CN114755149A - 评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的装置及方法 - Google Patents
评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114755149A CN114755149A CN202210671269.7A CN202210671269A CN114755149A CN 114755149 A CN114755149 A CN 114755149A CN 202210671269 A CN202210671269 A CN 202210671269A CN 114755149 A CN114755149 A CN 114755149A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- oil
- water
- valve
- chip
- 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.)
- Granted
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 165
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 title claims abstract description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 78
- 238000012800 visualization Methods 0.000 claims abstract description 68
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 56
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 55
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 51
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 44
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 claims abstract description 42
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 75
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 65
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 31
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 28
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 24
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 11
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 4
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000009738 saturating Methods 0.000 abstract description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 4
- 230000008034 disappearance Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 2
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000012840 feeding operation Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 210000005239 tubule Anatomy 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N13/00—Investigating surface or boundary effects, e.g. wetting power; Investigating diffusion effects; Analysing materials by determining surface, boundary, or diffusion effects
- G01N13/04—Investigating osmotic effects
-
- 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
- G01N33/2835—Specific substances contained in the oils or fuels
- G01N33/2841—Gas in oils, e.g. hydrogen in insulating oils
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Pathology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
本发明提供一种评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的实验方法。所述实验方法所采用的实验装置包括驱替系统、封闭接触系统、温压调节系统、数据及图像采集系统、油水分离及计量系统。所述实验方法包括以下步骤：对微观可视化芯片进行抽真空处理并饱和原油；制作微观可视化芯片的含水饱和度；进行含水饱和度的计算和检验；进行二氧化碳与原油的混相实验；记录最小混相压力。本发明使微流控实验不仅仅可以考虑含水饱和度及矿化度对最小混相压力的影响，而且具有实时可视化、耗时短、微纳尺度等优点，使其所测的最小混相压力可靠性更强。
Description
技术领域
本发明涉及微流控实验技术领域，尤其涉及评价含水饱和度及矿化度混相压力影响的装置及方法。
背景技术
近年来，在油气开采过程中注二氧化碳开发是提高低渗油藏采收率的有效方式之一，注二氧化碳驱按实质分为两种形式：一种是混相驱，另一种是非混相驱，两者之间的差别在于能否达到混相的最低压力（即，最小混相压力，MMP）。当MMP大于地层压力时，即可实现非混相驱油；当MMP小于地层压力时，即可实现混相驱油。而且经过大量的理论研究和实践证明，混相驱比非混相驱的更能提高原油采收率。二氧化碳与地层原油是否混相，是决定油藏能否高效开发的关键。而混相驱中的关键参数是最小混相压力，所以如何更高效、更准确、应用范围更广的测量MMP显得尤为重要。
现有技术中通常分析组分、温度、CO2的不纯度等方面对最小混相压力进行研究，如，宋文鹏.CO2驱最小混相压力的影响因素分析.[J].当代化工,2016,45(4):680-681,723中，通过计算，分析温度，原油组成成分，及CO2中杂质含量对CO2混相驱最小压力的影响；专利文献CN106884635A公开了一种低、特低渗透油藏CO2驱最小混相压力的测定方法，进一步分析岩心渗透率、储层非均质性等因素对（特）低渗透油藏CO2混相驱替的影响。然而，实际油藏中是含水的，现有技术中均未考虑油藏的含水饱和度及水的矿化度对最小混相压力的影响。
发明内容
发明概述：
针对现有技术的上述缺点，本发明提供一种评价含水饱和度及矿化度对CO2-原油混相压力的影响规律的实验装置及方法，使微流控实验不仅仅可以考虑含水饱和度及矿化度对最小混相压力的影响，而且具有实时可视化、耗时短、微纳尺度等优点，使其所测的最小混相压力可靠性更强。
具体发明内容：
本发明提供一种评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响规律的装置，包括：驱替系统、封闭接触系统、温压调节系统、数据及图像采集系统、油水分离及计量系统。
所述封闭接触系统包括高压密闭夹持器8、微观可视化芯片7，该系统是混相发生的场所，注入的二氧化碳在微观可视化芯片7中与原油多次接触从而达到混相。
进一步的，所述微观可视化芯片7置于高压密闭夹持器8的空腔内，所述微观可视化芯片7上设有输入口33和输出口34；所述高压密闭夹持器8上设置可视化窗口21；所述微观可视化芯片7内设有第一连通区域40、第二连通区域41，所述第一连通区域40通过第一阀门36与输入口33连接，所述第一连通区域40通过第二阀门37与输出口34连接；所述第二连通区域41通过第三阀门38与输入口33连接，所述第二连通区域41通过第四阀门39与输出口34连接。所述第一连通区域40用于模拟油藏；所述第一连通区域40包含基质圆柱体42，用于模拟岩石颗粒；所述第二连通区域41用于连通驱替系统与油水分离及计量系统，为管线内矿化水的驱除提供通道。
所述驱替系统包括高压注入泵1、活塞容器2、气体增压系统6、二氧化碳气源5、真空泵3、放空阀24，为了避免水的矿化离子对驱替泵腔体的腐蚀，由高压注入泵1连接活塞容器2作为液体的驱动系统，而二氧化碳气源5的初始压力无法达到混相压力，需经过气体增压系统6（即气体压缩机）后注入。为了避免气泡的存在对实验结果的影响，需使用真空泵3对微观可视化芯片7进行抽真空。
进一步的，所述活塞容器2的进口端通过泵送管道25连接高压注入泵1，所述活塞容器2的出口端通过流体输入主管道27连接输入口33，所述流体输入主管道27上设有真空泵3和放空阀24，所述放空阀24位于真空泵3的下游；所述二氧化碳气源5、气体增压系统6依次通过流体输入分管道26并入流体输入主管道27。
优选的，所述活塞容器为可加热耐腐蚀活塞容器。
所述油水分离及计量系统包括分离阀35、回压泵15、冷凝管17、油水分离装置18、液体收集及计量装置19。该系统的功能为计算微观可视化芯片7的含水饱和度，从而为之后研究不同含水饱和度对CO2-原油混相压力的影响提供依据。
进一步的，所述输出口34通过油水分离管道31依次连接分离阀35、回压泵15、冷凝管17、油水分离装置18；所述液体收集及计量装置19用于收集及计量由所述油水分离装置18流出的液体。
所述温压调节系统包括加热容器10、循环泵11、控温阀12、围压泵13、围压阀32、温度传感器4、第一压力传感器9、第二压力传感器14、第三压力传感器16，该系统的功能是模拟真实地层条件下的温度和压力，可实时监测设备的温压变化。
进一步的，所述加热容器10通过流体加热输出管道28依次连接循环泵11、高压密闭夹持器8，所述高压密闭夹持器8通过流体加热输入管道29依次连接控温阀12、加热容器10，形成循环回路；所述围压泵13通过围压监测管道30依次连接围压阀32、高压密闭夹持器8；所述温度传感器4用于检测活塞容器2内的温度；所述第一压力传感器9设置在流体输入主管道27上，所述第二压力传感器14设置在围压监测管道30上，所述第三压力传感器16设置在油水分离管道31上。
所述数据及图像采集系统包括显微镜20、摄像监测系统22、控制系统23；所述数据及图像采集系统的数据采集不仅减小了数据收集的难度，同时与细管法相比还可记录多个测点，对整个实验过程中的数据进行归纳分析提高了测量的准确性。并且通过图像采集系统可观察到二氧化碳与原油的混相过程，所生成的视频图件可为后期研究提供资料。
进一步的，所述显微镜20设置于可视化窗口21的正上方，所述显微镜20用于获取微观可视化芯片7中二氧化碳与原油接触界面的图像；所述摄像监测系统22与控制系统23连接，所述摄像监测系统22用于将显微镜20获取的图像传输给控制系统23，所述温度传感器4、第一压力传感器9、第二压力传感器14、第三压力传感器16都与控制系统23连接。
