CN113340928B - 一种超临界co2/h2o混合流体吞吐开发页岩油的实验装置和方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验装置及实验方法，该实验装置包括CO₂储罐、水蒸气发生器、混合容器和岩心夹持器等，CO₂储罐和水蒸气发生器分别与混合容器连通，混合容器的上端连接有压力表1号和湿度仪，混合容器的下端连接有驱替泵；混合容器与岩心夹持器的入口端相连，在混合流体输送管道上依次设置有气体流量计、增压泵3号、注入阀和压力表2号；岩心夹持器与干燥管的入口端相连接，在干燥管的内部设置有脱脂棉，干燥管的出口端通过气体采出管道与量筒相连，量筒倒放于盛液皿中，其中盛液皿和量筒中充满饱和碳酸钠溶液。本发明可模拟页岩储层实际吞吐增产过程，对不同参数下吞吐效果进行实验评价。

Description

一种超临界CO2/H2O混合流体吞吐开发页岩油的实验装置和 方法

技术领域

本发明涉及石油工程-油气田开发工程领域，具体地说是涉及非常规油藏开发，更为具体地说是涉及一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验装置和方法。

背景技术

随着油气资源的勘探与开发，如今对石油和天然气的需求呈持续增加的趋势，常规油气资源剩余储量日益减少，非常规油气资源(致密油、页岩气、页岩油等)将在石油工业中起到越来越至关重要的作用。我国页岩油资源储量十分巨大，全国地质储量达到1420×10⁸t，其中可采储量达30×10⁸～60×10⁸t，具有良好的开发前景。目前水平井和多段压裂技术的综合应用已成为页岩油气藏开发的有效方法。但页岩油衰竭开发条件下单井产量低、产量递减快、采收率低(5％～10％)。由于页岩油藏极低的渗透率和孔隙度，同时储层岩石中又存在大量的脆性粘土矿物，传统水驱二次开发方式会引起页岩的膨胀，因此难以在页岩油藏中实施采用。注气开发具有有效的改善储层物性，降低储层原油粘度，使原油体积膨胀等优点，与水驱开发相比注气开发将成为开发页岩油藏的有效措施。

注气开发是普遍采用的二次采油技术，注气分气驱和吞吐两种模式，根据压力大小又分为混相和非混相两种形式。注气吞吐利用同一口井作为注入井和生产井，解决了常规气驱方法在压裂后页岩油储层中的气窜问题。对于注入介质，超临界CO₂作为最广泛的气体驱油剂具备高效开发页岩油的潜力，超临界CO₂相比于CH₄、N₂更容易与原油混相，增加油的流动能力，借此可使原油采收率在原来的基础上提高5％-25％。但气体粘度较小，波及系数小。CO₂水气交替驱综合了CO₂驱和水驱的优点，可提高波及系数，大幅提高采收率，但在页岩油藏中CO₂水气交替注入过程中出现了注入能力降低、注入压力大的问题，影响了水气交替注入的开发效果。在此基础上设计了超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐提高页岩油采收率方法，该方法能够充分发挥CO₂吞吐和水气交替注入的优势，达到提高注入介质粘度，减缓气窜，提高注入介质的增能效率和波及系数从而增加原油产量的目的。但目前尚无该方面研究的报道，需要设计实验评价该方法的增产效果。

发明内容

本发明的目的在于提出一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验装置和方法，可对不同参数下吞吐效果进行实验评价，对推动页岩油的高效开发具有重要的现实意义。

本发明所采用的技术解决方案是：

一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验装置，包括CO₂储罐、水蒸气发生器、混合容器和岩心夹持器，CO₂储罐通过CO₂输送管道与混合容器连通，在CO₂输送管道上设置有增压泵1号；水蒸气发生器通过水蒸气输送管道与混合容器连通，在水蒸气输送管道上设置有增压泵2号；

所述混合容器的上端连接有压力表1号和湿度仪，混合容器的下端连接有驱替泵，混合容器还与真空泵相连；混合容器通过混合流体输送管道与岩心夹持器的入口端相连，在混合流体输送管道上依次设置有气体流量计、增压泵3号、注入阀和压力表2号；

