法律状态公告日
法律状态信息
法律状态
2020-08-04
授权
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2018-09-28
实质审查的生效 IPC(主分类):G01N33/24 申请日:20180321
实质审查的生效
2018-09-04
公开
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技术领域
本发明涉及石油天然气勘探开发领域高温高压条件下混合气体驱油埋存量实验测试方法。
背景技术
工业尾气回注油藏驱油是目前国内外减少有害气体排放的重要技术手段，一方面既能保护环境，同时又能提高原油采收率。工业尾气一般而言是一种多组份混合气体，主要成分包括氮气(N2)、二氧化碳(CO2)、二硫化碳(CS2)、硫化氢(H2S)、一氧化碳(CO)等。从环境保护角度考虑，技术人员主要关心的是工业尾气回注过程中二氧化碳(CO2)、硫化氢(H2S)及一氧化碳(CO)等在油藏中埋存量及每个组分埋存分布特征(自由气相、水中溶解气量、油中溶解气量)，希望在驱油过程中这部分气体尽可能残留于地下，因此确定这部分有毒气体的埋存特征对于工业尾气驱油方案设计具有重要意义。
目前对于气体驱油过程中气相埋存量，国内外许多学者对此展开大量研究，主要有理论计算及实验测试两类方法。理论计算以数值模拟(姚约东，李相方.CO2地下埋存及驱油效果影响因素[J]，新疆石油地质，2009,30(4)：493-495)和物质平衡方程(沈平平,廖新维,刘庆杰.二氧化碳在油藏中埋存量计算方法[J]，石油勘探与开发，2009,36(2)：216-220)计算为主。实验测试方法主要有真实岩心驱替实验(汤勇等，一种CO2盐水层埋存的实验装置及方法，201510796572.X)以及围观可视化气驱油实验(郝永卯，韦馨林，董承顺.不同驱油方式CO2微观分布特征及埋存量研究[J],天然气地球科学，2017,28(6)：846-851)。但是现有实验测试方法多针对纯组分气体CO2在地层水或原油中的埋存量研究，未见针对混合气体实际油藏条件下驱油埋存量实验测试方法；同时，微观可视化模型虽然可直观分析气驱油过程的分布特征，但是该方法实验压力远低于实际油藏地层压力，对于准确评价气体埋存量存在不足。因此，建立真实地层条件下多组份气体驱油过程中的埋存量及其分布特征实验测试方法更具有实际意义，而且对于工业排放混合气体驱油过程中的埋存量的可行性评价提供了重要的技术支撑。
发明内容
本发明的目的在于提供高温高压条件下混合气体驱油埋存量实验测试方法，该方法原理可靠，操作简便，适用性强，可确定每个注入气组份在岩心中的埋存量及其分布特征，具有广阔的市场应用前景。
为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。
高温高压条件下混合气体驱油埋存量实验测试方法，依次包括以下步骤：
(1)取得某油田目前生产条件下地面脱气油样及分离器气样，按照行业标准《油气藏流体物性分析方法》(SY/T5542-2009)，在原始地层温度T0℃、原始地层压力P0MPa条件下，配制原油流体样品。
(2)将配制的原油流体样品转入流体相态测试分析仪，并在T0℃恒温条件下，降低至目前地层压力P，然后开展单次脱气实验，测试单脱气油比GOR0(ml/ml)。
(3)取得某油田实际多组份注入气样，并按照国家标准《天然气的组成分析气相色谱法》(GBT13610-2003)测试注入气组成Y2i(％)；在目前地层压力P、原始地层温度T0条件下，测试注入气的体积系数Bg((ml/ml)。
