一种超临界多元热流体及海上稠油油藏热流体驱的实验方法与流程

本发明涉及一种超临界多元热流体及海上稠油油藏热流体驱的实验方法，属于稠油油藏开采技术领域。

背景技术：

我国海域蕴藏着丰富的油气资源，由于陆上油气产量呈递减趋势，海上油田产量的持续增长已经成为国家石油产量增长和接替的重要组成部分。中国海上已发现各类储量61×10⁸t，其中稠油储量占总储量的2/3以上。因此，海上稠油油田高效开发对于最大化利用国家宝贵而紧张的石油资源，满足国民经济建设需求具有重要的现实意义和深远的战略影响。

由于海上稠油粘度较大，常规水驱开发效果较差，目前主要采用热水驱、蒸汽驱和多元热流体驱等热开采方法进行降粘开采，但是由于热水和蒸汽温度、热焓和热效率较低，开发效果并不理想。多元热流体驱是利用航天火箭发动机的燃烧喷射机理，将柴油(原油或天然气)及高压空气注入燃烧室内燃烧加热高压注入水，形成由热水、蒸汽及氮气(n2)、二氧化碳(co2)等混合而成的多元热流体一同注入地层驱替稠油。该多元热流体除了具有蒸汽高温降粘的作用外，n2和co2等气体注入油层后可以起到增加油层压力，降低原油粘度，提高驱油波及面积的目的。因此，多元热流体驱兼具n2、co2和蒸汽等多种流体的特点，开发效果通常好于蒸汽驱和热水驱。但多元热流体仍然存在温度、热焓和热效率较低的问题，且对柴油、原油和天然气等燃料的依赖性很高。因此，如果能找到一种新的热流体，并具有co2和n2的优势，将极大改善海上稠油油藏开发效果，具有较大的应用前景。

技术实现要素：

针对上述突出问题，本发明的其中一个目的是提供一种超临界多元热流体；本发明的另一个目的是提供一种海上稠油油藏热流体驱的实验方法，该实验方法将超临界多元热流体驱引入海上稠油油藏开发过程中，结合了超临界水、超临界co2和超临界n2这三种热流体的优势，用以解决现有海上稠油油藏开发方法效果较差的问题。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：

本发明第一方面提供一种超临界多元热流体，该热流体主要由超临界水、超临界co2和超临界n2混合而成，且超临界水、超临界co2和超临界n2的质量分数比为

其中，超临界co2和超临界n2的质量分数比为所述超临界多元热流体的温度为374～450℃，所述超临界多元热流体的压力为22.1～30mpa。

本发明第二方面提供一种海上稠油油藏热流体驱的实验方法，所述实验方法利用一维高温高压填砂模型，所述一维高温高压填砂模型上设置有入口和出口，且其外部设置有电加热装置，包括如下步骤：

a清洁所述一维高温高压填砂模型，利用石英砂填充所述一维高温高压填砂模型，然后进行气密性检测，并保持所述一维高温高压填砂模型的内部为真空环境；

b保持所述步骤a中所述一维高温高压填砂模型的温度为海上稠油油藏地层温度ti，向所述一维高温高压填砂模型内的石英砂注入地层水，多次测量所述一维高温高压填砂模型内石英砂的空隙度和渗透率，以获得平均孔隙度和平均渗透率k；

c确定所述一维高温高压填砂模型的合理补偿温度；

d利用新的所述一维高温高压填砂模型，重复所述步骤a和所述步骤b，直至测量所得石英砂的孔隙度和渗透率k1与平均孔隙度和平均渗透率k相近，然后从所述一维高温高压填砂模型的入口注入地层水和稠油直至达到地层压力，从而模拟实际海上稠油油藏环境；

e打开所述步骤d中所述一维高温高压填砂模型的入口和出口，注入本发明第一方面所述的超临界多元热流体以驱动石英砂内的稠油；

f计算所述超临界多元热流体的驱热效率，评价所述超临界多元热流体的热利用率。

所述的实验方法，优选地，所述一维高温高压填砂模型的长度为0.2～1m，内径为0.03～0.06m，最大承受温度为450℃，最大承受压力40mpa。

所述的实验方法，优选地，所述一维高温高压填砂模型上设置有若干测温点和测压点，测温点和测压点的间距为0.05～0.3m，用于检测所述一维高温高压填砂模型内不同位置石英砂的温度和压力变化。

