CN117688633A - 一种地下水封油库模拟实验方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种地下水封油库模拟实验方法及装置，所述方法包括：基于实际工况条件和流固耦合相似准则，确定模拟实验所需的模拟环境条件；制作模拟油库围岩、模拟石油和模拟地下水；加载模拟环境条件；获取水油渗析和水位变化的动态图像；获取模拟油库中的渗油区域三维数字模型；根据动态图像，得到水油渗析和水位变化曲线，进行渗析示踪；根据三维数字模型，进行水封性定量评价。本发明通过水油渗析和水位变化曲线进行渗析示踪，获得地下水以及储油的实时渗析路径，可有效地揭示水幕系统的水封机理及其失效机理；通过分析模拟油库中渗油区域的三维数字模型，可得出地下水封油库的水封性定量评价。

Description

一种地下水封油库模拟实验方法及装置

技术领域

本发明属于地下水封油库技术领域，具体涉及一种地下水封油库模拟实验方法及装置。

背景技术

地下水封油库是我国石油储备的重要方式。对库内石油的密封是通过地下水往洞库内渗透实现的，地下洞库一般建造在稳定的地下水位线以下，辅助设置人工水幕来提供水压。往洞库中注入石油后，洞库周围就会存在一定油、水压力差，而当任一相同水准面上的地下静水压力都大于库内油压，石油就能被封闭在水压力场中。

能否满足水封条件是建造地下水封油库成功与否的关键因素，也是决定地下洞库可行性的一个重要因素。为实现岩洞地下油库水封性评价，相关的现有技术如下：

(1)中国专利申请CN103234490A公开了一种水封地下储油洞库水封效果测控装置，包括数据采集仪、开设在储油洞库拱顶上方的钻孔，钻孔底部距离洞库拱顶50～100mm；钻孔自底部向上每隔3～5m埋设有包括饱和渗压计元件和非饱和压力测试传感器的器件层，相邻的器件层之间通过微膨胀低渗透性材料封堵；饱和渗压计元件、非饱和压力测试传感器各自通过穿过微膨胀低渗透性材料的导线与数据采集仪连接。

(2)中国专利申请CN107941544A公开了一种模拟地下水封油库储油原理的试验装置及方法，包括水箱、透明岩石材料、水幕巷道、水幕孔、储油洞室、进油口、出油口以及抽水口；水箱包围整个透明岩石材料制作的地下围岩环境模型，地下围岩环境模型内部由上到下依次布置水幕巷道以及与水幕巷道相连的倾斜水幕孔，在倾斜水幕孔形成的水幕下方设有储油洞室，进油口通过管道与圆拱形洞室内部相连，出油口通过管道与圆拱形洞室底部水垫层上部的潜液泵相连，模拟出油过程；抽水口则通过管道与洞室底部设置的集水槽内的抽水泵相连以控制底部水垫层的厚度。但该方法中透明岩石材料尚未攻克。

(3)中国专利申请CN110806304A公开了一种模拟不同工程地质条件水幕水封效果的实验装置及方法，包括地质层模型、供水装置以及数据采集装置，地质层模型包括水槽，水槽内底部设置有洞室和地下水模拟装置，水槽中填充模拟地质层材料，地质层材料与模拟对象材料满足相似条件，地下水模拟装置包括水幕管道，水幕管道设置在洞室周围；水幕管道上开设透水孔，水幕管道入水口连通供水装置，供水装置与水幕管道入口之间设置阀门洞室的底部设置有防水层和排水结构，排水结构的出口设置流量计，分布式光纤传感器、应力应变传感器以及流量计均连接数据采集中心。

