CN201396130Y - 一种油藏开发模拟系统 - Google Patents

Abstract

一种油藏开发模拟系统，其包括蒸汽注入系统、油藏模型本体、上覆压力系统和数据采集与图形处理系统，其中蒸汽注入系统包括高压恒速计量泵、蒸汽发生器、干度控制器；油藏模型本体包括模型外壳、绝热层、模拟油藏、模拟直井、模拟水平井、引压管和热电偶及其接口；上覆压力系统内放置有油藏模型本体，该上覆压力系统包括球形压力罐、补液泵、安全阀、电加热元件及其温控装置、管线接口及相应的连接管线、阀门；数据采集与图形处理系统包括电磁气动阀，回压阀，样品收集器，数据线，温度、压力、差压数据采集器以及微机。本实用新型解决了蒸汽吞吐弹性能量的模拟，并且上覆压力系统的独特设计保证了油层注蒸汽热采时，热量向盖层、底层传热和传质的模拟以及上覆压力的控制。

Description

一种油藏开发模拟系统

技术领域

本实用新型属于地质开发技术，具体属于石油开发技术，更具体地涉及一种用于研究热力采油机理及预测其开发效果的油藏开发模拟系统。

背景技术

众所周知，在石油地球物理勘探及开发技术中，提高地震勘探精度、解决陆相沉积盆地复杂的地质问题以及选择有效的开发方案是一项系统工程，涉及采集方法、静校正技术、噪音压制技术、精细成像技术以及开发物理模拟等技术的许多方面。

在开发物理模拟技术中，关于热力采油提高原油采收率的研究方法主要有：物理模拟、数值模拟、矿场试验。物理模拟主要开展的是一维管式驱替或二维、三维驱替实验，研究油藏内宏观波及和驱替的渗流机理；数值模拟主要依赖修正后的达西定律，及一些其他相关的物理和化学定律进行数值计算。但是热力采油过程是一个非常复杂的流动过程，涉及到物理、化学、力学等多个学科，由于此前大量机理没有弄清楚，建立的数学模型不完善，数值模拟结果还不能完全反映油藏内的真实流动。矿场试验是最能够反映油藏内真实的流动过程，获得的数据是真实的，也是其他研究结果的对比基础。不足之处在于获得的数据较少，不能解决一些开发模拟的机理问题和工程中的普遍性问题，并且需要大量的财力和物力支持。

另外，目前已有的热采比例模型是利用已提出的热采相似理论体系为基础，过于简单，在实际工业化开发中无法真正实现，并且已有的热采比例模型是针对单一开发过程开展模拟的。在稠油油藏的开发全过程中，所使用的技术一般涉及蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)等多个相互衔接的物理过程，如果分别采用不同已有的热采比例模型，不仅仅无法单独实现，并且无法实现各个物理过程之间的衔接，从而实现工业化生产。

此外，根据模型实验条件及试验压力的不同，一般将蒸汽驱比例模型分为高压比例物理模型(压力大于0.3MPa，温度可达100℃以上)、低压比例物理模型(压力在0～0.1MPa)和真空比例物理模型(模拟压力低于大气压，蒸汽注入温度低于100℃)三类。

其中，真空与低压模型使用与原型(地质结构真实情况)不同的流体和孔隙介质，在低于原型的温度、压力下进行试验，从而建造费用低，操作方便。但是，由于使用与原型(地质结构真实情况)不同的流体和孔隙介质，造成对实际油藏开发的参考使用价值不大。高压模型采用的岩石-流体系统与原型油藏几乎相同或相近，其温度、压力也与原型接近或相等，因此可以较好地模拟岩石的热膨胀、原油的蒸馏作用、岩石和流体的相互作用。但是，建立完善的高压模型会面临温度、压力高，设备规模、技术难度和投资高的局面。因此，目前已建立的热采高压模型基本上压力均小于5MPa，并且温度小于200℃，进而与实际地质或油藏结构不相同且不能真正模拟地下情况，因而造成对实际油藏开发的参考使用价值也不是很大。如果构造与真实地质或油藏结构相同或相近的物理模拟模型，而又面临着许多技术难点没有突破，如油藏条件下传热传质模拟、高温高压条件下模型密封、多井同注同采等。

全球稠油资源巨大，其地质储量高于常规油气资源之和。中国稠油资源也比较丰富，但是油藏类型繁多，地质条件复杂，油品性质变化范围大，油藏埋藏较深，新发现的还有超深层、低渗透稠油油藏。为了将地下资源合理开发，对于稠油油藏的开发技术来说，目前急需一种合适的模拟开采技术，以此来提高开采的准确性、原油采收率和合理开发稠油油藏。

实用新型内容

针对现有模拟技术的不足，本实用新型进行多次实验及研究了复杂驱动体系提高原油采收率技术，提出了一种油藏开发模拟系统。

本实用新型的技术方案是一种油藏开发模拟系统，该油藏开发模拟系统包括蒸汽注入系统、油藏模型本体、上覆压力系统和数据采集与图形处理系统，其中蒸汽注入系统包括高压恒速计量泵、蒸汽发生器、干度控制器；油藏模型本体包括模型外壳、绝热层、模拟油藏、模拟直井、模拟水平井、引压管和热电偶及其接口；上覆压力系统内放置有油藏模型本体，该上覆压力系统包括球形压力罐、补液泵、安全阀、电加热元件及其温控装置、管线接口及相应的连接管线、阀门；数据采集与图形处理系统包括电磁气动阀，回压阀，样品收集器，数据线，温度、压力、差压数据采集器以及微机。

优选地，上覆压力系统的球形压力罐由上下球形封头和上下法兰焊接而成，上、下法兰由螺栓联接，法兰用齿形金属垫密封；所述球形压力罐下球形封头上安装有支架；在球形压力罐上设置有三个电加热元件及其温控装置。

优选地，在球形压力罐上设置了13个模拟直井穿管接头和28个引压管穿管接头以及6个热偶贯穿件接口。

优选地，球形压力罐的系统附件包括：起吊装置、安全阀、进料接口、卸料接口以及球形压力罐保温装置；起吊装置包括起吊钢结构和手动行车；进料接口和卸料接口带有高压阀；在球形压力罐外包覆了保温材料以及不锈钢薄板。

