本发明涉及一种模拟co2吞吐对盲端油微观驱替过程的系统和方法，尤其是涉及一种模拟co2吞吐对高温高压油井盲端残余油驱替过程的微观可视化系统和方法，属于油气田开发工程技术领域。
背景技术
co2在油中具有很高的溶解度，co2溶于原油后，能够使原油体积膨胀、黏度下降，并且能够降低两相的界面张力和最小混相压力，因此，将co2注入油层，不能能够大幅度提高采收率，而且可达到co2封存和减排的目的，满足环境保护和油藏高效开发的双重要求。尤其是近几年来，利用co2吞吐驱油成为了最重要的驱油方法之一，得到了广泛应用。所以，分析和研究co2吞吐对原油的驱替机理对于油藏开采具有非常实际的指导意义。
中国专利申请cn201110393334.6中公开了一种水平油井co2吞吐控水增油方法，利用工艺管柱将适量的co2注入到条件适宜的非正常水淹的水平井中，关井一段时间，使注入的co2与层内流体进行物理化学反应，开井后控制生产，产油量明显上升。该方法只从宏观上对co2吞吐控水增油进行了研究，并不能从微观机理角度对co2吞吐提高高温高压油井盲端残余油驱替效果进行评价。
中国专利申请cn201610541936.4中公开了一种化学剂辅助co2吞吐提高普通稠油油藏采收率的方法，该方法将化学剂与co2吞吐相结合，在进行过多轮次co2吞吐，化学剂与co2的协同作用下的多轮次吞吐后，油井仍能够保持较高的采油量。但是该方法只从工艺的角度对co2吞吐进行了研究，关注的重点在于采用降粘剂和/或起泡剂作为化学剂对co2吞吐的辅助效果，并不能从微观机理角度对co2吞吐提高高温高压油井盲端残余油驱替效果进行评价。
在实际原油开采过程中，经过气驱、水驱或聚合物驱等手段进行原油开采后，还有大量的原油作为残留油滞留在岩心中，其中有相当一部分残留油分布于岩心的盲端中，如何对这部分盲端残余油(盲端油)进行开采，以进一步提高原油采收率，是目前实际生产和理论研究的重点与难点。因此，分析与研究co2吞吐对盲端油的驱替机理以进一步提高采收率具有非常重要的意义。但是，目前很少有学者研究co2吞吐对油井盲端残余油的驱替机理，也没有一种模拟微观条件下co2吞吐对高温高压油井盲端残余油驱替过程的系统和方法。
技术实现要素：
针对现有技术的不足，本发明提供一种模拟co2吞吐对盲端油微观驱替过程的系统和方法，通过模拟微观条件下co2吞吐驱替盲端残余油的过程，从而能够对微观条件下co2吞吐驱替盲端残余油的效果进行评价与分析，并为co2吞吐驱替盲端油提供理论指导和技术支持。
本发明的第一个方面提供一种模拟co2吞吐对盲端油微观驱替过程的系统，用于对微观岩心模型内的盲端油进行驱替，包括：
用于夹持微观岩心模型的岩心夹持器；
用于将微观岩心模型的温度调节至模拟温度的温度调节装置；
用于将微观岩心模型的压力调节至模拟压力的压力调节装置；
用于使微观岩心模型达到模拟地层状态的模拟装置；
用于向微观岩心模型中注入co2的co2注入装置；
用于收集开采产物的产物收集装置。
进一步地，还包括用于采集co2吞吐驱替盲端油过程的图像采集装置。
具体的，模拟装置包括用于向微观岩心模型中注入饱和水的饱和水注入装置，以及用于向微观岩心模型中注入原油的原油注入装置。
具体的，微观岩心模型具有盲端、流体入口和流体出口，流体入口和流体出口分别与盲端连通。
进一步地，还包括与微观岩心模型连通的废液收集装置。
本发明的第二个方面提供一种模拟co2吞吐对盲端油微观驱替过程的方法，包括如下步骤：
1)将微观岩心模型的温度和压力分别调节至模拟温度和模拟压力；
2)向微观岩心模型中注入饱和水，随后注入原油，直至达到模拟地层状态；
3)向微观岩心模型中注入co2；
4)封闭微观岩心模型，模拟焖井过程；
5)开启微观岩心模型，模拟co2吞吐驱替盲端油的过程，并收集开采产物。
进一步地，利用图像采集装置采集上述co2吞吐驱替盲端油的过程。
具体的，co2的注入速度是0.01～0.1ml/min。
具体的，模拟温度为20～120℃，
模拟压力包括静岩压力和地层压力，静岩压力为0～16mpa；地层压力为0～16mpa。
具体的，微观岩心模型的制备方法包括如下顺序进行的步骤：
在第一有机玻璃上刻蚀第一凹槽以及与第一凹槽连通的第一进口和第一出口；
