CN111693676B - 一种多孔介质中原油泡点压力测定系统及方法 - Google Patents
一种多孔介质中原油泡点压力测定系统及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111693676B CN111693676B CN201910185767.9A CN201910185767A CN111693676B CN 111693676 B CN111693676 B CN 111693676B CN 201910185767 A CN201910185767 A CN 201910185767A CN 111693676 B CN111693676 B CN 111693676B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- crude oil
- core
- volume
- valve
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 181
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 86
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 83
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 45
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 27
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 18
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 18
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 5
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 claims description 4
- 238000011946 reduction process Methods 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 210000005056 cell body Anatomy 0.000 claims 6
- 210000004027 cell Anatomy 0.000 claims 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 54
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 235000017166 Bambusa arundinacea Nutrition 0.000 description 4
- 235000017491 Bambusa tulda Nutrition 0.000 description 4
- 241001330002 Bambuseae Species 0.000 description 4
- 235000015334 Phyllostachys viridis Nutrition 0.000 description 4
- 239000011425 bamboo Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002591 computed tomography Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
本发明公开了一种多孔介质中原油泡点压力测定系统及方法。测定系统包括：PVT筒，用于盛装原油；岩心夹持器，用于夹持岩心，岩心夹持器的出油口通过第一阀门连接于回压阀，岩心夹持器的注油口通过管线与PVT筒连接，管线上设有第二阀门和第三阀门；加热装置，用于对岩心夹持器以及管线进行加热；测压装置，用于测量岩心内的压力；围压装置，用于对岩心夹持器内的岩心施加围压；回压装置，用于调节回压阀的压力。本发明通过在岩心夹持器内设置岩心模拟地下储层多孔介质，通过围压装置和PVT筒调节岩心夹持器内的压力进行恒质膨胀实验，实现了多孔介质中原油的恒质膨胀实验，进而能够分析出多孔介质对原油泡点压力的影响。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发实验技术领域，更具体地，涉及一种多孔介质中原油泡点压力测定系统及方法。
背景技术
相态研究是了解原油高压物性的基础，是研究混相驱和非混相驱机理的重要依据。而泡点压力是原油相态特征的一个重要参数，也是制定、调整油气田开发方案的基础。其常规测试方法主要是忽略多孔介质的影响，通过在高温高压的PVT筒中开展恒质膨胀实验而获得。但在实际开发过程中，由于储层颗粒细、小，比表面积巨大，导致流体与储层介质之间产生多种界面现象。多孔介质对泡点压力的影响是客观存在的，由于地下储层具有“密闭”性和“黑箱”性，要时时监测储层中流体的相态变化非常困难，且模拟难度较大，因而前人对多孔介质中泡点压力的变化规律并没有形成统一的结论。
目前，测定多孔介质中泡点压力的方法包括直接测量法和间接测量法两种，直接测量法指在PVT筒中填充石英砂、高岭石和粘土矿物来模拟多孔介质的影响(Sigmund,P.M.,Dranchuk,P.M.,Morrow,N.R.,et al.Retragrade condensation in porousmedia.SPE Journal,1973,13(2):93-104；Liu Y.L.,Li,H.Z.and Okuno,R.Phasebehavior of fluid mixtures in a partially confined space.SPE 181716,2016)，直接测定“多孔介质”中的泡点压力，但由于填充出的多孔介质孔隙度大、渗透率高无法达到岩心的胶结程度，导致实验误差较大。间接测量法指通过测量各种声电磁物理信号反演出相态的变化，进而确定泡点压力，主要包括超声波法、γ射线、CT扫描、核磁共振等(陈浩.CO2在岩石孔隙介质内相态特征的超声波探测与分析[J].分析仪器，2013，6:52-55；朱宁军.多孔介质内CO2与油相态变化和渗流特性研究[D].大连：大连理工大学，2013)。这些方法由于是通过间接反演计算，它们的误差较大，准确性较差，同时由于电子元件耐高温效果差，因此无法模拟高温油藏条件。目前国内外研究学者对多孔介质中泡点压力的测定并没有找到有效突破口，也未能形成有效的方法。
