CN113008739A - 一种稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于油气田开发工程的技术领域，具体涉及一种稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法，该方法用于确定一维传热条件下气体在饱和稠油岩心中的扩散系数。通过压降法获取扩散过程中的实验压力曲线；在确定温度场的基础上，考虑了温度变化对原油和岩石物性参数的影响；通过PR状态方程计算扩散过程中的理论压力；通过遗传算法对实测压力曲线和计算得到的理论压力曲线进行拟合，得出一维传热条件下气体在饱和稠油岩心中的扩散系数。该发明提供的稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法，考虑到传热过程中油藏物性参数的变化，计算出的气体扩散系数更接近实际，为稠油热采方案提供更准确的参考，预测出的采收率更准确，降低了开采成本和风险。

Description

一种稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法

技术领域

本发明涉及一种稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法，属于油气田开发工程的技术领域。

背景技术

稠油在油藏条件下的具有粘度较高、流动性较差、开采难度较高的特点，使得热力采油是开采稠油的有效方式。在注蒸汽的基础上，注入辅助气体(N₂、CO₂、烟道气等)能够有效补充地层能量、降低稠油粘度和扩大蒸汽加热范围，可以改善热采效果。在蒸汽吞吐焖井阶段，油藏中流体无法渗流，扩散是主要的运移方式。气体扩散系数是描述扩散的主要参数，决定了油藏中不同时间气体扩散的浓度及运移距离，影响着气体改善原油物性的程度和蒸汽吞吐的工艺参数优化，对其提高采收率具有重要意义。

油气行业高投资高风险的特点使得在制定开采方案时必须考虑经济因素。在热力采油相关数模软件中依据准确的扩散系数，能够计算出温度场变化情况和不同时间下气体的扩散量以及波及面积，进而估算油藏物性参数的变化，从而对稠油油藏提高采收率进行合理的方案制定，对稠油开发中的经济性进行合理评估。

但是，在实际稠油热采过程中，温度场的变化极大地影响油藏物性参数，进而影响着采收率。中国专利文献CN106840973B、CN106872594B和CN112198093A公开了恒温条件下测量气体在饱和油岩心中扩散系数的方法，但是不涉及温度场的变化，采用上述专利文献的方法计算的扩散系数与实际稠油热采过程中的不相符。因此需要确定符合稠油油藏实际热采条件下的气体扩散系数，为稠油油藏的开采方案做更准确的参考，以减少开发风险和开采成本。

发明内容

针对现有技术的局限性，发明提供一种稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法。在计算稠油热采条件下气体扩散系数的数学模型中增加了温度场，并考虑了温度场的变化对原油和岩石物性参数的影响，将温度场与气体扩散的浓度场及原油膨胀的流动场耦合，从而准确计算出稠油热采条件下气体扩散系数。

本发明的目的是提供一种稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法，准确计算稠油热采条件下气体扩散系数，更接近实际油藏热采，为开发方案提供更准确的依据以减少开发风险和开采成本。

本发明解决其技术问题所采取的技术方案是：一种稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法，该方法包括步骤如下：

1)岩心饱和稠油后将其放入扩散设备中进行气体径向扩散试验，通过压降法获取扩散过程中扩散设备的实验压力曲线；

2)建立温度场模型

采用一维传热方程描述温度场，如式(1a)、(1b)所示；

式中，T为温度，K；t为时间，s；r为岩心半径一点到岩心中心轴线的距离，m；η为岩心热扩散率，m²/s；λ为岩心热导率，W/m/K；c为比热容，J/kg/K；ρ为岩心密度，kg/m³；

在模型的求解过程中，采用全隐式有限差分方法对该模型进行求解；首先将微分方程离散化为差分方程组，进而迭代求解；

离散过程中，温度对时间和空间的导数采用二阶中心差分格式，具体差分格式由式(2)表示；

式中，o(Δt²)和o(Δr²)为截断误差；n为时间网格数，整数；i为空间网格数，整数；

应用以上差分格式将式(1a)、(1b)中的偏微分方程改写为差分方程，如式(3a)、(3b)所示；

式中，a_i，b_i，e_i为差分方程(3b)内定义的变量；

岩心侧表面为定温狄利克雷边界，即岩心侧面处的温度在扩散过程中恒定为扩散室壁温度T₁；岩心轴线处为封闭边界，即在扩散过程中，岩心轴线处的温度在径向上的微分恒定为0；对于该温度场模型的初始条件，岩心内部温度都为岩心初始温度T₀；

