一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的方法、装置、设备及介质

1.本发明涉及油田分析的技术领域，具体而言，尤其涉及一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的方法、装置、设备及介质。


背景技术：

2.二氧化碳驱技术以其高注入性、显著的增油效果、可循环利用等特点已成为低渗油藏提高采收率的重要方法。依据驱油机理，该技术分为二氧化碳混相驱与非混相驱技术。
3.现有技术中在确定最小混相压力时，常见的用于最小混相压力的装置及方法是细管实验法、升泡仪法、界面张力消失法等。而细管实验法尽管通过在长细管中填充玻璃珠或石英砂来模拟储层的多孔介质，但由于在填充过程中并未使用胶结剂，导致细管多孔介质尺寸与实际油藏不符，从而导致模拟的不准确。例如引文见微-纳米受限空间原油-天然气最小混相压力预测方法[1]。升泡仪法与界面张力法测试过程中混相发生位置分别在玻璃细管与悬滴釜，因此这两种方法均未考虑多孔介质因素。例如引文见minimum miscibility pressure determination in confined nanoporesconsidering pore size distribution of tight/shale formations[2]，而多孔介质尺寸对二氧化碳与原油的混相压力存在较大的影响，因此通过现有方法所测的混相压力和实际最小混相压力相比较存在的误差较大，且误差范围超过15％。因此，需要找到一种能够精准确定最小混相压力的新方法。
[0004]
参考文件：
[0005]
[1]魏兵,钟梦颖,赵金洲等.微-纳米受限空间原油-天然气最小混相压力预测方法[j].石油学报,2022,9(05):1-10.；
[0006]
[2]sun h,li h.minimum miscibility pressure determination in confined nanopores considering pore size distribution of tight/shale formations[j].fuel,2021,286:119-128.。


技术实现要素：

[0007]
根据上述提出仅考虑了气体杂质、油藏温度、原油组分等影响混相压力的相关因素，未考虑到二氧化碳驱技术在页岩油藏中的应用的技术问题，而提供一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的方法、装置、设备及介质。
[0008]
本发明采用的技术手段如下：
[0009]
一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的方法，所述方法包括：
[0010]
第一步，按照待测目标储层物性参数制作若干备用岩心模型；任取所述备用岩心模型中的一块置入岩心夹持器中；
[0011]
第二步，在置入岩心夹持器中的岩心模型左、右两个端面的中心处分别植入入口端压电换能器和出口端压电换能器；所述入口端压电换能器用于发射声波信号，所述出口
端压电换能器用于接收通过所述置入岩心夹持器中的岩心模型传递的声波信号并将所述声波信号转换成电压幅度信号；所述电压幅度信号的平均电压值u通过一台工业用计算机，采集并记录；所述平均电压值u表示由开始实验至待测气体突破所述出口端压电换能器时间段内，最高电压与最低电压的差值；
[0012]
第三步，将所述岩心夹持器置入二氧化碳-原油驱替检测装置中，在第一一注入端压力p1下进行一次二氧化碳-原油非混相至混相压力下驱替实验，并通过所述工业用计算机记录所获得的第一次电压幅度信号u；之后，再任选所述备用岩心模型中的一块替换所述岩心夹持器内的岩心模型，逐级增大注入端压力p1至pn，重复执行第二步至第三步，获得一系列电压幅度信号u1至un，并根据所述压力建立p-u坐标系；
[0013]
第四步，定义qn＝(un
+1-un)/un为电压变化率，n＞1，逐项计算经由第三步获得的系列电压幅度信号u1至un的电压变化率，根据所述u1至un的电压变化率建立电压变化率数据组；
[0014]
第五步，定义qn＞第一设定值时，所对应的p-u坐标系中的数据点为非混相数据点；定义qn＜第二设定值时，所对应的p-u坐标系中的数据点为混相数据点；作为一种优选的实施方式，在本技术中，第一设定值设定为30％，第二设定值为5％，可以理解为在其他的实施方式中，第一、二设定值根据qn变化幅度确定。
[0015]
第六步，对经由第五步所获得的非混相数据点与混相数据点分别在所述p-u坐标系中进行数据拟合，得到两条拟合曲线；所述两条拟合曲线相交处所对应的p值即为二氧化碳-原油最小混相压力。
[0016]