优选地，球形压力罐支撑包括均匀布置的三只钢管支腿和支腿底板，钢管支腿和下球形封头相焊接，支腿底板与地脚螺栓连接并固定。

优选地，该油藏开发模拟系统还包括排料管线，该排料管线包括接管颈、筋板、弯管、螺纹法兰和截止阀，接管颈焊接在下球形封头上，弯管为Φ35×6mm的20号钢管，并带加强筋板，截止阀的公称直径为DN25。

优选地，在下球形封头排料接管周围布置有三个电加热器接管，其上安装有电加热器，电加热器技术参数为3KW；热电偶为K型热电偶，测温点布置在球形压力罐的底部。

优选地，球形压力罐的保温层外部包覆0.2mm厚的不锈钢板。

优选地，在球形压力罐的压力表接管上安装一个双电接点压力表，在球形压力罐的进料管上连接补液泵；补液泵电源串连一个继电器。

使用该油藏开发模拟系统及其上覆压力系统，具有以下优点：

(一)采用液压相似构造法解决了蒸汽吞吐弹性能量的模拟。

(二)上覆压力系统的独特设计，保证了油层注蒸汽热采时，热量向盖层、底层传热和传质的模拟以及上覆压力的控制。

(三)上覆压力系统中其球形压力罐的独特设计，保证了上覆压力符合实际井。

(四)数据采集与图像处理系统精确地实现了高精度模拟。

总之，使用该系统模拟后的结果，在实际开采过程中，大大地提高了实际产油率。

附图说明

图1为本实用新型的油藏注蒸汽热采多方式联动三维比例模拟系统的示意图；

图2(a)为图1中的油藏注蒸汽热采多方式联动三维比例模拟系统中的油藏模型本体的剖视图；

图2(b)为图2(a)的C-C剖视图；

图2(c)为图2(a)的A向视图；

图2(d)为图2(a)的“B-B”剖视图；

图3为图1的油藏注蒸汽热采多方式联动三维比例模拟系统中的上覆压力系统的示意图；

图4为模拟直井的连接结构的示意图；

图5为模拟直井在盖板上的布置的示意图；

图6为加热管线结构示意图；

图7为模拟水平井侧板布置图；

图8为热电偶在侧板上的布置图；

图9为引压管在盖板上的布置图；

图10为热电偶与侧板连接示意图；

图11为引压管与盖板连接示意图；

图12(a)为球形压力罐支撑的纵向剖视图；

图12(b)为球形压力罐支撑的横向剖视图；

图13为排料管线的结构示意图；

图14为电加热系统结构示意图；

图15(a)至15(b)分别为模拟水平井穿管接头的布置的示意图；

图16(a)至16(c)分别为引压管穿管接头的布置的示意图；

图17(a)为油藏模型本体支架的纵向剖视图；

图17(b)为油藏模型本体支架的横向剖视图；

图18为热电偶贯穿件的结构示意图；

图19(a)至19(b)分别为热电偶贯穿件在上球形封头的布置的示意图；

图20为主螺栓结构的结构示意图；

图21(a)为主螺母的纵向剖视图；

图21(b)为主螺母的横向剖视图；

图22为螺栓张拉机系统连接的结构示意图；

图23为模拟井的射孔结构示意图；

图24为多种井网、井别的组合设计示意图；

图25(a)-25(g)分别为边缘注汽、切割注汽、点状注汽(蒸汽吞吐)、反九点法、反五点法、行列法、斜反七点法注汽的井网设计的示意图；

图26是直井与水平井组合例的示意图；

图27(a)-(d)为不同注采模式的示意图，其中图27(a)为反五点法四井组注采模式的示意图、图27(b)为反五点法四井组注采模式的示意图、图27(c)为多排井组注采模式的示意图、图27(d)为多口直井与双水平井组合注采模式的示意图；

图28-1为数据采集与处理系统的前处理子系统结构流程图；

图28-2为数据采集与处理系统的试验数据采集子系统结构流程图；

图28-3为数据采集与处理系统的后处理子系统结构流程图。

具体实施方式

下面结合附图，对本实用新型提出的油藏开发模拟系统进行详细描述。

图1为本实用新型的油藏开发模拟系统，该油藏开发模拟系统主要包括以下模块：蒸汽注入系统、油藏模型本体、上覆压力系统、数据采集与图形处理系统。具体地，图1中所示的油藏开发模拟系统包括高压恒速计量泵1001、蒸汽发生器1002、干度控制器1003、油藏模型本体1004、模拟直井1005、模拟水平井1006、上覆压力系统1007、控温仪表1008、补液泵1009、安全阀1010、电加热元件1011、电磁气动阀1012、回压阀1013、样品收集器1014、数据线1015、温度、压力、差压数据采集器1016，以及微机(控制及信息处理平台)1017。

蒸汽注入系统用于向油藏模型本体提供具有一定的温度、流速、压力和干度的水蒸汽，主要包括高压恒速计量泵1001、蒸汽发生器1002、干度控制器1003。

上覆压力系统的作用是装载油藏模型本体并给油藏模型本体施加上覆压力。上覆压力系统除了上述的补液泵1009、安全阀1010、电加热元件1011之外，还包括球形压力罐、温控装置、各类管线接口及相应的连接管线、阀门等。

数据采集与图形处理系统主要用于采出液的收集及油藏模型本体内温度、压力场等监测、控制以及信息数据的处理等。主要包括电磁气动阀1012、回压阀1013、样品收集器1014、数据线1015、温度、压力、差压数据采集器1016以及微机(控制及信息处理平台)1017，另外还有相应的处理系统硬件和软件部分。该数据采集与图形处理系统具有流程监控、采出控制、试验温度、压力预警设置与采集等功能。

高压恒速计量泵1001为蒸汽注入系统提供驱替动力。高压恒速计量泵1001将一定速度、压力的水打入蒸汽发生器1002里，由蒸汽发生器1002产生一定温度、压力和流速的蒸汽，然后进入干度控制器1003，经汽-水混合，产生试验所需的温度、压力、流速和干度的水蒸汽，注入油藏模型本体1004。

由油藏模型本体1004采出的液体通过生产井(模拟直井1005或模拟水平井1006)的电磁气动阀1012控制通过球形压力罐流到回压阀1013采出。采用样品收集器1014收集产出液体，进行油水(或汽)分离计量。利用温度、压力、差压采集器(传感器)1016对油藏模型本体1004内的温度场、压力场及蒸汽注入系统和采出管路的温度、压力数据进行采集，通过数据采集与图形处理系统将采集的数据转变为三维场图进行试验监控及数据处理、存储。

