一种边水油藏水平井组注气吞吐的物理模拟方法与流程

本发明涉及一种提高石油采收率技术的物理模拟方法，尤其涉及一种边水油藏水平井组注气吞吐的物理模拟方法。

背景技术：

断块油藏已成为油田开发中占重要地位的一类油藏，其储量和产油量都占有相当大的比例。其中，边水活跃的复杂断块油藏普遍存在于我国各大油田中，如胜利油田临盘区块、辽河油田锦612区块、大港油田西58-8区块、冀东油田高浅南区块等。边水能量充足的油藏，开采初期产油量、产液量上升速度快，见水时间早，含水率上升速度快。该类油藏进入高含水期和高采出程度开发期后，由于油水流度差异、重力作用以及地层非均质，导致边水水驱油前缘并非活塞式推进，水体波及体积小，非均质油藏采收率低。对于这类油藏开发，水平井具有泄油面积大、生产井段长、井底压降小等优势，大大提高单井产能，加快采油速率。但是边水的存在，极易使水体在地层条件下突进到井底，引起水平井暴性水淹，严重影响水平井产能；而水平井的堵水控水工艺措施复杂，增加了开采难度。

二氧化碳、氮气等注气吞吐作业由于投资少、见效快，在现场得到广泛应用。其中，二氧化碳吞吐增产机理为：(1)降低原油粘度；(2)二氧化碳的溶解对原油的膨胀作用；(3)解除近井地带污染；(4)溶解气驱辅助重力分异作用；(5)压水体并改善粘度降低原油的泄油效果；(6)抽提原油中的轻质组分；(7)气体捕集和降低水相饱和度降低水相相对渗透率；(8)吐气过程中滞留作用降低水气相对渗透率；(9)降低界面张力。

目前缺乏对边水油藏水平井组注气吞吐的实验研究手段，对目标油田的复杂地质情况和边水条件没有定量的实验室模拟，更缺乏同一区块多口水平井注气吞吐作业的效果评价，影响了注气吞吐方案有针对性的制定和实施，不利于充分发挥水平井组注气吞吐的优点。

技术实现要素：

针对上述问题，本发明的目的是提供一种边水油藏水平井组注气吞吐的物理模拟方法，能够更接近实际生产条件地模拟均质或非均质油藏、在有边水存在条件下、多口水平井的注气吞吐作业过程，以评价边水能量在生产过程中对水平井组注气吞吐效果的影响。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种边水油藏水平井组注气吞吐的物理模拟方法，包括以下步骤：

1)根据实验模拟对象的油藏条件和边水条件，制作和处理岩心模型，确定油藏地层温度和等效地层边水能量压力，并准备实验设备和实验材料；

其中，实验设备包括：恒温箱，高压岩心夹持器，注入泵，真空泵，中间容器，回压阀，气体计量装置，液体收集计量装置和压力传感器；

实验材料包括：用于模拟油藏原油的实验用油，用于模拟地层水的实验用水，以及用于注气吞吐的注入气体；

2)清洁高压岩心夹持器内壁，将岩心模型装入高压岩心夹持器，固定密封并为岩心模型提供轴压和围压，且岩心模型的围压小于轴压，但相差不超过5MPa；

3)将岩心模型抽真空，然后向岩心模型中依次注入实验用水和实验用油，并确定岩心模型的孔隙体积、束缚水饱和度及含油饱和度，构造实验模拟对象的油藏模型；

4)根据实验模拟对象的边水条件和实际注采方式，模拟油藏水驱采油；

5)在实验模拟对象的边水条件下，模拟边水油藏水平井组注气吞吐生产，计量生产参数，通过分析生产参数，确定注气吞吐效果。

所述注入气体是二氧化碳或者氮气或者甲烷。

所述步骤1)中根据实验模拟对象的油藏条件和边水条件，制作和处理岩心模型，具体包括以下步骤：

①根据实验模拟对象的油藏条件，选取多块天然岩心或者人造岩心，并按照油藏的非均质程度重叠排列；根据实验模拟对象中生产井的数目、完井层位、水平段长度和延伸方向，在重叠排列的天然岩心或人造岩心的对应部位插入L形管线作为井筒，以模拟各生产井，各生产井均为水平井；然后压制成目标岩心，并用防腐密封材料浇筑各生产井井筒与目标岩心上表面交界的位置实现固井；

