CN112304842B - 一种页岩油co2/n2交替驱替注入量模拟分析方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，涉及石油工程技术领域，通过核磁共振仪在线测试页岩油被驱替过程中的核磁共振T2谱图，获得在高温高压环境下的页岩岩心核磁共振T2谱图，同时测定了页岩岩心在进行驱替页岩油驱替之前和驱替之后的孔隙率，得到驱替前后的孔隙率变化情况；根据驱替前后页岩岩心的孔隙率变化和驱油效率的变化得到CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式。本发明获得的注入量调整表达式可用于在页岩油CO2/N2交替驱替开采过程中CO2/N2的注入量调整参考，提高在实际开采过程中CO2/N2驱油总效率，进而提高页岩油的采出率，降低二氧化碳的使用量。
Description
技术领域
本发明涉及石油工程技术领域，特别涉及一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法。
背景技术
页岩油是以页岩为主的页岩层系中所含的原地滞留油气资源，圈闭界限不明显，无法形成自然工业产能。随着水平井和分段压裂技术水平及开发能力的提高。页岩油成为最有可能成为替代石油天然气的能源已是各国的共识。页岩油藏是一种非常规油气藏，其具有低渗低孔的特点，因此传统的水驱方式难以适用。
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。但由于二氧化碳的温室效应和气源限制，为了减少二氧化碳的使用量，探索二氧化碳和氮气驱替页岩油成为了目前的页岩油开发的热点。
由于二氧化碳和氮气交替驱替页岩油目前研究还较少，其主要的研究方向仍集中在二氧化碳和氮气驱替页岩油有效性上，对于二氧化碳和氮气多次交替驱替页岩油对驱油效率、孔隙率变化情况以及二氧化碳与氮气的注入量变化的研究还是一片空白。
发明内容
本申请的目的在于克服现有技术中所存在的上述不足，提供一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，用于模拟油页岩在二氧化碳和氮气多次交替注入驱替页岩油的驱替方式下驱油效率和孔隙率的变化情况，并根据模拟结果获得CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式，用于实际页岩油开发过程中CO2/N2交替驱替页岩油的注入量参考。
为了实现上述发明目的，本申请提供了以下技术方案：一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，包括以下步骤：
一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1)取页岩岩心并经过预处理之后孔渗测试，测定页岩岩心的初始孔隙率p0；
S2)对页岩岩心抽真空后饱和地层水，然后加压到设定压力，并用锰水驱替地层水；加热到设定温度，并在设定温度和设定压力下使所述页岩岩心饱和原油，测得初始状态下的核磁共振T2谱A；
S3)保温保压，然后注入CO2，再注入N2，并测得在气压平衡时的核磁共振T2谱B，计算核磁共振T2谱B与核磁共振T2谱A在同一坐标下的曲线面积差；
S4)重复步骤S3，直至第N次获得的核磁共振T2谱N与第N-1次获得的核磁共振T2谱N-1在同一坐标下的曲线面积差小于第N次获得的核磁共振T2谱N的曲线面积的0.5％，停止注入；
S5)对页岩岩心再次抽真空，并通过氦气法再次测定页岩岩心的孔隙度p；
S6)基于初始状态下的核磁共振T2谱A和第N次获得的核磁共振T2谱N的曲线面积差计算CO2/N2交替驱替页岩油的总驱油效率；基于核磁共振T2谱的曲线面积差获得多次驱替页岩油的驱油效率变化表达式；基于初始孔隙率p0和孔隙度p计算驱油前后页岩岩心孔隙率变化率；
