油气藏评价与开发

岩心名称	地层深度/m	长度/cm	直径/cm	干重/g	初始气测渗透率/10^-3μm²
T101	3 967~4 654	4.08	2.530	53.627	0.001 822
T102	4.63	2.540	61.254	0.001 203
T103	4.65	2.530	61.594	0.004 136
F101	4.80	2.530	66.325	0.003 679
F102	4.20	2.528	58.628	0.002 409
F103	4.52	2.530	60.827	0.003 264

岩心名称	地层深度/m	长度/cm	直径/cm	干重/g	初始气测渗透率/10^-3μm²
T101	3 967~4 654	4.08	2.530	53.627	0.001 822
T102	4.63	2.540	61.254	0.001 203
T103	4.65	2.530	61.594	0.004 136
F101	4.80	2.530	66.325	0.003 679
F102	4.20	2.528	58.628	0.002 409
F103	4.52	2.530	60.827	0.003 264

阶段	黏土矿物	菱铁矿	硬石膏	铁白云石	钾长石	石英	方解石	斜长石
处理前	2	1	0	0	10	16	32	39
处理3 d	3	0	1	1	10	16	31	38
处理5 d	3	0	1	1	10	17	31	37
处理10 d	3	0	1	1	10	18	30	37
处理15 d	4	0	1	1	10	18	30	36

阶段	黏土矿物	菱铁矿	硬石膏	铁白云石	钾长石	石英	方解石	斜长石
处理前	2	1	0	0	10	16	32	39
处理3 d	3	0	1	1	10	16	31	38
处理5 d	3	0	1	1	10	17	31	37
处理10 d	3	0	1	1	10	18	30	37
处理15 d	4	0	1	1	10	18	30	36

超临界CO₂对深层超低渗火山岩储层扩孔增渗效果研究

陈秋宇 1^,2^,3 , 赵众从 1^,2^,3 , 李大铭 4 , 赵小龙 5 , 周鹏程 6 , 徐德培 1^,2^,3 , 孙晓辉 1^,2^,3 , 侯艳鑫 1^,2^,3 , 华长俊 1^,2^,3

油气藏评价与开发 | 方法理论 2026,16(1): 52-60

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油气藏评价与开发 |方法理论 2026 , 16 (1) : 52 -60

超临界CO₂对深层超低渗火山岩储层扩孔增渗效果研究

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陈秋宇1^,2^,3, 赵众从1^,2^,3, 李大铭4, 赵小龙5, 周鹏程6, 徐德培1^,2^,3, 孙晓辉1^,2^,3, 侯艳鑫1^,2^,3, 华长俊1^,2^,3

作者信息

¹　长江大学石油工程学院，湖北　　武汉　430100

²　油气钻完井技术国家工程研究中心，湖北　　武汉　　430100

³　油气钻井技术国家工程实验室防漏堵漏研究室油气钻采工程湖北省重点实验室，湖北　　武汉　　430100

⁴　吉林油田公司扶余采油厂，吉林　　松原　138000

⁵　中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东　　东营　257000

⁶　陕西华天能源科技有限公司，陕西　　西安　710000

通讯作者:

赵众从（1983—），男，博士，副教授，从事压裂增产及非常规储层开发研究。地址：湖北省武汉市蔡甸区大学路111号长江大学武汉校区，邮政编码：430100。E-mail：zzc@yangtzeu.edu.cn

作者简介:

陈秋宇（1999—），男，在读硕士研究生，从事压裂增产及非常规储层开发研究。地址：湖北省武汉市蔡甸区大学路111号长江大学武汉校区，邮政编码：430100。E-mail：1397237873@qq.com

Study on effectiveness of supercritical CO₂ on pore enlargement and permeability enhancement in deep ultra-low-permeability volcanic reservoirs

QIUYU CHEN1^,2^,3, ZHONGCONG ZHAO1^,2^,3, DAMING LI4, XIAOLONG ZHAO5, PENGCHENG ZHOU6, DEPEI XU1^,2^,3, XIAOHUI SUN1^,2^,3, YANXIN HOU1^,2^,3, CHANGJUN HUA1^,2^,3