图2(a)至2(d)分别为图1的油藏开发模拟系统中的油藏模型本体的剖视图，如图2(a)至2(d)中所示，其中图2(a)为油藏开发模拟系统中的油藏模型本体的剖视图，图2(b)为图2(a)的C-C剖视图，图2(c)为图2(a)的A向视图，图2(d)为图2(a)的“B-B”剖视图。油藏模型本体1004用于模拟实际油藏，实际上包括模型外壳、绝热层、模拟油藏、模拟直井、模拟水平井、引压管和热电偶及各个对应接口。所述油藏模型本体1004具体包括盖板2001、内卡套2002、模拟直井1005、变径2004、加热管线2005、内卡套2006、引压管2007、两通2008、加热管线2009、水泥盖板2010、密封带2011、法兰2012、模型砂2013、底板2014、水泥底层2015、热电偶2016、双卡套2017、热电偶侧板2018、热电偶后板2019、真空绝热层后板2020、水平井侧板2021、粘结剂2022、真空绝热层侧板2023、模拟水平井1006。

油藏模型本体外壳为不锈钢板焊接而成的正方体壳体，有上、下两个法兰。盖板放在上法兰上，通过螺栓和密缝材料连接密封。底板放在下法兰下面，通过螺栓和密缝材料连接密封。盖板上有模拟直井和引压管接口，底板上仅有引压管接口。模型外壳四块侧板，其中三块侧板为布置有热电偶接口的热电偶侧板，另一块侧板为布置有模拟水平井接口的模拟水平井侧板。蒸汽注入系统注入的蒸汽经通过模拟直井或水平井注入油藏模型本体。油藏模型外壳四块侧板的内侧四周为双层绝热，外层为真空绝热层，内层采用了耐高温无机粘结剂进行涂敷与粘结憎油水的绝热材料，防止注入蒸汽的热损失。在盖板下面设有水泥盖板和底板上面设有水泥底层作为模拟盖、底层，盖底层之间填模型砂，用以模拟油藏。所述各部件结合为一整体，协作配合实现油藏模型本体的功能。

图3为图1中的油藏开发模拟系统中的上覆压力系统。

依据上述，上覆压力系统的作用是装载油藏模型本体并给油藏模型本体施加上覆压力。上覆压力系统除了上述的补液泵1009、安全阀1010、电加热元件1011之外，还包括球形压力罐、温控装置、各类管线接口及相应的连接管线、阀门等。

如图3中所示，上覆压力系统具体包括吊环3001、安全阀1010、进料接口3003、热电偶接口3004、球形封头3005、法兰3006、螺栓3007、齿形金属垫3008、油藏模型本体模型支架3009、排料管线3010、球形压力罐支撑3011、热电偶贯穿件a_1～6、直井穿管k_1～13、水平井穿管e_1～9、引压管穿管f_1～16、引压管穿管g_1~12、电热管接口h_1~3、排料口j。

球形压力罐为模拟地层的压力边界，由球形封头和法兰焊接而成，上、下法兰由螺栓联接，用齿形金属垫密封。球形压力罐下球形封头上安装有支架，用以放置油藏模型本体。补液泵提供并维持球形压力罐模拟地层压力。在球形压力罐上设置了三个电加热元件及其温控装置，可使球形压力罐内的流体加热到油藏温度，通过油藏模型本体盖、底层的热传导使模拟油藏达到模拟地层温度。为满足油藏模型本体各类管线进出球形压力罐时的密封要求，在球形压力罐上设置了13个模拟直井穿管接头和28个引压管穿管接头以及6个热电偶贯穿件接口。所述各部件结合为一整体，协作配合实现上覆压力系统的功能。

在本实用新型的油藏注蒸汽热采多方式联动三维比例模型系统中，数据采集与图形处理系统主要用于采出液的收集及油藏模型本体内温度、压力场等监测、控制以及信息数据的处理等。主要包括电磁气动阀1012、回压阀1013、样品收集器1014、数据线1015、温度、压力、差压数据采集器1016以及微机(控制及信息处理平台)1017，另外还有相应的处理系统硬件和软件部分。该数据采集与图形处理系统具有流程监控、采出控制、试验温度、压力预警设置与采集等功能。在试验过程中，可以通过微机(控制及信息处理平台)屏幕观察到油层任一横截面、纵截面以及三维温度场图，从而清楚的判断出蒸汽及热前缘在各个方向的波及情况。在图28-1至图28-3中，表示了数据采集与处理系统相应处理流程图。

进一步地，在下面结合具体功能关系和附图说明，以更详实的实施例，更详细地描述本实用新型的油藏开发模拟系统。

油藏模型本体及其相关联部分

在另一实施例中，详细描述构成油藏开发模拟系统中的油藏模型本体及其相关联部分的部件。

(1)油藏模型外壳与绝热层

油藏模型外壳为不锈钢板焊接而成的正方体壳体，为便于组装和拆卸，有上、下两个法兰。盖板上有模拟直井和引压管接口，底板上仅有引压管接口，盖板和底板与模型外壳法兰采用耐高温、高压的戈尔密封带进行密封。模型外壳四块侧板，其中三块侧板为布置有热电偶接口的热电偶侧板，另一块侧板为布置有模拟水平井接口的模拟水平井侧板。油藏模型外壳四块侧板的内侧四周为双层绝热，外层为真空绝热层，内层采用了耐高温无机粘结剂进行涂敷与粘结憎油水的绝热材料，为防止油或水沿模型边界的窜流，绝热层内侧进行了打毛处理。绝热层各处接缝以及与模型外壳之间采用了耐高温无机粘结剂进行涂敷与粘结，既可以防止绝热层的开裂，又可防止绝热层因渗油、渗水而降低绝热效果。

(2)模拟油藏

在盖板下面设有水泥盖板和底板上面设有水泥底板作为模拟盖底层，其厚度可根据试验要求加以调节，以模拟实际油藏盖、底层的导热状况。盖、底层之间可装填油层孔隙模拟介质，以模拟不同井网的注采单元，其净空间为500mm×500mm×560mm的长方体。整个油藏模型本体置于上覆压力系统内的模型支架上，油藏模型本体内压力与上覆压力系统压力之差不大于0.5MPa。油藏模型本体内的最高工作温度为350℃，油藏模型本体外壁的温度小于60℃。

