大底水砂岩油藏开发物理模拟实验装置及其工作方法

摘要

本发明涉及油气田开发领域，尤其涉及大底水砂岩油藏开发物理模拟实验装置及其工作方法，模型本体用于构建油、水层，底水系统用于模拟底水能量，模型本体连接电阻率仪，电阻率仪与数据处理系统连接；注入系统与模型本体连接，向模型本体内注入水或增产措施用化学剂；开采系统与模型本体连接，用于控制开采压力及速度，数据处理系统还分别注入系统、开采系统连接，数据处理系统实时监测压力场及饱和度场变化，并控制开采系统。本发明能够模拟大底水砂岩油藏天然能量开采、注水开采及增产措施开采过程中的油水分布及压力分布，为研究大底水砂岩油藏的渗流规律及增产措施效果提供了可靠物理模拟模型及方法。

说明书

技术领域

本发明涉及油气田开发领域，尤其涉及大底水砂岩油藏开发物理模拟实验装置及其工作方法。

技术背景

底水砂岩油藏属于较为常见类型油藏，投产后易发生底水锥进或脊进，造成短时间高含水，油藏储量动用程度低、开发效果差。为了研究底水油藏剩余油分布及增产措施情况，室内物理模拟实验必不可少，对决定最佳注采模式、调驱剂注入相对位置、调驱剂注入量等具有重要的作用。近年来，大底水砂岩油藏开发物理模型及模拟方法研究较多，但是存在以下不足：(1)多以二维可视化平板为主，不能从三维尺度研究底水油藏的开采过程；(2)不能同时研究存在底水能量下的侧向驱替情况，大多数模型仅能做到研究底水驱或侧向驱替；(3)在模型具有一定压力的条件下，部分模型拥有饱和度监测功能，但是很难做到一面可视；(4)大多数模型并末考虑油水层的情况，多以完全饱和油为主，难以形成较好的油水层；(5)目前市场上研制的模型多以胶结砂的树脂包覆模型，重复利用次数有限，材料浪费。

中国专利CN202363006U公布了一种底水低渗透油藏开发的实验物理模型，采用低渗透胶结模型为主体，底水与蓄液槽相连，蓄液槽与注入系统相接，并配有采出系统及电极监测系统。但是采用的为胶结固定模型，且仅能模拟底水驱动，水平井或直井的开发情况，没有考虑到模型地质参数变化及存在注水井的情况；CN105156102A公布了底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法，仅对底水模拟提供了一个思路，并没有涉及三维模型建立及模拟油藏条件等；CN203239338U公开了用于研究边底水油藏水侵规律的二维人造岩心模型，这种模型没有厚度尺寸，与现实地层相差较大；CN102797458A公开了用于边底水油藏的三维模拟装置，此模型侧面活动可拆卸，但是油水层难以填制，油水层形成过程中易产生大量气体封于模型内部，且模型不可视，不能观察油水层面及动用情况。

但是上述底水砂岩油藏开发物理模拟实验装置都只是简单考虑了油藏的部分特征进行模拟，模拟方法比较简单，难以再现底水油藏开采过程及侧向驱替过程，为底水油藏开发物理实验模拟带来一定的困难。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明提供一大底水砂岩油藏开发物理模拟实验装置及其工作方法，实现了大底水油藏物理模型的建立、底水能量驱、注水侧向驱及增产措施驱替的全过程模拟。注入过程中底水能量可控，尤其是可以实现注水能量与底水能量共同驱替开采。

大底水砂岩油藏开发物理模拟实验装置，包括模型本体、注入系统、底水系统、开采系统及数据处理系统；模型本体用于构建油、水层，底水系统用于模拟底水能量，模型本体连接电阻率仪，电阻率仪与数据处理系统连接；注入系统与模型本体连接，向模型本体内注入水或增产措施用化学剂；开采系统与模型本体连接，用于控制开采压力及速度，数据处理系统还分别注入系统、开采系统连接，数据处理系统实时监测压力场及饱和度场变化，并控制开采系统。

