CN117746729B - 双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律系统及方法；包括真空泵、第一高压驱替泵、第二高压驱替泵、第一阀门、第二阀门、中间容器模块、岩心夹持模块、六通阀、计量模块和恒温箱，岩心夹持模块与c端口连接；岩心夹持模块包括第一岩心夹持器、第二岩心夹持器、围压泵、第一单元压差表、第二单元压差表和三通阀，第一单元压差表分别与三通阀和计量模块连接，第二单元压差表分别与三通阀和计量模块连接，第一岩心夹持器的两端连接第一单元压差表，第二岩心夹持器的两端连接第二单元压差表，解决了现有超低渗透油藏普遍存在注水开发困难，裂缝较发育会影响开发效果的问题。

Description

双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律系统及方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律系统及方法。

背景技术

气驱是继水驱、聚合物驱、蒸汽驱之后提高原油采收率的重要手段，以逐年增长的态势和显著的效果逐渐成为当今世界石油开采中具有很大潜力和前景的技术，特别是烃类气驱技术已得到广泛的应用。天然气作为一种高效驱油剂，在低渗透油藏中具有较高的渗流能力，易注入油藏，可有效恢复地层能量、降低原油粘度、膨胀原油体积以及与原油混相等，可大幅度提高原油采收率。同时天然气与储层岩石不会发生复杂的物理和化学反应，所以不会污染油层，而且注入的天然气又可以再回收利用。天然气泡沫驱油技术是将天然气驱和泡沫驱有机结合起来，能够利用泡沫的封堵调剖优势以及天然气的驱油效果。二者既独立又互相促进，不仅大幅提高地层压力、补充油藏能量，同时又能避免单一气驱和泡沫驱出现的水窜、气窜、泡沫半衰期短、表面活性剂损耗等问题。

但是现有超低渗透油藏普遍存在注水开发困难，裂缝较发育会影响开发效果的问题。

发明内容

本发明的目的在于提供一种双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律系统及方法，旨在解决现有超低渗透油藏普遍存在注水开发困难，裂缝较发育会影响开发效果的技术问题。

为实现上述目的，本发明采用的一种双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律系统，包括真空泵、第一高压驱替泵、第二高压驱替泵、第一阀门、第二阀门、中间容器模块、岩心夹持模块、六通阀、计量模块和恒温箱，所述中间容器模块、所述岩心夹持模块和所述六通阀均设置于所述恒温箱内，所述六通阀具有a端口、b端口、c端口、d端口、e端口和f端口，所述的真空泵与所述f端口连接，所述中间容器模块分别与所述a端口、所述b端口、所述d端口和所述e端口连接，所述第一阀门和所述第二阀门均与所述中间容器模块连接，所述第一高压驱替泵与所述第一阀门连接，所述第二高压驱替泵与所述第二阀门连接，所述岩心夹持模块与所述c端口连接，所述计量模块与所述岩心夹持模块连接；

所述岩心夹持模块包括第一岩心夹持器、第二岩心夹持器、围压泵、第一单元压差表、第二单元压差表和三通阀，所述三通阀与所述c端口连接，所述第一单元压差表分别与所述三通阀和所述计量模块连接，所述第二单元压差表分别与所述三通阀和所述计量模块连接，所述第一岩心夹持器的两端连接所述第一单元压差表，所述第二岩心夹持器的两端连接所述第二单元压差表。

其中，所述中间容器模块包括地层水容器、地层原油容器、天然气容器和泡沫液容器，所述地层水容器与所述a端口连接，所述地层原油容器与所述b端口连接，且所述地层水容器和所述地层原油容器并联，并均与所述第一阀门连接，所述天然气容器与所述e端口连接，所述泡沫液容器与所述d端口连接，且所述天然气容器和所述泡沫液容器并联，并均与所述第二阀门连接。

其中，所述计量模块包括第一计量单元和第二计量单元，所述第一计量单元与所述第一岩心夹持器一端相连，所述第二计量单元与所述第二岩心夹持器的一端相连。

其中，所述第一计量单元包括第一单元回压阀、第一单元液量计和第一单元气量计，所述第一单元回压阀与所述第一岩心夹持器一端相连，所述第一单元回压阀、所述第一单元液量计和所述第一单元气量计依次连接。

