CN108222900A - 对比二氧化碳混相驱驱替阶段效果的方法与装置 - Google Patents

Abstract

对比二氧化碳混相驱驱替阶段效果的方法与装置。其特征在于：依据实际要模拟的矿场情况，根据矿场进行二氧化碳混相驱之前的水驱采收率即水驱阶段采出程度，来确定室内实验的水驱截止时间节点；在进行二氧化碳混相驱的对比实验方案时，水驱阶段的阶段采出程度误差范围需要控制在±0.01%之间，从而使得在实验室内进行水驱的基础上，二氧化碳混相驱阶段开始前的剩余油饱和度保持一致;之后,进行二氧化碳混相驱的对比实验，按照各对比实验中的二氧化碳混相驱阶段采出程度提高幅度，优选出二氧化碳混相驱参数或最优二氧化碳混相驱方案，实现有效对比。

Description

对比二氧化碳混相驱驱替阶段效果的方法与装置

技术领域

本发明隶属于油气田开发领域，尤其是涉及到提高采收率技术中的有效对比二氧化碳混相驱驱替阶段效果的方法与装置。

背景技术

低渗透、特低渗透油藏在采用注二氧化碳开发时，若地层破裂压力大于原油—二氧化碳最小混相压力时，可以采用二氧化碳混相驱。原油在混相状态下黏度会大幅降低，易于被驱出，且在膨胀作用下，可以充分发挥地层油的弹性膨胀能。那么，如何定制二氧化碳混相驱开采方案，这就需要室内实验为其提供一定的科学依据。

根据现场情况，在进行二氧化碳混相驱之前还需要进行水驱。目前在优选水驱阶段驱替参数时，室内实验一直按照现场的实验方案进行，往往出现很多问题。矿场试验方案为恒压水驱至含水率98%，然后进行一定PV数的二氧化碳驱，再进行后续水驱。当矿场试验方案为水驱至含水率98%时一般低渗砂岩油藏的水驱采收率约为20%-30%之间，压力降幅不大，矿场试验水驱期间含水上升速度慢，当采出井见水突破后含水率迅速上升。室内实验按照矿场试验的方案即水驱至含水率98%，会发现与矿场截然不同的情况。第一、含水上升速度远远高于矿场；第二、水驱采收率远远高于矿场试验；第三、注采井间压力梯度与实际矿场截然不同，下降幅度很大。出现的结果是室内实验虽然完全按照矿场试验方案进行，但是水驱阶段除了驱替截止时含水率与实际矿场一致以外，其余所有关键参数如水驱阶段采出程度，含水上升速度，压力梯度降幅均与矿场不同。另外，室内实验所用的物理模型一般为人造岩心，模拟尺度小，与实际储层差异大。

如果按照以上的常规实验方法，各物理模型在水驱后的剩余油饱和度会有很大差异，如果继续向物理模型中注二氧化碳，各方案间得出的阶段采出程度提高幅度值对比性差，缺少科学性。

发明内容

为了解决背景技术中提到的现有技术问题，本发明提出一个有效的解决方案，即在水驱阶段只抓住最主要的因素：阶段采出程度。依据实际要模拟的矿场情况，根据矿场进行二氧化碳混相驱之前的水驱采收率即水驱阶段采出程度，来确定室内实验的水驱截止时间节点；在进行二氧化碳混相驱的对比实验方案时，水驱阶段的阶段采出程度误差范围需要控制在±0.01%之间，从而使得在实验室内进行水驱的基础上，二氧化碳混相驱阶段开始前的剩余油饱和度保持一致; 之后,进行二氧化碳混相驱的对比实验，按照各对比实验中的二氧化碳混相驱阶段采出程度提高幅度，优选出二氧化碳混相驱参数或最优二氧化碳混相驱方案，实现有效对比。

本发明的技术方案是：该种对比二氧化碳混相驱驱替阶段效果的方法，其特征在于：该方法包括如下步骤，

第一步，根据要模拟的矿场区块确定此矿场区块的动态开采特征，根据此动态开采特征确定水驱阶段采出程度和模拟区块原油—二氧化碳最小混相压力;该水驱阶段采出程度的数值表示为A，以矿场水驱阶段含水率达到98%时的水驱阶段采出程度来确定；确定所述矿场区块地质特征,所述地质特征包括孔隙度、渗透率、区块粒度分布、胶黏剂含量以及地层破裂压力；