S7)基于步骤S6)得到的驱油效率变化表达式和孔隙率变化率得到CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式。
在上述技术方案中，通过核磁共振仪在线测试页岩油被驱替过程中的核磁共振T2谱图，使其直接获得在高温高压环境下的实时页岩岩心核磁共振T2谱图，更加符合页岩油驱替过程中的实际情况；同时，在上述技术方案中，还测定了页岩岩心在进行驱替页岩油驱替之前和驱替之后的孔隙率，得到驱替前后的孔隙率变化情况。由于二氧化碳为酸性，在进行驱替的过程中，页岩中有机质和粘土物质会部分溶出，并随着CO2和/页岩油流出页岩岩心；因此在驱替过程中，随着驱替的次数增加，页岩岩心的孔隙率是一个逐渐变化的过程，而二氧化碳和氮气的注入量对页岩油的驱替效果影响明显，因此在驱替过程中不断调整二氧化碳和氮气的注入量是非常必要的。本发明根据驱替前后页岩岩心的孔隙率变化和驱油效率的变化得到CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式，即可用于在页岩油CO2/N2交替驱替开采过程中CO2/N2的注入量调整参考，提高在实际开采过程中CO2/N2驱油总效率，进而提高页岩油的采出率，降低二氧化碳的使用量。
进一步地，所述步骤S6)中，所述总驱油效率等于第N次获得的核磁共振T2谱N和初始状态下的核磁共振T2谱A的曲线面积差与初始状态下的核磁共振T2谱A的曲线面积的比值，其具体表达式为：
E总＝(S0-SN)/S0*100％
其中，E总为总驱油效率；S0为初始状态下的核磁共振T2谱A的曲线面积；SN为第N次获得的核磁共振T2谱N的曲线面积。
在上述技术方案中，采用核磁共振T2谱的曲线面积差来计算页岩油的驱油效率，相较于传统的重量法，其准确性更好，对于多次CO2/N2交替驱替页岩油更能反应实时的驱油效率。
进一步地，所述步骤S6)中，多次驱替页岩油的驱油效率变化表达式通过以下方法获得：
S61)根据任相邻两次驱替后测定的核磁共振T2谱M和核磁共振T2谱M-1获得任相邻两次驱替后测定的核磁共振T2谱面积差；
S62)根据任相邻两次驱替后测定的核磁共振T2谱面积差获得任一单次驱替页岩油的驱油效率；
S63)根据每次驱替页岩油的驱油效率采用多项式拟合驱油效率和CO2/N2交替驱替页岩油次数之间的关系式，得到多次驱替页岩油的驱油效率变化表达式。
进一步地，所述步骤S6)中，所述孔隙率变化率等于初始孔隙率p0和孔隙度p的差值与所述初始孔隙率p0的比值，其具体表达式为：
P变＝(p0-p)/p0*100％。
所述步骤S7)中，所述CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式通过以下方法获得：
S71)将所述孔隙率变化率代入所述多次驱替页岩油的驱油效率变化表达式中，得到所述孔隙率变化率与CO2/N2交替注入次数的关系式；
S72)建立每次所述CO2/N2交替注入量与该次CO2/N2交替注入时页岩岩心的所述孔隙率变化率的计算式；
S73)将步骤S72)建立的计算式代入所述步骤S71)获得的关系式中，即可得到CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式。
进一步地，每次所述CO2/N2交替注入量与该次CO2/N2交替注入时页岩岩心的所述孔隙率变化率的计算式为：
V总＝VmCO2+VmN2；
VmCO2＝pm*V岩*0.3；
VmN2＝pm*V岩*0.2
V总为二氧化碳和氮气在单次驱替的注入总体积；m为第m次CO2/N2交替注入，其值为1≤m≤N；VmCO2为第m次CO2/N2交替注入时二氧化碳的注入体积；VmN2为第m次CO2/N2交替注入时氮气的注入体积；pm为第m次CO2/N2交替注入时页岩岩心的孔隙率变化率；V岩为页岩岩心的体积。
进一步地，所述步骤S3)中，二氧化碳的首次注入量为初始页岩岩心孔隙体积的0.3倍；所述氮气的首次注入量为初始页岩岩心孔隙体积的0.2倍；所述二氧化碳和氮气注入压力为20～30MPa。
