CN106194164A - 边底水油藏开发岩心实验模拟方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种边底水油藏开发岩心实验模拟方法及装置，所述方法包括：获取目标边底水油藏的基本参数；根据所述储层分布规律获取岩心组；对所述岩心组进行岩心地层水体积系数测定实验，测得地层水体积系数；对所述岩心组进行岩心饱和水实验，测得孔隙体积；根据所述孔隙体积、所述水体规模与油藏孔隙体积的比值及所述地层水体积系数，根据第一预定关系，确定实验模拟定体积边底水水体在常温常压下的体积；以预定压降速度降低岩心组出口端压力，记量压力下降过程中的油、气、水产量和水体压力变化。上述岩心实验模拟方法及装置，能够真实模拟边底水油藏的开发。
Description
技术领域
本发明涉及石油开发实验技术领域，特别涉及一种边底水油藏开发岩心实验模拟方法及装置。
背景技术
边底水油藏广泛分布于世界各大油区，我国东部的胜利、华北，西部的新疆等油田都存在着储量巨大的边底水油藏。边底水油藏的合理、高效开发是国内石油长期稳产、高产的重要保证。
边底水油藏具有特殊的油水关系，包括边水油藏和底水油藏。其中，边水油藏一般呈层状，含油带与水体仅在油藏边部的储层内接触，可以简单的表达为点接触；而底水油藏由块状储层构成，含油带与水体以统一油水界面共存于同一连通的储集体内，即全油藏含油带与水体接触，也可以简单的表达为面接触。
在油田开发过程中，随着油水的采出，地层能量消耗严重，规模较大的边底水能够直接并及时补充地层能量，从而使油稳产。然而，由于生产井井底周围压力显著降低，边底水容易在井底附近突破油水前缘，发生突进，形成水舌或水锥，使油井见水时间提前、无水采油期缩短、含水上升加快、产油量降低、采出程度降低，严重影响油藏的开发效果。
目前，针对边底水油藏开发特点的研究方法主要是数值计算法，对于边底水油藏开发技术界限和开发方式的确定具有一定的指导意义，但同时存在着系列的缺陷和不足，例如上述研究方法在计算过程中忽略了较多重要的影响因素，存在较大的计算误差，无法真实模拟边底水油藏的开发。因此，数值计算方法在很大程度上已经无法满足边底水油藏精准开发研究的需要。
因此，有必要提出一种能够真实模拟边底水油藏开发的方法，为边底水油藏高效开发的室内精准实验研究提供可靠的保证。
发明内容
本发明的目的是提供一种边底水油藏开发岩心实验模拟方法及装置，能够真实模拟边底水油藏的开发。
本发明的上述目的可采用下列技术方案来实现：
一种边底水油藏开发岩心实验模拟方法，其包括：
获取目标边底水油藏的基本参数，包括油藏温度、原始油藏压力、储层分布规律、水体规模与油藏孔隙体积的比值、地层水化学组成；
根据所述储层分布规律获取岩心组；
对所述岩心组进行岩心地层水体积系数测定实验，测得所述目标边底水油藏的地层水体积系数；
对所述岩心组进行岩心饱和水实验，测得所述岩心组在所述油藏温度和原始油藏压力下的孔隙体积；
根据所述孔隙体积、所述水体规模与油藏孔隙体积的比值及所述地层水体积系数，根据第一预定关系，确定实验模拟定体积边底水水体在常温常压下的体积；
将所述实验模拟定体积边底水水体在常温常压下的体积装入容器，升温后连接至所述岩心组的入口端，并以预定压降速度降低岩心组出口端压力，记量压力下降过程中的油、气、水产量和水体压力变化。
在优选的实施方式中，所述储层分布规律包括：目标边底水油藏的含油层、隔夹层、水层的排列顺序和厚度；
相应的，所述根据所述储层分布规律获取岩心组的步骤包括：
按照所述目标边底水油藏的含油层、隔夹层、水层的排列顺序和厚度比例获取所述岩心组。
在优选的实施方式中，所述岩心组呈圆柱体型，其总长度与直径的比值不小于8。
在优选的实施方式中，所述储层分布规律还包括：目标边底水油藏的倾角；
相应的，所述根据所述储层分布规律获取岩心组的步骤还包括：
偏磨岩心组，使所述岩心组轴向与水平面的夹角与所述目标边底水油藏的倾角相同。
在优选的实施方式中，所述第一预定关系为：
