[发明专利]用于测试多个样本的设备和方法

说明书

技术领域

本发明涉及一种用于进行水驱（waterflooding）测试的方法和设备以及对多孔介质的多个样本的增强的采油技术。

背景技术

早已知道，在一次开采过程期间仅可以开采储层中存在的总原油的一部分，这种一次过程导致石油在储层的天然能量之下被开采。储层通常采取具有足够孔隙度和渗透率的含油地下岩层的形式，以存储和传输流体，并且将石油与其相关联，例如保持在岩层的孔隙中或纹理之间。所谓的二次开采技术被用于迫使额外的石油离开储层，其最简单的方法是用以顶替液（也称为注入流体）形式的另一种介质，通常为水或气体，来进行直接置换。也可以使用增强的采油（EOR）技术。这种EOR技术的目的是，不仅恢复或维持储层压力，而且改善储层中的驱油，由此使储层的残余石油饱和度最小化，亦即，使储层中存在的石油体积最小化。在原始储层压力接近原油的泡点时，可以在油田寿命的早期使用二次或增强的采油技术，例如，在一次采油可能未发生时使用。

“水驱”是最成功且广泛使用的二次开采方法之一。经由注入井将水在压力下注入到储层岩层中。注入的水起作用来帮助维持储层压力，并且在转移的石前方通过岩石朝向生产井扫过它，从该生产井开采石油。水驱中使用的水一般是来自天然源的盐水（例如海水）或可以是产出水（即与生产设施处的原油分开的水）。不过，所知道的是，在水驱期间使用较低盐度的注入水（例如微咸水（诸如江口水）或淡水（诸如河水或湖水）），与使用较高盐度的水（例如海水，产出水或蓄水层水）相比，能够提高开采的油量。还知道，减少较低盐度注入水的多价阳离子含量可能对采油具有影响。不过，较低盐度的水（诸如淡水）在井位处（例如在离岸油田处）常常是不可得的，并且必须通过使用脱盐技术诸如反向渗透或正向渗透，来减少水源水的总溶解盐（TDS）浓度和/或多价阳离子的浓度来产生。已知要通过这种方式处理的水源水包括海水、微咸水、产出水和蓄水层水。

用作注入水的“低”盐度水通常具有在200到15000ppmv的范围中，优选在500到12000ppmv的范围中的总溶解固体含量（TDS）。在地层岩石包含膨胀粘土，尤其是蒙脱石粘土的情况下，低盐度水需要相对高的TDS，以便使粘土稳定，由此避免地层损害的风险。于是，在地层岩石包含足以导致地层损害的膨胀粘土量的情况下，低盐度水优选具有8000到15000ppmv，尤其是8000到12000ppmv的范围中的总溶解固体含量（TDS）。在地层包括不会导致地层损害的膨胀粘土量的情况下，水源水的TDS通常在200到8000ppmv的范围中，优选500到8000ppmv，例如1000到5000ppmv的范围中。如上所讨论的，低盐度水还具有典型为40ppmv或更少，优选少于35ppmv，更优选少于30ppmv，例如，少于25ppmv的多价阳离子的低浓度。不过，优选的是，低盐度水包含至少一些多价阳离子。于是，低盐度水的多价阳离子含量在5到40ppmv，优选10到40ppmv的范围中是可接受的。

岩石的孔隙空间中存在的水（以下称为“地层水”）能够在组成方面有变化。在不执行一次开采或在一次开采之后立即注入顶替液的情况下，地层水将通常包括原生水，并且在先前的水驱之后注入顶替液的情况下，地层水将通常包括原生水和先前注入水（例如海水或产出水）的混合物。

控制原油、岩层、注入液或顶替液和地层水之间的相互作用，以及它们对润湿性和采油的影响的因素涉及复杂且有时竞争的机制。

当前，应用试验室岩心驱替（core flood）测试（其中从储层移除岩石样本，并且然后在试验室中将其放在储层条件下用于测试）或单井化学示踪剂测试（其中经由注入井向地层中注入标记有适当化学示踪剂的流体并从同一井中产回）以便在诸如低盐度水驱的增强采油技术之后确定地层的残余油饱和度，并可以基于结果，做出关于以下的判定：增强采油技术（诸如使用低盐度水的水驱）是否是值得做的。这些测试是耗费时间的，并且在油田开发的规划阶段期间常常无法得到结果，这意味着生产设施中可能尚未包括用于处理注入水所需的装备。而且，这些测试的耗时性质意味着注入水的组成常常对于储层而言不是最佳的，即，尚未针对储层岩石、地层水和原油的特性进行优化。

US2007/0009384涉及一种用于潜在催化剂的高吞吐量测试的设备，其适于利用多种分析方法，优选并行或快速相继地，来测试大量催化剂。这种设备具有反应器元件，其包括至少一个气体入口单元、多个反应室和至少一个约束单元。约束单元具有多个通道，其以这样的方式被布置，使得至少一个反应室与约束单元的至少一个通道直接接触。这种设备的优点是其允许迅速筛选潜在的催化剂。