超临界二氧化碳压裂液对油气储层渗流影响评价装置与方法与流程

本发明属于非常规油气开发增产技术领域，具体地，涉及超临界二氧化碳压裂液对油气储层渗流影响评价装置与方法。

背景技术：

随着油气田开发技术的进步，低渗透、致密等非常规油气资源的开发越来越受到重视。低渗透油气资源是指油气储层渗透率低，储量丰度低，单井产能低的油气资源。我国低渗透油气资源储量丰富，分布广泛，约占全国已探明储量的2/3以上，开发潜力巨大。压裂技术作为低渗透油气田增产的主要措施，已经在国内外得到了广泛的应用。然而，传统的水基压裂液由于存在破胶不完全，返排不彻底，在地层中滞留量大等问题，对地层伤害严重。因此，主要应用于非常规储层增产的新一代的低伤害压裂技术如二氧化碳压裂技术等相继问世。二氧化碳压裂技术具有低伤害、易返排等优势，目前已经得到了广泛的关注与研究。而超临界二氧化碳压裂技术则是二氧化碳干法压裂技术的一种特殊形式。

常温常压下，二氧化碳为无色无味的气体，在油藏条件下，二氧化碳通常处于超临界状态(临界温度为31.1℃，临界压力为7.38MPa)。超临界二氧化碳流体密度大，溶剂化能力强，作为压裂液能够有效溶解近井地带的部分原油组分，从而增加油气通道的渗流能力；能够抑制粘土膨胀，使粘土矿物脱水，颗粒变小，增大地层孔隙，提高渗透率；超临界二氧化碳的表面张力几乎为零，对页岩层的吸附能力远远大于甲烷在页岩中的吸附能力，从而能够高效置换地层中的甲烷。因此，超临界二氧化碳压裂技术不仅能高效开发低渗、致密等特殊储层，同时也能有效缓解水力压裂存在的水资源污染与浪费的问题。

然而，在压裂施工中，超临界二氧化碳压裂液也会在足够高的压力下进入地层的孔隙介质内，影响储层流体和粘土矿物的物理和化学性质，一方面，由于二氧化碳进入地层后会与地层水发生反应生成酸，溶解部分地层矿物及杂质，提高地层渗透率；另一方面，压裂液体系内的增粘剂也会对地层孔喉和微裂缝造成一定程度的堵塞，导致地层损害。目前，国内外在超临界二氧化碳压裂液的储层物性评价特别是储层渗流能力评价方面鲜有研究报道，因此，急需一种实现上述功能的评价装置及方法。

技术实现要素：

有鉴于此，本发明的目的在于提供一种超临界二氧化碳压裂液对油气储层渗流影响评价装置与方法，用于测量不同压裂液体系配比、不同压裂液体系注入量、不同回压以及不同岩心等条件下的岩心伤害率，进而研究体系配比、体系注入量、回压以及岩心对岩心伤害率的影响，为超临界二氧化碳压裂液的现场施工提供基础理论数据和技术支撑。

为达到上述目的，本发明提供如下技术方案：

超临界二氧化碳压裂液对油气储层渗流影响评价装置，包括二氧化碳增压及注入系统、超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统、温度控制系统、岩心驱替及渗透率测量系统以及回压系统；二氧化碳增压及注入系统提供二氧化碳气源及压力，二氧化碳增压及注入系统连接超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统；超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统为二氧化碳增压及注入系统提供的高压二氧化碳以及压裂液添加剂提供反应场所；超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统与温度控制系统并联，温度控制系统提供恒温条件；岩心驱替及渗透率测量系统负责测量压裂液作用前后岩心的渗透率，分别与超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统和回压系统连接，使压裂液对岩心进行作用；回压系统为实验提供必要的回压，以模拟真实地层条件。

二氧化碳增压及注入系统，包括二氧化碳气体储罐、缓冲气罐、缓冲气罐阀、高能气体增压泵、增压气罐以及进气控制阀；二氧化碳气体储罐、缓冲气罐、缓冲气罐阀、高能气体增压泵、增压气罐、进气控制阀通过耐高压管线依次连接；进气控制阀与超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统连接，增压后的二氧化碳通过进气控制阀进入超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统。

