CN114645698B - 一种低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统和方法 - Google Patents

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CN114645698B CN202210544234.7A CN202210544234A CN114645698B CN 114645698 B CN114645698 B CN 114645698B CN 202210544234 A CN202210544234 A CN 202210544234A CN 114645698 B CN114645698 B CN 114645698B
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells

Abstract

本发明涉及一种低渗透油藏的开发技术，特别涉及一种低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统和方法。其技术方案是：驱替泵的输出端分别连接第一中间容器、第二中间容器和第三中间容器，且出口与气瓶和真空泵连接在一起，并通过管线连接到第一岩心夹持器、第二岩心夹持器和第三岩心夹持器，输出端通过气体流量计和液体流量计连接到回收容器；有益效果是：通过控制围压实现了对压驱岩心所形成的裂缝结构复杂程度的调控，其中，岩心压驱形成裂缝所需轴压随围压增大而增大，岩心压驱形成裂缝时缝网复杂程度随围压减小而增加，更好的实现了对压驱过程中演化出的缝网结构的物理模拟；实现了对现场压驱过程中低渗储层演化形成规律的模拟。

Description

一种低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统和方法
技术领域
本发明涉及一种低渗透油藏的开发技术，特别涉及一种低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统和方法。
背景技术
在低渗透油藏的开发过程中，由于其储层孔喉细小，渗流阻力大，如果注水压力过低则很难有效注入储层，注水压力过高则会导致储层产生裂缝，容易引起水窜，而压驱注水可实现有效增注并控制水窜，油田矿场实验效果显著，因此需要对低渗透岩心压驱注水过程中裂缝的开启及传质规律进行研究。
低渗透油藏压驱注水技术是通过大排量的高压泵注设备，以高于地层破裂压力进行短期高压注水，使井筒周围的岩石发生破裂形成裂缝，随着高压注水过程中裂缝的延伸，逐渐开启和沟通天然裂缝，并形成微裂缝，使储层形成复杂的裂缝网络，然后利用关井焖井、渗吸扩散的方式，进行油水传质和补充地层能量亏空，使油水重新分布，从而避免水窜并扩大波及体积，然后油井开井生产，以达到提高储层采收率的目的。由于水驱物理模拟实验过程中，驱替压力高于围压则会出现注入水沿胶皮套筒和岩心表面间缝隙窜进的问题，因此无法模拟压驱注水形成裂缝的过程，目前业内多采用数模方法和矿场数据分析对压驱注水技术进行研究，缺少相关物理模拟实验的建立和分析。
压驱注水物理模拟技术重点是模拟距离注水井不同距离储层裂缝的扩展及闭合，现阶段国内许多专利已经公开了一些岩心造缝装置，其中很多借鉴了巴西圆盘劈裂的方法和装置，可以在岩心中制成平行于轴向的单缝和径向缝。由于实验装置的设计没有考虑地下裂缝的形态模拟，实验方法未涉及岩石试样裂缝的不同复杂特征，不能模拟压驱注水在储层中形成的复杂裂缝。国内已公开的专利文献CN109209330A在储层造缝上取得了一定进展，提出增大液氮注入压力达到地层破裂压力，实现储层的高效造缝，但仅涉及现场施工，未提供在实验室内对岩心进行造缝的物理模拟方法。
发明内容
本发明的目的就是针对现有技术存在的上述缺陷，提供一种低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统和方法。
本发明提到的一种低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统，其技术方案是：包括驱替泵和回收容器，还包括第一中间容器、第二中间容器、第三中间容器、气瓶、真空泵、第一岩心夹持器、第二岩心夹持器、第三岩心夹持器、第一手动泵、第二手动泵、第三手动泵、第四手动泵、第五手动泵、第六手动泵、气体流量计、液体流量计，所述的驱替泵的输出端分别连接第一中间容器、第二中间容器和第三中间容器，所述第一中间容器、第二中间容器和第三中间容器的出口与气瓶和真空泵连接在一起，并通过管线连接到第一岩心夹持器、第二岩心夹持器和第三岩心夹持器，所述第一岩心夹持器、第二岩心夹持器、第三岩心夹持器的输出端通过气体流量计和液体流量计连接到回收容器；
所述的第一岩心夹持器上设有第一手动泵和第二手动泵，第二岩心夹持器上设有第三手动泵和第四手动泵；第三岩心夹持器上设有第五手动泵和第六手动泵。
优选的，上述驱替泵的输出端分别通过第一阀门、第十五阀门和第十九阀门连接第一中间容器、第二中间容器和第三中间容器；所述第一中间容器、第二中间容器和第三中间容器的输出端分别设有第二阀门、第十四阀门和第十八阀门。
优选的，上述气瓶的输出端管线设有第三阀门和减压阀；真空泵的输出端设有第十七阀门。