所述的实验方法，优选地，所述步骤a包括如下具体步骤：

a1用煤油清洁所述一维高温高压填砂模型的内部，去除潜在的地层水、稠油和石英砂，然后在100～200℃的烤箱中干燥0.5～2h；

a2将石英砂进行淘洗烘干和筛选后填入所述一维高温高压填砂模型内，记录填充石英砂的质量ms，并关闭所述一维高温高压填砂模型的入口和出口；

a3打开所述一维高温高压填砂模型的入口，注入n2至所述一维高温高压填砂模型内的压力高于海上稠油油藏的地层压力，然后进行气密性检测，直至所述一维高温高压填砂模型内的压力变化小于10kpa，最后对所述一维高温高压填砂模型抽真空，使其内部为真空环境。

所述的实验方法，优选地，所述步骤b包括如下具体步骤：

b1保持所述步骤a中所述一维高温高压填砂模型的温度为海上稠油油藏的地层温度ti，向所述一维高温高压填砂模型内注入地层水，记录注入地层水的体积v地层水，计算石英砂的孔隙度

其中，v总为所述一维高温高压填砂模型的体积，单位为cm³；

b2以注入流速q向所述一维高温高压填砂模型内注入地层水，记录所述一维高温高压填砂模型入口和出口的压差δp，并计算渗透率k：

其中，μ为地层水粘度，单位为mpa·s；l为所述一维高温高压填砂模型的长度，单位为cm；a为所述一维高温高压填砂模型的截面面积，单位为cm²。

所述的实验方法，优选地，所述步骤c包括如下具体步骤：

c1利用所述电加热装置将所述一维高温高压填砂模型的温度加热至t预设；

c2以一定的温度tf和压力p向所述一维高温高压填砂模型内注入所述超临界多元热流体，其中，注入时入口的质量流量qin为1～50g/min；tf为374～450℃，p为22.1～30mpa；

c3当所述一维高温高压填砂模型的温度稳定时停止注入，记录注入时间t，注入过程中连续记录温度、压力和所述一维高温高压填砂模型出口的质量流量qout；

c4计算所述超临界多元热流体在注入温度和压力下的密度ρmf：

其中，ρmi为地层压力和温度下的所述超临界多元热流体的密度，单位为g/cm³；vp为所述一维高温高压填砂模型内石英砂的孔隙体积，单位为cm³；

c5计算净能量ne：

ne＝∫qinhmint-∫qouthmoutt-(ρmfhmf-ρmihmi)vp-mscs(tf-ti)(4)

其中，hmin为注入所述超临界多元热流体的焓，单位为kj/kg；hmout为所述一维高温高压填砂模型出口产出流体的焓，单位为kj/kg；cs为石英砂的比热容，单位为kj/(kg·℃)；hmf为所述超临界多元热流体停止注入时的焓，单位为kj/kg；hmi为地层压力和温度下的所述超临界多元热流体的焓，单位为kj/kg；

hmin、hmout、hmf和hmi由公式(5)计算

其中，hw、和分别为hmin、hmout、hmf,和hmi相应温度和压力条件下的焓，单位为kj/kg；

c6改变所述步骤c1中t预设值为t预设i，i＝1，2，3……n，重复所述步骤c1～c5三至八次，根据公式(4)～(6)计算净能量nei，i＝1、2、3……n和温度补偿值δti，i＝1、2、3……n：

