CN105156102A - 底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法，该底水油藏水体能量三维物理模拟装置包括模型本体、水体中间容器、气体中间容器、驱替泵、高压气瓶、第一六通阀及第二六通阀；驱替泵、高压气瓶、水体中间容器的顶端、气体中间容器的顶端和底端分别与第一六通阀的其中一个阀门连接；水体中间容器的底端通过第二六通阀连接至模型本体的底部；驱替泵用于将外部水体通过第一六通阀泵入水体中间容器；高压气瓶用于将外部气体通过第一六通阀注入气体中间容器；模型本体，用于容置底水油层，以模拟底水油藏。本发明大大减小了三维物理模拟设备的体积，并且所用设备简单、易于操作，使底水油藏水体能量的三维物理模拟可在室内实现。

Description

底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法

技术领域

本发明涉及石油工业技术领域，尤其涉及一种底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法。

背景技术

底水油藏投产以后，随着原油的采出，地层压力逐渐降低，底水能量大于油层能量，同时由于油水粘度的差异，底水逐渐推进至油层，使油井过早见水、产油量骤减和含水快速上升，严重地影响了油井的正常生产，并导致水处理费用增加和开发成本升高，底水油藏开采效益变差。因此监控底水油藏底水推进和研究见水规律显得尤为重要。

物理模拟是研究底水油藏的一种常用手段，物理模拟实验人为再现底水油藏的开发进程，较为真实地模拟实际油藏或油井的渗流特征，便于观察水锥或水脊的形成与发育，研究油藏参数、油井几何因素和外部生产可控参数对开发效果的影响，为制定底水油藏开发策略、不同开发阶段应对措施及稳油控水方案提供重要依据。国内外底水油藏物理模拟大致可分为四种类型：微观孔隙模拟、一维线性模拟、二维平面模拟和三维比例模拟。

底水油藏微观物理模拟应用可视化储层微观孔隙模型，借助于显微放大、录像、图像分析和实验计量技术，模拟底水驱替原油，实现储层流体微观渗流的定性分析和定量描述，揭示剩余油微观分布特征。微观孔隙物理模型有砂岩微观孔隙模型和仿真孔隙模型，微观孔隙模型尤其是砂岩微观孔隙模型基本保留了岩石的真实孔隙结构和表面物理性质，直观性强，观测和记录油水两相渗流特征，能够对剩余油分布、堵剂注入时机、堵剂赋存状态进行微观研究，但无法观察到底水推进形态，并且由于承压能力弱，不能模拟底水油藏开发的真实压力条件。

底水油藏一维物理模拟利用充填有一定目数玻璃珠的填砂管或岩心来模拟底水油藏，先注入模拟地层水制造束缚水环境，然后注入原油饱和模型，最后开展底水驱替实验。一维线性模型可以研究水平方向非均质性和生产压差对含水率及采出程度等开发指标的影响，但无法直接观察底水推进过程，同时地层流体大多数情况下并非一维流动，一维模型只能在一定程度上反映底水油藏开采过程。

底水油藏二维模拟系统为平板模型，此类物理模型由两块相同尺寸的有机玻璃板构成，采用现代电子摄像监视手段和流动试验测试手段。二维模拟实验能够比较形象地模拟底水油藏底水推进的过程，也能对影响生产井产能的各种因素(如生产井位置、油水粘度比)进行更加真实的评价和验证，但二维模型只能模拟均质油藏“活塞式”驱替时的状况，所模拟的底水形态与真实形状还有较大的差别，并且实验所观察得出的结论只是一些定性的结论。

底水油藏三维模拟实验能更加真实有效地模拟油藏状况，更好地对影响生产井产能的因素进行评价，尤其在水平井开发底水油藏时对水平段摩阻造成的影响进行有效的评价，也能更好地观察生产井水淹模式和水淹动态，而且在一定条件下，可对某油藏布井方式进行有效预测和评价。但三维模型结构复杂，必须针对具体的油藏条件，考虑参数的比例关系，否则可能无法得出正确结论。

三维物理模型设计以相似三定理为基础，以量纲相似概念为依据，各个物理量都按照相似比例进行描述。按照比例建立的模型要求三维底水油藏实验室模型与矿场原型的介质条件、空间条件和动力作用在每个相应的位置都相似，基本方程、初始条件和边界条件都要满足用无量纲参量表示的相似准则。因此，找出底水驱替过程的相似准则数的方法，从本质上说就是应用相似理论对描述底水驱替过程的数学表达式或者驱替过程中所包括的压力、温度、含油饱和度等变量进行相似分析的过程。底水油藏三维物理模拟相似准则数的推导首先需要定义基本假设条件，然后建立基本微分方程，包括质量守恒方程、能量守恒方程和运动方程，在定义初始条件及边界条件之后归一化处理数学方程，利用方程分析法中的类比分析法，对方程进行无因次化处理，对求解出的相似准则数组进行化简处理，删除不重要的相似准则数，对形式复杂的相似准则数重新组合，使相似准则数形式上变的简单，物理意义更加明确。

针对底水油藏水平井开发，可采用以下5类15个相似准则数：

①几何相似：油藏长与宽之比、油藏长与厚度之比、油藏长与水平井长度之比、生产压差与重力之比

$\frac{L_1}{L_2},\frac{L_1}{H},\frac{L_1}{L},\frac{\mathrm{\Δ}p}{{\mathrm{\ρ}}_{o}gH},\frac{\mathrm{\Δ}p}{{\mathrm{\ρ}}_{w}gH}$

②压力相似：生产压差与毛管力之比、油藏压力与地层平均压力之比

$\frac{\mathrm{\Δ}p}{p_c},\frac{p_i}{p_a}$

③物性相似：油水密度之比、油水流度之比、原型与模型相渗端点相似、原型与模型孔隙度相似、综合压缩系数与油水压缩系数之比

$\frac{{\mathrm{\ρ}}_o}{{\mathrm{\ρ}}_w},\frac{K_{owc}{\mathrm{\μ}}_w}{K_{wor}{\mathrm{\μ}}_o},\frac{S_{wc}}{S_{or}},\frac{1}{S_{or}},\mathrm{\φ},\frac{C_t}{C_o},\frac{C_o}{C_w}$

④生产动态相似：达西公式、水侵量与水平井产量之比、油水产量之比

$\frac{{\mathrm{KK}}_{wor}\mathrm{\Δ}pt}{{\mathrm{\μ}}_w{H}^2{\mathrm{\φS}}_{wc}{C}_t{P}_i},\frac{{\mathrm{\ρ}}_w{S}_{wc}{\mathrm{\φL}}_1^2{\mathrm{\μ}}_o}{{\mathrm{t\ρ}}_o{\mathrm{KK}}_{owc}\mathrm{\Δ}p},\frac{L_1{L}_2{\mathrm{KK}}_{wor}{\mathrm{\ρ}}_{w}g}{{\mathrm{\μ}}_{w}Q},\frac{L_1{L}_2{\mathrm{KK}}_{wor}\mathrm{\Δ}p}{{\mathrm{\μ}}_{w}QH},\frac{q_o}{q_w}$

