一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置及其应用方法与流程

本发明涉及一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置及其应用方法，属于稠油油藏开采
技术领域：
。
背景技术：
：世界范围内稠油资源十分丰富，占油气资源总量的三分之一以上。我国探明和控制储量19亿吨以上，广泛分布于辽河、新疆、胜利等十几个油田。此外，随着我国油气勘探开发的国际化，大量国外稠油资源亟待开发(委内瑞拉orinoco重油带等)。因此，在常规油气勘探开发难度越来越大，能源矛盾日益突出的当下，大力发展稠油提高采收率技术具有重要意义。与世界上其他地区相比，我国海上、薄层和边底水等复杂稠油油藏储量大。常规注热工艺措施热损失严重、地面设备体积大、适用性较差。注气吞吐技术可以较好地解决上述问题，已广泛应用于国内外复杂稠油油藏。但是，该技术仍存在以下问题：①吞吐生产阶段注入气快速产出，导致地层压力迅速降低，原油粘度重新升高；②吞吐所用天然气、co2、ch4等轻组分气体在稠油中扩散、溶解能力较差，而乙烷、丙烷等露点较低，极易液化而导致用量过大，成本过高。因此，如何延缓吞吐生产阶段注入气产出速度，改善单一气体吞吐开发效果成为目前亟待解决的关键问题。部分特殊稠油油藏(新疆、吐哈、加拿大以及委内瑞拉等地)降压冷采过程中析出的溶解气却没有像注气吞吐生产阶段那样快速产出，而是分散在原油中形成泡沫油。泡沫油现象的存在使得产气速度和稠油粘度降低，体积膨胀。生产实践表明，该部分特殊稠油油藏较常规溶解气驱油藏采收率高出5-25％，采油速度高出10-30倍。由于上述特殊稠油油藏降压开发过程与注气吞吐生产过程相似，均为溶解气驱过程，如果能像特殊稠油油藏降压开发过程那样在复杂稠油油藏注气吞吐过程中形成泡沫油，克服注气吞吐生产阶段注入气快速产出，导致地层压力迅速降低，原油粘度重新升高的问题，将会大大改善我国复杂稠油油藏注气吞吐开发效果，具有较大的应用前景和提高采收率潜力。技术实现要素：针对现有技术的问题，本发明提供一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置。本发明还提供一种上述实验装置的应用方法。本发明中所用的混合气体为天然气和丙烷，两者混合比天然气、co2或ch4等单一轻组分气体具有更好的溶解降粘效果，且可以有效避免丙烷气体液化，减少丙烷气体用量，降低丙烷的使用成本。此外，本发明通过油溶性发泡剂，可以在吞吐阶段与混合气体配合生成人工泡沫油减低气体产出速度，降低稠油粘度，从而解决现有复杂稠油油藏采收率不高的问题。本发明的技术方案如下：一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置，包括：岩心夹持器，在所述岩心夹持器入口并联连接有地层水容器、活油容器，在所述岩心夹持器出口并联连接有油溶性发泡剂容器和混合气体容器；在所述岩心夹持器出口还依次连接有人工泡沫油生成观察窗、回压阀和气液分离装置。根据本发明优选的，所述气液分离装置包括：分离器、高精度电子天平、气体测量系统和真空泵。根据本发明优选的，所述岩心夹持器为内测压式岩心夹持器；优选的，所述岩心夹持器的测压点分布于岩心夹持器岩心胶皮套上。装卸时可以随岩心胶皮套一起从外体中进入或取出，具有装卸方便的优点。此外，由于测压点在胶皮套上，避免了测压管线穿过外体，提高了岩心夹持器的密封性。在所述岩心夹持器中还设置多个测压点：每隔0.25m～0.5m设置测压点，有规律分布式测压点可以准确的检测实验过程中多块岩心在不同位置的压力变化，避免由于测压点少而导致部分岩心区域压力值无法检测。根据本发明优选的，所述岩心夹持器的长度为1m～2m，内径为0.025m～0.075m。此设计的优点可以较好的反映复杂稠油油藏注气吞吐过程中近井地带径向泄压过程，更接近于油藏实际注气吞吐过程。根据本发明优选的，所述人工泡沫油生成观察窗包括可视窗外体、在所述可视窗体内设置的两块加厚玻璃，在所述加厚玻璃中间设置的流动通道，在所述流动通道的一端设置有可视窗入口，在所述流动通道的另一端设置有可视窗出口，所述可视窗外体通过镂空设置的可视窗与所述加厚玻璃相连。在实际应用中，所述人工泡沫油生成观察窗承受压力大于10mpa，承受温度大于50℃。所述人工泡沫油生成可视窗为立方体，可视窗外体尺寸范围：宽度为60-100mm，长度为140-180mm，高度为40-60mm；所述可视窗可视尺寸范围：宽度为5-10mm，长度为50-80mm。加厚玻璃厚度大于1.5cm，流动通道高度在1mm～5mm之间，如高度大于5mm，流动通道内稠油量过多，光源光线难以穿透稠油而影响观察人工泡沫油现象，如高度小于1mm，流动通道太小，稠油无法顺利流过流动通道，造成堵塞。观测时，在所述人工泡沫油生成观察窗的一侧设置光源，在所述人工泡沫油生成观察窗的另一侧利用高清摄像机获取实验图像。根据本发明优选的，所述可视窗外体通过螺栓和螺栓孔与加厚玻璃固定连接，优选的，在所述可视窗外体和加厚玻璃之间设置有减压垫片。外体和加厚玻璃通过螺栓和螺栓孔连接。垫片位于外体和加厚玻璃中间，用于减少外体与加厚玻璃的压力，防止加厚玻璃在高压下破裂。根据本发明优选的，在所述回压阀还连接有氮气瓶。根据本发明优选的，还包括驱动活油容器和地层水容器的第一恒速恒压泵；驱动油溶性发泡剂容器和混合气体容器的第二恒速恒压泵。根据本发明优选的，在所述岩心夹持器和人工泡沫油生成观察窗的外部设置有恒温箱。用于模拟实际油藏的高温条件。