综上所述，该温度场模型的边界条件及初始条件分别由式(4a)、(4b)表示；

式中，r₀为岩心半径，m；

结合温度场模型的边界条件与初始条件(4a)、(4b)和构造的差分方程组式(5)，应用Gauss-Seidel迭代方法求解，即可计算得到每个时间网格岩心中的温度分布；其中，构造的差分方程组式(5)具体为：

式中，I为空间网格总数，整数；a_i，b_i，e_i为差分方程内定义的变量，其中，i为空间网格数，i的取值范围是0至I-1；

3)耦合气体扩散浓度场、原油膨胀流动场和温度场，得到岩心微元体中的控制方程，将Fick扩散公式(6)带入控制方程并忽略高阶小量，即整理得到描述一维传热条件下气体在饱和稠油岩心中径向扩散的微分方程(7)：

式中，c为扩散物质的物质浓度，mol/m³；t为时间，s；u为原油体积膨胀而产生的流动速度，简称为原油膨胀速度，m/s；D为扩散物质的扩散系数，m²/s；r为岩心半径一点到岩心中心轴线的距离，m；其中，Fick扩散定律是描述分子扩散的基本定律，基于浓度差驱动的扩散传质过程都通过该定律进行描述；Fick扩散定律的基本形式即Fick扩散公式如式(6)所示；

边界条件与初始条件如式(11)所示：

式中，c₀为气体初始浓度，mol/m³；r₀为岩心半径，m；

其中，原油膨胀速度与原油体积系数有关，原油流动速度分布可由式(9)计算；

式中，F_S为稠油体积系数；Δr为空间步长，m；Δt为时间步长，s；i为空间网格数，整数；

首先计算出每个时间步下的温度场，然后赋值扩散系数初值，计算气体浓度场和原油的流动速度场，通过累加得出扩散到岩心中气体的量和膨胀到气室原油的量，进而计算出PR状态方程中的摩尔体积V。通过建立温度场模型，计算出的PR方程中的摩尔体积V更加精确。

4)依据Li等人在杂志《Journal of CO₂ Utilization》2018年第24期的《Determination of diffusion coefficients of supercritical CO₂ under tight oilreservoir conditions with pressure-decay method》中第432-435页的方法，因为温度场的存在，会对PR状态方程中温度T产生一定影响，具体表示如式(10a)、(10b)所示，计算出的理论压力与实际压力误差更小，从而得出的扩散系数更精确；

式中，p为理论压力，Pa；R为通用气体常数，8.314J/(mol K)；T(n，I)为n时刻I空间网格处温度，K；V为摩尔体积，m³/mol；T_c为临界温度，K；P_c为临界压力，Pa；a，b，a_c为PR状态方程中定义的系数；α(T_r,ω)为alpha方程，是关于相对温度T_r和偏心因子ω的函数，如式(11)所示；

5)拟合扩散系数；使用遗传算法拟合实验压力与理论压力曲线，由式(12)计算理论压力与实验压力间的差值，差值最小时的扩散系数值即为实验条件下扩散气体在饱和稠油岩心中的扩散系数；

式中，PN为参与拟合的实验数据个数；P_Ei为实验压力数据，kPa；P_Ci为计算理论压力数据，kPa；Error为实验压力数据和理论压力数据之间的差值。

本发明的技术方案还有：热采条件下温度场对岩石性质的影响，求得的岩石导热系数替换式(1b)中的岩石的岩心热导率λ，保证温度场模型更符合实际应用，从而使最终拟合算出的扩散系数与实际误差更小；

岩石的导热系数采用2015年高平的博士论文《岩石热物性参数分析及多场热效应耦合模型研究》中第90页式描述一定温度压力下岩石的导热系数即岩心热导率，如式(13)所示；

式中，T为温度，K；P为初始压力，MPa。

本发明的技术方案还有：

而由于温度场的存在，会对稠油体积系数F_S产生一定影响：参照Chung等人在杂志《SPE Reservoir Engineering》1988年第3卷第3期的《Measurements and correlationsof the physical properties of CO₂/heavy-crude-oil mixtures》中826页描述一定温度压力下CO₂在稠油中的饱和溶解度和CO₂溶解后稠油体积系数如式(14)和式(15)所示，计算得到的稠油体积系数Fs替换式(9)中的稠油体积系数，计算的原油流动速度分布更准确：

