一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法

摘要

本发明提供一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气‑丙烷混合溶剂吞吐实验方法。本发明利用冷采过程中产出的天然气废气与丙烷混合形成溶剂，通过吞吐的方式注入冷采后期泡沫油油藏，形成二次泡沫油，即可以提高油藏采收率，又可以大幅度降低天然气废气的处理成本和丙烷的使用成本，具有成本低、气源广、环保的优势，从而解决泡沫油油藏冷采开发采收率不高、污染严重的问题。此外本发明中天然气与丙烷混合溶剂可以为气态和液态，可根据油价等经济因素结合溶剂利用因子，方便、快速优选天然气与丙烷混合溶剂组成及相态，对剧烈油价变动的复杂环境具有较强的适应性。

说明书

技术领域

本发明涉及一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，属于稠油油藏开采技术领域。

背景技术

中国新疆、吐哈以及海外合作开发的委内瑞拉Orinoco重油带等地区稠油资源十分丰富，部分稠油油藏冷采过程中表现出异于常规溶解气驱的生产特征，主要表现在以下三个方面：①油藏产出油呈现连续的泡沫状态，原油中含有大量稳定气泡。②油藏生产气油比上升速度缓慢。③油藏采收率与采油速度较高(较常规溶解气驱油藏采收率高出5-25％，采油速度高出10-30倍，有的甚至高达100倍)。上述现象出现的原因在于地层压力低于泡点压力时，由于稠油粘滞力大于重力，从原油中逸出的溶解气不是直接形成连续的气相，而是以小气泡的形式分散在油相中形成泡沫油，泡沫油机理的存在起到了延缓生产气油比升高，大幅度提高采收率的作用。但随着油藏的开发，地层压力进一步降低，泡沫油中的小气泡逐渐聚集形成连续的气相，泡沫油现象逐渐消失，使得生产气油比快速上升，油井产量递减加快。同时，生产气油比上升导致产出大量天然气废气，使得油藏开发、处理成本上升、环境污染加重，因此，如何有效地补充地层能量，延长泡沫油作用时间，改善泡沫油油藏冷采后期开发效果，减少气体排放污染成为目前该类型油藏亟待解决的关键问题。

发明内容

针对泡沫油油藏冷采后期的问题，本发明提供一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法。

由于丙烷较CO2、天然气、N2等气体具有更强的稠油溶解降粘能力，因此，本发明利用冷采过程中产出的天然气废气与丙烷混合形成溶剂，通过吞吐的方式注入冷采后期泡沫油油藏，形成二次泡沫油，即可以提高油藏采收率，又可以大幅度降低天然气废气的处理成本和丙烷的使用成本，具有成本低、气源广、环保的优势，从而解决泡沫油油藏冷采开发采收率不高、排气污染严重的问题。

本发明的技术方案如下：

一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，实验前期准备工作：准备注入用地层油、地层水和天然气废气-丙烷混合溶剂；制备一维岩心驱替装置用人造岩心，模拟实际泡沫油油藏环境；

所述实验方法包括：

1)使一维岩心驱替装置内安装的人造岩心为真空状态；排出人造岩心内空气；

2)制备模拟泡沫油油藏环境：将所述人造岩心饱和地层水和地层油，测量人造岩心的孔隙度φ、渗透率和原始含油饱和度；

3)模拟泡沫油油藏冷采开发阶段：通过一维岩心驱替装置对所述人造岩心进行冷采开发，观察气泡形态，泡沫油现象，当连续气相出现，泡沫油现象消失时，关闭一维岩心驱替装置的出口，计算泡沫油油藏冷采开发阶段采出程度；

4)模拟天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐注入阶段：向一维岩心驱替装置内所述人造岩心注入天然气废气-丙烷混合溶剂；

5)模拟天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐焖井阶段；关闭一维岩心驱替装置的进口、出口；注入的天然气废气-丙烷混合溶剂在高压下通过扩散作用溶解入稠油；起到降低稠油粘度，提供形成二次泡沫油分散气泡的作用；

6)模拟天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐生产阶段：通过一维岩心驱替装置对所述人造岩心的稠油进行降压开采；打开所述一维岩心驱替装置的出口，由于天然气废气-丙烷混合溶剂的溶解，稠油粘度降低，体积膨胀，且析出的混合气体分散在稠油中形成二次泡沫油现象。

根据本发明优选的，多次重复步骤4)～步骤6)，进行多周期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐过程，计算天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐采出程度和最终采收率。

根据本发明优选的，在多次重复步骤4)～步骤6)之后，计算所述人造岩心剩余油饱和度S_ro。

根据本发明优选的，所述方法还包括：计算天然气废气-丙烷混合溶剂利用因子评价天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验效果。

