心滩型油藏物理模型及其制作方法和实验方法与流程

本发明属于油藏开发研究领域，具体涉及一种心滩型油藏物理模型及其制作方法和实验方法。

背景技术：

石油资源是重要的国家战略资源，目前我国东部大部分油田都已进入开发中后期，对油藏的研究趋于精细化，其中剩余油的研究对油田稳产其关键性作用。我国东部油藏中，河流相类型油藏的石油储量占比最大，心滩型油藏又是河流相油藏的重要组成类型之一，因此，对心滩型油藏的研究具有重要意义。心滩是辫状河沉积的重要特征，心滩内部会有层状夹层分布，夹层一般为泥质或粉砂质泥岩组成，与上下储层相比，夹层物性较差，因此对剩余油的分布有一定影响，因此对心滩内储层构型对剩余油的研究是十分必要的。石油埋藏于地下，对油藏的认识通常是基于测井、地震等手段间接获取，因此对油藏的认识存在很大的不确定性。尤其到油藏开发后期，剩余油分布以及如何有效开采剩余油是所有开发中后期油田面临的难题。而油藏物理模拟实验技术通过在实验室内模拟油藏开发过程，通过实验获取剩余油分布规律，进而可以通过实验模拟开发方案生产效果，是目前解决剩余油分布及模拟开发方案可行性的重要手段。其中，油藏物理模型的设计对油藏物理模拟实验效果的影响巨大，因此需要油藏物理模型应尽可能与真实油藏相似。油藏储层是具有一定非均质性的，而且对于砂砾岩油藏，油藏内部的储层构型特征对剩余油的影响十分关键，而目前储层构型对剩余油影响的研究主要借助地质建模与数值模拟等理论方法，缺乏实验依据，而油藏物理模型中设置储层构型特征是难点。

油藏物理模型是实验室内模拟实际油藏开发过程的重要实验装置之一，油藏物理模型与真实油藏的相似程度直接影响实验效果及对油藏开发规律的认识。模型的模拟储层是模型的主体，现有模拟储层与油藏真实储层差异大，现有模拟储层在制作时为防止模型储层松散所采用的物料通常是不同粒径砂粒和胶故储层内部没有设置夹层，而实际心滩型油藏内部都分布有夹层，在石油开发地质专业中，夹层是指储层内部连续或不连续分布对储层起到部分分割作用的非渗透薄层或低渗透薄层。夹层是由于心滩型油藏的储层在沉积过程由于沉积环境的变化形成的，沉积环境的周期性变化导致了油藏储层的成层性，夹层是特定沉积环境的产物。夹层对储层中流体渗流作用具有一定影响，因此在设计心滩型油藏物理模型时，夹层不可忽略，而现有模型设计中没有设置夹层，未体现储层的构型特征对流体渗流的影响，获得的实验结果可信度低。

技术实现要素：

为解决现有油藏物理模型无法完全体现心滩型油藏特征导致实验结果可信度低的问题，本发明制作出一种心滩型油藏物理模型，能够体现油藏储层的非均质性及有仓储层的心滩型构型特征，可信度高，为心滩型油藏开发提供保障。本发明还涉及心滩型油藏物理模型的制作方法和实验方法。

本发明的技术方案如下：

一种心滩型油藏物理模型，其特征在于，包括具有多层模拟储层的模型本体、包覆于模型本体外部的密封层、设置在模型本体顶部的模拟井以及设置在模型本体底面的底部端口，所述模型本体还包括位于模拟储层之间的非渗透性夹层，所述非渗透性夹层的物性小于模拟储层的物性，所述非渗透夹层和模拟储层均具有垂向非均质性，所述模型本体通过模拟井和底部端口与外界相通。

优选地，所述非渗透性夹层根据采集的测井数据和岩心数据设计且所用材质为阻碍油水通过的材料，所述阻碍油水通过的材料为包括黏土、粉砂及胶配合而成的非渗透或低渗透率的人工岩心。

优选地，所述非渗透性夹层的总数量为一个以上，在各模拟储层之间的分布数量为0个至多个；所述非渗透性夹层在各模拟储层之间的分布位置与所占模型平面面积比例根据采集的测井数据和岩心数据进行调整，所述占模型平面面积比例为0％-90％；所述非渗透性夹层在各模拟储层之间的分布数量、位置以及占模型平面面积比例均根据实际油藏中夹层的分布情况等比例缩小设置，或根据实验研究需要进行自定义设置。

