CN116792093B - 泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置及方法 - Google Patents
泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116792093B CN116792093B CN202310914312.2A CN202310914312A CN116792093B CN 116792093 B CN116792093 B CN 116792093B CN 202310914312 A CN202310914312 A CN 202310914312A CN 116792093 B CN116792093 B CN 116792093B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- communicated
- oil
- pressure
- valve
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 101
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 101
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 239000006260 foam Substances 0.000 title claims abstract description 70
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 title claims abstract description 46
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000009933 burial Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000005457 optimization Methods 0.000 title abstract description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 107
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 88
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 67
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 163
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 43
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 39
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 39
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 24
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 23
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 23
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 21
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 17
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 11
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 9
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 claims description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000009738 saturating Methods 0.000 claims description 5
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 7
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 5
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 238000012803 optimization experiment Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 1
- 230000009044 synergistic interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- G—PHYSICS
- G09—EDUCATION; CRYPTOGRAPHY; DISPLAY; ADVERTISING; SEALS
- G09B—EDUCATIONAL OR DEMONSTRATION APPLIANCES; APPLIANCES FOR TEACHING, OR COMMUNICATING WITH, THE BLIND, DEAF OR MUTE; MODELS; PLANETARIA; GLOBES; MAPS; DIAGRAMS
- G09B25/00—Models for purposes not provided for in G09B23/00, e.g. full-sized devices for demonstration purposes
- G09B25/02—Models for purposes not provided for in G09B23/00, e.g. full-sized devices for demonstration purposes of industrial processes; of machinery
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Educational Administration (AREA)
- Educational Technology (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
本发明涉及非常规油气藏勘探开发技术领域，具体涉及一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置及方法，泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法包括建立初始含油、含水饱和度：选取一块低渗岩心装入岩心夹持器中，将岩样抽真空并饱和地层水，在相同温度和压力条件下，以恒定的速度用地层原油驱替地层水，随着注入压力不断升高同时提升围压，直到岩心夹持器出口端只出油不出水为止，建立岩心初始含油、含水饱和度，打开气液流量计，将复合注气介质以恒定的速度驱替岩样，直至岩心夹持器出口端不出油为止，分别计算驱油效率和气油比，基于复合气驱实验结果，优选复合注气介质开展泡沫复合驱与同步埋存实验。
Description
技术领域
本发明涉及非常规油气藏勘探开发技术领域，尤其涉及一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置及方法。
背景技术
我国具有丰富的低渗致密油气资源，但由于储层物性差，油藏能量较低，难以建立合理注采关系，导致水驱开发难度越来越大。CO2在原油中具有较好的溶解性，可以起到萃取膨胀原油、降低原油粘度、降低油水界面张力等作用，CO2驱在低渗油藏补能技术方面表现出独特的优势。然而，受气源限制和气窜影响，单一气驱难以满足低渗油藏水平井注气提高采收率的需求。在油藏储层中，泡沫能够控制注入气流速，降低粘性指进的现象，扩大气体波及范围，实现储层剩余油高效动用。泡沫复合驱结合了气驱和化学驱的双重优势，显著降低气液相对渗透率，明显提高波及效率，改善气驱增油效果，同时，泡沫复合驱技术一方面可以减少CO2注入量，延缓油管腐蚀，另一方面能够充分发挥气驱和化学驱各自的优势，有效避免单一气驱过程中气体过早突破、波及效率低的问题。由于新疆油田地理位置偏远，大规模实施CO2驱可行性较低，因此亟需开展多种注入气复合泡沫驱替的补能方式研究。
但采用上述方式，受气源限制和气窜影响，单一气驱难以满足低渗油藏注气提高采收率的需求，采用泡沫复合驱(CO2-N2、CO2-烃气、N2-烃气)能够有效解决气源问题，改善气驱增油效果。然而目前关于泡沫复合驱注气介质优选***性研究较少，特别是多种注入气复合的驱油效果对比，以及泡沫复合驱过程中的温室气体同步埋存。
发明内容
本发明的目的在于提供一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置及方法，旨在解决现有关于泡沫复合驱注气介质优选***性研究较少，特别是多种注入气复合的驱油效果对比，以及泡沫复合驱过程中的温室气体同步埋存的问题。
为实现上述目的，第一方面，本发明提供了一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置，包括第一高压驱替泵、储存容器件、多个气液流量计、四通阀、发泡溶液注入件、第一压力表、发泡器、岩心夹持器、围压泵、回压阀、回压泵、第二压力表和气液分离件，所述储存容器件设置于所述第一高压驱替泵阀门一侧；多个所述气液流量计分别设置于所述储存容器件一侧；所述四通阀分别与多个所述气液流量计连通，并位于多个所述气液流量计一侧；所述发泡溶液注入件设置于所述四通阀一侧；所述第一压力表与所述四通阀连通，并位于所述四通阀一侧；所述发泡器与所述四通阀连通，并位于所述四通阀一侧；所述岩心夹持器与所述发泡器连通，并位于所述发泡器一侧；所述围压泵与所述岩心夹持器连通，并位于所述岩心夹持器一侧；所述回压阀与所述岩心夹持器连通，并位于所述岩心夹持器一侧；所述回压泵与所述回压阀连通，并位于所述回压阀一侧；所述第二压力表与所述回压阀连通，并位于所述回压阀一侧；所述气液分离件设置于所述回压阀一侧。