根据本发明优选的，所述准备注入用地层油的方法：根据产出气组成，利用实际泡沫油油藏产出油，在油藏压力和温度下配置成的含有溶解气的地层油，用于模拟实际油藏中的原油。

根据本发明优选的，所述产出油为：沥青质含量大于7wt.％，酸值大于1.7mg·g^-1，50℃下原油粘度大于5000mPa·s，且产生泡沫油现象。

根据本发明优选的，所述准备注入用地层水为氯化钠溶液，其浓度为0.1wt.％～0.5wt.％。

根据本发明优选的，所述天然气废气-丙烷混合溶剂的配置方法：配置过程的温度为油藏温度，在大气压力下向容器内注入丙烷气体，直至容器压力至丙烷露点压力之上，使丙烷液化；然后根据实际需要向容器注入天然气废气；最后调整容器压力达到实际所需注入压力。计算不同组成丙烷和天然气混合溶剂相图，根据油藏的温度和注入压力确定天然气废气-丙烷混合溶剂为气态还是液态。

根据本发明优选的，当天然气废气-丙烷混合溶剂为气态时，容器在实际需要的注入压力和温度下静止24小时～48小时；当天然气废气-丙烷混合溶剂存在液态时，容器在实际需要的注入压力和温度下静止12小时～24小时，使得天然气-丙烷完全混合，达到平衡。

根据本发明优选的，所述步骤2)中，所述人造岩心的材质配比为：石英砂、石英砂胶结剂和酒精；

所用石英砂粒径大小为40～100目；

所述石英砂胶结剂为环氧树脂；

所述石英砂、环氧树脂和酒精质量比为40:1:1～50:5:1。本发明选用的材质和配比制备成的人造岩心可以有效模拟泡沫油油藏疏松砂岩特征。

根据本发明优选的，所述步骤1)中，使一维岩心驱替装置内安装的人造岩心为真空状态的方法为：对一维岩心驱替装置抽真空的时间为24～48小时，真空泵抽气速率2m³/h～5m³/h，极限真空2～4Pa。

根据本发明优选的，所述步骤2)中，将所述人造岩心饱和地层水和地层油的方法和步骤为：

2-1)打开所述一维岩心驱替装置的入口，在真空状态下吸入地层水，当压力由负压接近大气压时改为注入地层水，之后打开一维岩心驱替装置的出口，见水后，根据地层水的吸入量和注入量，计算人造岩心孔隙度φ；

2-2)测量一维岩心驱替装置的入口压力，改变注入地层水速度，根据达西定律计算不同注入地层水速度下的人造岩心渗透率；不同注入水速度下岩心渗透率的平均值为最终岩心渗透率值；

2-3)利用回压阀，从一维岩心驱替装置的入口注入地层水直至人造岩心压力在所要模拟泡沫油油藏地层压力之上，从而防止地层油脱气；

2-4)从所述一维岩心驱替装置的入口注入地层油，当注入地层油体积是人造岩心孔隙体积的2-3倍，且一维岩心驱替装置的出口产出油气油比等于地层油气油比时，关闭一维岩心驱替装置的出口；根据饱和地层油质量m计算人造岩心原始含油饱和度。

根据本发明优选的，所述步骤2)中，注入地层水速度范围为10ml/min～20ml/min，注入地层油的速度范围为0.5ml/min～1.5ml/min。

根据本发明优选的，所述步骤3)中，模拟泡沫油油藏冷采开发阶段的具体方法为：

3-1)打开一维岩心驱替装置出口，以0.6～3MPa/h的降压速度降低一维岩心驱替装置和高温高压可视窗压力；所述的高温高压可视窗与一维岩心驱替装置出口连接；

3-2)通过高温高压可视窗观察油藏温度和压力下气泡形态以及泡沫油的形成过程：当连续气相出现，泡沫油现象消失时，关闭一维岩心驱替装置出口，泡沫油油藏冷采开发阶段结束；

3-3)通过以下公式计算泡沫油油藏冷采开发阶段平均压力P_冷采平均、压差P_冷采压差、气油比G_冷采和采出程度R_冷采：

p_冷采压差＝p_冷采入口-p_冷采出口(1)

式中，p_冷采入口、p_冷采出口和p_冷采j分别为泡沫油油藏冷采阶段一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和所述一维岩心驱替装置中设置的第j个测压点压力，MPa；V_冷采为泡沫油油藏冷采阶段产气量，cm³；m_冷采为泡沫油油藏冷采阶段产油量，g；ρ_冷采为泡沫油油藏冷采阶段产出油密度，g/cm³，m为人造岩心饱和地层油质量，g。

