一种海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置及方法与流程

本发明涉及一种海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置及方法，属于油气田开发技术领域。

背景技术：

海相砂岩油田探明地质储量规模大，约10亿方，其中底水稠油油藏占据较大份额，约占60％。底水稠油油藏开发过程中具有含水上升快、采出程度低的特点，经过多年的高速开发，目前整体进入特高含水期，且新井面临投产即高含水的难题。以番禺某油田为例，底水稠油油藏地质储量约6000万方，综合含水94.8-96.5％，采出程度14.4％，80％的生产井含水超过90％，90％的新井投产含水即超过80％。上述现象主要问题存在于对海相砂岩底水稠油油藏不同阶段波及系数认识不清，波及系数变化规律内在影响因素不清。因此，如何准确评价此类油藏不同开发阶段波及系数，合理部署新井井位、提升开发效果，是进一步提高海相砂岩底水稠油油田开发效果的基础。

海相砂岩储层特征为泥质、钙质夹层分布广泛，开发特征为高液量开采，目前现有的底水油藏模型均未考虑夹层分布、规模及高液量开发的特征；此外，监测手段均以可视化为主，不能满足波及系数精确计算的需要。因此，若将现有的底水油藏模型用于海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定，均不能代表海相砂岩底水稠油油藏典型特征及满足精确计算的需要，这极大制约着此类油藏波及系数及内在影响因素认识及矿场应用。

技术实现要素：

针对上述问题，本发明的其中一个目的是提供一种海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置，该测定装置同时将夹层分布、规模、开发特征及监测准确性考虑进模型设计，能够针对海相砂岩底水稠油油藏开展波及系数测定实验，模拟条件更接近于实际油藏，测定结果更准确；本发明的另一个目的是提供一种海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定方法。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置，包括恒速驱替泵、水罐、油罐、油藏模型、饱和度监测电极和数据处理pc机；其中，所述油藏模型包括：密闭箱体，所述密闭箱体分为上部主体模型区和下部底水区，且在位于所述主体模型区的所述密闭箱体顶部两侧各设置有可开闭的第一输出孔和第二输出孔，在位于所述底水区的所述密闭箱体两侧各设置有可开闭的第一输入孔和第二输入孔；底水模型砂体，水平地设置在所述主体模型区和底水区之间；主体模型砂体，形成在位于所述底水模型砂体上部的所述主体模型区内；水平井，设置在主所述体模型砂体的顶部，用于驱替时在所述水平井位置进行产出；所述恒速驱替泵的进口与外部水源连接，所述恒速驱替泵的出口并联连接所述水罐和油罐的进口，所述水罐和油罐的出口通过六通阀连通所述底水区的第一输入孔或第二输入孔，且在所述水罐的进口侧和出口侧分别设置有第一单向阀和第三单向阀，在所述油罐的进口侧和出口侧分别设置有第二单向阀和第四单向阀；多组所述饱和度监测电极均匀阵列布设在所述主体模型砂体内，用于监测不同位置、不同阶段饱和度监测点处的电阻率变化；所述数据处理pc机电连接各组所述饱和度监测电极，用于记录不同位置、不同阶段饱和度监测点处的电阻率值。

所述的海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置，优选地，所述主体模型区为由两面板、两侧板和一顶板围成的矩形壳体，所述底水区为矩形金属槽，用于模拟海相砂岩底水油藏刚性水体特征，且所述矩形金属槽密封连接在所述矩形壳体底部以形成所述密闭箱体。

所述的海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置，优选地，所述底水模型砂体为水平放置在所述矩形金属槽上部的渗透率为500-1000md的胶结岩心。

所述的海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置，优选地，在所述主体模型砂体内水平地铺设有至少两层夹层，用于模拟海相砂岩储层中的隔夹层。

所述的海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置，优选地，所述夹层为有机玻璃板，三层所述夹层分别布置在所述主体模型砂体的上1/3处、中部及下1/3处。

所述的海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置，优选地，所述水平井为设置在距所述主体模型砂体顶部1cm处的通孔，所述通孔的轴线垂直于所述第一输出孔和第二输出孔的连线，所述通孔内周覆盖有防砂筛网。

所述的海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置，优选地，多组所述饱和度监测电极采用6×5的阵列方式布设在所述主体模型砂体内，且各组所述饱和度监测电极均平行于所述水平井布置，相邻两组所述饱和度监测电极的水平和垂直间距不低于4cm。

一种海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定方法，该方法基于上述的海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置，该方法包括：