Vs＝a·Vφ/Bw
上式中，Vs表示实验模拟定体积边底水水体在常温常压下的体积，单位为毫升；a表示水体规模与油藏孔隙体积的比值；Vφ表示所述岩心组在所述油藏温度和原始油藏压力下的孔隙体积，单位为毫升；Bw表示地层水体积系数。
在优选的实施方式中，所述对所述岩心组进行岩心地层水体积系数测定实验，测得所述目标边底水油藏的地层水体积系数的步骤包括：
对流量泵的泵缸进行抽真空；
在常温常压下，通过所述流量泵的泵缸吸模拟盐水至预定吸水体积，并关闭所述流量泵的出口；
将所述流量泵升温至所述油藏温度，升压至所述原始油藏压力；获取所述流量泵的泵缸中的模拟盐水的体积；
根据所述模拟盐水的体积与所述预定吸水体积的比值确定所述目标边底水油藏的地层水体积系数。
在优选的实施方式中，在抽真空步骤前，所述方法还包括：按照目标边底水油藏的地层化学组成配制所述模拟盐水。
在优选的实施方式中，所述流量泵为高温高压微流量泵，其工作压力范围为：-0.1兆帕至100兆帕；工作温度范围为：常温至150摄氏度。
在优选的实施方式中，所述预定压降速度根据下述公式确定：
v＝(P1-P2)/T
上式中，v表示压降速度，单位为兆帕/小时；P1、P2分别表示原始油藏压力和实验终止压力，单位为兆帕；T表示压力释放过程所需时间，单位为小时。
在优选的实施方式中，所述预定压降速度的个数为多个，其包括：0.2兆帕/小时、0.5兆帕/小时和1.0兆帕/小时；相应的，所述方法包括分别以不同的压降速度重复进行实验，获取不同压降速度下的油、气、水产量和水体压力变化。
一种边底水油藏开发岩心实验模拟装置，包括：
用于放置岩心组的岩心夹持器，所述岩心夹持器具有相对的入口端和出口端，所述岩心组具有相对的第一端和第二端，所述第一端靠近所述入口端，所述第二端靠近所述出口端；
与所述岩心夹持器入口端相连通的围压泵；
用于装模拟油的第一容器、用于装模拟盐水的第二容器、用于装模拟水体的第三容器，所述第一容器、第二容器、第三容器的一端能与所述第一端相连通，另一端能与动力泵相连通；
恒温系统，用于对所述第一容器、第二容器、第三容器和岩心组提供恒定温度；
与所述第二端依次连通的回压调节器、计量瓶、气量计。
本发明的特点和优点是：通过根据储层分布规律获取岩心组，其能够真实模拟储层沿着油藏纵向的非均质性，便于真实模拟边底水油藏的开发，以指导边底水油藏的开发。具体的，采用上述岩心组能够代入重力、孔隙结构等多个关键因素对边底水油藏水锥锥进和水舌突进速度及形态的影响。同时，本申请所述的边底水油藏开发岩心实验模拟方法在实验过程中，实现了与实际油藏温度、压力、储层倾角、水体性质(规模、矿化度、盐水类型)等关键参数的精确物理模拟，便于真实模拟边底水油藏的开发，以指导边底水油藏的开发。
进一步的，本申请还提出了一种对所述岩心组进行岩心地层水体积系数测定实验，通过实验的方式可以直接测得所述目标边底水油藏的地层水体积系数，具有精度高、简便、快捷、易操作的优势。
附图说明
图1是本申请实施方式中一种边底水油藏开发岩心实验模拟方法的流程图；
图2是本申请实施方式中一种边底水油藏纵向非均质模拟岩心组示意图；
图3是本申请实施方式中一种带倾角的边底水油藏纵向非均质模拟岩心组示意图；
图4是本申请实施方式中一种边底水油藏开发岩心实验模拟方法中测得所述目标边底水油藏的地层水体积系数的流程图；
图5是本申请实施方式中一种边底水油藏开发岩心实验模拟装置的结构示意图；
图6是本申请实施方式中当压降速度为0.2MPa/h时，采出程度、含水率与压力关系曲线；
图7是本申请实施方式中当压降速度为0.5MPa/h时，采出程度、含水率与压力关系曲线；
图8是本申请实施方式中当压降速度为1.0MPa/h时，采出程度、含水率与压力关系曲线。
具体实施方式
下面将结合附图和具体实施方式，对本发明的技术方案作详细说明，应理解这些实施方式仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围，在阅读了本发明之后，本领域技术人员对本发明的各种等价形式的修改均落入本申请所附权利要求所限定的范围内。
