油气藏评价与开发

序号	岩心编号	样品直径/cm	样品长度/cm	孔隙度/%	渗透率/10^-3 μm²	实验方案	实验压力/MPa
1	L408-2	2.52	4.92	9.27	0.29	CO₂驱	15
2	L89-1	2.52	4.05	10.90	0.39	CO₂驱	20
3	Z82-2	2.50	4.11	11.82	0.25	CO₂驱	10
4	Z288-2	2.51	5.07	8.15	0.20	超前注气	20
5	Z288-5	2.50	5.08	7.32	0.16	超前注气	18
6	Z452-4	2.50	5.06	8.43	0.20	超前注气	22
7	Z273-1	2.51	5.06	8.83	0.21	水驱	5

序号	岩心编号	样品直径/cm	样品长度/cm	孔隙度/%	渗透率/10^-3 μm²	实验方案	实验压力/MPa
1	L408-2	2.52	4.92	9.27	0.29	CO₂驱	15
2	L89-1	2.52	4.05	10.90	0.39	CO₂驱	20
3	Z82-2	2.50	4.11	11.82	0.25	CO₂驱	10
4	Z288-2	2.51	5.07	8.15	0.20	超前注气	20
5	Z288-5	2.50	5.08	7.32	0.16	超前注气	18
6	Z452-4	2.50	5.06	8.43	0.20	超前注气	22
7	Z273-1	2.51	5.06	8.83	0.21	水驱	5

鄂尔多斯盆地长8段致密油超前注CO₂驱原油动用特征

王继伟 1^,2 , 刘建 1^,2 , 王选茹 1^,2 , 石璐铭 1^,2 , 郝栋 1^,2 , 宋鹏 1^,2 , 任吉田 3 , 肖文联 3

油气藏评价与开发 | 方法理论 2026,16(1): 107-117

收起

油气藏评价与开发 |方法理论 2026 , 16 (1) : 107 -117

鄂尔多斯盆地长8段致密油超前注CO₂驱原油动用特征

全屏

王继伟1^,2, 刘建1^,2, 王选茹1^,2, 石璐铭1^,2, 郝栋1^,2, 宋鹏1^,2, 任吉田3, 肖文联3

作者信息

¹　中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西　　西安　710018

²　低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西　　西安　710018

³　西南石油大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室，四川　　成都　610500

通讯作者:

肖文联（1983—），男，博士，教授，从事非常规油气渗流物理及其在油气田开发中应用的教学和科研工作。地址：四川省成都市新都区西南石油大学，邮政编码：610500。E-mail：joshxiao@163.com

作者简介:

王继伟（1986—），男，硕士研究生，工程师，主要从事油气地质与开发方面的研究工作。地址：陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区勘探开发研究院，邮政编码：710018。E-mail：wangjw_cq@petrochina.com.cn

Characterization of crude oil mobilization under advanced CO₂ injection in tight oil of Chang 8 member, Ordos Basin

JIWEI WANG1^,2, JIAN LIU1^,2, XUANRU WANG1^,2, LUMING SHI1^,2, DONG HAO1^,2, PENG SONG1^,2, JITIAN REN3, WENLIAN XIAO3

Affiliations

¹ Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an, Shaanxi 710018, China

² National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil and Gas Fields, Xi’an, Shaanxi 710018, China

³ State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China

出版时间: 2026-01-26 doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025053

文章导航

关键词

致密油 / 核磁共振 / 超前注CO₂ / 提高采收率 / 动用下限

Key words

tight oil / nuclear magnetic resonance / advanced CO₂ injection / enhanced oil recovery / mobilization lower limit

引用本文

王继伟, 刘建, 王选茹, 石璐铭, 郝栋, 宋鹏, 任吉田, 肖文联. 鄂尔多斯盆地长8段致密油超前注CO₂驱原油动用特征. 油气藏评价与开发, 2026 , 16 (1) : 107 -117 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025053

JIWEI WANG, JIAN LIU, XUANRU WANG, LUMING SHI, DONG HAO, PENG SONG, JITIAN REN, WENLIAN XIAO. Characterization of crude oil mobilization under advanced CO₂ injection in tight oil of Chang 8 member, Ordos Basin[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2026 , 16 (1) : 107 -117 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025053

正文

收起

随着常规油气储层的枯竭和勘探开发的不断深入，作为非常规油气资源的重要组成，致密油已成为近年来石油勘探开发的热点以及未来石油接替的重要部分^[1-4]。中国致密油资源分布广泛，全国的地质资源储量约为178.2×10⁸ t，其中，鄂尔多斯盆地致密油储量为53×10⁸ t^[5-7]。不同于常规储层，致密油储层发育纳米孔隙，具有显著的非达西现象，并且储层具有非均质性强、孔隙度低、渗透率低和压力系数低的特征^[8-11]，导致密油一次采收率一般不超过10%^[12-16]。因此，如何有效补能，提高致密油采收率对于保证油气资源的供应具有重要意义。