优选的，上述第一岩心夹持器的两端管线上分别设有第五阀门和第七阀门，第二岩心夹持器的两端管线上分别设有第二十阀门和第十阀门，第三岩心夹持器的两端管线上分别设有第十一阀门和第二十一阀门。
优选的，上述第一岩心夹持器、第二岩心夹持器、第三岩心夹持器的进口端一侧的管线并联侧管线，且分别设有第四阀门、第六阀门和第九阀门，在侧管线上设有第八阀门和第十六阀门。
优选的，上述气体流量计的上端设有第十二阀门，液体流量计的上端设有第十三阀门。
优选的，上述的第一岩心夹持器的两端分别安设第一压力表和第二压力表，第二岩心夹持器的右端安设第三压力表，第三岩心夹持器的右端安设第四压力表。
本发明提到的低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统的使用方法，包括以下步骤：
（一）预先将圆柱状的待测的岩心洗油，烘干，测试长度、直径；
（二）沿待测的岩心径向预制与中心轴线平行的裂缝，限定深度为2～3mm，以控制裂纹扩展方向，以备实验使用；
（三）将3块待测的岩心饱和模拟地层水，利用核磁共振技术对岩心进行测试，表征饱和岩心内流体在不同孔隙中的分布；
（四）实验开始前，所有阀门处于关闭状态；
（五）将第一中间容器内充满油田现场用压驱液体，第二中间容器内充满模拟地层水，第三中间容器内充满模拟地层原油，将备好的岩心分别装入第一岩心夹持器、第二岩心夹持器、第三岩心夹持器内；
（六）对第一岩心夹持器、第二岩心夹持器、第三岩心夹持器增加围压至Pw，打开第十五阀门、第十四阀门、第五阀门、第七阀门、第二十阀门、第十阀门、第十一阀门、第二十一阀门、第十三阀门，形成水驱串联流程，用驱替泵设定流速Qw进行水驱，记录第一压力表、第二压力表、第三压力表、第四压力表的读数，以及出口端流速，当稳定后，驱替泵的流速Qw与液体流量计的出口端流速一致；
（七）关闭所有阀门，将岩心取出，然后烘干；
（八）将岩心按原来顺序依次再装入第一岩心夹持器、第二岩心夹持器、第三岩心夹持器；
（九）打开第三阀门、第五阀门、第七阀门、第六阀门、第八阀门、第十六阀门、第十二阀门，用第二手动泵给第一岩心夹持器加围压为1.8~2.0MPa，通过减压阀调整入口端驱替压力，并使围压大于驱替压力1.5MPa以上，记录第一压力表、第二压力表的压力和气体流量计的读数，获得岩心初始的气测渗透率K1；用第一手动泵给第一岩心夹持器加轴压，记录实时第一压力表、第二压力表的压力和气体流量计的读数，获得岩心实时的气测渗透率，直至岩心的气测渗透率达到5.0K1以上；
（十）关闭第五阀门、第七阀门、第八阀门，打开第四阀门、第六阀门、第二十阀门、第十阀门、第九阀门，用第四手动泵给第二岩心夹持器加围压为2.5~2.7MPa，通过减压阀调整入口端驱替压力，并保证围压大于驱替压力1.5MPa以上，记录第二压力表、第三压力表的压力和气体流量计的读数，获得岩心的第二气测渗透率K2；用第三手动泵给第二岩心夹持器加轴压，记录实时第二压力表、第三压力表和气体流量计的读数，获得岩心实时的第二气测渗透率，直至岩心的第二气测渗透率达到3.0K2；
（十一）关闭第六阀门、第二十阀门、第十阀门、第十六阀门，打开第八阀门、第十一阀门、第二十一阀门，用第六手动泵给第三岩心夹持器加围压为3.0～3.2 MPa，通过减压阀调整入口端驱替压力，并保证围压大于驱替压力1.5MPa以上，记录第三压力表、第四压力表和气体流量计的读数，获得岩心的第三气测渗透率K3；用第五手动泵给第三岩心夹持器加轴压，记录实时第三压力表、第四压力表和气体流量计的读数，获得岩心实时的第三气测渗透率，直至岩心的第三气测渗透率达到1.5K3；
（十二）关闭所有阀门，打开第十七阀门、第五阀门、第七阀门、第二十阀门、第十阀门、第十一阀门，抽真空12小时以上，然后关闭第十七阀门，打开第十四阀门，使第二中间容器中的模拟地层水饱和进入岩心；
（十三）对第一岩心夹持器、第二岩心夹持器、第三岩心夹持器增加围压至模拟原始地层压力Pw，轴压保持不变，打开第十五阀门、第十四阀门、第五阀门、第七阀门、第二十阀门、第十阀门、第十一阀门、第二十一阀门、第十三阀门，形成水驱串联流程，用驱替泵设定流速Qw进行水驱，记录第一压力表、第二压力表、第三压力表、第四压力表的读数，以及出口端的液体流量计的流速，当稳定后，驱替泵的流速与出口端的流速一致；评价压驱后不同位置处压力损耗，对比压驱前后注水压力及渗流阻力降低程度；
（十四）关闭所有阀门，将岩心取出，利用核磁共振技术对岩心进行测试，表征压驱后流体在不同孔隙中的分布规律，综合对比压驱前后不同位置处岩心的气测渗透率、岩心流体分布情况、岩心的外观形态，构建了能较好模拟现场压驱注水过程中储层不同位置裂缝开启程度不同的物理模拟实验系统；
（十五）将岩心按原来顺序依次装入第一岩心夹持器、第二岩心夹持器和第三岩心夹持器；
（十六）对第一岩心夹持器、第二岩心夹持器、第三岩心夹持器增加围压至模拟原始地层压力Pw，打开第十九阀门、第十八阀门、第五阀门、第七阀门、第二十阀门、第十阀门、第十一阀门、第二十一阀门、第十三阀门，将第三中间容器与第一岩心夹持器、第二岩心夹持器和第三岩心夹持器形成岩心串联流程，用驱替泵驱替10PV以上的模拟地层原油，将所测三块岩心均饱和模拟原油；关闭驱替泵和第十八阀门、第十九阀门、第十三阀门；
