一种注烃气驱油实验装置及注烃气驱油实验方法与流程

本发明属于油田开发领域，具体涉及一种注烃气驱油实验装置及注烃气驱油实验方法。

背景技术：

注气驱油技术是注水开发后期以及低渗透油藏开发的优势技术，注气技术在我国油田正处于大规模推广应用阶段，其具有低渗流阻力、地层压力恢复快、驱油效果明显等优点。

气体介质的种类主要集中在co2、烃气和氮气三类，三种气体具有各自的优缺点，适应条件也不同。烃气作为采油过程的伴生物，具有以下优点：(1)与原油同时采出，在管道中分离出来，可直接回注，不需要特殊处理，安全性高；(2)同一油藏的分离烃气具有与地层原油很好的溶解适配性；(3)可实现收集、驱替、再收集的循环利用。

但是注烃气驱油技术也存在以下缺点：(1)气体容易在油藏中沿高渗通道窜流，一旦气体指进，其与原油的溶解适配作用将失效。(2)气窜后，后期的波及体积效果大幅降低。

常规的注烃气驱油方法，在窜流通道的部分孔隙内却仍含有较高饱和度的剩余油。通常采用增加注入轮次的方法实现反复冲刷，但是该方法对剩余油动用尚没有明显效果。

因此如何提高油藏的采收率是本领域技术人员亟需解决的技术问题。

技术实现要素：

本发明的目的在于针对上述现有技术中油藏采收率不高的问题，提供一种注烃气驱油实验装置及注烃气驱油实验方法，增大从注入井注入烃气的波及范围，提高石油采出程度。

为了实现上述目的，本发明有如下的技术方案：

一种注烃气驱油实验装置，包括设置在岩石样本上的注入井、控制井和产出井，所述的控制井设置多个且均布置于注入井与产出井之间，控制井注入的烃气能够将对应区域内的石油压入到主渗流通道中；所述的岩石样本设置在高压釜当中，高压釜设置在恒温箱当中，岩石样本的外表面设置有超声波探头，超声波探头通过信号线连接超声波发射接收装置，通过超声波衰减幅度的变化，监测气体饱和度变化；所述的注入井连接能够注入水、油和烃气的储能装置，产出井连接回压控制器、气体流量计以及计量筒，通过回压控制器模拟产出井的压力条件，计量筒用于收集采出的石油；所述的控制井连接烃气注入装置。

作为本发明注烃气驱油实验装置的一种优选方案，所述的控制井包括套管和油管，套管套设于油管的外部，且所述的套管与油管可移动连接，所述的油管进入岩石样本的一端设置有出气口，套管的管壁上分布有多个散气孔。

作为本发明注烃气驱油实验装置的一种优选方案，所述油管靠近出气口的一端套设有定位密封圈，定位密封圈与油管固定连接，且定位密封圈背离油管的一侧贴合于套管的内壁。

作为本发明注烃气驱油实验装置的一种优选方案，所述油管位于定位密封圈与出气口之间的管壁上设置有多个出气孔。

作为本发明注烃气驱油实验装置的一种优选方案，所述油管的外壁上套设有封堵密封圈，所述封堵密封圈背离油管的一侧与套管的内壁固定连接，所述油管与封堵密封圈活动连接。

作为本发明注烃气驱油实验装置的一种优选方案，所述的注入井包括注入套管和注入油管，所述的注入套管套设于注入油管的外部，且所述的注入套管与注入油管可移动连接，所述的注入油管进入岩石样本的一端设置有第一开口，所述注入套管的管壁上分布有多个第一渗透孔；所述的产出井包括产出套管和产出油管，所述的产出套管套设于产出油管的外部，且所述的产出套管与产出油管可移动连接，所述的产出油管进入岩石样本的一端设置有第二开口，所述产出套管的管壁上分布有多个第二渗透孔。