其中，所述储存容器件包括地层原油容器、地层水容器、二氧化碳容器、氮气容器和烃气容器，所述地层原油容器与所述第一高压驱替泵阀门连通，且与所述气液流量计连通，并位于所述第一高压驱替泵一侧；所述地层水容器与所述第一高压驱替泵阀门连通，且与所述气液流量计连通，并位于所述第一高压驱替泵一侧；所述二氧化碳容器与所述第一高压驱替泵阀门连通，且与所述气液流量计连通，并位于所述第一高压驱替泵一侧；所述氮气容器与所述第一高压驱替泵阀门连通，且与所述气液流量计连通，并位于所述第一高压驱替泵一侧；所述烃气容器与所述第一高压驱替泵阀门连通，且与所述气液流量计连通，并位于所述第一高压驱替泵一侧。
其中，所述发泡溶液注入件包括发泡剂容器和第二高压驱替泵，所述发泡剂容器与所述四通阀连通，并位于所述四通阀一侧；所述第二高压驱替泵与所述发泡剂容器连通，并位于所述发泡剂容器一侧。
其中，所述发泡器包括入口端、填砂管、天然油砂、多孔滤片、出口端和阀门，所述入口端与所述四通阀连通，并位于所述四通阀一侧；所述填砂管与所述入口端连通，并位于所述入口端一侧；所述天然油砂位于所述填砂管内部；所述多孔滤片与所述填砂管固定连接，并位于所述填砂管一侧；所述出口端与所述填砂管连通，并位于所述填砂管靠近所述多孔滤片一侧；所述阀门设置于所述出口端一侧。
其中，所述气液分离件包括气液分离器和气相色谱仪，所述气液分离器与所述回压阀连通，并位于所述回压阀一侧；所述气相色谱仪与所述气液分离器固定连接，并位于所述气液分离器一侧。
其中，所述泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置还包括第三压力表，所述第三压力表与所述岩心夹持器连通，并位于所述岩心夹持器一侧。
第二方面，本发明还提供一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法，其特征在于，包括；
建立初始含油、含水饱和度：选取一块低渗岩心装入岩心夹持器中，将岩样抽真空并饱和地层水，在相同温度和压力条件下，以恒定的速度用地层原油驱替地层水，随着注入压力不断升高同时提升围压，直到岩心夹持器出口端只出油不出水为止，建立岩心初始含油、含水饱和度；
复合气驱介质优选：打开气液流量计，将复合注气介质(CO2-N2、CO2-烃气、N2-烃气)以恒定的速度驱替岩样，直至岩心夹持器出口端不出油为止，分别计算驱油效率和气油比；
泡沫复合驱与同步埋存实验：基于复合气驱实验结果，优选复合注气介质开展泡沫复合驱与同步埋存实验。
本发明的一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置，建立初始含油、含水饱和度：选取一块低渗岩心装入所述岩心夹持器中，将岩样抽真空并饱和地层水，在相同温度和压力条件下，以恒定的速度用地层原油驱替地层水，随着注入压力不断升高同时提升围压，直到所述岩心夹持器出口端只出油不出水为止，建立岩心初始含油、含水饱和度，打开所述气液流量计，将复合注气介质(CO2-N2、CO2-烃气、N2-烃气)以恒定的速度驱替岩样，直至所述岩心夹持器出口端不出油为止，分别计算驱油效率和气油比，基于复合气驱实验结果，优选复合注气介质开展泡沫复合驱与同步埋存实验。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。
图1是泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置的整体结构示意图。
图2是泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置的发泡器的结构示意图。
图3是泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法的流程图。
图4是泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法的复合气驱介质优选实验的驱油效率曲线图。
图5是泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法的复合气驱介质优选实验的气油比曲线图。
图6是泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法的泡沫复合驱与同步埋存实验的驱油效率与气油比的曲线图。
1-第一高压驱替泵、2-地层原油容器、3-地层水容器、4-二氧化碳容器、5-氮气容器、6-烃气容器、7-气液流量计、8-储存容器件、9-发泡溶液注入件、10-气液分离件、12-第二高压驱替泵、13-发泡剂容器、14-四通阀、15-发泡器、16-岩心夹持器、17-围压泵、18-回压阀、19-回压泵、20-气液分离器、21-气相色谱仪、22-第一压力表、23-第三压力表、24-第二压力表、30-填砂管、31-天然油砂、32-多孔滤片、33-入口端、34-出口端、35-阀门。
具体实施方式
第一方面，本发明提供了一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置：
请参阅图1-图2，其中，图1是泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置的整体结构示意图，图2是泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置的发泡器的结构示意图。
