CN113933478A - 一种高温高压可视化油水计量装置及方法 - Google Patents

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CN113933478A CN202010667626.3A CN202010667626A CN113933478A CN 113933478 A CN113933478 A CN 113933478A CN 202010667626 A CN202010667626 A CN 202010667626A CN 113933478 A CN113933478 A CN 113933478A
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Abstract

本发明公开了一种高温高压可视化油水计量装置及方法，包括计量主体，所述计量主体开设计量腔，所述计量腔为相互连通的井字形通道内腔，即井字形通道内腔包括上横计量通道、下横计量通道、左纵计量通道、右纵计量通道。本发明结构设计上的“井”字型内腔体在实验过程中起到了U型管的作用，充分利用了油水由于密度差自动重力分异的物理现象，内腔体上部进行高压含气原油的计量，下部进行高温高压水的计量。通过回压阀控制高压含气原油和高温高压水出管的压力为模拟油藏压力，使得整个计量系统的压力始终高于气体泡点压力，不会发生原油脱气现象，保证了岩心内的原油始终保持含气状态，为后续岩心降压脱气过程提供了保障。

Description

一种高温高压可视化油水计量装置及方法
技术领域
本发明涉及油田开发过程中对水淹层的剩余油饱和度评价进行室内密闭取心井的岩心降压脱气含水饱和度校正实验的技术领域，具体地说是一种高温高压可视化油水计量装置及方法。
背景技术
随着油田注水开发的不断深入，储层含水率越来越高，对水淹层的剩余油饱和度的准确评价是油田开发后期调整开发方案的重要依据。室内分析密闭井岩心的油、水饱和度与地层条件下的油、水饱和度真实值存在误差，为此进行降压脱气含水饱和度校正间接的进行剩余油饱和度的评价。降压脱气含水饱和度校正实验过程中需要采用高压含气原油(即活油)，因此整个实验系统的压力必须保持为储层压力防止原油脱气，需要发明一种室内实验用的高温高压可视化油水计量装置。
目前已有的油水计量装置实用新型专利CN 204461520 U、CN 207920598 U和发明专利CN 101832804 A、CN 101986107 A均是可用于室内物理模拟驱油实验用的油水计量装置，但是均采用了玻璃管或计量瓶作为油水计量容器，无承压能力，不能用于高温高压油水的计量。为此，我们发明了一种高温高压可视化油水计量装置，解决了以上技术问题。
公开(公告)号：CN204461520U，公开(公告)日：2015-07-08涉及一种适用于室内驱油实验用的油、气、水计量装置。主要解决了现有常规计量方法油、水计量不准确费时费力的问题。其特征在于：所述油水分离装置下部连接底座，上部连接管线A、管线D；所述管线A上接有阀门A，阀门A与油气水混合物进口A相连；所述管线B通过阀门B与油水混合物进口B相连；所述管线C与水出管A相连，水出管A与盛水容器A相连，盛水容器A置于电子天平A上；所述管线D通过阀门C与气体计量装置上部相连，气体计量装置下部连接的管线E通过阀门D与水出管B相连，水出管B与盛水容器B相连。该适用于室内驱油实验用的油、气、水计量装置，能分离油、气、水，并准确计量油、气、水体积。