⑤井筒摩阻相似：原型和模型的生产压差与井筒压降之比

$\frac{LQ\mathrm{\μ}}{d^4\mathrm{\ρ}gH}$

其中：L₁，L₂，H，L分别为油藏的长、宽、高以及水平井的长度，m；△p，p_i，p_a分别为生产压差、油藏压力和地层平均压力，MPa；p_c为毛管压力，Pa；ρ_o，ρ_w分别为油密度和水密度，kg/m³；g为重力加速度，9.8m/s²；K_owc，K_wor分别为束缚水状态下油相相对渗透率和残余油状态下水相相对渗透率，小数；μ_o，μ_w分别为油相粘度和水相粘度，mPa·s；S_or，S_wc分别为残余油的饱和度和束缚水饱和度，小数；φ为孔隙度，小数；C_o，C_w，C_t分别为油亚索系数、水压缩系数以及综合压缩系数，MPa^-1；K为绝对渗透率，10^-3μm²；t为生产时间，s；Q为井筒流量，m³/d；q_o，q_w：分别为油采出量和水采出量，m³/d；μ为井筒内流体粘度，mPa·s；d为水平井井筒直径，m；ρ为井筒内流体密度，kg/m³。

通过上述相似准则可以实现物理模型与底水油藏原型的转化，设计和制作底水油藏的三维物理模型，并对现场主要工艺参数进行按比例处理。同时，受实验条件、人为等客观因素制约，难以将所有的相似准则完全按比例转化现场参数，并且转化的参数跟原型有不同程度的误差，因此需要对转化的参数进行适当调整。

现有的底水油藏三维物理模拟系统通常由模型本体11、底水模拟系统12、产出计量系统13、检测系统14和控制系统15组成，实验装置如图1所示。

①模型本体11：由底水油藏模型及旋转机构、移动支架组成，底水油藏模型包括油层模型和生产井模型。油层模型的制作需要利用填砂管模型测量出符合模拟模型孔渗要求的岩石粒度组成，并按此组成配置模型砂，充填三维物理模型。不锈钢管或有机玻璃管则用来模拟生产井不同的井型、完井方式和避水高度。

②产出计量系统13：由产出液计量和回压系统等组成，主要用于回压的控制、实验时间记录和流量的计量。

③检测系统14和控制系统15：包括信号检测和数据采集处理部分，通过电阻率传感器、温度传感器和压力传感器实时检测模型内部的饱和度、温度和压力，传输至计算机实现实时采集处理，显示模型内部的饱和度场、温度场和压力场图。

④底水模拟系统12：用于模拟底水的水体能量，能够将底水油藏实际水体能量大小在三维物理模拟中合理有效地反映出来。

现有技术中通常采用以下模拟流程实现对底水油藏的三维物理模拟：

①将模型井、传感器布置到设计位置。

②若采用干装法填砂，将模型砂均匀填入模型。

③模型砂填充完毕后，用模拟盖层的陶泥均匀覆盖，上盖封装。模型封装后，接入氮气瓶，观察油藏压力变化，确定是否有漏气现象。

④将模拟地层水由饱和注入口注入模型，饱和出口打开，收集模拟地层水，至出口流量与进口流量相近时停止，记录进口模拟水的注入量、出口的收集总量，计算出模型的孔隙体积以及孔隙度。

⑤将模拟油注入模型，收集产出液，至出口端连续出油不出水或含油率达99.9％时停止，关闭饱和出口，继续注入模拟油使油藏憋压至模拟地层压力，记录出口模拟水的收集总量以及注入模拟油的净量，得出饱和油体积，从而计算出模型初始含油饱和度以及束缚水饱和度。

⑥三维模型置于恒温箱中，恒定到模拟地层温度，开始驱替实验。实验过程中采集模型不同时刻不同位置饱和度、温度及压力数据，产出液收集计量，直至产出井含水率达到98％后，结束实验。

目前，针对底水油藏水体能量三维物理模拟的实现主要是采用恒压模拟方法，即利用一定的实验模拟装置在底水油藏模型本体底部形成恒定压力的底水层，实现无限大水体条件下油藏开发动态的研究。实现底水恒压所采用的实验装置主要包括：

①恒压恒速泵：实验装置如图2所示，包括恒压恒速驱替泵21、活塞式容器22、底水模拟系统阀门23和压力计量装置24。恒压恒速泵21依次通过活塞式容器22、底水模拟系统阀门23与模型本体25底水注水口连接，开启恒压恒速驱替泵21，根据底水压力设定泵压，开启底水模拟系统阀门23，按照实验设定的恒压恒速驱替泵21驱替压力，保证稳定的模拟地层水进入模型本体25。

②双桶设计：双桶设计的底水供给系统可以保持底水恒压供给，以模拟无限水体底水油藏。该系统由储液桶31、进液桶32、水泵33及其连接管线组成，实验装置如图3所示。进液桶32设有两条进液通道和两条出液通道，其中一条出液通道为三维物理模型34供给底水，另一条出液通道用于保持进液桶水位以保证底水压力恒定，同时三维物理模型34底部的渗流板35可保证流体能均匀地注入。试验开始时，首先打开底水入口，待两台压力传感器36、37的读数稳定至水桶到三维物理模型35的静水高度时再打开生产井38进行生产，这样操作可以使三维物理模型内各点的折算压力相等，从而模拟原始地层压力。

③气源模拟：气源模拟装置如图4所示，底水层通过下部阀门41与一个水容器42相连，水容器42与气容器43相连，气容器43与气瓶44相连。实验时，气瓶44通过调节阀调节压力到设定值，再加上与之相连的水容器的42缓冲作用，可以很好地模拟底水层恒定压力供给状况。

恒压模拟方法采用水体压力来体现水体能量的大小，只适合于水体能量充足的底水油藏，不能满足底水油藏任意水体能量三维物理模拟实现的要求，依据《油藏描述方法(SY/T5579.1-2008)》采出百分之一的地质储量地层压力下降值小于0.2MPa，弹性产量比大于30才属于天然能量充足油藏，恒压模拟很难成为室内研究底水油藏开发动态普遍运用的一种方法。

并且，通常恒压模拟方法适用于水体能量充足的底水油藏，其应用具有一定的局限性。水体能量充足的天然水驱油藏外部天然水域很大，随着油藏开发，天然水侵的补给量也不断增加，由于充足的底水连续供给，并且采油速度不高而使水层压力趋于稳定。而依据《油藏描述方法(SY/T5579.1-2008)》采出百分之一的地质储量地层压力下降值为0.2MPa～0.8MPa，弹性产量比为8～30属于水体能量较充足的底水油藏，采出百分之一的地质储量地层压力下降值为0.8MP～2.0MPa，弹性产量比为2.5～8属于水体能量较不足的底水油藏，采出百分之一的地质储量地层压力下降值大于2.0MPa，弹性产量比小于2.5属于水体能量较微弱的底水油藏，恒压方法无法模拟这些类型的底水油藏，例如水体规模有限，无地面供水露头或地下供给水源的封闭型弹性供水系统，采出速度高于水侵速度，底水能量持续消耗，底水压力和油藏地层压力随时间不断变化。因此，底水恒压模拟方法很难满足室内任意底水油藏三维物理模拟的实现要求。

除了利用水体压力模拟水体能量外，水侵量也可以作为模拟水体能量的一种手段。底水油藏的开采过程中都存在一定程度的水侵作用，水侵量因水体能量不同而存在较大的差异。例如，当油藏包含的天然水域比较小时，水体能量较低，油藏开采所引起的地层压力下降，可以很快地波及到整个天然水域的范围，水侵活跃程度较弱。