根据本发明优选的，所述步骤4)中，注入天然气废气-丙烷混合溶剂的方法包括：

4-1)打开一维岩心驱替装置的出口，注入天然气废气-丙烷混合溶剂，注入压力大于4MPa，当一维岩心驱替装置的出口压力等于注入压力时，关闭一维岩心驱替装置的出口；

4-2)上述过程中记录时间、一维岩心驱替装置的入口压力、出口压力和各测压点压力；

4-3)根据混合气体状态方程计算第一吞吐周期注气量V_注1：

式(5)中，P_初始1为第一周期天然气废气-丙烷混合溶剂容器初始压力，MPa；V_初始1为第一周期混合溶剂容器初始体积，cm³；Z_初始1为第一周期天然气废气-丙烷混合溶剂初始状态压缩因子，P_结束1为第一周期结束后天然气废气-丙烷混合溶剂容器压力，MPa；V_结束1为第一周期结束后天然气废气-丙烷混合溶剂容器体积，cm³；Z_结束1为第一周期天然气废气-丙烷混合溶剂结束状态压缩因子，P₀为大气压，MPa。

根据本发明优选的，所述步骤5)中，所述模拟天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐焖井阶段的方法包括：

关闭一维岩心驱替装置的进口、出口，记录时间、一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和各测压点压力。

根据本发明优选的，所述焖井阶段的时间为12～24小时。如果焖井时间过短，天然气废气-丙烷混合溶剂无法充分溶解于原油，焖井时间过长，溶解速率过低影响生产。

根据本发明优选的，所述步骤6)中，模拟天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐生产阶段的具体步骤包括：

打开一维岩心驱替装置的出口，以0.6～3MPa/h的压降速度降低所述一维岩心驱替装置内压力，为了保证本周期具有较好的开发效果和后续吞吐周期具有较高的岩心压力，当压力降至1～2MPa时，关闭一维岩心驱替装置的出口，生产阶段结束；

上述过程中通过摄像机和高温高压观察窗观察二次泡沫油生成情况，并通过以下公式计算天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐第一周期平均压力P_{吞吐平均1}、压差P_{吞吐压差1}、气油比G_吞吐1和采出程度R_吞吐1：

p_{吞吐压差1}＝p_{吞吐入口1}-p_{吞吐出口1}(6)

式(6)-(9)中，p_{吞吐入口1}、p_{吞吐出口1}和p_吞吐1j分别为第一吞吐周期一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和第j个测压点压力，MPa；V_吞吐1为第一吞吐周期产气量，cm³；m_吞吐1为第一吞吐周期产油量，g；ρ_吞吐1为第一吞吐周期产出油密度，g/cm³。

根据本发明优选的，多次重复步骤4)～步骤6)，进行多周期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐过程，计算天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐采出程度和最终采收率，包括步骤如下：

根据油田开发成本和油价，实验结束的标准为吞吐结束采出程度在1％～5％之间。当第i个周期的采出程度R_吞吐i小于吞吐结束采出程度时，天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐提高采收率效果消失，实验结束；

记录各吞吐周期的时间、产油量m_吞吐i、产气量、一维岩心驱替装置的入口、一维岩心驱替装置的出口以及各测压点压力，通过高温高压观察窗观察二次泡沫油生成情况；通过以下公式计算各吞吐周期采出程度R_吞吐i，计算天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐采出程度R_吞吐及最终采收率R：

R＝R_冷采+R_吞吐(11)。

根据本发明优选的，在多次重复步骤4)～步骤6)之后，计算所述人造岩心剩余油饱和度S_ro的方法包括：

从一维岩心驱替装置中依次取出人造岩心，测量人造岩心含油质量W_o、人造岩心质量W_s、最后一周期吞吐产出油密度ρ_o、石英砂密度ρ_s，通过下式计算岩心剩余油饱和度S_ro：

确定每块岩心中心位置到一维岩心驱替装置出口的距离，绘制距离与岩心剩余油饱和度S_ro关系图，得到一维岩心驱替装置剩余油饱和度分布图。

根据本发明优选的，计算天然气废气-丙烷混合溶剂利用因子评价天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验效果的具体方法：

通过计算天然气废气-丙烷混合溶剂利用因子GUF评价天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐经济效益，天然气废气-丙烷混合溶剂利用因子GUF由下式计算：

式(13)、(14)中a为天然气废气-丙烷混合溶剂利用系数；m_吞吐i为第i吞吐周期产油量，为注入天然气废气体积，为注入丙烷体积，x为注入混合溶剂中天然气的摩尔分数；y为注入混合溶剂中丙烷的摩尔分数。由于天然气为废气，注混合溶剂的成本主要来自于丙烷，b为丙烷和天然气价格比，b＝2到8；V_注i为第i吞吐周期注气量，cm³；V_采为吞吐阶段各周期的累积产气量，cm³。

本发明有益效果如下：

1、本发明将泡沫油油藏冷采过程中产出的天然气废气与丙烷混合形成溶剂，通过吞吐的方式注入油藏，形成二次泡沫油，即可以提高油藏采收率，又可以大幅度降低天然气废气的处理成本和丙烷的使用成本，具有成本低、气源广、环保的优势，从而解决泡沫油油藏冷采开发采收率不高、污染严重的问题，对于冷采后期泡沫油油藏开发具有较大的应用前景。