式中，R_s为一定温度压力下CO₂在稠油中的饱和溶解度，scf/bbl；γ为稠油相对密度；T为温度，^oF；P为上一时间步计算的理论压力，首次计算赋初始压力，psia；a₁～a₇均为系数，分别为0.4934×10^-2，4.0928，0.571×10^-6，1.6428，0.6763×10^-3，781.334和-0.2499；F_S为稠油体积系数。

本发明的技术方案还有：

所述扩散装置采用Li等人在杂志《Journal of CO₂ Utilization》2018年第24期的《Determination of diffusion coefficients of supercritical CO₂ under tightoil reservoir conditions with pressure-decay method》中431-432页的装置。

所述气体径向扩散试验步骤如下：

①检查所述扩散装置的气密性；

②将实验用岩心清洗、烘干后，使用岩心饱和装置将岩心抽真空，饱和指定油样；

③将饱和好的岩心取出并擦干岩心表面，封堵岩心两端端面，确保传热过程和气体扩散仅发生在岩心径向；

④将扩散桶及装有气体的中间容器放入油藏热采温度中静置以确保扩散桶与中间容器的气体均达到设定温度；

⑤将已处理的岩心放入扩散桶，连通装有气体的中间容器与扩散桶，调节扩散桶内压力至目标值；当扩散桶内压力稳定后，关闭扩散桶及装有气体的中间容器之间的通道，记录扩散过程的扩散桶内压力变化。

本发明的有益效果：

(1)本发明提供了一种稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法，在计算稠油热采条件下气体扩散系数的数学模型中增加了温度场，并考虑了温度场的变化对油藏物性参数即原油体积系数和岩石的导热系数的影响，使温度场与气体扩散的浓度场及稠油膨胀的流动场耦合，算出的扩散到岩心中气体的量和膨胀到气室原油的量更加准确，进而更加准确计算出稠油热采条件下气体扩散系数；

(2)准确计算稠油热采条件下气体扩散系数，达到与实际油藏热采时相符合的效果，为稠油热采方案提供更准确的参考，预测出的采收率更准确，降低了开采成本和风险。

附图说明

图1为本发明所述每个时间网格岩心中的温度分布；

图2为为本发明所述岩心中与气体接触的边界无因次浓度的分布；

图3为本发明实施例1拟合实验压力和理论压力曲线。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

实施例1

一种稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法，实验条件及材料参数如表1所示，

表1实验条件及材料参数

1)实验装置采用Li等人在杂志《Journal of CO₂ Utilization》2018年第24期的《Determination of diffusion coefficients of supercritical CO₂ under tight oilreservoir conditions with pressure-decay method》中431-432页的装置，获取CO₂在饱和稠油岩心中扩散时扩散桶内实验压力数据，如表2所示。

表2扩散桶实验压力数据

时间/×10s	压力/MPa	时间/×10s	压力/MPa
				56	11.5201	1137	10.9525
129	11.4368	1225	10.9382
				202	11.3726	1344	10.9139
304	11.3162	1478	10.8796
				374	11.2542	1580	10.8487
500	11.1843	1668	10.8179
				627	11.1318	1753	10.784
760	11.0871	1851	10.7667
				894	11.0289	1939	10.7389
1038	10.9876	2045	10.7215

2)采用一维传热方程描述温度场，如式(1a)、(1b)所示；

式中，T为温度，K；t为时间，s；r为岩心半径一点到岩心中心轴线的距离，m；η为岩心热扩散率，m²/s；λ为岩心热导率，W/m/K；c为比热容，J/kg/K；ρ为岩心密度，kg/m³。

岩石的导热系数，即岩心热导率，采用2015年高平的博士论文《岩石热物性参数分析及多场热效应耦合模型研究》中第90页式描述一定温度压力下岩石的导热系数即岩心热导率，如式(2)所示；

式中，T为温度，K；P为初始压力，MPa。

在模型的求解过程中，采用全隐式有限差分方法对该模型进行求解。首先将微分方程离散化为差分方程组，进而迭代求解。

离散过程中，温度对时间和空间的导数采用二阶中心差分格式。具体差分格式可由式(3)表示；

应用以上差分格式可将式(1a)、(1b)中偏微分方程改写为差分方程，如式(4a)、(4b)所示；

式中，o(Δt²)和o(Δr²)为截断误差；n为时间网格数，整数；i为空间网格数，整数；a_i，b_i，e_i为差分方程(4b)内定义的变量。

岩心侧表面为定温狄利克雷边界，即岩心侧面处的温度在扩散过程中恒定为扩散室壁温度423K；岩心轴线处为封闭边界，即在扩散过程中，岩心轴线处的温度在径向上的微分恒定为0。