Affiliations

¹ School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Wuhan, Hubei 430100, China

² National Engineering Research Center for Oil & Gas Drilling and Completion Technology, Wuhan, Hubei 430100, China

³ Leak Resistance & Sealing Technology Research Department of National Engineering Laboratory of Petroleum Drilling Technology, Hubei Key Laboratory of Drilling and Production Engineering for Oil and Gas, Wuhan, Hubei 430100, China

⁴ Fuyu Oil Production Plant, Jilin Oilfield Company, Songyuan, Jilin 138000, China

⁵ Research Institute of Petroleum Engineering, Sinopec Shengli Oilfield Company, Dongying, Shandong 257000, China

⁶ Shaanxi Huatian Energy Technology Co., Ltd., Xi’an, Shaanxi 710000, China

出版时间: 2026-01-26 doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025248

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关键词

超临界CO₂ / 火山岩储层 / 超低渗 / 水岩反应 / 溶蚀作用 / 储层改造

Key words

supercritical CO₂ / volcanic reservoir / ultra-low permeability / water-rock reaction / dissolution / reservoir stimulation

引用本文

陈秋宇, 赵众从, 李大铭, 赵小龙, 周鹏程, 徐德培, 孙晓辉, 侯艳鑫, 华长俊. 超临界CO₂对深层超低渗火山岩储层扩孔增渗效果研究. 油气藏评价与开发, 2026 , 16 (1) : 52 -60 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025248

QIUYU CHEN, ZHONGCONG ZHAO, DAMING LI, XIAOLONG ZHAO, PENGCHENG ZHOU, DEPEI XU, XIAOHUI SUN, YANXIN HOU, CHANGJUN HUA. Study on effectiveness of supercritical CO₂ on pore enlargement and permeability enhancement in deep ultra-low-permeability volcanic reservoirs[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2026 , 16 (1) : 52 -60 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025248

正文

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近年来随着对非常规油气藏的开发，将气测渗透率为（1.0~10.0）×10^-3 μm²的储集层定义为特低渗透储集层；气测渗透率小于1.0×10^-3 μm²的储集层定义为超低渗透储集层^[1]。具有储量规模的低渗和超低渗储层产量不足的主要原因是储层结构中填隙物总量过高，导致基质及黏土水化膨胀和运移堵塞了微小孔隙。同时由于地层形成过程中经压实作用，岩石颗粒堆积紧密，导致孔隙空间减少，渗透性差^[2-10]，而火山岩储层物性和储集空间的复杂性是导致储层改造难度高的重要原因之一。常规的酸液体系难以进入基质深部，改造半径小^[11]，如何对深层火山岩储层进行有效扩孔增渗是实现效益开发的关键。

超临界CO₂类似于液体，流动性极好，表面张力极小，渗入能力强，黏度介于10~30 μPa·s，比液体黏度小2个数量级，具有很强的溶解能力和传质性能^[12-14]。超临界CO₂凭借独特的理化性质能够进入孔隙，与孔道水反应生成碳酸后发生水岩的溶蚀反应。储层本身在高温高压的条件下能够提高与储层岩石的接触面积，增加反应速率，从而更有效地溶解岩石中的矿物质，拓宽裂缝网络，从而提高储层的渗透性^[15-16]。目前国内外学者对超临界CO₂在致密砂岩的研究较多，尤其是CO₂在水岩反应、溶蚀机理以及物性改变方面对其在火山岩储层应用和评价具有很大的借鉴和指导意义，例如王海柱等^[17]认为超临界CO₂压裂时能够使断面粗糙，有利于形成高导流能力缝网。AN等^[18]分析了超临界CO₂在对于溶蚀岩石时的作用机理，认为孔隙度的变化是引起岩石力学性质的重要因素。李四海等^[19]基于超临界CO₂水溶液浸泡致密砂岩研究表明，在超临界CO₂处理前后致密砂岩中石英及黏土含量升高，流通能力变强，但力学性质改变使抗张强度下降，并且抗张强度的变化与层理面有关。YANG等^[20]从岩石的矿物成分、力学性质和微观结构的变化规律出发，研究了超临界CO₂与岩石-地层水作用的主要机理，其中包括储层的强烈溶蚀、生成新的矿物沉淀以及CO₂的吸附引起的基质膨胀。