所述的注入系统包括注入井，注入井一端与模型本体连接，另一端连接第一六通阀，第一六通阀还分别与压力传感器、第二六通阀、第一中间容器的顶部、第二中间容器的顶部连接；第二六通阀还分别与第一中间容器的底部、第二中间容器的底部、恒压恒速泵连接；压力传感器与数据处理系统连接。

所述的底水系统包括蓄水罐和气瓶，气瓶与蓄水罐连接，蓄水罐通过开关阀与模型本体底部连接。

所述的开采系统包括开发井，开发井一端与模型本体连接，另一端连接计量装置；开发井还连接控压装置，控压装置与数据处理系统连接。

模型本体为一箱体，包括上部盖板、正面压板、后板、底板和两侧板；其中一个侧板上有多个注入井接入口，连接注入系统；另一个侧板上有多个采出井接入口，连接开采系统；正面压板镶嵌有可视玻璃板；底板有底水接入口，上部盖板通过密封垫和密封条与正面压板、后板、和两侧板连接底水系统；后板上有多个饱和度及压力监测孔，饱和度及压力监测孔内有电极连接电阻率仪。

模型本体填制方法包括：

油水层厚度比例根据要求设定；

水层采用模拟水填制，根据水用量及整体体积比计算孔隙度；

油层的填制分三个阶段：a.根据已知垃径砂子的情况计算孔隙度；b.根据实际油藏束缚水饱和度情况，将一定量的水与干砂混合搅匀，制作含束缚水的模拟砂；c.采用油填砂法制作油层，先加入一定量油，再加入含束缚水的模拟砂震荡摊平，循环填直至封顶；d.利用实验的油量及体积，计算含油饱和度和束缚水饱和度。

大底水砂岩油藏开发物理模拟实验装置的工作方法：

根据实验地层底水能量的大小确定底水能量补充系统氮气能量大小；

采用底水能量模拟地层天然能量开采，此时模型两侧的开发井、注入井均为生产井，同时监测实验模型含油饱和度场分布，绘制饱和度场等值图；

当含水率达到一定程度时，注入井转为注水井，开发井继续为生产井，同时监测实验模型含油饱和度场分布，绘制饱和度场等值图。

本发明的模拟技术方案如下：

(1)模型本体采用纵向上相对较高的长方体形腔填砂作用油藏主体；

(2)为了实现直接观测油水分布情况，在模型后面开了探针插入口，即饱和度及压力监测孔，按一定规律在模型内部布置探针，可实时检测饱和度分布及压力分布，并且模型正面可视可拆卸，更直观观察油水界面的分布状态。

(3)为了实现油层及水层的相对分布，采用模型本体上部盖板可拆卸，采用纵向填制油水层；

(4)为了模拟地层的底水能量的相对大小及对剩余油的影响，采用弹性气体压缩水罐的方法实现底水能量大小可控，并且底水系统与模型采用开关阀连通，充分模拟底水是否与外界连通、进入量可控等多种模式。

(5)为了模拟实际油藏中存在的注采关系，采用可调换注采井形状及位置，实现直井注直井采、直井注水平井采、水平井注直井采、水平井注水平井采等多种注采模式，注采井的位置在纵向上可调，能够模拟油藏不同位置射孔的开采情况。

(6)为了模拟实际油藏的注采不平衡性，采用采出井定压开采模式，可以实现不平衡注水，底水能量补充开采的模式。

(7)本发明集成了压力采集、饱和度采集、流量控制、数据传输及处理等多方面集成，可实现实时监测整个模型的运行状态及开采情况。

本发明能够模拟大底水砂岩油藏天然能量开采、注水开采及增产措施开采过程中的油水分布及压力分布，为研究大底水砂岩油藏的渗流规律及增产措施效果提供了可靠物理模拟模型及方法。