优选地，所述模拟井数量为一个或多个，其分布按照实际油藏井位进行设计，或按照实验需求设计。

优选地，所述多层模拟储层每一层为相同的厚度或不同的厚度，不同模拟储层具有相同的物性参数或不同的物性参数；所述多层模拟储层的厚度和物性参数设置依据对应的实际油藏三维地质模型分段统计平均值或油藏范围内测井解释成果资料分段统计平均值。

优选地，所述包覆于模型本体外部的密封层为厚度不小于1.5cm的环氧树脂层；所述模型本体为长方体或球形体或不规则体形状。

一种上述的心滩型油藏物理模型的制作方法，其特征在于，所述方法先根据油藏地质理论对采集的测井数据和岩心数据进行分析，并在确认储层沉积相为辫状河沉积后设计心滩型油藏物理模型，确定心滩型油藏物理模型的模型本体的模拟储层和非渗透性夹层对应的层数和结构；根据设计的心滩型油藏物理模型进行模型本体配料，模拟储层制作物料的重量份配比包括砂85％-95％以及胶5％-15％，非渗透性夹层制作物料的重量份配比包括黏土40％-80％、粉砂15％-45％以及胶5％-15％，在各自搅拌后按照设计的心滩型油藏物理模型的各模拟储层和非渗透性夹层的上下关系依次装入模具并埋设模拟井及底部端口，再对模具加压成型进而进行密封处理。

优选地，所述方法在设计心滩型油藏物理模型时是根据实际油藏垂向物性分布规律设计模拟储层物性参数，包括按照实际油藏的垂向物性参数差异进行划分模拟储层和非渗透性夹层，然后统计每个模拟储层和非渗透性夹层的物性参数及层厚度，按照该统计结果设计模型的垂向分层及每层物性参数，所述每个模拟储层和非渗透性夹层的物性参数数据均来源于对应的实际油藏的测井数据和岩心数据；在确定心滩型油藏物理模型的模型本体的模拟储层和非渗透性夹层对应的层数和结构后，根据实际心滩型油藏内部储层构型特征，在模型内部设置按相同或相似占比等比例缩小后的模拟夹层，非渗透性夹层分布范围也根据实际油藏中夹层分布占油藏含有面积比例等比例缩小设置。

一种上述的心滩型油藏物理模型进行的油藏模拟实验的方法，其特征在于，包括模型抽真空饱和水、模型饱和油、模拟油藏开发、模型取心分析剩余油四个步骤；

所述模型抽真空饱和水步骤包括模型气密性检查、抽真空前准备阶段、抽真空阶段、模型吸水阶段、模型打水五个阶段；

所述模型饱和油步骤包括底部注油饱和阶段、井间互注饱和阶段以及顶部注油饱和阶段三个阶段；

所述模拟油藏开发步骤包括连接实验装置、计算模拟底水驱动的注水流速、模拟生产三个阶段；

所述模型取心分析剩余油步骤包括取心设计、取心及岩心处理、测岩心核磁共振t2谱、岩心剩余油饱和度标定四项内容。

优选地，在所述模型饱和油步骤中，打开所有模拟井，先从底部端口注入模拟油，在重力作用下，模拟油会自下而上充满整个模型，直至所有模拟井全部出油为止，进而达到底部注油饱和；再寻找非渗透性夹层附近的模拟井，从非渗透性夹层一边附近的模拟井注入模拟油，非渗透性夹层另一边附近的模拟井打开，直到连续注入超过100ml不出水为止实现井间互注饱和；再利用平流泵同时从所有模拟井向模型内注入油，模型底部端口出液，直至模型底部端口不再出水则停止注油实现顶部注油饱和；

在模拟油藏开发步骤中，通过底部端口以预设的流速注水，注入水自下而上驱替模型中已经饱和的流体，从而实现模拟油藏底水能量开采过程；

在模型取心分析剩余油步骤中，采用核磁共振技术分析模型内部剩余油分布规律，测出每块岩心的核磁共振t2谱，利用密度差异法测一块边缘取心岩心的孔隙体积，重新进行饱和油测核磁共振t2谱，同时利用排水法测初始含油饱和度，得出实际油藏剩余油的分布规律。

