CN112147309B - 用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的方法和装置 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油田开发技术领域，公开了一种用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的方法和装置。该方法包括：(I)将第一岩心和第二岩心模型抽真空后注入地层水，再用油驱地层水，计第二岩心的饱和油量Vo1；(II)用水驱第一岩心后再用化学体系驱得采出液；(III)将采出液驱第二岩心，计化学体系乳化后的驱油量Vo3；(IV)重复(I)‑(II)计第二岩心的饱和油量Vo2；(V)并将第一岩心的采出液进行破乳处理后驱第二岩心，计化学体系末乳化的驱油量Vo4；由式(a)计化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度；W＝(Vo3/Vo1‑Vo4/Vo2)×100％；式(a)。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的方法和装置。
背景技术
我国多数注水开发油藏已进入高含水乃至特高含水期，储层非均质性加剧，剩余油分布更加分散，开发难度大。作为中高渗油藏提高采收率主体技术的化学驱油技术年产油量已达到我国原油年产量的8％，是多个老油田稳产的重要保证。在加入表面活性剂的化学复合驱应用过程中，很多区块采出井监测到了明显的乳化现象，石油工作者意识到乳化对提高采收率的积极作用，但尚无法定量确定乳化对提高采收率的贡献程度，这限制了依据乳化对不同油藏提高采收率的作用程度来设计具备不同乳化能力化学体系配方的技术体系。
与把配置好的乳状液注入储层进行调驱不同，原位乳化是指向储层中注入具有一定界面活性剂的化学体系来剥离水驱后的残余油，使之分散形成乳状液液滴，其剥离原油过程可以提高洗油效率，产生的乳状液亦能扩大波及体积，但如何模拟原位乳化过程并科学准确的判断原位乳化作用对提高原油采收率的贡献尚不清楚。现阶段实验研究原位乳化对提高采收率的作用主要通过以下两种方式：一种方式是使用高速搅拌、剪切、超声分散等方式预配置好乳状液，把配置好的乳状液注入到不同的岩心模型中，研究其对提高采收率的贡献率；但这种方式受外力影响明显，模拟的是乳状液驱替，而不是原位乳化提高采收率过程。第二种方式是直接向岩心中注入乳化剂，通过采收率变化判断乳化对提高采收率的作用；但这种方式受到岩心长度、注入速度、乳化剂的界面张力及黏度等多因素影响，得到的采收率是多因素的综合结果，无法定量剖析原位乳化作用在其中的贡献。
CN110173244A公开了一种黏度可控的原位乳化增黏体系及其在水驱油藏的应用，但是，该专利着重于乳化体系配方的研制与复配，对于此种体系乳化后的提高采收率能力研究是通过以下方法进行评价：把体系和原油放置在带有磁力搅拌装置的油浴锅中搅拌形成乳状液，再把配置好的乳状液注入到岩心中，通过乳状液驱替出岩心中的油量来判断体系原位乳化对提高采收率的作用，但是，该方法存在如下问题：
(1-1)乳状液性质受外力影响明显，上述专利中“在水浴锅中用磁力搅拌器搅拌化学体系与原油，使之形成乳状液”这种方式与实际油藏中“化学体系与原油通过多孔介质孔喉处受到的剪切分散力使之乳化”相差甚远；上述专利模拟的是乳状液驱替提高采收率过程，与原位乳化提高采收率的实质不同；
(1-2)在上述专利中，配制乳状液使用了原油，即乳状液中有原油存在，这会导致驱替实验采出原油中混有注入乳状液中的原油，影响最终采收率的计算；
(1-3)此专利无法定量区分原位乳化作用对提高原油采收率的贡献程度。
CN102200503A公开了一种油田用乳化剂综合乳化性能的定量评价方法，该方法是通过测定在相同时间间隔下的乳液的分水率来定量测定不同乳化剂的稳定性能，同时对乳化力测定方法进行了改进，将两者测定的数据进行综合评定，得到定量的乳化性能综合指数。但是，该方法存在以下缺点：
