CN116066037A - 一种降低低渗透油田co2驱最小混相压力的化学体系及其筛选方法 - Google Patents
一种降低低渗透油田co2驱最小混相压力的化学体系及其筛选方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明属于油田开发领域，公开了一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系及其筛选方法。化学体系具体组成为0.3wt％脂肪醇聚氧丙烯醚与0.3wt％柠檬酸丁酯，该化学体系突破了低渗透油田由于CO2与原油最小混相压力高而难以全面开展CO2混相驱以提高采收率的限制，通过两种油气两亲性表面活性剂脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO5)和柠檬酸丁酯(TBC)复配形成降混化学体系，该体系在超临界CO2中溶解性好，且不溶于水，可将最小混相压力由地层压力以上的24.69MPa降低地层压力以下的19.2MPa，降混率达22.24％，实现低渗透油田在当前油藏条件下实施CO2混相驱的目的，可大幅提高低渗透油田采收率。
Description
技术领域
本发明属于油田开发领域，具体涉及一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系及其筛选方法。
背景技术
CO2是一种有效开发低渗透油田的驱油剂，CO2混相驱能大幅提高原油采收率。吉林油田以乾安油田为代表的低渗透油田CO2与原油的最小混相压力普遍较高，导致注入地层中的CO2与原油难以实现混相，原油采收率低，通过注水或者注气提高地层压力来促混的方法成本较高且效果不好，因此需要找到适合的方法来降低最小混相压力，实现CO2混相驱以提高采收率。前人的大量研究表明，通过添加表面活性剂降低超临界CO2与原油高压界面张力来降低最小混相压力是较为可行的方法。但现有的表面活性剂大多是降低油/水界面张力的油溶性表面活性剂，与超临界CO2相溶性不好，限制其与原油中胶质、沥青质等极性大分子物质的溶解性，驱油效果不明显。
发明内容
为了克服现有技术的不足，本发明提供一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系及其筛选方法，解决低渗透油田由于CO2与原油最小混相压力高而在当前油藏条件下无法在全区实施CO2混相驱以提高采收率的问题。
本发明的上述目的是通过以下技术方案实现的：一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系，具体组成为0.3wt％脂肪醇聚氧丙烯醚即：SPO5与0.3wt％柠檬酸丁酯即：TBC。
降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系筛选方法具体步骤如下：
1.将不同类型的化学剂置于超临界CO2流体中进行溶解度测定，测定步骤为：①将化学剂置入蓝宝石视窗高压反应釜中，用CO2排空，升温至76℃，测量此时液面高度；②使用加压泵将CO2注入釜中，充分搅拌，等待至温度和压力稳定后，快速放出全部CO2气体，至温度稳定后，测量此时液面高度；③通过测量液面高度差来计算表面活性剂在CO2中的溶解度。其中溶解度的计算方法如下：
其中，x％是溶质在该二元体系中的质量分数；m1是溶质的加入量，单位为g；ρo是超临界CO2在该温度和压力下的密度，单位为g/cm3；vo是超临界CO2在该温度和压力下的体积，单位为cm3。
2.根据石油天然气行业标准，《SY-T 5370-1999表面及界面张力测定方法》要求，采用高压悬滴法，测定化学剂-CO2与原油界面张力，运用外推法计算最小混相压力，并计算降混率，对比其降混性能。其测定步骤如下：①将化学剂溶解于CO2并装入中间容器，用石油醚清洗整个实验系统，洗净后用40-60℃的热N2吹扫，以除去残存的石油醚；②将CO2引入系统并排放多次，以除去残存的空气，然后在0.1MPa压力下开始对系统加热，将悬滴室升至76℃，恒温2h；③使用增压泵将中间容器中的CO2气体升至设定压力值，同时将PVT仪中地层原油也升至设定压力值；④将中间容器CO2加压到悬滴室所需压力，加热使悬滴室温度稳定为76℃；⑤缓慢将原油压入悬滴室，压入一滴原油于悬滴室探针处，油滴大小与界面张力无关，但大液滴可减小数据处理的相对误差；⑥选取从探针滴出、能够稳定悬滴1min的油滴，其与外界达到平衡，由显微镜放大摄像系统拍摄记录油滴图像，并记录当时压力的准确读数；⑦调整实验压力，重复上述操作步骤⑤、⑥，测得一系列不同压力条件下的CO2-原油体系的界面张力；⑧对该系列界面张力数据进行数据拟合处理，采用外推法计算出界面张力为0时的最小混相压力，并计算降混率。