需要说明的是，当元件被称为“设置于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者也可以存在居中的元件。当一个元件被认为是“连接”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或者可能同时存在居中元件。本文所使用的术语“垂直的”、“水平的”、“上”、“下”、“左”、“右”以及类似的表述只是为了说明的目的，并不表示是唯一的实施方式。
除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本申请的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本申请的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施方式的目的，不是旨在于限制本申请。本文所使用的术语“和/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。
本发明的目的是提供一种边底水油藏开发岩心实验模拟方法及装置，能够真实模拟边底水油藏的开发。
请参阅图1，本申请实施方式中提供的一种边底水油藏开发岩心实验模拟方法可以包括如下步骤。
步骤S10：获取目标边底水油藏的基本参数，包括油藏温度、原始油藏压力、储层分布规律、水体规模与油藏孔隙体积的比值、地层水化学组成。
在本实施方式中，在实验前，为了真实模拟目标边底水油藏的开发，可以获取目标边底水油藏的基本参数。所述基本参数可以包括油藏的温度参数，原始油藏压力参数，储层的分布规律，水体规模与油藏孔隙体积的比值a等。另外，还可以获取目标边底水油藏中地层水的化学组分，以便于配制模拟盐水等。
步骤S12：根据所述储层分布规律获取岩心组。
其中，所述储层分布规律可以包括：目标边底水油藏的含油层、隔夹层、水层的排列顺序和厚度；相应的，所述步骤S10可以包括：按照所述目标边底水油藏的含油层、隔夹层、水层的排列顺序和厚度比例获取所述岩心组。此外，所述储层分布规律还可以包括各个储层对应的渗透率参数等参数。
具体的，例如：目标边底水油藏的上层、隔层、下层及夹层厚度分别为H1、H2、H3和H4，实验所用岩心组总长度为L，则岩心中每层的长度(L1、L2、L3、L4)计算方法见式1-5所示，岩心组如图2所示。
L＝L1+L2+L3+L4 式1
L1＝L·H1/(H1+H2+H3+H4) 式2
L2＝L·H2/(H1+H2+H3+H4) 式3
L3＝L·H3/(H1+H2+H3+H4) 式4
L4＝L·H4/(H1+H2+H3+H4) 式5
在一个实施方式中，所述岩心组可以呈圆柱体型，其总长度与直径的比值不小于8。
当所述岩心组总长度与直径的比值不小于8时，可以保证油藏岩石物性和流体渗流特征的精确表达。例如：实验所用岩心直径为2.5厘米(cm)，则岩心组总长度不低于20cm。
请参阅图3，在一个具体的实施方式中，所述储层分布规律还包括：目标边底水油藏的倾角；相应的，所述步骤S10还可以包括：偏磨岩心组，使所述岩心组轴向与水平面的夹角与所述目标边底水油藏的倾角相同。
在本实施方式中，当目标边底水油藏存在地层倾角时，为了代入重力等关键因素对边底水油藏水锥锥进和水舌突进速度及形态的影响，达到真实模拟所述目标边底水油藏的目标，可以对所述岩心组进行偏磨，使其轴线与水平面的夹角与所述目标边底水油藏的角度相同。
步骤S14：对所述岩心组进行岩心地层水体积系数测定实验，测得所述目标边底水油藏的地层水体积系数。
在本实施方式中，通过对所述岩心进行岩心地层水体积系数测定实验，可以以实验的方式直接测得所述目标边底水油藏的地层水体积系数。
在本实施方式中，在实验前，可以按照目标边底水油藏的地层水化学组成配制实验所需的模拟盐水。所述模拟盐水用于模拟目标边底水油藏中的地层水。
