一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的装置与方法
【技术领域】
[0001]本发明属于二氧化碳驱替技术领域，具体涉及到一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法。
【背景技术】
[0002]二氧化碳驱油是三次采油中最具潜力的提高采收率的方法之一，二氧化碳驱分为混相驱和非混相驱，混相驱的驱油效果好于非混相驱。关于混相驱效果评价及如何更好地在矿场实现混相驱存在两方面问题:一方面，在矿场中二氧化碳驱的理想状况是混相驱的比例越大越好，但完全混相驱的效果怎样，目前矿场试验还给不出具体的试验评价，为了客观评价储层中混相驱的效果，需要进行相关二氧化碳驱替室内实验。另一方面，我国很多油田鉴于原油重质成分高等因素导致测得的最小混相压力偏高，甚至超过破裂压力，使得混相驱难以实现或者能够达到混相驱的区域范围较小。
[0003]目前二氧化碳驱室内驱油实验研究多为一注一采典型井网驱替实验及二氧化碳与原油的最小混相压力实验，一注一采典型井网驱替实验只能够定量得到二氧化碳驱油的效果，而无法得到二氧化碳驱在不同区域的驱动状况，因而急需找到一种新的驱替方式及能够确定二氧化碳在不同区域的驱动情况的方法。
[0004]已公开专利CN103556993A提供了一种低渗透油田平面五点法井网二氧化碳驱仿真实验模拟方法，该方法制作了特定的与平面五点法井网仿真用夹持器，能够模拟一注四采五点法井网驱替动态，但是这种方法只能模拟平面五点法井网驱替动态，不能实现布井方式之间的转换，存在一定的局限性，且这种方法并没有进行岩心各部分驱动状况的判断，因此无法对现场的矿场试验提供各个不同部位的驱动方式的调整方案。
【发明内容】
[0005]本发明旨在克服现有技术中存在的无法实现布井方式之间转换的技术问题，提出了一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，实现布井方式之间的转换，改善驱动状况，扩大二氧化碳驱替的混相区域，提高储层的采收率。
[0006]为了解决上述技术问题，本发明的技术方案如下:
[0007]—种改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，包括以下步骤:
[0008]步骤一:测试模拟岩心的最小混相压力；
[0009]步骤二:制备二维平面物理模型裸岩心；
[0010]步骤三:将所述二维平面物理模型裸岩心安装到夹持密封装置中；
[0011]步骤四:设置夹持密封装置一端为二氧化碳注入端，另一端为原油采出端；
[0012]步骤五:对二维平面物理模型裸岩心进行二氧化碳驱替，测得不同回压下的二氧化碳驱油的采收率；
[0013]步骤六:选取最大采收率时的回压为最大回压，获取岩心各处压力分布情况；
[0014]步骤七:改变夹持密封装置的二氧化碳注入端、原油采出端位置；
[0015]步骤八:再次对二维平面物理模型裸岩心进行二氧化碳驱替，控制回压压力为步骤六中获得的最大回压，获取此时岩心的采收率。
[0016]进一步的，所述步骤七中二氧化碳注入端位置设置在步骤六中岩心压力小于最小混相压力的区域。
[0017]进一步的，所述步骤七中原油采出端位置设置在二氧化碳注入端四周。
[0018]进一步的，所述步骤五中的回压取值在岩心破裂压力以下。
[0019]进一步的，所述的步骤一包括以下步骤:
[0020](I)制作填砂细管；
[0021](2)对填砂细管进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度；
[0022](3)对填砂细管进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度；
[0023](4)对填砂细管进行某一回压下的二氧化碳驱油，通过细管混相监测器观察二氧化碳与原油的混相情况，记录采收率；
[0024](5)重复步骤(3)和步骤(4)，得到不同回压下的采收率；
[0025](6)绘制压力与采收率关系曲线，确定二氧化碳与原油的最小混相压力。
[0026]进一步的，所述的步骤三包括以下步骤:
[0027](I)对二维平面物理模型裸岩心进行钻孔；
[0028](2)将钻完孔的二维平面物理模型装入夹持密封装置中；
[0029](3)夹持密封装置的上盖处设有多个外连接器，分别压入二维平面物理模型的钻孔中；
[0030](4)确定岩心测压点，在岩心测压点对应的外连接器外部设置压力检测器。
[0031]进一步的，所述的步骤五包括以下步骤:
[0032](I)对二维平面物理模型岩心进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度；
[0033](2)对二维平面物理模型岩心进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度；
[0034](3)对二维平面物理模型岩心进行某一回压下的二氧化碳驱油，通过压力监测器观察岩心各处压力分布情况，记录采收率；
[0035](4)重复步骤(3)和步骤(4)，得到不同回压下的采收率。
[0036]进一步的，所述的步骤八包括以下步骤:
[0037](I)对二维平面物理模型岩心进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度；
[0038](2)对二维平面物理模型岩心进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度；
[0039](3)控制回压压力为步骤六中获得的最大回压，对二维平面物理模型岩心进行二氧化碳驱油，通过压力监测器观察岩心各处压力分布情况，记录此时岩心的采收率。
[0040]有益效果:
[0041]本发明所采用的技术方案突破了目前存在技术的局限性，该方法能够监测不同测压点的驱动状况，形成注采井间二氧化碳驱动状况分布图，有利于油气田开发工作者掌握实际储层的不同区域的驱动状况；能够确定在地层破裂压力下储层能够达到最大混相区域时的采出端压力；能够实现布井方式之间的转换，并能够通过注采井间转注改善压力分布，从而改善驱动状况，为实际矿场试验进一步提高采收率提供一定的技术指导。
【附图说明】
:
[0042]图1、填砂细管实验装置示意图；
[0043]图2、填砂细管实验压力与最终采收率关系曲线图；
[0044]图3、二维平面物理模型结构示意图；
[0045]图4、夹持密封装置示意图；
[0046]图5、二维平面物理模型岩心进行二氧化碳驱替实验装置图；
[0047]图6、压力监测点布设图；
[0048]图7、二维平面物理模型岩心进行二氧化碳驱替实验结束时压力分布图；
[0049]图8、第一次二氧化碳混相驱分布图；
[0050]图9、转换注入方式后压力检测及注采分布图；
[0051]图10、转换注入方式后压力分布图；
[0052]图11、转换注入方式后二氧化碳混相驱区域分布图。
【具体实施方式】
:
[0053]以下结合
【发明内容】
和附图详细介绍一下本发明的【具体实施方式】。
[0054]某油田某储层原油粘度在45°C下为9.6mP.s，地层水矿化度为6778mg/L，地层破裂压力为28.8MPa，地层平均渗透率为2500 X 10 3 μ m2，实验开始前配制模拟地层水与模拟油。
[0055]步骤一、测试模拟岩心的最小混相压力(后续判断驱动状况用)。
[0056]步骤一包括以下步骤:
[0057](I)根据实际储层条件设计细管填砂200目，制作长13.3m的填砂细管；用填砂细管作为模拟岩心。
[0058](2)对填砂细管进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度；
[0059]如图1所示，连接测试二氧化碳与原油的最小混相压力装置，实验开始前，所有仪器都处于关闭状态。
[0060]所有仪器之间通过管线连接，由于二氧化碳与原油最小混相压力的测试过程中压力较大，所以实验过程中所采用的管线均为钢管线。二氧化碳恒压恒速栗I的出口端与二氧化碳存储罐4的入口端相连接，二氧化碳存储罐4的出口端与二氧化碳流量积算仪7的入口端相连接，二氧化碳流量积算仪?的出口端通过二氧