CN108361007A - 低渗油藏多层注采物理模拟装置及方法 - Google Patents

Abstract

本申请实施例提供了一种低渗油藏多层注采物理模拟装置及方法，该装置包括至少两个驱替泵；每个驱替泵的出口端分别连接有一个驱替流体容器；每个驱替流体容器的进口端和出口端分别设有第一控制阀；每个驱替流体容器的出口端分别连接有一个岩心夹持器；各岩心夹持器的进口端相互连通且彼此连通的通道上设有第二控制阀；各岩心夹持器的出口端彼此连通的通道上设有第三控制阀；每个岩心夹持器的进入口端分别设有第一压力传感器；每个岩心夹持器的出口端分别安装有依次相连的第四控制阀、第五控制阀、第二压力传感器和流量计。本申请实施例可实现对低渗油藏多层注采物理模拟，且可得到不同岩心样品的油水生产特征及微观分布特征。

Description

低渗油藏多层注采物理模拟装置及方法

技术领域

本申请涉及多层油气田开发技术领域，尤其是涉及一种低渗油藏多层注采物理模拟装置及方法。

背景技术

低渗透油藏储量丰富，开发潜力巨大，作为未来油气产量增长的主体，低渗透油藏的规模有效开发目前已成为石油领域研究的重点方向。由于油藏的储集砂体纵向上多层叠置，且储层物性差异明显；因此，合理的注采方式不仅能提高油井产量，还是增加经济效益的有效手段。因此，此类油藏如果均采用单层注采的方式不仅对采收率的提高效果并不大，还会引起层间矛盾突出，层间干扰严重等问题，同时也增加了开采成本。

此外，目前还出现了一些针对主力层采取了细分注采的挖潜技术，主要是利用一些特殊的卡封手段实现厚层分段注水或者隔夹层分段注水，增加水驱的波及程度，减缓由于地层非均质性造成的水驱动用程度不均衡的情况，进而提高油层的出油能力。然而，多层油藏分注分采、分注合采、合注合采的注采方式在矿场均得到了不同程度的应用，但缺乏一种有效的室内物理模拟手段对注采方式进行实施前的评价。

发明内容

本申请实施例的目的在于提供一种低渗油藏多层注采物理模拟装置及方法，以实现对低渗油藏多层注采的物理模拟。

为达到上述目的，一方面，本申请实施例提供了一种低渗油藏多层注采物理模拟装置，包括至少两个驱替泵；每个驱替泵的出口端分别连接有一个驱替流体容器；每个驱替流体容器的进口端和出口端分别设有第一控制阀；每个驱替流体容器的出口端分别连接有一个岩心夹持器；各岩心夹持器的进口端相互连通且彼此连通的通道上设有第二控制阀；各岩心夹持器的出口端彼此连通的通道上设有第三控制阀；每个岩心夹持器的进入口端分别设有第一压力传感器；每个岩心夹持器的出口端分别安装有依次相连的第四控制阀、第五控制阀、第二压力传感器和流量计。

优选的，每个驱替流体容器包括一个第一容器和一个第二容器；每个驱替泵的出口端分别与对应第一容器及第二容器的进口端相连通，每个岩心夹持器的进口端分别与对应第一容器及第二容器的出口端相连通；所述第一容器用于容纳第一驱替流体，所述第二容器用于容纳第二驱替流体。

