深层稠油二氧化碳吞吐注入过程相态变化测试方法与流程

本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种深层稠油二氧化碳吞吐注入过程相态变化测试方法。

背景技术：

深层稠油油藏埋藏深、粘度高，造成流度低、油井量液低、注水压力高，常规水驱开发时如何提高采油速度和采收率是石油开采中备受关注的问题。现有技术中此类稠油降粘冷采已有以下专利文献予以批露。

中国专利cn201410049692，公告了一种超深层低渗稠油强化降粘方法，该方法向井筒中连续注入油溶性降粘剂、挤入液态二氧化碳，然后向井筒中连续注入高温防膨剂和蒸汽，开井生产，可以大幅度降低超深层低渗稠油油藏的原油粘度。

中国专利cn201210202121，公告了一种适用于中深层低渗透稠油油藏化学冷采方法，该方法选取中深层低渗透稠油油藏，交替注入微乳液降粘体系+液态二氧化碳，微乳液将原油剥离成表面亲水的油珠，稠油在体系水溶液表面自发扩散；二氧化碳具有降粘增能作用，并扩大微乳液降粘半径，通过协同作用，提高产量及采收率。

中国专利cn201210093291，公告了超临界二氧化碳钻井井筒内相态的控制装置，压力传感器、温度传感器和质量流量计安装在井筒入口和出口处，实时监测井口二氧化碳钻井液的温度和压力，通过工控机控制软件系统发出控制信号，对井口回压控制系统和热交换装置进行控制和实时调节，然后重新计算得到井底超临界二氧化碳钻井液的压力、温度，直到满足超临界态判别条件为止，进而保证在井底的二氧化碳钻井液始终处于超临界态状态。

中国专利cn201010255637，公告了超临界条件下井筒多相流动实验方法，涉及一种超临界条件下井筒多相流动实验方法。其技术方案是：由温度控制器控制温度达到要求时，用高压水泵、流量控制器来提供额定排量的高压流动液体，形成液体的实验循环；高压气体由高压气体压缩机、高压气罐、干燥器、气体流量控制器提供，流经气液两相混合器、高压井筒、回流管线、气液分离罐、形成循环；通过控制背压可实现井筒内保持额定压力，使气体在超临界条件下流动。进而可以研究临界和超临界条件下气体在井筒内的流动特性，建立井筒多相流动态力学模型及计算方法，预测井筒多相流压力，可实现高温高压临界或超临界条件下的井筒气液多相流现象的模拟实验。可为三高油气田 井筒压力预测技术、mpd技术和井控技术等提供技术支撑。

上述现有技术所公开的都是二氧化碳在热采、冷采方面提高稠油开发效果的方法，以及超临界二氧化碳钻井液相态控制和室内模拟装置，现有二氧化碳相态的测试方法，都是采用室内模拟装置测定二氧化碳的温度、压力变化，根据理论图版得出二氧化碳的相态，无法现场实际测量注入过程中的井筒内二氧化碳相态变化，为此我们发明了深层稠油二氧化碳吞吐注入过程相态变化的测试方法，解决了以上技术问题。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种优化设计注入速度和压力等参数，确保达到超临界状态进入油层，提高稠油二氧化碳吞吐井的扩散波及能力和降粘效果的深层稠油二氧化碳吞吐注入过程相态变化测试方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：深层稠油二氧化碳吞吐注入过程相态变化测试方法，该深层稠油二氧化碳吞吐注入过程相态变化测试方法包括：步骤1，选取深层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、管柱中部和油层位置安装短接式存储温度压力计；步骤2，按一定注入速度段塞式注入降粘剂和二氧化碳，然后焖井，测定注入和焖井过程管柱内二氧化碳的温度压力；步骤3，焖井结束，起出二氧化碳注入管柱和短接式存储温度压力计，读取温度压力数据；步骤4，根据二氧化碳随温度、压力变化的相变理论图版，得出注入过程井筒内二氧化碳的沿程相态变化。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

该深层稠油二氧化碳吞吐注入过程相态变化测试方法还包括在步骤4之后，下采油泵生产管柱，采油生产。

在步骤1中，选取油层深度≥2000m，渗透率≥50×10^-3um²，油层总厚度≥3.0m，净总厚度比≥0.3的深层稠油油藏，进行二氧化碳复合降粘剂吞吐，在二氧化碳注入管柱的井口下面、管柱中部和油层位置安装短接式存储温度压力计。

