【ISCO】劉希良等：特低滲透砂岩油藏 CO₂ 驅原油動用特性及埋存機理

劉希良^{1, 2, 3}，陳浩^{1, 2}，李陽⁴，祝仰文⁵，廖海嬰⁵，趙清民⁵，週顯民⁶，曾宏波³

（1. 中國石油大學（北京）海南研究院，北京 102249； 2. 中國石油大學（北京）油氣資源與工程全國重點實驗室，北京 102249；3. 阿爾伯塔大學多納多工程創新中心，埃德蒙頓 T6G1H9；4. 中國石油化工股份有限公司，北京 100728. 北京石化研究102206；6. 美國海洋科技發展有限責任公司，休士頓 77433，美國）

基金計畫：國家自然科學基金面上計畫「緻密砂岩油藏注CO2微奈米孔喉內流體的空間再分佈及輸運行為研究」（52274053）；北京市自然科學基金面上項目「面向雙碳目標的頁岩油藏注 CO₂ 微觀增油機制研究」（3232028）

摘要：以江蘇油田特低滲透油藏 L 區塊為例，基於 CO₂- 原油體系長細管驅替實驗、注入能力測試和高溫高壓在線核磁共振驅替等實驗，揭示特低滲透油藏 CO₂ 驅油氣傳質規律與原油動用機理，明確 CO₂ 驅替製程中 CO₂ 級的孔隙範圍和混能股數對原油存量及混合相影響。結果顯示：CO₂ 驅油過程劃分為 CO₂ 頂替階段、CO₂ 突破階段和 CO₂ 抽提階段，原油膨脹和黏度降低是CO2驅頂替階段提高采收率的主要機制，CO₂ 突破後透過抽提、萃取原油中輕質組分進一步提高採收率；CO₂ 驅過程中，大孔內原油對提高采收率的貢獻率達 46% 以上，中孔內原油為增油的接替儲備，CO₂ 突破後小部分抽提的原油被 CO₂ 裹挾進入納米級孔隙成為較難動用的剩餘油；隨著混相程度的提高，CO₂ 前緣推進更穩定，波及範圍更廣，CO₂ 埋存範圍和埋存量更大。 CO₂ 完全埋存階段對整體埋存量貢獻最大，CO₂ 逸散階段埋存機理為部分原油在初始賦存孔隙範圍的原位埋存和 CO₂ 裹挾原油進入更小孔隙從而增大埋存量，CO₂ 洩漏階段隨著原油產出 CO₂ 大量洩漏，埋存率急劇降低。

關鍵字：特低滲透油藏；CO₂ 驅替；混相程度；原油動用特性；埋藏特徵；埋藏特徵

0  引言

CO₂ 捕集、利用和封存技術（CCUS）是目前解決「雙碳」問題的關鍵技術手段 [1-2]。中國廣泛分佈微奈米級孔喉發育的特低滲透油藏，資源儲量豐富，是繼中高滲透油藏之後重要的原油儲量接替來源之一 [3-4]。該類油藏百億噸級的石油資源儲量和數十億噸級的 CO₂ 埋存潛力使其成為 CCUS 的主要目標之一 [5-7]。然而，微奈米孔喉內的氣液-固界面演化行為、流體賦存狀態、運移規律及 CO₂ 埋存機理是突破 CCUS 技術瓶頸的關鍵 [11-13]。
前人針對 CO₂ 驅替過程中的驅油和埋存機理進行了大量研究，例如侯大力等[14]透過細管實驗和數值模擬，研究了低滲透油藏的 CO₂ 混相特徵、CO₂ 注採參數和埋存規律等；還對比了氣態和超臨界態 CO₂ 提高採收率機理和埋存規律等；也對比了氣態和超臨界態 CO₂ 提高採收率機理和作用下收率機。張烈輝等 [16] 進行了CO₂-CH₄-H₂O-NaCl 體系的相平衡規律及注 CO₂ 提高採收率與封存的數值模擬研究，結果顯示注 CO₂ 能增壓補能、驅替置換殘餘天然氣，提高採收率並實現碳封存。 Zhou 等 [17] 研究了油藏非均質性對 CO₂ 提高採收率以及地質封存的影響，透過生成熱泡沫凝膠體系封堵高滲透層，提高低滲透儲層的 CO₂ 驅油效率和 CO₂ 封存量。陳秀林等 [18] 利用核磁共振技術探討了氣驅後 CO₂ 埋存形態及分佈特徵，結果顯示岩心物性越好，CO₂ 埋存量越大，CO₂ 利用率越高。然而，現有研究並未分析特低滲透油藏 CO₂ 驅替過程中 CO₂ 埋存的孔隙範圍、埋存形式、原油生產及 CO₂ 埋存的協同關係，同時也未量化混相程度對原油動用特性及 CO₂ 埋存法則的影響。
針對上述問題，以江蘇油田特低滲透油藏為例，開展 CO₂ -原油體系長細管驅替實驗、CO₂ 注入能力實驗及高溫高壓在線核磁共振岩心驅替實驗，分析不同混相程度下 CO₂ 驅替過程中的原油賦存狀態、油氣組分質傳質特徵、原油受質規律等生產範圍內 CO₂ 驅替過程中的原油賦存狀態、油氣組分質傳質特徵、低孔隙化用規則等生產範圍等生產範圍的組織特性，明確了 CO₂ 。

