CN116539815B - 适用于油气藏工作液评价与优选的装置与方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种适用于油气藏工作液评价与优选的装置与方法，该方法包括：流体注入系统、抽真空系统、在线测试系统及计量系统，所述流体注入系统、抽真空系统及计量系统分别连接所述在线测试系统。本发明提供的适用于油气藏工作液评价与优选的装置与方法，结构简单，连接、操作方便，实验过程更加贴近现场实际，且避免了速敏对实验结果的影响，提高了工作液评价与优选的准确性。

Description

适用于油气藏工作液评价与优选的装置与方法

技术领域

本发明涉及油气开发实验技术领域，具体涉及一种适用于油气藏工作液评价与优选的实验方法及装置。

背景技术

在油气田勘探开发过程中的各个施工工艺环节钻井、固井、完井、射孔、修井、注水、酸化、压裂直到三次采油，储层都涉及到注工作液，包括钻井液、完井液、射孔液、酸化液、注入水、压井液、压裂液等。工作液进入储层时如果与储层矿物或流体不匹配，会发生各种物理、化学作用，导致储层受到损害，影响开采效率。

国内工作液损害评价主要采用行标SY/T5358-2010，而现有的行业标准主要适用于渗透率大于1mD的岩石样品，低渗储层孔隙结构复杂，其难以评价致密储层损害，且其只能从渗透率这一单一指标进行评价优选，测试渗透率时等待流体稳定流动时间过久，实验过程简化后无法模拟井下实际工况下工作液对储层的损害过程，导致了测量误差大、时间成本高、对实验仪器的要求高等问题，从而影响实验的准确性。因此，设计一种适用于油气藏工作液评价与优选的装置与方法是十分必要的。

发明内容

本发明的目的是提供一种适用于油气藏工作液评价与优选的装置与方法，该装置结构简单，连接、操作方便，实验过程更加贴近现场实际，且避免了速敏对实验结果的影响，提高了工作液评价与优选的准确性。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种适用于油气藏工作液评价与优选的装置，包括：流体注入系统、抽真空系统、在线测试系统及计量系统，所述流体注入系统、抽真空系统及计量系统分别连接所述在线测试系统；

所述在线测试系统包括核磁在线检测仪、夹持器、围压系统、第一压力传感器、第二压力传感器、第一六通阀、第二六通阀、回压阀、回压自动跟踪泵及数据采集系统，所述核磁在线检测仪内设置所述夹持器，所述夹持器中部连接所述围压系统，所述夹持器两端连接所述第一六通阀及第二六通阀，所述第一六通阀分别连接所述流体注入系统、抽真空系统、第一压力传感器及第二六通阀，所述第二六通阀分别连接所述抽真空系统、回压阀、回压自动跟踪泵及第二压力传感器，所述回压自动跟踪泵连接所述回压阀，所述回压阀连接所述计量系统，所述第一压力传感器、第二压力传感器、核磁在线检测仪及计量系统分别连接所述数据采集系统。

可选的，所述流体注入系统包括恒速恒压泵、第一四通接头、第二四通接头、第一控制阀、第二控制阀、第三控制阀、第四控制阀、第五控制阀、第六控制阀、注入体系中间容器、锰水中间容器及油气中间容器，所述恒速恒压泵连接所述第一四通接头，所述第一四通接头分别连接所述第一控制阀、第二控制阀及第三控制阀，所述第一控制阀连接所述注入体系中间容器，所述第二控制阀连接所述锰水中间容器，所述第三控制阀连接所述油气中间容器，所述注入体系中间容器连接所述第四控制阀，所述锰水中间容器连接所述第五控制阀，所述油气中间容器连接所述第六控制阀，所述第四控制阀、第五控制阀及第六控制阀分别连接所述第二四通接头，所述第二四通接头连接所述第一六通阀。

可选的，所述抽真空系统包括真空压力计、第三四通接头、干燥管及真空泵，所述真空泵连接所述干燥管，所述干燥管连接所述第三四通接头，所述第三四通接头分别连接所述第一六通阀、第二六通阀及真空压力计。