室内实验和矿场实践证明了CO₂驱是提高致密油采收率的有效方式^[17-19]，在储层条件下，注入CO₂为超临界状态，兼具了液体的密度和气体的低黏度和高扩散性^[20-21]，在微尺度上，CO₂比水更容易进入纳米孔隙，能够有效地波及纳米孔隙内的原油^[22-23]，并且CO₂与油接触，降低原油黏度、改善原油流动性和使得原油膨胀等^[24]。ZHANG等^[25-26]研究了有效应力变化对CO₂驱采收率的影响，结果表明CO₂对中大孔的波及效率随着驱替压力的增加而增加。金祥纯等^[27]开展了线核磁共振CO₂驱物理模拟实验，通过监测驱替过程中流体饱和度和采收率特征来定量研究不同孔隙的剩余油分布和微观动用特征。结果表明注入压力与CO₂驱采收率呈正相关关系，高压CO₂驱可增强油气传质，降低界面张力。此外，HAWTHORNE等^[28]揭示了混相驱能够有效地提高原油采收率，强调了CO₂的扩散作用的重要性，同时他们也指出相比于室内实验，CO₂混相驱矿场实践会出现过早的气窜，从而降低CO₂混相驱采收率。相反，CO₂吞吐能够在一定程度改善CO₂过早的气窜，杜代军等^[29]利用核磁共振研究砾岩储层注CO₂吞吐的开发效果，实验结果表明CO₂吞吐采收率仅为37%，采收率随着吞吐轮次的增加而增加，第一个轮次贡献最大，采收率为27.57%。XIAO等^[30]利用核磁共振技术研究了页岩油储层注CO₂吞吐提高采收率的效果，实验结果表明增大吞吐压力能够有效提高采收率，且采收率主要来自前3个轮次^[31]。因此，综合利用CO₂吞吐的优势是一种潜在改善CO₂驱替效果的方式。娄毅等^[32]通过长岩心实验模拟了低渗透岩心超前注气驱，实验结果表明超前注气能够有效提升压力保持水平，采收率能达到77.03%。肖文联等^[33]利用核磁共振技术研究了吞吐与驱替组合的开发过程中原油动用特征，CO₂吞吐结合驱替作用有效动用了所有孔隙中原油，采收率在介于70%~80%，剩余油分布均匀，证实超前注CO₂驱替能够综合驱替和吞吐的双重作用，改善CO₂混相驱替效果。目前针对超前注气的研究在室内实验无明显的进展，尤其是对超前注气微观动用特征的研究较少。

以鄂尔多斯盆地马岭油田西331区长8段致密油储层岩心为研究对象，结合核磁共振技术开展了地层温度下的水驱、不同压力下的CO₂驱和不同压力下的超前注CO₂驱，分析获取了不同注入方式下的致密油储层岩心原油动用特征、赋存特征、采收率变化特征及孔隙动用下限，为超前注CO₂驱合理开发方式及开发参数的优选奠定了基础。

1　实验材料及装置

收起

1.1　实验材料

7块岩心均取自鄂尔多斯盆地马岭油田西331区块长8段致密油储层，参照中华人民共和国国家标准《岩心分析方法》（GB/T 29172—2012）^[34]对岩心进行洗油洗盐烘干后在孔压1.5 MPa，围压4 MPa的条件下测试岩心的孔隙度和渗透率。如表1所示，岩心孔隙度分布介于7.32%~11.82%，均值为9.24%；渗透率分布介于（0.16~0.39）×10^-3 μm²，均值为0.24×10^-3 μm²。图1为岩心铸体薄片和扫描电镜观察结果，致密油储层中发育有粒间孔、溶蚀孔和黏土控制微孔等多种孔隙类型。图2为岩心的高压压汞。结果表明毛细管压力曲线形态变化总体呈现低斜率快速进汞段和高斜率持续进汞段的两段式。

实验用油为研究区取芯井地层脱气原油，并按照中华人民共和国石油行业标准《最低混相压力实验测定方法-细管法》（SY/T 6573—2016）^[35]测试得到原油的最小混相压力为17.4 MPa；实验用水为等地层水的重水溶液。结合流体的最小混相压力测试结果和杨勇等的研究成果，进行了不同压力下的CO₂驱替实验，1倍数、1.1倍和1.2倍混相压力的超前注气实验和水驱实验（图3）。

1.2　实验装置及实验步骤

超前注CO₂驱、CO₂驱和水驱实验流程包括（图4）：核磁共振仪、夹持器、注入泵和采出气油分离计量装置。具体实验步骤如下：①将岩心和重水溶液分别装入带有吸水海绵垫的容器和压力容器中抽真空至133 Pa保持12 h，然后加压饱和脱气重水溶液一周以上，测量岩心饱和水质量，并计算岩心孔隙体积，直到岩心的饱和度达到98%以上。②将岩心装入夹持器中，用地层原油驱替饱和重水的岩心以建立束缚水饱和度，然后在地层温度（70 ℃）老化1周后进行核磁共振测试。采样参数分别设置为：回波间隔0.2 ms、等待时间5 000 ms、回波个数8 192、扫描次数64。③核磁共振在线水驱油。将老化后的岩心装入加持器中，同时加温至地层温度（70 ℃），利用回压将压差控制为1 MPa进行水驱油实验，驱替过程中记录出口端的产水产油量，并测试岩心的T₂谱。④核磁共振CO₂驱实验。将老化后的岩心装入夹持器，加温至地层温度（70 ℃），控制压差为1 MPa，进行CO₂驱替实验并记录数据、测试T₂谱。⑤超前注CO₂驱实验。将老化后的岩心装入夹持器，加温至地层温度（70 ℃）并注入CO₂使得压力达到设置压力，保持压力12 h后控制压差为1 MPa，进行超前注CO₂驱驱替实验并记录数据、测试T₂谱。