但上述现有技术仍存在以下问题：

①无法获取不同运行工况(应力场、渗流场、水幕系统等) 下地下水封油库地下水、储油渗析实时路径，无法有效揭示水幕系统水封机理及失效机理；

②无法给出不同运行工况(应力场、渗流场、水幕系统等) 下地下水封油库水幕系统水封性定量评价。

发明内容

本发明旨在至少解决现有技术中存在的技术问题之一，提供一种地下水封油库的模拟实验方法及装置。

本发明的一个方面提供一种地下水封油库的模拟实验方法，包括：

基于实际工况条件和流固耦合相似准则，确定模拟实验所需的油库围岩物理力学特性、应力条件、地下水边界条件、水幕条件和注采油条件；

分别制作模拟油库围岩、模拟石油和模拟地下水；其中所述模拟石油和所述模拟地下水携带有不同发光物质；

依次加载所述应力条件、所述地下水边界条件、所述水幕条件和所述注采油条件；其中，实验用油采用所述模拟石油，实验用水采用所述模拟地下水；

实验过程中，照射所述模拟油库，使得所述模拟石油和所述模拟地下水呈现不同光泽，并获取水油渗析和水位变化的动态图像；

实验结束，获取模拟油库中的渗油区域三维数字模型；

根据所述动态图像，得到水油渗析和水位变化曲线，以进行渗析示踪；

根据所述三维数字模型，进行水封性定量评价。

可选的，所述模拟油库围岩采用强度、弹性模量、渗透系数可调且遇水不崩解的岩体流固耦合相似材料制成；和/或，所述模拟石油采用将油溶荧光检漏剂溶于溶剂油制成；和/或，所述模拟地下水采用将水溶荧光检漏剂溶于水制成。

可选的，所述根据所述动态图像，得到水油渗析和水位变化曲线，包括：将所述动态图像转化为二值图；根据所述二值图，得到所述水油渗析和水位变化曲线。

可选的，所述获取模拟油库中的渗油区域三维数字模型，包括：照射所述模拟油库确定出所述渗油区域，并将所述渗油区域去除；扫描所述模拟油库的内表面，获得所述渗油区域的三维数字模型。

可选的，所述根据所述三维数字模型，进行水封性定量评价，包括：根据所述三维数字模型，得到所述渗油区域的最大渗油厚度和渗油区域体积；根据下述公式进行油库整体水封性定量评价：

其中，Q为整体水封性因子，H为允许渗油厚度，s为允许渗油区域面积，l为水封洞库轴向长度，h_max为最大渗油厚度，v为渗油区域体积。

可选的，所述根据所述三维数字模型，进行水封性定量评价，包括：根据所述三维数字模型，得到任一断面渗油区域面积，随后根据下述公式进行油库任一断面水封性定量评价：

其中，Q’为任一断面水封性因子，H为允许渗油厚度，s为允许渗油区域面积，h’_max为任一断面的最大渗油厚度，s’为任一断面渗油区域面积。

可选的，在所述实验结束之前，所述方法还包括：先将所有所述模拟石油完全抽取，之后再停止注入所述模拟地下水。

本发明的另一个方面提供一种地下水封油库的模拟实验装置，包括反力密封系统、应力加载系统、注采水系统和注采油系统；所述反力密封系统包括密封腔室以及设置在所述密封腔室壁上的至少一个透视窗口；所述应力加载系统设置于所述密封腔室壁的外侧；所述注采水系统和所述注采油系统均与所述密封腔室的内部相连通。

可选的，所述注采水系统包括注采水控制装置、注水管、水幕巷道、采水管和采水泵；所述注水管的入口连接于所述密封腔室外部的所述注采水控制装置，所述注水管的出口连接于所述密封腔室内部的所述水幕巷道；所述采水管的入口连接所述密封腔室的内部，所述采水管的出口连接于所述密封腔室外部的所述采水泵；所述采水泵电连接于所述注采水控制装置。

可选的，所述注采油系统包括注采油控制装置、注油管、储油洞库、采油管和采油泵；所述注油管的入口连接于所述密封腔室外部的所述注采油控制装置，所述注油管的出口连接于所述密封腔室内部的所述储油洞库；所述采油管的入口连接于所述密封腔室内部的所述储油洞库，所述采油管的出口连接于所述密封腔室外部的所述采油泵；所述采油泵电连接于所述注采油控制装置。

本发明实施例中的一种地下水封油库模拟实验方法，通过水油渗析和水位变化曲线进行渗析示踪，可获得地下水封油库的地下水以及储油的实时渗析路径，有效地揭示水幕系统的水封机理及其失效机理；通过获取模拟油库中渗油区域的三维数字模型，可得出地下水封油库水幕系统的水封性定量评价。