2、本发明中天然气废气与丙烷混合溶剂可以为气态和液态，气态混合溶剂成本低，丙烷用量少，液态混合溶剂溶解降粘能力强。可根据油价等经济因素结合溶剂利用因子，方便、快速优选天然气与丙烷混合溶剂组成，确定混合溶剂状态。

附图说明

图1是实施例1和实施例14中天然气废气和丙烷混合溶剂相图；

图2是实施例4泡沫油油藏冷采阶段平均压力P_冷采平均、压差P_冷采压差、气油比G_冷采和采出程度R_冷采；

图3是实施例5注入阶段一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和各测压点压力；

图4是实施例6焖井阶段一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和各测压点压力；

图5是实施例7第一吞吐周期生产阶段二次泡沫油生成情况图；

图6是实施例7第一吞吐周期平均压力P_{吞吐平均1}，压差P_{吞吐压差1}，气油比G_吞吐1和采出程度R_吞吐1；

图7是实施例1、14中气油比和采收率随时间变化图；

图8是实施例11中所述一维岩心躯替装置的入口、出口以及各测压点压力；

图9为实施例12、14和单一天然气吞吐相比，所述剩余油饱度分布图；

图10是实施例14平均压力P_冷采平均、压差P_冷采压差、气油比G_冷采和采出程度R_冷采；

图11为实施例14注入阶段一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和各测压点压力；

图12是实施例14焖井阶段一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和各测压点压力；

图13是实施例14第一吞吐周期生产阶段二次泡沫油生成情况图；

图14是实施例14所述第一吞吐周期平均压力P吞吐平均1，压差P吞吐压差1，气油比G吞吐1和采出程度R吞吐1；

图15是实施例14所述一维岩心躯替装置的入口、出口以及各测压点压力；

图16是实施例14第五吞吐周期生产阶段二次泡沫油生成情况图。

具体实施方式

下面结合实例和说明书附图对本发明做详细的说明，但不限于此。

实施例1、

一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，实验前期准备工作：准备注入用地层油，地层水和天然气废气-丙烷混合溶剂；制备一维岩心驱替装置用人造岩心，模拟实际泡沫油油藏；

所述实验方法包括：

1)使一维岩心驱替装置内安装的人造岩心为真空状态；排出人造岩心内空气；

使一维岩心驱替装置内安装的人造岩心为真空状态的方法为：对一维岩心驱替装置抽真空的时间为24～48小时，真空泵抽气速率2m³/h～5m³/h，极限真空2～4Pa。

2)制备模拟泡沫油油藏环境：将所述人造岩心饱和地层水和地层油，测量人造岩心的孔隙度φ、渗透率和原始含油饱和度；

所述准备注入用地层油的方法：根据产出气组成，利用实际泡沫油油藏产出油，在油藏压力和温度下配置成的含有溶解气的地层油，用于模拟实际油藏中的原油。

所述产出油为：沥青质含量大于7wt.％，酸值大于1.7mg·g^-1，50℃下原油粘度大于5000mPa·s，且产生泡沫油现象。本实施例中，产出气主要组成为甲烷和二氧化碳，摩尔比为8:1，因此，根据上述比例配置产出气，并与委内瑞拉泡沫油油藏产出油混合，在油藏压力和温度下(8.65MPa和54.2℃)配置成含有溶解气的地层油，地层油气油比为15m³/m³。委内瑞拉泡沫油油藏产出油沥青质含量为7.78wt.％，酸值为4.95mg·g^-1，50℃下原油粘度为24715mPa·s，现场观察发现该产出油能够产生泡沫油现象；

所述准备注入用地层水为氯化钠溶液，其浓度为0.1wt.％～0.5wt.％。本实施例中，将氯化钠溶入蒸馏水中制备成实验用地层水，氯化钠溶液浓度为0.5wt.％；

所述人造岩心的材质配比为：石英砂、石英砂胶结剂和酒精；

所用石英砂粒径大小为40～100目；

所述石英砂胶结剂为环氧树脂；

所述石英砂、环氧树脂和酒精质量比为40:1:1～50:5:1。本发明选用的材质和配比制备成的人造岩心可以有效模拟泡沫油油藏疏松砂岩特征。

3)模拟泡沫油油藏冷采开发阶段：通过一维岩心驱替装置对所述人造岩心进行冷采开发，观察气泡形态，泡沫油现象，当连续气相出现，泡沫油现象消失时，关闭一维岩心驱替装置的出口，计算泡沫油油藏冷采开发阶段采出程度；如下述公式(4)；

4)模拟天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐注入阶段：向一维岩心驱替装置内所述人造岩心注入天然气废气-丙烷混合溶剂；