由于，地层水在地层中长期与岩石和原油接触，常含有多种无机盐类，如钾盐、钠盐、钙盐等，所以称地层水为盐水。地层水中含盐量的多少用矿化度来表示，不同油田的地层水矿化度差别很大，从几千、几万到几十万毫克/升。
其中，地层水体积系数定义为等质量的地层水在储层条件下的体积与其在地面条件下的体积之比，如式6。
Bw＝Vuw/Vsw 式6
上式中：Bw表示地层水的体积系数，单位为小数；Vuw表示地层条件下水的体积，单位为立方米(m3)；Vsw表示在地面条件下水的体积，单位为m3。
体积系数是地层水弹性能量的定量表征，是边底水油藏开发的关键基础参数，直接影响边底水油藏的一次采油开发效果。由于化学组成、矿化度及储层温压条件的不同，导致不同油田地层水的体积系数也存在着很大的差别。
在室内实验中，由于岩心孔隙体积小，水体规模的精确控制就更加重要。本实施方式中采用直接实验测量的方法测试得到不同温压及矿物组成条件下的地层水体积系数。
请参阅图4，具体的，所述对所述岩心组进行岩心地层水体积系数测定实验，测得所述目标边底水油藏的地层水体积系数的步骤可以包括如下子步骤：
步骤S141：对流量泵的泵缸进行抽真空；
步骤S142：在常温常压下，通过所述流量泵的泵缸吸模拟盐水至预定吸水体积，并关闭所述流量泵的出口；
步骤S143：将所述流量泵升温至所述油藏温度，升压至所述原始油藏压力；获取所述流量泵的泵缸中的模拟盐水的体积；
步骤S144：根据所述模拟盐水的体积与所述预定吸水体积的比值确定所述目标边底水油藏的地层水体积系数。
在本实施方式中，所述流量泵可以为高温高压微流量泵，其工作压力范围为：-0.1兆帕(MPa)至100兆帕；工作温度范围为：常温至150摄氏度(℃)。
主要工作参数要求如下：
①工作温度：常温至150；
②温度控制精度：±0.5℃；
③工作压力：-0.1MPa至100MPa；
④压力控制精度：±0.01MPa；
⑤泵缸体积：100ml-200ml；
⑥体积控制精度：±0.001ml。
具体进行测试时，先按照目标储层的地层水化学组成配制实验所需模拟盐水；然后将泵缸清洗干净，并抽真空不低于2小时；接着泵常温常压吸水至满体积的三分之二，准确记录吸水体积Vsw，关闭出口；升温至目标测试温度，升温时间不低于4小时；待温度稳定后，将压力恒定至目标测试压力，压力稳定时间不低于0.5小时；待压力稳定后，准确记录此时泵缸中模拟盐水的体积Vuw；泄压、降温至常温常压，清水反复清洗泵缸；利用式6计算地层水体积系数Bw。
在本实施方式中，可以利用直接实验法测量地层水体积系数，具有精度高、简便、快捷、易操作的优势。
步骤S16：对所述岩心组进行岩心饱和水实验，测得所述岩心组在所述油藏温度和原始油藏压力下的孔隙体积。
在本实施方式中，可以通过恒温系统将装有模拟盐水的容器、以及岩心组升温至油藏温度，时间不低于8小时；对所述岩心组进行抽真空，时间不低于4小时；将所述装有模拟盐水的容器与所述岩心组相连通，使所述岩心组吸入饱和地层盐水，计量岩心组孔隙体积；从而测得所述岩心组在所述油藏温度和原始油藏压力下的孔隙体积Vφ。
步骤S18：根据所述孔隙体积、所述水体规模与油藏孔隙体积的比值及所述地层水体积系数，根据第一预定关系，确定实验模拟定体积边底水水体在常温常压下的体积。
在本实施方式中，所述第一预定关系可以为：
Vs＝a·Vφ/Bw 式7
上式中，Vs表示实验模拟定体积边底水水体在常温常压下的体积，单位为毫升；a表示水体规模与油藏孔隙体积的比值；Vφ表示所述岩心组在所述油藏温度和原始油藏压力下的孔隙体积，单位为毫升；Bw表示地层水体积系数。
在本实施方式中，当所述水体规模与油藏孔隙体积的比值a、表示所述岩心组在所述油藏温度和原始油藏压力下的孔隙体积Vφ和表示地层水体积系数Bw已知的情况下，可以得到所述实验用的表示实验模拟定体积边底水水体在常温常压下的体积Vs。
由于定体积边底水水体压力与油藏压力时刻保持一致，所以衰竭开采模拟实验中仅需将盛装水体的中间容器与岩心组连接，利用回压调节器控制压力的释放过程即可。