在步骤1中，在二氧化碳注入管柱的井口下面400m、管柱中部1300m和油层位置2241m处安装3个短接式存储温度压力计，设定测量点间隔时间600s，并打开测试开关。

在步骤2中，设计段塞式交替注入质量浓度0.06％的水溶性自扩散降粘剂溶液600t和液态二氧化碳150t进行复合吞吐，具体段塞为依次注入降粘剂溶液150t、液态二氧化碳50t、降粘剂溶液150t、液态二氧化碳50t、降粘剂溶液150t、液态二氧化碳50t和降粘剂溶液150t，用柱塞泵按照12t/h的注入速度注入，然后焖井7天；存储温度压力计按600s时间间隔，自动记录注入过程和焖井时井筒内降粘剂溶液和二氧化碳的温度压力变化。

在步骤4中，通过优化注入速度，确保二氧化碳进入油层时，温度大于31.2℃、压力大于7.28mpa，以达到超临界状态进入油层。

该深层稠油二氧化碳吞吐注入过程相态变化测试方法，靠注入管柱中安装的温度压力计实际测试二氧化碳注入过程的温度、压力变化，得出二氧化碳的沿程相态变化，优化设计注入速度和压力等参数，确保达到超临界状态进入油层，提高稠油二氧化碳吞吐井的扩散波及能力和降粘效果。本发明具有以下特点：

①与深层稠油二氧化碳强化蒸汽热采或强化降粘剂冷采方法不同，他们是利用二氧化碳在稠油中溶解降粘的特点，提高蒸汽和冷采降粘剂的降粘效果；而本发明深层稠油二氧化碳吞吐注入过程相态变化的测试方法，是靠测试二氧化碳的沿程相态变化，优化注入速度和压力，确保二氧化碳达到超临界状态进入油层，发挥该状态下其密度近于液体，粘度近于气体，扩散系数为液体的100倍，溶解原油降粘的能力极具增大的特点，显著提高稠油的降粘和增油效果；

②与超临界二氧化碳钻井井筒内相态的控制装置不同，它的压力传感器和温度传感器安装在井筒入口和出口处，计算得到井底超临界二氧化碳钻井液的压力、温度；而本发明的深层稠油二氧化碳吞吐注入过程相态变化的测试方法，是靠安装在二氧化碳注入管柱的井口下面、管柱中部和油层位置的温度压力计，实际测试井筒沿程温度压力变化，得出二氧化碳的相态变化；

③与超临界二氧化碳井筒多相流动实验方法和模拟试验装置不同，他们是室内模拟和测试的二氧化碳超临界条件下流动试验状态；而本发明是实际测试现场深层稠油二氧化碳降粘吞吐井的井筒内二氧化碳沿程相态。

附图说明

图1为本发明的深层稠油二氧化碳吞吐注入过程相态变化测试方法的一具体实施例的流程图；

图2为本发明的一具体实施例中一口深层稠油二氧化碳吞吐井注入管柱图；

图3为本发明的一具体实施例中短接式存储温度压力计示意图；

图4为本发明的一具体实施例中一口深层稠油吞吐井注入井筒不同位置的二氧化碳温度压力数据曲线图；

图5为本发明的一具体实施例中二氧化碳随温度、压力变化的相变理论图；

图6为本发明的一具体实施例中一定注入速度下二氧化碳随井深相态变化图；

图7为本发明的一具体实施例中一口深层稠油二氧化碳吞吐井完井管柱图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。

