基于长细管胶结模型测试CO2‑原油MMP的方法及系统与流程

本发明涉及到一种油田开发室内实验的
技术领域：
，尤其涉及长细管胶结模型制作方法及最小混相压力测试方法。
背景技术：
：目前关于最小混相压力(MMP)获取方法有两方面：理论计算方法与实验测定方法。理论计算方法适用于不方便进行实验测定的情况，误差相对较大一些。相对而言，室内实验测定的方法更加准确，其中细管实验法中测试的CO2与原油涉及到填砂细管中的多孔介质，是目前使用最广泛且认可度最高的方法。但是目前也有相关文献对细管实验出现的问题提出了一些质疑：孔隙特征影响流体物理性质，由于细管模型的孔隙结构(填砂无胶结)与真实岩心不同，因而用该实验测得的MMP值作为油藏条件下CO2-原油体系的MMP值，存在一定的理论缺陷。目前已有一些关于CO2-原油最小混相压力(MMP)的研究，尚存在以下几方面的问题：一、最小混相压力的测试方法中，测试介质没有超长岩心微孔隙的模拟，最小混相压力的模拟会失去准确性。细管实验中使用的是填砂细管，相对高孔高渗，孔隙度比实际储层孔隙大很多，没有微孔隙，与实际储层也存在较大差异。现有的细管实验表明：对于特高渗(21.38达西)细管，当孔隙度增大时，MMP会增大，当孔隙度减小时，MMP会减小。这说明孔隙度会影响到MMP的测定。如果孔隙度已经影响到MMP的测定，决定孔隙度的孔与喉以及微孔隙将不可避免的影响到MMP的测定结果。刘玉章等人采用的实际岩心测试修正了MMP的测试结果，证实了储层结构对MMP存在影响，但是所使用的岩心相对于细管实验还比较短，只有1m。如果不从实验的周期考虑，只从实验的学术准确性与代表性来考虑，目前还缺少使用具有微孔隙的超长岩心模型这方面的研究。二、目前的最小混相压力测试中没有考虑到低渗透实际储层的渗透率的影响，尤其是低渗透储层渗透率。目前的测试方法中只有细管实验涉及到模拟储层的多孔介质，上文提到模拟是在特高渗的情况下进行的，即使是变化后的渗透率依然是特高渗透率。特高渗透率的指进现象不可避免的会特别明显，另外一点没有明确：那就是当渗透率发生大幅改变时，孔隙度是否也发生了较大变化，孔隙度带来的影响如何消除。因此，现有技术中的缺陷是，现有CO2-原油最小混相压力(MMP)的研究实验中，填砂细管孔隙度的大小和低渗透实际储层下的渗透率会影响MMP的测试结果，另外，现有试验中采用的细管模型因其尺寸的局限性，以及对实际储层渗透率模拟的局限性，也会对MMP测试结果会产生不可避免的影响。技术实现要素：针对上述技术问题，本发明提供一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法及系统，采用了一种长填砂细管胶结模型，该长填砂细管胶结模型是模拟低渗透实际储层条件下制作的具有微孔隙的长细管胶结模型，运用该细管模型测得的CO2-原油最小混相压力(MMP)具有合理性与科学性，测得的最小混相压力准确性更高，对室内实验的科学模拟具有重要的意义。为解决上述技术问题，本发明提供的技术方案是：本发明提供一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法，包括：步骤S1，根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，所述参数包括油层孔隙度、渗透率和油藏温度；步骤S2，根据所述低渗透油层相关参数，制作室内实验用长细管胶结模型，并得到填砂细管，所述长细管胶结模型为具备微孔隙的细管模型；步骤S3，根据地层原油样品和注入气样品，通过预先连接好的实验装置对所述细管模型进行饱和油，获得地层原油饱和压力；步骤S4，根据目前地层压力，选取多个实验压力，并采用所述填砂细管进行多次细管实验，所述细管实验包括恒速驱替实验和恒压驱替实验，得到每次细管实验中注入1.2倍孔隙体积时的驱油效率与驱替压力的关系曲线图；步骤S5，根据所述关系曲线图，得到非混相段与混相段曲线的交点所对应的压力值，所述压力值为最低混相压力值。本发明提供一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法，其技术方案为：先根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，所述参数包括油层孔隙度、渗透率和油藏温度；然后根据所述低渗透油层相关参数，制作室内实验用长细管胶结模型，并得到填砂细管，所述长细管胶结模型为具备微孔隙的细管模型；接着根据地层原油样品和注入气样品，通过预先连接好的实验装置对所述细管模型进行饱和油，获得地层原油饱和压力；然后根据目前地层压力，选取多个实验压力，并采用所述填砂细管进行多次细管实验，所述细管实验包括恒速驱替实验和恒压驱替实验，得到每次细管实验中注入1.2倍孔隙体积时的驱油效率与驱替压力的关系曲线图；最后根据所述关系曲线图，得到非混相段与混相段曲线的交点所对应的压力值，所述压力值为最低混相压力值。本发明提供的基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法，采用了一种长填砂细管胶结模型，该长填砂细管胶结模型是模拟低渗透实际储层条件下制作的具有微孔隙的长细管胶结模型，运用该细管模型测得的CO2-原油最小混相压力(MMP)具有合理性与科学性，测得的最小混相压力准确性更高，对室内实验的科学模拟具有重要的意义。进一步地，所述填砂细管包括孔隙度不变，渗透率改变的第一填砂细管，及渗透率不变，孔隙度改变的第二填砂细管。进一步地，所述填砂细管由第一种填砂细管和第二种填砂细管连接组成，所述第一种填砂细管的形状为水平直线段，所述第二种填砂细管的形状为弧线段。