CN116291407A - 油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及凝析气田开发反凝析伤害评价技术领域，具体涉及一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法，包括配样器、第一驱替泵、第二驱替泵、第三驱替泵、第四驱替泵、十个阀门、第一中间容器、第二中间容器、四通阀、第一三通阀、第二三通阀、第三三通阀、第一真空泵、第二真空泵、PVT筒、恒温箱、第一温度传感器、第二温度传感器、第一加热带、第二加热带、PVT观测仪、出口压力表、围压压力表、入口压力表、围压泵、回压阀、第一收集试管、第二收集试管、恒温烘箱、第一气量计和第二气量计，通过上述装置可以测试油藏型储气库多周期注采过程中气相反凝析油饱和度变化及对储层造成的伤害。
Description
技术领域
本发明涉及凝析气田开发反凝析伤害评价技术领域，尤其涉及一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法。
背景技术
天然气燃烧所产生的二氧化碳，只有石油的30％，煤炭的50％，是一种清洁高效的化石燃料。地下储气库作为重要的天然气储备设施，它既是国家能源安全的保障，又是居民用气的需求的保证。另外，地下储气库的建设减少了温室气体的排放，改善了空气质量，是实现“双碳”目标的重要措施之一。建设地下储气库对于促进我国经济长效发展等方面都有着重要的现实意义。我国已建成的储气库，由油气藏改建的储气库居多。包括相国寺储气库、双6储气库以及文23储气库等都发挥着重要的季节性调峰能力，但与世界范围内储气库调峰总值相比，还远远不足。如何达峰扩容是我国储气库面临的重要问题。储气库在多周期注采过程中，由于注入气与地层剩余流体不断接触，存在着复杂的物质交换和相态变化，这些变化会影响储气库的注采压差、采气制度等方案的设计。而对于油藏型储气库多周期注采过程中，注气时，注入气不仅会不断蒸发抽原油中的中间烃后形成平衡凝析气相，也会蒸发抽提一部分上一周期在采气过程析出的凝析油。而在采气过程中，随着压力降低注气抽提形成的平衡凝析气又会发生反凝析现象，导致孔隙堵塞影响气相的流动，从而影响储气库高效运行。
针对油藏型储气库多周期注采过程，注入气蒸发抽提原油形成的平衡凝析气在采气过程中发生的反凝析现象，如何监测多周期注采过程中反凝析油饱和度变化和其对储气库储层渗透率造成的伤害，目前几乎没有研究。所以，亟需设计和建立一套实验装置及方法来测试油藏型储气库多周期注采过程中，注入气抽提原油形成平衡凝析气后的反凝析液饱和度变化，并评价反凝析对储气库储层造成的伤害程度。这对认识油藏型地下储气库多周期注采流体变化规律和高效运行过程中的方案设计和调整都具有重要意义。
发明内容
本发明的目的在于提供一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法，旨在解决无法监测多周期注采过程中反凝析油饱和度变化和其对储气库储层渗透率造成的伤害的问题。
为实现上述目的，第一方面，本发明提供了一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置，包括配样器、第一驱替泵、第二驱替泵、第三驱替泵、第四驱替泵、第一阀门、第二阀门、第三阀门、第四阀门、第五阀门、第六阀门、第七阀门、第八阀门、第九阀门、第十阀门、第一中间容器、第二中间容器、四通阀、第一三通阀、第二三通阀、第三三通阀、第四三通阀、第一真空泵、第二真空泵、PVT筒、恒温箱、第一温度传感器、第二温度传感器、第一加热带、第二加热带、PVT观测仪、出口压力表、围压压力表、入口压力表、围压泵、回压阀、第一收集试管、第二收集试管、恒温烘箱、第一气量计、第二气量计和长岩心夹持器；
所述第一驱替泵、所述第十阀门、所述第一中间容器、所述第一阀门、所述四通阀、所述第一加热带和所述第一三通阀依次连接，所述第一真空泵与所述第一三通阀连通，所述PVT筒与所述第一三通阀连通，并位于所述恒温箱内，所述第一温度传感器与所述恒温箱连接，所述第四阀门与所述PVT筒连通，并位于所述恒温箱外，所述第三驱替泵与所述第四阀门远离所述PVT筒的一侧连接，所述第二阀门与所述PVT筒连通，并位于所述恒温箱内，所述第三阀门与所述第二阀门连通，并位于所述恒温箱外，所述第二收集试管与所述第三阀门连通，所述第一气量计与所述第二收集试管连接，所述PVT观测仪设置于所述PVT筒的一侧，所述第二三通阀与所述第二驱替泵连接，并与所述配样器连通，所述第二中间容器与所述第二三通阀连接，并位于所述恒温烘箱内，所述第二温度传感器与所述恒温烘箱连接，所述第七阀门与所述第二中间容器连接，并位于所述恒温烘箱内，所述第六阀门与所述第七阀门连接，并位于所述恒温烘箱外，所述第二真空泵与所述第六阀门的一侧连接，所述第五阀门与所述第七阀门连接，所述第二加热带与所述四通阀连接，所述第三三通阀与所述第二加热带连接，并与所述第五阀门连接，所述长岩心夹持器与所述第五阀门连接，并位于所述恒温烘箱内，所述入口压力表与所述恒温烘箱连接，并与所述长岩心夹持器入口端连接，所述围压压力表与所述恒温烘箱连接，并与所述长岩心夹持器连接，所述出口压力表与所述长岩心夹持器出口端连接，所述第八阀门与所述长岩心夹持器连接，并位于所述恒温烘箱外，所述围压泵分别与所述第八阀门和所述长岩心夹持器的一侧连接，所述第四三通阀与所述长岩心夹持器连接，并与所述第三三通阀连接，所述回压阀与所述第四三通阀连接，并位于所述恒温烘箱外，所述第九阀门与所述回压阀连接，所述第四驱替泵分别与所述第九阀门和所述回压阀的一侧连接，所述第一收集试管与所述回压阀连接，所述第二气量计与所述第一收集试管连接。