根据本发明优选的，还包括用于监控岩心夹持器进口、出口对应参数的电脑，所述对应参数包括岩心夹持器内测压点压力、进口压力、出口压力和产出液重量。所述电脑通过对应的传感器分别对应采集不同的参数。根据本发明优选的，所述岩心夹持器包括外体，在所述外体的两侧分别设置有第一岩心堵头和第二岩心堵头，在所述第一岩心堵头外周设置有第一外体堵头，在所述第二岩心堵头外周设置有第二外体堵头；在所述外体内轴向设置有岩心胶皮套，在所述岩心胶皮套上分别设置有测压点和测压管线，在所述外体上还设置有进水口和出水口；在外体内底部轴向依次设置有支撑杆和支撑托，在所述岩心胶皮套外围设置有围压腔；在所述外体的两侧分别是岩心夹持器入口和岩心夹持器出口。根据本发明优选的，所述气体测量系统包括水槽，在所述水槽上设置有支撑架，在所述水槽和支撑架之间分别设置有第一量筒和第二量筒，在所述支撑架上分别设置有第一进液控制阀、第一放空控制阀、第一进气控制阀、第二进气控制阀、第二放空控制阀和第二进液控制阀；所述第二放空控制阀通过第二三通、第二进液控制阀与所述第二量筒相连，第二出口与所述第二三通连接，所述第二进气控制阀与所述第二量筒相连；所述第一放空控制阀通过第一三通、第一进液控制阀与所述第一量筒相连，第一出口与所述第一三通连接，所述第一进气控制阀与所述第一量筒相连；如上述复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置的应用方法，包括步骤如下：1)将多块岩心依次装入所述岩心夹持器，模拟实际油藏；2)准备注入用流体，包括活油，地层水、混合气体、油溶性发泡剂溶液；3)打开所述岩心夹持器入口,将岩心饱和地层水和活油，测量多块岩心的平均孔隙度φ和平均渗透率，计算饱和活油质量m原和岩心平均原始含油饱和度，之后关闭打开所述岩心夹持器入口，打开岩心夹持器出口，通过回压阀降低岩心夹持器内岩心压力至目标油藏压力；4)模拟油溶性发泡剂强化混合气体吞吐注入阶段：打开岩心夹持器出口，从岩心夹持器出口注入油溶性发泡剂和混合气体；5)模拟油溶性发泡剂强化混合气体吞吐焖井阶段：关闭岩心夹持器出口；由于注入的发泡剂为油溶性，可以与稠油互溶，而注入的混合气体在高压下通过扩散作用溶于稠油，起到降低稠油粘度的作用；6)模拟油溶性发泡剂强化混合气体吞吐生产阶段：打开所述岩心夹持器出口，对所述岩心夹持器内稠油进行降压开采，从稠油中析出的混合气体在油溶性发泡剂的作用下分散在稠油中形成人工泡沫油；7)重复步骤4)～步骤6)，进行多周期油溶性发泡剂强化混合气体吞吐过程，计算油溶性发泡剂强化混合气体吞吐各吞吐周期采出程度r吞i和最终采收率r吞；8)观察岩心，测量产出原油密度、四组分含量：沥青质、胶质、芳香分、环烷烃，计算岩心剩余油饱和度、含水饱和度和含气饱和度，用于评价油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验效果。根据本发明优选的，所述步骤1)中，所述模拟实际油藏的具体方法如下：1.1.)所述岩心夹持器的长度为1m～2m，内径为0.025m～0.075m；该技术特征能反映复杂稠油油藏注气吞吐过程中近井地带径向泄压过程，更接近于油藏实际注气吞吐过程；1.2.)在所述岩心夹持器中充填岩心数量为8～10块，岩心装入岩心夹持器前测量每块岩心的质量m岩n、长度，计算每块岩心体积v；如岩心块数太少，每块岩心长度过长，都难以获得或制作。如岩心块数太多，每块岩心长度过短，多块岩心拼接产生的缝隙过多，难以准确反映实际油藏中流体的渗流过程，因此，本设计经过无数次实践确定了与岩心夹持器匹配的充填岩心数量；1.3.)在所述岩心夹持器内设置多个测压点；根据岩心长度，每隔0.25m～0.5m设置测压点，可以准确的检测实验过程中多块岩心不同位置的压力变化，避免由于测压点少而导致部分岩心区域压力值无法检测；1.4.)所述岩心夹持器出口与人工泡沫油生成可视窗相连，用于观察和评价油藏温度和压力下人工泡沫油生成情况；人工泡沫油生成可视窗承受压力大于10mpa，承受温度大于50℃；所述人工泡沫油生成可视窗为立方体，外体尺寸范围：宽度为60-100mm，长度为140-180mm，高度为40-60mm。可视尺寸范围：宽度为5-10mm，长度为50-80mm，高度为1-5mm。1.5.)利用所述岩心夹持器对岩心施加围压，用于模拟上覆地层压力对岩心的影响；根据本发明优选的，所述步骤2)中，准备注入用活油、混合气体、油溶性发泡剂溶液的方法为：2.1.)根据油藏原油溶解气油比和气体压缩因子，利用配样仪，在油藏压力和温度下配置活油，用于模拟实际油藏中的原油，并利用配样仪导入至活油容器；地层条件下活油粘度大于5000mpa·s；2.2.)计算不同组成丙烷和天然气混合气体相图，在实验注入压力下，选择露点线对应温度小于油藏温度5℃之内的一个相图。该相图所对应的丙烷和天然气混合气体组成为该油藏的温度和注入压力下最优的丙烷和天然气混合气体组成。该组成下丙烷和天然气混合气体确保为气相状态，且接近露点线，溶于稠油具有较强的降粘能力，之后，根据该丙烷和天然气组成配置混合气体；2.3.)油溶性发泡剂为非离子型氟化发泡剂，油溶性发泡剂质量浓度为0.01wt％～0.5wt％。油溶性发泡剂质量浓度通过下式计算；在公式(i)中，m泡为油溶性发泡剂质量。根据本发明优选的，所述步骤2.2.)中，配置混合气体的过程如下：在大气压力下向混合气体容器内注入丙烷气体，直至混合气体容器压力至丙烷露点压力之上，使丙烷液化；根据优化所得混合气体组成注入天然气，并调整混合气体容器体积使得混合气体容器压力达到实验需要的注入压力。由于液化丙烷具有较高的扩散能力，通过上述方法可以使得丙烷和天然气快速混合，加快混合气体达到平衡的速度。根据本发明优选的，所述步骤2.3.)