1  實驗介紹

1.1  實驗樣品

岩心樣品取自江蘇特低滲透油田L區塊，將岩樣切割成直徑為 25 mm，長度為 79 mm 的圓柱樣品，岩心孔隙度為 11%、平均滲透率為 7×10^-3 μm²。每次實驗前使用甲苯徹底清洗岩心，並在 200 ℃恆溫箱中烘乾 48 h，直到岩心物性恢復為初始狀態。取目標區塊岩心碾碎並採用篩網篩選粒徑為 30~100 μm 的岩石碎屑，將其導入 20 m 長盤管中，透過高壓氮氣吹掃使長盤管內的岩石碎屑壓實，得到孔隙度為 18%、滲透率為 10×10^-3 μm² 的長盤管。
L 區塊原始地層壓力為 30.3 MPa，飽和壓力為 17.0 MPa，地層溫度 110 ℃，脫氣油密度 0.826 g/cm³，氣油比 94 m³/m³。根據高溫高壓 PVT（壓力-容積-溫度）實驗結果，確定目標油藏的溶解氣組分及脫氣後原油組成如 表 1 所示。在儲層溫度和壓力條件下，利用高溫高壓活油配製裝置將脫氣原油和溶解氣依照目標區塊氣油比配製地層含氣活油。經檢驗，復配所得的原油樣品與原始油藏流體性質相同，符合實驗要求。

表 1  脫氣原油及溶解氣組紛表

對L區塊的地層水進行離子濃度測試，其中K⁺ + Na⁺，Ca²⁺，Mg²⁺，Cl^–，SO₄^2-，HCO₃^2-的質量濃度分別為 3 409, 10, 4, 3 892, 968, 1 169 mg/L。為防止常規水中¹ H 訊號幹擾核磁共振實驗流體訊號識別，本研究採用重水（D₂O）複配目標區塊的地層水。

1.2  CO₂-原油體系長細管驅替實驗

基於配製的含氣活油樣品採用長盤管進行 CO₂^– 原油體系混相程度測試實驗，實驗按照行業標準《SY/T 6573—2016 最低混相壓力實驗測定方法－細管法》[19] 操作，採用多功能岩心驅替系統進行了 9 組實驗壓力（15, 17, 19, 24, 25, 27, 31, 33, 35 MPa）條件下的加密測點細管實驗。監測不同壓力下不同時刻 CO₂ 注入量、氣油比、物質的量分數、原油採出量等參數，得到注入壓力與原油採收率關係曲線，劃分 CO₂^– 原油體系的非混相、近混相及混相壓力區間，收集產出端產物並進行層析分析。