第二方面，本发明提供了一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试方法，包括以下步骤：
S1模拟储气库注气过程注入气蒸发抽提原油，获取首次注入气抽提原油后形成的平衡凝析气；
S2测试储气库首次注气蒸发抽提原油后的平衡凝析气反凝析油饱和度；
S3测试首次采气过程平衡凝析气的反凝析伤害程度；
S4模拟储气库多周期注采，注入气蒸发抽提原油形成的凝析气相，得到下一周期的平衡凝析气；
S5将所述下一周期的平衡凝析气转入PVT测试仪中，按步骤S2继续测试下一周期的反凝析油饱和度变化；
S6模拟储气库多周期注采注入气蒸发抽提上一周期的反凝油；
S7重复步骤S1至S6，直至完成储气库预设轮次的周期注采实验后，计算并绘制不同周期不同压力下反凝析油饱和渗透率伤害程度曲线，分析多周期注采渗透率伤害规律。
其中，所述模拟储气库注气过程注入气蒸发抽提原油，获取首次注入气抽提原油后形成的平衡凝析气，包括：
S11根据流体组成性质配制废弃压力下的地层流体，配制使用的地面脱气油体积，然后，根据目标油藏型储气库的气顶指数，计算注气至上限压力时所需要的体积；
S12明确注入气量后，打开第一阀门，通过第一驱替泵恒定第一中间容器中注入气的压力高于废弃压力0.2MPa，防止注气时打开阀门配样器中原油回流进入中间容器；同时恒定第二驱替泵的压力为废弃压力，打开四通阀的a和d阀门，压力稳定后记录第一驱替泵的初始排量；
S13打开三通阀的Ⅰ阀门，让配样器底端与第二驱替泵连通；同时控制第一驱替泵以0.5mL/min速度排驱，第二驱替泵以一样的速度吸液；过程始终保持第一驱替泵的压力高压第二驱替泵0.1-0.2MPa，当第一驱替泵的读数达到阈值后，停止第二驱替泵，继续通过第一驱替泵将注入气驱入配样器，直到压力升高到储气库运行上限压力后，停止注气，关闭四通阀的a,d阀门，关闭第一阀门；
S14通过第二驱替泵恒定配样器的压力为储气库上限压力，稳定12小时以上，以便注入气充分抽提蒸发原油；
S15获得配样器顶部的气相即为首轮注气抽提蒸发后形成的平衡凝析气。
其中，所述测试储气库首次注气蒸发抽提原油后的平衡凝析气反凝析油饱和度，包括：
S201打开第一三通阀的Ⅰ阀门，用第一真空泵将PVT筒抽真空30min，当第一真空泵上的压力示数变为负数后停止抽真空，并关闭第一三通阀Ⅰ阀门；
S202打开恒温箱将箱体内的温度设置为地层温度，当第一温度传感器的温度达到地层温度后，稳定10h，让箱体内的设备均匀传热；
S203加热完毕后，将第一加热带缠绕在转样管线，并设置加热带温度为地层温度，加热30min；
S204打开第二三通阀的Ⅰ阀门，设置第二驱替泵压力高于储气库上限压力0.2MPa，先后打开四通阀d,b阀门，控制配样器中的平衡凝析气缓慢进入PVT筒中，同时第三驱替泵缓慢吸液，直到转入约25-30mL平衡凝析气样后，停止转样；
S205通过第三驱替泵将PVT筒内的压力稳定在储气库上限压力，当转入的流体样品稳定成为单一气相后，通过PVT观测仪读取样品体积，该体积为储气库容积；
S206在储气库运行上限压力到下限压力之间，设置4个及以上反凝析油饱和度测试点；通过第三驱替泵降低PVT筒内压力至第一个测试点，并恒定压力在第一个测试点；
S207待压力稳定后，维持压力在第一个压力测试点，依次打开第二阀门和第三阀门排气，随着气体采出，PVT筒内流体样品端体积减小；
S208通过PVT观测仪观察PVT筒流体样品体积，当体积减小到储气库容积时，立即依次关闭第二阀门和第三阀门停止排气；
S209静置30min后，通过PVT观测仪读取该压力测试点下的反凝析油体积，重复步骤S207至S209，依次获取各测试点下的反凝析油饱和度，最后一个反凝析油饱和度测试点为下限压力；
S210测试完成后，通过公式计算不同压力下的反凝析油饱和度。
其中，所述测试首次采气过程平衡凝析气的反凝析伤害程度，包括：
S31将长岩心按调和平均排列后装入长岩心夹持器中，并连接好管线和阀门；
S32打开第八阀门，通过围压泵给长岩心夹持器施加700psi压力；打开第七阀门和第五阀门，用第二真空泵对长岩心夹持器中岩心抽真空12h以上,待真空泵压力显示负值，即抽真空完毕；
S33关闭第六阀门和第五阀门；记录第二驱替泵在常压下的初始排量，打开第二三通阀的Ⅱ阀门和第七阀门和第五阀门，以0.05mL/min的速度将第二中间容器的地层水驱入长岩心孔隙中，当出口压力表的示数开始上升，表示岩心已经完全饱和地层水，停止第二驱替泵，记录此时驱替泵排量；
S34打开第九阀门，通过第四驱替泵给回压阀施加150～200psi压力；打开第十阀门，通过第一驱替泵恒定第一中间容器中注入气压力与回压压力一致；依次打开四通阀a,c阀门，第九阀门和第五阀门；
S35重新设置第一驱替泵以0.1-0.2mL/min的速度驱替注入气进入长岩心孔隙中，并通过第一收集试管收集驱替出的地层水；直到长岩心出口端不再出水后，停止驱替，完成束缚水饱和度建立；
S36通过第四驱替泵升高回压压力高于地层压力50psi，通过第一驱替泵继续注入天然气提高岩心孔隙压力至地层压力,通过围压泵升高围压，完成原始地层温压建立，在建立过程中，始终保持围压压力表显示的围压压力高于入口压力表显示的入口压力约700psi；
S37通过各个驱替泵恒定压力不变，设置恒温烘箱温度为地层温度，当第二温度传感器显示温度达到设置温度后，稳定10h；
S38通过第二加热带给管线加热到地层温度后，通过第二驱替泵将配样器中对应周期的平衡凝析气以0.1-0.2mL/min的速度驱入长岩心中，直到出口端测试的气油比与平衡气一致，此时岩心已经完全饱和该周期下注入气抽提原油后形成的平衡凝析气；
S39首先测试储气库上限压力下的渗透率，再根据步骤S3中对应的实验压力测试点，依次将长岩心衰竭直到压力达到储气库下限压力，测试每个衰竭压力点下渗透率变化，得到反凝析伤害程度。