本发明另一实施例中的一种地下水封油库模拟实验装置，通过反力密封系统、应力加载系统、注采水系统和注采油系统等系统，将现实中的应力条件、地下水边界条件、水幕条件和注采油条件等工况条件加载入模拟实验装置中，可针对现实中的各种工况条件进行模拟实验，帮助实验人员获得模拟地下水封油库中的地下水以及储油的实时渗析路径以及渗油区域的三维数字模型，以更好地理解水幕系统的水封机理和失效机理，并且对地下水封油库水幕系统的水封性进行定量评价。

附图说明

图1为本发明一实施例的一种地下水封油库模拟实验的流程示意图；

图2为本发明另一实施例的一种模拟地下水封油库储油洞库的与轴向垂直的截面示意图；

图3为本发明另一实施例的一种地下水封油库模拟实验装置的结构示意图；

图4为本发明另一实施例的一种地下水封油库模拟实验装置中的注采水系统与注采油系统示意图。

具体实施方式

为使本领域技术人员更好地理解本发明的技术方案，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细描述。

如图1所示，本发明的实施例提供一种地下水封油库的模拟实验方法，包括：

步骤S110、实验前，基于实际工况条件和流固耦合相似准则，确定模拟实验所需的油库围岩物理力学特性、应力条件、地下水边界条件、水幕条件和注采油条件。

具体地，在本步骤中，如图1所示，实验前，根据实验对象，即某个现实中的待建、在建或已存在的地下水封油库的实际工况条件，结合流固耦合相似准则，确定出模拟实验油库中需要加载的油库围岩物理力学特性、应力条件、地下水边界条件、水幕条件和注采油条件等。

步骤S120、分别制作模拟油库围岩、模拟石油和模拟地下水；其中所述模拟石油和所述模拟地下水携带有不同发光物质。

具体地，在本步骤中，应根据围岩物理力学特性制作模拟油库围岩，并制作能够呈现不同光泽的模拟石油和模拟地下水。将制好的模拟围岩塞入模拟实验油库中，包裹住水幕巷道并开挖出储油洞库。

作为一个示例，模拟油库围岩可以采用强度、弹性模量、渗透系数可调且遇水不崩解的与实际岩体流固耦合相似的材料制成。采用LUYOR-6100型油性检漏剂溶于溶剂油制作模拟石油，其在高强度黑光灯(365nm)下发黄白光；采用LUYOR-6200型水性检漏剂溶于溶剂水制作模拟地下水，其在高强度黑光灯(365nm) 下发黄绿光。

本实施例的本步骤，通过制作具有与现实中所要研究的对象油库围岩相似的物理力学特性的模拟围岩，更真实地在模拟实验装置中还原了现实中的工况条件，使实验更具参考性。通过采用能发出不同荧光色的检漏剂分别溶于油与水制作模拟石油和模拟地下水，使之在黑光灯的照射下发出不同的光泽，从而实验人员能够明显地分辨出实验中的油和水，以及它们渗入围岩留下的痕迹，方便进行进一步研究。

步骤S130、开始实验，依次加载所述应力条件、所述地下水边界条件、所述水幕条件和所述注采油条件；其中，实验用油采用所述模拟石油，实验用水采用所述模拟地下水。

具体地，在本步骤中，开始实验时，使用模拟实验装置依次加载应力条件，地下水边界条件和水幕条件。其中所有实验用油采用上述步骤S120制作好的模拟石油，所有实验用水采用上述步骤S120制作好的模拟地下水。

步骤S140、实验过程中，照射所述模拟油库，使得所述模拟石油和所述模拟地下水呈现不同光泽，并获取水油渗析和水位变化的动态图像。

具体地，在本步骤中，在实验过程中，可以用黑光灯照射模拟油库，使得模拟石油和模拟地下水呈现不同光泽，并用摄像机实时记录水油渗析和水位变化的动态过程，获取水油渗析和水位变化的动态图像。

步骤S150、实验结束，获取模拟油库中的渗油区域三维数字模型。

具体地，在本步骤中，在实验结束后，可以使用黑光灯照射寻得储油洞库中的实验用油留下的荧光区域，通过人工凿掘的方法将该区域完全挖去，再通过高精度三维扫描仪扫描储油洞库的内表面，获取渗油区域的三维数字模型。