(3)模拟井布置

模型井布置设置了多于9口模拟直井和多于9口模拟水平井，模拟水平井和模拟直井均为Φ8×1mm的不锈钢管，其上有狭缝以模拟实际油井的射开。模拟直井布置在盖板上，通过内卡套与盖板相连，通过变径与加热管线相连，其结构如图4所示，其中包括盖板4001、真空绝热层4002、变径4003、加热管线4004、盖层4005、内卡套4006、模拟直井4007。所述各部件结合为一整体，协作配合实现模拟设置的功能。

图5为模拟直井在盖板上的布置，具体为9口模拟直井在盖板上的布置位置。各部分具体为为：盖板5001、固紧螺栓5002、模拟直井布点5003。

图6为加热管线结构示意图。加热管线是为防止管线内的流体在流动中向周围环境的热损失而设计的，如图6所示，其结构包括：内管6005、热电偶6004、内绝缘层6002、电热丝6006、外绝缘保温层6003和外管6001。该加热管线可以进行温控，以保证管线内的流体温度满足试验设定要求。

图7为模拟水平井侧板布置图，另外9口模拟水平井布置在侧板上，其连接形式和布置位置与模拟直井类似。图7中所示各部分分别为：水平井侧板7001、模拟水平井布点7002。

(4)温度和压力测点布置

油藏模型本体内布置200个温度测点和58个压力测点，所有热电偶穿过三块模型外壳热电偶侧板引入模型内部，58支引压管分别经过盖板和底板引入模型内部。

图8为热电偶在侧板上的布置图。图8中各部分分别为：热电偶侧板8001、热电偶布点8002。

图9为引压管在盖板上的布置图。图9中各部分分别为：盖板9001、引压管布点9002。

图10为热电偶与侧板连接示意图。图10中各部分分别为：热电偶10001、内卡套10002、压垫10003、侧板10004。

图11为引压管与盖板连接示意图。图11中各部分分别为：测压管11001、两通11002引压管11003、内卡套11004、盖板11005。

上述附图中的所有热电偶长1.5m，直径Φ1.2mm，引压管均为Φ6×1mm的不锈钢管。

上覆压力系统

在另一实施例中，描述油藏开发模拟系统中的上覆压力系统及其相关部分。在如图3中所示的上覆压力系统中包括热电偶贯穿件a_1～6、竖井穿管k_1～13、水平井穿管e_1～9、引压管穿管f_1～16、引压管穿管g_1~12、电热管接口h_1~3、排料口j。

上覆压力系统具体包括下述部分：

(1)球形压力罐

球形压力罐为模拟地层的压力边界，参照GB150-98标准设计、制作，由球形封头和法兰焊接而成，上、下法兰由螺栓联接，用齿形金属垫密封。为保证试验时给螺栓施加足够且均匀的预紧力并方便拆卸，配备了专用的螺栓张拉机。高压恒速计量泵提供并维持模拟地层压力。为模拟地层温度，在球形压力罐上设置了电加热元件，可使球形压力罐内的流体加热到油藏温度或设定的试验温度，为满足各类管线进出球形压力罐时的密封要求，在球形压力罐上设置了注采井接口、引压管接口以及热电偶接口。

球形压力罐系统附件包括：起吊装置、安全阀、进料接口、卸料接口以及球形压力罐保温装置等。起吊装置由起吊钢结构和手动行车等组成，在现场进行安装、调试。进料和卸料口带有高压阀，可以向球形压力罐内注入和排出试验用液体。为保证球形压力罐内的液体保持设定的温度，在球形压力罐外包覆了保温材料层以及不锈钢薄板。

(2)球形压力罐支撑

球形压力罐支撑起到支撑并固定整个试验装置的作用，包括均匀布置的三只钢管支腿和支腿底板，钢管支腿和下球形封头相焊接，支腿底板与地脚螺栓连接并固定。图12为球形压力罐支撑的示意图。如图12中所示，12001为支腿底板，12002为钢管支腿，12003为下球形封头。

(3)排料管线

排料管线供试验结束后排出球形压力罐内液体，排料管线包括接管颈、筋板、弯管、螺纹法兰和截止阀。接管颈焊接在下球形封头上，起过渡作用，弯管为Φ35×6mm的20号钢管，并带加强筋板，截止阀的公称直径为DN25(J44Y-160C)。图13为排料管线的结构示意图。如图13所示，13001为接管颈，13002为筋板，13003为弯管，13004为螺纹法兰，13005为截止阀。

(4)电加热系统

图14为电加热系统结构示意图，电加热系统是为球形压力罐内的液体进行加热，并使液体温度维持在设定值，其包括：电加热器接管、电加热器、热电偶、温控仪和固态继电器等。

在下球形封头排料接管周围布置有三个电加热器接管，其上安装电加热器，电加热器技术参数：功率3KW；热电偶为K型热电偶，测温点布置在球形压力罐的底部；采用温控仪、固态继电器对加热温度进行控制。如图14中所示，14001为电加热器接管、14002为固态继电器、14003为温控仪、14004为压力显示仪、14005为交流接触器、14006为总电源、14007为保险、14008为分路开关。

(5)模拟水平井穿管接头和引压管穿管接头

球形压力罐下球形封头上布置有9个模拟水平井穿管接头和28个引压管穿管接头，接头均采用NPT 1/2″锥螺纹接头。模拟水平井穿管接头的布置如图15(a)和(b)所示，其中e1～e9模拟水平井穿管。引压管穿管接头的布置如图16所示，其中g1～g12和f1～f16均为引压管穿管。

(6)模拟直井穿管接头

球形压力罐下球形封头上布置有13个模拟直井穿管接头，接头为NPT 3/4″锥螺纹接头，其布置如图15(a)和(b)所示，k1～k13模拟直井穿管。

(7)油藏模型本体模型支架

如图17(a)和(b)所示，球形压力罐下球形封头上安装有由角钢焊接而成的油藏模型本体模型支架。其中各部件分别为：固定板17001、角钢17002、支腿17003、横梁17004。

(8)热电偶贯穿件

图18为热电偶贯穿件的结构示意图。如图18所示，热电偶贯穿件是所有铠装热电偶进出球形压力罐的通道，由接管颈、接管、法兰、法兰盖和上、下密封垫等组成，其中18001为接管颈，18002为接管，18003为法兰，18004为法兰盖，18005为上密封垫，18006为下密封垫。

