一种致密油气藏两相渗流实验的计量装置的制作方法

1.本发明涉及渗流实验计量技术领域，具体涉及一种致密油气藏两相渗流实验的计量装置。


背景技术：

2.油藏岩石和流体的基本物性参数是油气田开发和油藏工程研究的重要依据，以储层岩石和赋存在储层岩石中的流体为研究对象的室内两相驱替是实验室最基本的开发试验。
3.室内驱替实验是制定油藏开发策略或进行参数优化（注入量，注入速度，注入压力等）的基础，因此，该试验对于油气藏的开发管理具有十分重要的现实意义。在驱替实验中需要根据实际的油气藏参数以及开发现状参数对实验过程中各个参数进行精确计量，从而获得较为准确的实验结果。在该实验过程中，岩心夹持器出口端在某个时刻的油水液量是十分重要的参数，因此需要在实验的过程中进行准确计量。
4.在室内驱替实验中，通常使用液体密度计或滴定管计量岩心夹持器出口端的油水液量，但是这种计量方式对于致密油气藏微小流量的两相渗流来说，具有十分显著的缺陷。
5.对于致密油气藏微小流量的两相渗流，致密储层在驱替实验时的流体流动速率很小，对于微小流量来说，其本身就难以直接测定，更何况对于油水两相而言，在高含水后期，微量油还会在管线出口处聚集，无法脱落，即油水两相分离不会瞬间完成，从而导致长时间的产油贡献集中在某个时刻，由此会使得流体的渗出时间以及流速的误差大。
6.另外，对于驱替实验来说，除了流量的准确计量，还需要在计量流量时对应准确的时间刻度，然而在常规方式中多采用原始的手工秒表计量法，该方式不仅人为误差较大，而且还无法做到实时的流量监测，往往是依靠一段时间的平均液量作为流速，无法反映驱替过程的不均匀程度。


技术实现要素：

7.本发明的目的在于提供一种致密油气藏两相渗流实验的计量装置，以解决现有技术中低渗、超低渗例如致密油气藏的两相渗流实验过程中的计量难题，如低渗状态下油水两相分离不会瞬间完成，难以进行瞬时计量，以及常规方法中通过平均液量计量而导致的产油贡献集中在某个时刻，从而影响计量精度以及无法反应驱替过程不均匀程度的技术问题。
8.为解决上述技术问题，本发明具体提供下述技术方案：一种致密油气藏两相渗流实验的计量装置，包括：渗流驱替收集组件，用于在驱替岩心的过程中收集溢出的渗液流体；跟踪拍摄组件，设置在所述渗流驱替收集组件出口端的上方，按照设定的时间间隔用于实时拍摄收集的渗液图像；处理系统，与所述跟踪拍摄组件连接，用于接收所述跟踪拍摄组件实时拍摄的渗
液图像，并通过对比每次拍摄的渗液图像中的两相界面位置变化，计算所述渗液流体的流量以及所述渗液流体在单位时间内的流动速度。
9.进一步地，所述渗流驱替收集组件包括岩心夹持器，以及安装在所述岩心夹持器出口端的毛细管，所述渗液流体在压力的作用下由所述岩心夹持器流入所述毛细管中；所述跟踪拍摄组件实时拍摄所述毛细管以生成渗液图像，且所述处理系统识别所述渗液图像中的油体和水体，并根据所述毛细管的内径和油体和水体在所述毛细管的分布长度计算渗液流体的流量，以及在单位时间内的流动速度。
10.进一步地，所述岩心夹持器包括筒体，在所述筒体的两端分别通过固定压帽和活动压帽形成封闭的腔体结构，在所述固定压帽上位于所述筒体的内侧安装有支撑套，在所述支撑套上安装有胶套，所述活动压帽上位于所述筒体的内侧安装有锥度套，所述锥度套贴合在所述胶套内侧与所述胶套形成围压腔；在所述活动压帽上设置有用于放置堵头的贯穿孔，所述堵头由外至内顺次穿过活动压帽、锥度套和胶套并与所述岩心直接接触，在所述堵头内设有出液通道，并且在所述堵头的末端通过调节杆调整位置。
11.进一步地，其中，所述锥度套和所述筒体之间设置有o型圈以提高所述锥度套和所述筒体之间的密封性能，且在所述o型圈的外侧设置有挡圈。