中，由于实验用油溶性发泡剂浓度较低，准备油溶性发泡剂溶时，将所述油溶性发泡剂溶于煤油中形成油溶性发泡剂溶液；从而减少油溶性发泡剂注入过程中在容器和管线中的消耗，从而保证油溶性发泡剂顺利注入岩心。根据本发明优选的，所述步骤4)模拟油溶性发泡剂强化混合气体吞吐注入阶段的步骤如下：4.1.)打开岩心夹持器出口，以一定压力将油溶性发泡剂溶液注入，注入压力高于岩心平均压力0.5～1mpa，当溶液全部注入时停止，关闭岩心夹持器出口；4.2.)打开岩心夹持器出口，注入混合气体，注入压力大于5mpa，直至岩心夹持器出口压力等于注入压力；上述过程中记录时间、岩心夹持器入口、出口及各测压点压力；根据混合气体状态方程计算注入混合气体量。通过上述过程，先注入的油溶性发泡剂可以在后注入混合气体的作用下进入岩心深处，加大油溶性发泡剂与稠油的接触范围，更易于生成人工泡沫油。根据本发明优选的，所述步骤5)中模拟油溶性发泡剂强化混合气体吞吐焖井阶段的方法如下：焖井时间为12-48小时，焖井过程中记录时间、岩心夹持器入口、岩心夹持器出口及各测压点压力；当所述压力随时间变化较小时，表明混合气体溶解于稠油的速度降低，再继续焖井影响生产时间，因此，焖井阶段结束，关闭岩心夹持器出口。根据本发明优选的，所述步骤6)模拟油溶性发泡剂强化混合气体吞吐生产阶段的方法如下：打开岩心夹持器出口，以2-4mpa/h的压降速度降低所述岩心夹持器内岩心压力，为了避免空气进入油藏，且保证后续阶段具有较高的压力，当压力降至1～2mpa时，关闭岩心夹持器出口，生产阶段结束；上述过程中记录时间、产油量m吞1、产气量、岩心夹持器入口、岩心夹持器出口以及测压点压力，并通过高清摄像机和人工泡沫油生成可视窗观察人工泡沫油生成情况；计算累积产油量、累积产气量和气油比，并通过以下公式(ii)计算第一吞吐周期采出程度r吞1：根据本发明优选的，所述步骤7)中，重复步骤4)-步骤6)，进行5～10轮次油溶性发泡剂强化混合气体吞吐过程；根据油田开发成本和油价，吞吐结束采出程度在1％～5％之间，第i个轮次的采出程度r吞i小于吞吐结束采出程度时，油溶性发泡剂强化混合气体吞吐提高采收率效果消失，实验结束；各周期吞吐过程中记录时间、产油量m吞i、产气量、岩心夹持器入口、岩心夹持器出口以及各测压点压力，通过人工泡沫油生成观察窗观察人工泡沫油生成情况，计算累积产油量、累积产气量和气油比，之后计算各吞吐周期采出程度r吞i和最终采收率r吞如下：根据本发明优选的，所述步骤8)的具体步骤如下：8.1.)测量产出油的密度ρo及四组分含量：沥青质、胶质、饱和分、芳香分；8.2.)称量每一块岩心的质量为m油+水n，将岩心放入50℃～80℃恒温箱中1～2天，岩心中水分蒸发后称量每一块岩心的质量为m油n，因此，通过以下公式(iv)计算得到每一块岩心剩余油饱和度son、含水饱和度swn和含气饱和度sgn：sgn＝1-son-swn(iv)其中，ρw水的密度，ρo分别为油的密度，n为岩心编号；8.3.)根据测量产出原油密度、四组分含量、剩余油饱和度分布、生产动态，评价油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验效果。本发明有益效果如下：1、本发明结合天然气和丙烷各自优点，通过注入混合气体代替现有单一气体，即解决了天然气溶解能力低、降粘效果差的问题，又解决了丙烷露点压力低，极易液化而用量过大的问题，为提高复杂稠油油藏采收率提供了一种新方法。2、本发明通过油溶性发泡剂，在注气吞吐生产阶段形成人工泡沫油，从而将特殊稠油油藏降压开发过程中存在的天然泡沫油现象引入到注气吞吐过程中，解决了传统注气吞吐过程中注入气快速产出，难以溶于稠油的问题，达到了大幅提高复杂稠油油藏采收率的目的。对于复杂稠油油藏开发具有较大的应用前景。3、本发明设计的人工泡沫油生成可视窗具有耐高压、高温、可视化的优点，可以实现高压和高温下实时观察、判断人工泡沫油的形成情况，解决了人工泡沫油油藏条件下无法观测的问题，为评价方法的可行性提供了有效的手段。4、本发明的岩心夹持器尺寸大于现有岩心夹持器，可以较好地反映复杂稠油油藏注气吞吐过程中近井地带径向泄压过程，更接近于油藏实际注气吞吐过程，且通过内测压的方式，解决了大尺寸岩心夹持器装卸费时、费力、密封性差的问题。5、本发明设计的气体测量系统可以连续测量气体体积，避免了间歇测量而产生的人为测量误差，解决了大尺寸岩心夹持器产出气体量大，无法准确测量的难题。附图说明图1分别为不同组成丙烷和天然气混合气体相图；图2是本发明所述气体测量系统图的后视图；在图2中，17-1、第一进液控制阀；17-2、第一放空控制阀；17-3、第一进气控制阀；17-4、第二进气控制阀；17-5、第二放空控制阀；17-6、第二进液控制阀；17-7、支撑架；17-8、第二量筒；17-9、水槽；17-10、第一量筒；17-11、第一三通；17-12、第二三通；17-13、第一出口；17-14、第二出口。图3累积产油量和采出程度随时间变化图；图4累积产气量和气油比随时间变化图；图5实施例11步骤4)第一周期岩心夹持器入口、出口以及各测压点压力随时间变化图；图6实施例11第一周期焖井阶段岩心夹持器入口、出口以及各测压点压力随时间变化图；图7实施例11步骤6)第一周期岩心夹持器入口、出口以及各测压点压力随时间变化图；图8实施例11第一周期人工泡沫油生成情况图；图9实施例11各轮次吞吐过程中岩心夹持器入口、出口以及各测压点压力；图10每块岩心剩余油饱和度；图11是本发明所述岩心夹持器的剖面结构图；在图11中，7-1、第一岩心堵头；7-2、第一外体堵头；7-3、外体；7-4、岩心胶皮套；7-5、岩心；7-6、测压点；7-7、测压管线；7-8、进水口；7-9、出水口；7-10、第二外体堵头2；7-11、第二岩心堵头；7-12、支撑托；7-13、支持杆；7-14、围压腔。