一种油藏型储气库模拟实验装置及方法

1.本发明涉及油气田采油、采气技术领域，尤其涉及一种油藏型储气库模拟实验装置及方法。


背景技术：

2.目前，我国油气田开发的技术水平不断提升，在油田开发上取得了一定的成效,但同时也面临着更多的难题与挑战。在世界石油能源供应紧张的国际背景下，天然气在国民经济发展中的战略地位日渐显著，我国部分油田的天然气能源也充足，若仅开采原油而不进行天然气的回采或再次利用会造成大量天然气资源浪费与损失，储气库的建立用于解决天然气存储的问题。
3.油气田开采有连续注气(continuous-gas injection，简称cgi)、气水交替注入(water-alternating-gas，简称wag)以及气体辅助重力驱油(gas-assisted gravity drainage，简称gagd)的方式，为了避免天然气能源的浪费，多采用气体辅助重力驱油的开发方式进行油气田开发，但是，我国对储气库建设尚处于前期理论探索研究阶段，特别是对油藏型储气库的研究甚少，油藏改建储气库需要进行大量的物理模拟实验来进行分析评价。现如今，缺少一种系统有效的模拟实验系统及方法，为分析评价驱油技术结合储气库协同开发提供技术支撑。
4.因此，亟需发展一种油藏型储气库模拟实验装置及方法，能够系统的实现模拟多种方式的驱油实验结合储气库协同开发的实验，来促进油藏改建储气库的技术水平提升。


技术实现要素：

5.本发明提供一种油藏型储气库模拟实验装置及方法，能够实现模拟气体辅助重力驱油结合储气库协同开发的实验，为分析评价气体辅助重力驱油技术结合储气库协同开发提供技术支撑。
6.为了实现上述目的，本发明提供一种油藏型储气库模拟实验装置，包括：
7.岩心模型；
8.岩心夹持器，所述岩心模型设置在所述岩心夹持器内部，并在所述岩心模型和所述岩心夹持器之间形成围压腔；
9.注入系统，所述注入系统包括内压注入单元和围压注入单元，所述内压注入单元被配置为选择性的向所述岩心模型内部注入第一液体、第二液体和实验气体，所述围压注入单元与所述围压腔连通，所述围压注入单元被配置为向所述围压腔内注入所述第一液体；
10.监测系统，所述监测系统包括温度监测单元、压力监测单元和饱和度监测单元，所述温度监测单元用于监测所述围压腔内的温度，所述压力监测单元用于监测所述岩心模型内的压力，所述饱和度监测单元用于监测所述岩心模型内注入的所述第一液体和所述第二液体的饱和度；
11.控制系统，所述控制系统与所述监测系统电连接，所述控制系统用于采集所述监测系统监测的压力数据、温度数据和饱和度数据，并使所述压力数据、所述温度数据和所述饱和度数据分别维持在预设范围内；
12.旋转架，所述旋转架被配置为驱动所述岩心夹持器在竖直平面内旋转；
13.计量单元，所述计量单元与所述岩心模型内部连通，且所述计量单元被配置为监测所述岩心模型内部流出的所述第一液体、所述第二液体和所述实验气体各自的量。
14.本发明提供的油藏型储气库模拟实验装置，通过所述旋转架驱动所述岩心夹持器在竖直平面内旋转为水平状态、竖直状态或任意角度的倾斜状态，可以实现模拟水平驱替、垂直驱替等多种实验，并且可以实现模拟油藏改建储气库，进行储气库的多轮次注采实验，真实模拟储气库运行过程，通过连接计量单元可以方便计量岩心模型内部采出的油、水、气体的量，能够系统的实现模拟多种方式的驱油实验结合储气库协同开发的实验，满足顶部注气重力驱与油藏型储气库协同建设物理模拟实验的需求，为分析评价气体辅助重力驱油结合储气库协同开发提供技术支持，为油藏开发后期改建油藏型储气库的全周期运行提供技术支撑。
15.在一种可能实施的方式中，所述岩心模型包括：
16.岩心本体，所述岩心本体的一端具有第一堵头，所述岩心本体的另一端具有第二堵头，所述第一堵头连接有入口管道，所述第二堵头连接有出口管道，所述入口管道和所述出口管道均与所述岩心本体连通，且所述入口管道上设置有第一阀门，所述出口管道上设置有第二阀门；
17.套筒，所述套筒套设在所述岩心本体的外周上。
18.在一种可能实施的方式中，所述内压注入单元包括：
19.液体注入单元，所述液体注入单元包括两个液体储存元件，所述液体储存元件内设置有第一泵，所述第一泵的出口端与所述入口管道连通；
20.气体注入单元，所述气体注入单元包括储气元件、增压元件和流量计，所述储气元件与所述增压元件的入口端连通，所述流量计与所述增压元件的出口端连通，且所述流量计与所述入口管道连通。
21.在一种可能实施的方式中，所述围压注入单元包括第二泵，所述岩心夹持器的外部连接有外围管道，所述第二泵通过所述外围管道与所述围压腔连通，且所述外围管道上设置有第三阀门。
22.在一种可能实施的方式中，所述温度监测单元包括温度采集探头，所述温度采集探头设置在所述围压腔内；
23.所述压力监测单元包括若干个压力传感器，若干个所述压力传感器分布在所述岩心本体的表面；
24.所述饱和度监测单元包括若干个饱和度监测电极，若干个所述饱和度监测电极均从所述岩心本体的表面延伸到所述岩心本体内。
25.在一种可能实施的方式中，所述计量单元通过连接管道与所述出口管道或所述第一阀门可拆卸连接，所述连接管道上连接有回压阀，且所述回压阀连接有第三泵。
26.在一种可能实施的方式中，还包括负压单元，所述负压单元与所述入口管道连通，所述负压单元用于为所述岩心模型内部提供负压。
27.在一种可能实施的方式中，还包括加热装置，所述加热装置设置在所述岩心夹持器内，且所述加热装置与所述控制系统电连接。
28.本发明还提供一种油藏型储气库模拟实验方法，应用于上述的油藏型储气库模拟实验装置，包括：
29.连接出口管道与连接管道，并将岩心夹持器和岩心模型旋转为水平状态，向围压腔内注入第一液体；