（十七）轴压增加至步骤（九）-（十一）形成裂缝时的压力，打开第十四阀门、第十五阀门，用驱替泵进行高压注水，固定注入压力，待第一压力表、第二压力表、第三压力表和第四压力表的压力稳定后停泵，并进行焖井2小时，然后打开第十三阀门进行生产，记录产油产水情况；
（十八）关闭第十三阀门进行下一轮注水，重复步骤（十七），至不产油，停止实验；
（十九）在上述步骤（十七）-（十八）基础上，可通过调整第一中间容器中的压驱液体，进行不同注入方案下的压驱注水实验，分析不同注入方案下的驱油效果。
优选的，利用厚度小于1mm的钢丝锯沿圆柱状的待测的岩心径向预制与中心轴线平行的裂缝。
优选的，步骤（十六）中提到的不同注入方案下的压驱注水实验包括：不同界面张力和不同化学体系。
与现有技术相比，本发明的有益效果具体如下：
1）本发明采用岩心夹持器对岩心进行造缝，相比于现阶段本领域常用的劈裂法造缝方式，所形成裂缝更接近于实际油田现场压驱施工时储层所形成的裂缝；在此基础上，发明人提出通过控制围压实现了对压驱岩心所形成的裂缝结构复杂程度的调控，其中，岩心压驱形成裂缝所需轴压随围压增大而增大，岩心压驱形成裂缝时缝网复杂程度随围压减小而增加，更好的实现了对压驱过程中演化出的缝网结构的物理模拟；
2）本发明通过对不同条件下压驱形成岩心的有序排列，实现了对现场压驱过程中低渗储层演化形成的近井地带裂缝发育程度高，渗透率高；远井地带裂缝发育程度低，渗透率低的规律的高相似度物理模拟；
3）本发明通过裂缝开启条件下进行压驱注水采油实验，可模拟现场压驱过程中高压注水-焖井-开井生产的这一开采过程，与现场的压驱+异步注水相结合的开发方式高度相似，模拟效果较好。
附图说明
图1是本发明的结构示意图；
图2是岩心压驱造缝后模拟现场压驱过程中低渗储层演化的岩心有序排列情况示意图；
图3是实施例1的步骤九的岩心渗透率的曲线图；
图4是实施例1的步骤十的岩心渗透率的曲线图；
图5是实施例1的步骤十一的岩心渗透率的曲线图；
图6是实施例1的步骤十三的对比压驱前后注水压力及渗流阻力降低程度的柱状图；
图7是实施例1的不同轮次的采收率情况的柱状图；
图8是实施例2的步骤九的岩心渗透率的曲线图；
图9是实施例2的步骤十的岩心渗透率的曲线图；
图10是实施例2的步骤十一的岩心渗透率的曲线图；
图11是实施例2的步骤十三的对比压驱前后注水压力及渗流阻力降低程度的柱状图；
图12是实施例2的不同轮次的采收率情况的柱状图；
上图中：驱替泵1、第一中间容器2.1、第二中间容器2.2、第三中间容器2.3、气瓶3、真空泵4、第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3、第一手动泵6.1、第二手动泵6.2、第三手动泵6.3、第四手动泵6.4、第五手动泵6.5、第六手动泵6.6、气体流量计7、液体流量计8、回收容器9、第一阀门1.1、第二阀门1.2、第三阀门1.3、第四阀门1.4、第五阀门1.5、第六阀门1.6、第七阀门1.7、第八阀门1.8、第九阀门1.9、第十阀门1.10、第十一阀门1.11、第十二阀门1.12、第十三阀门1.13、第十四阀门1.14、第十五阀门1.15、第十六阀门1.16、第十七阀门1.17、第十八阀门1.18、第十九阀门1.19、第二十阀门1.20、第二十一阀门1.21、第一压力表3.1、第二压力表3.2、第三压力表3.3、第四压力表3.4、减压阀3.5。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
实施例1，本发明提到的一种低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统，包括驱替泵1和回收容器9，还包括第一中间容器2.1、第二中间容器2.2、第三中间容器2.3、气瓶3、真空泵4、第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3、第一手动泵6.1、第二手动泵6.2、第三手动泵6.3、第四手动泵6.4、第五手动泵6.5、第六手动泵6.6、气体流量计7、液体流量计8，所述的驱替泵1的输出端分别连接第一中间容器2.1、第二中间容器2.2和第三中间容器2.3，所述第一中间容器2.1、第二中间容器2.2和第三中间容器2.3的出口与气瓶3和真空泵4连接在一起，并通过管线连接到第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2和第三岩心夹持器5.3，所述第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3的输出端通过气体流量计7和液体流量计8连接到回收容器9；
所述的第一岩心夹持器5.1上设有第一手动泵6.1和第二手动泵6.2，第二岩心夹持器5.2上设有第三手动泵6.3和第四手动泵6.4；第三岩心夹持器5.3上设有第五手动泵6.5和第六手动泵6.6。
其中，上述驱替泵1的输出端分别通过第一阀门1.1、第十五阀门1.15和第十九阀门1.19连接第一中间容器2.1、第二中间容器2.2和第三中间容器2.3；所述第一中间容器2.1、第二中间容器2.2和第三中间容器2.3的输出端分别设有第二阀门1.2、第十四阀门1.14和第十八阀门1.18。