其中，所述第二计量单元包括第二单元回压阀、第二单元液量计和第二单元气量计，所述第二单元回压阀与所述第二岩心夹持器一端相连，所述第二单元回压阀、所述第二单元液量计和所述第二单元气量计依次连接。

本发明还提供一种双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律方法，包括如下步骤：

步骤一，建立初始油藏条件：选取两块渗透率比值大于10的长岩心，将清洗后的高渗岩心装入所述第一岩心夹持器中，将清洗后的低渗岩心装入所述第二岩心夹持器中，设定所述恒温箱温度为目标储层温度，设定回压阀控制压力为目前地层压力；

步骤二，油驱水实验建立束缚水饱和度：开启所述真空泵对所述岩心夹持模块抽真空12小时后饱和配制的地层水，记录岩心饱和地层水体积V₁，即岩心孔隙体积，用地面脱气油驱替地层水，建立束缚水饱和度，再用复配的地层原油驱替地面脱气油，直到出口端产出流体气油比与复配地层流体气油比误差在5％以内，记录产水量V₂，即烃类孔隙体积，计算岩心束缚水体积V₃和束缚水饱和度S_wc；

步骤三，模拟油藏水驱油实验：通过所述第一高压驱替泵和所述第二高压驱替泵控制泵入流体流速，以0.10ml/min的速度模拟油藏水驱油实验，直到所述第一岩心夹持器出口端不产油为止；实验过程中记录不同驱替阶段的产油量V_产油1x、产水量V_产水1x、产气量V_产气1x，以及实验过程岩心夹持模块两端驱替压差△P_1x；

步骤四，模拟天然气前置泡沫实验：水驱至高渗岩心不出油为止后转注泡沫液，注入适量泡沫液后再进行气驱，气驱至高渗岩心不出油为止再注入适量泡沫液，最后再进行气驱直到高、低渗岩心都不产油为止；实验过程中记录不同驱替阶段的产油量V_产油2y、产水量V_产水2y、产气量V_产气2y，以及实验过程所述岩心夹持模块两端驱替压差△P_2y；

步骤五，模拟天然气后置泡沫实验：重复步骤一～步骤三中的步骤，水驱至高渗岩心不出油为止后转气驱，气驱至高渗岩心不出油后转注泡沫液，注入适当的泡沫后再进行气驱直到高、低渗岩心都不出油为止；实验过程中记录不同驱替阶段的产油量V_产油3z、产水量V_产水3z、产气量V_产气3z，以及实验过程所述岩心夹持模块两端驱替压差△P_3z。