核磁共振（NMR）作为一种快速测量流体及其分布的技术已经被广泛地应用于室内岩心分析，其横向弛豫时间由表面弛豫时间、流体弛豫时间和扩散弛豫时间3部分构成^[36-38]，表达式如下：

1 T 2 = 1 T 2 B + 1 T 2 S + 1 T 2 D = 1 T 2 B + ρ 2 S V + D γ G T E 2 12

（1）

式中：T₂为横向弛豫时间，单位ms；T_2B为流体弛豫时间，单位ms；T_2S为表面弛豫时间，单位ms；T_2D为扩散弛豫时间，单位ms；ρ₂为表面弛豫率，单位μm/ms；S为岩石孔隙内表面积，单位μm²；V为岩石孔隙体积，单位μm³；D为流体的扩散系数，单位μm²/ms；γ为氢原子核的磁旋比，单位MHz/T；G为磁场梯度，单位G/cm；T_E为回波间隔，单位ms。

在均匀磁场中，流体弛豫时间介于2~3 s，并且回波间隔值也较小，因此，流体弛豫时间和扩散弛豫时间可忽略不计，其核磁共振横向弛豫时间主要由表面弛豫决定^[39-40]，具体表达式如下：

1 T 2 = 1 T 2 S = ρ 2 S V

（2）

岩石孔隙内表面积与孔喉体积的比值一般可表示成孔喉体形状因子与孔喉半径的比值，由此可得到横向弛豫时间与孔喉半径间的表达式为^[41-43]：

T 2 = 1 ρ 2 V S = 1 ρ 2 F r r

（3）

式中：F_r为孔喉体形状因子；r为孔喉半径，单位μm。

由公式（3）计算结果可知：核磁共振的横向弛豫时间与孔喉半径和孔喉形状因子是相关的，岩心孔喉半径越小，孔喉空间中流体的氢核与孔喉壁面碰撞的几率越大，对应的横向弛豫时间越短。

2　实验结果与分析

收起

2.1　不同注入方式动用特征

高压压汞曲线和核磁共振T₂谱均能反应流体饱和度与孔隙大小之间的关系，在此基础上绘制了高压压汞孔隙半径和核磁共振横向弛豫时间之间的转换关系曲线（图5），得到岩心的孔隙半径分布介于0~139 μm，主要分布在10 μm左右。因此，为了分析驱替过程中的孔隙动用程度，研究将实验岩心的小孔（0~0.01 μm）、中孔（>0.01~0.25 μm）和大孔（>0.25 μm）的横向弛豫时间界限值分别定为0~1 ms、>1~10 ms、>10 ms。

根据实验过程中测试获取的核磁共振T₂谱曲线，可以利用核磁共振曲线包络线面积的变化来计算获取该过程中原油的采收率，计算公式如式（4）所示：

E R = ∫ T 2 m i n T 2 m a x m (T 2) b d T 2 - ∫ T 2 m i n T 2 m a x m (T 2) a d T 2 ∫ T 2 m i n T 2 m a x m (T 2) b d T 2 × 100 %

（4）

式中：E_R为某一过程的原油采收率，%；m（T₂）_b为实验前核磁共振T₂谱信号幅度；m（T₂）_a为实验后核磁共振T₂谱信号幅度；T_2min为核磁共振T₂谱中的最小弛豫时间，单位ms；T_2max为核磁共振T₂谱中的最大弛豫时间，单位ms。

在束缚水状态下，Z273-1岩心水驱过程的核磁共振T₂谱曲线呈现出“左低右高”的双峰特征，且峰值主要集中在孔隙半径为10 μm左右的孔隙当中，表明原油赋存于大孔隙中。随着水注入PV的增加，T₂谱曲线信号幅度逐渐降低，主要动用的是孔隙半径为10 μm左右中孔隙的原油，而半径小于0.25 μm的孔隙内的原油难以被动用（图6）。

在束缚水状态下，针对6块岩心在不同压力下的CO₂驱和超前注CO₂驱的核磁共振T₂谱进行了分析研究，结果发现（图7）：T₂谱曲线为左低右高的双峰，原油主要赋存在孔隙半径为10 μm的孔隙中。随着CO₂注入量的增加，T₂谱均表现出下降的趋势，且初期主要表现出孔隙半径大于0.25 μm以上的孔隙，随后是孔隙半径小于0.25 μm的孔隙。对于非混相驱替（Z82-2岩心），孔隙半径大于10 μm的孔隙的信号幅度几乎都下降为0，而孔隙半径小于0.25 μm的核磁共振信号幅度下降不明显，说明非混相驱替仅能够驱替大孔隙中的原油，小孔隙难以被有效波及。随着注入压力的增加，大孔隙的原油动用程度增加，且微纳米孔隙中的原油也有所动用，说明孔隙半径大于0.25 μm的原油基本驱替干净，仅较小孔隙中赋存有部分原油。

通过分析CO₂驱过程不同孔隙采收率变化特征发现（图8）：水驱采收率为40%左右，且主要来自大孔隙，而CO₂驱采收率更高，且随着注入压力的增加而提高，混相驱达76%。对于非混相驱，大孔隙采收率在初期迅速增加，达到了60%左右，小孔和中孔的采收率较低，分别为1.43%、1.38%。在非混相驱过程中，注入的CO₂是非润湿相，原油为润湿性，毛细管压力表现为阻力。高速流动的CO₂通过黏性剪切作用将大孔中原油快速驱替，形成黏性指进通道，难以进入纳米级孔隙。岩心束缚水状态下原油主要集中于大孔，因此在混相驱替过程中大孔采收率较高。相比于非混相驱，近混相驱和混相驱采收率上升速度随着注入PV的提升迅速增加，更高压力的CO₂能够克服毛细管效应进入更小的孔隙，从而提高CO₂的波及效率。同时，CO₂与原油之间多次接触使得CO₂与原油之间的界面张力降低趋近于0，降低原油黏度，改善了原油的流动性显著降低毛细管压力。在混相驱替时，CO₂与原油之间的毛细管压力消失，进一步改善了中小孔隙的波及效果，采收率达到了8%。