可选的，所述计量系统包括油水分离器及气体流量计，所述油水分离器由带胶塞的试管和玻璃瓶组成，所述试管直立固定在所述玻璃瓶底部，所述试管连接所述回压泵，所述玻璃瓶连接所述气体流量计，所述气体流量计连接所述数据采集系统。

一种适用于油气藏工作液评价与优选的方法，应用于上述任一所述的适用于油气藏工作液评价与优选的装置，其特征在于，包括如下步骤：

步骤1：选取目标储层岩石，将选取的储层岩石加工成标准柱塞样品，并对加工后的柱塞样品进行预处理，将预处理后的柱塞样品设置在夹持器的内部，配制实验所需流体；

步骤2：将岩心抽真空加压饱和锰水，然后加压驱替饱和油，建立束缚水饱和油状态，计算含油气饱和度，测量初始核磁共振T2图谱，获得岩心有效孔隙度，通过岩心有效孔隙度计算渗透率；

步骤3：模拟地层温压条件，增压注入工作液并闷井老化，给定生产压差生产，记录出油气量和出液量，测量生产结束后的核磁共振T2图谱；

步骤4：重复加压驱替饱和原油，饱和完全后进行末次核磁扫描T2图谱，再次计算核磁渗透率；

步骤5：更换平行样，进行不同配方工作液重复试验，根据核磁T2图谱对比评价工作液损害程度，以驱油效率为标准，优选工作液。

可选的，步骤1中，选取目标储层岩石，将选取的储层岩石加工成标准柱塞样品，并对加工后的柱塞样品进行预处理，将预处理后的柱塞样品设置在夹持器的内部，配制实验所需流体，具体为：选取实验所需岩块，并钻取直径为25mm岩心柱平行样若干块，将岩样烘干至恒重，取出岩心，放置冷却器中，冷却至室温，测试岩心长度和直径待用，配置实验所需工作液。

可选的，步骤2中，将岩心抽真空加压饱和锰水，然后加压驱替饱和油，建立束缚水饱和油状态，计算岩心孔隙体积和含油气饱和度，测量初始核磁共振T2图谱，具体为：

步骤201：将岩心放入夹持器中，给夹持器施加一定的围压，将岩心抽真空，抽真空结束后将围压提升至上覆岩层压力P_围，并以储层实际压力P加压饱和锰水，待饱和完全后泄压，再以逐级升压方式加压驱替饱和原油气，直至出口端不再出水达到束缚水饱和油气状态，记录注入量V₁和排液量V₂，计算含油气饱和度；

步骤202：根据地层温度压力，将回压提升至储层压力P，注油气增压将测试系统升至地层温压条件，等待系统稳定，测量核磁共振T2图谱，计算岩心有效孔隙度和渗透率。

可选的，步骤3中，模拟地层温压条件，增压注入工作液并闷井老化，给定生产压差生产，记录出油气量和出液量，测量生产结束后的核磁共振T2图谱，具体为：

步骤301：参考现场实际注入压力P₁，从岩心一端恒压注入工作液，同时提升回压压力为P+P₁，至岩心两端压力P+P₁稳定时，关闭夹持器入口阀门焖井12h，设定回压自动跟踪泵压差为生产压差，逐渐降低回压，直至达到废弃压力停止生产，计量系统计量不同时刻出油量、出气量和出液量；

步骤302：待生产结束后，进行核磁扫描，测试核磁共振T2图谱，泄压。

岩心的核磁渗透率及岩心核磁渗透率的变化率采用核磁共振岩心分析及测井领域的SDR模型计算，公式为：

其中，K_NMR为核磁渗透率，T_2g为弛豫时间的几何平均值，φ为岩心有效孔隙度，Ai为第i点的幅值，为T₂-幅值坐标系中第i个弛豫时间；

工作液与岩心接触导致的岩心核磁渗透率的变化率，公式为：

其中，D代表岩心核磁渗透率的变化率，K_NMR0代表岩心在初始饱和后时核磁渗透率，K_NMR1代表岩心在生产结束后重复加压驱替饱和的核磁渗透率。

根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：本发明提供的适用于油气藏工作液评价与优选的装置与方法，适用于各类渗透率级别的储层评价，弥补了现行的储层工作液评价方法的不足；实验过程设计了更加贴近现场实际的条件，能够模拟实际工况下工作液对储层的损害机理及过程；本发明在评价储层损害的同时考虑了工作液驱油效率，提高了评价及优选的准确性；在模拟工作液施工吞吐过程中可以分析不同油水分布特征，不同孔喉动用程度及流体赋存情况，为后续开发工作提供理论支撑；针对低渗储层大大缩短了测试时间，提高了实验效率；工作液评价实验过程中消除了因速敏产生的储层敏感性耦合效应的发生。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例结构示意图；

