一种高温高压和边底水条件下井网模拟装置及其在驱油效果评价中的应用的制作方法

本发明涉及一种高温高压和边底水条件下井网模拟装置及其在驱油效果评价中的应用，属于石油开采技术领域。

背景技术：

油气藏补充能量或提高采收率过程中，为更大程度地提高油气藏的采收率，油田开发者往往会结合油藏本身特点及其所处的开发阶段，制定注采井网调整或加密生产井的措施，从而实现改变地层内流体分布、扩大注水(气)的波及体积的目的。通常，在进行注采井网优化的过程中，通常在现场划分区块进行先导性实验，验证注采井网优化的可行性，或进行数值模拟实验进行模拟，而采用先导性实验的方法周期长、投资大且难以得到规律性认识，数值模拟结果虽具有参考性，但考虑的地层因素较少，只能辅助分析，不能作为决定性的参考。目前，现有物理模拟实验采用的模型主要采用环氧浇筑方法，设计并模拟不同注采井网的生产方式，但环氧浇筑模型存在的主要问题是耐压程度较低(一般在3mpa以内)，从而使得实验压力远低于实际油藏条件(一般在10mpa以上)，从而影响模拟结果的可靠性。而对于常用的耐压达到10mpa以上的耐压模型，则至多能考虑五点井网，无法更准确地评价注采关系超过五点法生产方式。除此之外，对于不同注入介质在井网级别的提高采收率效果评价方面，当前的物理模拟方法仍存在诸多不足。例如，在模拟不稳定注水过程中，压力波动对注水的井网级别的波及效率和洗油效率影响显著，现有的模拟方式多以一维岩心驱替实验的方式模拟，不能真实评价不稳定注水方式在井网级别的注水波及效率问题；对于化学驱室内物理模拟实验，在模拟聚合物驱、复合驱、泡沫驱等过程中，实际油藏高温高压的条件对化学剂稳定性、吸附性等影响较大，现存的模拟条件并未考虑不同注采井网下压力对化学剂提高采收率的影响，缺乏不同注采井网级别接近地层高温高压条件下评价注入化学剂的波及效率和洗油效率的手段；在模拟调剖堵水过程中，现有评价方式多为一维条件，并未考虑调剖剂在不同注采井网条件下的控水増油效果。

在注气提高采收率的模拟方面，由于注入气在地层条件下的赋存状态受压力影响，其最终的提高采收率机理不同。对于注二氧化碳，低于混相压力条件下，其主要的提高采收率机理为降低原油粘度及溶解对原油的膨胀作用，达到或超过混相压力后，其主要的提高采收率机理为抽提轻质组分和溶解气驱。而现有的物理模拟技术由于无法实现井网级别的高压条件的混相，因此无法评价高压条件下井网级别注气提高采收率的评价。对于稠油油藏注蒸汽的物理模拟，模拟的开发方式主要为蒸汽驱或吞吐，现有模拟稠油油藏注蒸汽开发井网因素考虑较少，特别是对于蒸汽辅助重力泄油(steamasistgravitydrainage，简称sagd)开发方式的模拟，需要模拟水平井和直井等多种井组合开发，现有的物理模拟技术方式考虑的条件限制较多，无法满足真正的油藏生产条件。对于断块油藏开发的物理模拟，需考虑整个区块能量供给情况，如边水、底水或二者共同作用，衰竭能量大小，以及井网布置、断层、地层倾角等地质因素。现有模拟方法不能满足同时模拟边底水共同作用的条件，同时又兼顾考虑到地层倾角等地质因素，缺乏针对断块油藏多种复杂地质因素的综合考虑，与实际油藏条件和开发类型相差甚远。可见，现有的室内模拟评价技术不能同时满足实际油藏高温高压条件和多种开发井网模拟的要求。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种高温高压和边底水条件下井网模拟装置，能够同时满足高温高压条件和多种注采井网的要求，同时加入了边底水的作用，满足大部分油气藏的开发条件，最终实现油藏条件下不同注采介质的井网优化目的。