②将目标岩心表面打磨至平滑、整齐，然后用流动水冲刷打磨后的目标岩心，同时清理打磨后的目标岩心表面的细小灰尘；

③将清理后的目标岩心放入恒温箱干燥，温度设置为60—150℃，烘干时间10小时以上；测量目标岩心尺寸，计算视体积；

④在目标岩心上表面的中心位置钻盲孔，作为岩心模型内部的压力监测井井位，压力监测井为直井；根据实验模拟对象的边水条件，以及边水水体与各生产井的位置关系，在目标岩心上表面的边缘位置钻盲孔，作为模拟地层边水的边水注入井井位，边水注入井为直井；用氢氟酸与蒸馏水按体积比1:1的混合液浸泡两个盲孔10分钟以上，然后用直径小于盲孔直径的钢丝刮盲孔的孔壁，最后用流动的水冲洗出两个盲孔中的碎屑和残酸，重复操作，不低于2次，再放入恒温箱内烘干；最后在两个盲孔中分别插入管线作为井筒，并用防腐密封材料浇筑井筒与目标岩心上表面交界的位置实现固井，从而得到岩心模型；

⑤在岩心模型表面均匀涂覆厚度为0.2-0.4mm的防腐密封涂层，然后将岩心模型放在恒温箱内干燥涂层。

所述步骤④中，在保证边水注入压力不超过围压的条件下，通过调整盲孔的深度模拟边水层相对于油层的垂向相对位置，盲孔深度小于岩心模型总厚度至少5mm；通过在井筒壁上钻孔，并调整钻孔和生产井的朝向，模拟边水相对于油层的水流方向；通过在井筒壁上钻盲孔模拟半封闭型边水体，通过在井筒壁上钻通孔模拟开启型边水体；通过调整井筒壁上钻孔的直径和钻孔密度模拟边水注入过程中水流量的大小；通过酸液浸泡盲孔改变边水注入井的周边渗透率，结合注入压力以及岩心模型边水注入井周边渗透率的情况，模拟边水注入压力及注入速度；从而模拟各种边水条件。

所述步骤3)具体包括以下步骤：

I、使用真空泵分别通过压力监测井、边水注入井和各生产井对岩心模型抽真空，抽真空时间不少于4小时；

II、使用注入泵和中间容器，分别通过压力监测井、边水注入井和各生产井向岩心模型内注入实验用水，当注入泵压力表压力升高时停泵，待压力降落时再开泵，反复操作多次，直到停泵后压力在30分钟内保持稳定不下落，此时岩心模型内实验用水达到饱和状态；计量注入实验用水的体积，注入实验用水的体积即为该岩心模型的孔隙体积；

III、以压力监测井为注入井，并分别以边水注入井和各生产井为采出井，进行注、采实验用水实验，通过测量得到的实验参数，分别计算岩心模型在边水注入井和各生产井方向上的渗透率；

IV、将高压岩心夹持器整体放入恒温箱中，同时加热实验用油，恒温箱和实验用油的加热温度设定为油藏地层温度，待岩心模型的轴压和围压稳定不再上升后，调整轴压和围压；围压应高于等效地层边水能量压力1MPa以上；

V、分别以压力监测井、边水注入井和各生产井作为注入井向岩心模型内注入实验用油，同时分别以除注入井外的各井作为采出井采出实验用水和实验用油，直至所有井都采不出实验用水时，岩心模型内实验用油达到饱和状态，计量采出实验用水的体积；采出实验用水的体积除以岩心模型的孔隙体积，即为该岩心模型的含油饱和度；1-含油饱和度，即为该岩心模型的束缚水饱和度；

VI、继续向岩心模型注入但不采出实验用油，使岩心模型内部压力升高至实验模拟对象的等效地层边水能量压力，在实验模拟对象的油藏地层温度下，等待12小时以上，老化原油。

所述步骤4)具体包括以下步骤：将压力监测井连接压力传感器，边水注入井与回压阀、中间容器和注入泵依次连接，各生产井连接液体收集计量装置；根据实验模拟对象的边水条件，确定边水注入过程中的生产参数：回压阀的压力与注入泵的注入压力均为实验模拟对象的等效地层边水能量压力，恒温箱的温度为实验模拟对象的油藏地层温度，且回压压力不超过15MPa，温度保持在0～100℃；开启注入泵，通过边水注入井向岩心模型内注入实验用水，同时通过压力监测井监测岩心模型内的压力，模拟边水注入过程；同时根据实验模拟对象的实际注采方式，开启或部分开启各生产井采出实验用油和实验用水；计量各生产井的产液量，直至各生产井含水率达到98％。