在第二有机玻璃上刻蚀第二凹槽以及与第二凹槽连通的第二进口和第二出口，第二凹槽、第二进口和第二出口分别与第一凹槽、第一进口和第一出口匹配且相对设置；
将第一有机玻璃和第二有机玻璃相对设置并且粘贴，制得微观岩心模型；
其中，第一凹槽和第二凹槽构成微观岩心模型的盲端，第一进口和第二进口构成微观岩心模型的流体入口，第一出口和第二出口构成微观岩心模型的流体出口。
本发明提供了一种模拟co2吞吐对盲端油微观驱替过程的系统和方法，能够模拟并观察在微观条件下co2吞吐对盲端油的驱替过程，从而能够对co2吞吐驱替盲端油的驱替效果和驱替机理进行分析与评价，为实际co2吞吐驱替盲端油提供理论指导，以进一步提高原油采收率。
附图说明
图1为本发明一具体实施方式中提供的一种模拟co2吞吐对盲端油驱替过程的系统的结构示意图；
图2为本发明一具体实施方式中提供的微观岩心模型的结构示意图；
图3为本发明一具体实施方式中提供的模拟装置的结构示意图。
附图标记说明：
1-微观岩心模型；11-盲端；12-流体入口；
13-流体出口；2-岩心夹持器；21-环压流体腔；
3-温度调节装置；31-控温箱；4-压力控制装置；
41-围压调节器；42-回压调节器；43-回压阀；
5-模拟装置；51-饱和水注入装置；52-原油注入装置；
53-饱和水中间容器；54-原油中间容器；6-co2注入装置；
61-co2中间容器；62-干燥器；63-流量计；
7-产物收集装置；8-平流泵；9-图像采集装置；
91-显示装置；92-照明装置。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明首先提供一种模拟co2吞吐对盲端油微观驱替过程的系统，用于对微观岩心模型1内的盲端油进行驱替，如图1所示，包括：
用于夹持微观岩心模型1的岩心夹持器2；
用于将微观岩心模型1的温度调节至模拟温度的温度调节装置3；
用于将微观岩心模型1的压力调节至模拟压力的压力调节装置4；
用于使微观岩心模型1达到模拟地层状态的模拟装置5；
用于向微观岩心模型1中注入co2的co2注入装置6；
用于收集开采产物的产物收集装置7。
本发明提供的模拟co2吞吐对盲端油微观驱替过程的系统，利用岩心夹持器2将微观岩心模型1予以夹持固定，通过温度调节装置3、压力调节装置4和模拟装置5之间的配合，使微观岩心模型1达到实验条件，并通过co2注入装置6向微观岩心模型1中注入co2，利用产物收集装置7收集开采产物，从而能够模拟co2吞吐对盲端油的微观驱替过程。
本发明对于微观岩心模型1的数量不做特别限定，可以是1个或1个以上，可根据具体实验条件合理设置。在实验过程中，所有的微观岩心模型1均被岩心夹持器2所夹持和固定。
如上所述，本发明提供一种用于评价co2吞吐对盲端油微观驱替效果的系统，所谓盲端11，是气驱、水驱或聚合物驱等普通驱替手段波及不到的区域，并且盲端11的尺寸为微米级，一般为1～1000微米；所谓盲端油，是指经过了普通驱替，依旧残留在盲端11内的原油，即盲端残余油。
通常情况下，微观岩心模型1具有盲端11、流体入口12和流体出口13，其中，流体入口12和流体出口13分别与盲端11连通，如图2所示。
本发明对于每个微观岩心模型1中盲端11的数量不做特别限定，具体的，每个微观岩心模型1可以有一个盲端11，也可以有两个以上盲端11，可根据模拟的油井盲端实际情况和实验目的合理设置。
本发明对于盲端11的形状不做特别限定，比如盲端11的截面可以呈菱形、矩形、三角形或其它形状，可以理解，盲端11的形状与尺寸可根据模拟的油井盲端的实际情况合理设计。在本发明一具体实施方式中，如图2所示，盲端11为圆柱形。
本发明对于微观岩心模型1的制备方法不做特别限定，可以采用本领域常规的方式制备，比如可采集岩心后经进一步处理得到，也可以采用有机玻璃制得。在本发明一具体实施方式中，微观岩心模型1的制备方法包括如下顺序进行的步骤：
1)在第一有机玻璃上刻蚀第一凹槽以及与第一凹槽连通的第一进口和第一出口；
2)在第二有机玻璃上刻蚀第二凹槽以及与第二凹槽连通的第二进口和第二出口，第二凹槽、第二进口和第二出口分别与第一凹槽、第一进口和第一出口匹配且相对设置；
3)将第一有机玻璃和第二有机玻璃相对设置并且粘贴，制得微观岩心模型1；其中，第一凹槽和第二凹槽构成微观岩心模型1的盲端11，第一进口和第二进口构成微观岩心模型1的流体入口12，第一出口和第二出口构成微观岩心模型1的流体出口13。