本实施例的本步骤中，通过采用人工凿掘的方法挖去模拟油库围岩中的渗油区域，使操作精准可控，从而可以更准确地除去模拟围岩中的渗油区域。而使用高精度三维扫描仪扫描试验油库的内表面，可以精准地获取渗油区域的三维数字模型。

步骤S160、根据所述动态图像，得到水油渗析和水位变化曲线，以进行渗析示踪。

具体地，在本步骤中，可将摄像机记录的动态图像逐帧或间隔一定帧数定格，根据每张定格图像绘制水油渗析和水位变化曲线，通过图像和曲线相结合的方式，直观并且客观地进行油水渗析踪迹的研究。

步骤S170、根据所述三维数字模型，进行水封性定量评价。

具体地，在本步骤中，高精度三维扫描仪能够得到精确的储油洞库中渗油区域的三维数字模型，可以清楚地获得整体或者任一断面的渗油区域的参数，如体积、面积、最大渗油厚度等，将这些参数应用于后续定义的公式便可定量地对水封性进行评价。

本发明实施例的地下水封油库的模拟实验方法，通过水油渗析和水位变化曲线进行渗析示踪，获得了地下水封油库的地下水以及储油的实时渗析路径，有效地揭示了水幕系统的水封机理及其失效机理。通过获取模拟油库中渗油区域的三维数字模型，可进行地下水封油库水幕系统的水封性定量评价。

示例性的，如图1所示，根据所述动态图像，得到水油渗析和水位变化曲线，包括：将动态图像转化为二值图，再根据二值图，得到水油渗析和水位变化曲线。

具体的，如图1所示，使用黑光灯照射模拟油库并用摄像机实时记录水油渗析和水位变化的动态过程，获取到水油渗析和水位变化的动态图像后，将获取的动态图像处理为二值图，以去除实验用水和实验用油反复浸润围岩后产生的干扰光对水位线、油位线辨识带来的影响，从而获取精准的水油渗析和水位变化曲线。

本发明实施例的地下水封油库的模拟实验方法，通过将水油渗析和水位变化的动态图像转化处理为二值图，再进行研究得到水油渗析和水位变化曲线，去除了实验用水和实验用油反复浸润围岩后产生的干扰光对水位线、油位线辨识带来的影响，使获得的水油渗析和水位变化曲线更加精准。

示例性的，如图2所示，根据三维数字模型，得到渗油区域的最大渗油厚度和渗油区域体积，随后根据下述公式进行油库整体水封性定量评价：

其中，Q为整体水封性因子，H为允许渗油厚度，s为允许渗油区域面积，l为水封洞库轴向长度，h_max为最大渗油厚度，v为渗油区域体积。

具体的，如图2所示，如果最大渗油厚度h_max超过了允许渗油厚度H，则整体水封性因子Q为0，此时储油洞库丧失水封性。如果最大渗油厚度h_max未超过允许渗油厚度H，则使用公式 Q＝1-v/sl计算储油洞库的水封性，其中0＜Q≤1，Q越大表示水封性越好。另外，还可通过测量被挖去的模拟围岩的体积来得到渗油区域体积v。

本发明实施例的地下水封油库的模拟实验方法，通过定义整体水封性因子Q，并使用上述公式计算整体水封性因子Q的值，定量地对模拟油库的整体水封性做了评价，使现实中地下水封油库对水封性的评价有了参考标准。

示例性的，如图2所示，根据三维数字模型，得到任一断面渗油区域面积和任一断面最大渗油厚度，随后根据下述公式进行油库任一断面水封性定量评价：

其中，Q’为任一断面水封性因子，H为允许渗油厚度，s为允许渗油区域面积，h’_max为任一断面的最大渗油厚度，s’为任一断面渗油区域面积。

具体的，如图2所示，如果该断面最大渗油厚度h’_max超过了允许渗油厚度H，则该断面水封性因子Q’为0，此时储油洞库该断面丧失水封性。如果该断面最大渗油厚度h’_max未超过允许渗油厚度H，则使用公式Q′＝1-s′/s计算储油洞库该断面的水封性，其中0＜Q′≤1，Q’越大表示水封性越好。

