一种测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法

摘要

本发明公开了一种测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法，解决了填砂法测得的最小混相压力与实际不符的问题。首先使二氧化碳与含天然气原油在不同孔喉条件下逐次接触达到混相来测试在不同孔喉条件下的最小混相压力，然后根据实际储层的注入井到采出井之间的平面非均质性，测试该储层在不同渗透率的天然岩心孔喉下的二氧化碳与含天然气原油的实际最小混相压力Pm，得到该储层的最佳混相压力P。本发明方法可以得到实际非均质储层的最小混相压力，能够模拟实际非均质储层进行二氧化碳混相驱，并根据实验结果绘制二氧化碳混相驱分布情况图，有利于数值模拟推广应用。

权利要求

1.一种测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法，具体步骤是：一、使二氧化碳与含天然气原油在不同孔喉条件下逐次接触达到混相来测试在不同孔喉条件下的最小混相压力（1）测试二氧化碳与含天然气原油在完全接触条件下达到混相的最小混相压力P1；

（2）将上述最小混相压力P1作为回压，测试二氧化碳与含天然气原油在填砂细管中即孔喉放大的情况下达到混相的最小混相压力P2；

二、根据实际储层的注入井到采出井之间的平面非均质性，测试该储层在不同渗透率的天然岩心孔喉下的二氧化碳与含天然气原油的实际最小混相压力Pm，得到该储层的最佳混相压力P（1）将P2作为回压，测试二氧化碳与含天然气原油在不同渗透率的天然岩心中达到混相的最小混相压力，得到二氧化碳与原油在实际微小孔喉中即接触基本充分情况下的二氧化碳与含天然气原油的最小混相压力P3、 P4、 P5、 P6…Pn，n为实际储层的不同渗透率的个数，P3、 P4、 P5、 P6…Pn中最大的数值Pm即为储层的实际最小混相压力；

（2）比较P3、 P4、 P5、 P6…Pn以及对应实际储层的破裂压力Po，确定该储层的最佳混相压力P，P为低于Po且为P4、 P5、 P6…Pn中的最大值；

三、将P作为回压，进行模拟井间混相驱实验，绘制二氧化碳混相驱区域分布图。

2.根据权利要求1所述的测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法，其特征在于：步骤一（1）所述的测试二氧化碳与含天然气原油在完全接触条件下达到混相的最小混相压力P1，具体测试方法是：

1、将最小混相压力测定装置中的供料系统、完全接触最小混相压力测试组件、气体计量器和液体计量器组装在一起；

2、设定高温高压可视化装置及恒温装置的温度；

3、打开含天然气原油恒压恒速泵及二氧化碳恒压恒速泵，向高温高压可视化装置中注入二氧化碳与含天然气原油，通过含天然气流量积算仪及二氧化碳流量积算仪记录含天然气原油的注入量及二氧化碳的注入量，通过排液阀控制测试过程中的废液的排放；

4、通过高温高压可视化装置不断搅拌二氧化碳与含天然气原油体系；

5、通过高温高压可视化装置的可视观测探头观察二氧化碳与含天然气原油体系的混相情况，确定该体系达到混相时的最小混相压力，即得到二氧化碳与原油在完全接触条件下的最小混相压力P1。

3.根据权利要求1所述的测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法，其特征在于：步骤一（2）所述的测试二氧化碳与含天然气原油在填砂细管中达到混相的最小混相压力P2，具体测试方法是：

1、将最小混相压力测定装置中的供料系统、完全接触最小混相压力测试组件、细管最小混相压力测试组件、气体计量器和液体计量器组装起来，关闭排液阀；

2、关闭细管排液阀，调节细管回压阀，将该系统回压设定为P1；

3、打开细管排液阀及细管控制阀，利用细管控制阀控制该装置的启用及关闭，细管混相监测器用以监测填砂细管中的二氧化碳与含天然气原油体系的混相情况；细管压力监测器监测体系混相过程中的体系压力；细管回压阀控制该测试过程中的回压；细管排液阀控制测试过程中流体的走向及废液的排放；

4、将在高温高压可视化装置中达到混相的二氧化碳与含天然气原油体系注入填砂细管中；

5、通过细管混相监测器监测二氧化碳与含天然气原油体系在填砂细管中的混相情况，若体系没有达到混相，则提高二氧化碳的注入量即改变二氧化碳与含天然气原油的注入比例，直至在细管混相监测器中观测到二氧化碳与含天然气原油体系达到混相；

