CN104675394A - 非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置及饱和度确定方法 - Google Patents

非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置及饱和度确定方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置及饱和度确定方法，装置它包括岩心夹持器（1）、围压泵（9）、恒压恒速驱替阀A（7）、活塞式容器A（23）、油气水计量装置B（4）、回压装置A（5）、油气水计量装置B（4）、油气水计量装置A（3）、回压装置B（6）、恒温箱（2）、恒压恒速驱替阀B（8）、活塞式容器B（24）、压力计量装置A（19）、压力计量装置B（21）、压力计量装置C（20）和压力计量装置D（22）。本发明既进行平面和纵向上非均质驱替实验研究，又进行了边底水对驱替影响的研究，还实时分析油（气）水饱和度分布。

Description

非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置及饱和度确定方法
技术领域
本发明涉及一种非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置及饱和度确定方法。
背景技术
非均质油(气)藏中，层间非均质性是最为显著，但是平面非均质也不可忽略，利用水驱开采该类储层时，水驱油效果不理想，特别是存在边底水时，情况变得更加复杂。因此对于非均质性较强的边底水油(气)藏，不但需要进行平面和纵向上非均质驱替实验研究，还要进行边底水对驱替影响的研究，以及实时分析油(气)水饱和度分布。目前公知的综合考虑储层非均质和边底水的驱替实验研究很少见，非均质模型主要有：多个小岩心组合研究纵向非均质性、多个长岩心组合研究纵向非均质性、平板模型纵向和平面非均质研究；边底水模型主要是向用带槽有机玻璃隔板供水模拟边底水、向渗流板供水模拟底水。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种用于非均质底水油(气)藏三维物理模拟实验装置及饱和度确定方法，准确模拟其不同注采井网油(气)水饱和度分布，适用于五点井网、七点井网、九点井网和排状井网。
本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置，它包括岩心夹持器、围压泵、恒压恒速驱替阀A、活塞式容器A、油气水计量装置B、回压装置A、油气水计量装置B、回压装置B、恒温箱、恒压恒速驱替阀B、活塞式容器B、压力计量装置A、压力计量装置B、油气水计量装置A、压力计量装置C、压力计量装置D；
所述的岩心夹持器设置于恒温箱内；所述的岩心夹持器用于装入非均质多层平板边底水模型；所述的非均质多层平板边底水模型的每一层分别布有多对电极；
所述的围压泵和岩心夹持器两侧的连接，其中一侧的路线上设置有围压阀门A，另外一侧的路线上设置有围压阀门B；所述的围压泵和岩心夹持器两端的连接，其中一端的路线上设置有围压阀门C，另外一端的路线上设置有围压阀门D；
所述的恒压恒速驱替阀A与活塞式容器A连接，活塞式容器A分别与注入阀门A、注入阀门B连接，注入阀门A与岩心夹持器的注采井连接，注入阀门B与岩心夹持器的多个模拟底层水/油注入口连接，注入阀门A和岩心夹持器之间还设置有压力计量装置C，注入阀门B和岩心夹持器之间还设置有压力计量装置B；
所述的恒压恒速驱替阀B依次通过活塞式容器B、边底水模拟系统阀门与岩心夹持器的模拟边底水注水口连接；