本发明的有益效果为：

本发明提供的心滩型油藏物理模型，其模型本体除了多层模拟储层外，还包括根据实际心滩型油藏内部储层构型特征，在模型内部设置按相似占比等比列缩小后的位于模拟储层之间的非渗透性夹层，即根据实际心滩型油藏内部储层构型特征，在模型本体内部设置了模拟夹层——非渗透夹层，非渗透性夹层的物性较差，且非渗透夹层和模拟储层均具有垂向非均质性，即心滩型油藏物理模型的模拟储层物性参数是根据实际油藏垂向物性分布规律设计，垂向上是变化的，故能够体现油藏储层的非均质性及油藏储层的心滩型构型特征，可信度高。优选地，本发明的心滩型油藏物理模型设置的非渗透夹层采用黏土、粉砂及胶配合而成，而现有技术一般模型中的物料为不同粒径的砂粒和胶，整个模型中不添加黏土，而实际心滩油藏中是有夹层的，并且夹层与储层的区别为夹层泥质含量较高，一般超过40％，但现有技术在模型制作中如果加入黏土后，在后期实验过程中由于流体在模型内部渗流冲刷将黏土冲出，导致模型储层松散，故本发明突破了现有技术创建模型不添加黏土的技术偏见，将储层和非渗透夹层分别设计为不同物料配比，在受同等制作压力情况下，非渗透夹层会被压成相对致密层。在后期实验过程中，由于非渗透夹层相对来讲渗透率极低，流体从渗透率较高的储层渗流，避开冲刷非渗透夹层泥质成分，从而保证非渗透夹层不会被冲散，可以一直起到阻挡流体渗流的屏障作用，与实际油藏中的夹层的成分与效果都到达相似。引入心滩型储层构型的概念，在模拟储层与模拟储层之间设置物性较差的非渗透夹层，模拟油藏储层中的夹层，从而可以很好地模拟心滩型油藏中夹层对流体渗流及分布的影响，为心滩型油藏开发提供保障。

使用本发明的心滩型油藏物理模型进行心滩型油藏开发物理模拟实验时，通过底部端口或模拟井注入流体，如在底部端口注入水时，能够使模型达到饱和状态，在模拟油藏底水能量开采阶段，模型底部端口注入的水在模型中向上驱替流体的过程中，会遇到模型内部设置的夹层，由于夹层的非渗透性或低渗透性，会对流体的渗流与驱替起到一定的阻碍作用，从而模拟了心滩型油藏开发过程中油藏心滩内部夹层对剩余油的影响，为实验室内分析油藏内部夹层对剩余油产生的影响提供了方便，由于设计采用的模型更加逼真，因此实验可信度更高。

附图说明

图1为本发明优选的心滩型油藏物理模型三维示意图；

图2为本发明优选的心滩型油藏物理模型水平切片示意图。

图3为本发明优选的心滩型油藏物理模型垂向剖面切片示意图。

图4为本发明优选的心滩型油藏物理模型三维示意图的底面视角的结构示意图。

本发明的附图标号列示如下：

1-模型本体；11-第一储层；12-第二储层；13-第三储层；14-第四储层；15-第五储层；21-第一夹层；22-第二夹层；23-第三夹层；24-第四夹层；3-模拟井；4-底部端口。

具体实施方式

为了更清楚的理解该发明的内容，将结合附图和实施例详细说明。

本发明涉及一种心滩型油藏物理模型，包括具有多层模拟储层的模型本体、包覆于模型本体外部的密封层、设置在模型本体顶部的模拟井以及设置在模型本体底面的底部端口，模型本体还包括位于模拟储层之间的非渗透性夹层(以下可简称夹层)，该非渗透性夹层的物性小于模拟储层的物性，且非渗透夹层和模拟储层均具有垂向非均质性，模型本体通过模拟井和底部端口与外界相通。