公开(公告)号：CN207920598U，公开(公告)日：2018-09-28公开了一种能精确计量油水两相的体积的计量装置，属于油水计量领域。它包括两个串联的称重装置，两个所述称重装置上分别置有第一计量瓶和第二计量瓶，所述第一计量瓶和第二计量瓶均具有密封瓶盖，还包括进液管、导液管和排气管，所述进液管的一端和所述导液管的一端均伸入第一计量瓶中，所述导液管伸入第一计量瓶中的一端端面低于所述进液管伸入第一计量瓶中的一端端面，所述导液管的另一端和所述排气管的一端均伸入第二计量瓶中，还包括与第一计量瓶平行的支管，支管上设有刻度，支管的下端与第一计量瓶的底部连通。
公开(公告)号：CN101832804B，公开(公告)日：2012-04-04公开了一种油水计量仪，包括油水计量器和摄像监测器两部分，油水计量器和摄像监测器配合使用；油水计量器包括底座、立柱、玻璃管和刻度板，玻璃管和刻度板连接在立柱上，玻璃管的下端具有进液管和出液管，立柱固定连接在底座上；摄像监测器包括摄像装置和机架，机架上还有操作装置、驱动装置和升降机构，驱动装置传动连接升降机构，摄像装置固定连接在升降机构上，操作装置控制驱动装置和摄像装置，用于计量油水计量器上的油水液位；摄像装置朝着玻璃管和刻度板方向。本发明记录准确且能节省旁力。
公开(公告)号：CN101986107A，公开(公告)日：2011-03-16公开了一种油水计量装置，包括底座、支架、玻璃管、固定板、进液管和出液管，所述支架固定连接在底座上，固定板固定连接在支架上，玻璃管与支架固定连接，所述玻璃管的下端具有管塞，进液管和出液管穿过玻璃管下端的管塞且与玻璃管的内腔连通，进液管的上端口高于出液管的上端口，玻璃管的内腔的上部为空气区，中部为油液区，下部为水区，玻璃管的空气区连通有至少一根第一支管，油液区连通有至少一根第二支管，水区连通有至少一根第三支管，且第一支管、第二支管和第三支管均连通到刻度管上，刻度管固定连接在固定板上。本发明显示数据清晰。
以上公开技术的技术方案以及所要解决的技术问题和产生的有益效果均与本发明不相同，或者技术领域或者应用场合不同，针对本发明更多的技术特征和所要解决的技术问题以及有益效果，以上公开技术文件均不存在技术启示。
发明内容
本发明的目的在于针对现有技术存在的上述缺陷而提供一种高温高压可视化油水计量装置及方法，结构设计上的“井”字型内腔体在实验过程中起到了U型管的作用，充分利用了油水由于密度差自动重力分异的物理现象，内腔体上部进行高压含气原油的计量，下部进行高温高压水的计量。通过回压阀控制高压含气原油和高温高压水出管的压力为模拟油藏压力，使得整个计量系统的压力始终高于气体泡点压力，不会发生原油脱气现象，保证了岩心内的原油始终保持含气状态，为后续岩心降压脱气过程提供了保障。
为了达成上述目的，本发明采用了如下技术方案：
一种高温高压可视化油水计量装置，包括计量主体，所述计量主体开设计量腔，所述计量腔为相互连通的井字形通道内腔，即井字形通道内腔包括上横计量通道、下横计量通道、左纵计量通道、右纵计量通道。
进一步地，所述上横计量通道左右两端口均安装封堵件，所述下横计量通道左右两端口亦均安装封堵件；所述左纵计量通道的上端口通过接头连接高温高压含气原油入管，左纵计量通道的下端口通过接头连接高温高压水入管，所述右纵计量通道的上端口通过接头连接高温高压含气油出管，右纵计量通道的下端口通过接头连接高温高压水出管。
进一步地，所述高温高压含气油出管的出口以及高温高压水出管的出口均连接回压阀的进口，回压阀的出口连接出液收集容器。
进一步地，所述高温高压含气原油入管、高温高压水入管、高温高压含气油出管、高温高压水出管均安装有阀门。
进一步地，所述计量主体为透明材质。
进一步地，所述计量主体为金属材质，所述计量主体开设有窗口，该窗口与右纵计量通道打通，所述窗口密封式安装可视化窗体。
进一步地，所述可视化窗体采用蓝宝石玻璃材质，密封式镶嵌在所述窗口上。