进一步地，所述第六步的数据拟合按照如下路径进行：
[0017]
首先采用y＝ax+b函数模型分别对非混相数据点与混相数据点进行第一次拟合，若第一次拟合后得到的非混相数据点曲线和混相数据点曲线的相关系数r的绝对值均大于0.9，则数据变化趋势为线性，所获得的两条曲线均为有效的数据拟合曲线；若第一次拟合后得到的非混相数据点曲线和混相数据点曲线的相关系数r的绝对值均小于或等于0.9，则所获得的两条曲线均为无效的数据拟合曲线；若仅一条拟合曲线的相关系数r的绝对值小于或等于0.9，则对该条拟合曲线对应的数据点，使用y＝ax2+bx+c函数模型进行第二次拟合，所述函数模型中的参数a、b、c由最小二乘法获得。
[0018]
进一步地，所述第三步中，以第三设定值为一级，逐级增大注入端压力p1至pn。作为一种优选的实施方式，在本技术中，第三设定值设定为5mpa，可以理解为在其他的实施方式中，第三设定值根据qn变化幅度确定。
[0019]
更近一步地，本发明还包含一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的装置，包括二氧化碳-原油驱替实验组件，其特征在于，所述装置还包括：声波发射单元，用于设置在岩心模型的驱替液入口处发射出声波；声波接收单元，用于设置在岩心模型的驱替液出口处接收声波并转换成电压信号输出；中央控制单元，具有如下功能：用于向所述声波发射单元输出实现声波发射的启动电压信号；用于接收所述声波接收单元输出的电压波形信号；用于将所接收到的电压波形信号进行数据处理后得到平均电压值u，在接收输入的不同驱替压力值p后，在第一内置程序的控制下生成p-u坐标系；用于在第二内置程序的控制下，甄别出所述p-u坐标系中的混相数据点与非混相数据点；用于在第三内置程序的控制下，对所甄别出的混相数据点与非混相数据点分别进行数据拟合；获得有效的数据拟合曲线后，确定出
两条拟合曲线的交点处的驱替压力值。
[0020]
进一步地，所述声波发射单元包括入口端压电换能器：所述入口端压电换能器设置在岩心夹持器中的岩心模型一端中心处；所述声波接收单元包括出口端压电换能器；所述出口端压电换能器设置在岩心夹持器中的岩心模型另一端中心处，与所述入口端压电换能器相对应。
[0021]
进一步地，所述入口端压电换能器和出口端压电换能器均包括：前盖板、与所述前盖板对应设置的用于隔绝外部流体的后盖板、设置在所述压电换能器内部腔体两侧的用于接通交流电源的压电陶瓷、与所述压电陶瓷连接的绝缘层、固定前后盖板和所述压电陶瓷的高强度应力杆、设置在压电换能器一端的用于透射与吸收声波的声匹配层以及设置在压电换能器金属外壳与前后盖板间环空内的用于注入流体的管线；所述高强度应力杆固定在压电换能器的正中间位置；所述压电陶瓷由于逆压电效应产生超声波；其中，所述入口端压电换能器一端的声匹配层与所述出口端压电换能器一端的声匹配层相向放置。
[0022]
更近一步地，本发明还包含一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的设备，所述设备包括：至少一个处理器；以及，与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够：向所述声波发射单元输出实现声波发射的启动电压信号；接收所述声波接收单元输出的电压波形信号；将所接收到的电压波形信号进行数据处理后得到平均电压值u，在接收操作员输入的不同驱替压力值p后，在第一内置程序的控制下生成p-u坐标系；在第二内置程序的控制下，甄别出所述p-u坐标系中的混相数据点与非混相数据点；在第三内置程序的控制下，对所甄别出的混相数据点与非混相数据点分别进行数据拟合；获得有效的数据拟合曲线后，确定出两条拟合曲线的交点处的驱替压力值。
[0023]
更近一步地，本发明还包含一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的介质，存储有计算机可执行指令，所述计算机可执行指令设置为：向所述声波发射单元输出实现声波发射的启动电压信号；接收所述声波接收单元输出的电压波形信号；将所接收到的电压波形信号进行数据处理后得到平均电压值u，在接收操作员输入的不同驱替压力值p后，在第一内置程序的控制下生成p-u坐标系；在第二内置程序的控制下，甄别出所述p-u坐标系中的混相数据点与非混相数据点；在第三内置程序的控制下，对所甄别出的混相数据点与非混相数据点分别进行数据拟合；获得有效的数据拟合曲线后，确定出两条拟合曲线的交点处的驱替压力值。
[0024]
较现有技术相比，本发明具有以下优点：
[0025]