本发明首先提供一种径向流岩心夹持器，包括夹持器筒体；

所述夹持器筒体的两端设有顶盖和底盖；

所述顶盖上设有若干通孔a；

所述通孔a能模拟若干种井网部署。

所述径向流岩心夹持器中，所述井网部署包括常见直井开发模式(五点法、反五点法、四点法、九点法、反九点法、正七点法、反七点法、排状布井)、直井与水平井共同开发模式以及水平井组开发模式。

由于现有实验室高压径向流模型，只能模拟现场“一注四采”的五点法井网模型，不能模拟更多开发井网(如七点法、九点法等)，无法满足更多井网开发模式下的室内高压物理模拟要求。因此，根据现场油藏开发井网模型，设计不同通孔位置，进而设计出不同开发井网，最终实现模拟不同开发井网类型的室内实验模拟目的。

所述顶盖上的所述通孔的位置按油藏开发井网布置，实现了室内模拟油藏条件下不同注采井网的模拟。在现有“一注四采”的五点法井网基础上，拓宽了高压径向流的应用范围，通过重新设计，囊括了油藏工程上常见的注采模型，注采井网高压径向流室内模拟能够模拟九点法、方七点法、排状注水、正七点注采模式，填补了高温高压条件下室内模拟常规井网开发方式的空白。

所述顶盖，起到密封且连通所述夹持器筒体内部岩心模型的作用，按照开发井网布置规律，在所述顶盖上钻若干数量分布的所述通孔a，用于密封所述夹持器筒体内部伸出的生产井，实验过程中通过调整打开所述通孔a的位置，可以达到模拟不同开发井网的目的。

所述径向流岩心夹持器中，所述夹持器筒体的周壁上设有边水注入通孔，所述加持器筒体的内壁上于所述边水注入通孔的位置相应处设有筛网；

所述筛网可为高渗透筛网；

可通过调整边水注入压力、注入速率以及所述筛网目数大小，模拟不同边水能量和边水体的侵入速率。

所述径向流岩心夹持器中，所述夹持器筒体内沿其径向设有一隔板；

所述底盖与所述隔板形成一底水缓冲腔体；

所述底盖上设有底水注入通孔；

所述隔板上设有若干通孔b；

所述底水缓冲腔体的作用是缓冲注入端水的注入流速，使注入水均匀分布在腔体中，保证底水上升速度均匀；

所述隔板的作用是支撑岩心模型和模拟底水接触程度，调节所述通孔在所述隔板的分布情况可以模拟部分底水侵入、完全底水侵入等油藏条件。

可通过调整底水注入压力、注入速率以及所述隔板上所述通孔b的大小、密度，模拟不同底水能量和边水体的侵入速率。

如果无底水作用，可以密封所述隔板和所述底水注入通孔；如果油藏既有边水又有底水作用，可以与边水一起使用，二者注入系统互不影响。

在所述径向流岩心夹持器的基础上，本发明进一步提供了一种高温高压多井网物理模拟装置，包括注入模块、所述径向流岩心夹持器和采出计量模块；

所述注入模块包括依次连通的注入泵a和中间容器a；

所述中间容器a与所述径向流岩心夹持器的所述顶盖上的通孔a相连通，所述通孔a对应设于所述径向流岩心夹持器内的岩心模型上的注入井；

所述采出计量模块包括依次连通的气液分离装置和气体流量计，所述气液分离装置与所述径向流岩心夹持器的所述顶盖上的一个或多个通孔b相连通，所述通孔b对应于设于所述径向流岩心夹持器内的所述岩心模型上的生产井。