(2-1)该方法着重于定量评价化学体系的乳化性能，把乳化稳定性与乳化能力关联起来，但这两个参数与采收率并没有直接关联，对体系静态乳化性能评价难以应用在提高采收率过程中；
(2-2)乳化能力测试中需要进行多步萃取操作，实验误差大，并且测试溶解油浓度所使用的分光光度法需要依据油的性质绘制标准曲线，操作步骤繁琐；
(2-3)具有与CN110173244A中的(1-1)和(1-3)相同的缺点。
中国石油新疆油田分公司实验检测研究院栾和鑫、陈权生、陈静等于2017年10月26日发表的文章“驱油体系乳化综合指数对提高采收率的影响[J].油田化学,201734(3)：528-531”中，使用CN102200503A乳化综合准数不同的化学体系开展岩心驱油实验，发现乳化综合指数>70％的强乳化体系对提高采收率不利；乳化综合指数降至约60％，可使采收率增幅由9.92％增至21-30％，关联了乳化综合准数与提高采收率幅度。但是，仍具有与CN102200503A中的(2-2)和(2-3)相同的缺点，同时该方法把表面活性剂直接注入到岩心中，驱油效果和乳化情况受岩心尺寸的影响明显，不同乳化能力的表面活性剂界面张力很难保持一致，难以区分采收率的提高是由于界面张力降低还是原位乳化的作用结果。
从上述分析中可以得知，目前还没有一种方法能够准确评价化学体系原位乳化作用对提高采收率贡献程度，导致无法根据储层特征来设计不同乳化能力的驱油化学体系，在提高采收率领域亟需一种评价化学体系原位乳化作用对提高采收率贡献程度的方法来解决上述问题。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术存在的化学体系原位乳化对提高原油采收率定量贡献测试方法缺失的问题，提供一种用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的方法和装置，该方法能够更加直接、简单、准确地评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供了一种用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的方法，其中，该方法在用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的装置中进行，该方法包括：
(I)将第一岩心模型4和第二岩心模型8分别抽真空后注入第一地层水，再用原油2驱替所述第一地层水，通过计量系统9计量所述第二岩心模型驱替出的所述第一地层水的量，记录所述第二岩心模型的饱和油量Vo1；
(II)用第二地层水分别驱替所述第一岩心模型和所述第二岩心模型中的所述原油，通过计量系统9计量出口的产液量、油量和水量，直至第一岩心模型4和第二岩心模型8的出口液中含水率在0-98％时，第二岩心模型8停止实验；再在所述第一岩心模型中转注入化学体系10驱替所述第二地层水，得到采出液，并采用显微镜6在线观测所述采出液的乳化状态；
(III)将所述采出液直接注入所述第二岩心模型中驱替所述原油，直至第一岩心模型4的乳化后的采出液全部注完后，记录所述第二岩心模型的采出油量，记录所述化学体系乳化后的驱油量Vo3；
(IV)选用另外一组平行实验重复步骤(I)和(II)，且选用与第一岩心模型4和第二岩心模型8材质相同的第三岩心模型和第四岩心模型，再记录第四岩心模型的饱和油量Vo2；
(V)继续重复步骤(III)，但是，与步骤(III)不同之处在于：把第三岩心模型的采出液通过油水分离系统7使之破乳后，再注入第四岩心模型，直至第三岩心模型的采出液全部注完后，记录此时的采出油量Vo4；
(VI)由式(a)所示公式计算所述化学体系10原位乳化对提高原油采收率的贡献程度W为；
W＝(Vo3/Vo1-Vo4/Vo2)×100％；式(a)；
其中，Vo1、Vo2、Vo3和Vo4的单位为mL。