岩心夹持器的采出口分别与采出阀门A、采出阀门B连接，采出阀门A分别与油气水计量装置B、回压装置A连接，采出阀门B分别与油气水计量装置A、回压装置B连接，采出阀门A和岩心夹持器之间还设置有压力计量装置B，采出阀门B和岩心夹持器之间还设置有压力计量装置D。
非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置的饱和度确定方法，它包括纵向非均质多层平板边底水模型水驱油油水饱和度分布实验步骤和平面非均质多层平板边底水模型水驱油油水饱和度分布实验步骤；
所述的纵向非均质多层平板边底水模型水驱油油水饱和度分布实验步骤包括以下子步骤：
S11：将非均质多层平板边底水模型装入岩心夹持器中；
S12：打开围压泵，打开围压阀门C和围压阀门D来提供上覆压力，使岩心周围密封防止驱替夜从岩心周围溢出，同时给岩心夹持器加围压至实验设定压力并保持恒定；
S13：关闭井网各注入阀门B和采出阀门B，关闭边底水模拟系统阀门，开启恒压恒速驱替泵A施加驱替压力，考虑到纵向非均质性，分别开启各层的注入阀门A及采出阀门A，注入模拟地层水饱和岩心的各层；
S14：开启恒温箱，将岩心夹持器加热至实验设定温度并保持恒定；
S15：开启恒压恒速驱替泵A施加驱替压力，考虑到纵向非均质性，分别开启各层的注入阀门A及采出阀门A，将活塞式容器A中的模拟地层油注入打开的层，使油以恒定速度驱替该层的水，同时用油气水计量装置B计量驱替出的水量，当出水量恒定时，说明束缚水饱和度已经建立，停止注入模拟地层油；
S16：开启恒压恒速驱替泵B并按照实验设计设定其压力，开启边底水模拟系统阀门，按照实验设定的恒压恒速驱替泵B驱替压力，将活塞式容器B中的模拟地层水，以实验设定的速度恒速注入岩心夹持器中模拟边底水；
S17：开启回压装置A，并设定出口压力；
S18：设计注入孔隙的体积倍数，通过恒压、恒速驱替泵A将活塞式容器A中的模拟地层水注入岩心夹持器中进行水驱油实验，用油气水计量装置B分别计量每一孔隙体积倍数下各个采液口累计驱替出油量和水量,同时每隔30分钟采集一次电极数据，求取在不同注入孔隙的体积倍数情况下岩心中油水饱和度分布，计算公式如下：
S w = ab R w φ m R t n , So＝1-Sw，
S o = 1 - ab R w φ m R t n ;
式中，Sw——含水饱和度；So——含油饱和度；n——岩性指数；a——岩性系数；b——饱和度指数；Rw——地层水的电阻率；Φ——岩心孔隙度；m——胶结指数；Rt——岩石含油时的电阻率；其中岩石含油时的电阻率Rt是通过采集得到的；
并用压力计量装置A和压力计量装置B记录进口压力和出口压力，直至采出液的含水率都达到实验设定值或不再变化时实验结束；
所述的平面非均质多层平板边底水模型水驱油油水饱和度分布实验步骤包括以下子步骤：
S201:将非均质多层平板边底水模型装入岩心夹持器中；
S202：打开围压泵，打开围压阀门C和围压阀门D来提供上覆压力，使岩心周围密封，防止驱替夜从岩心周围溢出，同时，给岩心夹持器加围压至实验设定压力并保持恒定；
S203：关闭井网各注入阀门B和采出阀门B，关闭边底水模拟系统阀门，开启恒压恒速驱替泵A施加驱替压力，考虑到水平非均质性，分别开启各层的注入阀门A及采出阀门A，注入模拟地层水饱和岩心的各层；
S204：开启恒温箱将岩心夹持器加热至实验设定温度并保持恒定；
S205：开启恒压恒速驱替泵A施加驱替压力，考虑到纵向非均质性，分别开启各层的注入阀门A及采出阀门A，将活塞式容器A中的模拟地层油注入打开的层，使油以恒定速度驱替该层的水，同时用油气水计量装置B计量驱替出的水量，当出水量恒定时，说明束缚水饱和度已经建立，停止注入模拟地层油；
S206：打开注入阀门B，关闭注入阀门A及采出阀门A，打开围压阀门A、围压阀门B；