图19(a)和(b)为热电偶贯穿件在上球形封头的布置示意图。如图19(a)和(b)所示，上球形封头上共布置有6个热电偶贯穿件，其中a1～a6为热电偶贯穿件。

(9)封头、法兰和密封垫

球形压力罐上、下封头均为球形封头，用16MnR钢板而成，钢板材料符合GB6654-1996《压力容器用钢板》的规定，冲压成型后按JB4730-94的规定进行超声波探伤检测，达到III级标准。其上有各类穿管接头，均采用全焊透焊缝焊接。其结构如图3所示。

球形压力罐上、下法兰采用16Mn(IV)锻件进行加工制造，锻件按JB4726-2000《压力容器用碳素钢和低合金钢锻件》规定的IV级标准进行制造和验收，锻件粗加工后按JB4726-2000《压力容器用碳素钢和低合金钢锻件》中表4长颈法兰锻件的规定进行超声波探伤检测。上、下法兰的连接采用32根M56的定制螺栓，其结构如图20所示。

上、下法兰之间的密封采用金属齿形密封垫，密封垫的技术要求参照《HG20632-1997》的有关规定。

(10)主螺栓、主螺母

主螺栓和主螺母用以连接上、下法兰，其结构分别如图20和图21(a)和(b)所示。主螺栓的规格为M56×3，材料为35CrMoA，主螺母的材料为40Mn。主螺栓和主螺母为定制的螺栓张拉机而设计。

(11)螺栓张拉机

图22为螺栓张拉机系统连接的结构示意图。螺栓张拉机系统用于固紧和拆卸主螺栓、主螺母。图22中各部件分别为：油压机22001、油管22002、张拉螺母22003、张拉垫圈22004、张拉机22005、主螺栓22006、主螺母22007、主垫圈22008、主法兰22009。

所使用的工具为油压千斤顶及配套高压油管，配套高压油管的最大油压为80MPa。

球形压力罐工作压力：P＝15MPa

螺栓计算预紧力：N＝577KN

球形压力罐水压试验压力：P₀＝18.75MPa

螺栓计算预紧力：N₀＝720KN

张拉机本体尺寸：

外径：D＝Φ130mm

内径：d＝Φ61mm

依据公式 $\frac{\mathrm{\π}}{4}(D^2-d^2)P^{\′}=N$ 计算油压机油压P′：

设定水压试验时油压机油压P′₀：

${P_0}^{\′}=\frac{4}{\mathrm{\π}(D^2-d^2)}N=\frac{4\×720\×{10}^3}{3.14\×({130}^2-{61}^2)}=69.6\mathrm{MPa}$

取P₀′＝70MPa

设定工作时油压机油压：

$P^{\′}=\frac{4\×577\×{10}^3}{3.14\×({130}^2-{61}^2)}=55.7\mathrm{MPa}$

取P′＝56MPa

(12)进料管线、压力表接口和安全阀接口

进料管线、压力表接口和安全阀接口的结构与排料管线类似，其在上球封头上的布置可参考图11。压力表的型号为Y-100，规格为0～25MPa；安全阀的型号为A41H-160，规格为DN15。

安全阀A41H-160主要性能指标为：

①公称压力：16.0MPa；

②密封压力范围：10.0～16.0MPa；

③适用介质：空气、氮气、水、油类；

④适用温度：＜200℃；

⑤公称通径：DN 15mm。

(13)球形压力罐保温

球形压力罐采用高效保温材料进行保温，保温层外部包覆0.2mm厚的不锈钢板。

(14)球形压力罐压力维持

在球形压力罐压力表接管上安装一个双电接点压力表，在球形压力罐进料管上连接补液泵。补液泵电源串连一个继电器，双电接点压力表测量球形压力罐内压力。当球形压力罐内压力高于设定值时，双电接点压力表控制继电器断开，补液泵停止工作；当球形压力罐内压力低于设定值时，双电接点压力表控制继电器接通，补液泵重新工作，直至球形压力罐内压力达到设定值。

数据采集与图形处理系统

在又一实施例中，结合参照图28-1至图28-3，详细表述本实用新型的油藏注蒸汽热采多方式联动三维比例模型系统中的数据采集与图形处理系统，该数据采集与图形处理系统主要用于采出液的收集及油藏模型本体内温度、压力场等监测、控制以及信息数据的处理等，主要由系统硬件和软件两部分组成。系统硬件主要包括电磁气动阀1012、回压阀1013、样品收集器1014、数据线1015、温度、压力、差压数据采集器1016以及微机(控制及信息处理平台)1017。该数据采集与图形处理系统具有流程监控、采出控制、试验温度、压力预警设置与采集等功能。在试验过程中，可以通过微机(控制及信息处理平台)屏幕观察到油层任一横截面、纵截面以及三维温度场图，从而清楚的判断出蒸汽及热前缘在各个方向的波及情况。

图28-1至图28-3为数据采集与处理系统相应处理流程图，其中图28-1为数据采集与处理系统的前处理子系统结构流程图，图28-2为数据采集与处理系统的试验数据采集子系统结构流程图，图28-3为数据采集与处理系统的后处理子系统结构流程图。油藏注蒸汽热采多方式联动三维比例模型系统中的数据采集与图形处理系统由前处理子系统、试验数据采集子系统、后处理子系统组成。三个子系统数据接口通过文件实现数据流的传送。

(一)前处理子系统

前处理子系统实现了试验模型三维网格剖分，传感器测量层、测点动态布置等功能，总体结构包括试验模型建模网格剖分、主体控制台、传感器属性配置与测试网格动态布点等。

前处理子系统结构流程：

(1)打开前处理子系统操作平台，建立前处理工程文件。

(2)选择前处理模型，包括二维平面模型或三维模型。

(3)对试验的油藏模型本体内部结构进行建模。

根据实际油藏模型本体的几何尺寸及测点结构建立温度、压力及饱和度传感器三维网格仿真模型。操作平台提供了油藏模型本体的三维内部结构图形显示，可通过数据采集与图形处理系统提供的旋转、平移和缩放等功能方便的观察实际仿真油藏模型本体的内部特征。

(4)进行传感器与测量层二维、三维动态布点建模

首先进行测点坐标初始化，设置传感器的三维分布位置，例如包含传感器的层数、行数和列数。然后进行传感器的位置及属性配置，包括传感器的种类、型号、量程等。

(5)保存前处理仿真结果及数据文件。

(二)试验数据采集子系统

试验数据采集子系统不仅实现了数据实时存储，同时在采集过程中还实现了模拟油藏的温度场、压力场与饱和度场耦合试验分析以及三维试验模型各种物理量实时图形图象监控分析。总体结构包括前处理文件接口，各种类型传感器类型配置、采集板卡硬件驱动、模拟油藏的蒸汽腔发育状态的二维三维云图与等值线实时监控、各种管路温度压力监控、坏点异常点处理、数据采集文件实时保存。