本发明第二方面提供了一种用于评价前述所述的化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的装置，其中，所述装置包括：置有油/水体系的容器2、置有化学体系的容器10、显微镜6、计量系统9、第一岩心模型4、第二岩心模型8和可选的油水分离破乳系统7；以及所述置有油/水体系的容器2和所述置有化学体系的容器10并联设置且通过六通阀门与所述第一岩心模型4相连接设置；所述第一岩心模型4和所述第二岩心模型8串联设置，且所述第一岩心模型4分别与所述显微镜6和可选的所述油水分离破乳系统7相连接设置；所述计量系统9分别与所述第一岩心模型4和所述第二岩心模型8相连接设置。
通过上述技术方案，本发明具有如下优点：
(1)本发明突破了需要预先配置好乳状液，再注入到岩心中来评价其对提高采收率贡献的局限性，设计了两段岩心模型，第一岩心模型直接模拟注入化学体系对原油剥离乳化的过程，分别对采出液进行破乳及不破乳处理，之后把两种形式的采出液分别注入到第二岩心模型中，通过对比第二岩心模型的采出程度，即可定量获得化学体系原位乳化对提高采收率的贡献程度。
(2)本发明直接使用“多孔介质”模拟化学体系驱替过程中产生的原位乳化，对比乳化和破乳后化学体系对提高采收率的贡献，避免了搅拌乳化过程中过强的外力输入与化学体系原位乳化不相符的局限性，该方法也保证了注入第二岩心模型中流体除乳化外其他性质不变。
(3)本发明提供的方法能够更加直接、简单、准确。
附图说明
图1是本发明的方法流程示意图；
图2是化学体系驱替第一岩心模型后采出液的宏观图像；
图3是化学体系驱替第一岩心模型中采出液的微观图像；
图4是用第一岩心模型采出液直接驱替第二岩心模型以及将第一岩心模型采出液破乳后驱替第二岩心模型的驱油特征曲线；
图5是三维板状岩心的示意图；
图6是三维板状岩心的实物图；
图7是乳化和不乳化驱替过程中平板模型注入压力与含水率变化曲线；
图8是乳化和不乳化驱替过程中各阶段含油饱和度图。
附图标记说明
1恒速泵； 2置有油/水体系的容器； 3六通阀门；
4原位乳化发生模型(第一岩心模型)； 5压力采集系统；
6显微镜； 7油水分离破乳系统； 9计量系统；
8多种岩心模型(第二部分岩心模型)；
10置有化学体系的容器；
7-1为没有乳化体系的含水率； 7-2为乳化体系的含水率；
7-3为没有乳化体系的压力； 7-4为乳化体系的压力；
(a)无乳化实验水驱结束后含油饱和度分布图；
(b)无乳化实验化学体系驱结束后含油饱和度分布图；
(c)有乳化实验水驱结束后含油饱和度分布图；
(d)有乳化实验化学体系驱结束后含油饱和度分布图。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
本发明第一方面提供了一种用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的方法，其中，该方法在用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的装置中进行，该方法包括：
(I)将第一岩心模型4和第二岩心模型8分别抽真空后注入第一地层水，再用原油2驱替所述第一地层水，通过计量系统9计量所述第二岩心模型驱替出的所述第一地层水的量，记录所述第二岩心模型的饱和油量Vo1；
(II)用第二地层水分别驱替所述第一岩心模型和所述第二岩心模型中的所述原油，通过计量系统9计量出口的产液量、油量和水量，直至第一岩心模型4和第二岩心模型8的出口液中含水率在0-98％时，第二岩心模型8停止实验；再在所述第一岩心模型中转注入化学体系10驱替所述第二地层水，得到采出液，并采用显微镜6在线观测所述采出液的乳化状态；
(III)将所述采出液直接注入所述第二岩心模型中驱替所述原油，直至第一岩心模型4的乳化后的采出液全部注完后，记录所述第二岩心模型的采出油量，记录所述化学体系乳化后的驱油量Vo3；
