CN204903506U - 泡沫驱油评价装置 - Google Patents

Abstract

本实用新型公开了一种泡沫驱油评价装置及其评价方法，该泡沫驱油评价装置包括泡沫发生装置、供液装置、岩心模拟装置和数据采集***；利用该泡沫驱油评价装置的评价方法是通过对所选择具有不同渗透率的岩心模型进行饱和模拟地层水预处理后，对岩心模型依次进行饱和原油、注入地层水以水驱油、注入泡沫以泡沫驱油，并在注入过程控制注入参数以得到针对不同渗透率的岩心模型获得最大原油采收率所对应的最优泡沫注入参数；该泡沫驱油评价装置该装置及方法设计合理，工作性能可靠，模拟效果好，其相应评价方法可用于泡沫驱油过程中泡沫的运移、调驱等提高采收率机理研究。

Description

泡沫驱油评价装置

技术领域

本实用新型涉及油气田开发实验装备技术领域，特别涉及一种泡沫驱油评价装置。

背景技术

泡沫体系具有视粘度高、堵大不堵小、堵水不堵油的特性,能够有效封堵中高渗透部位，具有选择性调剖的作用，可以提高波及系数；同时，起泡剂本身是一种活性很强的表面活性剂，可以大幅度降低油水界面张力，改善油藏岩石润湿性，提高驱油效率。因此，泡沫调驱是一种十分有发展前途的提高采收率的技术。实验室常采用模拟评价实验装置来评价泡沫调驱效果，优化泡沫调驱的注入速度、注入体积、气液比等注入参数。

目前，已经有大量的文献和专利公开了泡沫调驱评价装置。Pang等人在《TransportinPorousMedia》2010年的第1期发表了《TheBlockingAbilityandFlowingCharacteristicsofSteadyFoamsinPorousMedia》，提出了一种泡沫评价装置。该装置的结构是气体从供气瓶经过质量流量控制器控制流量和起泡液进入泡沫发生器，泡沫发生器是由直径为0.25mm的玻璃微珠填制而成，产生的泡沫从泡沫发生器流出后进入六通阀，然后直接进入多孔介质，用来研究泡沫的封堵能力和流动行为，该装置虽然可以采用气体质量流量控制器来控制气体流量，但是气体与起泡液混合形成泡沫以后，直接与多孔介质入口端连接，承受来自多孔介质入口端压力以后，由于气体和液体的压缩性不同，液体的进入量将大于气体进入量，导致液体进入量多于气体进入量，气液比不可控制；该装置中的多孔介质是由均匀的玻璃珠填充做成的均质岩心模型，不能用来评价泡沫的选择性进入作用。已公开专利CN102865898A和CN202202850U也提出了一种泡沫调驱评价装置，该装置将气体装入活塞容器中，根据设定的气液比，同时用两台泵按照一定排量分别推动活塞容器注入气体和起泡液进入到泡沫发生器中。该装置采用注入泵来控制气体流量，同样存在多孔介质入口端压力传导到泡沫发生器以后，由于气体和液体的压缩性不同，液体的进入量将大于气体进入量，导致液体进入量多于气体进入量，气液比不可控制，影响泡沫调驱评价效果。该装置虽然可以用双岩心管研究泡沫的分流量，但是流体不能在模型中发生层间窜流，因而不能模拟泡沫在多孔介质中的深部液流转向作用。此外，还有一些实验装置没有泡沫发生器，直接将气体和起泡液通过六通阀同时注入到岩心模型中，气液比更加不能保证。近几年，针对泡沫调剖技术更多的研究集中在泡沫的配方、性能评价及调剖矿场试验方面，关于泡沫在多孔介质内的流动规律及封堵机理研究等方面尚存在欠缺，尤其是缺少基础性且准确稳定的室内模拟实验装置及有效的实验方法。

实用新型内容

本实用新型的目的是提供一种通过泡沫调驱提高原油采收率技术，能够用于评价泡沫调驱效果和泡沫运移规律，提高实验准确性，精确控制气液比，为泡沫调驱技术提供基础理论指导泡沫驱油评价装置。

为此，本实用新型技术方案如下：

一种泡沫驱油评价装置，包括泡沫发生装置、供液装置、岩心模拟装置和数据采集***，其中：

所述泡沫发生装置包括依次通过连接管道连通的储气瓶、缓冲气瓶、气体流量控制器、泡沫发生器、泡沫储存罐和螺杆泵；

所述供液装置包括盛放起泡液的活塞容器、盛放地层水的活塞容器、盛放原油的活塞容器和柱塞泵，所述柱塞泵通过连接管道分别与所述盛放起泡液活塞容器、所述盛放地层水的活塞容器和所述盛放原油的活塞容器的入口端连接，所述盛放起泡液的活塞容器的出口端与所述泡沫发生器的进液端连接；