30.向水平状态的所述岩心模型内依次注入所述第一液体和第二液体，以使所述岩心模型内的所述第一液体和所述第二液体各自成为饱和状态；
31.在所述岩心夹持器和所述岩心模型为水平状态时，将第一驱替介质注入到所述岩心模型内，并计量所述岩心模型内部流出的所述第一液体的量和所述第二液体的量；
32.将所述岩心夹持器和注入有所述第一驱替介质的所述岩心模型旋转至竖直状态或倾斜状态；
33.阻断出口管道，将连接管道的连接状态由与所述出口管道连接改为与第一阀门连接；
34.将岩心夹持器和注入有所述第一驱替介质的所述岩心模型旋转至竖直状态或倾斜状态时，将第二驱替介质注入到所述岩心模型内，并计量所述岩心模型内部流出的所述第一液体的量、所述第二液体的量和实验气体的量。
35.在一种可能实施的方式中，在所述将岩心夹持器和注入有所述第一驱替介质的所述岩心模型旋转至竖直状态或倾斜状态时，将第二驱替介质注入到所述岩心模型内，并计量所述岩心模型内部流出的所述第一液体的量、所述第二液体的量和实验气体的量之后，所述方法还包括：
36.当所述岩心模型内部不再流出所述第一液体和所述第二液体时，向所述岩心模型内交替进行注入和释放所述第二驱替介质，使所述岩心模型内的压力维持在预设压力范围内，并计量所述岩心模型内部流出的所述实验气体的量。
37.在一种可能实施的方式中，所述连接出口管道与连接管道，并将岩心夹持器和岩心模型旋转为水平状态，向围压腔内注入第一液体之后，以及所述向水平状态的所述岩心模型内依次注入所述第一液体和第二液体，以使所述岩心模型内的所述第一液体和所述第二液体各自成为饱和状态之前，所述方法还包括：
38.将所述岩心模型内部抽真空；
39.在所述第一液体和所述第二液体注入过程中，通过监测系统实时监测所述围压腔内的温度、所述岩心模型内的压力、以及所述岩心模型内注入的所述第一液体和所述第二液体各自的饱和度。
40.在一种可能实施的方式中，所述向水平状态的所述岩心模型内依次注入所述第一液体和第二液体，以使所述岩心模型内的所述第一液体和所述第二液体各自成为饱和状态之后，以及所述在所述岩心夹持器和所述岩心模型为水平状态时，将第一驱替介质注入到所述岩心模型内，并计量所述岩心模型内部流出的所述第一液体的量和所述第二液体的量之前，所述方法还包括：
41.静置预设时间；所述预设时间为大于72小时。
42.本发明提供的油藏型储气库模拟实验装置及方法，通过所述旋转架驱动岩心夹持
器在竖直平面内旋转为水平状态、竖直状态或任意角度的倾斜状态，可以实现模拟水平驱替、垂直驱替等多种实验，并且可以实现模拟油藏改建储气库，进行储气库的多轮次注采实验，真实模拟储气库运行过程，通过连接计量单元可以方便计量岩心模型内部采出的油、水、气体的量，能够系统的实现模拟多种方式的驱油实验结合储气库协同开发的实验，满足顶部注气重力驱与油藏型储气库协同建设物理模拟实验的需求，为分析评价气体辅助重力驱油结合储气库协同开发提供技术支持，有助于油藏开发后期改建油藏型储气库的全周期运行技术水平的提升。
43.本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验装置及方法，在真实模拟地层温度、压力的条件下，能够对顶部注气开发以及储气库建设进行统一研究，把油气采出与储气库建设进行有机统一研究，油、气的生成形成循环流动，能够精确计量从岩心模型内驱出来的介质的量，减少实验误差。
44.本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验装置及方法，功能全面、方便计量、所述岩心夹持器的尺寸大且能任意角度旋转、能够模拟顶部注气开发以及储气库逐步介入运行全周期的状态，为顶部注气开发与油藏型储气库协同开发建设的高温高压物理模拟实验进行提供了极大的便利。
45.本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验装置，实现了实时监测所述岩心模型不同部位的压力以及饱和度，便于绘制出实验各阶段的模型中的压力场图以及饱和度场图。
46.本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验方法，通过简单的改变上述的油藏型储气库模拟实验装置的连接状态，便可实现模拟前期水平水驱油开发过程、中期进行顶部注气重力驱开发过程、以及后期储气库建库运行过程，可连贯持续性的进行实验，通过计量所述岩心模型内部流出的介质的量，可评价驱油过程结合储气库协同开发的过程，为储气库建设提供技术支撑。
47.除了上面所描述的本发明实施例解决的技术问题、构成技术方案的技术特征以及由这些技术方案的技术特征所带来的有益效果外，本发明实施例提供的一种油藏型储气库模拟实验装置及方法所能解决的其他技术问题、技术方案中包含的其他技术特征以及这些技术特征带来的有益效果，将在具体实施方式中作进一步详细的说明。
附图说明
48.为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作以简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
49.图1为本发明实施例提供的油藏型储气库模拟实验装置水平驱替阶段的结构示意图；
50.图2为本发明实施例提供的油藏型储气库模拟实验装置垂直驱替阶段的结构示意图；
51.图3为本发明实施例提供的油藏型储气库模拟实验装置的储气库建设阶段的结构示意图；
52.图4为本发明实施例提供的油藏型储气库模拟实验装置的岩心夹持器的结构示意
图；
53.图5为本发明实施例提供的油藏型储气库模拟实验装置的岩心夹持器的左视图；
