一种CO2在油水混合体系中竞争溶解的实验测试方法与流程

本发明涉及石油天然气勘探开发领域高温高压条件下co2在油水混合体系中竞争溶解的实验测试方法，属于气驱提高采收率技术领域。

背景技术：

我国油田类型多，地质情况较为复杂，储层主要是陆相碎屑岩沉积，通常特点是砂体规模小、分布零散，储层渗透率不高且非均质性差。油田开发初期，大部分油藏采用水驱开发，储层非均质性导致水驱油藏含水率上升较快，采出程度低约为30～35％，大量剩余油残留于地层中。气驱作为提高水驱中后期油藏挖潜增效的方式，逐渐引起广大石油工作者关注。目前，注气驱产量约占总eor产量的27％，并且呈逐年上增的趋势。注气驱所用气体主要有co2、n2、烃类气、空气以及烟道气，co2是效果最好的一种，其提高采收率效果远远超过其它类气体，探究co2驱油效果对于油田后期合理开发方案的制定有着至关重要的作用。

co2的驱油机理包括降低原油粘度、降低界面张力、改善流度比等，能较好地与原油混溶，但另一方面，当油藏中存在较多的束缚水或者边水、底水等水体时，注入的co2会有相当一部分溶解于地层水中，从而降低了气驱采收率。目前针对气体在流体中溶解量确定主要有两大类方法，一是实验测试确定，二是理论计算确定。实验测试确定主要有co2在水中溶解度实验(侯大力，罗平亚，王长权，孙雷，汤勇，潘毅，高温高压下co2在水中溶解度实验及理论模型[j]，吉林大学学报(地球科学版)，2015，45(02):564-572)和co2在原油中溶解度实验(邢晓凯，秦臻伟，孙锐艳，王世刚，co2在黑59原油中的溶解特性[j]，油气田地面工程，2011，30(12):9-11)及一种高含co2天然气在地层水中的溶解度测试方法(卞小强，陈静，杜志敏，汤勇，高含co2天然气在地层水中的溶解度测试方法[p]，cn103454391a,2013-12-18)。理论计算确定以数值模拟(程林松，李春兰，陈月明，co2在水中溶解的数值模拟方法[j]，石油大学学报(自然科学版)，1998(02):41-43)为主。但是现有的实验测试方法多用于探究co2在单相的油、水中的溶解特性，未见反映co2与原油、地层水同时接触时的溶解特性的实验测试方法。

本发明提出一种co2在油水混合体系中竞争溶解的实验测试方法，对于探索co2在高含水油藏中的溶解扩散机理以及提高驱油采收率都具有非常重要的意义。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种co2在油水混合体系中竞争溶解的实验测试方法，该方法原理可靠，简单适用，可精确评价、比较真实储层条件下co2与原油、地层水同时接触时的溶解情况，具有广阔的市场应用前景。

为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案。

一种co2在油水混合体系中竞争溶解的实验测试方法，依次包括以下步骤：

(1)取得某高含水油藏目前生产条件下分离器油样及分离器气样，按照行业标准《油气藏流体物性分析方法》(gb/t26981-2011)，在原始地层温度t0(℃)、目前地层压力p0(mpa)条件下，按照气油比gor0(m³/m³)配置原油流体样品；地层水根据油藏现场水质分析报告配制，注入气采用工业用co2气体；

(2)根据油藏目前生产条件下地下油、水饱和度分布情况，确定油藏平均含水饱和度sw(％)、含油饱和度so(％)；按照平均油、水饱和度比例确定油、水量，设定油水混合体系中的地层水样品体积为vw(ml)，则油水混合体系中的原油样品体积为vo＝vw/sw×so(ml)((vw+vo)约为配样器容积的1/3)；

(3)连接实验测试装置，该装置主要由地层水样中间容器、注入气中间容器、地层油样中间容器、配样器、分离器、气量计、烘箱组成，所述配样器的a端为流体端，该流体端分别通过地层油样中间容器、地层水样中间容器、注入气中间容器连接驱替泵a，配样器的b端为压力端，该压力端连接驱替泵b，配样器通过阀门连接分离器和气量计，所述地层水样中间容器、注入气中间容器、地层油样中间容器和配样器位于烘箱中；

(4)配样器的a端朝上、b端朝下，逐渐升高烘箱温度至原始地层温度t0，通过驱替泵a将vw(ml)体积的地层水样注入配样器；升高驱替泵b的压力p1至目前地层压力p0；设定驱替泵a压力为p1，采用平衡转样模式将vo(ml)体积的油样注入配样器，搅拌3小时，然后旋转配样器使a端朝下、b端朝上；

(5)配样器静止0.5小时，向配样器中注入vg(vg＝vw+vo)(ml)体积的co2气体；保持驱替泵b的压力不变，搅拌配样器3小时；

(6)旋转配样器使a端朝上、b端朝下，静置稳定1小时，将配样器内部未溶解于油样、水样中的游离co2气体排出；

(7)打开配样器和分离器之间的阀门，排出一定体积的油样，记录分离器中放出的原油体积vo1(ml)和气量计中co2体积vog1(ml)，计算原油溶解co2后气油比gor1＝vog1/vo1－gor0；