所述岩心模拟装置包括回压泵、岩心模型、计量筒和环压泵，所述岩心模型上设有模拟液体入口、环压泵连通口和模拟液体出口，所述环压泵通过连接管道与所述岩心模型的环压泵连通口连接，在所述岩心模型模拟液体出口处的连接管道上设置有回压阀，所述回压泵和计量筒通过所述回压阀和连接管道与所述岩心模型的模拟液体出口连接，在所述岩心模型的模拟液体入口处的连接管道上设置有一个六通阀门，所述六通阀门还分别通过连接管道与所述螺杆泵出口端、盛放地层水的活塞容器出口端和所述盛放原油的活塞容器的出口端连通；

所述数据采集***包括计算机以及通过控制电缆与所述计算机连接的气体缓冲罐压力传感器、入口压力传感器、回压传感器和环压传感器，所述气体缓冲罐压力传感器设置在所述储气瓶与所述缓冲气瓶的连接管道上，所述入口压力传感器连接至所述六通阀门上，所述回压传感器设置在所述回压阀与所述回压泵之间的连接管道上，所述环压传感器设置在所述岩心模型与所述环压泵之间的连接管道上。

所述泡沫驱油评价装置通过所述数据采集***的信号传输，实现工艺参数的设定与控制。

所述泡沫发生器、所述泡沫储存罐、所述螺杆泵、所述盛放起泡液的活塞容器、所述盛放地层水的活塞容器、所述盛放原油的活塞容器、所述六通阀门、所述岩心模型、所述回压阀和所述计量筒均设置在一恒温箱内。

所述储气瓶与缓冲气瓶的连接管道上设置有第一压力表，所述六通阀门上设置有第二压力表，所述回压阀与回压泵的连接管道上设置有第三压力表，所述环压泵所述岩心模型的连接管道上设置有第四压力表。

在连接管路上的装置入口处或出口处设置有控制连接管路开、闭的阀门，其中，为安全起见，所述地层水活塞容器之间的连接管道上、所述盛放原油的活塞容器与所述岩心模型之间的连接管道上均设置有双控阀门,以防止管道处于危险的高压状态。

具体地，所述储气瓶与所述缓冲气瓶的连接管道上安装有第一阀门，所述缓冲气瓶与所述气体流量控制器的连接管道上安装有第二阀门，所述柱塞泵分别与所述盛放起泡液活塞容器、所述地层水活塞容器和所述盛放原油的活塞容器的连接管道上分别安装有第三阀门、第四阀门和第五阀门，所述盛放起泡液活塞容器与所述泡沫发生器的连接管道上安装有第六阀门，所述地层水活塞容器与所述六通阀门的连接管道上安装有第七阀门和第九阀门，所述盛放原油的活塞容器与所述六通阀门的连接管道上安装有第八阀门和第十阀门，所述螺杆泵与所述六通阀门之间连接管道上安装有第十一阀门，所述六通阀门与所述岩心模型之间的连接管道上安装有第十二阀门，所述环压泵与所述岩心模型之间的连接管道上安装有第十三阀门，所述回压阀与所述回压泵之间的连接管道上安装有第十五阀门，所述回压阀与所述计量筒之间的连接管道上安装有第十四阀门。

所述的岩心模型为为单根填砂管、单根岩心、单根多层非均质岩心、多根不同渗透率的填砂管并联或仿岩心结构的玻璃介质模型。根据模拟底层实验需要进行更替。

所述储存罐为一封闭罐体且在罐体侧壁上设置有用于观察泡沫发生状态的观察窗，以观察泡沫是否达到输送要求。

所述计量筒为量筒，用于计量流入筒内的地层水或原油的体积。

所述恒温箱为一箱体且箱体正面和背面均设置有可视透明耐高温玻璃门窗,用于操作和记录实验数值。

一种利用上述泡沫驱油评价装置的评价方法：

对所选择具有不同渗透率的岩心模型进行饱和模拟地层水预处理后，升温至与模拟油藏温度一致；对岩心模型依次进行饱和原油、注入地层水以水驱油、注入泡沫以泡沫驱油，并在注入泡沫以泡沫驱油过程中通过改变不同的注入速度、气液比和泡沫注入体积来对比原油采收率，以得到针对不同渗透率的岩心模型获得最大原油采收率所对应的最优泡沫注入参数。