图9为混相驱和超前注CO₂驱期间产出油相的照片，可发现混相驱过程中以连续油相出现，而超前注CO₂驱过程中原油出现溶解CO₂脱出的特征，表现小段塞的CO₂与原油流动，且随着时间的增加，段塞比表现出逐渐增大。图10为不同压力的超前注CO₂驱的采收率，Z288-5岩心的大孔、中孔和小孔的采收率分别为69.0%、11.1%、0.6%。当压力增加到1.2倍混相压力时，各级孔隙的采收率进一步提升，中孔采收率约为混相驱的1.8倍，最终采收率达到87%。因此，油气之间的质量传递一定程度上决定了CO₂驱纳米级孔隙的采收率，而质量传递的过程受到CO₂的扩散特征和孔隙结构的影响^[24，44]。结合实验过程中的原油流动特征，研究认为超前注CO₂驱闷井阶段仅存在CO₂的扩散作用，在压力梯度下可萃取原油的轻质组分，形成动态萃取-膨胀循环，这种多级传质过程使原油黏度降低，同时引发体积膨胀显著改善原油流动性，这种分阶段传质过程比单一混相驱更高效，尤其对中小孔隙中的吸附态原油作用显著^[45-46]。因此，超前注气在一方面增加原油的弹性能，另一方面能够改善原油的性质，降低流度比，更容易驱替中小孔隙中的原油。

2.2　不同注入方式剩余油分布

图11中黄色和红色的区域对应了岩心较高的含油饱和度，而图中绿色和蓝色部分对应了较低油饱和度的区域。驱替前，原油在岩心内均匀分布，水驱后，Z273-1岩心入口端的剩余油饱和度下降较为明显，出口端仍然有大量的剩余油分布。与水驱类似，Z82-2岩心在非混相驱后，岩心入口端表现出小连片和孤立的剩余油，越靠近出口端，剩余油的分布越集中，这说明在CO₂非混相驱替过程中存在指进现象，使得原油分布在岩心两端的分布存在明显的差异。随着驱替压力的增加，岩心中连片剩余油分布减少，表现出更多的孤立油滴。L89-1岩心在混相驱替以后，核磁共振成像结果仅存在一个亮斑，靠近入口和出口端的原油分布特征异性较小，说明混相驱表现出近似的活塞驱替。相比于混相驱，超前注CO₂驱替进一步促进CO₂与原油之间的相互作用。在超前注CO₂驱替以后，岩心中存在大量的孤立油滴，连片剩余油较少。随着注入压力的提高，连片剩余油也被动用，部分孔隙中的原油被驱替干净，仅存在部分的孤立油滴。

2.3　不同注入方式动用下限

为进一步明确不同开发过程中的开发效果，本节结合分形理论以及毛细管束模型构建了可动下限计算模型来计算岩心样品中可动原油的孔隙半径下限^[47]。将实验岩心的孔隙等效为一系列长度、半径、束缚水薄膜厚度的毛细管表示，并假设束缚水薄膜在毛细管束中均匀分布。

根据饱和水状态下核磁共振T₂谱面积A₁与束缚水状态核磁共振T₂谱曲线面积A₂之间代表束缚水在孔隙中的分布，残余油状态下的核磁共振T₂谱曲线面积A₃即为残余油的分布，利用T₂谱面积比值法，计算束缚水饱和度和残余油饱和度的公式如下：

S w i = A 1 - A 2 A 1 × 100 %

（5）

S o r = A 3 A 1 × 100 %

（6）

式中：S_wi为束缚水饱和度，%；S_or为残余油饱和度，%；A₁为饱和水核磁共振T₂谱面积；A₂为束缚水核磁共振T₂谱面积；A₃为残余油核磁共振T₂谱面积。

基于多孔介质分形理论，建立简化的毛细管模型，假定致密储层储存空间由一系列长度为L半径为r的毛细管组成，且束缚水膜厚度均匀分布在毛细管中，则毛细管模型中的孔喉半径大于r的孔喉数量可以表示为：

N = ∫ r r m a x P (r) d r ∝ r - D

（7）

式中：N为孔喉数量，单位个；r_max为临界孔喉半径的最大值，单位μm；P（r）为孔喉半径的分布密度函数；D为分形维数。

假设孔隙大小分布连续，对等式（7）求微分得到孔隙半径在r和r+dr之间的孔喉数量为：

d N (> r) = - D r - D - 1 r m a x D d r

（8）

在驱替过程中，样品孔隙空间内未被驱动的残余油体积可以表示为：

V s = - ∫ r m i n r c π (r - h) 2 L d N

（9）

式中：V_s为样品孔隙空间内未被驱动的残余油体积，单位cm³；r_c为可动流体半径，单位μm；r_min为临界孔喉半径的最小值，单位μm；h为束缚水膜厚度，单位μm；L为毛细管长度，单位cm。