附图说明

图1为本发明的结构示意图；

图2为本发明的底水驱结构示意图；

图3为本发明的不连通底水注采结构示意图；

图4a为本发明模型本体正面剖面结构示意图；

图4b为本发明模型本体侧面剖面结构示意图；

图5为实施例4含水率、累积采收率变化曲线

图6为实施例4装置原始内部饱和度场分布图；

图7为实施例4装置底水驱后内部饱和度场分布；

图8为实施例4装置水驱后内部饱和度场分布；

图9为实施例4装置注入交联体系后内部饱和度场分布；

图10为实施例4装置调驱后水驱最终结果的内部饱和度场分布；

图11为实施例4装置原始内部饱和度场正面可视窗视图；

图12为实施例4装置调驱后水驱最终结果的内部饱和度场正面可视窗视图。

具体实施方式

下面结合本发明实施例中的附图，对本发明实施中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明的一部分实施例，而非全部的实施例。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。

在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以用其他不同于此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开具体实施例的限制。

如图1所示，大底水砂岩油藏开发物理模拟实验装置，包括模型本体7、注入系统、底水系统、开采系统及数据处理系统16；模型本体7用于构建油、水层，底水系统用于模拟底水能量，模型本体7连接电阻率仪6，电阻率仪6与数据处理系统16连接；注入系统与模型本体7连接，向模型本体7内注入水或增产措施用化学剂；开采系统与模型本体7连接，用于控制开采压力及速度，数据处理系统16还分别注入系统、开采系统连接，数据处理系统16实时监测压力场及饱和度场变化，并控制开采系统。

所述的注入系统包括注入井2，注入井2一端与模型本体7连接，另一端连接第一六通阀3，第一六通阀3还分别与压力传感器1、第二六通阀4、第一中间容器8的顶部、第二中间容器9的顶部连接；第二六通阀4还分别与第一中间容器8的底部、第二中间容器9的底部、恒压恒速泵5连接；压力传感器1与数据处理系统16连接。

所述的底水系统包括蓄水罐14和气瓶15，气瓶15与蓄水罐14连接，蓄水罐14通过开关阀10与模型本体7底部连接。

所述的开采系统包括开发井12，开发井12一端与模型本体7连接，另一端连接计量装置13；开发井12还连接控压装置11，控压装置11与数据处理系统16连接。

如图4a和图4b，模型本体7为一箱体，包括上部盖板74、正面压板78、后板、底板和两侧板；其中一个侧板上有多个注入井接入口71，连接注入系统；另一个侧板上有多个采出井接入口77，连接开采系统；正面压板78镶嵌有可视玻璃板79；底板有底水接入口73，上部盖板74通过密封垫75和密封条76与正面压板78、后板、和两侧板连接底水系统；后板上有多个饱和度及压力监测孔72，饱和度及压力监测孔72内有电极连接电阻率仪6。

实施例1

当本物理模型用于进行底水能量开采实验时，实验步骤：

如图2所示，在本实施例中，所述本体的底面注水孔由管体顺序连接至开关阀10、蓄水罐14和气瓶15。

模型主体7采用砂填制油水层，具体方法：筛选一定目数的砂子进行水洗，去除粉尘；将模型纵向放置，并按油水层厚度比计算水层及油层厚度；按先加水再加砂再加水重复加至水层厚度，并在加砂及加水过程中震荡模型；计算水层孔隙体积；按实际地层束缚水饱和度和水层孔隙度为参数，将干砂混入一定量的水搅均，制作油层砂；按先加油再加油层砂再加油的顺序重复加至油层厚度，并在加砂及加水过程中震荡模型；计算油层中束缚水饱和度及储量。

在油层上部连接两口采出井，采出井井口采用定压控制系统，即开发井12连接控压装置11，控制采出液速度，同时监测井口压力。

采出液通过定流量控制系统后进入采出液计量系统1，对产液量进行精确计量。

采用饱和度监测系统即电阻率仪6实时监测驱替过程中的饱和度场及压力场变化。

电阻率仪6、控压装置11均连接至数据处理系统16进行实时处理。

实施例2

当本物理模型用于进行封闭式底水油藏注水开采实验时，实验步骤：

如图3所示，在本实施例中，先按实施例1中天然能量开采，直至含水率达到一定和度后，关闭底水能量开关阀10，将左侧生产井连接注入系统，同时监测压力传感器1得到的注入压力。