54.图6为本发明实施例提供的油藏型储气库模拟实验方法的实施例一中的水平水驱及顶部注气过程采出程度及含水、含气率变化曲线；
55.图7为本发明实施例提供的油藏型储气库模拟实验方法的实施例一中的储气库多轮次注气时库容及采收率变化曲线；
56.图8为本发明实施例提供的油藏型储气库模拟实验装置方法的流程图；
57.图9为本发明实施例提供的油藏型储气库模拟实验装置方法中的又一的流程图；
58.图10为本发明实施例提供的油藏型储气库模拟实验装置方法中的局部流程图。
59.附图标记说明：
60.10-岩心模型；
61.11-岩心本体；
62.111-第一堵头；
63.112-第二堵头；
64.113-入口管道；
65.114-出口管道；
66.115-第一阀门；
67.116-第二阀门；
68.12-套筒；
69.121-外围管道；
70.122-第三阀门；
71.20-岩心夹持器；
72.21-围压腔；
73.30-注入系统；
74.31-内压注入单元；
75.311-液体注入单元；
76.3111-液体储存元件；
77.3112-第一泵；
78.312-气体注入单元；
79.3121-储气元件；
80.3122-增压元件；
81.3123-流量计；
82.313-第四阀门；
83.32-围压注入单元；
84.321-第二泵；
85.40-监测系统；
86.41-温度监测单元；
87.411-温度采集探头；
88.42-压力监测单元；
89.421-压力传感器；
90.422-第一引出线；
91.43-饱和度监测单元；
92.431-饱和度监测电极；
93.432-第二引出线；
94.50-控制系统；
95.60-旋转架；
96.61-操作轮；
97.70-计量单元；
98.71-连接管道；
99.81-回压阀；
100.82-第三泵；
101.90-油藏型储气库模拟实验装置。
具体实施方式
102.为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明中的附图，对本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
103.气体辅助重力驱油的原理是利用油、气之间的密度差异来从油气田顶部的注入井连续注入气体，并从油藏低部位的生产井进行生产。气体辅助重力驱油利用气体的超覆作用，在储层顶部形成次生气顶，次生气顶逐渐运移到油层底部，取代最初被原油占据的孔隙空间，同时原油通过重力作用排入水平生产井。注气辅助重力驱能够实现稳定的驱替前缘，比以往的可以获得更高的采收率。
104.在油藏开采结束后，纵观整个油田，已经拥有了完善的注采井网以及详细的勘探、开发资料，与此同时油藏中存在着大量的天然气，若不进行回采或再次利用仍会导致大量浪费与损失。由于我国天然气需求巨大，建设储气库有能够解决天然气的供需平衡问题。目前关于顶部注气开发与储气库协同建设的物理模拟实验方法尚处技术空白。
105.鉴于上述背景，本发明提供的油藏型储气库模拟实验装置及方法，在真实模拟地层温度、压力的条件下，能够对顶部注气开发以及储气库建设进行统一研究，可以实现模拟水平驱替、垂直驱替等多种驱油实验，并且可以实现模拟油藏改建储气库，进行储气库的多轮次注采实验，真实模拟储气库运行过程，为分析评价气体辅助重力驱油结合储气库协同开发提供技术支持，有助于油藏开发后期改建油藏型储气库的全周期运行技术水平的提升。
106.下面参考附图描述本发明实施例提供的油藏型储气库模拟实验装置及方法。
107.参考图1和图4所示，本发明提供一种油藏型储气库模拟实验装置90，包括：岩心模型10、岩心夹持器20、注入系统30、监测系统40、控制系统50、旋转架60和计量单元70，岩心模型10设置在岩心夹持器20内部，并在岩心模型10和岩心夹持器20之间形成围压腔21。岩心模型10可以为天然岩心或采用环氧树脂制造的人造岩心，岩心夹持器20可以为中空的结
构，用于模拟地层的环境。
108.注入系统30，注入系统30包括内压注入单元31和围压注入单元32，内压注入单元31被配置为选择性的向岩心模型10内部注入第一液体、第二液体和实验气体，围压注入单元32与围压腔21连通，围压注入单元32被配置为向围压腔21内注入第一液体。
109.监测系统40包括温度监测单元41、压力监测单元42和饱和度监测单元43，温度监测单元41用于监测围压腔21内的温度，压力监测单元42用于监测岩心模型10内的压力，饱和度监测单元43用于监测岩心模型10内注入的第一液体和第二液体的饱和度；控制系统50与监测系统40电连接，控制系统50用于采集监测系统40监测的压力数据、温度数据和饱和度数据，并使压力数据、温度数据和饱和度数据分别维持在预设的范围内。设置监测系统40可以确保真实的模拟出地层高温高压的环境，对岩心模型10不同部位的压力、含油饱和度进行实时监测，提供高温高压的实验环境。
110.旋转架60被配置为驱动岩心夹持器20在竖直平面内旋转；计量单元70与岩心模型10内部连通，且计量单元70被配置为监测岩心模型10内部流出的第一液体、第二液体和实验气体各自的量。通过旋转架60可以方便实现岩心夹持器20垂直状态、水平状态、以及倾斜状态的切换，方便实验操作。
111.参考图1和图2所示，本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验装置90，通过旋转架60驱动岩心夹持器20在竖直平面内旋转为水平状态、竖直状态或任意角度的倾斜状态，可以实现模拟水平驱替、垂直驱替等多种实验，并且可以实现模拟油藏改建储气库，进行储气库的多轮次注采实验，真实模拟储气库运行过程，通过连接计量单元70可以方便计量岩心模型10内部采出的油、水、气体的量，能够系统的实现模拟多种方式的驱油实验结合储气库协同开发的实验，满足顶部注气重力驱与油藏型储气库协同建设物理模拟实验的需求，为分析评价气体辅助重力驱油结合储气库协同开发提供技术支持，为油藏开发后期改建油藏型储气库的全周期运行提供技术支撑。
