CN114894832A - 一种页岩油注co2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置及方法 - Google Patents
一种页岩油注co2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114894832A CN114894832A CN202210594343.XA CN202210594343A CN114894832A CN 114894832 A CN114894832 A CN 114894832A CN 202210594343 A CN202210594343 A CN 202210594343A CN 114894832 A CN114894832 A CN 114894832A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- electromagnetic heating
- oil
- magnetron
- rock sample
- increasing
- 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.)
- Pending
Links
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title claims abstract description 106
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 title claims abstract description 58
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 title claims abstract description 55
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 51
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 51
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 64
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 32
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 26
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 21
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 18
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 17
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims description 12
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 11
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 238000009738 saturating Methods 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 4
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 13
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 40
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 10
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 5
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 4
- 230000009747 swallowing Effects 0.000 description 4
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
- G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
-
- 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
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Pathology (AREA)
- Immunology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Abstract
本发明提供一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价的实验装置及方法，该实验装置包括CO2气罐、微波箱腔1号、轴向岩心夹持器、微波箱腔2号和中间容器等，微波箱腔1号和微波箱腔2号分别连接微波发生装置，微波发生装置包括磁控管和波导管，磁控管通过波导管连接微波箱腔，磁控管与电源变压器相连。本发明是在利用岩心实验模拟实际地层条件的基础上，通过电磁加热来控制岩心温度，实现CO2吞吐和电磁加热辅助相结合对页岩油开发增能增产效果的研究。同时，结合核磁共振技术，分析了不同电磁加热温度下CO2吞吐提高采收率的效果，研究了原油动用特征和剩余油分布，为页岩储层合理高效开展电磁加热辅助CO2吞吐提供方法和依据。
Description
技术领域
本发明涉及一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置及方法，属于页岩油注气开发技术领域。
背景技术
全球页岩油资源丰富，北美在海相页岩油的成功开发对石油能源产生了重大影响。中国蕴藏着丰富的页岩油气资源且以陆相为主，主要分布在一些陆相盆地如渤海湾盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地等。陆相和海相页岩油具有明显区别，陆相分布结构复杂，储集物性较差且黏土矿物含量较高，页岩油以中低成熟度为主，油质重、黏度高，对开发技术要求较高。中国陆相页岩油与北美海相页岩油地质条件的明显区别决定北美的相关技术对于我国来说并不适用，适用于我国页岩油开发的工程技术正在探索，需要各种先进技术的发展来实现我国页岩油的高效开发。
鉴于页岩储层超低孔渗结构和北美在水平井压裂改造方面的成功，页岩储层的开发通常需要结合压裂改造技术，但由于我国页岩储层可压性变化大，适用于我国的压裂改造技术正在探索，且单一压裂后产量的快速递减也是页岩油开发最典型的问题之一。随着CO2捕集与埋存的号召，利用CO2吞吐技术进行压裂后储层增产改造显示出一些独特优点。一方面，注入的CO2在吞吐过程中和页岩油发生充分作用，起到较好的开发效果。另一方面，实现废气的合理利用，达到较好的环境效益。但一些研究结果表明，随吞吐轮次增加，增产效果逐渐降低。
现有研究中，公开号为CN111594118A的中国发明专利提供了一种用于提高稠油采收率的电磁加热方法，该方法通过在生产管柱内放置发射电磁辐射的天线对稠油油藏进行加热，以提高稠油采收率。授权公告号为CN204457686U的中国实用新型专利公开了一种稠油及超稠油油藏地下改质开采的井深结构，其利用电磁加热、射频加热、微波加热等方法结合催化剂注入，来实现对油藏的改质开采。申请公布号为CN110593835A的中国发明专利提出了一种利用电场加热页岩油储层原位改质开采页岩油的方法，该方法将页岩油储层作为电阻元素，电场加热从而升高储层温度，达到改善原油物性的目的。申请公布号为CN104897551A的中国发明专利提出了一种高温高压热流体渗流模拟装置，该装置研究了温度、压力作用下对成岩作用的影响，以及流体在高温高压下的渗流，可实现地层高温高压热流体渗流物理模拟。
以上研究中多为电磁加热的现场应用，并未涉及电磁加热辅助CO2吞吐方面的研究，也未见评价电磁加热提高原油采收率的相关实验装置，对其增产增能效果还未有评价方法，电磁加热辅助CO2吞吐的作用机理尚不清晰。
发明内容
基于上述技术问题，本发明提出一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置及方法。
本发明所采用的技术解决方案是：
一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置，包括CO2气罐、微波箱腔1号和轴向岩心夹持器，轴向岩心夹持器置于微波箱腔1号的内部；
CO2气罐通过气体输送主管线与轴向岩心夹持器的进口端连接，在气体输送主管线上设置有气体流量计1号、增压泵和注入阀1号；轴向岩心夹持器的出口端连接出口管线1号，在出口管线1号上依次设置有出口阀1号、回压阀1号、干燥管1号和气体流量计2号；
轴向岩心夹持器通过围压注入管线连接围压泵，在围压注入管线上设置有压力表1号；轴向岩心夹持器还连接有温度传感器1号；
微波箱腔1号连接微波发生装置1号，微波发生装置1号包括磁控管1号和波导管1号，磁控管1号通过波导管1号连接微波箱腔1号，磁控管1号与电源变压器1号相连。
优选的，该装置还包括微波箱腔2号和中间容器，中间容器置于微波箱腔2号的内部；
中间容器的进口端通过气体输送支管线与气体输送主管线连接，且气体输送支管线与气体输送主管线的连接点处于增压泵和注入阀1号之间，在气体输送支管线上设置有注入阀2号；中间容器的出口端连接出口管线2号，在出口管线2号上依次设置有出口阀2号、回压阀2号、干燥管2号和气体流量计3号；
在气体输送支管线、出口管线2号或中间容器上还连接有压力表2号和温度传感器2号；
微波箱腔2号连接微波发生装置2号，微波发生装置2号包括磁控管2号和波导管2号，磁控管2号通过波导管2号连接微波箱腔2号，磁控管2号与电源变压器2号相连。
优选的，所述微波发生装置1号、微波发生装置2号、温度传感器1号和温度传感器2号均与计算机相连接。
上述实验装置中，在轴向岩心夹持器中横向放置有岩样1号，在中间容器中竖向放置有岩样2号。
一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验方法，采用如上所述的实验装置，其包括岩心轴向吞吐实验过程，该实验过程包括以下步骤：
(1)测量岩样1号基本参数后饱和原油，并计量湿重，计算饱和油量；
(2)将饱和油的岩样1号置于核磁共振设备中，测试原油分布；
(3)将岩样1号置于轴向岩心夹持器中，利用围压泵加载围压，同时打开注入阀1号，利用增压泵通过气体输送主管线注入CO2至轴向岩心夹持器中，注入完成后关闭注入阀1号，开始焖井；