基于以上存在的问题，迫切需要研制一套测量多孔介质中原油泡点压力的装置及方法，对多孔介质中的泡点压力进行精确、定量描述。
发明内容
本发明的目的是提出一种多孔介质中原油泡点压力测定系统及方法，实现了精确测定多孔介质中原油的泡点压力。
为实现上述目的，本发明一方面提出了一种多孔介质中原油泡点压力测定系统，包括：
PVT筒，所述PVT筒用于盛装原油；
岩心夹持器，所述岩心夹持器用于夹持岩心，所述岩心夹持器的出油口通过第一阀门连接于回压阀，所述岩心夹持器的注油口通过管线与所述PVT筒连接，所述管线上设有第二阀门和第三阀门；
加热装置，所述加热装置用于对所述岩心夹持器以及所述管线进行加热；
测压装置，所述测压装置用于测量所述岩心内的压力；
围压装置，所述围压装置用于对所述岩心夹持器内的岩心施加围压；
回压装置，所述回压装置用于调节所述回压阀的压力。
优选地，所述PVT筒包括筒体、加热套、压力传感器、体积计量装置和螺杆泵，所述加热套设于所述筒体的外部，所述压力传感器设于所述筒体内部用于测量所述筒体内的压力，所述体积计量装置用于测量所述筒体内的原油的体积，所述螺杆泵用于控制所述筒体内的压力。
优选地，所述测压装置包括第一压力表和第二压力表，所述第一压力表和第二压力表分别设于所述岩心夹持器的出油口和注油口。
优选地，所述加热装置包括夹持器加热套、线状加热带、第一温度采集控制器和第二温度采集控制器；所述夹持器加热套包覆在所述岩心夹持器的外部，所述第一温度采集控制器连接于所述夹持器加热套用于控制所述夹持器加热套的加热温度；所述线状加热带缠绕于所述管线、所述第二阀门和所述第二阀门上，所述第二温度采集控制器与所述线状加热带连接用于控制所述线状加热带的加热温度。
优选地，所述围压装置包括第一恒压恒速驱替泵，所述第一恒压恒速驱替泵连接于所述岩心夹持器的围压接口。
优选地，所述回压装置包括第二恒压恒速驱替泵，所述第二恒压恒速驱替泵连接于所述回压阀的压力调节端。
优选地，还包括气相分析装置，所述气相分析装置包括依次连接的油气分离器、气量计和气相色谱仪，所述油气分离器连接于所述回压阀的出口。
本发明另一方面，提出了一种多孔介质中原油泡点压力测定方法，所述方法包括：
步骤1：对PVT筒中的原油进行恒质膨胀实验，测定所述原油的泡点压力PP及压力-体积关系曲线；
步骤2：将岩心设置于岩心夹持器内，将岩心夹持器内部抽成真空；
步骤3：通过加热装置将岩心夹持器加热至实验温度，在第一压力下向所述岩心内注入脱气原油至所述岩心的孔隙饱和，记录注入的脱气原油体积Vpore；
步骤4：调整回压阀并开启第一阀门，向所述岩心内继续注入脱气原油直到所述岩心的压力升至实验压力P1，同时对所述岩心施加围压，在施压过程中使所述围压高于所述岩心的压力；
步骤5：连通所述岩心夹持器与所述PVT筒，通过所述加热装置将所述管线加热至所述实验温度；
步骤6：用PVT筒内的原油逐步驱替岩心内的脱气原油，直到岩心内的脱气原油完全被所述PVT筒内的原油替换并达到饱和，记录此时PVT筒内剩余的原油体积VPVT0；
步骤7：关闭第一阀门，逐级降低PVT筒的压力，对岩心和PVT筒内的原油进行恒质膨胀实验，在降压过程中使所述围压高于所述岩心的压力，记录每级压力下PVT筒的压力PPVTi和PVT筒内的原油体积Vti，计算每级压力下岩心的压力Pci，并根据所述泡点压力PP及所述压力-体积关系曲线计算每级压力下岩心中的原油体积Vcreci；
步骤8：根据每级压力下岩心的压力Pci以及岩心中的原油体积Vcreci确定岩心中原油的泡点压力。
优选地，在所述步骤4中，在施压过程中使所述围压高于所述岩心的压力2-4MPa，且使所述围压的升压速度与岩心的升压速度一致；和/或
在所述步骤7中，在降压过程中使所述围压高于所述岩心的压力2-4MPa，且使所述围压的降压速度与岩心的降压速度一致。
优选地，所述测定系统还包括气相分析装置，所述气相分析装置包括依次连接的油气分离器、气量计和气相色谱仪，所述油气分离器连接于所述回压阀的出口；
在所述步骤6中，通过所述气相色谱仪进行色谱分析，当所述气相色谱仪采集到的气样组成与脱气原油的气样组成一致时，则岩心内的脱气原油完全被所述PVT筒内的原油替换并达到饱和。
优选地，所述步骤1还包括：
步骤101：根据所述压力-体积关系曲线计算函数关系Ri和Yi：
Ri＝Vi/Vb
其中，Vi表示i级压力下PVT筒内的原油体积，Vb表示饱和压力下的PVT筒内的原油体积，Ri表示i级压力下原油的相对体积，Pb表示饱和压力，Pi表示i级压力；
步骤102：针对所述炮点压力PP以上的所述函数关系Ri进行线性拟合，得到以下函数关系f1：
Ri＝f1(Pi)；
针对所述炮点压力Pb以下的所述函数关系Yi进行线性拟合，得到以下函数关系f2：
Yi＝f2(Pi)。
优选地，所述测压装置包括第一压力表和第二压力表，所述第一压力表和第二压力表分别设于所述岩心夹持器的出油口和注油口；
在所述步骤7中，根据以下公式计算每级压力下岩心的压力Pci：
其中，Pci表示第i级压力下岩心的压力，Pcai和Pcbi分别表示第i级压力下所述第一压力表和所述第二压力表的压力；
根据以下公式计算每级压力下岩心中的原油体积Vcreci：
Vcreci＝Vti-VPVTi
其中，Vcreci表示第i级压力下岩心中的原油体积，Vti和VPVTi分别表示第i级压力下PVT筒内的原油体积和PVT筒内饱和岩心后剩余的原油在i级压力下的体积，其中，
当第i级压力大于或等于所述泡点压力PP时：VPVTi＝f1(Pi)·VPVTpb
当第i级压力小于泡点压力PP时：
其中，VPVTpb表示PVT筒内饱和岩心后剩余的原油在泡点压力下的体积。