所述物理模拟装置中，所述注入泵a优选为恒速恒压泵。

所述物理模拟装置中，所述中间容器a为高温高压活塞中间容器，即能耐高温耐高压；

所述中间容器a与所述径向流岩心夹持器相连通的管线上设有回压阀，保证高压条件下恒速注入流体。

可根据回压设定大小，模拟油藏条件下注气/水的方式，实现高压条件下的注入。

所述物理模拟装置中，所述理模拟装置还包括边/底水注入模块；

所述边/底水注入模块包括依次连通的注入泵b和中间容器b；

所述中间容器b与所述径向流岩心夹持器的所述周壁上的所述边水注入通孔相连通。

所述物理模拟装置中，所述注入泵b优选为恒速恒压泵，通过调整所述注入泵b的流量模拟边水能量供给的强弱。

所述物理模拟装置中，所述中间容器b为高温高压活塞中间容器，即能耐高温耐高压；

所述中间容器b与所述径向流岩心夹持器相连通的管线上设有回压阀，以保证边底水注入过程中的稳定。

实现了高压条件下的边水注入。

所述物理模拟装置中，所述中间容器b还与所述径向流岩心夹持器的所述底盖上的所述底水注入通孔相连通；

通过所述回压阀，实现了高压条件下的底水注入。

本发明物理模拟装置能够用于驱油效果评价，能够模拟油藏高温高压条件(压力≤30mpa、温度≤100℃)，模拟的注入介质包括注水、注气(包括蒸汽、co2、n2、烃类气体和混合气体)和注化学驱(包括聚合物、泡沫和三元复合驱)。且能够模拟均质或非均质油藏，边水存在条件下，最多九口水平井/直井的同时注采的多井组开发的物理模型。评价边底水作用下多种井网开发效果，从而更接近油藏中实际生产条件。

本发明物理模拟装置中采用了多种井网高温高压径向流模型，因此可以模拟不同注入介质在多种注采关系下的注入过程，而不同注入过程的具体实验步骤差别较大，一般可按照下述步骤进行：

步骤一：根据实验模拟对象要求按照相似准则制作岩心模型，岩心模型对应部位布置生产井或注入井。

具体地，可包括如下步骤：

1、岩心预处理；

1.1根据实验需求，选取天然或人造岩心，并将其切割成与径向流相对应的尺寸，打磨岩心至表面平滑、整齐；

1.2用细毛刷将打磨后的原料岩心表面的细小灰尘刷出，用流动水冲刷打磨后的原料岩心；

1.3清理后的岩心放入恒温箱干燥，温度设置为80℃，烘干时间10小时以上，直至岩心干燥，测量岩心尺寸，计算视体积；

1.4如果采用水平井模型则需要人造岩心，并在预制过程中按完井层位、水平段长度、延伸方向等布置好井位，井位布置好后再压制成目标岩心；如果采用直井模型则可以在与顶盖上布置通孔的位置在模型上钻对应的盲孔，形成模拟需要的井网。

2、如果注入介质为气态，则在在岩心表面均匀涂覆厚度约0.2～0.4mm的环氧树脂，然后放在烘箱内干燥涂层，如果采用水驱或化学驱，则可以不必涂环氧树脂涂层，如果实验要求边水或底水注入，则与边水底水相接触的部位不覆盖环氧树脂涂层；

步骤二：处理岩心并装入岩心夹持器中，抽真空，确定束缚水饱和度和含油饱和度。

具体地，可包括如下步骤：

1、清洁夹持器壁，打开顶盖，将所述岩心装入夹持器的空腔中，并在岩心上部垫厚度为5mm～10mm的橡胶垫；

2、举升顶盖，使井的位置垂直对应所述顶盖上的通孔，并使管线顺利穿过所述顶盖，垂直落下所述顶盖，并用螺栓将所述顶盖压入所述夹持器筒体，封闭所述顶盖；

3、用手动计量泵从所述夹持器底部的通孔向夹持器壁与橡胶套筒之间的密封空腔内注入清水，提供模型岩心的围压和轴压；

4、待达到实验用的围压和轴压后，用压环和压铆密封顶盖上伸出的井；

5、将真空泵通过管线连接到所述顶盖上位于圆心的通孔，关闭其它井，对岩心抽真空2～4小时，用相同方式按顺序对其余井依次进行抽真空，时间不少于2小时；

6、将手摇泵通过管线连接到所述顶盖上位于圆心的通孔，关闭其它井，向该位于圆心的通孔内注入地层水至饱和状态，该岩心的孔隙体积等于注入水的体积；

7、用注入泵以位于圆心的通孔为注入井的入口，其余四口通孔中的一个通孔为采油井的出口，测该岩心的渗透率，然后更换采出井，最终得到四个方向上的渗透率；

8、向夹持器的一个通孔内注入原油至饱和状态，同时从另一个通孔采出水和原油，关闭其它通孔，计量采出水的体积，并且直至不再出水为止，然后更换通孔计量采出水的体积，继续注入原油使岩心内部压力升高至接近实验压力；