孔喉内的束缚水薄膜厚度与束缚水饱和度可用下式表示：

S w i = 2 h r

（10）

式中：S_wi为孔喉内的束缚水薄膜厚度与束缚水饱和度关系。

毛细管长度和毛细管半径之间存在线性相关关系：

L = a r

（11）

式中：a为线性相关系数。

将公式（8）和公式（10）、（11）带入公式（9），则孔隙空间中剩余油体积可表示为：

V s = - a π D r m a x D 3 - D (r d 3 - D - r m i n 3 - D) (1 - S w i 2) 2

（12）

式中：r_d为临界孔喉半径，单位μm。

临界孔喉半径为最小孔喉半径，且束缚水膜厚度为0时，此时的累积计算体积公式为：

V p = - ∫ r m i n r m a x π r 2 L d N

（13）

式中：V_p为样品空间总孔隙体积，单位cm³。

将公式（8）、公式（10）、公式（11）带入公式（13），则公式（13）可以转换为：

V p = - a π D r m a x D 3 - D (r m a x 3 - D - r m i n 3 - D)

（14）

残余油饱和度可以表示为：

S o r = (1 - S w i 2) 2 (r m a x 3 - D - r c 3 - D r m a x 3 - D - r m i n 3 - D)

（15）

由于最大孔喉半径远大于最小孔喉半径，所以公式（15）中最小孔喉半径可忽略不计，则公式（15）可以表示为：

S o r = 1 - S w i 2 2 1 - r c r m a x 3 - D

（16）

由公式（16）可以得出可动流体动用下限的计算式为：

r c = r m a x [1 - 4 S o r 2 - S w i 2] 1 3 - D

（17）

图12展示了不同注入方式下的原油可动半径下限，从图中能够看出：水驱孔喉的动用下限为194 nm；相比于水驱，CO₂驱的动用下限更低，并且随着注入压力的提升，混相驱替的动用下限可到50 nm，相比于混相驱，超前注气的动用下限进一步降低。根据杨勇等^[48]的研究成果，相比于相同压力的混相驱，压力为1.0倍最小混相压力时，当超前注CO₂驱替能够更加有效的驱替中小孔隙中的原油，其动用下限为30 nm；当超前注CO₂驱替压力提升至压力提高至1.2倍最小混相压力时，岩心内部的压力保持水平提升，更多的CO₂能够有效的进入中小孔隙中，孔隙动用下限突破至20 nm，远大于了混相驱替的50 nm。

3　结论

收起

利用核磁共振技术研究了水驱、不同压力的CO₂驱和超前注CO₂的采收率变化特征、孔隙动用特征，并结合毛细管束模型获得了不同注入方式下的孔隙动用下限，具体的结论如下：

1）核磁共振结果表明：水驱采收率在40%左右，主要来自大孔隙；CO₂驱采收率高于水驱，且随着混相程度的增加而增加，混相驱采收率为76%，主要来自大孔隙和中孔；相同条件下超前注CO₂驱替效果更好，当达到1.2倍最小混相压力时，采收率为87%，中小孔隙的采收率远大于了混相驱和水驱。

2）核磁共振成像结果表明：水驱油剩余油仍然表现为连片剩余油的分布，仅入口端部分原油得到动用；相比水驱，CO₂驱后连片剩余油减少，更多的表现出孤立油滴的分布，且连片剩余油随着混相程度地增加而减少；超前注CO₂驱后，原油分布较为均匀，剩余油主要表现为孤立油滴，部分区域原油被驱替干净。

3）水驱孔喉动用下限为194 nm，CO₂驱动用下限更低，且随着混相程度的增加而降低，混相驱替其动用下限为50 nm；超前注CO₂驱替压力提升至1.2倍最小混相压力时，孔隙动用下限突破至20 nm。

参考文献

收起

文献

收起

参考文献引证文献

排序方式：

贾承造, 郑民, 张永峰. 中国非常规油气资源与勘探开发前景[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(2): 129-136.

JIA

Chengzao

, ZHENG

Min

, ZHANG

Yongfeng

. Unconventional hydrocarbon resources in China and the prospect of exploration and development[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(2): 129-136.

贾承造, 邹才能, 李建忠, 等. 中国致密油评价标准、主要类型、基本特征及资源前景[J]. 石油学报, 2012, 33(3): 343-350.

JIA

Chengzao

, ZOU

Caineng

, LI

Jianzhong

, et al. Assessment criteria, main types, basic features and resource prospects of the tight oil in China[J]. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(3): 343-350.

贾承造, 庞雄奇, 宋岩. 全油气系统理论基本原理[J]. 石油勘探与开发, 2024, 51(4): 679-691.

JIA

Chengzao

, PANG

Xiongqi

, SONG

Yan

. Basic principles of the whole petroleum system[J]. Petroleum Exploration and Development, 2024, 51(4): 679-691.

胡芸冰, 刘燕, 郭英海, 等. 鄂尔多斯盆地南缘上石炭统本溪组泥岩元素地球化学特征及沉积环境启示[J]. 山东科技大学学报(自然科学版), 2022, 41(1): 13-23.

Yunbing

, LIU

Yan

, GUO

Yinghai

, et al. Elemental geochemical characteristics of mudstones in Upper Carboniferous Benxi Formation in southern Ordos Basin and their enlightenment to sedimentary environment[J]. Journal of Shandong University of Science and Technology(Natural Science), 2022, 41(1): 13-23.