其中，所述模拟储气库多周期注采，注入气蒸发抽提原油形成的凝析气相，得到下一周期的平衡凝析气，包括：
首次采气测试完毕后，通过第一驱替泵将注入气驱入配样器，直到配样器压力升高至储气库运行上限压力，稳定12h得到第二周期注气蒸发抽提原油后形成的平衡凝析气，每次本周期相关测试实验完成后，再通过第一驱替泵将注入气驱入配样器配制下一周期的平衡凝析气，直到做完实验设计的周期数，配制完成后，通过闪蒸实验测试各周期配制的平衡凝析气气油比。
其中，所述模拟储气库多周期注采注入气蒸发抽提上一周期的反凝油，包括：
S61注气后蒸发抽提原油形成的平衡凝析气在采气过程中的渗透率测试完毕后，通过第四驱替泵升高回压阀压力至储气库上限压力；
S62打开第三三通阀的Ⅰ阀门，第四三通阀的Ⅰ阀门，通过第一驱替泵将第一中间容器中的注入气从出口端注入长岩心，直到长岩心压力升高至储气库上限压力；
S63待各个压力表示数稳定后，通过第二驱替泵以0.1-0.2mL/min的速度将步骤S4配制的平衡凝析气驱入长岩心中置换注入气，建立储气库下一周期周期注气后蒸发抽提原油后形成的平衡凝析气条件；
S64当出口气油比与配样器中配制的平衡凝析气一致后，重复步骤S3的测试方法，测试下一周期长岩心的渗透率变化，得到反凝析伤害程度。
本发明的一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置，包括配样器、第一驱替泵、第二驱替泵、第三驱替泵、第四驱替泵、第一阀门、第二阀门、第三阀门、第四阀门、第五阀门、第六阀门、第七阀门、第八阀门、第九阀门、第十阀门、第一中间容器、第二中间容器、四通阀、第一三通阀、第二三通阀、第三三通阀、第四三通阀、第一真空泵、第二真空泵、PVT筒、恒温箱、第一温度传感器、第二温度传感器、第一加热带、第二加热带、PVT观测仪、出口压力表、围压压力表、入口压力表、围压泵、回压阀、第一收集试管、第二收集试管、恒温烘箱、第一气量计、第二气量计和长岩心夹持器，可以测试油藏型储气库多周期注采过程中气相反凝析油饱和度变化及对储层造成的伤害。本发明可以用于研究油藏型储气库不同运行阶段的反凝析饱和度变化与储层的反凝析伤害程度，以便于正确认识储气库不同运行阶段，反凝析油饱和度变化和对应的储层伤害规律，为储气库高效运行过程方案设计提供基础支撑。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明提供的一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置的结构示意图。
图2是本发明提供的一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试方法的流程图。
1-配样器、21-第一驱替泵、22-第二驱替泵、23-第三驱替泵、24-第四驱替泵、31-第一阀门、32-第二阀门、33-第三阀门、34-第四阀门、35-第五阀门、36-第六阀门、37-第七阀门、38-第八阀门、39-第九阀门、310-第十阀门、41-第一中间容器、42-第二中间容器、5-四通阀、61-第一三通阀、62-第二三通阀、63-第三三通阀、64-第四三通阀、71-第一真空泵、72-第二真空泵、8-PVT筒、9-恒温箱、101-第一温度传感器、102-第二温度传感器、111-第一加热带、112-第二加热带、12-PVT观测仪、13-长岩心夹持器、131-出口压力表、132-围压压力表、133-入口压力表、14-围压泵、15-回压阀、161-第一收集试管、162-第二收集试管、17-恒温烘箱、181-第一气量计、182-第二气量计。
具体实施方式
下面详细描述本发明的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。
请参阅图1-图2，第一方面，本发明提供一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置，包括配样器1、第一驱替泵21、第二驱替泵22、第三驱替泵23、第四驱替泵24、第一阀门31、第二阀门32、第三阀门33、第四阀门34、第五阀门35、第六阀门36、第七阀门37、第八阀门38、第九阀门39、第十阀门310、第一中间容器41、第二中间容器42、四通阀5、第一三通阀61、第二三通阀62、第三三通阀63、第四三通阀64、第一真空泵71、第二真空泵72、PVT筒8、恒温箱9、第一温度传感器101、第二温度传感器102、第一加热带111、第二加热带112、PVT观测仪12、出口压力表131、围压压力表132、入口压力表133、围压泵14、回压阀15、第一收集试管161、第二收集试管162、恒温烘箱17、第一气量计181、第二气量计182和长岩心夹持器13；
所述第一驱替泵21、所述第十阀门310、所述第一中间容器41、所述第一阀门31、所述四通阀5、所述第一加热带111和所述第一三通阀61依次连接，所述第一真空泵71与所述第一三通阀61连通，所述PVT筒8与所述第一三通阀61连通，并位于所述恒温箱9内，所述第一温度传感器101与所述恒温箱9连接，所述第四阀门34与所述PVT筒8连通，并位于所述恒温箱9外，所述第三驱替泵23与所述第四阀门34远离所述PVT筒8的一侧连接，所述第二阀门32与所述PVT筒8连通，并位于所述恒温箱9内，所述第三阀门33与所述第二阀门32连通，并位于所述恒温箱9外，所述第二收集试管162与所述第三阀门33连通，所述第一气量计181与所述第二收集试管162连接，所述PVT观测仪12设置于所述PVT筒8的一侧，所述第二三通阀62与所述第二驱替泵22连接，并与所述配样器1连通，所述第二中间容器42与所述第二三通阀62连接，并位于所述恒温烘箱