其中，上述气瓶3的输出端管线设有第三阀门1.3和减压阀3.5；真空泵4的输出端设有第十七阀门1.17。
优选的，上述第一岩心夹持器5.1的两端管线上分别设有第五阀门1.5和第七阀门1.7，第二岩心夹持器5.2的两端管线上分别设有第二十阀门1.20和第十阀门1.10，第三岩心夹持器5.3的两端管线上分别设有第十一阀门1.11和第二十一阀门1.21。
优选的，上述第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3的进口端一侧的管线并联侧管线，且分别设有第四阀门1.4、第六阀门1.6和第九阀门1.9，在侧管线上设有第八阀门1.8和第十六阀门1.16。
优选的，上述气体流量计7的上端设有第十二阀门1.12，液体流量计8的上端设有第十三阀门1.13。
优选的，上述的第一岩心夹持器5.1的两端分别安设第一压力表3.1和第二压力表3.2，第二岩心夹持器5.2的右端安设第三压力表3.3，第三岩心夹持器5.3的右端安设第四压力表3.4。
本发明提到的一种低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统的使用方法，包括以下步骤：
（一）预先将圆柱状的待测的岩心洗油，烘干，测试长度50mm、直径25mm；
（二）利用厚度小于1mm的钢丝锯沿圆柱状的待测岩心径向预制与中心轴线平行的裂缝，限定深度为2mm，以控制裂纹扩展方向，以备实验使用；
（三）将3块待测的岩心饱和模拟地层水，利用核磁共振技术对岩心进行测试，表征饱和岩心内流体在不同孔隙中的分布；
（四）实验开始前，所有阀门处于关闭状态；
（五）将第一中间容器2.1内充满油田现场用压驱液体，第二中间容器2.2内充满模拟地层水，第三中间容器2.3内充满模拟地层原油，将备好的岩心分别装入第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3内；
（六）对第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3增加围压至12 MPa，打开第十五阀门1.15、第十四阀门1.14、第五阀门1.5、第七阀门1.7、第二十阀门1.20、第十阀门1.10、第十一阀门1.11、第二十一阀门1.21、第十三阀门1.13，形成水驱串联流程，用驱替泵1设定流速0.2mL/min进行水驱，记录压力读数为7.54MPa、5.42MPa、2.96MPa、0MPa，以及出口端流速，当稳定后，驱替泵1流速与出口端流速一致；
（七）关闭所有阀门，将岩心取出，然后烘干；
（八）将岩心按原来顺序依次装入第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3；
（九）打开第三阀门1.3、第五阀门1.5、第七阀门1.7、第六阀门1.6、第八阀门1.8、第十六阀门1.16、第十二阀门1.12，用第二手动泵6.2给第一岩心夹持器5.1加围压为1.9MPa，通过减压阀3.5调整入口端驱替压力，并保证围压大于驱替压力1.5MPa以上，记录第一压力表3.1、第二压力表3.2的压力和气体流量计7的读数，获得岩心初始的气测渗透率0.801mD；用第一手动泵6.1给第一岩心夹持器5.1加轴压，记录实时第一压力表3.1、第二压力表3.2的压力和气体流量计7的读数，获得岩心实时的气测渗透率，直至岩心的气测渗透率达到4.005mD，具体参照图3；
其中，岩心的气测渗透率的计算公式如下：
K=2000×P0×Q0×μ×L / (A×(P1 2-P2 2))
式中：K—气测渗透率，mD；
P0—大气压力，0.1MPa；
Q0—大气压力下的流量，cm3/s；
μ—气体的粘度，mPa•s；
L—岩样长度，cm；
A—岩样截面积，cm2；
P1—岩心入口压力，0.1MPa；
P2—岩心出口压力，0.1MPa。
（十）关闭第五阀门1.5、第七阀门1.7、第八阀门1.8，打开第四阀门1.4、第六阀门1.6、第二十阀门1.20、第十阀门1.10、第九阀门1.9，用第四手动泵6.4给第二岩心夹持器5.2加围压为2.5 MPa，通过减压阀3.5调整入口端驱替压力，并保证围压大于驱替压力1.5MPa以上，记录第二压力表3.2、第三压力表3.3的压力和气体流量计7的读数，获得岩心的第二气测渗透率0.628mD；用第三手动泵6.3给第二岩心夹持器5.2加轴压，记录实时第二压力表3.2、第三压力表3.3和气体流量计7的读数，获得岩心实时的第二气测渗透率，直至岩心的第二气测渗透率达到1.884mD，具体参照图4；
（十一）关闭第六阀门1.6、第二十阀门1.20、第十阀门1.10、第十六阀门1.16，打开第八阀门1.8、第十一阀门1.11、第二十一阀门1.21，用第六手动泵6.6给第三岩心夹持器5.3加围压为3.0 MPa，通过减压阀3.5调整入口端驱替压力，并保证围压大于驱替压力1.5MPa以上，记录第三压力表3.3、第四压力表3.4和气体流量计7的读数，获得岩心的第三气测渗透率0.613mD；用第五手动泵6.5给第三岩心夹持器5.3加轴压，记录实时第三压力表3.3、第四压力表3.4和气体流量计7的读数，获得岩心实时的第三气测渗透率，直至岩心的第三气测渗透率达到0.920mD，具体参照图5；
