本发明涉及一种用于评价co2乳液对油藏驱替效果的系统及方法，尤其是一种用于评价高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对提高非均质稠油油藏驱替效果的系统及方法，属于油气田开发工程技术领域。
背景技术
co2的优点之一是易于达到超临界状态，在温度高于临界温度31.1℃和压力高于临界压力7.38mpa的状态下，co2的性质会发生变化，主要体现在：密度近于液体，粘度近于气体，扩散系数为液体的100倍，因而具有较大的溶解能力。在高温高压油井条件下，co2很容易达到超临界状态，提高了co2在原油中的溶解度，使原油体积膨胀、粘度下降，并降低两相的界面张力和最小混相压力，从而有利于提高原油采收率。并且，利用co2驱替原油，还能够达到co2减排的目的，满足环境保护和油藏开发的双重要求。因此，近几年来，co2驱技术迅速发展并得到了广泛应用。
研究发现，处于超临界状态下的co2的密度接近液体密度，此时co2/表面活性剂溶液体系相当于液-液分散体系，属于乳液范畴，即co2乳液，所以研究co2乳液吞吐对油藏的驱替机理，对原油开采、尤其是非均质稠油的开采，具有非常重要的指导意义。
中国石油大学的吴正彬等进行了稠油油藏高温凝胶改善蒸汽驱开发效果可视化实验，通过图像采集系统对比了注入高温凝胶前、后的图像，并全程跟踪了蒸汽驱开发稠油时汽窜产生的过程以及注高温凝胶后蒸汽驱油层的波及情况，据此研究了利用高温凝胶改善蒸汽驱开发效果的微观机理。但是该研究的二维可视化物理模拟设备是耐高温高压打孔石英玻璃片与粒径为40目的玻璃微珠制备而成，属于均质油藏模型，而且通过微距镜头进行图像采集，放大倍数有限，不能清楚反映二维可视化物理模拟设备内稠油与凝胶/高温蒸汽体系的相互作用机理。并且，该可视化实验是针对高温凝胶改善蒸汽驱的效果评价，不能用于研究co2乳液吞吐对油藏的驱替机理。
由此可见，目前关于co2乳液吞吐对高温高压非均质油藏驱替效果的研究相对较少，关于在微观条件下高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对高温高压非均质油藏驱替效果的评价方法和系统也甚少见于科技文献中。
技术实现要素：
针对现有技术的不足，本发明提供一种用于评价co2乳液对油藏驱替效果的系统，通过高温蒸汽发生装置、乳液发生装置、第一压力控制装置和排水集气装置与模拟非均质岩心模型之间的配合，从而为高温蒸汽辅助co2乳液吞吐开采非均质油藏的研究提供了完整的模拟系统。本发明还提供一种评价co2乳液对油藏驱替效果的方法，采用该方法，能够对高温蒸汽辅助co2乳液对油藏驱替的过程进行模拟，因而能够评价高温蒸汽辅助co2乳液对非均质稠油油藏驱替效果，以对高温蒸汽辅助co2乳液吞吐开采非均质稠油油藏的应用提供指导。
本发明首先提供一种用于评价co2乳液对油藏驱替效果的系统，包括：
用于向模拟非均质岩心模型注入高温蒸汽的高温蒸汽发生装置；
用于向模拟非均质岩心模型注入co2乳液的乳液发生装置；
用于将模拟非均质岩心模型的压力调节至开采压力的第一压力控制装置；
用于收集和计量开采产物的排水集气装置。
如无特殊说明，本发明中所述的“高温蒸汽”，指的是温度为200～300℃的水蒸气。
进一步地，还包括用于将非均质岩心模型调节至模拟非均质岩心模型的模拟系统，模拟系统包括：
用于将非均质岩心模型内的温度调节至油藏地层温度的温度控制装置；
用于将非均质岩心模型内的压力调节至油藏地层压力的第二压力控制装置；
用于向非均质岩心模型内注入饱和水的注水装置；
用于向非均质岩心模型内注入原油的注油装置。
具体的，乳液发生装置包括co2乳液发生器、用于向co2乳液发生器中注入co2的co2中间容器和用于向co2乳液发生器中注入表面活性剂水溶液的表面活性剂中间容器。
具体的，第一压力控制装置包括：
第一回压调节器，其通过管道与模拟非均质岩心模型连通；
第一回压阀，设置在所述管道上。
