油气藏评价与开发

岩心编号	长度/mm	直径/mm	孔隙度/%	渗透率/10^-3 μm²
1	76.29	25.26	13.63	6.42
2	79.81	25.28	15.38	10.41
3	76.99	25.45	14.88	12.38
4	50.44	25.24	14.70	26.97

岩心编号	长度/mm	直径/mm	孔隙度/%	渗透率/10^-3 μm²
1	76.29	25.26	13.63	6.42
2	79.81	25.28	15.38	10.41
3	76.99	25.45	14.88	12.38
4	50.44	25.24	14.70	26.97

深层低渗透油藏CO₂混相前缘运移特征及微观动用机理研究

毕永斌 1^,2 , 马晓丽 2 , 钟会影 1 , 蒋明洁 2 , 顾潇 2 , 陈少勇 2

油气藏评价与开发 | 方法理论 2026,16(1): 34-42

收起

油气藏评价与开发 |方法理论 2026 , 16 (1) : 34 -42

深层低渗透油藏CO₂混相前缘运移特征及微观动用机理研究

全屏

毕永斌1^,2, 马晓丽2, 钟会影1, 蒋明洁2, 顾潇2, 陈少勇2

作者信息

¹　东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江　　大庆　　163318

²　中国石油冀东油田公司，河北　　唐山　　063004

通讯作者:

钟会影（1981—），女，博士，教授，主要从事孔隙级微观渗流理论与应用及油藏数值模拟研究。地址：黑龙江省大庆市高新技术产业开发区学府街99号东北石油大学石油工程学院，邮政编码：163318。E-mail：zhhy987@126.com

作者简介:

毕永斌（1981—），男，硕士，高级工程师，现从事油田开发研究工作。地址：河北省唐山市路北区51号甲区冀东油田第一科研大楼，邮政编码：063004。E-mail：byb5800@163.com

Research on migration characteristics of CO₂ miscible fronts and microscopic mobilization mechanisms in deep low-permeability oil reservoirs

YONGBIN BI1^,2, XIAOLI MA2, HUIYING ZHONG1, MINGJIE JIANG2, XIAO GU2, SHAOYONG CHEN2

Affiliations

¹ Key Laboratory for Enhanced Oil & Gas Recovery of Ministry of Education, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang 163318, China

² PetroChina Jidong Oilfield Company, Tangshan, Hebei 063004, China

出版时间: 2026-01-26 doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025249

文章导航

关键词

深层低渗透油藏 / CO₂混相驱 / 前缘运移特征 / 微观动用机理 / 驱油效率

Key words

deep low-permeability reservoir / CO₂ miscible flooding / front migration characteristics / microscopic mobilization mechanism / oil displacement efficiency

引用本文

毕永斌, 马晓丽, 钟会影, 蒋明洁, 顾潇, 陈少勇. 深层低渗透油藏CO₂混相前缘运移特征及微观动用机理研究. 油气藏评价与开发, 2026 , 16 (1) : 34 -42 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025249

YONGBIN BI, XIAOLI MA, HUIYING ZHONG, MINGJIE JIANG, XIAO GU, SHAOYONG CHEN. Research on migration characteristics of CO₂ miscible fronts and microscopic mobilization mechanisms in deep low-permeability oil reservoirs[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2026 , 16 (1) : 34 -42 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025249

正文

收起

随着陆上油田开发的持续推进，早期开发油田已陆续进入高含水后期开发阶段^[1]。油田开发的重点正逐步向低渗透油藏转移。国内外低渗透油藏的可采储量高达483×10⁸ t，其中，中国低渗透油气资源总量中的占比达到了49%^[2-3]。然而，低渗透油藏具有孔渗条件较差、储层非均质性强的特点，这使得一次采油（即衰竭式采油）和二次采油（即注水采油）方法均难以对其进行有效开发^[4-6]。