岩心夹持器通过围压施加管道与手摇泵相连接，在围压施加管道上设置有压力表3号；岩心夹持器的入口端还通过油气采出管道与干燥管的入口端相连接，在油气采出管道上设置有二通阀，在干燥管的内部设置有脱脂棉，干燥管的出口端通过气体采出管道与量筒相连，量筒倒放于盛液皿中，其中盛液皿和量筒中充满饱和碳酸钠溶液；岩心夹持器的出口端设置有用于实时观测出口压力的压力表4号；

所述混合容器、压力表1号、湿度仪、气体流量计、增压泵3号、注入阀、压力表2号、二通阀、岩心夹持器和压力表4号均放置于恒温箱中。

一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验方法，采用如上所述的实验装置，包括以下步骤：

(1)测量岩心干重、长度、直径，并饱和模拟油；然后测量岩心湿重，计算饱和油量；

(2)超临界CO₂/H₂O吞吐实验

①在混合容器中配制一定比例的超临界CO₂/H₂O混合流体；

a先通过如下步骤建立关系式：

相对湿度折算为气体中水蒸气的摩尔含量的公式为：

相对湿度：

式中：

e——湿空气中实际水汽压，Pa

E——同温下饱和水汽压，Pa

——相对湿度

折算公式：

式中：

——相对湿度

P——容器气体压力，Pa

h——气体中水蒸气的摩尔含量

P₀—实验温度下水的饱和蒸汽压

b打开恒温箱，使恒温箱里温度一定；打开真空泵，对混合容器及管线进行抽真空；

打开CO₂储罐通过增压泵1号和CO₂输送管道向混合容器中注入一定量的CO₂气体，由压力表1号读出混合容器压力；然后打开水蒸气发生器，通过增压泵2号和水蒸气输送管道向混合容器中通入水蒸气，分别通过压力表1号和湿度仪记录混合容器压力和相对湿度；

结合公式(4)，根据实验方案设计的混合流体中水蒸气的摩尔含量、温度，当相对湿度和压力的比值满足实验要求时，关闭水蒸气发生器，此时即配置完成含有一定水蒸气含量的混合流体；记录此时混合容器的压力；

②将步骤(1)饱和油后的岩心放置在岩心夹持器里，利用手摇泵给岩心夹持器施加围压，所施加的围压由压力表3号显示；

打开注入阀，利用增压泵3号将配好的含有一定摩尔分数水蒸气的混合流体注入岩心夹持器，此时利用驱替泵保持混合容器压力不变，待注入压力达到实验压力时，稳定一定时间，由气体流量计记录注入的气体体积；

③关闭注入阀对岩心夹持器采取焖井操作，焖井过程中的压力由压力表2号和压力表4 号实时监测；

脱脂棉放入干燥管前称原始重量，焖井结束后，打开二通阀，进行液体及气体返排，随后称取脱脂棉的重量，计量采出的油量，由量筒计量返排的CO₂的量；

通过所计量采出的油量和饱和油量的比值，实验测得采收率。

优选的，上述实验方法还包括以下步骤：

在超临界CO₂/H₂O吞吐实验之前，将饱和模拟油的岩心置于核磁共振设备中进行实验，测试模拟油在岩心中的分布；

将实验结束后的岩心置于核磁共振设备中进行实验，测试模拟油在岩心中的分布。

优选的，上述实验方法还包括计算超临界CO₂埋存率的步骤：

混合容器中注入CO₂后，由压力表1号读出混合容器压力，根据气体状态方程计算混合容器中的CO₂量；

气体状态方程为：

PV＝nZRT (5)

式中：

P——气体的压强，Pa

V——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

将量筒测量的大气压下CO₂体积折算到混合容器压力下CO₂的体积：

首先，根据公式(5)推出混合容器压力下二氧化碳压缩因子：

式中：

P₁——混合容器压力下二氧化碳的压强，Pa

V₁——混合容器压力下二氧化碳的体积，m³

n₁——混合容器压力下二氧化碳的物质的量，mol

Z₁——混合容器压力下二氧化碳压缩因子；

T₁——混合容器压力下温度，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混合容器压力下体积计算公式为：