进一步地，所述页岩岩心的预处理包括页岩岩心的清洗、烘干，用以清除页岩岩心中的油相、水相和气相等流动相，提高测试数据的准确性。
进一步地，所述锰水中二价锰离子的浓度为0.5～2g/L；所述锰水采用地层水作为溶剂配制。采用二价锰离子配制的地层水饱和页岩岩心，通过二价锰离子的消除岩心样品中地层水中氢的核磁信号，使得通过核磁共振测定的谱图即为原油的谱图。
本发明还公开了一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析装置，包括岩心封装装置、核磁共振仪、控制系统、围压装置、供气管道、出口管道、氮气瓶、二氧化碳气瓶、氦气瓶和真空泵；所述岩心封装装置包括弹性橡胶管和分别设置在弹性橡胶管两端的第一顶头、第二顶头；所述第一顶头设置有与供气管道连通的进气口；所述第二顶头设置有与真空泵连通的抽气口、连接出口管道的出油口；所述氮气瓶、二氧化碳气瓶和氦气瓶分别通过供气管道与岩心封装装置的进气口连通；所述供气管道上分别设置有用于控制氮气瓶开关的氮气控制阀、用于控制二氧化碳瓶开关的二氧化碳控制阀和用于控制氦气瓶开关的氦气控制阀；所述围压装置设置有入液口和排液口；所述围压装置上还设置有压力监测装置和温度监测装置；所述围压装置包括安装在岩心封装装置外侧的环形围压壳体，所述环形围压壳体与所述岩心封装装置的外侧壁形成围压腔体，所述环形围压壳体上设置与所述围压腔体连通的入液口和排液口；所述岩心封装装置的进气口和抽气口、出油口上均安装有流量监测计和压力监测计；所述核磁共振仪包括用于测定并获得页岩岩心的核磁共振T2谱图的探头和计算机；所述控制系统与所述核磁共振仪、氮气控制阀、氦气控制阀、二氧化碳控制阀、流量监测计、压力监测计、温度监测装置、压力监测装置电性连接，用于控制各个监测设备和阀门的控制。
上述模拟分析装置适用于本申请文件公开的页岩油驱替有效性测定方法，也可以用于其他岩心模拟实验。
与现有技术相比，本发明的具有以下有益效果：
本申请公开了一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，通过核磁共振仪2在线测试页岩油被驱替过程中的核磁共振T2谱图，使其直接获得在高温高压环境下的实时页岩岩心核磁共振T2谱图，更加符合页岩油驱替过程中的实际情况；同时，在上述技术方案中，还测定了页岩岩心在进行驱替页岩油驱替之前和驱替之后的孔隙率，得到驱替前后的孔隙率变化情况。由于二氧化碳为酸性，在进行驱替的过程中，页岩中有机质和粘土物质会部分溶出，并随着CO2和/页岩油流出页岩岩心；因此在驱替过程中，随着驱替的次数增加，页岩岩心的孔隙率是一个逐渐变化的过程，而二氧化碳和氮气的注入量对页岩油的驱替效果影响明显，因此在驱替过程中不断调整二氧化碳和氮气的注入量是非常必要的。本发明根据驱替前后页岩岩心的孔隙率变化和驱油效率的变化得到CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式，即可用于在页岩油CO2/N2交替驱替开采过程中CO2/N2的注入量调整参考，提高在实际开采过程中CO2/N2驱油总效率，进而提高页岩油的采出率，降低二氧化碳的使用量。
附图说明
图1是本发明一些实施例中公开的页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法的流程图；
图2是本发明一些实施例中页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法所采用的装置示意图。
其中，1-岩心封装装置、2-核磁共振仪、3-围压装置、4-供气管道、5-出口管道、6-氮气瓶、7-二氧化碳气瓶、8-氦气瓶、9-真空泵、10-预热调压室。
具体实施方式
下面结合试验例及具体实施方式对本发明作进一步的详细描述。但不应将此理解为本发明上述主题的范围仅限于以下的实施例，凡基于本发明内容所实现的技术均属于本发明的范围。