9、在油藏温度下，等待超过12小时，老化原油。

步骤三：根据模拟注入介质的提高采收率方法，选取对应的注入方式和参数，采集测量实验参数；

具体地，可包括如下步骤：

1、根据不同井网的注采关系选取注入井，且在注采井设定实验条件的回压；

2、按照设定的注入参数，使用恒压恒速泵通过高温高压活塞容器向岩心模型中注入介质，温度为目标区块地层温度，所述压力不超过50mpa，所述温度保持在

0℃～100℃；

3、按照注采关系，开启或部分开启其余的生产井，计量生产井的产液量和产气量，如果实验条件要求边水或底水存在，则打开边水和底水开关，使用恒速恒压泵注入边水和底水；

步骤三中边水条件的模拟具体实施过程为：

1、可以调整径向流井网开发模型(岩心)底部活塞的上升高度，进而改变边水的滤网与径向流井网开发模型的接触面积，灵活模拟边水与井网开发模型的相对位置；

2、可以根据边水注入端高渗透筛网的面积和网格目数大小模拟边水体与岩心模型的连通关系，通过调整注入量和注入速度模拟边水侵入模式；

3、在保证注入压力不超过围压条件下，结合网格面积、网格目数、注入量和注入速率可以模拟边水的能量的大小以及活跃程度。

步骤三中底水条件的模拟具体实施过程为：

1、可以调整隔板上的通孔面积和孔径，模拟底水与井网开发的连通模式，如果无隔板上未设置通孔，则模拟的是纯底水侵入条件；

2、可以调整底水注入端注入量和注入速度模拟底水侵入模式；

3、在保证注入压力不超过围压条件下，结合隔板、通孔数量、注入量和注入速率可以模拟底水的能量的大小以及活跃程度。

结合现有井网级别驱油效果评价模型及方法出现的问题，本发明提供的物理模型装置提高了模型的耐压耐温性能，同时增加了边底/水的作用，进而满足了多种注入介质条件下的井网级别的开发效果评价要求，使室内模拟方法与实际油藏条件及开发方式更接近，缩短了评价时间，降低了开发成本，完善了提高采收率室内评价技术。

附图说明

图1-1至图1-6为顶盖上的通孔分布以及各种井网部署，其中，图1-1表示顶盖上的通孔分布，图1-2表示“五点法”井网部署，图1-3表示“九点法”井网部署(包括正九点和反九点)，图1-4表示排状井网，图1-5表示“方七点法”井网部署(包括反方七点)，图1-6表示“七点法”注采井网部署(包括反七点)。

图2为径向流岩心夹持器顶盖上通孔分布的实物图。

图3为径向流岩心夹持器的边水注入端示意图，其中，左图为俯视图，右图为左视图；图中标记为：8边水注入通孔，9高渗透筛网。

图4为径向流岩心夹持器的边水注入端的实物图。

图5为径向流岩心夹持器的底水注入端示意图，图中标记为：10隔板，11底水缓冲腔体，12底水注入通孔，13底水隔板通孔b。

图6为径向流岩心夹持器的底水注入端的实物图。

图7为本发明高温高压和边底水条件下井网模拟装置的结构示意图，图中标记为：1恒速恒压泵，2高温高压活塞中间容器、3回压阀，4采出计量模块，5径向流岩心夹持器、6边/底水注入模块、7自控恒温箱。