目前中国对超临界CO₂在致密火山岩储层作用效果及适配性研究相对较少，特别是在实现储层改造与CO₂封存一体化方面的潜力有待深入探索。因此比较了超临界CO₂处理前后该层段火山岩储层岩石矿物的变化、微观的溶蚀效果以及岩石物性（岩石抗压强度、弹性模量及泊松比）的变化，旨在研究SC-CO₂进入微小孔隙后与孔道水共同作用产生水岩反应，探究其溶蚀岩石内部微粒，降低岩体强度及对渗透率的影响。同时结合CT扫描建立数字岩心，从三维孔喉图中直观展示了超临界CO₂进入后，经水岩作用后的扩孔效果及渗流特点，从而评估超临界CO₂面向深层储层的技术可行性，并为该类储层的经济高效开发与CO₂利用、封存提供新的理论支撑与技术路径。

1　实验部分

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1.1　实验材料与仪器

研究对象取自松辽盆地南部长岭断陷A区块火石岭组深层火山岩储层。该储层埋深介于3 967~4 654 m，地层温度介于150~180 ℃，地层压力介于45~55 MPa。储层具有超低渗（气测渗透率10^-5μm²级别）、极致密、黏土矿物含量较高等特征。实验设计温度与压力旨在模拟目标储层实际温压条件。模拟地层水离子组成依据目标区块地层水分析资料配制。

实验采用化学药品信息如下：①氯化钾、氢氟酸、乙二醇，分析纯，武汉化学试剂公司；②盐酸（质量浓度介于36.0%~38.0%），分析纯，成都市科隆化学品有限公司；③CO₂，武汉新星气体；④模拟地层水，矿化度为25 626.5 mg/L，主要离子组成如Na⁺为 8 730 mg/L，K⁺为117 mg/L，Ca²⁺为203 mg/L，Mg²⁺为137 mg/L，Cl^-为13 746 mg/L，

H C O 3 -

为1 923.5 mg/L，

S O 4 2 -

为770 mg/L，

C O 3 2 -

为104 mg/L。选用岩心基础信息见表1。

实验所用仪器信息如下：①纽迈MacroMR12-150H-I型变温高压核磁共振成像分析仪，苏州纽迈分析仪器股份有限公司制造；②ISCO-260D型高精度驱替泵，美国Teledyne ISCO公司制造；③TCZSZ-2000型真三轴岩石压缩试验机制造，江苏联友科研仪器有限公司；④RINT-TTR3型衍射仪，日本理学Rigaku公司制造。

1.2　实验方法

1.2.1　核磁共振孔隙分布研究

选取岩心T101进行核磁共振孔隙分布研究。将岩心放入烘箱进行烘干直至恒重，冷却至室温并记录干重，为尽可能减少离子影响，选择去离子水作为饱和液进行加压饱和处理，再使用核磁共振岩心分析仪进行测试，待测试完成后使用离心机等设备将岩心中的可动水驱离，再次进行核磁共振测试。前后仪器测量参数保持一致，得到T₂（弛豫时间）谱并计算得到孔隙及孔喉分布等参数。

1.2.2　CO₂饱和溶蚀反应处理

为了模拟SC-CO₂与火山岩的水岩反应，采用一套SC-CO₂和火山岩高温高压反应容器进行SC-CO₂与火山岩的溶蚀实验。该实验装置由恒温烘箱、气体加压装置以及耐腐蚀的高温高压反应容器构成。研究主要观察和对比在模拟地层温度和压力的条件下，SC-CO₂不同的溶蚀反应时间对超低渗火山岩的作用影响。实验步骤如下：