本发明的有益效果在于：本发明通过在岩心夹持器内设置岩心模拟地下储层多孔介质，通过加热装置对岩心夹持器内的原油加热模拟油藏状态，通过回压装置调节岩心夹持器出油口的压力并通过PVT筒注入原油实现岩心中的孔隙被原油完全饱和，通过围压装置和PVT筒调节岩心夹持器内的压力进行恒质膨胀实验，通过测压装置测试不同压力下岩心内的压力并通过PVT同记录不同压力下PVT筒内原油的体积，实现了多孔介质中原油的恒质膨胀实验，进而能够分析出多孔介质对原油泡点压力的影响。同时通过气相分析装置分析采集到的气样组分判断岩心内的孔隙是否被原油完全饱和。
本发明还通过在PVT筒内进行原油的恒质膨胀实验测定原油的泡点压力和压力-体积的关系曲线，并通过对岩心夹持器内的饱和岩心的原油进行恒质膨胀实验测定不同压力下岩心中的原油体积以及PVT筒内的原油体积，根据压力和体积的测定数据以及压力体积的关系曲线通过相关计算能够得到岩心中的原油泡点压力，从而明确了多孔介质对流体相态的影响，，解决由于岩心“密闭”和“黑箱”性引起的无法时时监测岩心中原油相态变化的问题，为研究多孔介质中流体相态特征提供了方法和依据，有效解决了常规恒质膨胀实验中忽略多孔介质影响的问题。
本发明的装置和方法具有其它的特性和优点，这些特性和优点从并入本文中的附图和随后的具体实施方式中将是显而易见的，或者将在并入本文中的附图和随后的具体实施方式中进行详细陈述，这些附图和具体实施方式共同用于解释本发明的特定原理。
附图说明
通过结合附图对本发明示例性实施例进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，在本发明示例性实施例中，相同的参考标号通常代表相同部件。
图1示出了根据本发明的一个实施例的一种多孔介质中原油泡点压力测定系统示意图。
图2示出了根据本发明的一种多孔介质中原油泡点压力测定方法的步骤的流程图。
图3示出了岩心中原油的体积随压力的变化关系曲线的示意图。
附图标记说明：
1、岩心夹持器；2、夹持器加热套；3a、第一压力表；3b、第二压力表；4a、第一温度采集控制器；4b、第二温度采集控制器；5、围压接口；6a、第一恒压恒速驱替泵；6b、第二恒压恒速驱替泵；7、加热带；8、PVT筒；9a、第一阀门；9b、第二阀门；9c、第三阀门；10、回压阀；11、油气分离器；12、气量计；13、气相色谱仪。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本发明。虽然附图中显示了本发明的优选实施例，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
根据本发明的一方面，一种多孔介质中原油泡点压力测定系统，包括：
PVT筒，PVT筒用于盛装原油；
岩心夹持器，岩心夹持器用于夹持岩心，岩心夹持器的出油口通过第一阀门连接于回压阀，岩心夹持器的注油口通过管线与PVT筒连接，管线上设有第二阀门和第三阀门；
加热装置，加热装置用于对岩心夹持器以及管线进行加热；
测压装置，测压装置用于测量岩心内的压力；
围压装置，围压装置用于对岩心夹持器内的岩心施加围压；
回压装置，回压装置用于调节回压阀的压力。
具体地，通过PVT筒盛放原油，通过在岩心夹持器内设置岩心模拟地下储层多孔介质，加热装置能够对岩心夹持器内的原油加热模拟油藏状态，回压装置能够调节岩心夹持器出油口的压力并通过PVT筒注入原油实现岩心中的空隙被原油完全饱和，通过围压装置和PVT筒调节岩心夹持器内的压力进行恒质膨胀实验，测压装置能够测试不同压力下岩心内的压力并通过PVT同记录不同压力下PVT筒内原油的体积，实现了多孔介质中原油的恒质膨胀实验，进而能够分析出多孔介质对原油泡点压力的影响。
在一个示例中，PVT筒包括筒体、加热套、压力传感器、体积计量装置和螺杆泵，加热套设于筒体的外部，压力传感器设于筒体内部用于测量筒体内的压力，体积计量装置用于测量筒体内的原油的体积，螺杆泵用于控制筒体内的压力。
具体地，PVT筒为现有设备，PVT筒的一端设有出油口，另一端连接有螺杆泵，PVT筒自带加热套、压力传感和体积计量系统，最大压力1500psi，最大体积240mL，其动力系统由螺杆泵控制，螺杆泵通过电机传动螺杆旋转带动设于筒体内的活塞滑动，对筒内的气液施加压力。
在一个示例中，测压装置包括第一压力表和第二压力表，第一压力表和第二压力表分别设于岩心夹持器的出油口和注油口。
具体地，第一压力表和第二压力表分别用于检测岩心夹持器的出油口和注油口的压力值，第一压力表和第二压力表测出的压力值的平均值即为检测岩心夹持器内岩心的压力。
在一个示例中，加热装置包括夹持器加热套、线状加热带、第一温度采集控制器和第二温度采集控制器；夹持器加热套包覆在岩心夹持器的外部，第一温度采集控制器连接于夹持器加热套用于控制夹持器加热套的加热温度；线状加热带缠绕于管线、第二阀门和第二阀门上，第二温度采集控制器与线状加热带连接用于控制线状加热带的加热温度。
具体地，夹持器加热套，包裹于岩心夹持器的外部，通过与第一温度采集控制器连接能够对岩心夹持器进行加热并保持岩心夹持器的恒温状态，最大可加热温度为200℃。线状加热带缠绕在连接岩心夹持器与PVT筒之间的管线和阀门上，通过与第二温度采集控制器连接，能够保持管线、第二阀门和第二阀门的恒温状态，最大可加热温度为200℃。
在一个示例中，围压装置包括第一恒压恒速驱替泵，第一恒压恒速驱替泵连接于岩心夹持器的围压接口。
具体地，第一恒压恒速驱替泵连接于岩心夹持器的围压接口用于给岩心加围压，能够模拟地下储层岩心中的上覆岩层压力。
在一个示例中，回压装置包括第二恒压恒速驱替泵，第二恒压恒速驱替泵连接于回压阀的压力调节端。
具体地，回压阀连接于岩心夹持器出油口的第一阀门，通过第二恒压恒速驱替泵调节回压阀的压力从而调节岩心夹持器出油口的压力，当出油口的压力小于进油口的压力时，原油能够从出油口流出。
在一个示例中，还包括气相分析装置，气相分析装置包括依次连接的油气分离器、气量计和气相色谱仪，油气分离器连接于回压阀的出口。
具体地，油气分离器能够将岩心夹持器内流出的原油进行油气分离，通过气量计能够监测气流的大小，通过气相色谱仪能够测定采集到的气样组分，以判定岩心内的孔隙是否被原油完全饱和。
图2示出了根据本发明的一种多孔介质中原油泡点压力测定方法的步骤的流程图。
如图2所示，本发明另一方面提供一种多孔介质中原油泡点压力测定方法，包括：