其中，在步骤一～步骤五的步骤中：

所述恒温箱温度为目标储层温度，设定的岩心夹持器围压及回压阀控制压力为目前地层压力。

其中，在步骤二的步骤中：

以岩心束缚水饱和度及气油比条件作为原始条件；

岩心束缚水体积的计算公式：

V₃＝V₁-V₂

式中，V₃为岩心束缚水体积，ml；V₁为岩心孔隙体积，ml；V₂为烃类孔隙体积，ml；

岩心束缚水饱和度的计算公式：

式中，S_sw为岩心束缚水饱和度，％；

岩心驱油效率的计算公式：

式中，EOR为岩心驱油效率，％；B_oi为地层原油体积系数，无因次量；V_产油为驱替阶段岩心夹持器出口端产油量，ml；

岩心含水率的计算公式：

式中，f_w为岩心含水率，％；V_产水为岩心夹持器出口端产水量，ml。

其中，在步骤三～步骤五的步骤中：

实验过程所述岩心夹持模块两端驱替压差通过连接的所述第一单元压差表和所述第二单元压差表读取。

本发明的一种双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律系统及方法，通过取两块渗透率比值大于10的长岩心，将清洗后的高渗岩心装入所述第一岩心夹持器中，将清洗后的低渗岩心装入所述第二岩心夹持器中，设定所述恒温箱温度为目标储层温度，通过所述计量模块压力，压力为目前地层压力，然后开启所述真空泵对分别对所述第一岩心夹持器和所述第二岩心夹持器抽真空12小时后饱和配制的地层水，记录岩心饱和地层水体积V₁，即岩心孔隙体积，用地面脱气油驱替地层水，建立束缚水饱和度，再用复配的地层原油驱替地面脱气油，直到出口端产出流体气油比与复配地层流体气油比误差在5％以内，记录产水量V₂，即烃类孔隙体积，计算岩心束缚水体积V₃和束缚水饱和度S_wc，接着通过所述第一高压驱替泵和所述第一高压驱替泵控制泵入流体流速，以0.10ml/min的速度模拟油藏水驱油实验，直到所述第一岩心夹持器(高渗岩心)出口端不产油为止，在水驱至高渗岩心不出油为止后转注泡沫液，注入适量泡沫液后再进行气驱，气驱至高渗岩心不出油为止再注入适量泡沫液，最后再进行气驱直到高、低渗岩心都不产油为止，重复上述步骤，水驱至高渗岩心不出油为止后转气驱，气驱至高渗岩心不出油后转注泡沫液，注入适当的泡沫后再进行气驱直到高、低渗岩心都不出油为止，通过所述计量模块进行测算，通过上述方式，解决了现有超低渗透油藏普遍存在注水开发困难，裂缝较发育会影响开发效果的问题。

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为本发明的一种双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律系统的结构示意图。

图2为本发明的一种双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律方法的步骤流程图。

图3为本发明中第一组双管长岩心驱替孔隙体积倍数与总驱油效率关系曲线图。

图4为实施例中第一组双管长岩心驱替孔隙体积倍数与高、低渗岩心驱油效率曲线图。

图5为实施例中第一组双管长岩心驱替孔隙体积倍数与高、低渗岩心含水率关系曲线图。

图6为实施例中第一组双管长岩心驱替孔隙体积倍数与驱替压差变化关系曲线图。

图7为实施例中第二组双管长岩心驱替孔隙体积倍数与总驱油效率关系曲线图。

图8为实施例中第二组双管长岩心驱替孔隙体积倍数与高、低渗岩心驱油效率曲线图。

图9为实施例中第二组双管长岩心驱替孔隙体积倍数与高、低渗岩心含水率关系曲线图。

图10为实施例中第二组双管长岩心驱替孔隙体积倍数与驱替压差变化关系曲线图。

1-真空泵、2-第一高压驱替泵、3-第二高压驱替泵、4-地层水容器、5-地层原油容器、6-天然气容器、7-泡沫液容器、8-第一岩心夹持器、9-第二岩心夹持器、10-围压泵、11-第一单元压差表、12-第二单元压差表、13-恒温箱、14-第一单元回压阀、15-第二单元回压阀、16-第一单元液量计、17-第二单元液量计、18-第一单元气量计、19-第二单元气量计、20-六通阀、21-三通阀、22-第一阀门、22-第二阀门。

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10，本发明提供了一种双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律系统，包括真空泵1、第一高压驱替泵2、第二高压驱替泵3、第一阀门22、第二阀门23、中间容器模块、岩心夹持模块、六通阀20、计量模块和恒温箱13，所述中间容器模块、所述岩心夹持模块和所述六通阀20均设置于所述恒温箱13内，所述六通阀20具有a端口、b端口、c端口、d端口、e端口和f端口，所述的真空泵1与所述f端口连接，所述中间容器模块分别与所述a端口、所述b端口、所述d端口和所述e端口连接，所述第一阀门22和所述第二阀门23均与所述中间容器模块连接，所述第一高压驱替泵2与所述第一阀门22连接，所述第二高压驱替泵3与所述第二阀门23连接，所述岩心夹持模块与所述c端口连接，所述计量模块与所述岩心夹持模块连接；

所述岩心夹持模块包括第一岩心夹持器8、第二岩心夹持器9、围压泵10、第一单元压差表11、第二单元压差表12和三通阀21，所述三通阀21与所述c端口连接，所述第一单元压差表11分别与所述三通阀21和所述计量模块连接，所述第二单元压差表12分别与所述三通阀21和所述计量模块连接，所述第一岩心夹持器8的两端连接所述第一单元压差表11，所述第二岩心夹持器9的两端连接所述第二单元压差表12。