通过亲CO2、亲油性能及降混性能对比，考虑经济性与安全性，以溶解度大于0.5wt％，降混率大于15％为标准，筛选化学剂。
3.按照石油行业标准SY/T0520—2008《原油黏度测定旋转黏度计平衡法》、Q/SH0055-2007《稠油降粘技术要求》，测试筛选后的化学剂与原油的粘温曲线，通过在原油中添加相同质量浓度而种类不同的化学剂，对比评价其降粘性能。其测定步骤如下：①样品准备：取清洗好的高温试样瓶若干，称量100g脱水原油后倒入试样瓶中，选取筛选后的化学剂按照0.5％原油质量浓度加入原油；添加完毕后，放入磁力搅拌器，开启搅拌，并同时恒温至76C，保持2小时以上，使化学剂与原油充分混合；②将仪器平放于实验台上，通过调节底座旋钮，使仪器顶端水平仪中的气泡位于中央，仪器调平后，接通电源；③打开流变仪开关，校零；④将待测液体装入高温管中，置于恒温水浴锅中保温。将转子安装在仪器上，转子下部转头深入待测液体内部。水浴锅温度设定为测试所需温度，每次更换测定温度均需恒温20分钟以上，以确保待测液体温度恒定；⑤设定转速，开始测定粘度，待屏幕上显示的粘度值稳定时，记录该数值；⑥绘制粘温曲线，计算降粘率。
4.按照石油行业标准SY/T5542-2000《地层原油物性分析方法》要求，在温度76℃下对筛选后的化学剂测定恒定质量的化学剂-CO2与地层原油的压力与体积的关系，对比化学剂与CO2增加地层流体的体积膨胀性能。其测试步骤如下：①首先将0.5wt％的化学剂加入到PVT主釜中；②将地层原油按质量配比1～6：9导入PVT筒中，对其进行搅拌，设定初始测试压力值为26MPa，当整个体系的温度和压力保持不变后，记录此压力下的体积并记录；③PVT筒计量泵退泵降低油样压力，按照每级降低1-2MPa的压力来进行逐级降压操作，每次降压操作后，要等到体系的温度压力保持不变后，记录压力及PVT筒的体积；④待充分平衡后，再次降压，直到降到脱气压力后，依次测得各级压力下的油样体积，测定过程为恒组分分离；⑤在饱和压力下注入一定的气体，加压使全部溶解，记录此时的饱和压力值。等到体系平衡后，继续注入，继续加压使全部溶解，记录此时的饱和压力值。如此重复4次；⑥根据对应的P和V值，可绘制出P-V关系图，图中曲线拐点所对应的压力即为每次注入CO2后的地层原油的饱和压力，记录此时的体积作为饱和压力下的原油体积。
通过降粘性能及膨胀性能对比，以降粘率大于25％，膨胀系数大于1.10为标准，进一步筛选化学剂。
5.综合上述评价，确定化学剂配比并配比为化学体系。
6.在地层温度76℃下，测试所述步骤5中筛选出的化学体系-CO2在10MPa、15MPa、18.5MPa、25MPa、30MPa、35MPa压力条件下的驱油效率，并将各压力条件最终驱油效率绘制在同一坐标系下，计算最小混相压力，确定筛选出的化学体系。其测试步骤如下：①清洗管线：设置恒温箱为地层温度76℃并恒温，以0.2ml/min的速度在大气压下进行恒速驱替石油醚，将整个管线饱和，驱替出系统里面的空气等其余杂质，至出口端产出2PV的石油醚时，停泵，关闭石油醚釜；②饱和死油：大气压下以0.2mL/min的速度恒速驱替饱和死油，至出口端连续产出纯死油时，打开回压阀将压力升至设定的实验压力点，待压差稳定，建立稳定的驱替系统，饱和死油产出1.2PV时，关闭死油釜；③饱和地层原油：以0.2ml/min的速度恒速驱替，用地层原油驱替死油，待出口端出现油气段时，开始测试油气比，至油气比稳定为初始值39.8m3/1m3时，饱和地层原油完毕，关闭地层原油釜；④CO2驱油：用所述步骤5中确立的化学体系-CO2驱替地层原油，驱替速度为0.2ml/min，每隔大约0.1PV记录一次进出口端压力、累计驱油体积及产油、产气量，当驱替量达到1.2PV时，停止驱替，关闭CO2釜；⑤根据每个压力点的最终驱油效率，绘制驱油效率与压力点的关系图，计算最小混相压力。