上述评价方法具体步骤包括：

(1)实验装置连接：连接安装泡沫驱油评价装置，并保证各连接管道和阀门的气密性均良好、数据采集***正常工作，各个阀门均处于关闭状态；根据需要选择合适的岩心模型，并保证模型不漏水；

(2)岩心模型预处理：岩心模型称干重m₁，抽真空4～6小时，打开第七阀门、第九阀门、第十二阀门至第十五阀门，开启柱塞泵并打开第四阀门使岩心模型饱和模拟地层水，将饱和模拟地层水的岩心模型称湿重m₂，计算孔隙体积；按照常规水测渗透率测试方法测试岩心模型渗透率，并将岩心模型放入恒温箱中加热至与模拟油藏温度一致，待用；

(3)泡沫调驱注入参数优化实验：

(i)岩心模型饱和原油：控制回压泵回压并调节回压阀的压力至与模拟地层压力一致；控制环压泵并设定环压；关闭盛放地层水的活塞容器的第四阀门、第七阀门和第九阀门，开启盛放原油的活塞容器的第八阀门和第十阀门，开启第五阀门并启动柱塞泵，以0.1～0.3mL/min的流量向岩心模型饱和原油，直到流入计量筒中的原油体积为岩心模型孔隙体积的二倍为止，记录流入到计量筒中地层水的体积，即为岩心模型饱和原油的体积；

(ii)水驱油：保持环压和回压不变，关闭第五阀门，关闭盛放原油的活塞容器的第八阀门和第十阀门，开启盛放地层水的活塞容器的第七阀门和第九阀门，开启第四阀门并启动柱塞泵，以0.1～0.3mL/min的流量向岩心模型中注入地层水进行水驱油，直到流出岩心模型的液体含水率达到100％为止，即至计量筒内无原油流出，流出液体全部为水时为止；关闭盛放地层水的活塞容器的第七阀门、第九阀门、第四阀门和柱塞泵；

(iii)泡沫注入参数优化实验：保持环压和回压不变，打开储气瓶的第一阀门，将气体充入气体缓冲罐中，使第一压力表显示的压力值为0.1～0.3MPa，按照实验参数设置气体质量流量控制器的流量数值，开启盛第六阀门和第三阀门并启动柱塞泵，同时开启气体缓冲罐的第二阀门，按照设定的气液比将气体和起泡液注入泡沫发生装置中，产生的泡沫进入泡沫储存罐中，并通过泡沫储存罐上的观察窗观察泡沫生成状态，泡沫生成状态达到要求后，打开第十一阀门，启动螺杆泵，按照设定流量通过六通阀门注入到岩心模型中，记录六通阀门上的第二压力表上显示的压力值和流入计量筒中的残余原油体积和地层水体积；

改变不同的注入速度、气液比和泡沫注入体积，重复实验步骤(1)～(3)，根据实验数值计算原油采收率，对比实验数据得到最优的泡沫注入参数。

(4)泡沫注入性能实验：

(i)重复上述步骤(1)和(2)；

(ii)打开回压泵并调节回压阀使压力与模拟的地层压力一致；

(iii)保持第三阀门、第五阀门、第六阀门、第八阀门和第十阀门处于关闭状态，打开第四阀门、第七阀门和第九阀门，启动柱塞泵，按照设定流量将地层水通过六通阀门注入到岩心模型中，记录六通阀门上第二压力表的压力稳定后压力值；关闭第四阀门、第七阀门、第九阀门和柱塞泵。

(iv)保持环压和回压压力不变，打开储气瓶处连接管道上的第一阀门，使气体以一定压力充入气体缓冲罐中，设定气体质量流量控制器的流量数值，保持第七阀门、第八阀门、第九阀门和第十阀门处于关闭状态，开启第三阀门和第六阀门，启动柱塞泵并同时打开第二阀门，将气体和起泡液按照一定的气液比注入泡沫发生装置，使产生的泡沫进入泡沫储存罐内并通过泡沫储存罐上的观察窗观察泡沫生成状态；打开第十一阀门，启动螺杆泵，按照设定流量通过所述六通阀门将泡沫注入到岩心模型中，注入压力的稳定后，记录六通阀门上第二压力表的压力值。

