化碳控制阀10与六通19的端口I相连接；原油恒压恒速栗2的出口端与原油活塞容器5的入口端相连接，原油活塞容器5的出口端与原油流量积算仪8的入口端相连接，原油流量积算仪8的出口端通过原油控制阀11与六通19的端口 2相连接；恒压恒速栗3的出口端与中间容器6的入口端相连接，中间容器6的出口端与地层水流量积算仪9的入口端相连接，地层水流量积算仪9的出口端通过控制阀12与六通19的端口 3相连接；六通19的端口 4与填砂细管13的入口端相连接，填砂细管13的出口端与三通21的端口 I相连接，三通21的端口 2通过排液阀20与排液三通的端口 I相连接，三通21的端口 3与细管混相监测器14的入口端相连接，细管混相监测器14的出口端与回压阀15的入口端相连接，回压阀15的出口端与排液三通22的端口 2相连接，排液三通22的端口 3与液体计量器16的入口端相连接，液体计量器16的出口端与气体计量器17的入口端相连接。
[0061]将中间容器6中装满模拟地层水，打开控制阀12和排液阀20，打开恒压恒速栗3和中间容器6，进行地层水驱填砂细管13即对填砂细管13进行饱和地层水，通过地层水流量积算仪9记录地层水的注入量为300ml，结合液体计量器16的读数218.3ml，计算饱和水量为81.7ml，计算孔隙度为48.9% ο
[0062](3)对填砂细管进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度。
[0063]关闭控制阀12，关闭恒压恒速栗3和中间容器6，打开原油控制阀11，打开原油恒压恒速栗2和原油活塞容器5，进行原油驱地层水即对填砂细管13进行饱和油，通过原油流量积算仪8记录原油的注入量为300ml，液体计量器16记录原油的出液量为238.1ml，进而计算饱和油量为61.9ml，最后计算原始含油饱和度为75.76%。
[0064](4)对填砂细管进行某一回压下的二氧化碳驱油，通过细管混相监测器观察二氧化碳与原油的混相情况，记录采收率。
[0065]关闭原油控制阀11，关闭原油恒压恒速栗2和原油活塞容器5，关闭排液阀20，打开二氧化碳控制阀10，打开二氧化碳恒压恒速栗I和二氧化碳存储罐4，设定回压阀15的压力Pl为40MPa，进行该回压下的二氧化碳驱油实验，通过细管混相监测器14观察二氧化碳与原油的混相情况，记录最终采收率El为91.2%。
[0066](5)重复步骤(3)和步骤(4)，得到系统回压P2为35MPa时的最终采收率E2为90.8%，系统回压P3为30MPa时的最终采收率E3为89.2%，系统回压P4为25MPa时的最终采收率E4为82.5%，系统回压P5为20MPa时的最终采收率E5为76.4%，系统回压P6为15MPa时的最终采收率E6为64.3% ;
[0067](6)绘制压力与最终采收率关系曲线，确定该储层二氧化碳与原油的最小混相压力P。绘制出的压力与最终采收率关系曲线如图2所示，由图形法获得该储层的二氧化碳与原油的最小混相压力为27.7MPa。
[0068]步骤二、针对实际储层制备二维平面物理模型裸岩心。
[0069]根据实际储层的储层条件确定所需制备的二维平面物理模型的渗透率为2500X 10 3 μ m2，孔隙度为48.9%，制备二维平面物理模型，模型结构示意图如图3所示，二维物理模型的尺寸为300mmX300mmX45mm。
[0070]步骤三、将所述二维平面物理模型裸岩心安装到夹持密封装置中。
[0071 ] 夹持密封装置如图4所示。
[0072]该夹持密封装置内部腔体的尺寸与步骤二中设计的二维物理模型的尺寸一致，为300mmX300mmX45mm，该装置的其他部位的尺寸也是根据步骤2中所设计的二维物理模型的尺寸而设计的。
[0073]步骤三包括以下步骤:
[0074](I)对二维平面物理模型裸岩心进行钻孔，其钻孔的部位与所设计的岩心夹持密封装置的外接连接器的部位相对应，共36个孔；
[0075](2)将钻完孔的二维平面物理模型装入岩心夹持密封装置中；