所述步骤1中不同类型的化学剂为脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO5)、脂肪醇聚氧乙烯醚(AEO3)、脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(CPE1500)、璜基琥珀酸钠(AOT)、失水山梨糖醇脂肪酸酯(Span80)、乙二醇丁醚(BCS)、月桂酸聚氧乙烯酯(LAE4)、聚乙氧基炔二醇(Dynol604)、柠檬酸丁酯(TBC)、脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO10)。
所述步骤2中设定压力值选取范围为7-40MPa。
本发明与现有技术相比的有益效果是：突破了低渗透油田由于CO2与原油最小混相压力高而难以全面开展CO2混相驱以提高采收率的限制，通过两种油气两亲性表面活性剂脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO5)和柠檬酸丁酯(TBC)复配形成降混化学体系，该体系在超临界CO2中溶解性好，且不溶于水，可将最小混相压力由地层压力以上的24.69MPa降低地层压力以下的19.2MPa，降混率达22.24％，实现了低渗透油田在当前油藏条件下实施CO2混相驱的目的，可以大幅提高低渗透油田采收率。
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是各种化学剂在scCO2中的溶解度柱状图。
图2是各种化学剂降混效果对比柱状图。
图3是各种化学剂降粘效果对比柱状图。
图4是各种化学剂-CO2加入后原油膨胀系数曲线示意图。
图5是不同浓度SPO5-TBC复配化学体系降粘效果示意图。
图6是0.6wt％SPO5-TBC复配化学体系细管实验驱油效率与压力关系图。
具体实施方式
下面通过具体实施例详述本发明，但不限制本发明的保护范围。如无特殊说明，本发明所采用的实验方法均为常规方法，所用实验器材、材料、试剂等均可从商业途径获得。
实施例1
一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系。
筛选出该化学体系的具体步骤为：
(1)选用不同类型的10种化学剂脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO5)、脂肪醇聚氧乙烯醚(AEO3)、脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(CPE1500)、璜基琥珀酸钠(AOT)、失水山梨糖醇脂肪酸酯(Span80)、乙二醇丁醚(BCS)、月桂酸聚氧乙烯酯(LAE4)、聚乙氧基炔二醇(Dynol604)、柠檬酸丁酯(TBC)、脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO10)开展实验。
(2)将10种化学剂分别在超临界CO2中进行溶解，测定其溶解度。步骤如下：①将化学剂置入蓝宝石视窗高压反应釜中，用CO2排空，升温至76℃，测量此时液面高度；②然后使用加压泵将CO2注入釜中，充分搅拌，待温度和压力稳定后，快速放出全部CO2气体，至温度稳定后，测量此时液面高度；③通过测量液面高度差来计算表面活性剂在CO2中的溶解度。实验测得温度76℃、压力18.5MPa下，乙二醇丁醚(BCS)溶解度为4.17wt％，璜基琥珀酸钠(AOT)溶解度为1.36wt％，聚乙氧基炔二醇(Dynol604)溶解度为1.14wt％，月桂酸聚氧乙烯酯(LAE4)溶解度为0.77wt％，脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO5)溶解度为0.70wt％，柠檬酸丁酯(TBC)溶解度为0.67wt％，失水山梨糖醇脂肪酸酯(Span80)溶解度为0.66wt％，脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO10)溶解度为0.35wt％，脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(CPE1500)溶解度为0.33wt％，脂肪醇聚氧乙烯醚(AEO3)溶解度为0.27wt％(如图1所示)；