图2为本发明实施例方法流程图；

图3为本发明实施例使用两种配方的驱油效率结果图；

图4为本发明实施例中使用配方1工作液的核磁共振T2图谱；

图5为本发明实施例中使用配方2工作液的核磁共振T2图谱；

图6为本发明实施例使用两种配方注剂前后渗透率比值对比图。

附图标记：:1、注入体系中间容器；2、锰水中间容器；3、油气中间容器；4、第二四通接头；5、第四控制阀；6、第五控制阀；7、第六控制阀；8、第一控制阀；9、第二控制阀；10、第三控制阀；11、第一四通接头；12、恒速恒压泵；13、第一压力传感器；14、第一六通阀；15、核磁在线检测仪；16、夹持器；17、围压系统；18、真空压力计；19、第三四通接头；20、干燥管；21、真空泵；22、第二压力传感器；23、第二六通阀；24、回压阀；25、数据采集系统；26、回压自动跟踪泵；27、试管；28、玻璃瓶；29、油气水分离器；30、气体流量计。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明的目的是提供一种适用于油气藏工作液评价与优选的装置与方法，结构简单，连接、操作方便，实验过程更加贴近现场实际，且避免了速敏对实验结果的影响，提高了工作液评价与优选的准确性。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

如图1所示，一种适用于油气藏工作液评价与优选的装置，包括：流体注入系统、抽真空系统、在线测试系统及计量系统，所述流体注入系统、抽真空系统及计量系统分别连接所述在线测试系统；

所述在线测试系统包括核磁在线检测仪15、夹持器16、围压系统17、第一压力传感器13、第二压力传感器22、第一六通阀14、第二六通阀23、回压阀24、回压自动跟踪泵26及数据采集系统25，所述核磁在线检测仪15内设置所述夹持器16，所述夹持器16中部连接所述围压系统17，所述夹持器16两端连接所述第一六通阀14及第二六通阀23，所述第一六通阀14分别连接所述流体注入系统、抽真空系统、第一压力传感器13及第二六通阀23，所述第二六通阀23分别连接所述抽真空系统、回压阀24、回压自动跟踪泵26及第二压力传感器22，所述回压自动跟踪泵26连接所述回压阀24，所述回压阀24连接所述计量系统，所述第一压力传感器13、第二压力传感器22、核磁在线检测仪15及计量系统分别连接所述数据采集系统25。所述核磁在线检测仪15耐高温高压，所述围压系统17具有加热功能，所述围压系统17中围压泵所用液体为氟油，所述的回压自动跟踪泵26跟踪压力是根据储层实际生产压差确定。

所述流体注入系统包括恒速恒压泵12、第一四通接头11、第二四通接头4、第一控制阀8、第二控制阀9、第三控制阀10、第四控制阀5、第五控制阀6、第六控制阀7、注入体系中间容器1、锰水中间容器2及油气中间容器3，所述恒速恒压泵12连接所述第一四通接头11，所述第一四通接头11分别连接所述第一控制阀8、第二控制阀9及第三控制阀10，所述第一控制阀8连接所述注入体系中间容器1，所述第二控制阀9连接所述锰水中间容器2，所述第三控制阀10连接所述油气中间容器3，所述注入体系中间容器1连接所述第四控制阀5，所述锰水中间容器2连接所述第五控制阀6，所述油气中间容器3连接所述第六控制阀7，所述第四控制阀5、第五控制阀6及第六控制阀7分别连接所述第二四通接头4，所述第二四通接头4连接所述第一六通阀14。

所述抽真空系统包括真空压力计18、第三四通接头19、干燥管20及真空泵21，所述真空泵21连接所述干燥管20，所述干燥管20连接所述第三四通接头19，所述第三四通接头19分别连接所述第一六通阀14、第二六通阀23及真空压力计18。