6、确定在上述情况下二氧化碳与含天然气原油体系达到混相时的最小混相压力，即得到二氧化碳与含天然气原油在孔喉放大条件下达到混相的最小混相压力P2。

4.根据权利要求1所述的测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法，其特征在于：步骤二（1）所述的测试二氧化碳与含天然气原油在不同渗透率的天然岩心中达到混相的最小混相压力Pn及该储层的实际最小混相压力Pm，具体测试方法是：

1、将最小混相压力测定装置中的供料系统、完全接触最小混相压力测试组件、细管最小混相压力测试组件、二氧化碳与原油在天然岩心中的最小混相压力测试组件、气体计量器及液体计量器组装起来，并将排液阀及细管排液阀关闭；

2、根据实际储层一组注采井的平面非均质情况，确定该实际储层的渗透率分布情况，进而确定该储层的天然岩心的渗透率K1，K2，K3， K4…Kn；

3、测试渗透率为K1的天然岩心的最小混相压力P3，关闭二氧化碳与原油在天然岩心中的最小混相压力测试组件中渗透率分别为K2，K3， K4…Kn的测试单元的岩心控制阀门；

①、关闭细管控制阀，调节渗透率为K1的岩心回压阀，将该系统回压设定为P2；

②、打开渗透率为K1的岩心控制阀，岩心控制阀控制该装置的启用及关闭，岩心混相监测器能够监测天然岩心中的二氧化碳与含天然气原油体系的混相情况；岩心压力监测器用以监测体系混相过程中的体系压力；岩心回压阀用以控制该测试过程中的回压；

③、将在填砂细管中达到混相的二氧化碳与含天然气原油体系注入渗透率为K1的天然岩心中；

④、通过岩心混相监测器监测二氧化碳与含天然气原油体系在天然岩心中的混相情况，若体系没有达到混相，则提高二氧化碳的注入量即改变二氧化碳与含天然气原油的注入比例，直至在岩心混相监测器中观测到二氧化碳与含天然气原油体系达到混相；

⑤、确定在上述情况下二氧化碳与含天然气原油体系达到混相时的最小混相压力，得到在实际天然岩心中二氧化碳与含天然气原油的最小混相压力P3；

4、重复步骤3，测试渗透率为K2，K3， K4…Kn的天然岩心的最小混相压力P4、 P5、 P6…Pn；

5、确定该储层的实际最小混相压力Pm，Pm为P4、 P5、 P6…Pn中最大的值。

5.根据权利要求1所述的测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法，其特征在于：步骤三所述的模拟井间混相驱实验，具体的实验方法是：（1）连接模拟井间混相驱装置，其中各不同渗透率的天然岩心的连接顺序与实际储层的分布情况一致，长度比例也按照实际井间分布比例；

（2）将渗透率为K1，K2，K3， K4…Kn的天然岩心分别饱和该实际储层的含天然气原油；

（3）比较该储层各不同渗透层的最小混相压力与该实际储层的破裂压力Po的大小，确定该储层的最佳混相压力P，P为低于Po且为P4、 P5、 P6…Pn中的较大值；

（4）调节回压阀，设置回压阀的压力为P；

（5）打开二氧化碳恒压恒速泵，进行二氧化碳混相驱实验，通过观察岩心混相监测器及压力监测器确定各不同渗透率的天然岩心的混相情况；

（6）根据各不同渗透率的天然岩心的混相情况绘制二氧化碳混相驱分布情况图。

说明书

一种测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法

技术领域

[0001] 本发明涉及一种实现二氧化碳混相驱的方法及装置，属于二氧化碳驱提高采收率技术领域。

背景技术

[0002] 二氧化碳驱油是三次采油中最具潜力的提高采收率的方法之一，二氧化碳驱分为混相驱和非混相驱，混相驱的驱油效果好于非混相驱。在矿场中二氧化碳驱的理想状况是混相驱的比例越大越好，但二氧化碳混相驱的区域范围到底有多大，目前矿场试验还给不出具体的试验评价，为了客观评价储层中混相驱的情况，需要进行相关二氧化碳室内实验。