本发明还提供一种采用上述装置评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的方法，所述实验方法的步骤包括：
步骤一、安装微观可视化芯片7后，调节密闭夹持器8内的温度、压力；
步骤二、调节微观可视化芯片7内的压力及矿化水、原油的温度；
步骤三、关闭围压阀32、分离阀35、放空阀24、第三阀门38、第四阀门39，打开第一阀门36、第二阀门37，通过真空泵3对微观可视化芯片7进行抽真空；打开放空阀24，进行油相驱替，直至通过可视化窗口21观察不到气泡，使微观可视化芯片7完全饱和，打开围压阀32；
步骤四、关闭围压阀32，确保高压密闭夹持器8内部始终维持在地层温度和地层压力，切换矿化水进行驱替，待放空阀24处有连续的矿化水流出时关闭放空阀24，打开围压阀32；
步骤五、通过水、油两相的驱替速度、驱替时间与油水分离装置18出口端的产水量、产油量对微观可视化芯片7内的含水饱和度进行计算和检验；
步骤六、进行二氧化碳与原油的混相实验，记录微观可视化芯片7中二氧化碳与原油达到混相的过程；
步骤七、记录最小混相压力。
所述步骤一的具体操作过程为：将微观可视化芯片7安装在高压密闭夹持器8中，加入围压液并使用加热容器10加热至地层温度，由围压泵13和围压阀32监测控制围压，使围压始终高于微观可视化芯片7内部压力2MPa；调节显微镜20位置使微观可视化芯片7在控制系统23屏幕正中央，同时调整放大倍数使摄像监测系统22可清楚的捕捉到微观可视化芯片7内的微纳米尺度通道。
所述步骤二的具体操作为：调整回压泵15使微观可视化芯片7达到地层压力，同时将矿化水及原油分别放入活塞容器2进行预加热至地层温度。
优选的，所述步骤三中原油的注入速度、步骤四中矿化水的注入速度均不高于0.02mL/min。
所述步骤五中，微观可视化芯片7中的含水饱和度计算的具体步骤包括：记录步骤三的油相驱替速度ν油、油相驱替时间s油；步骤四的水相驱替速度ν水、水相驱替时间s水；关闭第一阀门36、第二阀门37，打开第三阀门38、第四阀门39、分离阀35，记录油水分离装置18出口端产水量V产水以及产油量V产油。
需要注意的是，当测量原油为稠油（即原油的相对密度大于0.92(20℃)、地下粘度大于50厘泊）时或者原油粘度未知时，在记录V产水、V产油前，需要对流体输入主管道27中的残油进行二氧化碳驱替，直至油水分离装置18出口端没有液体产出。因为当原油为稠油时，油相会附着在流体输入主管道27管线壁面，影响含水饱和度的计算。
计算微观可视化芯片7中含水饱和度SW1：
式中：
SW1——微观可视化芯片中含水饱和度，%；
v水——水相驱替速度，mL/min；
s水——水相驱替时间，min；
V总——微观可视化芯片中总的孔隙体积，cm3；
V管——管线体积，cm3；
计算微观可视化芯片7中的含水饱和度SW2：
SW2——微观可视化芯片中含水饱和度，%；
v水——水相驱替速度，mL/min；
s水——水相驱替时间，min；
V产水——油水分离装置出口端产水量，cm3；
V总——微观可视化芯片中总的孔隙体积，cm3；
计算微观可视化芯片7中的含油饱和度：
式中：
SO——微观可视化芯片中含油饱和度，%；
v油——油相驱替速度，mL/min；
s油——油相驱替时间，min；
V产油——油水分离装置出口端产油量，cm3；
V总——微观芯片中总的孔隙体积，cm3；
上述微观可视化芯片7中的总的孔隙体积为：
其中：
V油藏——第一联通区域的体积，mm3；
V岩石颗粒——总的基质圆柱体体积，mm3。
上述管线体积V管为：
其中，
S管——管线内截面面积，cm2；
L管——管线长度，cm。
所述管线长度L管指流体输入主管道27的长度。
进一步的，所述步骤五中，含水饱和度的检验过程包括：
当原油不属于稠油时：若SW1+ SO=100%（误差小于0.05%）则说明微观可视化芯片中的含水量结果准确。若检验结果正确，则可以继续进行试验，若不正确则对微观可视化芯片进行清洁烘干之后重复以上步骤，重新进行计算。
当原油处于稠油或未知时：如果SW1与SW2的误差小于0.05%则证明稠油的影响已经可以忽略，此时的含水饱和度计算为准确值。若检验结果正确，则可以继续进行试验，若不正确说明流体输入主管道27的管线内壁附有油相影响了含水饱和度的计算，其准确值应为SW2。
之所以设置两种计算方法是为了节省计算时间，当已知原油不是稠油时不需要计算SW2。如果已知原油粘度是稠油或者原油粘度未知时，则需要探讨油相在管线上的附着对含水饱和度的影响。对于如何控制微观可视化芯片的含水饱和度，只需要控制水相的驱替时间即可，因为已知总的孔隙体积和管线体积，只需控制注水量即可控制含水饱和度。
所述步骤六的具体操作过程为，关闭第三阀门38、第四阀门39；打开第一阀门36、第二阀门37；打开气体增压系统6，同时确保高压密闭夹持器8内部始终维持在地层温度和地层压力。使用摄像监测系统22记录微观可视化芯片7中二氧化碳与原油多次接触从而达到混相的过程。
所述步骤七的操作过程包括：当观察到二氧化碳与原油的接触界面消失时停止实验，记录第一压力传感器9的数值，即为最小混相压力。
在实验完成后使用石油醚冲刷清洗微观可视化芯片7及管线。打开实时记录的数据及视频文件进行混相实验分析。
有益效果：
1、本装置采用可视化窗口、微观可视化芯片、显微镜，实现混相过程的实时监控，可直接根据二氧化碳与原油接触界面判断混相阶段，记录最小混相压力，不必再借助采收率的变化来反推最小混相压力。
2、本装置采用的微观可视化芯片内设有第二连通区域用于连通驱替系统与油水分离及计量系统，为管线内矿化水的驱除提供通道。第二连通区域的设置可计算管线内残余的原油，减小含水饱和度的误差。
附图说明
图1为评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的实验装置；
图2为均质多孔介质的微观可视化芯片；
图3为制作初始含水饱和度的微观可视化芯片；
图4为二氧化碳与原油发生混相时相界面消失的微观可视化芯片；
图5为不同含水饱和度对最小混相压力的影响规律；
图6为不同矿化度对最小混相压力的影响规律。