图12实施例12第一周期注气入口、出口及各测压点压力；图13实施例12第一周期焖井入口、出口及各测压点压力；图14实施例12第一周期采油入口、出口及各测压点压力；图15实施例12第一周期人工泡沫油生成情况图；图16实施例12各轮次吞吐过程中入口、出口以及各测压点压力；图17是本发明所述实验装置的结构示意图；在图17中，1、恒速恒压泵；2、活油容器；3、地层水容器；4、压力表；5、阀门；6、岩心夹持器入口；7、岩心夹持器；8、岩心夹持器出口；9、高清摄像机；10、人工泡沫油生成观察窗；11、光源；12、恒温箱；13、回压阀；14、氮气瓶；15、分离器；16、高精度电子天平；17、气体测量系统；18、真空泵；19、油溶性发泡剂容器；20、混合气体容器；21、恒速恒压泵；22、电脑；图18是本发明所述人工泡沫油观察窗的主视图；图19是本发明所述人工泡沫油观察窗的俯视图；在图11、19中，10-1、可视窗入口；10-2、可视窗外体；10-3、螺栓；10-4、加厚玻璃；10-5、可视窗口；10-6、减压垫片；10-7、可视窗出口；10-8、流动通道；10-9、螺栓孔。具体实施方式下面结合实例和说明书附图对本发明做详细的说明，但不限于此。如图1-图19所示。实施例1、一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置，包括：岩心夹持器，在所述岩心夹持器入口并联连接有地层水容器、活油容器，在所述岩心夹持器出口并联连接有油溶性发泡剂容器和混合气体容器；在所述岩心夹持器出口还依次连接有人工泡沫油生成观察窗、回压阀和气液分离装置。所述气液分离装置包括：分离器、高精度电子天平、气体测量系统和真空泵。所述岩心夹持器为内测压式岩心夹持器；优选的，所述岩心夹持器的测压点分布于岩心夹持器岩心胶皮套上。实施例2、如实施例1所述的一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置，其区别在于，所述岩心夹持器的长度为1m～2m，内径为0.025m～0.075m。实施例3、如实施例1所述的一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置，其区别在于，所述人工泡沫油生成观察窗包括可视窗外体、在所述可视窗体内设置的两块加厚玻璃，在所述加厚玻璃中间设置的流动通道，在所述流动通道的一端设置有可视窗入口，在所述流动通道的另一端设置有可视窗出口，所述可视窗外体通过镂空设置的可视窗与所述加厚玻璃相连。在实际应用中，所述人工泡沫油生成观察窗承受压力大于10mpa，承受温度大于50℃。所述人工泡沫油生成可视窗为立方体，可视窗外体尺寸范围：宽度为60-100mm，长度为140-180mm，高度为40-60mm；所述可视窗可视尺寸范围：宽度为5-10mm，长度为50-80mm。加厚玻璃厚度大于1.5cm，流动通道高度在1mm～5mm之间，如高度大于5mm，流动通道内稠油量过多，光源光线难以穿透稠油而影响观察人工泡沫油现象，如高度小于1mm，流动通道太小，稠油无法顺利流过流动通道，造成堵塞。观测时，在所述人工泡沫油生成观察窗的一侧设置光源，在所述人工泡沫油生成观察窗的另一侧利用高清摄像机获取实验图像。实施例4、如实施例3所述的一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置，其区别在于，所述可视窗外体通过螺栓和螺栓孔与加厚玻璃固定连接，优选的，在所述可视窗外体和加厚玻璃之间设置有减压垫片。外体和加厚玻璃通过螺栓和螺栓孔连接。垫片位于外体和加厚玻璃中间，用于减少外体与加厚玻璃的压力，防止加厚玻璃在高压下破裂。实施例5、如实施例1所述的一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置，其区别在于，在所述回压阀还连接有氮气瓶。实施例6、如实施例1所述的一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置，其区别在于，还包括驱动活油容器和地层水容器的第一恒速恒压泵；驱动油溶性发泡剂容器和混合气体容器的第二恒速恒压泵。实施例7、如实施例1所述的一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置，其区别在于，在所述岩心夹持器和人工泡沫油生成观察窗的外部设置有恒温箱。实施例8、如实施例7所述的一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置，其区别在于，还包括用于监控岩心夹持器进口、出口对应参数的电脑，所述对应参数包括岩心夹持器内测压点压力、进口压力、出口压力和产出液重量。所述电脑通过对应的传感器分别对应采集不同的参数。实施例9、如实施例1所述的一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置，其区别在于，所述岩心夹持器包括外体，在所述外体的两侧分别设置有第一岩心堵头和第二岩心堵头，在所述第一岩心堵头外周设置有第一外体堵头，在所述第二岩心堵头外周设置有第二外体堵头；在所述外体内轴向设置有岩心胶皮套，在所述岩心胶皮套上分别设置有测压点和测压管线，在所述外体上还设置有进水口和出水口；在外体内底部轴向依次设置有支撑杆和支撑托，在所述岩心胶皮套外围设置有围压腔；在所述外体的两侧分别是岩心夹持器入口和岩心夹持器出口。