112.在一种可能实施的方式中，岩心模型10设置在岩心夹持器20内部，可以是在岩心夹持器20内部具有夹持结构，使得岩心模型10被夹持在岩心夹持器20内部，岩心模型10从岩心夹持器20内部可拆卸出来。
113.在一种可能实施的方式中，驱动岩心夹持器20转动连接在旋转架60内，为了便于旋转架60驱动岩心夹持器20在竖直平面内旋转，在旋转架60上设置有操作轮61，转动操作轮61，旋转架60便可带动岩心夹持器20在竖直平面内旋转。例如，旋转架60带动岩心夹持器20在竖直平面内旋转90
°
之后，可将岩心夹持器20旋转后的状态固定住，即岩心夹持器20和岩心模型10从水平状态旋转为竖直状态并可固定在竖直状态，或者岩心夹持器20和岩心模型10从竖直状态旋转为水平状态并可固定在水平状态。此处对旋转架60的结构不做具体限定，以满足可带动岩心夹持器20在竖直平面内旋转即可。
114.在一种可能实施的方式中，岩心模型10采用直径为10cm，厚度为80cm、长度为150cm的人造岩心，由于岩心尺寸大，可以有效模拟重力效果，驱替过程中的重力效果突出，并且能够克服较小尺寸的岩心模型10中孔隙体积较小，整个装置的死体积无法忽略，导致计量不准确的缺陷。
115.参考图1和图4所示，在一种可能实施的方式中，岩心夹持器20为耐高温高压的可夹持岩心模型10的密闭中空金属舱，岩心夹持器20能够同时承受50mpa压力和150℃温度，
岩心夹持器20岩心模型10装载于岩心夹持器20内部，使用中要确保岩心夹持器20整体的密封性。
116.在一种可能实施的方式中，岩心模型10包括：岩心本体11和套筒12，岩心本体11的一端具有第一堵头111，岩心本体11的另一端具有第二堵头112，第一堵头111连接有入口管道113，第二堵头112连接有出口管道114，入口管道113和出口管道114均与岩心本体11连通，且入口管道113上设置有第一阀门115，出口管道114上设置有第二阀门116。套筒12套设在岩心本体11的外周上。
117.第一堵头111和第二堵头112用于将岩心模型10固定在岩心夹持器20内，第一堵头111和第二堵头112也避免了进入到岩心模型10内部的介质从岩心本体11两端泄露。
118.套筒12的两端也分别也套设在第一堵头111和第二堵头112的外周上，套筒12与岩心本体11紧密连接，起到防止泄露的效果，套筒12可以采用耐高温高压的材质，例如橡胶，确保在实验条件下套筒12紧密包裹岩心本体11。
119.参考图1和图4所示，在一种可能实施的方式中，内压注入单元31包括：液体注入单元311和气体注入单元312，液体注入单元311包括两个液体储存元件3111，液体储存元件3111内设置有第一泵3112，第一泵3112的出口端与入口管道113连通。
120.两个液体储存元件3111分别用于储存水和油，分别提供水和油，第一泵3112用于将液体储存元件3111内储存的液体向入口管道113输送，进而输送到岩心模型10内。
121.在一种可能实施的方式中，第一泵3112可以为双缸恒速恒压泵。
122.在一种可能实施的方式中，液体储存元件3111可以为设置有活塞的容器，通过活塞运动向入口管道113输送液体。
123.参考图1和图2所示，气体注入单元312包括储气元件3121、增压元件3122和流量计3123，储气元件3121与增压元件3122的入口端连通，流量计3123与增压元件3122的出口端连通，且流量计3123与入口管道113连通。增压元件3122用于将储气元件3121流出的气体进行增压到实验所需的压力，流量计3123用于计量输送到岩心模型10内的气体流量
124.在一种可能实施的方式中，储气元件3121可以为储气瓶。
125.液体注入单元311的两个液体储存元件3111和气体注入单元312的流量计3123通过第四阀门313与入口管道113连通。第四阀门313可以为六通阀，通过第四阀门313可以实现选择控制两个液体储存元件3111内存储的液体和储气元件3121内储存的气体进入到入口管道113内。
126.围压注入单元32包括第二泵321，岩心夹持器20的外部连接有外围管道121，第二泵321通过外围管道121与围压腔21连通，且外围管道121上设置有第三阀门122。通过围压注入单元32可以在围压腔21内形成高温高压的条件，通过第二泵321可以向围压腔21内注入液体，用于模拟地下水的环境，第三阀门122用于控制外围管道121的开关。第二泵321可以为恒压泵，用于向围压腔21内注入液体补充围压腔21内的压力。
127.参考图1和图4所示，温度监测单元41包括温度采集探头411，温度采集探头411设置在围压腔21内；压力监测单元42包括若干个压力传感器421，若干个压力传感器421分布在所岩心本体11的表面；饱和度监测单元43包括若干个饱和度监测电极431，若干个饱和度监测电极431均从岩心本体11的表面延伸到岩心本体11内。
128.温度采集探头411用于监测岩心模型10的温度；若干个压力传感器421可以是沿着
岩心模型10的长度方向均匀分布，监测岩心模型10不同位置的压力，实现多点压力采集；若干个饱和度监测电极431可以是沿着岩心模型10的长度方向均匀分布，监测岩心模型10不同位置的饱和度，实现多点饱和度采集。