在本实施方式中，通过取两块渗透率比值大于10的长岩心，将清洗后的高渗岩心装入所述第一岩心夹持器8中，将清洗后的低渗岩心装入所述第二岩心夹持器9中，设定所述恒温箱13温度为目标储层温度，通过所述计量模块压力，压力为目前地层压力，然后开启所述真空泵1对分别对所述第一岩心夹持器8和所述第二岩心夹持器9抽真空12小时后饱和配制的地层水，记录岩心饱和地层水体积V₁，即岩心孔隙体积，用地面脱气油驱替地层水，建立束缚水饱和度，再用复配的地层原油驱替地面脱气油，直到出口端产出流体气油比与复配地层流体气油比误差在5％以内，记录产水量V₂，即烃类孔隙体积，计算岩心束缚水体积V₃和束缚水饱和度S_wc，接着通过所述第一高压驱替泵2和所述第一高压驱替泵2控制泵入流体流速，以0.10ml/min的速度模拟油藏水驱油实验，直到所述第一岩心夹持器8(高渗岩心)出口端不产油为止，在水驱至高渗岩心不出油为止后转注泡沫液，注入适量泡沫液后再进行气驱，气驱至高渗岩心不出油为止再注入适量泡沫液，最后再进行气驱直到高、低渗岩心都不产油为止，重复上述步骤，水驱至高渗岩心不出油为止后转气驱，气驱至高渗岩心不出油后转注泡沫液，注入适当的泡沫后再进行气驱直到高、低渗岩心都不出油为止，通过所述计量模块进行测算，通过上述方式，解决了现有超低渗透油藏普遍存在注水开发困难，裂缝较发育会影响开发效果的问题。

进一步地，所述中间容器模块包括地层水容器4、地层原油容器5、天然气容器6和泡沫液容器7，所述地层水容器4与所述a端口连接，所述地层原油容器5与所述b端口连接，且所述地层水容器4和所述地层原油容器5并联，并均与所述第一阀门22连接，所述天然气容器6与所述e端口连接，所述泡沫液容器7与所述d端口连接，且所述天然气容器6和所述泡沫液容器7并联，并均与所述第二阀门23连接。

在本实施方式中，所述地层水容器4、所述地层原油容器5、所述天然气容器6和所述泡沫液容器7分别用于存储对应的物质，通过所述六通阀20分别进行输送。

进一步地，所述计量模块包括第一计量单元和第二计量单元，所述第一计量单元与所述第一岩心夹持器8一端相连，所述第二计量单元与所述第二岩心夹持器9的一端相连。

在本实施方式中，通过所述第一计量单元对所述第一岩心夹持器8进行气量和液量的测算，所述第二计量单元对所述第二岩心夹持器9进行气量和液量的测算。

进一步地，所述第一计量单元包括第一单元回压阀14、第一单元液量计16和第一单元气量计18，所述第一单元回压阀14与所述第一岩心夹持器8一端相连，所述第一单元回压阀14、所述第一单元液量计16和所述第一单元气量计18依次连接；所述第二计量单元包括第二单元回压阀15、第二单元液量计17和第二单元气量计19，所述第二单元回压阀15与所述第二岩心夹持器9一端相连，所述第二单元回压阀15、所述第二单元液量计17和所述第二单元气量计19依次连接。

在本实施方式中，通过所述第一单元回压阀14和所述第二单元回压阀15控制当前的地层压力，所述第一单元液量计16和所述第一单元气量计18对所述第一岩心夹持器8中的高渗岩心进行气量和液量的测算，所述第二单元液量计17和所述第二单元气量计19对所述第二岩心夹持器9中的低渗岩心进行气量和液量的测算。

实施例：

所用岩心样品来自长庆油田低渗油藏。

图1为本发明的一种双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律的实验装置结构示意图，采用上述的双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律的实验装置进行实验的方法，具体步骤如下：

步骤一、建立初始油藏条件：选取目标储层2组渗透率比值大于10的长岩心(直径2.52cm、长度30cm)，将清洗后的高渗岩心装入所述第一岩心夹持器8中，将清洗后的低渗岩心装入所述第二岩心夹持器9中。设定双管模拟天然气泡沫复合驱油实验温度为69℃(目标储层温度)，设定所述第一单元回压阀14和所述第二单元回压阀15控制压力为17.69MPa(目前地层压力)；