现有技术中，采用水驱方式开采页岩油的效果不佳，为了提高页岩油的驱油率，研发出了页岩油的气驱方式，其中二氧化碳驱替是目前页岩油开采的最主要驱替方式。但由于二氧化碳的气源影响和环保要求，需要降低二氧化碳驱替过程中二氧化碳的使用量。为此，专利CN108397171A中提出了采用二氧化碳和氮气交替驱替页岩油的驱替方式。但页岩油在驱替过程中，随着原油被驱替和二氧化碳对岩层中有机质或黏土的溶出效应，在多次驱替过程中，会导致岩层的孔隙度逐渐变化，若不改变二氧化碳和氮气的注入量，则难以达到更好的驱替效果。但现有技术中，则缺少对这一变化的研究，因此本发明提出了一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，通过岩心驱替模拟实验模拟多次CO2/N2交替驱替，测得每次驱替过程中的驱油率的变化情况，并通过驱替前后的孔隙率的变化，得到整个页岩油驱替过程中孔隙率的变化，进而建立CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式，用于CO2/N2交替驱替注入量的参考。
本发明公开的一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法采用以下装置实现岩心驱替模拟实验：
如图2所示，所述装置包括岩心封装装置1、核磁共振仪2、控制系统、围压装置3、供气管道4、出口管道5、氮气瓶6、二氧化碳气瓶7、氦气瓶8和真空泵9；所述岩心封装装置1包括弹性橡胶管和分别设置在弹性橡胶管两端的第一顶头、第二顶头；所述第一顶头设置有与供气管道4连通的进气口；所述第二顶头设置有与真空泵9连通的抽气口、连接出口管道5的出油口；所述氮气瓶6、二氧化碳气瓶7和氦气瓶8分别通过供气管道4与岩心封装装置1的进气口连通；所述供气管道4上分别设置有用于控制氮气瓶6开关的氮气控制阀、用于控制二氧化碳瓶开关的二氧化碳控制阀和用于控制氦气瓶8开关的氦气控制阀；所述围压装置3设置有入液口和排液口；所述围压装置3上还设置有压力监测装置和温度监测装置。所述围压装置3包括安装在岩心封装装置1外侧的环形围压壳体，所述环形围压壳体与所述岩心封装装置1的外侧壁形成围压腔体，所述环形围压壳体上设置与所述围压腔体连通的入液口和排液口，用于注入流体使岩心封装装置1的围压达到设定值。注入的所述流体可以为高温流体，用以对岩心加热，使其达到设定温度，满足高温高压下进行页岩油驱替。所述岩心封装装置1的进气口和抽气口、出油口上均安装有流量监测计和压力监测计，用以监测进气口和抽气口、出油口中的气体流量和气压变化。所述核磁共振仪2用于测定并获得页岩岩心的核磁共振T2谱图，通过计算机进行数据处理并呈现出来。所述控制系统用于控制各个监测设备和阀门的控制，包括氮气控制阀、氦气控制阀、二氧化碳控制阀、流量监测计、压力监测计、温度监测装置、压力监测装置等。
在一些实施例中，所述装置还包括预热调压室10，用于对氮气和二氧化碳气体进行预热调压；所述预热调压室10设置在与氮气瓶6和二氧化碳气瓶7连接的供气管道4上。其具体结构为：所述供气管道4包括主管道、第一支管、第二支管、第一分管道和第二分管道；所述主管道的一端连接所述岩心封装装置1上的进气口，另一端连接第一支管和第二支管；所述第一支管远离所述主管道的一端连接氦气瓶8；所述第二支管远离所述主管道的一段连接预热调压室10的排气口；所述第一分管道的一端连接所述氮气瓶6，另一端连接所述预热调压室10；所述第二分管道的一端连接所述二氧化碳气瓶7，另一端连接所述预热调压室10。所述主管道、第一支管、第二支管、第一分管道和第二分管道上均分别设置有单向阀，用于控制每个管道上的气体流动，并防止气体回流。
为了解决上述技术问题，发明人在本申请中提出了一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，参阅图1，该方法具体包括以下步骤：