S207：开启恒压恒速驱替泵B并按照实验设计设定其压力，开启边底水模拟系统阀门，按照实验设定的恒压恒速驱替泵B驱替压力，将活塞式容器B中的模拟地层水，以实验设定的速度恒速注入岩心夹持器中模拟边底水；
S208：将恒压恒速驱替泵A、活塞式容器A接到试验设计的注采井的井口上；
S209：开启回压装置B并设定出口压力；
S210：设计一系列注入孔隙体积倍数，通过恒压恒速驱替泵A将活塞式容器A中的模拟地层水注入岩心夹持器中进行水驱油实验，用油气水计量装置B计量每一孔隙体积倍数下各个采液口累计驱替出油量和水量,同时每隔30分钟采集一次电极数据，求取岩心中油水饱和度分布，计算公式如下：
S w = ab R w φ m R t n , So＝1-Sw，
S o = 1 - ab R w φ m R t n ,
式中Sw——含水饱和度；So——含油饱和度；n——岩性指数；a——岩性系数；b——饱和度指数；Rw——地层水的电阻率；Φ——岩心孔隙度；m——胶结指数；Rt——岩石含油时的电阻率；其中岩石含油时的电阻率Rt是通过采集得到的；
并用压力计量装置C和压力计量装置D记录进口压力和出口压力，直至采出液的含水率都达到实验设定值或不再变化时实验结束。
对于需要做不同渗透率平板组合的纵向非均质模型水驱油油水饱和度分布实验中，对于使用过的单层平板模型要反复用石油醚进行驱替，直至驱替出的石油醚为无色透明为止，然后用氮气吹干，以待再次用于实验。
所述的岩性系数a的变化范围是0.5～1.5，所述的胶结指数m的变化范围是1.5～3。
本发明的有益效果是：
(1)能够实时准确求出不同注采井网、不同驱替实验情况下岩心中油(气)水分布以及饱和度的确定；
(1)能进行高温高压下受边底水影响的非均质平板模型不同注采井网的驱替实验研究，主要可以模拟五点井网、七点井网、九点井网和排状井网；
(2)除了进行水驱油实验外还可进行气驱实验、化学剂驱实验、调剖实验、堵水实验和三次采油实验、孔隙度和渗透率测定实验，及缝洞型、裂缝型组合模型测试等。
附图说明
图1为本发明非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置结构图；
图2为本发明纵向非均质多层平板模型示意图；
图3为本发明平面非均质多层平板模型示意图；
图4为本发明电极分布示意图；
图5为本发明边底水模拟器示意图；
图中，1-岩心夹持器，2-恒温箱，3-油气水计量装置A，4-油气水计量装置B，5-回压装置A，6-回压装置B，7-恒压恒速驱替阀A，8-恒压恒速驱替阀B，9-围压泵，10-围压阀门A，11-围压阀门B，12-围压阀门C，13-围压阀门D，14-注入阀门A，15-注入阀门B，16-边底水模拟系统阀门，17-采出阀门A，18-采出阀门B，19-压力计量装置A，20-压力计量装置C，21-压力计量装置B，22-压力计量装置D，23-活塞式容器A，24-活塞式容器B,25-电极，26-边底水模拟器，27-边底水注水口，28-非均质多层平板边底水模型，29-注采井。
具体实施方式
下面结合附图进一步详细描述本发明的技术方案：如图1所示，非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置，它包括岩心夹持器1、恒压恒速驱替阀A7、活塞式容器A23、油气水计量装置B4、回压装置A5、油气水计量装置B4、油气水计量装置A3、回压装置B6、恒温箱2、恒压恒速驱替阀B8、活塞式容器B24、边底水模拟系统阀门16、压力计量装置A19、压力计量装置B21、压力计量装置C20、压力计量装置D22；