(IV)选用另外一组平行实验重复步骤(I)和(II)，且选用与第一岩心模型4和第二岩心模型8材质相同的第三岩心模型和第四岩心模型，再记录第四岩心模型的饱和油量Vo2；
(V)继续重复步骤(III)，但是，与步骤(III)不同之处在于：把第三岩心模型的采出液通过油水分离系统7使之破乳后，再注入第四岩心模型，直至第三岩心模型的采出液全部注完后，记录此时的采出油量Vo4；
(VI)由式(a)所示公式计算所述化学体系10原位乳化对提高原油采收率的贡献程度W为；
W＝(Vo3/Vo1-Vo4/Vo2)×100％，式(a)；
其中，Vo1、Vo2、Vo3和Vo4的单位为mL。
根据本发明，所述第一组实验和所述第二组实验是平行实验，其中，Vo1与Vo2的误差≤5％，优选地，Vo1与Vo2的误差为1-3％。
根据本发明，所述第一岩心模型4与所述第二岩心模型8各自为多孔介质；优选地，所述第一岩心模型4与所述第二岩心模型8各自为人造岩心和/或天然岩心；其中，所述人造岩心选自人造均质平板砂岩岩心、填砂管岩心和人造圆柱岩心和长方岩心中的一种或多种；所述天然岩心为圆柱天然岩心。
在本发明中，所述第一岩心模型4的尺寸没有具体限定，所述第一岩心模型4的长度≥30cm，平均渗透率为200mD-5000mD，孔隙度为18％-29％。例如，可以为4.5cm×4.5cm×30cm的人造岩心模型，平均渗透率为500mD；或者，可以为4.5cm×30cm×30cm的人造均质平板砂岩模型，平均渗透率为2000mD。
在本发明中，第二岩心模型是根据油藏储层条件而定的，在实施方案中，模型8的参数是个变量，而不是固定限定的。在本发明中，优选情况下，所述第二岩心模型8的长度7.5-30cm，平均渗透率为200mD-5000mD，孔隙度为18％-29％，例如，所述第二岩心模型8的渗透率为282mD，直径为2.5cm，长度为7.5cm，孔隙度为20.8％。
根据本发明，所述第一地层水与所述第二地层水各自为模拟矿化度的地层水，优选地，所述模拟矿化度的地层水的矿化度可以为1000ppm-100000ppm。
根据本发明，在步骤(II)中，所述出口液中含水率为0-98％，优选为10-98％，更优选为80％-95％时，所述第二岩心模型8停止实验。
根据本发明，在步骤(II)中，所述化学体系10的用量为第一岩心模型4的0.1-2倍，优选为0.5-0.7倍。
根据本发明，优选地，所述化学体系10的用量为0.1-2PV，优选为0.5-0.7PV。在本发明中，需要说明的是，PV：代表的是孔隙体积，所以可以说孔隙体积的0.1-2倍，或者说0.1PV-2PV。
根据本发明，所述化学体系10包括部分水解聚丙烯酰胺、表面活性剂和助表面活性剂；且以所述化学体系10的总重量为基准，所述部分水解聚丙烯酰胺的含量为0.05-0.25wt％，所述表面活性剂的含量为0.1-1wt％，所述助表面活性剂的含量为0.05-0.2wt％；优选情况下，以所述化学体系10的总重量为基准，所述部分水解聚丙烯酰胺的含量为0.15wt％，所述表面活性剂的含量为0.5wt％，所述助表面活性剂的含量为0.1wt％。
根据本发明，所述原油为不同油田的产出原油。优选地，所述化学体系10与原油的界面张力为4×10-3mN/m至8×10-3mN/m，更优选地，所述原油在温度为43-53℃下的黏度为18-51mPa.s。
根据本发明的一种优选的具体实施方式，如图1所示，一种用于评价前述所述的化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的方法包括：
(I)选取第一岩心模型4和第二岩心模型8，其中，第一岩心模型4可为各种尺寸的人造岩心或天然岩心模型，建议长度大于30cm，第二岩心模型8为模拟各储层特征的人造岩心模型或天然岩心模型，将第一岩心模型4和第二岩心模型8抽真空，饱和模拟矿化度的地层水，再将装满原油，利用恒速泵1向置有油/水体系的容器2注入原油，出口端用量筒收集产出液体，待出口不再有水流出，继续注入原油，直至出口流出30-50ml原油时，停止注油计量驱替出的水量，即岩心中饱和油的体积，记录第二岩心模型8的饱和的油量Vo1；另外一组平行实验仍按照此方法进行，再记录第二岩心模型8的饱和油量Vo2。