图8为应用实施例1中现场注采井网部署情况。

图9为应用实施例1中注水井网径向流物理模型(顶盖上通孔的分布)。

图10为应用实施例1中单独调配水驱实验采出程度结果。

图11为应用实施例2中采用的岩心模型，图11(a)为侧视图，图11(b)为俯视图。

图12为应用实施例2中渗透率和配产下的co2驱采出程度曲线。

图13为应用实施例3中底水作用水平井注泡沫控水増油示意图(岩心模型)。

图14为应用实施例3中水平井注泡沫底水开发效果，其中，左图为模型生产动态曲线，右图为产油速率和产水速率。

图15为应用实施例3中“三注三采”排状注水模型设计图(岩心模型)。

具体实施方式

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

本发明首先提供一种径向流岩心夹持器，它包括夹持器筒体，夹持器筒体的两端设有顶盖和底盖，顶盖上设有若干通孔a，如图1-1所示，实物图如图2所示，通孔a能模拟若干种井网部署，如图1-2至图1-6所示，井网部署包括常见直井开发模式(五点法、反五点法、四点法、九点法、反九点法、正七点法和反七点法)、直井与水平井共同开发模式以及水平井组开发模式。由于现有实验室高压径向流模型，只能模拟现场“一注四采”的五点法井网模型，不能模拟更多开发井网(如七点法、九点法等)，无法满足更多井网开发模式下的室内高压物理模拟要求。因此，根据现场油藏开发井网模型，设计不同通孔位置，进而设计出不同开发井网，最终实现模拟不同开发井网类型的室内实验模拟目的。顶盖上的通孔a的位置按油藏开发井网布置，实现了室内模拟油藏条件下不同注采井网的模拟。在现有“一注四采”的五点法井网基础上，拓宽了高压径向流的应用范围，通过重新设计，囊括了油藏工程上常见的注采模型，注采井网高压径向流室内模拟能够模拟九点法、方七点法、排状注水、正七点注采模式，填补了高温高压条件下室内模拟常规井网开发方式的空白。顶盖起到密封且连通夹持器筒体内部岩心模型的作用，按照开发井网布置规律，在顶盖上钻若干数量分布的通孔a，用于密封夹持器筒体内部伸出的生产井，实验过程中通过调整打开通孔a的位置，可以达到模拟不同开发井网的目的。

为了实现边水注入的目的，如图3所示，在夹持器筒体的周壁上设有边水注入通孔8，加持器筒体的内壁上于边水注入通孔8的位置相应处设有高渗透筛网9，边水注入端的实物图如图4所示，可通过调整高渗透筛网9的目数大小，模拟边水供给体的大小。

为了实现底水注入的目的，如图5所示，夹持器筒体内沿其径向设有一隔板10，底盖与隔板10形成一底水缓冲腔体11，底盖上设有底水注入通孔12，隔板10上设有若干通孔b13。底水注入端的实物图如图6所示，底水缓冲腔体11的作用是缓冲注入端水的注入流速，使注入水均匀分布在腔体中，保证底水上升速度均匀。隔板10的作用是支撑岩心模型和模拟底水接触程度，调节通孔b13在隔板10的分布情况可以模拟部分底水侵入、完全底水侵入等油藏条件。如果无底水作用，可以密封隔板10和底水注入通孔12；如果油藏既有边水又有底水作用，可以与边水一起使用，二者注入系统互不影响。

在径向流岩心夹持器的基础上，本发明进一步提供了高温高压和边底水条件下井网模拟装置，其结构示意图如图7所示，包括注入模块、径向流岩心夹持器5和采出计量模块4。其中，注入模块包括依次连通的恒速恒压泵1、高温高压活塞中间容器2和回压阀3，回压阀3的出口与径向流岩心夹持器5的顶盖上的通孔a相连通，通孔a对应设于径向流岩心夹持器5内的岩心模型上的注入井。采出计量模块4包括依次连通的气液分离装置和气体流量计，气液分离装置与向流岩心夹持器5的顶盖上的一个或多个通孔b相连通，通孔b对应于设于径向流岩心夹持器5内的岩心模型上的生产井。为了实现对温度的控制，采出计量模块4和径向流岩心夹持器5设于自控恒温箱中。该物理模拟装置还包括边/底水注入模块6，包括依次连通的恒速恒压泵、高温高压活塞中间容器和回压阀，该回压阀的出口分别与径向流岩心夹持器的周壁上的边水注入通孔8和底盖上的底水水注入通孔12相连通，分别实现高压条件下的边水注入和底水的注入。