(3)将10种化学剂分别溶解于超临界CO2，配置饱和体系，并装入中间容器；
(4)根据石油天然气行业标准《SY-T 5370-1999表面及界面张力测定方法》要求，采用高压悬滴法，测定化学剂-CO2与原油界面张力，计算降混率。步骤如下：①用石油醚清洗整个实验系统，洗净后用热N2吹扫，以除去残存的石油醚；②将CO2引入系统并排放3次，以除去残存的空气，然后在0.1MPa下开始对系统加热，将悬滴室升至76℃，恒温2h；③使用增压泵将中间容器中的CO2气体升至设定压力值，同时将PVT仪中的地层原油也升至设定压力值；④将中间容器CO2加压到悬滴室所需压力，加热使悬滴室温度稳定为76℃；⑤缓慢将原油压入悬滴室，压入一滴原油于悬滴室探针处，油滴大小与界面张力无关，但大液滴可减小数据处理的相对误差；⑥选取从探针滴出、能够稳定悬滴1min的油滴，其与外界达到平衡，由显微镜放大摄像系统拍摄记录油滴图像，并记录当时压力的准确读数；⑦调整实验压力，重复上述操作步骤⑤、⑥，测得一系列不同压力条件下的CO2-原油体系的界面张力；⑧对该系列界面张力数据进行数据拟合处理，采用外推法计算出界面张力为0时的最小混相压力值，计算降混率。通过实验测试与计算，在温度76℃下，聚乙氧基炔二醇(Dynol604)降混率为19.68％，乙二醇丁醚(BCS)降混率为17.62％，脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO5)降混率为17.18％，柠檬酸丁酯(TBC)降混率为16.74％，月桂酸聚氧乙烯酯(LAE4)降混率为15.84％，璜基琥珀酸钠(AOT)降混率为15.30％，脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO10)降混率为14.92％，脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(CPE1500)降混率为14.74％，脂肪醇聚氧乙烯醚(AEO3)降混率为12.58％，失水山梨糖醇脂肪酸酯(Span80)降混率为10.92％(如图2所示)；
(5)以溶解度大于0.5wt％，降混率大于15％为标准，考虑经济性与安全性，筛选出4种化学剂脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO5)、柠檬酸丁酯(TBC)、月桂酸聚氧乙烯酯(LAE4)以及璜基琥珀酸钠(AOT)作进一步研究。
(6)按照石油行业标准SY/T0520—2008《原油黏度测定旋转黏度计平衡法》、Q/SH0055-2007《稠油降粘技术要求》，将上述4种化学剂与原油充分混合，利用DV-III型旋转粘度计测定混合液粘度，计算降粘率。步骤如下：①样品准备：取清洗好的高温试样瓶若干，称量100g脱水原油后倒入试样瓶中，选取4种化学剂按照0.5％原油质量浓度加入原油，添加完毕后，放入磁力搅拌器，开启搅拌，并同时恒温至76℃，保持2小时以上，使化学剂与原油充分混合；②将仪器平放于实验台上，通过调节底座旋钮，使仪器顶端水平仪中的气泡位于中央，仪器调平后，接通电源；③打开流变仪开关，校零；④将待测液体装入高温管中，置于恒温水浴锅中保温。将转子安装在仪器上，转子下部转头深入待测液体内部。水浴锅温度设定为测试所需温度，每次更换测定温度均需恒温20分钟以上，以确保待测液体温度恒定；⑤设定转速，开始测定粘度，待屏幕上显示的粘度值稳定时，记录该数值；⑥绘制粘温曲线，计算降粘率。通过实验测试与计算，在常压、温度50℃下，脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO5)降粘率为34.91％，柠檬酸丁酯(TBC)降粘率为28.84％，璜基琥珀酸钠(AOT)降粘率为13.61％，月桂酸聚氧乙烯酯(LAE4)降粘率为10.32％。(如图3所示)；