其中，1为高压注入泵、2为活塞容器、3为真空泵、4为温度传感器、5为二氧化碳气源、6为气体增压系统、7为微观可视化芯片、8为高压密闭夹持器、9为第一压力传感器、10为加热容器、11为循环泵、12为控温阀、13为围压泵、14为第二压力传感器、15为回压泵、16为第三压力传感器、17为冷凝管、18为油水分离装置、19为液体收集及计量装置、20为显微镜、21为可视化窗口、22为摄像监测系统、23为控制系统、24为放空阀、25为泵送管道、26为流体输入分管道、27为流体输入主管道、28为流体加热输出管道、29为流体加热输入管道、30为围压监测管道、31为油水分离管道、32为围压阀、33为输入口、34为输出口、35为分离阀、36为第一阀门、37为第二阀门、38为第三阀门、39为第四阀门，40为第一连通区域，41为第二连通区域，42为基质圆柱体。
具体实施方式
实施例一：不同含水饱和度测得的最小混相压力
一种评价含水饱和度及矿化度对最小混相压力影响规律的实验装置，如图1、图2所示，包括驱替系统、封闭接触系统、温压调节系统、数据及图像采集系统、油水分离及计量系统；
所述封闭接触系统包括高压密闭夹持器8、微观可视化芯片7，所述微观可视化芯片7置于高压密闭夹持器8的空腔内，所述微观可视化芯片7上设有输入口33和输出口34；所述高压密闭夹持器8上设置可视化窗口21；所述微观可视化芯片7内设有第一连通区域40、第二连通区域41，所述第一连通区域40通过第一阀门36与输入口33连接，所述第一连通区域40通过第二阀门37与输出口34连接；所述第二连通区域41通过第三阀门38与输入口33连接，所述第二连通区域41通过第四阀门39与输出口34连接；所述第一连通区域40设有基质圆柱体42；
所述驱替系统包括高压注入泵1、活塞容器2、气体增压系统6、二氧化碳气源5、真空泵3、放空阀24，所述活塞容器2的进口端通过泵送管道25连接高压注入泵1，所述活塞容器2的出口端通过流体输入主管道27连接输入口33，所述流体输入主管道27上设有真空泵3和放空阀24，所述放空阀24位于真空泵3的下游；所述二氧化碳气源5、气体增压系统6依次通过流体输入分管道26并入流体输入主管道27；
所述油水分离及计量系统包括分离阀35、回压泵15、冷凝管17、油水分离装置18、液体收集及计量装置19；所述输出口34通过油水分离管道31依次连接分离阀35、回压泵15、冷凝管17、油水分离装置18；所述液体收集及计量装置19用于收集及计量由所述油水分离装置18流出的液体；
所述温压调节系统包括加热容器10、循环泵11、控温阀12、围压泵13、围压阀32、温度传感器4、第一压力传感器9、第二压力传感器14、第三压力传感器16，所述加热容器10通过流体加热输出管道28依次连接循环泵11、高压密闭夹持器8，所述高压密闭夹持器8通过流体加热输入管道29依次连接控温阀12、加热容器10，形成循环回路；所述围压泵13通过围压监测管道30依次连接围压阀32、高压密闭夹持器8；所述温度传感器4用于检测活塞容器2内的温度；所述第一压力传感器9设置在流体输入主管道27上，所述第二压力传感器14设置在围压监测管道30上，所述第三压力传感器16设置在油水分离管道31上；
所述数据及图像采集系统包括显微镜20、摄像监测系统22、控制系统23；所述显微镜20设置于可视化窗口21的正上方，所述显微镜20用于获取微观可视化芯片7中二氧化碳与原油接触界面的图像；所述摄像监测系统22与控制系统23连接，所述摄像监测系统22用于将显微镜20获取的图像传输给控制系统23，所述温度传感器4、第一压力传感器9、第二压力传感器14、第三压力传感器16都与控制系统23连接。
本实施例采用如下步骤对微观可视化芯片7内不同含水饱和度时CO2-原油的混相压力进行测试：
步骤一、将微观可视化芯片7安装在高压密闭夹持器8中，使用围压泵13加入围压液至高压密闭夹持器8的空腔充满并使用加热容器10加热至地层温度（150摄氏度），由围压泵13和第二压力传感器14监测控制围压。当压力过小时，围压泵13进行进泵操作，当压力过大时围压泵13进行退泵操作，使围压始终高于微观可视化芯片7内部压力2MPa；调节显微镜20位置使微观可视化芯片7在控制系统23屏幕正中央，同时调整放大倍数使摄像监测系统22可清楚的捕捉到微纳米尺度通道。
步骤二、调整回压泵15使其达到地层压力（33MPa），同时将已配好的矿化度为10000mg/L的水和地层原油放入活塞容器2进行预加热至地层温度。
步骤三、关闭围压阀32、分离阀35、放空阀24、第三阀门38、第四阀门39，打开第一阀门36、第二阀门37，通过真空泵3对微观可视化芯片7进行抽真空，打开放空阀24，使用高压注入泵1以0.02ml/min的流速进行油相驱替，直至微观可视化芯片7完全饱和，在可视化窗口21中观察不到气泡的存在，打开围压阀32，记录油相驱替速度ν油、驱替时间s油。
步骤四、首先关闭围压阀32，确保高压密闭夹持器8内部始终维持在地层温度（150℃）和地层压力（33MPa）。切换为矿化水进行驱替，高压注入泵1以0.02mL/min的流速进行水相驱替。待放空阀24处有连续的矿化水流出时关闭放空阀24、打开围压阀32。记录水相驱替速度ν水、驱替时间S水。
关闭第一阀门33、第二阀门34；打开第三阀门35、第四阀门36、分离阀35，进行二氧化碳驱替直至油水分离装置18处没有液体产出。在油水分离装置18中根据油水密度差异，油水两相会分层，其中水相在下层，油相在上层。等至完全分层后，将水相从油水分离装置18下部放出，分别统计油水两相的体积产油量V产油及产水量V产水。
步骤五、计算微观可视化芯片7中含水饱和度SW1：
式中：
SW1——微观可视化芯片中含水饱和度，%；
v水——水相驱替速度，mL/min；
s水——水相驱替时间，min；
V总——微观可视化芯片中总的孔隙体积，cm3；
V管——管线体积，cm3。
计算微观可视化芯片7中的含水饱和度SW2：
SW2——微观可视化芯片中含水饱和度，%；
v水——水相驱替速度，mL/min；
s水——水相驱替时间，min；
V产水——油水分离装置出口端产水量，cm3；