深层低渗透油藏具有注水启动压力高、吸水能力低、注水压力上升快、注水量下降快、生产井压力恢复慢、产量递减迅速等特点，注水量、产油量、开采速度和采收率非常低^[7-9]。CO₂气体具有注入能力强、能降低原油黏度、与原油混相可降低界面张力等优点，相比于水介质在注入端具有更好的注入性能^[10-14]，且在多孔介质渗流中具有良好的溶解性和流动性，尤其是混相驱可大幅提高原油采收率^[15-18]。理论上，混相驱过程中CO₂与原油形成的混相驱前缘可实现“活塞式”均匀驱替，但在实际储层中，受渗透率等因素影响，前缘易发生指进等非均匀运移现象，严重制约采收率提升效果^[19-23]。混相前缘是指CO₂和原油之间达到混相状态的界面部分^[24]。当两种流体混合达到一定程度，使得它们的性质（如组成、密度等）在界面附近发生变化，形成一个过渡区域，这个区域的前沿部分就是混相前缘（图1）。

当前，国内外针对低渗透油藏中驱替前缘移动规律的研究，大多聚焦于水驱油领域。徐庆岩等^[25]在2013年根据特低渗透油藏渗流理论建立模型，分析油、水两相启动压力梯度，建立了多层油藏水驱前缘移动公式；2020年，宋金贺^[26]结合室内实验和数值模拟分析水驱油前缘运移规律，获取了水驱油前缘运移的经验公式。水驱油前缘的研究为CO₂驱替前缘的研究提供了一定经验。2012年，赵越超等^[27]利用成像技术确定多孔介质内不同位置的含油饱和度分布，确定驱替前缘经过成像视野的特征时刻点，进而求出驱替前缘运移速度，明确了CO₂混相驱油过程中驱替前缘运移速度；2018年，孟凡坤等^[28]考虑低渗透油藏CO₂驱替特征，推导并修正了低渗透油藏CO₂驱分流量方程，预测了注入气突破时间，并对含气饱和度剖面进行准确性验证，为CO₂驱替前缘的预测奠定了基础；2023年，SUN等^[29]利用数值模拟技术确定了CO₂驱油前缘的含油饱和度，以含油饱和度为参数来描述CO₂驱油前缘的运移。但目前尚未从室内实验出发定量表征CO₂混相驱前缘运移特征。因此，选取低渗透油藏代表性的岩心，结合辅助CT扫描技术，开展核磁共振CO₂混相驱实验，研究不同渗透率条件下混相前缘特征和采收率的变化规律，明确CO₂混相驱前缘运移特征，为CO₂混相驱前缘平稳运移调控提供指导。

1　结合CT扫描的核磁共振CO₂混相驱实验

收起

1.1　实验样品和最小混相压力

开展CO₂核磁共振及结合CT扫描驱替实验时，共选取4块来自冀东油田高66X1断块

E s 33

Ⅱ（沙河街沙三三亚段Ⅱ油组）油藏岩心，这些岩心均为天然标准柱塞样，其基本物性参数见表1。

实验岩心的铸体薄片与扫描电镜实验结果（图2）显示：孔隙类型包含残余粒间孔、晶间微孔及溶蚀孔，其中以粒间孔隙为主；孔隙发育程度为中等，孔喉分布均匀，连通性一般；平均配位数是0.36，平均孔喉比为2.34，均值系数达0.40；成岩自生矿物由高岭石、绿泥石等黏土矿物组成，呈孔隙充填式及衬垫式产出。

细管实验法是目前公认的确定注入气能否与原油混相（即确定最小混相压力）的标准方法，也是最常用的实验方法^[30]。实验所用油取自冀东油田高66X1断块

E s 33

Ⅱ脱气原油，实验用CO₂为工业纯CO₂气体（CO₂含量>99.99%），实验用水为实验室复配地层水。依据中华人民共和国石油天然气行业标准《最低混相压力实验测定方法—细管法》（SY/T6573—2016），测定得到CO₂与原油最小混相压力为31.15 MPa（图3）。在细管模型中，CO₂与原油经多次接触达到混相状态，该接触情况与实际驱替过程中CO₂-原油的接触情况相符。因此，通过细管法获得的CO₂-原油最小混相压力更为准确，这为后续CO₂驱油实验提供了坚实的基础。

1.2　实验装置

实验室CO₂核磁共振驱替系统由核磁共振系统（SPEC-RC035核磁共振测试装置）、岩心夹持器、流体注入系统三部分组成。流体注入系统设有3个中间容器，其耐压能力达70 MPa，工作温度为150 ℃。这3个容器分别用于储存CO₂、原油和水。它们通过一个六通阀与ISCO泵（型号为ISCO 260D）相连。该泵的最大驱替压力为51.71 MPa，驱替速率介于0.001 ~107.000 mL/min。核磁共振系统的参数设置具体如下：等待时间为5 000 ms，回波间隔为0.5 ms，扫描次数为64次。CT扫描采用Carl Zeiss Microscopy Gmbh公司的岩石CT扫描仪。该仪器配备有4X、10X、20X三种不同放大倍数的镜头，最大分辨率可达1μm。