[0003] 目前二氧化碳驱室内实验研究需要测试储层的最佳混相压力P，然后将P作为回压，进行模拟井间混相驱实验，绘制二氧化碳混相驱区域分布图。而测试最佳混相压力P，需要进行细管测试最小混相压力实验，细管实验测试最小混相压力的主要问题在于目前使用模拟细管中填砂的方法来进行实验，其测得的是在某一特定的均质条件的最小混相压力，而实际储层具有平面非均质性，即从注入井到采出井之间的渗透率分布是不均匀的，所以实验所得的最小混相压力不能代表实际储层的真实的最小混相压力，驱替压力即使达到测得的最小混相压力，储层内也无法实现完全混相驱。

发明内容

[0004] 本发明针对目前使用模拟细管中填砂的方法来测试二氧化碳与原油最小混相压力，得到的是特定均质条件下的最小混相压力，而实际储层具有平面非均质性，导致测试结果不准确的问题，设计了一种测定二氧化碳与原油最佳混相压力的方法，从而可以利用测得的最佳混相压力实现二氧化碳混相驱区域面积的最大化，并且能够掌握相同二氧化碳与原油在不同渗透率区域能否实现混相，及能够得到二氧化碳混相驱分布图。

[0005] 为了实现上述发明目的，本发明采用的技术方案是： 一种测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法，具体的是：

[0006] 一、使二氧化碳与含天然气原油在不同孔喉条件下逐次接触达到混相来测试在不同孔喉条件下的最小混相压力

[0007] （1）测试二氧化碳与含天然气原油在完全接触条件下达到混相的最小混相压力P1；

[0008] （2）将上述最小混相压力P1作为回压，测试二氧化碳与含天然气原油在填砂细管中即孔喉放大的情况下达到混相的最小混相压力P2；

[0009] 二、根据实际储层的注入井到采出井之间的平面非均质性，测试该储层在不同渗透率的天然岩心孔喉下的二氧化碳与含天然气原油的实际最小混相压力Pm，得到该储层的最佳混相压力P

[0010] （1）将P2作为回压，测试二氧化碳与含天然气原油在不同渗透率的天然岩心中达到混相的最小混相压力，得到二氧化碳与原油在实际微小孔喉中即接触基本充分情况下的二氧化碳与含天然气原油的最小混相压力P3、 P4、 P5、 P6…Pn，n为实际储层的不同渗透率的个数，P3、 P4、 P5、 P6…Pn中最大的数值Pm即为储层的实际最小混相压力；

[0011] （2）比较P3、 P4、 P5、 P6…Pn以及对应实际储层的破裂压力Po，确定该储层的最佳混相压力P，P为低于Po且为P4、 P5、 P6…Pn中的最大值；

[0012] 三、将P作为回压，进行模拟井间混相驱实验，绘制二氧化碳混相驱区域分布图。

[0013] 测定上述最小混相压力，需使用一种最小混相压力测定装置，该装置包括供料系统、二氧化碳与原油在完全接触条件下的最小混相压力测试组件、二氧化碳与原油在细管中的最小混相压力测试组件及二氧化碳与原油在天然岩心中的最小混相压力测试组件、气体计量器及液体计量器，其中：所述供料系统，包括二氧化碳供应组件及含天然气原油供应组件。

[0014] 所述二氧化碳供应组件，包括二氧化碳恒压恒速泵、二氧化碳存储罐及二氧化碳流量积算仪，所述二氧化碳恒压恒速泵的出口与二氧化碳存储罐的入口管线连接，二氧化碳存储罐的出口与二氧化碳流量积算仪的入口管线连接。

[0015] 所述含天然气原油供应组件，包括含天然气原油恒压恒速泵、活塞容器及含天然气原油流量积算仪，所述含天然气原油恒压恒速泵的出口与装有含天然气原油的活塞容器的入口管线连接，该活塞容器的出口通与含天然气原油流量积算仪的入口管线连接。

[0016] 所述二氧化碳与原油在完全接触条件下的最小混相压力测试组件，包括高温高压可视化装置及排液阀，上述二氧化碳流量积算仪及含天然气原油流量积算仪的出口均与高温高压可视化装置的入口管线连接，高温高压可视化装置的出口与进液三通管线连接，进液三通的其中一个出口与排液阀管线连接，排液阀的出口管线连接气体计量器和液体计量器，进液三通的另一个出口管线连接二氧化碳与原油在细管中的最小混相压力测试组件。