所述天然气废气-丙烷混合溶剂的配置方法：配置过程的温度为油藏温度，在大气压力下向容器内注入丙烷气体，直至容器压力至丙烷露点压力之上，使丙烷液化；然后根据实际需要向容器注入天然气废气；最后调整容器压力达到实际所需注入压力。计算不同组成丙烷和天然气混合溶剂相图，根据油藏的温度和注入压力确定天然气废气-丙烷混合溶剂为气态还是液态。

当天然气废气-丙烷混合溶剂为气态时，容器在实际需要的注入压力和温度下静止24小时～48小时；当天然气废气-丙烷混合溶剂存在液态时，容器在实际需要的注入压力和温度下静止12小时～24小时，使得天然气废气-丙烷完全混合，达到平衡。本实施例中，天然气废气-丙烷混合溶剂中天然气废气-丙烷摩尔比为72：28，计算天然气废气和丙烷混合溶剂相图如图1所示，根据油藏的温度和注入压力确定混合溶剂状态为气态。容器在实验需要的注入压力和温度下静止48小时，从而使得天然气废气-丙烷完全混合，达到平衡；

5)模拟天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐焖井阶段：关闭一维岩心驱替装置的进口、出口；注入的天然气废气-丙烷混合溶剂在高压下通过扩散作用溶解入稠油；起到降低稠油粘度，提供形成二次泡沫油分散气泡的作用；

6)模拟天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐生产阶段：通过一维岩心驱替装置对所述人造岩心的稠油进行降压开采；打开所述一维岩心驱替装置的出口，由于天然气废气-丙烷混合溶剂的溶解，稠油粘度降低，体积膨胀，且析出的混合气体分散在稠油中形成二次泡沫油现象。

实施例2、

如实施例1所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，所述步骤2)中，将所述人造岩心饱和地层水和地层油的方法和步骤为：

2-1)打开所述一维岩心驱替装置的入口，在真空状态下吸入地层水，当压力由负压接近大气压时改为注入地层水，之后打开一维岩心驱替装置的出口，见水后，根据地层水的吸入量和注入量，计算人造岩心孔隙度φ；

本实施例中，打开所述一维岩心驱替装置入口，在真空状态下吸入地层水，当压力由负压接近大气压时改为注入地层水，计算人造岩心孔隙度φ为40.55％。

2-2)测量一维岩心驱替装置的入口压力，改变注入地层水速度，根据达西定律计算不同注入地层水速度下的人造岩心渗透率；不同注入水速度下岩心渗透率的平均值为最终岩心渗透率值；

本实施例中，压力表精度为0.01MPa，注入地层水速度分别为10cm³/min、20cm³/min、30cm³/min，测量岩心渗透率分别为33.65μm³、33.70μm³、33.75μm³，最终岩心渗透率值为33.70μm³。

2-3)利用回压阀，从一维岩心驱替装置的入口注入地层水直至人造岩心压力在所要模拟泡沫油油藏地层压力之上，从而防止地层油脱气；

本实施例中，从一维岩心驱替装置入口注入地层水直至岩心压力为10MPa，高于所模拟泡沫油油藏地层压力8.65MPa，从而保证地层油未脱气。

2-4)从所述一维岩心驱替装置的入口注入地层油，当注入地层油体积是人造岩心孔隙体积的2-3倍，且一维岩心驱替装置的出口产出油气油比等于地层油气油比时，关闭一维岩心驱替装置的出口；根据饱和地层油质量m计算人造岩心原始含油饱和度。

本实施例中，当注入地层油体积是岩心孔隙体积的2倍，且一维岩心驱替装置出口产出油气油比等于地层油气油比15m³/m³时，关闭一维岩心驱替装置出口。根据饱和地层油质量m计算岩心原始含油饱和度为87.44％

实施例3、

如实施例2所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，所述步骤2)中，注入地层水速度范围为10ml/min～20ml/min，注入地层油的速度范围为0.5ml/min～1.5ml/min。本实施例中，注入地层水速度为20ml/min，注入地层油的速度为1.0ml/min。

实施例4、

如实施例1所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，所述步骤3)中，模拟泡沫油油藏冷采开发阶段的具体方法为：

3-1)打开一维岩心驱替装置出口，以0.6～3MPa/h的降压速度降低一维岩心驱替装置和高温高压可视窗压力；所述的高温高压可视窗与一维岩心驱替装置出口连接；本实施例中，打开一维岩心驱替装置出口，以3MPa/h的降压速度降低一维岩心驱替装置和高温高压可视窗压力。

3-2)通过高温高压可视窗观察油藏温度和压力下气泡形态以及泡沫油的形成过程：当连续气相出现，泡沫油现象消失时，关闭一维岩心驱替装置出口，泡沫油油藏冷采开发阶段结束；