具体的，排水集气装置与第一回压阀连接，并且包括依次串联的气液分离器、产出液容器、集气容器和集水容器。
本发明的第二个方面提供一种评价co2乳液对油藏驱替效果的方法，包括如下顺序进行的步骤：
1)向模拟非均质岩心模型内注入高温蒸汽；
2)向模拟非均质岩心模型内注入co2乳液；
3)封闭模拟非均质岩心模型，模拟焖井过程；
4)开启模拟非均质岩心模型，将模拟非均质岩心模型的压力调节至开采压力，收集并计量开采产物。
上述模拟非均质岩心模型，通常是将非均质岩心模型调节至地层环境后得到。在本发明具体实施过程中，在步骤1)之前，还包括如下顺序进行的步骤：
11)将非均质岩心模型内的温度调节至油藏地层温度；
12)将非均质岩心模型内的压力调节至油藏地层压力；
13)向非均质岩心模型内注入饱和水，使非均质岩心模型内的岩心之间的缝隙被饱和水填满；
14)向非均质岩心模型内注入原油，使非均质岩心模型内的岩心被原油驱替至束缚水状态，得到模拟非均质岩心模型。
本发明对非均质岩心模型的制备方法不做特别限定，可采用本领域常规的方法制备得到，比如可选择一定目数的石英砂通过填砂制得特定渗透率的非均质岩心模型。同时，本发明对于非均质岩心模型中的渗透率不做特别限定，可根据实际岩心情况合理设置。
可以理解，为了准确评价co2乳液对油藏的驱替效果，非均质岩心所处的环境应当模拟油藏地层环境，比如非均质岩心模型内的温度和压力均应该模拟实际岩心所处地层温度和压力。本发明对于非均质岩心模型内的温度和压力不做特别限定，可以根据实际岩心所处地层环境合理设定。在本发明具体实施过程中，上述步骤11)中，是将非均质岩心模型内的温度调节至20～120℃，比如80℃，在步骤12)中，将非均质岩心模型内的压力调节至0～25mpa，比如16mpa或20mpa。
当非均质岩心模型内的温度和压力分别达到油藏地层温度和压力，即可以向非均质岩心模型内注入饱和水，随后注入原油。本发明对于步骤13)中饱和水的注入速度不做特别限定，只要使非均质岩心模型内的岩心之间的缝隙被饱和水填满即可。本发明对于上述步骤14)中原油的注入速度不做特别限定，只要使非均质岩心模型内的岩心被原油驱替至束缚水状态，从而能够使非均质岩心模型内的具体参数达到油藏地层环境，即得到模拟非均质岩心模型。
将非均质岩心模型调节至油藏地层环境，得到模拟非均质岩心模型后，即可向模拟非均质岩心模型内注入高温蒸汽。高温蒸汽的注入，能够使非均质岩心模型内的原油的粘度降低，有利于后续co2乳液吞吐对非均质油藏的开采。在本发明具体实施过程中，步骤1)中，高温蒸汽的注入量为0.1～0.5pv，即每个段塞的注入量控制在0.1～0.5pv，注入速度为0.5m/d～1.5m/d。在本发明具体实施过程中，通常控制高温蒸汽的温度为260℃，每个段塞的注入量为0.2～0.5pv。
随后，向模拟非均质岩心模型内注入co2乳液。
本发明对于co2乳液的制备工艺不做严格限定，通常可将co2和表面活性剂混合并经乳化反应得到。在本发明具体实施过程中，是将co2和表面活性剂水溶液以体积比为(1～10)：1的比例混合得到，其中表面活性剂水溶液的质量浓度为0.1～2.0％，即在表面活性剂水溶液中，表面活性剂的质量含量为0.1～2.0％。上述co2和表面活性剂水溶液的体积比，指的是在地层条件下二者的体积比，业内俗称“气液比”。
本发明对制备co2乳液所用的表面活性剂不做特别限定，可采用原油开采领域常用的表面活性剂。在本发明具体实施过程中，通常选择二(2-乙基己基)磺基琥珀酸钠(aot)或月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(c12e9p3)，也可以是上述两种表面活性剂的混合物。
具体的，在步骤2)中，co2乳液的注入量为0.1～0.5pv，即每个段塞的注入量控制在0.1～0.5pv，注入速度为0.5m/d～1.5m/d。在本发明具体实施过程中，通常控制每个段塞的注入量为0.2～0.5pv。