1.3  CO₂ 注入能力實驗

實驗設備主要包括：ISCO 高精度恆壓泵 (美國 Corelab 公司)，壓力精度為 0.05 MPa，流速精度為 0.001 mL/min；高溫高壓岩心夾持器，壓力上限為 70 MPa；高精度壓力監測系統，壓力精準度為 0.001 MPa；MacroMR 12-150H-HTHP 大孔徑低場核磁共振儀 (蘇州紐邁分析儀器股份有限公司)。岩心夾持裝置的圍壓液體選用美國 3M 公司生產的 FC-3283 氟化液以規避¹ H 氫訊號，岩心套管使用耐高壓熱縮管。

實驗步驟： ① 打開加熱系統使整個系統溫度升至 110 ℃，將清洗過的岩心烘乾 48 h；② 將岩心放入夾持器內抽真空，通過石油醚調節系統壓力至飽和壓力之上；③ 向岩心轉注 2 PV（孔隙體積）活油，確保岩心孔隙充分飽和活油； ④  以恆定流速 0.01 mL/min 注入CO₂，監測注入過程中上游壓力的變化，計算進出口端壓差，結合注入指數公式（見 (1) 式）評估 CO₂ 注入能力 [20]；⑤ 調整實驗壓力至 22，26，30，35 MPa，重複步驟 ① — ④；⑥ 將驅替介質與介質注入水，重複步驟 ① — ⑤，比較 CO₂ 和水的注入能力差異。

1.4  線上核磁共振驅替實驗

核磁共振線上監測的 CO₂ 驅替實驗是評估 CO₂ 提高採收率、原油動用特性和 CO₂ 埋存潛力的關鍵手段。採用恆速壓汞實驗校正高溫高壓核磁共振線上監測系統，進行不同油氣混相程度下的 CO₂ 驅替實驗。
實驗裝置如 圖 1 所示，實驗步驟包括：① 將清洗過的岩心使用熱縮管固定在高溫高壓在線核磁共振分析儀的夾持裝置上，系統加熱至 110 ℃，將岩心抽真空，通過石油醚提升系統壓力至飽和壓力之上；② 以 0.05 mL/min 的速度緩慢向岩心注入基於 D₂O 配製的地層水，而後向岩心中飽和含氣活油，待產出端活油的氣油比恆定為 94 m³/m³ 時視為岩心飽和流體完成，掃描此時核磁 T₂ 圖譜及三維影像；③ 打開岩心夾持器入口端，將 CO₂ 注入壓力分別設定為混相、近混相、非混相條件下的油氣體繫壓力，經由氟化液循環系統施加圍壓至 3 MPa 以上，而後恆速 0.10 mL/min CO₂，待穩定後掃描此時的核磁 T₂ 圖譜及三維影像，收集產出端產物。

圖 1  核磁共振線上監測 CO₂ 驅替實驗裝置圖

2 結果與討論

2.1  CO₂- 原油體系混相程度表徵

細管實驗 9 組注入壓力與原油採收率的擬合曲線如 圖 2 所示，據此劃分出 CO₂- 原油體係非混相、近混相和混相階段的壓力區間。隨著混相程度的增加，原油採收率不斷增加。非混相區的原油採收率隨注入壓力的增加呈線性變化，在 25.3 MPa 處出現拐點並持續緩慢增長，直至到達第 3 階段的拐點 30.1 MPa 後進入混相區。結合筆者前期研究 [13] 及細管實驗結果，江蘇油田 L 區塊的最小混相壓力為 30.1 MPa，近混相壓力區間為 25.3~30.1 MPa，非混相壓力的上限值為 25.3 MPa。

圖 2  CO₂- 原油系統注入壓力與原油採收率的擬合曲線

2.2 混相程度對 CO₂ 驅油生產特性的影響

CO₂ 注入能力是評估超低滲透油藏開發方式可行性和參數最佳化的重要依據，基於注入能力指數公式評估目標區塊在不同壓力條件下 CO₂ 和水的注入能力差異。圖3所示，在非混相壓力條件下（22 MPa），CO₂ 和水的注入能力指數分別為 0.065 3 和 0.010 6 m³/（d·MPa·m²）。由於 CO₂ 相較於水壓縮性更強、在原油中的溶解量更大，對原油物性的改善程度顯著，因此隨著混相程度的增加， CO₂ 的注入能力指數呈指數型遞增，而水的注入能力指數呈先緩慢增加然後逐步平緩的趨勢。當體系壓力達到最小混相壓力時，油氣界面張力為零，消除了毛管壓力，使得 CO₂ 注入能力顯著提升。不同壓力條件下 CO₂ 的注入能力指數為水的 6.16~9.03 倍，說明 CO₂ 是目標特低滲透儲層的理想注入介質