（十二）关闭所有阀门，打开第十七阀门1.17、第五阀门1.5、第七阀门1.7、第二十阀门1.20、第十阀门1.10、第十一阀门1.11，抽真空12小时以上，然后关闭第十七阀门1.17，打开第十四阀门1.14，使第二中间容器2.2中的模拟地层水饱和进入岩心；
（十三）对第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3增加围压至12 MPa，打开第十五阀门1.15、第十四阀门1.14、第五阀门1.5、第七阀门1.7、第二十阀门1.20、第十阀门1.10、第十一阀门1.11、第二十一阀门1.21、第十三阀门1.13，形成水驱串联流程，用驱替泵1设定流速0.2mL/min进行水驱，记录第一压力表3.1、第二压力表3.2、第三压力表3.3、第四压力表3.4的读数分别为2.74MPa、2.48MPa、1.76MPa、0MPa，以及出口端流速，当稳定后，驱替泵1流速与出口端流速一致。评价压驱后不同位置处压力损耗，对比压驱前后注水压力及渗流阻力降低程度，实验结果表明，本发明可实现对现场压驱的后续注水过程中近井地带压力损耗低（裂缝发育程度高）、远井地带压力损耗高（裂缝发育程度低）的规律的高相似度物理模拟，具体参照图6；
（十四）关闭所有阀门，将岩心取出，利用核磁共振技术对岩心进行测试，表征压驱后流体在不同孔隙中的分布规律，综合对比压驱前后不同位置处岩心的气测渗透率、岩心流体分布情况、岩心的外观形态，可较好模拟现场压驱注水过程中储层不同位置裂缝开启程度不同的规律；
（十五）将岩心按原来顺序依次装入第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2和第三岩心夹持器5.3；
（十六）对第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3增加围压至12MPa，打开第十九阀门1.19、第十八阀门1.18、第五阀门1.5、第七阀门1.7、第二十阀门1.20、第十阀门1.10、第十一阀门1.11、第二十一阀门1.21、第十三阀门1.13，形成岩心串联流程，用驱替泵1驱替10PV的模拟地层原油，将所测三块岩心均饱和模拟原油；关闭驱替泵1和第十八阀门1.18、第十九阀门1.19、第十三阀门1.13；
（十七）轴压增加至步骤（九）-（十一）形成裂缝时的压力，打开第十四阀门1.14、第十五阀门1.15，用驱替泵1进行高压注水，选定注入压力7MPa，待第一压力表3.1、第二压力表3.2、第三压力表3.3和第四压力表3.4的压力稳定后停泵，并进行焖井2小时，然后打开第十三阀门1.13进行生产，记录产油产水情况；
（十八）关闭第十三阀门1.13进行下一轮注水，重复步骤（十七），至不产油，停止实验，计算不同轮次的采收率情况，实验结果表明，本发明可有效模拟现场压驱过程中高压注水-焖井-开井生产的这一开采过程，与现场“压驱+异步注水”相结合的开发方式高度相似。
实施例2：
（一）预先将圆柱状的待测的岩心洗油，烘干，测试长度50mm、直径25mm；
（二）利用厚度小于1mm的钢丝锯沿圆柱状的待测的岩心径向预制与中心轴线平行的裂缝，限定深度为2mm，以控制裂纹扩展方向，以备实验使用；
（三）将3块待测的岩心饱和模拟地层水，利用核磁共振技术对岩心进行测试，表征饱和岩心内流体在不同孔隙中的分布；
（四）实验开始前，所有阀门处于关闭状态；
（五）将第一中间容器2.1内充满油田现场用压驱液体，第二中间容器2.2内充满模拟地层水，第三中间容器2.3内充满模拟地层原油，将备好的岩心分别装入第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3内；
（六）对第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3增加围压至14MPa，打开第十五阀门1.15、第十四阀门1.14、第五阀门1.5、第七阀门1.7、第二十阀门1.20、第十阀门1.10、第十一阀门1.11、第二十一阀门1.21、第十三阀门1.13，形成水驱串联流程，用驱替泵1设定流速0.1mL/min进行水驱，记录压力表读数10.07MPa、7.61MPa、3.16MPa、0MPa，以及出口端流速，当稳定后，驱替泵1流速与出口端流速一致；
（七）关闭所有阀门，将岩心取出，然后烘干；
（八）将岩心按原来顺序依次装入第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3；
（九）打开第三阀门1.3、第五阀门1.5、第七阀门1.7、第六阀门1.6、第八阀门1.8、第十六阀门1.16、第十二阀门1.12，用第二手动泵6.2给第一岩心夹持器5.1加围压为1.8MPa，通过减压阀3.5调整入口端驱替压力，并保证围压大于驱替压力1.5MPa以上，记录第一压力表3.1、第二压力表3.2的和气体流量计7的读数，获得岩心初始的气测渗透率0.295mD；用第一手动泵6.1给第一岩心夹持器5.1加轴压，记录第一压力表3.1、第二压力表3.2和气体流量计7的读数，获得岩心实时的气测渗透率，直至岩心的气测渗透率达到2.058mD，具体参照图7；