对于该温度场模型的初始条件，岩心内部温度都为岩心初始温度298K。综上所述，该温度场模型的边界条件及初始条件分别由式(5a)、(5b)表示；

式中，r₀为岩心半径，m。

为了方便作图及便于模拟出浓度场和温度场平衡快慢趋势，将半径和浓度进行无因次化，如式(6a)、(6b)所示；

式中，r为岩心半径一点到岩心中心轴线的距离，m；r₀为岩心半径，m；r_D为无因次半径；c₀为一定温度压力下CO₂在稠油中的饱和浓度，mol/m³；c_D为无因次浓度。

结合温度场模型边界条件与初始条件(5a)、(5b)和构造的差分方程组式(7)，应用Gauss-Seidel迭代方法求解，即可计算得到每个时间网格岩心中的温度分布，如图1所示；

式中，I为空间网格总数，整数；a_i，b_i，e_i为差分方程(4b)内定义的变量，其中，i为空间网格数，i的取值范围是0至I-1；。

3)耦合气体扩散浓度场、原油膨胀流动场和温度场，得到岩心微元体中的控制方程，将Fick扩散公式(8)带入控制方程并忽略高阶小量，即整理得到描述一维传热条件下气体在饱和稠油岩心中径向扩散的微分方程(9)；

式中，c为扩散物质的物质浓度，mol/m³；t为时间，s；u为原油体积膨胀而产生的流动速度，m/s；D为扩散物质的扩散系数，m²/s；r为岩心半径中一点到岩心中心轴线的距离，m；其中，Fick扩散定律是描述分子扩散的基本定律，基于浓度差驱动的扩散传质过程都通过该定律进行描述；Fick扩散定律的基本形式即Fick扩散公式如式(8)所示；

边界条件与初始条件如式(10)所示；

式中，c₀为气体初始浓度，mol/m³；r₀为岩心半径，m。

其中，原油膨胀速度与原油体积系数有关，原油流动速度分布可由式(11)计算；

式中，F_S为稠油体积系数；Δr为空间步长，m；Δt为时间步长，s；i为空间网格数，整数。

其中，稠油体积系数F_S受到温度场的影响：一定温度压力下CO₂在稠油中的饱和溶解度和CO₂溶解后稠油体积系数，参照Chung等人在杂志《SPE Reservoir Engineering》1988年第3卷第3期的《Measurements and correlations of the physical propertiesof CO₂/heavy-crude-oil mixtures》中826页描述一定温度压力下CO₂在稠油中的饱和溶解度和CO₂溶解后稠油体积系数，如式(12)、(13)所示；

式中，R_s为一定温度压力下CO₂在稠油中的饱和溶解度，scf/bbl；γ为相对密度；T为温度，^oF；P为上一时间步计算的理论压力，首次计算赋初始压力，psia；a₁～a₇均为系数，分别为0.4934×10^-2，4.0928，0.571×10^-6，1.6428，0.6763×10^-3，781.334和-0.2499；F_S为稠油体积系数。

因为速度场是浓度场的函数，所以式(9)中变量就剩浓度和扩散系数，此时设置扩散系数值就算出了浓度场，如图2所示。然后再根据式(11)计算出速度场，从而算出岩心中二氧化碳浓度分布和膨胀出的原油体积，再算中间容器内岩心外的环空剩下的二氧化碳；从而算出中间容器内岩心外的环空中所有组分的摩尔体积，包括二氧化碳和膨胀出岩心的原油。

首先计算出每个时间步下的温度场，然后赋值扩散系数初值，计算气体浓度场和原油的流动速度场，通过累加得出扩散到岩心中气体的量和膨胀到气室原油的量，进而计算出PR状态方程中的摩尔体积V。

4)依据Li等人在杂志《Journal of CO₂ Utilization》2018年第24期的《Determination of diffusion coefficients of supercritical CO₂ under tight oilreservoir conditions with pressure-decay method》中第432-435页的方法计算理论压力，但因为温度场的存在，对PR状态方程中温度T有一定影响，具体表示如式(14a)、(14b)所示；

