本發(fā)明涉及油田開發(fā)技術(shù)領(lǐng)域，特別是涉及到一種深層稠油二氧化碳吞吐注入過程相態(tài)變化測試方法。

背景技術(shù)：

深層稠油油藏埋藏深、粘度高，造成流度低、油井量液低、注水壓力高，常規(guī)水驅(qū)開發(fā)時(shí)如何提高采油速度和采收率是石油開采中備受關(guān)注的問題?，F(xiàn)有技術(shù)中此類稠油降粘冷采已有以下專利文獻(xiàn)予以批露。

中國專利cn201410049692，公告了一種超深層低滲稠油強(qiáng)化降粘方法，該方法向井筒中連續(xù)注入油溶性降粘劑、擠入液態(tài)二氧化碳，然后向井筒中連續(xù)注入高溫防膨劑和蒸汽，開井生產(chǎn)，可以大幅度降低超深層低滲稠油油藏的原油粘度。

中國專利cn201210202121，公告了一種適用于中深層低滲透稠油油藏化學(xué)冷采方法，該方法選取中深層低滲透稠油油藏，交替注入微乳液降粘體系+液態(tài)二氧化碳，微乳液將原油剝離成表面親水的油珠，稠油在體系水溶液表面自發(fā)擴(kuò)散；二氧化碳具有降粘增能作用，并擴(kuò)大微乳液降粘半徑，通過協(xié)同作用，提高產(chǎn)量及采收率。

中國專利cn201210093291，公告了超臨界二氧化碳鉆井井筒內(nèi)相態(tài)的控制裝置，壓力傳感器、溫度傳感器和質(zhì)量流量計(jì)安裝在井筒入口和出口處，實(shí)時(shí)監(jiān)測井口二氧化碳鉆井液的溫度和壓力，通過工控機(jī)控制軟件系統(tǒng)發(fā)出控制信號(hào)，對井口回壓控制系統(tǒng)和熱交換裝置進(jìn)行控制和實(shí)時(shí)調(diào)節(jié)，然后重新計(jì)算得到井底超臨界二氧化碳鉆井液的壓力、溫度，直到滿足超臨界態(tài)判別條件為止，進(jìn)而保證在井底的二氧化碳鉆井液始終處于超臨界態(tài)狀態(tài)。

中國專利cn201010255637，公告了超臨界條件下井筒多相流動(dòng)實(shí)驗(yàn)方法，涉及一種超臨界條件下井筒多相流動(dòng)實(shí)驗(yàn)方法。其技術(shù)方案是：由溫度控制器控制溫度達(dá)到要求時(shí)，用高壓水泵、流量控制器來提供額定排量的高壓流動(dòng)液體，形成液體的實(shí)驗(yàn)循環(huán)；高壓氣體由高壓氣體壓縮機(jī)、高壓氣罐、干燥器、氣體流量控制器提供，流經(jīng)氣液兩相混合器、高壓井筒、回流管線、氣液分離罐、形成循環(huán)；通過控制背壓可實(shí)現(xiàn)井筒內(nèi)保持額定壓力，使氣體在超臨界條件下流動(dòng)。進(jìn)而可以研究臨界和超臨界條件下氣體在井筒內(nèi)的流動(dòng)特性，建立井筒多相流動(dòng)態(tài)力學(xué)模型及計(jì)算方法，預(yù)測井筒多相流壓力，可實(shí)現(xiàn)高溫高壓臨界或超臨界條件下的井筒氣液多相流現(xiàn)象的模擬實(shí)驗(yàn)。可為三高油氣田 井筒壓力預(yù)測技術(shù)、mpd技術(shù)和井控技術(shù)等提供技術(shù)支撐。

上述現(xiàn)有技術(shù)所公開的都是二氧化碳在熱采、冷采方面提高稠油開發(fā)效果的方法，以及超臨界二氧化碳鉆井液相態(tài)控制和室內(nèi)模擬裝置，現(xiàn)有二氧化碳相態(tài)的測試方法，都是采用室內(nèi)模擬裝置測定二氧化碳的溫度、壓力變化，根據(jù)理論圖版得出二氧化碳的相態(tài)，無法現(xiàn)場實(shí)際測量注入過程中的井筒內(nèi)二氧化碳相態(tài)變化，為此我們發(fā)明了深層稠油二氧化碳吞吐注入過程相態(tài)變化的測試方法，解決了以上技術(shù)問題。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的是提供一種優(yōu)化設(shè)計(jì)注入速度和壓力等參數(shù)，確保達(dá)到超臨界狀態(tài)進(jìn)入油層，提高稠油二氧化碳吞吐井的擴(kuò)散波及能力和降粘效果的深層稠油二氧化碳吞吐注入過程相態(tài)變化測試方法。