作为本发明注烃气驱油实验装置的一种优选方案，所述岩石样本的外部包覆有浇筑层，所述的注入井、控制井和产出井远离岩石样本的一端不低于浇筑层的表面。

本发明还提出一种注烃气驱油实验方法，包括以下步骤：

步骤1、先饱和流体，再向注入井内注入烃气进行首次驱油，设置回压控制器，使出口压力保持恒定，直至产出物全部为气体，在岩石样本内形成主渗流通道；

步骤2、向控制井内注入烃气，扩大岩石样本中烃气的波及范围，改变主渗流通道，实现烃气在岩石样本部分空隙内的多次接触；

步骤3、向注入井内注入烃气，再次进行驱油，通过产出井收集采出的石油。

作为本发明注烃气驱油实验方法的一种优选方案，步骤2所述向控制井内注入烃气的具体步骤包括：

步骤2.1、调整油管进入岩石样本的深度，以改变控制井的注气深度；

步骤2.2、向油管内注入烃气；

步骤3所述向注入井内注入烃气，再次进行驱油之后，重复步骤2.1、2.2和步骤3，直至油管底部到达套管底部。

作为本发明注烃气驱油实验方法的一种优选方案，所述的步骤2.1在调整油管进入岩石样本的深度时，使油管进入岩石样本的深度逐次加深。

相较于现有技术，本发明至少具有如下的有益效果：通过在注入井和产出井之间设置控制井，在注烃气驱油实验的过程中，通过控制井注入烃气，从控制井注入的烃气依靠其自身的弹性能量控制该区域内的压力场，增大了从注入井注入烃气的波及范围，控制井注入的烃气能够将未波及范围处的油从岩石样本中驱除，进而能够增大岩石样本的石油采出程度。

上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，并可依照说明书的内容予以实施，以下以本发明的较佳实施例并配合附图详细说明。

附图说明

图1为本发明实施例提供的一种注烃气驱油实验装置结构示意图；

图2为本发明实施例的一种柱状长岩心结构示意图；

图3为本发明实施例的一种柱状长岩心结构截面示意图；

图4为本发明实施例的岩心中剩余油示意图；

图5为本发明实施例的一种板状岩心俯视图；

图6为本发明实施例的一种板状岩心侧视图；

图7为本发明实施例提供的一种岩石样本结构示意图；

图8为本发明实施例提供的一种控制井结构示意图；

图9为本发明实施例提供的控制井另一结构示意图；

图10为本发明实施例提供的岩石样本另一结构示意图；

图11为本发明实施例提供的一种高压釜结构示意图；

图12为本发明实施例提供的一种注烃气驱油实验方法流程示意图；

附图中：1-岩石样本，11-主渗流通道，12-未波及区域，13-浇筑层，2-注入井，3-控制井，31-套管，311-散气孔，32-油管，321-出气孔，33-定位密封圈，34-封堵密封圈，35-密封圈卡位，4-产出井，51-气体存储容器，52-第二驱替泵，53-第二水容器，6-岩心，81-高压釜，811-高压釜本体，812-端盖，813-通孔，814-第一螺纹孔，815-第二螺纹孔，82-恒温箱，831-第一驱替泵，832-中间容器，833-第一水容器，841-超声波发射接收装置，842-超声波探头，843-信号线，85-回压控制器，86-计量筒，87-气体流量计。

具体实施方式

下面结合附图及实施例对本发明做进一步的详细说明。

如图1至图11所示，本发明实施例提供了一种注烃气驱油实验装置，其结构如下：

如图7所示，岩石样本1上设置有注入井2、控制井3和产出井4，控制井3设置于注入井2与产出井4之间。在现有技术中，采用一维柱状岩石模型研究注气驱油机理。岩石模型直径越大，气体窜流效果越容易显现。如果研究段塞式驱替，则直径越小越好，通常采用2.5cm直径岩心6。如果研究气窜对采出程度的影响，则采用3.8cm或更大直径的岩心6。本发明可以将采用矩形的岩石样本1进行注气驱油，如图1和图2所示。图2和图3显示了柱状长岩心6内注气过程中模型内的流体状态，其中，图2为纵向中心截面上气体在岩心6中部形成气体主渗流通道11，周围则存在气体未波及区域12，图3为横截面上气体主渗流通道11和未波及区域12的形状。由于气体渗流阻力低，一旦气体突破后，主渗流通道11内的气体流动即趋于稳定。相应地，油气界面张力、吸附等作用的影响加强，使部分剩余油无法流动。现有技术中，从注入井2进入的烃气在岩心6中形成的主渗流通道11其波及范围较小，在主渗流通道11的周围存在较大的未波及范围，导致注气驱油实验结束后岩心6中依旧存在较多的剩余油，如图4所示。采用现有技术中的实验方法来注气驱油，导致油藏中存在较多的剩余油，油藏开发不彻底。而模型的厚度越大，未波及区域12的体积越大，因而要研究控制方法选择厚度大的岩石模型成为必需条件。在实验研究中，模型以高度较高、厚度较薄为宜。故采用如图5和图6所示的长度：高度：宽度为4:2:1的板状岩心6。但此时，岩心中仍存在较多剩余油，图5和图6显示了板状岩心6模型内窜流后模型内的流体状态。与普通岩心6相比，显然模型厚度越大，未波及区域12的体积越大，因而要研究控制方法选择厚度大的岩石模型成为必需条件，因此，本发明优选采用长度：高度：宽度为4:2:1的岩石样本1。