[0017] 所述二氧化碳与原油在细管中的最小混相压力测试组件，包括细管阀门、填砂细管、细管混相监测器、细管排液阀、细管压力监测器及细管回压阀；所述细管阀门的入口与上述进液三通的出口管线连接，细管阀门的出口与填砂细管的入口管线连接，填砂细管的出口端与细管混相监测器的入口管线连接，细管混相监测器的出口管线连接三通，三通的一个出口管线连接细管排液阀，细管排液阀的出口与细管压力监测器的入口管线连接，细管压力监测器的出口与细管回压阀的入口管线连接，细管回压阀的出口管线连接气体计量器和液体计量器；三通的另一个出口管线连接二氧化碳与原油在天然岩心中的最小混相压力测试组件。

[0018] 所述二氧化碳与原油在天然岩心中的最小混相压力测试组件，包括若干测试单元，所有测试单元并联连接，测试单元的数量由实际储层的非均质性划分的不同渗透率层的个数决定；具体每一测试单元，包括岩心控制阀门、渗透率为Kx的天然岩心、岩心混相监测器、岩心压力监测器及回压阀，其中Kx是渗透率为K1，K2，K3， K4…Kn中的一个，上述岩心控制阀的入口管线连接三通，岩心控制阀的出口管线连接天然岩心的注入端，天然岩心的采出端与岩心混相监测器的入口管线连接，岩心混相监测器的出口与岩心压力监测器的入口管线连接，岩心压力监测器的出口与岩心回压阀的入口管线连接，岩心回压阀的出口管线连接气体计量器和液体计量器。

[0019] 上述排液阀、细管最小混相压力测试组件、天然岩心最小混相压力测试组件、气体计量器和液体计量器均布设在恒温装置内。

[0020] 本发明测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法中，步骤一（1）所述的测试二氧化碳与含天然气原油在完全接触条件下达到混相的最小混相压力P1，具体测试方法是：

[0021] 1、将最小混相压力测定装置中的供料系统、完全接触最小混相压力测试组件、气体计量器和液体计量器组装在一起；

[0022] 2、设定高温高压可视化装置及恒温装置的温度；

[0023] 3、打开含天然气原油恒压恒速泵及二氧化碳恒压恒速泵，向高温高压可视化装置中注入二氧化碳与含天然气原油，通过含天然气流量积算仪及二氧化碳流量积算仪记录含天然气原油的注入量及二氧化碳的注入量，通过排液阀控制测试过程中的废液的排放；

[0024] 4、通过高温高压可视化装置不断搅拌二氧化碳与含天然气原油体系；

[0025] 5、通过高温高压可视化装置的可视观测探头观察二氧化碳与含天然气原油体系的混相情况，确定该体系达到混相时的最小混相压力，即得到二氧化碳与原油在完全接触条件下的最小混相压力P1。

[0026] 本发明测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法中，步骤一（2）所述的测试二氧化碳与含天然气原油在填砂细管中达到混相的最小混相压力P2，具体测试方法是：

[0027] 1、将最小混相压力测定装置中的供料系统、完全接触最小混相压力测试组件、细管最小混相压力测试组件、气体计量器和液体计量器组装起来，关闭排液阀；

[0028] 2、关闭细管排液阀，调节细管回压阀，将该系统回压设定为P1；

[0029] 3、打开细管排液阀及细管控制阀，利用细管控制阀控制该装置的启用及关闭，细管混相监测器用以监测填砂细管中的二氧化碳与含天然气原油体系的混相情况；细管压力监测器监测体系混相过程中的体系压力；细管回压阀控制该测试过程中的回压；细管排液阀控制测试过程中流体的走向及废液的排放；

[0030] 4、将在高温高压可视化装置中达到混相的二氧化碳与含天然气原油体系注入填砂细管中；

[0031] 5、通过细管混相监测器监测二氧化碳与含天然气原油体系在填砂细管中的混相情况，若体系没有达到混相，则提高二氧化碳的注入量即改变二氧化碳与含天然气原油的注入比例，直至在细管混相监测器中观测到二氧化碳与含天然气原油体系达到混相；

[0032] 6、确定在上述情况下二氧化碳与含天然气原油体系达到混相时的最小混相压力，即得到二氧化碳与含天然气原油在孔喉放大条件下达到混相的最小混相压力P2。

[0033] 本发明测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法中，步骤二（1）所述的测试二氧化碳与含天然气原油在不同渗透率的天然岩心中达到混相的最小混相压力Pn及该储层的实际最小混相压力Pm，具体测试方法是：