本发明对于微观岩心模型1的形状不做严格限定，在本发明具体实施过程中，制备微观岩心模型1所用的第一有机玻璃和第二有机玻璃为矩形，优选正方形。流体入口12和流体出口13的一端与盲端11连通，另一端分别延伸至微观岩心模型1的对角处，如图2所示。
本发明对于温度调节装置3不做特别限定，可采用本领域常规的手段，将微观岩心模型1的温度调节至模拟温度，比如可以选择使用与岩心夹持器2配套的加热装置。在本发明一具体实施方式中，请参考图1，温度调节装置3包括加热保温套(未图示)和温控箱31，其中加热保温套围设在岩心夹持器2的外侧，温控箱32与加热保温套连接，通过调节加热保温套的温度，将微观岩心模型1的温度调节至模拟温度。
本发明对于压力调节装置4也不做特别限定，可采用本领域常规的手段，将微观岩心模型1的压力调节至模拟压力。可以理解，模拟压力应与岩心所处实际地层环境的压力一致，模拟压力通常包括静岩压力和地层压力。在本发明一具体实施方式中，请参考图1，在微观岩心模型1和岩心夹持器2之间形成环压流体腔21，通过设置与环压流体腔21连通的围压调节器41，比如围压调节器41可以是平流泵，围压调节器41通过环压流体腔21给微观岩心模型1施加围压，即静岩压力。对于地层压力来说，可通过回压调节器42和回压阀43配合实现地层压力的调节与控制。具体的，回压调节器42通过管道与微观岩心模型1连通，回压阀43设置在管道上。
本发明中所述的模拟装置5，作用在于使微观岩心模型1达到模拟地层状态。在本发明一具体实施方式中，请参考图1和图3，模拟装置5包括用于向微观岩心模型1中注入饱和水的饱和水注入装置51，以及用于向微观岩心模型1中注入原油的原油注入装置52。具体的，饱和水注入装置51包括饱和水中间容器54，其内部设有活塞(未图示)，外部连接有平流泵8，平流泵8可推动活塞移动，从而使盛放在饱和水中间容器54中的饱和水注入到微观岩心模型1中，使微观岩心模型1内部被饱和水填满；原油注入装置52包括原油中间容器53，其内部设有活塞(未图示)，外部连接有平流泵8，平流泵8可推动活塞移动，从而使盛放在原油中间容器53中的原油注入到微观岩心模型1中，直至岩心被原油驱替至束缚水状态，从而达到模拟地层状态。
可以理解，在向微观岩心模型1中注入饱和水和原油的过程中，为了确保原油驱替至束缚水状态，应该注入过量的饱和水和原油，才能确保微观岩心模型1达到模拟地层状态。在本发明一具体实施方式中，上述模拟co2吞吐对盲端油微观驱替过程的系统还进一步包括与微观岩心模型1连通的废液收集装置(未图示)，具体的，废液收集装置与微观岩心模型1的流体出口13连通。过量的饱和水和过量的原油通过微观岩心模型1的流体出口13排出并被废液收集装置所收集。在本发明一具体实施方式中，废液收集装置通过回压阀43与微观岩心模型1连通。
本发明对于co2注入装置6不做特别限定，其只要能够向微观岩心模型1中注入实验量的co2流体，并控制co2流体的注入速度即可。在本发明一具体实施方式中，请参考图1，co2注入装置6包括co2中间容器61，其内部设有活塞(未图示)，外部连接有平流泵8，平流泵8可推动活塞移动，从而使盛放在co2中间容器61中的co2流体通过微观岩心模型1中的流体入口12注入到盲端11内，并可通过平流泵8推动活塞的速度控制co2流体的注入速度。
进一步地，还可以在co2中间容器61与微观岩心模型1之间设置干燥器62，以实现对co2流体的干燥处理。
进一步地，还可以在干燥器62与微观岩心模型1之间设置流量计63，以精确计量co2流体的注入速度。
本发明对于产物收集装置7的具体结构不做特别限定，只要能收集co2吞吐驱替盲端油的开采产物即可。在本发明一具体实施方式中，产物收集装置7与微观岩心模型1的流体入口12连通，如图1所示。
本发明对于产物收集装置7中收集到的开采产物的后续处理方式不做特别限定，比如可将其分离之后进行计量分析，以评价开采效率等。
在本发明一具体实施方式中，上述系统还进一步包括用于采集co2驱替盲端油微观过程的图像采集装置9。通过图像采集法对co2吞吐驱替盲端油过程进行采集记录，方便后续对co2吞吐驱替盲端油的效果进行评价与分析。
进一步地，还包括与图像采集装置9连接的显示装置91，以将co2吞吐驱替盲端油的过程进行直观展示。