进一步地，所述计量主体的窗口旁侧刻有用于油水计量的刻度，所述井字形通道内腔耐压及可视化窗体耐压均达50MPa，所述井字形通道内腔耐高温及可视化窗体耐高温均达100℃。
为了达成上述目的，本发明采用了如下技术方案：
一种高温高压可视化油水计量装置的计量方法，包括以下步骤：
第一步骤，连接计量装置至岩心驱替装置；
第二步骤，建立内腔体初始油水界面；
第三步骤，水驱岩心建立实验系统高温高压条件；
第四步骤，油驱岩心计量出水量，确定束缚水体积；
第五步骤，水驱岩心计量出油量，建立降压脱气前岩心的含水饱和度；
第六步骤，清洗计量装置内腔体。
进一步地，第一步骤，连接计量装置至岩心驱替装置；首先将饱和水的岩心装入驱替装置中，将驱替装置的出口连接到油水计量装置的高温高压入口管线；
第二步骤，建立内腔体初始油水界面；将高温高压水入口管线阀门打开，出口管线的阀门关闭，高温高压含气原油入口和出口管线的阀门关闭，常压下将模拟地层水驱出至油水计量腔体体积的2/3处，关闭高温高压水入口管线的阀门；然后，打开高温高压含气原油的入口和出口管线阀门，使常压下原油充满油水计量装置的腔体；
第三步骤，水驱岩心建立实验系统高温高压条件；将放置油水计量装置的烘箱温度升至实验温度，回压阀的压力升至实验压力；采用高温高压的模拟地层水驱替岩心，此时保持高温高压含气原油的入口和出口管线的阀门关闭，打开高温高压水的入口和出口管线的阀门，待收集容器内有液体流出时，建立高温高压状态下的油水界面，记录油水计量可视化窗口中油水界面对应的体积V1；
第四步骤，油驱岩心计量出水量，确定束缚水体积；高温高压条件下初始油水界面建立后，采用高温高压含气原油驱替岩心中饱和的水，建立原始含油饱和度，确定束缚水饱和度；关闭高温高压水的入口和出口阀门，打开高温高压含气原油入口和出口的阀门，进行油驱水；由于油水的重力分异作用，驱出的水落入计量装置的内腔体中，导致腔体中的油水界面上升，高温高压含气原油经过出口管线和回压阀进入到收集容器中，待油水界面稳定后，关闭高温高压含气原油的入口和出口管线，记录此时可视化窗口中油水界面对应的体积V2，则束缚水的体积为V0-(V2-V1)；
第五步骤，水驱岩心计量出油量，建立降压脱气前岩心的含水饱和度；打开高温高压水入口和出口管线的阀门，进行高温高压水驱替岩心中高温高压含气原油阶段；由于油水的重力分异作用，岩心中被驱替出的高温高压含气原油上浮并留存于油水计量装置的内腔体中，导致腔体内油水界面下降，待可视化窗口显示油水界面到达某一体积V3后，关闭高温高压水入口和出口阀门，此时岩心中建立起了岩心降压脱气前的含水饱和度S脱气前＝[(V2-V3)+(V0-V2+V1)]/V0×100％；将降压脱气前含水饱和度为S脱气前的岩心模拟岩心由井底到地面的降压过程，室内常规岩心分析确定降压脱气后岩心的含水饱和度S脱气后，则由于岩心降压脱气造成的饱和度损失为ΔS＝S脱气前-S脱气后；
第六步骤，清洗计量装置内腔体；待实验完毕后，清洗油水计量装置的内腔体；清洗用上横计量通道左右两端口、下横计量通道左右两端口两两组合，保持其中两个接口打开，剩下两接口关闭，高温条件下采用清洗剂清洗干净。
本发明与现有技术相比具有以下有益效果：
本发明为岩心降压脱气含水饱和度校正实验中采用含气原油进行驱替实验时进行油水准确计量。本发明的计量装置不同于以往专利，结构设计上的“井”字型内腔体在实验过程中起到了U型管的作用，充分利用了油水由于密度差自动重力分异的物理现象，内腔体上部进行高压含气原油的计量，下部进行高温高压水的计量。通过回压阀控制高压含气原油和高温高压水出管的压力为模拟油藏压力，使得整个计量系统的压力始终高于气体泡点压力，不会发生原油脱气现象，保证了岩心内的原油始终保持含气状态，为后续岩心降压脱气过程提供了保障。
附图说明
图1为本发明一种高温高压可视化油水计量装置的结构示意图；