步骤S20：将所述实验模拟定体积边底水水体在常温常压下的体积装入容器，升温后连接至所述岩心组的一端，并以预定压降速度降低岩心组出口压力，记量压力下降过程中的油、气、水产量和水体压力变化。
在本实施方式中，可以利用回压调节器以预定的压降速度降低岩心组出口压力，计量压力下降过程中的油、气、水产量和水体压力的变化情况。
在本实施方式中，所述预定压降速度可以根据下述公式确定：
v＝(P1-P2)/T 式8
上式中，v表示压降速度，单位为兆帕/小时；P1、P2分别表示原始油藏压力和实验终止压力，单位为兆帕；T表示压力释放过程所需时间，单位为小时。
其中，所述预定压降速度的个数为多个，其可以包括：0.2兆帕/小时(MPa/h)、0.5兆帕/小时和1.0兆帕/小时；相应的，所述方法包括分别以所述不同的压降速度重复进行实验，获取不同压降速度下的油、气、水产量和水体压力变化。当然，所述预定压降速度的个数并不限于上述举例，本申请在此并不作具体的限定。
在本实施方式中，所述预定压降速度表示了边底水油藏开发过程中，对边底水水体的压力释放速度。通过对不同水体压力释放速度实验过程中产油速度、产油总量、含水率等参数变化特征的对比，可以确定油井临界产量、含水上升速度、经济极限含水率等边底水油藏开发的关键参数，进而可以指导边底水油藏合理地开发。
本申请实施方式中，通过根据储层分布规律获取岩心组，其能够真实模拟储层沿着油藏纵向的非均质性，便于真实模拟边底水油藏的开发，以指导边底水油藏的开发。具体的，采用上述岩心组能够代入重力、孔隙结构等多个关键因素对边底水油藏水锥锥进和水舌突进速度及形态的影响。同时，本申请所述的边底水油藏开发岩心实验模拟方法在实验过程中，实现了与实际油藏温度、压力、储层倾角、水体性质(规模、矿化度、盐水类型)等关键参数的精确物理模拟，便于真实模拟边底水油藏的开发，以指导边底水油藏的开发。
进一步的，本申请还提出了一种对所述岩心组进行岩心地层水体积系数测定实验，通过实验的方式可以直接测得所述目标边底水油藏的地层水体积系数，具有精度高、简便、快捷、易操作的优势。
请参阅图5，本申请实施方式中还提供一种边底水油藏开发岩心实验模拟装置，可以包括：用于放置岩心组1的岩心夹持器2，所述岩心夹持器2具有相对的入口端和出口端，所述岩心组1具有相对的第一端和第二端，所述第一端靠近所述入口端，所述第二端靠近所述出口端；与所述岩心夹持器2入口端相连通的围压泵3；用于装模拟油的第一容器41、用于装模拟盐水的第二容器42、用于装模拟水体的第三容器43，所述第一容器41、第二容器42、第三容器43的一端能与所述第一端相连通，另一端能与动力泵4相连通；恒温系统5，用于对所述第一容器41、第二容器42、第三容器43和岩心组1提供恒定温度；与所述第二端依次连通的回压调节器6、计量瓶4、气量计8。
其中，所述围压泵3用于密封岩心组1并保持原始压力环境。所述动力泵4用于造束缚水，模拟油藏初始含油饱和度；为无限大边底水水体提供恒压条件。所述恒温系统5为模拟油、模拟地层水、模拟水体及岩心组1提供恒定温度环境。所述回压调节器6用于控制岩心组1及水体内部压力释放过程。
所述计量瓶7用于精确计量液体产出量。所述气量计8用于精确计量气体产出量。
此外，在所述计量瓶7与所述气量计8之间还可以设置有缓冲瓶71。所述缓冲瓶71的开口上可以密封有橡胶塞。所述缓冲瓶71内部可以盛放有水。所述橡胶塞上设置有第一导管和第二导管。其中所述第一导管一端与所述计量瓶7相连通，另一端伸入所述缓冲瓶71的水中。所述第二导管一端与所述缓冲瓶71相连通，另一端与所述气量计8相连通。所述缓冲瓶71能够将气体中的水蒸气进行冷凝，从而提高所述气量计8的精度。