co2乳液注入完成后，封闭模拟非均质岩心模型，模拟焖井过程，目的在于使注入到油层中的潜热充分释放出来，若焖井时间过短，注入的热量未得到充分释放即采出来，而焖井时间过长，则会增加顶底盖层的热损失。在本发明具体实施过程中，步骤3)中，具体是关闭非均质岩心模型的进液阀门一段时间，比如24小时，以模拟原油开采过程中的焖井过程。
焖井过程完成后，即可进行原油开采。在本发明具体实施过程中，步骤4)具体包括：开启模拟非均质岩心模型，并打开排水集气装置的进液阀门，然后通过调节第一回压阀的回压，将模拟非均质岩心模型的压力调节至开采压力，油藏开采产物即通过第一回压阀进入到排水集气装置中。
可以理解，开采压力应保持小于模拟非均质岩心模型内的油藏地层压力，有利于非均质岩心模型内的油藏开采产物在压力作用下进入排水集气装置中。比如模拟非均质油藏内的压力是16mpa，则开采压力可以是12mpa。并且，在实际模拟实验进行过程中，可以通过改变第一回压阀的回压，以模拟不同轮次高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对非均质油藏驱替效果，比如可进一步将开采压力降低至10mpa。
上述油藏开采产物，实际上是原油、co2乳液、高温蒸汽等的混合物，上述开采产物在排水集气装置中进行分离，得到原油、co2乳液、高温蒸汽等。通过对上述产物进行计量，以评价高温蒸汽辅助co2乳液对非均质稠油油藏驱替效果，从而为非均质稠油油藏的开采提供理论指导。
本发明提供了一种用于评价co2乳液对油藏驱替效果的系统，利用该系统，可模拟高温蒸汽辅助co2乳液对非均质油藏的驱替过程，并且能够对油藏开采产物进行收集。通过对油藏开采产物进行分析，能够准确评价co2乳液对油藏的驱替效果。本发明还提供了一种评价co2乳液对油藏驱替效果的方法，采用该方法，能够对高温蒸汽辅助co2乳液对非均质油藏的驱替过程进行模拟，并能够对油藏开采产物进行收集和分析。并且，模拟实验表明，采用高温蒸汽辅助co2乳液吞吐，能够有效提高原油的驱替效果，当高温蒸汽的注入量为0.1～0.5pv且co2乳液的注入量为0.1～0.5pv时，原油的开采效率最高，因此，本发明提供的评价co2乳液对油藏驱替效果的方法，能够对高温蒸汽辅助co2乳液吞吐开采非均质油藏的应用提供指导。
附图说明
图1为本发明一具体实施方式中提供的用于评价co2乳液对油藏驱替效果的系统结构示意图；
图2为本发明一具体实施方式中提供的乳液发生装置结构示意图；
图3为本发明一具体实施方式中提供的排水集气装置与第一压力控制装置连接关系示意图。
附图标记说明：
1-模拟非均质岩心模型；11-第一模拟非均质岩心模型；
12-第二模拟非均质岩心模型；2-高温蒸汽发生装置；
3-乳液发生装置；31-co2乳液发生器；
32-co2中间容器；33-表面活性剂中间容器；
34-干燥器；35-流量计；
4-第一压力控制装置；41-第一回压调节器；
42-第一回压阀；5-排水集气装置；
51-气液分离器；52-产出液容器；
53-集气容器；54-集水容器；
6-第二压力控制装置；61-第二回压调节器；
62-第二回压阀；7-原油中间容器；
8-废料收集装置；9-平流泵。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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。
在原油开采过程中，原油采收率＝100％×(采出的原油质量/储层中的原油质量)，在本发明以下实施例和对照例中，原油采收率的计算方法为：
本发明提供一种用于评价co2乳液对油藏驱替效果的系统，请参考图1，包括：
用于向模拟非均质岩心模型1注入高温蒸汽的高温蒸汽发生装置2；
用于向模拟非均质岩心模型1注入co2乳液的乳液发生装置3；
用于将模拟非均质岩心模型1的压力调节至开采压力的第一压力控制装置4；