一、模型饱和的步骤：

1)水相饱和：打开六通阀、第一单向阀和第三单向阀，同时打开与六通阀连接的第一输入孔以及位于第一输入孔对角方向上的第二输出孔，关闭第二输入孔和第一输出孔，启动恒速驱替泵，依次采用梯度流量进行水相饱和，直至第二输出孔的产出水稳定；然后关闭恒速驱替泵，将六通阀连通第二输入孔，打开第二输入孔以及位于第二输入孔对角方向上的第一输出孔，关闭第一输入孔和第二输出孔，启动恒速驱替泵，依次采用梯度流量再次进行水相饱和，直至第一输出孔的产出水稳定，饱和结束记录饱和水体积v1；

2)油相饱和：关闭第一单向阀和第三单向阀，打开第二单向阀和第四单向阀，采用与水相饱和相同的流程进行油相饱和，并记录饱和油体积v2；

二、模型驱替的步骤：打开六通阀、单向阀和单向阀，同时打开与六通阀连接的第一输入孔，关闭第二输入孔、第一输出孔和第二输出孔，启动恒速驱替泵进行恒速驱替，同时记录水平井的阶段产出油量oi及阶段产出水量wi，恒速驱替至水平井的含水率等于98％；

三、数据处理的步骤：

1)含水饱和度-电阻率转换：采用含水饱和度与电阻率关系标准曲线，将每个时刻饱和度监测点处的电阻率数据转换成含水饱和度数据，回归公式如下式：

y＝585.09*x^-1.115

式中，y为电阻率；x为含水饱和度；

2)采出程度处理：将水平井的阶段产出油量oi求和，然后除以饱和油体积v2，计算公式如下式(1)：

式中，r为采出程度；

3)含水率处理：将水平井的阶段产出水量wi除以阶段产出液量oi+wi，计算公式如下式(2)：

式中，fw为含水率；

4)波及系数处理：将每个时刻、每个饱和度监测点转换后的含水饱和度数据进行统计，将含水饱和度变化的饱和度监测点连线组成的区域称为波及区域，波及区域面积a1与油藏模型的平面总区域面积a的比值得到波及系数，计算公式如下式(3)：

式中，ev为波及系数。

所述的海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定方法，优选地，在模型饱和的步骤中，依次采用梯度流量0.1ml/min、0.2ml/min、0.5ml/min、1ml/min进行水相饱和和油相饱和。

所述的海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定方法，优选地，在模型驱替的步骤中，驱替速度不低于1/min，饱和度监测点处电阻率的采集时间间隔不高于5min。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明的油藏模型考虑海相砂岩油藏高速开发特征，设置了底水区及底水模型砂体，从而保证水体均匀供应。2、的监测手段考虑波及系数计算合理性，在主体模型砂体中设置多组阵列布置的饱和度监测电极，从而保证监测精确度。3、本发明的油藏模型考虑海相砂岩储层中隔夹层分布特征，在主体模型砂体中设置规模分布的夹层，从而保证油藏模型的典型性。4、本发明能够对不同驱替方式、不同夹层分布模式的海相砂岩底水稠油油藏波及系数进行精确的计算，有利于研究人员更加准确研究此类油藏波及规律内在影响因素，进而合理部署新井井位、提升海相砂岩底水稠油油藏开发效果。

附图说明

图1是本发明海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置的结构示意图；

图2是本发明油藏模型的立体结构示意图；

图3是本发明油藏模型的正面结构示意图；

图4是含水饱和度与电阻率关系曲线图。

具体实施方式

以下将结合附图对本发明的较佳实施例进行详细说明，以便更清楚理解本发明的目的、特点和优点。应理解的是，附图所示的实施例并不是对本发明范围的限制，而只是为了说明本发明技术方案的实质精神。

如图1所示，本发明提供的海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置，包括恒速驱替泵2、水罐7、油罐8、油藏模型10、饱和度监测电极11和数据处理pc机12。

其中，如图2、图3所示，油藏模型10包括一密闭箱体，密闭箱体分为上部主体模型区101和下部底水区102，且在位于主体模型区101的密闭箱体顶部两侧各设置有可开闭的输出孔a和输出孔c，在位于底水区102的密闭箱体两侧各设置有可开闭的输入孔b和输入孔d；主体模型区101和底水区102之间水平地设置有一底水模型砂体103，在位于底水模型砂体103上部的主体模型区101内填充石英砂以形成主体模型砂体；在主体模型砂体的顶部设置有一水平井9，且水平井9的轴线垂直于输出孔a和输出孔c的连线，用于驱替时在水平井9位置进行产出。