岩心夹持器安装岩心的步骤如下：将岩心夹持器的第一外体堵头7-2依次与第一岩心堵头7-1和外体7-3连接，保持密封；之后，第一外体堵头7-2与岩心胶皮套相连、密封，并插入外体7-3中，使得岩心胶皮套7-4与第一外体堵头7-2相连，直到第一外体堵头7-2与外体7-3相连，保持密封；通过岩心安装器从岩心夹持器出口依次装入岩心，每块所述岩心之间添加滤纸，去除流体渗流过程中岩心连接处产生的末端效应，记录最后一块岩心的断面到岩心夹持器出口的距离l；将第二岩心堵头7-11与第二外体堵头7-10连接，使得第一岩心堵头7-1进入第一外体堵头7-2的距离为l，从而确保第一岩心堵头7-1、岩心和第一岩心堵头7-2紧密相连；岩心夹持器内岩心施加围压的步骤如下：通过外体7-3进水口7-8注入蒸馏水，直到注入水从岩心夹持器的出水口7-9流出，确保围压腔内空气已排出，且充满蒸馏水；之后，关闭出水口7-9，继续注入蒸馏水直至围压腔7-14内压力高于岩心压力1～5mpa，在所述围压腔内设置有测压点7-6，从而实现岩心围压的添加；围压的添加存在以下三个方面的作用：①有效模拟实际油藏存在的上覆地层压力；②保持岩心胶皮套与岩心堵头密封，防止实验过程中油、气和水从岩心夹持器流出；③保持岩心胶皮套与岩心7-5表面紧密接触，防止油、气和水绕过岩心7-5，从岩心胶皮套与岩心表面的空隙窜流。实施例10、如实施例1所述的一种复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置，其区别在于，所述气体测量系统包括水槽，在所述水槽上设置有支撑架，在所述水槽和支撑架之间分别设置有第一量筒和第二量筒，在所述支撑架上分别设置有第一进液控制阀、第一放空控制阀、第一进气控制阀、第二进气控制阀、第二放空控制阀和第二进液控制阀；所述第二放空控制阀通过第二三通、第二进液控制阀与所述第二量筒相连，第二出口与所述第二三通连接，所述第二进气控制阀与所述第二量筒相连；所述第一放空控制阀通过第一三通、第一进液控制阀与所述第一量筒相连，第一出口与所述第一三通连接，所述第一进气控制阀与所述第一量筒相连；通过气体测量系统测量产气量：①打开气体测量系统第一进液控制阀17-1和第二进液控制阀17-6，通过真空泵将水槽17-9中的水吸入第一量筒17-10和第二量筒17-11，然后关闭第一进液控制阀17-1和第二进液控制阀17-6，分别记录第一量筒17-10和第二量筒17-11中水体积v11和v21；②打开进第一气控制阀17-3，气体进入第一量筒17-10，由于气体的进入，第一量筒17-10中水排入水槽17-9。当第一量筒17-10中水快要全部排出时，关闭第一进气控制阀17-3，记录第一量筒水17-10体积v11’，通过v11和v11’之差，计算气量vg11；与此同时，打开第二进气控制阀17-3，并打开第一进液控制阀17-1，通过真空泵将水槽17-9中的水吸入第一量筒17-10，记录第一量筒17-10水体积v12；③气体进入第二量筒17-11，由于气体的进入，第二量筒17-11中水排入水槽17-9。当第二量筒17-8中水快要全部排出时，关闭第二进气控制阀17-4，记录第二量筒17-8水体积v21’，通过v21和v21’之差，计算气量vg21；与此同时，打开第二进液控制阀6，通过真空泵将水槽17-9中的水吸入第二量筒17-8，记录第一量筒17-10水体积v22；④步骤②和③共进行n次时无气体产出，则通过下式计算总的气体产出量，实现气体的连续测量。式中，vg1n和vg2n分别为第一量筒17-10和第二量筒17-11第n次测得产气量。实施例11、如实施例1-10所述复杂稠油油藏油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验装置的应用方法，包括步骤如下：1)将多块岩心依次装入所述岩心夹持器，模拟实际油藏；2)准备注入用流体，包括活油，地层水、混合气体、油溶性发泡剂溶液；3)打开所述岩心夹持器入口,将岩心饱和地层水和活油，测量多块岩心的平均孔隙度φ和平均渗透率，计算饱和活油质量m原和岩心平均原始含油饱和度，之后关闭打开所述岩心夹持器入口，打开岩心夹持器出口，通过回压阀降低岩心夹持器内岩心压力至目标油藏压力；本实施例中，测量所得岩心平均渗透率、平均孔隙度φ、饱和活油质量m原和平均含油饱和度见表1所示，通过回压阀降低岩心夹持器内岩心压力至目标油藏压力为3.64mpa。表1岩心物性参数表平均渗透率(μm3)平均孔隙度φ(％)饱和活油质量m原(g)平均含油饱和度(％)27.6941.1315488.004)模拟油溶性发泡剂强化混合气体吞吐注入阶段：打开岩心夹持器出口，从岩心夹持器出口注入油溶性发泡剂和混合气体；5)模拟油溶性发泡剂强化混合气体吞吐焖井阶段：关闭岩心夹持器出口；由于注入的发泡剂为油溶性，可以与稠油互溶，而注入的混合气体在高压下通过扩散作用溶于稠油，起到降低稠油粘度的作用；6)模拟油溶性发泡剂强化混合气体吞吐生产阶段：打开所述岩心夹持器出口，对所述岩心夹持器内稠油进行降压开采，从稠油中析出的混合气体在油溶性发泡剂的作用下分散在稠油中形成人工泡沫油；7)重复步骤4)～步骤6)，进行多周期油溶性发泡剂强化混合气体吞吐过程，计算油溶性发泡剂强化混合气体吞吐各吞吐周期采出程度r吞i和最终采收率r吞；8)观察岩心，测量产出原油密度、四组分含量：沥青质、胶质、芳香分、环烷烃，计算岩心剩余油饱和度、含水饱和度和含气饱和度，用于评价油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验效果。所述步骤1)中，所述模拟实际油藏的具体方法如下：1.1.)