双管长岩心基础物性

步骤二、油驱水实验建立束缚水饱和度：开启所述真空泵1对所述岩心夹持模块抽真空12小时后饱和配制的地层水，记录岩心饱和地层水体积V1，即岩心孔隙体积，用地面脱气油驱替地层水，建立束缚水饱和度，再用复配的地层原油驱替地面脱气油，直到出口端产出流体气油比与复配地层流体气油比误差在5％以内，测量和计算上述束缚水状态下的岩心孔隙体积、烃类孔隙体积、束缚水体积、束缚水饱和度以及渗透率，最终得到各岩心束缚水饱和度在40％～50％之间，与油田现场数据基本一致。

油驱水建立束缚水饱和度后的实验岩心参数

第一组双管长岩心(C1-C2)

利用第一组双管长岩心开展天然气前置泡沫实验，即模拟双管长岩心水驱后泡沫驱再转气驱。本组实验驱替各个阶段采收率变化、含水率及驱替压差变化如下表3所示，图2和图3分别为总驱油效率曲线图和高、低渗岩心驱油效率曲线图，图4为各个驱替阶段含水率变化曲线，图5为各阶段驱替压差变化曲线。

水驱后天然气前置泡沫驱替实验数据

从第一组双管长岩心实验结果来看，双管长岩心水驱后泡沫驱再转气驱最终采收率为69.07％，天然气泡沫复合驱油动态表现为：

水驱阶段(0.1～0.5PV)，高渗岩心采收率达62.02％，低渗岩心采收率仅为4.48％，表明水驱主要动用的是高渗储层储量，随着水体突破后，高渗岩心采出端含水率迅速上升至100％，而低渗岩心采收率几乎没有增加，此时高渗岩心区域已经形成了水驱优势通道，一旦注水突破，采收率迅速下降；泡沫驱过程(0.6～0.8PV)，从采收率曲线可以看出，随着泡沫的注入低渗岩心的原油采收率开始增加，且出入口驱替压差开始增加，表明此时泡沫液对高渗岩心进行了封堵并进入了低渗岩心驱油；气驱过程(0.9～1.9PV)，气驱对于低渗储层有了一定的驱油效果，气驱阶段低渗岩心累积驱油效率增加了7.67％，但由于泡沫对高渗封堵能力有限，随着气体持续注入，高渗岩心孔隙中的泡沫被气体驱散，气体开始沿着高渗优势通道突破，驱替压差逐渐降低，低渗岩心采收率增幅减缓；二次泡沫注入(2～2.3PV)，气体突破后再次注入泡沫液对高渗岩心进行封堵，此时再注入泡沫后，驱替压差再次增高，低渗岩心采收率增加明显；再次气驱(2.4～2.6PV)，从采收率和含水率曲线可以看出，再次气驱高、低渗岩心采收率几乎没有增加，低渗岩心出口端含水率继续上升。

第二组双管长岩心(C3-C4)

利用第二组双管长岩心开展天然气后置泡沫实验，即双管长岩心水驱后气驱再转泡沫驱再转气驱。本组实验驱替各个阶段采收率变化、含水率及驱替压差变化如下表4所示，图6和图7分别为总驱油效率曲线图和高、低渗岩心驱油效率曲线图，图8为各个驱替阶段含水率变化曲线，图9为各阶段驱替压差变化曲线。

水驱后天然气后置泡沫驱替实验数据

从第二组双管长岩心实验结果来看，双管长岩心水驱后气驱再转泡沫驱再转气驱，最终水驱总驱油效率为26.79％，高渗岩心采收率为47.24％，低渗岩心采收率仅3.96％，天然气泡沫复合驱油动态表现为：