本發(fā)明的目的可通過如下技術(shù)措施來實(shí)現(xiàn)：深層稠油二氧化碳吞吐注入過程相態(tài)變化測試方法，該深層稠油二氧化碳吞吐注入過程相態(tài)變化測試方法包括：步驟1，選取深層稠油二氧化碳降粘吞吐井，在二氧化碳注入管柱的井口下面、管柱中部和油層位置安裝短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)；步驟2，按一定注入速度段塞式注入降粘劑和二氧化碳，然后燜井，測定注入和燜井過程管柱內(nèi)二氧化碳的溫度壓力；步驟3，燜井結(jié)束，起出二氧化碳注入管柱和短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)，讀取溫度壓力數(shù)據(jù)；步驟4，根據(jù)二氧化碳隨溫度、壓力變化的相變理論圖版，得出注入過程井筒內(nèi)二氧化碳的沿程相態(tài)變化。

本發(fā)明的目的還可通過如下技術(shù)措施來實(shí)現(xiàn)：

該深層稠油二氧化碳吞吐注入過程相態(tài)變化測試方法還包括在步驟4之后，下采油泵生產(chǎn)管柱，采油生產(chǎn)。

在步驟1中，選取油層深度≥2000m，滲透率≥50×10^-3um²，油層總厚度≥3.0m，凈總厚度比≥0.3的深層稠油油藏，進(jìn)行二氧化碳復(fù)合降粘劑吞吐，在二氧化碳注入管柱的井口下面、管柱中部和油層位置安裝短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)。

在步驟1中，在二氧化碳注入管柱的井口下面400m、管柱中部1300m和油層位置2241m處安裝3個(gè)短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)，設(shè)定測量點(diǎn)間隔時(shí)間600s，并打開測試開關(guān)。

在步驟2中，設(shè)計(jì)段塞式交替注入質(zhì)量濃度0.06％的水溶性自擴(kuò)散降粘劑溶液600t和液態(tài)二氧化碳150t進(jìn)行復(fù)合吞吐，具體段塞為依次注入降粘劑溶液150t、液態(tài)二氧化碳50t、降粘劑溶液150t、液態(tài)二氧化碳50t、降粘劑溶液150t、液態(tài)二氧化碳50t和降粘劑溶液150t，用柱塞泵按照12t/h的注入速度注入，然后燜井7天；存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)按600s時(shí)間間隔，自動(dòng)記錄注入過程和燜井時(shí)井筒內(nèi)降粘劑溶液和二氧化碳的溫度壓力變化。

在步驟4中，通過優(yōu)化注入速度，確保二氧化碳進(jìn)入油層時(shí)，溫度大于31.2℃、壓力大于7.28mpa，以達(dá)到超臨界狀態(tài)進(jìn)入油層。

該深層稠油二氧化碳吞吐注入過程相態(tài)變化測試方法，靠注入管柱中安裝的溫度壓力計(jì)實(shí)際測試二氧化碳注入過程的溫度、壓力變化，得出二氧化碳的沿程相態(tài)變化，優(yōu)化設(shè)計(jì)注入速度和壓力等參數(shù)，確保達(dá)到超臨界狀態(tài)進(jìn)入油層，提高稠油二氧化碳吞吐井的擴(kuò)散波及能力和降粘效果。本發(fā)明具有以下特點(diǎn)：

①與深層稠油二氧化碳強(qiáng)化蒸汽熱采或強(qiáng)化降粘劑冷采方法不同，他們是利用二氧化碳在稠油中溶解降粘的特點(diǎn)，提高蒸汽和冷采降粘劑的降粘效果；而本發(fā)明深層稠油二氧化碳吞吐注入過程相態(tài)變化的測試方法，是靠測試二氧化碳的沿程相態(tài)變化，優(yōu)化注入速度和壓力，確保二氧化碳達(dá)到超臨界狀態(tài)進(jìn)入油層，發(fā)揮該狀態(tài)下其密度近于液體，粘度近于氣體，擴(kuò)散系數(shù)為液體的100倍，溶解原油降粘的能力極具增大的特點(diǎn)，顯著提高稠油的降粘和增油效果；

