，为本实用新型提出的缝洞型碳酸盐岩油藏的物理模型结构示意图之二。所述物理模型包括:
[0048]溶洞12、裂缝、基板28和填充物9;其中，
[0049]所述溶洞12与所述裂缝置于所述基板28上，所述溶洞12与所述裂缝相连接于一体，所述填充物9用于模拟所述溶洞12填充情况；
[0050]所述物理模型设置有注入口 10、采出口 11和底水口 14。
[0051 ] 模型中溶洞为规则圆形形状，溶洞直径为200mm、300mm、400mm、500mm、600mm等，米用亚克力材质制作。裂缝采用聚四氟乙烯材料管线来模拟，管线内径为0.25mm、0.50mm、
0.75mm、1.00mm、1.50mm、2.00mm等。模型由裂缝、溶洞、基板构成，缝洞连接后将模型置于基板上，形成缝洞二维网络模型。
[0052]如图3所示，为本实用新型提出的缝洞型碳酸盐岩油藏的物理模型中的溶洞结构示意图。如图4所示，为本实用新型提出的缝洞型碳酸盐岩油藏的物理模型中的溶洞结构剖面示意图。溶洞12包括溶洞主体2和盖板1，所述溶洞主体2包括溶洞腔4、溶洞模型壁7和裂缝连接孔3;所述盖板1通过螺纹6和密封圈5将所述溶洞腔4密封;所述裂缝连接孔3设置在所述溶洞模型壁7上。
[0053]模型中溶洞与裂缝均无固定特征尺寸，裂缝分为大、中、小三个级别，实验模型中通过改变管径来模拟(尺寸为0.25mm?2mm之间)。三个级别的裂缝分别为大级别裂缝13、中级别裂缝16、小级别裂缝15。模拟裂缝管线的外直径相同，裂缝通过裂缝连接孔，采用与之配套的压环、压冒与溶洞相连接。压冒连接件、压环连接件均采用聚四氟乙烯材料制成，
[0054]溶洞大小可以根据适当改变，不同大小的溶洞设计有与之配套的密封圈5与盖板
1。溶洞的可拆卸设计，能够实现溶洞中充填模拟，模拟不同填充程度与不同填充物。具体充填物根据研究区域充填特征而定，一般情况下，采用不同粒径石英砂或者玻璃球来模拟疏松与致密充填。溶洞填充程度(即填充量)一般根据地质认识而定。一旦溶洞腔体内设置有填充物，溶洞腔体内包括溶洞未充填部分8和溶洞充填部分9。
[0055]该缝洞型油藏可视化驱替实验装置更接近实际油藏模型，尤其是对于溶洞型缝洞型油藏，能够模拟缝洞的离散化分布特征。对于充填溶洞的模拟更为实用。另外，缝洞模型的可拆卸性加强了实验的可操作性与灵活性，缩短了模型的建立、调整、维护周期，模型制作工艺简单、可重复利用，大大降低了实验成本。
[0056]如图5所示，为本实用新型提出的一种驱替模拟实验装置示意图。实验装置用于对上述物理模型进行驱替实验，实验装置包括:底水装置17、第一压力测量装置19、第二压力测量装置29、气源26、恒流栗25、气体流量控制仪18、模拟油容器27、模拟地层水容器23、计量装置21;其中，
[0057]所述物理模型的底水口14均与所述底水装置17、所述第二压力测量装置29相连；所述底水装置17与所述第二压力测量装置29之间设置一阀门24;
[0058]所述恒流栗25均与所述模拟油容器27的入口、所述模拟地层水容器23的入口相连通，所述模拟油容器27的出口、所述模拟地层水容器23的出口均与所述物理模型的注入口10相连;所述模拟油容器27的出口处、所述模拟地层水容器23的出口处均设置阀门24;[°°59]所述气源26通过阀门24与所述气体流量控制仪18的一端相连，所述气体流量控制仪18的另一端与所述物理模型的注入口 10相连；
[0060]所述物理模型的注入口10与所述第一压力测量装置19相连；
[0061]所述物理模型的采出口11通过阀门24与所述计量装置21相连。
[0062]另外，所述的缝洞型油藏的驱替实验装置还包含有用于记录实验过程的摄像装置20，其位于模型的前端。
[0063]本实用新型还提供了一种驱替模拟实验系统，包括:上述所述的物理模型和上述所述的驱替模拟实验装置。具体结构情况，在此不再重复。
[0064]下面通过具体实施例来对实用新型进行说明。
[0065]实施例1