进一步地，所述步骤S4中，采用所述填砂细管进行细管实验，具体为：将注入气样品恒定在实验温度下，所述注入气样品为CO2和甲苯；用所述注入气充满并冲洗至所述实验装置中的细管模型入口阀的管线，将所述注入气压力调整到所述实验压力，记录所述实验压力下所述实验装置中高压驱替泵的初读数，所述细管模型为所述长细管胶结模型；在实验温度、实验压力和恒定注入速度下，用所述注入气驱替所述细管模型中的地层原油样品，设定驱替速度，确定测量时间间隔，在每个时间点测量一次产出油、气体积，记录所述高压驱替泵的读数和注入压力；观察实验装置中高压观察窗中流体的相态和颜色变化，在气体突破后，将驱替方式改为恒压驱替；当所述注入气累积进高压驱替泵1.20倍孔隙体积后，停止驱替，完成细管实验。进一步地，所述步骤S2中，根据所述低渗透油层相关参数，制作室内实验用长细管胶结模型，并得到填砂细管，具体为：根据所述低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径；根据所述低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，所述材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物、粘土；通过压制模型制作多个所述大模型，得到大模型渗透率、孔隙度及制备压力；将确定完长度的填砂细管分解成多段直线段，通过分段压制胶结的方式将所述多段直线段进行长细管胶结模型制作，得到两种胶结后的细管模型；根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将所述两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的填砂细管。第二方面，本发明提供了一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的系统，包括：参数获取模块，用于根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，所述参数包括油层孔隙度、渗透率和油藏温度；填砂细管制作模块，用于根据所述低渗透油层相关参数，制作室内实验用长细管胶结模型，并得到填砂细管，所述长细管胶结模型为具备微孔隙的细管模型；长细管胶结模型饱和油模块，用于根据地层原油样品和注入气样品，通过预先连接好的实验装置对所述细管模型进行饱和油，获得地层原油饱和压力；曲线图生成模块，用于根据目前地层压力，选取多个实验压力，并采用所述填砂细管进行多次细管实验，所述细管实验包括恒速驱替实验和恒压驱替实验，得到每次细管实验中注入1.2倍孔隙体积时的驱油效率与驱替压力的关系曲线图；最低混相压力值获取模块，用于根据所述关系曲线图，得到非混相段与混相段曲线的交点所对应的压力值，所述压力值为最低混相压力值。本发明提供的基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的系统，其技术方案为：先通过参数获取模块，根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，所述参数包括油层孔隙度、渗透率和油藏温度；然后通过填砂细管制作模块，根据所述低渗透油层相关参数，制作室内实验用长细管胶结模型，并得到填砂细管，所述长细管胶结模型为具备微孔隙的细管模型；接着通过长细管胶结模型饱和油模块，根据地层原油样品和注入气样品，通过预先连接好的实验装置对所述细管模型进行饱和油，获得地层原油饱和压力；然后通过曲线图生成模块，根据目前地层压力，选取多个实验压力，并采用所述填砂细管进行多次细管实验，所述细管实验包括恒速驱替实验和恒压驱替实验，得到每次细管实验中注入1.2倍孔隙体积时的驱油效率与驱替压力的关系曲线图；最后通过最低混相压力值获取模块，根据所述关系曲线图，得到非混相段与混相段曲线的交点所对应的压力值，所述压力值为最低混相压力值。本发明提供的基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的系统，采用了一种长填砂细管胶结模型，该长填砂细管胶结模型是模拟低渗透实际储层条件下制作的具有微孔隙的长细管胶结模型，运用该细管模型测得的CO2-原油最小混相压力(MMP)具有合理性与科学性，测得的最小混相压力准确性更高，对室内实验的科学模拟具有重要的意义。进一步地，所述填砂细管包括孔隙度不变，渗透率改变的第一填砂细管，及渗透率不变，孔隙度改变的第二填砂细管。进一步地，所述填砂细管由第一种填砂细管和第二种填砂细管连接组成，所述第一种填砂细管的形状为水平直线段，所述第二种填砂细管的形状为弧线段。进一步地，所述曲线图生成模块，具体用于：将注入气样品恒定在实验温度下，所述注入气样品为CO2和甲苯；用所述注入气充满并冲洗至所述实验装置中的细管模型入口阀的管线，将所述注入气压力调整到所述实验压力，记录所述实验压力下所述实验装置中高压驱替泵的初读数，所述细管模型为所述长细管胶结模型；在实验温度、实验压力和恒定注入速度下，用所述注入气驱替所述细管模型中的地层原油样品，设定驱替速度，确定测量时间间隔，在每个时间点测量一次产出油、气体积，记录所述高压驱替泵的读数和注入压力；观察实验装置中高压观察窗中流体的相态和颜色变化，在气体突破后，将驱替方式改为恒压驱替；当所述注入气累积进高压驱替泵1.20倍孔隙体积后，停止驱替，完成细管实验。