1.3　实验步骤

1）对岩心进行洗油处理，随后烘干至岩心重量不再发生变化。接着测量岩心的孔隙度和渗透率，并使用CT扫描仪对干岩心进行扫描，以此获取岩心的孔隙和骨架信息。

2）将岩心抽真空后饱和模拟地层水，在20 MPa的压力条件下加压饱和48 h。饱和完成后，测量岩心在完全饱和水状态下的核磁共振T₂谱曲线和重量，再根据称重法计算岩心的孔隙度。

3）把岩心装入夹持器中，采用重水进行驱替，以消除水相的信号。

4）构建束缚水饱和度，将已消除水相信号的岩心再次装入夹持器，采用原油以从低压差到高压差的方式进行驱替。在此过程中，记录出口端的产水量、产油量以及两端压差。之后，将岩心置于地层温度下进行老化处理，并测量岩心的核磁共振T₂谱曲线，同时进行CT扫描，据此计算岩心的束缚水饱和度。

5）在地层温压条件（温度124 ℃、压力35 MPa）下，选取不同岩心开展实验。以恒定的注入速度0.01 PV/min（PV即孔隙体积倍数，指注入流体体积与岩心孔隙体积的比值）、回压35 MPa的条件，向岩心中注入CO₂，注入总量设定为1.2 PV。在驱替过程中，记录不同岩心位置处的T₂谱曲线；驱替结束后，对岩心进行CT扫描。

2　CO₂混相驱前缘运移研究

收起

2.1　CO₂混相驱前缘运移特征

实验岩心（岩心1、岩心2、岩心3、岩心4）在CO₂混相驱驱替前后的核磁共振成像结果如图4所示。成像结果中颜色越深，岩心含油饱和度越高，颜色变化可以直观地反映出整个岩心的油相被CO₂混相驱驱替的结果。通过对比分析可知，随着岩心渗透率的增大，CO₂混相驱后岩心中的油相含油饱和度越低。岩心1、岩心2、岩心3的剩余油主要分布在岩心出口端，渗透率最大的岩心4的剩余油均匀地分布在岩心各个位置。

实验岩心（岩心1、岩心2、岩心3、岩心4）驱替过程的核磁共振沿程定量图谱结果如图5所示。在定量核磁共振图中，纵坐标处的信号幅值代表岩心内油相饱和度，横坐标处的信号幅值代表整个岩心的无量纲长度，该图可以完整且定量地反映CO₂驱替过程中岩心内油相饱和度的定量变化情况。在束缚水状态下，4个岩心各位置的信号幅值保持在4 000左右，表明此时油相饱和度相对均匀。随着CO₂注入PV数的增加，当曲线在无因次距离为1（岩心出口端）处的信号幅度下降时，意味着CO₂已发生突破。通过对1-4号岩心CO₂驱替过程的核磁共振沿程定量图进行分析发现，随着岩心渗透率的增大，CO₂的突破时间显著提前。这一现象可归因于高渗透率岩心的孔隙结构具有更高的连通性，其孔隙与喉道的尺寸较大且分布均匀。这种结构使得CO₂在注入过程中所受的流动阻力较小，能够更顺畅地流动并快速运移至岩心出口端。具体而言，高渗透率岩心的孔隙和喉道尺寸以及均匀地分布，显著降低了CO₂在注入时的流动阻力，使其能够快速运移并迅速到达岩心出口端，进而导致突破时间提前。尽管高渗透率岩心的孔隙结构连通性较好，有利于CO₂的稳定运移，并能在较长距离上保持稳定的驱替效果，但CO₂过快的运移速度会导致其过早到达出口端。相比之下，低渗透率岩心的孔隙结构相对复杂，孔隙和喉道的尺寸较小且分布不均匀。这种复杂的孔隙结构使CO₂在注入过程中面临较大的流动阻力，导致其运移速度较慢，需要更长的时间才能到达岩心出口端，因此低渗透率岩心的CO₂突破时间相对较晚。此外，由于孔隙间连通性较差，CO₂在运移过程中容易出现突进或滞留现象，导致混相前缘的稳定性变差，难以维持稳定的驱替效果。