②與超臨界二氧化碳鉆井井筒內(nèi)相態(tài)的控制裝置不同，它的壓力傳感器和溫度傳感器安裝在井筒入口和出口處，計(jì)算得到井底超臨界二氧化碳鉆井液的壓力、溫度；而本發(fā)明的深層稠油二氧化碳吞吐注入過程相態(tài)變化的測試方法，是靠安裝在二氧化碳注入管柱的井口下面、管柱中部和油層位置的溫度壓力計(jì)，實(shí)際測試井筒沿程溫度壓力變化，得出二氧化碳的相態(tài)變化；

③與超臨界二氧化碳井筒多相流動(dòng)實(shí)驗(yàn)方法和模擬試驗(yàn)裝置不同，他們是室內(nèi)模擬和測試的二氧化碳超臨界條件下流動(dòng)試驗(yàn)狀態(tài)；而本發(fā)明是實(shí)際測試現(xiàn)場深層稠油二氧化碳降粘吞吐井的井筒內(nèi)二氧化碳沿程相態(tài)。

附圖說明

圖1為本發(fā)明的深層稠油二氧化碳吞吐注入過程相態(tài)變化測試方法的一具體實(shí)施例的流程圖；

圖2為本發(fā)明的一具體實(shí)施例中一口深層稠油二氧化碳吞吐井注入管柱圖；

圖3為本發(fā)明的一具體實(shí)施例中短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)示意圖；

圖4為本發(fā)明的一具體實(shí)施例中一口深層稠油吞吐井注入井筒不同位置的二氧化碳溫度壓力數(shù)據(jù)曲線圖；

圖5為本發(fā)明的一具體實(shí)施例中二氧化碳隨溫度、壓力變化的相變理論圖；

圖6為本發(fā)明的一具體實(shí)施例中一定注入速度下二氧化碳隨井深相態(tài)變化圖；

圖7為本發(fā)明的一具體實(shí)施例中一口深層稠油二氧化碳吞吐井完井管柱圖。

具體實(shí)施方式

為使本發(fā)明的上述和其他目的、特征和優(yōu)點(diǎn)能更明顯易懂，下文特舉出較佳實(shí)施例，并配合附圖所示，作詳細(xì)說明如下。

如圖1所示，圖1為本發(fā)明的深層稠油二氧化碳吞吐注入過程相態(tài)變化測試方法的流程圖。

在步驟101，選取深層稠油二氧化碳降粘吞吐井，在注入管柱的井口下面、管柱中部和油層位置安裝短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)。流程進(jìn)入步驟102。

在步驟102，按一定注入速度段塞式注入降粘劑和二氧化碳，然后燜井，測定注入和燜井過程管柱內(nèi)二氧化碳的溫度壓力。流程進(jìn)入步驟103。

在步驟103，燜井結(jié)束，起出二氧化碳注入管柱和短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)，讀取溫度壓力數(shù)據(jù)。流程進(jìn)入步驟104。

在步驟104，根據(jù)二氧化碳隨溫度、壓力變化的相變理論圖版，得出注入過程井筒內(nèi)二氧化碳的沿程相態(tài)變化。流程進(jìn)入步驟105。

在步驟105，下采油泵生產(chǎn)管柱，采油生產(chǎn)。

在應(yīng)用本發(fā)明的一具體實(shí)施例中，包括了以下步驟：

在步驟1，選取深層稠油二氧化碳降粘吞吐井，在注入管柱的井口下面、管柱中部和油層位置安裝短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)。選取油層深度≥2000m，滲透率≥50×10^-3um²，油層總厚度≥3.0m，凈總厚度比≥0.3的深層稠油油藏，進(jìn)行二氧化碳復(fù)合降粘劑吞吐，下入如圖2所示的二氧化碳注入管柱，在注入管柱的井口下面(400m)、管柱中部(1300m)和油層位置(2241m)處安裝3個(gè)短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)，如圖3所示，主要由溫差測量段1、壓力測量段2、接線腔3、電子電路4、磁定位器5、電池6、絕熱瓶7和承壓外殼8組成。其中溫差測量段1為電子溫度計(jì)用于測量管柱內(nèi)溫度、測量范圍-30℃～150℃、測量精度±0.5℃，壓力測量段2為電子壓力計(jì)用于測量管柱內(nèi)壓力、測量范圍0～60mpa、測量精度±0.1mpa，接線腔3為電子溫壓計(jì)和壓力計(jì)的接線，電子電路4為溫度和壓力的數(shù)據(jù)存儲(chǔ)器、最大測點(diǎn)數(shù)150萬組，磁定位器5是定位下入位置，電池6為電子溫度計(jì)、電子壓力計(jì)和數(shù)據(jù)存儲(chǔ)器提供電源、最長測量時(shí)間300天，絕熱瓶7為電池隔熱保證測量時(shí)間，承壓外殼8為短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)提供承壓保護(hù)。根據(jù)步驟101下入的短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)，設(shè)定測量點(diǎn)間隔時(shí)間600s，并打開測試開關(guān)。