用于收集和计量开采产物的排水集气装置5。
上述用于评价co2乳液对油藏驱替效果的系统，通过高温蒸汽发生装置2、乳液发生装置3和第一压力控制装置4之间的配合，模拟高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对非均质油藏的驱替过程，并采用排水集气装置5收集并计量开采产物，从而能够对高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对非均质油藏驱替效果进行评价。并且，还可以通过调节第一压力控制装置4以获得不同的开采压力，模拟不同轮次高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对非均质油藏驱替的过程，从而能够准确评价高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对非均质油藏的驱替效果，为研究如何提高非均质油藏驱替效果提供重要的参考。
本发明中，通过乳液发生装置3向模拟非均质岩心模型1内注入co2乳液。本发明对乳液发生装置3的结构不做特别限定，在本发明一具体实施方式中，请参考图1和图2，乳液发生装置3包括co2乳液发生器31、用于向co2乳液发生器31中注入co2的co2中间容器32和用于向co2乳液发生器31中注入表面活性剂水溶液的表面活性剂中间容器33。co2中间容器32中的co2和表面活性剂中间容器33中的表面活性剂水溶液在co2乳液发生器31中混合并经乳化反应，得到co2乳液，随后co2乳液将被注入到模拟非均质岩心模型1内。
进一步地，还可以在co2中间容器32与co2乳液发生器31之间设置干燥器34，使co2中间容器32中的co2流体经干燥后进入co2乳液发生器31中，从而能够更精确的控制co2的用量。
进一步地，还可以在干燥器34与co2乳液发生器31之间设置流量计35，以对干燥后的co2流体进行准确计量。
进一步地，为进一步调节和控制co2流体和表面活性剂水溶液的注入量和注入速率，还可以在co2中间容器32、表面活性剂中间容器33内均设置活塞(未图示)，并且外部分别连接有平流泵9，平流泵9推动活塞，使特定量的co2流体和表面活性剂水溶液以特定的速率进入co2乳液发生器31中。
由于co2乳液易溶于原油，所以将co2乳液注入到模拟非均质岩心模型1后，原油体积膨胀、黏度下降，有利于后续原油的驱替和开采。本发明通过第一压力控制装置4使模拟非均质岩心模型1达到油藏开采压力。在本发明一具体实施方式中，请参考图1和图3，第一压力控制装置4具体包括：
第一回压调节器41，其通过管道与模拟非均质岩心模型1连通；
第一回压阀42，设置在管道上。
通过第一回压调节器41和第一回压阀42之间的配合，模拟油藏的开采压力，也就是高温蒸汽辅助co2乳液吞吐的放喷压力。本发明对于第一回压调节器41不做特别限定，可以选择常规的回压调节装备，比如采用盛放有氮气的氮气瓶，通过调节氮气瓶的压力辅助控制放喷压力，或者选择平流泵。
可以理解，高温蒸汽辅助co2乳液吞吐的放喷压力应当小于模拟非均质岩心模型1内的压力，才能够使模拟非均质岩心模型1中的开采产物在压力作用下被采出，然后进入到排水集气装置5中，从而可以进行开采产物的收集、分离和计量。在本发明一具体实施方式中，请参考图1和图3，排水集气装置5与第一回压阀42连接，并且包括依次串联的气液分离器51、产出液容器52、集气容器53和集水容器54。开采产物(包括原油、co2、表面活性剂和高温蒸汽等的混合物)首先进入气液分离器51中进行分离，得到co2、原油和液态水等产物，其中co2被集气容器53所收集，原油被产出液容器52所收集，集水容器54用于收集液态水。
本发明对于开采产物的分离方式不做特别限定，可采用本领域常规的分离技术进行分离。本发明对于气液分离器51也不做特别限定，在本发明一具体实施方式中，气液分离器51为可视化玻璃气液分离器。