数据采集子系统结构操作流程：

(1)打开数据采集子系统操作平台，读取前处理仿真结果及数据文件，建立数据采集工程文件。

(2)选择显示监控窗口，配置硬件参数，完成试验采集工程的初始化工作。

(3)对数据采集过程中的坏点、异常点进行智能判断设置，以便数据采集子系统操作平台自动跟踪进行插值处理。

(4)多窗口数据监控显示

可同时进行油藏模型本体内模拟油藏的温度场、压力场和饱和度场及流程监控等总计24个监控窗口数字与图形实时监控。

(5)油藏模型本体二维剖面、三维云图与等值线动态监控

可同时对油藏模型本体内的的盖层、底层、温度场、压力场的二维剖面、三维云图与等值线实时监控显示，并且数据采集过程中的坏点、异常点自动跟踪进行插值处理。

(6)数据采集文件实时存储。

试验数据后处理子系统提供了快速、可靠的数学插值计算方法，解决了海量试验数据分析难以人工处理的问题，尤其三维模型数据场动态图形图象分析的难题。主要包括数据采集文件接口、试验模型网格剖分、离散点试验数据插值、三维空间坐标系变换、试验模型温度场、压力场与饱和度场等值线云图动态显示、各种剖面等值线云图输出、创建BMP图象和视频AVI文件、三维打印预览及打印输出等。

(三)后处理子系统

后处理子系统结构操作流程：

(1)打开后处理子系统操作，读取数据采集数据文件，建立后处理数据文件。

(2)试验数据文件处理与格式转换，生成后处理文件。

(3)对油藏模型本体内模拟油藏的网格剖分初始化，设置网格单元数量，根据节点编译，进行离散数据插值计算。

(4)启动数据播放器，查看任意时刻三维及其剖面的等值线、云图的动态图像。

(5)图像输出及录像。可将三维云图、等值线或者各种剖面图形保存为BMP格式的图像文件，可将经处理后采集过程以可视化的方式进行录像，保存为AVI视频文件格式。

油藏开发模拟系统的研究对象及工作原理

使用本实用新型的油藏开发模拟系统将分别针对单一过程研究的蒸汽吞吐、蒸汽驱及蒸汽辅助重力泄油三大理论体系的稠油注蒸汽热采物理模拟相似理论有机结合起来，建立了蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD联动相似理论的实施方法，从而克服了由Niko和Troost提出的蒸汽吞吐相似准则、主要包括由Stegemeier、Volk和Laumbach提出的真空模型相似准则数组和由Pujol和Boberg提出的高压比例模型相似准则数组的蒸汽驱相似准则、由Butler提出的蒸汽辅助重力泄油(SAGD)的缺陷，即克服了仅油藏流体、岩石性质、时间比例等就应当多次模化和在综合归纳中存在较大的不确定性的问题。并且推导了包含蒸汽吞吐、蒸汽驱替及SAGD全过程的主要相似准则，见表1。

表1吞吐转SAGD物理模拟相似准则的选取

在上表中各符号具体表示如下：

L-井距

R-相似比

m-物理模型

f-油田

Δρ-油汽密度差

ΔP-生产压差

t-时间

α-热扩散系数

q-注入速度

K-渗透率

μ_o-原油粘度

g-重力加速度

h-油藏厚度

φ-孔隙度

ΔS_o-可动油饱和度

v_o-蒸汽温度下油的运动粘度

进一步地，本实用新型的油藏开发模拟系统及方法具有下面特点。

(一)采用液压相似构造法解决了蒸汽吞吐弹性能量的模拟。

蒸汽吞吐在井网条件下的模拟试验技术是目前国内外都没有完善解决的问题。比例模型和原始模型几何相似，因此在无量纲参数里所有的长度用特征长度L表示。由于比例模型和原始模型中原油和蒸汽之间密度差及孔隙度几乎相同，假设比例模型的特征长度比原始模型的小n倍，那么原油压缩系数就应该比原始模型的高n倍。这种情况是不可能的。

为了开展蒸汽吞吐在井网条件下的模拟试验，实用新型人提出了采用液压相似构造法。

蒸汽吞吐开采稠油是指在本井完成注蒸汽、焖井和开井生产三个连续过程。蒸汽注入地层，不仅提高油层温度，而且提高了地层压力，即油层岩石和流体体积膨胀，形成了弹性能量。开井生产时，通过弹性能的释放将原油驱替出来。

液压相似构造法就是利用高温高压物理模型，模拟在井网条件下蒸汽吞吐试验过程时，采取附加一组或多组液压控制的弹性设备，将高于一定压力的弹性能量临时储存，并在开井生产时通过液压控制弹性能的释放。

该方法的实验步骤简述如下：

1、建立比例物理模型。按照相似准则将油藏原型比例模化；按照模化参数装填油藏比例物理模型，并确定吞吐试验时最高模拟试验压力Pmax。

2、连接好弹性能量储存装置。将弹性能量储存装置上的回压调节器设置回压为Pmax。

3、按方案设计注入量及注入速度开始注入蒸汽-模拟吞吐注汽过程。当模型压力升至Pmax时，模型中流体会通过连接的管线自动进入弹性能量储存装置的活塞容器中。

4、模拟焖井过程，弹性能量储存装置压力变化与物理模型同步变化。

5、开井生产时，控制弹性能量储存装置逐步释放弹性能，直至油产量接近极限产量。

这样通过液压相似构造法完成一个周期的蒸汽吞吐过程。

(二)盖底层的独特设计，保证了油层注蒸汽热采时，热量向盖层、底层传热和传质的模拟。

实际油藏是一个无限大地层，而物理模型是一个固定大小的实体。稠油通过注蒸汽开发，热的利用和损耗的是需要特别关注。通过相似准则计算出模型的油层厚度后，盖层、底层的厚度不可能无限大，所以设计合理的盖层、底层的厚度就尤为关键，以满足模拟油层向盖层(地表)和底层(地心深处)的传热的需要。设计步骤简述如下：