S1)取经过预处理的页岩岩心装入岩心封装装置1中，使页岩岩心两端与第一顶头和第二顶头顶紧，弹性橡胶管压紧在页岩岩心表面，然后打开真空泵9抽真空后关闭真空泵9，再打开氦气控制阀向页岩岩心通入氦气，通过氦气法测定页岩岩心的初始孔隙率p0；所述页岩岩心的两端面和表面均为光滑面；
S2)再次打开真空泵9对页岩岩心进行抽真空后关闭真空泵9，打开围压装置3的进液口和出液口，并向围压腔体内注入设定温度下的地层水，使页岩岩心饱和地层水，然后加压到设定压力，并用锰水驱替地层水；然后加热到设定温度，并在设定温度和设定压力下使所述页岩岩心饱和原油，测得初始状态下的核磁共振T2谱A；
使页岩岩心饱和锰水，然后再向围压腔体内注入原油，使页岩岩心饱和原油，然后调整出液口的出液量，使围压装置3对岩心封装装置1加热加压到设定温度和设定压力；测得初始状态下的核磁共振T2谱A；
S3)保温保压，打开二氧化碳阀，注入二氧化碳；所述二氧化碳的注入量为页岩岩心空隙体积的0.3倍；然后再打开氮气阀，注入氮气，所述氮气的注入量为页岩岩心空隙体积的0.2倍；待岩心封装装置1两端的气压平衡时，并测得在气压平衡时的核磁共振T2谱B，计算核磁共振T2谱B与核磁共振T2谱A在同一坐标下的曲线面积差；
S4)重复步骤S3，直至第N次获得的核磁共振T2谱N与第N-1次获得的核磁共振T2谱N-1在同一坐标下的曲线面积差小于第N次获得的核磁共振T2谱N的曲线面积的0.5％，停止注入；
S5)再次打开真空泵9对页岩岩心进行抽真空后关闭真空泵9，并通过氦气法再次测定页岩岩心的孔隙度p；
S6)基于初始状态下的核磁共振T2谱A和第N次获得的核磁共振T2谱N的曲线面积差计算CO2/N2交替驱替页岩油的总驱油效率；基于核磁共振T2谱的曲线面积差获得多次驱替页岩油的驱油效率变化表达式；基于初始孔隙率p0和孔隙度p计算驱油前后页岩岩心孔隙率变化率；
S7)基于步骤S6)得到的驱油效率变化表达式和孔隙率变化率得到CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式。
所述步骤S6)中，所述总驱油效率等于第N次获得的核磁共振T2谱N和初始状态下的核磁共振T2谱A的曲线面积差与初始状态下的核磁共振T2谱A的曲线面积的比值，其具体表达式为：
E总＝(S0-SN)/S0*100％
其中，E总为总驱油效率；S0为初始状态下的核磁共振T2谱A的曲线面积；SN为第N次获得的核磁共振T2谱N的曲线面积。
在上述技术方案中，采用核磁共振T2谱的曲线面积差来计算页岩油的驱油效率，相较于传统的重量法，其准确性更好，对于多次CO2/N2交替驱替页岩油更能反应实时的驱油效率。
需要说明的是，所述曲线面积差是指：以初始状态下的核磁共振T2谱A和第一次CO2/N2交替驱替页岩油之后测得的核磁共振T2谱B为例，将二者放在同一坐标下，初始状态下的核磁共振T2谱A曲线和第一次CO2/N2交替驱替页岩油之后测得的核磁共振T2谱B曲线在坐标中出现交点，根据曲线和交点，可获得初始状态下的核磁共振T2谱A曲线和第一次CO2/N2交替驱替页岩油之后测得的核磁共振T2谱B曲线围成的区域，计算初始状态下的核磁共振T2谱A曲线和第一次CO2/N2交替驱替页岩油之后测得的核磁共振T2谱B曲线围成的全部区域的面积，即为二者的面积差。需要说明的是，本发明中所述的面积差均为两核磁共振T2谱曲线在同一坐标下围成的不重合的区域所覆盖的面积。
需要说明的是，所述页岩岩心的预处理包括页岩岩心的清洗、烘干，用以清除页岩岩心中的油相、水相和气相等流动相，提高测试数据的准确性。其具体为：将取样获得的样品按照岩心封装装置1的尺寸切割成所需的页岩岩心样品，然后通过清洗清理页岩岩心样品中的流动态的油、水，然后烘干得到预处理好的页岩岩心样品。
需要说明的是，所述锰水中二价锰离子的浓度为0.5～2g/L；所述锰水采用地层水作为溶剂配制。优选得，采用氯化锰配制锰水。