(II)将置有油/水体系的容器2装满模拟矿化度的地层水，分别对岩心置有饱和原油的第一岩心模型4和第二岩心模型8进行驱替，计量出口的产液量、油量和水量，直至出口液中含水率达方案设计的含水率后，第二岩心模型8停止实验。在第一岩心模型4中转注入化学体系至设计用量，通过显微镜观测采出液形态，判断乳化情况；
(III)利用恒流泵，把第一岩心模型4的采出液直接注入第二岩心模型8中进行驱替，注入设计的后续流体驱替至实验方案设计用量后(即，把设计的化学体系注入量注完后)，记录第二岩心模型8的采出油量Vo3，此为化学体系乳化后的驱油量。
(IV)选用另外一组相同的岩心模型重复步骤(II)和(III)，但把采出液通过油水分离系统7使之破乳后，再注入另一根驱替出相同油量的第二段岩心模型8，注入设计的后续流体驱替至实验方案设计用量后(即，把设计的化学体系注入量注完后)，记录采出油量Vo4，此为化学体系没有乳化的驱油量。
(V)化学体系原位乳化对第二岩心模型贡献的采收率W为：
W＝(Vo3/Vo1-Vo4/Vo2)×100％，式(a)；
其中：Vo1为第一组实验第二岩心模型的饱和油体积，mL；
Vo2为第二组平行实验第二岩心模型的饱和油体积，mL；
Vo3为注入破乳化化学体系后第二岩心模型的采出油量；
Vo4为注入原位乳化化学体系后第二岩心模型的采出油量。
在本发明中，需要说明的是：图1中的8是第二段岩心模型，两个箭头表示，说明采用图1中箭头所示的两个岩心模型都行，这两个岩心模型表征不同储层特征，可以根据实际情况任意选择，在本发明中均代表是第二段岩心模型。
在本发明中，需要说明的是：置有油/水体系的容器2为活塞容器。
本发明第二方面提供了一种用于评价前述所述的化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的装置，其中，所述装置包括：置有油/水体系的容器2、置有化学体系的容器10、显微镜6、计量系统9、第一岩心模型4、第二岩心模型8和可选的油水分离破乳系统7；以及所述置有油/水体系的容器2和所述置有化学体系的容器10并联设置且通过六通阀门与所述第一岩心模型4相连接设置；所述第一岩心模型4和所述第二岩心模型8串联设置，且所述第一岩心模型4分别与所述显微镜6和可选的所述油水分离破乳系统7相连接设置；所述计量系统9分别与所述第一岩心模型4和所述第二岩心模型8相连接设置。
在本发明中，所述显微镜6和所述油水分离破乳系统7并联设置。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。
以下实施例和对比例中：
化学体系的黏度通过Brookfield黏度计测得，化学体系与原油界面张力通过TX-500界面张力仪测得；
阴离子表面活性剂石油磺酸盐KPS-202为新疆金塔公司生产，部分水解聚丙烯酰胺为北京恒聚公司的市售品。
实施例1
本实施例在于说明采用本发明的装置评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度。
采用图1所示的装置。
化学体系中：聚合物为相对分子量约为1900万的部分水解聚丙烯酰胺，浓度1500mg/L；表面活性剂是新疆油田使用的石油磺酸盐KPS，浓度0.5％；原油取自新疆油田，储层温度43℃下黏度18mPa.s；化学体系与原油的界面张力为8×10-3mN/m。第一岩心模型使用4.5cm×4.5cm×30cm的人造岩心模型，平均渗透率500mD，孔隙率为21.5％；第二岩心模型为气测渗透率282mD，直径2.5cm，长度7.5cm的圆柱天然岩心，其孔隙度为20.8％。