第二步，根据第一步中确定的矿场区块地质特征制备人造岩心；

第三步，根据矿场情况以及相似区块的二氧化碳驱开发情况，确定要注入的二氧化碳参数；

第四步，从第二步中制备完毕的岩心中筛选出若干块岩心，所述岩心的数量为B，对所述若干块岩心进行实验准备，即分别依次抽空、饱和水和饱和油；

第五步，按照第三步中确定的二氧化碳参数确定实验用二氧化碳的纯度以及注入压力，装入注二氧化碳活塞容器，准备注入用水并将其装入注水活塞容器；

第六步，连接驱替实验装置，开始实验；

第七步，将第四步中获得的B块岩心分别水驱至矿场水驱阶段含水率达到98%时的水驱阶段采出程度C，当C值与第一步中确定的水驱阶段采出程度A值相同或误差范围在±0.01%之间时，水驱阶段停止；

第八步，对第七步中水驱阶段已完成的B块岩心依照二氧化碳混相驱对比设计方案进行二氧化碳混相驱阶段驱替，驱替至设计方案，停止；

第九步，对比第八步各对比实验中的二氧化碳混相驱阶段采出程度提高幅度，优选出二氧化碳混相驱参数或最优二氧化碳混相驱方案，实现有效对比。

为了实施上述方法，下面给出驱替装置。该装置包括人造岩心、高压驱替泵、钢管线、六通、注水活塞容器、注二氧化碳活塞容器、上部阀门、下部阀门、压力表、控制阀门、岩心夹持器、普通电缆和隔热电缆，其特征在于：所述装置还包括自动计量装置、恒温箱、搅拌器和计算机、高压观察窗、回压阀、气体质量流量控制器以及气量计；

其中，所述高压驱替泵通过钢管线和六通连接，六通通过钢管线分别和注水活塞容器、注二氧化碳活塞容器的下部阀门连接，注水活塞容器的上部阀门通过钢管线和六通连接，注二氧化碳活塞容器上部和气体质量流量控制器连接，气体质量流量控制器通过钢管线和六通连接，六通上连接有压力表，六通通过钢管线和人造岩心上左部的控制阀门连接，人造岩心右部的控制阀门通过钢管线和高压观察窗连接，高压观察窗通过钢管线和回压阀连接，回压阀通过钢管线和自动计量装置连接，自动计量装置一端通过钢管线和气量计连接，自动计量装置另一端通过隔热电缆与计算机相连，计算机通过普通电缆和高压驱替泵相连；

所述高压驱替泵给整个驱替装置提供动力，额定工作压力不低于50MPa；所述六通为装置提供多个通路；所述注水活塞容器和注二氧化碳活塞容器为注入水和注入二氧化碳的容器，其最大承压为50MPa；所述气体质量流量控制器用于控制气体流量，耐压40MPa，流量范围0-50mL/min，其流量和高压驱替泵驱替速度保持一致；所述压力表记录液体的注入压力；所述人造岩心为与矿场区块物性接近的模型；所述高压观察窗额定工作压力不低于50MPa，可观察采出端流体的相态；所述回压阀用于控制采出端压力，保证整个注入装置中的压力稳定；所述自动计量装置承接采出液，可显示出当前油量和液量，并会将值传输给所述计算机；

所述气量计用于计量采出气的体积；

所述计算机在内置计算机程序的控制下可以通过人造岩心的饱和油量来计算水驱阶段采出程度达到一定值时的采出油量，当该计算采出油量和自动计量装置中采集的当前油量一致时，计算机会通过普通电缆给驱替泵传递出停止注液的指令，使驱替泵停止工作；所述计算机计算采出油量后会得到实际水驱阶段采出程度，该数值与矿场含水率达到98%时的阶段采出程度之间允许的误差范围在±0.01%之间；