本发明的一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置包括第一高压驱替泵1、储存容器件8、多个气液流量计7、四通阀14、发泡溶液注入件9、第一压力表22、发泡器15、岩心夹持器16、围压泵17、回压阀18、回压泵19、第二压力表24、气液分离件10和第三压力表23，所述储存容器件8包括地层原油容器2、地层水容器3、二氧化碳容器4、氮气容器5和烃气容器6，所述发泡溶液注入件9包括发泡剂容器13和第二高压驱替泵12，所述发泡器15包括入口端33、填砂管30、天然油砂31、多孔滤片32、出口端34和阀门35，所述气液分离件10包括气液分离器20和气相色谱仪21，通过前述方案解决了现有关于泡沫复合驱注气介质优选***性研究较少，特别是多种注入气复合的驱油效果对比，以及泡沫复合驱过程中的温室气体同步埋存的问题。
其中，所述储存容器件8设置于所述第一高压驱替泵1阀门一侧；多个所述气液流量计7分别设置于所述储存容器件8一侧；所述四通阀14分别与多个所述气液流量计7连通，并位于多个所述气液流量计7一侧；所述发泡溶液注入件9设置于所述四通阀14一侧；所述第一压力表22与所述四通阀14连通，并位于所述四通阀14一侧；所述发泡器15与所述四通阀14连通，并位于所述四通阀14一侧；所述岩心夹持器16与所述发泡器15连通，并位于所述发泡器15一侧；所述围压泵17与所述岩心夹持器16连通，并位于所述岩心夹持器16一侧；所述回压阀18与所述岩心夹持器16连通，并位于所述岩心夹持器16一侧；所述回压泵19与所述回压阀18连通，并位于所述回压阀18一侧；所述第二压力表24与所述回压阀18连通，并位于所述回压阀18一侧；所述气液分离件10设置于所述回压阀18一侧，建立初始含油、含水饱和度：选取一块低渗岩心装入所述岩心夹持器16中，将岩样抽真空并饱和地层水，在相同温度和压力条件下，以恒定的速度用地层原油驱替地层水，随着注入压力不断升高同时提升围压，直到所述岩心夹持器16的所述出口端34只出油不出水为止，建立岩心初始含油、含水饱和度，打开所述气液流量计7，将复合注气介质(CO2-N2、CO2-烃气、N2-烃气)以恒定的速度驱替岩样，直至所述岩心夹持器16的所述出口端34不出油为止，分别计算驱油效率和气油比，基于复合气驱实验结果，优选复合注气介质开展泡沫复合驱与同步埋存实验。
其次，所述地层原油容器2与所述第一高压驱替泵1阀门35连通，且与所述气液流量计7连通，并位于所述第一高压驱替泵1一侧；所述地层水容器3与所述第一高压驱替泵1阀门35连通，且与所述气液流量计7连通，并位于所述第一高压驱替泵1一侧；所述二氧化碳容器4与所述第一高压驱替泵1阀门35连通，且与所述气液流量计7连通，并位于所述第一高压驱替泵1一侧；所述氮气容器5与所述第一高压驱替泵1阀门35连通，且与所述气液流量计7连通，并位于所述第一高压驱替泵1一侧；所述烃气容器6与所述第一高压驱替泵1阀门35连通，且与所述气液流量计7连通，并位于所述第一高压驱替泵1一侧，所述地层原油容器2、所述地层水容器3、所述二氧化碳容器4、所述氮气容器5和所述烃气容器6，分别用于储存各类原液通过所述第一高压驱替泵1高压喷送，每个容器分别带有一个所述气液流量计7用于显示高压喷送流量数据。
再次，所述发泡剂容器13与所述四通阀14连通，并位于所述四通阀14一侧；所述第二高压驱替泵12与所述发泡剂容器13连通，并位于所述发泡剂容器13一侧，所述发泡剂容器13用于储存发泡溶剂通过所述第二高压驱替泵12输送至所述发泡器15中。
另外，所述入口端33与所述四通阀14连通，并位于所述四通阀14一侧；所述填砂管30与所述入口端33连通，并位于所述入口端33一侧；所述天然油砂31位于所述填砂管30内部；所述多孔滤片32与所述填砂管30固定连接，并位于所述填砂管30一侧；所述出口端34与所述填砂管30连通，并位于所述填砂管30靠近所述多孔滤片32一侧；所述阀门35设置于所述出口端34一侧，所述填砂管30装满所述天然油砂31，长度30cm，直径5cm，孔隙度18.4％，渗透率1mD。所述多孔滤片32为陶瓷膜制件，放置在所述填砂管30的所述出口端34处，用于过滤天然油砂31，滤孔孔径为0.1um-20um，用于控制注入泡沫大小。
再者，所述气液分离器20与所述回压阀18连通，并位于所述回压阀18一侧；所述气相色谱仪21与所述气液分离器20固定连接，并位于所述气液分离器20一侧，所述监测气液分离器20用于产出流体，所述气相色谱仪21用于所述监测气液分离器20产出流体的气油比。
最后，所述第三压力表23与所述岩心夹持器16连通，并位于所述岩心夹持器16一侧，所述第三压力标用于观察所述岩心夹持器16内部岩石的压力情况。
在使用本发明所述的一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置，受气源限制和气窜影响，单一气驱难以满足低渗油藏压裂水平井注气补能提高采收率的需求，复合驱技术通过不同注气介质复合、气驱与化学驱复合(CO2泡沫驱等)，能够有效解决气源问题、改善单一介质增油效果，进一步明确泡沫复合驱增油机理，基于驱油效率和气油比两个评价标准，对比单一气驱和复合气驱的增油效果，优选注气介质并用于开展泡沫复合驱与同步埋存实验，通过改变复合注气介质，***性评价了不同注入气驱替过程的增油效果，揭示了泡沫复合驱稳油防窜的变化规律，明确了泡沫复合驱同步埋存的存气率变化，对低渗油藏泡沫复合驱补能开发-温室气体埋存研究具有重要的指导意义，除了开展泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验外，还可以优化复合气的注气比例，此外，通过更换不同孔径的所述多孔滤片32，还可以研究泡沫尺寸对驱油效果的影响规律等，具有广泛的应用价值。
