通过核磁共振（NMR）二氧化碳脉冲注入技术，在致密油储层中实验评估孔隙尺度上可回收石油动态及二氧化碳储存效率

《ACS Omega》：Experimental Evaluation of Recoverable Oil Dynamic and CO2 Storage Efficiency in Pore Scale by the NMR CO2 Huff-and-Puff Injection Process in Tight Oil Reservoirs

CO?吞吐-雾化技术通过优化压力系数（0.7）和延迟注气时机，显著提升致密油藏采收率，其中微孔隙（>1 μm）贡献近48.57%的油产量并主导CO?封存。研究结合在线NMR揭示孔隙尺度动态，发现压力差超过临界值（>0.8）会因孔隙结构损伤导致8.02%采收率下降，同时周期性注气与浸泡时间协同作用可增强油驱效率。

　　这项研究聚焦于在低渗透油藏中，特别是冀东油田高5断块V油组，通过CO? Huff-and-Puff（即注入-浸泡-产出）技术提高原油采收率。研究采用在线核磁共振（NMR）核心驱替实验，模拟实际油藏条件（55 MPa压力和127 °C温度），以分析注入时间、压力和浸泡时间对驱替效率、孔隙尺度下的原油产量动态以及CO?存储效率的影响。研究揭示了操作参数与油藏响应之间的复杂关系，指出当注入压力系数为0.7时，能够实现多轮次下的最大采收率，而当压力系数超过0.8时，会导致采收率出现意想不到的8.02%下降，揭示了CO?注入压力优化中的一个此前未被识别的临界点。这项工作在孔隙尺度上对流体行为的深入理解，为低渗透油藏的开发提供了新的视角，证明了过高的压力差会导致孔隙结构的不可逆损伤，并且微孔（>1 μm）不仅在原油生产中扮演重要角色，还意外地成为CO?封存的主要场所。研究还挑战了传统观念，揭示了注入时间与油藏响应之间的时间依赖性机制，即延迟注入时间会优先影响从纳米孔到微孔中的原油驱替，从而为同步优化原油采收率和CO?封存效率提供了新的思路。

### 油藏背景与开发历史

随着全球对油气资源的持续勘探与开发，常规油气储量逐渐减少。低渗透油藏由于其低初始产量和高残余油含量，成为缓解能源短缺的重要资源。通过实施有效的增产措施，这些油藏在开发后期依然可以实现较高的生产水平。中国低渗透油藏的地质资源总量约为125 × 10?吨，其中可采资源约13 × 10?吨，已证实储量约3 × 10?吨。然而，冀东油田的低渗透和超低渗透油藏存在诸多挑战，如深埋、油井段跨度大、两相应力差大、小断块、小砂体规模以及强烈的油藏非均质性。在微观层面，这些油藏表现出小主流喉道半径、低可动流体饱和度、高应力敏感性以及复杂的孔隙喉道结构。这些特性导致流体流动阻力大、能量传输缓慢、难以建立有效的压力驱替系统，从而造成自然产能低、产量迅速下降、注水压力高、注水能力差、资源利用率仅为32.3%以及低渗透油藏的采收率仅为9.1%。因此，本研究以高5断块V油组的低渗透油藏为对象，通过核磁共振在线扫描技术模拟CO?注入过程中裂缝与基质之间的渗流过程，并定量评估在气体注入时间影响下基质原油的利用特性，揭示裂缝与基质之间的流体交换特征，为提升安塞油田长7油藏的CO?驱油效率提供指导和帮助。

### 实验方法

实验所使用的岩心来自冀东油田高5断块V油组的低渗透油藏，主要为细砂岩和粉砂岩，其物理参数如孔隙度、渗透率等在表1中有所记录。岩心被切割为直径25 mm、长度50 mm的圆柱形样品，并通过有机溶剂清洗，随后在102 °C下烘干48小时。实验前，通过孔隙度仪和脉冲衰减渗透率仪分别测量岩心的孔隙度和渗透率。实验过程中，所有岩心均被清洗以恢复其原始物理特性，以便进行循环CO? Huff-and-Puff测试。实验中所使用的CO?为超临界CO?（sc-CO?），其纯度为99.99%，用于驱替实验。此外，实验还使用了D?O作为核磁共振测试的样本，以确定岩心的初始含水饱和度（Swi）。

为了模拟油藏条件，实验在高温高压（HTHP）环境下进行，温度范围为0–160 °C，压力范围为0–55 MPa。实验设备包括一个HTHP岩心系统、流体供应系统、高精度测量系统和数据采集与记录系统。其中，HTHP岩心系统包括岩心夹持器、密封钢筒、橡胶套筒、加热棒、温度传感器、烘箱（温度可达120 °C）、上下游传感器（压力可达70 MPa）、约束泵（压力可达51.7 MPa）和回压调节器（BPR）。流体供应系统主要由高精度泵、中间容器和循环管道组成。高精度测量系统包括可见微管（内径1.6 mm，最小可读体积0.002 mL）、数字千分尺等。数据采集与记录系统则由计算机终端和数据采集设备构成。

### 实验设计与过程

实验分为多个阶段，包括岩心准备、盐水配制、初始含水饱和度建立、CO? Huff-and-Puff测试以及在线NMR图像的获取与分析。岩心准备阶段包括清洗、烘干和测量基础物理参数。盐水配制使用D?O，并通过真空方法去除溶解气体，以防止对实验结果的干扰。初始含水饱和度（Swi）的建立通过真空饱和岩心，并保持其在盐水中至少8小时，随后通过物料平衡法计算岩心的孔隙体积。接着，将岩心装入HTHP岩心夹持器中，并通过约束泵施加55 MPa的环形压力，以固定岩心。随后，通过注入盐水至0.1 mL/min的流速，使岩心达到50 MPa的孔隙压力。盐水渗透率在这一过程中被测量。接着，注入活油以驱替盐水，并记录产出的水量。当不再有水产出时，实验停止，此时可以确定初始含水饱和度（Swi）和原始油量（S oi）。