进一步地，所述填砂细管制作模块，具体用于：根据所述低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径；根据所述低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，所述材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物、粘土；通过压制模型制作多个所述大模型，得到大模型渗透率、孔隙度及制备压力；将确定完长度的填砂细管分解成多段直线段，通过分段压制胶结的方式将所述多段直线段进行长细管胶结模型制作，得到两种胶结后的细管模型；根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将所述两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的填砂细管。附图说明为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。图1示出了本发明第一实施例所提供的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法的流程图；图2示出了本发明第一实施例所提供的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法中填砂细管分解直线段图；图3示出了本发明提供所提供的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法中填砂细管连接图；图4示出了本发明提供所提供的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法中实验装置连接图；图5示出了本发明第二实施例所提供的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的系统的示意图；图6示出了本发明第三实施例所提供的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法及系统中压制模型示意图；图7示出了本发明第三实施例所提供的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法及系统中第一种长细管胶结模型驱替压力和采收率关系图；图8示出了本发明第三实施例所提供的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法及系统中第二种长细管胶结模型驱替压力和采收率关系图；图9示出了本发明第三实施例所提供的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法及系统中普通填砂细管不胶结模型驱替压力和采收率关系图。具体实施方式下面将结合附图对本发明技术方案的实施例进行详细的描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，因此只是作为示例，而不能以此来限制本发明的保护范围。实施例一图1示出了本发明第一实施例所提供的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法的流程图；如图1所示，本发明实施例一提供了一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法，包括：步骤S1，根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度、渗透率和油藏温度；步骤S2，根据低渗透油层相关参数，制作室内实验用长细管胶结模型，并得到填砂细管，长细管胶结模型为具备微孔隙的细管模型；步骤S3，根据地层原油样品和注入气样品，通过预先连接好的实验装置对细管模型进行饱和油，获得地层原油饱和压力；步骤S4，根据目前地层压力，选取多个实验压力，并采用填砂细管进行多次细管实验，细管实验包括恒速驱替实验和恒压驱替实验，得到每次细管实验中注入1.2倍孔隙体积时的驱油效率与驱替压力的关系曲线图；步骤S5，根据关系曲线图，得到非混相段与混相段曲线的交点所对应的压力值，压力值为最低混相压力值。本发明提供一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法，其技术方案为：先根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度、渗透率和油藏温度；然后根据低渗透油层相关参数，制作室内实验用长细管胶结模型，并得到填砂细管，长细管胶结模型为具备微孔隙的细管模型；接着根据地层原油样品和注入气样品，通过预先连接好的实验装置对细管模型进行饱和油，获得地层原油饱和压力；然后根据目前地层压力，选取多个实验压力，并采用填砂细管进行多次细管实验，细管实验包括恒速驱替实验和恒压驱替实验，得到每次细管实验中注入1.2倍孔隙体积时的驱油效率与驱替压力的关系曲线图；最后根据关系曲线图，得到非混相段与混相段曲线的交点所对应的压力值，压力值为最低混相压力值。其中，在进行细管实验过程中，根据目前地层压力，选取多个实验压力，并做了多次细管实验，得到注入1.2倍孔隙体积时的驱油效率与驱替压力的关系。本发明提供的基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法，采用了一种长填砂细管胶结模型，该长填砂细管胶结模型是模拟低渗透实际储层条件下制作的具有微孔隙的长细管胶结模型，运用该细管模型测得的CO2-原油最小混相压力(MMP)具有合理性与科学性，测得的最小混相压力准确性更高，对室内实验的科学模拟具有重要的意义。