第二方面，本发明还提供一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法，请参阅图3-图6，其中，图3是泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法的流程图，图4是泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法的复合气驱介质优选实验的驱油效率曲线图，图5是泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法的复合气驱介质优选实验的气油比曲线图，图6是泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法的泡沫复合驱与同步埋存实验的驱油效率与气油比的曲线图。
所述泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法包括：
S1建立初始含油、含水饱和度：选取一块低渗岩心装入所述岩心夹持器16中，将岩样抽真空并饱和地层水，在相同温度和压力条件下，以恒定的速度用地层原油驱替地层水，随着注入压力不断升高同时提升围压，直到所述岩心夹持器16的所述出口端34只出油不出水为止，建立岩心初始含油、含水饱和度；
建立初始含油、含水饱和度：选取目标油藏标准岩心(直径2.5cm，长度5～8cm)，将标准岩心按照顺序依次排列，岩心中间加入滤纸，消除末端效应。将排列好的岩心装入胶筒中，组装好所述岩心夹持器16。将岩样抽真空并充分饱和地层水，在油藏温度和压力条件下(地层压力25MPa，地层温度75℃)，以恒定的速度用地层原油驱替地层水，随着注入压力不断升高同时提升围压，直到所述岩心夹持器16的所述出口端34只出油不出水为止，建立岩心初始含油、含水饱和度。使用所述气液流量计7记录此时原油泵入体积V1，使用所述气液分离器20记录此时地层原油流出体积V2，计算岩心饱和油体积Vo如下：
Vo＝V1-V2
式中，Vo为岩心饱和油体积，ml；V1为原油泵入体积，ml，通过所述气液流量计7读取原油泵入体积得到；V2为原油流出体积，ml，通过气液分离器20测量原油流出体积得到。
表1目标油藏岩心孔渗参数
S2复合气驱介质优选：打开所述气液流量计7，将复合注气介质(CO2-N2、CO2-烃气、N2-烃气)以恒定的速度驱替岩样，直至所述岩心夹持器16的所述出口端34不出油为止，分别计算驱油效率和气油比；
复合气驱介质优选：打开所述气液流量计7，使用复合注气介质(CO2-N2、CO2-烃气、N2-烃气)以恒定的速度驱替岩样，直至所述岩心夹持器16的所述出口端34不出油为止，分别计算驱油效率和气油比。所述的复合注气介质注气比例按照1:1；所述的复合注气介质驱替速度为0.1ml/min；所述的复合注气介质注入量按照孔隙体积倍数注入(0PV～1.2PV)。
驱油效率ED计算公式如下：
式中，ED为驱油效率，％；Vop为采出油体积，ml；Vo为饱和油体积，ml。
气油比GOR(Gas-Oil-Ratio)计算公式如下：
式中，GOR为气油比，m3/m3；V4为产出气体积，ml；Vop为采出油体积，ml。
分别计算三种复合注气介质(CO2-N2、CO2-烃气、N2-烃气)在不同孔隙体积倍数注入条件下的驱油效率和气油比，便可看出目标油藏岩心驱油效果和气窜程度(图3及图4)。驱替结果表明，CO2-烃气复合驱油效率明显高于CO2-N2复合以及N2-烃气复合，最终驱油效率可达44.32％，较CO2-N2复合提高了15.82％的采收率，较N2-烃气复合驱提高了23.26％的采收率。CO2-烃气复合、CO2-N2复合以及N2-烃气复合的气油比都在驱替至0.4PV时明显上升，说明岩心采出端的采出气量增多，岩心驱替开始发生气窜。当驱替至1PV后，气油比增长幅度逐渐平稳，说明岩心采出端的采出流体基本为注入气，即岩心内部已产生气窜通道。基于上述实验结果分析，最终得到CO2-烃气复合为最优复合注气介质。
S3泡沫复合驱与同步埋存实验：基于复合气驱实验结果，优选复合注气介质开展泡沫复合驱与同步埋存实验；
泡沫复合驱与同步埋存实验：基于S2复合气驱实验结果，优选CO2-烃气复合气开展泡沫复合驱与同步埋存实验。
步骤一、以恒定的速度将发泡剂注入到所述发泡器15中，当发泡剂注入体积超过所述发泡器15体积的3/4时，停止注入并关闭所述四通阀14a端口；所述的泡沫注入速度为0.05ml/min。
步骤二、以恒定的速度将CO2-烃气复合气按照设定的注气比例连续泵入装有发泡剂的所述发泡器15中，使其充分溶解发泡；所述的注气比例为1:1。
步骤三、打开所述发泡器15的所述出口端34的所述阀门35，随着注入压力的升高同时相应提升所述岩心夹持器16围压，直至所述岩心夹持器16的所述出口端34不出油为止，分别计算驱油效率、气油比和存气率；
驱油效率ED计算公式如下：
式中，ED为驱油效率，％；Vop为采出油体积，ml；Vo为饱和油体积，ml。
气油比GOR(Gas-Oil-Ratio)计算公式如下：
式中，GOR为气油比，m3/m3；V4为产出气体积，ml；Vop为采出油体积，ml。