δti＝t预设i-tf(6)

c7绘制δti和nei的关系曲线得到δt和ne的关系式，在δt和ne关系式中，当ne等于0时所得温度补偿值为所述超临界多元热流体的合理补偿温度δt合理。

所述的实验方法，优选地，所述步骤d包括如下具体步骤：

d1利用新的所述一维高温高压填砂模型，重复所述步骤a和b，直至测量所得石英砂的孔隙度和渗透率k1与平均孔隙度和平均渗透率k的误差小于5％；

d2从所述一维高温高压填砂模型的入口注入地层水直至达到地层压力；

d3从所述一维高温高压填砂模型的入口注入稠油直至达到地层压力，从而模拟实际海上稠油油藏环境，注入过程中记录注入稠油体积v稠油，计算初始含油饱和度so：

所述的实验方法，其特征在于，所述步骤e包括如下具体步骤：

e1利用所述电加热装置将所述一维高温高压填砂模型的补偿温度加热至δt合理；

e2打开所述一维高温高压填砂模型的入口和出口，注入质量流量为qin的所述超临界多元热流体，注入过程中记录注入石英砂孔隙体积的倍数、温度、δp、累计产油量v油和累计产气量v气；

e3注入所述超临界多元热流体的体积为石英砂孔隙体积的3～10倍时结束，关闭所述一维高温高压填砂模型的入口和出口，利用摄像机记录所述一维高温高压填砂模型入口和出口处石英砂的颜色和形态；

e4计算所述超临界多元热流体的采出程度r：

其中，v油为累计产油量，v稠油稠油体积。

所述的实验方法，优选地，所述步骤f包括如下具体步骤：

f1计算所述超临界多元流体传递的有效热能ee：

ee＝(hmf-hmi)qint(9)

f2计算热效率α，用于评价超临界多元热流体的热利用率：

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：

1、本发明通过确定合理补偿温度，避免超临界多元热流体驱的热损失或者补偿过多的热量，从而建立绝热边界，保证超临界多元热流体驱实验效果的可靠性；

2、本发明中超临界多元热流体中的超临界水温度、热焓和热效率大于蒸汽，可以更好地通过加热降低稠油粘度，此外超临界水在高温高压条件下与稠油可以发生热裂解反应，降低稠油粘度、密度和分子量，增加稠油轻质组分，抑制焦炭生成；再者超临界水对稠油的溶解性强，可以改善稠油的扩散性能，分散原油中的重组分，从而起到提高海上稠油采收率的目的；

3、超临界多元热流体中的超临界co2可以改善超临界水热裂解效果，抽提稠油中的轻质组分，并通过溶解于稠油而降低稠油粘度，膨胀稠油体积。超临界n2可以补充地层压力，减少超临界多元热流体对上覆岩层的热损失，从而起到辅助超临界水的作用；

4、结合超临界水、超临界n2和超临界co2的优势形成超临界多元热流体驱动海上稠油油藏的方法，可以提高海上稠油油藏采收率，为解决现有海上稠油油藏开发方法效果较差的问题提供了一种新方法，对于海上稠油油藏开发具有较大的应用前景。

附图说明

图1是本发明实施例一中的超临界多元热流体的净能量图；

图2是本发明实施例一中的维高温高压填砂模型内不同位置石英砂温度变化图；

图3是本发明实施例一中的超临界多元热流体与蒸汽驱、多元热流体驱压差对比图；

图4是本发明实施例一中的超临界多元热流体与多元热流体驱累计产气量对比图；

图5是本发明实施例一中的超临界多元热流体与蒸汽驱、多元热流体驱累计产油量对比图；

图6是本发明实施例一中的超临界多元热流体与蒸汽驱、多元热流体驱采出程度对比图；

图7是本发明实施例一、实施例二和实施例三中超临界多元热流体采出程度对比图；

图8是本发明实施例一、实施例二和实施例三中超临界多元热流体与蒸汽驱、多元热流体驱入口和出口处石英砂颜色对比图；

图9是本发明实施例一、实施例二和实施例三中一维高温高压填砂模型的结构示意图；

图中各附图标记如下：

1-第一测温点；2-第二测温点；3-第三测温点；4-第四测温点；5-第五测温点；6-第六测温点；7-第七测温点；8-电加热装置。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面对本发明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。