当CO₂注入量达到1.2 PV时，对岩心不同无因次距离处的相对驱油效率进行计算。结果显示，岩心1在无因次距离0.2之前，相对驱油效率均保持在90%以上；岩心2在无因次距离0.4之前，相对驱油效率均维持在90%以上；岩心3在无因次距离0.57之前，相对驱油效率均高于90%；而岩心4在无因次距离0.93之前，相对驱油效率均大于90%。将相对驱油效率大于90%的阶段划分为水平段，将相对驱油效率小于等于90%且呈上升趋势的阶段划分为上升段。通过对4组实验曲线的特点进行分析发现：岩心1-3的曲线呈现出水平段与上升段的特征，其中水平段对应的油相信号幅度较为平缓；而岩心4的曲线整体呈现为水平段。值得注意的是，曲线水平段的长度可有效表征CO₂驱混相前缘稳定移动的无因次距离。随着岩心渗透率的增大，实验曲线水平段的长度相应增加。这一现象表明，CO₂驱混相前缘能够稳定移动的距离变得更长，进而对岩心出口端的油相产生了更为显著的驱替效果。基于CO₂驱替过程核磁共振沿程定量图数据，结合公式（1）-（3），可以计算CO₂驱替过程中岩心各处含油饱和度的定量变化以及岩心整体的驱油效率。

S o i = ∫ 0 L i m L o i d L

（1）

S o r = ∫ 0 L i m L o r d L

（2）

E R i = S o i - S o r S o i × 100 %

（3）

式中：S_oi为束缚水饱和度下核磁共振信号总量；L_i为无因次运移距离为i时刻；m（L）_oi为束缚水饱和度下不同无因次运移距离所对应的核磁共振信号幅度；L为无因次运移距离；S_or为CO₂驱油后核磁共振信号总量；m（L）_or为CO₂驱油后不同无因次运移距离所对应的核磁共振信号幅度；E_Ri为无因次运移距离为i时刻相对驱油效率，%。

从出口端相对剩余油饱和度的数据表现来看，呈现出1号岩心>2号岩心>3号岩心>4号岩心的排序特征。其中，4号岩心剩余油饱和度处于较低水平，并且在岩心内部的各个位置分布均匀性较为良好。

2.2　CO₂混相驱油过程中原油动用特征

1）基于核磁共振实验的分析结果

高压压汞毛管力曲线能够精准获取储层岩石的孔径大小及与之连通孔径的体积分布情况。而完全饱和水的核磁共振T₂谱，则可对孔隙大小及其对应的孔隙体积分布进行有效评价。将二者相结合，便能够将核磁共振横向弛豫时间成功转化为孔喉半径^[31]。图6展示了岩心1、岩心2、岩心3和岩心4在饱和油状态以及CO₂驱替过程中的核磁共振T₂谱曲线和孔喉半径分布情况（实验用水为重水，由于重水无核磁信号，所以核磁共振T₂谱曲线反映的是岩心中原油的信号特征）。从核磁共振T₂谱曲线可以看出，其呈现出明显的双峰状态，且核磁共振信号量主要分布在较大弛豫时间内，这表明对应的油相主要分布在中、大孔喉中。随着CO₂注入体积数的逐步增加，曲线形态由双峰向单峰转变。在CO₂注入前期，主要动用的是大孔隙中的原油；当横向弛豫时间较大所对应的峰值下降趋势变缓时，意味着CO₂开始动用中、小孔中的原油。此外，随着岩心渗透率的增大，在相同的注入PV数条件下，CO₂驱油效率呈现出逐渐增大的趋势。

2）基于CT扫描的分析结果

基于CO₂驱油前后CT扫描分析数据，对比分析驱替过程中多个状态下孔隙-油-水分布图像从定性和定量两个角度获得了孔隙尺度剩余油的分布特征。

以岩心3为例，分别采集了岩心干样、束缚水状态以及CO₂驱替后岩心的CT扫描图像。在干样图像中，蓝色区域全部代表孔隙；而在束缚水状态和CO₂驱替后的扫描结果中，蓝色区域表示孔隙，红色区域则代表油相。从图7可以观察到从束缚水状态到CO₂驱替后状态的二维平面结果，随着岩心渗透率的增大，图像中红色油相区域变为蓝色孔隙的面积越大，表明CO₂对岩心大孔隙的驱油效率更高。