其中，岩心的气测渗透率的计算公式如下：
K=2000×P0×Q0×μ×L / (A×(P1 2-P2 2))
式中：K—气测渗透率，mD；
P0—大气压力，0.1MPa；
Q0—大气压力下的流量，cm3/s；
μ—气体的粘度，mPa•s；
L—岩样长度，cm；
A—岩样截面积，cm2；
P1—岩心入口压力，0.1MPa；
P2—岩心出口压力，0.1MPa。
（十）关闭第五阀门1.5、第七阀门1.7、第八阀门1.8，打开第四阀门1.4、第六阀门1.6、第二十阀门1.20、第十阀门1.10、第九阀门1.9，用第四手动泵6.4给第二岩心夹持器5.2加围压为2.7 MPa，通过减压阀3.5调整入口端驱替压力，并保证围压大于驱替压力1.5MPa以上，记录第二压力表3.2、第三压力表3.3的和气体流量计7的读数，获得岩心的第二气测渗透率0.169mD；用第三手动泵6.3给第二岩心夹持器5.2加轴压，记录实时第二压力表3.2、第三压力表3.3和气体流量计7的读数，获得岩心实时的第二气测渗透率，直至岩心的第二气测渗透率达到0.507mD，具体参照图8；
（十一）关闭第六阀门1.6、第二十阀门1.20、第十阀门1.10、第十六阀门1.16，打开第八阀门1.8、第十一阀门1.11、第二十一阀门1.21，用第六手动泵6.6给第三岩心夹持器5.3加围压为3.2MPa，通过减压阀3.5调整入口端驱替压力，并保证围压大于驱替压力1.5MPa以上，记录第三压力表3.3、第四压力表3.4和气体流量计7的读数，获得岩心的第三气测渗透率0.244mD；用第五手动泵6.5给第三岩心夹持器5.3加轴压，记录实时第三压力表3.3、第四压力表3.4和气体流量计7的读数，获得岩心实时的第三气测渗透率，直至岩心的第三气测渗透率达到0.366mD，具体参照图9；
（十二）关闭所有阀门，打开第十七阀门1.17、第五阀门1.5、第七阀门1.7、第二十阀门1.20、第十阀门1.10、第十一阀门1.11，抽真空12小时以上，然后关闭第十七阀门1.17，打开第十四阀门1.14，使第二中间容器2.2中的模拟地层水饱和进岩心；
（十三）对第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3增加围压至14MPa，轴压保持不变，打开第十五阀门1.15、第十四阀门1.14、第五阀门1.5、第七阀门1.7、第二十阀门1.20、第十阀门1.10、第十一阀门1.11、第二十一阀门1.21、第十三阀门1.13，形成水驱串联流程，用驱替泵1设定流速0.1mL/min进行水驱，记录压力表读数4.14MPa、3.86MPa、2.24MPa、0MPa，以及出口端流速，当稳定后，驱替泵1的流速与出口端流速一致。评价压驱后不同位置处压力损耗，对比压驱前后注水压力及渗流阻力降低程度，实验结果表明，本发明可实现对现场压驱的后续注水过程中近井地带压力损耗低（裂缝发育程度高）、远井地带压力损耗高（裂缝发育程度低）的规律的高相似度物理模拟，具体参照图10；
（十四）关闭所有阀门，将岩心取出，利用核磁共振技术对岩心进行测试，表征压驱后流体在不同孔隙中的分布规律，综合对比压驱前后不同位置处岩心的气测渗透率、岩心流体分布情况、岩心的外观形态，可较好模拟现场压驱注水过程中储层不同位置裂缝开启程度不同的规律；
（十五）将岩心按原来顺序依次装入第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2、第三岩心夹持器5.3；
（十六）对第一岩心夹持器5.1、第二岩心夹持器5.2和第三岩心夹持器5.3增加围压至14MPa，打开第十九阀门1.19、第十八阀门1.18、第五阀门1.5、第七阀门1.7、第二十阀门1.20、第十阀门1.10、第十一阀门1.11、第二十一阀门1.21、第十三阀门1.13，形成岩心串联流程，用驱替泵1驱替11PV的模拟地层原油，将所测三块岩心均饱和模拟原油；关闭驱替泵1和第十八阀门1.18、第十九阀门1.19、第十三阀门1.13；
（十七）轴压增加至步骤（九）-（十一）形成裂缝时的压力，打开第十四阀门1.14、第十五阀门1.15，用驱替泵1进行高压注水，选定注入压力7MPa，待第一压力表3.1、第二压力表3.2、第三压力表3.3和第四压力表3.4压力稳定后停泵，并进行焖井2小时，然后打开第十三阀门1.13进行生产，记录产油产水情况；
（十八）关闭第十三阀门1.13进行下一轮注水，重复步骤（十七），至不产油，停止实验，计算不同轮次的采收率情况，实验结果表明，本发明可有效模拟现场压驱过程中高压注水-焖井-开井生产的这一开采过程，与现场“压驱+异步注水”相结合的开发方式高度相似，具体参照图11。
以上所述，仅是本发明的部分较佳实施例，任何熟悉本领域的技术人员均可能利用上述阐述的技术方案加以修改或将其修改为等同的技术方案。因此，依据本发明的技术方案所进行的相应简单修改或等同变换，尽属于本发明要求保护的范围。

Claims (4)