对于天然水域比较大的油藏，油藏开采的地层压降不可能很快地波及到整个天然水域。在某些情况下，甚至在整个开采阶段中，仍有一部分天然水域保持原始地层压力，这就存在着油藏含油部分的地层压力向天然水域传播时存在着一个明显的时间滞后现象。由此可见，天然水侵量的大小除与地层压降有关外，还当与开发时间有关，所需要的天然水侵量的表达式必须考虑时间因素的影响。

一般地，底水油藏天然水侵分为定态水侵、拟定态水侵和不定态水侵。当油藏有充足的底水连续补给，或者因采油速度不高而使油区压降能够保持相对稳定时，水侵速度与采出速度相等，水侵是定态水侵。此时水侵速度可表示为：

$q_e=\frac{{\mathrm{dW}}_e}{dt}=\mathrm{\ω}\mathrm{\Δ}p---\left(1\right)$

在式(1)中，q_e为水侵速度，m³/d为W_e：天然累积水侵量，m³；t为开采时间，d；ω为水侵系数，m³/(d·MPa)；△p为含油区平均压力降，即原始地层压力与目前地层压力之差，MPa。

当有充足的底水供给，即供水区的压力比较稳定，但油藏压力还未达到稳定状态时，可以采用薛尔绍斯法，即准定态水侵法，把这个压力变化阶段看作是无数稳定状态的连续变化，此时天然水侵量为：

$\left\{\begin{array}{c}{W}_e=\mathrm{\ω}{\∫}_0^t(p_i-p)dt\\ {\mathrm{dW}}_e/dt=\mathrm{\ω}(p_i-p)\end{array}\right.---\left(2\right)$

在式(2)中，W_e为天然累积水侵量，m³；p_i为原始地层压力，MPa；p为油藏开采到t时间的地层压力，MPa；t为开采时间，d；ω为水侵常数，与天然水域的储层物性、流体物性和油藏边界形态有关，m³/(MPa·d)。

赫斯特修正了薛尔绍斯公式，修正后天然水侵量为：

$\left\{\begin{array}{c}{W}_e=C_h{\∫}_0^t\frac{(p_i-p)}{\lg \left(\mathrm{\α}t\right)}dt\\ {\mathrm{dW}}_e/dt=\frac{C_h}{\lg \left(\mathrm{\α}t\right)}(p_i-p)\\ C_h=\mathrm{\ω}\·\lg \left(\mathrm{\α}t\right)\end{array}\right.---\left(3\right)$

在式(3)中，C_h为赫斯特的水侵常数，m³/(MPa·d)；α为与时间单位有关的换算常数。

当地层压力的传递尚未波及到天然水域的外边界之前，是一个非稳定渗流的过程。不定态水侵量与油藏及供水区的形状有关，即与流动情况有关。底水油藏油水界面以下的底水为球面径向流，对弹性可压缩流体在弹性多孔介质中的半球形渗流方程求解，可得半球形流系统底水油藏的天然水侵量为：

$\left\{\begin{array}{c}{W}_e=2{\mathrm{\πr}}_{ws}^3{\mathrm{\φC}}_e\underset{0}{\overset{t}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{e}Q\left(t_D\right)\\ B_s=2{\mathrm{\πr}}_{ws}^3{\mathrm{\φC}}_e\\ W_e=B_s\underset{0}{\overset{t}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{e}Q\left(t_D\right)\end{array}\right.---\left(4\right)$

在式(4)中，B_s为半球形流的水侵系数，m³/MPa；r_ws为半球形流的等效油水接触面的半径，m；φ为天然水域的有效孔隙度，小数；C_e为地层水和岩石的有效压缩系数，MPa^-1；△p_e为油藏内边界上(即油藏平均)的有效地层压降，MPa；Q(t_D)为无因次水侵量，是无因次时间的函数；t_D为半球形流系统的无因次时间，小数，可以表达为：

$t_D=\frac{8.64\×{10}^{-2}{K}_{w}t}{{\mathrm{\φ\μ}}_w{C}_e{r}_{ws}^2}={\mathrm{\β}}_s\·t---\left(5\right)$

在式(5)中，K_w为天然水域的有效渗透率，mD；μ_w为天然水域地层水的粘度，MPa·s；β_s为半球形流的综合参数，可以表达为：

${\mathrm{\β}}_s=\frac{8.64\×{10}^{-2}{K}_w}{{\mathrm{\φ\μ}}_w{C}_e{r}_{ws}^2}---\left(6\right)$

对于无限大天然水域和不同规模的有限封闭天然水域、有限敞开外边界定压天然水域三种情况，底水油藏半球形流系统无因次水侵量Q(t_D)与无因次时间t_D的关系数据，均可从《实用油藏工程方法》专用数据表中查出。

在天然水侵公式的基础上，将模型参数带入，计算出模型在不同生产压差和生产时间下底水的累计水侵量和水侵速度，采用计算机控制高精度流量泵，从而调整生产压差变化速率和底水的水侵量速率，即可实现底水油藏水体能量的三维物理模拟。

天然水侵公式涉及的参数较多，尤其是不定态情况下，涉及到参数更多。并且某些与水体有关的参数不容易确定，在实际应用时，很难直接计算，常从函数表值中查取，这样一来，将得不到连续的数据，只得对表值进行插值，这不但操作十分麻烦，而且精度大大降低，存在较大的计算误差和取值的局限性。因此，这些数据的获取及整理需要耗费一定的人力与时间，不能满足室内快速实现底水油藏水体能量三维物理模拟的要求。同时，该方法对实验设备和实验设计提出了过高的要求，很难满足实验室内对底水能量模拟的需求。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明提供了一种底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法。

本发明一方面提供了一种底水油藏水体能量三维物理模拟装置，所述底水油藏水体能量三维物理模拟装置包括：模型本体、水体中间容器、气体中间容器、驱替泵、高压气瓶、第一六通阀及第二六通阀；其中，

所述驱替泵、高压气瓶、水体中间容器的顶端、气体中间容器的顶端和底端分别与所述第一六通阀的其中一个阀门连接；所述水体中间容器的底端通过所述第二六通阀连接至所述模型本体的底部；

所述驱替泵用于将外部水体通过所述第一六通阀泵入所述水体中间容器，或者泵入所述水体中间容器及气体中间容器；

所述高压气瓶用于将外部气体通过所述第一六通阀注入所述气体中间容器，或者注入所述气体中间容器及水体中间容器；所述模型本体，用于容置底水油层，以模拟底水油藏。

在一实施例中，所述水体中间容器与所述气体中间容器的总容积等于所述外部水体的体积与所述外部气体的体积之和。

在一实施例中，所述底水油藏水体能量三维物理模拟装置还包括：压力表，连接至所述第一六通阀的阀门。

在一实施例中，所述水体中间容器为无活塞容器。

在一实施例中，所述气体中间容器为无活塞容器。

在一实施例中，所述外部气体为氮气。

本发明另一方面还提供了一种应用所述的底水油藏水体能量三维物理模拟装置进行底水油藏水体能量三维物理模拟的方法，所述底水油藏水体能量三维物理模拟方法包括：

根据气瓶水压试验方法，测定所述外部水体在模拟地层压力p下的压缩系数C_w；

计算所述底水油藏的水体倍数n；

根据底水油藏三维物理模拟的预设试验条件，确定所述模型本体所需的模拟原油体积V_o以及预设水体倍数n₀；

根据所述模拟地层压力p、压缩系数C_w、水体倍数n、模拟原油体积V_o及预设水体倍数n₀，计算外部气体的体积V_g与所述模拟原油体积V_o的比值：

$\frac{V_g}{V_o}=p\[(n-n_0)-\frac{V_{w2}}{V_o}\]C_w$

在所述水体中间容器与所述气体中间容器的总容积等于所述外部水体的体积与所述外部气体的体积之和的条件下，计算所述外部气体的体积V_g及所述外部水体的体积V_w2，并确定组成所述底水油藏水体能量三维物理模拟装置的所述水体中间容器及气体中间容器各自的容量；

