一种油藏可视化驱替模拟装置及方法与流程

本发明涉及油藏驱替模拟装置，尤其是涉及一种油藏可视化驱替模拟装置及方法。

背景技术：

目前我国大部分油田已进入油气开发晚期，含水率高、采收率低。因此，通过驱替模拟试验掌握油藏的出水规律、提高油气采收率对油气田开发具有十分重大的意义，尤其对于储层结构复杂的油藏，油藏的出水规律的研究更为重要。

现有的驱替模拟试验装置主要注重于宏观的模拟缝洞油藏进行简单的水驱油驱替实验，不能从微观角度观察油水在不同形态、不同大小的孔缝中的流动状态，更不能总结归纳缝洞油藏出水规律，不能对油藏的开发进行有效的指导。

技术实现要素：

有鉴于此，有必要提供一种能从微观角度观察油水在不同形态、不同大小的孔缝中的流动状态，总结归纳缝洞油藏出水规律，从而对油藏的开发进行有效的指导的油藏驱替模拟装置及对应的驱替模拟方法。

本发明提供了一种油藏可视化驱替模拟装置，包括：油藏模型、进液机构以及检测机构，

所述油藏模型具有型腔，所述油藏模型由透明材料制成；

所述进液机构包括平流泵、第一容器、第二容器以及第三容器，所述平流泵的出口与所述型腔连通，所述平流泵的出口与所述型腔的连通通道上设有压力传感器，所述第一容器、所述第二容器以及所述第三容器均与所述平流泵的进口连通，所述第一容器与所述平流泵的进口的连通通道上设有第一电磁阀，所述第二容器与所述平流泵的进口的连通通道上设有第二电磁阀，所述第三容器与所述平流泵的进口的连通通道上设有第三电磁阀；

所述检测机构包括夹具、量筒、摄像装置、处理器以及恒温装置，所述夹具用于夹持所述油藏模型、所述量筒与所述型腔连通，所述摄像装置与所述油藏模型相对设置，所述处理器与所述摄像装置电连接，所述恒温装置具有一恒温腔，所述油藏模型位于所述恒温腔内。

本发明还提供了一种油藏可视化驱替模拟方法，包括如下步骤：

(1)搭建油藏可视化驱替模拟装置，并记录所述油藏模型的孔隙体积v0，其中，所述油藏模型根据研究区油藏类型制作；

(2)将制作好的油藏模型中的一个安装于夹具上；

(3)将石油、水、堵剂分别加入第一容器、第二容器和第三容器中；

(4)开启恒温箱，并在恒温箱内的温度达到设定温度值后，开启摄像装置及处理器；

(5)关闭第一电磁阀和第三电磁阀，打开第二电磁阀，开启平流泵后使第二容器中的水顺着管道流入油藏模型的型腔，调节平流泵的功率使压力传感器显示的压力达到设定压力值，当有水从所述型腔流出时，关闭第二电磁阀和平流泵；

(6)打开第一电磁阀，开启平流泵使第一容器中的石油顺着管道流入油藏模型的型腔，调节平流泵的功率使压力传感器显示的压力达到设定压力值，当有石油从所述型腔流出时，关闭平流泵和第一电磁阀，记录注入的石油总体积v1；

(7)打开第二电磁阀，开启平流泵使第二容器中的水顺着管道流入油藏模型的型腔，调节平流泵的功率使压力传感器显示的压力达到设定压力值，记录平流泵显示的水驱流速v，当在第一设定时间内未见石油从所述型腔流出时，关闭平流泵和第一电磁阀，记录第二次水驱的时间t，并记录量筒中的水量v2和油量v3，并计算出所述油藏模型对应的采收率er、含水率w以及注入流体量；

(8)取出油藏模型，将型腔内的水和石油全部倒出后再将油藏模型重新安装到夹具上，重复步骤(4)-步骤(6)，打开第三电磁阀，开启平流泵，第三容器中的堵剂顺着管道流入油藏模型的型腔，观察堵剂在型腔中的成胶、封堵情况，并在第二设定时间后关闭第三电磁阀和平流泵；

(9)重复步骤(7)，观察堵剂封堵情况下石油和水的转向情况，并计算堵剂封堵情况下的采收率；

(10)更换油藏模型，重复步骤(3)-步骤(10)，直到将所有的油藏模型都试验完毕。

与现有技术相比，本发明提出的技术方案的有益效果是：通过检测机构对油藏的出水规律进行可视化模拟，从微观角度观察油水在不同形态、不同大小的孔缝中的流动状态，总结油藏的出水规律，从而对油气田开发进行有效的指导。