具体地，填砂细管包括孔隙度不变，渗透率改变的第一填砂细管，及渗透率不变，孔隙度改变的第二填砂细管。根据矿场实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度、渗透率、油藏温度等；根据上述实际储层情况制作室内实验用长细管胶结模型，即填砂细管，填砂细管通过制备填砂细管的装置制备，制备出两种填砂细管，一种是孔隙度不变，渗透率改变的第一填砂细管，另一种是渗透率不变，孔隙度改变的第二填砂细管。通过这两种填砂细管进行CO2-原油最小混相压力的测量，保证最小混相压力在孔隙度不变或是渗透率不变的情况下测得的压力。具体地，填砂细管由第一种填砂细管和第二种填砂细管连接组成，第一种填砂细管的形状为水平直线段，第二种填砂细管的形状为弧线段。填砂细管如图3中所示，是由第一种填砂细管和第二种填砂细管连接组成，即如图2中所示的填砂细管8和填砂细管9组成，其中，第一种填砂细管的形状为水平直线段(填砂细管8)，第二种填砂细管的形状为弧线段(填砂细管9)。其中，填砂细管8和填砂细管9可通过螺纹和螺母6连接，填砂细管8的两端带螺纹，填砂细管9的两端带螺母6，按照实验需求盘旋连接成需要的形状和长度。具体地，步骤S4中，采用填砂细管进行细管实验，具体为：将注入气样品恒定在实验温度下，注入气样品为CO2和甲苯；用注入气充满并冲洗至实验装置中的细管模型入口阀的管线，将注入气压力调整到实验压力，记录实验压力下实验装置中高压驱替泵10的初读数，细管模型为长细管胶结模型；在实验温度、实验压力和恒定注入速度下，用注入气驱替细管模型中的地层原油样品，设定驱替速度，确定测量时间间隔，在每个时间点测量一次产出油、气体积，记录高压驱替泵10的读数和注入压力；观察实验装置中高压观察窗14中流体的相态和颜色变化，在气体突破后，将驱替方式改为恒压驱替；当注入气累积进高压驱替泵10的1.20倍孔隙体积后，停止驱替，完成细管实验。进行细管实验的具体过程是：1)连接实验装置；如图4所示，分别将装置连接图中的细管模型换成本发明的孔隙度不变而渗透率改变的长细管胶结模型(填砂细管8)进行一次细管实验，再换成本发明的渗透率不变孔隙度变化的长细管胶结模型(填砂细管9)进行一次细管实验，最后换成普通填砂细管不胶结模型进行一次细管实验。2)地层原油样品的饱和；利用地层原油样品、甲苯和实验装置使细管模型饱和油。3)驱替实验；(1)将注入气样品恒定在实验温度下；(2)用注入气充满并冲洗至细管模型入口阀的管线。将注入气压力调整到实验压力，记录该压力下泵的初读数；(3)在实验温度、实验压力和恒定注入速度下，用注入气驱替细管模型中的地层原油样品，并设定驱替速度。确定测量时间间隔，在每个时间点测量一次产出油、气体积，记录高压驱替泵10读数、注入压力。注意观察高压观察窗14中流体的相态和颜色变化；(4)在气体突破后，将驱替方式改为恒压驱替，尽量加大数据采集密度；(5)当注入气累积进泵1.20倍孔隙体积后，停止驱替；(6)清洗细管模型，准备下一次实验。细管实验就是采用填砂细管做恒速实验和恒压实验，得到驱油效率与驱替压力的关系。具体地，步骤S2中，根据低渗透油层相关参数，制作室内实验用长细管胶结模型，并得到填砂细管，具体为：根据低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径；根据低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物、粘土；通过压制模型制作多个大模型，得到大模型渗透率、孔隙度及制备压力；将确定完长度的填砂细管分解成多段直线段，通过分段压制胶结的方式将多段直线段进行长细管胶结模型制作，得到两种胶结后的细管模型；根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的填砂细管。其中，结合体6，填砂细管具体的制备过程为：(1)准备天然岩屑、石英砂、胶结物、粘土，进行压力测试实验的准备；①根据针对选择的低渗透目的储层的粒度分布、胶结物含量、粘土含量进行模拟制备，采用不同压力制备多个大模型；大模型的压制过程为：①准备压制模具；②选料；③搅拌材料；④装模刮砂；⑤加压定形。天然岩屑加入选料的目的是为了能够制备出具备微孔隙的细管模型。②将压制出的大模型放入恒温箱16中，设定恒温箱16的工作温度和工作时间；③将烘干的大模型钻取标准样测试渗透率与孔隙度，并记录与实际储层匹配成功的制备压力，作为优选出的压力；大模型需制作两个系列，包括孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种系列模型。两种系列模型做法相同，均由上述三步完成。标准样渗透率由渗透率仪器测得。标准样孔隙度测试方法如下：①将标准样用取样钻头钻成若干规格为直径2.5cm、高10cm的圆柱；②用电子天平称量每支圆柱的干重并记录；③将圆柱置于真空罐中，并倒入模拟地层水，直至没过圆柱2cm高度；④开启真空泵，抽真空至真空罐中没有气泡为止；⑤将圆柱取出，用滤纸略擦拭，用电子天平称量每支圆柱的湿重并记录；⑥计算圆柱的孔隙度，计算公式为(2)根据矿场实际储层资料，结合细管实验国家标准SY/T6573-2003，确定填砂细管的长度，细管实验国家标准SY/T6573-2003要求填砂细管长度12米以上，填砂细管内径要求在3.5mm-8mm之间。鉴于常规填砂细管没有胶结物，所以内径过大会出现注入剂会从介质与填砂细管之间窜流的情况，导致测试实验失败。