3-3)通过以下公式计算泡沫油油藏冷采开发阶段平均压力P_冷采平均、压差P_冷采压差、气油比G_冷采和采出程度R_冷采：

p_冷采压差＝p_冷采入口-p_冷采出口>

式中，p_冷采入口、p_冷采出口和p_冷采j分别为泡沫油油藏冷采阶段一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和所述一维岩心驱替装置中设置的第j个测压点压力，MPa；V_冷采为泡沫油油藏冷采阶段产气量，cm³；m_冷采为泡沫油油藏冷采阶段产油量，g；ρ_冷采为泡沫油油藏冷采阶段产出油密度，g/cm³，m为人造岩心饱和地层油质量，g。本实施例中，一维岩心驱替装置共4个测压点，因此，j＝4。根据公式(1)～公式(4)计算平均压力P_冷采平均、冷采压差P_冷采压差、气油比G_冷采和采出程度R_冷采如图2所示。由图2可知，随着实验的进行，泡沫油油藏平均压力P_冷采平均逐渐降低，但是冷采压差P_冷采压差逐渐增加，使得采出程度R_冷采逐渐增加。气油比G_冷采先增加，后由于泡沫油的形成有所降低，后期随着泡沫油现象的消失，又逐渐增加。

实施例5、

如实施例1所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，所述步骤4)中，注入天然气废气-丙烷混合溶剂的方法包括：

4-1)打开一维岩心驱替装置的出口，注入天然气废气-丙烷混合溶剂，注入压力大于4MPa，当一维岩心驱替装置的出口压力等于注入压力时，关闭一维岩心驱替装置的出口；

4-2)上述过程中记录时间、一维岩心驱替装置的入口压力、出口压力和各测压点压力；

4-3)根据混合气体状态方程计算第一吞吐周期注气量V_注1：

式(5)中，P_初始1为第一周期天然气废气-丙烷混合溶剂的容器初始压力，MPa；V_初始1为第一周期混合溶剂的容器初始体积，cm³；Z_初始1为第一周期天然气废气-丙烷混合溶剂初始状态压缩因子，P_结束1为第一周期结束后天然气废气-丙烷混合溶剂的容器压力，MPa；V_结束1为第一周期结束后天然气废气-丙烷混合溶剂的容器体积，cm³；Z_结束1为第一周期天然气废气-丙烷混合溶剂结束状态压缩因子，P₀为大气压，MPa。

本实施例中，打开一维岩心驱替装置出口，注入天然气废气-丙烷混合溶剂，注入压力为6MPa，当一维岩心驱替装置出口压力等于注入压力6MPa时，关闭一维岩心驱替装置出口。上述过程中记录时间、一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和各测压点压力如图3所示。之后，根据混合气体状态方程(公式5)计算第一吞吐周期注气量为3800cm³。由图3可知，随着实验的进行，入口、出口和各测点压力逐渐增加至注入压力，其中出口压力随时间上升速度最快，入口压力随时间上升速度最慢。

实施例6、

如实施例1所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，所述步骤5)中，所述模拟天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐焖井阶段的方法包括：

关闭一维岩心驱替装置的进口、出口，记录时间、一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和各测压点压力。

所述焖井阶段的时间为12～24小时。如果焖井时间过短，天然气废气-丙烷混合溶剂无法充分溶解于原油，焖井时间过长，溶解速率过低影响生产。

本实施例中，关闭一维岩心驱替装置进口、出口。记录时间、一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和各测压点压力如图4所示。由图4可知，随着实验的进行，各压力逐渐降低，表明混合溶剂逐渐溶解于原油，当焖井时间为20小时31分钟时，压力下降速度较低，表明溶解速率已经较低，因此焖井阶段结束。

实施例7、

如实施例1所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，所述步骤6)中，模拟天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐生产阶段的具体步骤包括：

打开一维岩心驱替装置的出口，以0.6～3MPa/h的压降速度降低所述一维岩心驱替装置内压力，为了保证本周期具有较好的开发效果和后续吞吐周期具有较高的岩心压力，当压力降至1～2MPa时，关闭一维岩心驱替装置的出口，生产阶段结束；

上述过程中通过摄像机和高温高压观察窗观察二次泡沫油生成情况，并通过以下公式计算天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐第一周期平均压力P_{吞吐平均1}、压差P_{吞吐压差1}、气油比G_吞吐1和采出程度R_吞吐1：

p_{吞吐压差1}＝p_{吞吐入口1}-p_{吞吐出口1}(6)

式(6)-(9)中，p_{吞吐入口1}、p_{吞吐出口1}和p_吞吐1j分别为第一吞吐周期一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和第j个测压点压力，MPa；V_吞吐1为第一吞吐周期产气量，cm³；m_吞吐1为第一吞吐周期产油量，g；ρ_吞吐1为第一吞吐周期产出油密度，g/cm³。本实施例中，打开一维岩心驱替装置出口，以3MPa/h的压降速度降低所述一维岩心驱替装置内压力，为了保证本周期具有较好的开发效果和后续吞吐周期具有较高的岩心压力，当压力降至1MPa时，关闭出口，生产阶段结束。上述过程中通过摄像机和高温高压观察窗观察二次泡沫油生成情况如图5所示，计算第一吞吐周期平均压力P_{吞吐平均1}，压差P_{吞吐压差1}，气油比G_吞吐1和采出程度R_吞吐1如图6所示。由图5可知，注入天然气废气-丙烷混合溶剂后吞吐阶段可以生成明显的二次泡沫油现象，有效延长了泡沫油油藏泡沫油现象的时间。由图6可知，第一吞吐周期生产阶段，随着实验的进行，吞吐第一周期平均压力P_{吞吐平均1}逐渐降低，压差P_{吞吐压差1}逐渐增加，使得采出程度R_吞吐1逐渐增加。气油比G_吞吐1成逐渐增加的趋势。