如图7所示，在注入井2和产出井4之间设置控制井3，通过控制井3向岩石样本1中注入烃气，能够扩大岩石样本1中烃气的波及范围，控制井3注入的烃气能增大注入井2附近岩石的压力，进而能够将该区域内的石油压入到主渗流通道11中，而后再进入产出井中，进而增大了岩石样本1中石油的采出程度。可以设置一个控制井3，也可以如图7所示，设置多个控制井3，如三个，在此不进行限定。通过注气装置向控制井3注入烃气，注气装置在现有技术中已经比较成熟，在此不一一赘述。经实验，设置控制井3向岩石样本1中注入烃气以进行驱油的方式能够增加石油的采出率，故可以在现场工作时，增加控制井3。

本发明的目的及解决其技术问题还可采用以下技术措施进一步实现。

具体地，如图8至图10所示，控制井3包括套管31和油管32，套管31套设于油管32的外部，且套管31与油管32可移动连接，油管32进入岩石样本1的一端设置有出气口，套管31的管壁上分布有多个散气孔311。通过控制油管32上下移动，能够调节控制井3的注气深度。套管31与油管32之间可以通过螺纹进行连接，其中，油管32的外壁上设置螺纹，对应的，套管31的内壁上设置螺纹，通过旋转油管32，能够调节油管32进入到岩石样本1的深度。在设置套管31与油管32时，需要在岩石样本1上制作一盲孔，将套管31和油管32依次设置在盲孔中。油管32包括相对的两端，一端伸出于岩石样本1的表面，另一端进入到岩石样本1的内部，进入到岩石样本1的一端设置有出气口，烃气从该出气口进入到岩石样本1中，油管32的两端具有管道通口，进入到岩石样本1中的管道通口可以作为出气口。烃气在扩散到岩石样本1之前，需要先通过套管31，故而，在套管31的管壁上设置多个散气孔311，散气孔311分布在套管31管壁上，由于，在调整油管32进气深度时，要保证出气口对应套管31上存在散气孔311，因此套管31进入到岩石样本1的部分均设置有散气孔311。

具体地，如图8和图9所示，油管32靠近出气口的一端套设有定位密封圈33，定位密封圈33与油管32固定连接，且定位密封圈33背离油管32的一侧贴合于套管31的内壁。油管32靠近出气口的那一端设置有定位密封圈33，定位密封圈33固定在油管32上，定位密封圈33能够与油管32保持同步移动。控制井3中烃气的运动途径为，从油管32的出气口进入到套管31中，在通过套管31上的散气孔311进入到套管31中，而后才会进入到岩石样本1中，在烃气进入到套管31中之后，为了避免烃气从套管31的上半部分溢出，设置定位密封圈33，使得烃气最高只能上升到定位密封圈33的位置，不会从更高的位置扩散，使得烃气只能从定位密封圈33以下的位置扩散到岩石样本1中。在对油管32的进入深度进行调节时，使得其进入岩石样本1的深度越来越深，在进行第一驱油试验后，除主渗流通道11之外，主渗流通道11的上部分和下部分均存在较多的剩余油，在油管32位于主渗流通道11的上方时，烃气会压着剩余油逐渐向主渗流通道11运动，经过多次调节逐渐的将主渗流通道11上方的油压入到主渗流通道11中，使得主渗流通道11上方的油跟随烃气进入到产出井4中。

具体地，如图8和图9所示，油管32位于定位密封圈33与出气口之间的管壁上设置有多个出气孔321。在油管32的管壁上设置有出气孔321，使得烃气能够从油管32的外壁扩散出去，同时出气孔321的设置范围不能高于定位密封圈33，其仅设置在定位密封圈33与出气口之间，其不设置在定位密封圈33与油管32的进气口之间，避免扩散到岩石样本1中的烃气穿过散气孔311和出气孔321进入到油管32中，顺着油管32溢出，其中油管32的进气口设置在油管32伸出岩石样本1表面的一端。

