原油在天然岩心中的最小混相压力测试组件、气体计量器26和液体计量器27均布设在恒温装置8内。
[0036]下面结合具体的例子说明使用该套装置测定实际储层最佳混相压力的方法，并进一步模拟研究混相驱在井间的实际状况，绘制二氧化碳混相驱区域分布图
实施例1
本实施例所使用的含天然气原油，在温度为45 °C条件下原油粘度为9.8mPa*s,该储层的破裂压力为29.5MPa，该储层某一注采井间的渗透率个数为5个，分别为Κ3:2000Χ 10 3 μπι2, Κ4:1800Χ 10 3 μπι2, Κ5:1500Χ 10 3 μπι2, Κ6:1000Χ 10 3 μπι2, Κ7:800X 10 3 μ m2；
所使用的细管混相监测器、细管压力监测器、岩心混相监测器及岩心压力监测器均为上海精密公司生产的型号为GC9310的气相色谱仪；添加试剂流量积算仪、二氧化碳流量积算仪均为西森公司生产的XSFT-LCD中文型流量积算仪；所使用的恒压恒速栗均为海安县石油科研仪器有限公司生产的HSB-1型高压恒速恒压栗；高温高压可视化装置，该设备由法国公司生产，型号为240/1000FV。
[0037]1、运用高温高压可视化装置测试二氧化碳与含天然气原油的最小混相压力Pi 测试最小混相压力Ρ:，只需使用本发明装置中的部分系统，具体如图2所示。
[0038]具体测试步骤为:
(1)设定高温高压可视化装置7及恒温装置8的温度为45°C;
(2)通过排液阀9控制测试过程中的废液的排放；
(3)打开含天然气原油恒压恒速栗2及二氧化碳恒压恒速栗1，向高温高压可视化装置7中注入比例为4:5的二氧化碳与含天然气原油，通过含天然气流量积算仪6及二氧化碳流量积算仪5记录含天然气原油的注入量及二氧化碳的注入量，分别为40ml与50ml ；
(4)高温高压可视化装置7不断搅拌二氧化碳与含天然气原油体系；
(5)通过高温高压可视化装置7的可视观测探头(电脑屏幕显示)观察二氧化碳与含天然气原油体系的混相情况，选择实验测量角度如图3及图4所示；
观察二氧化碳与含天然气原油体系，从而确定二者的最小混相压力。二氧化碳与含天然气原油在注入的过程中二者是分开的，二者之间存在明显的相界面，当该二氧化碳与含天然气原油体系达到混相时，二者间的相界面消失，从而确定该体系达到混相时的最小混相压力为15.6MPa，即得到二氧化碳与原油在充分接触条件下的最小混相压力PiS15.6MPa0
[0039]2、运用高温高压可视化装置及二氧化碳与原油在细管中的最小混相压力测试组件测试最小混相压力p2
测试上述最小混相压力p2，只需使用本发明装置中的部分系统，具体如图5所示。
[0040]具体测试步骤为:
(1)关闭细管排液阀13，调节细管回压阀15，将该系统回压设定为15.6MPa ;
(2)打开细管控制阀10;
(3)将二氧化碳与含天然气原油体系注入填砂细管11中，二氧化碳与含天然气原油的注入比例为4:5 ;
(4)通过细管混相监测器12监测二氧化碳与含天然气原油体系在填砂细管11中的混相情况，发现体系没有达到混相，则提高二氧化碳的注入量即改变二氧化碳与含天然气原油的注入比例，当二氧化碳与含天然气原油的注入比例为5:5时观测到二氧化碳与含天然气原油体系达到混相；
(5)确定在上述情况下二氧化碳与含天然气原油体系达到混相时的最小混相压力为18.7MPa，即得到二氧化碳与含天然气原油在孔喉放大条件下达到混相的最小混相压力P2为 18.7MPa。
[0041]3、运用高温高压可视化装置、二氧化碳与原油在细管中的最小混相压力测试组件以及二氧化碳与原油在天然岩心中的最小混相压力测试组件测试天然岩心中完全混相的最小混相压力Pm;
(1)根据实际储层一组注采井的平面非均质情况，确定该储层的天然岩心的渗透率为2000 X 10 3 μ m2，1800 X 10 3 μ m2，1500 X 10 3 μ m2，1000 X 10 3 μ m2，800 X 10 3 μ m2；