右侧采出井通过定压控制系统即开发井12连接控压装置11，控制采出液速度，同时监测井口压力。

采出液通过定压控制系统后进入计量装置13，对产液量进行精确计量。

采用饱和度监测系统即电阻率仪6实时监测驱替过程中的饱和度场及压力场变化。

压力传感器1、电阻率仪6、控压装置11均连接至数据处理系统16进行实时处理。

实施例3

当本物理模型用于进行外界连通式底水油藏不平衡注水开采实验时，实验步骤：

如图1所示，在本实施例中，先按实施例1中天然能量开采，直至含水率达到一定和度后，连接注入系统，开展注水开采。

按实际油藏计算注采比，控制注入量及采出量达到实际注采比，同时注意底水系统中蓄水罐14容器中液量充足。

右侧采出井通过定压控制系统即开发井12连接控压装置11，控制采出液速度，同时监测井口压力。

采出液通过定压控制系统后进入计量装置13，对产液量进行精确计量。

采用压力及饱和度监测系统电阻率仪6实时监测驱替过程中的饱和度场及压力场变化。

压力传感器1、电阻率仪6、控压装置11均连接至数据处理系统16进行实时处理。

实施例4

本实施例为交联聚合物侧向驱提高井间剩余油采收率实验，采用先期底水能量驱动，如图2所示，后期采用平衡式注采进行开发，如图3所示。在本实施例中，所述本体的底面注水孔由管体顺序通过开关阀连通底水能量控制系统。

模型主体7采用砂填制油水层，具体方法：筛选100目数的砂子进行水洗，去除粉尘；将模型纵向放置，设定油水层厚度比为1:1；按先加水再加砂再加水重复加至水层厚度，并在加砂及加水过程中震荡模型；计算水层孔隙体积；筛选120目数的砂子进行水洗，去除粉尘，烘干；按40％孔隙度，束缚水饱和度5％，计算干砂混水量，制作油层砂；采用煤油溶解苏丹红制作模拟油，按先加油再加油层砂再加油的顺序重复加至油层厚度，并在加砂及加水过程中震荡模型；计算油层中束缚水饱和度及储量。

天然能量开采，如图2所示，在油层上部连接两口采出井，采出井井口采用定压控制系统即开发井12连接控压装置11，控制采出液速度，同时监测井口压力。

采出液通过定压控制系统后进入计量装置13，对产液量进行精确计量。

采用饱和度监测系统电阻率仪6实时监测驱替过程中的饱和度场及压力场变化，直至采出液含水率达到98％。

完善注采系统，采用一注一采平衡注采方式，如图3所示，进行注水开发，左侧为注水井，右侧为采出井，采出液通过定流量控制系统后进入计量装置13，对产液量进行精确计量。

采用饱和度监测系统电阻率仪6实时监测驱替过程中的饱和度场变化，直至采出液含水率达到98％。

在如图3所示注采系统的基础上，由注水井注入交联聚合物体系，注入量为含水层孔隙体积的0.4倍，监测饱和度场变化，侯凝等待体系交联。

在如图3所示注采系统的基础上，后续采用注水井注水驱开采，采出液通过定压控制系统后进入计量装置13，对产液量进行精确计量。

采用饱和度监测系统电阻率仪6实时监测驱替过程中的饱和度场变化，直至采出液含水率达到98％，结束实验。

压力传感器1、电阻率仪6、控压装置11均连接至数据处理系统16进行实时处理。

实验结果表明，底水驱采收率为9.57％，注水驱采收率为1.5％，与目前实际油藏的开采情况相近；由注水井注入交联聚合物0.4倍水层孔隙体积，待体系交联后继续水驱，采收率增值高达51.33％，显示了交联聚物提高底水油藏采收率的巨大潜力。图5为含水率、累积采收率变化曲线；图6、图11为装置原始内部饱和度场分布及正面可视窗视图；图7为装置底水驱后内部饱和度场分布；图8为装置水驱后内部饱和度场分布；图9为装置注入交联体系后内部饱和度场分布；图10、图12为装置调驱后水驱最终结果的内部饱和度场分布及正面可视窗视图。