进一步地，还包括照明装置92，为图像采集装置9提供光源，以得到具有较好清晰度的图像效果。
本发明对于图像采集装置9不做特殊限定，其只要能够对co2吞吐驱替盲端油的过程进行采集即可，比如可使用显微摄像头。
本发明最后提供一种模拟co2吞吐对盲端油微观驱替过程的方法，包括如下步骤：
1)将微观岩心模型1的温度和压力分别调节至模拟温度和模拟压力；
2)向微观岩心模型1中注入饱和水，随后注入原油，直至达到模拟地层状态；
3)向微观岩心模型1中注入co2；
4)封闭微观岩心模型1，模拟焖井过程；
5)开启微观岩心模型1，模拟co2吞吐驱替盲端油的过程，并收集开采产物。
本发明对于模拟温度不做特别限定，可根据具体实验情况合理设置，通常情况下，模拟温度为20～120℃。在本发明一具体实施方式中，在岩心夹持器2的外侧设置有加热保温套，温控箱32与加热保温套连接，通过调节温控箱32的温度，以控制微观岩心模型1的温度达到地层温度，如80℃左右。
本发明对于模拟压力不做特别限定，可根据具体实验情况合理设置，通常情况下，模拟压力包括静岩压力和地层压力，其中，静岩压力为0～16mpa；所述地层压力为0～16mpa。在本发明一具体实施方式中，微观岩心模型1和岩心夹持器2之间形成环压流体腔21，通过设置与环压流体腔21连通的围压调节器41，通过环压流体腔21给微观岩心模型1施加围压，使静岩压力达到10.5mpa，稳定约12小时，使环压流体腔21内的压力保持稳定；然后开启与微观岩心模型1连通的回压调节器42，并打开回压阀43，使微观岩心模型1内的地层压力达到10mpa。
当微观岩心模型1的温度和压力分别达到模拟温度和模拟压力后，即可向微观岩心模型1中注入饱和水，使饱和水通过微观岩心模型1内的流体入口12进入盲端11，并填充满盲端11以及流体出口13，然后向微观岩心模型1中注入原油，使原油通过微观岩心模型1内的流体入口12进入盲端11，直至岩心被原油驱替至束缚水状态，即达到模拟地层状态。
在本发明一具体实施方式中，首先打开与饱和水中间容器54连接的平流泵8，使其推动饱和水中间容器54中的活塞，从而将饱和水注入到微观岩心模型1中，使微观岩心模型1内部的盲端11被饱和水填满，过量的饱和水将通过废液收集装置进行收集；然后打开与原油中间容器53连接的平流泵8，使其推动原油中间容器53内的活塞，从而将原油中间容器53中的原油注入到微观岩心模型1中，并控制原油注入速度，比如0.05ml/min左右，直至岩心被原油驱替至束缚水状态，过量的原油将通过废液收集装置进行收集。
当微观岩心模型1达到模拟地层状态，即可向微观岩心模型1中注入co2流体。本发明对co2流体的注入速度和注入量不做特别限定，可根据具体实验条件合理设置。在本发明一具体实施方式中，打开与co2中间容器61连接的平流泵8，使其推动co2中间容器61内的活塞，从而将co2流体注入到微观岩心模型1中，在此过程中，co2流体被干燥器62干燥，其具体的注入速度可通过流量计63进行计量，通常co2流体的注入速度可维持在0.01ml/min～0.10ml/min，比如0.02ml/min。
co2流体注入完毕后，封闭微观岩心模型1，模拟焖井过程。模拟焖井过程，目的在于使注入到油层中的潜热充分释放出来，若焖井时间过短，注入的热量未得到充分释放即采出来，而焖井时间过长，则会增加热损失。在本发明一具体实施方式中，是将微观岩心模型1封闭48小时，模拟实际原油开采过程中的焖井过程。
焖井过程完毕，开启微观岩心模型1，微观岩心模型1内的盲端油在降压开采过程中被采出，并被产物收集装置7所收集。上述整个过程即为模拟co2吞吐驱替盲端油的过程。
在上述模拟co2吞吐驱替盲端油的过程中，可以通过图像采集装置9对整个过程进行采集和处理，比如可采用显微摄像头作为图像采集装置9，并通过显示装置91对整个驱替过程进行直观展示，包括在焖井过程中co2与盲端油的相互作用情况，不同实验条件下盲端油的驱替效果等，以分析co2与盲端油的相互作用机理，并对驱替效果进行对比和评价，进而能够获得co2吞吐驱替盲端油的机理和最佳驱替工艺，为co2吞吐驱替盲端油提供理论指导，提高原油开采效率。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。