圖 3  不同壓力條件下 CO₂ 與水的注入能力指數對比

依據氣油比及原油採收率特性將 CO₂ 驅油過程分為3個主要階段：CO₂ 頂替階段、CO₂ 突破階段及氣竄後 CO₂ 抽提階段，混相驅、近混相驅及非混相驅不同驅油階段對應的 CO₂ 注入量如 圖 4a 及 圖 4b 所示。頂替階段氣油比維持原始狀態，油氣界面穩定推移，原油採出程度隨著 CO₂ 注入量呈近似線性增加；CO₂ 突破時，氣油比攀升，原油採出程度增幅下降；氣竄後 CO₂ 抽提階段氣油比急劇增加，原油採出程度緩慢增加直至平穩，CO₂ 與原油採收率之間的組分逐漸提高。提高混相程度能夠提高 CO₂ 驅原油採收率和產油速度，室內實驗中 CO₂ 混相驅採收率為 79%，比近混相驅和非混相驅分別提高了 11.7，18.0 個百分點。由於非混相驅中 CO₂ 的黏性指進作用 [21-23]，氣竄形成較早，CO₂ 相驅見氣時對應的注入量分別比非混相和近混相驅多 0.20 PV 和 0.07 PV。由此可知，混相程度的增加提高了油氣前緣帶運移的穩定性，生產初期的 CO₂ 頂替階段更長，波及效率更高。

圖 4  混相程度對 CO₂ 驅原油開發效果及油氣組分傳質的影響

初始原油中輕質組分（C₁-₁₁）、中質組分（C₁₂ – ₂₀）和重質組分（C₂₁+）物質的量分數分別為 35.3%，29.4%，34.5%，CO₂ 的物質的量分數為 0.8%。以色譜法分析產出物的組成組成（見 圖 4c— 圖 4e）。 CO₂ 的溶解、降黏和原油膨脹能力會隨著壓力的增加而提高，由於 CO₂ 頂替階段的原油成分無明顯變化，此階段主要依賴 CO₂ 降黏改質作用和原油的膨脹效應提高採收率。非混相驅 CO₂ 突破後，由於 CO₂ 抽提、萃取作用較弱[24]，開發結束時產出物的中、重質組分佔比之和達 73.8%，輕質組分含量隨著 CO₂ 注入呈現下降趨勢（見 圖 4c）；當系統壓力上升至近混相分產條件時，CO2前期產出的重質組分含量比非混相驅下降了 4.9 個百分點（見圖4d）；混相驅 CO₂ 突破後產出物中輕質組分含量隨著 CO₂ 注入量增加而升高至 42.2%，中質組分含量呈小幅度下降趨勢，而重質組分含量由於流體運移能力最弱，CO₂ 6.0個百分點因此，CO₂ 與原油之間的成分傳質逐漸成為 CO₂ 突破後提高採收率的主要機制。

2.3 不同混相程度下 CO₂ 驅過程中原油動用特徵

對目標區塊岩樣進行恆速壓汞實驗測試，結果顯示汞飽和度較高時存在較長平緩階段，中位數壓力為 1.36 MPa，最大進汞飽和度為 85%，排驅壓力為 0.17 MPa，退汞效率低；岩樣孔隙半徑中值為0.54 μm，孔隙結構分佈較為均勻，連通性較好。

研究表明，利用核磁共振橫向弛豫時間 T₂ 分佈曲線可以表徵儲層岩石的孔隙半徑分佈 [24-27]；因此，採用低場核磁共振技術繪製 L 區塊天然岩心 T₂ 譜，並根據橫向弛豫時間與孔隙半徑之間的轉換係數，將核磁共振 T₂ 譜轉化為孔隙半徑分佈並對儲層孔類型並劃分儲層孔類型。
核磁共振的橫向弛豫時間 T₂ 與岩石的表面弛豫率有關 [28]，即：