12.进一步地，所述岩心夹持器的入口端连接有两个分别用于容纳油体和水体的中间容器，两个所述中间容器内的液体通过分别通过对应的加压泵注入所述岩心夹持器的岩心内；其中：所述中间容器内的水体通过加压泵注入所述岩心夹持器的岩心内对所述岩心进行真空饱和；所述中间容器内的油体通过加压泵注入所述岩心夹持器的岩心内对所述岩心进行油体饱和以模拟油体在所述岩心内的存储环境；所述中间容器内的水体通过加压泵注入所述岩心夹持器内进行驱替试验。
13.进一步地，两个所述中间容器内存储的油体和水体具有不同的颜色，在驱替实验中具有不同颜色的油体和水体从所述岩心内被驱替出来后在所述毛细管内呈临界分布。
14.进一步地，所述毛细管的下方设有背光板。
15.进一步地，所述处理系统包括图像接收单元、图像处理单元和流量计算单元；所述图像接收单元用于实时接收所述跟踪拍摄组件按照设定的时间间隔拍摄的渗流图像；所述图像处理单元通过对所述渗流图像进行二值化处理，以区分所述毛细管内收集到的油体和水体；所述流量计算单元根据所述渗流图像中的油体和水体分布位置变化，以及所述毛细管的内径，来计算渗出的油体和水体流量以及单位时间内的流速。
16.本发明与现有技术相比较具有如下有益效果：本发明通过渗流驱替收集组件和跟踪拍摄组件的相互配合，从而能够实现对不同管径，并且通过对岩心夹持器的针对性改进，从而使其适应致密油气藏中低流量的两相流体的准确计量，并且在该过程中配合跟踪拍摄组件达到实时以及动态的计量效果，整个过
程基于图像处理自动识别水油两相界面以自动计算瞬时油量和/或水量的增量，整个过程无需人工参与读数以及处理，计量精度高且快捷，且可以达到瞬时计量的目的。
附图说明
17.为了更清楚地说明本发明的实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。显而易见地，下面描述中的附图仅仅是示例性的，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图引伸获得其它的实施附图。
18.图1为本发明实施例计量装置的整体侧剖结构示意图。
19.图2为本发明实施例岩心夹持器的剖面结构示意图。
20.图3为本发明实施例1提供的图像处理流程框图。
21.图4为本发明实施例2提供的计量方法实现流程示意图。
22.图5为本发明实施例2提供的图像处理流程示意图。
23.图6为本发明实施例2提供的毛细管的选取模型框图。
24.图7为本发明实施例2提供的无水采油期不同渗透率级别岩心的入口压力随时间变化曲线图。
25.图8为本发明实施例2提供的无水采油期不同渗透率级别岩心的累产油量随入口压力变化曲线。
26.图9为本发明实施例2提供的毛细管二值化图像的水油分布图。
27.图10为本发明实施例2提供的水油总累积产生的分布图。
28.图中：1-渗流驱替收集组件；2-跟踪拍摄组件；3-处理系统；4-背光板；5-中间容器；6-加压泵；11-岩心夹持器；12-毛细管；31-图像接收单元；32-图像处理单元；33-流量计算单元；1101-筒体；1102-固定压帽；1103-活动压帽；1104-支撑套；1105-胶套；1106-锥度套；1107-围压腔；1108-堵头；1109-调节杆；1110-o型圈；1111-挡圈。
具体实施方式
29.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。
30.实施例1如图1至3所示，本发明提供了一种致密油气藏两相渗流实验的计量装置，包括渗流驱替收集组件1、跟踪拍摄组件2和处理系统3。
31.其中，渗流驱替收集组件1用于在驱替岩心的过程中收集溢出的渗液流体。
32.跟踪拍摄组件2设置在渗流驱替收集组件1的上方，用于实时拍摄收集的渗液图像。