1、本发明提供了一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的方法、装置、设备及介质，创造性地利用了声波在混相介质和非混相介质中的不同传播特性，找到了介质处于混相和非混相状态的状态转变点，从而建立了声波与压力的关系，找到了一条确定二氧化碳与原油最小混相压力的路径，从一个新的角度解决了这个领域的技术难题；
[0026]
2、通过本发明的方法所得到的数据精准，通过和实际最小混相压力对比，误差范围仅在1％-2％，大大提高了精度；
[0027]
3、本发明的的方法、装置、设备及介质可推广应用至不同介质的混相压力确定中，比如：注烟道气或采收气回注提高油藏采收率领域等等。
附图说明
[0028]
为了更清楚地说明本发明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做以简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，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。
[0029]
图1为本发明整体流程示意图。
[0030]
图2为本发明最小混相压力测定实验装置示意图。
[0031]
图3为本发明压电换能器外观示意图。
[0032]
图4为本发明压电换能器内部结构示意图。
[0033]
图5为本发明逆压电效应—外加电场使压电陶瓷产生形变。其中，(a)为未施加电场时；(b)为外加电场；(c)为外加反向电场。
[0034]
图6为本发明第一内置程序流程示意图。
[0035]
图7为本发明第二内置程序流程示意图。
[0036]
图8为本发明第三内置程序流程示意图。
[0037]
图9为本发明辽河油田电压幅度随压力变化曲线示意图。
[0038]
其中，1为isco泵，2为六通阀，3为钢管线，4为co2活塞容器，5为地层水活塞容器，6为地层水活塞容器，7为压力表，8为胶套，9为岩心模型，10为活塞容器iv，11为回压阀，12为量筒，13为恒温箱，14为电缆，15为计算机，16为后盖板，17为高强度应力杆，18为绝缘层，19为压电陶瓷，20为声匹配层，21为交流电源，22为注入流体的管线。
具体实施方式
[0039]
为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明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发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。
[0040]
需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
[0041]
如图1所示，本发明提供了一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的方法，所述方法包括以下步骤：
[0042]
第一步，按照待测目标储层物性参数制作若干备用岩心模型；任取所述备用岩心模型中的一块置入岩心夹持器中。可以理解为，在本实施方式中，按照待测目标储层物性参数主要包括孔隙度和渗透率。孔隙度是指岩心中的孔隙体积占岩石体积的百分数；渗透率是指流体通过岩心的能力。驱替实验所用岩心主要考虑的就是上述两个参数。
[0043]
第二步，在置入岩心夹持器中的岩心模型左、右两个端面的中心处分别植入入口端压电换能器和出口端压电换能器，如图3所示，所述入口端压电换能器用于发射声波信号，所述出口端压电换能器用于接收通过所述置入岩心夹持器中的岩心模型传递的声波信号并将所述声波信号转换成电压幅度信号；所述电压幅度信号的平均电压值u通过一台工业用计算机，采集并记录；所述平均电压值u表示由开始实验至待测气体突破所述出口端压电换能器时间段内，最高电压与最低电压的差值。可以理解为再本技术中，实验开始时间记为t0，气体突破出口端压电换能器的时间记为t1，则在t0-t1的时间段内，取最高电压umax，最低电压umin，则所述平均电压值u表示为：
[0044]
u＝umax-umin。
[0045]
第三步，将所述岩心夹持器置入二氧化碳-原油驱替检测装置中，在第一一注入端压力p1下进行一次二氧化碳-原油非混相至混相压力下驱替实验，并通过所述工业用计算机记录所获得的第一次电压幅度信号u；之后，再任选所述备用岩心模型中的一块替换所述岩心夹持器内的岩心模型，逐级增大注入端压力p1至pn，重复执行第二步至第三步，获得一系列电压幅度信号u1至un，并根据所述压力建立p-u坐标系。在本技术中，选取以5mpa为一级，逐级增大注入端压力p1至pn。
[0046]
第四步，定义qn＝(un
+1-un)/un为电压变化率，n＞1，逐项计算经由第三步获得的系列电压幅度信号u1至un的电压变化率，根据所述u1至un的电压变化率建立电压变化率数据组。