附图说明

图1是本发明提供的油藏可视化驱替模拟装置的一实施例的结构示意图；

图2是图1中夹具的结构示意图；

图3是本发明提供的油藏可视化驱替模拟装置的一实施例中塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏的裂缝型油藏模型；

图4是本发明提供的油藏可视化驱替模拟装置的一实施例中塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏的缝洞型油藏模型；

图5是本发明提供的油藏可视化驱替模拟装置的一实施例中塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏的溶洞型油藏模型；

图中：1-油藏模型、2-进液机构、3-检测机构、11-型腔、21-平流泵、22-第一容器、23-第二容器、24-第三容器、25-压力传感器、26-第一电磁阀、27-第二电磁阀、28-第三电磁阀、29-四通、31-夹具、311-夹具主体、312-固定螺栓、313-进液口、314-出液口、32-量筒、33-摄像装置、34-处理器、35-恒温装置、36-光源、1a-均质裂缝型油藏模型、1b-非均质低极差裂缝型油藏模型、1c-非均质高极差裂缝型油藏模型一、1d-非均质高极差裂缝型油藏模型二、1e-多缝交叉裂缝型油藏模型、2a-串行缝洞型油藏模型、2b-并行缝洞型油藏模型、3a-岩溶洞穴型油藏模型、3b-充填型岩溶洞穴型油藏模型。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

请参照图1，本发明提供了一种油藏可视化驱替模拟装置，包括油藏模型1、进液机构2以及检测机构3。

请参照图2-图5，所述油藏模型1具有型腔11，所述油藏模型1由透明材料制成。

请参照图1，所述进液机构2包括平流泵21、第一容器22、第二容器23以及第三容器24，所述平流泵21的出口与所述型腔11连通，所述平流泵21的出口与所述型腔11的连通通道上设有压力传感器25，所述第一容器22、所述第二容器23以及所述第三容器24均与所述平流泵21的进口连通，所述第一容器22与所述平流泵21的进口的连通通道上设有第一电磁阀26，所述第二容器23与所述平流泵21的进口的连通通道上设有第二电磁阀27，所述第三容器24与所述平流泵21的进口的连通通道上设有第三电磁阀28。

请参照图1，所述检测机构3包括夹具31、量筒32、摄像装置33、处理器34以及恒温装置35，所述夹具31用于夹持所述油藏模型1、所述量筒32与所述型腔11连通，所述摄像装置33与所述油藏模型1相对设置，所述处理器34与所述摄像装置33电连接，所述恒温装置35具有一恒温腔，所述油藏模型1位于所述恒温腔内。

优选地，请参照图1，所述检测机构3还包括光源36，所述光源36与所述油藏模型1相对设置，从而为摄像装置33的拍摄进行补光。

优选地，请参照图1，所述摄像装置33为体视显微镜。

优选地，请参照图1，所述透明材料包括玻璃。

具体地，请参照图2，所述夹具31包括夹具主体311以及若干个固定螺栓312，所述夹具主体311包括上夹板及下夹板(未示出)，所述下夹板贴合于所述上夹板，各个所述螺栓312用于固定所述上夹板及所述下夹板，所述夹具主体311上设有进液口313和出液口314，所述进液口313和所述出液口314用于与所述型腔11连通。在安装本驱替模拟装置时，需要将油藏模型1的进液端和出液端分别安装于进液口313和出液口314内。

具体地，请参照图1，所述进液机构2还包括四通29，所述四通29的四个接口分别与所述第一容器22、所述第二容器23、所述第三容器24以及所述平流泵21的进口连通。

本发明还提供了一种油藏可视化驱替模拟方法，该方法基于上述油藏可视化驱替模拟装置，所述油藏可视化驱替模拟方法包括如下步骤：

(1)搭建如权利要求1-4任意一项所述的油藏可视化驱替模拟装置，并记录所述油藏模型的孔隙体积v0，其中，所述油藏模型根据研究区油藏类型制作；

本实施例以塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏作为研究对象，塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏是经过多期次的古构造—岩溶叠加改造作用而形成的古潜山型油藏，受构造作用和古岩溶作用的影响，储渗空间形态多样、大小悬殊、分布不均，储集体类型主要分为裂缝型、缝洞型、溶洞型三种。根据塔河油田地层研究情况，最大限度的遵循模型和油藏的相似性，设计并制作了裂缝型油藏模型(包括均质裂缝型油藏模型(1a)、非均质低极差裂缝型油藏模型(1b)、非均质高极差裂缝型油藏模型(1c,1d)和多缝交叉裂缝型油藏模型(1e)，见图3)、缝洞型油藏模型(包括串行缝洞型油藏模型(2a)、并行缝洞型油藏模型(2b)，见图4)和溶洞型油藏模型(包括岩溶洞穴型油藏模型(3a)、充填型岩溶洞穴型油藏模型(3b)，见图5)。