1）将岩心烘干之后放入中间容器中，抽真空后吸入地层水，加压20 MPa进行加压饱和处理。

2）将饱和后的岩样放入反应容器中，出口端关闭，向岩心中驱入CO₂，加压至15 MPa，围压要求始终高于容器内压力1.5~2.0 MPa，将入口端关闭。

3）设定温度为150 ℃（模拟储层温度），同时打开压力检测器，为围压调整提供压力参数依据。

4）达到预设溶蚀反应时间后，关闭烘箱，将反应容器缓慢泄压。待压力和温度回归后，取出样品放入密封袋中封存，待后续实验时使用。

将SC-CO₂溶蚀反应处理前后的火山岩样品分别通过X射线衍射仪、扫描电镜、CT扫描仪、接触角测量仪等来进行相应实验的表征。

1.2.3　SEM（扫描电子显微镜）微观形貌检测

将SC-CO₂处理前后的T103岩心取样置于液氮条件下冷冻干燥、喷金处理，然后使用场发射扫描电镜对其表观形貌进行观察。

1.2.4　X衍射储层矿物分析

依据石油天然气行业标准《沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法》（SY/T 5163—2018）及要求执行，将SC-CO₂处理前后的岩样T103进行矿物分析。其分析流程主要包括黏土（泥岩黏土、砂岩黏土、碳酸盐岩黏土）的提取、定向片的制备及检测（自然片制备、自然片定向处理、试样检测）、定量计算。

1.2.5　三维数字岩心建立

选取岩心F103建立数字岩心并进行微观连通性研究。将SC-CO₂处理前后的岩心分别进行CT扫描生成2 024张2 024×2 024像素的灰度值图片，然后导入Avizo软件进行处理后生成三维数字岩心，对比处理前后微观孔隙及喉道变化。

1.2.6　岩石力学三轴测试

依据石油天然气行业标准《油气藏岩石力学性质测试技术规范》（SY/T 7491—2020），使用TCZSZ-2000型真三轴岩石压缩试验机对SC-CO₂处理前后的岩石测定岩石抗压强度（围压为20 MPa）、弹性模量、泊松比。

1.2.7　SC-CO₂处理后渗透率变化检测

选取岩心F102和T102进行气测渗透率变化研究。依据中华人民共和国国家标准《岩心分析方法》（GB/T 29172—2012），测定SC-CO₂处理不同天数的岩心气测渗透率，从而评价SC-CO₂对于渗透率改善效果。同时利用Avizo软件建立的数字岩心模拟流体进入，得到模拟渗透率。

2　结果与讨论

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2.1　火山岩储层孔隙分布结构特征

将岩心T101进行核磁共振检测，得到T₂谱，经过数据换算得到岩心孔隙半径分布与孔隙度分量关系（图1）。核磁曲线表明：该火山岩储层孔隙分布相对均一，主力孔喉半径小于0.1 μm，占比达到85%，属于特小孔道储层。孔隙半径分布图呈“双峰”分布，第二峰占比不高。由于水相渗吸路径为先小孔后大孔，返排时大孔中的水大部分能够被排出，储层的非均质性和优势通道效应却导致小孔隙中的水相以毛管水和水膜状形式大量滞留（图2中圈出部分），在宏观上表现为含水饱和度升高以及驱替能量阈值升高。由于该地区储层含水量高，致使水锁情况严重，因此有必要开展相应的储层酸化改造，改善储层低孔隙半径为主的现状，抑制水锁效应，达到提高气体采收率目的。

2.2　SC-CO₂对矿物含量的影响

通过X衍射储层矿物分析可以看出储层中的斜长石（Na[AlSi₃O₈]）占比最多，占40%左右。一般来说在低温条件下斜长石较稳定，主要以溶解为主；而在高温条件下，斜长石不稳定，以溶蚀、溶解为主，形成带状溶孔和粒内溶孔，并且随着反应温度的升高，质量损失增大^[21]。而该储层温度介于150~180 ℃，因此，斜长石在酸性条件下溶解后会伴随高岭石，即Al₄[Si₄O₁₀]（OH）₈的生成及水解。