33.处理系统3与跟踪拍摄组件2连接，用于接收实时拍摄的渗液图像，并通过对比每次拍摄的渗液图像中的两相界面位置变化，计算渗液流体的流量以及渗液流体在单位时间内的流动速度。
34.常规的实验室驱替实验中，油水计量使用量筒或滴定管计量出口端液量，目测读取油水体积，且出口端油水两相分离不会瞬间完成，而且通常是依赖于人工读数的方式进行计量，在人工读数的过程中，对于微量的变化难以准确获得，不适应于微量的计量，该方法在微量计量过程中获得的数据精度误差较大。
35.目前关于油水两相渗流实验出口端流体的计量主要有两种方法，包括液体密度计和滴定管计量，在这两种方式中普遍存在以下四个方面的问题，例如：
①
液体密度计不适用于低渗、流量低的开发试验计量；
②
由于流体流动速率很小，通过岩样的微小流量难以直接测定，对于油水两相而言，在高含水后期，微量油还会在管线出口处聚集，无法脱落，即油水两相分离不会瞬间完成，导致长时间的产油贡献集中在某个时刻（油滴脱落时）；
③
时间计量多采用原始的手工秒表计量法，这种计量方法人为误差大（滴定管体积变化引起的误差、测量体积误差、标定高度读数误差、秒表读数误差）；
④
无法做到实时监测流量变化，依靠一段时间的液量平均作为流速的确定方法，无法反映驱替过程的不均匀程度，且分析人员的工作强度也较大。
36.因此，综合前述，本实施方式利用基于图像识别的智能化一体式渗流识别方式，无需人工参与，通过图像处理自动识别水油两相界面，并自动计算单位时间段内油量和/或水量的增量，无需将一段时间的液量平均作为流速的确定方法，因此计算精度高，误差小。
37.具体的，渗流驱替收集组件1包括岩心夹持器11，以及安装在岩心夹持器11出口端的毛细管12，岩心夹持器11在驱替试验过程中的渗液流体流入毛细管12中，毛细管12的下方设有背光板4。
38.跟踪拍摄组件2实时拍摄毛细管12以生成渗液图像，且处理系统3识别渗液图像中的油体和水体，根据毛细管12的内径和油体和水体在毛细管12的分布长度计算渗液流体的流量，以及在单位时间内的流动速度。
39.毛细管12的直径小，油体和液体以及管壁之间有界面张力作用，在毛细管12狭小的空间里不会出现上下分层，因此水体和油体在狭窄的毛细管12呈左右临界分布，在跟踪拍摄组件2拍摄渗液图像中，可以根据毛细管12的内径以及水体、油体在毛细管12的分布长度，来分别计算水体和油体的流量。
40.根据相邻两次计算的水体和油体的流量，以及相邻两次采集图像的时间间隔，可以分别计算水体和油体的渗流速度。
41.对于油水两相而言，在高含水后期，微量油还会在岩心夹持器11的出口处聚集，无法脱落，即油水两相分离不会瞬间完成，导致长时间的产油贡献集中在某个时刻油滴脱落时，因此此时计算的油体在单位时间内的流动速度准确度差。
42.而本实施方式在毛细管12中发生两相运移的时候，可以通过跟踪拍摄组件2高速连续拍摄和图像处理自动监测相界面的移动位置变化，由毛细管12中界面数量的变化和移动距离可自动获取指定时间段内油量或水量的增量，达到高精度自动获取两相流速的目的。
43.为了进一步的方便识别和区分毛细管12中的油体和液体，毛细管12中的水体和油体呈现不同的颜色，通过对渗液图像二值化来区分毛细管12中的水体和油体。
44.岩心夹持器11的入口端连接有两个分别用于容纳油体和水体的中间容器5，在本实施方式中，岩心夹持器11和中间容器5可以完成注入饱和水和饱和油的前期工作，以及驱替试验模拟工作。
45.其中，其具体的操作流程为：第一步，所述中间容器5内的水体通过加压泵6注入所述岩心夹持器11的岩心内对所述岩心进行真空饱和；第二步，所述中间容器5内的油体通过加压泵6注入所述岩心夹持器11的岩心内对所述岩心进行油体饱和以模拟油体在所述岩心内的存储环境；第三步，所述中间容器5内的水体通过加压泵6注入所述岩心夹持器11内进行驱替试验。