需要说明的是，所述初始孔隙率p0和孔隙度p也可以采用重量法测定。
需要说明的是，所述设定温度和设定压力根据所述页岩岩心所采集的地层实际温度和压力来确定，也可以根据实验需要设定温度和压力。
在一些实施例中，所述步骤S6)中，多次驱替页岩油的驱油效率变化表达式通过以下方法获得：
S61)根据任相邻两次驱替后测定的核磁共振T2谱M和核磁共振T2谱M-1获得任相邻两次驱替后测定的核磁共振T2谱面积差；
S62)根据任相邻两次驱替后测定的核磁共振T2谱面积差获得任一单次驱替页岩油的驱油效率；
S63)根据每次驱替页岩油的驱油效率采用多项式拟合驱油效率和CO2/N2交替驱替页岩油次数之间的关系式，得到多次驱替页岩油的驱油效率变化表达式。
在本发明中，由于采用二氧化碳和氮气多次交替驱替的方式实现驱油，同时，由于页岩岩心孔隙率随着驱替的进行孔隙率的变化和原油不断被驱替，其二氧化碳和氮气交替驱替页岩油的效率也会随之发生变化。在本发明中，采用核磁共振测定每次驱替之后的核磁共振T2谱获得每次二氧化碳和氮气交替驱替的驱油率，并拟合得到驱油效率和驱油次数之间的关系式，可以得到驱油效率与二氧化碳和氮气交替驱替页岩油次数之间的变化趋势，可用于开采过程中设计二氧化碳和氮气交替驱替页岩油的次数，减少二氧化碳和氮气的使用量，提高经济效益。
在一些实施例中，所述步骤S6)中，所述孔隙率变化率等于初始孔隙率p0和孔隙度p的差值与所述初始孔隙率p0的比值，其具体表达式为：
P变＝(p0-p)/p0*100％。
所述步骤S7)中，所述CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式通过以下方法获得：
S71)将所述孔隙率变化率代入所述多次驱替页岩油的驱油效率变化表达式中，得到所述孔隙率变化率与CO2/N2交替注入次数的关系式；
S72)建立每次所述CO2/N2交替注入量与该次CO2/N2交替注入时页岩岩心的所述孔隙率变化率的计算式；
S73)将步骤S72)建立的计算式代入所述步骤S71)获得的关系式中，即可得到CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式。
进一步地，每次所述CO2/N2交替注入量与该次CO2/N2交替注入时页岩岩心的所述孔隙率变化率的计算式为：
V总＝VmCO2+VmN2；
VmCO2＝pm*V岩*0.3；
VmN2＝pm*V岩*0.2
V总为二氧化碳和氮气在单次驱替的注入总体积；m为第m次CO2/N2交替注入，其值为1≤m≤N；VmCO2为第m次CO2/N2交替注入时二氧化碳的注入体积；VmN2为第m次CO2/N2交替注入时氮气的注入体积；pm为第m次CO2/N2交替注入时页岩岩心的孔隙率变化率；V岩为页岩岩心的体积。
在一些实施例中，所述步骤S3)中，二氧化碳的首次注入量为初始页岩岩心孔隙体积的0.3倍；所述氮气的首次注入量为初始页岩岩心孔隙体积的0.2倍；所述二氧化碳和氮气注入压力为20～30MPa。需要说明的是，所述二氧化碳和氮气的注入温度为90～108℃。
目前，由于驱替页岩油的方法的研究主要集中在驱替方法的研发上，对于页岩油CO2/N2交替驱替注入量对驱替效果的影响的研究还是空白，但由于气相多次驱替过程中对页岩层的孔隙度的影响较大，进而影响驱替效果，因此发明人针对这一影响提出了一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，在岩心驱替模拟实验中通过核磁共振T2图谱获得在设定温度、设定压力下多次页岩油CO2/N2交替驱替驱油效率的变化趋势，并根据孔隙率的变化来调整的氮气和二氧化碳的单一驱替注入量，达到最大限度的提高驱油效率的作用，并降低二氧化碳的注入量，为页岩油开采方法的设计提供参考数据和参考意见。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，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，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1)取页岩岩心并经过预处理之后孔渗测试，测定页岩岩心的初始孔隙率p0；