[0066]为本实施例为模拟一种缝洞型碳酸岩盐油藏天然底水驱替开发后、水驱开发、注N2驱开发过程，其中注水和注气采用缝注洞采方式，即物理模型的注入口 10为注入口，物理模型的采出口 11为采出口，具体包括如下步骤:
[0067](1)模型连接与填砂
[0068]步骤一，如图3所示，根据实验模型连接缝洞模型，模型中含有溶洞12个，其中溶洞内直径为500mm共2个，溶洞内直径为400mm共3个，溶洞内直径为300mm共6个，溶洞内直径为200mm共1个。裂缝19条，其中，大级别裂缝共3条，中级别裂缝共4条，小级别裂缝12条。裂缝采用压环与压冒与溶洞连接。
[0069]步骤二，溶洞填砂，采用30目石英砂为作为充填介质填充溶洞。首先，根据溶洞体积与设计填充量计算填砂体积，再测量相应体积的石英砂，打开溶洞盖板，将砂填入溶洞中。所涉及的模型中，无填充溶洞1个，填充程度为25%溶洞1个，填充程度为50%溶洞8个，填充程度为75%溶洞2个。
[0070](2)饱和油实验
[0071]步骤一，模型抽真空，采用真空栗接入模型任一注入口或采出口，关闭其余所有进出口，当压力表显示为-0.1MPa时，关闭所有进出口，抽真空完毕。
[0072]步骤二，饱和油，利用抽真空过程中形成的负压饱和模拟油，为了便于可视化观察，实验用模拟油采用苏丹III试剂染色处理。为了增加饱和油的速度，采用恒流栗25将模拟油栗入至物理模型22中，打开恒流栗25-模拟油容器27-物理模型22管路，开始饱和油，记录恒流栗累计流量，即为饱和油量，直至整个模型均饱和完为止。
[0073](3)底水驱替实验
[0074]打开缝洞模型的注入口10与采出口 11，接入计量装置21，打开底水装置17-物理模型底水口 14管路，打开实验摄像装置20，打开连接与底水口 14的第二压力测量装置29，开始底水驱替实验。实验过程中，实时记录注入口 10与采出口 11的含水率、模型底水驱替压力、视频记录缝洞模型中底水驱替过程。当注入口 10与采出口 11中任一口的含水率大于98%时，关闭相应口，直至注入口 10与采出口 11均含水率均达到98%时，底水驱替实验结束。
[0075]本实验能够获取特定缝洞型油藏底水驱替过程中底水驱替压差变化，注入口10与采出口 11见水时间、含水率、产油速度、产液速度，油藏采收率、底水驱替剩余油分布等。
[0076](4)注水驱替实验
[0077]为便于模型可视化，注入水采用亚甲基蓝染色。注水过程中，底水通路保持打开，打开底水装置17-物理模型底水口 14管路。打开恒流栗25-模拟地层水容器23-物理模型注入口 10管路，打开物理模型采出口 11-计量装置21管路，打开实验摄像装置20，打开连接与底水口 14和注入口 10的第一压力测量装置19，按照设定的注水速度，开始注水驱替实验，实时记录采出口 11的含水率，模型注水驱替压力、底水驱替压力，视频记录缝洞模型中注水驱替过程。当采出口 11含水率大于98 %时，关闭采出口，注水驱替实验结束。
[0078]本实验能够获取特定缝洞型油藏在特定的注入方式下(缝注洞采)，注水驱替过程中驱替压差变化，采出口含水率、产油速度、产液速度，油藏采收率、注水驱替剩余油分布等。
[0079](5)注N2驱替实验
[0080]注他过程中，底水通路保持打开，打开底水装置17-物理模型底水口 14管路，打开N2气源26-气体流量控制仪18-物理模型注入口 10管路，打开物理模型采出口 11-计量装置21管路，打开实验摄像装置20，打开连接与底水口 14的第二压力测量装置29和注入口 10相连的第一压力测量装置19，按照设定的注气速度，开始注气驱替实验，实时记录采出口 11的含水率、含气率，模型注气驱替压力、底水驱替压力，视频记录缝洞模型中注气驱替过程。当采出口 11含水率大于98%时，关闭采出口，注气驱替实验结束。
[0081]本实验能够获取特定缝洞型油藏在特定的注入方式下(缝注洞采)，注气驱替过程中驱替压差变化，采出口含水率、含气率、产油速度、产液速度，油藏采收率、注气驱替剩余油分布等。
[0082]实施例2
[0083]为本实施例为模拟一种缝洞型碳酸岩盐油藏天然底水驱替开发后、水驱开发和