(4)在焖井阶段进行电磁加热辅助，电源变压器1号给磁控管1号提供电压，高频电磁波由磁控管1号产生，然后通过波导管1号传输到微波箱腔1号中，通过产生的高频电磁波对轴向岩心夹持器中放置的岩样1号进行加热；计算机根据温度的变化进行计算，调节电源变压器1号的电流，从而对整个电磁加热温度进行控制；通过压力表1号记录加热过程中轴向岩心夹持器的压力变化，分析电磁加热增能效率；
其中，增能效率的计算公式为：
其中η为增能效率，无因次；Pt为不同时间下轴向岩心夹持器的压力，MPa；Pi为加热初始时刻轴向岩心夹持器的压力，MPa；
(5)焖井完成后，打开出口阀1号，分别通过干燥管1号和气体流量计2号计量返排出来的油量和气量；吞吐1轮次结束，将实验后的岩样1号置于核磁共振设备中检测剩余油分布，研究页岩油注CO2电磁加热辅助过程中的增产效果；
其中，采收率的计算公式为：
其中R为采收率，无因次；V1为吞吐结束后由干燥管计算的出油量，mL；Vi为饱和油量，mL；
(6)重复上述步骤，研究轴向吞吐不同温度、不同吞吐轮次下增能增产效果。
优选的，该实验方法还包括岩心全方位吞吐实验过程，该实验过程包括以下步骤：
(1)测量岩样2号基本参数后饱和原油，并计量湿重，计算饱和油量；
(2)将饱和油的岩样2号置于核磁共振设备中，测试原油分布；
(3)将岩样2号置于中间容器中，打开注入阀2号，利用增压泵通过气体输送支管线注入CO2至中间容器中，注入完成后关闭注入阀2号，开始焖井；
(4)在焖井阶段进行电磁加热辅助，电源变压器2号给磁控管2号提供电压，高频电磁波由磁控管2号产生，然后通过波导管2号传输到微波箱腔2号中，通过产生的高频电磁波对中间容器中放置的岩样2号进行加热；计算机根据温度的变化进行计算，调节电源变压器2号的电流，从而对整个电磁加热温度进行控制；通过压力表2号记录加热过程中中间容器的压力变化，分析电磁加热增能效率；
其中，增能效率的计算公式为：
其中η为增能效率，无因次；Pt为不同时间下中间容器的压力，MPa；Pi为加热初始时中间容器的压力，MPa；
(5)焖井完成后，打开出口阀2号，分别通过干燥管2号和气体流量计3号计量返排出来的油量和气量；吞吐1轮次结束，将实验后的岩样2号置于核磁共振设备中检测剩余油分布；研究页岩油注CO2电磁加热辅助过程中的增产效果；
其中，采收率的计算公式为：
其中R为采收率，无因次；V2为吞吐结束后由干燥管计算的出油量，mL；Vi为饱和油量，mL；
(6)重复上述步骤，研究全方位吞吐不同温度、不同吞吐轮次下增能增产效果。
优选的，该实验方法还包括高温致裂实验过程，该实验过程包括以下步骤：将饱和油后的岩样置于中间容器内，电源变压器2号给磁控管2号提供电压，高频电磁波由磁控管2号产生，然后通过波导2号传输到微波箱腔2号中，通过产生的高频电磁波对中间容器中放置的岩样进行加热；计算机根据温度的变化进行计算，调节电源变压器2号的电流，从而对整个电磁加热温度进行控制；电磁加热结束后，分析不同温度下页岩岩心热致裂缝走向、长度大小、形态的区别。
本发明的有益技术效果是：
本发明提供一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价的实验装置及方法，该实验装置及方法是在利用岩心实验模拟实际地层条件的基础上，通过电磁加热来控制岩心温度，实现CO2吞吐和电磁加热辅助相结合对页岩油开发增能增产效果的研究。同时，本发明结合核磁共振技术，分析了不同电磁加热温度下CO2吞吐提高采收率的效果，研究了电磁加热辅助CO2吞吐过程中的原油动用特征和剩余油分布，为页岩储层合理高效开展电磁加热辅助CO2吞吐提供方法和依据。
具体地，本发明还具有以下优点：
(1)本发明提供了一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产的模拟实验装置，该实验装置可实现轴向吞吐、全方位吞吐两种方式，且利用电磁加热实现吞吐过程和热力采油相结合，装置简单、易操作、参数易测量。
(2)本发明提供了一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产的方法，该方法通过记录产油、产气情况，结合核磁共振技术分析微观剩余油分布特征，分析不同孔隙中油的动用情况，定量表征增产效果，并计算了增产能力；通过记录加热过程中的压力变化，定量表征增能效率，并计算了电磁加热增能能力。本发明为页岩储层合理高效开展电磁加热辅助CO2吞吐提供方法和依据。
附图说明
下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步说明：
图1为本发明一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价的实验装置；
图2为本发明方法进行高温致裂实验结果，图中示出150℃下岩石膨胀导致层理弱面扩展延伸的裂缝示意图；
图3为80℃、120℃、150℃下轴向吞吐1轮次、焖井3h核磁实验结果；
图4为80℃、120℃、150℃下全方位吞吐1轮次、焖井3h核磁实验结果；
图5为80℃、120℃、150℃下轴向吞吐、全方位吞吐1轮次、焖井3h增产效果对比图。
具体实施方式