在束缚水状态下，油相主要赋存于汇聚成网络状的孔隙空间中，仅有少量孤立孔隙因无法与油相有效接触而未能饱和原油。经过CO₂驱替后，从二维图像中能够直观地观察到，中大孔隙内的原油动用效果较好。然而，由于部分孔隙连通性较差，存在盲端油滴作为残余油留存其中。随着驱替过程的持续推进，岩心内部发生了颗粒运移现象，致使小喉道出现堵塞情况，进而导致该部位的原油被滞留于孔隙之中。

进一步对4块岩心中原油在不同孔径大小的分布情况展开了统计分析，相关结果如图8所示。研究发现，随着岩心渗透率的增大，在束缚水状态下，原油赋存于不同孔喉的集中度愈发分散。具体而言，渗透率为6.42×10^-3 μm²和10.41×10^-3 μm²的岩心1、岩心2中，原油主要赋存在12~26 μm的孔隙内；渗透率为12.38×10^-3 μm²的岩心3中，原油主要赋存在4~6 μm和12~26 μm的孔隙中；渗透率为26.97×10^-3 μm²的岩心4中，原油主要赋存在12~22 μm的孔隙中。经过CO₂驱替后，各级孔喉中的原油饱和度均有所降低，其中大孔中的原油饱和度降低幅度更大，CO₂混相驱对大孔中原油的动用程度高，驱替后原油主要残余在12~22 μm内。不过，随着岩心渗透率的增大，CO₂驱替动用的孔喉范围呈现出先增大后减小的变化趋势。岩心1主要动用16~22 μm孔隙中的原油，平均驱替比例达到69.8%；岩心2、岩心3主要动用了14~24 μm孔隙中的原油，平均驱替比例分别为75.5%、79.1%；岩心4主要动用8~24 μm孔隙中的原油，平均驱替比例为72.9%。

结合不同渗透率岩心CO₂混相驱替前后的核磁共振T₂谱结果与CT扫描结果，分析得出，CO₂在大孔隙中的优先驱油现象更加明显，其对中孔隙中原油的动用程度也显著增加，而对小孔隙中原油的动用相对有限。基于CO₂与原油的混相机理进一步探究发现，在低渗透率岩心中，由于孔隙和喉道尺寸较小，流体流动时所受阻力显著增大。在此类岩心的CO₂驱替过程中，即便已达到混相条件，CO₂与原油之间的接触效率以及置换效率仍相对较低。与之形成鲜明对比的是，高渗透率岩心具有较大的孔隙和喉道，流体流动时所受阻力较小，在CO₂驱替过程中，CO₂与原油的接触和置换效率更高^[32-34]。此外，低渗透率岩心中流体的扩散和运移速度较慢，CO₂与原油的混相过程需要耗费更长的时间，且需要更高压力方可实现^[35]。相反，在高渗透率岩心中，流体扩散和运移速度较快，CO₂与原油更易达到混相状态，且混相过程相对迅速。

2.3　CO₂混相驱油效率

基于核磁共振T₂谱数据用式（4）—（6）计算岩心的驱油效率^[36]。

T o i = ∫ 0 T 2, m a x m T 2 o i d T 2

（4）

T o r = ∫ 0 T 2, m a x m T 2 o r d T 2

（5）

E = T o i - T o r T o i × 100 %

（6）

式中：T_oi为束缚水饱和度下核磁共振信号总量；T_2，max为最大横向弛豫时间，单位ms；m（T₂）_oi为束缚水饱和度下不同弛豫时间所对应的核磁共振信号幅度；T₂为横向弛豫时间，单位ms；T_or为CO₂驱油后核磁共振信号总量；m（T₂）_or为CO₂驱油后不同弛豫时间所对应的核磁共振信号幅度；E为驱油效率，%。

从计算结果发现，随着岩心渗透率的增大，CO₂混相驱的驱油效率升高，岩心1渗透率仅为6.42×10^-3 μm²，驱油效率66.53%；岩心2及岩心3的渗透率为10×10^-3 μm²左右，驱油效率相差较小，分别为73.58%、75.34%；渗透率最大的岩心4的驱油效率达到了86.28%。