如附图1所示，该实施例的模型本体1具有五层模拟储层，从上到下依次由第一储层11、第二储层12、第三储层13、第四储层14、第五储层15所构成，模型本体顶部上分布有多个模拟井3，当然，模拟井3的数量可以为一个或多个，井位分布可以按照实际油藏井位进行设计，也可以按照实验需求设计不同井型。模型可以存在多层相同的物性或不同物性的模拟储层，厚度可以相同也可以存在不同，如该实施例的第一储层11、第二储层12、第三储层13、第四储层14、第五储层15在垂直方向上依次排列并各自具有不同的物性参数。多层模拟储层的厚度和物性参数设置依据对应的实际油藏三维地质模型分段统计平均值或油藏范围内测井解释成果资料分段统计平均值。设置模型垂向上的分层厚度及每层的物性参数，更加精确地模拟心滩型油藏储层的垂向非均质性。如附图4所示，在模型本体1底部中央位置设置有底部端口4，用于模型饱和流体时从此端口注入流体，在模拟油藏开发阶段，通过此端口注水，模拟油藏天然底水能量开采。模型本体1的形状可以如图1或4所示为长方体，也可以为球形体或其它不规则体形状。模型本体1外部包覆有密封层(图中未显示)，该密封层可以为厚度不小于1.5cm的环氧树脂层。

本发明模拟储层的材质为包括砂和胶配合而成的材料，此处涉及的砂，根据渗流率需要可以是粗砂、中砂、细砂、粉砂或几种不同粒径的砂混合；位于模拟储层之间的非渗透性夹层为物性相对较差的薄层，所用材质为阻碍油水通过的材料，优选阻碍油水通过的材料为包括黏土、粉砂及胶配合而成的非渗透或低渗透率的人工岩心，当然也可以是其它阻碍油水通过的材料。非渗透性夹层是根据采集的测井数据和岩心数据设计，非渗透性夹层的总数量为一个以上，在各模拟储层之间的分布数量为0个至多个，也就是说，根据采集的数据，模拟储层之间可能存在非渗透性夹层，也可能不存在非渗透性夹层。非渗透性夹层在各模拟储层之间的分布位置与所占模型平面面积比例根据采集的测井数据和岩心数据进行调整，占模型平面面积比例为0％-90％；非渗透性夹层在各模拟储层之间的分布数量、位置以及占模型平面面积比例均根据实际油藏中夹层的分布情况等比例缩小设置，或根据实验研究需要进行自定义设置。

如附图3所示，第一储层11与第二储层12之间设置有第一夹层21和第二夹层22；第二储层12与第三储层13之间设置有第三夹层23；第三储层13与第四储层14之间设置有第四夹层24。第四储层14与第五储层15之间没有设置夹层。第一夹层21和第二夹层22在第一储层11与第二储层12之间的分布以及所占模型平面面积比例如图2所示。

本发明还涉及上述的心滩型油藏物理模型的制作方法，包括心滩型油藏构型分析、心滩型油藏物理模型设计和心滩型油藏物理模型制作三个步骤；

1、所述心滩型油藏构性分析步骤，是根据油藏地质理论对采集的测井数据和岩心数据进行分析，具体可以利用地震资料、测井资料、岩心资料、分析化验资料等基础数据，借助地质知识及油藏知识对地下实际油藏进行研究，在确认储层沉积相为辫状河沉积后，寻找典型砂体，即心滩坝；对心滩坝进行详细解剖分析。

2、所述心滩型油藏物理模型设计在确认储层沉积相为辫状河沉积后依据实验条件做出心滩型油藏物理模型的具体设计，确定心滩型油藏物理模型的模型本体的模拟储层和非渗透性夹层对应的层数和结构。非渗透性夹层简称夹层，夹层是指储层内部连续或不连续分布对储层起到部分分割作用的非渗透薄层或低渗透薄层。夹层是由于心滩型油藏的储层在沉积过程由于沉积环境的变化形成的，沉积环境的周期性变化导致了油藏储层的成层性，夹层是特定沉积环境的产物。夹层对储层中流体渗流作用具有一定影响，因此在设计心滩型油藏物理模型时，夹层不可忽略。