图2为本发明一种高温高压可视化油水计量装置内部的“井”字型内腔体剖面图；
图3为本发明一种高温高压可视化油水计量装置的具体实施例的流程图。
图中：1.高温高压含气原油入管，2.阀门，3.死堵，4.死堵，5.阀门，6.高温高压水入管，7.高温高压水出管，8.阀门，9.死堵，10.内腔体下部水，11.可视化窗体，12.内腔体上部油，13.死堵，14.阀门，15.高温高压含气油出管，16.回压阀，17.出液收集容器。
具体实施方式
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，都属于本发明保护的范围。
实施例1：
请参阅图1至图3，本发明提供一种技术方案：
一种高温高压可视化油水计量装置，包括计量主体，所述计量主体开设计量腔，所述计量腔为相互连通的井字形通道内腔，即井字形通道内腔包括上横计量通道、下横计量通道、左纵计量通道、右纵计量通道。
进一步地，所述上横计量通道左右两端口均安装封堵件，即死堵3和13，所述下横计量通道左右两端口亦均安装封堵件，即死堵4和9；所述左纵计量通道的上端口通过接头连接高温高压含气原油入管1，左纵计量通道的下端口通过接头连接高温高压水入管6，所述右纵计量通道的上端口通过接头连接高温高压含气油出管15，右纵计量通道的下端口通过接头连接高温高压水出管7。
进一步地，所述高温高压含气油出管的出口以及高温高压水出管的出口均连接回压阀16的进口，回压阀的出口连接出液收集容器17。
进一步地，所述高温高压含气原油入管、高温高压水入管、高温高压含气油出管、高温高压水出管均安装有阀门。
进一步地，所述计量主体为金属材质，所述计量主体开设有窗口，该窗口与右纵计量通道打通，所述窗口密封式安装可视化窗体11。这种方案是一种可视方案，当然还可以有其他变形可视方案，均在本发明的保护范围内。
进一步地，所述可视化窗体采用蓝宝石玻璃材质，密封式镶嵌在所述窗口上。
进一步地，所述计量主体的窗口旁侧刻有用于油水计量的刻度，所述井字形通道内腔耐压及可视化窗体耐压均达50MPa，所述井字形通道内腔耐高温及可视化窗体耐高温均达100℃。
该高温高压可视化油水计量装置包括高压含气原油入管1和出管管线15、高温高压水入管6和出管管线7、可视化计量窗体11、回压阀16和出液收集容器17，高温高压可视化油水计量装置内部设计有类似“井”字形内腔体(图1所示)，整个计量装置放入到高温烘箱中。
该高温高压可视化油水计量装置的高压含气原油入管1和出管管线15与内腔体上部相连且分别用阀门2和14控制开关；高温高压水入管6和出管管线7与内腔体下部相连也有阀门5和8分别控制其开关；可视化计量窗体11位于“井”字型内腔体的右侧；回压阀16入管端与高压含气原油出管管线15和高温高压水出管管线7相连，出管端接有收集容器17。
高温高压可视化含气原油/水计量装置内部设计的“井”字型内腔体，在装置左右两侧各有两个用于腔体清洗用的接口，实验前后需接上清洗管线将内腔体清洗干净。高压含气原油入管和出管管线与油水计量装置内腔体上部相连并分别通过阀门控制开关。高温高压水入管和出管管线与油水计量装置内腔体下部相连也有阀门进行开关控制。可视化油水计量窗体位于“井”字型内腔体的右侧，采用蓝宝石玻璃镶嵌而成，窗体旁侧刻有用于油水计量的刻度，可耐压50MPa。回压阀施加回压P为模拟油藏压力，入管端连接高压含气原油出管和高温高压水出管，出管端接有收集容器。
当高压含气原油入管和出管管线阀门开启，高温高压水入管和出管管线阀门关闭时，形成“U”型管结构，反之，当高温高压水入管和出管管线阀门开启，高压含气原油入管和出管管线关闭时形成倒置的“U”型管结构。所述可视化计量窗体采用蓝宝石制成位于“井”字型内腔体的右侧，在窗体刻有刻度用于计量。在“井”字型腔体的两侧上下各有一个清洗用接口，使用过程中用死堵密封，实验结束后接管线可清洗内腔体。所述回压阀与含气原油出管和高温高压水出管相连，实验过程中保证了油水系统的压力。将整套油水计量装置放入烘箱内，便可进行高温高压条件下可视化油水计量。