所述的岩心夹持器1设置于恒温箱2内；所述的岩心夹持器1用于装入非均质多层平板边底水模型28；如图4所示，所述的非均质多层平板边底水模型28的每一层分别布有多对电极25；
所述的恒压恒速驱替阀A7与活塞式容器A23连接，活塞式容器A23分别与注入阀门A14、注入阀门B15连接，如图2所示，注入阀门A14与岩心夹持器1的注采井29连接，注入阀门B15与岩心夹持器1的多个模拟底层水/油注入口连接，注入阀门A14和岩心夹持器1之间还设置有压力计量装置C20，注入阀门B15和岩心夹持器1之间还设置有压力计量装置B19；
如图5所示，所述的恒压恒速驱替阀B8依次通过活塞式容器B24、边底水模拟系统阀门16与岩心夹持器1的模拟边底水注水口27连接；
岩心夹持器1的采出口分别与采出阀门A17、采出阀门B18连接，采出阀门A17分别与油气水计量装置B4、回压装置A5连接，采出阀门B18分别与油气水计量装置A3、回压装置B6连接，采出阀门A17和岩心夹持器1之间还设置有压力计量装置B21，采出阀门B18和岩心夹持器1之间还设置有压力计量装置D22。
非均质多层平板边底水模型尺寸为：450mm×450mm×160mm，单层尺寸450mm×450mm×40mm，共四层，单层每行每列分别布8对电极,四层共有256对电极检测点。
非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置的饱和度确定方法，它包括纵向非均质多层平板边底水模型水驱油油水饱和度分布实验步骤和平面非均质多层平板边底水模型水驱油油水饱和度分布实验步骤；
所述的纵向非均质多层平板边底水模型水驱油油水饱和度分布实验步骤包括以下子步骤：
S11：将规格为450mm×450mm×160mm的非均质多层平板边底水模型28装入岩心夹持器1中；
S12：打开围压泵9，打开围压阀门C12和围压阀门D13来提供上覆压力，并使岩心周围密封，防止驱替夜从岩心周围溢出，同时给岩心夹持器1加围压至20MPa并保持恒定；
S13：关闭井网各注入阀门B14和采出阀门B18，关闭边底水模拟系统阀门16，开启恒压恒速驱替泵A7施加驱替压力，考虑到纵向非均质性，分别开启各层的注入阀门A15及采出阀门A17，注入模拟地层水饱和岩心的各层；
S14：开启恒温箱2，将岩心夹持器1加热至实验设定温度并保持恒定；
S15：开启恒压恒速驱替泵A7施加驱替压力，考虑到纵向非均质性，分别开启各层的注入阀门A15及采出阀门A17，将活塞式容器A23中的模拟地层油注入打开的层，使油以恒定速度驱替该层的水，同时用油气水计量装置B4计量驱替出的水量，当出水量恒定时，说明束缚水饱和度已经建立，停止注入模拟地层油；
S16：开启恒压恒速驱替泵B8并按照实验设计设定其压力为18MPa，开启边底水模拟系统阀门16，按照实验设定的恒压恒速驱替泵B8驱替压力，将活塞式容器B24中的模拟地层水，以实验设定的速度恒速注入岩心夹持器1中模拟边底水；
S17：开启回压装置A5，并设定出口压力为18MPa；
S18：设计注入孔隙的体积倍数0.1、0.5、1、1.5、2PV，通过恒压、恒速驱替泵A7将活塞式容器A23中的模拟地层水注入岩心夹持器1中进行水驱油实验，用油气水计量装置B4分别计量每一孔隙体积倍数下各个采液口累计驱替出油量和水量,同时每隔30分钟采集一次电极25数据，求取在不同注入孔隙的体积倍数情况下岩心中油水饱和度分布，计算公式如下：
S w = ab R w φ m R t n , So＝1-Sw，
S o = 1 - ab R w φ m R t n ;
式中，Sw——含水饱和度；So——含油饱和度；n——岩性指数，接近1；a——岩性系数，变化范围0.5～1.5；b——饱和度指数，一般取2；Rw——地层水的电阻率；Φ——岩心孔隙度；m——胶结指数，变化范围1.5～3，一般取2；Rt——岩石含油时的电阻率；其中岩石含油时的电阻率Rt是通过采集得到的。