所述计量系统包括油水分离器及气体流量计30，所述油水分离器由带胶塞的试管27和玻璃瓶28组成，所述试管27直立固定在所述玻璃瓶28底部，所述试管27连接所述回压泵，所述玻璃瓶28连接所述气体流量计30，所述气体流量计30连接所述数据采集系统25。所述试管27带有胶塞和刻度，所述玻璃瓶28带有胶塞，玻璃瓶28体积不易过大，避免气体计量发生延迟。

如图2所示，一种适用于油气藏工作液评价与优选的方法，应用于上述任一所述的适用于油气藏工作液评价与优选的装置，包括如下步骤：

步骤1：选取目标储层岩石，将选取的储层岩石加工成标准柱塞样品，并对加工后的柱塞样品进行预处理，将预处理后的柱塞样品设置在夹持器16的内部，配制实验所需流体；

步骤2：将岩心抽真空加压饱和锰水，然后加压驱替饱和油，建立束缚水饱和油状态，计算含油气饱和度，测量初始核磁共振T2图谱，获得岩心有效孔隙度，通过岩心有效孔隙度计算渗透率；

步骤3：模拟地层温压条件，增压注入工作液并闷井老化，给定生产压差生产，记录出油气量和出液量，测量生产结束后的核磁共振T2图谱；

步骤4：重复加压驱替饱和原油，饱和完全后进行末次核磁扫描T2图谱，再次计算核磁渗透率；

步骤5：更换平行样，进行不同配方工作液重复试验，根据核磁T2图谱对比评价工作液损害程度，以驱油效率为标准，优选工作液。

步骤1中，选取目标储层岩石，将选取的储层岩石加工成标准柱塞样品，并对加工后的柱塞样品进行预处理，将预处理后的柱塞样品设置在夹持器16的内部，配制实验所需流体，具体为：选取实验所需岩块，并钻取直径为25mm岩心柱平行样若干块，将岩样烘干至恒重，取出岩心，放置冷却器中，冷却至室温，测试岩心长度和直径待用，配置实验所需工作液。

步骤2中，将岩心抽真空加压饱和锰水，然后加压驱替饱和油，建立束缚水饱和油状态，计算岩心孔隙体积和含油气饱和度，测量初始核磁共振T2图谱，具体为：

步骤201：将岩心放入夹持器16中，给夹持器16施加一定的围压，将岩心抽真空，抽真空结束后将围压提升至上覆岩层压力P_围，并以储层实际压力P加压饱和锰水，待饱和完全后泄压，再以逐级升压方式加压驱替饱和原油气，直至出口端不再出水达到束缚水饱和油气状态，记录注入量V₁和排液量V₂，计算含油气饱和度；

步骤202：根据地层温度压力，将回压提升至储层压力P，注油气增压将测试系统升至地层温压条件，等待系统稳定，测量核磁共振T2图谱，计算岩心有效孔隙度和渗透率。

步骤3中，模拟地层温压条件，增压注入工作液并闷井老化，给定生产压差生产，记录出油气量和出液量，测量生产结束后的核磁共振T2图谱，具体为：

步骤301：参考现场实际注入压力P₁，从岩心一端恒压注入工作液，同时提升回压压力为P+P₁，至岩心两端压力P+P₁稳定时，关闭夹持器16入口阀门焖井12h，设定回压自动跟踪泵26压差为生产压差，逐渐降低回压，直至达到废弃压力停止生产，计量系统计量不同时刻出油量、出气量和出液量；

步骤302：待生产结束后，进行核磁扫描，测试核磁共振T2图谱，泄压。

岩心的核磁渗透率及岩心核磁渗透率的变化率采用核磁共振岩心分析及测井领域的SDR模型计算，公式为：

其中，K_NMR为核磁渗透率，T_2g为弛豫时间的几何平均值，φ为岩心有效孔隙度，Ai为第i点的幅值，为T₂-幅值坐标系中第i个弛豫时间；

工作液与岩心接触导致的岩心核磁渗透率的变化率，公式为：

其中，D代表岩心核磁渗透率的变化率，K_NMR0代表岩心在初始饱和后时核磁渗透率，K_NMR1代表岩心在生产结束后重复加压驱替饱和的核磁渗透率。

利用核磁共振反演的T2图谱，T2曲线分布的积分面积可以视为核磁孔隙度，该步骤模拟储层实际的饱和油束缚水状态，由于用的氯化锰溶液不会被采集到氢信号，只能采集到储层孔隙中油的信号，核磁的有效孔隙度为束缚流体孔隙度+可动流体孔隙度，束缚水不可动且核磁采集不到，所以可动流体孔隙度为储层有效孔隙度。

