一种多点测压长岩心深部调驱实验装置及方法，包括：天平、烧杯、岩心出口管线、计算机、信号线、压力传感器、岩心出口管线、长岩芯模型、中间管线、中间容器、泵出口管线、平流泵、进口管线、首级容器。其长岩芯模型为不锈钢圆管内装筛分的地层砂，按照地层孔隙度、渗透率等参数模拟油藏条件制成的岩心模型，上部设有6～8个压力传感器，通过信号线与计算机连接；首级容器通过进口管线与平流泵联接，平流泵由泵出口管线与两个中间容器并联，中间容器由中间管线与并联的两个长岩芯模型进口连接，两个岩心出口管线分别插入两个放在天平的烧杯内。本发明专利技术为油藏深部调剖堵水技术研究提供了室内研究装置及方法，为油田现场试验提供了一定的理论依据。
【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及石油开采领域，研究油田开发过程中油藏调剖、堵水、注聚、提高采收率技术的装置和方法，具体而言是一种。
技术介绍
随着油田的不断开发，油藏非均质情况越来越严重，吸水剖面非常不均匀，严重影响驱效率。如何提高含水期的采收率是石油界普遍关注的问题。长期以来，调剖堵水技术一直是提高油田高含水期采收率的主要手段之一。但近年来，调剖堵水措施效果有下降的趋势，且注聚区易出现聚合物窜流到油井的现象。目前研究只是停留在常规调剖堵水基础上，进行普通短岩心、小模型实验。许多专家认为，目前我国高含水期油田提高采收率工作，仍然以扩大波及体积为主。根据油田深部堵调、大剂量调剖工艺技术研究的需求，进行多点测压长岩心深部调驱研究是非常必要的。
技术实现思路
本专利技术的目的就是针对上述不足之处，设计了。本专利技术的技术方案是通过以下方式实现的 本专利技术包括天平、烧杯、岩心出口管线、计算机、信号线、压力传感器、岩心出口管线、长岩芯模型、中间管线、中间容器、泵出口管线、平流泵、进口管线、首级容器。其中的长岩芯模型不锈钢圆管内装筛分的地层砂，按照地层孔隙度、渗透率等参数模拟油藏条件制成的岩心模型，上部设有6 8个压力传感器，通过信号线与计算机连接；首级容器通过进口管线与平流泵联接，平流泵由泵出口管线与两个中间容器并联，中间容器由中间管线与并联的两个长岩芯模型进口连接，两个岩心出口管线分别插入两个放在天平的烧杯内。上述，其评价深部调剖剂在长岩心中的深部调剖性能的方法是首先，将长岩芯模型放置于高性能导热油浴中，利用导热油加热，温控系统控制温度，油浴体系温度稳定，达到模拟地层温度。其次，打开压力采集软件，启动平流泵，以一定流速向岩芯中注入水，当第一测压点压力稳定超过半小时后，计算出岩芯的渗透率大小。第三，注入一定PV数量的深部调驱剂溶液，再注入一定PV数量的水，通过不同测压点压力曲线的变化来判断深部调驱剂在岩芯中的位置、封堵、运移情况。通过前后渗透率的大小，按常规方法计算出深部调驱剂对岩芯的封堵效率大小。第四，当测堵水效果时，则测完渗透率后，注入设计量的深部调驱剂，注入一定量的顶替液，密封后，在设定恒温条件下恒温一定时间，反向注水，测定各测压点压力大小及最终封堵效率大小。上述，其评价深部调剖剂在长岩心中的提高采收率的方法是首先，根据具体情况选用单长岩芯模型或双长岩芯模型来进行，将长岩芯模型加热，方法同上。第二，打开压力采集软件，启动平流泵，以一定流速向岩芯中注入水，当第一测压点压力稳定超过半小时后，计算出岩芯的渗透率大小。等岩心参数合格后，再注入饱和原油(饱和油时必须单根饱和、饱和后在地层温度下至少老化24小时)。第三，然后进行水驱至采出液含水98%，注入一定PV数的深部调驱剂溶液(需要成胶的深部调驱剂须恒温一段时间后再水驱)，再水驱至含水98%，人工收集产出液，待油水离心分离后，读取油水含量，以确定最终深部调驱剂的提高采收率值。上述中的平流泵流量范围O. 01 40ml/mino本专利技术的有益效果是为油藏深部调剖堵水技术研究提供了一种易于实施的室内研究装置和方法，使得不同种类深部调驱剂之间有了共同的标准进行比较，可以在室内筛选出与相应地质条件的地层相匹配的深部调驱剂进行试验，从而为油田现场试验数据确定提供了一定的理论依据。附图说明 图I-本专利技术结构示意图。图2-本专利技术工艺流程原理框图。附图中，I.天平，2.烧杯，3.岩心出口管线，4.计算机，5.信号线，6.压力传感器，7.长岩芯模型，8.中间管线，9.中间容器，10.泵出口管线，11.平流泵，12.进口管线13.首级容器。