1、确定充填模型用的盖、底层材料，可以选择水泥砂、粘土或其它介质。

2、测定该材料的饱和水时的导热系数K_h和热扩散系数α。

3、可根据下列表达式计算盖、底层的厚度。

在有较小边界温差ΔT的无穷厚地层中的热损失为：

$Q_{\∞}=\frac{\mathrm{\α}{K}_h\mathrm{\ΔT}\sqrt{t}}{\sqrt{\mathrm{\π\α}}}---(A-10)$

而盖层为有限厚Z_c时的热损失为：

$Q_f=\frac{\mathrm{\α}{K}_h\mathrm{\ΔT}\sqrt{t}}{\sqrt{\mathrm{\π\α}}}(1+\mathrm{\α}\sqrt{\mathrm{\π}}\underset{n=1}{\overset{\∞}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{ierfc}\frac{{\mathrm{nz}}_c}{\sqrt{\mathrm{\αt}}})---(A-11)$

上述两种情况下热损失的相对误差为：

$\mathrm{\η}=\frac{Q_f-Q_{\∞}}{Q_{\∞}}\×100\%=\left(\mathrm{\α\π}\underset{n=1}{\overset{\∞}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{ierfc}\frac{{\mathrm{nz}}_c}{\sqrt{\mathrm{\αt}}}\right)---(A-12)$

式中：Q_∞-通过无穷厚盖层的热损失；

Q_f-通过有限厚盖层的热损失；

ΔT-边界温差；

K_h-导热系数；

α-热扩散系数；

t-时间；

$\mathrm{ierfc}\left(x\right)=\frac{1}{\sqrt{\mathrm{\π}}}{e}^{-x^2}-\mathrm{xerfc}\left(x\right):$ 余误差函数；

其中 $\mathrm{erfc}\left(x\right)=\frac{\mathrm{\α}}{\sqrt{\mathrm{\π}}}{\∫}_{\mathrm{\π}}^{\∞}{e}^{-x^2}\mathrm{dx}$ 为误差函数。

根据试验时间和设定的传热误差可计算出盖底层厚度。

(三)模拟井井筒射孔的独特设计，保证了模拟井的射孔结构符合实际井。

在进行井筒设计时，注采井应采用易更换结构，以便模拟不同的孔密和射孔间隙，但井筒直径不能和模型一样按几何比例缩小。原因在于，如果设想按几何比例缩小，井筒模型将是“微型”的。例如在实际油藏中，井距常常是几十米到几百米，而模型尺寸只有几十厘米，模型与原型的几何比例一般在1∶100到1∶150之间，若油井直径实际为Φ200mm，按此比例则模拟井直径只有1mm至2mm。对此情况，除了模拟井制作较为困难外，井内流动情况也与原型相差很大。

井筒直径的设计一般不按几何比例，实际尺寸取决于连接管线和模拟井结构的需要，不宜太细，否则将对射孔造成困难，也难以保证平直要求。

由于模拟井直径不能按几何比例缩小，而是作了适当的放大，按比例设计的流体流量通过井筒和射孔时的流动情况将发生较大的变化，特别是通过射孔的压力降的变化。对于采油井来说，由于渗流速度很低，造成的影响比较小，而注汽井通过的是高温、高压蒸汽，流速很高，形成的影响就大些。

以往人们曾设法在模拟井里采取措施，使通过射孔的压降增加。其中一种办法是在注汽井上配一个附加的砂填充床，通过填充床后使射孔注汽的压降得以增加。事实上这种措施也不太现实，因为注汽流量不是一个固定值，而是在一个较宽的范围内变化，因此需要很多的附加填充床。另一种办法是在模拟井上加工极为细微的切缝，使通过模拟井射孔的压降达到要求，通过计算就会发现，这样的切缝太窄了，以至于工艺上无法实现。

根据这些情况，在模拟井射孔处理时要考虑到以下几个方面：

①模拟井的切缝宽度应尽量窄，例如0.5～1mm，取决于加工工艺；

②切缝宽度要使模型砂不致进入井筒，否则，可在井筒外包裹适当目数的网；

③应保证模拟井切开后井筒结构的完整，不得发生变形，例如井筒切缝不宜一开到底，应分几段切开；

④模拟井的切开方向应与流体流向相同，不得使流体的流向对着模型边界；

⑤全井、1/2井和1/4井的射孔数应按相应的比例，安装后的射孔方向也应加以考虑。

射孔模拟常采用的两种方法：附加阻力法和切口法。

附加阻力法是在模型的顶角上延长油层，使其附加阻力与径向井相当，即利用等式

$\frac{\mathrm{\μl}}{\mathrm{bhk}}=\frac{\ln r/r_c}{f\·2\mathrm{\πKh}}$

式中：

l-附加井深；

b-附加井宽；

r-供给半径；

r_c-井半径；

f-油层夹角的弧度。

在砂粒直径对射孔影响较小时，可采用切口法，总的切口宽度为：

b＝2πr_w

此宽度与缝高的乘积为总的流动断面面积，当井是边角井时要按角度进行折算。切口的压力损失可按下式进行计算：

$\mathrm{\ΔP}=\frac{\mathrm{\θ\μ}}{2\mathrm{\πkh}}[{\mathrm{\ρ}}_n\left(\frac{r_c}{r_w}\right)+S_b+S^{\′}+S^{\′\′}]$

式中：

θ-注采体积流量；

k-有效渗透率；

h-油层厚度；

r_w-井半径；

r_c-供给半径；

S_b-局部渗透引起的压力损失；

S’-动压损失；

S”-通过射孔引起的流动损失。

模拟井的射孔结构如图23所示，其中全井：全方向射，12缝；1/2井：相邻90°射，6缝；1/4井：单方向射，3缝

(四)高温高压油藏模型本体设计满足井网、井别的多种组合要求

高温高压油藏模型本体井网、井别的组合设计见图24。从图24可见，油藏模型本体可以满足多种井网、井别的组合要求。

一是适用边缘注汽、切割注汽、面积注汽、点状注汽等多种井网组合，如图25(a)-25(g)中所示。图25(a)-25(g)中分别为边缘注汽、切割注汽、点状注汽(蒸汽吞吐)、反九点法、反五点法、行列法、斜反七点法注汽。

