[发明专利]一种海相砂岩底水稠油油藏波及系数测定装置及方法

说明书

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，该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PC机；油藏模型包括：密闭箱体，分为上部主体模型区和下部底水区，且在主体模型区的顶部两侧和底水区两侧各设置有可开闭的两输出孔和输入孔；底水模型砂体，水平地设置在主体模型区和底水区之间；主体模型砂体，形成在位于底水模型砂体上部的主体模型区内；水平井，设置在主体模型砂体的顶部。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。

技术领域

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。

发明内容

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。