如图1所示，图1为本发明的深层稠油二氧化碳吞吐注入过程相态变化测试方法的流程图。

在步骤101，选取深层稠油二氧化碳降粘吞吐井，在注入管柱的井口下面、管柱中部和油层位置安装短接式存储温度压力计。流程进入步骤102。

在步骤102，按一定注入速度段塞式注入降粘剂和二氧化碳，然后焖井，测定注入和焖井过程管柱内二氧化碳的温度压力。流程进入步骤103。

在步骤103，焖井结束，起出二氧化碳注入管柱和短接式存储温度压力计，读取温度压力数据。流程进入步骤104。

在步骤104，根据二氧化碳随温度、压力变化的相变理论图版，得出注入过程井筒内二氧化碳的沿程相态变化。流程进入步骤105。

在步骤105，下采油泵生产管柱，采油生产。

在应用本发明的一具体实施例中，包括了以下步骤：

在步骤1，选取深层稠油二氧化碳降粘吞吐井，在注入管柱的井口下面、管柱中部和油层位置安装短接式存储温度压力计。选取油层深度≥2000m，渗透率≥50×10^-3um²，油层总厚度≥3.0m，净总厚度比≥0.3的深层稠油油藏，进行二氧化碳复合降粘剂吞吐，下入如图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)和油层位置(2241m)处安装3个短接式存储温度压力计，如图3所示，主要由温差测量段1、压力测量段2、接线腔3、电子电路4、磁定位器5、电池6、绝热瓶7和承压外壳8组成。其中温差测量段1为电子温度计用于测量管柱内温度、测量范围-30℃～150℃、测量精度±0.5℃，压力测量段2为电子压力计用于测量管柱内压力、测量范围0～60mpa、测量精度±0.1mpa，接线腔3为电子温压计和压力计的接线，电子电路4为温度和压力的数据存储器、最大测点数150万组，磁定位器5是定位下入位置，电池6为电子温度计、电子压力计和数据存储器提供电源、最长测量时间300天，绝热瓶7为电池隔热保证测量时间，承压外壳8为短接式存储温度压力计提供承压保护。根据步骤101下入的短接式存储温度压力计，设定测量点间隔时间600s，并打开测试开关。

在步骤2，按一定注入速度段塞式注入降粘剂和二氧化碳，然后焖井，测定注入和焖井过程管柱内二氧化碳的温度压力。设计段塞式交替注入质量浓度0.06％的水溶性自扩散 降粘剂溶液600t和液态二氧化碳150t进行复合吞吐，具体段塞为依次注入降粘剂溶液150t、液态二氧化碳50t、降粘剂溶液150t、液态二氧化碳50t、降粘剂溶液150t、液态二氧化碳50t和降粘剂溶液150t，用柱塞泵按照12t/h的注入速度注入，然后焖井7天；存储温度压力计按600s时间间隔，自动记录注入过程和焖井时井筒内降粘剂溶液和二氧化碳的温度压力变化。

在步骤3，焖井结束，起出二氧化碳注入管柱和短接式存储温度压力计，读取温度压力数据。起出二氧化碳注入管柱和短接式存储温度压力计，读取温度压力数据如图4所示。

在步骤4，根据二氧化碳随温度、压力变化的相变理论图版，得出注入过程井筒内二氧化碳的沿程相态变化。根据copyright@1999chemicalogiccorporationdrawwithco2tabv1.0的二氧化碳随温度、压力变化的相变理论图版如图5所示，通过优化注入速度，确保二氧化碳进入油层时，温度大于31.2℃、压力大于7.28mpa，以达到超临界状态进入油层。存储式温度压力计显示，注入二氧化碳过程中：井口处-20℃、26mpa，二氧化碳为液态；井筒内400m处-10℃、27mpa，二氧化碳为液态；井筒内1300m处55℃、40mpa，二氧化碳为超临界状态；油层位置2241m处78℃、47mpa，二氧化碳为超临界状态；绘制注入管柱内二氧化碳随井深的相态变化曲线，如图6所示，井筒内压力随井深增加逐渐增大，且始终大于7.28mpa；井筒内温度随井深增加逐渐升高，当井深大于960m时，温度达到31.2℃，二氧化碳达到超临界状态，最终以超临界状态进入油层，其密度近于液体，粘度近于气体(0.02-0.08mpa.s)，扩散系数为液体的100倍，溶解原油的能力极具增大，显著提高稠油的降粘效果。

在步骤5，下采油泵生产管柱，采油生产。下入d44泵、泵挂1700m，如图7所示，采油生产。

在应用本发明的另一具体实施例中，在注入管柱的井口下面、管柱中部和油层位置安装短接式光线传输温度压力计，地面实时监测井筒内温度压力数据变化，调节注入速度，确保二氧化碳以温度大于31.2℃、压力大于7.28mpa的超临界状态进入油层。该方法可以直观、实时监测井筒内温度压力变化，但短接式光线传输温度压力计造价高、不经济。