(v)改变具有不同渗透率的岩心模型，重复上述步骤(1)、(2)和(4)，记录在不同渗透率的岩心模型中注入泡沫时注入压力的稳定值。

(5)实验数据处理：

按照岩心水测渗透率的常规计算方法，根据步骤(3)和步骤(4)中所记录的实验数据，根据公式计算孔隙体积和孔隙度；由达西公式可计算得出岩心模型的渗透率；根据步骤(3)中所记录的实验数据可以获得最优的泡沫调驱参数，包括注入速度、气液比和泡沫注入体积；根据步骤(4)所记录的实验数据，根据同一流量下注入泡沫和注地层水时的压差之比即可计算得出不同渗透率岩心模型中泡沫阻力因子变化规律。

本实用新型与以往技术相比的优点在于：该泡沫驱油评价装置采用气体质量流量控制器控制气体流量，采用螺杆泵将产生的稳定泡沫增压后注入到岩心模型中，实现了气液比的精确控制，该泡沫驱油评价装置通过岩心模型的多样化，有利于模拟不同储层参数的泡沫驱油，采用多种模式研究泡沫驱油机理，评价岩心模型泡沫驱油效果，该装置及方法设计合理，工作性能可靠，模拟效果好，可用于泡沫驱油过程中泡沫的运移、调驱等提高采收率机理研究。

附图说明

图1为本实用新型的泡沫驱油评价装置的结构示意图；

图2为实施例3中泡沫在不同渗透率岩心模型中的阻力因子随渗透率变化规律曲线图。

具体实施方式

下面结合附图及具体实施例对本实用新型做进一步的说明，但这些实施例绝非对本实用新型有任何限制。

实例1(泡沫驱油评价装置)

一种泡沫驱油评价装置，包括泡沫发生装置、供液装置、岩心模拟装置和数据采集***，其中：

所述泡沫发生装置包括依次通过连接管道连通的储气瓶1、缓冲气瓶2、气体流量控制器6、泡沫发生器7、泡沫储存罐8和螺杆泵9；

所述供液装置包括盛放起泡液的活塞容器3、盛放地层水的活塞容器4、盛放原油的活塞容器5和柱塞泵22，所述柱塞泵22通过连接管道分别与所述盛放起泡液活塞容器3、所述盛放地层水的活塞容器4和所述盛放原油的活塞容器5的入口端连接，所述盛放起泡液的活塞容器3的出口端与所述泡沫发生器7的进液端连接；

所述岩心模拟装置包括回压泵11、岩心模型13、计量筒15和环压泵19，所述岩心模型13上设有模拟液体入口、环压泵连通口和模拟液体出口，所述环压泵19通过连接管道与所述岩心模型13的环压泵连通口连接，在所述岩心模型13模拟液体出口处的连接管道上设置有回压阀14，所述回压泵11和计量筒15通过所述回压阀14和连接管道与所述岩心模型13的模拟液体出口连接，在所述岩心模型13的模拟液体入口处的连接管道上设置有一个六通阀门，所述六通阀门还分别通过连接管道与所述螺杆泵9出口端、盛放地层水的活塞容器4出口端和所述盛放原油的活塞容器5的出口端连通；

所述数据采集***包括计算机21以及通过控制电缆与所述计算机21连接的气体缓冲罐压力传感器23、入口压力传感器20、回压传感器16和环压传感器18，所述气体缓冲罐压力传感器23设置在所述储气瓶1与所述缓冲气瓶2的连接管道上，所述入口压力传感器20连接至所述六通阀门12上，所述回压传感器16设置在所述回压阀14与所述回压泵11之间的连接管道上，所述环压传感器18设置在所述岩心模型13与所述环压泵19之间的连接管道上；

所述泡沫发生器7、所述泡沫储存罐8、所述螺杆泵9、所述盛放起泡液的活塞容器3、所述盛放地层水的活塞容器4、所述盛放原油的活塞容器5、所述六通阀门12、所述岩心模型13、所述回压阀14和所述计量筒15均设置在一恒温箱10内。

所述储气瓶1与缓冲气瓶2的连接管道上设置有第一压力表，所述六通阀门12上设置有第二压力表，所述回压阀14与回压泵11的连接管道上设置有第三压力表，所述环压泵19所述岩心模型13的连接管道上设置有第四压力表。