本发明实施例的地下水封油库的模拟实验方法，通过定义任一断面水封性因子Q’，并使用上述公式计算任一断面水封性因子 Q’的值，定量地对模拟油库的任一断面水封性做了评价，使现实中地下水封油库任一断面的水封性评价有了参考标准。

示例性的，如图1所示，在实验结束之前，方法还包括：先将所有模拟石油完全抽取，之后再停止注入模拟地下水。

具体的，如图1所示，当准备结束实验时，应首先将所有模拟石油完全抽取，之后再渐渐停止注入模拟地下水。以防止失去模拟地下水的压力后，模拟石油被解除密封状态从而渗入模拟围岩，对实验结果造成影响。

本发明实施例的地下水封油库的模拟实验方法，通过先抽取所有模拟石油，再停止模拟地下水的注入，保证了模拟石油不会在结束阶段因失去水压而渗入模拟围岩中，从而保证了实验结果的准确性。

如图3所示，本发明的另一实施例提供一种地下水封油库的模拟实验装置，包括反力密封系统100、应力加载系统200、注采水系统300、注采油系统400。反力密封系统100包括密封腔室110 以及设置在密封腔室110的前后壁上的两个透视窗口120和130。应力加载系统200设置于密封腔室110壁的外侧。注采水系统300 和注采油系统400均与密封腔室110的内部相连通。

具体的，如图3所示，密封腔室110为钢板矩形六面体结构，透视窗口120设置在垂直于储油洞库轴向的密封腔室110壁上，透视窗口130设置在与透视窗口120互为对立面的密封腔室110 壁上，透视窗口120与130均为透明可承压材质。应力加载系统 200为点状液压加压系统，可根据应力条件用液压对各个点施加不同的压力，设置于密封腔室110除底面以外的其余五个面的外侧。注采水系统300用于对模拟实验装置进行注水和采水，注采油系统400用于对储油洞库进行注油和采油。

本发明实施例的地下水封油库模拟实验装置，通过设置反力密封系统、应力加载系统、注采水系统和注采油系统，可根据现实中确定的工况条件，将其加载进模拟实验装置中，使研究人员可以使用模拟实验装置进行针对现实情况的模拟实验。通过设置透视窗口，使研究人员可以观察到模拟实验装置的内部情况，以进行对工况条件加载过程的监控，以及在实验过程中研究储油洞库内部和周围的变化。

示例性的，如图4所示，注采水系统300包括注采水控制装置310、注水管320、水幕巷道330、采水管340和采水泵350。注水管320的入口连接于密封腔室110外部的注采水控制装置310，注水管的出口连接于密封腔室110内部的水幕巷道320。采水管 340的入口连接密封腔室110的内部，采水管340的出口连接于密封腔室110外部的采水泵350。采水泵350电连接于注采水控制装置310。

具体的，如图4所示，注水时，注采水控制装置310将试验用水通过注水管320注入水幕巷道330，水幕巷道330上平行与垂直于地面方向均有至少一排出水口，可形成水幕，用于加载水幕条件等。采水时，注采水控制装置310控制采水泵350启动，将密封腔室110中的水通过采水管340进行抽取。

本发明实施例的地下水封油库模拟实验装置，通过设置注采水控制装置统一对注采水过程进行监测和控制，使对实验过程的控制更加集中与简便。

示例性的，如图4所示，注采油系统400包括注采油控制装置410、注油管420、储油洞库430、采油管440和采油泵450。注油管420的入口连接于密封腔室110外部的注采油控制装置410，注油管420的出口连接于密封腔室110内部的储油洞库430。采油管440的入口连接于密封腔室110内部的储油洞库430，采油管 440的出口连接于密封腔室110外部的采油泵450。采油泵450电连接于注采油控制装置410。

具体的，如图4所示，注油时，注采油控制装置410将试验用油通过注油管420注入储油洞库430。采油时，注采油控制装置 410控制采油泵450启动，将储油洞库430中的油通过采油管440 进行抽取。另外，储油洞库430的上方还安装有油垫高度探针，用于实时探测储油洞库430内的油面高度。