要求所述步骤4)、所述步骤III和步骤V中的注入泵能够实现恒速恒压地注入流体流量。

所述步骤5)具体包括以下步骤：

a、根据实验模拟对象的边水水体与采油井的位置关系，从多口生产井中确定水平井组的注采方式，同时确定设计吞吐压力值；其中，注采方式包括：注入井的数量、各注入井的注入顺序和注入量分配方式、采油井的数量、各采油井是否有流量和压力控制以及各采油井的开井顺序；设计吞吐压力值为等效地层边水能量压力；

b、将作为注入井的生产井通过中间容器与注入泵连接，压力监测井与压力传感器相连接，通过注入井向岩心模型内注入气体至岩心模型内压力达到设计吞吐压力值，关闭所有生产井，并闷井至少2小时；

c、将作为采油井的生产井与气体计量装置和液体收集计量装置相连接，打开采油井，进行油气采集生产，测定生产参数；

d、通过分析生产参数，确定实验模拟对象的注气吞吐效果。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明的边水油藏水平井组注气吞吐的物理模拟方法，在室内建立了边水模拟装置及相应的实验流程，可以用来进行不同边水能量的油藏水平井组注气吞吐的物理模拟实验。2、本发明可以广泛应用于各种存在边水的复杂断块油藏的水平井组注气吞吐的物理模拟，为现场制定水平井组注气吞吐方案，评价吞吐效果提供参考，具有重要的实际意义。3、本发明可以用于模拟多种类型注入气体的注气吞吐物理模拟实验，如二氧化碳、氮气、甲烷等，应用范围广泛，实用性强。

附图说明

图1是本发明的岩心模型的立体结构示意图；

图2是本发明的岩心模型的俯视图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

本发明的一种边水油藏水平井组注气吞吐的物理模拟方法，包括以下步骤：

1)根据实验模拟对象的油藏条件和边水条件，制作和处理岩心模型，确定油藏地层温度和等效地层边水能量压力，并准备实验设备和实验材料。

其中，油藏条件包括油藏地层温度和地层压力等；边水条件包括边水水体的类型、大小，边水能量的来源、高低，以及等效地层边水能量压力等。

根据实验模拟对象的油藏条件和边水条件，制作和处理岩心模型，具体包括以下步骤：

①根据实验模拟对象的油藏条件，选取多块天然岩心或者人造岩心，并按照油藏的非均质程度重叠排列，具有相同渗透率的天然岩心或者人造岩心可以模拟均质油藏，具有不同渗透率的天然岩心或者人造岩心可以模拟非均质油藏；根据实验模拟对象中生产井的数目、完井层位、水平段长度和延伸方向等，在重叠排列的天然岩心或人造岩心的对应部位插入L形钢制管线作为井筒，以模拟各生产井，各生产井均为水平井；然后压制成目标岩心，并用环氧树脂浇筑各生产井井筒与目标岩心上表面交界的位置实现固井。

②用砂纸或打磨机将目标岩心表面打磨至平滑、整齐，然后用流动水冲刷打磨后的目标岩心，同时用细毛刷清理打磨后的目标岩心表面的细小灰尘。

③将清理后的目标岩心放入恒温箱干燥，温度设置为60—150℃，烘干时间10小时以上；测量目标岩心尺寸，计算视体积。

④在目标岩心上表面的中心位置钻盲孔，作为岩心模型内部的压力监测井井位，压力监测井为直井，用于监测实验过程中岩心模型内的压力变化；根据实验模拟对象的边水条件，以及边水水体与各生产井的位置关系，在目标岩心上表面的边缘位置钻盲孔，作为模拟地层边水的边水注入井井位，边水注入井为直井，用于向岩心模型内注水以模拟边水水体；用氢氟酸与蒸馏水按体积比1:1的混合液浸泡两个盲孔10分钟以上，然后用直径小于盲孔直径的钢丝刮盲孔的孔壁，最后用流动的水冲洗出两个盲孔中的碎屑和残酸，重复操作，不低于2次，再放入恒温箱内烘干；最后在两个盲孔中分别插入钢制管线作为井筒，并用环氧树脂浇筑井筒与目标岩心上表面交界的位置实现固井，从而得到岩心模型。

在保证边水注入压力不超过围压的条件下，通过调整边水注入井的钻孔深度、井筒出水端的钻孔通透、钻孔密度、钻孔直径，结合注入压力，可以模拟各种边水条件：通过调整盲孔的深度模拟边水层相对于油层的垂向相对位置，盲孔深度小于岩心模型总厚度至少5mm；通过在钢制井筒壁上钻孔，并调整钻孔和生产井的朝向，可以模拟边水相对于油层的水流方向；如果井筒壁上的钻孔为盲孔，可以模拟半封闭型边水体，如果井筒壁上的钻孔为通孔，可以模拟开启型边水体；通过调整井筒壁上钻孔的直径和钻孔密度(即井筒单位长度上的钻孔数目)，可以模拟边水注入过程中水流量的大小；通过酸液浸泡盲孔可以改变边水注入井的周边渗透率，结合注入压力以及岩心模型边水注入井周边渗透率的情况，可以模拟边水注入压力及注入速度。