(1)将第一岩心模型4和第二岩心模型8抽真空，注入模拟矿化度的地层水至饱和，再将装满原油，利用恒速泵1向置有油/水体系的容器2注入原油，出口端用量筒收集产出液体，待出口不再有水流出，继续注入原油，直至出口流出30ml原油时，停止注油计量驱替出的水量，即岩心中饱和油的体积，记录第二岩心模型8的饱和油量Vo1为5.22mL；
(2)利用恒速泵1向置有油/水体系的容器2注入模拟矿化度的地层水，分别对岩心置有饱和原油的第一岩心模型4和第二岩心模型8进行驱替，计量出口的产液量、油量和水量，直至第一岩心模型4和第二岩心模型8的出口液中含水率达95％时，第二岩心模型8停止实验；在第一岩心模型4中转注入化学体系，注入的化学体系的量为第一岩心模型4的0.7倍(即，0.7PV)，收集采出液，通过显微镜观测采出液形态，判断乳化情况；
(3)利用恒流泵，把第一岩心模型4的乳化后的采出液直接注入第二岩心模型8中进行驱替，直至第一岩心模型4的乳化后的采出液全部注完后，记录第二岩心模型8的采出油量Vo3为2.52mL，此为化学体系乳化后的驱油量；
(4)选用另外一组平行实验重复步骤(1)和(2)，且选用与第一岩心模型4和第二岩心模型8材质相同的第三岩心模型和第四岩心模型，再记录第四岩心模型的饱和油量Vo2为5.35mL；
(5)继续重复步骤(3)，但是，与步骤(3)不同之处在于：把第三岩心模型的采出液通过油水分离系统7使之破乳后，再注入第四岩心模型，直至第三岩心模型的采出液全部注完后，记录采出油量Vo4为2.56mL，此为化学体系没有乳化的驱油量。
(6)化学体系原位乳化对第二岩心模型贡献的采收率W为：
W＝(Vo3/Vo1-Vo4/Vo2)×100％＝0.3％。
通过对比两组实验第二岩心模型的采收率判断乳化作用对提高采收率的作用，化学体系对第一岩心模型驱替后采出液的宏观及微观图像如图2和图3所示。
其中，从图2能够看出在对第一岩心模型注入化学体系后，从左到右，试管中下部水相颜色逐步变深，表明了在采出液中出现了乳状液液滴。
其中，从图3能够看出颗粒状的小尺寸的乳状液液滴密集分布在采出液中，说明采出液发生了乳化。
其中，原位乳化体系及不发生原位乳化体系的两组平行驱油实验如图4所示，其中，“岩心1”表示的是用第一岩心模型采出液直接驱替第二岩心模型的驱油特征曲线，即，表示的是发生原位乳化体系；“岩心2”表示的是用第一岩心模型采出液破乳后驱替第二岩心模型的驱油特征曲线，即，表示的是不发生乳化但其他性质相同的体系；从图4能够看出，在水驱结束后，即含水率为95％时，采收率基本一致，均在41％左右，这说明这两组重复性较好。在化学驱阶段，注入原位乳化体系的第一岩心模型(岩心1)的采收率为48.2％，注入破乳后体系的第二岩心模型(岩心2)的采收率为47.9％。两组实验化学驱结束后采收率值接近，仅相差0.3％；说明在一维均质岩心中，超低界面张力的聚合物/表面活性剂二元体系发生原位乳化后对采收率的贡献不大。
实施例2
本实施例在于说明采用本发明的装置评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度。
采用图1所示的装置。
化学体系中：聚合物为相对分子量约为2500万的部分水解聚丙烯酰胺，浓度1500mg/L，表面活性剂是大港油田使用的石油磺酸盐DPS，浓度0.5％，原油取自大港油田，储层温度53℃下黏度51mPa.s，化学体系与原油的界面张力为4×10-3mN/m。第一部分使用4.5cm×4.5cm×30cm的人造岩心模型，平均渗透率500mD，孔隙率为21.3％；第二部分使用人造均质平板砂岩模型，尺寸为4.5cm×30cm×30cm，渗透率2000×10-3mD，模型示意图如图5所示，实物图如图6所示，从图5和图6能够看出模型的平面及纵向特征。
(1)将第一岩心模型4和第二岩心模型8抽真空，注入模拟矿化度的地层水至饱和，再将装满原油，利用恒速泵1向置有油/水体系的容器2注入原油，出口端用量筒收集产出液体，待出口不再有水流出，继续注入原油，直至出口流出100ml原油时，停止注油计量驱替出的水量，即岩心中饱和油的体积，记录第二岩心模型的饱和的油量Vo1为785mL；