计量装置内腔体初始油水界面建立过程中，关闭高温高压含气原油入管1和出管15对应的阀门2和14，打开高温高压水入管6对应的阀门5并关闭高温高压水出管管线7对应的阀门8在常压条件下注入油水计量装置可视化窗体11刻度的2/3处，关闭高温高压水入管管线6对应的阀门5。
该高温高压含气原油入管1对应的阀门2在油水计量装置内常压水体积达到腔体体积的2/3时打开，同时打开高温高压含气原油出管管线15对应的阀门14，通过高温高压含气原油入管管线1向计量装置内腔体内注入常压条件下的原油至充满剩下的1/3计量装置的内腔体，然后关闭高温高压含气原油入管1和出管15对应的阀门2和14。此时建立起了常压条件下油水计量装置内腔体内初始油水界面建立完毕。
将饱和模拟地层水的岩心(孔隙体积为V0)装入岩心驱替装置，驱替装置的出管管线接入高温高压水入管管线6，将油水计量装置的回压阀16的回压加至实验压力P，并在出管处放好出液收集容器17。
该油水计量装置的高温高压水入管6和出管管线7对应的阀门5和8均打开，采用模拟地层水驱替岩心，直至出液收集容器17中收集到模拟地层水，此时高温高压条件下油水加量装置内腔体内初始油水界面建立完毕，记录下此时油水界面对应的可视化窗体11上的位置记为V1。
高温高压条件下初始油水界面建立后，采用高温高压含气原油驱替岩心中饱和的水，建立原始含油饱和度，确定缚水饱和度。关闭高温高压水的入管6和出管7对应的阀门5和7，打开高温高压含气原油入管1和出管15对应的阀门2和14。
该高温高压含气原油驱替岩心中的饱和水经过入管1进入油水计量装置内腔体后，由于油水重力分异作用落入计量装置腔体内，高温高压含气原油自出管15经过回压阀16进入到收集容器17内，待可视化窗体11显示油水界面稳定后，关闭高温高压含气原油入管1和出管15对应的阀门2和14，记录此时油水界面上升至体积V2，则V2-V1为计量的驱出水的体积,束缚水的体积为V0-(V2-V1)。
油驱岩心中饱和水，确定束缚水饱和度后，进入高温高压水驱高温高压含气原油阶段。打开高温高压水入管6和出管7管线对应的阀门5和8。
该高温高压水驱替岩心中饱和的高温高压含气油通过入管6进入计量装置内腔体后，由于油水的重力分异作用油上浮聚集并留存在内腔体中，高温高压水则经过出管管线7和回压阀16进入到收集容器17内，待可视化窗体11显示油水界面下降且到达某一体积V3后，关闭高温高压水入管6和出管7对应的阀门5和8，此时岩心中建立了岩心降压脱气前的含水饱和度S脱气前＝[(V2-V3)+(V0-V2+V1)]/V0×100％。
将降压脱气前含水饱和度为S脱气前的岩心模拟岩心由井底到地面的降压过程，室内常规岩心分析确定降压脱气后岩心的含水饱和度S脱气后，则由于岩心降压脱气造成的饱和度损失为ΔS＝S脱气前-S脱气后。
待实验完毕后，清洗油水计量装置的内腔体。清洗用接口3、4、9和13两两组合，保持其中两个接口打开，剩下两接口关闭，高温条件下采用清洗剂清洗干净。
如图3所示，图3为本发明的储气库多轮次注采过程储层岩石压缩系数测定实验方法的一具体实施例的流程图。该流程包括：
1、连接计量装置至岩心驱替装置
首先将饱和水的岩心装入驱替装置中，将驱替装置的出管连接到油水计量装置的高温高压入管管线。
2、建立内腔体初始油水界面
将高温高压水入管管线阀门打开，出管管线的阀门关闭，高温高压含气原油入管和出管管线的阀门关闭，常压下将模拟地层水驱出至油水计量腔体体积的2/3处，关闭高温高压水入管管线的阀门。然后，打开高温高压含气原油的入管和出管管线阀门，使常压下原油充满油水计量装置的腔体。