所述恒温箱使整个实验流程保持在地层温度下。

本发明具有如下有益效果：

本发明所给出的方法可以有效确保室内实验水驱阶段与实际矿场的水驱阶段的采出程度完全一致，保证二氧化碳混相驱阶段岩心中的剩余油饱和度一致，这样能够保证二氧化碳混相驱阶段具有强烈的对比性。二氧化碳混相阶段按照对比方案进行对比驱替实验，最后进行二氧化碳混相驱阶段驱替效果对比，本发明通过这种方法，能够确保二氧化碳混相驱阶段有效精准对比，能够确保优选出真正有效的二氧化碳混相驱参数或方案。

附图说明：

图1是压制模具示意图。

图２是实验用人造岩心的结构示意图。

图３是本发明所述装置的组成连接示意图。

图４是本发明所给出的具体实施中的各方案注入PV数-采收率关系曲线图。

图中１-长侧板、２-短侧板、3-螺母、4-固定杆、5-压板、6-底座、7-人造岩心、8-高压驱替泵、9-钢管线、10-六通、11-注水活塞容器、12-注二氧化碳活塞容器、13-上部阀门，14-下部阀门，15-气体质量流量控制器，16-压力表，17-控制阀门，18-岩心夹持器，19-高压观察窗，20-回压阀，21-自动计量装置，22-气量计， 23-恒温箱，24-隔热电缆，26-计算机，25-普通电缆。

具体实施方式：

下面结合附图对本发明作进一步说明：

下面，首先给出本发明的具体实施步骤。

确定要模拟的矿场区块，确定具有代表性的孔隙度、渗透率等参数，确定区块粒度分布、胶黏剂含量及地层破裂压力。根据该区块动态开采特征确定水驱阶段采出程度A。确定模拟区块原油—二氧化碳最小混相压力；

（1）根据区块物探资料确定储层中岩石的孔隙度、渗透率、粒度分布、胶黏剂含量以及地层破裂压力；

（2）根据区块的各注水井和采油井的生产开发资料，得到区块在水驱阶段含水率达到98%时的水驱阶段采出程度；

（3）根据二氧化碳驱开发资料确定模拟区块二氧化碳-原油最小混相压力。

发明步骤二：根据实际储层情况制备人造岩心，尺寸为长度（大于等于60cm）*宽4.5cm*高4.5cm，使得孔渗及粒度分布等参数与实际储层相符；

人造岩心制备过程如下：

（1）准备压制模具；

根据岩心尺寸选择合适的长侧板和短侧板并将其与各部件拼接组装，示意图如图1所示。长侧板和短侧板嵌套连接，两者均内嵌于底座的凹槽上，并通过固定杆固定。待压制时，将压板置于物料上方即可。