所述岩心夹持器的长度为1m～2m，内径为0.025m～0.075m；该技术特征能反映复杂稠油油藏注气吞吐过程中近井地带径向泄压过程，更接近于油藏实际注气吞吐过程，本实施例中岩心夹持器的长度为1m，内径为0.025m；1.2.)在所述岩心夹持器中充填岩心数量为8～10块，岩心装入岩心夹持器前测量每块岩心的质量m岩n、长度，计算每块岩心体积v；如岩心块数太少，每块岩心长度过长，都难以获得或制作。如岩心块数太多，每块岩心长度过短，多块岩心拼接产生的缝隙过多，难以准确反映实际油藏中流体的渗流过程，因此，本设计经过无数次实践确定了与岩心夹持器匹配的充填岩心数量；本实施例中岩心数量为8块，每块岩心的质量、长度及体积v见表2所示：表2实施例11中各岩心基础数据表岩心编号n长度(cm)m岩n(g)体积v(cm3)110.578.5451.54210.871.8649.68312.481.7457.04411.172.7951.06512.584.2257.50611.677.8653.36712.182.1355.66811.780.8753.821.3.)在所述岩心夹持器内设置多个测压点；根据岩心长度，每隔0.25m～0.5m设置测压点，可以准确的检测实验过程中多块岩心不同位置的压力变化，避免由于测压点少而导致部分岩心区域压力值无法检测；本实施例中，岩心夹持器每隔0.25m设置一个测压点，共4个测压点；1.4.)所述岩心夹持器出口与人工泡沫油生成可视窗相连，用于观察和评价油藏温度和压力下人工泡沫油生成情况；人工泡沫油生成可视窗承受压力大于10mpa，承受温度大于50℃；所述人工泡沫油生成可视窗为立方体，外体尺寸范围：宽度为60-100mm，长度为140-180mm，高度为40-60mm。可视尺寸范围：宽度为5-10mm，长度为50-80mm，加厚玻璃厚度大于1.5cm，流动通道高度在1mm～5mm之间，如高度大于5mm，流动通道内稠油量过多，光源光线难以穿透稠油而影响观察人工泡沫油现象，如高度小于1mm，流动通道太小，稠油无法顺利流过流动通道，造成堵塞。观测时，在所述人工泡沫油生成观察窗的一侧设置光源，在所述人工泡沫油生成观察窗的另一侧利用高清摄像机获取实验图像。本实施例中外体尺寸范围：宽度为80mm，长度为160mm，高度为53mm。可视尺寸范围：宽度为10mm，长度为50mm，最大承受压力15mpa，最大承受温度150℃。加厚玻璃厚度为1.7cm，流动通道高度为1mm。1.5.)利用所述岩心夹持器对岩心施加围压，用于模拟上覆地层压力对岩心的影响；本实施例中，始终保持围压压力大于岩心压力3mpa。所述步骤2)中，准备注入用活油、混合气体、油溶性发泡剂溶液的方法为：2.1.)根据油藏原油溶解气油比和气体压缩因子，利用配样仪，在油藏压力和温度下配置活油，用于模拟实际油藏中的原油，并利用配样仪导入至活油容器；地层条件下活油粘度大于5000mpa·s；本实施例中，原油溶解气油比为15m3/m3，气体压缩因子为0.96，在油藏压力和温度为8.65mpa和54.2℃下配置成实验用活油。地层条件下活油粘度为24700mpa·s。2.2.)计算不同组成丙烷和天然气混合气体相图，在实验注入压力下，选择露点线对应温度小于油藏温度5℃之内的一个相图。该相图所对应的丙烷和天然气混合气体组成为该油藏的温度和注入压力下最优的丙烷和天然气混合气体组成。该组成下丙烷和天然气混合气体确保为气相状态，且接近露点线，溶于稠油具有较强的降粘能力，之后，根据该丙烷和天然气组成配置混合气体；在大气压力下向混合气体容器内注入丙烷气体，直至混合气体容器压力至丙烷露点压力之上，使丙烷液化；根据优化所得混合气体组成注入天然气，并调整混合气体容器体积使得混合气体容器压力达到实验需要的注入压力。由于液化丙烷具有较高的扩散能力，通过上述方法可以使得丙烷和天然气快速混合，加快混合气体达到平衡的速度。本实施例中，计算不同组成的丙烷和天然气混合气体相图如图1所示，在实验注入压力6mpa下，图1实施例11所示相图露点线对应温度为49.8℃，小于油藏温度54.2℃5℃之内。因此，该相图所对应的丙烷和天然气混合气体组成为藏温度54.2℃、注入压力6mpa下最优的丙烷和天然气混合气体组成。该天然气和丙烷混合气体组成为54:46。之后，根据该丙烷和天然气组成配置混合气体。2.3.)油溶性发泡剂为非离子型氟化发泡剂，油溶性发泡剂质量浓度为0.01wt％～0.5wt％。油溶性发泡剂质量浓度通过下式计算；在公式(i)中，m泡为油溶性发泡剂质量。所述步骤2.3.)中，由于实验用油溶性发泡剂浓度较低，准备油溶性发泡剂溶时，将所述油溶性发泡剂溶于煤油中形成油溶性发泡剂溶液；从而减少油溶性发泡剂注入过程中在容器和管线中的消耗，从而保证油溶性发泡剂顺利注入岩心。本实施例中，注入油溶性发泡剂浓度为0.5wt％。所述步骤4)模拟油溶性发泡剂强化混合气体吞吐注入阶段的步骤如下：4.1.)打开岩心夹持器出口，以一定压力将油溶性发泡剂溶液注入，注入压力高于岩心平均压力0.5～1mpa，当溶液全部注入时停止，关闭岩心夹持器出口；本实施例中，注入压力为4.2mpa，高于岩心平均压力0.56mpa。4.2.)打开岩心夹持器出口，注入混合气体，注入压力大于5mpa，直至岩心夹持器出口压力等于注入压力；上述过程中记录时间、岩心夹持器入口、出口及各测压点压力；根据混合气体状态方程计算注入混合气体量。通过上述过程，先注入的油溶性发泡剂可以在后注入混合气体的作用下进入岩心深处，加大油溶性发泡剂与稠油的接触范围，更易于生成人工泡沫油。本实施例中，混合气体注入压力为6mpa，注入气量为1800cm3，记录时间、岩心夹持器入口、出口及各测压点压力如图5所示。