超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统，为相平衡反应釜，包括磁力搅拌器、反应釜内腔；磁力搅拌器通过螺纹连接在反应釜内腔上，形成密闭容器；通过磁力搅拌器来加速反应的进行。

温度控制系统，包括恒温油浴锅、循环泵、耐高温管线；恒温油浴锅、循环泵、相平衡反应釜依次使用耐高温管线连接形成密闭循环系统；通过控制恒温油浴锅工作温度来控制相平衡反应釜内温度。

使用恒温油浴维持系统温度恒定，温度上限100℃，精度0.1℃；所有耐压元器件均可耐压40Mpa。

岩心驱替及渗透率测量系统，包括恒速恒压平流泵、中间容器、压力传感器、岩心夹持器、手动增压泵、氮气储罐、两相分离器、气体流量计；

评价油藏时，恒速恒压平流泵、中间容器、压力传感器、岩心夹持器通过耐高压管线依次连接；手动增压泵、压力传感器、岩心夹持器通过耐高压管线依次连接；

评价气藏时，恒速恒压平流泵、中间容器、压力传感器、岩心夹持器、氮气储罐、两相分离器、气体流量计通过耐高压管线依次连接；手动增压泵、压力传感器、岩心夹持器通过耐高压管线依次连接；岩心夹持器通过高压管线与回压系统连接。

回压系统，包括手动增压泵、缓冲容器、压力传感器、回压阀；手动增压泵、缓冲容器、压力传感器、回压阀通过耐高压管线依次连接。

评价超临界二氧化碳压裂液对油气储层渗流能力影响的方法，采用上述实验装置，进行超临界二氧化碳压裂液对岩心渗流能力评价，包括以下步骤：

步骤一：将岩心放入岩心夹持器中，油测渗透率时，用恒速恒压平流泵以一定速率向岩心中泵入煤油；气测渗透率时，调整氮气储罐出气阀使氮气恒速注入岩心中；观察压力传感器读数，记录稳定时的驱替流量及压力；

步骤二：打开恒温油浴锅以及循环泵，调节恒温油浴锅温度至一定值，建立加热-循环系统。

步骤三：将磁力搅拌器与反应釜内腔分离，向相平衡反应釜内加入一定量增粘剂和助溶剂，将磁力搅拌器与反应釜内腔连接好，打开磁力搅拌器；

步骤四：打开二氧化碳气体储罐，调节高能气体增压泵及相关阀门对二氧化碳进行压缩，压缩至一定压力后使高压二氧化碳进入相平衡反应釜；

步骤五：超临界二氧化碳压裂液对岩心进行滤失；连接相平衡反应釜、岩心夹持器以及回压系统，其中岩心夹持器沿步骤一中驱替方向的反方向进行连接，并给岩心夹持器施加适当围压以及利用回压系统施加适当的回压，打开相平衡反应釜上的出气控制阀，使超临界二氧化碳与岩心进行作用。

步骤六：重复步骤一，岩心驱替方向与步骤一相同，测定被超临界二氧化碳压裂液作用后的岩心渗透率。

步骤七：计算岩心初始渗透率、压裂液作用后渗透率以及岩心伤害率。

计算岩心伤害率过程为：

假设步骤一中测得煤油稳定流量为Q₁，稳定压力为P₁，步骤六中测得煤油稳定流量为Q₂，稳定压力为P₂，岩心长度为L，直径为D，煤油或氮气粘度为μ，计算岩心伤害率：

式中，

Q₁—岩心伤害前稳定流量，cm³/s；

Q₂—岩心伤害后稳定流量，cm³/s；

P₁—岩心伤害前稳定压力，0.1Mpa；

P₂—岩心伤害后稳定压力，0.1Mpa；

K₁—岩心初始渗透率，μm²；

K₂—压裂液伤害之后的岩心渗透率，μm²；

μ—煤油(或氮气)粘度，mPa·s；

L—岩心长度，cm；

D—岩心直径，cm；

η_d—岩心的渗透率伤害率，％。

本发明的有益效果在于：

(1)能够根据实验条件改变实验温度、实验压力、压裂液体系配比、压裂液体系注入量、回压以及岩心类型，从而探究不同储层条件下压裂液对近缝基质岩心伤害率以及不同实验条件下各因素对岩心伤害率的影响规律；