实施例8、

如实施例1所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，多次重复步骤4)～步骤6)，进行多周期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐过程，计算天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐采出程度和最终采收率。分别如下述公式(10)和公式(11)。

实施例9、

如实施例8所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，在多次重复步骤4)～步骤6)之后，计算所述人造岩心剩余油饱和度S_ro。

实施例10、

如实施例1所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，所述方法还包括：计算天然气废气-丙烷混合溶剂利用因子评价天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验效果。

实施例11、

如实施例8所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，多次重复步骤4)～步骤6)，进行多周期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐过程，计算天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐采出程度和最终采收率，包括步骤如下：

根据油田开发成本和油价，实验结束的标准为吞吐结束采出程度在1％～5％之间，第i个周期的采出程度R_吞吐i小于吞吐结束采出程度时，天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐提高采收率效果消失，实验结束；

记录各吞吐周期的时间、产油量m_吞吐i、产气量、一维岩心驱替装置的入口、一维岩心驱替装置的出口以及各测压点压力，通过高温高压观察窗观察二次泡沫油生成情况；通过以下公式计算各吞吐周期采出程度R_吞吐i，计算天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐采出程度R_吞吐及最终采收率R：

R＝R_冷采+R_吞吐(11)。

本实施例中，根据油田开发成本和油价，实验结束的标准为吞吐结束采出程度为2.5％，第三个吞吐周期的采出程度R_吞吐3为2.22％，小于吞吐结束采出程度2.5％，天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐提高采收率效果消失，实验结束。记录各吞吐周期的时间、采收率、气油比如图7所示，入口、出口以及各测压点压力如图8所示。计算天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐采出程度R_吞吐及实验最终采收率R为18.97％和31.99％。

由图7可知，吞吐采出程度R_吞吐及实验最终采收率R分别为18.97％和31.99％，比单一天然气吞吐实验采出程度和最终采收率提高10.86％和10.72％，采收率增加显著，且可以降低各吞吐的气油比。由图8可知，各吞吐周期压力变化趋势几乎相同。

实施例12、

如实施例9所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，在多次重复步骤4)～步骤6)之后，计算所述人造岩心剩余油饱和度S_ro的方法包括：

从一维岩心驱替装置中依次取出人造岩心，测量人造岩心含油质量W_o、人造岩心质量W_s、最后一周期吞吐产出油密度ρ_o、石英砂密度ρ_s，通过下式计算岩心剩余油饱和度S_ro

确定每块岩心中心位置到一维岩心驱替装置出口的距离，绘制距离与岩心剩余油饱和度S_ro关系图，得到一维岩心驱替装置剩余油饱和度分布图。本实施例中，一维岩心驱替装置剩余油饱度分布图如图9所示。由图9可知，实施例12剩余油饱和度明显低于单一天然气吞吐，表明实施例12采出更多原油，泡沫油油藏开发效果大幅度提高。

实施例13、

如实施例10所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，计算天然气废气-丙烷混合溶剂利用因子评价天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验效果的具体方法：

通过计算天然气废气-丙烷混合溶剂利用因子GUF评价天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐经济效益，天然气废气-丙烷混合溶剂利用因子GUF由下式计算：

式(13)、(14)中a为天然气废气-丙烷混合溶剂利用系数；m_吞吐i为第i吞吐周期产油量，为注入天然气废气体积，为注入丙烷体积，x为注入混合溶剂中天然气的摩尔分数；y为注入混合溶剂中丙烷的摩尔分数。由于天然气为废气，注混合溶剂的成本主要来自于丙烷，b为丙烷和天然气价格比，b＝2到8；V_注i为第i吞吐周期注气量，cm³；V_采为吞吐阶段各周期的累积产气量，cm³。本实施例中，a＝0.5，b＝2，x＝0.72，y＝0.28。GUF如表1所示：

表1溶剂利用因子GUF计算结果

单一天然气吞吐实施例13实施例147.0178.9617.501

由表1可知，实施例13中GUF明显高于单一天然气吞吐，表明实施例13天然气废气-丙烷混合溶剂利用率更高，经济效益更好。

实施例14、

如实施例1、12、13所述的一种泡沫油油藏冷采后期天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐实验方法，其区别在于，天然气废气-丙烷混合溶剂中天然气废气-丙烷摩尔比为36：64，计算天然气废气和丙烷混合溶剂相图如图1所示，根据油藏的温度和注入压力确定混合溶剂状态为液态。容器在实验需要的注入压力和温度下静止24小时，从而使得天然气-丙烷完全混合，达到平衡。