(4)取得实际气藏的储层柱塞岩心样品若干块，测试岩心长度Li(cm)，岩心清洗、烘干后，按照国家标准《岩心分析方法》(GB/T>i(mD)、孔隙度Фi(％)。
(5)将柱塞岩心样品组合成长岩心，将组合后的长岩心装入岩心夹持器中，计算该岩心总孔隙体积V0＝0.016129×∑ФiπLi(ml)。
(6)连接气驱油实验装置进行测试，所述装置主要由地层水中间容器、注入气中间容器、地层油样中间容器、岩心夹持器、分离器、气量计、烘箱组成，所述岩心夹持器左侧分别连接地层水中间容器和驱替泵A、注入气中间容器和驱替泵B、地层油样中间容器和驱替泵C，右侧分别连接回压阀和回压泵、分离器和气量计，岩心夹持器内装有岩心，两端有压力表，同时连接围压泵，所述地层水中间容器、注入气中间容器、地层油样中间容器和岩心夹持器位于烘箱中；逐渐升高烘箱温度至原始地层温度T0，启动驱替泵A，将地层水中间容器中水样注入岩心，并通过驱替泵A逐渐升高岩心孔隙压力至目前地层压力P；启动围压泵，逐渐升高岩心夹持器围压，使得围压比岩心孔隙压力高5MPa，注水至分离器中可见地层水流出，根据驱替泵A确定注入水体积V1(ml)。
(7)启动驱替泵C，设定目前地层压力P，恒压模式条件下将地层油样中间容器中油样注入岩心，直至分离器中水样不再增加，记录分离器中地层水体积V2(ml)，计算束缚水饱和度Sw1＝100×(V1-V2)/V0。并与油藏实际平均束缚水饱和度Sw0对比，确定建立水饱和度正确性。
(8)启动驱替泵B，将注入气中间容器中的气样注入岩心，根据驱替泵B记录累计注入气体积V3；每注入0.1V0体积的气体，记录分离器中产出油样体积Voi(ml)、通过气量计测试产出气体积Vgi(ml)，计算岩心出口端气油比GORi＝Vgi/Voi(ml/ml)，并计算累计产油体积V4(ml)＝∑Voi、累计产气体积V5(ml)＝∑Vgi，驱替至岩心出口端无油产出。
(9)根据气驱油过程中不同时刻GORi与配制原油样品GOR0的大小，计算注入气埋存量：
①当GORi≤GOR0时，无注入气产出，注入气全部保留在岩心中，此时注入气在岩心中的累计埋存量Vmg(ml)即为累计注入气体积V3；
②当GORi>GOR0时，表明在岩心出口端已有注入气体产出，此时产出气体积Vgi(ml)由产出原油自身溶解气体积Vbgi＝GOR0×Voi(ml)与产出注入气体积Vzgi(ml)之和构成，此时注入气在岩心中的累计埋存量Vmg(ml)采用如下公式计算：
Vmg＝V3－∑Vzgi*Bg
Vzgi＝Vgi－GOR0×Voi。
(10)根据注入气组成Y2i分别配制纯组分气体，在原始地层温度T0、目前地层压力P条件下，分别测试每种纯组分气体在地层油中的溶解度S2iso(ml/ml)、地层水中的溶解度S2isw(ml/ml)以及纯组分气体体积系数Bgi；注入气中每个组分埋存量的分布特征按照如下方式确定：
①当某组分理论埋存量(地层水中某组分气体溶解体积V2gwi+地层油中某组分气体溶解体积V2goi)>某组分累计注入量(V3×Y2i)时，该组分气体在岩心中的自由气相埋存量Vzygi(ml)为0：
地层水中每个组分气体溶解体积V2gwi＝S2isw×(V1-V2)×Bgi
地层油中每个组分气体溶解体积V2goi＝V3×Y2i－V2gwi
②当GORi≤GOR0时，注入气体每个组分气体在岩心中的埋存量通过下式计算：
岩心中每个组分自由气相埋存量Vzygi＝V3×Y2i－V2gwi－V2goi
地层水中每个组分气体溶解体积V2gwi＝S2isw×(V1-V2)×Bgi
地层油中每个组分气体溶解体积V2goi＝Bgi×S2iso×[V0×(1-Sw1)—V4]