式中，P为理论压力，Pa；R为通用气体常数，8.314J/(mol K)；T(n，I)为n时刻I空间网格处温度，K；V为摩尔体积，即中间容器内岩心外的环空中所有组分的摩尔体积，m³/mol；T_c为临界温度，K；P_c为临界压力，Pa；a，b，a_c为PR状态方程中定义的系数；α(T_r,ω)为alpha方程，是关于相对温度T_r和偏心因子ω的函数，如式(15)所示；

5)拟合扩散系数；使用遗传算法拟合实验压力和理论压力曲线，当由式(16)计算理论压力与实验压力间的差值最小时，即可得到稠油热采条件下扩散气体的扩散系数，如图3所示，得出扩散系数为1.265×10^-9m²/s。

式中，PN为参与拟合的实验数据个数；P_Ei为实验压力数据，kPa；P_Ci为计算理论压力数据，kPa；Error为实验压力数据和理论压力数据之间的差值。

对比例1

采用实施例1所述的相同条件，在不考虑温度场变化的情况下，采用Li等人在杂志《Journal of CO₂ Utilization》2018年第24期的《Determination of diffusioncoefficients of supercritical CO₂ under tight oil reservoir conditions withpressure-decay method》中的方法，得出的扩散系数为0.876×10^-9m²/s。

对比例1与实施例1确定的扩散系数差别较大，通过以下研究可知温度场对扩散系数影响较大：

分析图1得：实验条件下岩心在27.96min时传热过程基本平衡，在此前的时间段内岩心内部存在着温度场的变化。

分析图2得：在56.49min前，岩心中与气体接触的边界无因次浓度集中于图2的右下角，气体扩散距离达到平衡明显还需要一段时间。

对比图1和图2得：实验条件下传热过程比传质更快达到平衡，热量传递比分子扩散相对较快，而温度升高降低稠油粘度，能够增强原油的流动性，利于稠油的开采；另外温度升高使气体分子的布朗运加剧，进而使传质过程加快，因此不能忽视温度场的变化对传质过程的影响，即对扩散系数的影响。

由于温度影响气体在原油中的饱和浓度、原油的膨胀系数和岩心导热系数，理论计算时，在数学模型中添加温度场，使计算的理论压力与实际压力拟合效果更好，从而使求得的扩散系数的精确度更高，更符合稠油热采条件，为稠油热采方案提供更准确的参考，预测出的采收率更准确，降低了开采成本和风险。即：本发明所述方法确定的扩散系数更加精确。

上述具体实施方式仅是本发明的具体个案，本发明的专利保护范围包括但不限于上述具体实施方式的产品形态和式样，任何符合本发明权利要求书且任何所属技术领域的普通技术人员对其所做的适当变化或修饰，皆应落入本发明的专利保护范围。

Claims (4)

1.一种稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法，其特征在于：该方法包括步骤如下：

1)岩心饱和稠油后将其放入扩散设备中进行气体径向扩散试验，通过压降法获取扩散过程中扩散设备的实验压力曲线；

2)建立温度场模型

采用一维传热方程描述温度场，如式(1a)、(1b)所示；

式中，T为温度，K；t为时间，s；r为岩心半径一点到岩心中心轴线的距离，m；η为岩心热扩散率，m²/s；λ为岩心热导率，W/m/K；c为比热容，J/kg/K；ρ为岩心密度，kg/m³；

在模型的求解过程中，采用全隐式有限差分方法对该模型进行求解；首先将微分方程离散化为差分方程组，进而迭代求解；

离散过程中，温度对时间和空间的导数采用二阶中心差分格式，具体差分格式由式(2)表示；

式中，o(Δt²)和o(Δr²)为截断误差；n为时间网格数，整数；i为空间网格数，整数；

应用以上差分格式将式(1a)、(1b)中的偏微分方程改写为差分方程，如式(3a)、(3b)所示；

式中，a_i，b_i，e_i为差分方程(3b)内定义的变量；

岩心侧表面为定温狄利克雷边界，即岩心侧面处的温度在扩散过程中恒定为扩散室壁温度T₁；岩心轴线处为封闭边界，即在扩散过程中，岩心轴线处的温度在径向上的微分恒定为0；对于该温度场模型的初始条件，岩心内部温度都为岩心初始温度T₀；