并用压力计量装置A19和压力计量装置B21记录进口压力和出口压力，直至采出液的含水率都达到实验设定值或不再变化时实验结束；
平面非均质多层平板模型如图3所示，所述的平面非均质多层平板边底水模型水驱油油水饱和度分布实验步骤包括以下子步骤：
S201:将规格为450mm×450mm×160mm的非均质多层平板边底水模型28装入岩心夹持器1中；
S202：打开围压泵9，打开围压阀门C12和围压阀门D13来提供上覆压力，并使岩心周围密封防止驱替夜从岩心周围溢出，同时给岩心夹持器1加围压至20MPa并保持恒定；
S203：关闭井网各注入阀门B14和采出阀门B18，关闭边底水模拟系统阀门16，开启恒压恒速驱替泵A7施加驱替压力，考虑到水平非均质性，分别开启各层的注入阀门A15及采出阀门A17，注入模拟地层水饱和岩心的各层；
S204：开启恒温箱2将岩心夹持器1加热至实验设定温度并保持恒定；
S205：开启恒压恒速驱替泵A7施加驱替压力，考虑到纵向非均质性，分别开启各层的注入阀门A15及采出阀门A17，将活塞式容器A23中的模拟地层油注入打开的层，使油以恒定速度驱替该层的水，同时用油气水计量装置B4计量驱替出的水量，当出水量恒定时，说明束缚水饱和度已经建立，停止注入模拟地层油；
S206：打开注入阀门B14，关闭注入阀门A15及采出阀门A17，打开围压阀门B10、围压阀门C11；
S207：开启恒压恒速驱替泵B8并按照实验设计设定其压力为18MPa，开启边底水模拟系统阀门16，按照实验设定的恒压恒速驱替泵B8驱替压力为18MPa，将活塞式容器B24中的模拟地层水，以实验设定的速度恒速注入岩心夹持器1中模拟边底水；
S208：将恒压恒速驱替泵A7、活塞式容器A23接到试验设计的注采井29的井口上；
S209：开启回压装置B6并设定出口压力；
S210：设计一系列注入孔隙体积倍数，通过恒压恒速驱替泵A7将活塞式容器A23中的模拟地层水注入岩心夹持器1中进行水驱油实验，用计量装置B3计量每一孔隙体积倍数下各个采液口累计驱替出油量和水量,同时每隔30分钟采集一次电极25数据，求取岩心中油水饱和度分布，计算公式如下：
S w = ab R w φ m R t n , So＝1-Sw，
S o = 1 - ab R w φ m R t n ,
式中Sw——含水饱和度；So——含油饱和度；n——岩性指数，接近1；a——岩性系数，变化范围0.5～1.5；b——饱和度指数，一般取2；Rw——地层水的电阻率；Φ——岩心孔隙度；m——胶结指数，变化范围1.5～3，一般取2；Rt——岩石含油时的电阻率；其中岩石含油时的电阻率Rt是通过采集得到的。
并用压力计量装置C20和压力计量装置D22记录进口压力和出口压力，直至采出液的含水率都达到实验设定值或不再变化时实验结束。
对于需要做不同渗透率平板组合的纵向非均质模型水驱油油水饱和度分布实验中，对于使用过的单层平板模型要反复用石油醚进行驱替，直至驱替出的石油醚为无色透明为止，然后用氮气吹干，以待再次用于实验。

Claims (4)

1.非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置，其特征在于：它包括岩心夹持器(1)、围压泵(9)、恒压恒速驱替阀A(7)、活塞式容器A(23)、油气水计量装置B(4)、回压装置A(5)、油气水计量装置B(4)、油气水计量装置A(3)、回压装置B(6)、恒温箱(2)、恒压恒速驱替阀B(8)、活塞式容器B(24)、压力计量装置A(19)、压力计量装置B(21)、压力计量装置C(20)、压力计量装置D(22)；