(2)利用恒速泵1向置有油/水体系的容器2注入模拟矿化度的地层水，分别对岩心置有饱和原油的第一岩心模型4和第二岩心模型8进行驱替，计量出口的产液量、油量和水量，直至第一岩心模型4和第二岩心模型8的出口液中含水率达95％时，第二岩心模型8停止实验；在在第一岩心模型4中转注入化学体系，注入的化学体系的量为第一岩心模型4的孔隙的体积的0.7倍，收集采出液，通过显微镜观测采出液形态，判断乳化情况；
(3)利用恒流泵，把第一岩心模型4的乳化后的采出液直接注入第二岩心模型8中进行驱替，直至第一岩心模型4的乳化后的采出液全部注完后，记录第二岩心模型8的采出油量Vo3为383.86mL，此为化学体系乳化后的驱油量；
(4)选用另外一组平行实验重复步骤(1)和(2)，且选用与第一岩心模型4和第二岩心模型8材质相同的第三岩心模型和第四岩心模型，再记录第四岩心模型的饱和油量Vo2为773mL。
(5)继续重复步骤(3)，但是，与步骤(3)不同之处在于：把第三岩心模型的采出液通过油水分离系统7使之破乳后，再注入第四岩心模型，直至第三岩心模型的采出液全部注完后，记录采出油量Vo4为337.03mL，此为化学体系没有乳化的驱油量。
(6)化学体系原位乳化对第二岩心模型贡献的采收率W为：
W＝(Vo3/Vo1-Vo4/Vo2)×100％＝5.3％。
其中，原位乳化体系及不发生原位乳化体系的两组平行驱油实验结果如图7所示，图7是乳化和不乳化驱替过程中平板模型注入压力与含水率变化曲线，其中，7-1表示的是不乳化体系含水率，7-2表示的是乳化体系含水率，7-3表示的是不乳化体系的压力，7-4表示的是乳化体系的压力；从图7能够看出：体系原位乳化后的驱替压力高于无乳化发生的体系的驱替压力。
其中，驱替结束后的含油饱和度分布如图8所示，图8是乳化和不乳化驱替过程中各阶段含油饱和度图，其中，(a)无乳化实验水驱结束后含油饱和度分布图；(b)无乳化实验化学体系驱结束后含油饱和度分布图；(c)有乳化实验水驱结束后含油饱和度分布图；(d)有乳化实验化学体系驱结束后含油饱和度分布图；从图8能够看出：在主流通道，二者的驱油效率相近，如图(b)和图(d)所示，但化学体系原位乳化后的波及体积如图(d)明显大于无乳化发生的二元体系如图(b)。说明相同化学驱注入量下，体系原位乳化后的采出程度较无乳化发生的化学体系驱替高5.3％。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (15)
1.一种用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的方法，其特征在于，该方法在用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的装置中进行，该方法包括：
（I）将第一岩心模型（4）和第二岩心模型（8）分别抽真空后注入第一地层水，再用原油驱替所述第一地层水，通过计量系统（9）计量所述第二岩心模型驱替出的所述第一地层水的量，记录所述第二岩心模型的饱和油量Vo1；
（II）用第二地层水分别驱替所述第一岩心模型和所述第二岩心模型中的所述原油，通过计量系统（9）计量出口的产液量、油量和水量，直至第一岩心模型（4）和第二岩心模型（8）的出口液中含水率在0-98%时，第二岩心模型（8）停止实验；再在所述第一岩心模型中转注入化学体系驱替所述第二地层水，得到采出液，并采用显微镜（6）在线观测所述采出液的乳化状态；
（III）将所述采出液直接注入所述第二岩心模型中驱替所述原油，直至第一岩心模型（4）的乳化后的采出液全部注完后，记录所述第二岩心模型的采出油量，记录所述化学体系乳化后的驱油量Vo3；
（IV）选用另外一组平行实验重复步骤（I）和（II），且选用与第一岩心模型（4）和第二岩心模型（8）材质相同的第三岩心模型和第四岩心模型，再记录第四岩心模型的饱和油量Vo2；