采用先泵入所述外部水体，后注入所述外部气体的顺序，将所述外部水体及外部气体注入所述水体中间容器及所述气体中间容器，直至所述第一六通阀中的压力值达到所述模拟地层压力p，开始驱替试验，进行底水油藏水体能量三维物理模拟。

在一实施例中，采用先泵入所述外部水体，后注入所述外部气体的顺序，将所述外部水体及外部气体注入所述水体中间容器及所述气体中间容器，包括：

当所述水体中间容器的体积大于所述外部水体的体积时，先将所述外部水体泵入所述水体中间容器中，再向所述水体中间容器中注入所述外部气体，直至所述第一六通阀中的压力值达到所述模拟地层压力p；然后向所述气体中间容器中注入所述外部气体，直至所述第一六通阀中的压力值再次达到所述模拟地层压力p。

在一实施例中，采用先泵入所述外部水体，后注入所述外部气体的顺序，将所述外部水体及外部气体注入所述水体中间容器及所述气体中间容器，包括：

当所述水体中间容器的体积等于所述外部水体的体积时，先将所述外部水体泵入所述水体中间容器中，然后将所述外部气体注入所述气体中间容器中。

在一实施例中，采用先泵入所述外部水体，后注入所述外部气体的顺序，将所述外部水体及外部气体注入所述水体中间容器及所述气体中间容器，包括：

当所述水体中间容器的体积小于所述外部水体的体积时，先向所述水体中间容器中泵入所述外部水体；再向所述气体中间容器中注入剩余的所述外部水体，然后向所述气体中间容器中注入所述外部气体，直至所述第一六通阀中的压力值再次达到所述模拟地层压力p。

在一实施例中，计算所述底水油藏的水体倍数n，包括：

根据容积法、或者物质平衡法、或者非稳态水侵法、或者数值模拟法，确定所述底水油藏的水体倍数n。

在一实施例中，根据所述模拟地层压力p、压缩系数C_w、水体倍数n、模拟原油体积V_o及预设水体倍数n₀，计算外部气体的体积V_g与所述模拟原油体积V_o的比值，包括：

仅采用模型本体底部水体进行三维物理模拟时，依据弹性水压驱动理论计算第一弹性产液量V_L1： $V_{L1}=V_o\mathrm{\Δ}p\[(n+1)\frac{C_f}{\mathrm{\φ}}+C_o+{\mathrm{nC}}_w\];$

采用外部水体及外部气体进行三维物理模拟时，根据孔隙体积缩小量、原油体积膨胀量、模型本体底水层体积膨胀量、外部水体体积膨胀量与外部气体体积膨胀量计算第二弹性产液量V_L2： $V_{L2}=\mathrm{\Δ}p\[\frac{C_f(1+n_0)V_o}{\mathrm{\φ}}+C_o{V}_o+C_w{n}_0{V}_o+C_w{V}_{w2}+C_g{V}_g\];$

采用相同的弹性产液量模拟水体能量的方式，计算外部气体的体积V_g与所述模拟原油体积V_o的比值： $\frac{V_g}{V_o}=p\[(n-n_0)-\frac{V_{w2}}{V_o}\]C_w;$

其中，V_o为模拟原油的体积，m³；Δp为地层压力降，MPa；C_f为岩石的压缩系数，MPa^-1；φ为天然水域的有效孔隙度，小数；C_o为油的压缩系数，MPa^-1；C_w为水的压缩系数，MPa^-1；C_g为气体的压缩系数，MPa^-1。

本发明采用水体倍数体现水体能量大小，利用压缩性强的气体来代替水体能量，考虑弹性底水驱动过程中底水的弹性膨胀，原油的弹性膨胀，油藏的弹性膨胀，以及室内物理模拟过程中气体的弹性膨胀，依据物质平衡方法和气体状态方程，推导了底水油藏任意水体能量三维物理模拟实现中的气体用量公式，可以用于指导室内科研人员进行底水油藏任意水体能量三维物理模拟的实现。本发明在已知油藏基本地质参数的基础上，仅需测定油藏岩石及流体的物性参数，即可计算室内水体能量三维物理模拟所需的设计参数，设备简单，易于操作，能够合理有效地模拟水体能量，保证对底水油藏准确的实验研究，使实验结果真实可信，为底水油藏的开发提供指导。

附图说明

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简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅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。

图1为现有的底水油藏三维物理模拟系统示意图；

图2为现有的采用恒压恒速泵实现的底水恒压系统示意图；

图3为现有的采用双桶设计实现的底水恒压系统示意图；

图4为现有的采用气源模拟实现的底水恒压系统示意图；

图5为本发明实施例底水油藏水体能量三维物理模拟实现思路示意图；

图6为本发明实施例底水油藏水体能量三维物理模拟装置结构示意图；

图7为本发明实施例底水油藏水体能量三维物理模拟装方法的流程示意图；

图8为本发明实施例LD5-2N区块底水油藏模型尺寸示意图；

图9为本发明实施例实测压力与模拟压力随时间变化的对比曲线。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅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。

底水油藏是指有底水的油藏，底水为油藏供给一定的能量，随着原油被采出，油藏压力下降后，底水会向油区推进。水体能量是指与油藏连通水体的大小，直接决定了水侵速度和水侵强度，通常用水体压力、水侵量、水体倍数来表征。

对于底水油藏，底水在其开发过程中起着十分重要的作用。底水位于油藏含油外边界以内，直接从底部托着油，侵入方向为垂向，发生底水锥进，底水能量影响着锥体的上升速度和锥体的上升高度。油井含水率的变化也与水体能量相关，因此在底水油藏三维物理模拟中底水能量的模拟至关重要，合理的底水模拟系统设计是成功开展底水油藏三维物理模拟的前提。三维底水油藏物理模拟系统通常由模型本体、产出计量系统、检测系统、控制系统和底水模拟系统组成，底水模拟系统用于模拟底水的水体能量，能够将实际底水油藏水体能量大小在三维物理模型中合理有效地反映出来，具有随底水油藏开发进程不断变化的功能，要求设备简单、易于操作，保证对底水油藏准确模拟，使实验结果真实可信，为底水油藏的开发提供指导。

本发明提出了一种设备简单、易于操作的底水油藏水体能量三维物理模拟的实现思路，如图5所示。本发明采用水体倍数体现水体能量大小，利用压缩性强的气体来代替水体能量，合理设置了模型本体底水层、外部水体和外部气体三部分。

首先，水体能量的模拟可以通过水体压力和天然水侵量实现外，水体倍数也可以作为水体能量模拟的重要手段。水体倍数是指在油藏条件下与油藏连通的底水体积和油层中原油体积的比值，体现了水体能量的大小，或者说产出单位体积流体后油藏压力的下降幅度。目前，求解水体倍数的方法有容积法、物质平衡法、非稳态水侵法、数值模拟法，在不同的情况下需要选择不同的方法进行求解，因此水体倍数较容易获得。