实施例1

本实施例提供一种超临界多元热流体，包括如下组分：

超临界水、超临界co2和超临界n2，三者的质量分数比为85，超临界多元热流体的温度为400℃，超临界多元热流体的压力为23mpa。

本实施例还提供一种海上稠油油藏热流体驱的实验方法，该实验方法利用一维高温高压填砂模型(如图9所示)，一维高温高压填砂模型上设置有入口和出口，且其外部设置有电加热装置8，包括如下步骤：

a清洁一维高温高压填砂模型，利用石英砂填充一维高温高压填砂模型，然后进行气密性检测，并保持一维高温高压填砂模型的内部为真空环境；

b保持步骤a中一维高温高压填砂模型的温度为海上稠油油藏地层温度ti，向一维高温高压填砂模型内的石英砂注入地层水，多次测量一维高温高压填砂模型内石英砂的空隙度和渗透率，以获得平均孔隙度和平均渗透率k；

c确定一维高温高压填砂模型的合理补偿温度；

d利用新的一维高温高压填砂模型，重复步骤a和步骤b，直至测量所得石英砂的孔隙度和渗透率k1与平均孔隙度和平均渗透率k相近，然后从一维高温高压填砂模型的入口注入地层水和稠油直至达到地层压力，从而模拟实际海上稠油油藏环境；

e打开步骤d中一维高温高压填砂模型的入口和出口，注入超临界多元热流体以驱动石英砂内的稠油；

f计算超临界多元热流体的驱热效率，评价超临界多元热流体的热利用率。

本实施例中，优选地，一维高温高压填砂模型长度为0.48m，内径为0.038m，最大承受温度为450℃，最大承受压力40mpa。

本实施例中，优选地，步骤d中注入稠油粘度为6230mpa·s，密度为985kg/m³。

本实施例中，优选地，一维高温高压填砂模型上设置有16个测温点和测压点，测温点和测压点的间距为0.08m，测压点设置间距为0.24m，共设有3个测压点，用于精确检测超临界多元热流体驱过程中一维高温高压填砂模型内不同位置石英砂的温度和压力变化，从而更好地表征超临界多元热流体驱过程。

本实施例中，优选地，步骤a包括如下具体步骤：

a1用煤油清洁一维高温高压填砂模型的内部，去除潜在的地层水、稠油和石英砂，然后在100℃的烤箱中干燥1h；

a2将石英砂进行淘洗烘干和筛选后填入一维高温高压填砂模型内，记录填充石英砂的质量ms(850g)，并关闭一维高温高压填砂模型的入口和出口；

a3打开一维高温高压填砂模型的入口，注入n2至一维高温高压填砂模型内的压力高于海上稠油油藏的地层压力，然后进行气密性检测，静置4h，直至一维高温高压填砂模型内的压力变化小于10kpa(本实施例中为0kpa)，最后对一维高温高压填砂模型抽真空，使其内部为真空环境。

本实施例中，优选地，步骤b包括如下具体步骤：

b1保持步骤a中一维高温高压填砂模型的温度为海上稠油油藏的地层温度ti，向一维高温高压填砂模型内注入地层水，记录注入地层水的体积v地层水，计算石英砂的孔隙度

其中，v总为一维高温高压填砂模型的体积，单位为cm³；

b2以注入流速q向一维高温高压填砂模型内注入地层水，记录一维高温高压填砂模型入口和出口的压差δp，并计算渗透率k：

其中，μ为地层水粘度，单位为mpa·s；l为一维高温高压填砂模型的长度，单位为cm；a为一维高温高压填砂模型的截面面积，单位为cm²；本实施例中，注入流速q为10cm³/min，测得渗透率k为4490md。