⑤在岩心模型表面均匀涂覆厚度约为0.2-0.4mm的防腐密封涂层，例如环氧树脂，然后将岩心模型放在恒温箱内干燥涂层。

根据实验需要，实验设备包括恒温箱，高压岩心夹持器，注入泵，真空泵，中间容器，回压阀，气体计量装置，液体收集计量装置，压力传感器及配套计算机设备等；其中，高压岩心夹持器用于放置岩心模型，并为岩心模型提供围压和轴压，还可以使岩心模型倾斜一定的角度；中间容器可以是活塞容器，用于向岩心模型内注入水、油、气。实验材料包括用于模拟油藏原油的实验用油，用于模拟地层水的实验用水，以及用于注气吞吐的注入气体，注入气体可以是二氧化碳、氮气或者甲烷等。

2)清洁高压岩心夹持器内壁，将岩心模型装入高压岩心夹持器，加顶盖固定密封，并为岩心模型提供轴压和围压，且岩心模型的围压小于轴压，但相差不超过5MPa。

3)将岩心模型抽真空，然后向岩心模型中依次注入实验用水和实验用油，并确定岩心模型的孔隙体积、束缚水饱和度及含油饱和度，构造实验模拟对象的油藏模型。具体包括以下步骤：

I、使用真空泵分别通过压力监测井、边水注入井和各生产井对岩心模型抽真空，抽真空时间不少于4小时；其中，当使用真空泵通过压力监测井对岩心模型抽真空时，将压力监测井与真空泵相连接，边水注入井和各生产井均封闭；当使用边水注入井或者某一生产井对岩心模型抽真空时以此类推。

II、使用注入泵和中间容器，分别通过压力监测井、边水注入井和各生产井向岩心模型内注入实验用水，当注入泵压力表压力升高时停泵，待压力降落时再开泵，反复操作多次，直到停泵后压力在30分钟内保持稳定不下落，此时岩心模型内实验用水达到饱和状态；计量注入实验用水的体积，注入实验用水的体积即为该岩心模型的孔隙体积。其中，当使用注入泵和中间容器通过压力监测井向岩心模型内注入实验用水时，注入泵通过中间容器与压力监测井相连接，边水注入井和各生产井均封闭；当使用边水注入井或者某一生产井向岩心模型内注入实验用水时以此类推。

III、以压力监测井为注入井，并分别以边水注入井和各生产井为采出井，进行注、采实验用水实验，通过测量得到的实验参数，分别计算岩心模型在边水注入井和各生产井方向上的渗透率；当以边水注入井为采出井时，将压力监测井与压力传感器、中间容器和注入泵连接，边水注入井与压力传感器和液体收集计量装置连接，然后进行实验用水注采实验，当以各生产井中的一口井为采出井时以此类推；要求此时的注入泵能够实现恒速恒压地注入实验用水。

IV、将高压岩心夹持器整体放入恒温箱中，同时加热实验用油，恒温箱和实验用油的加热温度设定为油藏地层温度，待岩心模型的轴压和围压稳定不再上升后，调整轴压和围压；围压应高于等效地层边水能量压力1MPa以上。

V、分别以压力监测井、边水注入井和各生产井作为注入井向岩心模型内注入实验用油，同时分别以除注入井外的各井作为采出井采出实验用水和实验用油，直至所有井都采不出实验用水时，岩心模型内实验用油达到饱和状态，计量采出实验用水的体积；采出实验用水的体积除以岩心模型的孔隙体积，即为该岩心模型的含油饱和度；1-含油饱和度，即为该岩心模型的束缚水饱和度。当以压力监测井作为注入井时，同时以边水注入井作为采出井时，压力监测井通过中间容器与注入泵相连接，边水注入井与液体收集计量装置相连接，剩余各生产井则关闭，然后进行实验用油的注采；当注入井和采出井采用其他组合时以此类推；要求此时的注入泵能够实现恒速恒压地注入实验用油。

VI、继续向岩心模型注入但不采出实验用油，使岩心模型内部压力升高至接近实验模拟对象的等效地层边水能量压力，在实验模拟对象的油藏地层温度下，等待12小时以上，老化原油。

4)根据实验模拟对象的边水条件和实际注采方式，模拟油藏水驱采油，并采集测量实验参数。

将压力监测井连接压力传感器，边水注入井与回压阀、中间容器和注入泵依次连接，各生产井连接液体收集计量装置；其中，要求此时的注入泵能够实现恒速恒压地注入流量。根据实验模拟对象的边水条件，确定边水注入过程中的生产参数，包括岩心模型的轴压和围压、注入泵的注入压力、回压阀的压力以及恒温箱的温度；其中，回压阀的压力与注入泵的注入压力相对应，均为实验模拟对象的等效地层边水能量压力，恒温箱的温度为实验模拟对象的油藏地层温度，且回压压力不超过15MPa，温度保持在0～100℃；开启注入泵，通过边水注入井向岩心模型内注入实验用水，同时通过压力监测井监测岩心模型内的压力，模拟边水注入过程；同时根据实验模拟对象的实际注采方式，开启或部分开启各生产井采出实验用油和实验用水；计量各生产井的产液量，直至各生产井含水率达到98％。

