一种稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验装置及实验方法

技术领域

本发明属于稠油油藏开采的技术领域，具体的涉及一种稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验装置及实验方法。

背景技术

我国稠油资源约占石油地质资源的25％，深/薄层等复杂稠油油藏的储量占比越来越大。因此，如何高效开发稠油资源具有重要的现实意义。而目前普遍应用的热采技术以及CO

碳化水驱作为一种新的CO

虽然提出了将纳米流体引入稠油油藏碳化水驱过程以增加碳化水中CO

中国专利CN107916915公开了一种高温高压下碳化水驱替系统及方法，其中所述驱替系统包括依次连接的注入系统、驱替系统、模型系统和计量系统，所述驱替系统包括并联在所述注入系统和所述模型系统之间的水驱替系统、油驱替系统和碳化水驱替系统，所述驱替步骤包括：建立岩心的初始含油饱和度和束缚水饱和度；对天然岩心进行水驱替，得到岩心的水驱采收率；对天然岩心进行碳化水驱替，得到水驱后岩心的碳化水驱采收率。其中所述碳化水为溶有CO

现有碳化水驱替实验模型主要基于常规油藏驱替效果对比评价而建立的，并未集中于稠油油藏实验模型的特征，也无法通过模型实时观测驱替过程中碳化水与稠油之间的微观相互作用，如CO

而目前针对稠油油藏纳米流体增强碳化水驱的实验装置及方法尚未被提出。

发明内容

本发明的目的在于提供一种稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验装置及实验方法，该实验装置可以实时观察高温高压油藏条件下纳米流体增强碳化水与稠油微观相互作用，同时满足于纳米流体驱、CO

本发明的技术方案为：一种稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验装置，包括纳米流体增强碳化水制备系统、流体注入系统、驱替实验系统、油气测量系统以及数据采集与温度控制系统。

纳米流体增强碳化水制备系统包括并联的两个容器，分别为二氧化碳容器和纳米流体增强碳化水容器；两个容器的底部均通过控制阀和管线与高精度恒速恒压泵相连通；两个容器的顶部均通过压力表、控制阀和管线与回压阀I的一端连接，回压阀I的另一端连接液体计量容器；该液体计量容器的上部连接气体流量计I。

回压阀I、液体计量容器和气体流量计I的引入可测量所配置的纳米流体增强碳化水中的CO

流体注入系统包括并联的三个容器，分别为地层油容器、地层水容器以及纳米流体增强碳化水制备系统中的纳米流体增强碳化水容器；其中地层油容器和地层水容器的底部也均通过控制阀和管线与高精度恒速恒压泵相连通；地层油容器、地层水容器和纳米流体增强碳化水容器的顶部均通过压力表、控制阀和管线与驱替实验系统中驱替模型的一端相连。用于向驱替模型内注入纳米流体增强碳化水、地层油和地层水。

驱替实验系统包括驱替模型，驱替模型的另一端通过控制阀和管线与真空泵相连；驱替模型依次与高温高压观察窗和回压阀II串联，回压阀II连接有回压控制泵和压力表；在高温高压观察窗的上方设有高清摄像机，在高温高压观察窗的下方设有光源，用于观察和记录纳米流体增强碳化水驱替过程中纳米流体增强碳化水与稠油的微观相互作用。真空泵位于驱替模型和高温高压观察窗之间，用于使整个实验装置处于真空状态。高温高压观察窗能够承受温度和压力大于50℃和10MPa，可以模拟稠油油藏环境。

油气测量系统：包括与回压阀II相连的气液分离器，气液分离器的上部连接有气体流量计II，用于测量纳米流体增强碳化水驱替过程中的产气量；气液分离器的底部连接有液体采集容器，该液体采集容器置于电子天平上，用于测量纳米流体增强碳化水驱替过程中的产液质量。