超临界CO₂埋存率计算公式为：

式中：

η——超临界CO₂埋存率；

V_注入——实际注入的混合流体体积，m³

V_返排——量筒测量的CO₂返排体积折算到混合容器压力下的体积，m³。

优选的，上述方法在焖井结束后，进行液体及气体返排时，将返排压力依次5MPa递减，直至压力降至大气压。

本发明的有益技术效果如下：

本发明通过模拟页岩储层实际吞吐增产过程，设计出一种模拟页岩储层超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐提高采收率效果的实验装置和方法，对不同参数下吞吐效果进行实验评价，解决了现有缺少评价超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐提高页岩油采收率的实验装置及方法的问题。

本发明装置简单易操作，方法步骤简单，测量精确，可以根据需要控制CO₂和H₂O两者的比例，对超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的研究具有一定的参考价值，弥补了超临界 CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油研究的空白。

附图说明

下面结合附图与具体实施方式对本发明作进一步说明：

图1为本发明一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油实验装置的结构原理示意图；

图2为本发明实施例中不同返排压力采收率对比图；

图3为本发明实施例中不同注入介质超临界CO₂埋存率对比图；

图4示出两组实验核磁T₂图谱；

图5示出不同孔隙尺度原油动用对比图。

图1中：1.CO2储罐，2.增压泵1号，3.增压泵2号，4.水蒸气发生器，5.压力表1号，6.湿度仪，7.混合容器，8.真空泵，9.气体流量计，10.增压泵3号，11.注入阀，12.压力表 2号，13.二通阀，14.干燥管，15.脱脂棉，16.手摇泵，17.压力表3号，18.岩心夹持器， 19.压力表4号，20.量筒，21.盛液皿，22.恒温箱，23.驱替泵。

具体实施方式

本申请发明人研究发现超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油方法，能够充分发挥两种流体的优势。在超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐过程中，CO₂溶解于水后呈弱酸性，尤其在高温条件下酸性增强，提供了改变岩石性质的化学条件。酸性条件下与不稳定矿物发生酸诱导反应使矿物组成发生变化，碳酸盐(方解石和白云石)和长石(钠长石和钾长石)的含量会有不同程度的下降；由于石英和粘土在酸中呈弱溶解性，绿泥石、伊利石和高岭石等组成也会有不同程度的变化。碳酸盐、长石、绿泥石和石英不同程度地溶解，形成一些溶孔，从而改善储层的孔隙度和渗透率，改善开发效果。混合流体中的水使注入流体密度增大，减小注入流体与原油的流度比，避免CO₂快速气窜的发生，进而实现较为均衡的开发，增大波及系数，达到较好的驱油效果。因此，超临界CO₂/H₂O混合流体提高页岩油采收率技术是一项目前极具前景的页岩油开发新技术，对推动页岩油的高效开发具有重要的现实意义。

在此基础上，本发明提出一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验装置及方法，该装置及方法针通过模拟油田实际吞吐增产过程，对不同参数下吞吐效果进行实验评价，解决了现有缺少评价超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐提高页岩油采收率的实验方法问题，对超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的研究具有一定的参考价值，弥补了超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油研究的空白。

如图1所示，一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验装置，该装置包括CO₂储罐1、水蒸气发生器4、混合容器7和岩心夹持器18，CO₂储罐1通过CO₂输送管道与混合容器连通，在CO₂输送管道上设置有增压泵1号2。水蒸气发生器4通过水蒸气输送管道与混合容器7连通，在水蒸气输送管道上设置有增压泵2号3。所述混合容器7的上端连接有压力表1号5和湿度仪6，混合容器的下端连接有驱替泵23，混合容器还与真空泵8相连。混合容器7通过混合流体输送管道与岩心夹持器18的入口端相连，在混合流体输送管道上依次设置有气体流量计9、增压泵3号10、注入阀11和压力表2号12。