129.在一种可能实施的方式中，在岩心本体11表面的不同位置通过电钻等方式加工出凹槽，同时在套筒12上加工出与该凹槽相对应的孔，饱和度监测电极431通过套筒12上的孔伸入到岩心本体11的凹槽内，使得饱和度监测电极431可以监测岩心本体11内的第一液体和第二液体的饱和度。
130.在一种可能实施的方式中，控制系统50可以包括温控系统软件、压力采集软件以及饱和度监测软件。
131.参考图4和图5所示，温度采集探头411通过导线与控制系统50的温控系统软件连接，便于将温度采集探头411采集的温度数据向控制系统50的温控系统软件传输，以使温度数据维持在预设的范围内；若干个压力传感器421分别通过第一引出线422与控制系统50的压力采集软件连接，便于将压力传感器421采集的压力数据向控制系统50的压力采集软件传输，以使压力数据维持在预设的范围内；若干个饱和度监测电极431分别通过第二引出线432与控制系统50的饱和度监测软件连接，便于将饱和度监测电极431采集的饱和度数据向控制系统50的饱和度监测软件传输，以使饱和度数据维持在预设的范围内。
132.参考图2和图3所示，在一种可能实施的方式中，计量单元70通过连接管道71与出口管道114或第一阀门115可拆卸连接，连接管道71上连接有回压阀81，且回压阀81连接有第三泵82。从出口管道114出来的介质，通过连接管道71输送到计量单元70内进行实时计量。
133.回压阀81用于确保岩心模型10的压力不会从连接管道71泄压，第三泵82可以为恒压泵，需要通过人为或编程的手段控制第三泵82恒速降压，使得达到恒速采气的效果，保证储气库运行的采气过程恒速、稳定进行。
134.容易理解的是，在模拟水平驱油以及模拟顶部注气开发时，计量单元70通过连接管道71与出口管道114连接。在模拟储气库同端采气、注气时，计量单元70通过连接管道71与第一阀门115连接。
135.在一种可能实施的方式中，计量单元70为油、气、水三相分离计量装置，可以分别计量油、气、水的体积。
136.在一种可能实施的方式中，本发明提供的油藏型储气库模拟实验装置90，还包括负压单元，负压单元与入口管道113连通，负压单元用于为岩心模型10内部提供负压。设置负压单元有助于采集准确的实验数据，避免岩心模型10内部混入的空气影响气体的采集结果。
137.在一种可能实施的方式中，负压单元可以是通过接入第四阀门313实现与岩心模型10内部连通。负压单元可以是负压泵。
138.在一种可能实施的方式中，本发明提供的油藏型储气库模拟实验装置90，还包括加热装置，加热装置设置在岩心夹持器20内，且加热装置与控制系统50电连接。
139.在一种可能实施的方式中，加热装置可以为加热器，用于将围压腔21内注入的液体加热，模拟高温的地下水环境。控制系统50根据温度采集探头411采集的温度数据，来控制加热装置的工作。例如，温度采集探头411采集的温度数据低于实验标准温度，则控制系
统50控制加热装置开始加热，温度采集探头411采集的温度数据达到实验标准温度，则控制系统50控制加热装置停止加热，实现恒温控制。
140.在一种可能实施的方式中，围压腔21内注入的液体可以为水或油。
141.本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验装置，在真实模拟地层温度、压力的条件下，能够对顶部注气开发以及储气库建设进行统一研究，把油气采出与储气库建设进行有机统一研究，油、气的生成形成循环流动，能够精确计量从岩心模型10内驱出来的介质，减少实验误差。
142.本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验装置，功能全面、方便计量、岩心夹持器20的尺寸大且能任意角度旋转、能够模拟顶部注气开发以及储气库逐步介入运行全周期的状态，为顶部注气开发与油藏型储气库协同开发建设的高温高压物理模拟实验进行提供了极大的便利。
143.本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验装置，可以有效模拟重力、计算库容量，也克服了传统填砂模型不耐冲刷，不能模拟真实致密储层的物性等的缺点。
144.本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验装置，实现了实时监测岩心模型10不同部位的压力以及饱和度，便于绘制出实验各阶段的模型中的压力场图以及饱和度场图。
145.参考图1和图8所示，本发明还提供一种油藏型储气库模拟实验方法，应用于上述的油藏型储气库模拟实验装置90，包括：
146.s10、连接出口管道与连接管道，并将岩心夹持器和岩心模型旋转为水平状态，向围压腔内注入第一液体；
147.s20、向水平状态的岩心模型内依次注入第一液体和第二液体，以使岩心模型内的第一液体和第二液体各自成为饱和状态；
148.s30、在岩心夹持器和岩心模型为水平状态时，将第一驱替介质注入到岩心模型内，并计量岩心模型内部流出的第一液体的量和第二液体的量；
149.s40、将岩心夹持器和注入有第一驱替介质的岩心模型旋转至竖直状态或倾斜状态；
150.s50、阻断出口管道，将连接管道的连接状态由与出口管道连接改为与第一阀门连接；
151.s60、将岩心夹持器和注入有第一驱替介质的岩心模型旋转至竖直状态或倾斜状态时，将第二驱替介质注入到岩心模型内，并计量岩心模型内部流出的第一液体的量、第二液体的量和实验气体的量。
152.本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验方法，通过简单的改变上述的油藏型储气库模拟实验装置90的连接状态，便可实现模拟前期水平水驱油开发过程、中期进行顶部注气重力驱开发过程、以及后期油藏改建储气库的过程，可连贯持续性的进行实验，通过计量岩心模型10内部流出的介质的量可评价驱油过程结合储气库协同开发的过程，为储气库建设提供技术支撑。