上述开采产物经分离后，经过计量分析，其结果可用于评价高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对非均质油藏的驱替效果，通常是利用开采产物中原油的质量与模拟非均质岩心模型1内原油注入质量之间的比率(开采率)来评价驱替效果，开采率越高，驱替效果越好。
上述模拟非均质岩心模型1，通常是通过调节非均质岩心模型内的具体参数，使其达到实际油藏的地层环境得到。在本发明一具体实施方式中，上述用于评价co2乳液对油藏驱替效果的系统还进一步包括用于将非均质岩心模型调节至模拟非均质岩心模型1的模拟系统，该模拟系统包括：
用于将非均质岩心模型内的温度调节至油藏地层温度的温度控制装置(未图示)；
用于将非均质岩心模型内的压力调节至油藏地层压力的第二压力控制装置6；
用于向非均质岩心模型内注入饱和水的注水装置(未图示)；
用于向非均质岩心模型内注入原油的注油装置7。
本发明对于模拟系统中的温度调节装置不做特别限定，可采用本领域常规的温控设备，比如可在非均质岩心模型外侧包裹保温套或缠绕发热丝。在本发明一具体实施方式中，是将非均质岩心模型置于恒温箱内，或者将整个系统均置于恒温箱中，通过控制恒温箱的温度以控制非均质岩心模型内的温度，以模拟实际岩心所处的油藏地层温度。
本发明对于模拟系统中的第二压力控制装置6也不做特别限定，只要其能够调节非均质岩心模型内的压力，以模拟实际岩心所处的油藏地层压力即可。在本发明一具体实施方式中，请参考图1，第二压力控制装置6包括第二回压阀61和第二回压调节器62，其中第二回压调节器62通过管道与非均质岩心模型连通，第二回压阀61设置在该管道上。通过调节第二回压阀61，给非均质岩心模型内施加不同大小的回压，模拟非均质岩心模型所处的油藏地层压力。
本发明对于上述第二回压调节器62不做严格限定，可选择本领域常规的回压调节装备，比如采用盛放有氮气的氮气瓶，通过调节氮气瓶的压力辅助控制非均质岩心模型内的压力。
本发明对于注水装置不做特别限定，采用注水装置，向非均质岩心模型内注入饱和水，使非均质岩心模型内的岩心之间的缝隙被饱和水填满。
本发明对于注油装置7不做特别限定，采用注油装置，向非均质岩心模型内注入原油，使非均质岩心模型内的岩心被原油驱替至束缚水状态。进一步，在本发明一具体实施方式中，还可以在注油装置7内部设置有活塞(未图示)，外部连接有平流泵9，以准确控制原油注入速率和注入量。
可以理解，在实际模拟实验进行过程中，为了能够精确模拟高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对油藏的驱替过程，通常注入的饱和水和原油应当至少过量，才能确保非均质岩心模型内的岩心被原油驱替至束缚水状态。多余的饱和水、原油等将通过废料收集装置8进行收集。在本发明一具体实施方式中，请参考图1，废料收集装置8与第二回压阀61连接。
本发明对于非均质岩心模型的尺寸不做特别限定，可根据实际需要合理设置。在本发明具体实施过程中，非均质岩心模型为圆柱形，其长度为10±0.5cm，内径为2.5±0.1cm。
本发明对于非均质岩心模型的制备方法不做特别限定，可采用本领域常规的制备方法，以能够模拟实际岩石情况为准。在本发明具体实施过程中，是选择合适目数的石英砂通过填砂得到适合渗透率的非均质岩心模型。
本发明对于模拟非均质岩心模1的数量也不做特别限定，可以是一个或两个以上，可根据具体的实验目的合理设置。在本发明一具体实施方式中，请参考图1，模拟非均质岩心模1包括相互并联的第一模拟非均质岩心模型11和第二模拟非均质岩心模型12。具体的，是首先通过填砂制得一个具有相对较高渗透率的非均质岩心模型和一个具有较低渗透率的非均质岩心模型，然后利用模拟系统，调节其内部的参数，分别得到第一模拟非均质岩心模型11和第二模拟非均质岩心模型12。
本发明提供一种评价co2乳液对油藏驱替效果的方法，包括如下顺序进行的步骤：