[0034] 1、将最小混相压力测定装置中的排液阀、细管排液阀关闭；

[0035] 2、根据实际储层一组注采井的平面非均质情况，确定该实际储层的渗透率分布情况，进而确定该储层的天然岩心的渗透率K1，K2，K3， K4…Kn；

[0036] 3、测试渗透率为K1的天然岩心的最小混相压力P3，关闭二氧化碳与原油在天然岩心中的最小混相压力测试组件中渗透率分别为K2，K3， K4…Kn的测试单元的岩心控制阀门；

[0037] ①、关闭细管控制阀，调节渗透率为K1的岩心回压阀，将该系统回压设定为P2；

[0038] ②、打开渗透率为K1的岩心控制阀，岩心控制阀控制该装置的启用及关闭，岩心混相监测器能够监测天然岩心中的二氧化碳与含天然气原油体系的混相情况；岩心压力监测器用以监测体系混相过程中的体系压力；岩心回压阀用以控制该测试过程中的回压；

[0039] ③、将在填砂细管中达到混相的二氧化碳与含天然气原油体系注入渗透率为K1的天然岩心中；

[0040] ④、通过岩心混相监测器监测二氧化碳与含天然气原油体系在天然岩心中的混相情况，若体系没有达到混相，则提高二氧化碳的注入量即改变二氧化碳与含天然气原油的注入比例，直至在岩心混相监测器中观测到二氧化碳与含天然气原油体系达到混相；

[0041] ⑤、确定在上述情况下二氧化碳与含天然气原油体系达到混相时的最小混相压力，得到在实际天然岩心中二氧化碳与含天然气原油的最小混相压力P3；

[0042] 4、重复步骤3，测试渗透率为K2，K3， K4…Kn的天然岩心的最小混相压力P4、 P5、 P6…Pn；

[0043] 5、确定该储层的实际最小混相压力Pm，Pm为P4、 P5、 P6…Pn中最大的值。

[0044] 本发明测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法中，步骤三所述的模拟井间混相驱实验，具体的实验方法是：

[0045] （1）连接模拟井间混相驱装置，其中各不同渗透率的天然岩心的连接顺序与实际储层的分布情况一致，长度比例也按照实际井间分布比例；

[0046] （2）将渗透率为K1，K2，K3， K4…Kn的天然岩心分别饱和该实际储层的含天然气原油；

[0047] （3）比较该储层各不同渗透层的最小混相压力与该实际储层的破裂压力Po的大小，确定该储层的最佳混相压力P，P为低于Po且为P4、 P5、 P6…Pn中的较大值；

[0048] （4）调节回压阀，设置回压阀的压力为P；

[0049] （5）打开二氧化碳恒压恒速泵，进行二氧化碳混相驱实验，通过观察岩心混相监测器及压力监测器确定各不同渗透率的天然岩心的混相情况；

[0050] （6）根据各不同渗透率的天然岩心的混相情况绘制二氧化碳混相驱分布情况图。

[0051] 有益效果：

[0052] 本发明所采用的实验装置和方法能够克服目前高温高压可视化装置以及细管实验技术实际测试最小混相压力所产生的偏差，装置与方法可以掌握相同二氧化碳与原油在实际储层的不同渗透率区域能否实现混相，有利于油气田开发工作者掌握相同二氧化碳与原油体系在实际非均质储层不同孔隙结构中的混相所需的压力，即可以得到实际非均质储层的最小混相压力；本发明能够模拟实际非均质储层进行二氧化碳混相驱，并根据实验结果绘制二氧化碳混相驱分布情况图，有利于数值模拟推广应用。

附图说明

[0053] 图1是本发明多方式测定二氧化碳最小混相压力的装置的结构示意图。

[0054] 图2是测试最小混相压力P1的装置系统图。

[0055] 图3是测试实验测试中高温高压可视化装置筒内的摄像头在下45°仰视测量角度。

[0056] 图4是实验测试中高温高压可视化装置筒内的摄像头在上135°俯视测量角度。

[0057] 图5是测试最小混相压力P2的装置系统图。

[0058] 图6是测试最小混相压力Pn的装置系统图。

[0059] 图7是模拟井间混相驱装置图。

[0060] 图8是实施例1中储层各不同渗透层的最小混相压力与破裂压力的比较图。

[0061] 图9 是实施例1中二氧化碳混相驱压力分布图。

[0062] 图10是实施例1中二氧化碳混相驱混相分布图。

具体实施方式

[0063] 下面结合附图对本发明装置的结构组成及连接关系做进一步的说明：

[0064] 由图1所示：一种多方式测定二氧化碳最小混相压力的装置，包括供料系统、完全接触最小混相压力测试组件、细管最小混相压力测试组件及天然岩心最小混相压力测试组件、气体计量器26及液体计量器27，其中：