153.步骤s10和步骤s20为实验条件准备阶段，通过连接出口管道114与连接管道71，并将岩心夹持器20和岩心模型10旋转为水平状态，使得入口管道113和出口管道114大致处于水平位置，用于为模拟前期水平驱油建立实验条件。
154.向围压腔21内注入第一液体，并使得围压腔21内的压力大于岩心模型10的注入端
的压力。用于模拟真实的地层环境，向围压腔21内注入第一液体，可以是通过打开第三阀门122，通过第二泵321向围压腔21内注入第一液体。向围压腔21内注入的第一液体可以为油或水，保持围压腔21内的压力比岩心模型10的注入端的压力高2mpa～4mpa。例如岩心模型10的注入端的压力可以是29mpa～57mpa，对应的围压腔21内的压力可以是33mpa～59mpa，满足围压腔21内的压力比岩心模型10的注入端的压力高2mpa～4mpa即可。
155.在一种可能实施的方式中，向水平状态的岩心模型10内注入第一液体，使岩心模型10内的第一液体成为饱和状态。其中的第一液体可以为水，可以是通过控制第四阀门313，使得两个液体储存元件3111其中存储水的液体储存元件3111向岩心模型10内供水，使得岩心模型10内成为水饱和状态。
156.在一种可能实施的方式中，向水平状态的岩心模型10内注入第二液体，使岩心模型10内的第二液体成为饱和状态。其中的第二液体可以为油，可以是通过控制第四阀门313，使得两个液体储存元件3111其中存储油的液体储存元件3111向岩心模型10内供油。使得岩心模型10在水饱和状态的基础上成为油饱和状态。
157.在一种可能实施的方式中，第一液体可以为水，第二液体可以为油，向围压腔21内注入第一液体来模拟地下水存在的环境。真实模拟出地层中储存水和油的状态。
158.该步骤s30为模拟油藏开采前期水平驱油的开发过程，第一驱替介质可以为第一液体或实验气体。可以是通过控制第四阀门313，使得两个液体储存元件3111其中存储水的液体储存元件3111向岩心模型10内供水，通过供水将岩心模型10内储存的水和油驱出，岩心模型10内储存的水和油被驱出后从出口管道114进入到连接管道71内，最后流入到计量单元70内，实现水平水驱实验。
159.在一种可能实施的方式中，将第一驱替介质注入到岩心模型10内，并计量岩心模型10内部流出的第一液体的量和第二液体的量；该步骤中，岩心模型10内部流出的介质包括：步骤s20中注入到岩心模型10内的第一液体和第二液体，此处第一驱替介质与步骤s20中注入到岩心模型10内的第一液体相同。
160.参考图1所示中的岩心夹持器20和岩心模型10为水平状态，参考图2所示中的岩心夹持器20和岩心模型10旋转为竖直状态。
161.步骤s40和步骤s50，为油藏开采中期使用顶部注气重力驱开发建立实验条件。容易理解的是，也可以是先执行步骤s50，在执行步骤s40。参考图3所示，通过步骤s50改变了上述的油藏型储气库模拟实验装置90的连接关系，实现了将连接管道71由与出口管道114连接改为与第一阀门115连接，从而改变了岩心模型10与计量单元70之间的连接路线，实现了同端注采的效果。
162.步骤s60为模拟顶部注气的开发过程以及油藏改建储气库的过程，计量单元70为油、水、气、三相分离计量装置，用于计量岩心模型10内部流出的第一液体的量、第二液体的量和实验气体的量，可以为计量各自的体积。第二驱替介质可以为第一液体或实验气体。
163.参考图2和图9所示，在一种可能实施的方式中，在将岩心夹持器20和注入有第一驱替介质的岩心模型10旋转至竖直状态或倾斜状态时，将第二驱替介质注入到岩心模型10内，并计量岩心模型10内部流出的第一液体的量、第二液体的量和实验气体的量之后，本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验方法还包括：
164.s70、当岩心模型内部不再流出第一液体和第二液体时，向岩心模型内交替进行注
入和释放第二驱替介质，使岩心模型内的压力维持在预设压力范围内，并计量岩心模型内部流出的实验气体的量。
165.步骤s70为模拟油藏改建储气库的运行过程，当岩心模型10内部不再流出第一液体和第二液体时，意味着岩心模型10内部的水和油被完全驱出，已经将油藏改建成为了储气库，第二驱替介质可以为实验气体。例如预设压力范围可以为19mpa～37mpa，例如，预设压力可以是19mpa、25mpa、30mpa或37mpa。通过关闭第一阀门115，使得岩心模型10内的压力稳定后准备进行顶部采气过程，模拟储气库运行的采气过程。
166.在一种可能实施的方式中，参考图1和图10所示，步骤s10、连接出口管道与连接管道，并将岩心夹持器和岩心模型旋转为水平状态，向围压腔内注入第一液体之后，以及步骤s20、向水平状态的岩心模型内依次注入第一液体和第二液体，以使岩心模型内的第一液体和第二液体各自成为饱和状态之前，本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验方法还包括：
167.s11、将岩心模型内部抽真空；
168.s12、在第一液体和第二液体注入过程中，通过监测系统实时监测围压腔内的温度、岩心模型内的压力、以及岩心模型内注入的第一液体和第二液体各自的饱和度。
169.其中，步骤s11的目的是将岩心模型10内部抽真空，用于排出岩心模型10内部的空气，避免岩心模型10内部的空气影响实验结果的准确性，可以是通过启动负压单元将岩心模型10内部抽真空。负压单元可以是真空泵。