3、将放置油水计量装置的烘箱温度升至实验温度，回压阀的压力升至实验压力。采用高温高压的模拟地层水驱替岩心，此时保持高温高压含气原油的入管和出管管线的阀门关闭，打开高温高压水的入管和出管管线的阀门，待收集容器内有液体流出时，建立高温高压状态下的油水界面，记录油水计量可视化窗体中油水界面对应的体积V1。
4、油驱岩心计量出水量，确定束缚水体积
高温高压条件下初始油水界面建立后，采用高温高压含气原油驱替岩心中饱和的水，建立原始含油饱和度，确定束缚水饱和度。关闭高温高压水的入管和出管阀门，打开高温高压含气原油入管和出管的阀门，进行油驱水。由于油水的重力分异作用，驱出的水落入计量装置的内腔体中，导致腔体中的油水界面上升，高温高压含气原油经过出管管线和回压阀进入到收集容器中，待油水界面稳定后，关闭高温高压含气原油的入管和出管管线，记录此时可视化窗体中油水界面对应的体积V2，则束缚水的体积为V0-(V2-V1)。
5、水驱岩心计量出油量，建立降压脱气前岩心的含水饱和度
打开高温高压水入管和出管管线的阀门，进行高温高压水驱替岩心中高温高压含气原油阶段。由于油水的重力分异作用，岩心中被驱替出的高温高压含气原油上浮并留存于油水计量装置的内腔体中，导致腔体内油水界面下降，待可视化窗体显示油水界面到达某一体积V3后，关闭高温高压水入管和出管阀门，此时岩心中建立起了岩心降压脱气前的含水饱和度S脱气前＝[(V2-V3)+(V0-V2+V1)]/V0×100％。
将降压脱气前含水饱和度为S脱气前的岩心模拟岩心由井底到地面的降压过程，室内常规岩心分析确定降压脱气后岩心的含水饱和度S脱气后，则由于岩心降压脱气造成的饱和度损失为ΔS＝S脱气前-S脱气后。
6、清洗计量装置内腔体
待实验完毕后，清洗油水计量装置的内腔体。清洗用上横计量通道左右两端口、下横计量通道左右两端口两两组合，保持其中两个接口打开，剩下两接口关闭，高温条件下采用清洗剂清洗干净。
本发明实施例的高温高压可视化油水计量装置可用于采用活油进行密闭取心井岩心室内降压脱气含水饱和度校正实验时，通过计量高温高压油水的体积准确建立降压脱气前岩心中的含水饱和度。该岩心可用于后续的模拟岩心由井底到地面降压脱气过程。该过程中由于压力和温度的下降及油、水和岩心体积的膨胀导致水损失，损失的水量加上室内对密闭取心井含水饱和度的测定，便可得到实际储层中取心处的准确含水饱和度，更能准确的确定储层的水淹程度及剩余油饱和度，从而为油田开发后期提高采收率及油田调整措施提供依据。
实施例2：
请参阅图1至图3，本发明提供一种技术方案：
一种高温高压可视化油水计量装置，包括计量主体，所述计量主体开设计量腔，所述计量腔为相互连通的井字形通道内腔，即井字形通道内腔包括上横计量通道、下横计量通道、左纵计量通道、右纵计量通道。
进一步地，所述上横计量通道左右两端口均安装封堵件，即死堵3和13，所述下横计量通道左右两端口亦均安装封堵件，即死堵4和9；所述左纵计量通道的上端口通过接头连接高温高压含气原油入管1，左纵计量通道的下端口通过接头连接高温高压水入管6，所述右纵计量通道的上端口通过接头连接高温高压含气油出管15，右纵计量通道的下端口通过接头连接高温高压水出管7。
进一步地，所述高温高压含气油出管的出口以及高温高压水出管的出口均连接回压阀16的进口，回压阀的出口连接出液收集容器17。
进一步地，所述高温高压含气原油入管、高温高压水入管、高温高压含气油出管、高温高压水出管均安装有阀门。
进一步地，所述计量主体为透明材质。这种方案可视化更彻底，直接应用这种耐高压耐高温的透明材质即可，现有技术中的这种材质是公知技术。
实施例3：
请参阅图1至图3，本发明提供一种技术方案：