其中 S，B，D 分別代表表面弛豫、體積弛豫、擴散弛豫，由於表面弛豫率較大，擴散弛豫和體積弛豫特別小，可以忽略。因此，由橫向弛豫強度 ρ 以及幾何形狀因子 Fn 來表徵 T₂ [29-30]：

因此，橫向弛豫時間與孔隙半徑的關係以下式表示：

根據壓汞實驗與核磁共振實驗結果，孔隙半徑與橫向弛豫時間的累計頻率分佈曲線如 圖 5a 所示；結合 (4) 式進一步計算得到 C 為 0.002，n 為 0.648，依此結果對核磁共振實驗所得的 T₂ 光譜進行標定。依據 T₂ 圖譜左右峰及封頂趨勢，依序將孔隙分為小孔 (小於1 μm)、中孔 (1~18 μm) 及大孔 (大於 18 μm)，則目標區塊小孔、中孔及大孔內原油佔比分別為 28.8%，37.2% 及 34.0%（見 圖 5b）。

圖 5  壓汞實驗和核磁共振實驗數據匹配圖 (a) 和原油初始賦存狀態 (b)

不同混相程度下 CO₂ 驅過程中的核磁共振線上監測結果如 圖 6 所示。由於 CO₂ 優先進入阻力較小的大孔隙並與原油接觸 [31]，因此岩心大孔隙中的原油被優先採出。隨著 CO₂ 的持續注入，孔隙動用下限降低，中孔內原油動用程度逐漸增加。在 CO₂ 驅替後期，小孔內原油成為主要開發對象。此外，由於 CO₂ 分子直徑小於目標油藏的主要奈米孔喉直徑，使得 CO₂ 沿著滲流通道裹挾部分原油輕質組分進入奈米孔隙。由於奈米級孔喉存在啟動壓力和較大的毛管阻力，該部分原油成為較難動用的剩餘油。因此，原油在CO2驅替過程中的動用法則大致可分為 3 階段：① 驅替前期，大孔隙內原油動用程度最高；② 驅替中期，中孔隙內原油成為增油主力；③ 驅替後期，小孔隙內原油動用程度增加，CO₂ 裹挾部分被提的原油流入更小孔隙。基於 CO₂ 驅替實驗前後的核磁訊號振幅變化，可以得到不同尺寸孔隙中原油採收率，非混相、近混相、混相驅條件下，大孔隙內原油採收率分別為 33 .7%，35.3%，33.4%，中孔採收率分別為 20.5%，23.4%，26.0%，小孔採收率分別為 15.1%，17.2%，17.2%。

圖 6  不同混相程度下 CO₂ 驅原油動用特徵

隨著混相程度的提高，大孔和中孔的原油動用程度提高，而小孔內原油由於滲流阻力較大及部分原油進入奈米級孔隙，導致動用程度低。透過累計訊號振幅變化計算總原油採收率 (見 圖 6b、圖 6d、圖 6f)，當驅替壓力由 22 MPa 升至 26 MPa 時，油氣體係由非混相驅向近混相驅過渡，原油採收率由 60.9% 增至 67.8%，提升了 6.9 個孔隙度下點，動用孔隙半徑下限由 5.7 nm 降低至 4.8 nm。當驅替壓力升高至 35 MPa 時，原油與 CO₂ 之間的界面張力消失，且 CO₂ 分子動能增加，原油採收率上升至 79.0%，動用孔隙半徑下限降至 2.4 nm，大大提升了原油的動用能力。由 圖 7 可知，不同混相程度下大孔隙為 CO₂ 驅增油的主力區，對原油採收率的貢獻率均達 46% 以上；中孔為增油接替區，貢獻率均為 30% 以上。因此，隨著壓力程度的升高，對大、中孔隙內原油的動用更為明顯，而小孔隙內原油動用難度高，提壓界限應依據大、中孔隙的動用極限來調整，而非小孔內原油動用程度。