46.即其中一个中间容器5内存储有用苏丹红染色的染色油，另一个中间容器5内存储有无色水，用无色水驱替岩心中的染色油。
47.或者其中一个中间容器5内存储有原油，另一个中间容器5内存储有染色水，用染色水驱替岩心中的原油。
48.本实施方式保证渗流中的水体和油体之间的r,g,b值差距大，从而对渗液图像进行二值化时，方便区分水体和油体的两相边界。
49.在驱替试验模拟工作时，中间容器5内的水体通过加压泵6注入岩心夹持器11的岩心内进行驱替试验。
50.需要补充说明的是，完成注入饱和水和饱和油的前期工作时，先在岩心内注入水体进行真空饱和，然后再通过加压泵6将中间容器5内的油体注入岩心夹持器11的岩心内，并对岩心进行原油饱和。
51.众所周知，油体饱和过程中，岩心中的水体将溢出，本实施方式在油体饱和的过程中，利用毛细管12收集溢出的水体，并通过跟踪拍摄组件2和处理系统3实时拍摄和处理渗流图像，以计算出溢出的水体流量，从而得到饱和油的过程中注入的油体流量。
52.同样的，在驱替试验过程中，利用水体注入岩心内，以驱替岩心内的油体渗出，在油体驱替试验过程中，用中间容器5中的无色水驱替岩心中的染色油，或者用中间容器5中的染色水驱替岩心中的原油，利用毛细管12收集溢出的油体和水体，并通过跟踪拍摄组件2和处理系统3实时拍摄和处理渗流图像，以计算出溢出的油体和水体流量。
53.另外，通过计算油体渗透流量以及注入的油体流量之间的差值，可计算驱替试验的采收率。
54.在实验的过程中，对于微小流量的计量来说，岩心夹持器内部以及与毛细管连接处的死体积会对实验精度产生较大的影响器械内以及连接处的死体积相对于微小流量，其比重较大，因此会对实验过程产生较大的影响。因此，对于本实施方式中，岩心夹持器以及与毛细管连接处进行针对性的改进，就十分有必要。
55.具体如下：如图2所示，其为定制岩心夹持器的剖面图，所述岩心夹持器11包括筒体1101，在所述筒体1101的两端分别通过固定压帽1102和活动压帽1103形成封闭的腔体结构，在所述
固定压帽1102上位于所述筒体1101的内侧安装有支撑套1104，在所述支撑套1104上安装有胶套1105，所述活动压帽1103上位于所述筒体1101的内侧安装有锥度套1106，所述锥度套1106贴合在所述胶套1105内侧与所述胶套1105形成围压腔1107。
56.在本发明中，通过形成围压腔1107，并且在围压的作用下可以使得胶套1105包裹在岩心以及毛细管表面，并且在通过改变活动压帽1103的松紧程度来挤压锥度套1106，从而使得锥度套1106、胶套1105更加贴合，也可以进一步使得毛细管可以更加接近岩心，从而减少“死体积”，避免大量“死体积”的存在影响最终的实验精度。
57.在所述活动压帽1103上设置有用于放置堵头1108的贯穿孔，所述堵头1108由外至内顺次穿过活动压帽1103、锥度套1106和胶套1105并与所述岩心直接接触，在所述堵头1108内设有出液通道，并且在所述堵头1108的末端通过调节杆1109调整位置。
58.需要强调的是，在本实施方式中的锥度套1106、胶套1105在堵头1108等以及围压腔1107内压力的共同作用下可以维持压力平衡，在减少“死体积”的同时还可以保证整个岩心夹持器的气密性。
59.其中，所述锥度套1106和所述筒体1101之间设置有o型圈1110以提高所述锥度套1106和所述筒体1101之间的密封性能，且在所述o型圈的外侧设置有挡圈1111，在此处的o型圈1110以及挡圈1111均可以起到提高气密性的作用。