所述长侧板的长度为65-67cm，宽度为1-1.5cm，高度为13-14cm。

所述短侧板的长度为30-30.5cm，宽度为1-1.5cm与长侧板保持一致，高度为13-14cm与长侧板保持一致。

所述压板的长度为59.8-60cm，宽度为29-29.5cm，高度为13-16cm。

所述底座的长度为70-74cm，宽度为35-38cm，高度为1-1.5cm。

（2）准备物料；

根据区块的孔隙度、渗透率、粒度分布、胶黏剂含量等参数确定物理模型所用石英砂目数及质量。

（3）搓砂装模；

将确定好目数质量的石英砂与一定量的环氧树脂混合，混合均匀后装入准备好的压制模具，将物料均匀散布于模具后，将压板置于物料上方。

（4）压制；

设定好压制压力与时间，操纵压裂机给压制模具加压，使内部物料定型。待压制完成后，拆除模具。

（5）裸露岩心烘干；

将压制好的裸露岩心置于恒温箱中一定时间，待干燥后准备切割。

（6）裸露岩心切割；

用切割机将烘干的裸露岩心按照所需尺寸切割，得到符合尺寸要求的裸露岩心。

所制人造岩心成品如图2所示。所述岩心长度大于等于60cm是为了增加岩心孔隙体积总数值，确保岩心实验误差较小。

发明步骤三：根据矿场情况以及相似区块的二氧化碳驱开发情况，确定要注入的二氧化碳参数，筛选足够的岩心B块，进行实验准备，抽空、饱和水、饱和油、连接实验设备；

（1）根据矿场情况，确定实验用二氧化碳的纯度，以及注入压力；

（2）根据区块渗透率要求，筛选发明步骤二中制作的人造岩心，选择符合要求的人造岩心B块；

（3）将实验用人造岩心抽空、饱和水、饱和油；

（4）将二氧化碳装入注二氧化碳活塞容器，准备注入用水并将其装入注水活塞容器；

（5）连接实验装置，准备开始实验。

实验装置连接图如图3所示。高压驱替泵通过钢管线和六通连接，六通通过钢管线分别和注水活塞容器、注二氧化碳活塞容器的下部阀门连接，注水活塞容器的上部阀门通过钢管线和六通连接，注二氧化碳活塞容器上部和气体质量流量控制器连接，气体质量流量控制器通过钢管线和六通连接，六通上连接有压力表，六通通过钢管线和人造岩心上左部的控制阀门连接，人造岩心右部的控制阀门通过钢管线和高压观察窗连接，高压观察窗通过钢管线和回压阀连接，回压阀通过钢管线和自动计量装置连接，自动计量装置一端通过钢管线和气量计连接，自动计量装置另一端通过隔热电缆与计算机相连，计算机通过普通电缆和高压驱替泵相连。

所述高压驱替泵给整个驱替装置提供动力，额定工作压力不低于50MPa。所述六通为装置提供多个通路。所述注水活塞容器和注二氧化碳活塞容器为注入水和注入二氧化碳的容器，其最大承压为50MPa。所述气体质量流量控制器可以控制气体流量，耐压40MPa，流量范围0~50mL/min，其流量和高压驱替泵驱替速度保持一致。所述压力表记录液体的注入压力。所述人造岩心为与矿场区块物性接近的模型。所述高压观察窗额定工作压力不低于50MPa，可观察采出端流体的相态。所述回压阀可控制采出端压力，保证整个注入装置中的压力稳定。所述自动计量装置承接采出液，可显示出当前油量和液量，并会将上述值传输给计算机。所述气量计可以计量采出气的体积。

所述计算机可以通过人造岩心的饱和油量来计算水驱阶段采出程度达到一定值（允许误差为±0.01%）时的采出油量，当该计算采出油量和自动计量装置中采集的当前油量一致时，计算机会通过普通电缆给驱替泵传递出停止注液的指令，使驱替泵停止工作。

所述恒温箱使整个实验流程保持在地层温度下。

发明步骤四：将B块实验中的岩心水驱至与矿场采出程度相同，水驱阶段停止；

驱替实验步骤如下：

（1）设定高压驱替泵流速，开始驱替实验；

（2）首先为水驱阶段，每隔一定时间记录该阶段驱替过程中的注入压力，采出液的出油量与出水量，并计算含水率和阶段采出程度；

（3）以矿场水驱阶段含水率达到98%时的水驱阶段采出程度C为判断依据，如实验过程中的水驱阶段采出程度为C时，计算机会使驱替泵停止工作，水驱阶段的采出程度与C值的误差范围为±0.01%；