一种高温高压可视化油水计量装置，包括计量主体，所述计量主体开设计量腔，所述计量腔为相互连通的井字形通道内腔，即井字形通道内腔包括上横计量通道、下横计量通道、左纵计量通道、右纵计量通道。
进一步地，所述上横计量通道左右两端口均安装封堵件，即死堵3和13，所述下横计量通道左右两端口亦均安装封堵件，即死堵4和9；所述左纵计量通道的上端口通过接头连接高温高压含气原油入管1，左纵计量通道的下端口通过接头连接高温高压水入管6，所述右纵计量通道的上端口通过接头连接高温高压含气油出管15，右纵计量通道的下端口通过接头连接高温高压水出管7。
进一步地，所述高温高压含气油出管的出口以及高温高压水出管的出口均连接回压阀16的进口，回压阀的出口连接出液收集容器17。
进一步地，所述高温高压含气原油入管、高温高压水入管、高温高压含气油出管、高温高压水出管均安装有阀门。
虽然以上所有的实施例均使用图1至图3，但作为本领域的技术人员可以很清楚的知道，不用给出单独的图纸来表示，只要实施例中缺少的零部件或者结构特征在图纸中拿掉即可。这对于本领域技术人员来说是清楚的。当然部件越多的实施例，只是最优实施例，部件越少的实施例为基本实施例，但是也能实现基本的发明目的，所以所有这些都在本发明的保护范围内。
本申请中凡是没有展开论述的零部件本身、本申请中的各零部件连接方式均属于本技术领域的公知技术，不再赘述。比如焊接、丝扣式连接等。
在本发明中，术语“多个”则指两个或两个以上，除非另有明确的限定。术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等术语均应做广义理解，例如，“连接”可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；“相连”可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
本发明的描述中，需要理解的是，术语“上”、“下”、“左”、“右”、“前”、“后”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或单元必须具有特定的方向、以特定的方位构造和操作，因此，不能理解为对本发明的限制。
在本说明书的描述中，术语“一个实施例”、“一些实施例”、“具体实施例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或实例。而且，描述的具体特征、结构、材料或特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种高温高压可视化油水计量装置，包括计量主体，所述计量主体开设计量腔，其特征在于，所述计量腔为相互连通的井字形通道内腔，即井字形通道内腔包括上横计量通道、下横计量通道、左纵计量通道、右纵计量通道。
2.根据权利要求1所述的一种高温高压可视化油水计量装置，其特征在于，所述上横计量通道左右两端口均安装封堵件，所述下横计量通道左右两端口亦均安装封堵件；所述左纵计量通道的上端口通过接头连接高温高压含气原油入管，左纵计量通道的下端口通过接头连接高温高压水入管，所述右纵计量通道的上端口通过接头连接高温高压含气油出管，右纵计量通道的下端口通过接头连接高温高压水出管。
3.根据权利要求2所述的一种高温高压可视化油水计量装置，其特征在于，所述高温高压含气油出管的出口以及高温高压水出管的出口均连接回压阀的进口，回压阀的出口连接出液收集容器。
4.根据权利要求3所述的一种高温高压可视化油水计量装置，其特征在于，所述高温高压含气原油入管、高温高压水入管、高温高压含气油出管、高温高压水出管均安装有阀门。
5.根据权利要求1或2或3或4所述的一种高温高压可视化油水计量装置，其特征在于，所述计量主体为透明材质。