1.一种低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统，包括驱替泵（1）和回收容器（9），其特征是：还包括第一中间容器（2.1）、第二中间容器（2.2）、第三中间容器（2.3）、气瓶（3）、真空泵（4）、第一岩心夹持器（5.1）、第二岩心夹持器（5.2）、第三岩心夹持器（5.3）、第一手动泵（6.1）、第二手动泵（6.2）、第三手动泵（6.3）、第四手动泵（6.4）、第五手动泵（6.5）、第六手动泵（6.6）、气体流量计（7）、液体流量计（8），所述的驱替泵（1）的输出端分别连接第一中间容器（2.1）、第二中间容器（2.2）和第三中间容器（2.3），所述第一中间容器（2.1）、第二中间容器（2.2）和第三中间容器（2.3）的出口与气瓶（3）和真空泵（4）连接在一起，并通过管线连接到第一岩心夹持器（5.1）、第二岩心夹持器（5.2）和第三岩心夹持器（5.3），所述第一岩心夹持器（5.1）、第二岩心夹持器（5.2）、第三岩心夹持器（5.3）的输出端通过气体流量计（7）和液体流量计（8）连接到回收容器（9）；
所述的第一岩心夹持器（5.1）上设有第一手动泵（6.1）和第二手动泵（6.2），第二岩心夹持器（5.2）上设有第三手动泵（6.3）和第四手动泵（6.4）；第三岩心夹持器（5.3）上设有第五手动泵（6.5）和第六手动泵（6.6）；
所述驱替泵（1）的输出端分别通过第一阀门（1.1）、第十五阀门（1.15）和第十九阀门（1.19）连接第一中间容器（2.1）、第二中间容器（2.2）和第三中间容器（2.3）；所述第一中间容器（2.1）、第二中间容器（2.2）和第三中间容器（2.3）的输出端分别设有第二阀门（1.2）、第十四阀门（1.14）和第十八阀门（1.18）；
所述气瓶（3）的输出端管线设有第三阀门（1.3）和减压阀（3.5）；真空泵（4）的输出端设有第十七阀门（1.17）；
所述第一岩心夹持器（5.1）的两端管线上分别设有第五阀门（1.5）和第七阀门（1.7），第二岩心夹持器（5.2）的两端管线上分别设有第二十阀门（1.20）和第十阀门（1.10），第三岩心夹持器（5.3）的两端管线上分别设有第十一阀门（1.11）和第二十一阀门（1.21）；
所述第一岩心夹持器（5.1）、第二岩心夹持器（5.2）、第三岩心夹持器（5.3）的进口端一侧的管线并联侧管线，且分别设有第四阀门（1.4）、第六阀门（1.6）和第九阀门（1.9），在侧管线上设有第八阀门（1.8）和第十六阀门（1.16）；
所述气体流量计（7）的上端设有第十二阀门（1.12），液体流量计（8）的上端设有第十三阀门（1.13）；
所述的第一岩心夹持器（5.1）的两端分别安设第一压力表（3.1）和第二压力表（3.2），第二岩心夹持器（5.2）的右端安设第三压力表（3.3），第三岩心夹持器（5.3）的右端安设第四压力表（3.4）；
所述第一岩心夹持器（5.1）、第二岩心夹持器（5.2）、第三岩心夹持器（5.3），形成岩心串联流程；所述第一中间容器（2.1）内充满油田现场用压驱液体，第二中间容器（2.2）内充满模拟地层水，第三中间容器（2.3）内充满模拟地层原油。
2.一种如权利要求1所述的低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统的使用方法，其特征是包括以下步骤：
（一）预先将圆柱状的待测的岩心洗油，烘干，测试长度、直径；
（二）沿待测的岩心径向预制与中心轴线平行的裂缝，限定深度为2～3mm，以控制裂纹扩展方向，以备实验使用；
（三）将3块待测的岩心饱和模拟地层水，利用核磁共振技术对岩心进行测试，表征饱和岩心内流体在不同孔隙中的分布；
（四）实验开始前，所有阀门处于关闭状态；
（五）将第一中间容器（2.1）内充满油田现场用压驱液体，第二中间容器（2.2）内充满模拟地层水，第三中间容器（2.3）内充满模拟地层原油，将备好的岩心分别装入第一岩心夹持器（5.1）、第二岩心夹持器（5.2）、第三岩心夹持器（5.3）内；
（六）对第一岩心夹持器（5.1）、第二岩心夹持器（5.2）、第三岩心夹持器（5.3）增加围压至模拟原始地层压力Pw，打开第十五阀门（1.15）、第十四阀门（1.14）、第五阀门（1.5）、第七阀门（1.7）、第二十阀门（1.20）、第十阀门（1.10）、第十一阀门（1.11）、第二十一阀门（1.21）、第十三阀门（1.13），形成水驱串联流程，用驱替泵（1）设定流速Qw进行水驱，记录第一压力表（3.1）、第二压力表（3.2）、第三压力表（3.3）、第四压力表（3.4）的读数，以及出口端流速，当稳定后，驱替泵（1）的流速Qw与液体流量计（8）的出口端流速一致；
（七）关闭所有阀门，将岩心取出，然后烘干；
（八）将岩心按原来顺序依次再装入第一岩心夹持器（5.1）、第二岩心夹持器（5.2）、第三岩心夹持器（5.3）；
（九）打开第三阀门（1.3）、第五阀门（1.5）、第七阀门（1.7）、第六阀门（1.6）、第八阀门（1.8）、第十六阀门（1.16）、第十二阀门（1.12），用第二手动泵（6.2）给第一岩心夹持器（5.1）加围压为1.8~2.0MPa，通过减压阀（3.5）调整入口端驱替压力，并使围压大于驱替压力1.5MPa以上，记录第一压力表（3.1）、第二压力表（3.2）的压力和气体流量计（7）的读数，获得岩心初始的气测渗透率K1；用第一手动泵（6.1）给第一岩心夹持器（5.1）加轴压，记录实时第一压力表（3.1）、第二压力表（3.2）的压力和气体流量计（7）的读数，获得岩心实时的气测渗透率，直至岩心的气测渗透率达到5.0K1以上；