60.在前述中，可以确定的是，本实施方式中一方面通过针对性的改进岩心夹持器，一方面方便更好的与毛细管连接，另一方面减少“死体积”等对计量精度的影响，另一方面通过改进图像处理方式，从而使得在计算的过程中减少误差，提高计量精度。综合前述两方面的配合，从而达到实时以及动态的计量效果，整个过程基于图像处理自动识别水油两相界面以自动计算瞬时油量和/或水量的增量，整个过程无需人工参与读数以及处理，计量精度高且快捷，且可以达到瞬时计量的目的。
61.具体的，处理系统3包括图像接收单元31、图像处理单元32和流量计算单元33；图像接收单元31用于实时接收跟踪拍摄组件2按照固定时间间隔拍摄的渗流图像；图像处理单元32通过对渗流图像进行二值化处理，以区分毛细管12内收集到的油体和水体；流量计算单元33根据渗流图像中的油体和水体分布位置变化，以及毛细管12的内径，来计算渗出的油体和水体流量以及单位时间内的流速。
62.本实施方式利用基于图像识别的智能化一体式渗流识别方式，通过图像处理自动识别水油两相界面，并自动计算单位时间段内油量和/或水量的增量，无需将一段时间的液量平均作为流速的确定方法，因此计算精度高，误差小。
63.实施例2如图4所示，本发明提供了一种基于图像识别的微流量自动监测计量方法，本实施方式利用基于图像识别的智能化一体式渗流识别方式，无需人工参与，自动识别水油两相界面，并自动计算单位时间段内油量和/或水量的增量，无需将一段时间的液量平均作为流速的确定方法，因此计算精度高，误差小。
64.微流量自动监测计量方法具体包括以下步骤：第一步、组装计量装置，利用毛细管接收从岩心夹持器溢出的渗流液体，渗流液体
包括油体和水体。
65.第二步、摄像机按照固定时间间隔定时采集毛细管的图像。
66.第三步、以毛细管的长度方向为基准，利用聚类分析方法对毛细管的采集图像进行二值化处理。
67.如图5所示，对采集的毛细管图像进行图像处理的具体实现步骤为：（1）矫正摄像机的镜头畸变。
68.（2）颜色空间降维，将摄像机拍摄的毛细管图像的r,g,b三个通道中的每个通道降为5bit表示。
69.一般彩色图像的每个像素用21bit来表示，这就会有可能每个像素超过16m，如果直接在原始的颜色空间进行处理，会降低算法的有效性，颜色空间降维降低了对计算的要求，从而提高了算法的效率。
70.（3）聚类分析，计算颜色空间降维后的毛细管图像的特征直方图，然后顺序扫描特征直方图并将特征直方图分解成多组单连通子图，每个子图就是聚类的结果。
71.特征直方图和子图的目的是为了分类出毛细管、相界面、不同流体和其他没用的像素。
72.（4）纹理特征提取，基于游程直方图的特征和空间尺寸分布特征来提取毛细管图像的纹理特征。
73.游程直方图就是具有相同灰度的像素集合，基于颜色空间降维后的毛细管图像中具有相同灰度的像素集合，来选定最优的灰度值，提取纹理特征就是保留图像中有用的部分。
74.将高于该灰度值的像素点的灰度值设为255，将低于该灰度值的像素点的灰度值设为0，将图像上的像素点的灰度置为0或255，将整个图像呈现出明显的黑白效果，图像的二值化有利于图像的进一步处理，使图像变得简单，而且数据量减小，能凸显出染色液体及毛细管的轮廓。
75.即将256个亮度等级的灰度图像通过适当的阀值选取而获得仍然可以反映图像整体和局部特征的二值化图像。要进行二值图像的处理与分析，首先要把灰度图像二值化，得到二值化图像，这样子有利于再对图像做进一步处理时，图像的集合性质只与像素值为0或255的点的位置有关，不再涉及像素的多级值，使处理变得简单，而且数据的处理和压缩量小，为了得到理想的二值图像，一般采用封闭、连通的边界定义不交叠的区域，所有灰度大于或等于阀值的像素被判定为属于特定物体，其灰度值为255表示，否则这些像素点被排除在物体区域以外，灰度值为0，表示背景或者例外的物体区域。