[0065] 所述供料系统，包括二氧化碳供应组件及含天然气原油供应组件。

[0066] 所述二氧化碳供应组件，包括二氧化碳恒压恒速泵1、二氧化碳存储罐3及二氧化碳流量积算仪5，所述二氧化碳恒压恒速泵1的出口与二氧化碳存储罐3的入口管线连接，二氧化碳存储罐3的出口与二氧化碳流量积算仪5的入口管线连接，二氧化碳流量积算仪5的作用为监测二氧化碳的注入量。

[0067] 所述含天然气原油供应组件，包括含天然气原油恒压恒速泵2、活塞容器4及含天然气原油流量积算仪6，所述含天然气原油恒压恒速泵2的出口与装有含天然气原油的活塞容器4的入口管线连接，该活塞容器4的出口与含天然气原油流量积算仪6的入口管线连接，含天然气原油流量积算仪6的作用为监测含天然气原油的注入量。

[0068] 所述二氧化碳与原油在完全接触条件下的最小混相压力测试组件，包括高温高压可视化装置7及排液阀9，二氧化碳流量积算仪5及含天然气原油流量积算仪6的出口均与高温高压可视化装置7的入口管线连接，高温高压可视化装置7的出口与进液三通29管线连接，进液三通29的其中一个出口与排液阀9管线连接，排液阀9的出口管线连接气体计量器26和液体计量器27，进液三通29的另一个出口管线连接二氧化碳与原油在细管中的最小混相压力测试组件。

[0069] 所述二氧化碳与原油在细管中的最小混相压力测试组件，包括细管阀门10、填砂细管11、细管混相监测器12、细管排液阀13、细管压力监测器14及细管回压阀15；上述细管阀门10的入口与进液三通29的出口管线连接，细管阀门10的出口与填砂细管11的入口管线连接，填砂细管11的出口端与细管混相监测器12的入口管线连接，细管混相监测器12的出口管线连接三通30，三通30的一个出口管线连接细管排液阀13，细管排液阀13的出口与细管压力监测器14的入口管线连接，细管压力监测器14的出口与细管回压阀15的入口管线连接，细管回压阀15的出口管线连接气体计量器26和液体计量器27；三通30的另一个出口管线连接二氧化碳与原油在天然岩心中的最小混相压力测试组件。

[0070] 所述二氧化碳与原油在天然岩心中的最小混相压力测试组件，包括若干测试单元，所有测试单元并联，测试单元的数量由实际储层的非均质性划分的不同渗透率层的个数决定，具体根据实际储层一组注采井的平面非均质情况，确定该实际储层的渗透率分布情况，进而确定该储层的天然岩心的渗透率K1，K2，K3， K4…Kn，Kn中的n为测试单元个数。

[0071] 具体每一测试单元，包括岩心控制阀门16、渗透率Kx的天然岩心17、岩心混相监测器18、岩心压力监测器19及岩心回压阀20，其中Kx是渗透率为K1，K2，K3， K4…Kn中的一个，上述岩心控制阀16的入口管线连接三通30，岩心控制阀16的出口与天然岩心17的注入端管线连接，天然岩心17的采出端与岩心混相监测器18的入口管线连接，岩心混相监测器18的出口与岩心压力监测器19的入口管线连接，岩心压力监测器19的出口与岩心回压阀20的入口管线连接，岩心回压阀20的出口管线连接气体计量器26和液体计量器27。

[0072]  上述排液阀9、二氧化碳与原油在细管中的最小混相压力测试组件、二氧化碳与原油在天然岩心中的最小混相压力测试组件、气体计量器26和液体计量器27均布设在恒温装置8内。

[0073] 下面结合具体的例子说明使用该套装置测定实际储层最佳混相压力的方法，并进一步模拟研究混相驱在井间的实际状况，绘制二氧化碳混相驱区域分布图

[0074] 实施例1

[0075] 本实施例所使用的含天然气原油，在温度为45℃条件下原油粘度为9.8mPa•s，该储层的破裂压力为29.5MPa，该储层某一注采井间的渗透率个数为5个，分别为K3：2000×10-3μm2，K4：1800×10-3μm2，K5：1500×10-3μm2，K6：1000×10-3μm2，K7：800×10-3μm2；