据表2所示，储层岩心在经过碳酸酸化后，Na[AlSi₃O₈]和方解石（CaCO₃）含量降低，而石英和黏土矿物含量升高。主要原因是碳酸电离形成的

C O 3 2 -

、

H C O 3 -

离子和斜长石中的阳离子结合成易溶的碳酸盐，同时由于斜长石水解后形成的NaOH以溶液的形式存在，生成的SiO₂部分呈无定型状态吸附在孔道中。铝硅酸根与部分OH^-结合形成高岭石残留原地，并且在潮湿的高温高压条件下，高岭石进一步水解，形成铝土矿。

反应方程式如下：

4 N a [A l S i 3 O 8] + 4 H 2 O + 2 C O 2 → A l 4 [S i 4 O 10] (O H) 8 + 8 S i O 2 + 2 N a 2 C O 3 4 N a [A l S i 3 O 8] + 6 H 2 O → A l 4 [S i 4 O 10] (O H) 8 + 4 N a C O A l 4 [S i 4 O 10] (O H) 8 + n H 2 O → 2 A l 2 O 3 ⋅ n H 2 O + 4 S i O 2 + 4 H 2 O

（1）

式中：

N a [A l S i 3 O 8]

为斜长石；

A l 4 [S i 4 O 10] (O H) 8

为高岭石；Al₂O₃⋅nH₂O为铝土矿；

n

为数量。

在经过CO₂的水岩作用后，黏土含量升高，是否会出现黏土水化膨胀和运移从而堵塞细小孔喉的情况需要进一步研究。

2.3　SC-CO₂处理前后对火山岩微观形貌的影响

为了论证超临界CO₂微观水岩反应效果，对超临界CO₂处理前后的岩心使用SEM扫描电镜，通过图像直观展示超临界CO₂在微纳级孔道中的作用程度。

从图3不同元素表面分布看出，超临界CO₂处理前Ca元素（主要为方解石）分布较少，零星存在于喉道内侧，而Na元素和K元素占比明显较大，这是由于在火山岩形成的过程中钾长石是长石矿物中对地层水化学作用最稳定的矿物，其次是钠长石，而斜长石中的钙长石组分最不稳定。因此，斜长石发生选择性溶蚀的同时可发生钠长石和钾长石的沉淀^[22]。并且图3c和图3d显示Na元素与Al元素呈密集块状且形貌分布基本趋于一致，这也证明了该火山岩储层Na[AlSi₃O₈]含量最高。由图4可知，斜长石以板状和柱状的形态存在，并且晶体结构光滑但平台存在有机土及基质附着。超临界CO₂处理后，成块方解石（CaCO₃）被反应溶蚀，Ca元素分布变得零散；Na元素（主要为斜长石）与之反应溶蚀后变化规律与方解石一致，块状变为零散（图5）。注入SC-CO₂后，由于储层地层水的存在，晶体结构变得参差不齐和突起粗糙，附着的黏土和基质被反应溶蚀，微小裂缝和孔道增多，部分孔隙变圆，孔隙主要为粒间孔隙。

2.4　SC-CO₂处理前后微观连通性变化

通过对F103火山岩样品实施高分辨率CT扫描及Avizo软件三维重构分析，在软件中选取岩心中心部分进行切块，基于灰度阈值分割与形态学算法建立的孔隙网络三维模型如图6所示，内部微裂缝密集，次生微裂缝在岩石基质中呈广泛发育状态，体积占比达6.82%。

通过超临界CO₂对目标岩样进行孔隙结构改造实验，结合最大球算法的渗流路径模拟，表征岩心内部有效孔喉，处理前后路径对比如图7所示，超临界CO₂对火山岩次生裂缝系统具有显著改造效应。超临界CO₂处理前绝大多数孔喉单元处于孤立封闭状态，未能形成跨尺度的有效渗流通道，经过超临界CO₂的剥脱作用以及碳酸的溶蚀后，纳微级孔隙分布在原有基础上增多，尤其是原本分布密集的孔喉区域，其分布状态逐渐趋于互相连通状态。配位数分布呈现显著差异性，如图8所示，低配位节点（配位数1~3）数量显著减少，尤其配位数1和2在处理10 d时的占比均下降超过50%，而高配位节点（配位数不小于4）比例均有略微升高，结合图7中有效孔喉数量的增多以及孔喉体积的增大，表明孔隙间连通性发生结构性重组。有效喉道半径分布曲线如图9所示，小于6 μm的微细喉道体积占比下降超过16.5%，而6~8 μm喉道半径占比上升最多，大约11%，整体孔隙结构优化使优势渗流通道占比提升，毛细管力约束的微孔喉比例降低，显著增强了流体的宏观渗流能力。