岩心夹持器18通过围压施加管道与手摇泵16相连接，在围压施加管道上设置有压力表3号17。岩心夹持器18的入口端还通过油气采出管道与干燥管14的入口端相连接，在油气采出管道上设置有二通阀13，在干燥管14的内部设置有脱脂棉15。干燥管14的出口端通过气体采出管道与量筒20相连，量筒20倒放于盛液皿21中，其中盛液皿21和量筒20中充满饱和碳酸钠溶液。岩心夹持器18的出口端设置有用于实时观测出口压力的压力表4号19。所述混合容器7、压力表1号5、湿度仪6、气体流量计9、增压泵3号10、注入阀11、压力表2号12、二通阀13、岩心夹持器18和压力表4号19均放置于恒温箱22中。

本发明还提供一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验方法，该方法采用如上所述的实验装置，具体包括以下步骤：

(1)测量岩心干重、长度、直径，并饱和模拟油；然后测量岩心湿重，计算饱和油量。

(2)将饱和模拟油的岩心置于核磁共振设备中进行实验，测试模拟油在岩心中的分布。

(3)超临界CO₂/H₂O吞吐实验

①在混合容器7中配制一定比例的超临界CO₂/H₂O混合流体；

a先通过如下步骤建立关系式：

相对湿度折算为气体中水蒸气的摩尔含量的公式为：

相对湿度：

式中：

e——湿空气中实际水汽压，Pa

E——同温下饱和水汽压，Pa

——相对湿度

折算公式：

式中：

——相对湿度

P——容器气体压力，Pa

h——气体中水蒸气的摩尔含量

P₀—实验温度下水的饱和蒸汽压

b打开恒温箱22，使恒温箱里温度一定；打开真空泵8，对混合容器7及管线进行抽真空。

打开CO₂储罐1，通过增压泵1号2和CO₂输送管道向混合容器7中注入一定量的CO₂气体，由压力表1号5读出混合容器压力。然后打开水蒸气发生器4，通过增压泵2号3和水蒸气输送管道向混合容器中通入水蒸气，分别通过压力表1号5和湿度仪6记录混合容器压力和相对湿度。

结合公式(4)，根据实验方案设计的混合流体中水蒸气的摩尔含量、温度，当相对湿度和压力的比值满足实验要求时，关闭水蒸气发生器，此时即配置完成含有一定水蒸气含量的混合流体。记录此时混合容器的压力。

②将步骤(1)饱和油后的岩心放置在岩心夹持器里，利用手摇泵16给岩心夹持器施加围压，所施加的围压由压力表3号17显示。

打开注入阀11，利用增压泵3号10将配好的含有一定摩尔分数水蒸气的混合流体注入岩心夹持器18，通过控制增压泵3号的压力可使二氧化碳处于超临界状态。此时利用驱替泵 23保持混合容器7压力不变，待注入压力达到实验压力时，稳定一定时间，由气体流量计9 记录注入的气体体积。

③关闭注入阀对岩心夹持器采取焖井操作，焖井过程中的压力由压力表2号12和压力表 4号19实时监测。

脱脂棉15放入干燥管14前称原始重量，焖井结束后，打开二通阀13，进行液体及气体返排，返排压力依次5MPa递减，直至压力降至大气压。称取脱脂棉的重量，计量采出的油量，并由量筒计量返排的CO₂的量。

通过所计量采出的油量和饱和油量的比值，实验测得采收率。

(4)将实验结束后的岩心置于核磁共振设备中进行实验，测试模拟油在岩心中的分布。

进一步的，本发明方法还包括计算超临界CO₂埋存率的步骤：

混合容器7中注入CO₂后，由压力表1号读出混合容器压力，根据气体状态方程计算混合容器中的CO₂量；

气体状态方程为：

PV＝nZRT (5)

式中：

P——气体的压强，Pa

V——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

将量筒测量的大气压下CO₂体积折算到混合容器压力下CO₂的体积：

首先，根据公式(5)推出混合容器压力下二氧化碳压缩因子：

式中：

P₁——混合容器压力下二氧化碳的压强，Pa

V₁——混合容器压力下二氧化碳的体积，m³

n₁——混合容器压力下二氧化碳的物质的量，mol

Z₁——混合容器压力下二氧化碳压缩因子；

T₁——混合容器压力下温度，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混合容器压力下体积计算公式为：