[0047]
第五步，定义qn＞30％时，所对应的p-u坐标系中的数据点为非混相数据点；定义qn＜5％时，所对应的p-u坐标系中的数据点为混相数据点。
[0048]
第六步，对经由第五步所获得的非混相数据点与混相数据点分别在所述p-u坐标系中进行数据拟合，得到两条拟合曲线；所述两条拟合曲线相交处所对应的p值即为二氧化碳-原油最小混相压力。
[0049]
具体地，在本技术中，首先采用y＝ax+b函数模型分别对非混相数据点与混相数据点进行第一次拟合，若第一次拟合后得到的非混相数据点曲线和混相数据点曲线的相关系数r的绝对值均大于0.9，则数据变化趋势为线性，所获得的两条曲线均为有效的数据拟合曲线；若第一次拟合后得到的非混相数据点曲线和混相数据点曲线的相关系数r的绝对值均小于或等于0.9，则所获得的两条曲线均为无效的数据拟合曲线；若仅一条拟合曲线的相关系数r的绝对值小于或等于0.9，则对该条拟合曲线对应的数据点，使用y＝ax2+bx+c函数模型进行第二次拟合，所述函数模型中的参数a、b、c由最小二乘法获得。
[0050]
实施例1
[0051]
作为本说明书的一种实施例，本技术中包含一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的装置，包括二氧化碳-原油驱替实验组件。进一步地，所述装置还包括：声波发射单元，用于设置在岩心模型的驱替液入口处发射出声波；声波接收单元，用于设置在岩心模型的驱替液出口处接收声波并转换成电压信号输出；中央控制单元，具有如下功能：用于向所述声波发射单元输出实现声波发射的启动电压信号；用于接收所述声波接收单元输出的电压波形信号；用于将所接收到的电压波形信号进行数据处理后得到平均电压值u，在接收输入的不同驱替压力值p后，在第一内置程序的控制下生成p-u坐标系；用于在第二内置程序的控制下，甄别出所述p-u坐标系中的混相数据点与非混相数据点；用于在第三内置程序的控
制下，对所甄别出的混相数据点与非混相数据点分别进行数据拟合；获得有效的数据拟合曲线后，确定出两条拟合曲线的交点处的驱替压力值。
[0052]
所述声波发射单元包括入口端压电换能器：所述入口端压电换能器设置在岩心夹持器中的岩心模型一端中心处；所述声波接收单元包括出口端压电换能器；所述出口端压电换能器设置在岩心夹持器中的岩心模型另一端中心处，与所述入口端压电换能器相对应。
[0053]
所述入口端压电换能器和出口端压电换能器均包括：前盖板、与所述前盖板对应设置的用于隔绝外部流体的后盖板、设置在所述压电换能器内部腔体两侧的用于接通交流电源的压电陶瓷、与所述压电陶瓷连接的绝缘层、固定前后盖板和所述压电陶瓷的高强度应力杆、设置在压电换能器一端的用于透射与吸收声波的声匹配层以及设置在压电换能器金属外壳与前后盖板间环空内的用于注入流体的管线；所述高强度应力杆固定在压电换能器的正中间位置；所述压电陶瓷由于逆压电效应产生超声波；其中，所述入口端压电换能器一端的声匹配层与所述出口端压电换能器一端的声匹配层相向放置。
[0054]
实施例2
[0055]
作为本说明书的一种实施例，一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的设备，所述设备包括：至少一个处理器；以及，与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够：向所述声波发射单元输出实现声波发射的启动电压信号；接收所述声波接收单元输出的电压波形信号；将所接收到的电压波形信号进行数据处理后得到平均电压值u，在接收操作员输入的不同驱替压力值p后，在第一内置程序的控制下，如图6所示，生成p-u坐标系；在第二内置程序的控制下，如图7所示，甄别出所述p-u坐标系中的混相数据点与非混相数据点；在第三内置程序的控制下，如图8所示，对所甄别出的混相数据点与非混相数据点分别进行数据拟合；获得有效的数据拟合曲线后，确定出两条拟合曲线的交点处的驱替压力值。
[0056]
实施例3：
[0057]
作为本说明书的一种实施例，一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的介质，存储有计算机可执行指令，所述计算机可执行指令设置为：向所述声波发射单元输出实现声波发射的启动电压信号；接收所述声波接收单元输出的电压波形信号；将所接收到的电压波形信号进行数据处理后得到平均电压值u，在接收操作员输入的不同驱替压力值p后，在第一内置程序的控制下生成p-u坐标系；在第二内置程序的控制下，甄别出所述p-u坐标系中的混相数据点与非混相数据点；在第三内置程序的控制下，对所甄别出的混相数据点与非混相数据点分别进行数据拟合；获得有效的数据拟合曲线后，确定出两条拟合曲线的交点。
[0058]
实施例4：
[0059]
本实施例的实施地在辽河油田某区块，为实现二氧化碳混相驱替，该油田曾采用细管实验法测量二氧化碳与原油最小混相压力，获得其值为17.65mpa。然而在实际驱替阶段，在该值下，并未产生混相驱替效果。为确定二氧化碳与原油在地层的实际最小混相压力，辽河油田在注采井间额外钻取3口生产井，通过增大注入端压力与分析采用油气组分，最终确定出达到油气混相驱替效果的油气最小混相压力为20.04mpa。本公开所述方法，以辽河油田为待测目标地层，具体实施过程如下：
[0060]
首先，按照待测目标储层物性参数制作若干备用岩心模型并任取一块备用岩心模型中置入岩心夹持器中。
[0061]
针对辽河油田，已知辽河油田储层平均渗透率为45
×
10-3
μm2，平均孔隙度为23.54％，则对于辽河油田的备用岩心模型首先依据预制作的圆柱岩心模型尺寸φ2.5
×
30cm，选择模具为30
×
4.5
×
4.5cm(长
×
宽
×
高)。进一步，根据已知的辽河油田储层平均渗透率与孔隙度，确定石英砂目数与胶结物配比，作为一种实施方式，在本技术中根据辽河油田储层平均渗透率与孔隙度确定石英砂目数是140目，胶结物配比是环氧树脂与乙二胺之比，为95:5。将石英砂目数与胶结物置入方盘中搅拌均匀。搅拌完成后，将石英砂与胶结物置于模具中。将模具放置压力试验机中加压15min。加压后，由模具中取出岩心，并放置恒温箱中烘制6-8小时。待岩心自然冷却后，由钻床钻取成要求规格。重复上述步骤获得多个备用岩心模型。
[0062]
其次，在置入岩心夹持器中的岩心模型左、右两个端面的中心处分别植入入口端压电换能器和出口端压电换能器。在本技术中所提到的压电换能器示意图如图3、4所示，所述压电换能器9可使声波信号与电信号相互转化，作为一种优选的实施例，在本技术中，设置入口端压电换能器和出口端压电换能器；且入口端压电换能器和出口端压电换能器均包括：前盖板、与所述前盖板对应设置的用于隔绝外部流体的后盖板16、设置在所述压电换能器内部腔体两侧的用于接通交流电源21的压电陶瓷19、与所述压电陶瓷19连接的绝缘层18、固定前、后盖板和所述压电陶瓷19的高强度应力杆17、设置在压电换能器一端的用于透射与吸收声波的声匹配层20以及设置在压电换能器金属外壳与前后盖板16间环空内的用于注入流体的管线22；所述高强度应力杆17固定在压电换能器的正中间位置；所述压电陶瓷19由于逆压电效应产生超声波。
[0063]
本技术中采用的换能器基于湖南天功测控科技有限公司所产tgm-ptz压电换能器上进行改进。该压电换能器是利用压电陶瓷的正、逆压电效应来工作的。压电陶瓷受力产生电荷，称为正压电效应；反之，对压电陶瓷施加电场则产生机械应力与形变，这种现象称为逆压电效应。具体的如图5所示，其中，(a)为未施加电场时；(b)为外加电场；(c)为外加反向电场。当施加电场是交变信号时，可在压电陶瓷中激发出相应形式的弹性波。因此压电换能器具有发射声波与接收声波的双重作用。作为一种优选的实施方式，在入口端布设压电换能器以产生稳定声波，在出口端同样布设以接收声波，通过收集出口端系列电压幅度u数据来预测最小混相压力。因此，在本技术中，设置入口端压电换能器一端的声匹配层与出口端压电换能器一端的声匹配层相向放置。
[0064]
进一步，将所述岩心夹持器置入二氧化碳-原油驱替检测装置中并通过一台工业用计算机采集并记录电压幅度信号的平均电压值u。具体的操作步骤如下：
[0065]
首先利用真空泵将夹持器内岩心抽至负压状态，根据油藏地层水组成，配制模拟地层水并通过手摇泵将其注入岩心中；在目标区块地层温度54.3℃下，采用isco泵以恒定流速向岩心注入原油，当出口端不在出水后，饱和油完成；设置isco泵为恒压注入模式，注入端压力p1为初始非混相压力5mpa；调整回压阀压力p2，使其低于注入端压力0.2mpa，并打开压电换能器；开展非混相压力下5mpa驱替实验，由出口端压电换能器接收入口端发射的声波信号，进而获得5mpa下出口端压电换能器转化声波后的电压幅度u(该幅度指多孔介质中原油流出前的最大电压幅度)；更换岩心，以5mpa为一级，逐级增大注入端压力p1，依次开
展10mpa、15mpa、20mpa、26.35mpa、30mpa、35mpa下驱替实验，获得系列p1与u数据；依据非混相与混相压力下电压幅度u随压力p1的变化趋势，选择函数模型对上述数据进行拟合。定义qn＝(un
+1-un)/un为电压变化率，n＞1，逐项计算经获取电压幅度信号u1至un的电压变化率，根据所述u1至un的电压变化率建立电压变化率数据组。同时定义qn＞30％时，所对应的p-u坐标系中的数据点为非混相数据点；定义qn＜5％时，所对应的p-u坐标系中的数据点为混相数据点。
[0066]