蒲春生, 康少飞, 蒲景阳, 等. 中国致密油藏水平井注水吞吐技术进展与发展趋势[J]. 石油学报, 2023, 44(1): 188-206.

Chunsheng

, KANG

Shaofei

, PU

Jingyang

, et al. Progress and development trend of water huff-n-puff technology for horizontal wells in tight oil reservoirs in China[J]. Acta Petrolei Sinica, 2023, 44(1): 188-206.

贾承造, 姜林, 赵文. 页岩油气革命与页岩油气、致密油气基础地质理论问题[J]. 石油科学通报, 2023, 8(6): 695-706.

JIA

Chengzao

, JIANG

Lin

, ZHAO

Wen

. The shale revolution and basic geological theory problems of shale and tight oil and gas[J]. Petroleum Science Bulletin, 2023, 8(6): 695-706.

孙龙德, 邹才能, 贾爱林, 等. 中国致密油气发展特征与方向[J]. 石油勘探与开发, 2019, 46(6): 1015-1026.

SUN

Longde

, ZOU

Caineng

, JIA

Ailin

, et al. Development characteristics and orientation of tight oil and gas in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2019, 46(6): 1015-1026.

张小银, 詹容若, 段亮, 等. 致密砂岩含油非均质性储层的野外实例三维数字模型和精细解剖:以鄂尔多斯盆地三叠系延长组安沟油砂露头为例[J]. 地质力学学报, 2024, 30(4): 609-621.

ZHANG

Xiaoying

, ZHAN

Rongruo

, DUAN

Liang

, et al. 3D digital modelling and detailed anatomy of tight sandstone reservoir outcrop with oil-bearing heterogeneity: A case study of Angou outcrop of Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin[J]. Journal of Geomechanics, 2024, 30(4): 609-621.

梁钰楷, 陈斌, 曹青. 鄂尔多斯盆地H地区长8段致密砂岩储层成岩演化研究[J]. 重庆科技大学学报(自然科学版), 2025, 27(5):59-69.

LIANG

Yukai

, CHEN

Bin

, CAO

Qing

. Study on diagenetic evolution of tight sandstone reservoirs of Chang 8 Member in H Area, Ordos Basin[J]. Journal of Chongqing University of Science and Technology(Natural Science Edition), 2025, 27(5): 59-69.

王良军, 岳欣欣, 李连生, 等. 鄂尔多斯盆地旬宜地区三叠系延长组7段致密油储层孔隙发育特征及其主控因素[J]. 石油实验地质, 2024, 46(6): 1135-1144.

WANG

Liangjun

, YUE

Xinxin

, LI

Liansheng

, et al. Pore development characteristics and main controlling factors of tight oil reservoir in the seventh member of Triassic Yanchang Formation, Xunyi area, Ordos Basin[J]. Petroleum Geology and Experiment, 2024, 46(6): 1135-1144.

张春雨, 陈世加, 朱星丞, 等. 源-储间隔夹层的分类、特征及其对陆相致密储层油气富集的控制作用[J]. 石油学报, 2024, 45(2): 358-373.

ZHANG

Chunyu

, CHEN

Shijia

, ZHU

Xingcheng

, et al. Classification and characteristics of source-reservoir interlayer and its controlling effect on oil-gas enrichment in continental tight reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2024, 45(2): 358-373.

王冠民, 祝新怡, 刘海, 等. 沉积微相在致密砂岩可压裂性分析中的应用: 以鄂尔多斯盆地陇东地区延长组7段为例[J]. 地质力学学报, 2024, 30(6): 893-905.

WANG

Guanmin

, ZHU

Xinyi

, LIU

Hai

, et al. The application of sedimentary microfacies on the fracability of tight sandstone reservoir in Chang 7 Member of Longdong area in the Ordos Basin[J]. Journal of Geomechanics, 2024, 30(6): 893-905.

康毅力, 田键, 罗平亚, 等. 致密油藏提高采收率技术瓶颈与发展策略[J]. 石油学报, 2020, 41(4): 467-477.

KANG

Yili

, TIAN

Jian

, LUO

Pingya

, et al. Technical bottlenecks and development strategies of enhancing recovery for tight oil reservoirs[J]. Acta Petrolei Sinica, 2020, 41(4): 467-477.

何登辉, 屈亚光, 徐鹏程, 等. 致密油藏水平井注CO₂开发效果评价[J]. 断块油气田, 2024, 31(6): 1047-1054.

Denghui

, QU

Yaguang

, XU

Pengcheng

, et al. Evaluation of CO₂ injection development effects of horizontal wells in tight reservoirs[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2024, 31(6): 1047-1054.

YOU

, WANG

, ZHANG

, et al. Experimental study on spontaneous imbibition of recycled fracturing flow-back fluid to enhance oil recovery in low permeability sandstone reservoirs[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2018, 166: 375-380.

孙科, 刘慧卿, 王腾, 等. 致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法[J]. 石油学报, 2020, 41(10): 1238-1247.

SUN

, LIU

Huiqing

, WANG

Teng

, et al. A novel method for predicting recoverable reserves of single well through depletion-drive development after fracturing in tight oil reservoirs[J]. Acta Petrolei Sinica, 2020, 41(10): 1238-1247.

张志超, 柏明星, 杜思宇. 页岩油藏注CO₂驱孔隙动用特征研究[J]. 油气藏评价与开发, 2024, 14(1): 42-47.

