为28.5MPa，而该储层的地层破裂压力为28.8MPa，但是岩心局部区域压力达到了 28.9MPa，这样在实际储层驱替过程中就会使得地层破裂。
[0090](4)重复步骤(2)和步骤(3)，得到不同回压下的采收率。最终得到系统回压P2为28MPa时的最终采收率E2为68.1 %，实验过程中出现局部区域压力大于地层破裂压力28.8MPa，但是区域范围比回压为28.5MPa时较小；系统回压P3为27.5MPa时的最终采收率E3为67.3%，实验过程中未发现压力大于底层破裂压力28.SMPa的区域；系统回压P4为27MPa时的最终采收率E4为62.5%，实验过程中未发现压力大于底层破裂压力28.8MPa的区域；系统回压P5为26MPa时的最终采收率E5为59.2 %，实验过程中未发现压力大于底层破裂压力28.8MPa的区域；系统回压P6为25MPa时的最终采收率E6为55.4%，实验过程中未发现压力大于底层破裂压力28.SMPa的区域。
[0091](5)绘制在地层破裂压力下能够获得最大采收率时的压力分布图即注采井间驱动状况分布图。
[0092]由步骤(5)的实验结果能够得到在地层破裂压力下能够获得最大采收率时的压力为27.5MPa。通过压力监测器观察压力分布情况，绘制驱替结束时压力分布图，如图7所示；进而分析各部分的驱动情况，当所测岩心压力大于最小混相压力，则此处为二氧化碳混相驱；当所测岩心压力小于最小混相压力，则此处为非二氧化碳混相驱。
[0093]由于在布设压力监测器时考虑的岩心驱替的对称性，因此在压力的测试结果也应用岩心的对称性，即压力的分布在岩心对角线两侧对称分布。
[0094]由压力分布图及步骤一得到的该储层二氧化碳与原油的最小混相压力能够看出，在注入井附近能够实现二氧化碳混相驱，在远离注入井区域无法实现混相驱，即在压力大于二氧化碳与原油最小混相压力的区域能够实现混相驱，在压力低于二氧化碳与原油的最小混相压力的区域不能够实现混相驱，二氧化碳混相驱区域分布图如图8所示。
[0095]步骤七:改变夹持密封装置中二氧化碳注入端、原油采出端的位置，原油采出端设置于二氧化碳注入端四周
[0096]根据步骤六中得到的压力分布图，可知近井区域为二氧化碳混相驱，远井地带没有达到混相驱，且混相区域较小，所以将二氧化碳注入端位置设置在岩心压力小于最小混相压力的区域，即非混相区域，四个端点为采出井，其注采分布图如图9所示。
[0097]步骤八、进行二氧化碳驱替，控制回压压力值为步骤六中获得的最大回压值即27.5MPa，获取此时岩心的采收率，及岩心各处压力分布情况，绘制压力分布图。
[0098]通过压力监测器观察压力分布情况，绘制驱替结束时压力分布图，如图10所示，进而分析各部分的二氧化碳混相驱情况。
[0099]该储层的最小混相压力为27.7MPa，所以结合图10绘制二氧化碳混相驱区域图，如图11所示。
[0100]图11和图8相比较，二氧化碳混相驱的区域明显增大，说明转换注入方式改善该区域的驱动状况。
[0101]经过测试，通过转换注入，最终采收率为70.1%，较转换之前的62.5%提高了 7.6个百分点。因而，可以得出通过转换注入方式，能够提高原油采收率。
【主权项】
1.一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，其特征在于，包括以下步骤: 步骤一:测试模拟岩心的最小混相压力； 步骤二:制备二维平面物理模型岩心； 步骤三:将所述二维平面物理模型岩心安装到夹持密封装置中； 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； 步骤五:对二维平面物理模型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； 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； 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； 步骤八:再次对二维平面物理模型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。2.根据权利要求1所述的改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，其特征在于，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。3.根据权利要求1或2所述的改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，其特征在于，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。4.根据权利要求1所述的改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，其特征在于，所述步骤五中的回压取值在岩心破裂压力以下。5.根据权利要求1所述的改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，其特征在于，所述的步骤一包括以下步骤: (1)制作填砂细管； (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； (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； (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； (5)重复步骤(3)和步骤(4)，得到不同回压下的采收率； (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。6.根据权利要求1所述的改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，其特征在于，所述的步骤三包括以下步骤: (1)对二维平面物理模型岩心进行钻孔； (2)将钻完孔的二维平面物理模型装入夹持密封装置中； (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； (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。7.根据权利要求1所述的改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，其特征在于，所述的步骤五包括以下步骤: (1)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； (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； (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； (4)重复步骤(3)和步骤(4)，得到不同回压下的采收率。8.根据权利要求1所述的改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法，其特征在于，所述的步骤八包括以下步骤: (1)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； (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； (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。9.一种采用如权利要求1所述的改变注采井间二氧化碳驱动状况的实验方法的实验装置，其特征在于，包括:夹持密封装置，所述夹持密封装置具有外接连接器；二氧化碳输入装置；原油输入装置；地层水输入装置；所述二氧化碳输入装置、原油输入装置、地层水输入装置与岩心夹持密封装置输入端相连；液体计量器；气体计量器；回压阀；所述回压阀一端与岩心夹持密封装置输出端相连，另一端与液体计量器和气体计量器相连。10.根据权利要求9所述的实验装置，其特征在于，所述外接连接器设置在夹持密封装置的上盖上，压力检测装置与外接连接器相连。
【专利摘要】本发明属于二氧化碳驱替技术领域，具体涉及一种改变注采井间二氧化碳驱动状况从而提高采收率的实验方法，包括以下步骤：测试模拟岩心的最小混相压力；制备二维平面物理模型裸岩心；将所述二维平面物理模型裸岩心安装到夹持密封装置中；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；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；该方法及装置能够实现布井方式之间的转换，并能够通过注采井间转注从而改善压力分布，改善驱动状况，可以评价完全混相驱及井网变换对原油采收率的影响，为实际矿场试验进一步提高采收率提供一定的技术指导。
【IPC分类】E21B43/22
【公开号】CN105134149
【申请号】CN201510471724
【发明人】宋考平, 刘丽, 皮彦夫, 刘英杰, 黎政权, 杨晶
【申请人】东北石油大学
【公开日】2015年12月9日
【申请日】2015年8月4日