17内，所述第二温度传感器102与所述恒温烘箱17连接，所述第七阀门37与所述第二中间容器42连接，并位于所述恒温烘箱17内，所述第六阀门36与所述第七阀门37连接，并位于所述恒温烘箱17外，所述第二真空泵72与所述第六阀门36的一侧连接，所述第五阀门35与所述第七阀门37连接，所述第二加热带112与所述四通阀5连接，所述第三三通阀63与所述第二加热带112连接，并与所述第五阀门35连接，所述长岩心夹持器13与所述第五阀门35连接，并位于所述恒温烘箱17内，所述入口压力表133与所述恒温烘箱17连接，并与所述长岩心夹持器13入口端连接，所述围压压力表132与所述恒温烘箱17连接，并与所述长岩心夹持器13连接，所述出口压力表131与所述恒温烘箱17连接，并与所述长岩心夹持器13连接，所述第八阀门38与所述长岩心夹持器13出口端连接，并位于所述恒温烘箱17外，所述围压泵14分别与所述第八阀门38和所述长岩心夹持器13的一侧连接，所述第四三通阀64与所述长岩心夹持器13连接，并与所述第三三通阀63连接，所述回压阀15与所述第四三通阀64连接，并位于所述恒温烘箱17外，所述第九阀门39与所述回压阀15连接，所述第四驱替泵24分别与所述第九阀门39和所述回压阀15的一侧连接，所述第一收集试管161与所述回压阀15连接，所述第二气量计182与所述第一收集试管161连接。
具体的，通过上述装置可以测试油藏型储气库多周期注采过程中气相反凝析油饱和度变化及对储层造成的伤害。本发明可以用于研究油藏型储气库不同运行阶段的反凝析饱和度变化与储层的反凝析伤害程度，以便于正确认识储气库不同运行阶段，反凝析油饱和度变化和对应的储层伤害规律，为储气库高效运行过程方案设计提供基础支撑。
请参阅图2，第二方面，本发明提供一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试方法，包括以下步骤：
S1模拟储气库注气过程注入气蒸发抽提原油，获取首次注入气抽提原油后形成的平衡凝析气；
具体方式为：
S11根据流体组成性质配制废弃压力下的地层流体，配制使用的地面脱气油体积Va，然后，根据目标油藏型储气库的气顶指数，计算注气至上限压力时所需要的体积；
具体的，计算公式如下：Vg＝n·VaBa(1)。
其中Vg为在废弃压力下需要的注入的气体体积；n为气顶指数；Va为常温常压下配样器1中原油体积；Ba为废弃压力下体积系数，可通过单次脱气实验获得。
S12明确注入气量后，打开第一阀门31，通过第一驱替泵21恒定第一中间容器41中注入气的压力高于废弃压力0.2MPa，防止注气时打开阀门配样器1中原油回流进入中间容器；同时恒定第二驱替泵22的压力为废弃压力，打开四通阀5的a和d阀门，压力稳定后记录第一驱替泵21的初始排量；
S13打开三通阀的Ⅰ阀门，让配样器1底端与第二驱替泵22连通；同时控制第一驱替泵21以0.5mL/min速度排驱，第二驱替泵22以一样的速度吸液；过程始终保持第一驱替泵21的压力高压第二驱替泵220.1-0.2MPa，当第一驱替泵21的读数达到阈值后，停止第二驱替泵22，继续通过第一驱替泵21将注入气驱入配样器1，直到压力升高到储气库运行上限压力后，停止注气，关闭四通阀5的a,d阀门，关闭第一阀门31；
具体的，所述阈值为Q1+Vg。
S14通过第二驱替泵22恒定配样器1的压力为储气库上限压力，稳定12小时以上，以便注入气充分抽提蒸发原油；
S15获得配样器1顶部的气相即为首轮注气抽提蒸发后形成的平衡凝析气。
S2测试储气库首次注气蒸发抽提原油后的平衡凝析气反凝析油饱和度；
具体方式为：
S201打开第一三通阀61的Ⅰ阀门，用第一真空泵71将PVT筒8抽真空30min，当第一真空泵71上的压力示数变为负数后停止抽真空，并关闭第一三通阀61Ⅰ阀门；
S202打开恒温箱9将箱体内的温度设置为地层温度，当第一温度传感器101的温度达到地层温度后，稳定10h，让箱体内的设备均匀传热；
S203加热完毕后，将第一加热带111缠绕在转样管线，并设置加热带温度为地层温度，加热30min；
S204打开第二三通阀62的Ⅰ阀门，设置第二驱替泵22压力高于储气库上限压力0.2MPa，先后打开四通阀5d,b阀门，控制配样器1中的平衡凝析气缓慢进入PVT筒8中，同时第三驱替泵23缓慢吸液，直到转入约25-30mL平衡凝析气样后，停止转样；
S205通过第三驱替泵23将PVT筒8内的压力稳定在储气库上限压力，当转入的流体样品稳定成为单一气相后，通过PVT观测仪12读取样品体积，该体积为储气库容积；
S206在储气库运行上限压力到下限压力之间，设置4个及以上反凝析油饱和度测试点；通过第三驱替泵23降低PVT筒8内压力至第一个测试点，并恒定压力在第一个测试点；
S207待压力稳定后，维持压力在第一个压力测试点，依次打开第二阀门32和第三阀门33排气，随着气体采出，PVT筒8内流体样品端体积减小；
S208通过PVT观测仪12观察PVT筒8流体样品体积，当体积减小到储气库容积时，立即依次关闭第二阀门32和第三阀门33停止排气；
S209静置30min后，通过PVT观测仪12读取该压力测试点下的反凝析油体积V1，重复步骤S207至S209，依次获取各测试点下的反凝析油饱和度，最后一个反凝析油饱和度测试点为下限压力；
S210测试完成后，通过公式计算不同压力下的反凝析油饱和度。
具体的，所述公式为
其中，Si为第i次降压的反凝析油饱和度；Vi为第i次降压后的反凝析油体积；V0为储气库容积。
S3测试首次采气过程平衡凝析气的反凝析伤害程度；
具体方式为：
S31将长岩心按调和平均排列后装入长岩心夹持器13中，并连接好管线和阀门；
S32打开第八阀门38，通过围压泵14给长岩心夹持器13施加700psi压力；打开第七阀门37和第五阀门35，用第二真空泵72对长岩心夹持器13中岩心抽真空12h以上,待真空泵压力显示负值，即抽真空完毕；