在所述围压泵3的出口、动力泵4的出口设置有阀门用于控制所述围压泵3、动力泵4的开启或关闭。在所述第一容器41、第二容器42、第三容器43进口、出口位置分别设置有阀门44。所述阀门44用于控制所述容器与所述动力泵4、岩心组1的连通关系。在不同的实验阶段，所述阀门44的开关状态不同。例如，在岩心造束缚水阶段，首先所述第二容器42两端的阀门处于开启状态，使得所述岩心组1吸入饱和地层盐水，从而记量岩心组1的孔隙体积。接着可以打开所述第一容器41两端内的阀门44，模拟油驱替岩心组1中的岩心形成束缚水。后续进行模拟水体实验时，可以将所述第一容器41、第二容器42进口、出口的阀门44关闭。打开第三容器43进口、出口的阀门44。
以下结合所述边底水油藏开发岩心实验模拟装置具体介绍下边底水油藏开发岩心实验模拟方法的工作过程。
例如，以国内某油田典型底水油藏条件和水体性质及规模为依据介绍本方法的具体应用过程。该油藏温度：50℃，原始油藏压力：10MPa，储层分为上下两层，无倾角，上层厚度18m，渗透率100毫达西(mD)；隔层厚度2m，渗透率1.5mD；下层厚度10米(m)，渗透率130mD。水体规模为油藏孔隙体积的10倍。
①准备工作
实验用岩心直径3.8厘米(cm)，岩心组总长度为30cm。按照储层参数准备长度18cm，直径3.8cm，渗透率100mD一块,模拟储层上层；长度2cm，直径3.8cm，渗透率1.5mD一块,模拟油藏上下层间的隔层；长度10cm，直径3.8cm，渗透率130mD一块,模拟储层下层。岩心清洗完毕后按顺序排列待用。
配制模拟地层水并测试体积系数。
②装填岩心
按照上层、隔层和下层的顺序将岩心排列装入密封胶皮筒中，安装两端部密封块，缓慢推入岩心夹持器2外筒，安装岩心夹持器2外筒两个端盖。
③升高围压密封岩心组1
用管线连接外筒与围压泵3，用适当的速度向外筒与胶皮筒的环空中注水，待环空中的空气排净后关闭排气孔并根据需要继续注水升高围压，完成岩心组1密封。
实验过程中围压需高于岩心入口压力3MPa以上。
④岩心造束缚水
恒温系统5升温不低于8小时；
抽真空不低于4小时；
饱和地层盐水，计量岩心组1孔隙体积；
模拟油驱替岩心组1中的盐水形成束缚水，计量出水量，恢复岩心原始含油饱和度。
⑤模拟水体准备
按照式7计算水体在常温常压下的体积Vs，精确计量模拟水体体积后装入第三容器43，升温后连接至岩心组1底端。
⑥实验过程
利用回压调节器6以0.2MPa/h的速度降低岩心出口压力，计量压力下降过程中的油、气、水产量和水体压力的变化情况。
实验结束清洗岩心，重复第②—⑤步，按照0.5MPa/h和1.0MPa/h的压降速度进行另外两组实验。
具体的，请参阅图6至图8所示，分别是压降速度为0.2MPa/h、0.5MPa/h和1.0MPa/h时，采出程度、含水率与压力关系曲线。
对比3组压力下降速度实验过程中的产油速度、产油总量、含水率等参数变化特征，可以确定油井临界产量、含水上升速度、经济极限含水率等边底水油藏开发的关键参数，进而可以指导边底水油藏的开发。
本说明书中的上述各个实施方式均采用递进的方式描述，各个实施方式之间相同相似部分相互参照即可，每个实施方式重点说明的都是与其他实施方式不同之处。
以上所述仅为本发明的几个实施方式，虽然本发明所揭露的实施方式如上，但所述内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用于限定本发明。任何本发明所属技术领域的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施方式的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附权利要求书所界定的范围为准。
Claims (11)
1.一种边底水油藏开发岩心实验模拟方法，其特征在于，其包括：
获取目标边底水油藏的基本参数，包括油藏温度、原始油藏压力、储层分布规律、水体规模与油藏孔隙体积的比值、地层水化学组成；
根据所述储层分布规律获取岩心组；
对所述岩心组进行岩心地层水体积系数测定实验，测得所述目标边底水油藏的地层水体积系数；
对所述岩心组进行岩心饱和水实验，测得所述岩心组在所述油藏温度和原始油藏压力下的孔隙体积；