170.步骤s12中通过启动监测系统40，用以实时监测围压腔21内的温度、岩心模型10内的压力、以及岩心模型10内注入的介质的饱和度。步骤s12中需要维持并控制围压腔21内的温度维持在与实际储层温度相同，岩心模型10内的压力维持在与实际储层压力相同。
171.通常，实际储层温度为50℃～200℃，实际储层压力为19mpa～37mpa。例如，实际储层温度为89℃，因而控制围压腔21内的温度维持在89℃；实际储层的压力为25mpa，因而控制岩心模型10内的压力为25mpa。
172.在一种可能实施的方式中，步骤s30、在岩心夹持器和岩心模型为水平状态时，将第一驱替介质注入到岩心模型内，并计量岩心模型内部流出的第一液体的量和第二液体的量之后，以及步骤s40、将岩心夹持器和注入有第一驱替介质的岩心模型旋转至竖直状态或倾斜状态之前，还包括：
173.将第二驱替介质注入到岩心模型10内，并计量岩心模型10内部流出的第一液体的量、第二液体的量和实验气体的量。
174.此处，用于模拟水平水驱之后，进行水平气驱的实验过程。驱替过程中岩心模型10内部流出的介质，通过计量单元70计量各自的体积。可以是通过控制第四阀门313，使得两个液体储存元件3111都停止提供液体，并使得储气元件3121内储存的气体流出，储气元件3121内储存的实验气体先是进入到增压元件3122后被增压，再是通过流量计3123计量后向岩心模型10内提供，流量计3123用于计量向岩心模型10内提供的气体流量，通过设定流量计3123可将注气速度根据实验需求进行调节。
175.在一种可能实施的方式中，第二驱替介质可以为实验气体，用于模拟水平注气开发的方式采油。
176.步骤s60中，将第二驱替介质注入到岩心模型10内，并计量岩心模型10内部流出的
第一液体的量、第二液体的量和实验气体的量，可以是通过控制第四阀门313，使得两个液体储存元件3111都停止提供液体，并使得储气元件3121内储存的气体流出，储气元件3121内储存的气体先是进入到增压元件3122后被增压，再是通过流量计3123计量后向岩心模型10内提供，流量计3123用于计量向岩心模型10内提供的气体流量。
177.步骤s50中，阻断出口管道114，可以是通过将第二阀门116关闭，使得出口管道114被阻断，使得在步骤s60中，将第二驱替介质通过入口管道113注入到岩心模型10内，岩心模型10内存储的介质被驱出，并从连接管道71流入到计量单元70内。
178.在一种可能实施的方式中，步骤s20、向水平状态的岩心模型10内依次注入第一液体和第二液体，以使岩心模型10内的第一液体和第二液体各自成为饱和状态之后，以及步骤s30、在岩心夹持器20和岩心模型10为水平状态时，将第一驱替介质注入到岩心模型10内，并计量岩心模型10内部流出的第一液体的量和第二液体的量之前，本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验方法还包括：s21、静置预设时间；其中，预设时间为大于72小时。静置预设时间，主要目的是使得含有水的岩心模型10与油充分接触后老化，达到吸附平衡的状态。
179.值得注意的是，在采气的过程中，需要通过人为控制或编程使得与第三阀门122连接的第二泵321进行恒速降压，保证储气库运行的采气过程恒速、稳定进行。与此同时，通过人为或者编程的方式控制第二泵321的压力始终高于连接管道71的压力2mpa～3mpa。
180.最后通过整理计量单元70的计量结果，对比每轮次开发过程中的出油量以及出气量，绘制岩心模型10内部的压力场图以及压力变化过程，绘制岩心模型10内部的饱和度场图，分析岩心模型10内部的油、水运移规律。后续还可以继续开展各类型实验，如改变驱替角度，改变温度、压力，改变注入气体类型，改变使用的第一驱替介质、第二驱替介质等实验。
181.为了说明本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验方法能够对分析评价气体辅助重力驱油技术结合储气库协同开发提供技术支撑，下面列举实施例一的结果进行说明。
182.实施例一
183.本实施例一按照上述的一种油藏型储气库模拟实验方法，对油藏全开发过程进行了室内的物理模拟实验，并在油藏前期开发的基础上，模拟了后期改建储气库的多轮次注采过程。
184.岩心模型10的岩心本体11采用直径为10cm，长度为89cm的天然全直径岩心，该天然岩心的气测渗透率为96.35毫达西，m darcy，简称md，孔隙度为18.2％。
185.本实施例的实验温度为92℃，实验过程中的压力传感器421采集的上限压力为37mpa，下限压力分别为19mpa。
186.执行步骤s10和步骤s20之后，执行步骤s30，模拟油藏开采前期水平驱油的开发过程，将前期水平水驱油开发过程驱至岩心模型10的含水率达到90％，再依次执行步骤s40、步骤s50和步骤s60，开始进行顶部注气重力驱开发方式，直至驱替到不出油时，认为此时是建设储气库的时机，间歇性打开第一阀门115，进行顶注、顶采的多轮次注气、采气的储气库建库运行过程。
187.实验过程中执行步骤s30用于模拟油藏开采前期水平驱油，执行步骤s60用于模拟顶部注气重力驱的方式，通过比较执行步骤s30和执行步骤s60的采出程度及含水率、含气
率变化曲线，绘制如图6所示的水平水驱及顶部注气过程采出程度及含水、含气率变化曲线。
188.从图6得知，横坐标pv表示岩心模型10的孔隙体积，左侧纵坐标表示采出程度，右侧纵坐标表示含水率、含气率。采出程度表示采出的油量与岩心模型10内部原始储油量的比值。
189.在pv值为0～0.7，为油藏开采前期水平水驱油的开采方式，采出的油量的采出程度处于增长的状态，意味着水平注水能够持续获得油；