（4）重复前述（1）-（3）步，将B块岩心均做完水驱实验。

发明步骤五：依照二氧化碳混相驱对比设计方案对上述B块岩心进行二氧化碳混相驱阶段驱替，驱替至设计方案，停止；

在发明步骤四水驱阶段完成的基础上，对人造岩心模型进行下一步二氧化碳混相驱。步骤如下：

（1）开启高压驱替泵以及二氧化碳对应通路，按照实验要求设定高压驱替泵流速和压力开始二氧化碳混相驱；

（2）按照水驱阶段的时间间隔记录注入压力、采出液出油量和出水量，并计算含水率和阶段采出程度；

（3）按照实验要求注入一定量后停止注二氧化碳；

（4）若实验方案中有后续水驱，则需要在停止注二氧化碳后转注水，待完成实验方案后结束实验。

（5）重复前述（1）-（4）步，将B块岩心均按照实验方案完成实验。

发明步骤六：对比发明步骤五中的二氧化碳混相驱阶段采出程度提高幅度，优选出二氧化碳混相驱参数或最优二氧化碳混相驱方案，实现有效对比。

（1）将各方案的实验数据统计并做成表格，并绘制实验结果曲线；

（2）对比分析不同二氧化碳混相驱参数如注入压力、注入速度、注入二氧化碳纯度或二氧化碳混相驱方案下的二氧化碳驱阶段采出程度的提高幅度；

（3）得出二氧化碳混相驱最优参数或最优二氧化碳混相驱方案。

下面给出一个利用本方法的具体实施例：某油田F区块，储层以砂岩为主，平均有效厚度3.4m，物性较差，平均渗透率为30md，层内岩石孔隙度为17.5%左右，地层破裂压力为26MPa，该储层内原油与二氧化碳的最小混相压力为22MPa。粒级以细砂为主，粒度中值在0.05～0.10mm之间，分选性较好。砂粒磨圆度一般，以泥质胶结为主，胶结类型为接触式胶结。在砂层中发育有钙质条带，其内部含有介形虫化石，含油产状单一。含油、油浸占据了该薄油层及表外层。该区块在水驱开发30年后含水率达到98%，水驱阶段采出程度为21.4%。下一步计划进行二氧化碳混相驱，进一步挖潜剩余油。

现以该油田实际情况为依据，举例说明本发明的各步骤内容：

步骤一：确定要模拟的矿场区块，确定具有代表性的孔隙度、渗透率等参数、确定区块粒度分布、胶黏剂含量，确定地缝破裂压力。根据该区块动态开采特征确定水驱阶段采出程度。确定模拟区块原油—二氧化碳最小混相压力；

（1）该模拟区块的孔隙度为17.5%，平均渗透率为30md，细砂为主，粒度中值在 0.05～0.10mm之间，分选性较好。砂粒磨圆度一般，以泥质胶结为主，胶结类型为接触式胶结，地层破裂压力为26MPa。

（2）根据水驱开发动态资料得到水驱阶段采出程度为21.4%。

（3）根据二氧化碳驱开发资料确定模拟区块二氧化碳-原油最小混相压力为22MPa。

步骤二：根据实际储层情况制备（7）人造岩心，尺寸为长度60cm，宽4.5cm，高4.5cm，使得孔渗及粒度分布等参数与实际储层相符；

人造岩心制备过程如下：

（1）准备压制模具；

选取（1）长侧板的长度为65cm，宽度为1cm，高度为13.5cm。选取（2）短侧板的长度为30.5cm，宽度为1cm，高度为13.5cm。选取（6）底座的长度为70cm，宽度为36cm，高度为1.2cm。选取压板的长度为59.8cm，宽度为29.3cm，高度为14cm。

长侧板和短侧板嵌套连接，两者均内嵌于底座的凹槽上，并通过（4）固定杆固定。待压制时，将（5）压板置于物料上方。

（2）准备物料；

选取50目石英砂6946g，80目石英砂3834g，270目石英砂1148g，340目石英砂234g。

（3）搓砂装模；

取环氧树脂1449g，酒精2g，乙二胺104g，将三者混合均匀后与石英砂混合并搅拌搓砂，待石英砂颗粒均匀胶结后装入压制模具，并用筛板刮平。石英砂颗粒均匀散布于压制模具后，将压板置于物料上方。