本发明将使用胶结介质，可以适当放大内径，便于在填砂细管内填加胶结物料。(3)将确定完长度的填砂细管分解成多段直线段，分为两种类型，第一种为水平直线段，第二种为压制时直线段，后变为弧线段(带双侧螺母6)。根据大模型渗透率、孔隙度及制备压力通过分段压制胶结的方式进行细管胶结模型(两种填砂细管)制作；结合图6，两种填砂细管制作过程如下：①将两种类型的直线段填砂细管样品填砂；实际压制时将上述填砂细管固定放在底板3上，使用天然岩屑、石英砂粒度分布及粘土比例以及胶黏剂组成确定物料成分，将物料搓砂经过筛网过滤，均匀的填入分段细管后，使用压力试验机，采用压头对填砂细管中物料进行加压，按照优选压力来计算对应细管截面积所用的压力进行加压制作。②将填完砂的直线段填砂细管样品放入恒温箱16加温烘干；③将烘干的直线段填砂细管样品进行渗透率孔隙度测定。如满足要求按照上述步骤再次制备多个直线段，将第一种直线段放入恒温箱16中烘干，将第二种直线段在压制完物料尚未固化前变成需要的弧线段形状，再放入恒温箱16中烘干固化。直线段填砂细管分为两个系列，包括孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种系列。两种系列填砂细管做法相同，均由上述三步完成。(4)将前述制作好的两种填砂细管连接，按照测试实验组数制作成所需长度和数量的长细管胶结模型；将两种填砂细管通过两端的内外螺纹盘旋连接，得到孔隙度不变，渗透率改变的第一填砂细管，及渗透率不变，孔隙度改变的第二填砂细管。实施例二图5示出了本发明第二实施例所提供的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的系统的示意图；如图5所示，本发明实施例二提供了一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的系统10，包括：参数获取模块101，用于根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度、渗透率和油藏温度；填砂细管制作模块102，用于根据低渗透油层相关参数，制作室内实验用长细管胶结模型，并得到填砂细管，长细管胶结模型为具备微孔隙的细管模型；长细管胶结模型饱和油模块103，用于根据地层原油样品和注入气样品，通过预先连接好的实验装置对细管模型进行饱和油，获得地层原油饱和压力；曲线图生成模块104，用于根据目前地层压力，选取多个实验压力，并采用填砂细管进行多次细管实验，细管实验包括恒速驱替实验和恒压驱替实验，得到每次细管实验中注入1.2倍孔隙体积时的驱油效率与驱替压力的关系曲线图；最低混相压力值获取模块105，用于根据关系曲线图，得到非混相段与混相段曲线的交点所对应的压力值，压力值为最低混相压力值。本发明提供的基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的系统10，其技术方案为：先通过参数获取模块101，根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度、渗透率和油藏温度；然后通过填砂细管制作模块102，根据低渗透油层相关参数，制作室内实验用长细管胶结模型，并得到填砂细管，长细管胶结模型为具备微孔隙的细管模型；接着通过长细管胶结模型饱和油模块103，根据地层原油样品和注入气样品，通过预先连接好的实验装置对细管模型进行饱和油，获得地层原油饱和压力；然后通过曲线图生成模块104，选取根据目前地层压力，选取多个实验压力，并采用填砂细管进行多次细管实验，细管实验包括恒速驱替实验和恒压驱替实验，得到每次细管实验中注入1.2倍孔隙体积时的驱油效率与驱替压力的关系曲线图；最后通过最低混相压力值获取模块105，根据关系曲线图，得到非混相段与混相段曲线的交点所对应的压力值，压力值为最低混相压力值。其中，在进行细管实验过程中，根据目前地层压力，选取多个实验压力，并做了多次细管实验，得到注入1.2倍孔隙体积时的驱油效率与驱替压力的关系。本发明提供的基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的系统10，采用了一种长填砂细管胶结模型，该长填砂细管胶结模型是模拟低渗透实际储层条件下制作的具有微孔隙的长细管胶结模型，运用该细管模型测得的CO2-原油最小混相压力(MMP)具有合理性与科学性，测得的最小混相压力准确性更高，对室内实验的科学模拟具有重要的意义。具体地，填砂细管包括孔隙度不变，渗透率改变的第一填砂细管，及渗透率不变，孔隙度改变的第二填砂细管。根据矿场实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度、渗透率、油藏温度等；根据上述实际储层情况制作室内实验用长细管胶结模型，即填砂细管，填砂细管通过制备填砂细管的装置制备，制备出两种填砂细管，一种是孔隙度不变，渗透率改变的第一填砂细管，另一种是渗透率不变，孔隙度改变的第二填砂细管。通过这两种填砂细管进行CO2-原油最小混相压力的测量，保证最小混相压力在孔隙度不变或是渗透率不变的情况下测得的压力。具体地，填砂细管由第一种填砂细管和第二种填砂细管连接组成，第一种填砂细管的形状为水平直线段，第二种填砂细管的形状为弧线段。填砂细管如图3中所示，是由第一种填砂细管和第二种填砂细管连接组成，即如图2中所示的填砂细管8和填砂细管9组成，其中，第一种填砂细管的形状为水平直线段(填砂细管8)，第二种填砂细管的形状为弧线段(填砂细管9)。