步骤1：对PVT筒中的原油进行恒质膨胀实验，测定原油的泡点压力PP及压力-体积关系曲线。
具体地，在恒质膨胀实验过程中首先关闭第三阀门并升温至实验温度，然后通过螺杆泵对PVT筒中的原油增加到实验压力，之后逐级降低压力，PVT筒可以自动记录压力稳定后每级压力所对应的体积。根据压力-体积关系曲线计算函数关系Ri和Yi：
Ri＝Vi/Vb
其中，Vi表示i级压力下PVT筒内的原油体积，Vb表示饱和压力下的PVT筒内的原油体积，Ri表示i级压力下原油的相对体积，Pb表示饱和压力，Pi表示i级压力；
针对炮点压力PP以上的函数关系Ri进行线性拟合，得到以下函数关系f1：
Ri＝f1(Pi)；
针对炮点压力Pb以下的函数关系Yi进行线性拟合，得到以下函数关系f2：
Yi＝f2(Pi)。
步骤2：将岩心设置于岩心夹持器内，将岩心夹持器内部抽成真空。
首先，测量清洗、烘干后的至少一块小岩心,岩心的长度为Li、直径为ri(i＝1，2…n，n表示岩心数量)，并将小岩心装入岩心夹持器中，岩心的外围采用胶皮套固定。
然后，可以对岩心夹持器的气密性进行测试。具体地，从第二阀门处断开岩心夹持器与PVT筒之间的管线连接，然后采用第一恒压恒速驱替泵从岩心夹持器的围压接口注入蒸馏水，升压并至压力稳定后，从岩心夹持器的进油口的第二阀门注入加压氮气，待第一压力表、第二压力表示数一致后，关闭第二阀门，静置后，观察第一压力表、第二压力表的示数，如果压力没有变化(或下降幅度在预定范围内)，则说明夹持器1气密性良好。
最后，打开第二阀门，排空氮气，最后从第二阀门处用真空泵抽真空12h。
步骤3：通过加热装置将岩心夹持器加热至实验温度，在第一压力下向岩心内注入脱气原油至岩心的孔隙饱和，记录注入的脱气原油体积Vpore。
具体地，调节第一温度采集控制器将岩心夹持器温度升高至实验温度；从岩心夹持器的第二阀门处以恒压模式(例如P＝1MPa)向岩心中注入脱气原油，当岩心中的孔隙被饱和完全时(即注入体积不再发生变化时)，记录此时注入的脱气原油体积为Vpore，通过注入脱气原油体积Vpore能够计算出岩心中的孔隙体积，以明确岩心中原油的饱和量。
步骤4：调整回压阀并开启第一阀门，向岩心内继续注入脱气原油直到岩心的压力升至实验压力P1，同时对岩心施加围压，在施压过程中使围压高于岩心的压力。
具体地，调节岩心夹持器出油口端的回压阀，并打开第一阀门，从第二阀门处继续注入脱气原油，逐步升高岩心夹持器内岩心压力至实验压力P1，同时采用第二恒压恒速驱替泵升高岩心夹持器内岩心的围压压力，升压时始终保持围压压力高于岩心内压力(例如围压压力高于岩心内压力4MPa)，升压速度与岩心中升压速度一致。
步骤5：连通岩心夹持器与PVT筒，通过加热装置将管线加热至实验温度。
具体地，将岩心夹持器进油口的第二阀门与PVT筒用管线相连，在连接的管线和第二阀门、第三阀门处缠绕上线状加热带，并用第二温度采集控制器将加热带升温至实验温度。
步骤6：用PVT筒内的原油逐步驱替岩心内的脱气原油，直到岩心内的脱气原油完全被PVT筒内的原油替换并达到饱和，记录此时PVT筒内剩余的原油体积VPVT0。
具体地，待加热带温度稳定后，依次打开第二阀门、第三阀门，用PVT筒中盛有的原油驱替岩心内饱和的脱气原油；同时，采用第一恒压恒速驱替泵降低回压阀的压力至Pback(Pback<P1)，当驱替出流体的体积达到预定体积(例如3PV，Pore Volume)时，可记录油气分离器中的产油量为Q0，气量计中产气量为Qg，通过气象分析仪从气量计之后的放空口采集气样，进行色谱分析，当采集到的气样组成与地层原油脱气后的气样组成一致时，则饱和地层原油完成。记录驱替后PVT筒内的剩余原油体积为VPVT0(优选地，确保
以尽量减小PVT筒中原油对岩心中原油的影响)。
更具体地，使用脱气原油饱和岩心的能够逐渐升高岩心内的压力至实验压力，后期再用原油驱替脱气原油，能够模拟地层成藏过程。若直接使用原油注入岩心，由于岩心内的真空状态容易使原油脱气，会造成实验数据不准确。
步骤7：关闭第一阀门，逐级降低PVT筒的压力，对岩心和PVT筒内的原油进行恒质膨胀实验，在降压过程中使围压高于岩心的压力，记录每级压力下PVT筒的压力PPVTi和PVT筒内的原油体积Vti，计算每级压力下岩心的压力Pci，并根据泡点压力PP及压力-体积关系曲线计算每级压力下岩心中的原油体积Vcreci。
具体地，关闭第一阀门开始恒质膨胀实验，实验中通过控制PVT筒的压力来调节整个体系的压力，由起始压力P1开始逐级降压，压力间隔可为2MPa；当压力降至泡点压力附近P(其中Pb-2＜P＜Pb+2)时，压降间隔可为1MPa。在压降过程中，始终保持围压压力高于岩心压力2-4MPa(优选4MPa)，且围压下降速度与岩心压力下降速度保持一致。在每级压力下，待PVT筒的显示压力PPVTi和第一压力表、第二压力表的示数Pcai、Pcbi不再变化时，基本认为体系达到稳定，并记录该级压力下PVT筒的压力PPVTi和体积Vti，以及第一压力表、第二压力表的示数Pcai、Pcbi。根据以下公式计算每级压力下岩心的压力Pci：
其中，Pci表示第i级压力下岩心的压力，Pcai和Pcbi分别表示第i级压力下第一压力表和第二压力表的压力；
根据以下公式计算每级压力下岩心中的原油体积Vcreci：
Vcreci＝Vti-VPVTi
其中，Vcreci表示第i级压力下岩心中的原油体积，Vti和VPVTi分别表示第i级压力下PVT筒内的原油体积和PVT筒内饱和岩心后剩余的原油在i级压力下的体积，其中，
当第i级压力大于或等于泡点压力PP时：VPVTi＝f1(Pi)·VPVTpb
当第i级压力小于泡点压力PP时：
其中，VPVTpb表示PVT筒内饱和岩心后剩余的原油在泡点压力下的体积。
步骤8：根据每级压力下岩心的压力Pci以及岩心中的原油体积Vcreci确定岩心中原油的泡点压力。
具体地，将计算结果Vcreci与Pci绘制在xy坐标系中，通过确定压力-体积曲线中体积突增的拐点处的压力值最终得到岩心中的泡点压力Pbcrei。
实施例：
图1示出了根据本发明的一个实施例的一种多孔介质中原油泡点压力测定系统示意图。
如图1所示，一种多孔介质中原油泡点压力测定系统，包括：PVT筒8、岩心夹持器、加热装置、测压装置、围压装置。