针对上述技术方案，本发明的实施例提供以下实验步骤：

步骤1：选取致密砂岩岩块，并钻取直径为25mm，高度为50mm岩心柱平行样若干块，洗油后将岩样心在100℃条件下烘干至恒重，取出岩心，放置冷却器中，冷却至室温，测试岩心长度和直径待用，配置实验所需的配方1压裂液和配方2压裂液；

步骤2：将岩心放入夹持器16中，调节围压系统17，给岩心夹持器16施加一定的围压，开启真空泵21，打开第一六通阀14和第二六通阀23上与抽真空系统相连接的对应阀门将岩心抽真空，抽真空结束后关闭第一六通阀14和第二六通阀23上与抽真空系统相连接的对应阀门；

步骤3：调节围压系统17，将围压提升至上覆岩层压力P_围为30MP_a，关闭第一六通阀14和第二六通阀23上与抽真空系统相连接的对应阀门，打开与流体注入系统和夹持器16相连接的对应阀门，打开第二控制阀9和第五控制阀6，调节恒速恒压泵12，以储层实际压力P为20MPa从夹持器16两端加压饱和锰水12小时，待饱和完全后调节恒速恒压泵12将系统压力降为常压0MPa，关闭控制第二控制阀9和第五控制阀6，关闭第一六通阀14和第二六通阀23连接管路对应阀门；

步骤4：打开控制第三控制阀10和第六控制阀7，调节恒速恒压泵12，以逐级升压方式加压驱替饱和原油气，直至回压阀24出口端不再出水达到束缚水饱和油气状态，记录恒速恒压泵12注入量V₁和回压阀24出口端排液量V₂，计算含油气饱和度计算含油饱和度100*(V₁-V₂)/V₁；

步骤5：根据地层温度压力70℃，20MPa，调节回压自动跟踪泵26，将回压阀24压力提升至储层压力P为20MPa，调节恒速恒压泵12和围压系统17，注油气增压将在线测试系统升至地层温压条件，等待系统稳定，测量核磁共振T2图谱，计算岩心有效孔隙度和渗透率，通过计算获得初始渗透率0.0136mD；

步骤6：参考现场实际注入压力P₁为27MPa，关闭第三控制阀10和第六控制阀7，打开第一控制阀8和第四控制阀5，调节恒速恒压泵12，从夹持器16左端恒压27MPa注入配方1压裂液，同时提升回压阀24压力为P+P₁为27MPa，至岩心两端压力P+P₁稳定时，关闭夹持器16入口第一六通阀14上对应阀门，焖井12h；

步骤7：设定回压自动跟踪泵26:为跟踪模式，跟踪夹持器16出口端压力，跟踪压差为生产压差3MPa，逐渐降低回压开始生产，直至回压达到废弃压力10MPa停止生产，计量不同时刻油气水分离器29和气体流量计30的出油量、出气量和出液量；

步骤8：待生产结束后，进行核磁扫描，测试核磁共振T2图谱，将系统压力泄为常压状态；

步骤9：重复步骤:4重新加压驱替饱和原油气，饱和完全后进行核磁扫描T2图谱，计算岩石渗透率，为0.0104mD；

步骤10：更换平行样品进行配方2工作液评价实验，重复步骤1-9，测得平行样初始渗透率0.0139mD，反应后渗透率0.0109mD。

图3为使用两种配方的驱油效率结果图，图4为使用配方1工作液的核磁共振T2图谱，图5为使用配方2工作液的核磁共振T2图谱，图6为使用两种配方注剂前后渗透率比值对比图。