优选的，所述第一驱替流体包括驱替水，所述第二驱替流体包括模拟油。

优选的，每个岩心夹持器的出口端的管路上设置有一个压力控制阀，所述压力控制阀位于对应的第二压力传感器和流量计之间。

优选的，所述压力控制阀包括回压阀，所述回压阀受控于对应的柱塞泵。

优选的，所述驱替流体容器及所述岩心夹持器设置于恒温箱内。

优选的，每个驱替泵的出口端分别设有第三压力传感器。

优选的，每个回压阀与对应柱塞泵之间的管路上设有第四压力传感器。

优选的，所述驱替水包括标准盐水。

优选的，所述第一驱替流体包括压缩天然气，所述第二驱替流体包括石油醚。

另一方面，本申请实施例还提供了一种基于上述低渗油藏多层注采物理模拟装置的多层注采模拟方法，包括以下步骤：

对岩心样品进行预处理，并预处理后的岩心样品置入岩心夹持器；

通过调节控制阀将所述低渗油藏多层注采物理模拟装置调整至预设多层注采方式的初始状态；

在预设多层注采方式下对所述岩心样品进行多层注采模拟。

优选的，所述通过调节控制阀将所述低渗油藏多层注采物理模拟装置调整至预设多层注采方式的初始状态，包括：

通过调节第一控制阀、第二控制阀、第三控制阀、第四控制阀和/或第五控制阀的开闭状态，将所述低渗油藏多层注采物理模拟装置调整至预设多层注采方式的初始状态。

优选的，所述预设多层注采方式包括以下中的任意一种：

分注合采、分注分采、合注合采和合注分采。

优选的，所述在预设多层注采方式下对所述岩心样品进行多层注采模拟，包括：

通过水驱使岩心样品达到饱和水状态，并获取饱和水状态稳定时刻的驱替压力和驱替流速；

确定所述岩心样品在饱和水状态下的湿重和第一核磁共振T2谱；

通过模拟油驱替所述岩心样品，以建立束缚水和初始含油饱和度，并确定被驱替出的出水体积、驱替压力和驱替流速；

确定所述岩心样品在初始含油饱和度状态下的第二核磁共振T2谱；

通过恒定压力对所述岩心样品进行水驱油，并获取不同时刻的驱替压力、出油量和出水量，直至不再出油为止；

确定所述岩心样品在残余油状态下的第三核磁共振T2谱。

优选的，在确定所述岩心样品在残余油状态下的第三核磁共振T2谱之后，还包括：

根据出水量、出油量以及岩心初始的饱和油水量，获取岩心样品的含水率及采出程度随时间的变化规律。

优选的，在确定所述岩心样品在残余油状态下的第三核磁共振T2谱之后，还包括：

根据岩心样品的饱和水、初始含油饱和度及残余油状态下的核磁共振T2谱划分不同孔喉区间；

获取不同孔喉区间的残余油及采出程度的分布。

由以上本申请实施例提供的技术方案可见，本申请实施例的低渗油藏多层注采物理模拟装置包括至少两个驱替泵；每个驱替泵的出口端分别连接有一个驱替流体容器；每个驱替流体容器的进口端和出口端分别设有第一控制阀；每个驱替流体容器的出口端分别连接有一个岩心夹持器；各岩心夹持器的进口端相互连通且彼此连通的通道上设有第二控制阀；各岩心夹持器的出口端彼此连通的通道上设有第三控制阀；每个岩心夹持器的进入口端分别设有第一压力传感器；每个岩心夹持器的出口端分别安装有依次相连的第四控制阀、第五控制阀、第二压力传感器和流量计。使用时，先对岩心样品进行预处理，并预处理后的岩心样品置入岩心夹持器；其次通过调节控制阀将所述低渗油藏多层注采物理模拟装置调整至预设多层注采方式的初始状态；然后在预设多层注采方式下对岩心样品进行多层注采模拟，从而实现对低渗透油藏多层注采开发过程的物理模拟。进一步的，本申请实施例并可得到不同岩心样品的油水生产特征及微观分布特征，从而可以进一步准确计算出不同孔隙区间残余油和采出程度分布状况的绝对值和相对值，从而可为该油藏的注采开发方式的选择提供了技术支撑。

附图说明

为了更清楚地说明本申请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申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：

图1为本申请一实施方式中低渗油藏多层注采物理模拟装置的结构示意图；

图2为本申请一实施方式中低渗油藏多层注采物理模拟实验方法的方法流程图；

图3a为本申请一实施方式中第一组岩心样品的含水率随时间变化曲线；

图3b为本申请一实施方式中第一组岩心样品的采出程度随时间变化曲线；

图3c为本申请一实施方式中第二组岩心样品的含水率随时间变化曲线；

图3d为本申请一实施方式中第二组岩心样品的采出程度随时间变化曲线；

图3e为本申请一实施方式中第三组岩心样品的含水率随时间变化曲线；

图3f为本申请一实施方式中第三组岩心样品的采出程度随时间变化曲线；

图4a为本申请一实施方式中第一组岩心样品的核磁共振T2谱；

图4b为本申请一实施方式中第二组岩心样品的核磁共振T2谱；

图4c为本申请一实施方式中第三组岩心样品的核磁共振T2谱；

图4d为本申请一实施方式中第四组岩心样品的核磁共振T2谱；

图4e为本申请一实施方式中第五组岩心样品的核磁共振T2谱；

图4f为本申请一实施方式中第六组岩心样品的核磁共振T2谱；

图5为本申请一实施方式中岩心水驱油核磁共振孔喉区间划分示意图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请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申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。