V总——微观可视化芯片中总的孔隙体积，cm3；
计算微观可视化芯片7中的含油饱和度：
式中：
SO——微观可视化芯片中含油饱和度，%；
v油——油相驱替速度，mL/min；
s油——油相驱替时间，min；
V产油——油水分离装置出口端产油量，cm3；
V总——微观可视化芯片中总的孔隙体积，cm3；
微观可视化芯片中总的孔隙体积V总为：
其中：
V油藏——第一联通区域的体积，mm3；
V岩石颗粒——总的基质圆柱体体积，mm3。
第一联通区域40长40mm，宽40mm，高2mm，油藏体积V油藏为3200mm3；共有80*80个基质圆柱体42，底面半径为0.2mm高为2mm，岩石颗粒体积V岩石颗粒为1608.5mm3；因而V总等于1591.5mm3。
上述管线体积V管为：
其中，
S管——管线内截面面积，0.0314cm2；
L管——管线长度，200cm。
V管——管线体积，6.28cm3；
对测量微观可视化芯片7中的含水量的进行验证：
当原油不属于稠油时：若SW1+SO=100%（误差小于0.05%）则说明微观可视化芯片7中的含水量准确。若检验结果正确，则可以继续进行试验，若不正确则对微观可视化芯片7进行清洁烘干之后重复以上步骤，重新进行计算。
当原油处于稠油时：如果SW1与SW2的误差小于0.05%则证明稠油的影响已经可以忽略，此时的含水饱和度计算为准确值。若检验结果正确，则可以继续进行试验，若不正确说明流体输入主管线27内壁附有油相影响了含水饱和度的计算，其准确值应为SW2。
若验证结果显示微观可视化芯片7中的含水量测量正确则可以继续进行实验，若不正确则对微观可视化芯片7进行清洁烘干之后重复以上步骤，重新进行计算。
步骤六、进行二氧化碳与原油的混相实验。关闭第三阀门38、第四阀门39；打开第一阀门36、第二阀门37；打开气体增压系统6及二氧化碳气源5，同时确保高压密闭夹持器8内部始终维持在地层温度和地层压力。使用摄像系统22记录微观可视化芯片7中二氧化碳与原油多次接触从而达到混相的过程。如图3示，该图为具有初始含水饱和度的微观可视化芯片，其中白色为岩石颗粒，较浅的颜色为水相，较深的颜色为油相。油相被水相分割，较为分散的分布在微观可视化芯片中。如图4所示，该图为二氧化碳与原油发生混相时相界面消失的微观可视化芯片，从图中可以观察到油气界面消失，这说明二氧化碳与原油发生混相，此时的压力值即为最小混相压力值。
步骤七、当观察到二氧化碳与原油的接触界面消失时停止实验，记录第一压力传感器9的压力为最小混相压力。
实验结束后使用石油醚冲刷清洗微观可视化芯片7及管线。打开实时记录的数据及视频文件进行混相实验分析。
实验结果如图5所示，随着含水饱和度的增加，二氧化碳与原油的最小混相压力增加，这是因为随着水相的增多，将油相割裂，阻碍了二氧化碳与原油的接触，从而使得最小混相压力增大。
实施例二：不同矿化度测得的最小混相压力
本实施例采用如下实验例1所述的步骤对微观可视化芯片7内不同矿化度时CO2-原油的混相压力进行测试，其中本实施例的含水饱和度为20%。
测试结果为如图6所示，随着矿化度的增加最小混相压力减小，这是由于随着矿化度的增加，使得体系中的离子数增加，从而加速破坏了二氧化碳与油相界面的稳定性。使得二氧化碳更容易与原油混相。使得混相压力降低。
Claims (10)
1.一种评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的装置，其特征在于，
包括驱替系统、封闭接触系统、温压调节系统、数据及图像采集系统、油水分离及计量系统；
所述封闭接触系统包括高压密闭夹持器（8）、微观可视化芯片（7），所述微观可视化芯片（7）置于高压密闭夹持器（8）的空腔内，所述微观可视化芯片（7）上设有输入口（33）和输出口（34）；所述高压密闭夹持器（8）上设置可视化窗口（21）；所述微观可视化芯片（7）内设有第一连通区域（40）、第二连通区域（41），所述第一连通区域（40）通过第一阀门（36）与输入口（33）连接，所述第一连通区域（40）通过第二阀门（37）与输出口（34）连接；所述第二连通区域（41）通过第三阀门（38）与输入口（33）连接，所述第二连通区域（41）通过第四阀门（39）与输出口（34）连接；所述第一连通区域（40）设有基质圆柱体（42）；
所述驱替系统包括高压注入泵（1）、活塞容器（2）、气体增压系统（6）、二氧化碳气源（5）、真空泵（3）、放空阀（24），所述活塞容器（2）的进口端通过泵送管道（25）连接高压注入泵（1），所述活塞容器（2）的出口端通过流体输入主管道（27）连接输入口（33），所述流体输入主管道（27）上设有真空泵（3）和放空阀（24），所述放空阀（24）位于真空泵（3）的下游；所述二氧化碳气源（5）、气体增压系统（6）依次通过流体输入分管道（26）并入流体输入主管道（27）；
所述油水分离及计量系统包括分离阀（35）、回压泵（15）、冷凝管（17）、油水分离装置（18）、液体收集及计量装置（19）；所述输出口（34）通过油水分离管道（31）依次连接分离阀（35）、回压泵（15）、冷凝管（17）、油水分离装置（18）；所述液体收集及计量装置（19）用于收集及计量由所述油水分离装置（18）流出的液体；
所述温压调节系统包括加热容器（10）、循环泵（11）、控温阀（12）、围压泵（13）、温度传感器（4）、第一压力传感器（9）、第二压力传感器（14）、第三压力传感器（16），所述加热容器（10）通过流体加热输出管道（28）依次连接循环泵（11）、高压密闭夹持器（8），所述高压密闭夹持器（8）通过流体加热输入管道（29）依次连接控温阀（12）、加热容器（10），形成循环回路；所述围压泵（13）通过围压监测管道（30）依次连接围压阀（32）、高压密闭夹持器（8）；所述温度传感器（4）用于检测活塞容器（2）内的温度；所述第一压力传感器（9）设置在流体输入主管道（27）上，所述第二压力传感器（14）设置在围压监测管道（30）上，所述第三压力传感器（16）设置在油水分离管道（31）上；