3　结论与认识

收起

1）在CO₂注入初期，CO₂与油相形成混合区。随着CO₂注入PV的增大，CO₂混相驱前缘向岩心出口端移动。岩心渗透率越低，CO₂混相驱前缘越早失去稳定移动状态，混相驱前缘无因次运移距离越短，岩心出口端的驱油效率越低。

2）在CO₂混相驱驱替过程中，CO₂优先在大孔隙中驱油，对大孔隙中原油的动用程度均超过90%。随着岩心渗透率的增大，CO₂对中孔中原油的动用程度提高，驱替后原油主要残余在孔径为12~22 μm的孔隙中。

3）随着岩心渗透率的增加，CO₂混相驱前缘运移的速度加快，CO₂混相驱前缘稳定运移无因次距离变长；CO₂混相驱驱油效率与混相驱前缘无因次运移距离、岩心渗透率呈正相关关系。

参考文献

收起

文献

收起

参考文献引证文献

排序方式：

王军, 邱伟生. 高含水油藏CO₂人工气顶驱油-封存适宜条件研究[J]. 油气藏评价与开发, 2024, 14(1): 48-54.

WANG

Jun

, QIU

Weisheng

. Suitable conditions for CO₂ artificial gas cap flooding-sequestration in high water cut reservoir[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2024, 14(1): 48-54.

BASHIR

, SHARIFI HADDAD

, RAFATI

. A review of fluid displacement mechanisms in surfactant-based chemical enhanced oil recovery processes: Analyses of key influencing factors[J]. Petroleum Science, 2022, 19(3): 1211-1235.

SHI

, CHENG

, CAO

, et al. Analysis and quantitative evaluation of temperature influence mechanism of multi-cycle water huff-n-puff in ultra-low permeability reservoirs[J]. Energy, 2023, 263: 125600.

MACHALE

, MAJUMDER

S K

, GHOSH

, et al. Development of a novel biosurfactant for enhanced oil recovery and its influence on the rheological properties of polymer[J]. Fuel, 2019, 257: 116067.

WEI

, LIANG

, ZHANG

, et al. Frozen core experimental study on oil-water distribution characteristics at different stages of water flooding in low permeability oil reservoirs[J]. Energy, 2023, 278: 128007.

KANG

W L

, ZHOU

B B

, ISSAKHOV

, et al. Advances in enhanced oil recovery technologies for low permeability reservoirs[J]. Petroleum Science, 2022, 19(4): 1622-1640.

李侠清, 张星, 卢占国, 等. 低渗透油藏渗吸采油主控因素[J]. 油气地质与采收率, 2021, 28(5): 137-142.

Xiaqing

, ZHANG

Xing

, LU

Zhanguo

, et al. Main controlling factors of imbibition oil recovery technology in low-permeability reservoirs[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2021, 28(5): 137-142.

刘凯, 高振东, 王成俊, 等. 低渗透油藏渗吸采油技术研究进展[J]. 油田化学, 2021, 38(4): 747-753.

LIU

Kai

, GAO

Zhendong

, WANG

Chengjun

, et al. Research progress of imbibition oil production in low-permeability reservoirs[J]. Oilfield Chemistry, 2021, 38(4): 747-753.

郑金定, 任帅, 倪庆东, 等. 三维模型模拟水平井对水驱开发特征的影响[J]. 重庆科技大学学报(自然科学版), 2024, 26(6): 33-37.

ZHENG

Jinding

, REN

Shuai

, NI

Qingdong

, et al. The influence of horizontal wells on waterdrive development characteristics through 3D model simulation[J]. Journal of Chongqing University of Science and Technology (Natural Science Edition), 2024, 26(6): 33-37.

蔡灿, 周圣文, 陈浩, 等. 超临界CO₂压裂物理模拟实验研究进展[J]. 重庆科技大学学报(自然科学版), 2024, 26 (4):11-19.

CAI

Can

, ZHOU

Shengwen

, CHEN

Hao

, et al. Advancements in Supercritical CO₂ Fracturing Physical Simulation Experiments[J]. Journal of Chongqing University of Science and Technology (Natural Science Edition), 2024,26(4):11-19.

王威, 侯爽. 低渗透砂岩油藏开发效果评价新方法研究及应用[J]. 复杂油气藏, 2023, 16(4): 433-438, 443.

