李 蕾， 鄭自剛， 楊承偉， 陳 征， 張文興， 徐北辰

(1.頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 北京 100083; 2. 中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院， 青島 266580; 3.中石油長(zhǎng)慶油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院， 西安 710018)

隨著常規(guī)油氣田逐漸進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期，含水率上升，產(chǎn)油量大幅下降，非常規(guī)油氣藏包括低滲透、超低滲透、致密油氣逐漸成為增儲(chǔ)上產(chǎn)的主力軍。長(zhǎng)慶等區(qū)塊超低滲透油藏儲(chǔ)量大，但由于儲(chǔ)層滲透率低、孔隙度小、非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)，常規(guī)水驅(qū)開(kāi)發(fā)方式采收率低。而CO2具有黏度低、流動(dòng)性好、擴(kuò)散性強(qiáng)、在原油中溶解度高等特點(diǎn)，注入地層后使原油體積膨脹、黏度降低、界面張力降低，適合超低滲透油藏的開(kāi)發(fā)[1-4]。據(jù)報(bào)道，CO2驅(qū)油可在常規(guī)水驅(qū)基礎(chǔ)上繼續(xù)提高原油采收率10%～20%，使油井的生產(chǎn)壽命延長(zhǎng)15～20 a[5-8]。CO2驅(qū)油技術(shù)是進(jìn)一步提高油藏采收率的重要三采技術(shù)，美國(guó)近年來(lái)實(shí)施項(xiàng)目統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，CO2驅(qū)油項(xiàng)目規(guī)模變化范圍較大，從井組試驗(yàn)、礦場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)到礦場(chǎng)生產(chǎn)均有實(shí)施，且見(jiàn)效時(shí)間在0.5～1.5 a，提高采收率達(dá)13%以上。與國(guó)外相比，中國(guó)天然CO2氣源不足，且管網(wǎng)不健全，因此CO2驅(qū)起步較晚。后期，隨著廣東、吉林、蘇北、山東等地高純度CO2氣藏的發(fā)現(xiàn)[9]，CO2驅(qū)油成為中國(guó)超低滲透油藏重要的驅(qū)油方式之一。

中外研究學(xué)者對(duì)CO2驅(qū)展開(kāi)了大量的理論、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及礦場(chǎng)試驗(yàn)研究[10-15]。徐勇[10]總結(jié)了低滲透油藏CO2混相驅(qū)機(jī)理；室內(nèi)實(shí)驗(yàn)方面，袁舟等[11]通過(guò)CO2驅(qū)靜態(tài)浸泡實(shí)驗(yàn)與動(dòng)態(tài)驅(qū)替實(shí)驗(yàn), 發(fā)現(xiàn)CO2溶蝕作用明顯，隨溫度、壓力的升高，孔隙度和滲透率呈指數(shù)型增長(zhǎng)；Bikkina等[13]發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)層潤(rùn)濕性和滲透率非均質(zhì)性對(duì)混相CO2提高采收率效果具有重要影響；婁毅等[15]發(fā)現(xiàn)CO2混相驅(qū)超前注氣能夠在開(kāi)采前增加地層壓力并且提前注入的氣體與原油接觸降低原油黏度、增加原油流度、提高采收率能力最強(qiáng)。礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)方面，Zhang等[12]報(bào)道吉林油田在混相或近混相驅(qū)方式下注入了近26萬(wàn)t CO2(烴孔隙體積為0.32)，CO2利用率為1 122.2 m3標(biāo)況下CO2/m3原油，預(yù)計(jì)可提高10%以上的采收率；草舍油田CO2混相驅(qū)比水驅(qū)提高采收率13%，長(zhǎng)慶油田黃3區(qū)塊CO2驅(qū)礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)中采油井見(jiàn)效比例高達(dá)56.5%[14]。 Wei等[16]針對(duì)低滲透油藏進(jìn)行了水驅(qū)、CO2驅(qū)、水氣交替驅(qū)等對(duì)比實(shí)驗(yàn)，對(duì)比了幾種不同驅(qū)替效果的采收率和含水率；張礦生等[17]對(duì)致密油藏注CO2增能效果進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)及模擬研究，得到CO2主要通過(guò)溶解、沖蝕增大巖心孔隙，計(jì)算了目標(biāo)區(qū)塊最佳注氣體積和注入速度；齊春民等[18]通過(guò)研究鄂爾多斯盆地油溝區(qū)注CO2現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)水驅(qū)開(kāi)發(fā)后轉(zhuǎn)注CO2地層壓力回升且增能穩(wěn)定。黃興等[19]針對(duì)姬塬油田長(zhǎng)8組開(kāi)展了CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，并以核磁共振T2譜對(duì)不同儲(chǔ)層兩種范圍孔隙中的原油動(dòng)用特征進(jìn)行了研究，得到了CO2非混相及混相驅(qū)油效率的主要影響孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)。王千等[20-21]開(kāi)展了CO2驅(qū)替方式對(duì)特低滲砂巖儲(chǔ)層物性變化的研究，主要研究CO2驅(qū)替前后巖心滲透率、孔隙度及礦物的變化情況，說(shuō)明巖石-CO2-地層相互作用影響巖石物性變化。然而，目前的CO2驅(qū)研究中仍存在很多問(wèn)題，CO2驅(qū)對(duì)不同大小孔隙內(nèi)原油的動(dòng)用能力和動(dòng)用程度是揭示CO2驅(qū)替機(jī)理的關(guān)鍵因素之一，不同驅(qū)替方式、不同混相程度的對(duì)原油動(dòng)用的影響機(jī)制等尚不明確。因此，現(xiàn)采用核磁共振方法結(jié)合巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，直觀測(cè)量不同注入方式驅(qū)油時(shí)巖心孔隙內(nèi)不同階段的剩余油變化，對(duì)比不同驅(qū)替壓力下水驅(qū)、超臨界CO2非混相驅(qū)、CO2混相驅(qū)的驅(qū)油特征及對(duì)原油的動(dòng)用能力，為長(zhǎng)慶油田超低滲油藏CO2驅(qū)的大規(guī)模應(yīng)用提供指導(dǎo)和理論依據(jù)。