由水体倍数可以获得模拟水体能量所需的底水体积，但出于可操作性和安全性考虑，不能直接采用相同倍数的水体来模拟水体能量。一般来说，气体分子间距很大，分子引力小，当分子间距缩小很多时，才出现分子斥力，相比液体，气体压缩性强，弹性膨胀能大，因此可用压缩性强的气体来代替一部分水体能量，让水体能量和气体能量完全等效。

为保证油水界面以下的底水为球面径向流，模型底部一定厚度的底水层不可或缺，同时防止气体进入模型本体51，气体容器53需置于水体容器52末端，防止气窜。

图6为本发明实施例底水油藏水体能量三维物理模拟示意图。如图6所示，上述底水油藏水体能量三维物理模拟装置包括：模型本体61、水体中间容器62、气体中间容器63、驱替泵64、高压气瓶65、六通阀66及六通阀67。

驱替泵64、高压气瓶65、水体中间容器62的顶端、气体中间容器63的顶端和底端分别与六通阀66的其中一个阀门连接。水体中间容器62的底端通过六通阀67连接至模型本体61的底部。

为叙述方便，本发明将六通阀66与驱替泵64连接的阀门定义为驱替泵端口阀门，将六通阀66与高压气瓶65连接的阀门定义为高压气瓶端口阀门，将六通阀66与水体中间容器62顶端连接的阀门定义为水体中间容器顶端阀门，将六通阀66与气体中间容器63顶端连接的阀门定义为气体中间容器顶端阀门，将六通阀66与气体中间容器63底端连接的阀门定义为气体中间容器底端阀门，将六通阀67与水体中间容器62底端连接的阀门定义为水体中间容器底端阀门，上述定义并非用于对本发明的限制。

由于六通阀的六个阀门可独立开启，在六通阀六个阀门均开启的状态下，六个阀门之间是相互连通的。

驱替泵64用于将外部水体通过六通阀66泵入水体中间容器62，或者泵入水体中间容器62及气体中间容器63。由于驱替泵64及水体中间容器62均与六通阀66的其中一个阀门连接，当驱替泵端口阀门开启，并且水体中间容器顶端阀门也开启时，驱替泵64可将外部水体通过六通阀66泵入水体中间容器62，若外部水体的体积大于水体中间容器62的容积，则可在水体中间容器62注满外部水体后，将剩余的外部水体泵入气体中间容器63，之后再向气体中间容器63中充入外部气体，直到六通阀66中的压力值达到模拟地层压力p。

高压气瓶65用于将外部气体通过六通阀66注入气体中间容器63，或者注入气体中间容器63及水体中间容器62。由于高压气瓶65及气体中间容器63均与六通阀66的其中一个阀门连接，当高压气瓶端口阀门开启，并且气体中间容器底端阀门(或者气体中间容器顶端阀门)也开启时，高压气瓶65可将外部气体通过六通阀66注入气体中间容器63，若外部水体的体积小于水体中间容器62的容积时，则可向水体中间容器62中充入外部气体，直到六通阀66中的压力值达到所述模拟地层压力p，然后再将剩余的外部气体充入气体中间容器63，直到六通阀66中的压力值再次达到模拟地层压力p。

模型本体61用于容置底水油层以模拟底水油藏。由于水体中间容器62的底端通过六通阀67连接至模型本体61底部的进水口，则当水体中间容器底端阀门打开，并且其连接模型本体61的阀门也打开时，外部水体可通过六通阀67进入模型本体61。

在一实施例中，水体中间容器62与气体中间容器63的总容积等于上述外部水体的体积与上述外部气体的体积之和。

在一实施例中，如图6所示，底水油藏水体能量三维物理模拟装置还包括一压力表68，连接至六通阀66的一个阀门，用于测量六通阀66对应阀门处的压力值。为叙述方便，本发明将六通阀66与压力表68连接的阀门定义为压力表端口阀门。

在一实施例中，水体中间容器62为无活塞容器。

在一实施例中，气体中间容器63为无活塞容器。

在一实施例中，上述外部气体为压缩性强的气体，例如该外部气体可为氮气。

本发明提供的底水油藏水体能量三维物理模拟装置结构简单、连接方便，并且大大减小了设备的体积，使三维物理模型在室内条件下即可实现。

本发明还提供了一种应用上述底水油藏水体能量三维物理模拟装置进行底水油藏水体能量三维物理模拟的方法，该方法包括以下步骤，如图7所示：

S1、根据气瓶水压试验方法，测定所述外部水体在模拟地层压力p下的压缩系数C_w。

具体实施时，可以采用《气瓶水压试验方法(GB/T9251-2011)》测定试验用水在模拟地层压力p下的压缩系数，该模拟地层压力p即为试验压力。

S2、计算所述底水油藏的水体倍数n。

具体实施时，通常采用容积法、物质平衡法、非稳态水侵法或数值模拟法计算水体倍数n，由于不同的方法有其适用条件，在不同的情况下需要选择不同的方法进行求解。

S3、根据底水油藏三维物理模拟的预设试验条件，确定上述模型本体所需的模拟原油体积V_o以及预设水体倍数n₀。

具体实施时，根据底水油藏的三维物理模拟设计，可以得到底水油藏三维物理模型的尺寸、油层厚度、底水层厚度、模型孔隙度等参数，可以通过这些已知参数计算得到模型本体所需的模拟原油体积V_o以及预设水体倍数n₀。

S4、根据上述模拟地层压力p、压缩系数C_w、水体倍数n、模拟原油体积V_o及预设水体倍数n₀，计算外部气体的体积V_g与模拟原油体积V_o的比值。

$\frac{V_g}{V_o}=p\[(n-n_0)-\frac{V_{w2}}{V_o}\]C_w---\left(7\right)$

其中，V_w2为外部水体的体积，单位为m³。

底水油藏水体能量的大小直接决定着水侵速度和水侵强度，并间接影响油藏后期的开发。底水能量的合理模拟有助于提高底水油藏三维物理模拟的真实性，更为有效地观察水锥或水脊的形成与发育，识别水侵模式和水侵动态，研究不同水体能量底水油藏的开发效果，为针对水体能量的大小制定开发策略提供依据。本发明基于油藏弹性水压驱动的基本理论，针对底水油藏，依据物质平衡方法和气体状态方程，建立了弹性水压驱动过程中水体能量三维物理模拟的实现方法，设计参数包括外部水体体积、注入气体体积等。

基于弹性水压驱动理论，可推导出上述外部气体的体积V_g与模拟原油体积V_o的关系式。

当地层压力下降时，一方面孔隙体积缩小，另一方面流体膨胀，这两者共同作用起到了排液的效果。假设地层岩石的体积为V_r，当油层压力下降Δp时，弹性产液量V_L为：

V_L＝ΔV_p+ΔV_L＝C_fV_rΔ_p+C_LV_rφΔ_p＝V_rΔp(C_f+φC_L)(8)

在式(8)中，V_L为弹性产液量，m³；ΔV_p为孔隙体积缩小量，m³；ΔV_L为流体体积膨胀量，m³；V_r为多孔介质体积，m³；Δp为地层压力降，MPa；φ为岩石孔隙度，小数。