参考图1所示，本申请实施方式的低渗油藏多层注采物理模拟装置可以包括至少两个驱替泵；每个驱替泵的出口端分别连接有一个驱替流体容器；每个驱替流体容器的进口端和出口端分别设有第一控制阀(V1～V8)；每个驱替流体容器的出口端分别连接有一个岩心夹持器；各岩心夹持器的进口端相互连通且彼此连通的通道上设有第二控制阀V9；各岩心夹持器的出口端彼此连通的通道上设有第三控制阀V12；每个岩心夹持器的进入口端分别设有第一压力传感器(S3、S4)；每个岩心夹持器的出口端分别安装有依次相连的第四控制阀(V10、V11)、第五控制阀(V13、V14)、第二压力传感器(S5、S7)和流量计(例如图1中所示的微小流量计等)。

在本申请一实施方式中，所述驱替泵用于提供驱替压力。在本申请另一实施方式中，所述驱替泵还可以兼具有流速采集和驱替压力采集功能，当然如果所述驱替泵自身不具有流速采集和驱替压力采集功能时，可在所述驱替泵至驱替流体容器之间的管路上安装相应的压力传感器和流速传感器。参考图1所示，在一示例性实施方式，所述驱替泵例如可以为Quizix泵等。当然，在其他实施方式中，为了便于对比，每个驱替泵的出口端可分别设有第三压力传感器(S1、S2)。

参考图1所示，在本申请一实施方式中，每个驱替流体容器可以包括一个第一容器和一个第二容器；每个驱替泵的出口端分别与对应第一容器及第二容器的进口端相连通，每个岩心夹持器的进口端分别与对应第一容器及第二容器的出口端相连通；所述第一容器用于容纳第一驱替流体，所述第二容器用于容纳第二驱替流体。在一示例性实施方式，所述第一驱替流体例如可以为驱替水(例如标准盐水等)，所述第二驱替流体可以为模拟油(例如氟油等)。在另一示例性实施方式，如果选择气驱油，则所述第一驱替流体例如可以为驱替气(例如压缩天然气等)，所述第二驱替流体可以为石油醚等。当然，如果采用气驱油，一般的，例如压缩天然气的气瓶等本身就有很高的压力，因而在此情况下所述驱替泵可以省略。

参考图1所示，上述这些控制阀分别用于对应管路段的开闭，因此这些控制阀例如可以为球阀、截止阀等，并且这些控制阀的开闭可以是手动驱动、电动驱动、气动驱动或液动驱动等。

参考图1所示，所述岩心夹持器用于夹持被实验的岩心样品，以模拟储层。所述岩心夹持器可通过围压装置向岩心样品提供围压，以模拟储层围压。

每个岩心夹持器的出口端的管路上设置有一个压力控制阀，所述压力控制阀可位于对应的第二压力传感器(S5、S7)和流量计之间。所述压力控制阀用于控制所述岩心夹持器的出口压力。参考图1所示，在一示例性实施方式中，所述压力控制阀可以包括回压阀，所述回压阀受控于对应的柱塞泵(例如图1所示的ISCO泵等)。通过柱塞泵可以设置所述回压阀的开启压力，当然，为了便于设置所述回压阀的开启压力，每个回压阀与对应柱塞泵之间的管路上设有第四压力传感器(S6、S8)，以便于设置所述回压阀的开启压力时实时查看。

参考图1所示，在本申请实施方式中，所述低渗油藏多层注采物理模拟装置还可以包括计算机，其上可配置有相应的数据处理软件，以便于对上述压力传感器、流量计等采集数据进行处理。

参考图1所示，在本申请一实施方式中，所述驱替流体容器及所述岩心夹持器可设置于恒温箱内，以用于隔绝所述驱替流体容器及所述岩心夹持器与外界的热交换，并保持驱替过程中驱替流体和岩心样品等的温度恒定。所述恒温箱的温度可以根据需要来设定。

参考图2所示，基于上述的低渗油藏多层注采物理模拟装置，本申请实施方式的多层注采模拟方法，可以包括以下步骤：

S201、对岩心样品进行预处理，并预处理后的岩心样品置入岩心夹持器。

在本申请一实施方式中，所述预处理例如可以包括将岩心样品依次进行洗油、烘干处理等。在烘干处理后可进行称量预处理后岩心样品的重量，测量岩心样品的长度直径、气测渗透率和孔隙度等参数。