在地层条件下(微裂缝环境)，注水很难动用低渗储层储量；水驱后转气驱阶段(0.7～2.7PV)，高渗岩心驱油效率提高了18.48％，而低渗岩心驱油效率仅提高1.67％，说明水驱后注气，气体依然难以进入低渗储层而是沿着高渗通道渗流，对高渗储层进行二次驱替；从驱替压差上来看，气驱阶段驱替压差要略低于水驱且随着注气量增加最后趋于稳定，这是由于气体突破后在高渗岩心储层逐渐建立了稳定的渗流通道，使得驱替压差变得稳定；气驱结束后，注入0.5PV天然气泡沫后继续气驱，此时低渗岩心采收率开始增加，再次气驱低渗岩心提高采收率14.57％，可见泡沫注入后对高渗区域起到了封堵作用，从而使得气体进入了低渗岩心孔隙进行驱替；另外，天然气泡沫封堵能力有限，当注入天然气泡沫后继续气驱，高渗岩心气体再次突破后，需要再次注入天然气泡沫进行封堵，才能使得注入气有效驱替低渗储层。

以上所揭露的仅为本发明一种较佳实施例而已，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 (3)

1.一种双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤一，建立初始油藏条件：选取两块渗透率比值大于10的长岩心，将清洗后的高渗岩心装入第一岩心夹持器中，将清洗后的低渗岩心装入第二岩心夹持器中，设定恒温箱温度为目标储层温度，设定回压阀控制压力为目前地层压力；

步骤二，油驱水实验建立束缚水饱和度：开启真空泵对岩心夹持模块抽真空12小时后，配制饱和的地层水，记录岩心饱和地层水体积V₁，即岩心孔隙体积，用地面脱气油驱替地层水，建立束缚水饱和度，再用复配的地层原油驱替地面脱气油，直到出口端产出流体气油比与复配地层流体气油比误差在5％以内，记录产水量V₂，即烃类孔隙体积，计算岩心束缚水体积V₃和束缚水饱和度S_wc；

步骤三，模拟油藏水驱油实验：通过第一高压驱替泵和第二高压驱替泵控制泵入流体流速，以0.10ml/min的速度模拟油藏水驱油实验，直到所述第一岩心夹持器出口端不产油为止，实验过程中记录不同驱替阶段的产油量V_产油1x、产水量V_产水1x、产气量_V产气1x，以及实验过程岩心夹持模块两端驱替压差△_P1x；

步骤四，模拟天然气前置泡沫实验：水驱至高渗岩心不出油为止后转注泡沫液，注入适量泡沫液后再进行气驱，气驱至高渗岩心不出油为止再注入适量泡沫液，最后再进行气驱直到高、低渗岩心都不产油为止，实验过程中记录不同驱替阶段的产油量V_产油2y、产水量V_产水2y、产气量V_产气2y，以及实验过程所述岩心夹持模块两端驱替压差△_P2y；

步骤五，模拟天然气后置泡沫实验：重复步骤一～步骤三中的步骤，水驱至高渗岩心不出油为止后转气驱，气驱至高渗岩心不出油后转注泡沫液，注入适当的泡沫后再进行气驱直到高、低渗岩心都不出油为止，实验过程中记录不同驱替阶段的产油量V_产油3z、产水量V_产水3z、产气量V_产气3z，以及实验过程所述岩心夹持模块两端驱替压差△P_3z；

在步骤二的步骤中：

以岩心束缚水饱和度及气油比条件作为原始条件；

岩心束缚水体积的计算公式：

V₃＝V₁-V₂

式中，V₃为岩心束缚水体积，ml；V₁为岩心孔隙体积，ml；V₂为烃类孔隙体积，ml；

岩心束缚水饱和度的计算公式：

式中，S_sw为岩心束缚水饱和度，％；

岩心驱油效率的计算公式：

式中，EOR为岩心驱油效率，％；B_oi为地层原油体积系数，无因次量；V_产油为驱替阶段岩心夹持器出口端产油量，ml；

岩心含水率的计算公式：

式中，f_w为岩心含水率，％；V_产水为岩心夹持器出口端产水量，ml。

2.如权利要求1所述的双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律方法，其特征在于，在步骤一～步骤五的步骤中：

所述恒温箱温度为目标储层温度，设定的岩心夹持器围压及回压阀控制压力为目前地层压力。

3.如权利要求1所述的双管模拟天然气泡沫复合驱油动态规律方法，其特征在于，在步骤三～步骤五的步骤中：

实验过程所述岩心夹持模块两端驱替压差通过连接的第一单元压差表和第二单元压差表读取。