在本发明中，采用岩石弹性压缩系数表示地层压力每降低单位压力时，即岩石弹性压缩系数C_f为单位视体积岩石中孔隙体积的缩小值，即：

$C_f=\frac{1}{V_b}{\left(\frac{\∂V_p}{\∂p}\right)}_T---\left(9\right)$

在式(9)中，C_f为岩石的弹性压缩系数，MPa^-1；V_b为岩石的视体积，m³；V_p为岩石的孔隙体积，m³；p为地层压力，MPa。

在本发明中，采用流体等温压缩系数表示流体(油、气、水)弹性大小，具体指等温条件下流体体积随压力变化的变化率，即：

$C_L=-\frac{1}{V_L}{\left(\frac{\∂V_L}{\∂p}\right)}_T---\left(10\right)$

在式(10)中，C_L为流体等温压缩系数，MPa^-1；V_L为在压力p下的地下流体体积，m³；p为地层压力，MPa。

由于底水油藏弹性水压驱动过程中，流体膨胀包括原油和地层水的膨胀，式(8)可变为：

V_L＝V_rΔp[C_f+φ(C_oS_o+C_wS_w)]＝V_rΔpC_t(11)

在式(11)中，S_o、S_w分别为油的饱和度及水的饱和度，小数；C_o、C_w分别为油的压缩系数和水的压缩系数，MPa^-1；C_t为地层综合弹性压缩系数，单位为MPa^-1，并且满足C_t＝C_f+φC_L。

在一实施例中，为采用“模型本体底部水体+外部水体+外部气体”来模拟底水油藏的水体能量，需要满足：在相同压差下，采用气体和不采用气体的两种模拟方式的弹性产液量需相等。

在不采用气体仅用模型本体底部水体模拟底水油藏水体能量时，依据弹性水压驱动理论，弹性产液量V_L1等于孔隙体积缩小量与水体体积膨胀量之和，即：

V_L1＝ΔV_p+ΔV_L＝C_fV_rΔp+C_oV_r1φΔp+C_wV_r2φΔp(12)

在式(12)中，V_r1为含油层多孔介质体积，单位为m³；V_r2为含水多孔介质体积，单位为m³。

已知水体倍数为n，可得：

$V_{L1}=C_f{V}_r\mathrm{\Δ}p+\frac{C_o{V}_r\mathrm{\φ}\mathrm{\Δ}p}{n+1}+\frac{{\mathrm{nC}}_w{V}_r\mathrm{\φ}\mathrm{\Δ}p}{n+1}=V_r\mathrm{\Δ}p(C_f+\frac{C_o\mathrm{\φ}}{n+1}+\frac{{\mathrm{nC}}_w\mathrm{\φ}}{n+1})---\left(13\right)$

由于水体倍数n为水体体积和原油体积之比，当水体体积和原油体积同时除以孔隙度φ，因此含水多孔介质体积V_r2和含油多孔介质体积V_r1之比为n，多孔介质体积V_r包括含油多孔介质体积V_r1和含水多孔介质体积V_r2，即V_r1占多孔介质体积V_r的1/(n+1)，V_r2占多孔介质体积n/(n+1)，因此可得：

(n+1)V_o＝V_rφ(14)

因此，根据式(13)、式(14)可以得到：

$V_{L1}=V_o\mathrm{\Δ}p\[(n+1)\frac{C_f}{\mathrm{\φ}}+C_o+{\mathrm{nC}}_w\]---\left(15\right)$

在采用外部水体及外部气体模拟底水油藏水体能量时，弹性产液量V_L2等于孔隙体积缩小量、原油体积膨胀量、模型本体底水层体积膨胀量、外部水体体积膨胀量与注入的外部气体体积膨胀量之和，即：

V_L2＝ΔV_p+ΔV_o+ΔV_w1+ΔV_w2+ΔV_g(16)

在式(16)中，ΔV_o为原油体积膨胀量，m³；ΔV_w1为模型本体底水层体积膨胀量，m³；ΔV_w2为外部水体体积膨胀量，m³；ΔV_g为注入的外部气体体积膨胀量，m³。

由于在采用气体模拟底水油藏水体能量时，模型本体内多孔介质中只有原油和n₀倍的底水，因此下式成立：

(n₀+1)V_o＝V_rφ(17)

在式(17)中，n₀为实际操作水体倍数，无因次，在已知试验条件下，n₀可以取[1,2]范围内的数值。

因此，在采用气体模拟底水油藏水体能量时，弹性产液量可表达为：

$\begin{array}{c}{V}_{L2}=\frac{C_f(1+n_0)V_o}{\mathrm{\φ}}\mathrm{\Δ}p+C_o{V}_o\mathrm{\Δ}p+C_w{n}_0{V}_o\mathrm{\Δ}p+C_w{V}_{w2}\mathrm{\Δ}p+C_g{V}_g\mathrm{\Δ}p\\ =\mathrm{\Δ}p\[\frac{C_f(1+n_0)V_o}{\mathrm{\φ}}+C_o{V}_o+C_w{n}_0{V}_o+C_w{V}_{w2}+C_g{V}_g\]\end{array}---\left(18\right)$

在式(18)式中，V_w2为外部水体体积，m³；C_g为气体的压缩系数，MPa^-1；V_g为注入的外部气体体积，m³。

基于相同的弹性产液量来模拟水体能量，即V_L1＝V_L2，依据式(15)、式(18)可得：

$V_o(n+1)\frac{C_f}{\mathrm{\φ}}+C_o{V}_o+{\mathrm{nC}}_w{V}_o=\frac{C_f(1+n_0)V_o}{\mathrm{\φ}}+C_o{V}_o+C_w{n}_0{V}_o+C_w{V}_{w2}+C_g{V}_g---\left(19\right)$

若忽略岩石的压缩性，即C_f＝0，则式(19)为：

C_oV_o+nC_wV_o＝C_oV_o+C_wn₀V_o+C_wV_w2+C_gV_g

即

nC_wV_o＝C_wn₀V_o+C_wV_w2+C_gV_g(20)

将式(20)等式两边同除以V_o，可得到：

${\mathrm{nC}}_w=C_w{n}_0+C_w\frac{V_{w2}}{V_o}+C_g\frac{V_g}{V_o}---\left(21\right)$

而气体等温压缩系数C_g为：

$C_g=-\frac{1}{V_g}{\left(\frac{\∂V_g}{\∂p}\right)}_T---\left(22\right)$

根据气体状态方程可知，当气体处于平衡状态时，气体压强、体积、压缩因子、物质的量和温度满足以下关系：

pV＝zn₁RT(23)

在式(23)中，p为气体的压强，Pa；V为气体的体积，m³；z为气体的压缩因子，无因次；n₁为气体物质的量，mol；R为气体常数，取8.314J/(mol·K)；T为体系温度，K。

对于理想气体，气体压缩因子z＝1，由气体状态方程(9)可得：

$V_g=\frac{n_{1}RT}{p}---\left(24\right)$

在上式两边对p求导，推导得到：

$\frac{\∂V}{\∂p}=-\frac{nRT}{p^2}---\left(25\right)$

由式(22)和式(25)，可得到：

$C_g=-\left(\frac{p}{nRT}\right)(-\frac{nRT}{p^2})=\frac{1}{p}---\left(26\right)$