其中，填砂细管8和填砂细管9可通过螺纹和螺母6连接，填砂细管8的两端带螺纹，填砂细管9的两端带螺母6，按照实验需求盘旋连接成需要的形状和长度。具体地，曲线图生成模块104，具体用于：将注入气样品恒定在实验温度下，注入气样品为CO2和甲苯；用注入气充满并冲洗至实验装置中的细管模型入口阀的管线，将注入气压力调整到实验压力，记录实验压力下实验装置中高压驱替泵10的初读数，细管模型为长细管胶结模型；在实验温度、实验压力和恒定注入速度下，用注入气驱替细管模型中的地层原油样品，设定驱替速度，确定测量时间间隔，在每个时间点测量一次产出油、气体积，记录高压驱替泵10的读数和注入压力；观察实验装置中高压观察窗14中流体的相态和颜色变化，在气体突破后，将驱替方式改为恒压驱替；当注入气累积进高压驱替泵101.20倍孔隙体积后，停止驱替，完成细管实验。进行细管实验的具体过程是：1)连接实验装置；如图4所示，分别将装置连接图中的细管模型换成本发明的孔隙度不变而渗透率改变的长细管胶结模型(填砂细管8)进行一次细管实验，再换成本发明的渗透率不变孔隙度变化的长细管胶结模型(填砂细管9)进行一次细管实验。2)地层原油样品的饱和；利用地层原油样品、甲苯和实验装置使细管模型饱和油。3)驱替实验；(1)将注入气样品恒定在实验温度下；(2)用注入气充满并冲洗至细管模型入口阀的管线。将注入气压力调整到实验压力，记录该压力下泵的初读数；(3)在实验温度、实验压力和恒定注入速度下，用注入气驱替细管模型中的地层原油样品，并设定驱替速度。确定测量时间间隔，在每个时间点测量一次产出油、气体积，记录高压驱替泵10读数、注入压力。注意观察高压观察窗14中流体的相态和颜色变化；(4)在气体突破后，将驱替方式改为恒压驱替，尽量加大数据采集密度；(5)当累积进泵1.20倍孔隙体积后，停止驱替；(6)清洗细管模型，准备下一次实验。细管实验就是采用填砂细管做恒速实验和恒压实验，得到驱油效率与驱替压力的关系。具体地，填砂细管制作模块102，具体用于：根据低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径；根据低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物、粘土；通过压制模型制作多个大模型，得到大模型渗透率、孔隙度及制备压力；将确定完长度的填砂细管分解成多段直线段，通过分段压制胶结的方式将多段直线段进行长细管胶结模型制作，得到两种胶结后的细管模型；根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的填砂细管。其中，填砂细管具体的制备过程为：(1)准备天然岩屑、石英砂、胶结物、粘土，进行压力测试实验的准备；①根据针对选择的低渗透目的储层的粒度分布、胶结物含量、粘土含量进行模拟制备，采用不同压力制备多个大模型，其中，大模型指长细管胶结模型；大模型的压制过程为：①准备压制模具；②选料；③搅拌材料；④装模刮砂；⑤加压定形。天然岩屑加入选料的目的是为了能够制备出具备微孔隙的细管模型。②将压制出的大模型放入恒温箱16中，设定恒温箱16的工作温度和工作时间；③将烘干的大模型钻取标准样测试渗透率与孔隙度，并记录与实际储层匹配成功的制备压力，作为优选出的压力；大模型需制作两个系列，包括孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种系列模型。两种系列模型做法相同，均由上述三步完成。标准样渗透率由渗透率仪器测得。标准样孔隙度测试方法如下：①将标准样用取样钻头钻成若干规格为直径2.5cm、高10cm的圆柱；②用电子天平称量每支圆柱的干重并记录；③将圆柱置于真空罐中，并倒入模拟地层水，直至没过圆柱2cm高度；④开启真空泵，抽真空至真空罐中没有气泡为止；⑤将圆柱取出，用滤纸略擦拭，用电子天平称量每支圆柱的湿重并记录；⑥计算圆柱的孔隙度，计算公式为(2)根据矿场实际储层资料，结合细管实验国家标准SY/T6573-2003，确定填砂细管的长度，细管实验国家标准SY/T6573-2003要求填砂细管长度12米以上，填砂细管内径要求在3.5mm-8mm之间。鉴于常规填砂细管没有胶结物，所以内径过大会出现注入剂会从介质与填砂细管之间窜流的情况，导致测试实验失败。本发明将使用胶结介质，可以适当放大内径，便于在填砂细管内填加胶结物料。(3)将确定完长度的填砂细管分解成多段直线段，分为两种类型，第一种为水平直线段，第二种为压制时直线段，后变为弧线段(带双侧螺母6)。根据大模型渗透率、孔隙度及制备压力通过分段压制胶结的方式进行细管胶结模型(两种填砂细管)制作；两种填砂细管制作过程如下：①将两种类型的直线段填砂细管样品填砂；实际压制时将上述填砂细管固定放在底板3上，使用天然岩屑、石英砂粒度分布及粘土比例以及胶黏剂组成确定物料成分，将物料搓砂经过筛网过滤，均匀的填入分段细管后，使用压力试验机，采用压头对填砂细管中物料进行加压，按照优选压力来计算对应细管截面积所用的压力进行加压制作。②将填完砂的直线段填砂细管样品放入恒温箱16加温烘干；③将烘干的直线段填砂细管样品进行渗透率孔隙度测定。如满足要求按照上述步骤再次制备多个直线段，将第一种直线段放入恒温箱16中烘干，将第二种直线段在压制完物料尚未固化前变成需要的弧线段形状，再放入恒温箱16中烘干固化。直线段填砂细管分为两个系列，包括孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种系列。两种系列填砂细管做法相同，均由上述三步完成。