S2)对页岩岩心抽真空后饱和地层水，然后加压到设定压力，并用锰水驱替地层水；加热到设定温度，并在设定温度和设定压力下使所述页岩岩心饱和原油，测得初始状态下的核磁共振T2谱A；
S3)保温保压，然后注入CO2，再注入N2，并测得在气压平衡时的核磁共振T2谱B，计算核磁共振T2谱B与核磁共振T2谱A在同一坐标下的曲线面积差；
S4)重复步骤S3，直至第N次获得的核磁共振T2谱N与第N-1次获得的核磁共振T2谱N-1在同一坐标下的曲线面积差小于第N次获得的核磁共振T2谱N的曲线面积的0.5％，停止注入；
S5)对页岩岩心再次抽真空，并通过氦气法再次测定页岩岩心的孔隙度p；
S6)基于初始状态下的核磁共振T2谱A和第N次获得的核磁共振T2谱N的曲线面积差计算CO2/N2交替驱替页岩油的总驱油效率；基于核磁共振T2谱的曲线面积差获得多次驱替页岩油的驱油效率变化表达式；基于初始孔隙率p0和孔隙度p计算驱油前后页岩岩心孔隙率变化率；
S7)基于步骤S6)得到的驱油效率变化表达式和孔隙率变化率得到CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式。
2.根据权利要求1所述的页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，其特征在于，所述步骤S6)中，所述总驱油效率等于第N次获得的核磁共振T2谱N和初始状态下的核磁共振T2谱A的曲线面积差与初始状态下的核磁共振T2谱A的曲线面积的比值，其具体表达式为：
E总＝(S0-SN)/S0*100％
其中，E总为总驱油效率；S0为初始状态下的核磁共振T2谱A的曲线面积；SN为第N次获得的核磁共振T2谱N的曲线面积。
3.根据权利要求1所述的页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，其特征在于，所述步骤S6)中，多次驱替页岩油的驱油效率变化表达式通过以下方法获得：
S61)根据任相邻两次驱替后测定的核磁共振T2谱M和核磁共振T2谱M-1获得任相邻两次驱替后测定的核磁共振T2谱面积差；
S62)根据任相邻两次驱替后测定的核磁共振T2谱面积差获得任一单次驱替页岩油的驱油效率；
S63)根据每次驱替页岩油的驱油效率采用多项式拟合驱油效率和CO2/N2交替驱替页岩油次数之间的关系式，得到多次驱替页岩油的驱油效率变化表达式。
4.根据权利要求1所述的页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，其特征在于，所述步骤S6)中，所述孔隙率变化率等于初始孔隙率p0和孔隙度p的差值与所述初始孔隙率p0的比值，其具体表达式为：
P变＝(p0-p)/p0*100％。
5.根据权利要求1～4任一项所述的页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，其特征在于，所述步骤S7)中，所述CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式通过以下方法获得：
S71)将所述孔隙率变化率代入所述多次驱替页岩油的驱油效率变化表达式中，得到所述孔隙率变化率与CO2/N2交替注入次数的关系式；
S72)建立每次所述CO2/N2交替注入量与该次CO2/N2交替注入时页岩岩心的所述孔隙率变化率的计算式；
S73)将步骤S72)建立的计算式代入所述步骤S71)获得的关系式中，即可得到CO2/N2交替驱替页岩油的注入量调整表达式。