在建立初始含水饱和度后，进入CO? Huff-and-Puff测试阶段。测试在50–45、50–40、50–35和50–30 MPa四种不同孔隙压降条件下进行，分别代表不同的注入时间。在每一轮测试中，CO?被注入到岩心的左侧，并在注入后进行约2小时的浸泡。随后，通过调节回压调节器（BPR）将孔隙压力降低至目标压降值，并记录产出的油和气体。通过这种方式，研究人员能够观察到不同注入时间下油藏的响应变化。

在线NMR图像则用于捕捉CO?驱替过程中的流体分布情况。通过NMR信号与孔隙尺寸的对比，研究人员能够分析不同孔隙尺度下油的分布变化。实验过程中，研究人员还记录了不同注入周期下的油产量、压力差和NMR图像，以评估CO?驱替的效率和影响。

### 实验结果与讨论

实验结果显示，当注入压力系数为0.7（即孔隙压力降至35 MPa）时，CO?驱替的总采收率达到了最高水平，约为26.42%。而当压力系数超过0.8（即孔隙压力降至40 MPa）时，采收率出现了8.02%的显著下降，表明压力优化存在一个临界点。这表明，在超低渗透油藏中，注入压力的控制对于采收率具有至关重要的影响。此外，实验还发现，微孔（>1 μm）在总采收率中贡献了48.57%，成为原油生产的主要区域，同时其在CO?封存中也扮演了关键角色。

在孔隙尺度方面，研究发现，随着注入时间的延迟，不同孔隙尺度下的油采收率变化显著。在微孔（>1 μm）中，油采收率随着注入压力的降低而增加，而在纳米孔（<0.1 μm）和亚微孔（0.1–1 μm）中，采收率则受到较大的影响。这表明，微孔在CO?驱替过程中具有更高的敏感性，而纳米孔和亚微孔则更易受到注入时间延迟的影响。同时，NMR图像显示，随着注入周期的增加，CO?的驱替前沿在孔隙空间中扩展，表明其能够更广泛地接触油藏中的流体，从而提高驱替效率。然而，在第三轮注入中，由于在“ puff”阶段油被再次滞留，导致最终采收率低于第二轮。

### 油藏特性与驱替机制的对比分析

在对比分析中，研究指出，CO? Huff-and-Puff技术在低渗透油藏中的应用机制与常规油藏存在显著差异。在常规油藏中，油主要存在于大孔（>10 μm）中，而微孔则主要作为封存区域。相比之下，低渗透油藏中的微孔（>1 μm）不仅承担了原油采收的主要任务，还成为CO?封存的主要场所。这表明，微孔在低渗透油藏中具有双重功能，其重要性远超常规油藏中的大孔。

此外，研究还指出，低渗透油藏对压力变化非常敏感，当压力系数超过0.8时，会导致不可逆的孔隙结构损伤，从而显著降低采收率。而常规油藏则通常能够承受更高的压力梯度，只有当压力超过一定阈值时才会出现结构变化。这说明低渗透油藏在压力管理方面需要更加谨慎，以避免对孔隙结构造成破坏。

在相态行为和流体重新分布方面，研究发现，低渗透油藏的驱替过程具有时间依赖性，即注入时间的延迟会优先影响纳米孔到微孔中的原油驱替。这与常规油藏中的情况不同，常规油藏中的油主要存在于较大的连通孔隙中，因此注入时间的延迟对其相态变化和流体分布的影响较小。NMR T?谱分析表明，延迟注入在常规碳酸盐岩中对油相重新分布的影响有限，而主要由扩散和溶解效应驱动。然而，在低渗透油藏中，注入时间的延迟会导致油相在纳米孔和微孔中的滞留，从而降低最终的采收率。

在循环性能和再滞留效应方面，研究发现，低渗透油藏在第三轮注入中表现出采收率下降的趋势，这主要是由于在“ puff”阶段油被再次滞留。而在常规油藏中，每一轮注入通常都能带来相对稳定的增量。这表明，低渗透油藏在循环注入过程中存在显著的再滞留现象，而常规油藏则相对较少。

### 结论

通过一系列系统的实验室研究，本研究揭示了CO? Huff-and-Puff技术在低渗透油藏中的应用潜力及其复杂机制。实验表明，最佳的注入时间应为孔隙压力降至35 MPa，即压力系数为0.7。此时，CO?驱替的总采收率最高，约为26.42%。然而，当压力系数超过0.8时，会导致孔隙结构的不可逆损伤，从而降低最终采收率8.02%。此外，微孔（>1 μm）在总采收率中贡献了48.57%，成为原油生产和CO?封存的关键区域。注入时间的延迟主要影响纳米孔和亚微孔中的原油采收率，导致微孔采收率下降。同时，NMR图像显示，随着注入周期的增加，CO?的驱替前沿扩展，提高了驱替效率，但第三轮注入由于再滞留效应，导致最终采收率低于第二轮。

综合考虑CO?封存能力、原油采收率和油交换因子等关键参数，研究确定最佳的CO? Huff-and-Puff注入时间为孔隙压力降至35 MPa，对应的压力系数为0.7。这一发现不仅为低渗透油藏的开发提供了重要的理论依据，也为CO?封存与增产的同步优化提供了实际指导。通过这一研究，科学家和工程师能够更好地理解低渗透油藏的流体行为，从而优化CO?驱油技术，提高资源利用率并减少对环境的影响。