增能注采是提高页岩油采收率的有效手段，电磁加热辅助二氧化碳吞吐将吞吐和热力采油相结合，在CO2注入及焖井阶段进行电磁加热辅助，注入的CO2升温气压膨胀迅速提升地层压力，增强CO2扩散能力，提高原油流动性。高温下，无机矿物热膨胀和有机质的高温热解等热效应下使层理弱面扩展延伸一些裂缝，岩体产生的微裂缝可以成为原油的渗流通道，有利于改善储层性质。除此之外，高温高压下，CO2同时兼顾较强的溶解能力和扩散性能，温度的升高有利于分子扩散使得CO2进入一些微孔隙并与原油发生更充分的相互作用。同时，由于我国页岩油以中低成熟度为主，油质重、黏度高，流动能力较差，通过一些加热的方式可以改善原油物性，提升页岩油的流动能力。且电磁加热具有直接受热、无温度梯度、升温快、受热均匀等优点，解决了常规热采热损失大的问题。因此，通过CO2吞吐和热辅助相结合，可以增强油气间的相互作用以及提高油层温度，达到改善页岩油品相、提高页岩油流动性的目的。
基于此，本发明提出一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价的实验装置及方法，通过该实验装置及方法可研究CO2吞吐和电磁加热辅助相结合对页岩油开发增能增产效果的影响。
如图1所示，一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置，包括CO2气罐1、微波箱腔1号8和轴向岩心夹持器9，轴向岩心夹持器9置于微波箱腔1号8的内部，即外部被微波箱腔1号8包围，轴向岩心夹持器9为耐温耐压材料制成，最大可承受压力100MPa。CO2气罐1通过气体输送主管线32与轴向岩心夹持器9的进口端连接，在气体输送主管线32上设置有气体流量计1号2、增压泵3和注入阀1号4。轴向岩心夹持器9的出口端连接出口管线1号，在出口管线1号上依次设置有出口阀1号14、回压阀1号15、干燥管1号16和气体流量计2号17。轴向岩心夹持器9通过围压注入管线连接围压泵5，在围压注入管线上设置有压力表1号6；轴向岩心夹持器9还连接有温度传感器1号7。微波箱腔1号8连接微波发生装置1号，微波发生装置1号包括磁控管1号12和波导管1号11，磁控管1号12通过波导管1号11连接微波箱腔1号8，磁控管1号12与电源变压器1号13相连。微波发生装置1号通过产生电磁波来对岩样1号(10)进行加热，温度最高可至300℃。
作为对本发明的进一步设计，该实验装置还包括微波箱腔2号21和中间容器22，中间容器22置于微波箱腔2号21的内部，即外部被微波箱腔2号21包围，中间容器22为耐温耐压材料构成，最大可承受压力100MPa。中间容器22的进口端通过气体输送支管线33与气体输送主管线32连接，且气体输送支管线与气体输送主管线的连接点处于增压泵3和注入阀1号4之间。在气体输送支管线上设置有注入阀2号18。中间容器22的出口端连接出口管线2号，在出口管线2号上依次设置有出口阀2号27、回压阀2号28、干燥管2号29和气体流量计3号30。在气体输送支管线、出口管线2号或中间容器上还连接有压力表2号19和温度传感器2号20。微波箱腔2号21连接微波发生装置2号，微波发生装置2号包括磁控管2号25和波导管2号24，磁控管2号25通过波导管2号24连接微波箱腔2号21，磁控管2号25与电源变压器2号26相连。微波发生装置2号通过产生电磁波来对岩样2号23进行加热，温度最高可至300℃。
上述微波发生装置1号、微波发生装置2号、温度传感器1号7和温度传感器2号20均与计算机31相连接。计算机根据温度的变化进行计算，调节电磁部分的电流，从而对整个电磁加热温度进行调节。当然，压力表1号6和压力表2号19也可进一步与计算机31相连接。
上述轴向岩心夹持器9中横向放置有岩样1号10，在中间容器22中竖向放置有岩样2号23。
本发明还提供一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验方法，采用如上所述的实验装置，该实验方法包括岩心轴向吞吐实验过程，该实验过程包括以下步骤：
(1)测量岩样1号10基本参数(干重、长度、直径)后饱和原油，并计量湿重，计算饱和油量。
(2)将饱和油的岩样1号置于核磁共振设备中，测试原油分布。
(3)将岩样1号置于轴向岩心夹持器9中，利用围压泵5加载围压，围压设置为25MPa。同时打开注入阀1号4，利用增压泵3通过气体输送主管线32注入压力为20MPa的CO2至轴向岩心夹持器9中，注入1h后关闭注入阀1号4，开始焖井。
(4)在焖井阶段进行电磁加热辅助，电源变压器1号13给磁控管1号12提供电压，高频电磁波由磁控管1号12产生，然后通过波导管1号11传输到微波箱腔1号8中，通过产生的高频电磁波对轴向岩心夹持器9中放置的岩样1号10进行加热。计算机31根据温度的变化进行计算，调节电源变压器1号13的电流，从而对整个电磁加热温度进行控制。设置微波箱腔1号的温度为80℃。通过压力表1号6记录加热过程中轴向岩心夹持器9的压力变化，分析电磁加热增能效率。
其中，增能效率的计算公式为：
其中η为增能效率，无因次；Pt为不同时间下轴向岩心夹持器的压力，MPa；Pi为加热初始时刻轴向岩心夹持器的压力，MPa。
(5)焖井3h后，打开出口阀1号14，分别通过干燥管1号16和气体流量计2号17计量返排出来的油量和气量。吞吐1轮次结束，将实验后的岩样1号置于核磁共振设备中检测剩余油分布，研究页岩油注CO2电磁加热辅助过程中的增产效果。
其中，采收率的计算公式为：
其中R为采收率，无因次；V1为吞吐结束后由干燥管计算的出油量，mL；Vi为饱和油量，mL。
(6)重复上述步骤，研究轴向吞吐2轮次、3轮次下增能增产效果。
(7)重复上述步骤，研究控温至120℃、150℃下轴向吞吐的增能增产效果。
进一步的，该实验方法还包括岩心全方位吞吐实验过程，该实验过程包括以下步骤：
(1)测量岩样2号23基本参数(干重、长度、直径)后饱和原油，并计量湿重，计算饱和油量。