（V）继续重复步骤（III），但是，与步骤（III）不同之处在于：把第三岩心模型的采出液通过油水分离破乳系统（7）使之破乳后，再注入第四岩心模型，直至第三岩心模型的采出液全部注完后，记录此时的采出油量Vo4；
（VI）由式（a）所示公式计算所述化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度W为；
W=（Vo3/Vo1-Vo4/Vo2）×100%；式（a）；
其中，Vo1、Vo2、Vo3和Vo4的单位为mL；
其中，所述用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的装置包括：置有油/水体系的容器（2）、置有化学体系的容器（10）、显微镜（6）、计量系统（9）、第一岩心模型（4）、第二岩心模型（8）和油水分离破乳系统（7）；以及所述置有油/水体系的容器（2）和所述置有化学体系的容器（10）并联设置且通过六通阀门与所述第一岩心模型（4）相连接设置；所述第一岩心模型（4）和所述第二岩心模型（8）串联设置，且所述第一岩心模型（4）分别与所述显微镜（6）和所述油水分离破乳系统（7）相连接设置；所述计量系统（9）分别与所述第一岩心模型（4）和所述第二岩心模型（8）相连接设置。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，Vo1与Vo2的误差≤5%。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，Vo1与Vo2的误差为1-3%。
4.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一岩心模型（4）与所述第二岩心模型（8）各自为多孔介质。
5.根据权利要求4所述的方法，其中，所述第一岩心模型（4）与所述第二岩心模型（8）各自为人造岩心和/或天然岩心。
6.根据权利要求5所述的方法，其中，所述人造岩心选自人造均质平板砂岩岩心、填砂管岩心、人造圆柱岩心和长方岩心中的一种或多种。
7.根据权利要求1或5所述的方法，其中，所述第一岩心模型（4）的长度≥30cm，平均渗透率为200mD-5000mD，孔隙度为18%-29%。
8.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤（II）中，所述出口液中含水率为10-98%时，所述第二岩心模型（8）停止实验。
9.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤（II）中，所述化学体系的用量为第一岩心模型（4）的0.1-2倍。
10.根据权利要求9所述的方法，其中，在步骤（II）中，所述化学体系的用量为第一岩心模型（4）的0.5-0.7倍。
11.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤（II）中，所述化学体系的用量为0.1-2PV。
12.根据权利要求11所述的方法，其中，在步骤（II）中，所述化学体系的用量为0.5-0.7PV。
13.根据权利要求1所述的方法，其中，所述化学体系包括部分水解聚丙烯酰胺、表面活性剂和助表面活性剂；且以所述化学体系的总重量为基准，所述部分水解聚丙烯酰胺的含量为0.05-0.25wt%，所述表面活性剂的含量为0.1-1wt%，所述助表面活性剂的含量为0.05-0.2wt%。
14.根据权利要求1或13所述的方法，其中，所述化学体系与原油的界面张力为4×10- 3mN/m至8×10-3mN/m。
15.根据权利要求14所述的方法，其中，所述原油在温度为43-53℃下的黏度为18-51mPa.s。
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