1)向模拟非均质岩心模型1内注入高温蒸汽；
2)向模拟非均质岩心模型1内注入co2乳液；
3)封闭模拟非均质岩心模型1，模拟焖井过程；
4)开启模拟非均质岩心模型1，将模拟非均质岩心模型1的压力调节至开采压力，收集并计量开采产物。
高温蒸汽的注入，能够降低模拟非均质岩心模型1内原油的粘度，有利于后续co2乳液吞吐对非均质油藏的开采。在本发明一具体实施方式中，高温蒸汽的温度为260℃左右，注入速度为0.5m/d～1.5m/d，注入量为0.1～0.5pv，比如0.2～0.5pv。
高温蒸汽注入完成后，向模拟非均质岩心模型1内注入co2乳液。在本发明具体实施过程中，co2乳液是将co2和表面活性剂水溶液以体积比为(1～10)：1的比例混合得到，其中表面活性剂水溶液的质量浓度为0.1～2.0％。其中，表面活性剂可选择二(2-乙基己基)磺基琥珀酸钠(aot)或月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(c12e9p3)，也可以是上述两种表面活性剂的混合物。
在本发明一具体实施方式中，首先将表面活性剂中间容器33中的表面活性剂水溶液注入到co2乳液发生器31中，并通过平流泵9控制表面活性剂水溶液的注入速度。与此同时，将co2中间容器32中的co2流体经干燥器34注入到co2乳液发生器31中，并通过流量计35控制co2流体的注入速度；然后将得到的co2乳液注入到模拟非均质岩心模型1中，co2乳液的注入量为0.1～0.5pv，一般是0.2～0.5pv，注入速度为0.5m/d～1.5m/d。
co2乳液注入完成后，封闭模拟非均质岩心模型1，模拟焖井过程，目的在于使注入到油层中的潜热充分释放出来。在本发明具体一实施方式中，步骤3)中焖井过程的时间为24小时。
焖井过程完成后，开启模拟非均质岩心模型1，将模拟非均质岩心模型1的压力调节至开采压力，收集并计量开采产物。在本发明一具体实施方式中，步骤4)具体包括：开启排水集气装置5的进液阀，然后开启模拟非均质岩心模型1，并打开第一回压阀42，并通过第一回压调节器41调节开采压力，并控制开采压力小于模拟非均质岩心模型1内的压力，比如模拟非均质岩心模型1内的压力为20mpa，开采压力为16mpa，使得模拟非均质岩心模型1内的原油、co2乳液和水等开采产物在压力作用下被采出，模拟高温蒸汽辅助co2乳液吞吐开采过程，开采产物随后进入到排水集气装置5中进行进一步分离。通过计量分离产物，评价高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对非均质油藏的驱替效果。
进一步地，还可以进一步调节开采压力，模拟不同轮次高温蒸汽辅助co2乳液吞吐过程，比如可进一步调节开采压力为10mpa，评价不同轮次高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对非均质油藏的驱替效果。
进一步地，在步骤1)之前，还包括如下顺序进行的步骤：
11)将非均质岩心模型内的温度调节至油藏地层温度；
12)将非均质岩心模型内的压力调节至油藏地层压力；
13)向非均质岩心模型内注入饱和水，使非均质岩心模型内的岩心之间的缝隙被饱和水填满；
14)向非均质岩心模型内注入原油，使非均质岩心模型内的岩心被原油驱替至束缚水状态，得到模拟非均质岩心模型1。
本发明对于上述油藏地层温度和油藏地层压力不做特别限定，可根据实际模拟实验的油藏地层环境合理设置，比如将非均质岩心模型内的温度控制在20～120℃，压力控制在0～25mpa；在本发明一具体实施方式中，可将非均质岩心模型置于恒温箱内，通过恒温箱设定温度为80℃左右；通过第二压力控制装置6给非均质岩心模型施加回压，使非均质岩心模型内的压力稳定在20mpa左右。
本发明对于饱和水的注入速率不做特别限定，只要饱和水能够使非均质岩心模型中岩心之间的缝隙被完全填满即可。