③当GORi>GOR0时，注入气体每个组分气体在岩心中的埋存量通过下式计算：
岩心中每个组分自由气相埋存量Vzygi＝Vmg×Y2i－V2gwi－V2goi
地层水中每个组分气体溶解体积V2gwi＝S2isw×(V1-V2)×Bgi
地层油中每个组分气体溶解体积V2goi＝Bgi×S2iso×[V0×(1-Sw1)—V4]。
与现有技术相比，本发明提供的高温高压条件下混合气体驱油埋存量实验测试方法，原理可靠，操作简便，经济适用，可实现多组分气体驱油过程中埋存量及每个组分埋存量的分布特征确定，适应性更加广泛，具有广阔的市场前景。
附图说明
图1为长岩心气驱油实验测试装置的结构示意图。
图中：1、2、3、4、5、6、7、8、9、10—阀门；11—驱替泵A；12—驱替泵B；13—驱替泵C；14—围压泵；15—回压泵；16、17—压力表；18—回压阀；19—分离器；20—气量计；21—地层水中间容器；22—注入气中间容器；23—地层油样中间容器；24—气体色谱仪；25—岩心夹持器；26—烘箱。
具体实施方式
下面根据附图和实施例进一步说明本发明。
参看图1。
图1为长岩心气驱油实验测试装置，所述装置主要由地层水中间容器21、注入气中间容器22、地层油样中间容器23、岩心夹持器25、分离器19、气量计20、烘箱26组成，所述岩心夹持器25左侧分别连接地层水中间容器21和驱替泵A11、注入气中间容器22和驱替泵B12、地层油样中间容器23和驱替泵C13，右侧分别连接回压阀18和回压泵15、分离器19和气量计20，气量计20连接气体色谱仪24；岩心夹持器内装有岩心，两端有压力表16、17，同时连接围压泵14，所述地层水中间容器、注入气中间容器、地层油样中间容器和岩心夹持器位于烘箱26中。
高温高压条件下混合气体驱油全组份埋存量实验测试方法，依次包括以下步骤：
(1)取得某油田目前生产条件下地面脱气油样及分离器气样，按照行业标准《油气藏流体物性分析方法》(SY/T5542-2009)在原始地层温度、压力(T0＝75℃、P0＝55MPa)条件下，配制原油流体样品。
(2)将配制的原始地层原油流体样品转入流体相态测试分析仪器，并在75℃恒温条件下降低至目前储层压力P＝40MPa；然后开展单次脱气实验，测试单脱气油比GOR0＝49.4(ml/ml)。
(3)取得某油田实际注入多组份高压气样，并按照国家标准《天然气的组成分析气相色谱法》(GBT13610-2003)测试注入气组成Y2i(％)：CO2摩尔含量43.76％、N2摩尔含量56.24％。在目前地层压力40MPa、地层温度75℃条件下，分别测试注入气样的体系系数Bg＝0.003171(ml/ml)。
(4)取得实际气藏的储层柱塞岩心样品(直径2.54cm)20块，测试岩心长度Li(cm)；将其清洗、烘干后，按照国家标准《岩心分析方法》(GB/T>i(mD)、孔隙度Фi(％)，测试结果见表1。
表1 20块岩心物性测试结果
(5)将柱塞岩样组合成长岩心，组合后岩心长度102.96cm。然后将组合后的岩心装入图1所示岩心夹持器25中，计算岩心总孔隙体积V0＝0.016129×∑ФiπLi＝116.746ml。
(6)按照图1连接实验装置，抽真空后，关闭所有阀门；逐渐升高烘箱温度至地层温度75℃；与此同时，打开阀门1、4、7、9，启动驱替泵A11，将地层水中间容器21中水样注入岩心，并通过驱替泵A11逐渐升高岩心孔隙压力至目前地层压力P＝40MPa；打开阀门8，启动驱替泵14，逐渐升高岩心夹持器25围压，使得围压比岩心孔隙压力高5MPa。注水至分离器19中可见地层水流出，根据驱替泵A11确定注入水体V1＝127.63ml。