针对注入气介质含二氧化碳或甲烷(温室气体)，定义存气率GSR(Gas-Storage-Ratio)为注气过程中，滞留在岩心孔隙中的残余气量与注入气量的比值，利用存气率能够初步表征岩心驱替过程中温室气体埋存量。存气率GSR计算公式如下：
式中，GSR为存气率，％；V3为注入气体积，ml；V4为产出气体积，ml。
计算最优复合注气介质(CO2-烃气)在不同孔隙体积倍数注入条件下的驱油效率和气油比，便可看出目标油藏岩心驱油效果和气窜程度(图5)。实验结果表明，CO2-烃气复合气驱油效果一开始好于CO2-烃气泡沫复合驱油效果，可能原因在于气驱注入初期，CO2-烃气充分发挥增能膨胀和溶解降粘的作用，导致注入初期的采液能力较强。CO2-烃气泡沫复合驱采用的是气液同注的注入方式，注入中-后期开始发挥CO2-烃气驱替增油的作用，同时借助泡沫“堵大不堵小、堵水不堵油”的优势，气油比在驱替至0.6PV时才明显上升，直到气体完全突破，驱油效率增幅变缓。利用存气率计算公式得到，泡沫复合驱结束后存气率为72％，分析原因可能在于CO2-烃气溶解在残余油中形成溶解埋存或存在岩石孔喉内形成构造埋存，另一方面也可能溶解在泡沫中用于封堵岩心中的大孔隙等。
最终发现，CO2-烃气泡沫复合驱整体驱油效果较好，比CO2-烃气复合气驱驱油效率提升了7.46％的采收率。CO2-烃气泡沫复合驱将化学驱与气驱技术有机结合，充分发挥了CO2-烃气驱油与化学驱协同增效的优势，不仅提高了CO2利用率，避免了气源限制问题，同时有效延缓注气储层窜流，并实现了驱油埋存一体化。
以上所揭露的仅为本申请一种或多种较佳实施例而已，不能以此来限定本申请之权利范围，本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分流程，并依本申请权利要求所作的等同变化，仍属于本申请所涵盖的范围。
Claims (4)
1.一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法，其特征在于，包括：
建立初始含油、含水饱和度：选取一块低渗岩心装入岩心夹持器中，将岩样抽真空并饱和地层水，在相同温度和压力条件下，以恒定的速度用地层原油驱替地层水，随着注入压力不断升高同时提升围压，直到岩心夹持器出口端只出油不出水为止，建立岩心初始含油、含水饱和度；
复合气驱介质优选：打开气液流量计，将复合注气介质以恒定的速度驱替岩样，直至岩心夹持器出口端不出油为止，分别计算驱油效率和气油比，其中，复合注气介质包括CO2-N2、CO2-烃气、N2-烃气；
泡沫复合驱与同步埋存实验：基于复合气驱实验结果，优选复合注气介质开展泡沫复合驱与同步埋存实验；
所述泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置，包括第一高压驱替泵、储存容器件、多个气液流量计、四通阀、发泡溶液注入件、第一压力表、发泡器、岩心夹持器、围压泵、回压阀、回压泵、第二压力表和气液分离件，所述储存容器件设置于所述第一高压驱替泵阀门一侧；多个所述气液流量计分别设置于所述储存容器件一侧；所述四通阀分别与多个所述气液流量计连通，并位于多个所述气液流量计一侧；所述发泡溶液注入件设置于所述四通阀一侧；所述第一压力表与所述四通阀连通，并位于所述四通阀一侧；所述发泡器与所述四通阀连通，并位于所述四通阀一侧；所述岩心夹持器与所述发泡器连通，并位于所述发泡器一侧；所述围压泵与所述岩心夹持器连通，并位于所述岩心夹持器一侧；所述回压阀与所述岩心夹持器连通，并位于所述岩心夹持器一侧；所述回压泵与所述回压阀连通，并位于所述回压阀一侧；所述第二压力表与所述回压阀连通，并位于所述回压阀一侧；所述气液分离件设置于所述回压阀一侧；
所述发泡器包括入口端、填砂管、天然油砂、多孔滤片、出口端和阀门，所述入口端与所述四通阀连通，并位于所述四通阀一侧；所述填砂管与所述入口端连通，并位于所述入口端一侧；所述天然油砂位于所述填砂管内部；所述多孔滤片与所述填砂管固定连接，并位于所述填砂管一侧；所述出口端与所述填砂管连通，并位于所述填砂管靠近所述多孔滤片一侧；所述阀门设置于所述出口端一侧；
所述气液分离件包括气液分离器和气相色谱仪，所述气液分离器与所述回压阀连通，并位于所述回压阀一侧；所述气相色谱仪与所述气液分离器固定连接，并位于所述气液分离器一侧。
2.如权利要求1所述的一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法，其特征在于，
所述储存容器件包括地层原油容器、地层水容器、二氧化碳容器、氮气容器和烃气容器，所述地层原油容器与所述第一高压驱替泵阀门连通，且与所述气液流量计连通，并位于所述第一高压驱替泵一侧；所述地层水容器与所述第一高压驱替泵阀门连通，且与所述气液流量计连通，并位于所述第一高压驱替泵一侧；所述二氧化碳容器与所述第一高压驱替泵阀门连通，且与所述气液流量计连通，并位于所述第一高压驱替泵一侧；所述氮气容器与所述第一高压驱替泵阀门连通，且与所述气液流量计连通，并位于所述第一高压驱替泵一侧；所述烃气容器与所述第一高压驱替泵阀门连通，且与所述气液流量计连通，并位于所述第一高压驱替泵一侧。
3.如权利要求2所述的一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法，其特征在于，