ZHANG

Zhichao

, BAI

Mingxing

, DU

Siyu

. Characteristics of pore dynamics in shale reservoirs by CO₂ flooding[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2024, 14(1): 42-47.

石彦, 谢俊辉, 郭小婷, 等. 新疆油田中深层稠油CO₂驱/吞吐实验研究[J]. 油气藏评价与开发, 2024, 14(1): 76-82.

SHI

Yan

, XIE

Junhui

, GUO

Xiaoting

, et al. Experimental study on CO₂ flooding/huff and puff of medium-deep heavy oil in Xinjiang Oilfield[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2024, 14(1): 76-82.

姚红生, 邱伟生, 周德华, 等. 苏北盆地复杂断块油藏CCUS-EOR关键技术与实践[J]. 天然气工业, 2025, 45(9): 212-222.

YAO

Hongsheng

, QIU

Weisheng

, ZHOU

Dehua

, et al. Key technologies and practices of CCUS-EOR in complex fault-block reservoirs in the Subei Basin[J]. Natural Gas Industry, 2025, 45(9): 212-222.

KUMAR

, AUGUSTO SAMPAIO

, OJHA

, et al. Fundamental aspects, mechanisms and emerging possibilities of CO₂ miscible flooding in enhanced oil recovery: A review[J]. Fuel, 2022, 330: 125633.

, XU

, FU

, et al. Extraction of shale oil with supercritical CO₂: Effects of number of fractures and injection pressure[J]. Fuel, 2021, 285: 118977.

REN

, XIAO

, PU

, et al. Characterization of CO₂ miscible/immiscible flooding in low-permeability sandstones using NMR and the VOF simulation method[J]. Energy, 2024, 297: 131211.

CAI

, SU

, HAO

, et al. Monitoring oil displacement and CO₂ trapping in low-permeability media using NMR: A comparison of miscible and immiscible flooding[J]. Fuel, 2021, 305: 121606.

WEI

, ZHANG

, WU

, et al. Pore-scale monitoring of CO₂ and N₂ flooding processes in a tight formation under reservoir conditions using nuclear magnetic resonance (NMR): A case study[J]. Fuel, 2019, 246: 34-41.

ZHANG

, MING

, YUAN

, et al. Experimental study on stress-dependent multiphase flow in ultra-low permeability sandstone during CO₂ flooding based on LF-NMR[J]. Energy, 2023, 278: 127874.

ZHANG

, TANG

, MA

, et al. Experimental study on CO₂/Water flooding mechanism and oil recovery in ultralow - Permeability sandstone with online LF-NMR[J]. Energy, 2022, 252: 123948.

金祥纯, 杜猛, 郝春联, 等. 鄂尔多斯盆地长6段储层特征及CO₂驱提高采收率实验研究[J]. 油气地质与采收率, 2025, 32(1): 125-137.

JIN

Xiangchun

, DU

Meng

, HAO

Chunlian

, et al. Characteristics and CO₂ flooding enhanced oil recovery experiments of Chang 6 in Ordos Basin[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2025, 32(1): 125-137.

HAWTHORNE

S B

, GORECKI

C D

, SORENSEN

J A

, et al. Hydrocarbon mobilization mechanisms from Upper, Middle and Lower Bakken Reservoir rocks exposed to CO₂[C]// Paper SPE-167200-MS presented at the SPE Unconventional Resources Conference Canada, Calgary, Alberta, Canada, November 2013.

D J

, PU

W F

, JIN

F Y

, et al. Experimental study on EOR by CO₂ huff-n-puff and CO₂ flooding in tight conglomerate reservoirs with pore scale[J]. Chemical Engineering Research and Design, 2020, 156: 425-432.

XIAO

, LI

, DU

, et al. Experimental study on CO₂ huff and puff in the Daqing Fuyu tight oil reservoir with online NMR[J]. Heliyon, 2024, 10(22): e40183.

高玉巧, 郑永旺, 张莉娜, 等. 南川常压页岩气田注CO₂吞吐矿场实践[J]. 石油实验地质, 2025, 47(2): 395-405.

GAO

Yuqiao

, ZHENG

Yongwang

, ZHANG

Lina

, et al. Field tests of CO₂ huff-n-puff technology in Nanchuan normal-pressure shale gas field[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2025, 47(2): 395-405.

娄毅, 杨胜来, 章星, 等. 低渗透油藏二氧化碳混相驱超前注气实验研究: 以吉林油田黑79区块为例[J]. 油气地质与采收率, 2012, 19(5): 78-80.

LOU

, YANG

Shenglai

, ZHANG

Xing

, et al. Experimental study on advanced gas injection by carbon dioxide miscible flooding in low permeability reservoirs: Taking Hei 79 block in Jilin Oilfield as an example[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2012, 19(5): 78-80.

肖文联, 陈神根, 易勇刚, 等. 压裂液辅助二氧化碳吞吐提高页岩油采收率核磁共振实验[J]. 新疆石油天然气, 2024, 20(3): 83-90.

XIAO

Wenlian

, CHEN

Shengen

, YI

Yonggang

, et al. NMR-based experiments of fracturing fluid assisted CO₂ huff-n-puff for enhancing shale oil recovery[J]. Xinjiang Oil & Gas, 2024, 20(3): 83-90.

中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局中国国家标准化管理委员会. 岩心分析方法: GB/T 29172—2012[S]. 北京: 中国标准出版社, 2013.

Standardization Administration of the People’s Republic of China. Practices for core analysis: GB/T 29172—2012[S]. Beijing: Standards Press of China, 2013.