5)在实验模拟对象的边水条件下，模拟边水油藏水平井组注气吞吐生产，计量生产参数，通过分析生产参数，确定注气吞吐效果。具体包括以下步骤：

a、根据实验模拟对象的边水水体与采油井的位置关系，从多口生产井中确定水平井组的注采方式，同时确定设计吞吐压力值；其中，注采方式包括：注入井的数量、各注入井的注入顺序和注入量分配方式、采油井的数量、各采油井是否有流量和压力控制以及各采油井的开井顺序；设计吞吐压力值为等效地层边水能量压力。

b、将作为注入井的生产井通过中间容器与注入泵连接，压力监测井与压力传感器相连接。通过注入井向岩心模型内注入气体至岩心模型内压力达到设计吞吐压力值，关闭所有生产井，并闷井至少2小时；

c、将作为采油井的生产井与气体计量装置和液体收集计量装置相连接，打开采油井，进行油气采集生产，测定生产参数；生产参数包括：产液时间、产液量、产气量；其中，产液量采用液体收集计量装置计量，产气量采用气体计量装置计量。

d、通过分析生产参数，确定实验模拟对象的注气吞吐效果。

下面以一个具有三口水平井的非均质边水油藏的CO2吞吐作业作为实验模拟对象，具体说明本发明的一种边水油藏水平井组注气吞吐的物理模拟方法。

物理模拟具体包括以下步骤：

1)根据实验模拟对象的油藏条件和边水条件，制作和处理岩心模型，确定油藏地层温度和等效地层边水能量压力，并准备实验设备和实验材料。

根据实验模拟对象的油藏条件和边水条件，制作和处理岩心模型，具体包括以下步骤：

①如图1和图2所示，实验模拟对象为垂向非均质油藏，并有一定的倾斜角度，所以选取两块具有不同渗透率的天然岩心或人造岩心重叠排列，上部为低渗层1，渗透率为500mD，下部为高渗层2，渗透率为1000mD；实验模拟对象具有三口生产水平井，各生产井的水平段均位于高渗层上部，由于油藏具有一定的倾斜角度形成一头高一头低，因此各生产井的井位布置为：第一生产井3位于岩心模型100的低部位，水平段长度为160mm；第二生产井4位于岩心模型100的中部位，水平段长度为80mm；第三生产井5位于岩心模型100的高部位，水平段长度为80mm；在重叠排列的天然岩心或人造岩心的对应部位插入L形钢制管线作为井筒，以模拟各生产井井位；最后压制成目标岩心，并用环氧树脂浇筑各生产井井筒与目标岩心上表面交界的位置实现固井。

②用砂纸或打磨机将目标岩心表面打磨至平滑、整齐，然后用流动水冲刷打磨后的目标岩心，同时用细毛刷清理打磨后的目标岩心表面的细小灰尘。

③将清理后的目标岩心放入恒温箱干燥，温度设置为80℃，烘干时间10小时以上；然后测量目标岩心尺寸，计算视体积。

④在目标岩心上表面的中心位置钻直径为3mm，深度约为40mm、直达高渗层中部的盲孔，作为岩心模型内部的压力监测井6的井位，压力监测井6为直井，用于监测实验过程中岩心模型100内的压力变化；根据实验模拟对象的边水条件，以及边水水体与各生产井的位置关系(第一生产井3的水平段端部靠近边水，第二生产井4和第三生产井5的水平段距离边水较远，三口井水平段基本平行)，在目标岩心上表面的边缘位置钻直径为3mm，深度直达低渗层1与高渗层2交界面的盲孔，作为模拟地层边水的边水注入井7的井位，边水注入井7为直井，用于向岩心模型100内注水以模拟边水水体；用氢氟酸与蒸馏水按体积比1:1的混合液浸泡两个盲孔10分钟以上，然后用直径小于盲孔直径的钢丝刮盲孔的孔壁，最后用流动的水冲洗出两个盲孔中的碎屑和残酸，重复操作，不低于2次，再放入恒温箱内烘干；最后在两个盲孔中分别插入钢制管线作为井筒，并用环氧树脂浇筑井筒与目标岩心上表面交界的位置实现固井，从而得到岩心模型100。

本实施例中的实验模拟对象是开启型能量充足的边水，边水注入井深度为40mm，井壁上为通孔，直径为1mm，孔距为2个/cm，孔均朝向水平井位置，井周边未用氢氟酸处理，注水压力为7.5MPa。