PVT筒8用于盛装原油；岩心夹持器用于夹持岩心，岩心夹持器内的空腔能够放置的最大岩心长度为30cm，岩心夹持器的出油口通过第一阀门9a连接于回压阀10，岩心夹持器的注油口通过管线与PVT筒8连接，管线上设有第二阀门9b和第三阀门9c；加热装置用于对岩心夹持器以及管线进行加热；测压装置用于测量岩心内的压力；围压装置用于对岩心夹持器内的岩心施加围压；回压装置用于调节回压阀10的压力。
PVT筒8包括筒体、加热套、压力传感器、体积计量装置和螺杆泵，加热套设于筒体的外部，压力传感器设于筒体内部用于测量筒体内的压力，体积计量装置用于测量筒体内的原油的体积，螺杆泵用于控制筒体内的压力。测压装置包括第一压力表3a和第二压力表3b，第一压力表3a和第二压力表3b分别设于岩心夹持器的出油口和注油口。加热装置包括夹持器加热套2、线状加热带7、第一温度采集控制器4a和第二温度采集控制器4b；夹持器加热套2包覆在岩心夹持器的外部，第一温度采集控制器4a连接于夹持器加热套2用于控制夹持器加热套2的加热温度；线状加热带7缠绕于管线、第二阀门9b和第二阀门9b上，第二温度采集控制器4b与线状加热带7连接用于控制线状加热带7的加热温度。围压装置包括第一恒压恒速驱替泵6a，第一恒压恒速驱替泵6a连接于岩心夹持器的围压接口5。回压装置包括第二恒压恒速驱替泵6b，第二恒压恒速驱替泵6b连接于回压阀10的压力调节端。还包括气相分析装置，气相分析装置包括依次连接的油气分离器1211、气量计和气相色谱仪13，油气分离器1211连接于回压阀10的出口。
根据本实施例的多孔介质中原油泡点压力测定方法，包括以下步骤：
(1)对PVT筒8中的原油进行恒质膨胀实验，测定原油的泡点压力PP及压力-体积(pressure-volume)关系曲线，在恒质膨胀实验过程中通过输入每级压力降低间隔，PVT筒8可以自动记录稳定后每级压力所对应的体积(如表1所示)。根据压力-体积关系曲线计算函数关系Ri和Yi，具体结果如表1所示：
Ri＝Vi/Vb
其中，Vi表示i级压力下PVT筒8内的原油体积，Vb表示饱和压力下的PVT筒8内的原油体积，Ri表示i级压力下原油的相对体积，Pb表示饱和压力，Pi表示i级压力。
表1步骤1中PVT筒内原油的恒质膨胀实验数据
| 压力/MPa | 体积/mL | 相对体积 | Y函数 |
| 45.06 | 93.71 | 0.96 | |
| 40.35 | 94.26 | 0.96 | |
| 35.45 | 94.85 | 0.97 | |
| 31.46 | 95.37 | 0.98 | |
| 29.97 | 95.58 | 0.98 | |
| 29.02 | 95.72 | 0.98 | |
| 28.01 | 95.87 | 0.98 | |
| 27.02 | 96.02 | 0.98 | |
| 26.01 | 96.18 | 0.98 | |
| 25.03 | 96.32 | 0.99 | |
| 24.81 | 96.36 | 0.99 | |
| 23.68 | 96.54 | 0.99 | |
| 21.92 | 96.83 | 0.99 | |
| *20.01 | 97.69 | 1.00 | |
| 18.31 | 98.91 | 1.01 | 7.40 |
| 16.00 | 101.88 | 1.04 | 5.85 |
| 14.00 | 108.47 | 1.11 | 3.89 |
| 12.00 | 121.91 | 1.25 | 2.69 |
| 9.00 | 150.50 | 1.54 | 0.30 |
*注：20.01MPa为泡点压力
针对炮点压力PP以上的函数关系Ri进行线性拟合，得到以下函数关系f1：
Ri＝f1(Pi)＝-0.0014Pi+1.0204；
针对炮点压力Pb以下的函数关系Yi进行线性拟合，得到以下函数关系f2：
Yi＝f2(Pi)＝0.7669Pi-6.6058。
(2)测量清洗、烘干后的4块小岩心,岩心的长度为Li、直径为ri(i＝1，2…n)，并将4块小岩心装入岩心夹持器中，岩心的外围采用胶皮套固定；首先，从第二阀门9b处断开岩心夹持器与PVT筒8之间的管线连接，然后采用第一恒压恒速驱替泵6a从岩心夹持器的围压接口5注入蒸馏水，升压至5.0MPa；待压力稳定后，从岩心夹持器的进油口的第二阀门9b注入压力为2.0MPa的氮气，待第一压力表3a、第二压力表3b示数一致后，关闭第二阀门9b，静置6h后，观察第一压力表3a、第二压力表3b的示数，如果压力没有变化(或下降幅度在0.05MPa内)，则说明夹持器1气密性良好。然后打开第二阀门9b，排空氮气，最后从第二阀门9b处用真空泵抽真空12h。
(3)调节第一温度采集控制器4a将岩心夹持器温度升高至实验温度65℃；从岩心夹持器的第二阀门9b处以恒压模式(P＝1MPa)向岩心中注入脱气原油，当岩心中的孔隙被饱和完全时(即注入体积不再发生变化时)，记录此时注入脱气原油体积为Vpore＝35.53mL。
(4)调节岩心夹持器出油口端的回压阀10，并打开第一阀门9a，从第二阀门9b处继续注入脱气原油，逐步升高岩心夹持器内岩心压力至实验压力P1＝42MPa，同时采用第二恒压恒速驱替泵6b升高岩心夹持器内岩心的围压压力，升压时始终保持围压压力高于岩心内压力4MPa，升压速度与岩心中升压速度一致。
(5)将岩心夹持器进油口的第二阀门9b与PVT筒8用管线相连，在连接的管线和第二阀门9b、第三阀门9c处缠绕上线状加热带7，并用第二温度采集控制器4b将加热带7升温至实验温度65℃。
(6)待加热带7温度稳定后，依次打开第二阀门9b、第三阀门9c，用PVT筒8中盛有的原油驱替岩心内饱和的脱气原油，驱替速度设定为0.1mL/min；同时，采用第一恒压恒速驱替泵6a降低回压阀10的压力至Pback＝38MP，当驱替出流体的体积达到3PV(Pore Volume)时，记录油气分离器1211中的产油量为Q0＝98.6mL，气量计中产气量为Qg＝19074.3mL，通过气象分析仪从气量计之后的放空口采集气样，进行色谱分析，当采集到的气样组成与地层原油脱气后的气样组成一致时，则饱和地层原油完成。记录驱替后PVT筒8内的剩余原油体积为VPVT0＝13.3861mL。