所述的岩心夹持器(1)设置于恒温箱(2)内；所述的岩心夹持器(1)用于装入非均质多层平板边底水模型(28)；所述的非均质多层平板边底水模型(28)的每一层分别布有多对电极(25)；
所述的围压泵(9)和岩心夹持器(1)两侧的连接，其中一侧的路线上设置有围压阀门A(10)，另外一侧的路线上设置有围压阀门B(11)；所述的围压泵(9)和岩心夹持器(1)两端的连接，其中一端的路线上设置有围压阀门C(12)，另外一端的路线上设置有围压阀门D(13)；所述的恒压恒速驱替阀A(7)与活塞式容器A(23)连接，活塞式容器A(23)分别与注入阀门A(14)、注入阀门B(15)连接，注入阀门A(14)与岩心夹持器(1)的注采井(29)连接，注入阀门B(15)与岩心夹持器(1)的多个模拟底层水/油注入口连接，注入阀门A(14)和岩心夹持器(1)之间还设置有压力计量装置C(20)，注入阀门B(15)和岩心夹持器(1)之间还设置有压力计量装置B(19)；
所述的恒压恒速驱替阀B(8)依次通过活塞式容器B(24)、边底水模拟系统阀门(16)与岩心夹持器(1)的模拟边底水注水口(27)连接；
岩心夹持器(1)的采出口分别与采出阀门A(17)、采出阀门B(18)连接，采出阀门A(17)分别与油气水计量装置B(4)、回压装置A(5)连接，采出阀门B(18)分别与油气水计量装置A(3)、回压装置B(6)连接，采出阀门A(17)和岩心夹持器(1)之间还设置有压力计量装置B(21)，采出阀门B(18)和岩心夹持器(1)之间还设置有压力计量装置D(22)。
2.如权利要求1所述的非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置的饱和度确定方法，其特征在于：它包括纵向非均质多层平板边底水模型水驱油油水饱和度分布实验步骤和平面非均质多层平板边底水模型水驱油油水饱和度分布实验步骤；
所述的纵向非均质多层平板边底水模型水驱油油水饱和度分布实验步骤包括以下子步骤：
S11：将非均质多层平板边底水模型(28)装入岩心夹持器(1)中；
S12：打开围压泵(9)，打开围压阀门C(12)和围压阀门D(13)来提供上覆压力，使岩心周围密封，防止驱替夜从岩心周围溢出，同时给岩心夹持器(1)加围压至实验设定压力并保持恒定；
S13：关闭井网各注入阀门B(14)和采出阀门B(18)，关闭边底水模拟系统阀门(16)，开启恒 压恒速驱替泵A(7)施加驱替压力，考虑到纵向非均质性，分别开启各层的注入阀门A(15)及采出阀门A(17)，注入模拟地层水饱和岩心的各层；
S14：开启恒温箱(2)，将岩心夹持器(1)加热至实验设定温度并保持恒定；
S15：开启恒压恒速驱替泵A(7)施加驱替压力，考虑到纵向非均质性，分别开启各层的注入阀门A(15)及采出阀门A(17)，将活塞式容器A(23)中的模拟地层油注入打开的层，使油以恒定速度驱替该层的水，同时用油气水计量装置B(4)计量驱替出的水量，当出水量恒定时，说明束缚水饱和度已经建立，停止注入模拟地层油；
S16：开启恒压恒速驱替泵B(8)并按照实验设计设定其压力，开启边底水模拟系统阀门(16)，按照实验设定的恒压恒速驱替泵B(8)驱替压力，将活塞式容器B(24)中的模拟地层水，以实验设定的速度恒速注入岩心夹持器(1)中模拟边底水；
S17：开启回压装置A(5)，并设定出口压力；
S18：设计注入孔隙的体积倍数，通过恒压、恒速驱替泵A(7)将活塞式容器A(23)中的模拟地层水注入岩心夹持器(1)中进行水驱油实验，用油气水计量装置B(4)分别计量每一孔隙体积倍数下各个采液口累计驱替出油量和水量,同时每隔30分钟采集一次电极(25)数据，求取在不同注入孔隙的体积倍数情况下岩心中油水饱和度分布，计算公式如下：