在步驟2，按一定注入速度段塞式注入降粘劑和二氧化碳，然后燜井，測定注入和燜井過程管柱內(nèi)二氧化碳的溫度壓力。設(shè)計(jì)段塞式交替注入質(zhì)量濃度0.06％的水溶性自擴(kuò)散 降粘劑溶液600t和液態(tài)二氧化碳150t進(jìn)行復(fù)合吞吐，具體段塞為依次注入降粘劑溶液150t、液態(tài)二氧化碳50t、降粘劑溶液150t、液態(tài)二氧化碳50t、降粘劑溶液150t、液態(tài)二氧化碳50t和降粘劑溶液150t，用柱塞泵按照12t/h的注入速度注入，然后燜井7天；存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)按600s時(shí)間間隔，自動(dòng)記錄注入過程和燜井時(shí)井筒內(nèi)降粘劑溶液和二氧化碳的溫度壓力變化。

在步驟3，燜井結(jié)束，起出二氧化碳注入管柱和短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)，讀取溫度壓力數(shù)據(jù)。起出二氧化碳注入管柱和短接式存儲(chǔ)溫度壓力計(jì)，讀取溫度壓力數(shù)據(jù)如圖4所示。

在步驟4，根據(jù)二氧化碳隨溫度、壓力變化的相變理論圖版，得出注入過程井筒內(nèi)二氧化碳的沿程相態(tài)變化。根據(jù)copyright@1999chemicalogiccorporationdrawwithco2tabv1.0的二氧化碳隨溫度、壓力變化的相變理論圖版如圖5所示，通過優(yōu)化注入速度，確保二氧化碳進(jìn)入油層時(shí)，溫度大于31.2℃、壓力大于7.28mpa，以達(dá)到超臨界狀態(tài)進(jìn)入油層。存儲(chǔ)式溫度壓力計(jì)顯示，注入二氧化碳過程中：井口處-20℃、26mpa，二氧化碳為液態(tài)；井筒內(nèi)400m處-10℃、27mpa，二氧化碳為液態(tài)；井筒內(nèi)1300m處55℃、40mpa，二氧化碳為超臨界狀態(tài)；油層位置2241m處78℃、47mpa，二氧化碳為超臨界狀態(tài)；繪制注入管柱內(nèi)二氧化碳隨井深的相態(tài)變化曲線，如圖6所示，井筒內(nèi)壓力隨井深增加逐漸增大，且始終大于7.28mpa；井筒內(nèi)溫度隨井深增加逐漸升高，當(dāng)井深大于960m時(shí)，溫度達(dá)到31.2℃，二氧化碳達(dá)到超臨界狀態(tài)，最終以超臨界狀態(tài)進(jìn)入油層，其密度近于液體，粘度近于氣體(0.02-0.08mpa.s)，擴(kuò)散系數(shù)為液體的100倍，溶解原油的能力極具增大，顯著提高稠油的降粘效果。

在步驟5，下采油泵生產(chǎn)管柱，采油生產(chǎn)。下入d44泵、泵掛1700m，如圖7所示，采油生產(chǎn)。

在應(yīng)用本發(fā)明的另一具體實(shí)施例中，在注入管柱的井口下面、管柱中部和油層位置安裝短接式光線傳輸溫度壓力計(jì)，地面實(shí)時(shí)監(jiān)測井筒內(nèi)溫度壓力數(shù)據(jù)變化，調(diào)節(jié)注入速度，確保二氧化碳以溫度大于31.2℃、壓力大于7.28mpa的超臨界狀態(tài)進(jìn)入油層。該方法可以直觀、實(shí)時(shí)監(jiān)測井筒內(nèi)溫度壓力變化，但短接式光線傳輸溫度壓力計(jì)造價(jià)高、不經(jīng)濟(jì)。