S33关闭第六阀门36和第五阀门35；记录第二驱替泵22在常压下的初始排量，打开第二三通阀62的Ⅱ阀门和第七阀门37和第五阀门35，以0.05mL/min的速度将第二中间容器42的地层水驱入长岩心孔隙中，当出口压力表131的示数开始上升，表示岩心已经完全饱和地层水，停止第二驱替泵22，记录此时驱替泵排量；
S34打开第九阀门39，通过第四驱替泵24给回压阀15施加150～200psi压力；打开第十阀门310，通过第一驱替泵21恒定第一中间容器41中注入气压力与回压压力一致；依次打开四通阀5a,c阀门，第九阀门39和第五阀门35；
S35重新设置第一驱替泵21以0.1-0.2mL/min的速度驱替注入气进入长岩心孔隙中，并通过第一收集试管161收集驱替出的地层水；直到长岩心出口端不再出水后，停止驱替，完成束缚水饱和度建立；
具体的，束缚水饱和度计算公式为：
其中mw为试管中驱除地层水的质量，ρw为地层水的密度。
S36通过第四驱替泵24升高回压压力高于地层压力50psi，通过第一驱替泵21继续注入天然气提高岩心孔隙压力至地层压力,通过围压泵14升高围压，完成原始地层温压建立，在建立过程中，始终保持围压压力表132显示的围压压力高于入口压力表133显示的入口压力约700psi；
S37通过各个驱替泵恒定压力不变，设置恒温烘箱17温度为地层温度，当第二温度传感器102显示温度达到设置温度后，稳定10h；
S38通过第二加热带112给管线加热到地层温度后，通过第二驱替泵22将配样器1中对应周期的平衡凝析气以0.1-0.2mL/min的速度驱入长岩心中，直到出口端测试的气油比与平衡气一致，此时岩心已经完全饱和该周期下注入气抽提原油后形成的平衡凝析气；
S39首先测试储气库上限压力下的渗透率k10，再根据步骤S3中对应的实验压力测试点，依次将长岩心衰竭直到压力达到储气库下限压力，测试每个衰竭压力点下渗透率变化，得到反凝析伤害程度。
具体测试方法如下：通过第四驱替泵24以0.5mL/min速度吸液，降低回压阀15压力至第一个压力测试点，过程中通过围压泵14控制围压压力总是高于岩心压力700psi。
通过第二驱替泵22监测配样器1的压力，将配样器1中的平衡凝析气缓慢从顶部排出，直到压力与长岩心中测试压力点的一致。再通过第二驱替泵22以0.2mL/min的速度驱替对应压力下的平衡气进入长岩心中，当入口压力表133，出口压力表131压力稳定后，记录出入口压力，和单位时间出口端采出气流量。继续降压，重复以上操作，测试下一个压力点的渗透率，直到采气至储气库下限压力，测试下限压力渗透率。
渗透率计算公式为：
其中Pinj,Pout分别为入口和出口的压力；μ为测试压力下天然气的粘度；QT为出口天然气流量，Psc为大气压压力。
S4模拟储气库多周期注采，注入气蒸发抽提原油形成的凝析气相，得到下一周期的平衡凝析气；
具体的，首次采气测试完毕后，通过第一驱替泵21将注入气驱入配样器1，直到配样器1压力升高至储气库运行上限压力，稳定12h得到第二周期注气蒸发抽提原油后形成的平衡凝析气，每次本周期相关测试实验完成后，再通过第一驱替泵将注入气驱入配样器配制下一周期的平衡凝析气，直到做完实验设计的周期数，配制完成后，通过闪蒸实验测试各周期配制的平衡凝析气气油比。
S5将所述下一周期的平衡凝析气转入PVT测试仪中，按步骤S2继续测试下一周期的反凝析油饱和度变化；
S6模拟储气库多周期注采注入气蒸发抽提上一周期的反凝油；
具体方式为：
S61注气后蒸发抽提原油形成的平衡凝析气在采气过程中的渗透率测试完毕后，通过第四驱替泵24升高回压阀15压力至储气库上限压力；
S62打开第三三通阀63的Ⅰ阀门，第四三通阀64的Ⅰ阀门，通过第一驱替泵21将第一中间容器41中的注入气从出口端注入长岩心，直到长岩心压力升高至储气库上限压力；
S63待各个压力表示数稳定后，通过第二驱替泵22以0.1-0.2mL/min的速度将步骤S4配制的平衡凝析气驱入长岩心中置换注入气，建立储气库下一周期周期注气后蒸发抽提原油后形成的平衡凝析气条件；
S64当出口气油比与配样器中配制的平衡凝析气一致后，重复步骤S3的测试方法，测试下一周期长岩心的渗透率变化，得到反凝析伤害程度。
S7重复步骤S1至S6，直至完成储气库预设轮次的周期注采实验后，计算并绘制不同周期不同压力下反凝析油饱和渗透率伤害程度曲线，分析多周期注采渗透率伤害规律。
具体的，通过绘制不同周期下不同反凝析油饱对应的渗透率伤害程度曲线和储气库不同注采周期注气至上限压力的渗透率伤害程度变化，分析多周期注采渗透率伤害规律。
多周期注采单周期不同压力下渗透率伤害计算公式
其中ΔHip表示储气库在第i采气周期，测试压力pi下的渗透率伤害程度；Kipi表示在储气库在第i采气周期，压力pi下测试的渗透率。Kio表示i第周期注气至上限压力时的渗透率。
多周期注采注气至运行上限压力后渗透率伤害程度计算公式为：
其中K1o为首次注气至上限压力测试的渗透率。
实施例：
以某油藏型储气库为例，其油藏温度89℃，开采阶段的废弃压力为4MPa，储气库运行阶段上限压力为25MPa，下限压力为11MPa。共设计多了多周期注采5个周期。
1.首先使用体积为50mL地面脱气油配制废弃压力4MPa下的地层流体，再通过公式Vg＝n·VoBa计算注入气所需体积为Vg＝350.68mL。明确注入气体积后，打开第一阀门31，通过第一驱替泵21恒定第一中间容器41中注入气的压力为4.2MPa，同时恒定第二驱替泵22的压力为4MPa。打开四通阀5的a和d阀门，压力稳定后记录驱替泵的初始排量Q1＝20.576mL。打开三通阀的Ⅰ阀门，让配样器1底端与第二驱替泵22连通。然后，同时控制第一驱替泵21以0.5mL/min速度排驱，第二驱替泵22以一样的速度吸液。过程始终保持第一驱替泵21的压力高压第二驱替泵220.2MPa左右，当第一驱替泵21的读数达到Q1+Vg＝400.68mL后，停止第二驱替泵22。再继续通过第一驱替泵21将注入气驱入配样器1，直到压力升高到25MPa，停止注气，关闭四通阀5的a,d阀门，关闭第一阀门31。然后通过第二驱替泵22恒定配样器1的压力为储气库上限压力，稳定12小时以上。