（4）压制；

将装有物料的模具移动到压裂机下方，设定压力10MPa，持续压制30分钟。待压制完成后拆除模具。

（5）裸露岩心烘干；

将压制好的裸露岩心置于恒温箱中48小时，待干燥后准备切割。

（6）裸露岩心切割；

用切割机将烘干的裸露岩心按照所需尺寸切割，得到4块符合尺寸要求的裸露岩心。

步骤三：根据矿场情况以及相似区块的二氧化碳驱开发情况，确定要注入的二氧化碳参数，筛选足够的岩心4块，进行实验准备，抽空、饱和水、饱和油、连接实验设备；

（1）根据矿场情况，确定实验用二氧化碳的纯度为98.2%；

（2）根据区块渗透率要求，筛选发明步骤二中制作的人造岩心，选择符合要求的人造岩心4块；

对步骤二中制作的人造岩心测试空气渗透率后，各岩心参数如下：

表1 人造岩心参数

（3）将实验用人造岩心抽空、饱和水、饱和油；

（4）将二氧化碳装入注二氧化碳活塞容器，准备注入用水并将其装入注水活塞容器；

（5）连接实验装置，准备开始实验。

步骤四：将4块实验中的岩心水驱至与矿场采出程度相同，水驱阶段停止；

驱替实验步骤如下：

（1）设定（8）高压驱替泵流速为0.3mL/min，开始驱替实验；

（2）首先为水驱阶段，每隔30分钟记录该阶段驱替过程中的注入压力，采出液的出油量与出水量，并计算含水率和阶段采出程度；

（3）以矿场水驱阶段含水率达到98%时的水驱阶段采出程度21.4%为判断依据，当实验过程中的水驱阶段采出程度为21.4%时，高压驱替泵在（26）计算机的操控下会自动停止，水驱阶段的采出程度数值与21.4%的误差范围为0.01%；

（4）重复前述（1）~（3）步，将4块岩心均做完水驱实验。

步骤五：依照二氧化碳混相驱对比设计方案对上述4块岩心进行二氧化碳混相驱阶段驱替，驱替至设计方案，停止；

实验方案如下：

表2 实验方案

在步骤四水驱阶段完成的基础上，对人造岩心模型进行下一步二氧化碳混相驱。步骤如下：

（1）开启高压驱替泵以及二氧化碳对应通路，设定高压驱替泵流速为0.2 mL/min，设定气体质量流量控制器的流量为0.2 mL/min，按照方案一设定驱替压力为22MPa，开始二氧化碳混相驱；

（2）每隔30分钟记录注入压力、采出液出油量和出水量，并计算含水率和阶段采出程度；

（3）注入1PV后停止注二氧化碳；

（4）按照实验方案在停止注二氧化碳后转注水，待完成实验方案后结束实验。

（5）分别按照表2所示的各方案设计注入压力注入二氧化碳，重复前述（1）~（4）步，将剩余的3块岩心均按照实验方案完成实验。

步骤六：对比发明步骤五中的二氧化碳混相驱阶段采出程度提高幅度，优选出二氧化碳混相驱参数或最优二氧化碳混相驱方案，实现精准对比。

（1）将各方案的实验数据统计并做成表格，并绘制如图4所示的注入PV数-采收率曲线；

表3 不同方案实验结果表

（2）对比分析不同二氧化碳混相驱参数如注入压力、注入速度、注入二氧化碳纯度或二氧化碳混相驱方案下的二氧化碳驱阶段采出程度的提高幅度；

从不同方案实验结果表中可知，在二氧化碳混相驱阶段，方案二比方案一的阶段采出程度提高了2.17个百分点，方案三比方案二的阶段采出程度提高了1.16个百分点，方案四比方案三阶段采出程度提高了1.09个百分点。注入压力在超过混相压力后，采收率上升幅度逐渐趋于平缓。所以当注入压力为23MPa时，注入二氧化碳会在提高采收率的同时节约投入成本。

（3）得出二氧化碳混相驱最优参数或最优二氧化碳混相驱方案。

在该实验条件下，二氧化碳的最优驱替压力为23MPa，即方案二为最优二氧化碳混相驱方案。

Claims (3)

1. 一种对比二氧化碳混相驱驱替阶段效果的方法，其特征在于：依据实际要模拟的矿场情况，根据矿场进行二氧化碳混相驱之前的水驱采收率即水驱阶段采出程度，来确定室内实验的水驱截止时间节点；在进行二氧化碳混相驱的对比实验方案时，水驱阶段的阶段采出程度误差范围需要控制在±0.01%之间，从而使得在实验室内进行水驱的基础上，二氧化碳混相驱阶段开始前的剩余油饱和度保持一致; 之后,进行二氧化碳混相驱的对比实验，按照各对比实验中的二氧化碳混相驱阶段采出程度提高幅度，优选出二氧化碳混相驱参数或最优二氧化碳混相驱方案，实现有效对比。