应用实施例1、平面非均质油藏不稳定注水模拟实验

结合实际区块注采井网的部署情况(图8)，设计了对应的五点法注水井网径向流物理模型(图9，顶盖上通孔位置选用“一注四采”的五点法，并用丝堵封死一口生产井)。径向流模型为平面非均质，有10md、20md和30md三种不同渗透率，其中10md和20md分别占总模型体积的29.18％。注水井i-0位于模型正中，模拟现场中的注水井h148-x35，三口生产井均匀分布在模型边缘，且位于不同渗透率区域。p-2位于10md区域，模拟现场生产井h148-x319；p-1位于30md区域，模拟现场生产井h148-x27；p-3位于20md区域，模拟现场生产井h148-x50。物理模型与实际井网的几何尺寸如表1所示。

表1物理模型与现场条件几何参数对比

1.1实验准备阶段

(1)用砂纸打磨模型至表面平整，测量岩心模型直径和厚度，计算视体积。

(2)将岩心模型放入径向流岩心夹持器中，向岩心夹持器加10mpa轴压和9mpa环压。

(3)岩心夹持器内部压力稳定时，抽真空、饱和地层水，计算孔隙体积。

(4)开启生产井其中一口井，关闭其他三口，恒速泵从注入井以0.5ml/min注入地层水，测量注入井和出口的压差，待压差稳定后计算各方向生产井的水测渗透率。保持以上相同方法，计算其生产井的渗透率。

(5)保持实验温度为65℃饱和模拟油至束缚水饱和度，计算初始含油饱和度，并老化48h。

(6)将装满地层水中间容器内部压力升高至5mpa，回压阀设定为4.5mpa。

2.同步注采方式

(1)以0.367ml/min恒速注水，同时打开p-1、p-2和p-3井，记录各生产井产油量、产水量。

(2)0.367ml/min注水速度下生产6小时后，将至0.244ml/min继续水驱2小时，记录各生产井产油量、产水量。

1.2实验结果

单独调配方式实验水驱采收率结果如表2与图10所示。单独调配方式实验模型的水驱最终采出程度为34.81％，各生产井的采出程度分别为16.59％、7.25％和10.97％，位于20md的生产井p-3采出程度最高。

表2单独调配方式的水驱采出程度

三口井同产阶段，位于30md的p-1井水驱采出程度最高，20md部位p-3井的采出程度次之，水驱采出程度与生产井所处渗透率呈正相关关系。平面非均质导致注入水平面分布不均，渗流阻力小的高渗部位波及体积较大，采出程度高。造波及到了渗透率较低的部位。

无水采油阶段，由于p-1井位于高渗条带附近，渗流阻力小，采出程度增幅较快，随调配的压差在高部位降低，采出程度增幅逐渐放缓；由于控制了生产压差，中低渗透率采出程度增幅相近，且随调配压差的升高，出现增加趋势；高渗条带方向产液量的下降以及中低渗透率部位产液量的提升促使了井组水驱采收率保持直线升高。当高渗井见水后，采出程度几乎不变，p-2井和p-3井采出程度继续升高，其中位于中渗区域的p-3井增幅最明显。

应用实施例2、平面非均质低渗油藏注co2模拟实验

2.1实验材料

(1)实验用油：按照目标区块油藏地层原油粘度配制模拟油。地面原油密度0.8771g/cm³，地层原油密度0.7463g/cm³；地面原油粘度20.4mpa.s，地下粘度1.2mpa.s，含硫0.21％，凝固点35.6℃，原油与co2最小混相压力为31.65mpa。

(2)实验用水：地层水总矿化度29884mg/l，水型为cacl2型，ph值为6.8；

(3)注入气体：co2，纯度为99.99％；

(4)实验用岩心模型

根据现场提供资料，依据矿场渗透率级差设计实验用模型如图11所示，模型直径40cm，厚度4.5～5.5cm，五点法注采井网，一注四采。模型为平面非均质模型，高渗区域气测渗透率为50×10^-3μm²，低渗区域气测渗透率为10×10^-3μm²，平面渗透率级差为5，实验用模型沿各方向渗透率如表3所示。