1 基于核磁共振的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)原理

巖石孔隙內(nèi)地層流體(原油或者地層水)中含有氫核，核磁共振實(shí)驗(yàn)中，測(cè)量流體中的氫核在靜磁場(chǎng)及與外加磁場(chǎng)相互作用下的核磁共振信號(hào)幅度及弛豫時(shí)間T2，建立不同巖心樣品的T2譜圖[22-23]。因此核磁共振T2譜圖可以直接反映巖心的孔隙結(jié)構(gòu)特征及孔隙內(nèi)流體的分布情況，其表達(dá)式[22,24]為

(1)

式(1)中：ρ2為巖石橫向表面弛豫強(qiáng)度；S為孔隙內(nèi)表面積，m2；V為孔隙體積，m3；Fs為幾何形狀因子；rc為孔隙半徑，m。

式(1)假設(shè)孔喉形態(tài)由規(guī)則的球狀孔隙和毛細(xì)管柱狀吼道組成，但實(shí)際油藏儲(chǔ)層中的孔喉結(jié)構(gòu)并不規(guī)則，形狀多樣，大量實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)，T2與孔隙半徑呈冪函數(shù)關(guān)系[25-27]，即

(2)

由式(2)可知，核磁共振圖譜中的弛豫時(shí)間越長(zhǎng)，巖石的孔隙半徑越大。巖心核磁共振信號(hào)量反映巖心內(nèi)流體含量，核磁共振T2弛豫時(shí)間反映孔隙大小。

由于Fs和r2無(wú)法依靠目前實(shí)驗(yàn)手段測(cè)量，需要借助其他實(shí)驗(yàn)方法，如壓汞法對(duì)核磁結(jié)果進(jìn)行標(biāo)定。已知孔隙半徑與喉道半徑關(guān)系[25]為

rc=c1rt

(3)

式(3)中：c1為平均孔喉比；rt為喉道半徑，μm。因此，可以得到弛豫時(shí)間與喉道半徑的關(guān)系為

(4)

rt=CT21/n

(5)

根據(jù)以上分析，可以通過(guò)求不同區(qū)塊巖心的C和n，將弛豫時(shí)間圖譜轉(zhuǎn)換成巖心的孔喉分布曲線(xiàn)。

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置及實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)裝置主要由高壓CO2氣瓶、Vindum高精度注入泵、巖心夾持器、高溫高壓中間容器、壓力傳感器、濕式氣體流量計(jì)、氣水分離器和恒溫箱等構(gòu)成。其他實(shí)驗(yàn)儀器包括CM-25型巖心端面切磨機(jī)、YS7122型真空泵及紐邁MacroMR12-110H-I核磁共振儀。

