式一时，步骤(6)中，以蓄能实验中的地层压力为基准，依次降低1MPa、5MPa和10MPa，记录不同压力下的返排率。

4.一种用于评价权利要求1-3任意一项权利要求所述超临界CO₂全周期压裂蓄能返排效果的实验方法的实验装置，其特征在于，装置包括岩心系统、蓄能系统、返排系统、四通；

岩心系统包括恒温箱，恒温箱内设有岩心夹持器，岩心夹持器用于夹持实验用的岩心；

蓄能系统包括注入泵和三个盛放有不同物质的中间容器，三个中间容器与注入泵之间均设有二通阀，三个中间容器另一端均设有二通阀，三个中间容器的出口均通过管线连接至蓄能系统出口；

返排系统为试管或气液收集装置，气液收集装置包括相连的干燥管和气体流量计；

岩心系统入口连接至四通，岩心系统入口与四通之间设有二通阀；蓄能系统出口连接至四通，蓄能系统出口与四通之间设有二通注入阀；返排系统连接至四通，返排系统与四通之间设有二通阀，四通上连接有压力表。

5.根据权利要求4所述的实验装置，其特征在于，岩心系统还包括手摇泵，手摇泵通过管线连接至岩心夹持器，手摇泵用于施加围压。

6.根据权利要求5所述的实验装置，其特征在于，手摇泵与岩心夹持器的管线上设有压力表，岩心系统出口通过二通阀连接至压力表。

7.根据权利要求4所述的实验装置，其特征在于，干燥管内设有脱脂棉，气体流量计为湿式气体流量计。

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