国家能源局. 最低混相压力实验测定方法-细管法: SY/T 6573—2016[S]. 北京: 石油工业出版社, 2016.

National Energy Bureau of the People’s Republic of China. Measurement method for minimum miscibility pressure by slim tube test: SY/T 6573—2016[S]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2016.

XIAO

, REN

, PU

, et al. Laboratory tests and field pilot of foam-assisted deoxidized-air flooding in a low-permeability sandstone reservoir[J]. Fuel, 2023, 352: 129150.

XIAO

, YANG

, BERNABÉ

, et al. Experimental study on EOR in shale oil cores during associated gasflooding: A case study from Yanchang Formation, Ordos Basin[J]. SPE Journal, 2023, 28(5): 2329-2345.

YANG

, XIAO

, BERNABÉ

, et al. Effect of pore structure and injection pressure on waterflooding in tight oil sandstone cores using NMR technique and pore network simulation[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2022, 217: 110886.

白振强, 王清华, 宋文波. 基于核磁共振的天然气驱储集层孔喉动用下限[J]. 新疆石油地质, 2023, 44(1): 58-63.

BAI

Zhenqiang

, WANG

Qinghua

, SONG

Wenbo

. Lower limits of pore throat producing in natural gas drive reservoirs based on nuclear magnetic resonance[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2023, 44(1): 58-63.

王亚, 葛丽珍, 路研, 等. 基于核磁共振驱替实验的低渗透砂岩流体可动性及剩余油赋存特征研究[J]. 油气地质与采收率, 2023, 30(6): 22-31.

WANG

, GE

Lizhen

, LU

Yan

, et al. Study on fluid mobility and occurrence characteristics of remaining oil in low-permeability sandstone reservoirs based on nuclear magnetic resonance displacement experiments[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2023, 30(6): 22-31.

翟成, 孙勇, 范宜仁, 等. 低场核磁共振技术在煤孔隙结构精准表征中的应用与展望[J]. 煤炭学报, 2022, 47(2): 828-848.

ZHAI

Cheng

, SUN

Yong

, FAN

Yiren

, et al. Application and prospect of low-field nuclear magnetic resonance technology in accurate characterization of coal pore structure[J]. Journal of China Coal Society, 2022, 47(2): 828-848.

李爱芬, 任晓霞, 王桂娟, 等. 核磁共振研究致密砂岩孔隙结构的方法及应用[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2015, 39(6): 92-98.

Aifen

, REN

Xiaoxia

, WANG

Guijuan

, et al. Characterization of pore structure of low permeability reservoirs using a nuclear magnetic resonance method[J]. Journal of China University of Petroleum (Natural Science Edition), 2015, 39(6): 92-98.

李楚雄, 申宝剑, 卢龙飞, 等. 松辽盆地沙河子组页岩孔隙结构表征: 基于低场核磁共振技术[J]. 油气藏评价与开发, 2022, 12(3): 468-476.

Chuxiong

, SHEN

Baojian

, LU

Longfei

, et al. Pore structure characterization of Shahezi Formation shale in Songliao Basin: Based on low-field nuclear magnetic resonance technology[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2022, 12(3): 468-476.

NGUYEN

, CAREY

J W

, VISWANATHAN

H S

, et al. Effectiveness of supercritical-CO₂ and N₂ huff-and-puff methods of enhanced oil recovery in shale fracture networks using microfluidic experiments[J]. Applied Energy, 2018, 230: 160-174.

姚红生, 高玉巧, 郑永旺, 等. CO₂快速吞吐提高页岩油采收率现场试验[J]. 天然气工业, 2024, 44(3): 10-19.

YAO

Hongsheng

, GAO

Yuqiao

, ZHENG

Yongwang

, et al. Field tests and effect of CO₂ rapid huff-n-puff to enhance shale oil recovery[J]. Natural Gas Industry, 2024, 44(3): 10-19.

SIAGIAN

U W R

, GRIGG

R B

. The extraction of hydrocarbons from crude oil by high pressure CO₂[C]// Paper SPE-39684-MS presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, April 1998.

西南石油大学. 一种新的可动流体动用下限计算方法: 202210924432.6[P]. 2022-10-04.

Southwest Petroleum University. A new method for calculating the lower limit of mobile fluid utilization: 202210924432.6[P]. 2022-10-04.

杨勇, 张世明, 曹小朋, 等. 胜利油田CO₂高压混相驱油与封存理论技术及矿场实践[J]. 石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1080-1091.

YANG

Yong

, ZHANG

Shiming

, CAO

Xiaopeng

, et al. CO₂ high-pressure miscible flooding and storage technology and its application in Shengli Oilfield, East China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2024, 51(5): 1080-1091.

2026年第16卷第1期

引用本文

BibTeX

文章信息

doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025053

接收时间：2025-01-24
首发时间：2026-10-30
出版时间：2026-01-26

补充材料

相关文章

文章信息

作者

出版历史

收稿日期：2025-01-24

基金

作者信息

¹　中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西　　西安　710018

²　低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西　　西安　710018

³　西南石油大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室，四川　　成都　610500

通讯作者:

参考文献

分享链接

https://castjournals.cast.org.cn/joweb/yqcpjykf/CN/10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025053

分享至

全文二维码

扫描看全文

引用本文

BibTeX

本文的引用情况

2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

关闭全屏

BibTeX
EndNote
RefWorks
TxT