本实施例中，优选地，步骤c包括如下具体步骤：

c1利用电加热装置8将一维高温高压填砂模型的温度加热至t预设(400℃)；

c2以一定的温度tf(400℃)和压力p(23mpa)向一维高温高压填砂模型内注入超临界多元热流体，其中，注入时入口的质量流量qin为12g/min；

c3当一维高温高压填砂模型的温度稳定时停止注入，记录注入时间t(本实施例为120min)，注入过程中连续记录温度、压力和一维高温高压填砂模型出口的质量流量qout；

c4计算超临界多元热流体在注入温度和压力下的密度ρmf：

其中，ρmi为地层压力和温度下的超临界多元热流体的密度，单位为g/cm³；vp为一维高温高压填砂模型内石英砂的孔隙体积，单位为cm³；本实施例中，超临界多元热流体注入温度和压力下的密度ρmf为0.831g/cm³；

c5计算净能量ne：

ne＝∫qinhmint-∫qouthmoutt-(ρmfhmf-ρmihmi)vp-mscs(tf-ti)(4)

其中，hmin为注入超临界多元热流体的焓，单位为kj/kg；hmout为一维高温高压填砂模型出口产出流体的焓，单位为kj/kg；cs为石英砂的比热容，单位为kj/(kg·℃)；hmf为超临界多元热流体停止注入时的焓，单位为kj/kg；hmi为地层压力和温度下的超临界多元热流体的焓，单位为kj/kg；

hmin、hmout、hmf和hmi由公式(5)计算

其中，hw、和分别为hmin、hmout、hmf,和hmi相应温度和压力条件下的焓，单位为kj/kg；

c6改变步骤c1中t预设值为t预设i(i＝1，2，3……n)，重复步骤c1～c5五次，根据公式(4)～(6)计算净能量nei(i＝1、2、3……n)和温度补偿值δti(i＝1、2、3……n)：

δti＝t预设i-tf(6)

其中，在本实施例中，δt1为0℃时，ne1为-183.21kj；δt2为5℃时，ne2为-83.66kj；δt3为10℃时，ne3为17.9kj；δt4为15℃时，ne4为118.46kj；δt5为20℃时，ne5为219.01kj；

c7绘制δti和nei的关系曲线得到δt和ne的关系式，在δt和ne关系式中，当ne等于0时所得温度补偿值为超临界多元热流体的合理补偿温度δt合理。

在本实施例中，绘制δti和nei关系曲线如图1所示，由图1所得δt和ne关系式为ne＝20.111δt-183.21，ne等于0时所得δt为9.11℃，因此超临界多元热流体的合理补偿温度δt合理为9.11℃。因此，当一维高温高压填砂模型设置补偿温度δt合理为9.11℃时可以避免超临界多元热流体的热损失或者补偿过多的热量，从而建立绝热边界，保证超临界多元热流体实验效果的可靠性。

本实施例中，优选地，步骤d包括如下具体步骤：

d1利用新的一维高温高压填砂模型，重复步骤a和b，直至测量所得石英砂的孔隙度和渗透率k1与平均孔隙度和平均渗透率k的误差小于5％；在本实施例中，石英砂孔隙度为55.12％，渗透率k1为4491md，孔隙度误差为0.21％，渗透率误差为0.02％，误差均小于5％；

