一种模拟二氧化碳气驱对盲端油微观驱替过程的系统的制作方法

本实用新型涉及一种模拟二氧化碳气驱对盲端油微观驱替过程的系统，尤其是涉及一种用于模拟和评价CO₂气驱提高高温高压油井盲端残余油驱替效果的微观可视化系统，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，CO₂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驱替机理对于油藏开采具有非常实际的指导意义。

大庆油田榆树林油田开发有限责任公司的汪艳勇在2015年发表的论文《大庆榆树林油田扶杨油层CO₂驱油试验》中，通过填砂岩心驱替实验对原油与CO₂作用后的参数变化进行了相关研究，分析了CO₂气驱与水驱的渗流特征和驱油效率，试验效果证实了CO₂驱油技术值得推广应用。中石化胜利油田分公司的刘承杰在2012年发表的论文《CO₂气驱封窜用改性凝胶体系的研制与室内评价》中，通过单岩心与并联岩心封堵试验，对一种CO₂气驱封窜用改性凝胶封窜剂进行试验。

但是，目前对于CO₂气驱的研究多局限于单岩心或者并联岩心填砂模型，并且只能通过产出液的数据对实验过程及机理进行推导，并不能从微观角度对CO₂与原油的相互作用机理进行研究。

在实际原油开采过程中，经过气驱或水驱等手段进行原油驱替后，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，如何对这部分盲端油(盲端残余油)进行开采，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气驱对盲端油的 驱替机理对原油的二次开采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气驱对油井盲端残余油的驱替机理，也没有一种用于模拟CO₂气驱对油井盲端残余油驱替效果的微观可视化系统。

技术实现要素：

针对现有技术的不足，本实用新型提供一种模拟二氧化碳气驱对盲端油驱替过程的系统，利用该系统，能够观察微观条件下CO₂气驱对盲端残余油的驱替过程，并对驱替效果进行分析与评价，从而为CO₂驱替盲端油提供理论指导和技术支持。

本实用新型提供一种模拟二氧化碳气驱对盲端油微观驱替过程的系统，用于对岩心模型内的盲端油进行驱替，包括：

用于夹持岩心模型的岩心夹持器；

用于将岩心模型的温度调节至模拟温度的温度调节装置；

用于将岩心模型的压力调节至模拟压力的压力调节装置；

用于使岩心模型达到模拟地层状态的模拟装置；

用于向岩心模型中注入CO₂的CO₂注入装置。

进一步地，还包括用于采集CO₂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岩心模型中注入饱和水的饱和水注入装置，以及用于向岩心模型中注入原油的原油注入装置。

具体的，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，还包括与岩心模型连通的集液器。

具体的，CO₂注入装置包括用于存储CO₂的CO₂中间容器，

CO₂中间容器与岩心模型连接。

进一步地，在CO₂中间容器与岩心模型之间设置有干燥器。

具体的，利用上述系统模拟CO₂气驱对盲端油微观驱替过程的方法，包括如下步骤：

1)将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)向岩心模型中注入CO₂，模拟CO₂驱替盲端油的过程。

进一步地，利用图像采集装置采集上述CO₂驱替盲端油的过程。

具体的，CO₂的注入速度是0.01～0.10mL/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，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，制得岩心模型；其中，第一凹槽和第二凹槽构成岩心模型的盲端，第一进口和第二进口构成岩心模型的流体入口，第一出口和第二出口构成岩心模型的流体出口。

本实用新型提供了一种模拟CO₂气驱对盲端油驱替过程的系统，利用该系统，能够模拟并观察微观条件下CO₂气驱对盲端油的驱替过程，从而能够对驱替效果进行评价分析，进而能够获得CO₂驱替盲端油的机理，为实际CO₂驱替盲端油提供理论指导。

附图说明

图1为本实用新型一具体实施方式中提供的一种模拟CO₂气驱对盲端油驱替过程的系统的结构示意图；

图2为本实用新型一具体实施方式中提供的岩心模型的结构示意图；

图3为本实用新型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-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-平流泵； 8-图像采集装置； 81-显示装置；

82-照明装置； 9-集液器。

具体实施方式

为使本实用新型实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本实用新型实施例中的附图，对本实用新型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实用新型一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本实用新型中的实施例，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，都属于本实用新型保护的范围。

本实用新型提供一种模拟CO₂气驱对盲端油微观驱替过程的系统，用于对岩心模型1内的盲端油进行驱替，如图1所示，包括：

用于夹持岩心模型1的岩心夹持器2；

用于将岩心模型1的温度调节至模拟温度的温度调节装置3；

用于将岩心模型1的压力调节至模拟温度的压力调节装置4；

用于使岩心模型1达到模拟地层状态的模拟装置5；

用于向岩心模型中注入CO₂的CO₂注入装置6。

本实用新型通过岩心夹持器2将岩心模型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，使岩心模型1达到实验条件，并通过CO₂注入装置6向岩心模型1中注入CO₂，从而能够模拟CO₂气驱对盲端油的微观驱替过程。

本实用新型对于岩心模型1的数量不做特别限定，可以是1个及以上，可根据具体实验条件合理设置。在具体实施过程中，所有的岩心模型1均被岩心夹持器2所夹持和固定。

通常情况下，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。

如上所述，本实用新型提供一种模拟CO₂气驱对盲端油微观驱替过程的系统。所谓盲端11，是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，如水驱、 氮气泡沫驱、表面活性剂驱、聚合物驱后，依旧残留在盲端11内的原油。

本实用新型对于每个岩心模型1中盲端11的数量不做特别限定，具体的，每个岩心模型1可以有一个盲端11，也可以有两个以上封闭的盲端11，可根据模拟的油井盲端实际情况和实验目的合理设置。如图2所示，该实施方式中，岩心模型1具有3个盲端11。