(2)装置操作简便，方法易于实施，操作可行性高；

(3)测量方法科学，能够达到较高的测量精度。

附图说明

为了使本发明的目的、技术方案以及实施过程更加清楚明了，本发明提供如下附图进行说明：

图1为本发明的装置结构示意图；

图2为本发明的油藏中压裂液作用前后岩心渗透率测定装置；

图3为本发明的气藏中压裂液作用前后岩心渗透率测定装置；

图中：1二氧化碳增压及注入系统，2超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统，3温度控制系统，4岩心驱替及渗透率测量系统，5回压系统5；

11为二氧化碳气体储罐，12为缓冲气罐，13为缓冲气罐阀，14为高能气体增压泵，15为增压气罐，16为进气控制阀，21为磁力搅拌器，22为反应釜内腔，31为恒温油浴锅，32为循环泵，41为恒速恒压平流泵，42为中间容器，43为岩心夹持器，44为手动增压泵，51为手动增压泵，52为缓冲容器，53为回压阀。

具体实施方式

如图1所示，超临界二氧化碳压裂液对油气储层渗流影响评价装置，包括二氧化碳增压及注入系统1、超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统2、温度控制系统3、岩心驱替及渗透率测量系统4以及回压系统5；二氧化碳增压及注入系统1提供二氧化碳气源及压力，二氧化碳增压及注入系统1连接超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统2；超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统2为二氧化碳增压及注入系统1提供的高压二氧化碳以及压裂液添加剂提供反应场所；超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统2与温度控制系统3并联，温度控制系统3提供恒温条件；岩心驱替及渗透率测量系统4负责测量压裂液作用前后岩心的渗透率，分别与超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统2和回压系统5连接，使压裂液对岩心进行作用；回压系统5为实验提供必要的回压，以模拟真实地层条件。

二氧化碳增压及注入系统1，包括二氧化碳气体储罐11、缓冲气罐12、缓冲气罐阀13、高能气体增压泵14、增压气罐15以及进气控制阀16；二氧化碳气体储罐11、缓冲气罐12、缓冲气罐阀13、高能气体增压泵14、增压气罐15、进气控制阀16通过耐高压管线依次连接；进气控制阀16与超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统2连接，增压后的二氧化碳通过进气控制阀16进入超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统2。

超临界二氧化碳压裂液相平衡反应系统2，为相平衡反应釜，包括磁力搅拌器21、反应釜内腔22；磁力搅拌器21通过螺纹连接在反应釜内腔22上，形成密闭容器；通过磁力搅拌器22来加速反应的进行。

温度控制系统3，包括恒温油浴锅31、循环泵32、耐高温管线；恒温油浴锅31、循环泵32、相平衡反应釜依次使用耐高温管线连接形成密闭循环系统；通过控制恒温油浴锅工作温度来控制相平衡反应釜内温度。

岩心驱替及渗透率测量系统4，包括恒速恒压平流泵41、中间容器42、压力传感器、岩心夹持器43、手动增压泵44、氮气储罐45、两相分离器46、气体流量计；

如图2所示，评价油藏时，恒速恒压平流泵41、中间容器42、压力传感器、岩心夹持器43通过耐高压管线依次连接；手动增压泵44、压力传感器、岩心夹持器43通过耐高压管线依次连接；

如图3所示，评价气藏时，恒速恒压平流泵41、中间容器42、压力传感器、岩心夹持器43、氮气储罐45、两相分离器46、气体流量计通过耐高压管线依次连接；手动增压泵44、压力传感器、岩心夹持器43通过耐高压管线依次连接；岩心夹持器43通过高压管线与回压系统5连接。