3、所述心滩型油藏物理模型制作依据心滩型油藏物理模型的具体设计，经过砂粒筛选、砂泥配比、胶结、埋设模拟井及底部端口、压制流程制成心滩型油藏物理模型的储层岩心，即模型本体，然后再用密封层对模型本体进行密封。具体地，根据设计的心滩型油藏物理模型进行模型本体配料，模拟储层制作物料的重量份配比包括砂(优选粉砂)85％-95％以及胶5％-15％，非渗透性夹层制作物料的重量份配比包括黏土40％-80％、粉砂15％-45％以及胶5％-15％，在各自搅拌后按照设计的心滩型油藏物理模型的各模拟储层和非渗透性夹层的上下关系依次装入模具并埋设模拟井及底部端口，再对模具加压成型进而进行密封处理，优选可用环氧树脂对模型进行密封，环氧树脂厚度要在1.5cm以上，形成一个完整的心滩型油藏物理模型。

进一步优选地，本发明的模型制作方法在设计心滩型油藏物理模型时是根据实际油藏垂向物性分布规律设计模拟储层物性参数，包括按照实际油藏的垂向物性参数差异进行划分模拟储层和非渗透性夹层，然后统计每个模拟储层和非渗透性夹层的物性参数及层厚度，按照该统计结果设计模型的垂向分层及每层物性参数，所述每个模拟储层和非渗透性夹层的物性参数数据均来源于对应的实际油藏的测井数据和岩心数据。

在确定心滩型油藏物理模型的模型本体的模拟储层和非渗透性夹层对应的层数和结构后，根据实际心滩型油藏内部储层构型特征，在模型内部设置按相同或相似占比等比例缩小后的模拟夹层，而非渗透性夹层作为模拟夹层可以为物性相对较差的人工岩心或非渗透人工岩心以及其他类似能起遮挡作用的材料制成，模拟夹层位于各模拟储层之间，但并不限于每两层模拟储层之间都会有模拟夹层，模拟夹层分布范围可以根据实际油藏中夹层分布占油藏含有面积比例等比例缩小设置，或根据实验研究需要自行决定模拟夹层的分布位置与分布大小。

模型的模拟储层物性参数是根据实际油藏垂向物性分布规律设计的，即首先按照实际油藏的垂向物性参数差异进行划分单元层，然后统计每个单元层的物性参数及层厚度，按照该统计结果设计模型的垂向分层及每层物性参数。每个单元层的物性参数数据来源于对应的实际油藏三维地质模型或油藏范围内测井解释成果资料。

本发明还涉及一种利用上述的心滩型油藏物理模型进行的油藏模拟实验的方法，包括模型抽真空饱和水、模型饱和油、模拟油藏开发、模型取心分析剩余油四个步骤；

(1)模型抽真空饱和水

由于油藏物理模型除了注入孔和排出孔以外是全密封的，因此模型饱和水的过程有一定难度，为了提高饱和效果，该实验采用先真空吸水饱和、后打水饱和的方法进行模型饱和水。具体操作步骤分为以下五步:模型气密性检查、抽真空前准备阶段、抽真空阶段、模型吸水阶段、模型打水阶段。

①模型气密性检查：将油藏物理模型阀门和管线连接好后，将模型连接至抽真空系统，关闭物理模型上其余的全部阀门，打开抽真空泵进行抽真空，10分钟之后，关闭真空泵，关闭电源，检查真空泵压力表是否回降，若有回降，则模型密封有问题，进行螺丝加固检查等；如果真空泵上压力表能够最终维持稳定，则说明模型密封良好。

②抽真空前准备阶段：该阶段主要是准备好足量的氯化锰水溶液置于大烧杯中，记录溶液初始体积，并将模型所有吸水端口阀门都关闭。根据模型尺寸计算和模型最大孔隙度计算需要溶液总体积。

③抽真空阶段：在准备阶段弄好之后，只打开与真空泵相连的阀门，模型其余端口全部关闭，开始进行模型抽真空。打开电源，打开真空泵进行抽真空，抽真空时间不少于10小时。

④模型吸水阶段：抽真空10小时以上后，压力表显示压力-0.1mpa，打开所有吸水阀门，此时注意抽真空端是否有流体流出模型，到刚一看到抽真空端的管线中有水珠从模型抽出立即关闭真空泵，并将抽真空端口阀门完全关闭，等待模型继续吸水饱和，模型吸水速度随时间减慢，直到最后完全不再吸水为止，到此模型吸水饱和过程完成。

⑤模型打水阶段：在模型吸水饱和过程完成后，为了更好的保证模型饱和水，再对模型进行打水处理。从模型下端的注水孔用平流泵进行打水，其他所有端口打开阀门，并将出口端浸没在烧杯的水中，在此过程要计量注入水量和出水量，直到所有出水端口不再冒出气泡为止，结束模型打水。