所述数据及图像采集系统包括显微镜（20）、摄像监测系统（22）、控制系统（23）；所述显微镜（20）设置于可视化窗口（21）的正上方，所述显微镜（20）用于获取微观可视化芯片（7）中二氧化碳与原油接触界面的图像；所述摄像监测系统（22）与控制系统（23）连接，所述摄像监测系统（22）用于将显微镜（20）获取的图像传输给控制系统（23），所述温度传感器（4）、第一压力传感器（9）、第二压力传感器（14）、第三压力传感器（16）都与控制系统（23）连接。
2.一种采用权利要求1的装置评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的方法，其特征在于，所述方法的步骤包括：
步骤一、安装微观可视化芯片（7）后，调节密闭夹持器（8）内的温度、压力；
步骤二、调节微观可视化芯片（7）内的压力及矿化水、原油的温度；
步骤三、关闭分离阀（35）、放空阀（24）、第三阀门（38）、第四阀门（39），打开第一阀门（36）、第二阀门（37），通过真空泵（3）对微观可视化芯片（7）进行抽真空；打开放空阀（24）、进行油相驱替，直至通过可视化窗口（21）观察不到气泡，使微观可视化芯片（7）完全饱和，打开围压阀（32）；
步骤四、关闭围压阀（32），确保高压密闭夹持器（8）内部始终维持在地层温度和地层压力，切换矿化水进行驱替，待放空阀（24）处有连续的矿化水流出时关闭放空阀（24），打开围压阀（32）；
步骤五、通过水、油两相的驱替速度、驱替时间与油水分离装置（18）出口端的产水量、产油量对微观可视化芯片（7）内的含水饱和度进行计算和检验；
步骤六、进行二氧化碳与原油的混相实验，记录微观可视化芯片（7）中二氧化碳与原油达到混相的过程；
步骤七、记录最小混相压力。
3.根据权利要求2所述的评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的方法，其特征在于，所述步骤一中微观可视化芯片（7）安装在高压密闭夹持器（8）中；
所述高压密闭夹持器（8）内温度为地层温度；
所述高压密闭夹持器（8）内压力高于微观可视化芯片（7）内部压力2MPa。
4.根据权利要求2所述的评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的方法，其特征在于，所述微观可视化芯片（7）内压力的调整步骤包括：调整回压泵（15）使微观可视化芯片（7）达到地层压力；
所述矿化水、原油温度的调整步骤包括：将矿化水及原油分别放入活塞容器（2）进行预加热至地层温度。
5.根据权利要求2所述的评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的方法，其特征在于，所述步骤五中含水饱和度的计算方法为：
记录步骤三的油相驱替速度ν油、油相驱替时间s油；步骤四的水相驱替速度ν水、水相驱替时间s水；关闭第一阀门（36）、第二阀门（37），打开第三阀门（38）、第四阀门（39）、分离阀（35），记录油水分离装置出口端产油量V产油、产水量V产水；
当原油为非稠油时，微观可视化芯片（7）中含水饱和度SW1为：
式中：
SW1——微观可视化芯片中含水饱和度，%；
v水——水相驱替速度，mL/min；
s水——水相驱替时间，min；
V总——微观可视化芯片中总的孔隙体积，cm3；
V管——管线体积，cm3；
当原油为稠油或未知时，微观可视化芯片（7）中的含水饱和度SW2为：
式中：
SW2——微观可视化芯片中含水饱和度，%；
V产水——油水分离及装置出口端产水量，cm3；
计算微观可视化芯片（7）中的含油饱和度：
式中：
SO——微观可视化芯片中含油饱和度，%；
v油——油相驱替速度，mL/min；
s油——油相驱替时间，min；
V产油——油水分离装置出口端产油量，cm3。
6.根据权利要求5所述的评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的方法，其特征在于，当测量原油为稠油或原油粘度未知时，在记录V产水、V产油前，需要对管线中的残油进行二氧化碳驱替，直至油水分离装置（18）出口端没有液体产出。
7.根据权利要求5所述的评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的方法，其特征在于，
所述微观可视化芯片（7）的孔隙体积为：
其中：
V油藏——第一连通区域的体积，mm3；
V岩石颗粒——总的基质圆柱体体积，mm3；
所述管线体积V管为：
其中，
S管——管线内截面面积，cm2；
L管——管线长度，cm；
所述管线长度L管为流体输入主管道（27）的长度。
8.根据权利要求5所述的评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的方法，其特征在于，所述含水饱和度的检验过程包括：
当原油为非稠油时：若SW1+ SO=100%±0.05%，则可以继续进行试验，若不正确则对微观可视化芯片（7）进行清洁烘干之后重复以上步骤，重新进行计算；
当原油为稠油或原油粘度未知时：如果SW1与SW2的误差小于0.05%，则可以继续进行试验，若不正确则准确值应为SW2。
9.根据权利要求2所述的评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的方法，其特征在于，所述步骤七的操作过程包括：当观察到二氧化碳与原油的接触界面消失时停止实验，记录第一压力传感器（9）的数值，即为最小混相压力。
10.根据权利要求2所述的评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的方法，其特征在于，所述原油和矿化水的注入速度均不高于0.02mL/min。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210671269.7A CN114755149B (zh) | 2022-06-15 | 2022-06-15 | 评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210671269.7A CN114755149B (zh) | 2022-06-15 | 2022-06-15 | 评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的装置及方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114755149A true CN114755149A (zh) | 2022-07-15 |