从驱油效率来看，驱油效率随着时间呈现出先增加后平缓的趋势，配方1压裂液驱油效率为10.56％远大于配方2的驱油效率7.39％；通过对比注剂前后的核磁共振T2谱可看出，两块岩心在相应压裂液配方下吞吐核磁共振T2图谱变化趋势基本相同，配方1对应样品吞吐过程采出的油较多，表现在核磁共振T2图谱下降幅度最大，这与驱油效率结果一致；通过对比注剂前后饱和油的核磁共振T2谱可看出，注剂后饱和油图谱曲线左移，且右侧峰值降低，说明储层发生损害，这与渗透率比值变化结果相同；若参考SY/T5358-2010评价标准来看，应优选配方2压裂液，但综合驱油效果评定，配方1压裂液更适用于该处储层。

参考标准中计算液测渗透率，低渗储层在计算渗透率时驱替稳定过程非常慢，本实验利用核磁计算渗透率不需要出口端的稳定过程，缩短测试时间。储层伤害评价中有速敏伤害，常规方法如果驱替速度给的过大，渗流过程会引起速敏，本方案在渗透率评价时采用饱和，利用核磁计算，不会引起速敏。

综合以上，本发明提供的适用于油气藏工作液评价与优选的装置与方法，适用于各类渗透率级别的储层评价，弥补了现行的储层工作液评价方法的不足；实验过程设计了更加贴近现场实际的条件，能够模拟实际工况下工作液对储层的损害机理及过程；本发明在评价储层损害的同时考虑了工作液驱油效率，提高了评价及优选的准确性；在模拟工作液施工吞吐过程中可以分析不同油水分布特征，不同孔喉动用程度及流体赋存情况，为后续开发工作提供理论支撑；针对低渗储层大大缩短了测试时间，提高了实验效率；工作液评价实验过程中消除了因速敏产生的储层敏感性耦合效应的发生。

本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (6)

1.一种适用于油气藏工作液评价与优选的装置的方法，其特征在于，采用适用于油气藏工作液评价与优选的装置，所述装置包括：流体注入系统、抽真空系统、在线测试系统及计量系统，所述流体注入系统、抽真空系统及计量系统分别连接所述在线测试系统；

所述在线测试系统包括核磁在线检测仪、夹持器、围压系统、第一压力传感器、第二压力传感器、第一六通阀、第二六通阀、回压阀、回压自动跟踪泵及数据采集系统，所述核磁在线检测仪内设置所述夹持器，所述夹持器中部连接所述围压系统，所述夹持器两端连接所述第一六通阀及第二六通阀，所述第一六通阀分别连接所述流体注入系统、抽真空系统、第一压力传感器及第二六通阀，所述第二六通阀分别连接所述抽真空系统、回压阀、回压自动跟踪泵及第二压力传感器，所述回压自动跟踪泵连接所述回压阀，所述回压阀连接所述计量系统，所述第一压力传感器、第二压力传感器、核磁在线检测仪及计量系统分别连接所述数据采集系统；

所述方法包括如下步骤：

步骤1：选取目标储层岩石，将选取的储层岩石加工成标准柱塞样品，并对加工后的柱塞样品进行预处理，将预处理后的柱塞样品设置在夹持器的内部，配制实验所需流体；

步骤2：将岩心抽真空加压饱和锰水，然后加压驱替饱和油，建立束缚水饱和油状态，计算含油气饱和度，测量初始核磁共振T2图谱，获得岩心有效孔隙度，通过岩心有效孔隙度计算渗透率；具体包括：

将岩心抽真空加压饱和锰水，然后加压驱替饱和油，建立束缚水饱和油状态，计算岩心孔隙体积和含油气饱和度，测量初始核磁共振T2图谱，具体为：

步骤201：将岩心放入夹持器中，给夹持器施加一定的围压，将岩心抽真空，抽真空结束后将围压提升至上覆岩层压力P_围，并以储层实际压力P加压饱和锰水，待饱和完全后泄压，再以逐级升压方式加压驱替饱和原油气，直至出口端不再出水达到束缚水饱和油气状态，记录注入量V₁和排液量V₂，计算含油气饱和度；