式中，Sw——含水饱和度；So——含油饱和度；n——岩性指数；a——岩性系数；b——饱和度指数；Rw——地层水的电阻率；Φ——岩心孔隙度；m——胶结指数；Rt——岩石含油时的电阻率，其中岩石含油时的电阻率Rt为通过采集得到的；
并用压力计量装置A(19)和压力计量装置B(21)记录进口压力和出口压力，直至采出液的含水率都达到实验设定值或不再变化时实验结束；
所述的平面非均质多层平板边底水模型水驱油油水饱和度分布实验步骤包括以下子步骤：
S201:将非均质多层平板边底水模型(28)装入岩心夹持器(1)中；
S202：打开围压泵(9)，打开围压阀门C(12)和围压阀门D(13)来提供上覆压力，使岩心周围密封，防止驱替夜从岩心周围溢出，同时给岩心夹持器(1)加围压至实验设定压力并保持恒定；
S203：关闭井网各注入阀门B(14)和采出阀门B(18)，关闭边底水模拟系统阀门(16)，开启恒压恒速驱替泵A(7)施加驱替压力，考虑到水平非均质性，分别开启各层的注入阀门A(15)及采出阀门A(17)，注入模拟地层水饱和岩心的各层；
S204：开启恒温箱(2)将岩心夹持器(1)加热至实验设定温度并保持恒定；
S205：开启恒压恒速驱替泵A(7)施加驱替压力，考虑到纵向非均质性，分别开启各层的注入阀门A(15)及采出阀门A(17)，将活塞式容器A(23)中的模拟地层油注入打开的层，使油以恒定速度驱替该层的水，同时用油气水计量装置B(4)计量驱替出的水量，当出水量恒定时，说明束缚水饱和度已经建立，停止注入模拟地层油；
S206：打开注入阀门B(14)，关闭注入阀门A(15)及采出阀门A(17)，打开围压阀门A(10)、围压阀门B(11)；
S207：开启恒压恒速驱替泵B(8)并按照实验设计设定其压力，开启边底水模拟系统阀门(16)，按照实验设定的恒压恒速驱替泵B(8)驱替压力，将活塞式容器B(24)中的模拟地层水，以实验设定的速度恒速注入岩心夹持器(1)中模拟边底水；
S208：将恒压恒速驱替泵A(7)、活塞式容器A(23)接到试验设计的注采井(29)的井口上；
S209：开启回压装置B(6)并设定出口压力；
S210：设计一系列注入孔隙体积倍数，通过恒压恒速驱替泵A(7)将活塞式容器A(23)中的模拟地层水注入岩心夹持器(1)中进行水驱油实验，用油气水计量装置B(3)计量每一孔隙体积倍数下各个采液口累计驱替出油量和水量,同时每隔30分钟采集一次电极(25)数据，求取岩心中油水饱和度分布，计算公式如下：
式中Sw——含水饱和度；So——含油饱和度；n——岩性指数；a——岩性系数；b——饱和度指数；Rw——地层水的电阻率；Φ——岩心孔隙度；m——胶结指数；Rt——岩石含油时的电阻率，其中岩石含油时的电阻率Rt为通过采集得到的；
并用压力计量装置C(20)和压力计量装置D(22)记录进口压力和出口压力，直至采出液的含水率都达到实验设定值或不再变化时实验结束。
3.根据权利要求2所述的非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置的饱和度确定方法，其特 征在于：对于需要做不同渗透率平板组合的纵向非均质模型水驱油油水饱和度分布实验中，对于使用过的单层平板模型要反复用石油醚进行驱替，直至驱替出的石油醚为无色透明为止，然后用氮气吹干，以待再次用于实验。
4.根据权利要求2所述的非均质底水油气藏三维物理模拟实验装置的饱和度确定方法，其特征在于：所述的岩性系数a的变化范围是0.5～1.5，所述的胶结指数m的变化范围是1.5～3。
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