d2从一维高温高压填砂模型的入口注入地层水直至达到地层压力(10mpa)；

d3从一维高温高压填砂模型的入口注入稠油直至达到地层压力，从而模拟实际海上稠油油藏环境，注入过程中记录注入稠油体积v稠油，计算初始含油饱和度so：

在本实施例中，注入稠油体积v稠油为283.3cm³，计算得到初始含油饱和度so为94.48％。

本实施例中，优选地，步骤e包括如下具体步骤：

e1利用电加热装置8将一维高温高压填砂模型的补偿温度加热至δt合理9.11℃；

e2打开一维高温高压填砂模型的入口和出口，注入质量流量为qin的超临界多元热流体，注入过程中记录注入石英砂孔隙体积的倍数、温度、δp、累计产油量v油和累计产气量v气；在本实施例中，温度、δp、累计产气量v气和累计产油量v油如图2～图5所示，由图2可知，随着超临界多元热流体的进行，一维高温高压填砂模型内温度从入口到出口不断升高，最终温度稳定在400℃，温度的变化可以较好地检测超临界多元热流体的驱动过程；由图3～图5可知，超临界多元热流体的δp、累计产油量v油和累计产气量v气大于蒸汽驱和多元热流体驱，表明超临界多元热流体采油开发效果好于蒸汽驱和多元热流体驱；由于超临界多元热流体不容易突破，使得δp较大，此外由于高温高压下大量超临界co2溶解于稠油，使得超临界多元热流体累计产气量v气大于多元热流体驱；

e3注入超临界多元热流体的体积为石英砂孔隙体积的3～10倍时结束，关闭一维高温高压填砂模型的入口和出口，利用摄像机记录一维高温高压填砂模型入口和出口处石英砂的颜色和形态；在本实施例中，注入超临界多元热流体的体积为石英砂孔隙体积的4倍时结束，一维高温高压填砂模型的入口和出口处石英砂颜色和形态如图8所示，由图8可知，与蒸汽驱和多元热流体驱相比，超临界多元热流体入口和出口处石英砂颜色更浅，表明超临界多元热流体驱动后石英砂中剩余油饱和度最低，开发效果最好；

e4计算超临界多元热流体的采出程度r：

在本实施例中，超临界多元热流体采出程度r为85.15％，蒸汽驱采出程度为59.87％，多元热流体驱的采出程度为65.86％。通过对比可知，超临界多元热流体采出程度高于蒸汽驱和多元热流体驱，因此对于海上稠油的开发效果更好。

本实施例中，优选地，步骤f包括如下具体步骤：

f1计算超临界多元流体传递的有效热能ee：

ee＝(hmf-hmi)qint(9)

f2计算热效率α，用于评价超临界多元热流体的热利用率：

在本实施例中，计算得到超临界多元热流体传递的有效热能ee为3193.72kj；超临界多元热流体的热效率α为0.0267kj^-1，而蒸汽的热效率为0.0171kj^-1，多元热流体的热效率为0.0203kj^-1，因此超临界多元热流体具有更高的热效率，具有更好的经济效益。

总上，本实施例中的超临界多元热流体采出程度和热效率均高于蒸汽驱和多元热流体驱。因此，超临界多元热流体是一种经济有效的海上稠油开发方法，具有很大的应用前景。主要原因是在于超临界多元热流体驱动过程中，超临界水能够降低稠油粘度、密度和分子量，增加稠油轻质组分，抑制焦炭生成；超临界co2可以改善超临界水热裂解效果，抽提稠油中的轻质组分，通过溶解在稠油中而降低稠油粘度，膨胀稠油体积；超临界n2可以补充地层压力，减少超临界多元热流体对上覆岩层的热损失，从而起到辅助超临界水的作用。

实施例2

本实施例与实施例1的区别在于：

步骤b中，注入地层水体积v地层水为299.5cm³，一维高温高压填砂模型孔隙度为55.05％，渗透率k为4500md。

步骤c的具体步骤如下：

首先以温度420℃和压力23mpa向一维高温高压填砂模型内注入超临界多元热流体，计算超临界多元热流体注入温度和压力下的密度ρmf为0.837g/cm³；

其次重复测量计算5次，δt1为0℃时，ne1为-190.5kj；δt2为5℃时，ne2为-89.82kj；δt3为10℃时，ne3为10.87kj；δt4为15℃时，ne4为111.56kj；δt5为20℃时，ne5为212.24kj；