2.测试储气库首次注气蒸发抽提原油后的平衡凝析气反凝析油饱和度。打开第一三通阀61的Ⅰ阀门，用第一真空泵71将PVT筒8抽真空30min，当第一真空泵71上的压力示数变为负数后停止抽真空，并关闭第一三通阀61Ⅰ阀门。打开恒温箱9将箱体内的温度设置为89℃，当第一温度传感器101的温度达到89℃后，稳定10h。加热完毕后，将第一加热带111均匀缠绕在转样管线，并设置加热带温度为89℃，加热30min。打开第二三通阀62的Ⅰ阀门，设置第二驱替泵22压力为25.2MPa，先后打开四通阀5d,b阀门，控制配样器1中的平衡凝析气缓慢进入PVT筒8中，同时第三驱替泵23缓慢吸液，直到转入约28mL平衡凝析气样后，停止转样。当转入的流体样品稳定成为单一气相后，通过PVT观测仪12读取样品体积为27.584mL，该体积就是定容体积。在储气库运行上限压力到下限压力之间，设置4个及以上反凝析油饱和度测试点。通过第三驱替泵23降低PVT筒8内压力至22MPa，并恒定压力在22MPa。待压力稳定后，维持压力在22MPa，依次打开第二阀门32和第三阀门33缓慢排气，随着气体采出，PVT筒8内流体样品端体积减小。通过PVT观测仪12观察PVT筒8流体样品体积，当体积减小到27.584mL时，立即依次关闭第二阀门32和第三阀门33停止排气。静置30min后，通过PVT观测仪12读取该压力测试点下的反凝析油体积，重复步骤S207至S209，依次测试各个测试点压力下的反凝析油饱和度。
测试完成后通过公式：
计算不同压力下的反凝析油饱和度。
3.测试首次采气过程平衡凝析气的反凝析伤害程度。首先，将长岩心按调和平均排列后装入长岩心夹持器13中，并连接好管线和阀门。打开第八阀门38，通过围压泵14给长岩心夹持器13施加700psi压力。打开第七阀门37和第五阀门35，用第二真空泵72对长岩心夹持器13中岩心抽真空12h以上,待真空泵压力显示负值，即抽真空完毕。关闭第六阀门36和第五阀门35。记录第二驱替泵22在常压下的初始排量Vp1＝12.815mL，打开第二三通阀62的Ⅱ阀门、第七阀门37和第五阀门35，以0.05mL/min的速度将第二中间容器42的地层水驱入长岩心孔隙中，当出口压力表131的示数开始上升，表示岩心已经完全饱和地层水，停止第二驱替泵22，记录此时驱替泵排量Vp2＝75.183mL。打开第九阀门39，通过第四驱替泵24给回压阀15施加150～200psi压力。打开第十阀门310，通过第一驱替泵21恒定第一中间容器41中注入气压力与回压压力一致。依次打开四通阀5a,c阀门，第九阀门39和第五阀门35。随后重新设置第一驱替泵21以0.2mL/min的速度驱替注入气进入长岩心孔隙中，通过第一收集试管161收集驱替出的地层水。直到长岩心出口端不再出水后，停止驱替。称重得到试管驱出水质量mw＝39.6399g完成束缚水饱和度建立。
计算束缚水饱和度为
通过第四驱替泵24升高回压压力高于地层压力50psi，通过第一驱替泵21继续注入天然气提高岩心孔隙压力至储气库上限压力25MPa,通过围压泵14升高围压，在建立过程中，始终保持这围压压力表132显示的围压压力高于入口压力表133显示的入口压力约700psi。建压完成后，通过各个驱替泵恒定压力不变，设置恒温烘箱17温度为89℃，当第二温度传感器102显示温度达到89℃后，稳定10h。通过第二加热带112给管线加热到89℃后，通过第二驱替泵22将配样器1中对应周期的平衡凝析气以0.1-0.2mL/min的速度驱入长岩心中，直到出口端测试的气油比与平衡气一致，此时岩心已经完全饱和该周期下注入气抽提原油后形成的平衡凝析气。首先测试储气库上限压力25MPa下的渗透率k0，再根据步骤2中对应的实验测试压力点，依次将长岩心衰竭直到压力达到储气库下限压力11MPa，测试每个衰竭压力点下渗透率变化。
4.模拟储气库多周期注采，注入气蒸发抽提原油形成的凝析气相。首次采气测试完毕后，通过第一驱替泵21将注入气驱入配样器1，直到配样器1压力升高至储气库运行上限压力，稳定12h得到第二周期注气蒸发抽提原油后形成的平衡凝析气。每次本周期相关测试实验完成后，再通过第一驱替泵将注入气驱入配样器配制下一周期的平衡凝析气，直到做完实验设计的周期数。配制完成后，通过闪蒸实验测试各周期配制的平衡凝析气气油比。
6.模拟储气库多周期注采注入气蒸发抽提上一周期的反凝油。首次注气后蒸发抽提原油形成的平衡凝析气在采气过程中的渗透率测试完毕后，通过第四驱替泵24升高回压阀15压力至储气库上限压力25MPa。打开第三三通阀63的Ⅰ阀门，第四三通阀64的Ⅰ阀门，通过第一驱替泵21将第一中间容器41中的注入气从出口端注入长岩心，直到长岩心压力升高至储气库上限压力25MPa。待各个压力表示数稳定后，通过第二驱替泵22以0.1-0.2mL/min的速度将步骤4配制的平衡凝析气驱入长岩心中置换注入气，建立储气库下一周期注气后蒸发抽提原油后形成的平衡凝析气条件。当出口气油比与配样器1中配制的平衡凝析气基本一致后。重复步骤3的测试方法，测试下一周期的反凝析渗透率伤害；
7.重复以上实验，直到完成储气库5个周期注采实验后，计算并绘制不同周期不同压力下反凝析油饱和渗透率伤害程度曲线，分析多周期注采渗透率伤害规律5个周期实验测试结果如下图所示：
a不同注采周期含油饱和度变化