将式(26代入式(21)，可得：

$\begin{array}{c}{\mathrm{nC}}_w=C_w{n}_0+C_w\frac{V_{w2}}{V_o}+\frac{1}{p}\frac{V_g}{V_o}\\ V_g={\mathrm{pV}}_o(n-n_0-\frac{V_{w2}}{V_o})C_w\\ \frac{V_g}{V_o}=p\[(n-n_0)-\frac{V_{w2}}{V_o}\]C_w\end{array}---\left(27\right)$

如果已知外部水体的体积，或者外部水体的体积取1倍油体积，即V_w2＝V_o，可以得到：

$\frac{V_g}{V_o}=p\[(n-n_0)-1\]C_w---\left(28\right)$

本发明在已知油藏基本地质参数的基础上，仅需测定油藏岩石及流体的物性参数，即可计算室内水体能量三维物理模拟所需的设计参数。本发明简便可行，快速有效，为室内底水油藏弹性水压驱动过程中水体能量物理模拟的实现提供了便捷的计算方法。

S5、在水体中间容器62的容积与气体中间容器63的总容积等于上述外部水体的体积与上述外部气体的体积之和的条件下，计算外部气体的体积V_g及外部水体的体积V_w2，并确定组成上述底水油藏水体能量三维物理模拟装置的水体中间容器62及气体中间容器63各自的容量。

S6、采用先注入上述外部水体，后注入上述外部气体的顺序，将上述外部水体及外部气体注入水体中间容器62及气体中间容器63，直至六通阀66中的压力值达到上述模拟地层压力p，开始驱替试验，进行底水油藏水体能量三维物理模拟。外部水体的体积与水体中间容器62的容积大小关系不同时，注入外部水体及外部气体的具体操作方式也不同，下面分别具体说明。

在一实施例中，开启驱替泵64，根据外部水体体积V_w2设置恒定泵速，开启驱替泵端口阀门、水体中间容器顶端阀门以及压力表端口阀门。若水体中间容器62的体积大于设计的外部水体体积V_w2，则泵入设计的外部水体体积V_w2后，关闭驱替泵64，开启高压气瓶65，观察压力表68，至压力表所指示的压力值达到模拟地层压力p，关闭水体中间容器顶端阀门，开启气体中间容器顶端阀门，观察压力表68，直到压力达到模拟地层压力p，关闭气体中间容器顶端阀门和高压气瓶65。

在一实施例中，若水体中间容器62的体积小于设计的水体体积V_w2，则在将上述外部水体泵入水体中间容器62中时，观察压力表68，至水体中间容器62内的压力达到模拟地层压力p时，关闭水体中间容器顶端阀门，开启气体中间容器底端阀门，泵入剩余的外部水体体积后，关闭驱替泵64、气体中间容器底端阀门，并开启气体中间容器顶端阀门、高压气瓶65，观察压力表68，直到压力达到模拟地层压力p，关闭气体中间容器顶端阀门、高压气瓶65。

在一实施例中，若水体中间容器62的体积等于设计的水体体积V_w2，则在将上述外部水体泵入水体中间容器62中时，观察压力表68，至水体中间容器62内的压力达到模拟地层压力p时，关闭水体中间容器顶端阀门、驱替泵64，并开启气体中间容器顶端阀门、高压气瓶65，观察压力表68，直到压力达到模拟地层压力p，关闭气体中间容器顶端阀门、高压气瓶65。

在安装完毕底水油藏水体能量三维物理模拟装置，并注入外部水体及外部气体后，开启水体中间容器底端阀门及六通阀67的所有阀门，由于六通阀67有五个阀门与模型本体61的底部连接，故此时模型本体61可实现外部水体的五点供给，外部水体均匀进入模型本体61的底水层。

本发明基于油藏弹性水压驱动的基本理论，针对底水油藏，依据物质平衡方法和气体状态方程，建立了弹性水压驱动过程中水体能量三维物理模拟的实现方法，设计参数包括：底水层厚度、外部水体体积、注入的外部气体体积等。本发明在已知油藏基本地质参数的基础上，仅需测定油藏岩石及流体的物性参数，即可计算室内水体能量三维物理模拟所需的设计参数。本发明简便可行，快速有效，能为室内底水油藏弹性水压驱动过程中水体能量物理模拟的实现提供计算方法。

图8为本发明实施例LD5-2N区块底水油藏三维模型尺寸示意图。在本实施例中，依据《气瓶水压试验方法(GB/T9251-2011)》测定地层水在原始地层压力(即模拟地层压力p)下的压缩系数为4.5×10^-4MPa^-1，已知LD5-2N区块的水体倍数为50，原始地层压力为10MPa。根据底水油藏三维物理模拟设计，该物理模型的横截面为正方形，边长为41cm，内部深度为30cm，油层厚度为16cm，模型本体底水层厚度为10cm，模型孔隙度为0.35，可以得到实际操作的水体倍数为0.625，模型本体中饱和原油体积为9.41×10^-3m³，如图8所示。以该三维物理模型为基础，开展高压条件下的蒸汽吞吐三维物理模拟试验，其中蒸汽温度为350℃，油藏初始温度为50℃，50℃下原油粘度为50678mPa·s，原始油藏压力为10MPa；油层中部深度处距离模型内腔壁面2cm处各布置一口水平井，用于模拟蒸汽吞吐。

在满足外部水体体积和气体体积之和等于已有的容器总尺寸条件下，依据式(27)计算外部水体体积V_w2和外部气体体积V_g，即求取以下方程组(29)的解。

$\left\{\begin{array}{c}{V}_g+V_{w2}=Const\\ p\[(n-n_0)-\frac{V_{w2}}{V_o}\]C_w=\frac{V_g}{V_o}\end{array}\right.---\left(29\right)$

选取不同的容器总容积Const，经计算获得不同的外部水体体积和外部气体体积，目前常用的中间容器体积有1L、2L和5L，从而可以设计相应的实施方案，外部水体体积和外部气体体积计算结果见表1。

表1外部水体体积和外部气体体积计算结果

由表1所示计算结果可知，若水体中间容器62和气体中间容器63的总容积过小，即使整个上述两个中间容器在模拟地层压力p下充满压缩性气体，也无法真实的模拟底水的水体能量，因此保证中间容器总容积足够大是成功实现底水油藏水体能量三维物理模拟的前提，同时随着中间容器总容积Const值的增加，所需外部水体体积较大幅度增加，但所需外部气体的体积基本不变，外部气体体积对中间容器总尺寸的增加不敏感，因此室内底水油藏水体能量物理模拟主要靠注入气体弹性能量来实现。在底水油藏三维物理模拟过程中，为防止气体进入模型本体，保证外部水体提供足够的水侵量，同时根据实验室器材状况采用方案3，即水体中间容器62选用规格为2L的容器，气体中间容器63也选用规格为2L的容器，LD5-2N区块底水油藏水体能量三维物理模拟参数选择方案3的设计参数见表2。

表2LD5-2N区块底水油藏水体能量三维物理模拟参数

利用该三维物理模拟模型进行了3个轮次的蒸汽吞吐开发，每个轮次两口水平井同时注汽同时生产。其中，第1轮次注汽150mL，焖井2min，生产时控制井底流压为9.0MPa生产至不产油为止；第2轮次注汽165mL，焖井2min，生产时控制井底流压为8.5MPa生产至不产油为止；第3轮次注汽180mL，焖井2min，生产时控制井底流压为8.0MPa生产至不产油为止。图9展示了在该试验过程中物理模拟实测压力与数值模拟计算压力随时间变化的曲线。由图9可知，数值模拟计算的压力与物理模拟实测压力的变化趋势完全一致，最大误差仅为0.09％。