(7)按照石油行业标准SY/T5542-2000《地层原油物性分析方法》要求，在温度76℃下对筛选的4种化学剂测定恒定质量的化学剂-CO2与地层原油的压力与体积的关系，计算体积膨胀系数。步骤如下：①首先配置0.5wt％的化学剂-CO2，加入到PVT主釜中；②将地层原油按质量配比导入PVT筒中，对其进行搅拌，设定初始测试压力值，当整个体系的温度和压力保持不变后，记录此压力下的体积并记录；③PVT筒计量泵退泵降低油样压力，按照每级降低1-2MPa的压力来进行逐级降压操作，每次降压操作后，要等到体系的温度压力保持不变后，记录压力及PVT筒的体积；④待充分平衡后，再次降压，直到降到饱和压力后，依次测得各级压力下的油样体积，测定过程为恒组分分离；⑤在饱和压力下注入一定的气体，加压使全部溶解，记录此时的饱和压力值。等到体系平衡后，继续注入，继续加压使全部溶解，记录此时的饱和压力值。如此重复4次；⑥根据对应的P和V值，可绘制出P-V关系图，图中曲线拐点所对应的压力即为每次注入CO2后的地层原油的饱和压力，记录此时的体积作为饱和压力下的原油体积，计算体积膨胀系数。实验测得注40％mol含量的CO2时，月桂酸聚氧乙烯酯(LAE4)原油体积膨胀系数为1.224，脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO5)原油体积膨胀系数为1.17，柠檬酸丁酯(TBC)原油体积膨胀系数为1.124，璜基琥珀酸钠(AOT)原油体积膨胀系数为1.092(如图4所示)；
(8)以降粘率大于25％，膨胀系数大于1.10为标准，进一步筛选出2种化学剂脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO5)及柠檬酸丁酯(TBC)；
(9)将2种化学剂脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO5)与柠檬酸丁酯(TBC)按质量比1:1进行复配；
(10)将SPO5-TBC复配化学体系溶解于CO2，分别配置0.2wt％、0.4wt％、0.6wt％、0.8wt％体系，并装入中间容器；
(11)根据石油天然气行业标准《SY-T 5370-1999表面及界面张力测定方法》要求，采用高压悬滴法，测定SPO5-TBC复配化学体系-CO2与原油界面张力，步骤如上述第四步；通过实验测试与计算，在温度76℃下，0.2wt％SPO5-TBC化学体系降混率为10.86％，0.4wt％SPO5-TBC化学体系降混率为13.49％，0.6wt％SPO5-TBC化学体系降混率为19.03％，0.8wt％SPO5-TBC化学体系降混率为20.87％(如图5所示)；
(12)综合降混效果与经济效益，确定化学体系按质量配比SPO5：TBC为1:1复配，浓度为0.6wt％，其具体组成为0.3wt％脂肪醇聚氧丙烯醚(SPO5)与0.3wt％柠檬酸丁酯(TBC)；
(13)将SPO5-TBC复配化学体系溶解于CO2，配置0.6wt％体系，并装入中间容器；
(14)在地层温度76℃下，利用乾安油田乾深8区块地层原油进行室内细管驱替实验，测试0.6wt％SPO5-TBC化学体系-CO2在10MPa、15MPa、18.5MPa、25MPa、30MPa、35MPa压力条件下的驱油效率，计算最小混相压力。步骤如下：①清洗管线：设置恒温箱为地层温度76℃并恒温，以0.2ml/min的速度在低压下进行恒速驱替石油醚，将整个管线饱和，驱替出系统里面的空气等其余杂质，至出口端出现连续不断的石油醚(大约为2PV)时，停泵，关闭石油醚釜；②饱和死油：常压下以0.2mL/min的速度恒速驱替饱和死油，至出口端连续产出纯死油时，打开回压阀将压力升至设定的实验压力点，待压差稳定，建立稳定的驱替系统，饱和死油完毕(大约为1.2PV)，关闭死油釜；③饱和地层原油：以0.2ml/min的速度恒速驱替，用地层原油驱替死油，待出口端出现油气段时，开始测试油气比，至油气比稳定为初始值时，饱和地层原油完毕，关闭地层原油釜；④CO2驱油：用0.6wt％SPO5-TBC化学体系-CO2驱替地层原油，驱替速度为0.2ml/min，每隔大约0.1PV记录一次进出口端压力、累计驱油体积及产油、产气量，当驱替量达到1.2PV时，停止驱替，关闭CO2釜；⑤根据每个压力点的最终驱油效率，绘制驱油效率与压力点的关系图，计算最小混相压力；通过实验测试与计算得出，在地层温度76℃下，0.6wt％SPO5-TBC化学体系-CO2与地层原油最小混相压力为19.2MPa，降混率达22.24％(如图6所示)。