超临界CO₂埋存率计算公式为：

式中：

η——超临界CO₂埋存率；

V_注入——实际注入的混合流体体积，m³

V_返排——量筒测量的CO₂返排体积折算到混合容器压力下的体积，m³。

通过本发明实验装置及方法，可在混合流体中水蒸气摩尔含量不同，以及其他条件变化的情况下，得出对应的采收率、超临界CO₂埋存率变化，以及模拟油在岩心中的分布变化等，从而实现对不同实验条件及参数下吞吐效果进行实验评价，弥补了超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油研究的空白。

下面通过具体实施例对本发明作进一步说明。

实施例1

一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验装置，该装置包括：CO₂储罐1，增压泵1号2，增压泵2号3，水蒸气发生器4，压力表1号5，湿度仪6，混合容器7，真空泵8，气体流量计9，增压泵3号10，注入阀11，压力表2号12，二通阀13，干燥管14，脱脂棉15，手摇泵16，压力表3号17，岩心夹持器18，压力表4号19，量筒20，盛液皿21，恒温箱22和驱替泵23。

使用时，首先打开恒温箱22，使恒温箱22里温度一定。打开真空泵8，对混合容器7及管线进行抽真空。打开CO₂储罐1，利用增压泵1号2将CO₂注入到混合容器7中，容器压力由压力表1号5读出。打开水蒸气发生器4，利用增压泵2号3向混合容器7中注入水蒸气，压力由压力表1号5读出，相对湿度由湿度仪6得到，待相对湿度和容器压力的比值满足实验要求时，关闭水蒸气发生器4。记录此时混合容器的压力。将饱和油后的岩心放置在岩心夹持器18里，利用手摇泵16给岩心夹持器18施加围压，所施加的围压由压力表3号17显示。打开注入阀11，利用增压泵3号10将配好的含有一定摩尔分数水蒸气的混合流体注入岩心夹持器18，此时利用驱替泵23保持混合容器7压力不变。待注入压力达到实验压力时，稳定一定时间，由气体流量计9记录注入的气体体积。关闭注入阀11对岩心夹持器18采取焖井操作，焖井过程中的压力由压力表2号12和压力表4号19实时监测。脱脂棉15放入干燥管14前称原始重量。焖井结束后，打开二通阀13，压力每递减5MPa后关闭二通阀13，称取脱脂棉15的重量，计量采出的油量。由量筒20计量返排的CO₂的量。直至压力降至大气压。盛液皿21起到蓄液的作用。

本发明实验方法包括以下步骤：

(1)测量岩心干重、长度、直径，并饱和模拟油。然后测量岩心湿重，计算饱和油量。

(2)将饱和充分的岩心置于核磁共振设备中进行实验，测试模拟油在岩心中的分布。

(3)超临界CO₂/H₂O吞吐实验

①超临界CO₂/H₂O混合流体的准备。打开CO₂储罐使容器中注入一定量的CO₂，由压力表1 号5读出容器压力，根据气体状态方程计算容器中的CO₂量。

气体状态方程为：

PV＝nZRT (1)

式中：

P——气体的压强，Pa

V——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

容器中通入水蒸气，记录容器压力和相对湿度。根据实验方案设计的气体中水蒸气的摩尔含量、温度，当相对湿度和压力的比值满足实验要求时，关闭水蒸气发生器4。此时即配置完成含有一定水蒸气含量的混合流体。记录此时的容器压力。计算公式如下：

相对湿度折算为气体中水蒸气的摩尔含量的公式为：

相对湿度：

式中：

e——湿空气中实际水汽压，Pa

E——同温下饱和水汽压，Pa

——相对湿度

折算公式：

式中：

——相对湿度

P——容器气体压力，Pa

h——气体中水蒸气的摩尔含量

P₀—实验温度下水的饱和蒸汽压

②使用增压泵3号10使混合气体泵入到岩心夹持器中，此时使用驱替泵23保持容器压力不变。待岩心夹持器入口端压力达到实验设置压力，稳定一定时间，由气体流量计9得到混合流体的泵入体积。