實(shí)驗(yàn)用水為根據(jù)油田地層水礦化度配制的模擬地層水，水型為CaCl2型，總礦化度為36.8 g/L。實(shí)驗(yàn)所用原油為現(xiàn)場(chǎng)所取的脫氣后地層原油，原油密度為0.78 g/cm3，地層原油黏度為2.4 mPa·s。實(shí)驗(yàn)所用巖心參數(shù)如表1所示，滲透率范圍在0.14～0.22 mD，孔隙度在8%左右。

表1 巖心基礎(chǔ)物性參數(shù)及驅(qū)替實(shí)驗(yàn)參數(shù)設(shè)置

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)流程示意圖如圖1所示，具體實(shí)驗(yàn)步驟為如下。

(1)對(duì)地層取回巖心利用索氏抽提法進(jìn)行洗油、洗鹽，洗后在60 ℃下烘干24 h，放在烘箱中自然降溫至室溫。

(2)測(cè)定巖心的基礎(chǔ)物性包括質(zhì)量、長(zhǎng)度、直徑、滲透率和孔隙度等，計(jì)算巖心孔隙體積。

圖1 實(shí)驗(yàn)流程示意圖Fig.1 Schematic diagram of the experimental process

(3)對(duì)巖心抽真空飽和地層水，測(cè)量巖心的T2核磁圖譜。

(4)用MnCl2溶液浸泡巖心屏蔽水的核磁信號(hào)，保證巖心的信號(hào)量降低到原始信號(hào)量的1%以下。

(5)用15 MPa恒壓驅(qū)替地層原油注入巖心至出口端不出水位置，建立巖心束縛水飽和度，計(jì)量驅(qū)替出的地層水量，分別計(jì)算巖心束縛水飽和度和巖心中原始含油飽和度。

(6)保持地層條件(地層壓力為15 MPa，溫度為50 ℃)72 h進(jìn)行模擬成藏老化。在此基礎(chǔ)上分別進(jìn)行水驅(qū)、CO2驅(qū)實(shí)驗(yàn)。

(7)水驅(qū)。將實(shí)驗(yàn)的巖心放入巖心夾持器中，設(shè)定圍壓為30 MPa，以不同驅(qū)替壓力驅(qū)替含Mn2+地層水，記錄不同時(shí)刻的進(jìn)泵量、出油量和出水量，至不再出油，計(jì)算含水飽和度，進(jìn)行殘余油核磁共振T2圖譜的測(cè)定。

(8)CO2驅(qū)。將實(shí)驗(yàn)的巖心放入巖心夾持器中，然后設(shè)定圍壓為30 MPa，以不同壓力驅(qū)替CO2注入所測(cè)巖心，記錄不同時(shí)刻的進(jìn)泵量、出油量和出水量和氣油比，至不再出油，然后進(jìn)行殘余油核磁共振T2圖譜的測(cè)定。

(9)重復(fù)上述實(shí)驗(yàn)，提高注入壓力，開(kāi)展混相后高壓驅(qū)替情況下的氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)，并測(cè)量其T2圖譜。

2 巖心孔徑特征分析

圖2 18號(hào)巖心壓汞與核磁孔隙結(jié)構(gòu)分布圖Fig.2 The distribution diagram of hg and NMR pore size of No.18 core samples

為了分析巖心中孔隙分布特征，進(jìn)行了掃描電鏡實(shí)驗(yàn)，并對(duì)4塊巖心進(jìn)行飽和水后核磁共振分析。根據(jù)核磁共振和高壓壓汞實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比分析巖心孔隙分布大小。根據(jù)壓汞數(shù)據(jù)做孔徑大小的累計(jì)分布曲線(xiàn)，根據(jù)核磁數(shù)據(jù)做T2弛豫時(shí)間的累積分布曲線(xiàn)，擬合關(guān)系式(6)，可求得C和n，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示，區(qū)塊內(nèi)4塊巖心的系數(shù)C為0.11，n為1.13，進(jìn)而獲得不同弛豫時(shí)間T2對(duì)應(yīng)的孔隙大小，4塊巖心飽和水后的孔隙大小分布圖如圖3所示。