所述步骤5)模拟油溶性发泡剂强化混合气体吞吐焖井阶段：关闭岩心夹持器出口；由于注入的发泡剂为油溶性，可以与稠油互溶，而注入的混合气体在高压下通过扩散作用溶于稠油，起到降低稠油粘度的作用；焖井时间为12-48小时，焖井过程中记录时间、岩心夹持器入口、岩心夹持器出口及各测压点压力；当所述压力随时间变化较小时，表明混合气体溶解于稠油的速度降低，再继续焖井影响生产时间，因此，焖井阶段结束，关闭岩心夹持器出口。本实施例中，焖井时间为21小时5分钟，记录时间、入口、出口及各测压点压力如6图所示。所述步骤6)模拟油溶性发泡剂强化混合气体吞吐生产阶段的方法如下：打开岩心夹持器出口，以2-4mpa/h的压降速度降低所述岩心夹持器内岩心压力，为了避免空气进入油藏，且保证后续阶段具有较高的压力，当压力降至1～2mpa时，关闭岩心夹持器出口，生产阶段结束；上述过程中记录时间、产油量m吞1、产气量、岩心夹持器入口、岩心夹持器出口以及测压点压力，并通过高清摄像机和人工泡沫油生成可视窗观察人工泡沫油生成情况；计算累积产油量、累积产气量和气油比，并通过以下公式(ii)计算第一吞吐周期采出程度r吞1：本实施例中，以3mpa/h的压降速度降低所述岩心夹持器内岩心压力，当压力降至1mpa时，关闭出口，生产阶段结束。记录时间、产油量(m吞1)和产气量如表4所示。岩心夹持器入口、出口以及测压点压力如图7所示。通过人工泡沫油生成可视窗观察人工泡沫油生成情况见图8所示。计算第一周期累积产油量和采出程度r1如图3所示，计算第一吞吐周期累积产气量和气油比如图4所示。第一吞吐周期采出程度r1为14.87％。表4第一周期产油量m吞1和产气量数据实验时间(min)产油量m吞1(g)产气量(cm3)00.00070.175130.000190.9911251.3015311.8919371.77130431.72139493.52106552.9879613.1295672.83200731.15230791.46171优选的，所述步骤7)中，重复步骤4)-步骤6)，进行5～10轮次油溶性发泡剂强化混合气体吞吐过程；根据油田开发成本和油价，吞吐结束采出程度在1％～5％之间，第i个轮次的采出程度r吞i小于吞吐结束采出程度时，油溶性发泡剂强化混合气体吞吐提高采收率效果消失，实验结束；各周期吞吐过程中记录时间、产油量m吞i、产气量、岩心夹持器入口、岩心夹持器出口以及各测压点压力，通过人工泡沫油生成观察窗观察人工泡沫油生成情况，计算累积产油量、累积产气量和气油比，之后计算各吞吐周期采出程度r吞i和最终采收率r吞如下：本实施例中，根据油田开发成本和油价，吞吐结束采出程度为2.5％，第8个轮次的采出程度r吞8为2.47％，小于吞吐结束采出程度为2.5％，因此，第8个轮次吞吐后，油溶性发泡剂强化混合气体吞吐已经失去提高采收率效果，实验结束。各周期吞吐过程中入口、出口以及各测压点压力如图9所示，计算各周期累积产油量和采出程度如图3所示，各周期累积产气量和气油比如图4所示。各吞吐周期采出程度r吞i和最终采收率r吞分别为50.21％和60.92％。所述步骤8)的具体步骤如下：8.1.)测量产出油的密度ρo及四组分含量：沥青质、胶质、饱和分、芳香分；本实施例中，测量产出油的密度ρo及四组分含量：沥青质、胶质、饱和分、芳香分，如表5所示；表5产出油密度ρo及四组分含量8.2.)称量每一块岩心的质量为m油+水n，将岩心放入50℃～80℃恒温箱中1～2天，岩心中水分蒸发后称量每一块岩心的质量为m油n，因此，通过以下公式(iv)计算得到每一块岩心剩余油饱和度son、含水饱和度swn和含气饱和度sgn：sgn＝1-son-swn(iv)其中，ρw水的密度，ρo分别为油的密度，n为岩心编号；实施例中，将岩心放入70℃恒温箱中2天，每一块岩心的质量m油+水n岩心水分蒸发后称量m油n、每一块岩心含水饱和度和含气饱和度见表6所示，每一块岩心的剩余油饱和度如图10所示；表6实施例11每块岩心含水饱和度和含气饱和度8.3.)根据测量产出原油密度、四组分含量、剩余油饱和度分布、生产动态，评价油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验效果。本实施例中，由图5～7和图9可知，各吞吐阶段入口、出口以及各测压点压力随时间不断变化，由于岩心夹持器长度为1m，同一时间下入口、出口以及各测压点压力不同，多测压点的存在可以较好地反映岩心不同位置压力的细微变化。其中，油溶性发泡剂强化混合气体吞吐注入阶段，各压力随时间快速上升，出口压力增加速度最大，迅速到达注入压力6mpa(图5)。油溶性发泡剂强化混合气体吞吐焖井阶段，由于混合气体的溶解，各测压点压力趋于平衡(图6)。油溶性发泡剂强化混合气体吞吐生产阶段，各压力随时间不断降低，出口压力最低，入口压力最高，形成较大压差，有利于稠油生产(图7)。各吞吐周期压力变化规律与第1周期相似(图9)。由图3可知，实施例11最终采收率r吞为50.21％，而单一天然气吞吐最终采收率分别为8.11％，实施例11吞吐最终采收率r吞是单一天然气吞吐实验的6.19，采收率增加显著，且各吞吐周期采出程度r吞i(表7)和累积产油量明显(图3)高于单一天然气吞吐实验。此外，由图4可知，实施例11各周期气油比明显低于单一天然气吞吐实验，表明生产阶段气体产出速度明显降低。由图10可知，实施例11中各岩心剩余油饱和度明显低于单一天然气吞，越接近出口，剩余油饱和度越低，从而证明油溶性发泡剂强化混合气体吞吐实验可以大幅度增加产油量，提高岩心最终采收率。