恒速驱替泵2的进口与外部水源1连接，恒速驱替泵2的出口并联连接水罐7和油罐8的进口，水罐7和油罐8的出口通过六通阀13连通底水区102的输入孔b或输入孔d，且在水罐7的进口侧和出口侧分别设置有单向阀3和单向阀5，在油罐8的进口侧和出口侧分别设置有单向阀4和单向阀6。多组饱和度监测电极11平行于水平井9均匀阵列布设在主体模型砂体内，用于监测不同位置、不同阶段饱和度监测点处的电阻率变化。数据处理pc机12电连接各组饱和度监测电极11，用于记录不同位置、不同阶段饱和度监测点处的电阻率值。

在上述实施例中，优选地，主体模型区101为由两面板、两侧板和一顶板围成的矩形壳体，底水区102为矩形金属槽，用于模拟海相砂岩底水油藏刚性水体特征，且矩形金属槽密封连接在矩形壳体底部以形成密闭箱体。

在上述实施例中，优选地，底水模型砂体103为水平放置在矩形金属槽上部的渗透率为500-1000md的胶结岩心，用于保持刚性水体均匀推进，避免高液量开采引起的指进现象。

在上述实施例中，优选地，在主体模型砂体内水平地铺设有至少两层夹层14，用于模拟海相砂岩储层中的隔夹层。

在上述实施例中，优选地，夹层14为有机玻璃板，三层夹层14分别布置在主体模型砂体的上1/3处、中部及下1/3处。

在上述实施例中，优选地，水平井9为设置在距主体模型砂体顶部1cm处的通孔，该通孔内周覆盖有防砂筛网。

在上述实施例中，优选地，多组饱和度监测电极11采用6×5的阵列方式布设在主体模型砂体内，且相邻两组饱和度监测电极11的水平和垂直间距不低于4cm，以避免电极间干扰。

基于上述实施例提供的海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置，本发明还提出了一种海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定方法，包括：

一、模型饱和的步骤：1)水相饱和：打开六通阀13、单向阀3和单向阀5，同时打开与六通阀13连接的输入孔b以及位于该输入孔b对角方向上的输出孔c，关闭输入孔d和输出孔a，启动恒速驱替泵2，依次采用梯度流量0.1ml/min、0.2ml/min、0.5ml/min、1ml/min进行水相饱和，直至输出孔c的产出水稳定；然后关闭恒速驱替泵2，将六通阀13连通输入孔d，打开输入孔d以及位于输入孔d对角方向上的输出孔a，关闭输入孔b和输出孔c，启动恒速驱替泵2，依次采用梯度流量0.1ml/min、0.2ml/min、0.5ml/min、1ml/min再次进行水相饱和，直至输出孔a的产出水稳定，饱和结束记录饱和水体积v1；；2)油相饱和：关闭单向阀3和单向阀5，打开单向阀4和单向阀6，采用与水相饱和相同的流程进行油相饱和，并记录饱和油体积v2。

二、模型驱替的步骤：打开六通阀13、单向阀3和单向阀5，同时打开与六通阀13连接的输入孔b，关闭输入孔d、输出孔a和输出孔c，启动恒速驱替泵2进行恒速驱替，驱替速度不低于1/min，饱和度监测点处电阻率的采集时间间隔不高于5min，同时记录水平井9的阶段产出油量oi及阶段产出水量wi，恒速驱替至水平井9的含水率等于98％。

三、数据处理的步骤：

1)含水饱和度-电阻率转换：采用含水饱和度与电阻率关系标准曲线，将每个时刻饱和度监测点处的电阻率数据转换成含水饱和度数据；其中，含水饱和度与电阻率关系曲线如图4所示，回归公式如下式：

y＝585.09*x^-1.115

式中，y为电阻率；x为含水饱和度。

2)采出程度处理：将水平井9的阶段产出油量oi求和，然后除以饱和油体积v2，计算公式如下式(1)：

式中，r为采出程度。

3)含水率处理：将水平井9的阶段产出水量wi除以阶段产出液量oi+wi，计算公式如下式(2)：

式中，fw为含水率。

4)波及系数处理：将每个时刻、每个饱和度监测点转换后的含水饱和度数据进行统计，将含水饱和度变化的饱和度监测点连线组成的区域称为波及区域，波及区域面积a1与油藏模型10的平面总区域面积a的比值得到波及系数，计算公式如下式(3)：

式中，ev为波及系数。

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺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。