(2)将饱和油的岩样2号23置于核磁共振设备中，测试原油分布。
(3)将岩样2号置于中间容器22中，打开注入阀2号18，利用增压泵3通过气体输送支管线33注入压力为20MPa的CO2至中间容器22中，注入1h后关闭注入阀2号18，开始焖井。
(4)在焖井阶段进行电磁加热辅助，电源变压器2号26给磁控管2号25提供电压，高频电磁波由磁控管2号25产生，然后通过波导2号24传输到微波箱腔2号21中，通过产生的高频电磁波对中间容器22中放置的岩样2号23进行加热。计算机根据温度的变化进行计算，调节电源变压器2号26的电流，从而对整个电磁加热温度进行控制。设置微波箱腔2号的温度为80℃。通过压力表2号19记录加热过程中中间容器22的压力变化，分析电磁加热增能效率。
其中，增能效率的计算公式为：
其中η为增能效率，无因次；Pt为不同时间下中间容器的压力，MPa；Pi为加热初始时中间容器的压力，MPa。
(5)焖井完成后，打开出口阀2号27，分别通过干燥管2号29和气体流量计3号30计量返排出来的油量和气量。吞吐1轮次结束，将实验后的岩样2号置于核磁共振设备中检测剩余油分布。研究页岩油注CO2电磁加热辅助过程中的增产效果。
其中，采收率的计算公式为：
其中R为采收率，无因次；V2为吞吐结束后由干燥管计算的出油量，mL；Vi为饱和油量，mL。
(6)重复上述步骤，研究全方位吞吐吞吐2轮次、3轮次下增能增产效果。
(7)重复上述步骤，研究控温至120℃、150℃下全方位吞吐的增能增产效果。
更进一步的，该实验方法还包括高温致裂实验过程，该实验过程包括以下步骤：将饱和油后的岩样置于中间容器22内，电源变压器2号26给磁控管2号25提供电压，高频电磁波由磁控管2号25产生，然后通过波导管2号24传输到微波箱腔2号21中，通过产生的高频电磁波对中间容器22中放置的岩样进行加热。计算机根据温度的变化进行计算，调节电源变压器2号的电流，从而对整个电磁加热温度进行控制。电磁加热结束后，分析不同温度下页岩岩心热致裂缝走向、长度大小、形态等的区别。如具体地，可改变微波箱腔内温度从室温到高温，分析100-150℃下页岩岩心热致裂缝走向、长度大小、形态等的区别。
图2示出150℃下岩石膨胀导致层理弱面扩展延伸的裂缝示意图。在150℃下，无机矿物热膨胀和有机质的高温热解等热效应使层理弱面扩展延伸一些裂缝，该裂缝可以成为原油的渗流通道，从而改善储层性质。
图3为80℃、120℃、150℃下轴向吞吐1轮次、焖井3h核磁实验结果；图4为80℃、120℃、150℃下全方位吞吐1轮次、焖井3h核磁实验结果。从图中可看出，随着电磁加热温度的升高，原油信号幅度值降低，表明随着电磁加热温度的升高，孔隙内原油的动用量增多。且全方位吞吐原油信号幅度值降低更大，表明全方位吞吐动用原油量更多。根据T2谱分布中孔隙大小划分方法，将岩心中的孔隙划分为小孔隙(对应弛豫时间为0.01-10ms)和大孔隙(对应弛豫时间为10-10000ms)2类。结果表明轴向吞吐和全方位吞吐大孔隙中原油动用量高于小孔隙。
图5为80℃、120℃、150℃下轴向吞吐、全方位吞吐1轮次、焖井3h增产效果对比图。从图中可看出，随着电磁加热温度的升高，全方位吞吐和轴向吞吐采出程度增大，且全方位吞吐时，原油采出程度较高。这是因为加热条件下有利于促进CO2的扩散溶解作用，同时加热可以改善原油物性，提升页岩油的流动能力，从而采出程度随着温度的升高而增大。全方位吞吐时，岩心与CO2的接触面积更大，注入和焖井阶段更有利于CO2和原油间的相互作用，降压开采时也更益于气体将孔隙内的原油携带出来，因此全方位吞吐提高采出程度效果较好。
本发明在利用岩心实验模拟实际地层条件的基础上，通过电磁加热来控制岩心温度，实现CO2吞吐和电磁加热辅助相结合对页岩油开发增能增产效果的研究。同时，本发明结合核磁共振技术，分析了不同电磁加热温度下CO2吞吐提高采收率的效果，研究了电磁加热辅助CO2吞吐过程中的原油动用特征和剩余油分布，为页岩储层合理高效开展电磁加热辅助CO2吞吐提供方法和依据。
上述方式中未述及的部分采取或借鉴已有技术即可实现。
当然，以上说明仅仅为本发明的较佳实施例，本发明并不限于列举上述实施例，应当说明的是，任何熟悉本领域的技术人员在本说明书的教导下，所做出的所有等同替代、明显变形形式，均落在本发明的实质范围之内，理应受到本发明的保护。
Claims (7)
1.一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置，其特征在于：包括CO2气罐、微波箱腔1号和轴向岩心夹持器，轴向岩心夹持器置于微波箱腔1号的内部；
CO2气罐通过气体输送主管线与轴向岩心夹持器的进口端连接，在气体输送主管线上设置有气体流量计1号、增压泵和注入阀1号；轴向岩心夹持器的出口端连接出口管线1号，在出口管线1号上依次设置有出口阀1号、回压阀1号、干燥管1号和气体流量计2号；
轴向岩心夹持器通过围压注入管线连接围压泵，在围压注入管线上设置有压力表1号；轴向岩心夹持器还连接有温度传感器1号；
微波箱腔1号连接微波发生装置1号，微波发生装置1号包括磁控管1号和波导管1号，磁控管1号通过波导管1号连接微波箱腔1号，磁控管1号与电源变压器1号相连。
2.根据权利要求1所述的一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置，其特征在于：还包括微波箱腔2号和中间容器，中间容器置于微波箱腔2号的内部；