(2)测试渗透率为2000X10 3 ym2的天然岩心的最小混相压力；测试所述最小混相压力P3，只需使用本发明装置中的部分系统，具体如图6所示；
1)关闭细管控制阀10，调节岩心回压阀20，将该系统回压设定为18.7MPa ;
2)打开岩心控制阀16;
3)将二氧化碳与含天然气原油体系注入填砂细管11中，二氧化碳与含天然气原油的注入比例为4:5 ;
4)通过岩心混相监测器12监测二氧化碳与含天然气原油体系在天然岩心17中的混相情况，若体系没有达到混相，则提高二氧化碳的注入量即改变二氧化碳与含天然气原油的注入比例，当二氧化碳与含天然气原油的注入比例为6:5时观测到二氧化碳与含天然气原油体系达到混相；
5)确定在上述情况下二氧化碳与含天然气原油体系达到混相时的最小混相压力21.3MPa，得到在实际天然岩心中二氧化碳与含天然气原油的最小混相压力P3S 21.3MPa ;
(3)重复步骤4中的(1)、(2)，测试渗透率为1800X10 3 μ m2，1500X 10 3 μ m2，1000X 10 3 μπι2，800Χ10 3μπι2的天然岩心的对应的最小混相压力卩4为23.4 MPa、P 5为25.7 MPa、卩6为 28.4 MPa, P 7为 31.7 Mpa ；
(4)该储层的实际最小混相压力Pm，Pm为31.7 MPa。
[0042]4、按照注采井间渗透率分布模拟研究混相驱在井间的分布状况
(1)将渗透率为2000 X 10 3 μ m2，1800 X 10 3 μ m2，1500 X 10 3 μ m2，1000 X 10 3 μ m2，800X 10 3 μ m2的天然岩心分别饱和该实际储层的含天然气原油；
(2)如图7连接模拟井间混相驱装置图，图中:32、渗透率为2000X10 3 μm2的天然岩心；33、渗透率为2000 X 10 3 μ m2的天然岩心的混相监测器；34、渗透率为2000 X 10 3 μ m2的天然岩心的压力监测器；35、渗透率为1800X 10 3 μπι2的天然岩心；36、渗透率为1800X 10 3 μm2的天然岩心的混相监测器；37、渗透率为1800X 10 3 μπι2的天然岩心的压力监测器；38、渗透率分别为1500 X 10 3 μ m2，1000 X 10 3 μ m2，800 X 10 3 μ m2的天然岩心及与其对应的混相监测器及压力监测器；39、回压阀。图中要求各不同渗透率的天然岩心的连接顺序与实际储层的分布情况一致，长度比例也按照实际井间分布比例；
(3)比较该储层各不同渗透层的最小混相压力与该实际储层的破裂压力的大小，如图8所示，确定该储层的最佳混相压力P为28.4 MPa ;
(4)调节回压阀，设置回压阀的压力为28.4 MPa；
(5)打开二氧化碳恒压恒速栗，进行二氧化碳混相驱实验，通过观察岩心混相监测器及压力监测器确定各不同渗透率的天然岩心的混相情况；
(6)渗透率为2000X10 3μπι2的天然岩心的混相监测器中观察到体系已达到混相，渗透率为的天然岩心的压力监测器显示的压力为23.1MPa，也说明该体系已达到混相；渗透率为1800Χ103μπι2的天然岩心的混相监测器中观察到体系已达到混相，渗透率为的天然岩心的压力监测器显示的压力为25.6MPa，也说明该体系已达到混相；渗透率为1500X 10 3 μπι2的天然岩心的混相监测器中观察到体系已达到混相，渗透率为1500X 10 3 μπι2的天然岩心的压力监测器显示的压力为27.5MPa，也说明该体系已达到混相；渗透率为1000X 10 3 μπι2的天然岩心的混相监测器中观察到体系已达到混相，渗透率为1000X 10 3 μπι2的天然岩心的压力监测器显示的压力为29.4MPa，也说明该体系已达到混相；渗透率为800X 10 3 μπι2的天然岩心的混相监