本实用新型对于盲端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的形状可根据模拟的油井盲端的实际情况合理设计。在本实用新型一具体实施方式中，盲端11的截面为菱形，即盲端11的截面是2个相对设置的三角形相对设置，如图2所示。

本实用新型对于岩心模型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。在本实用新型一具体实施方式中，岩心模型1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，其中第一凹槽的形状可以为三角形、矩形或其它形状；

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，制得岩心模型1；其中，第一凹槽和第二凹槽构成岩心模型1的盲端11，第一进口和第二进口构成岩心模型1的流体入口12，第一出口和第二出口构成岩心模型1的流体出口13。

本实用新型对于温度调节装置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。在本实用新型一具体实施方式中，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，将岩心模型1的温度调节至模拟温度。

本实用新型对于压力调节装置4也不做特别限定，可采用本领域常规的 手段，将岩心模型1的压力调节至模拟压力。可以理解，岩心模型1的压力应当模拟实际岩心所处地层环境的压力，通常情况下，模拟压力包括静岩压力和地层压力。在本实用新型一具体实施方式中，请参考图1，在岩心模型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，比如可选择平流泵，围压调节器41通过环压流体腔21给岩心模型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通过管道与岩心模型1连通，回压阀43设置在管道上。

本实用新型中所述的模拟装置5，作用在于使岩心模型1达到模拟地层状态。在本实用新型一具体实施方式中，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7，平流泵7可推动活塞移动，从而使盛放在饱和水中间容器54中的饱和水注入到岩心模型1中，使岩心模型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7，平流泵7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，才能确保岩心模型1达到模拟地层状态。在本实用新型一具体实施方式中，上述模拟CO₂气驱对盲端油微观驱替过程的系统还进一步包括与岩心模型1连通的集液器9，具体的，集液器9与岩心模型1的流体出口13连通。过量的饱和水和过量的原油通过岩心模型1的流体出口13排出并被集液器9收集。

本实用新型对于CO₂注入装置6的结构不做特别限定，其只要能够向岩心模型1中注入实验量的CO₂流体，并准确控制CO₂流体的注入速度即可。在本实用新型一具体实施方式中，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7，平流泵7可推动活塞移动，从而使存储在CO₂中间容器61中的CO₂流体通过岩心模型1中的流体入口12注入到盲端11内，并可通过平流泵7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。

在本实用新型一具体实施方式中，上述系统还进一步包括用于采集CO₂驱替盲端油过程的图像采集装置8。通过图像采集法对CO₂驱替盲端油的过程进行采集记录，方便后续对CO₂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8连接的显示装置81，以将CO₂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82，为图像采集装置8提供光源，以得到具有较好清晰度的图像效果。

本实用新型对于图像采集装置8不做特殊限定，其只要能够对CO₂驱替盲端油的过程进行采集即可，比如可使用显微摄像头。

具体的，利用上述系统模拟CO₂气驱对盲端油微观驱替过程的方法，包括如下步骤：

1)将岩心模型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)向岩心模型1中注入CO₂，模拟CO₂驱替盲端油的过程。

本实用新型对于模拟温度不做特别限定，可根据具体岩心所处地层温度合理设置，通常情况下，模拟温度为20～120℃。在本实用新型一具体实施方式中，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，以控制岩心模型1的温度达到模拟温度，如80℃左右。

本实用新型对于模拟压力不做特别限定，可根据具体岩心所处地层环境合理设置，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。在本实用新型一具体实施方式中，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；然后开启与岩心模型1连通的回压调节器42，并打开回压阀43，使岩心模型1内的地层压力达到10MPa。

当岩心模型1的温度和压力分别达到模拟温度和模拟压力后，即可向岩心模型1中注入饱和水，使饱和水通过岩心模型1内的流体入口12进入盲端11，并填充满盲端11，然后向岩心模型1中注入原油，使原油通过岩心模型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。

在本实用新型一具体实施方式中，首先打开与饱和水中间容器54连接的平流泵7，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岩心模型1中，使岩心模型1的盲端11被饱和水填满，过量的饱和水将经过流体出口13进入集液器9；然后打开与原油中间容器53连接的平流泵7，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，过量的原油将通过集液器9进行收集。

本实用新型对于上述方法中所用的饱和水不做特别限定，在本实用新型一具体实施方式中，所选用的饱和水为地层水。

当岩心模型1达到模拟地层状态，即可向岩心模型1中注入CO₂流体，模拟CO₂驱替盲端油的过程。本实用新型对CO₂流体的注入速度不做特别限定，可根据具体实验条件合理设置，并通过调节CO₂流体的注入量和注入速度等参数，观察并对比分析不同CO₂流体注入量和注入速率对盲端油的驱替效果，从而得到最佳开采率的工艺条件。在本实用新型一具体实施方式中，打开与CO₂中间容器61连接的平流泵7，使其推动CO₂中间容器61内的活塞，从而将CO₂流体注入到岩心模型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。

在模拟CO₂驱替盲端油的过程中，还可以进一步通过图像采集装置8对整个驱替过程进行采集，由于盲端11的尺寸为微米级，所以可对微观条件下CO₂气驱对盲端油的驱替过程进行采集，并可以通过显示装置81对上述过程进行直观展示，因此能够分析CO₂气驱提高高温高压油井盲端残余油的驱替效果，也可以直观观察CO₂与高温高压油井盲端残余油的相互作用机理。因 此，利用本实用新型提供的用于评价CO₂气驱对盲端油驱替效果的系统，能够对CO₂驱替效果进行评价分析，进而能够获得CO₂驱替盲端油的机理，为CO₂驱替盲端油提供理论指导。

最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本实用新型的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本实用新型进行了详细的说明，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实用新型各实施例技术方案的精神和范围。