2.根据权利要求1所述的对比二氧化碳混相驱驱替阶段效果的方法，其特征在于：该方法包括如下步骤，

第一步，根据要模拟的矿场区块确定此矿场区块的动态开采特征，根据此动态开采特征确定水驱阶段采出程度和模拟区块原油—二氧化碳最小混相压力;该水驱阶段采出程度的数值表示为A，以矿场水驱阶段含水率达到98%时的水驱阶段采出程度来确定；确定所述矿场区块地质特征,所述地质特征包括孔隙度、渗透率、区块粒度分布、胶黏剂含量以及地层破裂压力；

第二步，根据第一步中确定的矿场区块地质特征制备人造岩心；

第三步，根据矿场情况以及相似区块的二氧化碳驱开发情况，确定要注入的二氧化碳参数；

第四步，从第二步中制备完毕的岩心中筛选出若干块岩心，所述岩心的数量为B，对所述若干块岩心进行实验准备，即分别依次抽空、饱和水和饱和油；

第五步，按照第三步中确定的二氧化碳参数确定实验用二氧化碳的纯度以及注入压力，装入注二氧化碳活塞容器，准备注入用水并将其装入注水活塞容器；

第六步，连接驱替实验装置，开始实验；

第七步，将第四步中获得的B块岩心分别水驱至矿场水驱阶段含水率达到98%时的水驱阶段采出程度C，当C值与第一步中确定的水驱阶段采出程度A值相同或误差范围在±0.01%之间时，水驱阶段停止；

第八步，对第七步中水驱阶段已完成的B块岩心依照二氧化碳混相驱对比设计方案进行二氧化碳混相驱阶段驱替，驱替至设计方案，停止；

第九步，对比第八步各对比实验中的二氧化碳混相驱阶段采出程度提高幅度，优选出二氧化碳混相驱参数或最优二氧化碳混相驱方案，实现有效对比。

3.一种对比二氧化碳混相驱驱替阶段效果的装置，包括人造岩心、高压驱替泵、钢管线、六通、注水活塞容器、注二氧化碳活塞容器、上部阀门、下部阀门、压力表、控制阀门、岩心夹持器、普通电缆和隔热电缆，其特征在于：所述装置还包括自动计量装置、恒温箱、搅拌器和计算机、高压观察窗、回压阀、气体质量流量控制器以及气量计；

其中，所述高压驱替泵通过钢管线和六通连接，六通通过钢管线分别和注水活塞容器、注二氧化碳活塞容器的下部阀门连接，注水活塞容器的上部阀门通过钢管线和六通连接，注二氧化碳活塞容器上部和气体质量流量控制器连接，气体质量流量控制器通过钢管线和六通连接，六通上连接有压力表，六通通过钢管线和人造岩心上左部的控制阀门连接，人造岩心右部的控制阀门通过钢管线和高压观察窗连接，高压观察窗通过钢管线和回压阀连接，回压阀通过钢管线和自动计量装置连接，自动计量装置一端通过钢管线和气量计连接，自动计量装置另一端通过隔热电缆与计算机相连，计算机通过普通电缆和高压驱替泵相连；

所述高压驱替泵给整个驱替装置提供动力，额定工作压力不低于50MPa；所述六通为装置提供多个通路；所述注水活塞容器和注二氧化碳活塞容器为注入水和注入二氧化碳的容器，其最大承压为50MPa；所述气体质量流量控制器用于控制气体流量，耐压40MPa，流量范围0-50mL/min，其流量和高压驱替泵驱替速度保持一致；所述压力表记录液体的注入压力；所述人造岩心为与矿场区块物性接近的模型；所述高压观察窗额定工作压力不低于50MPa，可观察采出端流体的相态；所述回压阀用于控制采出端压力，保证整个注入装置中的压力稳定；所述自动计量装置承接采出液，可显示出当前油量和液量，并会将值传输给所述计算机；

所述气量计用于计量采出气的体积；

所述计算机在内置计算机程序的控制下可以通过人造岩心的饱和油量来计算水驱阶段采出程度达到一定值时的采出油量，当该计算采出油量和自动计量装置中采集的当前油量一致时，计算机会通过普通电缆给驱替泵传递出停止注液的指令，使驱替泵停止工作；所述计算机计算采出油量后会得到实际水驱阶段采出程度，该数值与矿场含水率达到98%时的阶段采出程度之间允许的误差范围在±0.01%之间；

所述恒温箱使整个实验流程保持在地层温度下。