一种低渗透油藏蓄能增渗多维度并联实验装置及评价方法与流程

本发明涉及油气田开采，尤其是一种低渗透油藏蓄能增渗多维度并联室内模拟实验装置及评价方法。

背景技术：

1、在以陆相沉积为主的含油气盆地中，普遍具有储层物性较差的特点，相应发育丰富的低渗透油气资源。低渗透油藏在开发过程中，气井产能随着地层压力的下降而不断减弱。中高渗油田在开发中后期，多采用注水开发的方式进行二次采油。但针对低渗、超低渗油藏渗透率低、有水分布不均、渗流情况复杂等特性，直接注水驱油将面临“注不进、采不出”的问题。

2、目前，相关研究主要集中于压裂酸化等工艺的研发应用上，延长油田提出了蓄能增渗技术，将低产油井转换为注水井，以远低于地层破碎压力的条件下进行注水闷井补能，驱替小孔吼或孔隙盲端的原油向较大孔径吼道运移，增加原油采收率。但对于蓄能增渗技术的研究较浅，仅处于单一维度驱替实验研究阶段，还未能从多维度研究蓄能增渗效果。

技术实现思路

1、针对现有的蓄能增渗技术还不能从多维度研究蓄能增渗效果的问题，本发明提供一种用于低渗透油藏蓄能增渗的多维度并联室内模拟实验装置以及对应的实验评价方法。

2、本发明提供的低渗透油藏蓄能增渗多维度并联实验装置，包括驱替系统和地层条件模拟系统。所述地层条件模拟系统包括一维填砂模型、二维填砂模型及三维填砂模型。所述驱替系统末端管线分支为三条分支管线，三条分支管线分别与一维填砂模型、二维填砂模型、三维填砂模型连接，以实现三个填砂模型并联。所述一维填砂模型、二维填砂模型、三维填砂模型均水平放置且共用一套围压阀和围压泵。所述一维填砂模型为内部填充砂粒的管体，管体外部套设加热套；二维填砂模型为内部填充砂粒平板，平板外部设置加热套；三维填砂模型为内部填充砂粒的箱体，箱体外部设置加热套。一维填砂模型、二维填砂模型、三维填砂模型均通过填砂方式形成不同孔隙度和不同渗透率的模型。所述一维填砂模型、二维填砂模型和三维填砂模型的末端出液口管路上均设置有回压阀和流量计。

3、所述驱替系统包括恒压恒速泵、油中间容器、水中间容器和压力表。恒压恒速泵通过管线连四通阀a，四通阀a另外两个接口分别连接油中间容器和水中间容器底部，剩余一接口安装压力表，油中间容器和水中间容器的顶部出口通过管线和另一个四通阀b两个接口连接，四通阀b另一接口连接的管线分支为三条分支管线，三条分支管线分别连接一维填砂模型、二维填砂模型、三维填砂模型的进液口。三条分支管线上填砂模型的前端均设置有独立的阀门。四通阀b剩余的一个接口安装压力表。

4、所述一维填砂模型可以模拟单向流渗流下，蓄能增渗对原油采收率的影响。所述二维填砂模型可以模拟平面径向流渗流下，蓄能增渗对原油采收率的影响。所述三维填砂模型可以模拟球面向心流渗流下，蓄能增渗对原油采收率的影响。

5、采用上述的低渗透油藏蓄能增渗多维度并联实验装置进行实验评价的方法，步骤如下：

6、s1、制备一维填砂模型、二维填砂模型及三维填砂模型：根据现场实际数据的孔隙度和渗透率，通过相似性原理换算，将砂粒分别均匀填入三个模型中，保证三个填砂模型的初始孔隙度和初始渗透率相同，然后安装连接实验装置。