以上所述实施方式仅为本发明的优选实施例，而并非本发明可行实施的全部实施例。对于本领域一般技术人员而言，在不背离本发明原理和精神的前提下对其所作出的任何显而易见的改动，都应当被认为包含在本发明的权利要求保护范围之内。
Claims (9)
1.一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系的筛选方法，其特征在于，具体步骤如下：
(1)将不同类型的化学剂置于超临界CO2流体中进行溶解度测定；
(2)根据石油天然气行业标准，《SY-T 5370-1999表面及界面张力测定方法》要求，采用高压悬滴法，测定化学剂-CO2与原油界面张力，运用外推法计算最小混相压力，并计算降混率，对比其降混性能，通过亲CO2、亲油性能及降混性能对比，以溶解度大于0.5wt％，降混率大于15％为标准，筛选化学剂；
(3)按照石油行业标准SY/T0520—2008《原油黏度测定旋转黏度计平衡法》、Q/SH0055-2007《稠油降粘技术要求》，测试筛选后的化学剂与原油的粘温曲线，通过在原油中添加相同质量浓度而种类不同的化学剂，对比评价其降粘性能；
(4)按照石油行业标准SY/T5542-2000《地层原油物性分析方法》要求，在温度76℃下对筛选后的化学剂测定恒定质量的化学剂-CO2与地层原油的压力与体积的关系，对比化学剂与CO2增加地层流体的体积膨胀性能，通过降粘性能及膨胀性能对比，以降粘率大于25％，膨胀系数大于1.10为标准，进一步筛选化学剂；
(5)综合上述评价，确定化学剂配比并配比为化学体系。
(6)在地层温度76℃下，测试所述步骤(5)中筛选出的化学体系-CO2在10MPa、15MPa、18.5MPa、25MPa、30MPa、35MPa压力条件下的驱油效率，并将各压力条件最终驱油效率绘制在同一坐标系下，计算最小混相压力，确定筛选出的化学体系。
2.根据权利要求1所述的一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系的筛选方法，其特征在于，所述步骤(1)测定步骤为：将化学剂置入蓝宝石视窗高压反应釜中，用CO2排空，升温至76℃，测量此时液面高度；使用加压泵将CO2注入釜中，充分搅拌，等待至温度和压力稳定后，快速放出全部CO2气体，至温度稳定后，测量此时液面高度；通过测量液面高度差来计算表面活性剂在CO2中的溶解度；其中溶解度的计算方法如下：
其中，x％是溶质在该二元体系中的质量分数；m1是溶质的加入量，单位为g；ρo是超临界CO2在该温度和压力下的密度，单位为g/cm3；vo是超临界CO2在该温度和压力下的体积，单位为cm3。
3.根据权利要求1所述的一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系的筛选方法，其特征在于，所述步骤(2)测定步骤具体为：①将化学剂溶解于CO2并装入中间容器，用石油醚清洗整个实验系统，洗净后用40-60℃的热N2吹扫，以除去残存的石油醚；②将CO2引入系统并排放多次，以除去残存的空气，然后在0.1MPa压力下开始对系统加热，将悬滴室升至76℃，恒温2h；③使用增压泵将中间容器中的CO2气体升至设定压力值，同时将PVT仪中地层原油也升至设定压力值；④将中间容器CO2加压到悬滴室所需压力，加热使悬滴室温度稳定为76℃；⑤缓慢将原油压入悬滴室，压入一滴原油于悬滴室探针处；⑥选取从探针滴出、能够稳定悬滴1min的油滴，其与外界达到平衡，由显微镜放大摄像系统拍摄记录油滴图像，并记录当时压力的准确读数；⑦调整实验压力，重复上述操作步骤⑤、⑥，测得一系列不同压力条件下的CO2-原油体系的界面张力；⑧对该系列界面张力数据进行数据拟合处理，采用外推法计算出界面张力为0时的最小混相压力，并计算降混率。