[0076] 所使用的细管混相监测器、细管压力监测器、岩心混相监测器及岩心压力监测器均为上海精密公司生产的型号为GC9310的气相色谱仪；添加试剂流量积算仪、二氧化碳流量积算仪均为西森公司生产的XSFT-LCD中文型流量积算仪；所使用的恒压恒速泵均为海安县石油科研仪器有限公司生产的HSB-1型高压恒速恒压泵；高温高压可视化装置，该设备由法国公司生产，型号为240/1000FV。

[0077] 1、运用高温高压可视化装置测试二氧化碳与含天然气原油的最小混相压力P1[0078] 测试最小混相压力P1，只需使用本发明装置中的部分系统，具体如图2所示。

[0079] 具体测试步骤为：

[0080] （1）设定高温高压可视化装置7及恒温装置8的温度为45℃；

[0081] （2）通过排液阀9控制测试过程中的废液的排放；

[0082] （3）打开含天然气原油恒压恒速泵2及二氧化碳恒压恒速泵1，向高温高压可视化装置7中注入比例为4:5的二氧化碳与含天然气原油，通过含天然气流量积算仪6及二氧化碳流量积算仪5记录含天然气原油的注入量及二氧化碳的注入量，分别为40ml与50ml；

[0083] （4）高温高压可视化装置7不断搅拌二氧化碳与含天然气原油体系；

[0084] （5）通过高温高压可视化装置7的可视观测探头（电脑屏幕显示）观察二氧化碳与含天然气原油体系的混相情况，选择实验测量角度如图3及图4所示；

[0085] 观察二氧化碳与含天然气原油体系，从而确定二者的最小混相压力。二氧化碳与含天然气原油在注入的过程中二者是分开的，二者之间存在明显的相界面，当该二氧化碳与含天然气原油体系达到混相时，二者间的相界面消失，从而确定该体系达到混相时的最小混相压力为15.6MPa，即得到二氧化碳与原油在充分接触条件下的最小混相压力P1为15.6MPa。

[0086] 2、运用高温高压可视化装置及二氧化碳与原油在细管中的最小混相压力测试组件测试最小混相压力P2

[0087] 测试上述最小混相压力P2，只需使用本发明装置中的部分系统，具体如图5所示。

[0088] 具体测试步骤为：

[0089] （1）关闭细管排液阀13，调节细管回压阀15，将该系统回压设定为15.6MPa；

[0090] （2）打开细管控制阀10；

[0091] （3）将二氧化碳与含天然气原油体系注入填砂细管11中，二氧化碳与含天然气原油的注入比例为4：5；

[0092] （4）通过细管混相监测器12监测二氧化碳与含天然气原油体系在填砂细管11中的混相情况，发现体系没有达到混相，则提高二氧化碳的注入量即改变二氧化碳与含天然气原油的注入比例，当二氧化碳与含天然气原油的注入比例为5：5时观测到二氧化碳与含天然气原油体系达到混相；

[0093] （5）确定在上述情况下二氧化碳与含天然气原油体系达到混相时的最小混相压力为18.7MPa，即得到二氧化碳与含天然气原油在孔喉放大条件下达到混相的最小混相压力P2为18.7MPa。

[0094] 3、运用高温高压可视化装置、二氧化碳与原油在细管中的最小混相压力测试组件以及二氧化碳与原油在天然岩心中的最小混相压力测试组件测试天然岩心中完全混相的最小混相压力Pm；

[0095] （1）根据实际储层一组注采井的平面非均质情况，确定该储层的天然岩心的渗透-3 2 -3 2 -3 2 -3 2 -3 2率为2000×10 μm，1800×10 μm，1500×10 μm，1000×10 μm，800×10 μm；

[0096] （2）测试渗透率为2000×10-3μm2的天然岩心的最小混相压力；测试所述最小混相压力P3，只需使用本发明装置中的部分系统，具体如图6所示；

[0097] 1）关闭细管控制阀10，调节岩心回压阀20，将该系统回压设定为18.7MPa；

[0098] 2）打开岩心控制阀16；

[0099] 3）将二氧化碳与含天然气原油体系注入填砂细管11中，二氧化碳与含天然气原油的注入比例为4：5；

[0100] 4）通过岩心混相监测器12监测二氧化碳与含天然气原油体系在天然岩心17中的混相情况，若体系没有达到混相，则提高二氧化碳的注入量即改变二氧化碳与含天然气原油的注入比例，当二氧化碳与含天然气原油的注入比例为6：5时观测到二氧化碳与含天然气原油体系达到混相；