(2)将制作好的油藏模型中的一个安装于夹具31上；

(3)将石油、水、堵剂分别加入第一容器22、第二容器23和第三容器24中；

(4)开启恒温箱35，并在恒温箱35内的温度达到设定温度值后，开启摄像装置33及处理器34,所述设定温度值为油藏在地下相应深度处的地层温度，本实施例中，所述设定温度值为130℃；

(5)关闭第一电磁阀26和第三电磁阀28，打开第二电磁阀27，开启平流泵21后使第二容器23中的水顺着管道流入油藏模型的型腔，进行水驱模拟，调节平流泵21的功率使压力传感器25显示的压力达到设定压力值，所述设定压力值为油藏在地下相应深度处的地层压力，本实施例中，所述设定压力值为0.005mpa，当有水从所述型腔流出时，说明油藏模型已经水饱和，关闭第二电磁阀27和平流泵21；

(6)打开第一电磁阀26，开启平流泵21，使第一容器22中的石油顺着管道流入油藏模型的型腔，进行油驱模拟，调节平流泵21的功率使压力传感器25显示的压力达到设定压力值，当有石油从所述型腔流出时，说明油藏模型已经油饱和，关闭平流泵21和第一电磁阀26，记录注入的石油总体积v1；

(7)打开第二电磁阀27，开启平流泵21，使第二容器23中的水顺着管道流入油藏模型的型腔，再次进行水驱模拟，调节平流泵21的功率使压力传感器25显示的压力达到设定压力值，记录平流泵21显示的水驱流速v，石油和水从所述型腔流出，当在第一设定时间内未见石油从所述型腔流出时,说明模型中的石油已达到最大产出率，关闭平流泵21和第一电磁阀26，所述第一设定时间为3-10s，记录第二次水驱的时间t，并记录量筒32中的水量v2和油量v3，并计算出所述油藏模型对应的采收率er、含水率w以及注入流体量。具体地，该油藏模型对应的采收率er1＝(v3/v1)*100％,该油藏模型对应的含水率w＝(v2/(v2+v3))*100％,该油藏模型对应的注入流体量＝(v*t)/v0；

(8)取出油藏模型，将型腔内的水和石油全部倒出后再将油藏模型重新安装到夹具31上，重复步骤(4)-步骤(6)，打开第三电磁阀28，开启平流泵21，第三容器24中的堵剂顺着管道流入油藏模型的型腔，观察堵剂在型腔中的成胶、封堵情况，并在第二设定时间后关闭第三电磁阀28和平流泵21；

(9)重复步骤(7)，观察堵剂封堵情况下石油和水的转向情况，并计算堵剂封堵情况下的采收率er2；

(10)更换油藏模型，重复步骤(3)-步骤(10)，直到将所有的油藏模型都试验完毕。

优选的，所述步骤(3)还包括向所述第一容器内注入苏丹红对石油进行染色，向所述第二容器内注入溴酚蓝对水进行染色，从而石油会被染成红色，水会被染成蓝色，从而方便对石油和水的运动过程进行观察。

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏9个油藏模型驱替模拟结果如表1所示,该模拟结果表明：塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏裂缝储集体中油水流动过程中，水驱主要是沿高渗通道突进，致使水流优势通道形成，特别是在强非均质地层中；缝洞型储集体油藏中，在重力作用下注入水主要沿位置较低的、含溶洞相对较少、溶洞体积相对较小的缝洞通道流动，并最终形成水流优势通道；溶洞型储集体油藏出水规律与溶洞形态及倾斜角关系最大。根据实验数据能够总结出三类储集体的出水规律，观察到其各自的油藏剩余油类型及分布特征。

综上所述，本发明通过检测机构3对油藏的出水规律进行可视化模拟，从微观角度观察油水在不同形态、不同大小的孔缝中的流动状态，总结油藏的出水规律，从而对油气田开发进行有效的指导。

以上所述本发明的具体实施方式并不构成对本发明保护范围的限定。任何根据本发明的技术构思所做出的各种其他相应的改变与变形，均应包含在本发明权利要求的保护范围内。