WANG

Wei

, HOU

Shuang

. Research and application of a new method for evaluating the development effect of low permeability sandstone reservoirs[J]. Complex Hydrocarbon Reservoirs, 2023, 16(4): 433-438.

王香增, 杨红, 王伟, 等. 延长油田低渗透油藏提高采收率技术进展[J]. 油气地质与采收率, 2022, 29(4): 69-75.

WANG

Xiangzeng

,YANG

Hong

,WANG

Wei

, et al. Technical advancements in enhanced oil recovery in low permeability reservoirs of Yanchang Oilfield[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2022, 29(4): 69-75.

计秉玉, 何应付. 中国石化低渗透油藏CO₂驱油实践与认识[J]. 油气藏评价与开发, 2021, 11(6): 805-811.

Bingyu

, HE

Yingfu

. Practice and understanding about CO₂ flooding in low permeability oil reservoirs by Sinopec[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2021, 11(6): 805-811.

胡永乐, 郝明强, 陈国利, 等. 中国CO₂驱油与埋存技术及实践[J]. 石油勘探与开发, 2019, 46(4): 716-727.

Yongle

, HAO

Mingqiang

, CHEN

Guoli

, et al. Technologies and practice of CO₂ flooding and sequestration in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2019, 46(4): 716-727.

王香增. 低渗透砂岩油藏二氧化碳驱油技术[M]. 北京: 石油工业出版社, 2017.

WANG

Xiangzeng

. CO₂ flooding technology in low permeability sandstone reservoir[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2017.

胡永乐. 二氧化碳驱油与埋存技术文集[M]. 北京: 石油工业出版社, 2016.

Yongle

. Technology of carbon dioxide flooding and sequestration[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2016.

俞凯, 刘伟, 陈祖华, 等. 陆相低渗透油藏CO₂混相驱技术[M]. 北京: 中国石化出版社, 2016.

Kai

, LIU

Wei

, CHEN

Zuhua

, et al. CO₂ miscible flooding technology in continental low permeability reservoir[M]. Beijing: China Petrochemical Press, 2016.

李阳. 低渗透油藏CO₂驱提高采收率技术进展及展望[J]. 油气地质与采收率, 2020, 27(1): 1-10.

Yang

. Technical advancement and prospect for CO₂ flooding enhanced oil recovery in low permeability reservoirs[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2020, 27(1): 1-10.

孔维军, 崔传智, 吴忠维, 等. CO₂非混相驱前缘运移及气窜规律室内实验研究[J]. 油气藏评价与开发, 2022, 12(5): 764-776.

KONG

Weijun

, CUI

Chuanzhi

, WU

Zhongwei

, et al. Laboratory experiment of front migration and gas channeling of CO₂ immiscible flooding[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2022, 12(5): 764-776.

赵习森, 石立华, 王维波, 等. 非均质特低渗透油藏CO₂驱气窜规律研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2017, 39(6): 131-139.

ZHAO

Xisen

, SHI

Lihua

, WANG

Weibo

, et al. CO₂channeling sealing in ultra-low-permeability reservoirs[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2017, 39(6): 131-139.

杨大庆, 尚庆华, 江绍静, 等. 渗透率对低渗油藏CO₂驱气窜的影响规律研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2014, 36(4): 137-141.

YANG

Daqing

, SHANG

Qinghua

, JIANG

Shaojing

, et al. A study about influence law of permeability on gas channeling of CO₂ flooding under low permeability reservoirs[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2014, 36(4): 137-141.

李绍杰. 低渗透滩坝砂油藏CO₂近混相驱生产特征及气窜规律[J]. 大庆石油地质与开发, 2016, 35(2): 110-115.

Shaojie

. Performances and gas breakthrough law for CO₂ near-miscible flooding in the low-permeability bar and shoal oil reservoirs[J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 2016, 35(2): 110-115.

李承龙. 特低渗透油藏二氧化碳驱气窜影响因素及规律[J]. 特种油气藏, 2018, 25(3): 82-86.

Chenglong

. Gas channeling influencing factors and patterns of CO2-flooding in ultra-low permeability oil reservoir[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2018, 25(3): 82-86.

李建山, 高浩, 鄢长灏, 等. 原油-CO₂相互作用机理分子动力学模拟研究[J]. 油气藏评价与开发, 2024, 14(1): 26-34.