中间容器的进口端通过气体输送支管线与气体输送主管线连接，且气体输送支管线与气体输送主管线的连接点处于增压泵和注入阀1号之间，在气体输送支管线上设置有注入阀2号；中间容器的出口端连接出口管线2号，在出口管线2号上依次设置有出口阀2号、回压阀2号、干燥管2号和气体流量计3号；
在气体输送支管线、出口管线2号或中间容器上还连接有压力表2号和温度传感器2号；
微波箱腔2号连接微波发生装置2号，微波发生装置2号包括磁控管2号和波导管2号，磁控管2号通过波导管2号连接微波箱腔2号，磁控管2号与电源变压器2号相连。
3.根据权利要求2所述的一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置，其特征在于：所述微波发生装置1号、微波发生装置2号、温度传感器1号和温度传感器2号均与计算机相连接。
4.根据权利要求2所述的一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置，其特征在于：在轴向岩心夹持器中横向放置有岩样1号，在中间容器中竖向放置有岩样2号。
5.一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验方法，采用如权利要求1-4中任一权利要求所述的实验装置，其特征在于，该实验方法包括岩心轴向吞吐实验过程，该实验过程包括以下步骤：
(1)测量岩样1号基本参数后饱和原油，并计量湿重，计算饱和油量；
(2)将饱和油的岩样1号置于核磁共振设备中，测试原油分布；
(3)将岩样1号置于轴向岩心夹持器中，利用围压泵加载围压，同时打开注入阀1号，利用增压泵通过气体输送主管线注入CO2至轴向岩心夹持器中，注入完成后关闭注入阀1号，开始焖井；
(4)在焖井阶段进行电磁加热辅助，电源变压器1号给磁控管1号提供电压，高频电磁波由磁控管1号产生，然后通过波导管1号传输到微波箱腔1号中，通过产生的高频电磁波对轴向岩心夹持器中放置的岩样1号进行加热；计算机根据温度的变化进行计算，调节电源变压器1号的电流，从而对整个电磁加热温度进行控制；通过压力表1号记录加热过程中轴向岩心夹持器的压力变化，分析电磁加热增能效率；
其中，增能效率的计算公式为：
其中η为增能效率，无因次；Pt为不同时间下轴向岩心夹持器的压力，MPa；Pi为加热初始时刻轴向岩心夹持器的压力，MPa；
(5)焖井完成后，打开出口阀1号，分别通过干燥管1号和气体流量计2号计量返排出来的油量和气量；吞吐1轮次结束，将实验后的岩样1号置于核磁共振设备中检测剩余油分布，研究页岩油注CO2电磁加热辅助过程中的增产效果；
其中，采收率的计算公式为：
其中R为采收率，无因次；V1为吞吐结束后由干燥管计算的出油量，mL；Vi为饱和油量，mL；
(6)重复上述步骤，研究轴向吞吐不同温度、不同吞吐轮次下增能增产效果。
6.根据权利要求5所述的一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验方法，其特征在于，该实验方法还包括岩心全方位吞吐实验过程，该实验过程包括以下步骤：
(1)测量岩样2号基本参数后饱和原油，并计量湿重，计算饱和油量；
(2)将饱和油的岩样2号置于核磁共振设备中，测试原油分布；
(3)将岩样2号置于中间容器中，打开注入阀2号，利用增压泵通过气体输送支管线注入CO2至中间容器中，注入完成后关闭注入阀2号，开始焖井；
(4)在焖井阶段进行电磁加热辅助，电源变压器2号给磁控管2号提供电压，高频电磁波由磁控管2号产生，然后通过波导管2号传输到微波箱腔2号中，通过产生的高频电磁波对中间容器中放置的岩样2号进行加热；计算机根据温度的变化进行计算，调节电源变压器2号的电流，从而对整个电磁加热温度进行控制；通过压力表2号记录加热过程中中间容器的压力变化，分析电磁加热增能效率；
其中，增能效率的计算公式为：
其中η为增能效率，无因次；Pt为不同时间下中间容器的压力，MPa；Pi为加热初始时中间容器的压力，MPa；
(5)焖井完成后，打开出口阀2号，分别通过干燥管2号和气体流量计3号计量返排出来的油量和气量；吞吐1轮次结束，将实验后的岩样2号置于核磁共振设备中检测剩余油分布；研究页岩油注CO2电磁加热辅助过程中的增产效果；
其中，采收率的计算公式为：
其中R为采收率，无因次；V2为吞吐结束后由干燥管计算的出油量，mL；Vi为饱和油量，mL；
(6)重复上述步骤，研究全方位吞吐不同温度、不同吞吐轮次下增能增产效果。
7.根据权利要求5所述的一种页岩油注CO2电磁加热辅助增能增产效果评价实验方法，其特征在于，该实验方法还包括高温致裂实验过程，该实验过程包括以下步骤：将饱和油后的岩样置于中间容器内，电源变压器2号给磁控管2号提供电压，高频电磁波由磁控管2号产生，然后通过波导2号传输到微波箱腔2号中，通过产生的高频电磁波对中间容器中放置的岩样进行加热；计算机根据温度的变化进行计算，调节电源变压器2号的电流，从而对整个电磁加热温度进行控制；电磁加热结束后，分析不同温度下页岩岩心热致裂缝走向、长度大小、形态的区别。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210594343.XA CN114894832A (zh) | 2022-05-27 | 2022-05-27 | 一种页岩油注co2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210594343.XA CN114894832A (zh) | 2022-05-27 | 2022-05-27 | 一种页岩油注co2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置及方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114894832A true CN114894832A (zh) | 2022-08-12 |