本发明对于原油的注入速率也不做特别限定，只要其能够将非均质岩心模型内的岩心被原油驱替至束缚水状态即可。本发明对于原油的选择也不做严格限定，比如可选择稠油，其地面密度大于0.943g/cm3、地下粘度大于50厘泊。
可以理解，为确保饱和水填满岩心之间的缝隙，以及确保岩心被原油驱替至束缚水状态，在实际操作过程中，应注入过量的饱和水和原油，通常饱和水和原油的注入量为理论量的1.5～2倍，多余的饱和水和原油将通过废料收集装置8收集。
原油注入结束后，应关闭非均质岩心模型中非注入端的阀门，防止其中的物质从非注入端排出，影响模拟实验效果。
实施例1
本实施例提供一种评价co2乳液对油藏驱替效果的方法，包括：
首先，制备得到两个具有不同渗透率的非均质岩心模型，其中高渗透率非均质岩心模型的气测渗透率为1019md，低渗透率非均质岩心模型的气测渗透率为201md。两个非均质岩心模型的规格相同：内径2.51cm，长度10.06cm。
其次，将上述非均质岩心模型调节至模拟非均质岩心模型1，具体包括如下依次进行的步骤：
11)将非均质岩心模型内的温度调节至80℃；
12)将非均质岩心模型内的压力调节至20mpa；
13)向非均质岩心模型内注入饱和水，使非均质岩心模型内的岩心之间的缝隙被饱和水填满；
14)向非均质岩心模型内注入稠油，使非均质岩心模型内的岩心被稠油驱替至束缚水状态，得到模拟非均质岩心模型1，
其中，稠油粘度为613mpa·s(50℃，1atm)，地面密度大于0.943g/cm3。
最后，评价co2乳液对油藏驱替效果，包括如下依次进行的步骤：
1)向上述模拟非均质岩心模型1内注入高温蒸汽，高温蒸汽的温度为260℃，注入量为0.2pv，注入速度为1.0m/d；
2)向模拟非均质岩心模型1内注入超临界co2乳液，注入量为0.2pv，注入速度为1.0m/d，所用表面活性剂为月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(c12e9p3)，表面活性剂水溶液的质量浓度为0.5％，气液比为2：1；
3)封闭模拟非均质岩心模型1，模拟焖井过程24h；
4)开启模拟非均质岩心模型1，将模拟非均质岩心模型1的压力调节至开采压力16mpa，收集并计量开采产物，具体的模拟实验参数与实验结果参见表1。
实施例2
本实施例提供一种评价co2乳液对油藏驱替效果的方法，包括：
首先，制备得到两个具有不同渗透率的非均质岩心模型，其中高渗透率非均质岩心模型的气测渗透率为1052md，低渗透率非均质岩心模型的渗透率为196md。两个非均质岩心模型的规格相同：内径2.49cm，长度9.98cm。
其次，将上述非均质岩心模型调节至模拟非均质岩心模型1，具体包括如下依次进行的步骤：
11)将非均质岩心模型内的温度调节至80℃；
12)将非均质岩心模型内的压力调节至20mpa；
13)向非均质岩心模型内注入饱和水，使非均质岩心模型内的岩心之间的缝隙被饱和水填满；
14)向非均质岩心模型内注入稠油，使非均质岩心模型内的岩心被稠油驱替至束缚水状态，得到模拟非均质岩心模型1，
其中，稠油粘度为613mpa·s(50℃，1atm)，地面密度大于0.943g/cm3。
最后，评价co2乳液对油藏驱替效果，包括如下依次进行的步骤：
1)向上述模拟非均质岩心模型1内注入高温蒸汽，高温蒸汽的温度为260℃，注入量为0.3pv，注入速度为1.0m/d；
2)向模拟非均质岩心模型1内注入超临界co2乳液，注入量为0.2pv，注入速度为1.0m/d，所用表面活性剂为月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(c12e9p3)，表面活性剂水溶液的质量浓度为0.5％，气液比为2：1；
3)封闭模拟非均质岩心模型1，模拟焖井过程24h；
4)开启模拟非均质岩心模型1，将模拟非均质岩心模型1的压力调节至开采压力16mpa，收集并计量开采产物，具体的模拟实验参数与实验结果参见表1。