所述储气瓶1与所述缓冲气瓶2的连接管道上安装有第一阀门，所述缓冲气瓶2与所述气体流量控制器6的连接管道上安装有第二阀门，所述柱塞泵22分别与所述盛放起泡液活塞容器3、所述地层水活塞容器4和所述盛放原油的活塞容器5的连接管道上分别安装有第三阀门、第四阀门和第五阀门，所述盛放起泡液活塞容器3与所述泡沫发生器7的连接管道上安装有第六阀门，所述地层水活塞容器4与所述六通阀门12的连接管道上安装有第七阀门和第九阀门，所述盛放原油的活塞容器5与所述六通阀门12的连接管道上安装有第八阀门和第十阀门，所述螺杆泵9与所述六通阀门12之间连接管道上安装有第十一阀门，所述六通阀门12与所述岩心模型13之间的连接管道上安装有第十二阀门，所述环压泵19与所述岩心模型13之间的连接管道上安装有第十三阀门，所述回压阀14与所述回压泵11之间的连接管道上安装有第十五阀门，所述回压阀14与所述计量筒15之间的连接管道上安装有第十四阀门。

所述储存罐8为一封闭罐体且在罐体侧壁上设置有用于观察泡沫发生状态的观察窗。

所述恒温箱为一箱体且箱体正面和背面均设置有可视透明耐高温玻璃门窗。

实例2(泡沫调驱注入参数优化实验)

(1)连接实验装置：将实验装置钟各部件如图1所示进行连接，并检查各管线和个阀门的气密性是否良好，数据采集***是否正常工作，同时保持各个阀门均处于关闭状态，计量筒液面调整至0处；其中，岩心模型13选择三层且具有不同渗透率的方形岩心模型并用岩心夹持器固定好，所述三层且具有不同渗透率的方形岩心模型的尺寸为4.5cm×4.5cm×30cm，该三层岩心模型通过常规的岩石气体渗透率测定方法测得三层岩心的渗透率沿模拟液流向分别为3012×10^-3μm²、986×10^-3μm²和153×10^-3μm²，即三层岩心模型分别用来模拟具有高渗透层、中渗透层和低渗透层的非均质油藏条件检查岩心夹持器密封不漏水状态。

(2)岩心模型预处理：

(i)将岩心模型称干重m₁＝976.1g，抽真空并保持4～6小时；

(ii)饱和地层水：打开第十三阀门，启动并调节环压泵19，将回压设置为10MPa，然后关闭第十三阀门和环压泵19；打开第四阀门、第七阀门、第九阀门和第十二阀门，启动并调节柱塞泵22，以0.1mL/min的流量向岩心模型13中注入地层水，直至六通阀门12上压力表的压力值达到5MPa，关闭第十二阀门和柱塞泵，将充满地层水的岩心模型静置6小时使岩心模型充分饱和地层水，然后将岩心模型未吸收的多余地层水放掉，称取饱和地层水的岩心模型的湿重为m₂＝1184.5g，根据公式计算孔隙体积，根据公式计算孔隙度，其中上述公式(1)和(2)中ρ_w为地层水密度g/cm³，取值为1.0g/cm³，V_f为岩心模型总体积(cm³)，该岩心模型总体积通过模型尺寸计算所得(如下表1所示)，通过公式(1)计算出孔隙体积：V_P＝(1184.5–976.1)/1＝208.4mL，通过共式(2)计算出孔隙度：

重新启动柱塞泵22，以1mL/min的流量向岩心模型13中注入地层水，直到六通阀门12上第二压力表的压力值达到稳定，记录六通阀门12上第二压力表的压力值为p＝1.178kPa，关闭柱塞泵22、第四阀门和盛放地层水的活塞容器4连接管路上的第七阀门和第九阀门，按照达西公式并参照表1中的数值计算水测岩心渗透率，其中，式中q为地层水流量,取值为1mL/min；μ为地层水的粘度(Pa·s)，取值0.5Pa·s；L为岩心模型长度(cm)；A为岩心模型截面面积(cm³)；Δp为岩心模型两端的压差，即六通阀门12上第二压力表和岩心出口压力值之差，10^-1MPa,取值为1.178kPa＝0.01178×10^-1MPa；计算出水测岩心的平均渗透率：k＝1048.4×10^-3μm²。将岩心模型放入恒温箱中并加热至模拟油藏温度45℃，保持2个小时以上，待用。

改变不同渗透率的岩心模型，重复实验步骤(1)和(2)，所测的不同渗透率的岩心模型的相关参数如下表1所示：

表1：方形岩心参数表

(3)岩心模型饱和原油：开启第十三阀门、第十四阀门和第十五阀门，启动环压泵19和回压泵11，控制回压泵11，调节回压阀14的压力至模拟地层压力的15.2MPa；设定环压泵19环压压力25MPa；开启盛放原油的活塞容器5的连通管路上的第八阀门和第十阀门，打开第五阀门并启动柱塞泵22，以0.2mL/min的流量饱和原油，直到计量筒15中流出的原油体积为孔隙体积的2倍为止(孔隙体积根据公式和上表1中相关数据进行计算)，记录流入到计量筒15中的地层水体积为：V＝149.8mL；根据物质平衡原理，流入到计量筒15中的地层水体积应等于岩心模型饱和原油的体积，即饱和原油的体积V_o＝149.8mL，根据公式式中V_o为饱和原油的体积(mL)；V_P为孔隙体积(mL)；计算含油饱和度：关闭柱塞泵22和第五阀门、盛放原油的活塞容器5的第八阀门和第十阀门。