[0101] 5）确定在上述情况下二氧化碳与含天然气原油体系达到混相时的最小混相压力21.3MPa，得到在实际天然岩心中二氧化碳与含天然气原油的最小混相压力P3为21.3MPa；

[0102] （3）重复步骤4中的（1）、（2），测试渗透率为1800×10-3μm2，1500×10-3μm2，1000×10-3μm2，800×10-3μm2的天然岩心的对应的最小混相压力P4为23.4 MPa、 P5为25.7 MPa、 P6为28.4 MPa，P7为31.7 Mpa；

[0103] （4）该储层的实际最小混相压力Pm，Pm为31.7 MPa。

[0104] 4、 按照注采井间渗透率分布模拟研究混相驱在井间的分布状况

[0105] （1）将渗透率为2000×10-3μm2，1800×10-3μm2，1500×10-3μm2，1000×10-3μm2，800×10-3μm2的天然岩心分别饱和该实际储层的含天然气原油；

[0106] （2）如图7连接模拟井间混相驱装置图，图中：32、渗透率为2000×10-3μm2的天然岩-3 2 -3 2心；33、渗透率为2000×10 μm的天然岩心的混相监测器；34、渗透率为2000×10 μm的天然岩心的压力监测器；35、渗透率为1800×10-3μm2的天然岩心；36、渗透率为1800×10-3μm2的天然岩心的混相监测器；37、渗透率为1800×10-3μm2的天然岩心的压力监测器；38、渗透率分别为1500×10-3μm2，1000×10-3μm2，800×10-3μm2的天然岩心及与其对应的混相监测器及压力监测器； 39、回压阀。图中要求各不同渗透率的天然岩心的连接顺序与实际储层的分布情况一致，长度比例也按照实际井间分布比例；

[0107] （3）比较该储层各不同渗透层的最小混相压力与该实际储层的破裂压力的大小，如图8所示，确定该储层的最佳混相压力P为28.4 MPa；

[0108] （4）调节回压阀，设置回压阀的压力为28.4 MPa；

[0109] （5）打开二氧化碳恒压恒速泵，进行二氧化碳混相驱实验，通过观察岩心混相监测器及压力监测器确定各不同渗透率的天然岩心的混相情况；

[0110] （6）渗透率为2000×10-3μm2的天然岩心的混相监测器中观察到体系已达到混相，渗透率为的天然岩心的压力监测器显示的压力为23.1MPa，也说明该体系已达到混相；渗透率为1800×10-3μm2的天然岩心的混相监测器中观察到体系已达到混相，渗透率为的天然岩-3 2心的压力监测器显示的压力为25.6MPa，也说明该体系已达到混相；渗透率为1500×10 μm的天然岩心的混相监测器中观察到体系已达到混相，渗透率为1500×10-3μm2的天然岩心的压力监测器显示的压力为27.5MPa，也说明该体系已达到混相；渗透率为1000×10-3μm2的天然岩心的混相监测器中观察到体系已达到混相，渗透率为1000×10-3μm2的天然岩心的压力-3 2
监测器显示的压力为29.4MPa，也说明该体系已达到混相；渗透率为800×10 μm的天然岩心的混相监测器中观察到体系为达到混相但接近混相，渗透率为800×10-3μm2的天然岩心的压力监测器显示的压力为30.1MPa，而其最小混相压力为31.7MPa，也说明该体系尚未达到混相但接近混相。

[0111] 5、根据各不同渗透率的天然岩心的混相情况绘制二氧化碳混相驱分布情况图[0112] 1）根据实验结果绘制压力分布图，如图9所示；

[0113] 图中，从左到右压力变大，图中间数据为该区域的最小混相压力；

[0114] 2）根据压力分布图9及实际的混相监测器监测到的混相情况绘制二氧化碳混相驱分布图，如图10所示。

[0115] 图中打剖面线部分为二氧化碳与含天然气原油未达到混相区域，即渗透率为800×10-3μm2的区域体系未达到混相。由图10可以清晰的看出注入井与采出井不同渗透率条带的二氧化碳与含天然气原油的混相情况。