(8)再次旋转配样器使a端朝下、b端朝上，静置0.5小时至油水分层；缓慢打开配样器和分离器之间的阀门，记录分离器中放出的地层水体积vw1(ml)和气量计中co2体积vwg1(ml)，计算水相溶解co2后气水比gwr1＝vwg1/vw1；

(9)逐渐升高驱替泵b压力至pi，重复步骤(4)～(8)，得到系列压力条件下原油及地层水样中溶解co2的体积，并计算每级压力条件下水相中溶解co2气水比gwri、油相中溶解co2气油比gori。

附图说明

图1为co2在油水混合体系中竞争溶解的实验测试装置。

图中：1—烘箱；2—地层油样中间容器；3—地层水样中间容器；4—注入气中间容器；5、6、7、8、9、10、11、12、19—阀门；13、14—六通阀；15—配样器；16—分离器；17—气量计；18—驱替泵a；20—驱替泵b；a—配样器的流体端；b—配样器的压力端。

图2为co2溶解气水比、气油比随压力变化曲线。

具体实施方式

下面根据附图和实例进一步说明本发明。

一种co2在油水混合体系中竞争溶解的实验测试方法，依次包括以下步骤：

(1)取得某高含水油藏目前生产条件下分离器油样及分离器气样，按照行业标准《油气藏流体物性分析方法》(gb/t26981-2011)，在原始地层温度(t0＝85℃)、目前地层压力(p0＝23mpa)条件下，按照气油比gor0＝94.6m³/m³配置原油流体样品；根据油藏现场水质分析报告配制地层水，地层水分析见表1，注入气采用工业用co2气体。

表1地层水分析数据表

(2)根据油藏目前生产条件下地下油、水饱和度分布情况，确定油藏平均含水饱和度sw＝62.5％、含油饱和度so＝37.5％；按照此比例确定油、水量，设定油水混合体系中的地层水样品体积为vw＝300ml，则油水混合体系中的原油样品体积为vo＝vw/sw×so＝300÷62.5％×37.5％＝180ml。

(3)按照图1连接实验测试装置，其中，六通阀13分别将地层水样中间容器3、地层油样中间容器2、注入气中间容器4与驱替泵a18相连，六通阀14分别将中间容器、分离器16与配样器15的流体端a端相连，而配样器的压力端b端与驱替泵b20相连；抽真空后，关闭所有阀门。

(4)逐渐升高烘箱1温度至地层温度85℃，打开阀门6、9、11、19，通过驱替泵a18将300ml地层水样注入配样器15，水样转样完成后关闭阀门6、9、11；升高驱替泵b20压力p1至目前地层压力p0＝23mpa；设定驱替泵a18压力为p1＝23mpa，打开阀门5、8、11，采用平衡转样模式将180ml油样注入配样器15。油样转样完成后配样器搅拌3小时，然后旋转配样器使a端朝下、b端朝上。

(5)配样器静止0.5小时，使油、水分层，然后关闭阀门5、8，打开阀门7、10，向配样器15中注入vg＝vw+vo＝300+180＝480ml体积的co2气体；关闭阀门7、10、11、驱替泵a18，保持驱替泵b20压力为p1＝23mpa不变，搅拌配样器3小时。

(6)待配样器15搅拌完毕，旋转配样器使a端朝上、b端朝下，静置稳定1小时；然后打开阀门12，将配样器内部未溶解于油样、水样中的游离co2气体排出，当分离器16中出现第一滴油时，游离co2气体完全排出，关闭阀门12。

(7)缓慢打开阀门12，排出一定体积的油样，并记录分离器16中放出的原油体积vo1＝9.6ml和气量计17中co2体积vog1＝1381ml，清洗分离器16及排出气量计17中co2气体；计算原油溶解co2后气油比gor1＝vog1/vo1－gor0＝1381÷9.6－94.6＝49.3ml/ml。

(8)再次旋转配样器使a端朝下，b端朝上，静置0.5小时至油水分层；缓慢打开阀门12，记录分离器16中放出的地层水体积vw1＝10ml和气量计17中co2体积vwg1＝270ml，清洗分离器16及排出气量计17中co2气体；计算水相溶解co2后气水比gwr1＝vwg1/vw1＝270÷10＝27.0ml/ml。

(9)逐渐升高驱替泵b20压力至p2＝26mpa、p3＝29mpa、p4＝32mpa、p5＝35mpa、p6＝38mpa、p7＝41mpa、p8＝44mpa，重复步骤(4)～(8)，从而得到每级压力条件下原油及地层水样中溶解co2的体积，并计算每级压力条件下水相中溶解co2气水比gwr2、gwr3、gwr4、gwr5、gwr6、gwr7、gwr8和油相中溶解co2气油比gor2、gor3、gor4、gor5、gor6、gor7、gor8，计算结果见表2和表3。

表2竞争溶解下的co2溶解气水比

表3竞争溶解下的co2溶解气油比

由表2、表3计算结果绘制出co2溶解气水比gwr(ml/ml)、气油比gor(ml/ml)随泵压p(mpa)的变化曲线，见图2。