190.在pv值达到0.7时，水平驱油中含水率的接近100％，意味着水平注水几乎不再能够继续采出油，此时开始停止水平注水，改用顶部注气重力驱方式开采；
191.在pv值为0.7～1.5，开发方式为顶部注气重力驱方式，顶部注入的气体将岩心模型10内部的水驱出，同时也将岩心模型10内部的油驱出，其中，在pv值位于0.9～1.0时，采出程度呈现快速上升状态，意味着顶部注气重力驱的方式能够继续采出水驱过程中驱不出来的油；在pv值位于1.0～1.2时，采出程度增幅变缓，意味着顶部注气重力驱发挥提高采收率的能力开始下降；在pv值达到1.2时，采出的含气率达到100％，意味着采出流体完全是气体，无法再将油采出，认为此时是建设储气库的时机。
192.图7为储气库进行12轮次注气时库容及采收率变化曲线，横坐标表示运行时间，运行时间为0表示的时刻为图6中pv值为1.5的时刻，此时库容量为180l，此时，岩心模型10内部的压力为33mpa。考虑到储气库运行的压力区间为19mpa～37mpa，因此，向岩心模型10内部继续注入气体，直至岩心模型10内部的压力达到37mpa时，停止向岩心模型10内部注入气体，此时，库容量为205l，静置2小时，待岩心模型10内部达到稳定平衡的状态，开始进行采气，直至岩心模型10内部的压力为19mpa，采气结束，此时库容量为108l，第一次采气结束。
193.第一次采气结束之后稳定2h，向储气库内继续注入气体，使得岩心模型10内部的压力由19mpa提升至37mpa，再稳定2h，开始第二次采气，使得岩心模型10内部的压力由37mpa降低到19mpa，停止采气，稳定2h之后，再向储气库内继续注入气体，以此往复，实现多轮次的采气和注气。
194.从库容变化及每轮次运行的过程中可以将储气库的总运行过程划分为两个阶段：其中，运行时间区间在0～90h，为储采联动阶段，采气的过程中会带出岩心模型10内残留的油，因而，能够提升油的采出率；在运行时间区间在90h之后，为纯气库运行阶段，不再会带出岩心模型10内残留的油，油的采出率不再提升。
195.储采联动阶段既满足了储气库的调峰需求，保证按时生产出气体，又能够保证在联动阶段有残留油随着注气、采气的进行被携带而出，增加了油田的极限提高采收率水平。整体上与现场实际具有较好的一致性，表明了实验方法的可靠性。
196.通过对实验结果进行分析，使得本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验方法，直观展示了储气库运行过程中的两个阶段，可为实际生产过程中的生产制度及生产参数进行有帮助的指导与调整。
197.本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验方法，可以模拟油藏的前期开发、转变开发方式、后期改建储气库的全生命周期的三个过程在同一个油藏型储气库模拟实验装置90上实现，实验过程中仅需改变管线的连接方式即可，极大地简化了实验的操作步骤，节省了大量的人力以及物力。
198.本发明提供的一种油藏型储气库模拟实验方法，可以通过改变不同长度、不同类型的岩心模型10，提供高温高压的实验环境，也可以通过改变实验过程中岩心模型10和岩心夹持器20的旋转角度，进行模拟实验。
199.这里需要说明的是，本技术涉及的数值和数值范围为近似值，受制造工艺的影响，可能会存在一定范围的误差，这部分误差本领域技术人员可以认为忽略不计。
200.在本发明的描述中，需要理解的是，所使用的术语“中心”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“顶端”、“底端”、“上”、“下”、“左”、“右”、“前”、“后”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”“轴向”、“周向”等指示方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的位置或原件必须具有特定的方位、以特定的构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
201.此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个、三个等，除非另有明确具体的限定。
202.在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等应做广义理解，例如可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成为一体；可以是机械连接，也可以是电连接或者可以互相通讯；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以使两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
203.在本发明中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征之“上”或之“下”可以包括第一和第二特征直接接触，也可以包括第一和第二特征不是直接接触而是通过它们之间的另外的特征接触。而且，第一特征在第二特征“之上”、“上方”和“上面”包括第一特征在第二特征正上方和斜上方，或仅仅表示第一特征水平高度高于第二特征。第一特征在第二特征“之下”、“下方”和“下面”包括第一特征在第二特征正下方和斜下方，或仅仅表示第一特征水平高度小于第二特征。
204.最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。