根据所述孔隙体积、所述水体规模与油藏孔隙体积的比值及所述地层水体积系数，根据第一预定关系，确定实验模拟定体积边底水水体在常温常压下的体积；
将所述实验模拟定体积边底水水体在常温常压下的体积装入容器，升温后连接至所述岩心组的入口端，并以预定压降速度降低岩心组出口端压力，记量压力下降过程中的油、气、水产量和水体压力变化。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述储层分布规律包括：目标边底水油藏的含油层、隔夹层、水层的排列顺序和厚度；
相应的，所述根据所述储层分布规律获取岩心组的步骤包括：
按照所述目标边底水油藏的含油层、隔夹层、水层的排列顺序和厚度比例获取所述岩心组。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述岩心组呈圆柱体型，其总长度与直径的比值不小于8。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述储层分布规律还包括：目标边底水油藏的倾角；
相应的，所述根据所述储层分布规律获取岩心组的步骤还包括：
偏磨岩心组，使所述岩心组轴向与水平面的夹角与所述目标边底水油藏的倾角相同。
5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一预定关系为：
Vs＝a·Vφ/Bw
上式中，Vs表示实验模拟定体积边底水水体在常温常压下的体积，单位为毫升；a表示水体规模与油藏孔隙体积的比值；Vφ表示所述岩心组在所述油藏温度和原始油藏压力下的孔隙体积，单位为毫升；Bw表示地层水体积系数。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述对所述岩心组进行岩心地层水体积系数测定实验，测得所述目标边底水油藏的地层水体积系数的步骤包括：
对流量泵的泵缸进行抽真空；
在常温常压下，通过所述流量泵的泵缸吸模拟盐水至预定吸水体积，并关闭所述流量泵的出口；
将所述流量泵升温至所述油藏温度，升压至所述原始油藏压力；获取所述流量泵的泵缸中的模拟盐水的体积；
根据所述模拟盐水的体积与所述预定吸水体积的比值确定所述目标边底水油藏的地层水体积系数。
7.如权利要求6所述的方法，其特征在于，在抽真空步骤前，所述方法还包括：按照目标边底水油藏的地层化学组成配制所述模拟盐水。
8.如权利要求6所述的方法，其特征在于，所述流量泵为高温高压微流量泵，其工作压力范围为：-0.1兆帕至100兆帕；工作温度范围为：常温至150摄氏度。
9.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述预定压降速度根据下述公式确定：
v＝(P1-P2)/T
上式中，v表示压降速度，单位为兆帕/小时；P1、P2分别表示原始油藏压力和实验终止压力，单位为兆帕；T表示压力释放过程所需时间，单位为小时。
10.如权利要求9所述的方法，其特征在于，所述预定压降速度的个数为多个，其包括：0.2兆帕/小时、0.5兆帕/小时和1.0兆帕/小时；相应的，所述方法包括分别以不同的压降速度重复进行实验，获取不同压降速度下的油、气、水产量和水体压力变化。
11.一种边底水油藏开发岩心实验模拟装置，其特征在于，包括：
用于放置岩心组的岩心夹持器，所述岩心夹持器具有相对的入口端和出口端，所述岩心组具有相对的第一端和第二端，所述第一端靠近所述入口端，所述第二端靠近所述出口端；
与所述岩心夹持器入口端相连通的围压泵；
用于装模拟油的第一容器、用于装模拟盐水的第二容器、用于装模拟水体的第三容器，所述第一容器、第二容器、第三容器的一端能与所述第一端相连通，另一端能与动力泵相连通；
恒温系统，用于对所述第一容器、第二容器、第三容器和岩心组提供恒定温度；
与所述第二端依次连通的回压调节器、计量瓶、气量计。
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