b多周期注采各周期储层渗透率伤害程度变化
c多周期注采注气至储气库运行上限压力渗透率伤害程度(与第1周期注气后相比)
通过实验结果可以定性、定量了解储气库多周期注采相态及渗流特征。从实施例实验结果，可以看出目标储气库随着多周期注采周期数增加，反凝析油饱和度呈降低趋势。反凝析伤害也随着周期数增加而降低。渗透率伤害程度初期较高，随着注采周期数增加逐渐减弱。
以上所揭露的仅为本发明一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法较佳实施例而已，当然不能以此来限定本发明之权利范围，本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分流程，并依本发明权利要求所作的等同变化，仍属于发明所涵盖的范围。
Claims (7)
1.一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置，其特征在于，包括配样器、第一驱替泵、第二驱替泵、第三驱替泵、第四驱替泵、第一阀门、第二阀门、第三阀门、第四阀门、第五阀门、第六阀门、第七阀门、第八阀门、第九阀门、第十阀门、第一中间容器、第二中间容器、四通阀、第一三通阀、第二三通阀、第三三通阀、第四三通阀、第一真空泵、第二真空泵、PVT筒、恒温箱、第一温度传感器、第二温度传感器、第一加热带、第二加热带、PVT观测仪、出口压力表、围压压力表、入口压力表、围压泵、回压阀、第一收集试管、第二收集试管、恒温烘箱、第一气量计、第二气量计和长岩心夹持器；
所述第一驱替泵、所述第十阀门、所述第一中间容器、所述第一阀门、所述四通阀、所述第一加热带和所述第一三通阀依次连接，所述第一真空泵与所述第一三通阀连通，所述PVT筒与所述第一三通阀连通，并位于所述恒温箱内，所述第一温度传感器与所述恒温箱连接，所述第四阀门与所述PVT筒连通，并位于所述恒温箱外，所述第三驱替泵与所述第四阀门远离所述PVT筒的一侧连接，所述第二阀门与所述PVT筒连通，并位于所述恒温箱内，所述第三阀门与所述第二阀门连通，并位于所述恒温箱外，所述第二收集试管与所述第三阀门连通，所述第一气量计与所述第二收集试管连接，所述PVT观测仪设置于所述PVT筒的一侧，所述第二三通阀与所述第二驱替泵连接，并与所述配样器连通，所述第二中间容器与所述第二三通阀连接，并位于所述恒温烘箱内，所述第二温度传感器与所述恒温烘箱连接，所述第七阀门与所述第二中间容器连接，并位于所述恒温烘箱内，所述第六阀门与所述第七阀门连接，并位于所述恒温烘箱外，所述第二真空泵与所述第六阀门的一侧连接，所述第五阀门与所述第七阀门连接，所述第二加热带与所述四通阀连接，所述第三三通阀与所述第二加热带连接，并与所述第五阀门连接，所述长岩心夹持器与所述第五阀门连接，并位于所述恒温烘箱内，所述入口压力表与所述恒温烘箱连接，并与所述长岩心夹持器入口端连接，所述围压压力表与所述恒温烘箱连接，并与所述长岩心夹持器连接，所述出口压力表与所述长岩心夹持器出口端连接，所述第八阀门与所述长岩心夹持器连接，并位于所述恒温烘箱外，所述围压泵分别与所述第八阀门和所述长岩心夹持器的一侧连接，所述第四三通阀与所述长岩心夹持器连接，并与所述第三三通阀连接，所述回压阀与所述第四三通阀连接，并位于所述恒温烘箱外，所述第九阀门与所述回压阀连接，所述第四驱替泵分别与所述第九阀门和所述回压阀的一侧连接，所述第一收集试管与所述回压阀连接，所述第二气量计与所述第一收集试管连接。
2.一种油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1模拟储气库注气过程注入气蒸发抽提原油，获取首次注入气抽提原油后形成的平衡凝析气；
S2测试储气库首次注气蒸发抽提原油后的平衡凝析气反凝析油饱和度；
S3测试首次采气过程平衡凝析气的反凝析伤害程度；
S4模拟储气库多周期注采，注入气蒸发抽提原油形成的凝析气相，得到下一周期的平衡凝析气；
S5将所述下一周期的平衡凝析气转入PVT测试仪中，按步骤S2继续测试下一周期的反凝析油饱和度变化；
S6模拟储气库多周期注采注入气蒸发抽提上一周期的反凝析油；
S7重复步骤S1至S6，直至完成储气库预设轮次的周期注采实验后，计算并绘制不同周期不同压力下反凝析油饱和渗透率伤害程度曲线，分析多周期注采渗透率伤害规律。
3.如权利要求1所述的油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试方法，其特征在于，
所述模拟储气库注气过程注入气蒸发抽提原油，获取首次注入气抽提原油后形成的平衡凝析气，包括：
S11根据流体组成性质配制废弃压力下的地层流体，配制使用的地面脱气油体积，然后，根据目标油藏型储气库的气顶指数，计算注气至上限压力时所需要的体积；
S12明确注入气量后，打开第一阀门，通过第一驱替泵恒定第一中间容器中注入气的压力高于废弃压力0.2MPa，防止注气时打开阀门配样器中原油回流进入中间容器；同时恒定第二驱替泵的压力为废弃压力，打开四通阀的a和d阀门，压力稳定后记录第一驱替泵的初始排量；
S13打开三通阀的Ⅰ阀门，让配样器底端与第二驱替泵连通；同时控制第一驱替泵以0.5mL/min速度排驱，第二驱替泵以一样的速度吸液；过程始终保持第一驱替泵的压力高压第二驱替泵0.1-0.2MPa，当第一驱替泵的读数达到阈值后，停止第二驱替泵，继续通过第一驱替泵将注入气驱入配样器，直到压力升高到储气库运行上限压力后，停止注气，关闭四通阀的a,d阀门，关闭第一阀门；
S14通过第二驱替泵恒定配样器的压力为储气库上限压力，稳定12小时以上，以便注入气充分抽提蒸发原油；
S15获得配样器顶部的气相即为首轮注气抽提蒸发后形成的平衡凝析气。