(2)模型饱和油

由于模型整体的密封性，只能通过模型下部的注水孔和模型顶部的模拟井进行饱和油，根据模型总孔隙体积，准备足量模拟油(染色处理)。为了模拟油气向储层中充注的过程，模型主要通过从底部自下而上饱和油；为了饱和更完全，辅以模型顶部井间互注和顶部注油饱和。整个模型饱和油过程分为三个阶段：底部注油饱和阶段、井间互注饱和阶段和顶部注油饱和阶段。

①底部注油饱和阶段：首先，让平流泵先吸染色后的油，确保平流泵中已经饱和油；然后，将模型底部端口与平流泵相连，平流泵吸液端口浸入染色后的油中，顶部所有模拟井上的阀门同时打开，并准备好烧杯收集所有模拟井出液，打开平流泵电源，开始不间断的利用平流泵进行饱和油。在饱和过程中观察每口模拟井的出液情况，将已经开始完全出油的井关掉，直到所有井长时间内全部出油为止，关闭所有端口阀门，该饱和阶段完成。

②井间互注饱和阶段：由于模型内部夹层的存在，只从下部注油饱和可能波及不到夹层附近的储层。因此，采用井间互注的方法，通过使液体在模型中的横向流动来饱和夹层上下的区域。具体操作：寻找夹层附近的模拟井，从夹层一边附近井注入油，夹层另一边附近的井打开，直到连续注入超过100ml不出水为止，对所有夹层附近的井都进行如此操作，完成以上过程后关闭所有端口阀门。

③顶部注油饱和阶段：在底部注油饱和阶段和井间互注饱和阶段这两个阶段完成后，静置72小时，在重力分异作用下，水会聚集于模型下部，此阶段就是将由于重力分异作用聚集于模型下部的水驱替出来饱和上油。首先将连通阀内充满油，把所有模拟井的端口与连通阀连接，平流泵也连接至连通阀，模型底部端口连接到烧杯中；然后打开所有阀门，利用平流泵同时从所有模拟井向模型内注入油，模型底部端口出液；至少要等到模型下部端口不再出水可停止注油，关闭平流泵，也可适当延长注油时间，完成后关闭模型上所有阀门。

到此模型饱和油步骤全部完成。

(3)模拟油藏开发

也称为模拟底水能量驱动生产，分为三个步骤：连接实验装置、计算模拟底水驱动的注水流速、模拟生产。

①连接实验装置：将物理模型顶部的模拟井分别连接到量筒，用于计量每口井的产液情况；将平流泵中的煤油用氯化锰溶液驱替出来，同时将平流泵中饱和氯化锰溶液，把平流泵吸液端口浸没在氯化锰溶液中，并将平流泵接到模型底部的注水口。

②计算模拟底水驱动的注水流速：底水上升过快，会形成水锥，从而影响油藏模型整体的开采效果。因此，为了避免模拟井见水较快，形成水锥，理论上只要采用低于临界产量的注水速度即可。所述计算模拟底水驱动的注水流速阶段包括按照模型的尺寸以及相关数据，根据临界产量公式计算注水速度。

所述临界产量公式：

其中，

k-渗透率，取调和平衡值

δρow-油水密度差，取200kg/m³

h-油层厚度，取模型厚度0.15m

b-射孔位置，取模型射孔位置0.04m

bo-体积系数，取1

μo-煤油粘度，取3.0mpa·s

re-泄油半径，取模型边长的一半0.15m

rw-油井半径，测量模拟井为0.5mm

③模拟生产：同时打开模型顶部生产井阀门和底部注水口阀门，打开平流泵，每隔30分钟记录一次各模拟井的出液情况。不间断驱替直到所有井都不在出油为止，其间根据每口井的实际生产数据通过调整阀门开启程度来调整各井的产液量，使各模拟井的产液量之比大致与实际各井产液量之比一致，避免个别模拟井不产液或产液过多。生产完毕后关闭模型上所有阀门。