从图7中可以看出，新增路径主要沿原生孤立裂缝边界扩展，基本不存在原有孔隙被填充的情况，表明超临界CO₂与地层水发生水岩作用生成的次生黏土矿物并未引发孔喉堵塞与水化膨胀问题。其作用机理是由于超临界CO₂通过脱除黏土矿物晶格中的结合水，促使矿物颗粒发生结构收缩与粒径细化，显著降低水化膨胀潜能，并且超临界CO₂溶于地层水后形成的弱酸性碳酸环境（pH值介于4.5~5.5），可有效抑制水敏性储层中蒙脱石等膨胀性黏土矿物的表面水合作用。这两重协同机制通过物理化学作用有效控制了黏土矿物的体积膨胀效应，从而降低储层渗透率损伤^[23]。

综上所述，超临界CO₂在黏土矿物中的吸附行为能够影响黏土矿物的结构和性质，从而抑制黏土的水化膨胀。在针对可溶蚀岩石（斜长石和方解石）组成的微纳级孔隙时能够有显著的扩孔效果，而在针对不可溶岩石（如石英）组成的微小孔喉时，则会发生体积填充，且孔径越小，CO₂在黏土矿物上的吸附稳定性越高、扩散能力越弱^[24]。研究成果为CO₂在火山岩储层中的埋存提供了理论依据。

2.5　SC-CO₂对火山岩体力学性质的影响

SC-CO₂处理后对岩石物性有较大的影响，通过岩石三轴测试结果显示：在20 MPa的围压下，岩石抗压强度从183.4 MPa降低至147.6 MPa，弹性模量从29.68 MPa降低至25.76 MPa，分别下降了19.5%和13.2%，而泊松比由0.176上升至0.189，整体上升约7.4%。结合上文X衍射结果分析，岩石抗压强度下降时由于超临界CO₂与火山岩中斜长石和方解石反应，胶结物溶解，削弱颗粒间胶结力，从而形成次生孔隙。泊松比上升反应岩石横向变形能力增强，结合SEM扫描电镜如图10可见，红线为裂缝延展趋势，处理前裂缝以直线形式存在，处理后转换为弯曲分叉型裂缝。首先弯曲裂缝的比表面积更大，使流体渗流通道的稳定性得到增强，其次弯曲路径使局部应力集中减弱，降低裂缝尖端扩展趋势，抑制裂缝无序延伸，从而避免形成单一贯通裂缝。另外，塑性增强意味着裂缝壁面在应力下发生塑性调整时能更好适应围压变化，而非脆性闭合。因此，超临界CO₂在能诱导更复杂裂缝网络形成的同时还能保证储层的长效增加渗透率能力^[25]。

2.6　SC-CO₂对火山岩渗透率改善效果

渗透率作为储层岩石的核心物性参数，直接影响油气在孔隙网络中的运移效率及可采储量。结合上文小于0.1 μm的孔喉半径占比达到85%的情况和CT扫描后可视化的扩孔效果，利用超临界CO₂针对超低渗的储层特点，对比评价超临界CO₂处理不同天数岩心气测渗透率以及基于三维数字岩心的模拟渗透率，从而论证其扩孔增渗效果，并为现场CO₂分段压裂提供依据。