(4)岩心模型水驱油：保持回压压力和环压压力不变，开启盛放地层水的活塞容器4的第七阀门和第九阀门，同时打开第四阀门并启动柱塞泵22，以0.2mL/min的流量进行水驱油，直到岩心模型含水率达到100％为止(即计量筒内不再有原油流出，流出液体全部为水时为止)，关闭柱塞泵22、第四阀门以及盛放地层水的活塞容器4处连接管路的第七阀门和第九阀门。

(5)泡沫注入参数优化实验：打开储气瓶1的第一阀门，将气体充入气体缓冲罐2中，使压力传感器23显示的压力值为0.1～0.3MPa，设置气体质量流量控制器6的流量0.1mL/min，开启盛放起泡液的活塞容器3处连接管路上的第六阀门，打开第三阀门并启动柱塞泵22，同时开启气体缓冲罐2的第二阀门，按照设定的气液比1:1将气体和起泡液注入泡沫发生装置7，产生的泡沫进入泡沫储存罐8中，可通过泡沫储存罐8上的观察窗观察泡沫生成情况。打开第十一阀门并启动螺杆泵9，按照0.2mL/min流量通过六通阀门12注入到岩心模型13中，注入到岩心模型13的泡沫体积为0.5PV(即注入体积为孔隙体积的0.5倍)，泡沫注入完毕后，关闭气体缓冲罐2和盛放起泡液的活塞容器3处连接管路上的第二阀门和第六阀门，关闭第三阀门并暂停柱塞泵22，开启盛放地层水的活塞容器4处连接管路上的第七阀门和第九阀门，打开第四阀门并启动柱塞泵22，以0.2mL/min的流量向岩心模型13中注入地层水进行水驱残余原油，直到取样桶15中没有原油流出为止。记录泡沫注入开始至实验结束流入计量筒15中的原油体积：Q_o＝38.8mL。

根据公式计算出在水驱基础上泡沫驱提高的原油采收率，式中：Q_o为实验中泡沫注入开始至实验结束流入计量筒15中的原油体积(mL)；V_o为饱和原油的体积(mL)；

计算出在水驱基础上泡沫驱提高的原油采收率：

改变不同的注入速度：0.1mL/min、0.2mL/min、0.3mL/min、不同气液比：2:1、1:1、1:2和不同泡沫注入体积：0.1PV、0.3PV、0.5PV，重复步骤(1)至步骤(5)，从表中提高采收率(％)得到最优的注入参数，其相应实验测试结果如下表2所示。

表2：泡沫调驱注入参数优化实验结果

由表2中数据可以得出，根据最高的原油采收率得出最佳注入参数为注入速度为0.2mL/min，气液比为1:1，泡沫注入体积为0.5PV，原油采收率达到25.9％。

实例3(泡沫注入性能实验)

(1)实验装置连接：按照附图1连接实验装置，检查管线和阀门的气密性，数据采集***是否正常工作，保持阀门均处于关闭状态，计量筒液面调整至0处，岩心模型选择不同渗透率的单根填砂管模型，岩心参数见附表3，并检查岩心模型密封状态。

(2)岩心模型预处理：

(i)采用填充30～200目石英砂的单根岩心模型，称干重m₁，将填砂后的岩心模型抽真空并保持4～6小时；

(ii)岩心模型饱和地层水：开启第七阀门、第九阀门和第十二阀门，打开第四阀门并启动柱塞泵22，以0.1mL/min的流量向岩心模型13中注入地层水，直到六通阀门12上的压力值达到5MPa时止，关闭第十二阀门，关闭第四阀门和柱塞泵，将充满地层水的岩心模型静置6小时使岩心模型充分饱和地层水，然后将岩心模型未吸收的多余地层水放掉，称取饱和地层水的岩心模型湿重m₂；

(iii)改变不同的渗透率的岩心模型，重复上述实验步骤(1)和步骤(2)，根据公式计算孔隙体积，根据公式计算孔隙度，式中ρ_w为地层水密度(g/cm³)，取值为1.0g/cm³，V_f为岩心模型总体积(cm³)；岩心模型总体积由表3中的模型尺寸计算所得，其岩心模型孔隙度的计算结果见表3中所示；