⑤在岩心模型100表面均匀涂覆厚度约为0.2-0.4mm的环氧树脂，然后将岩心模型100放在恒温箱内干燥涂层。

本实施例中准备的实验设备为：恒温箱，高压径向流岩心夹持器，手摇泵，高压恒速恒压泵2台，真空泵，2000mL的中间容器3个，回压阀1个，气体计量装置3套，液体收集装置3个，压力传感器及配套计算机设备等。其中，高压径向流岩心夹持器包括岩心腔室、顶盖、底盖、活塞和水平转动轴，岩心腔室周围有橡胶套筒，用于提供围压固定岩心模型，顶盖和底盖用于封闭岩心腔室，活塞设置在岩心腔室下部，用于提供轴压，活塞与底盖之间形成轴压空间；高压径向流岩心夹持器能够提供最高15MPa的压力，可以用于放置直径40cm，厚度4-6cm的岩心模型，通过水平转动轴可以实现岩心模型0-90°的倾斜角度。

本实验准备的实验材料为：实验用油为目标区块的脱气脱水原油与煤油配制的模拟油，60℃地层温度下模拟油粘度为289mPa·s；实验用水为目标区块的模拟地层水，总矿化度为937mg/L；注入气体为CO2，纯度为99.99％。

2)清洁高压岩心夹持器内壁，将岩心模型100装入高压岩心夹持器，加顶盖固定密封，并为岩心模型100提供轴压和围压，且岩心模型100的围压小于轴压，但相差不超过5MPa。在本实施例中，具体包括以下步骤：

i、打开高压径向流岩心夹持器的顶盖，清洁高压径向流岩心夹持器内壁，将岩心模型100装入高压径向流岩心夹持器的岩心腔室中，并在岩心模型100的上、下表面均垫厚度为5-10mm的橡胶垫。

ii、放入钢制密封圈，盖上顶盖，顶盖上开设有与岩心模型100的压力监测井6、边水注入井7以及三口生产井相对应的5个通孔，用螺栓将顶盖压入岩心夹持器中固定。

iii、根据实验模拟对象的实际轴压和围压，通过底盖的轴向通孔向轴压空间中注入清水，给岩心模型100提供轴压；通过岩心夹持器的径向通孔用手摇泵向岩心夹持器内壁与橡胶套筒之间的密封空腔内注入清水，控制岩心模型100的围压。

iv、将压帽与公接头螺丝固定在穿过通孔的各井筒上，从而实现顶盖密封。

3)将岩心模型100抽真空，然后向岩心模型中依次注入实验用水和实验用油，并确定岩心模型100的孔隙体积、束缚水饱和度和含油饱和度，构造实验模拟对象的油藏模型。具体包括以下步骤：

I、伸出顶盖的各井的端部安装压帽，连接两通实现密封。使用真空泵分别通过压力监测井6、边水注入井7和各生产井对岩心模型抽真空，抽真空时间不少于4小时；其中，当使用真空泵通过压力监测井6对岩心模型抽真空时，将压力监测井6与真空泵相连接，边水注入井7和各生产井均封闭；当使用边水注入井7或者某一生产井对岩心模型抽真空时以此类推。

II、使用手摇泵和中间容器，分别通过压力监测井6、边水注入井7和各生产井向岩心模型100内注入实验用水，当手摇泵压力表压力升高时停泵，待压力降落时再开泵，反复操作多次，直到停泵后压力在30分钟内保持稳定不下落，此时岩心模型100内实验用水达到饱和状态；计量注入实验用水的体积，注入实验用水的体积即为该岩心模型100的孔隙体积。其中，当使用手摇泵和中间容器通过压力监测井6向岩心模型内100注入实验用水时，手摇泵通过中间容器与压力监测井6相连接，边水注入井7和各生产井均封闭；当使用边水注入井6或者某一生产井向岩心模型100内注入实验用水时以此类推。

III、以压力监测井6为注入井，并分别以边水注入井7和各生产井为采出井，进行注、采实验用水实验，通过测量得到的实验参数，分别计算岩心模型100在边水注入井7和各生产井方向上的渗透率；当以边水注入井7为采出井时，将压力监测井6与压力传感器、中间容器和恒速恒压泵连接，边水注入井7与压力传感器和液体收集计量装置连接，然后进行实验用水注采实验，当以各生产井中的一口井为采出井时以此类推。

IV、将高压岩心夹持器整体放入恒温箱中，同时加热实验用油，恒温箱和实验用油的加热温度设定为油藏地层温度，待岩心模型的轴压和围压稳定不再上升后，调整轴压和围压；围压应高于等效地层边水能量压力1MPa以上。