(7)关闭阀门1、4，打开阀门3、6，启动驱替泵C13，设定目前地层压力40MPa，恒压模式条件下将地层油样中间容器23中油样注入岩心，直至分离器19中水样不再增加，记录分离器19中地层水体积V2＝90.24ml，计算束缚水饱和度Sw1＝100×(V1-V2)/V0＝100×(127.63-90.24)/127.63＝32.03％。并与油藏实际平均束缚水饱和度Sw0＝32.19％一致，所建立束缚水饱和度合理。
(8)关闭阀门3、6，打开阀门2、5，启动驱替泵B12，将注入气中间容器22中的气样注入岩心，根据驱替泵B12记录累计注气体积V3；每注入0.1V0体积的气体，记录分离器19中产出油样体积Voi(ml)、通过气量计20测试产出气体积Vgi(ml)，计算岩心出口端气油比GORi＝Vgi/Voi(ml/ml)、计算累计产油体积V4(ml)＝∑Voi、累计产气体积V5(ml)＝∑Vgi，测试结果见表2。驱替至岩心出口端无油产出。
表2岩心驱油实验测试数据
(9)根据气驱油过程中不同时刻GORi与配制原油样品GOR0＝49.4ml/ml的大小，计算注入气埋存量，计算结果见表3：
①当GORi≤49.4ml/ml时，无注入气产出，注入气全部保留在岩心中，此时注入气在岩心中的累计埋存量Vmg(ml)即为累计注入气体积V3；
②当GORi>49.4ml/ml时，表明在岩心出口端已有注入气体产出，此时采出气体积Vgi(ml)由产出原油自身溶解气体积Vbgi＝GOR0×Voi(ml)与产出注入气体积Vzgi(ml)之和构成，此时注入气在岩心中的累计埋存量Vmg(ml)采用如下方程计算：
Vmg＝V3－∑Vzgi*Bg
Vzgi＝Vgi－GOR0×Voi。
表3气驱过程中埋存气量计算表
(10)根据注入气体组分测试Y2i分别配制纯N2、CO2组分气体，并在目前地层温度75℃-、压力40MPa条件下，分别测试N2、CO2气体在地层油样中的溶解度S2iso(ml/ml)分别为：18.5ml/ml、133.8ml/ml；N2、CO2气体在地层水中的溶解度S2isw(ml/ml)：0.65ml/ml、12.36ml/ml；N2、CO2气体的体积系数分别为：0.003767ml/ml、0.0022128ml/ml。注入气中每个组分埋存量的分布特征按照如下方式确定，计算结果见表4：
①当某组分理论埋存量(地层水中某组分气体溶解体积V2gwi+地层油中某组分气体溶解体积V2goi)>某组分累计注入体积(V3×Y2i)时，该组分在岩心孔隙中自由气相埋存量Vzygi(ml)为0：
地层水中每个组分气体溶解体积V2gwi＝S2isw×(V1-V2)×Bgi
地层油中每个组分气体溶解体积V2goi＝V3×Y2i－V2gwi
②当GORi≤GOR0时，注入气体每个组分气体在岩心中的埋存量通过下式计算：
岩心中每个组分自由气相埋存量Vzygi(ml)＝V3×Y2i－V2gwi－V2goi
地层水中每个组分气体溶解体积V2gwi＝S2isw×(V1-V2)×Bgi
地层油中每个组分气体溶解体积V2goi＝Bgi×S2iso×[V0×(1-Sw1)—V4]
③当GORi>GOR0时，注入气体每个组分气体在岩心中的埋存量通过下式计算：
岩心中每个组分自由气相埋存量Vzygi(ml)＝Vmg×Y2i－V2gwi－V2goi
地层水中每个组分气体溶解体积V2gwi＝S2isw×(V1-V2)×Bgi
地层油中每个组分气体溶解体积V2goi＝Bgi×S2iso×[V0×(1-Sw1)—V4]。
表4注入气每个组分埋存量分布特征计算结果
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