7、三个填砂模型的初始孔隙度计算公式如下：

8、

9、式中，ma为每个填砂模型中装填的砂粒质量，kg；ρa为砂粒的密度，kg/m3，vb为填砂模型的容积，m3。

10、一维填砂模型初始渗透率由氮气驱替测量，计算公式如下：

11、

12、式中，k1为初始渗透率，um2；z为测试压力温度下的测试气体偏差系数，小数；p0为标况下的大气压，atm；q0为标况下测试气体流量，cm3/s；μ为测试温度压力下的测试气体粘度，mpa·s；l为一维填砂模型长度，cm；z0为标况下的测试气体偏差系数，小数；r为一维填砂模型半径，cm；p1为岩心进口端压力，atm；p2为岩心出口端压力，atm。

13、二维填砂模型和三维填砂模型的初始渗透率计算公式分别为：

14、k2＝βφ2

15、k3＝βφ3

16、式中，k2、k3分别是二维、三维填砂模型的初始渗透率，um2；φ2、φ3分别是二维、三维填砂模型的孔隙度，小数；β值等于一维填砂模型的初始渗透率k1除以孔隙度φ1。

17、s2、打开围压阀对填砂模型施加围压，使之与地层压力相同，模拟地层环境。

18、s3、对三个填砂模型先进行饱和油，然后进行饱和水：

19、逐一对三个填砂模型进行饱和油，饱和水处理，具体方法是：对模型抽真空后，利用油中间容器和恒压恒速泵向填砂模型中注入原油，当填砂模型的出液口开始出现油时，将回压阀接入出液口并将反压设置在3mpa继续注入原油4h，记录填砂模型注入原油量为v1，然后利用水中间容器和恒压恒速泵向填砂模型中注水，填砂模型出液口开始出现水时，停止注水，此时记录填砂模型出口处产出油量为v2和饱和水量v3；填砂模型的初始含油饱和度为

20、

21、s4、确定最佳蓄能增渗注水量：将三个填砂模型饱和油及饱和水以后，以恒定速度同时向三个填砂模型注入不同量的地层水，然后关闭填砂模型的进液口和出液口，保持围压和温度恒定，围压和温度用于模拟地层条件，闷井24小时；然后打开填砂模型出液口，打开回压阀、回压泵对填砂模型出液口提供回压，模拟注水开发，同时向三个填砂模型进液口以恒定速度注入地层水，在出液口记录产油量，当出液口含水率达到98％时终止实验，计算原油采收率，并以原油采收率最大的实验组对应的注水量作为最佳注水量。

22、s5、确定最佳蓄能增渗闷井时间：重新对三个填砂模型进行饱和油、饱和水处理，然后同时向三个填砂模型以恒定速度注入步骤s4确定的最佳注水量的地层水，然后关闭填砂模型进液口和出液口，保持围压恒定，温度恒定，模拟地层条件，分别在不同闷井时间条件性进行蓄能增渗实验，以原油采收率最大的实验组对应的闷井时间为最佳闷井时间。

23、s6、确定最佳蓄能增渗注水速度：

24、重新对三个填砂模型进行饱和油、饱和水处理，然后在最佳注水量和最佳闷井时间的条件下，以不同注水速度同时向三个填砂模型中匀速注入地层水，开展蓄能增渗实验，以原油采收率最大的实验组对应的地层水注入速度为最佳地层水注入速度。

25、本发明的实验方法中注入温度、压力、驱替速度、注入速度、闷井时间、注水量、均可通过相似性准则进行设计，与现场实际参数对照，将实验结果推广扩大至现场的实际生产。

26、与现有技术相比，本发明的有益之处在于：

27、本发明的实验装置通过一维、二维及三维物理填砂模型并联的形式，并采用一套驱替系统同步开展多维度蓄能增渗实验，研究不同维度单向流、平面径向流及球面向心流三种渗流方式的蓄能增渗影响规律，分析不同注水量、不同闷井时间、不同驱替速度等因素对水驱原油效率的影响程度，优先出最佳的蓄能增渗注水量、蓄能增渗闷井时间、蓄能增渗最佳注水速度等实验参数，采用相似性原理将实验室参数扩大至现场应用，以综合评价低渗透油藏蓄能增渗效果。

28、本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。