数据采集与温度控制系统：包括计算机，计算机与驱替模型的压力传感器连接，用于测量纳米流体增强碳化水驱替过程中驱替模型内压力变化。计算机还连接驱替模型的温度控制器以及驱替模型外侧所包裹的加热片和保温套。用于控制加热驱替模型的温度以及模拟稠油油藏温度。

进一步的，所述稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验装置的驱替模型的内径为25～50mm，长度为100～1000mm。该尺寸范围是经过大量的模拟实验和理论计算得到的优选尺寸，可以更好地反映稠油油藏尺度下的油、气、水渗流过程。

进一步的，所述稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验装置的高清摄像机的像素大于1200万，帧率大于30帧/秒；所述光源为白色光源。

进一步的，所述稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验装置的驱替模型上设置有首端测压点、中端测压点和末端测压点。可以准确的检测实验过程中驱替模型不同位置的压力变化，避免由于测压点过少而导致驱替模型部分区域无法检测。

进一步的，所述稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验装置的高温高压观察窗的可视范围在长50～200mm，宽5～30mm，厚度1～5mm之间，该厚度既可以保证纳米流体增强碳化水与稠油能够在高温高压可视窗内流动，又能使光源和高清摄像机配合获取清晰图片。

一种采用上述实验装置的稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验方法，包括以下步骤：

(1)制备注入流体：分别制备地层油、地层水和纳米流体增强碳化水；

制备地层油：根据油藏稠油溶解气油比和气体压缩因子，在油藏压力和温度下配制地层油，用于模拟实际油藏中的稠油，并将配制好的地层油从配样容器导入至地层油容器；地层条件下地层油粘度大于5000mPa·s；

制备纳米流体增强碳化水：

a.将可溶性金属盐、分散剂、纳米颗粒添加至蒸馏水中，搅拌至可溶性金属盐和分散剂完全溶解，纳米颗粒处于均匀分散状态，制得纳米流体；利用超声波分散器分散纳米流体；超声波分散器输出功率100～1000W，工作频率20-25kHz；

b.将体积为V

c.根据实验压力P和实验温度T，基于Duan模型初步计算实验条件下与纳米流体同盐度的纯可溶性金属盐水溶液中CO

式(I)中，P为实验压力(绝对压力)，MPa；Z为实验压力P和实验温度T下CO

d.将二氧化碳容器内CO

利用高精度恒速恒压泵保持纳米流体增强碳化水容器内压力始终在实验压力P；

当纳米流体增强碳化水容器内压力为P保持不变且高精度恒速恒压泵的进泵流量为0保持不变时，表明CO

通过式(II)计算未溶解的CO

式(II)中，P为实验压力，MPa；V

通过式(III)计算溶解的CO

n

式(III)中，n

通过式(IV)计算CO

式(IV)中，n

e.通过回压阀I保持实验压力P，利用高精度恒速恒压泵依次将未溶解的全部气体和一定量纳米流体增强碳化水驱替至液体计量容器，待出液后开始通过气体流量计I测量记录出气量V

式(V)中，V

f.通过对比S

(2)稠油油藏环境模拟：将石英砂或人造岩心填充驱替模型；使驱替模型为真空状态；利用高精度恒速恒压泵注入地层水和地层油，测量驱替模型孔隙度、渗透率和原始含油饱和度；调节驱替模型压力为所要模拟稠油油藏的地层压力，使饱和地层油老化；

(3)纳米流体增强碳化水驱：向所述驱替模型内注入纳米流体增强碳化水驱替地层油，测量并记录不同时刻的纳米流体增强碳化水注入量V

计算不同注入量下的含水率f

(4)对比研究水驱、碳化水驱和纳米流体增强碳化水驱开发效果，系统评价稠油油藏纳米流体增强碳化水驱可行性；

(5)重复上述步骤(1)-(4)，研究地质参数和注采参数对纳米流体增强碳化水驱效果的影响。地质参数和注采参数包括渗透率、孔隙度、纳米流体类型、纳米流体浓度、CO

进一步，所述稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验方法的步骤(1)中制备纳米流体增强碳化水的纳米流体中纳米颗粒选自纳米SiO