6.根据权利要求1或2或3或4所述的一种高温高压可视化油水计量装置，其特征在于，所述计量主体为金属材质，所述计量主体开设有窗口，该窗口与右纵计量通道打通，所述窗口密封式安装可视化窗体。
7.根据权利要求6所述的一种高温高压可视化油水计量装置，其特征在于，所述可视化窗体采用蓝宝石玻璃材质，密封式镶嵌在所述窗口上。
8.根据权利要求6所述的一种高温高压可视化油水计量装置，其特征在于，所述计量主体的窗口旁侧刻有用于油水计量的刻度，所述井字形通道内腔耐压及可视化窗体耐压均达50MPa，所述井字形通道内腔耐高温及可视化窗体耐高温均达100℃。
9.一种高温高压可视化油水计量装置的计量方法，其特征在于，包括以下步骤：
第一步骤，连接计量装置至岩心驱替装置；
第二步骤，建立内腔体初始油水界面；
第三步骤，水驱岩心建立实验系统高温高压条件；
第四步骤，油驱岩心计量出水量，确定束缚水体积；
第五步骤，水驱岩心计量出油量，建立降压脱气前岩心的含水饱和度；
第六步骤，清洗计量装置内腔体。
10.根据权利要求9所述的一种高温高压可视化油水计量装置的计量方法，其特征在于，
第一步骤，连接计量装置至岩心驱替装置；首先将饱和水的岩心装入驱替装置中，将驱替装置的出口连接到油水计量装置的高温高压入口管线；
第二步骤，建立内腔体初始油水界面；将高温高压水入口管线阀门打开，出口管线的阀门关闭，高温高压含气原油入口和出口管线的阀门关闭，常压下将模拟地层水驱出至油水计量腔体体积的2/3处，关闭高温高压水入口管线的阀门；然后，打开高温高压含气原油的入口和出口管线阀门，使常压下原油充满油水计量装置的腔体；
第三步骤，水驱岩心建立实验系统高温高压条件；将放置油水计量装置的烘箱温度升至实验温度，回压阀的压力升至实验压力；采用高温高压的模拟地层水驱替岩心，此时保持高温高压含气原油的入口和出口管线的阀门关闭，打开高温高压水的入口和出口管线的阀门，待收集容器内有液体流出时，建立高温高压状态下的油水界面，记录油水计量可视化窗口中油水界面对应的体积V1；
第四步骤，油驱岩心计量出水量，确定束缚水体积；高温高压条件下初始油水界面建立后，采用高温高压含气原油驱替岩心中饱和的水，建立原始含油饱和度，确定束缚水饱和度；关闭高温高压水的入口和出口阀门，打开高温高压含气原油入口和出口的阀门，进行油驱水；由于油水的重力分异作用，驱出的水落入计量装置的内腔体中，导致腔体中的油水界面上升，高温高压含气原油经过出口管线和回压阀进入到收集容器中，待油水界面稳定后，关闭高温高压含气原油的入口和出口管线，记录此时可视化窗口中油水界面对应的体积V2，则束缚水的体积为V0-(V2-V1)；
第五步骤，水驱岩心计量出油量，建立降压脱气前岩心的含水饱和度；打开高温高压水入口和出口管线的阀门，进行高温高压水驱替岩心中高温高压含气原油阶段；由于油水的重力分异作用，岩心中被驱替出的高温高压含气原油上浮并留存于油水计量装置的内腔体中，导致腔体内油水界面下降，待可视化窗口显示油水界面到达某一体积V3后，关闭高温高压水入口和出口阀门，此时岩心中建立起了岩心降压脱气前的含水饱和度S脱气前＝[(V2-V3)+(V0-V2+V1)]/V0×100％；将降压脱气前含水饱和度为S脱气前的岩心模拟岩心由井底到地面的降压过程，室内常规岩心分析确定降压脱气后岩心的含水饱和度S脱气后，则由于岩心降压脱气造成的饱和度损失为ΔS＝S脱气前-S脱气后；
第六步骤，清洗计量装置内腔体；待实验完毕后，清洗油水计量装置的内腔体；清洗用上横计量通道左右两端口、下横计量通道左右两端口两两组合，保持其中两个接口打开，剩下两接口关闭，高温条件下采用清洗剂清洗干净。
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