圖3 巖心核磁孔隙結(jié)構(gòu)分布圖Fig.3 Distribution diagram of core NMR pore structures

3 不同驅(qū)替方式驅(qū)油特征對(duì)比分析

3.1 水驅(qū)特征分析

分別進(jìn)行15 MPa和25 MPa下的水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，兩塊巖心的原油采出程度及產(chǎn)水率變化曲線(xiàn)如圖4所示。分析可得，在不同注入壓力下表現(xiàn)出相同趨勢(shì)的驅(qū)油特征，注水體積小于0.3 PV孔隙體積(pore volume，PV)之前為無(wú)水采油階段，驅(qū)油效率高，注水0.3～0.8 PV為產(chǎn)水階段，驅(qū)油效率降低，注水0.8 PV后水竄，此后隨注水量增大，采出程度變化不大。15 MPa和25 MPa下巖心的驅(qū)油效率分別為36.1%和53.8%，可以看出，隨著注入壓力增大，水驅(qū)效率有大幅提升，這是因?yàn)樗?qū)壓力低時(shí)，注入水無(wú)法克服小孔隙的毛管力，波及效率低；當(dāng)驅(qū)替壓力增大到一定程度時(shí)，注入水可以進(jìn)入部分小孔隙，將小孔隙中的部分油驅(qū)替出來(lái)，從而最終的采出程度增大。

圖4 不同注入壓力下的水驅(qū)采出程度及產(chǎn)水率變化曲線(xiàn)圖Fig.4 Variation curves of water displacement recovery degree and water cut under different injection pressures

對(duì)水驅(qū)后巖心進(jìn)行核磁共振實(shí)驗(yàn)，得到不同驅(qū)替壓力下各巖樣飽和油及水驅(qū)油后的T2譜，如圖5所示。

根據(jù)核磁共振氫信號(hào)的幅度可以計(jì)算出各部分孔隙的動(dòng)用程度，其中不同滲透率水驅(qū)動(dòng)用程度圖如圖6所示。

圖5 不同注入壓力下的水驅(qū)核磁曲線(xiàn)圖Fig.5 Crude oil distribution NMR curves before and after water displacement at different injection pressures

圖6 不同注入壓力水驅(qū)后巖心孔隙內(nèi)原油動(dòng)用程度對(duì)比圖Fig.6 Comparison diagram of crude oil displacement degree in core pores after water flooding with different injection pressures

核磁實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，水驅(qū)后大孔中采出程度可以達(dá)到80.8%，中孔隙內(nèi)的采出程度也較高，對(duì)高壓25 MPa驅(qū)替可以達(dá)到73.3%，15 MPa驅(qū)替達(dá)到了56.9%；小孔部分采出油的采出程度較低，為15%～31.3%；且高壓下驅(qū)替程度遠(yuǎn)高于低壓下的采出程度，而對(duì)于微孔中的剩余油，兩種驅(qū)替壓力均未動(dòng)用。說(shuō)明低壓下水驅(qū)時(shí)主要?jiǎng)佑弥锌缀痛罂字械挠?，隨著驅(qū)替壓力的增加，水驅(qū)對(duì)不同孔隙中原油的動(dòng)用程度均增加。

3.2 超臨界CO2非混相驅(qū)特征分析

對(duì)巖心進(jìn)行超臨界CO2驅(qū)替，驅(qū)替壓力為15 MPa，回壓為10 MPa，而此區(qū)塊原油與巖心的混相壓力在16 MPa，該驅(qū)替條件下整個(gè)巖心夾持器中的壓力低于15 MPa，因此屬于非混相驅(qū)，原油采出程度及產(chǎn)水率變化曲線(xiàn)如圖7所示。注氣0.5 PV之前為無(wú)氣采油階段，油主要是由于注氣溶解后體積膨脹由彈性能段塞式驅(qū)出，采出速度慢；注氣0.5～1.2 PV為產(chǎn)氣階段，主要為溶解氣驅(qū)及氣體流動(dòng)攜帶驅(qū)替原油，氣油比低于2 000 m3/m3，原油采出程度迅速增加；注氣1.2 PV后氣竄，氣相已經(jīng)形成連續(xù)性通道，原油流動(dòng)能力大幅降低，氣體流動(dòng)性大幅增強(qiáng)，驅(qū)油效率低，最終采收率為53.4%。