S202、通过调节控制阀将所述低渗油藏多层注采物理模拟装置调整至预设多层注采方式的初始状态。

本申请实施方式的低渗油藏多层注采物理模拟装置可以模拟多种多层注采方式，例如分注合采、分注分采、合注合采和合注分采等。并且，通过调节第一控制阀、第二控制阀、第三控制阀、第四控制阀和/或第五控制阀的开闭状态，可将所述低渗油藏多层注采物理模拟装置调整至预设多层注采方式的初始状态。以图1所示的低渗油藏多层注采物理模拟装置为例，将所述低渗油藏多层注采物理模拟装置调整至预设多层注采方式的初始状态，例如可以包括以下几种：

A)调整至分注合采方式的初始状态

打开V1～V10、V13，并关闭V11、V12和V14；

或者，打开V1～V9、V11、V14，并关闭V10、V12和V13。

B)调整至分注分采方式的初始状态

打开V1～V8、V10、V11、V13和V14，并关闭V9和V12。

C)调整至合注合采方式的初始状态

打开V1～V4、V10和V13，并关闭V5～V8、V9、V11、V12和V14；

或者，打开V5～V8、V11和V14，并关闭V1～V4、V9、V10、V12和V13。

D)调整至合注分采方式的初始状态

打开V1～V4、V9～V14，并关闭V5～V8；

或者，打开V5～V14，并关闭V1～V4。

S203、通过水驱使岩心样品达到饱和水状态，并获取饱和水状态稳定时刻的驱替压力和驱替流速。

S204、确定所述岩心样品在饱和水状态下的湿重和第一核磁共振T2谱。

本申请实施方式中，在确定所述岩心样品在饱和水状态下的湿重和第一核磁共振T2谱之前，需要将饱和水状态下的岩心样品从岩芯夹持器中取出，以便于称重和进行核磁共振扫描。

S205、通过模拟油驱替所述岩心样品，以建立束缚水和初始含油饱和度，并确定被驱替出的出水体积、驱替压力和驱替流速。

本申请实施方式中，在确定所述岩心样品在饱和水状态下的湿重和第一核磁共振T2谱之后，将饱和水状态下的岩心样品置入岩芯夹持器中，然后再通过模拟油驱替所述岩心样品，以建立束缚水和初始含油饱和度，并确定被驱替出的出水体积、驱替压力和驱替流速。从而根据需要，可以模拟不同含水饱和度和含油饱和度的油藏。本申请一示例性实施方式中，为建立束缚水和初始含油饱和度，采用的驱替倍数例如可以为10PV。

S206、确定所述岩心样品在初始含油饱和度状态下的第二核磁共振T2谱。

本申请实施方式中，在确定所述岩心样品在初始含油饱和度状态下的第二核磁共振T2谱之前，需要将初始含油饱和度状态下的岩心样品从岩芯夹持器中取出，以便于行核磁共振扫描。

S207、通过恒定压力对所述岩心样品进行水驱油，并获取不同时刻的驱替压力、出油量和出水量，直至不再出油为止。

本申请实施方式中，在确定所述岩心样品在初始含油饱和度状态下的第二核磁共振T2谱之后，需将初始含油饱和度状态下的岩心样品置入岩芯夹持器中，然后通过恒定压力对所述岩心样品进行水驱油，并获取不同时刻的驱替压力、出油量和出水量，直至不再出油为止。当岩心样品不再出油时，岩心样品内仍然可能会模拟油残余，此时，可称之为岩心样品的残余油状态。本申请实施方式中，所述恒定压力可根据需要设定。

S208、确定所述岩心样品在残余油状态下的第三核磁共振T2谱。

本申请实施方式中，在完成驱替后，可将岩心样品从岩芯夹持器中取出，并测量所述岩心样品在残余油状态下的第三核磁共振T2谱。

本申请一实施方式中，在获得出水量、出油量以及岩心初始的饱和油水量的基础上，可以计算得到岩心样品的含水率及采出程度随时间的变化规律。

本申请一实施方式中，在获得岩心样品的饱和水、饱和油(即初始含油饱和度状态)及残余油状态下的核磁共振T2谱的数据的基础上，可以根据核磁共振图谱对不同孔喉区间进行划分，进而参考核磁共振图谱对于不同孔喉区间的划分条件，可以求出不同孔喉区间的残余油及采出程度的分布。