Family
ID=82727044
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210594343.XA Pending CN114894832A (zh) | 2022-05-27 | 2022-05-27 | 一种页岩油注co2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114894832A (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115773107A (zh) * | 2023-02-13 | 2023-03-10 | 中国石油大学(北京) | 一种稠油开采井下射频加热驱油试验装置 |
| CN115949381A (zh) * | 2023-02-01 | 2023-04-11 | 西南石油大学 | 注空气协同微波提高页岩油藏采收率的方法及实验装置 |
| CN115949381B (zh) * | 2023-02-01 | 2024-06-04 | 西南石油大学 | 注空气协同微波提高页岩油藏采收率的方法及实验装置 |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN202673266U (zh) * | 2012-04-25 | 2013-01-16 | 辽宁石油化工大学 | 模拟真实地层条件下微波加热油页岩的实验装置 |
| CN104863569A (zh) * | 2015-04-22 | 2015-08-26 | 中国矿业大学 | 超声波加载下煤粉产生、运移规律的实验装置 |
| CN105043920A (zh) * | 2015-07-10 | 2015-11-11 | 中国矿业大学 | 一种测量岩体恒温吸附和监测岩体应变的测试方法及仪器 |
| CN108414385A (zh) * | 2018-01-19 | 2018-08-17 | 中国石油大学(华东) | 评价页岩油二氧化碳吞吐采收率的装置及方法 |
| CN109443867A (zh) * | 2018-10-26 | 2019-03-08 | 西南石油大学 | 一种对致密岩石的物性参数进行连续检测的方法 |
| CN112814651A (zh) * | 2021-01-05 | 2021-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油藏注气吞吐实验装置 |
| CN112881652A (zh) * | 2021-01-27 | 2021-06-01 | 武汉工程大学 | 超临界co2注入页岩储层焦耳-汤姆逊效应试验模拟装置 |
| CN113006759A (zh) * | 2021-03-16 | 2021-06-22 | 中国石油大学(华东) | 页岩油压裂同步增能模拟实验装置与方法 |
| CN113340928A (zh) * | 2021-05-28 | 2021-09-03 | 中国石油大学(华东) | 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 |
| CN114137186A (zh) * | 2021-12-28 | 2022-03-04 | 西安石油大学 | 利用缝间驱替协同闷井提高致密储层动用程度的模拟装置和方法 |
| CN114417593A (zh) * | 2022-01-13 | 2022-04-29 | 东北石油大学 | 一种评价孔隙连通性对页岩采收率影响的实验方法 |
-
2022
- 2022-05-27 CN CN202210594343.XA patent/CN114894832A/zh active Pending
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN202673266U (zh) * | 2012-04-25 | 2013-01-16 | 辽宁石油化工大学 | 模拟真实地层条件下微波加热油页岩的实验装置 |
| CN104863569A (zh) * | 2015-04-22 | 2015-08-26 | 中国矿业大学 | 超声波加载下煤粉产生、运移规律的实验装置 |
| CN105043920A (zh) * | 2015-07-10 | 2015-11-11 | 中国矿业大学 | 一种测量岩体恒温吸附和监测岩体应变的测试方法及仪器 |
| CN108414385A (zh) * | 2018-01-19 | 2018-08-17 | 中国石油大学(华东) | 评价页岩油二氧化碳吞吐采收率的装置及方法 |
| CN109443867A (zh) * | 2018-10-26 | 2019-03-08 | 西南石油大学 | 一种对致密岩石的物性参数进行连续检测的方法 |
| CN112814651A (zh) * | 2021-01-05 | 2021-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油藏注气吞吐实验装置 |