在纳米流体中纳米颗粒的浓度为0.01～1wt％，分散剂的浓度为0.1～5wt％，可溶性金属盐的浓度为0.1～5wt％。

纳米流体的分散时间为45～90min。

进一步的，所述稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验方法的步骤(2)中石英砂粒径为20～120目，人造岩心长度100～1000mm；该石英砂粒径可以使得填充后驱替模型的渗透率符合稠油油藏实际渗透率，以较好地模拟稠油油藏疏松砂岩地层。

利用真空泵使驱替模型抽真空的时间为24～48h，真空泵抽气速率2～5m

在稠油油藏地层温度和压力下将驱替模型静置24～48h，使饱和地层油老化。

进一步的，所述稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验方法的步骤(2)中测量驱替模型孔隙度：在真空状态下使驱替模型吸入地层水，当压力由负压接近大气压时改为注入地层水，见水后，记录驱替模型产出水量，通过公式(VI)计算驱替模型的孔隙度φ；

式(VI)中，V

渗透率：改变n次注入速度向驱替模型中注入模拟地层水，注入过程中测量驱替模型两端压力，之后根据公式(VII)所示达西定律计算驱替模型渗透率k；

式(VII)中，Q

原始含油饱和度：将地层油注入驱替模型，注入地层油的速度范围为1～5mL/min；当注入地层油的体积为驱替模型孔隙体积的2-3倍时停止注入，记录注入稠油体积V

式(VIII)中，S

进一步的，所述稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验方法的步骤(3)中纳米流体增强碳化水注入速度为0.5～5mL/min；该注入速度可以较好地模拟纳米流体增强碳化水驱过程，过大的注入速度会影响驱替过程中纳米流体增强碳化水与稠油的相互作用效果。

测定产油质量m

根据公式(IX)计算不同注入量下的含水率f

/>

式(IX)中，m

根据公式(X)计算不同注入量下的CO

式(X)中，V

根据公式(XI)计算不同注入量下的累积生产气油比R

式(XI)中，V

根据公式(XII)计算不同注入量下的累产油量CO

式(XII)中，m

根据公式(XIII)计算不同注入量下的采出程度R

式(XIII)中，m

通过上述公式分别计算不同注入量下含水率f

本发明的有益效果为：

1、本发明提出的稠油油藏纳米流体增强碳化水驱实验装置可以实现稠油油藏纳米流体增强碳化水驱实验过程，实时观察高温高压油藏条件下纳米流体增强碳化水与稠油微观相互作用，同时满足于纳米流体驱、CO

2、本发明所述的实验方法针对引入纳米流体增强的碳化水驱，突破传统碳化水驱技术局限性，为稠油油藏的高效开发提供一种有效的技术手段。通过该实验方法可以研究纳米流体增强碳化水驱替过程中渗透率、孔隙度、纳米流体类型、纳米流体浓度、CO

附图说明

图1为本发明所述实验装置的结构示意图。

图2为本发明实验方法中累产油量随注入体积变化情况。

图3为本发明实验方法中采出程度随注入体积变化情况。

图4为本发明实验方法中含水率随注入体积变化情况。

其中，1为高精度恒速恒压泵，2为二氧化碳容器，3为纳米流体增强碳化水容器，4为地层油容器，5为地层水容器，6为控制阀，7为加热套，8为压力表，9为回压阀I，10为液体计量容器，11为气体流量计I，12为注入口，13为入口盖板，14为外体，15为首端测压点，16为中端测压点，17为末端测压点，18为出口盖板，19为采出口，20为压力传感器，21为温度控制器，22为加热片，23为保温套，24为计算机，25为真空泵，26为高温高压观察窗，27为高清摄像机，28为光源，29为回压控制泵，30为回压阀II，31为气液分离器，32为气体流量计II，33为电子天平，34为液体采集容器，35为恒温箱，36为驱替模型。