计算人造岩心孔隙度φ分别为41.38％。注入地层水速度分别为10cm³/min、20cm³/min、30cm³/min，测量岩心渗透率分别为33.70μm³、33.70μm³、33.70μm³，最终岩心渗透率值为33.70μm³。根据饱和地层油质量m计算岩心原始含油饱和度为87.66％。

根据公式(1)～公式(4)计算平均压力P_冷采平均、冷采压差P_冷采压差、气油比G_冷采和采出程度R_冷采如图10所示。由图10可知，随着实验的进行，泡沫油油藏平均压力P_冷采平均逐渐降低，但是冷采压差P_冷采压差逐渐增加，使得采出程度R_冷采逐渐增加。气油比G_冷采先增加，后由于泡沫油的形成有所降低，后期随着泡沫油现象的消失，又逐渐增加。

记录时间、一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和各测压点压力如图11所示。之后，根据混合气体状态方程公式(5)计算第一吞吐周期注气量为4400cm³。由图11可知，随着实验的进行，入口、出口和各测点压力逐渐增加至注入压力，其中出口压力随时间上升速度最快，入口压力随时间上升速度最慢，表明该装置能够体现注天然气废气-丙烷混合溶剂过程中各点的压力变化。

关闭一维岩心驱替装置进口、出口。记录时间、一维岩心驱替装置入口压力、出口压力和各测压点压力如图12所示。由图12可知，随着实验的进行，各压力逐渐降低，表明混合溶剂逐渐溶解于原油，当焖井时间为20小时47分钟时，压力下降速度较低，表明溶解速率已经较低，因此焖井阶段结束。

通过摄像机和高温高压观察窗观察二次泡沫油生成情况如图13所示，计算第一吞吐周期平均压力P_{吞吐平均1}，压差P_{吞吐压差1}，气油比G_吞吐1和采出程度R_吞吐1如图14所示。

由图13可知，注天然气废气-丙烷混合溶剂后可以生成二次泡沫油现象。由图14可知，第一吞吐周期生产阶段，随着实验的进行，吞吐第一周期平均压力P_{吞吐平均1}逐渐降低，压差P_{吞吐压差1}逐渐增加，使得采出程度R_吞吐1逐渐增加。气油比G_吞吐1成逐渐增加的趋势。

根据油田开发成本和油价，实验结束的标准为吞吐结束采出程度为2.5％，第5个周期的采出程度R_吞吐5为2.22％，小于吞吐结束采出程度2.5％，天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐提高采收率效果消失，实验结束。记录各吞吐周期的时间、采收率、气油比如图7所示，入口、出口以及各测压点压力如图15所示，通过高温高压观察窗观察二次泡沫油生成情况如图16所示。计算天然气废气-丙烷混合溶剂吞吐采出程度R_吞吐及实验最终采收率R为23.31％和36.86％。

由图7可知，本实施例吞吐采出程度R_吞吐及实验最终采收率R分别为23.31％和36.86％，而单一天然气吞吐实验采出程度和最终采收率分别为8.11％和21.27％，本实施例吞吐采出程度R_吞吐及实验最终采收率R比单一天然气吞吐实验提高15.2％和15.59％，采收率增加显著，且可以降低各吞吐的气油比。此外，本实施例吞吐采出程度R_吞吐及实验最终采收率R比实施例1提高4.34％和4.87％，由此可知，实施例14开发效果好于实施例1，分析原因在于实施例14混合溶剂组成为36：64，存在液态，而实施例1混合溶剂为气态，液体溶剂比气态溶剂更容易溶解于稠油，降低原油粘度，析出后更容易形成二次泡沫油，因此，实施例14开发效果好于实施例1。

一维岩心驱替装置剩余油饱度分布图如图9所示。由图9可知，实施例14剩余油饱和度明显低于单一天然气吞吐和实施例12，进一步表明实施例14与单一天然气吞吐和实施例12相比采出更多原油，泡沫油油藏开发效果大幅度提高。

计算实施例14的GUF如表1所示。由表1可知，实施例14中GUF明显高于单一天然气吞吐，但是小于实施例13，由此可知，实施例14经济效益好于单一天然气吞吐，但是差于实施例13。分析原因在于实施例14混合溶剂组成为36：64，所含丙烷含量高于实施例13，导致成本增加。综上可知，液态混合溶剂与气态混合溶剂相比，采收率更高，但经济较差。当油价较高，考虑产量因素为主时，可选择液态混合溶剂，而油价较低，考虑经济因素为主时，应选择气态混合溶剂。

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。