所述发泡溶液注入件包括发泡剂容器和第二高压驱替泵，所述发泡剂容器与所述四通阀连通，并位于所述四通阀一侧；所述第二高压驱替泵与所述发泡剂容器连通，并位于所述发泡剂容器一侧。
4.如权利要求1所述的一种泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验方法，其特征在于，
所述泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置还包括第三压力表，所述第三压力表与所述岩心夹持器连通，并位于所述岩心夹持器一侧。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310914312.2A CN116792093B (zh) | 2023-07-25 | 2023-07-25 | 泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310914312.2A CN116792093B (zh) | 2023-07-25 | 2023-07-25 | 泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置及方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116792093A CN116792093A (zh) | 2023-09-22 |
| CN116792093B true CN116792093B (zh) | 2024-03-15 |
Family
ID=88043839
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202310914312.2A Active CN116792093B (zh) | 2023-07-25 | 2023-07-25 | 泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116792093B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117949615B (zh) * | 2024-03-27 | 2024-06-07 | 中国石油大学(华东) | 烟道气在含水层中组分分离的实验装置及实验方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107063937A (zh) * | 2017-05-25 | 2017-08-18 | 浙江海洋大学 | 一种测定空气泡沫在井间有效运移距离的方法 |
| CN108179999A (zh) * | 2017-12-30 | 2018-06-19 | 东北石油大学 | 对比二氧化碳-泡沫驱驱替阶段的方法与装置 |
| CN108490156A (zh) * | 2018-03-21 | 2018-09-04 | 西南石油大学 | 高温高压条件下混合气体驱油埋存量实验测试方法 |
| CN113062722A (zh) * | 2021-03-19 | 2021-07-02 | 西南石油大学 | 一种长岩心水气平稳交替和精准体积驱油实验方法 |
| WO2022148193A1 (zh) * | 2021-01-08 | 2022-07-14 | 中国石油大学(华东) | 模拟高温高压下流体驱替的微观可视化实验装置及方法 |
| CN217542768U (zh) * | 2022-04-27 | 2022-10-04 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种可视化泡沫驱替实验装置 |
-
2023
- 2023-07-25 CN CN202310914312.2A patent/CN116792093B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107063937A (zh) * | 2017-05-25 | 2017-08-18 | 浙江海洋大学 | 一种测定空气泡沫在井间有效运移距离的方法 |
| CN108179999A (zh) * | 2017-12-30 | 2018-06-19 | 东北石油大学 | 对比二氧化碳-泡沫驱驱替阶段的方法与装置 |
| CN108490156A (zh) * | 2018-03-21 | 2018-09-04 | 西南石油大学 | 高温高压条件下混合气体驱油埋存量实验测试方法 |
| WO2022148193A1 (zh) * | 2021-01-08 | 2022-07-14 | 中国石油大学(华东) | 模拟高温高压下流体驱替的微观可视化实验装置及方法 |
| CN113062722A (zh) * | 2021-03-19 | 2021-07-02 | 西南石油大学 | 一种长岩心水气平稳交替和精准体积驱油实验方法 |
| CN217542768U (zh) * | 2022-04-27 | 2022-10-04 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种可视化泡沫驱替实验装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN116792093A (zh) | 2023-09-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Huang et al. | CO2 flooding strategy to enhance heavy oil recovery | |