室内岩心驱替实验结果如图11中红色和绿色曲线所示，处理天数5 d时，岩心F102的渗透率从初始的0.002 497×10^-3 μm²增至0.004 891×10^-3 μm²，增幅达95.9%，岩心T102的渗透率则从0.001 203×10^-3 μm²升至0.003 005×10^-3 μm²，增幅高达149.8%。处理天数10 d和15 d时，2块岩心渗透率变化不大。结合上述SEM和CT扫描结果可知：超临界CO₂通过溶蚀矿物组分或剥离孔隙表面附着物实现扩孔效应，处理后岩心孔隙喉道半径增大、连通性增强，从而导致渗透率提升。初始渗透率较低的岩心T102因孔隙连通性更差，超临界CO₂的溶蚀作用更易优先作用于孤立孔隙的薄弱区域^[26-27]，形成新的渗流通道，因此，渗透率提升幅度更大，证明了超临界CO₂的高扩散性与低界面张力特性能促进其对微纳米级孔隙的侵入，从而强化了储层改造效果。

基于Avizo软件构建孔隙网络渗流模型，使用绝对渗透率实验模拟模块将样品与外界隔离，从而保证没有流体流出系统。在主流方向上添加实验装置，将其设计为在压力接近稳态的稳定区域内工作，使流体可以在样品的输入面上自由扩散。设定模拟流体为不可压缩牛顿流体（黏度为0.018 mPa·s，密度为1.0 g/cm³），在主流方向施加恒定压力梯度（设定值为0.1 MPa/cm），根据达西定律计算z方向的模拟绝对渗透率。

模拟结果如图12所示，新增的流体通道主要出现在有效孔喉集中的区域且依附于原生路径。由于毛细管力约束的无效孔隙被连通，使储层渗流模式从单一路径演化为多级导流网格^[28]。并且从图11中的蓝色曲线可知，处理天数5 d时，模拟渗透率从初始的0.006 742×10^-3 μm²增至0.012 940×10^-3 μm²，之后模拟渗透率变化不大，其变化趋势与室内岩心驱替实验变化规律一致。结合上文提到的喉道扩径效应、配位数向高、数量迁移的现象，证明了原始毛细管滞留区转化为有效渗流通道。

3　结论

收起

1）目标火山岩储层以超低渗极致密为特点，孔隙分布呈现“双峰”结构，存在优势孔道，水锁伤害严重，因此常规酸液无法顺利进入孔道。SC-CO₂由于零界面张力与极强的渗入能力，能够进入微小孔隙后与地层水产生碳酸并发生溶蚀作用，从而达到扩大储层改造作用半径的目的。

2）通过SC-CO₂与地层水协同作用，斜长石与方解石等可溶性矿物发生定向溶蚀，在形成次生溶蚀微小裂缝的同时降低了岩石的抗压强度与弹性模量，泊松比上升8.7%，促使裂缝形态由脆性直线扩展转变为分叉网络，增强了裂缝系统的导流稳定性与应力适应能力。由于SC-CO₂对矿物晶格结合水的脱附效应以及弱酸性环境（pH值约为5.0）对蒙脱石水合作用的抑制，使得黏土矿物的生成未引发显著水化膨胀。

3）三维孔隙拓扑分析表明：SC-CO₂处理后低配位节点（配位数1~3）数量显著减少，高配位节点（配位数不小于4）占比均有所升高，喉道半径大于6 μm的孔隙体积提升幅度超过16.5%。结合三维有效孔喉图和流体模拟表明孔喉发生结构性重组，将毛细管力主导的无效孔隙转化为连续渗流通道，并且新增路径主要沿原生孤立裂缝边界扩展。宏观气测渗透率与模拟渗透率提升幅度超过90%。

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2026年第16卷第1期

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doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025248

接收时间：2025-05-26
首发时间：2026-10-30
出版时间：2026-01-26

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收稿日期：2025-05-26

基金

作者信息

¹　长江大学石油工程学院，湖北　　武汉　430100

²　油气钻完井技术国家工程研究中心，湖北　　武汉　　430100

³　油气钻井技术国家工程实验室防漏堵漏研究室油气钻采工程湖北省重点实验室，湖北　　武汉　　430100

⁴　吉林油田公司扶余采油厂，吉林　　松原　138000

⁵　中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东　　东营　257000

⁶　陕西华天能源科技有限公司，陕西　　西安　710000

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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

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