下面介绍本申请一示例性实施场景。

H油藏纵向上分为多个段、层与层之间渗透率级差相差较大，非均质性较强。若采用常规的注采方式容易造成层间矛盾突出，引起部分层系含水上升迅速，导致采出程度较低。根据油藏实际储层特征，预采用合注分采的注采方式，因此按照两层合注分采水驱油的实验方法来分析该注采方式的可行性与适应性。

充分考虑油藏层间差异，选取3组有代表性的岩心进行合注分采的实验，3组不同渗透率级差的合注分采岩心样品基础参数如下表1所示：

表1

将实验结果分析如下：

油水生产特征分析：

通过采用上述本申请实施方式的多层注采模拟方法，可得到不同时间记录的出水、出油量以及岩心初始的饱和油水量，可以得到含水率及采出程度随时间的变化规律，例如图3a～图3f所示。

对比可以发现，驱替过程中不同渗透率级差的岩心样品组合的含水率和采出程度随时间的变化规律各不相同。在同一组中，渗透率大的岩心样品见水早，无水采油期相对较短，并且见水后含水迅速上升，渗透低的岩心样品见水相对要晚，而且无水采收率较高渗透的岩心样品要大。随着注入量的增加，油不断被采出，并且高含水期采出油的比例比较大。

油水微观分布特征：

通过采用上述本申请实施方式的多层注采模拟方法，可分别得到岩心样品的饱和水、饱和油(即初始含油饱和度状态)及残余油状态下的核磁共振T2谱的数据，例如图4a～图4f所示。可以看出无论是较低渗透率的岩心样品1、3、5，还是渗透率较大的2、4、6，核磁共振测试T2谱均以双峰形态为主，表明这六块岩心样品中都存在两种或更多的孔隙结构类型。

此外，还可以根据核磁共振图谱对不同孔喉区间进行划分，例如图5所示。在图5中，三条曲线分别表示饱和水、饱和油、水驱油三种状态下的T2谱，其中竖线对应的T2迟豫时间表示大小孔喉的分界值，A1、A2、B1、B2分别表示4部分的面积大小，其中小于流动孔喉下限区间的采出油＝B1/(A1+A2+B1+B2)、大于流动孔喉下限区间的采出油＝B2/(A1+A2+B1+B2)、小于流动孔喉下限区间的剩余油＝A1/(A1+A2+B1+B2)、大于流动孔喉下限区间的剩余油＝A2/(A1+A2+B1+B2))。

参考如图5所示的核磁共振图谱对于不同孔喉区间的划分条件，可以求出不同孔喉区间的残余油及采出程度的分布，获得3组岩心样品不同孔隙区间的核磁共振测试分析结果，如下表2所示：

表2

可以看出：3组岩心样品总孔隙区间的残余油绝对值分别为27.17％，22.25％，33.39％，30.23％，37.38％和20.51％，主要分布在大孔隙中，并且对于同一组合注分采的2块岩心样品，低渗透岩心样品大于高渗透岩心样品(1>2，3>4，5>6)；总孔隙区间的采出程度绝对值分别为52.36％、56.29％、51.95％、48.16％、62.63％和66.65％，动用的主要是大孔喉范围内的原油，小孔隙采出油量所占比例较少。从相对值来看，大部分残余油仍存在于小于流动孔喉下限的小孔隙中，但大孔隙中的残余油仍很多，具有较大的开发价值，从相对采出程度也说明了小孔隙中的原油基本全部采出，剩下的都是死体积中的不可动原油，由此表明，下一步重点应放在大于流动孔喉下限的大孔隙中。

由此可见，本申请实施方式的多层注采模拟方法能够较好的模拟低渗透油藏多层注采开发过程，并可得到不同岩心样品的油水生产特征及微观分布特征，从而可以进一步准确计算出不同孔隙区间残余油和采出程度分布状况的绝对值和相对值，从而可为该油藏的注采开发方式的选择提供了技术支撑。

还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的方法品或者装置不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种方法品或者装置所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的方法品或者装置中还存在另外的相同要素。

本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。

以上所述仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。

Claims (16)

1.一种低渗油藏多层注采物理模拟装置，其特征在于，包括至少两个驱替泵；每个驱替泵的出口端分别连接有一个驱替流体容器；每个驱替流体容器的进口端和出口端分别设有第一控制阀；每个驱替流体容器的出口端分别连接有一个岩心夹持器；各岩心夹持器的进口端相互连通且彼此连通的通道上设有第二控制阀；各岩心夹持器的出口端彼此连通的通道上设有第三控制阀；每个岩心夹持器的进入口端分别设有第一压力传感器；每个岩心夹持器的出口端分别安装有依次相连的第四控制阀、第五控制阀、第二压力传感器和流量计。