回压系统5，包括手动增压泵51、缓冲容器52、压力传感器、回压阀53；手动增压泵51、缓冲容器52、压力传感器、回压阀53通过耐高压管线依次连接。

测量超临界二氧化碳压裂液岩心伤害率的方法，采用上述测量超临界二氧化碳压裂液岩心伤害的装置，具体操作步骤如下：

步骤一：岩心初始渗透率的测定

将岩心放入岩心夹持器43中，并使用手动增压泵44施加一定围压；

油测渗透率即模拟油藏条件时，向中间容器42中加入煤油，并用恒速恒压平流泵41将中间容器42中的煤油以一定速率稳定驱至岩心夹持器43的岩心中；

气测渗透率即模拟气藏条件时，调节氮气储罐45出气阀，使气体按一定流量稳定驱至岩心夹持器43的岩心中；观察压力传感器读数，直至流量以及压力达到稳定状态，且稳定时间需达到60min，计算岩心初始渗透率；

步骤二：调节实验温度

打开恒温油浴锅31以及循环泵32，调节恒温油浴锅31温度至一定值，建立加热-循环系统，持续2-3个小时直至相平衡反应釜内温度达到实验温度并保持恒定；

步骤三：加入超临界二氧化碳压裂液体系添加剂

步骤二完成后，通过旋转螺纹使磁力搅拌器21与反应釜内腔22分离，向相平衡反应釜内加入一定量增粘剂和助溶剂，将磁力搅拌器21与反应釜内腔22连接好，打开磁力搅拌器21；

步骤四：建立超临界二氧化碳压裂液体系

打开二氧化碳气体储罐11开关阀门和缓冲气罐阀13，使二氧化碳进入缓冲气罐12与增压气罐15，关闭二氧化碳气体储罐11开关阀门和缓冲气罐阀13，打开高能气体增压泵14对增压气罐15中的二氧化碳进行压缩，压缩至一定压力后打开进气控制阀16，使增压气罐15中的高压二氧化碳进入相平衡反应釜，相平衡反应釜与增压气罐15内压力平衡后关闭进气控制阀16；重复上述步骤直至相平衡反应釜内压力达到实验压力，静置1-2小时，直至相平衡反应釜内体系完全溶解形成单一均相体系；

步骤五：超临界二氧化碳压裂液通过滤失作用进入岩心

将相平衡反应釜、岩心夹持器43、回压阀53、缓冲容器52、压力传感器、手动增压泵51依次使用耐高压管线连接；岩心夹持器43、压力传感器、手动增压泵51依次使用耐高压管线连接；

将岩心夹持器43沿步骤一中驱替方向的反方向与压力传感器、手动增压泵51连接，形成密闭连通的系统，转动手动增压泵51给岩心夹持器43施加适当围压；手动转动回压系统上的手动增压泵51给回压阀53施加适当的回压；打开相平衡反应釜上的出气控制阀，超临界二氧化碳以一定速率注入岩心夹持器43中，注入一定量超临界二氧化碳压裂液后关闭岩心夹持器43两端口的阀门，保持岩心夹持器43密闭状态，持续作用120min后转动手动增压泵51缓慢降低回压阀压力至大气压，该步骤结束；

步骤六：重复步骤一，岩心驱替方向与步骤一相同，测定与超临界二氧化碳压裂液作用后的岩心渗透率。

步骤七：计算岩心伤害率

假设步骤一中测得煤油稳定流量为Q₁，稳定压力为P₁，步骤六中测得煤油稳定流量为Q₂，稳定压力为P₂，岩心长度为L，直径为D，煤油或氮气粘度为μ，计算岩心伤害率：

式中，

Q₁—岩心伤害前稳定流量，cm³/s；

Q₂—岩心伤害后稳定流量，cm³/s；

P₁—岩心伤害前稳定压力，0.1Mpa；

P₂—岩心伤害后稳定压力，0.1Mpa；

K₁—岩心初始渗透率，μm²；

K₂—压裂液伤害之后的岩心渗透率，μm²；

μ—煤油(或氮气)粘度，mPa·s；

L—岩心长度，cm；

D—岩心直径，cm；

η_d—岩心的渗透率伤害率，％。

本发明可通过改变压裂液体系配比，从而研究不同压裂液配比对岩心渗流能力的影响；改变压裂液体系注入量，从而研究不同压裂液体系注入量对岩心渗流能力的影响；改变实验压力以及回压，从而研究不同地层压力对岩心渗流能力的影响；使用不同种类、不同渗透率的岩心进行实验，从而研究不同储层中压裂液作用后岩心渗流能力的变化。