③关闭注入阀11使整个岩心处于焖井状态。焖井一段时间后(焖井过程中记录系统整体压力的变化)，打开二通阀13，计量返排出的液体及气体体积。返排压力依次5MPa递减。同时将二氧化碳体积折算到二氧化碳原始压力下或者说混合容器7压力下的体积，进行超临界 CO₂埋存率的计算。

量筒测量得到的二氧化碳体积折算到二氧化碳混合容器压力下的体积计算公式基于式(1)。

由式(1)可推出原始压力下二氧化碳压缩因子：

式中：

P₁——混合容器压力下二氧化碳的压强，Pa

V₁——混合容器压力下二氧化碳的体积，m³

n₁——混合容器压力下二氧化碳的物质的量，mol

Z₁——混合容器压力下二氧化碳压缩因子；

T₁——混合容器压力下温度，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混合容器压力下体积计算公式为：

超临界CO₂埋存率计算公式为：

式中：

η——超临界CO₂埋存率；

V_注入——实际注入的混合流体体积，m³(此处的注入体积可以通过气体流量计直接得到)

V_返排——量筒测量的CO₂体积折算到混合容器7压力下的体积，m³

(4)将实验结束后的岩心置于核磁共振设备中进行实验，测试模拟油在岩心中的分布。

实施例2

本实施例利用国内某油田实际地质页岩岩心，评价超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩储层提高采收率的效果。分别进行了超临界CO₂吞吐实验及超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐实验。实验步骤如下：

超临界CO2吞吐实验：

(1)实验所用油样：地层油。

(2)测试岩心基础物性：测量岩心干重、长度、直径，并饱和模拟油。然后测量岩心湿重，计算饱和油量。

(3)确定初始原油分布：将饱和充分的岩心置于核磁共振设备中进行实验，测试模拟油在岩心中的分布。

(4)超临界CO2吞吐实验：采用本发明装置，用真空泵将容器及管线抽真空。恒温箱温度设置为70℃，将准备饱和油后的岩心放置于岩心夹持器里，手摇泵给岩心夹持器加围压，围压值为25MPa。打开CO₂储罐、增压泵1号，注入容器中一定量的气体。增压泵3号压力设置为20MPa，打开注入阀，将CO₂注入岩心夹持器中，当入口压力达到20MPa，继续恒压注入1h后，关闭注入阀。采取焖井操作，焖井过程中的入口压力由压力表2号监测，出口压力由压力表4号监测。脱脂棉放入干燥管前称原始重量。焖井结束后，打开二通阀，压力每递减5MPa后关闭二通阀。称取脱脂棉的重量，计量采出的油量。由量筒计量出气量。直至压力降至大气压。

(5)确定实验后原油分布：将实验结束后的岩心置于核磁共振设备中进行实验，测试模拟油在岩心中的分布。

超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐实验：

(1)实验流体准备：实验所用油样为地层油；打开真空泵，对容器及管线进行抽真空。打开CO₂储罐，利用增压泵1号注入容器中一定量的CO₂，容器压力由压力表1号读出。打开水蒸气发生器，利用增压泵2号向容器中注入水蒸气，压力由压力表1号读出，相对湿度由湿度仪得到，待压力和相对湿度的比值满足实验要求时，该实验要求水蒸气的摩尔含量为0.0131，70℃时的饱和蒸汽压为0.031176MPa，即相对湿度和压力的比值为0.42时，关闭水蒸气发生器。记录此时容器的压力。即配置完成气体中水蒸气的含量为0.0131的混合流体。

(2)测试岩心基础物性：测量岩心干重、长度、直径，并饱和模拟油。然后测量岩心湿重，计算饱和油量。

(3)确定初始原油分布：将饱和充分的岩心置于核磁共振设备中进行实验，测试模拟油在岩心中的分布。

(4)超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐实验：恒温箱温度设置为70℃，将准备好的岩心放置于岩心夹持器里，手摇泵给岩心夹持器加围压，围压值为25MPa。增压泵3号压力设置为20MPa，打开注入阀，将容器中的混合流体注入岩心夹持器中，当入口压力达到20MPa，继续恒压注入1h后，关闭注入阀。采取焖井操作，焖井过程中岩心夹持器的入口压力由压力表2号读出，出口压力由压力表4号读出。脱脂棉放入干燥管前称原始重量。焖井结束后，打开二通阀，压力每递减5MPa后关闭二通阀。称取脱脂棉的重量，计量采出的油量。由量筒计量返排CO₂的量。直至压力降至大气压。