6.根据权利要求5所述的页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，其特征在于，每次所述CO2/N2交替注入量与该次CO2/N2交替注入时页岩岩心的所述孔隙率变化率的计算式为：
V总＝VmCO2+VmN2；VmCO2＝pm*V岩*0.3；VmN2＝pmV岩*0.2
V总为二氧化碳和氮气在单次驱替的注入总体积；m为第m次CO2/N2交替注入，其值为1≤m≤N；VmCO2为第m次CO2/N2交替注入时二氧化碳的注入体积；VmN2为第m次CO2/N2交替注入时氮气的注入体积；pm为第m次CO2/N2交替注入时页岩岩心的孔隙率变化率；V岩为页岩岩心的体积。
7.根据权利要求1所述的页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，其特征在于，所述步骤S3)中，二氧化碳的首次注入量为初始页岩岩心孔隙体积的0.3倍；氮气的首次注入量为初始页岩岩心孔隙体积的0.2倍；所述二氧化碳和氮气注入压力为20～30MPa。
8.根据权利要求1所述的页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，其特征在于，所述页岩岩心的预处理包括页岩岩心的清洗、烘干。
9.根据权利要求1所述的页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟分析方法，其特征在于，所述锰水中二价锰离子的浓度为0.5～2g/L；所述锰水采用地层水作为溶剂配制。
10.一种页岩油CO2/N2交替驱替注入量模拟装置，其特征在于，包括岩心封装装置、核磁共振仪、控制系统、围压装置、供气管道、出口管道、氮气瓶、二氧化碳气瓶、氦气瓶和真空泵；
所述岩心封装装置包括弹性橡胶管和分别设置在弹性橡胶管两端的第一顶头、第二顶头；所述第一顶头设置有与供气管道连通的进气口；所述第二顶头设置有与真空泵连通的抽气口、连接出口管道的出油口；
所述氮气瓶、二氧化碳气瓶和氦气瓶分别通过供气管道与岩心封装装置的进气口连通；所述供气管道上分别设置有用于控制氮气瓶开关的氮气控制阀、用于控制二氧化碳瓶开关的二氧化碳控制阀和用于控制氦气瓶开关的氦气控制阀；
所述围压装置设置有入液口和排液口；所述围压装置上还设置有压力监测装置和温度监测装置；所述围压装置包括安装在岩心封装装置外侧的环形围压壳体，所述环形围压壳体与所述岩心封装装置的外侧壁形成围压腔体，所述环形围压壳体上设置与所述围压腔体连通的入液口和排液口；
所述岩心封装装置的进气口和抽气口、出油口上均安装有流量监测计和压力监测计；
所述核磁共振仪包括用于测定并获得页岩岩心的核磁共振T2谱图的探头和计算机；
所述控制系统与所述核磁共振仪、氮气控制阀、氦气控制阀、二氧化碳控制阀、流量监测计、压力监测计、温度监测装置、压力监测装置电性连接，用于控制各个监测设备和阀门的控制。
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Address after: No.8 Xindu Avenue, Xindu District, Chengdu, Sichuan 610000 Patentee after: SOUTHWEST PETROLEUM University Patentee after: Sichuan Keyuan Engineering Technology Test Center Co.,Ltd. Address before: 610500, Xindu Avenue, Xindu District, Sichuan, Chengdu, 8 Patentee before: SOUTHWEST PETROLEUM University Patentee before: KEYUAN ENGINEERING TECHNICAL TEST CENTER OF SICHUAN PROVINCE |