[发明专利]一种低、特低渗透油藏CO2

权利要求书

1.一种低、特低渗透油藏CO₂驱最小混相压力的测定方法，包括以下步骤：

1）选取满足孔隙度和渗透率要求的低渗透、特低渗透均质岩心或者具有不同渗透率级差的非均质岩心作为室内测定低渗透、特低渗透油藏CO₂驱最小混相压力的物理模型岩心，并对物理模型岩心进行烘干，测量物理模型岩心的长宽高，计算物理模型岩心的视体积；其中，满足孔隙度和渗透率要求的低渗透、特低渗透均质岩心是指与目标区块油藏储层孔隙度和渗透率相同的人造岩心，要求岩心孔隙度在10%～20%之间，岩心渗透率在1×10^-3μm²～100×10^-3μm²之间，岩心长度为10～100cm；

2）对物理模型岩心进行防腐蚀处理；

3）对经过防腐蚀处理的物理模型岩心加环压和抽真空；

4）向物理模型岩心中注入饱和地层水，测量物理模型岩心的孔隙体积，并计算物理模型岩心的孔隙度；

5）将物理模型岩心加热至目标地层温度，保持恒温12小时以上，并水测渗透率；

6）设定物理模型岩心的出口压力和模拟油注入速度，向物理模型岩心中加回压恒速饱和模拟油；在饱和油的同时逐级增加环压，使得环压高于物理模型岩心内部压力2.5～3MPa；待物理模型岩心不再出水并恒定出油时，饱和油过程结束，记录饱和模拟油体积，并计算原始含油饱和度；

7）设定物理模型岩心出口压力和CO₂注入速度，向物理模型岩心中恒速注入CO₂，直至注入1.2倍孔隙体积的CO₂为止，记录驱替压力、出口端液体和气体体积，计算CO₂驱采收率；

8）更换相同渗透率的低渗透、特低渗透均质岩心或者相同渗透率级差的非均质岩心作为物理模型岩心，并逐渐增加物理模型岩心的出口压力，重复步骤1）～7），得到不同驱替压力及回压条件下CO₂驱的采收率；

9）绘制CO₂驱采收率与回压的关系曲线，并在采收率与回压关系曲线上寻找采收率的拐点，此拐点所对应的回压即为低渗透、特低渗透油藏CO₂驱的最小混相压力；

10）选取不同渗透率的低渗、特低渗透均质岩心以及不同渗透率级差的非均质岩心作为物理模型岩心，重复步骤1）～9）；

通过上述步骤1）至步骤10）得出以下实验结果：

①岩心渗透率的大小会影响CO₂与地层原油的动态混相；

②油藏储层的非均质性会影响CO₂与地层原油的动态混相。

2.如权利要求1所述的一种低、特低渗透油藏CO₂驱最小混相压力的测定方法，其特征在于，所述步骤2）中的防腐蚀处理是在物理模型岩心表面均匀涂抹环氧树脂涂层。

3.如权利要求1或2所述的一种低、特低渗透油藏CO₂驱最小混相压力的测定方法，其特征在于，所述步骤3）中加环压压力为5～6MPa；抽真空时间为8～12小时。

4.如权利要求1或2所述的一种低、特低渗透油藏CO₂驱最小混相压力的测定方法，其特征在于，直接利用目标区块油藏的井流物作为模拟油；或者，在无法获得井流物样品的情况下，根据目标区块油藏的井流物组成，配制能精确模拟目标区块油藏井流物组成的模拟油；

根据目标区块油藏的井流物组成配制模拟油，具体包括以下步骤：

①根据目标油田区块取样井的井流物组成，将目标区块油藏的脱水脱气原油以及烃类气体按照一定比例加入高温高压PVT装置，充分搅拌混合，配制成模拟油；

②采用高温高压PVT装置对模拟油进行高压物性分析，包括单次脱气实验、恒质膨胀实验和粘度测试实验，测得模拟油的粘度、密度和饱和压力，原油高压物性分析实验操作流程遵循行业标准SY/T 6481-2000；

③将地层原油与模拟油的粘度、密度和饱和压力数据进行对比分析，得到模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力误差；

④如果配制的模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力的误差精度均在5%范围以内，即认为模拟油精确模拟了目标区块取样井的井流物组成，误差精度满足要求；否则，重复步骤①～③。