(5)确定实验后原油分布：将实验结束后的岩心置于核磁共振设备中进行实验，测试模拟油在岩心中的分布。

其中，两组实验不同返排压力下采收率如图2所示。超临界CO₂的埋存率对比图如图3 所示。超临界CO₂/H₂O同时注入时，原油采收率较高，但埋存率较低；超临界CO₂单独注入时埋存率较高，但原油采收率相对较低。由于有H₂O的存在，可以延缓超临界CO₂的进入，超临界CO₂/H₂O在岩心入口端聚集较多。而超临界CO₂单独注入时，在岩心内部容易形成气体连续通道，在岩心中延伸较深，难返排，埋存率较高，携带出的原油较少。焖井过程中两组实验的入口及出口的压力变化如表1所示。不同注入介质下，岩心入口压力均成下降趋势，出口压力均成上升趋势，由于超临界CO₂/H₂O初始压差较大，其出口压力增量较高。超临界CO₂单独注入时，岩心的最终稳定压力较高，内部能量较多。表明超临界CO₂越多，其溶解膨胀作用越强。

表1

实验测得核磁T₂图谱如图4所示，其中根据核磁数据计算出不同孔隙所占比例及不同孔隙尺度下的动用量如图5所示。岩心性质相同，因此其不同尺度孔隙分布比例相同。在超临界CO₂单独注入时，小孔隙原油增多，这是因为由于超临界CO₂溶解在原油中，使原油发生膨胀，导致部分原油挤到小孔隙中；而超临界CO₂/H₂O吞吐注入时，注入介质粘度增大，避免将油挤入小孔隙。返排时，超临界CO₂/H₂O动用小孔隙中的油较多，这也是其最终采收率比单独注CO₂高的原因。核磁计算的采收率与实验实际测得的采收率如表2所示。可见本发明实验装置及方法测量精度较高。

表2

注入介质	核磁采收率	实验测采收率	相对误差
				超临界CO<sub>2</sub>	10.318％	9.78％	5.21％
超临界CO<sub>2</sub>/H<sub>2</sub>O	12.304％	12.11％	1.58％

由以上实验测试可知，利用本发明所设计的实验方法和实验装置可以精确地评价出超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油采收率的效果。除本实施例所列举的方式，本领域科研人员还可以进行其他不同参数的页岩油超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐实验。这对页岩油藏的开发效果实验研究具有一定的参考价值。

Claims (4)

1.一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验方法，采用超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验装置，该实验装置包括CO₂储罐、水蒸气发生器、混合容器和岩心夹持器，CO₂储罐通过CO₂输送管道与混合容器连通，在CO₂输送管道上设置有增压泵1号；水蒸气发生器通过水蒸气输送管道与混合容器连通，在水蒸气输送管道上设置有增压泵2号；

所述混合容器的上端连接有压力表1号和湿度仪，混合容器的下端连接有驱替泵，混合容器还与真空泵相连；混合容器通过混合流体输送管道与岩心夹持器的入口端相连，在混合流体输送管道上依次设置有气体流量计、增压泵3号、注入阀和压力表2号；

岩心夹持器通过围压施加管道与手摇泵相连接，在围压施加管道上设置有压力表3号；岩心夹持器的入口端还通过油气采出管道与干燥管的入口端相连接，在油气采出管道上设置有二通阀，在干燥管的内部设置有脱脂棉，干燥管的出口端通过气体采出管道与量筒相连，量筒倒放于盛液皿中，其中盛液皿和量筒中充满饱和碳酸钠溶液；岩心夹持器的出口端设置有用于实时观测出口压力的压力表4号；