(7)关闭第一阀门9a开始恒质膨胀实验，实验中通过控制PVT筒8的压力来调节整个体系的压力，由起始压力P1＝42MPa开始逐级降压，在压力降至泡点压力附近22MPa之前，压力间隔为2MPa；当压力降至泡点压力22MPa附近时，压降间隔为1MPa，当压力降至18MPa时，压降间隔重新调整至2MPa。在压降过程中，始终保持围压压力高于岩心压力4MPa，且围压下降速度与岩心压力下降速度保持一致。在每级压力下，待PVT筒8的显示压力PPVTi和第一压力表3a、第二压力表3b的示数Pcai、Pcbi不再变化时，基本认为体系达到稳定，并记录该级压力下PVT筒8的压力PPVTi和体积Vti，以及第一压力表3a、第二压力表3b的示数Pcai、Pcbi。根据以下公式计算每级压力下岩心的压力Pci：
其中，Pci表示第i级压力下岩心的压力，Pcai和Pcbi分别表示第i级压力下第一压力表3a和第二压力表3b的压力；
根据以下公式计算每级压力下岩心中的原油体积Vcreci：
Vcreci＝Vti-VPVTi
其中，Vcreci表示第i级压力下岩心中的原油体积，Vti和VPVTi分别表示第i级压力下PVT筒8内的原油体积和PVT筒8内饱和岩心后剩余的原油在i级压力下的体积，其中，
当第i级压力大于或等于泡点压力PP时：VPVTi＝f1(Pi)·VPVTpb
当第i级压力小于泡点压力PP时：
其中，VPVTpb表示PVT筒8内饱和岩心后剩余的原油在泡点压力下的体积。
步骤7的计算结果如表2所示：
表2岩心中原油恒质膨胀实验结果
*注：18.162MPa为岩心泡点压力
(8)根据每级压力下岩心的压力Pci以及岩心中的原油体积Vcreci确定岩心中原油的泡点压力。将Vcreci与Pci绘制在xy坐标系中，如图3所示，即为岩心中原油的体积随压力的变化关系。从图3中可以看出，当压力降至18.162MPa时，原油的体积有一个突然增大的过程，曲线也出现了拐点，说明此时岩心内原油出现了气泡。因此，我们可以确定岩心中原油的泡点压力为18.162MPa，低于PVT筒8中测得的泡点压力20.01MPa。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。
Claims (7)
1.一种多孔介质中原油泡点压力测定方法，利用多孔介质中原油泡点压力测定系统，所述测定系统包括：
PVT筒，所述PVT筒用于盛装原油；
岩心夹持器，所述岩心夹持器用于夹持岩心，所述岩心夹持器的出油口通过第一阀门连接于回压阀，所述岩心夹持器的注油口通过管线与所述PVT筒连接，所述管线上设有第二阀门和第三阀门；
加热装置，所述加热装置用于对所述岩心夹持器以及所述管线进行加热；
测压装置，所述测压装置用于测量所述岩心内的压力；所述测压装置包括第一压力表和第二压力表，所述第一压力表和第二压力表分别设于所述岩心夹持器的出油口和注油口；
围压装置，所述围压装置用于对所述岩心夹持器内的岩心施加围压；
回压装置，所述回压装置用于调节所述回压阀的压力；
其特征在于，所述测定方法包括：
步骤1：对PVT筒中的原油进行恒质膨胀实验，测定所述原油的泡点压力PP及压力-体积关系曲线；
步骤2：将岩心设置于岩心夹持器内，将岩心夹持器内部抽成真空；
步骤3：通过加热装置将岩心夹持器加热至实验温度，在恒压下向所述岩心内注入脱气原油至所述岩心的孔隙饱和，记录注入的脱气原油体积Vpore；
步骤4：调整回压阀并开启第一阀门，向所述岩心内继续注入脱气原油直到所述岩心的压力升至实验压力P1，同时对所述岩心施加围压，在施压过程中使所述围压高于所述岩心的压力；
步骤5：连通所述岩心夹持器与所述PVT筒，通过所述加热装置将所述管线加热至所述实验温度；
步骤6：用PVT筒内的原油逐步驱替岩心内的脱气原油，直到岩心内的脱气原油完全被所述PVT筒内的原油替换并达到饱和，记录此时PVT筒内剩余的原油体积VPVT0；
步骤7：关闭第一阀门，逐级降低PVT筒的压力，对岩心和PVT筒内的原油进行恒质膨胀实验，在降压过程中使所述围压高于所述岩心的压力，记录每级压力下PVT筒的压力PPVTi和PVT筒内的原油体积Vti，计算每级压力下岩心的压力Pci，并根据所述泡点压力PP及所述压力-体积关系曲线计算每级压力下岩心中的原油体积Vcreci；
步骤8：根据每级压力下岩心的压力Pci以及岩心中的原油体积Vcreci确定岩心中原油的泡点压力；
所述步骤1还包括：
步骤101：根据所述压力-体积关系曲线计算表示第i级压力下原油的相对体积Ri和函数关系Yi：
Ri＝Vi/Vb
其中，Pi表示第i级压力，Vi表示第i级压力下PVT筒内的原油体积，Vb表示饱和压力下的PVT筒内的原油体积，Pb表示饱和压力；
步骤102：针对所述泡点压力PP以上的所述相对体积Ri进行线性拟合，得到以下函数关系f1：
Ri＝f1(Pi)；
针对所述饱和压力Pb以下的所述函数关系Yi进行线性拟合，得到以下函数关系f2：
Yi＝f2(Pi)；
在所述步骤7中，根据以下公式计算每级压力下岩心的压力Pci：
其中，Pci表示第i级压力下岩心的压力，Pcai和Pcbi分别表示第i级压力下所述第一压力表和所述第二压力表的压力；
根据以下公式计算每级压力下岩心中的原油体积Vcreci：
Vcreci＝Vti-VPVTi
其中，Vcreci表示第i级压力下岩心中的原油体积，Vti和VPVTi分别表示第i级压力下PVT筒内的原油体积和PVT筒内饱和岩心后剩余的原油在i级压力下的体积，其中，
当第i级压力大于或等于所述泡点压力PP时：VPVTi＝f1(Pi)·VPVTpb
当第i级压力小于泡点压力PP时：
其中，VPVTpb表示PVT筒内饱和岩心后剩余的原油在泡点压力下的体积。
2.根据权利要求1所述的多孔介质中原油泡点压力测定方法，其特征在于，在所述步骤4中，在施压过程中使所述围压高于所述岩心的压力2-4MPa，且使所述围压的升压速度与岩心的升压速度一致；和/或
在所述步骤7中，在降压过程中使所述围压高于所述岩心的压力2-4MPa，且使所述围压的降压速度与岩心的降压速度一致。
3.根据权利要求1所述的多孔介质中原油泡点压力测定方法，其特征在于，所述测定系统还包括气相分析装置，所述气相分析装置包括依次连接的油气分离器、气量计和气相色谱仪，所述油气分离器连接于所述回压阀的出口；