打开第四阀门并重新启动柱塞泵22，以1mL/min的流量向上述实验的岩心模型13中注入地层水，直到六通阀门12上的压力值稳定为止，同时记录第二压力表的压力值，按照达西公式和表3中的数值计算水测岩心渗透率，计算结果件见表3所示，式中q为地层水流量(mL/min)；μ为地层水的粘度(Pa·s)，取值0.5Pa·s；L为岩心模型长度(cm)；A为岩心模型截面面积(cm²)；d为岩心模型的直径(cm)；ΔΡ为岩心模型进口端和出口端的压差(10^-1MPa),；改变不同渗透率的岩心模型，并重复(1)至(2)实验步骤，计算结果见表3，将岩心模型放入恒温箱中加热至模拟油藏温度45℃，并恒温保持2小时，待用。

表3：单根岩心参数表

(3)泡沫注入性能实验：开启第十四阀门和第十五阀门，启动回压泵11，控制回压泵11，调节回压阀14的压力至模拟地层压力p₀＝15.2MPa；，保持第三阀门、第五阀门、第六阀门、第八阀门和第十阀门处于关闭状态，打开第四阀门、第七阀门和第九阀门，启动柱塞泵22，按照0.2mL/min流量将地层水通过六通阀门12注入到岩心模型13中，记录六通阀门12上第二压力表的压力稳定值p1；打开储气瓶1的第一阀门，将气体充入气体缓冲罐2中，使压力传感器23显示的压力值为0.1-0.3MPa范围内，设置气体质量流量控制器6的流量为0.1mL/min，关闭盛放地层水的活塞容器4和盛放原油的活塞容器5的第七阀门和第九阀门，开启盛放起泡液的活塞容器3的第六阀门，打开第三阀门并启动柱塞泵22，同时开启气体缓冲罐2的第二阀门，按照1:1的气液比将气体和起泡液注入泡沫发生装置7中，发生器7产生的泡沫进入泡沫储存罐8中，通过泡沫储存罐8上的观察窗观察泡沫生成状态，生成的泡沫即将充满泡沫储存罐8时，打开第十一阀门并启动螺杆泵9，按照流量0.2mL/min通过六通阀门12注入到岩心模型13中，注入压力的稳定后，记录六通阀门12上第二压力表的压力值p₂，关闭柱塞泵、第一阀门、第二阀门、第三阀门、第六阀门和回压泵11，泡沫注入性能试验结束。改变不同渗透率的岩心模型，并重复(1)至(3)实验步骤，记录不同渗透率的岩心模型中注入泡沫时注入压力的稳定值p₂，见表3。根据步骤(3)所记录的实验数据，根据阻力因子公式：和表3中的数值计算得出不同渗透率岩心模型中泡沫的阻力因子变化规律，计算结果如图2所示。

从图2中可以看出，随着渗透率的增加，泡沫的阻力因子逐渐增大；当渗透率增加到一定程度以后，阻力因子基本不再变化。

通过泡沫注入性能实验，确立不同渗透率岩心模型泡沫注入性能试验的中泡沫的阻力因子变化规律评价参数，对提高泡沫驱油效果及现场试验提供指导依据。

综上所述，采用岩心模型的多样化，设置泡沫调驱装置和评价参数及注入方式的优化，有利于模拟不同储层参数的泡沫驱油，可采用多种模式研究泡沫驱油机理。用于泡沫驱油过程中泡沫的运移、调驱等提高采收率机理研究，对提高泡沫调驱的驱油效果,为现场试验提供指导依据，具有重大的意义。

Claims (8)

1.一种泡沫驱油评价装置，其特征在于，包括泡沫发生装置、供液装置、岩心模拟装置和数据采集***，其中：

所述泡沫发生装置包括依次通过连接管道连通的储气瓶(1)、缓冲气瓶(2)、气体流量控制器(6)、泡沫发生器(7)、泡沫储存罐(8)和螺杆泵(9)；

所述供液装置包括盛放起泡液的活塞容器(3)、盛放地层水的活塞容器(4)、盛放原油的活塞容器(5)和柱塞泵(22)，所述柱塞泵(22)通过连接管道分别与所述盛放起泡液活塞容器(3)、所述盛放地层水的活塞容器(4)和所述盛放原油的活塞容器(5)的入口端连接，所述盛放起泡液的活塞容器(3)的出口端与所述泡沫发生器(7)的进液端连接；