所述混合容器、压力表1号、湿度仪、气体流量计、增压泵3号、注入阀、压力表2号、二通阀、岩心夹持器和压力表4号均放置于恒温箱中；

其特征在于该实验方法包括以下步骤：

(1)测量岩心干重、长度、直径，并饱和模拟油；然后测量岩心湿重，计算饱和油量；

(2)超临界CO₂/H₂O吞吐实验

①在混合容器中配制一定比例的超临界CO₂/H₂O混合流体；

a先通过如下步骤建立关系式：

相对湿度折算为气体中水蒸气的摩尔含量的公式为：

相对湿度：

式中：

e——湿空气中实际水汽压，Pa

E——同温下饱和水汽压，Pa

——相对湿度

折算公式：

式中：

——相对湿度

P——容器气体压力，Pa

h——气体中水蒸气的摩尔含量

P₀—实验温度下水的饱和蒸汽压

b打开恒温箱，使恒温箱里温度一定；打开真空泵，对混合容器及管线进行抽真空；

打开CO₂储罐通过增压泵1号和CO₂输送管道向混合容器中注入一定量的CO₂气体，由压力表1号读出混合容器压力；然后打开水蒸气发生器，通过增压泵2号和水蒸气输送管道向混合容器中通入水蒸气，分别通过压力表1号和湿度仪记录混合容器压力和相对湿度；

结合公式(4)，根据实验方案设计的混合流体中水蒸气的摩尔含量、温度，当相对湿度和压力的比值满足实验要求时，关闭水蒸气发生器，此时即配置完成含有一定水蒸气含量的混合流体；记录此时混合容器的压力；

②将步骤(1)饱和油后的岩心放置在岩心夹持器里，利用手摇泵给岩心夹持器施加围压，所施加的围压由压力表3号显示；

打开注入阀，利用增压泵3号将配好的含有一定摩尔分数水蒸气的混合流体注入岩心夹持器，此时利用驱替泵保持混合容器压力不变，待注入压力达到实验压力时，稳定一定时间，由气体流量计记录注入的气体体积；

③关闭注入阀对岩心夹持器采取焖井操作，焖井过程中的压力由压力表2号和压力表4号实时监测；

脱脂棉放入干燥管前称原始重量，焖井结束后，打开二通阀，进行液体及气体返排，随后称取脱脂棉的重量，计量采出的油量，由量筒计量返排的CO₂的量；

通过所计量采出的油量和饱和油量的比值，实验测得采收率。

2.根据权利要求1所述的一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验方法，其特征在于还包括以下步骤：

在超临界CO₂/H₂O吞吐实验之前，将饱和模拟油的岩心置于核磁共振设备中进行实验，测试模拟油在岩心中的分布；

将实验结束后的岩心置于核磁共振设备中进行实验，测试模拟油在岩心中的分布。

3.根据权利要求1所述的一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验方法，其特征在于还包括计算超临界CO₂埋存率的步骤：

混合容器中注入CO₂后，由压力表1号读出混合容器压力，根据气体状态方程计算混合容器中的CO₂量；

气体状态方程为：

PV＝nZRT (5)

式中：

P——气体的压强，Pa

V——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

将量筒测量的大气压下CO₂体积折算到混合容器压力下CO₂的体积：

首先，根据公式(5)推出混合容器压力下二氧化碳压缩因子：

式中：

P₁——混合容器压力下二氧化碳的压强，Pa

V₁——混合容器压力下二氧化碳的体积，m³

n₁——混合容器压力下二氧化碳的物质的量，mol

Z₁——混合容器压力下二氧化碳压缩因子；

T₁——混合容器压力下温度，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混合容器压力下体积计算公式为：

超临界CO₂埋存率计算公式为：

式中：

η——超临界CO₂埋存率；

V_注入——实际注入的混和流体体积，m³

V_返排——量筒测量的CO₂返排体积折算到混合容器压力下的体积，m³。

4.根据权利要求1所述的一种超临界CO₂/H₂O混合流体吞吐开发页岩油的实验方法，其特征在于：在焖井结束后，进行液体及气体返排时，将返排压力依次5MPa递减，直至压力降至大气压。

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