具体实施方式

下面结合附图，对本发明的技术方案进行详细的说明。

实施例1

所述稠油油藏纳米流体增强碳化水驱实验装置，包括纳米流体增强碳化水制备系统、流体注入系统、驱替实验系统、油气测量系统以及数据采集与温度控制系统。

纳米流体增强碳化水制备系统包括并联的两个容器，分别为二氧化碳容器2和纳米流体增强碳化水容器3；两个容器的底部均通过控制阀6和管线与高精度恒速恒压泵1相连通；两个容器的顶部均通过压力表8、控制阀6和管线与回压阀I9的一端连接，回压阀I9的另一端连接液体计量容器10；该液体计量容器10的上部连接气体流量计I11。

流体注入系统包括并联的三个容器，分别为地层油容器4、地层水容器5以及纳米流体增强碳化水制备系统中的纳米流体增强碳化水容器3；其中地层油容器4和地层水容器5的底部也均通过控制阀6和管线与高精度恒速恒压泵1相连通；地层油容器4、地层水容器5和纳米流体增强碳化水容器3的顶部均通过压力表8、控制阀6和管线与驱替实验系统中驱替模型36一端的注入口12相连。用于向驱替模型36内注入纳米流体增强碳化水、地层油和地层水。

驱替实验系统包括驱替模型36，驱替模型36设有注入口12，入口盖板13，出口盖板18以及采出口19，驱替模型36的外体14置于恒温箱35内；驱替模型36的另一端通过控制阀6和管线与真空泵25相连；驱替模型36依次与高温高压观察窗26和回压阀II30串联，回压阀II30连接有回压控制泵29和压力表8，用于控制驱替模型内压力；在高温高压观察窗26的上方设有高清摄像机27，在高温高压观察窗26的下方设有光源28，用于观察和记录纳米流体增强碳化水驱替过程中纳米流体增强碳化水与稠油的微观相互作用。真空泵25位于驱替模型36和高温高压观察窗26之间，用于使整个实验装置处于真空状态。高温高压观察窗26能够承受温度和压力大于70℃和15MPa，可以模拟稠油油藏环境。

其中驱替模型36的内径为40mm，长度为100mm。该尺寸范围是经过大量的模拟实验和理论计算得到的优选尺寸，可以更好地反映稠油油藏尺度下的油、气、水渗流过程。

在驱替模型36上设置有首端测压点15、中端测压点16和末端测压点17。可以准确的检测实验过程中驱替模型不同位置的压力变化，避免由于测压点过少而导致驱替模型部分区域无法检测。

高清摄像机27的像素大于1200万，帧率大于30帧/秒；光源28为白色光源。

高温高压观察窗26的可视范围在长50mm，宽5mm，厚度1mm之间，该厚度既可以保证纳米流体增强碳化水与稠油能够在高温高压可视窗内流动，又能使光源和高清摄像机配合获取清晰图片。

油气测量系统：包括气液分离器31，气液分离器31的上部连接有气体流量计II32，用于测量纳米流体增强碳化水驱替过程中的产气量；气液分离器31的底部连接有液体采集容器34，该液体采集容器34置于电子天平33上，用于测量纳米流体增强碳化水驱替过程中的产液质量。

数据采集与温度控制系统：包括计算机24，计算机24与驱替模型36的压力传感器20连接，用于测量纳米流体增强碳化水驱替过程中驱替模型内压力变化。计算机24还连接驱替模型36的温度控制器21以及驱替模型36外侧所包裹的加热片22和保温套23。用于控制加热驱替模型的温度以及模拟稠油油藏温度40℃。

实施例2

所稠油油藏纳米流体增强碳化水驱替实验方法，包括步骤如下：

(1)制备注入流体：分别制备地层油、地层水和纳米流体增强碳化水；

制备地层油：根据油藏稠油溶解气油比和气体压缩因子，在油藏压力和温度下配制地层油，用于模拟实际油藏中的稠油，并将配制好的地层油从配样容器导入至地层油容器；该实施例所制备的地层油为5080mPa·s；