圖7 超臨界CO2非混相驅(qū)采出程度與氣油比變化圖Fig.7 Production degree and gas-oil ratio during supercritical CO2 immiscible flooding

巖樣飽和油狀態(tài)、超臨界CO2非混相驅(qū)后的T2譜及氣驅(qū)動(dòng)用程度如圖8所示。核磁實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，0.15 mD巖心呈現(xiàn)單峰狀態(tài)，非混相驅(qū)替條件下，氣驅(qū)大孔采出程度大于90%，中孔部分采出程度也較高，為76.5%，小、微孔少量采出，采出程度為25.1%和0.8%；均比15 MPa水驅(qū)動(dòng)用程度高，最終采出程度也高于15 MPa水驅(qū)17.3%。大部分巖心飽和油條件下，飽和油主要分布于中孔、大孔內(nèi)，束縛水主要存在微毛細(xì)管主控的微小孔內(nèi)；CO2驅(qū)替后，小孔驅(qū)油效果較差，大于0.5 μm的孔喉內(nèi)驅(qū)油效果比較明顯。

圖8 超臨界CO2非混相驅(qū)后巖心孔隙內(nèi)原油核磁圖譜及動(dòng)用程度對(duì)比圖Fig.8 NMR spectrogram of crude oil before and after supercritical CO2 immiscible displacement and comparison of utilization degree in core pores

3.3 超臨界CO2混相驅(qū)特征分析

將驅(qū)替壓力設(shè)定為25 MPa，回壓為20 MPa，在整個(gè)驅(qū)替過(guò)程中CO2和原油一直處于混相狀態(tài)，所得出的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖9所示。根據(jù)結(jié)果可得，與非混相驅(qū)特征相似，注氣0.5 PV之前為無(wú)氣采油階段，注氣0.5～1.2 PV為產(chǎn)氣階段，注氣1.2 PV后氣竄，驅(qū)油效率降低；滲透率相近的情況下，CO2混相驅(qū)的采出程度為72.9%，比非混相驅(qū)替高19.5%。巖樣飽和油狀態(tài)、超臨界CO2非混相驅(qū)后的T2譜及氣驅(qū)動(dòng)用程度如圖10所示。巖心大、中孔隙區(qū)的原油接近100%，小孔隙中34.1%的原油被動(dòng)用，混相驅(qū)時(shí)微孔中的原油也有顯著驅(qū)動(dòng)，但動(dòng)用程度較低，為10%。測(cè)試結(jié)果表明：孔隙平均壓力越大，混相條件下，巖心的中、大孔隙區(qū)間的油采出程度越大；巖心微小孔隙區(qū)間的油在混相驅(qū)條件下也較難被采出。

圖9 超臨界CO2混相驅(qū)采出程度與氣油比變化圖Fig.9 Production degree and gas-oil ratio during supercritical CO2 miscible flooding

圖10 超臨界CO2混相驅(qū)后巖心孔隙內(nèi)原油核磁圖譜及動(dòng)用程度對(duì)比圖Fig.10 NMR spectrogram of crude oil before and after supercritical CO2 miscible displacement, and comparison of utilization degree in core pores

3.4 水驅(qū)-氣驅(qū)非混相-氣驅(qū)混相驅(qū)替特征對(duì)比

實(shí)驗(yàn)中使用巖心滲透率均在0.14～0.22 mD，相對(duì)均質(zhì)，利用不同驅(qū)替方式進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，對(duì)最終采收率和不同大小孔隙動(dòng)用程度進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果如圖11所示。對(duì)比不同驅(qū)替方式采出程度結(jié)果為：混相氣驅(qū)最高，低壓水驅(qū)最低，高壓水驅(qū)與非混相氣驅(qū)結(jié)果相似，介于以上兩者之間；單純依靠水驅(qū)即使高壓下也很難對(duì)微孔即直徑小于0.1 μm的孔隙中的油進(jìn)行動(dòng)用；超臨界CO2非混相驅(qū)的洗油效率比水驅(qū)提高，但仍無(wú)法動(dòng)用微孔中的原油，超臨界CO2混相條件下采收率大幅度增加，中孔和大孔采出程度接近100%，微孔部分中原油也得到有效動(dòng)用。

圖11 不同驅(qū)替方式的采收率及孔隙內(nèi)原油動(dòng)用程度圖Fig.11 Recovery and oil displacement degree in pores using different displacement modes