| CN114755149B CN114755149B (zh) | 2022-09-02 |
Family
ID=82336430
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210671269.7A Active CN114755149B (zh) | 2022-06-15 | 2022-06-15 | 评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的装置及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114755149B (zh) |
Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6267003B1 (en) * | 1999-12-28 | 2001-07-31 | Eastman Kodak Company | Method for measuring changes in osmotic pressure |
| CN104265255A (zh) * | 2014-09-26 | 2015-01-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油二维微观可视化驱替模拟实验系统及其使用方法 |
| CN106596352A (zh) * | 2016-12-13 | 2017-04-26 | 北京科技大学 | 用于高温微观渗流实验的复眼式图像采集装置及分析方法 |
| CN107023280A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-08 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种模拟井下混相热流体采油机理的可视化实验装置 |
| CN109827884A (zh) * | 2019-03-15 | 2019-05-31 | 西北大学 | 一种真实砂岩高温高压可视化渗流实验装置及方法 |
| CN112326927A (zh) * | 2020-10-21 | 2021-02-05 | 西南石油大学 | 一种孔隙尺度微观水侵模拟实验可视化装置与方法 |
| CN112858113A (zh) * | 2021-01-08 | 2021-05-28 | 中国石油大学(华东) | 一种深层油藏高温高压气驱油微观可视化实验方法 |
| CN112858628A (zh) * | 2021-01-08 | 2021-05-28 | 中国石油大学(华东) | 一种模拟高温高压条件下流体驱替的微观可视化实验装置 |
| CN113090233A (zh) * | 2021-03-26 | 2021-07-09 | 中国石油大学(华东) | 一种模拟非均质储层co2驱注采耦合实验装置及方法 |
| CN113882837A (zh) * | 2021-09-26 | 2022-01-04 | 中国石油大学(华东) | 一种底水稠油油藏水平井水锥形态模拟及控水降粘实验装置及实验方法 |
| CN114088919A (zh) * | 2021-11-23 | 2022-02-25 | 北京胜华泰石油检测服务有限责任公司 | 一种高温高压高精度微观驱替实验系统和实验方法 |
| US20220082487A1 (en) * | 2020-11-26 | 2022-03-17 | University Of Science And Technology Beijing | Device and method for measuring two-phase relative permeability curve of unconventional oil reservoir |
-
2022
- 2022-06-15 CN CN202210671269.7A patent/CN114755149B/zh active Active
Patent Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6267003B1 (en) * | 1999-12-28 | 2001-07-31 | Eastman Kodak Company | Method for measuring changes in osmotic pressure |
| CN104265255A (zh) * | 2014-09-26 | 2015-01-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油二维微观可视化驱替模拟实验系统及其使用方法 |
| CN106596352A (zh) * | 2016-12-13 | 2017-04-26 | 北京科技大学 | 用于高温微观渗流实验的复眼式图像采集装置及分析方法 |
| CN107023280A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-08 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种模拟井下混相热流体采油机理的可视化实验装置 |
| CN109827884A (zh) * | 2019-03-15 | 2019-05-31 | 西北大学 | 一种真实砂岩高温高压可视化渗流实验装置及方法 |