在所述步骤6中，通过所述气相色谱仪进行色谱分析，当所述气相色谱仪采集到的气样组成与脱气原油的气样组成一致时，则岩心内的脱气原油完全被所述PVT筒内的原油替换并达到饱和。
4.根据权利要求1所述的多孔介质中原油泡点压力测定方法，其特征在于，所述PVT筒包括筒体、加热套、压力传感器、体积计量装置和螺杆泵，所述加热套设于所述筒体的外部，所述压力传感器设于所述筒体内部用于测量所述筒体内的压力，所述体积计量装置用于测量所述筒体内的原油的体积，所述螺杆泵用于控制所述筒体内的压力。
5.根据权利要求1所述的多孔介质中原油泡点压力测定方法，其特征在于，所述加热装置包括夹持器加热套、线状加热带、第一温度采集控制器和第二温度采集控制器；所述夹持器加热套包覆在所述岩心夹持器的外部，所述第一温度采集控制器连接于所述夹持器加热套用于控制所述夹持器加热套的加热温度；所述线状加热带缠绕于所述管线、所述第二阀门和所述第三阀门上，所述第二温度采集控制器与所述线状加热带连接用于控制所述线状加热带的加热温度。
6.根据权利要求1所述的多孔介质中原油泡点压力测定方法，其特征在于，所述围压装置包括第一恒压恒速驱替泵，所述第一恒压恒速驱替泵连接于所述岩心夹持器的围压接口。
7.根据权利要求1所述的多孔介质中原油泡点压力测定方法，其特征在于，所述回压装置包括第二恒压恒速驱替泵，所述第二恒压恒速驱替泵连接于所述回压阀的压力调节端。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910185767.9A CN111693676B (zh) | 2019-03-12 | 2019-03-12 | 一种多孔介质中原油泡点压力测定系统及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910185767.9A CN111693676B (zh) | 2019-03-12 | 2019-03-12 | 一种多孔介质中原油泡点压力测定系统及方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111693676A CN111693676A (zh) | 2020-09-22 |
| CN111693676B true CN111693676B (zh) | 2022-12-02 |
Family
ID=72475640
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910185767.9A Active CN111693676B (zh) | 2019-03-12 | 2019-03-12 | 一种多孔介质中原油泡点压力测定系统及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111693676B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113310845B (zh) * | 2021-05-26 | 2022-11-25 | 内蒙古民族大学 | 一种高温高压地层原油物性分析系统 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1826455A (zh) * | 2003-06-20 | 2006-08-30 | 贝克休斯公司 | 改进的泡点压力井下pv测试 |
| CN103091395A (zh) * | 2013-01-21 | 2013-05-08 | 中国石油大学(北京) | 油藏条件下多孔介质中流体相态三维动态探测方法及装置 |
| CN105445270A (zh) * | 2014-07-03 | 2016-03-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于监测多孔介质内流体相态变化的装置 |
| CN105804726A (zh) * | 2016-04-29 | 2016-07-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种泡点压力测试装置及方法 |
| CN106837269A (zh) * | 2017-03-03 | 2017-06-13 | 中国石油大学(北京) | 一种低、特低渗透油藏co2驱近混相压力区域确定方法 |
| CN107014839A (zh) * | 2017-04-14 | 2017-08-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 泡点压力值测试方法和装置 |
| CN107101773A (zh) * | 2017-04-14 | 2017-08-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 泡点压力值和拟泡点压力值的测试方法、及测试装置 |
| CN108318430A (zh) * | 2017-12-18 | 2018-07-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种泡点压力测试系统及方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7788972B2 (en) * | 2007-09-20 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of downhole characterization of formation fluids, measurement controller for downhole characterization of formation fluids, and apparatus for downhole characterization of formation fluids |
-
2019
- 2019-03-12 CN CN201910185767.9A patent/CN111693676B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1826455A (zh) * | 2003-06-20 | 2006-08-30 | 贝克休斯公司 | 改进的泡点压力井下pv测试 |