圖 7  不同混相程度下不同等級孔隙對總採收率的貢獻率

2.4 CO₂ 驅過程中的埋存機理

CO₂ 在地層中的埋存方式主要包括構造埋存、溶解埋存、束縛埋存和礦化埋存 [32]。其中，礦化埋存通常在數十年甚至上百年後趨於穩定 [33]。由於目標油藏地層水中鈣鎂離子質量濃度均小於 10 mg/L，且受實驗時間限制，礦化埋存量可忽略。在本研究中，構造埋存與溶解埋存統一為遊離態埋存，CO₂ 運移至小孔隙中視為束縛埋存。 CO₂ 驅後期，生產井溢出大量 CO₂ 導致埋存率和換油率驟降，考慮目標油田現場 CO₂ 驅的關井條件，核磁共振岩心驅替實驗在產出端氣油比達到 2000 m³/m³ 時結束。如圖8所示，非混相驅條件下 CO₂ 主要置換岩心上層位置的原油，並以遊離態的形式埋存在產出原油的孔隙內。隨著混相程度的提高，CO₂ 前緣推進更穩定，波及範圍更廣，相同條件下 CO₂ 埋存範圍更大，CO₂ 受浮力作用減弱且在垂向上逐漸趨於均勻分佈，緩解了埋存過程中 CO₂ 重力超覆作用導致的蓋層洩漏風險。

圖 8  不同混相程度驅替條件下 CO₂ 在孔隙中的埋存形態及分佈特徵

對應 CO₂ 頂替階段、突破階段與抽提階段，將 CO₂ 埋存分為 3 個階段：① CO₂ 完全埋存階段，注入的CO2將原油頂替而出，此時遊離態 CO₂ 埋存在產出原油的孔隙內；② CO₂ 逸散階段 [34-35]，CO₂ 前緣運移至產出井口，部分 CO₂ 逃逸導致動態埋存率小幅下降；③ CO₂ 洩漏階段，產出井氣油比快速上升，CO₂ 沿優勢通道大量洩漏，CO₂ 埋存率急劇降低。

對不同 CO₂ 埋存階段的 T₂ 訊號振幅進行累計求和，結合 (5) 式計算 CO₂ 埋存率，對驅替過程中 CO₂ 的埋存潛力進行分析：

為了方便比較，將不同混相程度下 CO₂ 驅替過程中的 CO₂ 注入量、CO₂ 產出量歸一到標準狀況下 (0.1 MPa，25 ℃) 進行分析。由 圖 9 可知，混相驅CO2洩漏 (注入量 0.74 PV) 前的埋存率高於近混相驅和非混相驅，CO₂ 氣竄後隨著氣油比增大，CO₂ 埋存率急劇降低；混相驅相比近混相驅和非混相驅的累計埋存量分別提高 0.64 mL 和 0.91 mL。

圖 9  不同混相程度下 CO₂ 動態埋存率與埋存量對比

由 圖 10 可知，3 個埋存過程中 CO₂ 完全埋存階段對整體埋存量貢獻最大，非混相、近混相及混相條件下此階段 CO₂ 埋存量佔比分別為 47%、64% 及 71%。此階段遊離態 CO₂ 在大孔隙中的埋存量佔比最大，中孔的埋存量佔比次之。

圖 10  不同混相程度下 CO₂ 埋存孔隙範圍與孔隙內 CO₂ 埋存量佔比

CO₂ 逸散階段部分原油的賦存孔隙範圍未發生顯著變化，且混相程度越高，CO₂ 完全埋存階段剩餘未封存的孔隙空間越小，因此此部分 CO₂ 埋存量隨著混相程度的提高而降低 (圖 10 中紅色 Ⅰ 部分)。另一部分原油的輕質組分被 CO₂ 氣體裹挾流動，進入原始飽和原油條件下不含油的較小等級的孔隙中，束縛埋存量增加。由於壓力程度越高，CO₂ 的分子動能和蒸發抽提作用越強，導致混相條件下該部分 CO₂ 束縛埋存量相比近混相和非混相條件均有所提高 (圖 10 中紅色 Ⅱ 部分)。因此，逸散階段持續注入 CO₂ 將引發兩種埋存機理：① CO₂ 在壓力差的驅動力下繼續置換頂替階段的剩餘油，僅實現部分原油初始賦存孔隙範圍的原位埋存；② CO₂ 的蒸發抽提作用攜帶部分輕質組分進入尺度較小的孔喉中，孔隙尺寸越小，其引發的空間限域效應作用越強，促進了埋存的穩定性。