实施例3
本实施例提供一种评价co2乳液对油藏驱替效果的方法，包括：
首先，制备得到两个具有不同渗透率的非均质岩心模型，其中高渗透率非均质岩心模型的气测渗透率为1022md，低渗透率非均质岩心模型的渗透率为206md。两个非均质岩心模型的规格相同：内径2.53cm，长度10.11cm。
其次，将上述非均质岩心模型调节至模拟非均质岩心模型1，具体包括如下依次进行的步骤：
11)将非均质岩心模型内的温度调节至80℃；
12)将非均质岩心模型内的压力调节至20mpa；
13)向非均质岩心模型内注入饱和水，使非均质岩心模型内的岩心之间的缝隙被饱和水填满；
14)向非均质岩心模型内注入稠油，使非均质岩心模型内的岩心被稠油驱替至束缚水状态，得到模拟非均质岩心模型1，
其中，稠油粘度为613mpa·s(50℃，1atm)，地面密度大于0.943g/cm3。
最后，评价co2乳液对油藏驱替效果，包括如下依次进行的步骤：
1)向上述模拟非均质岩心模型1内注入高温蒸汽，高温蒸汽的温度为260℃，注入量为0.2pv，注入速度为1.0m/d；
2)向模拟非均质岩心模型1内注入超临界co2乳液，注入量为0.3pv，注入速度为1.0m/d，所用表面活性剂为月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(c12e9p3)，表面活性剂水溶液的质量浓度为0.5％，气液比为2：1；
3)封闭模拟非均质岩心模型1，模拟焖井过程24h；
4)开启模拟非均质岩心模型1，将模拟非均质岩心模型1的压力调节至开采压力16mpa，收集并计量开采产物，具体的模拟实验参数与实验结果参见表1。
对照例1
对照例1提供一种评价co2乳液对油藏驱替效果的方法，其具体步骤及模拟实验条件与实施例1基本一致，区别在于：
步骤2)中，超临界co2乳液的注入量为0。
具体的模拟实验参数与实验结果参见表1。
对照例2
对照例2提供一种评价co2乳液对油藏驱替效果的方法，其具体步骤及模拟实验条件与实施例1基本一致，区别在于：
步骤1)中，高温蒸汽的注入量为0.4pv；
步骤2)中，超临界co2乳液的注入量为0。
具体的模拟实验参数与实验结果参见表1。
对照例3
对照例3提供一种评价co2乳液对油藏驱替效果的方法，其具体步骤及模拟实验条件与实施例1基本一致，区别在于：
步骤1)中，高温蒸汽的注入量为0。
具体的模拟实验参数与实验结果参见表1。
对照例4
对照例4提供一种评价co2乳液对油藏驱替效果的方法，其具体步骤及模拟实验条件与实施例1基本一致，区别在于：
步骤1)中，高温蒸汽的注入量为0；
步骤2)中，超临界co2乳液的注入量为0.4pv。
具体的模拟实验参数与实验结果参见表1。
表1模拟实验参数及实验结果
由表1的模拟实验结果可知，
(1)提高高温蒸汽的注入量(对比实施例1和实施例2)，稠油的采收率也相应提高，说明高温蒸汽的注入，对于油藏驱替效果具有促进作用；
(2)提高co2乳液的注入量(对比实施例1和实施例3)，稠油的采收率也相应提高，说明co2乳液的注入，对于油藏驱替效果具有促进作用；
(3)仅注入高温蒸汽，不注入co2乳液，增加高温蒸汽的注入量，虽然稠油的采收率略有提高，但是依然明显低于高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对稠油的采收率(对比实施例1和对照例1-2)；
(4)不注入高温蒸汽，仅注入co2乳液，增加co2乳液的通入量，虽然稠油的采收率略有提高，但是依然明显低于高温蒸汽辅助co2乳液吞吐对稠油的采收率(对比实施例1和对照例3-4)。
因此，采用高温蒸汽辅助co2乳液吞吐，能够有效提高非均质油藏的驱替效果，提高原油采收率。
最后应说明的是：以上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精神和范围。