4.如权利要求3所述的油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试方法，其特征在于，
所述测试储气库首次注气蒸发抽提原油后的平衡凝析气反凝析油饱和度，包括：
S201打开第一三通阀的Ⅰ阀门，用第一真空泵将PVT筒抽真空30min，当第一真空泵上的压力示数变为负数后停止抽真空，并关闭第一三通阀Ⅰ阀门；
S202打开恒温箱将箱体内的温度设置为地层温度，当第一温度传感器的温度达到地层温度后，稳定10h，让箱体内的设备均匀传热；
S203加热完毕后，将第一加热带缠绕在转样管线，并设置加热带温度为地层温度，加热30min；
S204打开第二三通阀的Ⅰ阀门，设置第二驱替泵压力高于储气库上限压力0.2MPa，先后打开四通阀d,b阀门，控制配样器中的平衡凝析气缓慢进入PVT筒中，同时第三驱替泵缓慢吸液，直到转入约25-30mL平衡凝析气样后，停止转样；
S205通过第三驱替泵将PVT筒内的压力稳定在储气库上限压力，当转入的流体样品稳定成为单一气相后，通过PVT观测仪读取样品体积，该体积为储气库容积；
S206在储气库运行上限压力到下限压力之间，设置4个及以上反凝析油饱和度测试点；通过第三驱替泵降低PVT筒内压力至第一个测试点，并恒定压力在第一个测试点；
S207待压力稳定后，维持压力在第一个压力测试点，依次打开第二阀门和第三阀门排气，随着气体采出，PVT筒内流体样品端体积减小；
S208通过PVT观测仪观察PVT筒流体样品体积，当体积减小到储气库容积时，立即依次关闭第二阀门和第三阀门停止排气；
S209静置30min后，通过PVT观测仪读取该压力测试点下的反凝析油体积，重复步骤S207至S209，依次获取各测试点下的反凝析油饱和度，最后一个反凝析油饱和度测试点为下限压力；
S210测试完成后，通过公式计算不同压力下的反凝析油饱和度。
5.如权利要求4所述的油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试方法，其特征在于，
所述测试首次采气过程平衡凝析气的反凝析伤害程度，包括：
S31将长岩心按调和平均排列后装入长岩心夹持器中，并连接好管线和阀门；
S32打开第八阀门，通过围压泵给长岩心夹持器施加700psi压力；打开第七阀门和第五阀门，用第二真空泵对长岩心夹持器中岩心抽真空12h以上,待真空泵压力显示负值，即抽真空完毕；
S33关闭第六阀门和第五阀门；记录第二驱替泵在常压下的初始排量，打开第二三通阀的Ⅱ阀门和第七阀门和第五阀门，以0.05mL/min的速度将第二中间容器的地层水驱入长岩心孔隙中，当出口压力表的示数开始上升，表示岩心已经完全饱和地层水，停止第二驱替泵，记录此时驱替泵排量；
S34打开第九阀门，通过第四驱替泵给回压阀施加150～200psi压力；打开第十阀门，通过第一驱替泵恒定第一中间容器中注入气压力与回压压力一致；依次打开四通阀a,c阀门，第九阀门和第五阀门；
S35重新设置第一驱替泵以0.1-0.2mL/min的速度驱替注入气进入长岩心孔隙中，并通过第一收集试管收集驱替出的地层水；直到长岩心出口端不再出水后，停止驱替，完成束缚水饱和度建立；
S36通过第四驱替泵升高回压压力高于地层压力50psi，通过第一驱替泵继续注入天然气提高岩心孔隙压力至地层压力,通过围压泵升高围压，完成原始地层温压建立，在建立过程中，始终保持围压压力表显示的围压压力高于入口压力表显示的入口压力约700psi；
S37通过各个驱替泵恒定压力不变，设置恒温烘箱温度为地层温度，当第二温度传感器显示温度达到设置温度后，稳定10h；
S38通过第二加热带给管线加热到地层温度后，通过第二驱替泵将配样器中对应周期的平衡凝析气以0.1-0.2mL/min的速度驱入长岩心中，直到出口端测试的气油比与平衡气一致，此时岩心已经完全饱和该周期下注入气抽提原油后形成的平衡凝析气；
S39首先测试储气库上限压力下的渗透率，再根据步骤S3中对应的实验压力测试点，依次将长岩心衰竭直到压力达到储气库下限压力，测试每个衰竭压力点下渗透率变化，得到反凝析伤害程度。
6.如权利要求5所述的油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法，其特征在于，
所述模拟储气库多周期注采，注入气蒸发抽提原油形成的凝析气相，得到下一周期的平衡凝析气，包括：
首次采气测试完毕后，通过第一驱替泵将注入气驱入配样器，直到配样器压力升高至储气库运行上限压力，稳定12h得到第二周期注气蒸发抽提原油后形成的平衡凝析气，每次本周期相关测试实验完成后，再通过第一驱替泵将注入气驱入配样器配制下一周期的平衡凝析气，直到做完实验设计的周期数，配制完成后，通过闪蒸实验测试各周期配制的平衡凝析气气油比。
7.如权利要求6所述的油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法，其特征在于，
所述模拟储气库多周期注采注入气蒸发抽提上一周期的反凝油，包括：
S61注气后蒸发抽提原油形成的平衡凝析气在采气过程中的渗透率测试完毕后，通过第四驱替泵升高回压阀压力至储气库上限压力；
S62打开第三三通阀的Ⅰ阀门，第四三通阀的Ⅰ阀门，通过第一驱替泵将第一中间容器中的注入气从出口端注入长岩心，直到长岩心压力升高至储气库上限压力；
S63待各个压力表示数稳定后，通过第二驱替泵以0.1-0.2mL/min的速度将步骤S4配制的平衡凝析气驱入长岩心中置换注入气，建立储气库下一周期周期注气后蒸发抽提原油后形成的平衡凝析气条件；
S64当出口气油比与配样器中配制的平衡凝析气一致后，重复步骤S3的测试方法，测试下一周期长岩心的渗透率变化，得到反凝析伤害程度。
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