具体地，如图8和图9所示，油管32的外壁上套设有封堵密封圈34，封堵密封圈34背离油管32的一侧与套管31的内壁固定连接，油管32与封堵密封圈34活动连接。封堵密封圈34优选为设置在岩石样本1边沿附近，封堵密封圈34固定在套管31的内壁上，具体的，可以在套管31的内壁上设置一密封圈卡位35，封堵密封圈34设置在密封圈卡位35背离套管31底端的一侧，在油管32上下移动时，封堵密封圈34不会跟随油管32上下移动。在烃气扩散到岩石样本1中之后，部分烃气会再次扩散回套管31内，由于油管32在定位密封圈33和封堵密封圈34之间不具有出气孔321，因此，烃气不会再次回到油管32内部，此时，设置封堵密封圈34，能够避免扩散回套管31中的烃气顺着套管31与油管32之间空隙从套管31中流出。其中，封堵密封圈34与岩石样本1的表面相邻，而定位密封圈33位于封堵密封圈34的下部，定位密封圈33更靠近出气口。

具体地，注入井2包括注入套管和注入油管，注入套管套设于注入油管32的外部，且注入套管与注入油管可移动连接，注入油管进入岩石样本1的一端设置有第一开口，注入套管的管壁上分布有多个第一渗透孔；产出井4包括产出套管和产出油管，产出套管套设于产出油管的外部，且产出套管与产出油管可移动连接，产出油管进入岩石样本1的一端设置有第二开口，产出套管的管壁上分布有多个第二渗透孔。对于注入井2和产出井4而言，可以使得注入井2和产出井4均与控制井3的结构相同，进而能够使得注入井2与产出井4的高度可调节，注入井2的进气深度可调节，注入井2与产出井4的深度均可调节，进而能够改变烃气所形成的主渗流通道11的波及范围，使得不同区域的油跟随烃气到达产出井。

具体地，如图9和图10所示，岩石样本1的外部包覆有浇筑层13，注入井2、控制井3和产出井4远离岩石样本1的一端不低于浇筑层13的表面。岩石样本1的外部使用环氧树脂加固化剂浇筑，为保证环氧树脂加固化剂不进入注入井2、控制井3或者产出井4内，要保证注入井2、控制井3和产出井4能够凸出于浇筑层13的表面。

具体地，本发明实施例提供的一种注烃气驱油实验装置结构还包括：高压釜81、恒温箱82、注气装置、储能装置、超声波探测装置、回压控制器85、计量筒86和气体流量计87。其中，如图1和图10所示，超声波探测装置包括超声波发射接收装置841、超声波探头842和信号线843，其设置在岩石样本1的外表面，并且浇筑层13将超声波探头842、信号线843，以及信号线843的保护管的起始部分均浇筑在浇筑层13中。超声波探头842设置在岩石样本1的相对的两侧，一侧的超声波探头842用于发射超声波，另一侧的超声波探头842用于接收超声波，通过超声波衰减幅度的变化，监测气体饱和度变化过程。超声波探头842安装后，对应的信号线843编号后经钢管线汇聚，该钢管线作为信号线843的保护管，信号线843与高压釜81环空内的流体完全隔离开，避免流体沿信号线843渗漏。

由于岩石样本1为厚板状，要求高压釜81与之相匹配，可采用矩形厚壁的高压容器。如图11所示，高压釜81包括高压釜本体811和端盖812，端盖812设置与高压釜本体811相对的两端，信号线843由钢管线保护后从端盖812的通孔813穿过，流体管线也从端盖812上的通孔813穿过。在端盖812和高压釜本体811上分别设置相互连通的第一螺纹孔814和第二螺纹孔815，端盖812与高压釜本体811通过螺栓进行连接，螺栓的螺柱穿过第一螺纹孔814进入到第二螺纹孔815中进行固定。该高压釜81结构简单，加工技术成熟，耐压可达到70mpa，满足我国大多数油藏的地层压力条件。如图1所示，通过恒温箱82模拟油藏的温度条件，通过回压控制器85模拟油藏产出井4的压力条件，设置计量筒86来收取采出的石油，设置第一驱替泵831向注入井2中注入水、油、气。驱替泵包括第一驱替泵831和第二驱替泵52，在进行试验时，将岩石样本1放置在高压釜81中，高压釜81设置于恒温箱82中，注入井2连接着储能装置，储能装置包括第一水容器833、第一驱替泵831以及中间容器832，中间容器832共三个，分别设置盛有水、油和烃气，以便于向注入井2内依次注入水、油和烃气，产出井4连接着回压控制器85、气体流量计87以及计量筒86等。注气装置中包括第二驱替泵52和第二水容器53、气体存储容器51，在第二驱替泵52与控制井3之间设置气体存储容器51，以便于向控制井3内注入烃气。