本发明采用水体倍数体现水体能量大小，利用压缩性强的气体来代替水体能量，考虑弹性底水驱动过程中底水的弹性膨胀、原油的弹性膨胀、油藏的弹性膨胀，以及室内物理模拟过程中气体的弹性膨胀，依据物质平衡方法和气体状态方程，推导了底水油藏任意水体能量三维物理模拟实现中的气体用量公式，可以用于指导室内科研人员进行底水油藏任意水体能量三维物理模拟的实现。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (12)

1.一种底水油藏水体能量三维物理模拟装置，其特征在于，所述底水油藏水体能量三维物理模拟装置包括：模型本体、水体中间容器、气体中间容器、驱替泵、高压气瓶、第一六通阀及第二六通阀；其中，

所述驱替泵、高压气瓶、水体中间容器的顶端、气体中间容器的顶端和底端分别与所述第一六通阀的其中一个阀门连接；所述水体中间容器的底端通过所述第二六通阀连接至所述模型本体的底部；

所述驱替泵用于将外部水体通过所述第一六通阀泵入所述水体中间容器，或者泵入所述水体中间容器及气体中间容器；

所述高压气瓶用于将外部气体通过所述第一六通阀注入所述气体中间容器，或者注入所述气体中间容器及水体中间容器；所述模型本体，用于容置底水油层，以模拟底水油藏。

2.根据权利要求1所述的底水油藏水体能量三维物理模拟装置，其特征在于，所述水体中间容器与所述气体中间容器的总容积等于所述外部水体的体积与所述外部气体的体积之和。

3.根据权利要求1所述的底水油藏水体能量三维物理模拟装置，其特征在于，所述底水油藏水体能量三维物理模拟装置还包括：压力表，连接至所述第一六通阀的阀门。

4.根据权利要求1所述的底水油藏水体能量三维物理模拟装置，其特征在于，所述水体中间容器为无活塞容器。

5.根据权利要求1所述的底水油藏水体能量三维物理模拟装置，其特征在于，所述气体中间容器为无活塞容器。

6.根据权利要求1-5任一项所述的底水油藏水体能量三维物理模拟装置，其特征在于，所述外部气体为氮气。

7.一种应用权利要求1所述的底水油藏水体能量三维物理模拟装置进行底水油藏水体能量三维物理模拟的方法，其特征在于，所述底水油藏水体能量三维物理模拟方法包括：

根据气瓶水压试验方法，测定所述外部水体在模拟地层压力p下的压缩系数C_w；

计算所述底水油藏的水体倍数n；

根据底水油藏三维物理模拟的预设试验条件，确定所述模型本体所需的模拟原油体积V_o以及预设水体倍数n₀；

根据所述模拟地层压力p、压缩系数C_w、水体倍数n、模拟原油体积V_o及预设水体倍数n₀，计算外部气体的体积V_g与所述模拟原油体积V_o的比值：

$\frac{V_g}{V_o}=p\[(n-n_0)-\frac{V_{w2}}{V_o}\]C_w$

在所述水体中间容器与所述气体中间容器的总容积等于所述外部水体的体积与所述外部气体的体积之和的条件下，计算所述外部气体的体积V_g及所述外部水体的体积V_w2，并确定组成所述底水油藏水体能量三维物理模拟装置的所述水体中间容器及气体中间容器各自的容量；

采用先泵入所述外部水体，后注入所述外部气体的顺序，将所述外部水体及外部气体注入所述水体中间容器及所述气体中间容器，直至所述第一六通阀中的压力值达到所述模拟地层压力p，开始驱替试验，进行底水油藏水体能量三维物理模拟。

8.根据权利要求7所述的底水油藏水体能量三维物理模拟方法，其特征在于，采用先泵入所述外部水体，后注入所述外部气体的顺序，将所述外部水体及外部气体注入所述水体中间容器及所述气体中间容器，包括：

当所述水体中间容器的体积大于所述外部水体的体积时，先将所述外部水体泵入所述水体中间容器中，再向所述水体中间容器中注入所述外部气体，直至所述第一六通阀中的压力值达到所述模拟地层压力p；然后向所述气体中间容器中注入所述外部气体，直至所述第一六通阀中的压力值再次达到所述模拟地层压力p。

9.根据权利要求7所述的底水油藏水体能量三维物理模拟方法，其特征在于，采用先泵入所述外部水体，后注入所述外部气体的顺序，将所述外部水体及外部气体注入所述水体中间容器及所述气体中间容器，包括：

当所述水体中间容器的体积等于所述外部水体的体积时，先将所述外部水体泵入所述水体中间容器中，然后将所述外部气体注入所述气体中间容器中。

10.根据权利要求7所述的底水油藏水体能量三维物理模拟方法，其特征在于，采用先泵入所述外部水体，后注入所述外部气体的顺序，将所述外部水体及外部气体注入所述水体中间容器及所述气体中间容器，包括：

当所述水体中间容器的体积小于所述外部水体的体积时，先向所述水体中间容器中泵入所述外部水体；再向所述气体中间容器中注入剩余的所述外部水体，然后向所述气体中间容器中注入所述外部气体，直至所述第一六通阀中的压力值再次达到所述模拟地层压力p。

11.根据权利要求7所述的底水油藏水体能量三维物理模拟方法，其特征在于，计算所述底水油藏的水体倍数n，包括：

根据容积法、或者物质平衡法、或者非稳态水侵法、或者数值模拟法，确定所述底水油藏的水体倍数n。

12.根据权利要求7所述的底水油藏水体能量三维物理模拟方法，其特征在于，根据所述模拟地层压力p、压缩系数C_w、水体倍数n、模拟原油体积V_o及预设水体倍数n₀，计算外部气体的体积V_g与所述模拟原油体积V_o的比值，包括：

仅采用模型本体底部水体进行三维物理模拟时，依据弹性水压驱动理论计算第一弹性产液量V_L1： $V_{L1}=V_o\mathrm{\Δ}p\[(n+1)\frac{C_f}{\mathrm{\φ}}+C_o+{\mathrm{nC}}_w\];$

采用外部水体及外部气体进行三维物理模拟时，根据孔隙体积缩小量、原油体积膨胀量、模型本体底水层体积膨胀量、外部水体体积膨胀量与外部气体体积膨胀量计算第二弹性产液量V_L2： $V_{L2}=\mathrm{\Δ}p\[\frac{C_f(1+n_0)V_o}{\mathrm{\φ}}+C_o{V}_o+C_w{n}_0{V}_o+C_w{V}_{w2}+C_g{V}_g\];$

采用相同的弹性产液量模拟水体能量的方式，计算外部气体的体积V_g与所述模拟原油体积V_o的比值： $\frac{V_g}{V_o}=p\[(n-n_0)-\frac{V_{w2}}{V_o}\]C_w;$

其中，V_o为模拟原油的体积，m³；Δp为地层压力降，MPa；C_f为岩石的压缩系数，MPa^-1；φ为天然水域的有效孔隙度，小数；C_o为油的压缩系数，MPa^-1；C_w为水的压缩系数，MPa^-1；C_g为气体的压缩系数，MPa^-1。