V、分别以压力监测井6、边水注入井7和各生产井作为注入井向岩心模型100内注入实验用油，同时分别以除注入井外的各井作为采出井采出实验用水和实验用油，直至所有井都采不出实验用水时，岩心模型100内实验用油达到饱和状态，计量采出实验用水的体积；采出实验用水的体积除以岩心模型100的孔隙体积，即为该岩心模型100的含油饱和度；1-含油饱和度，即为该岩心模型100的束缚水饱和度。当以压力监测井6作为注入井，同时以边水注入井7作为采出井时，压力监测井6通过中间容器与恒速恒压泵相连接，边水注入井7与液体收集计量装置相连接，剩余各生产井则关闭，然后进行实验用油的注采；当注入井和采出井采用其他组合时以此类推。

VI、继续向岩心模型100内注入但不采出实验用油，使岩心模型100内部压力升高至接近实验模拟对象的等效地层边水能量压力，在实验模拟对象的油藏温度下，等待超过12小时，老化原油。

4)根据实验模拟对象的边水条件和实际注采方式，模拟油藏水驱采油，并采集测量实验参数。

将压力监测井6连接压力传感器，边水注入井7连接回压阀、中间容器和恒速恒压泵，三口生产井分别连接三个液体收集装置。根据实验模拟对象的边水条件，确定边水注入过程中的生产参数，包括恒速恒压泵的注入压力、回压阀的压力以及恒温箱的温度；其中，回压阀的压力与恒速恒压泵的注入压力相对应，均为实验模拟对象的等效地层边水能量的压力，恒温箱的温度为实验模拟对象的油藏地层温度，回压压力不超过15MPa，温度保持在0～100℃。开启恒速恒压泵，通过边水注入井7向岩心模型100内注入实验用水，同时通过压力监测井6监测岩心模型100内的压力，模拟边水注入过程；同时根据实验模拟对象的实际注采方式，开启或部分开启三口生产井采出实验用水和实验用油；计量各生产井的产液量，直至生产井含水率达到98％。

5)在实验模拟对象的边水条件下，模拟边水油藏水平井组CO2吞吐生产，计量生产参数，通过分析生产参数，确定CO2吞吐效果。具体包括以下步骤：

a、根据实验模拟对象的边水水体与采油井的位置关系，从三口生产井中确定水平井组的注采方式，同时确定设计吞吐压力值；设计吞吐压力值为等效地层边水能量压力；本实施例的设计吞吐压力值分别采用5MPa、7.5MPa和10MPa。

b、将作为注入井的生产井通过中间容器与恒速恒压泵连接，压力监测井6与压力传感器相连接。通过注入井向岩心模型100内注入CO2气体至岩心模型100内压力达到设计吞吐压力值，关闭所有生产井，并闷井10-24小时。

c、将作为采油井的生产井与气体计量装置和液体收集计量装置相连接，打开采油井，进行油气采集生产，测定生产参数；生产参数包括：产液时间、产液量、产气量；其中，产液量采用液体收集计量装置计量，产气量采用气体计量装置计量。

d通过分析生产参数，确定本实施例中实验模拟对象的CO2吞吐效果，具体结果如下：

采用5MPa、7.5MPa和10MPa的设计吞吐压力进行CO2吞吐的实验结果分别如表1、表2和表3所示。

表1 5MPa设计吞吐压力进行CO2吞吐的实验结果

可以看出，5MPa、60℃条件下，模型总采出程度为26.69％。其中，天然能量开发阶段模型的采出程度15.42％，天然能量开采结束时模型的综合含水为81.96％，边水的注入量为686.29mL，平均注入速度为3.81mL/min。5MPa设计吞吐压力进行CO2吞吐可提高模型采出程度11.27％，CO2吞吐结束时模型的综合含水为81.31％，该阶段内边水的注入量为440.03mL，平均注入速度为5mL/min，边水的注入速度增大。

5MPa设计吞吐压力条件下，低部位井(第一生产井3)、中部位井(第二生产井4)、高部位井(第三生产井5)的最终采出程度分别为4.65％、13.61％和8.43％，其中，低、中、高部位水平井天然能量开采阶段的采出程度分别为2.68％、9.25％和3.48％，CO2吞吐提高采出程度分别为1.96％、4.36％和4.95％。天然能量开采阶段，低、中、高部位水平井开井生产后地层压力迅速下降。低部位井距离边水较近，当边水注入量为0.13PV时低部位井含水率即达到90％以上，且此后低部位井一直维持在高含水产油阶段；中部位水平井在边水注入量为0.18PV时见水，含水率上升速度较快；由于高部位井距离边水距离较远，当边水注入量为0.32PV时高部位井才见水。天然能量开采结束时，低、中、高部位水平井的含水率分别为98.54％、94.12％和84.21％。

CO2吞吐阶段各水平井的含水率均有不同程度的降低。其中，低部位水平井含水率可降至85.44％，5MPa设计吞吐压力进行CO2吞吐起到了一定的抑制边水的作用。中部位及高部位水平井的含水率可降至0，CO2的注入对中部位及高部位的吞吐效果明显。CO2吞吐后期边水的作用明显，各水平井的含水率再次上升。实验结束时，低、中、高部位井的含水率分别为97.76％、94.29％和83.87％。