由於混相程度越高，CO₂ 逸散階段的微奈米級尺寸的剩餘埋存空間越小，因此洩漏階段 CO₂ 埋存量隨混相程度增加而降低，近混相和非混相條件下的 CO₂ 埋存量相比混相條件有所提高。由於此階段 CO₂ 沿著氣竄優勢通道大量排出，CO₂ 在同級孔隙內的原位埋存並不顯著，表現為 CO₂ 裹挾原油流入較小尺寸孔隙。

綜上所述，原油生產過程和 CO₂ 埋存過程中，如果儲層中的氣竄通道已經形成，繼續注入 CO₂ 會導致大量 CO₂ 沿優勢通道竄流而出，整體埋存率持續下降。此時應封堵儲層中優勢通道，改善 CO₂ 的流動路徑，使得 CO₂ 向儲層深處橫縱向運移，擴大 CO₂ 波及效率。因此，基於產出井的氣油比變化特徵等參數，判別 CO₂ 埋存階段，採取相應關井、調剖、封堵氣竄通道等方式，可增加 CO₂ 的埋存率及封存量。

3 結論

將 CO₂ 驅油製程分為 CO₂ 頂替階段、CO₂ 突破階段及氣竄後 CO₂ 抽提階段，驅替前期主要透過 CO₂ 的溶解與降黏作用提高原油的膨脹位能，CO₂ 突破後以置換、萃取原油中的輕質組分為主要機制提高採收率，本文實驗條件下，混相驅 CO₂ 突破後產出流體的輕質組分含量增至 42.2%。

在 CO₂ 驅過程中，大孔隙中的原油被優先採出，本文實驗條件下大孔隙內原油對總體採收率貢獻率達 46% 以上；隨著 CO₂ 的持續注入，中孔內原油成為增油主力；CO₂ 突破後，小孔隙內原油被少量動用，部分抽提後的原油被 CO₂ 孔隙級進入奈米孔隙級。

隨著混相程度的提高，CO₂ 前緣推進更穩定，波及範圍更廣，相同條件下 CO₂ 埋存範圍和埋存量更大，CO₂ 受浮力作用的影響減弱，在垂向上分佈更均勻，緩解了實際埋存過程中 CO₂ 重力超覆作用導致的蓋層洩漏風險。 CO₂ 完全埋存階段對整體埋存量貢獻最大；CO₂ 逸散階段埋存機理為部分原油初始賦存孔隙範圍的原位埋存和 CO₂ 裹挾原油進入更小孔隙從而增大埋存量；CO₂ 洩漏階段 CO₂ 隨原油產出而大量洩漏，CO₂ 埋存率急劇降低。因此，基於產出井的氣油比變化特徵等參數，判別 CO₂ 埋存階段，採取相應的關井、調剖、封堵氣竄通道等方式，可以增加 CO₂ 的埋存率和封存量。

符號註釋：

A —— 岩心橫截面積，m²；C —— T₂ 與孔隙半徑之間的孔徑轉換係數，μm/ms； F_n ——  幾何形狀因子，無因次；I —— 注入能力指數，m³ / ( d • MPa • n² )；n —— 轅指數，無因次；∆p —— 實驗進出口端壓差，MPa；Q —— 注入速度，m³ / d；r_C  —— 孔徑半徑，μm；S_CO2 —— CO₂ 埋存率，%；T₂ —— 弛豫時間，ms；V_i —— CO₂ 注入體積，cm³；V_p —— CO₂ 產出體積，cm³；p —— 表面弛豫率，μm/s；S —— 表面弛豫；B —— 體積弛豫；D —— 擴散弛豫。

參考文獻：