表3实验模型沿各方向渗透率

2.2实验方法及步骤

(1)准备岩心及安装设备

①所用岩心为直径为40cm，厚度为4.5cm的人工岩心，用砂纸打磨岩心，保证岩心表面平整，用流动水清洗表面，并用恒温箱烘干岩心，测量岩心尺寸，计算视体积；

②在岩心表面涂敷一层防腐蚀环氧树脂涂层，涂层厚度约为1.5mm；

③在岩心的上表面钻井4口，井位如图9所示，井深30mm；

④用氢氟酸处理井筒以防止粉末堵塞井壁，然后用清水冲洗岩心井孔，并将岩心放在烘箱内烘干；

⑤制作5条管线，管线底部采用射孔完井方式，孔眼直径为1.5mm，将管线穿过岩心夹持器顶盖的通孔插入到岩心井眼中的指定深度，并通过压帽将管线固定在夹持器上，用以模拟五点法注采井网。设定注入井井号为i-0，四口采油井的井号分别为p-1、p-2、p-3、p-4；

⑥将岩心放入岩心夹持器中，并安装顶盖，交替向夹持器加轴压和环压，轴压为10mpa，环压为9mpa。

(2)建立初始油水饱和度

①将真空泵通过管线连接到任意一口井，关闭其它四口井，对岩心抽真空约10-12小时；

②将手动计量泵连接到任意一口井，关闭其它四口井，饱和地层水，改变入口，同样方法饱和地层水，精确计量各入口注入水的总体积，即岩心的孔隙体积；

③用高压恒速恒压泵的恒速模式以注入井为入口，任意一口采油井为出口，同时关闭其它三口采油井，用地层水逐一水测岩心四个方向基质的渗透率。

④用测基质渗透率的方法向岩心饱和模拟地层原油，采用一注多采的形式，待任意一口井不再出水并恒定出油之后关闭该井，全部完成后饱和油结束，计算饱和油体积，并在60℃条件下老化超过48小时。

(3)实验步骤

①将准备实验用岩心模型抽真空，饱和水，水测渗透率，饱和模拟油，计算岩心视体积、孔隙体积、含油饱和度。

②设定实验温度为60℃，将回压阀连接至各个生产井，设置各生产井的回压(按渗透率和设计)。

③以1.2ml/min的恒定注入速度从i-0井注入co2进行连续气驱，同时打开四口生产井p-1、p-2、p-3和p-4，生产井连接气液分离装置，记录驱替时间，注气压力及四口生产井的产液量、产油量、产气量等实验数据；

④气驱至生产井的生产气油比达到3000m³/m³时停止co2连续气驱实验，记录驱替时间，注气压力及四口生产井的产液量、产油量、产气量等实验数据；同时计算按渗透率和配产条件下co2连续气驱的采出程度。

2.3实验结果

按照渗透率和配产的方式，各生产井产液能力及产气能力相对稳定。通过渗透率和配产的方式进行co2驱，实验结束是模型的最终采出程度为46.42％，p-1、p-2、p-3、p-4的最终采出程度分别为12.56％、15.52％、11.22％、7.22％。

表4渗透率和配产下的co2驱实验结果

图12为按渗透率和配产下co2驱各生产井累计产油量及生产气油比曲线。低渗透油藏co2驱生产动态曲线可分为三个阶段：无气采油阶段、油气同产阶段和气窜阶段。在无气采油阶段，各生产井未见气，随着注入气体在模型内部的推进，各生产井的累产油逐渐增大。随着注气前缘的继续推进，各生产井逐渐见气，co2驱进入油气同产阶段。在该阶段内，co2气体携带大量的原油产出，各生产井的累产油迅速增大，由此可见，油气同产期是提高采收率的关键阶段。随着co2的继续注入，各生产的生产气油比迅速增大，各生产井相继进入气窜阶段，累产油的增幅逐渐变缓，甚至不再增加，co2驱开发已无经济效益。

应用实施例3、底水作用油藏水平井注泡沫控水増油模拟实验

3.1实验材料

(1)实验用油：按照目标区块油藏地层原油粘度配制模拟油。地面原油密度0.8771g/cm³，地层原油密度0.7463g/cm³；地面原油粘度20.4mpa.s，地下粘度1.2mpa.s。

(2)实验用水：地层水总矿化度1524mg/l，水型为nahco3型；

(3)实验用岩心模型

根据实际水平井开发地层条件设计出的模型如图13所示，模型直径40cm，厚度4.5～5.5cm，1-4井均为监测井，5井为水平井。模型为低渗均质模型，气测渗透率为10×10^-3μm²。底水腔与模型连通，实验过程中通过恒速泵以设定的流速注水，即可模拟底水作用。