步骤202：根据地层温度压力，将回压提升至储层实际压力P，注油气增压将测试系统升至地层温压条件，等待系统稳定，测量核磁共振T2图谱，计算岩心有效孔隙度和渗透率；

步骤3：模拟地层温压条件，增压注入工作液并闷井老化，给定生产压差生产，记录出油气量和出液量，测量生产结束后的核磁共振T2图谱；具体包括：

模拟地层温压条件，增压注入工作液并闷井老化，给定生产压差生产，记录出油气量和出液量，测量生产结束后的核磁共振T2图谱，具体为：

步骤301：参考现场实际注入压力P₁，从岩心一端恒压注入工作液，同时提升回压压力为P+P₁，至岩心两端压力P+P₁稳定时，关闭夹持器入口阀门焖井12h，设定回压自动跟踪泵压差为生产压差，逐渐降低回压，直至达到废弃压力停止生产，计量系统计量不同时刻出油量、出气量和出液量；

步骤302：待生产结束后，进行核磁扫描，测试核磁共振T2图谱，泄压；

步骤4：重复加压驱替饱和原油，饱和完全后进行末次核磁扫描T2图谱，再次计算核磁渗透率；

步骤5：更换平行样，进行不同配方工作液重复试验，根据核磁T2图谱对比评价工作液损害程度，以驱油效率为标准，优选工作液。

2.根据权利要求1所述的适用于油气藏工作液评价与优选的装置的方法，其特征在于，所述流体注入系统包括恒速恒压泵、第一四通接头、第二四通接头、第一控制阀、第二控制阀、第三控制阀、第四控制阀、第五控制阀、第六控制阀、注入体系中间容器、锰水中间容器及油气中间容器，所述恒速恒压泵连接所述第一四通接头，所述第一四通接头分别连接所述第一控制阀、第二控制阀及第三控制阀，所述第一控制阀连接所述注入体系中间容器，所述第二控制阀连接所述锰水中间容器，所述第三控制阀连接所述油气中间容器，所述注入体系中间容器连接所述第四控制阀，所述锰水中间容器连接所述第五控制阀，所述油气中间容器连接所述第六控制阀，所述第四控制阀、第五控制阀及第六控制阀分别连接所述第二四通接头，所述第二四通接头连接所述第一六通阀。

3.根据权利要求1所述的适用于油气藏工作液评价与优选的装置的方法，其特征在于，所述抽真空系统包括真空压力计、第三四通接头、干燥管及真空泵，所述真空泵连接所述干燥管，所述干燥管连接所述第三四通接头，所述第三四通接头分别连接所述第一六通阀、第二六通阀及真空压力计。

4.根据权利要求1所述的适用于油气藏工作液评价与优选的装置的方法，其特征在于，所述计量系统包括油水分离器及气体流量计，所述油水分离器由带胶塞的试管和玻璃瓶组成，所述试管直立固定在所述玻璃瓶底部，所述试管连接所述回压泵，所述玻璃瓶连接所述气体流量计，所述气体流量计连接所述数据采集系统。

5.根据权利要求1所述的适用于油气藏工作液评价与优选的装置的方法，其特征在于，步骤1中，选取目标储层岩石，将选取的储层岩石加工成标准柱塞样品，并对加工后的柱塞样品进行预处理，将预处理后的柱塞样品设置在夹持器的内部，配制实验所需流体，具体为：选取实验所需岩块，并钻取直径为25mm岩心柱平行样若干块，将岩样烘干至恒重，取出岩心，放置冷却器中，冷却至室温，测试岩心长度和直径待用，配置实验所需工作液。

6.根据权利要求1所述的适用于油气藏工作液评价与优选的装置的方法，其特征在于，岩心的核磁渗透率及岩心核磁渗透率的变化率采用核磁共振岩心分析及测井领域的SDR模型计算，公式为：

；

其中，K_NMR为核磁渗透率，T_2g为弛豫时间的几何平均值，φ为岩心有效孔隙度，A_i为第i点的幅值，为T₂-幅值坐标系中第i个弛豫时间；

工作液与岩心接触导致的岩心核磁渗透率的变化率，公式为：

；

其中，D代表岩心核磁渗透率的变化率，K_NMR0代表岩心在初始饱和后时核磁渗透率，K_NMR1代表岩心在生产结束后重复加压驱替饱和的核磁渗透率。