最后绘制δti和nei的关系曲线，得到δt和ne关系式为ne＝20.137δt-190.5，ne等于0时所得δt为9.46℃，因此超临界多元热流体的合理补偿温度δt合理为9.46℃。

步骤d中，石英砂的孔隙度为55.33％、渗透率k1为4546md，孔隙度误差为0.51％，渗透率误差为1.02％，初始含油饱和度so为94.66％。

步骤e中，一维高温高压填砂模型的入口和出口处石英砂颜色和形态如图8所示，超临界多元热流体的采出程度r为92.11％，如图7所示。

步骤f中，超临界多元流体传递的有效热能ee为3332.74kj，热效率α为0.0276kj^-1。

实施例2与实施例1相似，只是超临界多元热流体的注入温度为420℃，比实施例1的注入温度提高20℃。由采出程度(图7)和热效率对比可知，实施例2采出程度和热效率高于实施例1。因此，提高超临界多元热流体注入温度有利于提高海上稠油油藏的驱替开发效果。分析主要原因是提高超临界多元热流体的注入温度有利于改善热裂解效果，显著降低稠油粘度，提高流动性，从而提高海上稠油油藏开发效果。但是由图8可知，与实施例1相比，本实施例2中一维高温高压填砂模型入口处石英砂产生黑点较多，这是由于高温下容易产生更多焦炭，具有堵塞地层的潜在风险。因此，提高超临界多元热流体注入温度应在合理范围内，以保持焦炭在较低水平，避免堵塞地层。

实施例3

本实施例与是实施例1的区别在于：

步骤b中，注入地层水体积v地层水为304.5cm³，一维高温高压填砂模型孔隙度为55.97％，渗透率k为4428md。

步骤c的具体步骤如下：

首先以温度400℃和压力25mpa向一维高温高压填砂模型注入超临界多元热流体，计算出超临界多元热流体注入温度和压力下的密度ρmf为0.834g/cm³；

其次重复测量计算5次，δt1为0℃时，ne1为-183kj；δt2为5℃时，ne2为-82.46kj；δt3为10℃时，ne3为18.09kj；δt4为15℃时，ne4为118.64kj；δt5为20℃时，ne5为219.18kj。

最后绘制δti和nei的关系曲线，得到δt和ne关系式为ne＝20.109δt-183，ne等于0时所得δt为9.1℃，因此超临界多元热流体的合理补偿温度δt合理为9.1℃。

步骤d中，石英砂的孔隙度为56.20％、渗透率k1为4432md，孔隙度误差为0.41％，渗透率误差为0.09％，初始含油饱和度so为95.84％。

步骤e中，一维高温高压填砂模型的入口和出口处石英砂颜色和形态如图8所示，超临界多元热流体的采出程度r为90.37％，如图7所示。

步骤f中，超临界多元流体驱传递的有效热能ee为3295.92kj，热效率α为0.0274kj^-1。

实施例3与实施例1相似，只是超临界多元热流体的注入压力为25mpa，比实施例1的注入压力提高2mpa。由采出程度(图7)和热效率对比可知，实施例3采出程度和热效率高于实施例1。因此，提高超临界多元热流体注入压力有利于提高海上稠油油藏的驱替开发效果。在较高的压力下，稠油的缩合被抑制，脱烃速度加快，稠油的分子量、粘度和密度均降低，并且超临界co2和超临界n2在稠油中的溶解度也随着压力的升高而增大，这也有利于降低原油粘度，从而提高了海上稠油油藏开发效果。

综上可知，本发明提供了一种开发海上稠油油藏的方法，通过注入超临界多元热流体提高海上稠油的驱替开发效果，可以大幅度提高海上稠油油藏采出程度，对于海上稠油油藏，超临界多元热流体驱是一种技术上和经济上都可行的开采方法。

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。