Jianshan

, GAO

Hao

, YAN

Changhao

, et al. Molecular dynamics simulation on interaction mechanisms of crude oil and CO₂[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2024, 14(1): 26-34.

徐庆岩, 杨正明, 何英, 等. 特低渗透多层油藏水驱前缘研究[J]. 油气地质与采收率, 2013, 20(2): 74-76.

Qingyan

, YANG

Zhengming

, HE

Ying

, et al. Study on water-oil frontal edge for ultra-low permeability multilayer reservoir[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2013, 20(2): 74-76.

宋金贺. 基于平板实验的水驱前缘研究[D]. 大庆: 东北石油大学, 2020.

SONG

Jinhe

. Study on water drive front based on flat plate experiment[D]. Daqing: Northeast Petroleum University, 2020.

赵越超, 宋永臣, 郝敏, 等. 磁共振成像在CO₂驱油实验中应用[J]. 大连理工大学学报, 2012, 52(1): 23-28.

ZHAO

Yuechao

, SONG

Yongchen

, HAO

Min

, et al. Application of MRI to CO₂ displacement oil experiments[J]. Journal of Dalian University of Technology, 2012, 52(1): 23-28.

孟凡坤, 苏玉亮, 郝永卯, 等. 基于B-L方程的低渗透油藏CO₂水气交替注入能力[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2018, 42(4): 91-99.

MENG

Fankun

, SU

Yuliang

, HAO

Yongmao

, et al. Injectivity of CO₂WAG in low permeability oil reservoirs based on B-L equations[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2018, 42(4): 91-99.

SUN

, CUI

, WU

, et al. A mathematical model of CO₂ miscible front migration in tight reservoirs with injection-production coupling technology[J]. Geoenergy Science and Engineering, 2023, 221: 211376.

杨付林, 喻鹏. 细管实验确定最小混相驱压力技术标准[J]. 特种油气藏, 2019, 26(6): 118-122.

YANG

Fulin

, YU

Peng

. Technical standard of minimum miscible flooding pressure determination with slim tube experiment[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2019, 26(6): 118-122.

肖文联, 杨玉斌, 李闽, 等. 鄂尔多斯盆地不同类型储集层水驱油特征实验[J]. 石油勘探与开发, 2021, 48(4): 807-816.

XIAO

Wenlian

, YANG

Yubin

, LI

Min

, et al. Experimental study on the oil production characteristics during the waterflooding of different types of reservoirs in Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2021, 48(4): 807-816.

叶安平. 多孔介质中CO₂-原油非平衡扩散理论与实验研究[D]. 成都: 西南石油大学, 2013.

Anping

. Theoretical and experimental study on non-equilibrium diffusion of CO₂- crude oil in porous media[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2013.

李一波, 陈耀旺, 赵金洲, 等.超临界二氧化碳与页岩相互作用机制[J]. 石油与天然气地质,2024, 45(4):1180-1194.

Yibo

, CHEN

Yaowang

, ZHAO

Jinzhou

, et al.Interaction mechanism between supercritical carbon dioxide and shale[J]. Oil & Gas Geology, 2024, 45(4):1180-1194.

梁珀. 特低渗油藏CO₂/水交替微观驱油机理研究[J]. 断块油气田, 2024, 31(4): 746-752.

LIANG

. Microcosmic oil displacement mechanism of CO₂/water alternation in ultra-low permeability reservoirs[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2024, 31(4): 746-752.

汤凌越. 多孔介质内油气混相与扩散特性实验研究[D]. 大连: 大连理工大学, 2015.

TANG

Lingyue

. Experimental study on oil-gas miscibility and diffusion characteristics in porous media[D]. Dalian: Dalian University of Technology, 2015.

宋宪坤, 刘月田, 杨潇文, 等. 孔隙尺度下CO₂混相驱替数值模拟研究[J]. 油气地质与采收率, 2024, 31(6): 140-152.

SONG

Xiankun

, LIU

Yuetian

, YANG

Xiaowen

, et al. Numerical simulation of CO₂miscible displacement at pore scale[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2024, 31(6): 140-152.

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.2025249

接收时间：2025-05-26
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：2025-05-26

基金

作者信息

¹　东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江　　大庆　　163318

²　中国石油冀东油田公司，河北　　唐山　　063004

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.2025249

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