| CN116792093B (zh) | 泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置及方法 | |
| WO2019223346A1 (zh) | 一种封闭断块油藏氮气复合吞吐方法 | |
| CN102434137B (zh) | 超低界面张力耦合式空气泡沫驱油方法 | |
| CN111909679B (zh) | 一种基于气溶性表面活性剂降低二氧化碳与原油最小混相压力的组合物制备方法及应用 | |
| CN112901121B (zh) | 一种开采天然气水合物的方法 | |
| CN102337874A (zh) | 一种用于混相驱降低co2与原油间最小混相压力的方法 | |
| CN108286422B (zh) | 一种快速解除凝析气藏污染的方法 | |
| Sun et al. | A new approach to efficient and safe gas production from unsealed marine hydrate deposits | |
| CN109342287A (zh) | 一种气水稳态渗流的判定方法 | |
| Guo et al. | Microscopic transport and phase behaviors of CO2 injection in heterogeneous formations using microfluidics | |
| Drozdov et al. | Laboratory researches of the heavy oil displacement from the Russkoye field’s core models at the SWAG injection and development of technological schemes of pump-ejecting systems for the water-gas mixtures delivering | |
| Wang et al. | Low gas-liquid ratio foam flooding for conventional heavy oil | |
| Li et al. | Experimental study on the performance of foamy oil flow under different solution gas–oil ratios | |
| CN103225495B (zh) | 一种由近及远逐段驱替方法 | |
| CN105116107B (zh) | 一种油藏条件下co2在特低渗透均质岩心中相态的判识方法 | |
| Dong et al. | A laboratory study on near-miscible CO2 injection in Steelman reservoir | |
| Zeng et al. | Effects of inhibitors on the morphology and kinetics of hydrate growth on surface of bubble | |
| Hao et al. | N 2-foam-assisted CO 2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in a heterogeneous edge-water reservoir: experiments and pilot tests | |
| EP2794810B1 (en) | Oil recovery process | |
| Long et al. | Fluid phase behavior during multi-cycle injection and production of underground gas storage based on gas-condensate reservoirs with oil rim | |
| CN111810102B (zh) | 一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法 | |
| Zhouhua et al. | Experimental study of the development mode of gas-cap edge-water reservoir: A case study of Khasib reservoir of Halfaya oilfield in Iraq | |
| CN115749703B (zh) | 一种注co2吞吐提高非均质底水气藏采出程度的方法 | |
| Fei Sun et al. | Natural gas reinjection in a heavy oil field increases foamy oil recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |