CN117005853B - 一种混相压力测量装置及方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种混相压力测量装置及方法，装置包括容器组件、压力组件、输送组件及声波测量组件；岩心粉末放置于容器组件内，输送组件被构造为向腔体内部注入原油与液态二氧化碳；压力组件被构造为输送组件提供驱动压力；声波测量组件被配置为测量腔体内的声学信号；方法包括将放置有岩心粉末的腔体加压注入原油，并向注入原油后的腔体内注入液态二氧化碳，测量第一声学信号；增加腔体内部液态二氧化碳的压力，并测量第二声学信号；计算第二声学信号和第一声学信号的互相关系数，互相关系数曲线出现拐点时对应的压力为最小混相压力。本发明提供一种混相压力测量装置及方法，能充分考虑孔隙尺度、岩心矿物组分及润湿性对最小混相压力值的影响。

Description

一种混相压力测量装置及方法

技术领域

本发明属于油气田开发技术领域，尤其涉及一种混相压力测量装置及方法。

背景技术

二氧化碳驱替或吞吐技术可有效提高致密油、页岩油等油藏的综合采收率，在二氧化碳驱替或吞吐过程中，二氧化碳与原油混相条件下比非混相条件下具有更好的采收效果。目前，判断原油与二氧化碳能否混相的关键参数为最小混相压力(Minimum MisciblePressure，MMP)，受原油组分、温度、孔隙尺度、矿物组分等众多因素影响。

目前，主要通过以下技术获得MMP：(1)相态理论、经验公式理论计算法。理论计算法或经验公式法依赖于理论模型的前提假设条件以及经验数据来进行预测MMP。(2)实验测试法，具体细分为细管法、界面张力消失法。细管法通过驱替长度为10m到30m的填砂弯曲细管内部油相，根据不同温度、压力下的采收率差异以及细管后端的观察窗内部的油气相态来判断对应的MMP，是国际上认可度较高的测试最小混相压力的方法。

然而，上述方法均无法体现具体储层岩石组分、孔隙尺度及润湿性对MMP的影响。

发明内容

本发明针对现有原油与二氧化碳混相装置的不足之处，提供了一种混相压力测量装置及方法，能充分考虑孔隙尺度、岩心矿物组分及润湿性对MMP的影响。

第一方面，本发明提供一种混相压力测量装置，包括容器组件、声波测量组件、压力组件及输送组件；容器组件包括可开闭的容器，容器具有密闭的腔体，且腔体具有注液口和注油口，腔体被配置为容纳岩心粉末；输送组件包括原油注入单元和二氧化碳注入单元，原油注入单元和注油口连通，用以向腔体内部注入原油，二氧化碳注入单元和注液口连通，用以向腔体内部注入液态二氧化碳；压力组件被构造为原油注入单元和二氧化碳注入单元提供驱动压力，包括柱塞泵和处理器，柱塞泵通过处理器控制，用于实时反馈压力点；声波测量组件包括多个超声阵列换能器，超声阵列换能器设置于容器，并被配置为测量腔体内的声学信号，超声阵列换能器和处理器电连接，处理器被配置为根据驱动压力和声学信号确定岩心粉末对应的最小混相压力，其中，声学信号由超声阵列换能器的超声波经岩心粉末传递后生成。

如上述的混相压力测量装置，可选的，容器包括容器本体和腔盖，容器本体具有开口，腔盖盖合于开口，以和容器本体共同围成腔体，且腔盖被配置为抵接于岩心粉末外侧，以使岩心粉末压实。

如上述的混相压力测量装置，可选的，腔盖通过螺纹紧固件连接于容器本体，且螺纹紧固件的紧固程度可调，以使腔盖压紧岩心粉末。

如上述的混相压力测量装置，可选的，容器组件还包括支架，容器本体连接于支架上，并可相对于支架绕水平轴线转动。

如上述的混相压力测量装置，可选的，多个超声阵列换能器在腔体的周侧间隔设置，每一个超声阵列换能器为一个超声波阵列；多个超声阵列换能器中的至少一者作为超声波发射器，多个超声阵列换能器中剩余的超声阵列换能器作为超声波接收器。

如上述的混相压力测量装置，可选的，柱塞泵分别连接于原油注入单元和二氧化碳注入单元，并被配置为向原油注入单元和二氧化碳注入单元内通过驱动压力注入驱替介质。

如上述的混相压力测量装置，可选的，输送组件还包括恒温箱，原油注入单元、二氧化碳注入单元和容器均位于恒温箱内。

第二方面，本发明提供一种混相压力测量方法，具体包括：

根据混相压力测试的温度条件，参考二氧化碳对应的温度条件下的相态图，将二氧化碳进行液化处理；

将放置有岩心粉末的密闭腔体内加压注入原油，然后在注入原油的密闭腔体内注入液态二氧化碳，并检测注入液态二氧化碳后腔体内的第一声学信号，其中，岩心粉末具有预设粒径，第一声学信号由压力测量装置中超声阵列换能器的超声波经岩心粉末传递后生成；

增加腔体内部液态二氧化碳的压力，并测量增压后腔体内的第二声学信号，第二声学信号由超声波经岩心粉末传递后生成；

确定第二声学信号和第一声学信号的互相关系数，并将互相关系数绘制成一条曲线，当互相关系数曲线出现拐点时对应的液态二氧化碳的压力确定为岩心粉末对应的最小混相压力。

如上述的混相压力测量方法，可选的，将放置有岩心粉末的密闭腔体内加压注入原油之前，还包括：筛选出具有预设粒径的岩心粉末，并将岩心粉末在密闭腔体内压实。

如上述的混相压力测量方法，可选的，将放置有岩心粉末的密闭腔体内加压注入原油之前，还包括：对岩心粉末进行湿润处理。

本发明提供一种混相压力测量装置及方法，装置包括容器组件、压力组件、输送组件及声波测量组件；岩心粉末放置于容器组件内，输送组件被构造为向腔体内部注入原油与液态二氧化碳；压力组件被构造为输送组件提供驱动压力；声波测量组件被配置为测量腔体内的声学信号；方法包括将放置有岩心粉末的腔体加压注入原油，并向注入原油后的腔体内注入液态二氧化碳，测量第一声学信号；增加腔体内部液态二氧化碳的压力，并测量第二声学信号；计算第二声学信号和第一声学信号的互相关系数，互相关系数曲线出现拐点时对应的压力为最小混相压力。本发明提供一种混相压力测量装置及方法，能充分考虑孔隙尺度、岩心矿物组分及润湿性对最小混相压力值的影响。

本发明取得的有益技术效果：

(1)本发明不依赖可见光观测混相带，可通过超声波的反射与折射作用来检测混相带，超声波能在多孔介质中传播，因此可对真实岩心孔隙内部的混相过程进行有效检测，能够充分反应岩心的孔隙尺度、孔隙表面物性对混相压力的影响。

(2)本发明不依赖声波的振幅信息监测混相带，超声信号的振幅携带的信息非常有限，在很小的岩心尺度上，孔隙内部的直达波信号振幅受混相带的影响较小。本发明采用相邻压力点的声波波形、频谱的互相关系数来判断混相带，准确度更高。

(3)本发明采用声波相控阵变送器，能够调整声波的焦距与方位，配合三个接收超声信号的超声阵列换能器，可提高相界面的反射与透射波的捕捉效率，提高接收信号的信噪比。

除了上面所描述的本发明解决的技术问题、构成技术方案的技术特征以及由这些技术方案的技术特征所带来的有益效果外，本发明一种混相压力测量装置及方法所能解决的其他技术问题、技术方案中包含的其他技术特征以及这些技术特征带来的有益效果，将在具体实施例中作出进一步详细的说明。

附图说明

图1是本申请实施例提供的一种混相压力测量装置的整体结构示意图；

图2是本申请实施例提供的一种混相压力测量装置中容器组件的结构示意图；

图3是本申请实施例提供的一种混相压力测量方法的流程图。

附图标记：

1-压力测量装置；

10-容器组件；

20-声波测量组件；

21-超声阵列换能器；

22-超声发射接收仪；

30-压力组件；

31-柱塞泵；

32-六通阀；

33-压力放空口；

34-泄压阀；

35-处理器；

40-输送组件；

41-原油注入单元；

42-二氧化碳注入单元；

43-恒温箱；

100-腔体；

101-注液口；

102-注油口；

103-岩心粉末；

110-容器；

111-容器本体；

112-腔盖；

120-螺纹紧固件；

130-支架；

140-转轴；

150-底座；

160-腔盖密封圈；

311-柱塞泵入口阀；

312-柱塞泵出口阀；

411-原油注入单元入口阀；

412-原油注入单元出口阀；

421-二氧化碳注入单元入口阀；

422-二氧化碳注入单元出口阀。

具体实施方式

为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

二氧化碳驱替或吞吐技术可有效提高致密油、页岩油等油藏的综合采收率，在二氧化碳驱替或吞吐过程中，二氧化碳与原油混相条件下比非混相条件下具有更好的采收效果。目前，判断原油与二氧化碳能否混相的关键参数为最小混相压力(Minimum MisciblePressure，MMP)，受原油组分、温度、孔隙尺度、矿物组分等众多因素影响。

目前，主要通过以下技术获得MMP：(1)相态理论、经验公式理论计算法。经验公式法需根据各个油田的特质，通过独有的实际情况建立一套独特的公式。经验公式法具有误差不稳定的缺点，而且它的使用范围十分狭小，一般仅对于特定地区特定油田生效，并且还并不完全可信。(2)实验测试法，具体细分为细管法、界面张力消失法等。细管实验是一维热力学模型试验，细管模型在模拟一维流动驱替实验中是一种非常有效的实验模型，模型具备的多孔介质结构能在一定程度上模拟油气的驱替过程，细管实验能够给出重复且相对准确的结果。但该方法被质疑存在多孔介质结构与实际储层存在较大差异，孔隙结构不稳定，不能饱和地层水，缺乏统一实验标准等问题，导致实验结果存在不确定性。界面张力消失法是一种测定最小混相压力的视觉方法，该方法利用液滴形状分析技术，在恒温条件下精确测量各压力点油气之间的界面张力，然后将测得的界面张力和压力绘制成曲线，将曲线线性外推到最小混相压力为零确定最小混相压力。但是，它受人为因素影响严重，完全未考虑多孔介质因素。

然而，上述方法均无法体现具体储层岩石组分、润湿性对MMP的影响，难以模拟致密储的孔隙尺度。

为此，本申请提供了一种混相压力测量装置及方法，通过采用容器组件容纳岩心粉末，采用腔盖压实岩心粉末，采用超声阵列换能器捕捉不同压力下液态二氧化碳与原油的声学信号，并将采集到的声学信号进行互相关计算，相比于传统MMP测量方法，只能预测非受限空间的MMP值，本方法可以模拟真实复杂岩性环境，能充分考虑孔隙尺度、岩心矿物组分及润湿性对MMP的影响，计算得到的MMP值具有较小误差。

下面对本实施例中一种混相压力测量装置做进一步阐述。

图1是本申请实施例提供的一种混相压力测量装置的整体结构示意图；

图2是本申请实施例提供的一种混相压力测量装置中容器组件的结构示意图；

图3是本申请实施例提供的一种混相压力测量方法的流程图。

如图1所示，本申请实施例提供了一种混相压力测量装置。具体包括容器组件10、声波测量组件20、压力组件30及输送组件40；容器组件10包括可开闭的容器110，容器110具有密闭的腔体100，且腔体100具有注液口101和注油口102，腔体100被配置为容纳岩心粉末103；输送组件40包括原油注入单元41和二氧化碳注入单元42，原油注入单元41和注油口102连通，用以向腔体100内部注入原油，二氧化碳注入单元42和注液口101连通，用以向腔体100内部注入液态二氧化碳；压力组件30被构造为原油注入单元41和二氧化碳注入单元42提供驱动压力，包括柱塞泵31和处理器35，柱塞泵31通过处理器35控制，用于实时反馈压力点；声波测量组件20包括多个超声阵列换能器21，超声阵列换能器21设置于容器110，并被配置为测量腔体100内的声学信号，超声阵列换能器21和处理器35电连接，处理器35被配置为根据驱动压力和声学信号确定岩心粉末103对应的最小混相压力，其中，声学信号由超声阵列换能器21的超声波经岩心粉末103传递后生成。

具体的，注液口101位于腔体100的顶部与二氧化碳注入单元出口阀422相连，注油口102位于腔体100的底部与原油注入单元出口阀412相连，原油与液态二氧化碳通过注油口102与注液口101进入腔体100内部。

其中，二氧化碳注入单元入口阀421和原油注入单元入口阀411分别与六通阀32相连，通过六通阀32控制进入二氧化碳注入单元42与原油注入单元41内部流体的流向、压力和流速。

这样通过采用容器组件10容纳岩心粉末103，采用腔盖112压实岩心粉末103，采用超声阵列换能器21捕捉不同压力下液态二氧化碳与原油的声学信号，并将采集到的声学信号进行互相关计算，相比于传统MMP测量方法，只能预测非受限空间的MMP值，本方法可以模拟真实复杂岩性环境，能充分考虑孔隙尺度、岩心矿物组分及润湿性对MMP的影响，计算得到的MMP值具有较小误差。

在一些实施例中，容器110包括容器本体111和腔盖112，容器本体111具有开口，腔盖112盖合于开口，以和容器本体111共同围成腔体100，且腔盖112被配置为抵接于岩心粉末103外侧，以使岩心粉末103压实，如图2所示。

具体的，腔盖112具有一定的厚度，使得腔盖112抗压强度及硬度较高，可以承载来自岩心粉末103的压力，防止腔盖112开裂损坏，在腔盖112的一周设置有腔盖密封圈160用以封闭腔体100的入口。

其中，腔盖112的四周设置有8个通孔，通孔内部带有内螺纹，用以与螺纹紧固件120的外螺纹配合，作为一种可选的实施方式，腔盖112通过螺纹紧固件120连接于容器本体111，且螺纹紧固件120的紧固程度可调，以使腔盖112压紧岩心粉末103。

在一些实施例中，容器组件10还包括支架130，容器本体111连接于支架130上，并可相对于支架130绕水平轴线转动，其中，在支架的两端分别设置有转轴140，这样设置的目的为容器组件10可绕转轴140进行旋转使得腔体100内部的岩心粉末103混合均匀，使其能够紧密联合在一起。

其中，支架130用于支撑容器组件10，支架130固定安装于底座150上，可以避免在测试时由于增压引起的容器组件10产生的振动现象，起到稳定的作用，支架130与底座150可以是一体成型，也可以是通过焊接的方式连接。

在一些实施例中，多个超声阵列换能器21在腔体100的周侧间隔设置，每一个超声阵列换能器21为一个超声波阵列；多个超声阵列换能器21中的至少一者作为超声波发射器，多个超声阵列换能器21中剩余的超声阵列换能器21作为超声波接收器。

其中，超声阵列换能器21能够调整焦距、相位、提高信号测量的信噪比，可以精准的找到界面。测量过程中，界面位置不是固定的，在向腔体100内注入液态二氧化碳时，液态二氧化碳扩散会导致原油的体积膨胀，从而导致油相界面上移，超声阵列换能器21在同步声波扫描信号的同时重新调相、对焦，使接收端信号保持稳定，可以保证接收超声波信号的超声阵列换能器21以最大强度接收到声波信号。

具体的，采用多个超声阵列换能器21接收超声波信号可以提高超声波接收信号的准确度，从而避免只有单个超声阵列换能器21接收反射信号时，当反射界面改变后，反射信号无法被捕捉到的现象发生。

其中，多个超声阵列换能器21通过超声信号电缆连接于超声发射接收仪22上，用于捕捉在不同温度与压力条件下原油与液态二氧化碳混相状态下的波形、频谱等特征参数信息，超声发射接收仪22与处理器35相连，处理器35内部带有数据处理软件，利用处理器35内部自带的数据处理软件对相邻压力下的波形信号进行互相关计算，可得到液态二氧化碳驱替原油的MMP。

其中，作为一种可实施方式，待腔体100整体恒温后，可通过腔体100外侧的任意一个超声阵列换能器21发射声波信号，另外三个超声阵列换能器21接收声波信号，可以便于在最开始找到界面，四个超声阵列换能器21链接于同一处理器35，通过处理器35调整发射源声波阵列的相位，变角度、变焦距扫油相界面，使3个超声阵列换能器21中任意一个变送器接收到孔隙内部的油相界面反射或透射信号达到峰值，之后固定发射源相位与焦距，获取反射或透射信号的频谱与特征频率。

在一些实施例中，柱塞泵31分别连接于原油注入单元41和二氧化碳注入单元42，并被配置为向原油注入单元41和二氧化碳注入单元42内通过驱动压力注入驱替介质，如图2所示。

具体的，柱塞泵31的两端分别设置有柱塞泵入口阀311与柱塞泵出口阀312，柱塞泵入口阀311与处理器35相连，可以根据处理器35选择不同工作模式，从而控制液态二氧化碳的注入压力与速度。

具体的，六通阀32与柱塞泵31连接，柱塞泵31为单管路工作模式，首先，依次打开六通阀32、原油注入单元入口阀411与原油注入单元出口阀412，把原油注入腔体100内部，注完原油后，关闭原油注入单元入口阀411与原油注入单元出口阀412，打开二氧化碳注入单元入口阀421与二氧化碳注入单元出口阀422，此时，柱塞泵31的工作管路切为液态二氧化碳管路，逐渐增加液态二氧化碳的压力并将其注入腔体100内部。

在一些实施例中，输送组件40还包括恒温箱43，原油注入单元41、二氧化碳注入单元42和容器110均位于恒温箱43内，这样设置的目的为可以控制腔体100整体的温度处于恒温状态，从而监测同一温度下不同压力点的声学信号，并可以通过调整恒温箱的加热程序，设置不同的温度。

下面对本发明提供的混相压力测量方法做进一步阐述：

图3是本申请实施例提供的一种混相压力测量方法的流程图，包括如下步骤：

S101、根据混相压力测试的温度条件，参考二氧化碳对应的温度条件下的相态图，将二氧化碳进行液化处理。

具体的，二氧化碳的压缩性很强，很难直接将气态二氧化碳注入腔体100内部，从而延长测试周期，并且往腔体注入气态二氧化碳会导致原油膨胀非常厉害，无法进行测量。因此，在开始测量之前，需要把气态二氧化碳进行液化处理，气态二氧化碳液化的方式有加压和降温两种，在本实施例中，保持温度为实验温度，采用增压的方式将气态二氧化碳液化。

S102、将放置有岩心粉末的密闭腔体内加压注入原油，然后在注入原油的密闭腔体内注入液态二氧化碳，并检测注入液态二氧化碳后腔体内的第一声学信号，其中，岩心粉末具有预设粒径，第一声学信号由压力测量装置中超声阵列换能器的超声波经岩心粉末传递后生成。

具体的，首先结合储层的孔隙参数数据，选取粒径接近的岩心粉末103；在去离子水中洗去岩心粉末103内部的浮灰，在洗完浮灰后，通过排水法计量出岩心粉末103的总体积；之后重新烘干岩心粉末103，将岩心粉末103装入腔体100内部，然后，盖上腔盖112，按照对角线顺序逐步拧紧腔盖112上的螺纹紧固件120，使腔盖112进一步压实腔体100内部岩心粉末103；根据腔体100顶部的注液口101处压力计量装置(图中未示出)的压力变化来判断容器组件10的密封性。

具体的，根据空腔体积、岩心粉末103的排水体积，以及腔盖112的压入深度，估算出腔体100内部岩心粉末103组成的孔隙介质的孔隙体积，将放置有岩心粉末103的密闭腔体100内加压注入原油。

需要说明的是，注入原油时应低速缓慢，并且原油的注入量约占30％孔隙介质体系，此时腔体100下部约一半的孔隙充填油相。由于孔隙与腔体100表面的毛管力，岩心粉末103内部的油相界面并不水平会有略微的弯曲，但这不影响声波对界面的监测效果，将注入完原油的腔体100整体放入恒温箱43，使设备整体达到预设温度条件。

具体的，通过注液口101向注入原油的腔体100内部注入液态二氧化碳，利用超声阵列换能器21采集第一声学信号，在未混相前，孔隙内部能保持一个较为稳定的油相界面，此时，孔隙内部由油相与液态二氧化碳相两相组成。

S103、增加腔体内部液态二氧化碳的压力，并测量增压后腔体内的第二声学信号，第二声学信号由超声波经岩心粉末传递后生成。

具体的，在未混相前，相邻压力点之间的声波特征的相关系数高，一旦出现混相，孔隙内部会出现混相带，新出现的混相带相当于增加了一个界面，会显著的改变声波信号的波形、频谱等特征参数。

S104、确定第二声学信号和第一声学信号的互相关系数，并将互相关系数绘制成一条曲线，当互相关系数曲线出现拐点时对应的液态二氧化碳的压力确定为岩心粉末对应的最小混相压力。

具体的，互相关系数是用来表征两个信号在不同时刻的相关性程度，互相关系数越大说明两个信号的相似度越高，在本实施例中，选用压力值逐步递增的方法来测量MMP，并且压力值的选择范围较小。

具体的，对于第二声学信号，对比第一声学信号，求解互相关系数，在未混相前，孔隙内部能保持一个较为稳定的油相界面，因此相邻压力点之间的声波特征的相关系数高，互相关系数为一条平滑的曲线，一旦出现了比较明显的混相带，互相关系数曲线会出现拐点，再结合频谱信息差异，可以判断孔隙内部是否出现混相，互相关系数曲线出现拐点起对应的压力点则为该温度条件下的孔隙内部油相与液态二氧化碳的MMP。

需要说明的是，测量完成后，打开注液口101外接的泄压阀34，在压力放空口33处放空腔体压力，以便取出原油混合物进行下一次实验。

在一些实施例中，将放置有岩心粉末103的密闭腔体内加压注入原油之前，还包括：筛选出具有预设粒径的岩心粉末103，并将岩心粉末103在密闭腔体100内压实。

其中，不同孔径的岩心粉末103在腔体100内部错落分布，从而在三维空间中形成类型多样、结构复杂及非均质性强的多孔隙结构。

其中，首先将储层岩心烘干，然后采用颚式破碎机或反击式破碎机将岩心进行破碎，根据实际储层的孔隙参数，采用不同目数的筛网粉筛出不同粒径的岩心粉末103，具体的，如果要分析孔隙结构对MMP的影响，则需改变储层岩心的粒径，并对照不同粒径的岩心粉末103的压力点的声学信号即可。

具体的，岩心粉末103为真实岩心，更符合实际储层多孔介质结构，并且采用腔盖112将岩心粉末103进行压实，使岩心粉末103之间互相粘连，缩小孔隙尺度，使得孔隙结构更加稳定。

在一些实施例中，将放置有岩心粉末103的密闭腔体内加压注入原油之前，还包括：对岩心粉末103进行湿润处理。

具体的，油藏岩石润湿性可以影响油藏岩石的毛管压力、相对渗透率和渗流特性，进而影响流体在多孔介质结构中的分布，是影响MMP计算的关键因素，因此，欲分析润湿性影响，对岩心粉末103进行润湿性处理，对照不同润湿条件粉末下的混相压力点即可。

本实施例中，一种混相压力测量装置及方法，装置包括容器组件10、压力组件30、输送组件40及声波测量组件20；岩心粉末103放置于容器组件10内，输送组件40被构造为向腔体100内部注入原油与液态二氧化碳；压力组件30被构造为输送组件40提供驱动压力；声波测量组件20被配置为测量腔体100内的声学信号；方法包括将放置有岩心粉末103的腔体100加压注入原油，并向注入原油后的腔体100内注入液态二氧化碳，测量第一声学信号；增加腔体100内部液态二氧化碳的压力，并测量第二声学信号；计算第二声学信号和第一声学信号的互相关系数，互相关系数曲线出现拐点时对应的压力为最小混相压力。这样通过采用容器组件10容纳岩心粉末103，采用腔盖112压实岩心粉末103，采用超声阵列换能器21捕捉不同压力下液态二氧化碳与原油的声学信号，并将采集到的声学信号进行互相关计算，相比于传统MMP测量方法，只能预测非受限空间的MMP值，本方法可以模拟真实复杂岩性环境，能充分考虑孔隙尺度、岩心矿物组分及润湿性对MMP的影响，计算得到的MMP值具有较小误差。

应当指出，在说明书中提到的“一个实施例”、“实施例”、“示例性实施例”、“一些实施例”等表示的实施例可以包括特定特征、结构或特性，但未必每个实施例都包括该特定特征、结构或特性。此外，这样的短语未必是指同一实施例。此外，在结合实施例描述特定特征、结构或特性时，结合明确或未明确描述的其他实施例实现这样的特征、结构或特性处于本领域技术人员的知识范围之内。

一般而言，应当至少部分地由语境下的使用来理解术语。例如，至少部分地根据语境，文中使用的术语“一个或多个”可以用于描述单数的意义的任何特征、结构或特性，或者可以用于描述复数的意义的特征、结构或特性的组合。类似地，至少部分地根据语境，还可以将诸如“一”的术语理解为传达单数用法或者传达复数用法。

应当容易地理解，应当按照最宽的方式解释本公开中的“在……上”、“在……以上”和“在……之上”，以使得“在……上”不仅意味着“直接处于某物上”，还包括“在某物上”且其间具有中间特征或层的含义，并且“在……以上”或者“在……之上”不仅包括“在某物以上”或“之上”的含义，还可以包括“在某物以上”或“之上”且其间没有中间特征或层(即，直接处于某物上)的含义。

此外，文中为了便于说明可以使用空间相对术语，例如，“下面”、“以下”、“下方”、“以上”、“上方”等，以描述一个元件或特征相对于其他元件或特征的如图所示的关系。空间相对术语意在包含除了附图所示的取向之外的处于使用或操作中的器件的不同取向。装置可以具有其他取向(旋转90度或者处于其他取向上)，并且文中使用的空间相对描述词可以同样被相应地解释。

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。

Claims (9)

1.一种混相压力测量装置，其特征在于，包括容器组件、声波测量组件、压力组件及输送组件；

所述容器组件包括可开闭的容器，所述容器具有密闭的腔体，且所述腔体具有注液口和注油口，所述腔体被配置为容纳润湿处理后的真实岩心的岩心粉末；其中，所述岩心粉末具有预设粒径且在所述腔体内压实；

所述容器组件还包括支架，所述容器的容器本体连接于所述支架上，并可相对于所述支架绕水平轴线转动，以使所述腔体内部的所述岩心粉末混合均匀；

所述输送组件包括原油注入单元和二氧化碳注入单元，所述原油注入单元和所述注油口连通，用以向腔体内部注入原油，所述二氧化碳注入单元和所述注液口连通，用以向腔体内部注入液态二氧化碳；

所述压力组件被构造为所述原油注入单元和所述二氧化碳注入单元提供驱动压力，包括柱塞泵和处理器，所述柱塞泵通过所述处理器控制，用于实时反馈压力点；

所述声波测量组件包括多个超声阵列换能器，用于提高超声波接收信号的准确度，当反射界面改变后仍然能够捕捉到反射信号；所述超声阵列换能器能够调整焦距、相位、提高信号测量的信噪比，以精准的找到界面；所述超声阵列换能器设置于所述容器，并被配置为测量所述腔体内的声学信号，所述超声阵列换能器和所述处理器电连接，所述处理器被配置为根据所述驱动压力和所述声学信号确定所述岩心粉末对应的最小混相压力，其中，所述声学信号由所述超声阵列换能器的超声波经所述岩心粉末传递后生成；

多个所述超声阵列换能器通过超声信号电缆连接于超声发射接收仪上，用于捕捉在不同温度与压力条件下所述原油与所述液态二氧化碳混相状态下的波形、频谱特征参数信息，所述超声发射接收仪与所述处理器相连，所述处理器用于对相邻压力下的波形信号进行互相关计算，以得到液态二氧化碳驱替原油的所述最小混相压力。

2.根据权利要求1所述的混相压力测量装置，其特征在于，所述容器包括所述容器本体和腔盖，所述容器本体具有开口，所述腔盖盖合于所述开口，以和所述容器本体共同围成所述腔体，且所述腔盖被配置为抵接于所述岩心粉末外侧，以使所述岩心粉末压实。

3.根据权利要求2所述的混相压力测量装置，其特征在于，所述腔盖通过螺纹紧固件连接于所述容器本体，且所述螺纹紧固件的紧固程度可调，以使所述腔盖压紧所述岩心粉末。

4.根据权利要求1-3任一项所述的混相压力测量装置，其特征在于，多个所述超声阵列换能器在所述腔体的周侧间隔设置，每一个所述超声阵列换能器为一个超声波阵列；多个所述超声阵列换能器中的至少一者作为超声波发射器，多个所述超声阵列换能器中剩余的超声阵列换能器作为超声波接收器。

5.根据权利要求1-3任一项所述的混相压力测量装置，其特征在于，所述柱塞泵分别连接于所述原油注入单元和所述二氧化碳注入单元，并被配置为向所述原油注入单元和所述二氧化碳注入单元内通过所述驱动压力注入驱替介质。

6.根据权利要求5所述的混相压力测量装置，其特征在于，所述输送组件还包括恒温箱，所述原油注入单元、所述二氧化碳注入单元和所述容器均位于所述恒温箱内。

7.一种混相压力测量方法，其特征在于，应用于权利要求1-6任一项所述的混相压力测量装置，所述压力测量方法包括：

根据混相压力测试的温度条件，参考二氧化碳对应的温度条件下的相态图，将所述二氧化碳进行液化处理；

将放置有岩心粉末的密闭腔体内加压注入原油，然后在注入原油的密闭腔体内注入液态二氧化碳，并检测注入液态二氧化碳后所述腔体内的第一声学信号，其中，所述岩心粉末具有预设粒径，所述第一声学信号由所述混相压力测量装置中超声阵列换能器的超声波经所述岩心粉末传递后生成；

增加腔体内部液态二氧化碳的压力，并测量增压后所述腔体内的第二声学信号，所述第二声学信号由超声波经所述岩心粉末传递后生成；

确定所述第二声学信号和所述第一声学信号的互相关系数，并将所述互相关系数绘制成一条曲线，当所述互相关系数曲线出现拐点时对应的液态二氧化碳的压力确定为所述岩心粉末对应的最小混相压力。

8.根据权利要求7所述的混相压力测量方法，其特征在于，所述将放置有岩心粉末的密闭腔体内加压注入原油之前，还包括：筛选出具有预设粒径的岩心粉末，并将所述岩心粉末在所述密闭腔体内压实。

9.根据权利要求7或8任一项所述的混相压力测试方法，其特征在于，所述将放置有岩心粉末的密闭腔体内加压注入原油之前，还包括：对所述岩心粉末进行湿润处理。