4.根据权利要求1所述的一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系的筛选方法，其特征在于，所述步骤(3)中具体测定步骤为：取清洗好的高温试样瓶若干，称量100g脱水原油后倒入试样瓶中，选取筛选后的化学剂按照0.5％原油质量浓度加入原油；添加完毕后，放入磁力搅拌器，开启搅拌，并同时恒温至76C，保持2小时以上，使化学剂与原油充分混合；将仪器平放于实验台上，通过调节底座旋钮，使仪器顶端水平仪中的气泡位于中央，仪器调平后，接通电源；打开流变仪开关，校零；将待测液体装入高温管中，置于恒温水浴锅中保温。将转子安装在仪器上，转子下部转头深入待测液体内部。水浴锅温度设定为测试所需温度，每次更换测定温度均需恒温20分钟以上；设定转速，开始测定粘度，待屏幕上显示的粘度值稳定时，记录该数值；绘制粘温曲线，计算降粘率。
5.根据权利要求1所述的一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系的筛选方法，其特征在于，所述步骤(4)具体测定步骤为：首先将0.5wt％的化学剂加入到PVT主釜中；将地层原油按质量配比1～6：9导入PVT筒中，对其进行搅拌，设定初始测试压力值为26MPa，当整个体系的温度和压力保持不变后，记录此压力下的体积并记录；PVT筒计量泵退泵降低油样压力，按照每级降低1-2MPa的压力来进行逐级降压操作，每次降压操作后等到体系的温度压力保持不变后，记录压力及PVT筒的体积；待充分平衡后，再次降压，直到降到脱气压力后，依次测得各级压力下的油样体积，测定过程为恒组分分离；在饱和压力下注入一定的气体，加压使全部溶解，记录此时的饱和压力值。等到体系平衡后，继续注入，继续加压使全部溶解，记录此时的饱和压力值。如此重复4次；根据对应的P和V值绘制出P-V关系图，图中曲线拐点所对应的压力即为每次注入CO2后的地层原油的饱和压力，记录此时的体积作为饱和压力下的原油体积。
6.根据权利要求1所述的一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系的筛选方法，其特征在于，所述步骤(6)具体测试步骤为：设置恒温箱为地层温度76℃并恒温，以0.2ml/min的速度在大气压下进行恒速驱替石油醚，将整个管线饱和，驱替出系统里面的空气等其余杂质，至出口端产出2PV的石油醚时，停泵，关闭石油醚釜；大气压下以0.2mL/min的速度恒速驱替饱和死油，至出口端连续产出纯死油时，打开回压阀将压力升至设定的实验压力点，待压差稳定，建立稳定的驱替系统，饱和死油产出1.2PV时，关闭死油釜以0.2ml/min的速度恒速驱替，用地层原油驱替死油，待出口端出现油气段时，开始测试油气比，至油气比稳定为初始值39.8m3/1m3时，饱和地层原油完毕，关闭地层原油釜；用所述步骤(5)中确立的化学体系-CO2驱替地层原油，驱替速度为0.2ml/min，每隔大约0.1PV记录一次进出口端压力、累计驱油体积及产油、产气量，当驱替量达到1.2PV时，停止驱替，关闭CO2釜；根据每个压力点的最终驱油效率，绘制驱油效率与压力点的关系图，计算最小混相压力。
7.根据权利要求1所述的一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系的筛选方法，其特征在于，所述步骤(1)中不同类型的化学剂为脂肪醇聚氧丙烯醚、脂肪醇聚氧乙烯醚、脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚、璜基琥珀酸钠、失水山梨糖醇脂肪酸酯、乙二醇丁醚、月桂酸聚氧乙烯酯、聚乙氧基炔二醇、柠檬酸丁酯、脂肪醇聚氧丙烯醚。
8.根据权利要求2所述的一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系的筛选方法，其特征在于，所述步骤(2)中设定压力值选取范围为7-40MPa。
9.根据权利要求7所述的一种降低低渗透油田CO2驱最小混相压力的化学体系的筛选方法，其特征在于，筛选出的化学体系具体组成为0.3wt％脂肪醇聚氧丙烯醚与0.3wt％柠檬酸丁酯。
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