所述岩心模拟装置包括回压泵(11)、岩心模型(13)、计量筒(15)和环压泵(19)，所述岩心模型(13)上设有模拟液体入口、环压泵连通口和模拟液体出口，所述环压泵(19)通过连接管道与所述岩心模型(13)的环压泵连通口连接，在所述岩心模型(13)模拟液体出口处的连接管道上设置有回压阀(14)，所述回压泵(11)和计量筒(15)通过所述回压阀(14)和连接管道与所述岩心模型(13)的模拟液体出口连接，在所述岩心模型(13)的模拟液体入口处的连接管道上设置有一个六通阀门，所述六通阀门还分别通过连接管道与所述螺杆泵(9)出口端、盛放地层水的活塞容器(4)出口端和所述盛放原油的活塞容器(5)的出口端连通；

所述数据采集***包括计算机(21)以及通过控制电缆与所述计算机(21)连接的气体缓冲罐压力传感器(23)、入口压力传感器(20)、回压传感器(16)和环压传感器(18)，所述气体缓冲罐压力传感器(23)设置在所述储气瓶(1)与所述缓冲气瓶(2)的连接管道上，所述入口压力传感器(20)连接至所述六通阀门(12)上，所述回压传感器(16)设置在所述回压阀(14)与所述回压泵(11)之间的连接管道上，所述环压传感器(18)设置在所述岩心模型(13)与所述环压泵(19)之间的连接管道上；

所述泡沫发生器(7)、所述泡沫储存罐(8)、所述螺杆泵(9)、所述盛放起泡液的活塞容器(3)、所述盛放地层水的活塞容器(4)、所述盛放原油的活塞容器(5)、所述六通阀门(12)、所述岩心模型(13)、所述回压阀(14)和所述计量筒(15)均设置在一恒温箱(10)内。

2.根据权利要求1所述泡沫驱油评价装置，其特征在于，所述储气瓶(1)与缓冲气瓶(2)的连接管道上设置有第一压力表，所述六通阀门(12)上设置有第二压力表，所述回压阀(14)与回压泵(11)的连接管道上设置有第三压力表，所述环压泵(19)所述岩心模型(13)的连接管道上设置有第四压力表。

3.根据权利要求1所述泡沫驱油评价装置，其特征在于，所述储气瓶(1)与所述缓冲气瓶(2)的连接管道上安装有第一阀门，所述缓冲气瓶(2)与所述气体流量控制器(6)的连接管道上安装有第二阀门，所述柱塞泵(22)分别与所述盛放起泡液活塞容器(3)、所述地层水活塞容器(4)和所述盛放原油的活塞容器(5)的连接管道上分别安装有第三阀门、第四阀门和第五阀门，所述盛放起泡液活塞容器(3)与所述泡沫发生器(7)的连接管道上安装有第六阀门，所述地层水活塞容器(4)与所述六通阀门(12)的连接管道上安装有第七阀门和第九阀门，所述盛放原油的活塞容器(5)与所述六通阀门(12)的连接管道上安装有第八阀门和第十阀门，所述螺杆泵(9)与所述六通阀门(12)之间连接管道上安装有第十一阀门，所述六通阀门(12)与所述岩心模型(13)之间的连接管道上安装有第十二阀门，所述环压泵(19)与所述岩心模型(13)之间的连接管道上安装有第十三阀门，所述回压阀(14)与所述回压泵(11)之间的连接管道上安装有第十五阀门，所述回压阀(14)与所述计量筒(15)之间的连接管道上安装有第十四阀门。

4.根据权利要求1所述泡沫驱油评价装置，其特征在于，所述的岩心模型(13)为为单根填砂管、单根岩心、单根多层非均质岩心、多根不同渗透率的填砂管并联或仿岩心结构的玻璃介质模型。

5.根据权利要求1所述泡沫驱油评价装置，其特征在于，所述储存罐(8)为一封闭罐体且在罐体侧壁上设置有用于观察泡沫发生状态的观察窗。

6.根据权利要求1所述泡沫驱油评价装置，其特征在于，所述计量筒(15)为量筒。

7.根据权利要求1所述泡沫驱油评价装置，其特征在于，所述地层水活塞容器(4)之间的连接管道上和所述盛放原油的活塞容器(5)与所述岩心模型(13)之间的连接管道上均设置有双控阀门。

8.根据权利要求1所述泡沫驱油评价装置，其特征在于，所述恒温箱为一箱体且箱体正面和背面均设置有可视透明耐高温玻璃门窗。