3.2实验步骤

(1)岩心加热烘干后抽真空，饱和模拟地层水，测定岩心的孔隙体积，计算岩心的孔隙度；

(2)测量岩心的水测渗透率；

(3)饱和模拟地层原油至束缚水饱和度，计算含油饱和度、含水饱和度；

(4)饱和油结束后继续注入一定量原油，将模型内压力增至地层压力，岩心在实验的温压条件下老化48小时；

(5)老化结束，进行底水驱油，直到含水率达到98％后停止；

(6)注入氮气泡沫，其中氮气和起泡剂分两轮次交替注入，待注入完成后闷井12小时；

(7)打开水平井进行生产，氮气泡沫吞吐与底水驱同时进行，待含水率达到98％后停止；

(8)停止加热，待冷却至室温后，向模型中淀粉凝胶段塞和，注完后开始加热，并闷井24小时；

(9)再次注入氮气泡沫，其中氮气和起泡剂分两轮次交替注入，待注入完成后闷井12小时；

(10)进行二次氮气泡沫吞吐和底水驱，至含水率为98％后，停止吞吐。

3.3实验结果分析

如图14左图所示，底水驱至0.045pv时为无水采油阶段，伴随着较长时间的含水上升期，含水率升至98％时底水驱阶段累积产油量为129.45ml；注入0.1pv氮气泡沫并闷井处理，开井后含水率最低降至80.52％，降幅达17.48％，氮气泡沫吞吐和后续底水驱阶段累积产油量为18ml；注入高强度淀粉凝胶进行裂缝封堵后，进行第2轮氮气泡沫吞吐和后续底水驱，此阶段含水率最低降至89.39％，降幅达8.61％，累积产油量为14.85ml。

如图14右图所示，底水驱阶段无水采油期的平均产油速率为0.5ml/min，而后产油速率快速下降，产水速率快速上升；氮气泡沫吞吐和后续底水驱阶段，产油速率小幅上升至0.3ml/min后逐渐下降，底水沿裂缝迅速水窜；注入高强度淀粉凝胶进行裂缝封堵后，氮气泡沫和后续底水驱阶段产油速率再次上升至0.3ml/min，随后迅速下降。

应用实施例4、排状注水水驱模拟实验

4.1实验材料

(1)实验用油：按照目标区块油藏地层原油粘度配制模拟油。地面原油密度0.8771g/cm³，地层原油密度0.7463g/cm³；地面原油粘度20.4mpa.s，地下粘度1.2mpa.s。

(2)实验用水：地层水总矿化度3254mg/l，水型为nahco3型；

(3)实验用岩心模型

根据实际区块排状注水生产井开发地层条件设计出的模型如图15所示，模型直径40cm，厚度4.5～5.5cm，i-1、2、3井均为注水井，p-1、2、3井为生产井。模型为均质高渗模型，气测渗透率为1000×10^-3μm²。无边底水作用，因此，实验过程中不存在底水腔和边水，模拟封闭地层排状注水。

4.2实验步骤

(1)岩心加热烘干后抽真空，饱和模拟地层水，测定岩心的孔隙体积，计算岩心的孔隙度；

(2)测量岩心的水测渗透率；

(3)饱和模拟地层原油至束缚水饱和度，计算含油饱和度、含水饱和度；

(4)饱和油结束后继续注入一定量原油，将模型内压力增至地层压力，岩心在实验的温压条件下老化48小时；

(5)待老化结束，进行同时开启所有生产井，进行排状注水驱油，水驱速率0.5ml/min直到其中的生产井含水率达到98％后停止；

4.3实验结果

排状注水模型水驱效果如表5所示。通过排状注水水驱结束后，各生产井的含水率均高于90％，累积产水量相差不大，说明注入水在水驱过程中均匀推进，未形成优势通道，引起造成明显突进；各生产井采出程度分别为17.50％、30.53％和19.13％，中间p-2井的采出程度明显高于位于模型边部的生产井p-1和p-3，说明通过排状注水，缩小了生产井间的死油区，扩大了注入水的波及体积，从而提高了注入水的波及效率。

表5排状注水水驱结果