(4)将前述制作好的两种填砂细管连接，按照测试实验组数制作成所需长度和数量的长细管胶结模型；将两种填砂细管通过两端的内外螺纹盘旋连接，得到孔隙度不变，渗透率改变的第一填砂细管，及渗透率不变，孔隙度改变的第二填砂细管。实施例三基于本发明实施例一中的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法，及实施例二中的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的系统；针对某区块开采处于水驱后期阶段，为了延长开采时间，决定采用CO2驱来进一步提高采收率。在实施措施前，先进行室内模拟实验，确定CO2-原油最小混相压力(MMP)。下面结合图2至图4，及图6至图9，对本发明做进一步说明，其步骤如下：步骤一：根据矿场实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度、渗透率、油藏温度等；根据矿场实际储层资料获得的地层相关参数：油层孔隙度为15％，平均渗透率为40×10-3μm2，原始饱和压力为17.2Mpa，目前地层压力为17MPa，原始汽油比为168m3/t，原油密度为0.825，油藏温度为75℃。步骤二：根据上述实际储层情况制作室内实验用长细管胶结模型和普通填砂细管不胶结模型；其中，普通填砂细管不胶结模型用来作对比试验；1)首先结合细管实验国家标准SY/T6573-2003，确定填砂细管的长度；根据细管实验国家标准SY/T6573-2003，并结合模拟要求，确定的填砂细管长度为15米，细管内径为8mm。2)通过分段压制胶结的方式进行细管胶结模型制作，将胶结后的各段细管模型进行渗透率、孔隙度测试，满足要求后，盘旋螺纹连接成需要尺寸的填砂细管；具体包括以下步骤：(1)天然岩屑、石英砂、胶结物含量、粘土含量、压力测试准备实验；①根据针对选择的低渗透目的储层的粒度分布、胶结物含量、粘土含量进行模拟制备，采用不同压力制备多个大模型；图6示出了本发明第三实施例所提供的一种基于长细管胶结模型测试CO2-原油MMP的方法及系统中压制模型示意图；如图6所示，为大模型压制模具的示意图，包括：压板1、索环2、底板3、双头螺杆4、长侧板5、螺母6和短侧板7；压板1内嵌索环2，通过索环2移动压板1；底板3内含底板3凹槽，通过底板3凹槽和短侧板7与长侧板5嵌套连接；长侧板5内含长侧板5凹槽，通过长侧板5凹槽和短侧板7嵌套连接；长侧板5两端部均有两个通孔，双头螺杆4通过两两相对的通孔由螺母6固定在长侧板5两端部。压制模具均为钢铁材质，具有高承压能力，强度大。压板1长度和宽度范围为29cm—32cm，厚度范围为10cm—15cm。底板3长度和宽度范围为48cm—50cm，厚度范围为2cm—3cm。底板3凹槽尺寸和短侧板7、长侧板5的底部接触面相同。短侧板7长度范围为34cm—35cm，宽度范围为1.5—3cm，高度范围为10cm—15cm。长侧板5长度范围为43cm—45cm，宽度范围为2.5—4cm，高度范围为10cm—15cm。其内长侧板5凹槽长度范围为1.5—3cm，宽度范围为1.5—3cm，高度范围为10cm—15cm。双头螺杆4和螺母6为配套装置，起紧固侧板(长侧板5和短侧版7)的作用。在本实施例中，大模型压制模具部件选择如下：选取压板1为胶合板，其长度和宽度均为29.9cm，厚度为13cm；选取底板3为钢铁材质，其长度和宽度49cm，厚度为3cm；选取短侧板7为钢铁材质，长度为34cm，宽度为2cm，高度为10cm；选取长侧板5为钢铁材质，其长度为44cm，宽度为3cm，高度为10cm，其内长侧板5的凹槽长度为2cm，宽度为2cm，高度为10cm。大模型压制过程为：①准备压制模具；②选料；③搅拌材料；④装模刮砂；⑤加压定形。②将压制出的大模型放入恒温箱16中，设定恒温箱16加热温度为80℃，加温时间为40h；③将烘干的大模型钻取标准样测试渗透率与孔隙度，并记录与实际储层匹配成功的制备压力，即优选压力。压制数据如下：表1孔隙度不变，渗透率变化(φ＝15％)渗透率(×10-3μm2)203040压制压力(MPa)181614表2渗透率不变，孔隙度变化(K＝40×10-3μm2)孔隙度(％)15105压制压力(MPa)141618(2)将确定完长度的填砂细管分解成多段直线段，分为两种类型，第一种类型为填砂细管8，第二种类型为填砂细管9。根据前述步骤一中的大模型渗透率、孔隙度及制备压力制作这两种填砂细管；填砂细管8长37.5cm，填砂细管9长25cm，两种细管外径均为15mm，内径均为8mm，其制作材料均为316L号钢材。两种填砂细管制作过程如下：①将两种类型的直线段填砂细管样品填砂；实际压制时将上述填砂细管固定放在底板3上，使用上述步骤二中的天然岩屑、石英砂粒度分布及粘土比例以及胶黏剂组成确定物料成分，将物料搓砂经过筛网过滤，均匀的填入分段细管后，使用压力试验机，采用直径7.9mm压头对填砂细管中物料进行加压，按照上述步骤二中优选压力来计算对应细管截面积所用的压力进行加压制作。将填砂细管8按照上述表1的三种规格，制作成孔隙度不变，渗透率变化的三种样品。按照表2的三种规格，制作成渗透率不变，孔隙度变化的三种样品。将填砂细管9按照上述表1的三种规格，制作成孔隙度不变，渗透率变化的三种样品。按照表2的三种规格，制作成渗透率不变，孔隙度变化的三种样品。②将填完砂的直线段填砂细管样品放入恒温箱16加温烘干，设定恒温箱16温度为80℃，加热时间为40h；③将烘干的直线段填砂细管样品进行渗透率孔隙度测定。如满足要求按照上述步骤再次制备多个直线段。