2.如权利要求1所述的低渗油藏多层注采物理模拟装置，其特征在于，每个驱替流体容器包括一个第一容器和一个第二容器；每个驱替泵的出口端分别与对应第一容器及第二容器的进口端相连通，每个岩心夹持器的进口端分别与对应第一容器及第二容器的出口端相连通；所述第一容器用于容纳第一驱替流体，所述第二容器用于容纳第二驱替流体。

3.如权利要求2所述的低渗油藏多层注采物理模拟装置，其特征在于，所述第一驱替流体包括驱替水，所述第二驱替流体包括模拟油。

4.如权利要求1所述的低渗油藏多层注采物理模拟装置，其特征在于，每个岩心夹持器的出口端的管路上设置有一个压力控制阀，所述压力控制阀位于对应的第二压力传感器和流量计之间。

5.如权利要求4所述的低渗油藏多层注采物理模拟装置，其特征在于，所述压力控制阀包括回压阀，所述回压阀受控于对应的柱塞泵。

6.如权利要求1所述的低渗油藏多层注采物理模拟装置，其特征在于，所述驱替流体容器及所述岩心夹持器设置于恒温箱内。

7.如权利要求1所述的低渗油藏多层注采物理模拟装置，其特征在于，每个驱替泵的出口端分别设有第三压力传感器。

8.如权利要求5所述的低渗油藏多层注采物理模拟装置，其特征在于，每个回压阀与对应柱塞泵之间的管路上设有第四压力传感器。

9.如权利要求3所述的低渗油藏多层注采物理模拟装置，其特征在于，所述驱替水包括标准盐水。

10.如权利要求2所述的低渗油藏多层注采物理模拟装置，其特征在于，所述第一驱替流体包括压缩天然气，所述第二驱替流体包括石油醚。

11.一种基于权利要求1所述低渗油藏多层注采物理模拟装置的多层注采模拟方法，其特征在于，包括以下步骤：

对岩心样品进行预处理，并预处理后的岩心样品置入岩心夹持器；

通过调节控制阀将所述低渗油藏多层注采物理模拟装置调整至预设多层注采方式的初始状态；

在预设多层注采方式下对所述岩心样品进行多层注采模拟。

12.如权利要求11所述的多层注采模拟方法，其特征在于，所述通过调节控制阀将所述低渗油藏多层注采物理模拟装置调整至预设多层注采方式的初始状态，包括：

通过调节第一控制阀、第二控制阀、第三控制阀、第四控制阀和/或第五控制阀的开闭状态，将所述低渗油藏多层注采物理模拟装置调整至预设多层注采方式的初始状态。

13.如权利要求12所述的多层注采模拟方法，其特征在于，所述预设多层注采方式包括以下中的任意一种：

分注合采、分注分采、合注合采和合注分采。

14.如权利要求11所述的多层注采模拟方法，其特征在于，所述在预设多层注采方式下对所述岩心样品进行多层注采模拟，包括：

通过水驱使岩心样品达到饱和水状态，并获取饱和水状态稳定时刻的驱替压力和驱替流速；

确定所述岩心样品在饱和水状态下的湿重和第一核磁共振T2谱；

通过模拟油驱替所述岩心样品，以建立束缚水和初始含油饱和度，并确定被驱替出的出水体积、驱替压力和驱替流速；

确定所述岩心样品在初始含油饱和度状态下的第二核磁共振T2谱；

通过恒定压力对所述岩心样品进行水驱油，并获取不同时刻的驱替压力、出油量和出水量，直至不再出油为止；

确定所述岩心样品在残余油状态下的第三核磁共振T2谱。

15.如权利要求14所述的多层注采模拟方法，其特征在于，在确定所述岩心样品在残余油状态下的第三核磁共振T2谱之后，还包括：

根据出水量、出油量以及岩心初始的饱和油水量，获取岩心样品的含水率及采出程度随时间的变化规律。

16.如权利要求14所述的多层注采模拟方法，其特征在于，在确定所述岩心样品在残余油状态下的第三核磁共振T2谱之后，还包括：

根据岩心样品的饱和水、初始含油饱和度及残余油状态下的核磁共振T2谱划分不同孔喉区间；

获取不同孔喉区间的残余油及采出程度的分布。