另一方面，如图12所示，本发明实施例还提供一种注烃气驱油实验方法，包括：

步骤1、向注入井2内注入烃气，以实现首次驱油；在进行驱油实验之前，需要先安装岩石样本1，岩石样本1预置注入井2、产出井4以及若干控制井3，在安装超声波探头842后再整体浇筑，浇筑高度不超过油管32和套管31顶部，即注入井2、产出井4及控制井3的顶部。制作完成后，流体管线和信号线843保护管线均由一侧端盖812上的通孔813穿过，并在端盖812外部由丝扣压帽密封。将岩石样本1缓慢放入高压釜81内，略微调整使端盖812的螺栓孔与筒体螺栓孔对正，并紧固螺栓，高压釜81的一侧安装完成。在高压釜81的另一侧微调岩石样本1，信号线843保护管线和流体管线均有较大的扭转余地，可保证岩石样本1放置状态。之后安装该侧端盖812，并用螺栓紧固。此外，在注入烃气进行首次驱油之前，还要先饱和流体，将高压釜81放置在恒温箱82内，利用第一驱替泵831将围压液(水)注入高压釜81内，岩石样本1被围压液包围，围压始终高于模型内部压力。通常驱油实验需先进行模型饱和水，后饱和油(造束缚水)的过程。即，利用第一驱替泵831将水和油先后缓慢注入岩石样本1内，通常注入3倍以上的孔隙体积。饱和油时，要求产出端不再产水，即认为岩石孔隙内的油已达到饱和状态。首次注气驱油时，设置出口端的回压控制器85，使出口压力保持恒定。入口端气体压力高于出口压力，注入气体后产出端初始产出油，后期有气体产出直至产出物全部为气体。此时认为在岩石样本1内已形成主渗流通道11，注气驱油过程结束，设此时的采出程度为η1，其中，入口与注入井2相连接，出口与产出井4相连接。首次注气驱油阶段，超声波监测装置实时监测含气饱和度变化过程。入口、出口、控制井等位置的压力传感器记录压力变化。

步骤2、向控制井3内注入烃气；首次注气驱油结束后，关闭岩石样本1的入口和出口，此时控制装置的阀门均处于关闭状态。将中间容器832内的气体压力调整为与模型内压力平衡，打开控制井3的阀门，第二驱替泵52缓慢推动，使设计的气体量进入控制井3的周围区域，关闭阀门。增加了控制井3内注入的烃气，改变了首次驱油形成的主渗流通道11，实现了烃气在部分空隙内的多次接触。

步骤3、向注入井2内注入烃气，再次驱油。向控制井3注入烃气后，再次向注入井2注入烃气，以进行第二次驱油试验。

本发明的目的及解决其技术问题还可采用以下技术措施进一步实现。

具体地，控制井3包括套管31和油管32，套管31套设于油管32的外部，且套管31与油管32可移动连接；步骤2所述向控制井3内注入烃气具体包括：

步骤2.1、调整油管32进入岩石样本1的深度，以改变控制井3向岩石样本1注气的深度；沿注入井2指向产出井4的方向上一次设置有第一控制井、第二控制井、第三控制井等，首先，打开距离注入端最近的第一控制井的阀门，第二驱替泵52缓慢推动，使设计的气体量进入第一控制井的周围区域，关闭阀门。然后依次实施第二控制井、第三控制井等的调整。

步骤2.2、向油管32内注入烃气；

步骤3、向注入井2内注入烃气，再次驱油之后包括：

重复步骤2.1、步骤2.2和步骤3，直至油管32底部到达套管31底部。开启岩石样本1入口和出口，并注入气体后，在气体再次充满主渗流通道11(气窜)时，注气驱油过程结束，采出程度为η2。通常η2较η1提高2～3％左右，经试验可知，通过设置控制井3注入少量烃气以增加油藏的采出程度的方案可行，为现场应用提供了基础。

当注入井2与产出井4与控制井3的结构相同时，即注入井2和产出井4的深度均可调节时，在调整控制井3的油管32的进入深度时，同时调整注入井2和产出井4的进入深度。

具体地，油管32进入岩石样本1的深度逐次加深。在对油管32的进入深度进行调节时，使得其进入岩石样本1的深度越来越深，在进行第一驱油试验后，除主渗流通道11之外，主渗流通道11的上部分和下部分均存在较多的剩余油，在油管32位于主渗流通道11的上方时，烃气会压着剩余油逐渐向主渗流通道11运动，经过多次的调节逐渐的将主渗流通道11上方的油压入到主渗流通道11中，使得主渗流通道11上方的油跟随烃气进入到产出井4中。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，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，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。