表2 7.5MPa设计吞吐压力进行CO2吞吐的实验结果

可以看出，7.5MPa、60℃条件下，模型总采出程度为33.76％。其中，天然能量开发阶段模型的采出程度15.62％，天然能量开采结束时模型的综合含水为86.61％，边水的注入量为682.5mL，平均注入速度为3.5mL/min。7.5MPa设计吞吐压力进行CO2吞吐可提高模型采出程度18.14％，CO2吞吐结束时模型的综合含水为81.22％，该阶段内边水的注入量为531mL，平均注入速度为4.25mL/min，边水的注入速度增大。

7.5MPa设计吞吐压力条件下，低部位井(第一生产井3)、中部位井(第二生产井4)、高部位井(第三生产井5)的最终采出程度分别为6.10％、15.16％和12.50％，其中，低、中、高部位水平井天然能量开采阶段的采出程度分别为2.96％、8.80％和3.86％，CO2吞吐提高采出程度分别为3.14％、6.36％和8.64％。天然能量开采阶段，低、中、高部位水平井开井生产后地层压力迅速下降。低部位井距离边水较近，当边水注入量为0.12PV时低部位井含水率即达到90％以上，且此后低部位井一直维持在高含水产油阶段；中部位水平井在边水注入量为0.19PV时见水，含水率上升速度较快；由于高部位井距离边水距离较远，当边水注入量为0.32PV时高部位井才见水。天然能量开采结束时，低、中、高部位水平井的含水率分别为98.11％、91.84％和77.78％。

CO2吞吐阶段各水平井的含水率均有不同程度的降低。其中，低部位水平井含水率可降至74.55％，7.5MPa设计吞吐压力进行CO2吞吐起到了较好的抑制边水的作用。中部位及高部位水平井的含水率可降至0，CO2的注入对中部位及高部位的吞吐效果明显。CO2吞吐后期边水的作用明显，各水平井的含水率再次上升。实验结束时，低、中、高部位井的含水率分别为98.58％、90.98％和81.25％。

表3 10MPa设计吞吐压力进行CO2吞吐的实验结果

10MPa、60℃条件下，模型总采出程度为37.74％。其中，天然能量开发阶段模型的采出程度15.38％，天然能量开采结束时模型的综合含水为81.19％，边水的注入量为720mL，平均注入速度为4mL/min。10MPa设计吞吐压力进行CO2吞吐可提高模型采出程度22.36％，CO2吞吐结束时模型的综合含水为74.13％，该阶段内边水的注入量为594mL，平均注入速度为5.5mL/min，边水的注入速度增大。

10MPa设计吞吐压力条件下，低部位井(第一生产井3)、中部位井(第二生产井4)、高部位井(第三生产井5)的最终采出程度分别为6.75％、17.16％和13.83％，其中，低、中、高部位水平井天然能量开采阶段的采出程度分别为2.81％、9.10％和3.47％，CO2吞吐提高采出程度分别为3.94％、8.06％和10.36％。天然能量开采阶段，低、中、高部位水平井开井生产后地层压力迅速下降。低部位井距离边水较近，当边水注入量为0.07PV时低部位井含水率即达到90％以上，且此后低部位井一直维持在高含水产油阶段；中部位水平井在边水注入量为0.14PV时见水，含水率上升速度较快；由于高部位井距离边水距离较远，当边水注入量为0.21PV时高部位井才见水。天然能量开采结束时，低、中、高部位水平井的含水率分别为98.91％、88.99％和79.17％。

CO2吞吐阶段各水平井的含水率均有不同程度的降低。其中，低部位水平井含水率可降至65.30％，10MPa设计吞吐压力进行CO2吞吐起到了良好的抑制边水的作用。中部位及高部位水平井的含水率可降至0，CO2的注入对中部位及高部位的吞吐效果明显。CO2吞吐后期边水的作用明显，各水平井的含水率再次上升。实验结束时，低、中、高部位井的含水率分别为99.31％、87.87％和72.41％。

从本实施例的实验结果可以得到以下结论：1、水平井组CO2吞吐提高采出程度随着CO2设计吞吐压力的增加而增大，且不同部位水平井CO2吞吐阶段的采出程度也随着CO2设计吞吐压力的增加而增大。2、边水的存在导致不同部位水平井CO2吞吐增油的效果不同，由于距离边水水体较近，低部位水平井CO2吞吐的增油效果较差，边水突破较早；中部位及高部位水平井组距离边水的距离较远，CO2吞吐阶段提高采出程度较高，且构造位置越高，CO2吞吐增油的效果越好。

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、设置位置及其连接方式等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。