76.（5）选取二值化图像，根据二值化图像分离毛细管、不同的渗流流体以及两个渗流流体形成的相界面。
77.在常规的实验室驱替实验中，油水计量使用液体密度计或滴定管计量出口端液量，液体密度计不适用于低渗，流量低的开发试验计量，由于流体流动速率很小，通过岩心的微小流量难以直接测定，对于油水两相而言，高含水后期微量油还会在管线出口处聚集，无法脱落，即油水两相分离不会瞬间完成，导致长时间的产油贡献集中在某个时刻（油滴脱落时），即无法准确识别产油的准确时刻。
78.本实施方式利用毛细管接收渗流液体，使得岩心渗出的渗流液体直接通入毛细血
管中，不会产生微量油在毛细管的端部聚集的情况，因此使得产油时刻的识别更加精确。
79.另外，通过对毛细管内部图像的识别分析，可以识别毛细管的边界、不同流体的相界面、以及不同流体的流动变化，从而计算流体的具体流量以及流速，更大程度的提高计算效率。
80.进一步需要补充说明的是，摄像机的图像畸变矫正的实现过程为：a、准备标定板，利用摄像机拍摄标定板在不同位置、不同角度以及不同姿态下的标定图片。
81.图像识别首先要做的就是相机镜头畸变的矫正，本实施方式中的标定板具体使用的为黑白相间的矩形构成的棋盘图，准备标定图片时，最好将标定板在不同位置、不同角度、不同姿态下拍摄10到20张。
82.b、提取每张标定图片的角点信息以及亚像素角点信息，具体使用findchessboardcorners函数提取角点。
83.c、在标定板上绘制找到的角点信息及亚像素角点信息，并获取角点和亚像素角点在标定板上的图像坐标，具体使用drawchessboardcorners函数用于绘制被成功标定的角点。
84.d、根据角点的图像坐标计算摄像机的内参系数和外参系数，获取到棋盘标定板的角点图像坐标之后，就可以使用calibratecamera函数进行标定，计算相机内参和外参系数。
85.e、根据得到的摄像机内参系数和外参系数重新设定摄像机，并利用摄像机对标定板的空间三维点进行重新投影计算，得到空间三维点在拍摄的标定图像上新的投影坐标，计算投影坐标和角点的图像坐标之间的偏差，根据标定结果重新标定摄像机的内参系数和外参系数。
86.计算投影坐标和亚像素角点坐标之间的偏差时，偏差越小，标定结果越好。
87.f、利用标定结果对标定板进行矫正，并利用重新标定的内参系数和外参系数对图像进行畸变矫正。
88.使用initundistortrectifymap和remap两个函数配合实现，initundistortrectifymap用来计算畸变映射，remap把求得的映射应用到图像上。
89.第四步、利用优化界面识别模型得到渗流液体的两相界面位置。
90.优化界面识别模型的实现步骤为：建立多个不同内径的毛细管在10-8
ml/min流速条件下驱替压差的选取模型，确定不同内径的毛细管在同一指标的驱替压差的渗透率，以选择最适合的毛细管内径，具体的实验结果如图6所示，本实施方式优选为内径0.9mm的玻璃微管。
91.在对最适合的毛细管图像识别过程中，在二值化图像中选取最优的灰度值，从而提取出相界面。
92.毛细管的内径、驱替压差与渗透率之间的关系式为：；其中
△
p为驱替压差，k为岩心的液体渗透率，a为毛细管的内径系数，则可以在同一驱替压差下，通过对比岩心的液体渗透率来选定毛细管的内径。
93.即通过给定的实验条件来确定最合适的毛细管，通过上述第二步和第三步的实现步骤，在图像识别过程中，在二值化后的图像中选取最优的灰度值，从而提取出相界面。