[0076](3)上盖处设有多个外连接器，分别压入二维平面物理模型的钻孔中。
[0077]在装上盖前，在外接连接器下部将要旋入岩心中的部分刷上环氧树脂，然后再将外接连接器旋入对应岩心钻孔部位，能够实现外接连接器与岩心间的密封。
[0078](4)确定岩心测压点，在岩心测压点对应的外连接器外部设有压力检测器。在不需要连接压力检测器的外接连接器处安装堵头，实现装置密封。
[0079]步骤四、设置夹持密封装置一端为二氧化碳注入端，另一端为原油采出端。
[0080]如图5连接实验装置图，此时为一注一采典型井网驱替实验。
[0081]所有仪器之间通过管线连接，由于二氧化碳驱油实验过程中压力较高，所以实验过程中所采用的管线均为钢管线。该实验装置的连接与细管实验装置的连接类似，所有仪器之间通过管线连接，由于二氧化碳与原油最小混相压力的测试过程中压力较大，所以实验过程中所采用的管线均为钢管线。二氧化碳恒压恒速栗I的出口端与二氧化碳存储罐4的入口端相连接，二氧化碳存储罐4的出口端与二氧化碳流量积算仪7的入口端相连接，二氧化碳流量积算仪7的出口端通过二氧化碳控制阀10与六通19的端口 I相连接；原油恒压恒速栗2的出口端与原油活塞容器5的入口端相连接，原油活塞容器5的出口端与原油流量积算仪8的入口端相连接，原油流量积算仪8的出口端通过原油控制阀11与六通19的端口 2相连接；恒压恒速栗3的出口端与中间容器6的入口端相连接，中间容器6的出口端与地层水流量积算仪9的入口端相连接，地层水流量积算仪9的出口端通过控制阀12与六通19的端口 3相连接；六通19的端口 4与岩心夹持密封装装置42的二氧化碳注入端相连接，岩心夹持密封装置42的原油采出端与三通21的端口 I相连接，三通的端口 2通过排液阀20与排液六通43的端口 I相连接，三通21的端口 3与回压阀15的入口端相连接，回压阀15的出口端连接排液六通43的端口 2，排液六通43的端口 3和端口 4分别连接液体计量器16和气体计量器17。
[0082]步骤四的步骤包括:
[0083](I)对二维平面物理模型裸岩心进行饱和地层水驱，记录地层水的注入量和出液量，计算孔隙度。
[0084]将中间容器6中装满模拟地层水，打开控制阀12和排液阀20，打开恒压恒速栗3和中间容器6，进行地层水驱实验即对岩心夹持密封装置42中的裸岩心进行饱和地层水，通过地层水流量积算仪9记录地层水的注入量为2000ml，结合液体计量器16的读数为1770.2ml，计算饱和水量为1229.8ml，然后计算孔隙度为30.37% ；
[0085](2)对二维平面物理模型岩心进行饱和油驱，记录原油的注入量和出液量，计算原始含油饱和度。
[0086]关闭控制阀12，关闭恒压恒速栗3和中间容器6，打开原油控制阀11，打开原油恒压恒速栗2和原油活塞容器5，进行原油驱地层水即对岩心夹持密封装置42中的裸岩心进行饱和油，通过原油流量积算仪8记录原油的注入量为2000ml，液体计量器16记录原油的出液量为1114.5ml，进而计算饱和油量为885.5ml，最后计算原始含油饱和度为72.0%。
[0087](3)对二维平面物理模型裸岩心进行某一回压下的二氧化碳驱油，监测不同测压点的驱动状况，通过压力监测器观察压力分布情况，确定二氧化碳混相驱的区域，记录采收率。
[0088]实验过程中实际使用的压力监测器的情况如图6所示，由于在理论上沿着注入端到采出端的主流通道两侧的压力分布是对称的，所以在布设压力监测点的时候考虑到这一情况，本实验的压力监测点的布设如图6所示，压力监测点为沿上盖的对角线对称设置。
[0089]关闭原油控制阀11，关闭原油恒压恒速栗2和原油活塞容器5，关闭排液阀20，打开二氧化碳控制阀10，打开二氧化碳恒压恒速栗I和二氧化碳存储罐4，设定回压阀15的压力Pl为28.5MPa，此压力仅低于地层破裂压力0.3MPa，进行该回压下的二氧化碳驱油实验，通过细管混相监测器14观察二氧化碳与原油的混相情况，得到最终采收率El为71.26%，实验过程中发现，虽然实验中设定的回压