| CN112881652A (zh) * | 2021-01-27 | 2021-06-01 | 武汉工程大学 | 超临界co2注入页岩储层焦耳-汤姆逊效应试验模拟装置 |
| CN113006759A (zh) * | 2021-03-16 | 2021-06-22 | 中国石油大学(华东) | 页岩油压裂同步增能模拟实验装置与方法 |
| CN113340928A (zh) * | 2021-05-28 | 2021-09-03 | 中国石油大学(华东) | 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 |
| CN114137186A (zh) * | 2021-12-28 | 2022-03-04 | 西安石油大学 | 利用缝间驱替协同闷井提高致密储层动用程度的模拟装置和方法 |
| CN114417593A (zh) * | 2022-01-13 | 2022-04-29 | 东北石油大学 | 一种评价孔隙连通性对页岩采收率影响的实验方法 |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115949381A (zh) * | 2023-02-01 | 2023-04-11 | 西南石油大学 | 注空气协同微波提高页岩油藏采收率的方法及实验装置 |
| CN115949381B (zh) * | 2023-02-01 | 2024-06-04 | 西南石油大学 | 注空气协同微波提高页岩油藏采收率的方法及实验装置 |
| CN115773107A (zh) * | 2023-02-13 | 2023-03-10 | 中国石油大学(北京) | 一种稠油开采井下射频加热驱油试验装置 |
| CN115773107B (zh) * | 2023-02-13 | 2024-04-19 | 中国石油大学(北京) | 一种稠油开采井下射频加热驱油试验装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102031955B (zh) | 一种超声波辅助储层化学解堵实验装置及实验方法 | |
| CN102747998B (zh) | 页岩气增产方法及页岩气增产设备 | |
| CN103206210B (zh) | 热流体压裂开采天然气水合物藏实验装置 | |
| CN109594959B (zh) | 一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法 | |
| CN103075147B (zh) | 一种井下环境模拟装置及方法 | |
| CN111075441B (zh) | 一种边底水稠油油藏热采后冷采三维物理模拟实验装置及方法 | |
| CN114645698B (zh) | 一种低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统和方法 | |
| CN109211746B (zh) | 一种模拟地质条件下油气运移过程的装置和实验方法 | |
| CN104535724B (zh) | 测量超临界二氧化碳压裂液滤失系数的装置及方法 | |
| CN115370335B (zh) | 自生热辅助降压的水合物强化开采实验系统及实验方法 | |
| CN111157419A (zh) | 一种三轴围压条件下的裂缝导流能力测试装置与方法 | |
| CN114894832A (zh) | 一种页岩油注co2电磁加热辅助增能增产效果评价实验装置及方法 | |
| CN104568699A (zh) | 测量超临界二氧化碳压裂液滤失系数的方法 | |
| CN107560993A (zh) | 超声波作用下煤层气渗流实验装置和方法 | |
| CN202991002U (zh) | 页岩气增产设备 | |
| CN114352238A (zh) | 一种天然气水合物增产缝导流能力测试装置及方法 | |
| Wu et al. | Experimental study on the difference of fluid flow between methane hydrate-bearing sand and clay sediments | |
| CN112065343B (zh) | 一种页岩油开发注采系统及方法 | |
| CN110331968A (zh) | 模拟二氧化碳干法压裂的装置及方法 | |
| CN117129506A (zh) | 一种基于核磁共振的致密油藏岩心带压渗吸装置和方法 | |
| Kang et al. | Comparative investigation of in situ hydraulic fracturing and high-temperature steam fracturing tests for meter-scale oil shale | |
| CN116793782A (zh) | 一种多种类深地矿藏原位改质机理模拟装置及方法 | |
| CN115639115A (zh) | 一种泥页岩的压裂液渗吸及滞留能力评价实验装置及方法 | |
| CN111749655B (zh) | 一种海洋天然气水合物开采模拟传热过程实验装置及方法 | |
| CN104019919A (zh) | 一种驱替实验过程中测量岩心内部温度的装置及方法 |
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 |