二是适合多口直井、多口水平井井别组合；油藏模型本体的水平井与直井的配置可以采用上述边缘注汽、切割注汽、面积注汽、点状注汽等各种井网的直井组合。参见图26。

三可实现多井组注采等。如图27(a)-(d)分别为反五点法四井组注采模式、反五点法四井组注采模式、多排井组注采模式、多口直井与双水平井组合注采模式。

(五)比例模型数据采集与图像处理系统

根据三维比例物理模型特点，自行开发研制了《比例模型数据采集与图像处理系统》。该软件采用了网格动态剖分与传感器动态布点及配置技术、数据采集多窗口三维图形数据实时监控技术、基于无网格MPM法的离散数据插值技术、三维动态云图与等值线快速生成技术、试验数据动态播放与回放等技术，实现了数据采集过程中试验模型温度场、压力场与饱和度场三场耦合试验分析以及三维试验模型各种物理量实时三维图形图像动态监控分析，为三维比例物理模拟试验的动态监测与分析提供了准确、可靠的系统分析工具。

工业实用性及有益效果

本实用新型的技术方案已经经过发明人的充分实施，并取得了预期效果，相比较现有技术，依据本实用新型所述的技术方案，以及依据实施本实用新型技术方案的实际效果，本实用新型的油藏开发模拟系统及其方法具有以下有益效果：

1、高压油藏模型本体使用与原型油藏相同的流体，在与原型油藏相同的温度、压力下运行，几何相似、压降相似，从而重力效应相似。进而在岩石和流体的相互作用、流体物性、乳化现象、蒸汽蒸馏、气体溶解性和可压缩性方面，比真空和低压模型能更好地模拟原型。

2、油藏模型本体与上覆压力系统分体设计，使整个系统具有调整灵活和普适性。

3、油藏开发模拟系统灵活满足井网、井别的多种组合要求：一是适用边缘注汽、切割注汽、面积注汽、点状注汽等多种井网组合；二是适合多口直井、多口水平井井别组合；三是可实现多井组同注同采等。

4、油藏开发模拟系统具有多方式联动来模拟油藏整个开发过程。

目前已建立的比例模型是利用已提出的热采相似理论体系为基础，针对单一开发过程开展模拟，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油等。而稠油油藏的开发全过程要涉及蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油等多个相互衔接的物理过程，如果分别采用不同文章介绍的相似准则，在试验的相似设计中，将难以实现。比如仅油藏流体、岩石性质、时间比例等就应当多次模化，在综合归纳中，存在较大的不确定性。并且蒸汽吞吐在井网条件下的模拟试验技术也是目前国内外都没有完善解决的问题。通过创建的联动相似理论，以及蒸汽吞吐弹性能量的模拟方法的建立，打破了国内外单一方式物模试验的现状。这样，本设计可以实现稠油油藏的开发全过程模拟，即涉及蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油等多个相互衔接的多方式联动来模拟油藏整个开发过程。

5、数据采集与处理系统先进

采用云图处理技术可以在线处理热采物理模拟试验中油层不同位置的温度、压力数据，形成温度场、压力场图，图像直观，方便存储调用。

6、应用前景十分乐观

模型投入使用以来，成功地开展了单井蒸汽吞吐、多井组合式蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱、水平井、蒸汽辅助重力泄油等物理模拟试验，其成果为稠油油藏高效开发，特别是特稠油、超稠油油藏高效开发提供了十分有效的试验研究手段。

另外，尽管结合附图已经清楚详细地描述了本实用新型提出的技术方案，但是参考本实用新型的优选实施例，本领域普通的技术人员可以理解，在不背离所附权利要求定义的本实用新型的精神和范围的情况下，可以在形式和细节中做出各种各样的修改。因此，所有参考本实用新型技术方案所做出的各种各样的修改，均应当落入本实用新型的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种油藏开发模拟系统，其特征是该油藏开发模拟系统包括蒸汽注入系统、油藏模型本体、上覆压力系统和数据采集与图形处理系统，其中蒸汽注入系统包括高压恒速计量泵、蒸汽发生器、干度控制器；油藏模型本体包括模型外壳、绝热层、模拟油藏、模拟直井、模拟水平井、引压管和热电偶及其接口；上覆压力系统内放置有油藏模型本体，该上覆压力系统包括球形压力罐、补液泵、安全阀、电加热元件及其温控装置、管线接口及相应的连接管线、阀门；数据采集与图形处理系统包括电磁气动阀，回压阀，样品收集器，数据线，温度、压力、差压数据采集器以及微机。

2.依据权利要求1所述的油藏开发模拟系统，其特征是上覆压力系统的球形压力罐由上下球形封头和上下法兰焊接而成，上、下法兰由螺栓联接，法兰用齿形金属垫密封；所述球形压力罐下球形封头上安装有支架；在球形压力罐上设置有三个电加热元件及其温控装置。

3.依据权利要求2所述的油藏开发模拟系统，其特征是在球形压力罐上设置了13个模拟直井穿管接头和28个引压管穿管接头以及6个热偶贯穿件接口。

4.依据权利要求2或权利要求3所述的油藏开发模拟系统，其特征是球形压力罐的系统附件包括：起吊装置、安全阀、进料接口、卸料接口以及球形压力罐保温装置；起吊装置包括起吊钢结构和手动行车；进料接口和卸料接口带有高压阀；在球形压力罐外包覆了保温材料以及不锈钢薄板。

5.依据权利要求4所述的油藏开发模拟系统，其特征是球形压力罐支撑包括均匀布置的三只钢管支腿和支腿底板，钢管支腿和下球形封头相焊接，支腿底板与地脚螺栓连接并固定。

6.依据权利要求2所述的油藏开发模拟系统，其特征是该油藏开发模拟系统还包括排料管线，该排料管线包括接管颈、筋板、弯管、螺纹法兰和截止阀，接管颈焊接在下球形封头上，弯管为Φ35×6mm的20号钢管，并带加强筋板，截止阀的公称直径为DN25。

7.依据权利要求2所述的油藏开发模拟系统，其特征是在下球形封头排料接管周围布置有三个电加热器接管，其上安装有电加热器，电加热器技术参数为3KW；热电偶为K型热电偶，测温点布置在球形压力罐的底部。

8.依据权利要求6～7中之任一所述的油藏开发模拟系统，其特征是球形压力罐的保温层外部包覆0.2mm厚的不锈钢板。

9.依据权利要求2所述的油藏开发模拟系统，其特征是在球形压力罐的压力表接管上安装一个双电接点压力表，在球形压力罐的进料管上连接补液泵；补液泵电源串连一个继电器。

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