3.5 油田應(yīng)用情況

目前超低滲油藏CO2驅(qū)替實(shí)施了部分現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，針對(duì)鄂爾多斯盆地低滲透油藏吳起油溝油區(qū)長(zhǎng)4+51小層，孔隙度在10%左右，平均滲透率為0.78 mD，選取了5個(gè)井組進(jìn)行了CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。該井區(qū)原始地層壓力為15 MPa，自2005年開(kāi)始先進(jìn)行了3 a的衰竭開(kāi)發(fā)，然后進(jìn)行了6 a的注水開(kāi)發(fā)，2014年開(kāi)始進(jìn)行了3 a的注CO2開(kāi)發(fā)。發(fā)現(xiàn)注入CO2后，地層能量進(jìn)一步回升，相比于注水開(kāi)發(fā)，注CO2后試驗(yàn)井組的產(chǎn)液量及產(chǎn)油量均有大幅上升，且產(chǎn)出液的含水率大幅下降，注氣2 a同比注水驅(qū)油增產(chǎn)原油2 935.6 t[18]。2007年對(duì)大慶外圍超低滲區(qū)塊的榆樹(shù)林油田扶楊油層Y101區(qū)塊五點(diǎn)法井組進(jìn)行了CO2驅(qū)油試驗(yàn)，共7注17采，注CO26 a，累計(jì)注入11萬(wàn)t CO2，與同類(lèi)儲(chǔ)層進(jìn)行水驅(qū)壓裂生產(chǎn)相比，其階段采油量增加26%，預(yù)計(jì)采收率提高9%[28]。黃3長(zhǎng)8油藏，屬于低孔-特低孔、超低滲儲(chǔ)層并且發(fā)育有明顯的裂縫。2017年7月長(zhǎng)慶油田黃3區(qū)(平均孔隙度8.45%，平均滲透率 0.55 mD)實(shí)現(xiàn)了3注19采的CO2試注試驗(yàn)，累計(jì)注入液態(tài)CO211 000 t，對(duì)應(yīng)采油井見(jiàn)效比例56.5%，累增油748.1 t，取得了良好的應(yīng)用效果[29]。目前在超低滲油藏CO2試驗(yàn)開(kāi)發(fā)均取得較好成果，為后續(xù)超低滲儲(chǔ)層進(jìn)行大規(guī)模開(kāi)發(fā)提供指導(dǎo)和借鑒。

4 結(jié)論

(1)對(duì)于超低滲透巖心進(jìn)行水驅(qū)時(shí)，不同注入壓力下表現(xiàn)出相同趨勢(shì)的驅(qū)油特征，注水體積小于0.3 PV之前為無(wú)水采油階段，注水0.3～0.8 PV為產(chǎn)水階段，注水0.8 PV后水竄，水竄后注水對(duì)提高采收率作用不大。

(2)對(duì)于超臨界CO2混相及非混相驅(qū)替，注氣0.5 PV之前為無(wú)氣采油階段，油依靠氣溶解及彈性能段塞式驅(qū)出，采出速度慢；注氣0.5～1.2 PV為產(chǎn)氣階段，主要為溶解氣驅(qū)，采出程度迅速增大；注氣1.2 PV后氣竄通道形成，原油流動(dòng)能力大幅降低，驅(qū)油效率低。

(3)水驅(qū)主要?jiǎng)佑么蟆⒅锌紫?，非混相氣?qū)主要提高中、小孔的采出程度，水驅(qū)及非混相驅(qū)均無(wú)法動(dòng)用微孔內(nèi)原油，在混相氣驅(qū)后，大、中孔隙采出程度可達(dá)100%，混相驅(qū)對(duì)小、微孔提升均較大。

(4)對(duì)比不同驅(qū)替方式采出程度混相氣驅(qū)最大，非混相氣驅(qū)與高壓水驅(qū)次之，低壓水驅(qū)最低；單純依靠水驅(qū)即使高壓下也很難對(duì)微孔即直徑小于0.1 μm的孔隙中的油進(jìn)行動(dòng)用，相比于高壓水驅(qū)及非混相超臨界CO2驅(qū)，混相驅(qū)可在其基礎(chǔ)上提高采出程度19%，因此保證高于混相壓力條件下進(jìn)行超臨界CO2驅(qū)替是提高超低滲油藏采收率的關(guān)鍵。