94.还需要特别说明的是，岩心夹持器的岩心完成注入饱和油和水工作和水驱油工作，其中，岩心夹持器完成注入饱和油和水工作和水驱油工作的总实现过程为：一、用染色水或者无色水对岩心进行真空饱和；二、用原油或者染色油注入岩心内并对岩心进行油体饱和，以模拟油体在岩心内的存储分布，利用毛细管收集驱替产出的水体，根据计算的产出水体流量得到注入岩心的油体流量；三、用染色水或者无色水重新注入岩心内，驱替岩心中的油体，利用毛细管收集驱替产出的油体和/或水体。
95.通过对比驱替产出的油体流量以及注入岩心的油体流量，还可以计算该试验操作下的原油采收率。
96.具体的如果用苏丹红染色的染色油注入岩心，且用无色水对岩心进行真空饱和以及驱替试验；而如果用原油注入岩心，且用染色水对岩心进行真空饱和以及驱替试验。
97.如，苏丹红对油体染色生成红色的油或者用甲基蓝对水染色生成蓝色的水。摄像机拍摄的毛细管图像形成蓝色液体或者红色液体，其中蓝色界面表示水体，红色液体表示为油体，从而利用苏丹红涂层以及甲基蓝涂层来区分驱替试验中渗流液体。
98.本实施方式在岩心夹持器的出口端连接内径0.9mm的玻璃微管，在玻璃微管下放置背光板，上方利用相机来拍摄玻璃微管，可以实时识别油水界面，计算在一定时间内通过液量。
99.第五步、摄像机连续检测，在毛细管内径和两相界面位置的已知条件下，精确计算得到相界面的移动速度以及单相的流动速度，并计算毛细管内部的渗流液体在单位时间内的流量。
100.需要特别说明的是，无论是油田现场开采还是室内驱替实验，在水驱油初始阶段均包含无水采油期，具体如图7和图8所示，无水采油期阶段的单相流量计量方式为：建立不同渗透率级别的岩石样品在水驱油过程中，无水采油期的入口压力与驱替时间之间的第一模型，得到的无水采油期在不同渗透率级别岩心的入口压力随时间变化曲线，如图7所示：其中，p为入口压力，t为时间，a、b为系数；建立无水采油期的累产油量与入口压力之间的第二模型，无水采油期不同渗透率级别岩心的累产油量随入口压力变化曲线，如图8所示：其中，vo为累产油量，c为系数，p为入口压力。
101.已知无水采油期的入口压力与驱替时间之间的第一模型，以及累产油量与入口压力之间的第二模型，其中，入口压力直接通过设置在岩心夹持器的压力传感器获得，以入口压力为基础，通过累产油量与入口压力之间的第二模型获得累产油量随时间的变化函数，通过对时间求导即可获得无水采油期各时刻的油相流速。
102.即无水采油期的累计产油量随时刻变化公式为：通过对累计产油量公式进行时间求导以获得无水采油期各时刻的油相流速vo′
。
103.具体如图9和图10所示，无水采油期的毛细管中为单相流动，然后才是油水同出期，最后只出水，由于毛细管的直径小，因此水体和油体在毛细管内前后临界分层，而不是上下分层。
104.利用摄像机高速连续拍摄毛细管内的相界面图像，对相界面进行图像处理后，自动监测相界面的两相移动位置变化，根据毛细管中的界面数量的变化和移动距离，自动获取指定时间段内油量和/或水量的增量。
105.本实施方式利用摄像机高速连续拍摄毛细管内的相界面图像，并且利用图像识别提取相界面，摄像机可以设置取样间隔，即每隔固定时间间隔，相机会自动采集当前图像并进行识别，在取样间隔时间内，毛细管中的流体会发生移动和变化，计量系统可自动各个时刻毛细管中的界面数量的变化和移动距离，从而实现无干扰自动获取指定时间段内油量和/或水量的增量（流速和累计流量均可获得），解决了低渗、超低渗以及致密油气藏两相渗流实验的计量难题。
106.以上实施例仅为本技术的示例性实施例，不用于限制本技术，本技术的保护范围由权利要求书限定。本领域技术人员可以在本技术的实质和保护范围内，对本技术做出各种修改或等同替换，这种修改或等同替换也应视为落在本技术的保护范围内。