本发明实施例的地下水封油库模拟实验装置，通过设置注采油控制装置统一对注采油过程进行监测和控制，使对实验过程的控制更加集中与简便。

可以理解的是，以上实施方式仅仅是为了说明本发明的原理而采用的示例性实施方式，然而本发明并不局限于此。对于本领域内的普通技术人员而言，在不脱离本发明的精神和实质的情况下，可以做出各种变型和改进，这些变型和改进也视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种地下水封油库的模拟实验方法，其特征在于，所述方法包括：

基于实际工况条件和流固耦合相似准则，确定模拟实验所需的油库围岩物理力学特性、应力条件、地下水边界条件、水幕条件和注采油条件；

分别制作模拟油库围岩、模拟石油和模拟地下水；其中所述模拟石油和所述模拟地下水携带有不同发光物质；

依次加载所述应力条件、所述地下水边界条件、所述水幕条件和所述注采油条件；其中，实验用油采用所述模拟石油，实验用水采用所述模拟地下水；

实验过程中，照射所述模拟油库，使得所述模拟石油和所述模拟地下水呈现不同光泽，并获取水油渗析和水位变化的动态图像；

实验结束，获取模拟油库中的渗油区域三维数字模型；

根据所述动态图像，得到水油渗析和水位变化曲线，以进行渗析示踪；

根据所述三维数字模型，进行水封性定量评价。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述模拟油库围岩采用强度、弹性模量、渗透系数可调且遇水不崩解的岩体流固耦合相似材料制成；和/或，

所述模拟石油采用将油溶荧光检漏剂溶于溶剂油制成；和/或，

所述模拟地下水采用将水溶荧光检漏剂溶于水制成。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述动态图像，得到水油渗析和水位变化曲线，包括：

将所述动态图像转化为二值图；

根据所述二值图，得到所述水油渗析和水位变化曲线。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述获取模拟油库中的渗油区域三维数字模型，包括：

照射所述模拟油库确定出所述渗油区域，并将所述渗油区域去除；

扫描所述模拟油库的内表面，获得所述渗油区域的三维数字模型。

5.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其特征在于，所述根据所述三维数字模型，进行水封性定量评价，包括：

根据所述三维数字模型，得到所述渗油区域的最大渗油厚度和渗油区域体积；

根据下述公式进行油库整体水封性定量评价：

其中，Q为整体水封性因子，H为允许渗油厚度，s为允许渗油区域面积，l为水封洞库轴向长度，h_max为最大渗油厚度，v为渗油区域体积。

6.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其特征在于，所述根据所述三维数字模型，进行水封性定量评价，包括：

根据所述三维数字模型，得到任一断面渗油区域面积和任一断面最大渗油厚度；

根据下述公式进行油库任一断面水封性定量评价：

其中，Q’为任一断面水封性因子，H为允许渗油厚度，s为允许渗油区域面积，h’_max为任一断面的最大渗油厚度，s’为任一断面渗油区域面积。

7.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其特征在于，在所述实验结束之前，所述方法还包括：

先将所有所述模拟石油完全抽取，之后再停止注入所述模拟地下水。

8.一种地下水封油库的模拟实验装置，其特征在于，包括反力密封系统、应力加载系统、注采水系统和注采油系统；

所述反力密封系统包括密封腔室以及设置在所述密封腔室壁上的至少一个透视窗口；所述应力加载系统设置于所述密封腔室壁的外侧；

所述注采水系统和所述注采油系统均与所述密封腔室的内部相连通。

9.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，所述注采水系统包括注采水控制装置、注水管、水幕巷道、采水管和采水泵；

所述注水管的入口连接于所述密封腔室外部的所述注采水控制装置，所述注水管的出口连接于所述密封腔室内部的所述水幕巷道；

所述采水管的入口连接所述密封腔室的内部，所述采水管的出口连接于所述密封腔室外部的所述采水泵；

所述采水泵电连接于所述注采水控制装置。

10.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，所述注采油系统包括注采油控制装置、注油管、储油洞库、采油管和采油泵；

所述注油管的入口连接于所述密封腔室外部的所述注采油控制装置，所述注油管的出口连接于所述密封腔室内部的所述储油洞库；

所述采油管的入口连接于所述密封腔室内部的所述储油洞库，所述采油管的出口连接于所述密封腔室外部的所述采油泵；

所述采油泵电连接于所述注采油控制装置。