| CN112326927A (zh) * | 2020-10-21 | 2021-02-05 | 西南石油大学 | 一种孔隙尺度微观水侵模拟实验可视化装置与方法 |
| US20220082487A1 (en) * | 2020-11-26 | 2022-03-17 | University Of Science And Technology Beijing | Device and method for measuring two-phase relative permeability curve of unconventional oil reservoir |
| CN112858113A (zh) * | 2021-01-08 | 2021-05-28 | 中国石油大学(华东) | 一种深层油藏高温高压气驱油微观可视化实验方法 |
| CN112858628A (zh) * | 2021-01-08 | 2021-05-28 | 中国石油大学(华东) | 一种模拟高温高压条件下流体驱替的微观可视化实验装置 |
| CN113090233A (zh) * | 2021-03-26 | 2021-07-09 | 中国石油大学(华东) | 一种模拟非均质储层co2驱注采耦合实验装置及方法 |
| CN113882837A (zh) * | 2021-09-26 | 2022-01-04 | 中国石油大学(华东) | 一种底水稠油油藏水平井水锥形态模拟及控水降粘实验装置及实验方法 |
| CN114088919A (zh) * | 2021-11-23 | 2022-02-25 | 北京胜华泰石油检测服务有限责任公司 | 一种高温高压高精度微观驱替实验系统和实验方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| L.LI: "Novel Profile Control Treatment Using pore-scale polymer Elastic Microspheres", 《ADVANCED MATERIAL RESERCH》 * |
| 李东霞: "高温高压深层油藏流体驱替微观可视化模拟实验系统设计", 《实验技术与管理》 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114755149B (zh) | 2022-09-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO2022148193A1 (zh) | 模拟高温高压下流体驱替的微观可视化实验装置及方法 | |
| Geffen et al. | Experimental investigation of factors affecting laboratory relative permeability measurements | |
| CN108627533A (zh) | 一种测定多孔介质中流体动用特征的核磁共振实验方法及装置 | |
| CN207379891U (zh) | 裂缝性页岩气水两相流动裂缝导流能力评价装置 | |
| CN103556994A (zh) | 缝洞型储层剩余油分布的实验检测系统及检测方法 | |
| 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 | |
| NO343332B1 (no) | Fremgangsmåte for nedihulls fluidanalyse | |
| CN209821028U (zh) | 一种岩心渗透率测试装置 | |
| CN105201493B (zh) | 一种识别水驱油藏储层非均质性的双示踪剂方法 | |
| CN107725046A (zh) | 一种评价油藏注水过程中毛管力的设备和方法 | |
| CN106706492A (zh) | 一种研究多孔介质全区域渗流机制的渗透装置 | |
| CN106777515B (zh) | 一种基于岩心实验资料分析致密气井产能的方法 | |
| US20200290040A1 (en) | Microfluidic technique for detection of multi-contact miscibility | |
| CN105403347B (zh) | Co2驱最小混相压力测定方法及专用装置 | |
| CN115653554A (zh) | 一种基于微流控的注气解除反凝析伤害微观实验方法 | |
| CN209400386U (zh) | 一种混凝土试样饱和渗透系数测试装置 | |
| CN116735835A (zh) | 一种致密砂岩凝析气藏衰竭开发模拟装置及方法 | |
| CN114755149B (zh) | 评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的装置及方法 | |
| CN115791565B (zh) | 测量致密气藏岩心渗透率的实验方法 | |
| CN109425543A (zh) | 一种岩样双向突破压力测定装置及方法 | |
| US6578409B1 (en) | Method and device for determining the threshold of heavy fraction deposit contained in a liquid hydrocarbon fluid | |
| CN109556996A (zh) | 油水两相干扰压力梯度的测量方法 | |
| CN115559715A (zh) | 一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法 | |
| CN111255444B (zh) | 一种地层油气相对渗透率测定方法 | |
| CN111693676B (zh) | 一种多孔介质中原油泡点压力测定系统及方法 |
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 |