具体实施例方式 为进一步公开本专利技术的技术方案，下面结合附图做进一步说明 ，由天平I、烧杯2、岩心出口管线3、计算机4、信号线5、压力传感器6、岩心出口管线3、长岩芯模型7、中间管线8、中间容器9、泵出口管线10、平流泵11、进口管线12、首级容器13组成。其长岩芯模型7不锈钢圆管内装筛分的地层砂，按照地层孔隙度、渗透率等参数模拟油藏条件制成的岩心模型，上部设有8个压力传感器6，通过信号线5与计算机4连接；首级容器13通过进口管线12与平流泵11联接，平流泵11由泵出口管线10与两个中间容器9并联，中间容器9由中间管线8与并联的两个长岩芯模型7进口连接，两个岩心出口管线3分别插入两个放在天平I的烧杯2内。实施例深部调驱剂复合体系-乳液微球/羧酸盐复合体系在长管岩芯中提高采收率性能评价 用50 80目和80 100目的地层砂按一定比例混合后，加入适量的地层水，搅拌均勻后，填充具有8个测压点的长岩芯模型,长岩芯模型直径35mm,长1500mm,水测渗透率,选取渗透率级差约为I :3 (高渗渗透率3. 4 μ m2、低渗渗透率I. I μ m2)的两根长岩芯模型进行驱油实验。将长岩芯模型按正韵律模式置于恒温油浴中热透，启动平流泵2ml/min按常规方法对岩心先注入一定量油田矿化水；使用氮气瓶作为动力源，对单个岩心分别进行饱和油，在系统压力允许的情况下，尽量大的排量饱和原油，以达到较高的原始含油饱和度；在65°C下恒温至少老化24小时，然后用2ml/min进行水驱，用带刻度试管每隔5min收集高、低渗岩芯管的采出液，至采出液总含水98%，注入O. 3PV数量的HPAM，再水驱至采出液总含水98%，再注入O. 3PV数量的乳液微球/羧酸盐复合体系，再水驱至采出液总含水98%;实验收集全过程采出液、离心分离、并分析油水含量，计算实验过程中各步骤的采收率值。确定最终两种驱替方式提高采收率的多少。实验结果表明，高渗岩芯水驱采收率为39. 81%,聚合物驱提高采收率13. 94%，乳液微球/羧酸盐复合体系继续提高采收率5. 48% ;低渗岩芯水驱采收率为19. 99 %，聚合物驱提高采收率6.5%，乳液微球/羧酸盐复合体系继续提高采收率15. 13% ;并联岩心综合水驱采收率为28. 82%，聚合物驱提高采收率9. 86%,乳液微球/羧酸盐复合体系继续提高采收率10. 13%，总采收率48. 84%。分流实验结果表明，分流率曲线高渗岩芯水驱分流率约80 %，聚合物驱分流率约25 %，乳液微球/羧酸盐复 合体系继续驱分流率约20%，最终转后续水驱后分流率约为55% ;低渗岩芯水驱分流率约20 %，聚合物驱分流率约75 %，乳液微球/羧酸盐复合体系继续驱分流率约80 %，最终转后续水驱后分流率约为45%。由此可见，乳液微球/羧酸盐体系可以有效地封堵高渗透岩心，明显改善并联岩心的吸水剖面，有效提高了原油采收率。本文档来自技高网...
【技术保护点】
【技术特征摘要】
1.一种多点测压长岩心深部调驱实验装置及方法，包括天平(I)、烧杯(2)、岩心出口管线(3)、计算机(4)、信号线(5)、压力传感器(6)、岩心出口管线(3)、长岩芯模型(7)、中间管线(8)、中间容器(9)、泵出口管线(10)、平流泵(11)、进口管线(12)、首级容器(13)；其特征是所述的多点测压长岩心深部调驱实验装置及方法中的长岩芯模型(7)为不锈钢圆管内装筛分的地层砂，按照地层孔隙度、渗透率等参数模拟油藏条件制成的岩心模型，上部设有6 8个压力传感器(6)，通过信号线(5)与计算机(4)连接；首级容器(13)通过进口管线(12)与平流泵(11)联接，平流泵(11)由泵出口管线(10)与两个中间容器(9)并联，中间容器(9)由中间管线(8)与并联的两个长岩芯模型(7)进口连接，两个岩心出口管线(3)分别插入两个放在天平(I)的烧杯(2)内。2.根据权利要求I所述的多点测压长岩心深部调驱实验装置及方法，其评价深部调剖剂在长岩心中的深部调剖性能的方法是首先，将长岩芯模型(7)放置于高性能导热油浴中，利用导热油加热，温控系统控制温度，油浴体系温度稳定，达到模拟地层温度； 其次，打开压力采集软件，启动平流泵(11)，以一定流速向岩芯中注入水，当第一测压点压力稳定超过半...
【专利技术属性】
技术研发人员：张岩，郑铎，姜娜，许浩伟，赵云献，李楠，王勇，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司孤岛采油厂，
类型：发明
国别省市：
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