制备纳米流体增强碳化水：

a.将NaCl、聚乙烯吡咯烷酮、纳米SiO

b.将体积为V

c.根据实验压力P和实验温度T，基于Duan模型初步计算实验条件下与纳米流体同盐度的纯可溶性金属盐水溶液中CO

式(I)中，P＝12.1MPa；Z＝0.3055；n

计算得到V

d.将二氧化碳容器内CO

通过式(II)计算未溶解的CO

式(II)中，V

计算得到，n

通过式(III)计算溶解的CO

n

式(III)中，n

计算得到，n

通过式(IV)计算CO

式(IV)中，T

计算得到，S

e.通过回压阀I保持实验压力P，利用恒速恒压泵依次将未溶解的全部气体和一定量纳米流体增强碳化水驱替至气体分离装置，待出液后开始测量记录出气量V

式(V)中，V

计算得到，S

f.通过对比S

(2)稠油油藏环境模拟：将120目石英砂或长度为100mm的人造岩心填充驱替模型；利用真空泵对驱替模型抽真空24h，使驱替模型为真空状态；利用高精度恒速恒压泵注入地层水和地层油，测量驱替模型孔隙度、渗透率和原始含油饱和度；

测量驱替模型孔隙度：在真空状态下使驱替模型吸入地层水，当压力由负压接近大气压时改为注入地层水，见水后，记录驱替模型产出水量，通过公式(VI)计算驱替模型的孔隙度φ；

式(VI)中，V

计算得到：φ＝35.1％。

渗透率：改变n次注入速度向驱替模型中注入模拟地层水，注入过程中测量驱替模型两端压力，之后根据公式(7)所示达西定律计算驱替模型渗透率k；

式(VII)中，Q

表1不同注入速率下的渗透率

则驱替模型最终渗透率k为3.35μm

原始含油饱和度：将地层油注入驱替模型，注入地层油的速度范围为1～5mL/min；当注入地层油的体积为驱替模型孔隙体积的2-3倍时停止注入，记录注入稠油体积V

式(VIII)中，S

计算得到S

调节驱替模型压力为所要模拟稠油油藏的地层压力，在稠油油藏地层温度和压力下将驱替模型静置24h，使饱和地层油老化；

(3)纳米流体增强碳化水驱：向所述驱替模型内以2mL/min的注入速度注入纳米流体增强碳化水驱替地层油，测量并记录不同时刻的纳米流体增强碳化水注入量V

计算不同注入量下的含水率f

根据公式(IX)计算不同注入量下的含水率f

式(IX)中，m

根据公式(X)计算不同注入量下的CO

式(X)中，V

根据公式(XI)计算不同注入量下的累积生产气油比R

式(XI)中，V

根据公式(XII)计算不同注入量下的累产油量CO

式(XII)中，m

根据公式(XIII)计算不同注入量下的采出程度R

式(XIII)中，m

(4)对比研究水驱、碳化水驱和纳米流体增强碳化水驱开发效果，系统评价稠油油藏纳米流体增强碳化水驱可行性；

本实施例中，驱替过程中记录累产油量、采出程度和含水率分别见图2，图3和图4。

水驱驱替完成后累积产油量为13.8cm

碳化水驱驱替完成后累积产油量为13.32cm

纳米流体增强碳化水驱驱替完成后累积产油量为15.83cm

(5)重复上述步骤(1)-(4)，研究地质参数和注采参数对纳米流体增强碳化水驱效果的影响。地质参数和注采参数包括渗透率、孔隙度、纳米流体类型、纳米流体浓度、CO2浓度、矿化度、注入速度等。

结合图2、图3和图4的累产油量、采出程度和含水率随注入体积变化情况可知，与纳米流体增强碳化水驱相比，注入体积相同时，水驱和碳化水驱采出程度低于纳米流体增强碳化水驱，纳米流体增强碳化水驱最终采收率分别比水驱和碳化水驱提高12.735％和5.54％。原因在于纳米流体增强碳化水中的CO

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。