将填砂细管8直线段放入恒温箱16中烘干，将填砂细管9直线段在压制完物料尚未固化前变成需要的弧线段形状，再放入恒温箱16中烘干固化。(3)将前述制作好的两种填砂细管连接，按照测试实验组数制作成所需长度和数量的长细管胶结模型；①连接孔隙度不变，渗透率变化系列填砂细管至目标长度，完成第一种长细管胶结模型制作；将以表1中三种规格制作的填砂细管8和填砂细管9按照渗透率，从小到大依次循环连接直至总长15m；将以下渗透率大小的填砂细管8和填砂细管9依次连接：K＝20×10-3μm2的填砂细管8，K＝30×10-3μm2的填砂细管9，K＝40×10-3μm2的填砂细管8，K＝20×10-3μm2的填砂细管9，K＝30×10-3μm2的填砂细管8，K＝40×10-3μm2的填砂细管9；②连接渗透率不变，孔隙度变化系列填砂细管至目标长度，完成第二种长细管胶结模型制作。将以表2中三种规格制作的填砂细管8和填砂细管9按照孔隙度，从小到大依次循环连接直至总长15m；将以下孔隙度大小的填砂细管8和填砂细管9依次连接：φ＝5％的填砂细管8，φ＝10％的填砂细管9，φ＝15％的填砂细管8，φ＝5％的填砂细管9，φ＝10％的填砂细管8，φ＝15％的填砂细管9；(4)按照常规填砂管制作方法，制作普通填砂细管不胶结模型，用作对比实验。步骤三：准备测试CO2-原油最小混相压力(MMP)实验用具，并连接各实验装置；实验用油：该区块地层原油。实验用气体：CO2、甲苯。参见图4，为实验装置连接图，采用此实验装置进行细管实验，细管实验装置包括：高压驱替泵10、地层原油贮存器11、注入剂贮存容器12、细管模型13、高压观察窗14、回压调节器15、恒温箱16、分离瓶17、气量计18和阀门19；高压驱替泵10通过钢管线分别和恒温箱16中地层原油贮存器11与注入剂贮存容器12底部的阀门19连接；地层原油贮存器11与注入剂贮存容器12顶部的阀门19分别和钢管线连接，钢管线另一端和细管模型13入口端连接；细管模型13出口端和阀门19连接，阀门19之后的钢管线经高压观察窗14和回压调节器15连接；回压调节器15尾部经钢管线和恒温箱16之外的分离瓶17连接，分离瓶17另一端经钢管线和气量计18连接。高压驱替泵10为整个实验装置提供驱替动力。地层原油贮存器11和注入剂贮存容器12为实验用地层原油和注入剂提供了容纳空间。高压观察窗14提供了实验过程中的观察视野。回压调节器15保证了细管模型13出口回压恒定。恒温箱16提供了实验所需温度。分离瓶17为气液分离装置。气量计18可测量气体体积。阀门19控制各部位管路闭合状态。步骤四：利用前述细管实验装置进行CO2-原油最小混相压力(MMP)测试实验。根据前述步骤三，准备三组实验装置，分别将前述装置连接中的细管模型13换成步骤二中制作的孔隙度不变而渗透率改变的长细管胶结模型、渗透率不变孔隙度变化的长细管胶结模型和普通填砂细管不胶结模型(相同实验过程中均称为细管模型13)。三组装置实验过程相同，每组均需按四个驱替压力重复四次实验，由以下步骤组成：1)地层原油样品的饱和，得到地层原油饱和压力；利用地层原油样品、甲苯和实验装置使细管模型13饱和油。2)驱替实验；分别进行恒速驱替实验和恒压驱替实验：(1)将注入气样品恒定在实验温度75℃下；(2)用注入气充满并冲洗至细管模型13人口阀的管线。将注入气压力调整到实验压力，记录该压力下泵的初读数；(3)在实验温度75℃、实验压力和恒定注人速度下，用注入气驱替细管模型13中的地层原油样品，驱替速度为0.5ml/min。每隔20min，在每个时间点测量一次产出油、气体积，记录高压驱替泵10读数、注入压力。注意观察高压观察窗14中流体的相态和颜色变化；(4)在气体突破后，将驱替方式改为恒压驱替，每隔10min采集一次数据；(5)当累积进泵1.20倍孔隙体积后，停止驱替。(6)清洗细管模型13，准备下一次实验。3)最小混相压力(MMP)的确定。(1)在地层原油饱和压力附近选取4个实验压力分别进行细管驱替实验；(2)逐步提高压力，重复驱替过程；(3)绘制各次细管实验注入1.20倍孔隙体积时驱油效率与驱替压力的关系曲线图，非混相段与混相段曲线的交点所对应的压力即定为最低混相压力(MMP)。由实验获得的驱替压力和采收率关系如下所示：表3第一种长细管胶结模型实验数据试验次数1234驱替压力(MPa)10152025采收率(％)427290.8693由以上数据得到第一种长细管胶结模型驱替压力和采收率关系图，如图7所示；得到MMP值为18MPa。表4第二种长细管胶结模型实验数据试验次数1234驱替压力(MPa)10152025采收率(％)3875.1490.7592由以上数据得到第二种长细管胶结模型驱替压力和采收率关系图，如图8所示；得到MMP值为17MPa。表5普通填砂细管不胶结模型实验数据试验次数1234驱替压力(MPa)10152025采收率(％)4074.4890.8992.5由以上数据得到普通填砂细管不胶结模型驱替压力和采收率关系图，如图9所示；得到MMP值为17.25MPa。本发明实施后，运用提供的长细管胶结模型结合相关的实验方法可以有效地进行CO2-原油最小混相压力(MMP)测试实验，为室内实验更强的指导性提供支持。最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各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，或者对其中部分或者全部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范围，其均应涵盖在本发明的权利要求和说明书的范围当中。当前第1页1 2 3