表7各吞吐周期采出程度r吞i由表5可知，与单一天然气吞吐实验相比，实施例11稠油密度、沥青质和胶质含量更低，表明油溶性发泡剂强化混合气体吞吐可以明显增强稠油流动性，改善稠油品质，便于后续的稠油运输和加工。由图8可知，实施例11第1周期吞吐生产阶段可以产生明显的人工泡沫油现象，证明了油溶性发泡剂结合混合气体生成人工泡沫油降低气体产出速度的有效性。综上可知，与单一天然气吞吐实验相比，实施例11可以明显提高岩心采收率，增加产油量，降低气体产出速度和剩余油饱和度，开发效果大幅度改善，其原因在于混合气体可以改善产出油品质和流动性，且在油溶性发泡剂的作用下可以形成人工泡沫油现象。实施例12、本实例中实验用设备与实施例11相同，其应用方法区别在于：所述步骤1)中岩心数量为8块，每块岩心的质量m岩n、长度及体积v见表8所示。表8实施例12中各岩心基础数据表岩心编号n长度(cm)m岩n(g)体积v(cm3)111.9777.2855.05211.7875.6654.18312.2878.6956.48411.8976.3654.71511.8375.3654.42612.8482.6959.05712.4380.3657.17812.4379.6457.18所述步骤2)中天然气和丙烷混合气体组成为72:28；所述步骤3)中测量所得岩心平均渗透率、平均孔隙度φ、饱和活油质量和平均含油饱和度见表9所示，通过回压阀降低岩心夹持器内岩心压力至目标油藏压力为3.18mpa：表9实施例12中岩心物性参数表平均渗透率(μm3)平均孔隙度φ(％)饱和活油质量m原(g)平均含油饱和度(％)33.7040.5515987.44所述步骤4)中，油溶性发泡剂溶液注入压力为3.75mpa，高于岩心平均压力0.57mpa。混合气体注入压力为6mpa，注入气量为1800cm3，记录时间、岩心夹持器入口、岩心夹持器出口及各测压点压力如图12所示。所述步骤5)中，焖井时间为19小时34分钟，记录时间、岩心夹持器入口、岩心夹持器出口及各测压点压力如13图所示。所述步骤6)中，以3mpa/h的压降速度降低所述岩心夹持器内岩心压力，当压力降至1mpa时，关闭心夹持器出口，生产阶段结束。记录时间、产油量(m吞1)和产气量如表10所示。岩心夹持器入口、出口以及测压点压力如图14所示。通过人工泡沫油生成可视窗观察人工泡沫油生成情况见图15所示。计算第一周期累积产油量和采出程度r1如图3所示，计算第一吞吐周期累积产气量和气油比如图4所示。第一吞吐周期采出程度r1为11.18％。表10实施例12第一周期采油时间，产油量m吞1，产气量实验时间(min)产油量m吞1(g)产气量(cm3)00.00061.5440120.5896180.3497240.16111300.26148360.14140420.33150482.36118542.61165601.49152661.81190722.42215780.66160841.08215902.00205所述步骤7)中，根据油田开发成本和油价，吞吐结束采出程度为2.5％，第5个轮次的采出程度r吞5为2.33％，小于吞吐结束采出程度为2.5％，因此，第5个轮次吞吐后，油溶性发泡剂强化混合气体吞吐已经失去提高采收率效果，实验结束。各周期吞吐过程中入口、出口以及各测压点压力如图16所示，计算各周期累积产油量和采出程度如图3所示，各周期累积产气量和气油比如图4所示。各吞吐周期采出程度r吞i见表7所示，实验最终采收率r吞为29.91％。所述步骤8)中，测量产出油的密度ρo及四组分含量(沥青质、胶质、饱和分、芳香分)如表5所示。将岩心放入70℃恒温箱中2天，每一块岩心的质量m油+水n岩心水分蒸发后称量m油n、每一块岩心含水饱和度和含气饱和度见表11所示，每一块岩心的剩余油饱和度如图10所示。表11实施例12每块岩心含水饱和度和含气饱和度由图12-图16可知，油溶性发泡剂强化混合气体吞吐注入阶段，各压力随时间快速上升，出口压力增加速度最大，迅速到达注入压力6mpa(图12)。油溶性发泡剂强化混合气体吞吐焖井阶段，由于混合气体的溶解，各测压点压力趋于平衡(图13)。油溶性发泡剂强化混合气体吞吐生产阶段，各压力随时间不断降低，出口压力最低，入口压力最高，形成较大压差，有利于稠油生产(图14)。各吞吐周期压力变化规律与第1周期相似(图16)。由图3可知，实施例12最终采收率r吞为29.91％，是单一天然气吞吐实验的3.69倍，与单一天然气吞吐实验相比各吞吐周期采出程度和各周期累积产油量显著增加，气油比和剩余油饱和度明显降低(表7、图3、图4和图10)，同样可以增强稠油流动性，改善稠油品质(表5)，产生明显的人工泡沫油现象(图15)，由此可知，实施例12开发效果优于单一天然气吞吐，改变油溶性发泡剂强化混合气体吞吐中气体组成同样可以起到改善复杂稠油开发效果的目的。但是与实施例11相比，实施例12各吞吐周期采出程度r吞i(表7)、实验最终采收率r吞(图3)、各周期累积产油量(图3)、剩余油饱和度(图10)较低，气油比(图4)较高、产出油密度、沥青质和胶质含量较高(表5)，人工泡沫油现象不明显(图15)，因此，实施例12开发效果差于实施例11。分析原因实施例11中天然气和丙烷混合气体组成为最优组成，油藏温度和注入压力点接近相图露点线(图1)，且混合气体在岩心中保持气相状态，具有最大的稠油溶解降粘能力。而实施例12中，混合气体中丙烷气体含量较低，稠油溶解降粘能力较差。以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本
技术领域：
的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。当前第1页12