(4)模型取心分析剩余油

由于油藏物理模型为全封闭的，剩余油分布无法直观观察，只能借助其他手段来获取。该实验方法采用核磁共振技术来研究模型内部剩余油分布规律，测出每块岩心的核磁共振t2谱，利用密度差异法测一块边缘取心岩心的孔隙体积，重新进行饱和油测核磁共振t2谱，同时利用排水法测初始含油饱和度，得出实际油藏剩余油的分布规律。取心测剩余油饱和度主要包括取心设计、取心及岩心处理、测岩心核磁共振t2谱、岩心剩余油饱和度标定四个步骤。

①取心设计：取心位置设计主要考虑了两个方面因素，一方面是取心位置分布尽量均匀，以便对整个模型作平面剩余油分析；另一方面，要考虑剩余油分布影响因素，本模型主要考虑夹层、井网、非均质性等的影响。

②模型取心及岩心处理：模型取心按标准取心(直径为25mm)从模型顶部一次取到模型底部，取出后按编号给岩心标记并测量各块岩心直径和长度，完成后用保鲜膜进行密封，防止岩心内部流体挥发。由于核磁共振实验设备技术的限制，只能测量岩心整体的t2谱，因此，岩心取出后要按照夹层及渗透率差异将岩心进行切割分段，并对每段岩心进行标记密封。

③测岩心核磁共振t2谱：将每块岩心依次单独放入核磁共振渗流实验分析仪中进行核磁扫描，测出每块岩心的t2谱数据，并将数据记录保存。

④岩心剩余油饱和度标定：利用密度差异法测一块边缘取心岩心的孔隙体积，重新进行饱和煤油，然后测核磁共振t2谱，作为初始含油饱和度的t2谱，同时利用排水法测初始含油饱和度，其他岩心的t2谱与此比较即可得出剩余油情况。

本发明心滩型油藏物理模型底部端口工作原理：利用本发明技术方案设计的心滩型油藏物理模型进行油藏物理模拟实验的过程中，模拟模型饱和流体阶段：打开模型本体1上所有模拟井3，从底部端口4以尽可能小的流速注入流体，在重力作用下，流体会自下而上充满整个模型，从而保证了整个模型的流体饱和效果。在此过程中，流体可以均匀的渗入模拟储层11-15，当流体遇到设置在模拟储层之间的夹层21-24时会被迫绕过夹层，在局部地区形成不均匀压力分布，模拟结果更加接近实际油藏情况。模拟油藏天然底水开采过程，在模型本体1已经处于流体饱和的状态下，从底部端口4以自定的流速注入水，由于水密度更大，注入的水会自下而上驱替模型中的饱和流体，实现模拟油藏底水开采过程。在此过程中，流体以及注入的水可以无阻碍的流过模拟储层11-15，但当流体以及注入的水遇到设置在模拟储层之间的夹层21-24时会被迫绕过夹层，在局部地区形成不均匀压力分布，模拟结果更加接近实际油藏开采情况。

模拟生产阶段夹层的工作原理：在模拟油藏底水能量开采阶段，模型底部端口注入的水在模型中向上驱替流体的过程中，会遇到模型内部设置的夹层，由于夹层的非渗透性或低渗透性，会对流体的渗流与驱替起到一定的阻碍作用，从而模拟了心滩型油藏开发过程中油藏心滩内部夹层对剩余油的影响，为实验室内分析油藏内部夹层对剩余油成因提供了方便。

油藏物理模拟实验工作原理：通过驱替泵提供动力驱动流体从底部端口进入模型，模拟底水能量对模型进行开采，通过计量模拟井的出液情况，模拟实际油藏井的产液情况，经过模拟实际油藏生产过程，留在模型中的油即为油藏的剩余油。由于模型中设计了夹层，夹层的非渗透性对流体渗流能起到遮挡作用，因此可以利用该模型进行心滩型油藏的开采过程研究，通过研究模型内部剩余油的分布规律，推测实际油藏剩余油的分布规律。

本发明实现了一套完整的适用于心滩型油藏模型的物理模拟方法，针对心滩型油藏模型内部非渗透性夹层附近流体饱和方法进行了创新，通过非渗透性夹层附近井井间互助方法来进行夹层附近储层剩余油饱和。此实验流程设计与油藏实际开采过程更加相似，所设计的油藏物理模型与真实心滩型油藏更加接近，实验可信度更高。

以上所述仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换等都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求书的保护范围为准。