进而通过y＝ax+b函数模型分别对非混相数据点与混相数据点进行拟合，非混相段拟合公式为y＝-5.522x+158.7r＝-0.9987，混相段拟合公式为y＝-0.03x+49.267r＝-0.9816。两相关系数r绝对值大于0.9，因此数据变化趋势为线性。函数模型中a、b由最小二乘法公式(1)与(2)获得，相关数据见表1、表2。
[0067]
表1非混相段线性拟合计算表
[0068][0069]
表2混相段线性拟合计算表
[0070][0071]
由此可以获得非混相与混相下u与p1的函数关系式即为非混相与混相下声波变化规律即u与p1的函数关系，当在非混相条件下，u随p1增加而降低；而在混相条件下，u随p1增加近乎不变。
[0072][0073][0074]
其中，i表示数据编号，n表示数据量，xi表示注入端压力pi，yi表示电压幅度信号ui。
[0075]
作为一种优选的实施例，本技术中二氧化碳-原油驱替实验组件如图2所示，测定二氧化碳—原油最小混相压力的装置通过多条钢管线3将为实验装置提供动力且实现恒压驱动的isco泵1与提供多个通路开关控制的六通阀2连接；多条钢管线3分别连接至co2活塞容器4(通过驱替底部活塞使内部co2流出)、地层水活塞容器5(通过驱替底部活塞使内部地层水流出)以及原油活塞容器6(通过驱替底部活塞使内部原油流出)；co2活塞容器4、地层水活塞容器5以及原油活塞容器6的出口端均设置有压力表7(监测驱替过程中压力)并通过管线连接夹持器的入口端；活塞容器iv10中通过胶套8固定有岩心模型9，所述胶套与整个夹持器中存在环空。通过夹持器上部阀门向环空中注入白油至压力高于注入端压力2mpa，以使胶套紧贴在压电换能器与岩心，并保证注入过程中气体不会通过胶套与压电换能器和岩心的缝隙中溢出。同时，夹持器的出口端与回压阀11的出口端连接量筒12。测定装置还具有：恒温箱13；通过将所述恒温箱13设置在恒温箱中使整个驱替系统处于地层温度下。活塞容器iv10还通过电缆13与计算机14相连接。
[0076]
对比得到的非混相与混相条件下声波变化规律，可以发现非混相与混相条件下电压幅度与压力的关系式存在明显差异，这是由于非混相至混相过程中声波传递介质由4种(多孔介质、水、二氧化碳、油)变为3种(多孔介质、水及二氧化碳与油混合物)所致。因此定义最小混相压力为电压幅度u突变处对应的p1即两拟合公式电压幅度u相等处的p1。通过非混相段拟合公式与混相段拟合公式计算二氧化碳与油最小混相压力，其值为19.93mpa(图9)。
[0077]
而辽河油田实际的最小混相压力为20.04mpa，通过本技术方法获取的最小混相压力为19.93mp与实际最小混相压力极为近似。获取的准确度远远高于通过细管实验法测量的二氧化碳与原油最小混相压力。
[0078]
上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。
[0079]
在本发明的上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述的部分，可以参见其他实施例的相关描述。
[0080]
在本技术所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的技术内容，可通过其它的方式实现。其中，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如所述单元的划分，可以为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，单元或模块的间接耦合或通信连接，可以是电性或其它的形式。
[0081]
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
[0082]
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
[0083]
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式
体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可为个人计算机、服务器或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：u盘、只读存储器(rom，read-only memory)、随机存取存储器(ram，random access memory)、移动硬盘、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
[0084]
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。