（十）关闭第五阀门（1.5）、第七阀门（1.7）、第八阀门（1.8），打开第四阀门（1.4）、第六阀门（1.6）、第二十阀门（1.20）、第十阀门（1.10）、第九阀门（1.9），用第四手动泵（6.4）给第二岩心夹持器（5.2）加围压为2.5~2.7MPa，通过减压阀（3.5）调整入口端驱替压力，并保证围压大于驱替压力1.5MPa以上，记录第二压力表（3.2）、第三压力表（3.3）的压力和气体流量计（7）的读数，获得岩心的第二气测渗透率K2；用第三手动泵（6.3）给第二岩心夹持器（5.2）加轴压，记录实时第二压力表（3.2）、第三压力表（3.3）和气体流量计（7）的读数，获得岩心实时的第二气测渗透率，直至岩心的第二气测渗透率达到3.0K2；
（十一）关闭第六阀门（1.6）、第二十阀门（1.20）、第十阀门（1.10）、第十六阀门（1.16），打开第八阀门（1.8）、第十一阀门（1.11）、第二十一阀门（1.21），用第六手动泵（6.6）给第三岩心夹持器（5.3）加围压为3.0～3.2 MPa，通过减压阀（3.5）调整入口端驱替压力，并保证围压大于驱替压力1.5MPa以上，记录第三压力表（3.3）、第四压力表（3.4）和气体流量计（7）的读数，获得岩心的第三气测渗透率K3；用第五手动泵（6.5）给第三岩心夹持器（5.3）加轴压，记录实时第三压力表（3.3）、第四压力表（3.4）和气体流量计（7）的读数，获得岩心实时的第三气测渗透率，直至岩心的第三气测渗透率达到1.5K3；
（十二）关闭所有阀门，打开第十七阀门（1.17）、第五阀门（1.5）、第七阀门（1.7）、第二十阀门（1.20）、第十阀门（1.10）、第十一阀门（1.11），抽真空12小时以上，然后关闭第十七阀门（1.17），打开第十四阀门（1.14），使第二中间容器（2.2）中的模拟地层水饱和进入岩心；
（十三）对第一岩心夹持器（5.1）、第二岩心夹持器（5.2）、第三岩心夹持器（5.3）增加围压至模拟原始地层压力Pw，轴压保持不变，打开第十五阀门（1.15）、第十四阀门（1.14）、第五阀门（1.5）、第七阀门（1.7）、第二十阀门（1.20）、第十阀门（1.10）、第十一阀门（1.11）、第二十一阀门（1.21）、第十三阀门（1.13），形成水驱串联流程，用驱替泵（1）设定流速Qw进行水驱，记录第一压力表（3.1）、第二压力表（3.2）、第三压力表（3.3）、第四压力表（3.4）的读数，以及出口端的液体流量计（8）的流速，当稳定后，驱替泵（1）的流速与出口端的流速一致；评价压驱后不同位置处压力损耗，对比压驱前后注水压力及渗流阻力降低程度；
（十四）关闭所有阀门，将岩心取出，利用核磁共振技术对岩心进行测试，表征压驱后流体在不同孔隙中的分布规律，综合对比压驱前后不同位置处岩心的气测渗透率、岩心流体分布情况、岩心的外观形态，构建了能较好模拟现场压驱注水过程中储层不同位置裂缝开启程度不同的物理模拟实验系统；
（十五）将岩心按原来顺序依次装入第一岩心夹持器（5.1）、第二岩心夹持器（5.2）和第三岩心夹持器（5.3）；
（十六）对第一岩心夹持器（5.1）、第二岩心夹持器（5.2）、第三岩心夹持器（5.3）增加围压至模拟原始地层压力Pw，打开第十九阀门（1.19）、第十八阀门（1.18）、第五阀门（1.5）、第七阀门（1.7）、第二十阀门（1.20）、第十阀门（1.10）、第十一阀门（1.11）、第二十一阀门（1.21）、第十三阀门（1.13），将第三中间容器（2.3）与第一岩心夹持器（5.1）、第二岩心夹持器（5.2）和第三岩心夹持器（5.3）形成岩心串联流程，用驱替泵（1）驱替10PV以上的模拟地层原油，将所测三块岩心均饱和模拟原油；关闭驱替泵（1）和第十八阀门（1.18）、第十九阀门（1.19）、第十三阀门（1.13）；
（十七）轴压增加至步骤（九）-（十一）形成裂缝时的压力，打开第十四阀门（1.14）、第十五阀门（1.15），用驱替泵（1）进行高压注水，固定注入压力，待第一压力表（3.1）、第二压力表（3.2）、第三压力表（3.3）和第四压力表（3.4）的压力稳定后停泵，并进行焖井2小时，然后打开第十三阀门（1.13）进行生产，记录产油产水情况；
（十八）关闭第十三阀门（1.13）进行下一轮注水，重复步骤（十七），至不产油，停止实验；
（十九）在上述步骤（十七）-（十八）基础上，可通过调整第一中间容器（2.1）中的压驱液体，进行不同注入方案下的压驱注水实验，分析不同注入方案下的驱油效果。
3.根据权利要求2所述的低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统的使用方法，其特征是：利用厚度小于1mm的钢丝锯沿圆柱状的待测的岩心径向预制与中心轴线平行的裂缝。
4.根据权利要求3所述的低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统的使用方法，其特征是：步骤（十六）中提到的不同注入方案下的压驱注水实验包括：不同界面张力和不同化学体系。
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