综上所述，该温度场模型的边界条件及初始条件分别由式(4a)、(4b)表示；

式中，r₀为岩心半径，m；

结合温度场模型的边界条件与初始条件(4a)、(4b)和构造的差分方程组式(5)，应用Gauss-Seidel迭代方法求解，即计算得到每个时间网格岩心中的温度分布；其中，构造的差分方程组式(5)具体为：

式中，I为空间网格总数，整数；a_i，b_i，e_i为差分方程(3b)内定义的变量，其中，i为空间网格数，i的取值范围是0至I-1；T为温度，K；

3)耦合气体扩散浓度场、原油膨胀流动场和温度场，得到岩心微元体中的控制方程，将Fick扩散公式(6)带入控制方程并忽略高阶小量，即整理得到描述一维传热条件下气体在饱和稠油岩心中径向扩散的微分方程(7)；

式中，c为扩散物质的物质浓度，mol/m³；t为时间，s；u为原油体积膨胀而产生的流动速度，m/s；D为扩散物质的扩散系数，m²/s；r为岩心半径一点到岩心中心轴线的距离，m；其中，Fick扩散公式如式(6)所示；

边界条件与初始条件如式(8)所示：

式中，c₀为气体初始浓度，mol/m³；r₀为岩心半径，m；

其中，原油膨胀速度与原油体积系数有关，原油流动速度分布由式(9)计算；

式中，F_S为稠油体积系数；Δr为空间步长，m；Δt为时间步长，s；i为空间网格数，整数；

首先计算出每个时间步下的温度场，然后赋值扩散系数初值，计算气体浓度场和原油的流动速度场，通过累加得出扩散到岩心中气体的量和膨胀到气室原油的量，进而计算出PR状态方程中的摩尔体积V；

4)利用PR状态方程计算理论压力，进而计算出理论压力曲线；其中PR状态方程如式(10a)、(10b)所示；

式中，P为理论压力，Pa；R为通用气体常数，8.314J/(mol K)；T为n时刻I空间网格处温度，K；V为摩尔体积，m³/mol；T_c为临界温度，K；P_c为临界压力，Pa；a，b，a_c为PR状态方程中定义的系数；α(T_r,ω)为alpha方程，是关于相对温度T_r和偏心因子ω的函数，如式(11)所示；

5)拟合扩散系数；使用遗传算法拟合实验压力与理论压力曲线，由式(12)计算理论压力与实验压力间的差值，差值最小时的扩散系数值即为实验条件下扩散气体在饱和稠油岩心中的扩散系数；

式中，PN为参与拟合的实验数据个数；P_Ei为实验压力数据，kPa；P_Ci为计算理论压力数据，kPa；Error为实验压力数据和理论压力数据之间的差值。

2.如权利要求1所述的稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法，其特征在于：还包括考虑热采条件下温度场对岩石性质的影响：

温度场对岩石性质的影响：一定温度压力下岩石的导热系数即岩心热导率，如式(13)所示；

式中，T为温度，K；P为初始压力，MPa。

3.如权利要求1所述的稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法，其特征在于：还包括考虑热采条件下温度场对稠油体积系数F_S的影响：一定温度压力下CO₂在稠油中的饱和溶解度和CO₂溶解后稠油体积系数如式(14)、(15)所示；

式中，R_s为一定温度压力下CO₂在稠油中的饱和溶解度，scf/bbl；γ为稠油相对密度；T为温度，°F；P为上一时间步计算的理论压力，首次计算赋初始压力，psia；a₁～a₇均为系数，分别为0.4934×10^-2，4.0928，0.571×10^-6，1.6428，0.6763×10^-3，781.334和-0.2499；F_S为稠油体积系数。

4.如权利要求1-3任一所述的稠油热采条件下气体扩散系数的确定方法，其特征在于：所述气体径向扩散试验步骤如下：

①检查所述扩散装置的气密性；

②将实验用岩心清洗、烘干后，使用岩心饱和装置将岩心抽真空，饱和指定油样；

③将饱和好的岩心取出并擦干岩心表面，封堵岩心两端端面，确保传热过程和气体扩散仅发生在岩心径向；

④将扩散桶及装有气体的中间容器放入油藏热采温度中静置以确保扩散桶与中间容器的气体均达到设定温度；

⑤将已处理的岩心放入扩散桶，连通装有气体的中间容器与扩散桶，调节扩散桶内压力至目标值；当扩散桶内压力稳定后，关闭扩散桶及装有气体的中间容器之间的通道，记录扩散过程的扩散桶内压力变化。

Images