| CN103091395A (zh) * | 2013-01-21 | 2013-05-08 | 中国石油大学(北京) | 油藏条件下多孔介质中流体相态三维动态探测方法及装置 |
| CN105445270A (zh) * | 2014-07-03 | 2016-03-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于监测多孔介质内流体相态变化的装置 |
| CN105804726A (zh) * | 2016-04-29 | 2016-07-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种泡点压力测试装置及方法 |
| CN106837269A (zh) * | 2017-03-03 | 2017-06-13 | 中国石油大学(北京) | 一种低、特低渗透油藏co2驱近混相压力区域确定方法 |
| CN107014839A (zh) * | 2017-04-14 | 2017-08-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 泡点压力值测试方法和装置 |
| CN107101773A (zh) * | 2017-04-14 | 2017-08-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 泡点压力值和拟泡点压力值的测试方法、及测试装置 |
| CN108318430A (zh) * | 2017-12-18 | 2018-07-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种泡点压力测试系统及方法 |
Non-Patent Citations (5)
| Title |
|---|
| Effect of Porous media on saturation pressure of shale gas and shale oil;Jianyuan Pang et al.;《IPTC》;20131231;第1-7页 * |
| Retrograde Condensation in Porous Media;P. M. SIGMUN et al.;《SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS JOURNAL》;19730430;第93-104页 * |
| 多孔介质中油气藏流体相态研究进展;张伟等;《断块油气田》;20051130(第06期);第37-40页 * |
| 多孔介质对原油泡点影响的实验研究;唐蜜等;《重庆科技学院学报(自然科学版)》;20100831(第04期);第57-59页 * |
| 水驱转CO2混相驱渗流机理及传质特征;胡伟 等;《石油学报》;20180228;第39卷(第2期);第201-207页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111693676A (zh) | 2020-09-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110296921B (zh) | 储层条件下稳态法页岩气体渗透率的测试装置及测试方法 | |
| CN104374683B (zh) | 一种岩心孔隙压缩系数测试装置及其测试方法 | |
| CN103940722B (zh) | 一种含气页岩孔隙度和吸附参数的测试装置及方法 | |
| CN103674799B (zh) | 一种测定气体在多孔隙介质中轴向扩散系数的装置及方法 | |
| CN103954639B (zh) | 一种探测凝胶在微孔道中分布的方法 | |
| CN110907334B (zh) | 一种砾岩全直径岩心径向流油水相对渗透率测量装置及方法 | |
| CN104897543A (zh) | 多相渗透仪及岩石渗透特性测定方法 | |
| CN110793901B (zh) | 考虑束缚水的高温高压气藏渗透率流速敏感性测试方法 | |
| CN102411044A (zh) | 成岩作用模拟实验装置及方法 | |
| CN109470616B (zh) | 岩石多功能渗流测试系统 | |
| CN107167413B (zh) | 一种致密岩心视渗透率测试装置及测试方法 | |
| CN111239023B (zh) | 一种高温高压条件下岩石压缩系数的测试方法 | |
| CN110566195A (zh) | 地层条件下考虑束缚水的气藏应力敏感性评价实验方法 | |
| CN106872328A (zh) | 一种低渗透岩心孔隙度和渗透率的测试装置及测试方法 | |
| CN114136861B (zh) | 一种储气库近井地带干化盐析效应实验系统及评价方法 | |
| CN104237099A (zh) | 测定致密岩心径向渗透率的装置及方法 | |
| WO2022161137A1 (zh) | 岩石动态物性测量系统 | |
| CN113866069B (zh) | 一种页岩岩心渗透率实验装置和方法 | |
| CN107014698A (zh) | 一种岩石高温压缩系数和渗透率的测量装置及测量方法 | |
| CN106706500A (zh) | 一种测定混凝土渗透性的装置 | |
| CN114764057A (zh) | 一种利用甲烷气测定页岩孔隙体积的核磁共振方法及装置 | |
| CN209821099U (zh) | 基于核磁共振的多功能致密气储层动态参数联测装置 | |
| CN107831103A (zh) | 一种压力脉冲衰减气测渗透率测试装置的精度评估方法 | |
| CN111693676B (zh) | 一种多孔介质中原油泡点压力测定系统及方法 | |
| CN114352238A (zh) | 一种天然气水合物增产缝导流能力测试装置及方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |