一项关于在致密沉积凝灰岩油藏中采用“huff-n-puff”技术进行石油回收的综合性研究

《International Journal of Coal Science & Technology》：A comprehensive study on huff-n-puff oil recovery in tight sedimentary tuff oil reservoirs

　　摘要
目前，Huff-n-puff（HnP）是一种提高致密油藏采收率的重要方法。本研究以中国三塘湖盆地的致密沉积凝灰岩油藏为例，全面研究了水、氮气（N2）、二氧化碳（CO2）、氮气-水交替以及二氧化碳-水交替HnP（WHP、NHP、CHP、NWAHP、CWAHP）的产油规律、孔隙利用特性及其影响因素。结果表明，中等孔隙（MPs）是各种HnP介质的主要孔隙利用区间。五轮WHP、NHP和CHP的采收率（RRs）分别为39.32%、44.45%和61.24%，其中MPs的贡献率（CRs）分别为68.60%、47.87%和56.00%。不同孔隙的RRs和CRs与其孔隙分布及介质的采油机制密切相关。在本研究的实验条件下，CHP的RR没有明显的岩样尺寸效应，每轮的扫掠深度应超过1.25厘米。CHP的RR与注入压力和关井时间呈正相关，建议注入压力超过岩石破裂压力并保持关井时间300分钟。六轮NWAHP和CWAHP的RR分别为51.98%和62.75%，其中MPs的CRs分别为60.39%和58.32%。NWAHP的采油效果（ORE）优于单独使用这些方法，而CWAHP的ORE优于WHP但接近CHP。交替序列会影响NWAHP和CWAHP的阶段RR。NWAHP和CWAHP在提高采收率、降低注入成本和稳定生产方面具有显著优势，有望实现快速发展。

1 引言
中国的致密油藏（TORs）拥有数百亿吨的地质资源和技术可采资源，使其成为替代传统油气资源的重要选择（Hu等人，2019；Wu等人，2019；Jia等人，2016）。根据岩性不同，TORs可分为砂岩、砾岩、火山岩等类型（Du等人，2024；Luo等人，2021；Wang等人，2018, 2022；Li等人，2013）。然而，近年来随着勘探和开发的不断深入，在中国三塘湖盆地发现了一种新的TOR类型——由火山岩落入湖泊盆地形成的致密沉积凝灰岩油藏（TSTOR），石油工程师和科学家将其称为TSTOR（Ma等人，2016a, b, c；Liang等人，2019；Yang等人，2020；Chen等人，2014）。由于形成过程、沉积环境和成岩作用与传统TORs存在显著差异，TSTOR的孔隙结构、流体流动性和流动特性也具有明显特点（Zhang等人，2022a；Si等人，2021；Liang等人，2014）。目前，水平井的水力压裂与多种提高采收率技术的协同开发使三塘湖盆地的TSTOR成为世界上首个实现盈利开发的凝灰岩型TORs，具有重要的理论和实践价值（Wen等人，2019；Wen等人，2017；Yu等人，2020）。然而，由于TSTOR中存在微纳米基质孔隙和局部微裂缝，Huff-n-puff（HnP）油藏采收（HPOR）成为提高该类型储层采收率（RR）的重要手段（Xiang等人，2023）。HPOR是指注入外来流体的井与产油井为同一口井。该技术的优势在于避免了大量外来流体注入储层，有效增强了井附近的流体渗透能力，并减少了石油进入井底的路径和阻力。目前油田中使用的HnP介质主要包括水、氮气和二氧化碳（Sheng等人，2017；Song等人，2020），其中水HnP（WHP）因其良好的经济性和操作性而被广泛采用（Si等人，2015；Zhong等人，2017；Tao等人，2018）；二氧化碳HnP（CHP）因其良好的采油效果（ORE）和双碳目标政策而受到关注（Wang等人，2023a；Zou等人，2023；Jiang等人，2022；Huang等人，2023）。

学者们对TORs中的单一介质HnP（SMHP）进行了大量研究。Qin等人（2021）从采油机制（ORM）、水库工程、实验室实验和油田测试的角度证明了大规模WHP技术的优势。Shi等人（2023）研究了注入水温对WHP ORE的影响。Song等人（2022a）研究了氮气Huff-n-puff（NHP）的孔隙利用特性以及注入压力（IP）和关井时间（ST）的影响。Lu等人（2017）分析了不同轮次中氮气和原油的相行为。Altawati等人（2021）发现先注入液氮再进行NHP可以将页岩油采收率提高至78%。Li等人（2019a）研究了纳米孔限制效应、分子扩散、IP、注入时间和HnP轮次对CHP采油效果的影响。Zuloaga等人（2017）确定了CHP适用性的渗透率下限。Zhu等人（2021a）认为CHP的最佳IP应接近最小混溶压力。Li等人（2019b）发现与NHP相比，CHP在注入、溶解度、提取和汽化能力方面表现更好，在气体顶驱、溶解气体顶驱和混溶顶驱方面的效率也更高。Nguyen等人（2018）认为二氧化碳比氮气和水具有更好的HPOR效果，原因是其在原油中的溶解度和混溶度更高。Wang等人（2023b）发现生产气体的HPOR效率高于二氧化碳和氮气，原因是其具有更好的增压效果和更低的气油比。Song等人（2022b）发现第一轮CHP和NHP的采油效果差异较小，但随着HnP轮次的增加，两者之间的采油效率差异逐渐增大。

然而，随着油田实践和理论研究的深入，学者们逐渐认识到SMHP既有优势也有劣势。优势包括简单的ORM、较高的ORE可预测性和便捷的油田施工，但也存在明显缺点。例如，WHP存在高IP、低注入量和低ORE等问题，而NHP和CHP则存在大量气体注入、严重的气体窜流、低扫掠效率和较差的经济性等问题。此外，SMHP只能在特定孔隙区间内采油，每种介质都有其天然的采油限制。为了进一步探索HPOR在TORs中的潜力，一些学者基于对各种SMHP特性的分析提出了双介质组合HnP（DMCHP）的概念并进行了相关研究。Li等人（2019b）认为N2和二氧化碳的DMCHP的ORE不如纯CHP。Li等人（2022a）得出结论，前三轮中二氧化碳和氮气的组合HPOR效果良好，最佳比例为1:2，最大RR为39%。Altawati等人（2022）发现液氮辅助的NHP或CHP比纯NHP、CHP或生产气HnP更有效。Gong等人（2019）发现二氧化碳/乙醇HnP系统的ORE较好，第二轮和第三轮的ORE优于纯CHP。Zeng等人（2020）发现二氧化碳与化学混合物的组合HPOR的RR比纯二氧化碳高23%，并且可以降低气体压缩成本。

上述研究表明，在低渗透率和TORs中HPOR已取得显著进展，但仍存在以下问题：
(a) 研究对象主要是砂岩、页岩等TORs，几乎未涉及TSTOR的HPOR研究；
(b) 对于相同类型致密岩石在不同HPOR介质下的产油规律、孔隙利用特性和影响因素的比较研究较少；
(c) 很少讨论致密岩石中CHP的样本尺寸效应和每轮扫掠距离，也未研究超压注入下的产油规律和微观ORM；
(d) DMCHP具有多重优势，是TORs中HPOR的重要发展方向，但该技术仍处于起步阶段，不仅组合类型较少，而且对ORE、ORM和影响因素的理解也不深入。鉴于此，本研究以TSTOR为研究对象，对其HPOR进行了全面研究。首先钻取目标储层的真实岩芯，然后改进了用于致密岩芯的传统HPOR物理模拟实验装置，最终研究了WHP、NHP、CHP、氮气-水交替HnP（NWAHP）和二氧化碳-水交替HnP（CWAHP）的产油规律、孔隙利用特性及其影响因素。研究结果可为TSTOR和其他TORs的高效HPOR提供参考。

2 TSTOR的地质与开发背景
TSTOR的地理位置和纵向剖面如图1a（Li等人，2022b）所示，位于中国三塘湖盆地的马朗-刁湖坳陷，目前二叠纪刁湖组的第二层是勘探和开发的关键层。TSTOR形成于火山喷发活动较弱时，火山岩落入富含有机物的湖泊中并沉积形成。TSTOR的形成过程和勘探开发状况如图1b（Li等人，2022b）所示。由于TSTOR的形成过程与传统致密砂岩油藏、页岩油藏等明显不同，其矿物组成、孔隙结构和流体流动性具有显著特点（如图2；Li等人，2022c, d）。图2a中的铸片实验结果表明，TSTOR的矿物组成相对简单，以凝灰质物质、方解石和石英为主。图2b和c中的SEM和高压汞侵入实验结果表明，TSTOR的孔隙结构分布均匀，具有较好的均匀性。图2d中的NMR离心机实验测试结果显示，在TSTORs的渗流过程中，中等孔隙（MP）由于其较大的比例，始终是主要的孔隙区间，并且对渗流贡献最大。作为一种具有特殊形成机制和储层物理条件的TOR，目前没有直接的参考案例来指导其高效开发，因此迫切需要研究有效的提高石油采收率的方法。图1展示了TSTORs的综合勘探与开发示意图：a 地理位置和纵向剖面；b 沉积过程和井网图（Li等人，2022b年）。图2显示了TSTORs的孔隙结构和渗流特性（Li等人，2022c，d年）。与其他TORs的流动特性类似，油田开发实践表明，TSTORs中基质孔隙的渗透率极低，在裂缝连通性较差的储层中很难建立注入井和生产井之间的移动位移压力梯度。然而，在裂缝发育良好的储层中，注入介质会沿着高渗透率通道快速流动，从而显著降低注入介质的扫掠效率、采收率（RR）和利用率。为了解决这个问题，工程师和科学家们提出了使用单井完成介质注入和原油生产的方法。这种方法的典型特点是TOR近井区域的流体能量可以得到有效补充，原油可以以较低的渗流阻力流出。

从建造过程的角度来看，TSTORs中的高压渗透（HPOR）可以分为三个阶段：注入、封闭和生产，如图3所示。在注入阶段，外部介质在高压下被注入储层的水力裂缝和基质孔隙中。封闭阶段主要确保注入流体在相对稳定的环境中与原油相互作用，以充分驱油并提高采收率。生产阶段则主要关注控制合理的生产速率和压力，以确保最大化的石油产量和效率。开发实践表明，不同HPOR介质和生产系统在TSTORs中的适用性存在显著差异，寻找经济、高效且环保的HPOR介质已成为提高TSTORs采收率的关键。

图3展示了TORs中HPOR全过程的示意图。

3 实验部分
3.1 实验材料
实验用岩芯取自中国三塘湖盆地的真实TSTORs岩芯。实验过程中，所有岩芯都被制成标准圆柱体，共计14个岩芯（从弱亲水到亲水类型），分别命名为1#至14#。岩芯直径范围为2.52至2.54厘米，平均为2.53厘米；长度范围为1.38至6.43厘米，平均为3.06厘米。由于TSTORs的孔隙结构均匀性良好，各岩芯之间的孔隙度和渗透率没有显著差异。岩芯的孔隙度范围为14.09%至22.86%，平均为17.83%；渗透率范围为0.03×10^-3至0.16×10^-3 μm^2，平均为0.06×10^-3 μm^2（见表1）。大量的室内岩芯润湿性测试表明，TSTORs属于弱亲水到亲水类型（见图4）。实验所用流体包括油、水、CO2和N2。考虑到实际地层原油的复杂组成、高粘度和难以渗流的特点，实验用油是模拟油，由储层原油（C5-C40，主要为C8-C31）和煤油（C10-C16烷烃）混合制成，粘度为3.86 mPa·s，20°C时的密度为0.82 g/mL。实验过程中进行了大量的NMR测试，以研究不同HPN介质的油藏响应（ORE）和渗透率（ORM），因此必须屏蔽水中的氢离子信号。在本研究中，我们使用72 g/L浓度的MnCl2·4H2O来屏蔽水中的氢离子NMR信号。TSTORs中的地层水类型为NaHCO3，盐度为9 g/L。使用的CO2和N2纯度为99.99%。

表1 实验岩芯的基本参数

图4 使用Amott方法进行的岩芯润湿性测试结果（Li等人，2022b年）

3.2 实验装置
3.2.1 传统HPOR物理模拟装置的缺点
传统的HPOR物理模拟实验装置如图5所示，其典型特点是岩芯通过岩芯夹具加载，介质注入和原油回收仅发生在岩芯的一个端面。
这种装置的优点在于能够准确模拟储层上覆地层的应力环境以及未开发天然裂缝条件下基质孔隙向人工裂缝的单向渗流特性。在TSTORs的HPOR过程中，当储层的天然裂缝未开发时，储层会在最大主应力方向（垂直于最小主应力方向）上形成具有一定宽度和导流能力的裂缝表面（见图6a和b）。裂缝表面是基质孔隙中原油有效渗流的重要场所。在储层自然能量耗尽和介质注入后的HPOR阶段，储层裂缝周围的基质孔隙中的原油会首先进入裂缝，然后进入井筒，此时储层基质孔隙向裂缝的流体流动显然是单向的（见图6b和c）。传统的TORs HPOR物理模拟实验装置模拟了这一过程，即认为储层的原油回收和介质注入仅发生在其中一个面上。这种方法对于裂缝未开发的TORs具有一定的适用性，但也存在许多缺点：
(1) 无法完全模拟天然裂缝高度发育的TORs的HPOR特性。对于天然裂缝更发育的TORs，天然裂缝与人工水力裂缝的相互交叉会形成复杂的裂缝网络（见图7a和b）。靠近井筒的含油基质块在裂缝的切割作用下会形成含油孤岛。在原油回流阶段，基质块被裂缝包围，因此基质块的所有侧面都会参与渗流（见图7c）。此时，传统的TORs HPOR物理模拟实验方法无法直接有效地模拟这种渗流状态。
(2) 实验条件苛刻，效率低且测量误差大。传统的TORs HPOR物理模拟实验方法需要对岩芯施加围压。因此，过短的岩芯会导致严重的端部效应，影响实验结果。然而，当岩芯过长时，岩芯的饱和过程将极其耗时且困难。此外，每个岩芯夹具一次只能对一个岩芯进行HPOR实验，无法同时对多个岩芯进行实验。另外，在TORs的多轮HPOR过程中，每轮的注入和生产量极小，以及不透明管道和背压阀的死体积，给准确测量每轮注入和产出流体的体积带来了重大挑战。
(3) 对腐蚀性气体的适用性较差。在传统紧密岩芯的HPOR物理模拟实验中，需要先对实验岩芯施加围压。但是，用于加载围压的套管和密封装置的材料大多是橡胶。当注入CO2和H2S等腐蚀性气体时，注入气体会对套管造成强烈腐蚀和损坏，容易导致实验失败，对实验设备和人员的安全构成重大威胁，尤其是在高压和超高压实验条件下。

图6 未开发天然裂缝的TORs中的原油渗流特性：a 体积压裂前；b 体积压裂后；c 基质块的原油渗流特性

图7 开发天然裂缝的TORs中的原油渗流特性：a 体积压裂前；b 体积压裂后；c 基质块的原油渗流特性

3.2.2 改进的TORs HPOR物理模拟实验装置
TSTORs的地质勘探与开发实践表明，储层内部发育了大量的天然裂缝。因此，在体积压裂后，TSTORs的近井筒区域更有可能形成复杂的裂缝网络，这意味着近井筒区域的基质块更容易被切割成多个含油孤岛。在储层流体回流阶段，这些含油孤岛被裂缝包围，因此它们的所有侧面都会参与渗流。考虑到传统TORs HPOR物理模拟实验装置的缺点，本研究对该装置进行了优化和改进。具体来说，原实验系统中的岩芯夹具被高压釜取代，并使用精密天平和NMR仪器来测量每轮HPOR过程中岩芯的体积变化。目前，NMR技术已广泛应用于油气田开发过程中储层和岩芯中油饱和度变化的精细表征。其基本测试原理是，具有固定磁矩的原子核（如氢核）在恒定磁场和交变磁场的作用下吸收特定频率的电磁波，使其从低能级跃迁到高能级并与交变磁场交换能量。射频脉冲停止后，原子核释放能量并返回到原始能级，发出射频信号，即NMR信号（Wei等人，2023年；Zhu等人，2012b年）。显然，NMR信号的强度与原子核密度正相关。原子核越多，返回原始能级时释放的能量越大，NMR信号也就越强（Golsanami等人，2016年）。在石油勘探与开发中，岩石孔隙中的碳氢化合物（石油和天然气）主要由氢原子组成。碳氢化合物含量越高，氢原子越多，NMR信号就越强，两者之间存在稳定且显著的正相关关系。改进后的实验装置如图8所示。

图8 改进的TORs HPOR物理模拟实验装置
改进后的TORs HPOR物理模拟实验装置具有许多优点，主要包括以下几点：
(1) 实验效率显著提高。新实验装置消除了对岩芯尺寸的严格要求。在TOR岩芯的HPOR实验中，岩芯饱和度是一个具有挑战性的任务。然而，当可以使用较短的岩芯样本时，岩芯饱和度的难度将大大降低。此外，由于无需将岩芯放入岩芯夹具中，岩芯填充变得极其简单，只需将其放置在高压釜底部即可，大大简化了实验步骤。最后，对于截面较大的高压釜，由于岩芯无需夹具加载，高压釜可以同时对多个岩芯样本进行HPOR实验，压力加载和管道连接也非常简单。这些新装置的优点显著提高了TORs HPOR的实验效率，特别是在比较和优化不同HPOR介质时，新装置可以快速获得筛选结果。
(2) 实验装置的通用性和经济性得到了提高。传统的用于TORs中HPOR的物理模拟实验设备对于CO2和H2S等腐蚀性气体的适用性较差。然而，在改进后的实验系统中，注入的腐蚀性气体CO2与高压釜密封圈的接触面积非常小，腐蚀性气体对橡胶圈的腐蚀和损坏效果也非常低。因此，即使实验后高压釜的橡胶圈受损，新设备也大大降低了实验失败的风险。由于其体积小，更换成本极低，更换过程也非常简单方便。

（3）油量测量更加准确。在传统的TORs中HPOR中，产生的液体体积测量受到不透明管道和死体积的很大影响，但本研究中的产生油量测量采用了高精度天平和NMR技术的结合，大大提高了从实验岩心中测量油量的准确性，并具有更强的灵活性。后续的所有实验都是使用图8中所示的实验设备和测量方法完成的。

3.2.3 NMR技术测试原理
NMR技术目前是油气田开发中物理模拟实验和井下测试的重要工具。其主要原理是通过监测储层流体中氢原子的NMR信号变化来表征流体体积变化和储层物理性质，从而能够准确识别储层岩石和流体（包括液体和气体以及油和水）。

（1）岩石和流体：在自然界中，不同的原子核具有不同的NMR特性，有些原子核甚至不表现出NMR现象，而某些原子核的NMR信号极其微弱，可以完全忽略。在油藏中，构成岩石的主要元素是氧、硅、铝、铁、钙等，它们的核磁矩非常弱或几乎不存在，因此难以产生可检测的NMR信号。构成流体的主要元素是碳和氢，其中氢原子的核磁矩非常强，能够产生极其强烈的NMR信号，可以被有效检测和识别。

（2）液体和气体：在本研究中，岩心中的液体包括原油和水，而气体包括N2和CO2。对于N2和CO2，它们的主要元素是N、C和O。对于12C和16O，它们的质子数和中子数都是偶数，因此是非磁性原子核，在静态磁场和交变磁场的共同作用下不会产生NMR信号。对于碳元素的同位素13C和14C，它们在自然界中的丰度极低，其NMR信号也非常微弱。自然界中氮原子核的丰度较高，但其磁化率（γ值）较低。在相同的磁场下，氮原子核的NMR信号强度极低，难以捕捉和检测。在本实验中，我们使用12C代表CO2，14N代表N2，因此碳原子核不会产生NMR信号，氮原子核的NMR信号也非常微弱，可以忽略不计。因此，本研究中测试的NMR信号不包括气体。此外，本研究中使用的NMR测试方法是离线测试，岩心处于室温和常压下，内部气体含量低，进一步减少了气体对岩心中原油和水NMR信号的影响。

（3）原油和水：原油和水中的氢原子核可以产生NMR信号。然而，当向水中加入高浓度的金属离子溶液时，水中氢原子核的NMR信号会被严重抑制并显著减弱。目前在油气田开发的物理模拟实验中，通常使用高浓度的MnCl2·4H2O溶液（一般为72 g/L）来屏蔽水中氢原子核的NMR信号。在本研究中，我们将浓度为72 g/L的MnCl2·4H2O加入地层水中，从而大大减弱了地层水中氢原子核的NMR信号，确保岩心中的NMR信号主要来自原油中的氢原子核。因此，NMR技术可以准确区分岩石和流体、液体和气体以及原油和水，确保本研究中的NMR信号主要来自原油中的氢原子核。

3.3 实验程序
实验程序分为五个步骤，即材料准备、设备调试、自然能量耗尽（NED）、SMHP和DMCHP。详细内容如下：
（1）材料准备：本研究的实验材料准备包括四个部分：岩心、实验油、实验水和实验气体。岩心准备过程包括岩心制作、基本物理性质测试（直径、长度、密度、干重等），以及高温高压饱和（真空饱和和在储层温度和压力条件下的饱和，30 MPa）和老化。本研究中岩心的准备和测试严格遵循行业推荐标准GB/T 29172-2012和GB/T 34533-2023。实验模拟油是通过在实验室中将实际地层原油与常用的煤油混合制备的。实验过程中，使用旋转粘度计测试原油和煤油在1:1、1:2和1:5比例下的粘度变化情况，然后进一步调整原油和煤油的混合比例，直到模拟油的粘度满足实验要求。此时记录下原油和煤油的最终混合比例以供后续使用。实验水是通过将实际TSTORs的地层水与高浓度MnCl2·4H2O溶液混合制备的。使用滤纸过滤掉极少量不溶性颗粒。实验气体的纯度超过99.99%。为了避免实验过程中多次向转移容器中添加气体，使用TC-70加压系统将转移容器内的气体压力预先提高到相对较高的值。

（2）设备调试：首先，根据图8所示的实验设备图准备并连接所有实验设备。然后，通过逐渐增加压力来测试实验中使用的泵、转移容器、高压釜和管道的连通性、密封性和耐压性，以及压力传感器和精密天平的准确性，确保整个实验系统能够在高压下长时间稳定运行。此外，为了确保NMR仪器测试结果的准确性，每次岩心实验测试前需要开启NMR仪器三小时。

（3）NED：实验岩心通过真空处理和高压饱和进行饱和，饱和压力模拟地层压力。在高压饱和过程中，当岩心的孔隙压力从大气压增加到地层压力时，相当于岩心恢复到储层的原始压力状态。当岩心的孔隙压力从地层压力降低到大气压时，相当于模拟NEDOR。需要注意的是，与通过在线NMR监测的HPOR实验不同，本研究中的实验设备无法在储层压力下测试岩心的NMR曲线，只能在NED后获得岩心的NMR曲线。因此，本研究中的所有RR都是相对于NED后的油含量而言的。

（4）SMHP：SMHP包括水、N2和CO2，每轮的HPOR过程完全相同，分为三个阶段：注入、关井和生产。以第一轮WHP为例，其实验过程如下：
（a）注入：首先打开高压釜并将饱和岩心平放在底部。然后关闭高压釜并连接注水管线，注水的压力由ISCO泵控制。当高压釜内的压力达到预定压力时，稳定5分钟，然后断开注水管线。
（b）关井：保持高压釜的进出口阀门关闭，使注入介质有足够的接触和排油效果，关井时间通常为10小时。
（c）生产：在产油阶段，耗尽截止压力和产油速率由背压系统控制，在每轮HPOR结束时，测量岩心的NMR曲线和质量变化。对于多轮HPOR，重复上述步骤（a）至（c）。

（5）DMAHP：双介质交替HnP（DMAHP）：DMAHP指的是在不同HnP轮次中交替使用两种SMHP介质。对于DMAHP，每轮（注入-关井-生产）仍然属于SMHP范畴，因此其实验操作步骤与步骤（4）中的（a）–（c）完全相同。唯一的区别在于DMAHP中不同轮次的HPOR介质不同。实验过程中只需注意正确开启和关闭不同转移容器的阀门，以确保正确的介质注入。

4 结果与讨论
4.1 WHP和NHP
4.1.1 产油规律
WHP和NHP的实验岩心分别为T1和T2，每个岩心的注入参数见表1，五轮WHP和NHP的NMR曲线和RR变化见图9和图10。
从图9a和图10a可以看出，随着HnP轮次的增加，岩心NMR曲线的包络面积减小，表明WHP和NHP都能有效提高TSTORs的RR。此外，第一轮的NMR曲线包络面积减小最为明显，随后各轮逐渐减小，说明第一轮在TORs的WHP和NHP中占据重要位置。图9b和图10b显示，五轮WHP在TSTORs中的RR分别为32.97%、3.29%、2.03%、0.69%和0.34%，总和为39.32%；五轮NHP的RR分别为26.60%、8.23%、3.81%、3.20%和2.61%，总和为44.45%。可以看出，五轮NHP在TSTORs中的累计RR高于WHP。然而，第一轮WHP的RR高于NHP，表明吸水作用对TSTORs的开发具有重要意义。

4.1.2 孔隙利用特性
孔隙利用特性是阐明各种类型HnP介质的ORM和ORE的重要方式。基于大量先前的研究，将TST的NMR测试中对应于侧向松弛时间0.01–1 ms、1–10 ms和10–100 ms的孔隙间隔分为小孔隙（SP）、中孔隙（MP）和大孔隙（LP），相应的孔隙半径分别为0.00098 μm至0.03542 μm、0.03542 μm至0.20813 μm和0.20813 μm至1.22285 μm。RR和贡献率（CR）是最直接表征TSTORs中不同HnP介质孔隙利用特性的参数，也是石油工程中最常用的两个表征参数。RR代表从岩心中回收原油的程度，其计算公式是回收油体积与岩心初始饱和油体积的比值。CR指的是从不同类型孔隙（或不同生产阶段）中回收的石油相对于总回收石油体积的比例，其计算公式为从不同类型孔隙（或不同生产阶段）中回收的石油体积与总石油回收量的比值。如前所述，岩心的NMR信号强度与其含油体积呈正相关，因此可以通过岩心NMR信号的相对变化来表征岩心的RR（回收率）和CR（采收率）。其最大的优势在于能够在孔隙尺度上进行精细表征。基于此，不同类型孔隙和不同开发阶段的岩心的RR和CR的表达式如方程（1）所示，方程（1）中每个参数的含义见表2。

$$\begin{aligned} \text{RR}_{\text{t}} & = \frac{{V_{\text{i}} - V_{\text{f}} }}{{V_{\text{i}} }} \times 100\% = \frac{{N_{\text{i}} - N_{\text{e}} }}{{N_{\text{i}} }} \times 100\% \\ RR_{\text{r}+1} & = \frac{{V_{\text{r}} - V_{\text{r} + 1} }}{{V_{\text{i}} }} \times 100\% = \frac{{N_{\text{r}} - N_{\text{r} + 1} }}{{N_{\text{i}} }} \times 100\% \\ RR_{\text{p},{\text{r}+1}} & = \frac{{V_{\text{p},r} - V_{\text{p},r + 1} }}{{V_{\text{i}} }} \times 100\% = \frac{{N_{\text{p},r} - N_{\text{p},r + 1} }}{{N_{\text{i}} }} \times 100\% \\ CR_{\text{r}+1} & = \frac{{V_{r} - V_{r + 1} }}{{V_{\text{i}} - V_{\text{f}} }} \times 100\% = \frac{{N_{r} - N_{r + 1} }}{{N_{\text{i}} - N_{\text{f}} }} \times 100\% \\ CR_{\text{p},{\text{r}+1}} & = \frac{{V_{\text{p},r} - V_{\text{p},r + 1} }}{{V_{r} - V_{r + 1} }} \times 100\% = \frac{{N_{\text{p},r} - N_{\text{p},r + 1} }}{{N_{r} - N_{r + 1} }} \times 100\% \\ \end{aligned} $$ (1) 表2 方程（1）中不同参数的定义

从图9和图10可以看出，在TSTOR的WHP（水力压裂）和NHP（水力压裂）过程中，岩心的整体NMR信号随着HnP（水力压裂轮次）的增加而减弱，表明岩心的整体含油量逐渐减少。然而，在某些HnP阶段，一些孔隙间隔的含油量略有增加，即RR和CR为负值，这在方程（1）中有所体现。我们稍后将详细解释某些RR和CR为负值的原因。图11和图12显示了五轮WHP和NHP过程中不同类型孔隙的RR和CR的变化。

图11 五轮WHP过程中SP、MP和LP的CR和RR

图12 五轮NHP过程中SP、MP和LP的CR和RR

岩心T1中SP、MP和LP的体积比例分别为33.09%、56.13%和10.78%，图11显示五轮WHP后，SP、MP和LP的RR分别为34.83%、48.06%和7.62%，CR分别为29.31%、68.60%和2.09%，表明MP是TSTOR中WHP的主要孔隙利用区间。根据渗流力学理论，岩石的孔隙半径越小，渗流阻力越大，流体流动越困难。然而，图11显示，在TSTOR的五轮WHP过程中，SP和LP的RR和CR分别达到了34.83%和29.31%，这充分表明在微纳米孔隙的渗流过程中，依靠毛细力的吸油作用对提高WHP的采收率（ORE）起着重要作用。LP通常具有较好的渗流能力，但由于其较大的尺寸，在岩心T1中，LP对总石油回收的贡献较小，这主要归因于两个原因：首先，岩心T1中LP的体积比例相对较小，仅为10.78%；其次，这也与WHP的渗透率（ORM）有关。在WHP过程中，LP的渗流阻力较小，因此SP和MP中的石油会持续流向LP，这意味着LP是其他孔隙间隔石油的渗流传输站，由于不断补充，LP内的石油体积变化相对较小。

此外，第二轮LP、第四轮MP和LP以及第五轮SP的RR和CR为负值。这种现象的原因是不同HnP轮次中各种类型孔隙的RR和CR受到许多因素的影响：（1）注入水的渗透率（ORM）；（2）每种流体的饱和度场分布；（3）注入水对流体置换和重新分布的影响。第二轮LP含油量增加的原因是LP的渗透性最强，它们是流体渗流的主要通道。在回油阶段，SP和MP中的石油会持续补充到LP中，当补充到LP中的石油体积超过回收的石油体积时，LP中的含油量会增加。对于第五轮的SP，含油量的轻微增加可以从两个方面解释：（1）在水注入阶段，注入的水会将MP和LP中的一部分石油推入SP，导致SP的含油量增加。MP和LP是TSTOR的主要孔隙，也是主要的渗流孔隙。在每轮HnP结束时，由于渗流能力不足，一些石油会残留在MP和LP中。然而，在下一轮水注入时，水以极高的压力注入，此时MP和LP中的一部分石油会在注入水的强烈挤压下进入SP，导致SP的含油量增加。例如，第五轮注入的水会将第四轮残留在MP和LP中的石油推入SP，导致第五轮SP的含油量增加。（2）高水饱和度和强烈的毛细渗流阻力严重限制了SP中石油的回油。在第五轮中，岩心可动区域的水饱和度已经非常高，油相的渗流阻力显著增加。再加上高含水量的微纳米孔隙的极高渗流阻力，使得挤入SP的所有原油难以再次回油。对于TSTOR中的WHP，从第二轮到第五轮，RR和CR都非常低，多孔介质中的流体流动也表现出一定的随机性和不确定性，这受到多种因素的影响。

岩心T2中SP、MP和LP的体积比例分别为27.50%、53.98%和18.52%，图12显示随着HnP轮次的增加，SP、MP和LP的RR呈现出明显的下降趋势，表明NHP能够有效开采各种类型孔隙中的石油。五轮NHP后，SP、MP和LP的RR分别为28.75%、39.42%和82.45%，CR分别为17.78%、47.87%和34.35%，表明MP和LP是TSTOR中NHP的主要产油孔隙区间。与WHP类似，TSTOR中NHP的各种类型孔隙的RR和CR与其体积比例和NHP的渗透率密切相关。在岩心T2中，SP的体积比例相对较大但渗透性最差，MP的体积比例最大但渗透性适中，LP的体积比例最小但渗透性较高。最终，在绝对体积优势和适中渗流能力的共同作用下，MP对总石油生产的CR最大，其次是LP和SP。在NHP中，LP中的石油含量也得到SP和MP的补充，但这种补充效果远不如WHP中的效果明显。总之，WHP和NHP都能有效提高TSTOR中各种类型孔隙的RR，但WHP在SP和MP上的采收率更好，而NHP在MP和LP上的采收率更好。因此，预计使用NWAHP（氮水压裂）将进一步扩大注入介质的孔隙置换范围，提高最终RR，并显著减少每次SMHP（水力压裂）介质的注入量和注入难度。这是采用TOR（多介质交替水力压裂）中多介质组合交替HnP的重要理论和实验基础。

4.2 CHPCO2的捕获、利用和储存已成为TOR（多介质水力压裂）发展的重要方向。因此，已经对石油生产规律、孔隙利用特性以及CHP（二氧化碳水力压裂）的影响因素进行了更全面的研究。

4.2.1 石油回收规律和孔隙利用特性

使用岩心T3进行了五轮CHP实验。岩心的NMR曲线和每轮RR的变化如图13所示，各种类型孔隙的RR和CR的变化如图14所示。

图13 五轮CHP的NMR曲线和RR变化规律

图14 五轮CHP中SP、MP和LP的RR和CR变化

图13a显示，五轮CHP后，岩心NMR曲线的包络面积显著减小，表明CHP可以有效提高TSTOR的RR。然而，与WHP和NHP类似，随着HnP轮次的增加，岩心CHP的采收率（ORE）有所下降。图13b显示，五轮CHP的RR分别为26.89%、14.38%、8.23%、6.33%和5.41%，总RR为61.24%。CHP中RR和ORE迅速下降的主要原因是岩心的可动孔隙间隔逐渐远离岩心表面，石油的渗流阻力增大。此外，由于每轮CO2都是以恒定压力注入的，CHP的最小可动孔隙间隔并未随着HnP轮次的增加而增加，但与WHP和NHP相比，CHP的ORE仍然较好。图14a显示，第一轮LP的RR非常高，达到69.12%，但随着HnP轮次的增加，其RR迅速下降。MP的RR总体上保持相对均匀的下降趋势，五轮CHP后，SP、MP和LP的RR分别为34.93%、61.55%和100%。图14b显示，五轮CHP中SP、MP和LP的CR有所波动，但MP的CR始终最高，前两轮LP的CR也相对较高，五轮CHP中SP、MP和LP的CR分别为15.20%、56.00%和28.80%。与WHP和NHP类似，CHP中SP、MP和LP的CR与其渗流能力和孔隙体积比例密切相关，五轮CHP后SP和MP中仍有大量剩余石油。然而，如前所述，WHP可以有效提高SP和MP的RR，因此CWAHP（二氧化碳水力压裂）有潜力进一步提高TSTOR的ORE。

4.2.2 样本大小、IP（注入压力）和ST（注入时间）的影响

在TSTOR的CHP实验室物理模拟实验中，样本大小、IP和ST被认为是三个最重要的影响参数。因此，本研究分别研究了样本大小、IP和ST对TSTOR中CHP的影响规律。使用长度分别为6.428厘米和4.280厘米的岩石样本T4和T5来研究样本大小效应的影响规律。除了长度上的明显差异外，T4和T5的孔隙度、渗透率和孔隙结构特性相似。使用岩石样本T6、T7和T8来研究IP的影响规律，实验压力分别为20 MPa、30 MPa和40 MPa。岩石样本T6、T9和T10被用来研究ST的影响规律，实验时间分别为100分钟、300分钟和600分钟。其他实验参数见表1。不同样本大小的实验测试结果如图15所示。图15展示了TSTORs中不同样本大小的石油回收规律和扫描特性。

如图15a和b所示，在TSTORs的CHP过程中，不同大小的岩石样本的NMR曲线也显示出随着HnP轮次增加而显著下降的趋势，表明CHP能够有效利用不同大小岩石样本中的石油，并且所有类型的孔隙都得到了有效利用。图15c是对T4和T5岩芯在不同HnP轮次下的RR进行定量表征的结果。可以看出，T4岩芯在每轮和三轮后的RR都高于T5岩芯。一般来说，岩石样本的大小越小，CO2的扩散和利用程度越高。然而，较短的T5岩芯的RR低于较长的T4岩芯，这表明在本研究的实验条件下，TSTORs的CHP过程中样本大小没有显著影响。图15d显示了在本研究实验条件下CHP过程中CO2的注入和扫描特性。如上所述，TSTORs的孔隙结构非常均匀，大量的高压汞侵入测试结果显示TSTORs的孔隙结构的分选系数在0.976到1.174之间，平均值为1.048。因此，TSTORs的孔隙结构与多孔介质中等直径毛细管束的经典模型非常吻合。此外，在实验过程中，TSTORs的岩芯在相同的压力和温度范围内是完全开放的。因此，理论上，在CO2脉冲注入过程中，岩芯周围的扫描效率和充满效率相对相似。基于此，为了便于对TSTORs中的CHP进行建模，研究假设CHP影响区域内的充满效率K和扫描距离λ为理想的“平均值”，忽略了K和λ在平面或体积上的微小变化，TSTORs中的CHP RR在方程(2)中表示为：
$$ f = \frac{{\pi r^{2} L\phi - \pi \left( {r - \lambda } \right)^{2} \left( {L - 2\lambda } \right)\phi }}{{\pi r^{2} L\phi }} \times K = \left( {1 - \left( {1 - \frac{\lambda }{r}} \right)^{2} \left( {1 - \frac{2\lambda }{L}} \right)} \right) \times K $$ (2)
其中r、L和φ分别是岩芯的半径、长度和孔隙度，K是CHP扫描范围内的石油充满效率。在本研究中，对于半径相同但长度不同的圆柱形岩芯，r和λ都是固定值，当(1-λ/r)不等于零时，岩芯在CHP中的RR与岩石样本的长度呈负相关，即岩石样本的长度越长，RR越低。然而，图15中的实验结果表明，在TSTORs的CHP过程中，每轮或多轮的RR没有显著的样本大小效应，这表明(1?λ/r)几乎等于零。T4和T5岩芯的半径为1.25厘米，这意味着在本研究的实验条件下，每轮的CO2扫描距离λ接近1.25厘米。传统的测量TSTORs中紧密岩芯CO2扫描距离的方法包括NMR成像、CT成像和微流控实验，这些方法既困难又昂贵。在本研究中，通过研究RR的样本大小效应初步获得了CO2扫描距离，这种方法简单且成本低廉。本研究还为确定TORs中HnP石油回收的扫描距离提供了新的方法，具有重要意义。未来，通过扩大样本直径可以获得更准确的CO2扫描距离。同样的思路也适用于TORs中的传统HnP石油回收实验方法，可以通过连续改变岩石样本的长度来通过RR的样本大小效应规律获得CO2扫描距离。这一结论还表明，在TSTORs的CHP过程中，基质块的大小并不是越小越好，而是存在一个最佳区间。当盲目增加压裂规模和压裂密度时，CHP的ORE可能不会显著增加，但会导致非常高的压裂施工成本。

不同IP的石油回收规律如图16所示。图16a表明IP对CHP有显著影响，在相同的IP下，随着HnP轮次的增加，岩芯的RR降低；在不同IP下，IP越高，岩芯的RR越高。当IP从20 MPa增加到30 MPa时，每轮的岩芯RR相应增加，三轮的总RR从25.67%增加到37.63%，增加了46.59%。然而，当IP从30 MPa增加到40 MPa时，每轮的岩芯RR显著增加，三轮的总RR从37.63%增加到67.78%，增加了80.12%。40 MPa是TSTORs的岩石压裂压力，当IP达到40 MPa时，RR急剧上升，这是因为一方面更高的压力有利于CO2的能量增加、溶解和扩散；另一方面，40 MPa的IP改变了TSTORs的孔隙结构。这一点也通过图16b中岩石样本T8的NMR曲线变化得到了强烈说明。从图16b可以看出，T8岩芯在初始状态的NMR曲线是一个单一峰，表明其孔隙分布是均匀的。然而，在第一轮CHP之后，虽然T2岩芯NMR光谱曲线的包络面积显示出明显的下降趋势，但出现了一个新的大孔隙区间。这充分表明当IP达到40 MPa时，TSTORs的孔隙结构发生了变化，新的微裂缝确实形成了。因此，在石油回流阶段，由于微裂缝的渗透能力更强，孔隙中的石油流入微裂缝，实现了有效的渗透。在第一轮结束时，由于缺乏渗透能力，部分进入微裂缝的石油形成了少量残余石油，NMR技术可以准确识别这部分石油，这反映在NMR曲线中新的大孔隙区间的增加上。在第二轮中，注入的CO2优先进入微裂缝以回收石油，但由于第一轮已经从微裂缝周围的孔隙中回收了大量石油，因此它们难以继续向微裂缝中补充大量石油。因此，第二轮中的CO2将回收大部分微裂缝中的残余石油，NMR曲线显示新添加的微裂缝在第二轮结束时“消失”。在第三轮中，注入的CO2将进一步从MP和LP中回收石油，但由于石油回收量相对较低，新生成的微裂缝中几乎不会保留任何石油，因此NMR技术继续无法显示新添加的微裂缝。

图16显示了不同IP和超过压裂压力注入时的石油回收特性。图16a表明IP对CHP有显著影响，在相同的IP下，随着HnP轮次的增加，岩芯的RR降低；在不同IP下，IP越高，岩芯的RR越高。当IP从20 MPa增加到30 MPa时，每轮的岩芯RR相应增加，三轮的总RR从25.67%增加到37.63%，增加了46.59%。然而，当IP从30 MPa增加到40 MPa时，每轮的岩芯RR显著增加，三轮的总RR从37.63%增加到67.78%，增加了80.12%。40 MPa是TSTORs的岩石压裂压力，当IP达到40 MPa时，RR急剧上升，这是因为一方面更高的压力有利于CO2的能量增加、溶解和扩散；另一方面，40 MPa的IP改变了TSTORs的孔隙结构。这一点也通过图16b中岩石样本T8的NMR曲线变化得到了强烈说明。从图16b可以看出，T8岩芯在初始状态的NMR曲线是一个单一峰，表明其孔隙分布是均匀的。然而，在第一轮CHP之后，虽然T2岩芯NMR光谱曲线的包络面积显示出明显的下降趋势，但出现了一个新的大孔隙区间。这完全表明当IP达到40 MPa时，TSTORs的孔隙结构发生了变化，新的微裂缝确实形成了。因此，在石油回流阶段，由于微裂缝的渗透能力更强，孔隙中的石油流入微裂缝，实现了有效的渗透。在第一轮结束时，由于缺乏渗透能力，部分进入微裂缝的石油形成了少量残余石油，NMR技术可以准确识别这部分石油，这反映在NMR曲线中新的大孔隙区间的增加上。在第二轮中，注入的CO2优先进入微裂缝以回收石油，但由于第一轮已经从微裂缝周围的孔隙中回收了大量石油，它们难以继续向微裂缝中补充大量石油。因此，第二轮中的CO2将回收大部分微裂缝中的残余石油，NMR曲线显示新添加的微裂缝在第二轮结束时“消失”。在第三轮中，注入的CO2将进一步从MP和LP中回收石油，但由于石油回收量相对较低，新生成的微裂缝中几乎不会保留任何石油，因此NMR技术继续无法显示新添加的微裂缝。

图16显示了CO2注入TORs后的溶解、扩散和压力传播需要时间，特别是在油田规模上，注入的CO2量非常大，当ST较短时，CO2的溶解、提取和扩散效果不足，对储层的能量改善效果也不足，导致CO2的利用效率低下。然而，ST也不应过长。首先，当IP和体积固定时，过长的ST不会改变储层的渗透能力和压力水平。其次，过长的ST会增加CO2泄漏的风险，特别是对于边界不规则或具有高渗透性通道的储层。第三，过长的ST会影响油田的石油产量和生产效率，特别是在多轮HnP中。因此，合理的ST对于提高CHP的ORE和生产效率非常重要。图17显示了TSTORs在不同ST下的石油回收规律。从图17可以看出，ST越长，RR越高；但当ST从100分钟增加到300分钟时，RR的增加明显；而当ST从300分钟增加到600分钟时，RR的增加相对较小。因此，TSTORs在CHP中的最佳ST为300分钟。

4.3 NWAHP和CWAHP
如上所述，WHP、NHP和CHP具有不同的孔隙利用特性，因此预计DMAHP的使用将是提高TORs中HNP的ORE的关键技术。因此，在本研究中，研究了TSTORs中NWAHP和CWAHP的ORE。

4.3.1 石油回收规律和孔隙利用特性
NWAHP和CWAHP的实验岩芯分别为T11和T12，它们的NMR曲线和RR变化分别显示在图18和图19中。从图18a和图19a可以看出，在六轮NWAHP和CWAHP中，岩芯NMR曲线的包络面积和各种类型孔隙的NMR信号显示出显著的下降趋势，表明NWAHP和CWAHP可以有效提高TORs的RR，但在不同HnP轮次下，岩芯的孔隙利用特性不同。图18b和图19b显示，六轮NWAHP和CWAHP的RR随着HnP轮次的增加而显著下降，NWAHP的RR分别为28.92%、13.30%、6.33%、0.47%和0.11%，总和为51.98%；CWAHP的RR分别为35.87%、13.35%、8.39%、1.49%和0.57%，总和为62.75%。

图18显示了六轮NWAHP石油回收过程中的NMR曲线和RR变化。

图19显示了六轮CWAHP过程中的NMR曲线和RR变化规律。

图20和图21显示了六轮NWAHP和CWAHP中不同类型孔隙的CRs和RR变化。

在T11岩芯中，SP、MP和LP的体积比例分别为27.46%、57.90%和14.65%。从图20可以看出，在六轮NWAHP中，前三轮是主要的石油回收期，累积RR和CR分别为48.55%和93.39%。在第一轮和第二轮中，MP的贡献较大；而在第三轮中，SP和LP的贡献较大。六轮NWAHP结束后，SP、MP和LP的CR分别为21.96%、60.39%和17.65%，它们的RR分别为41.58%、54.22%和62.63%，总RR为51.98%。在T12岩芯中，SP、MP和LP的体积比例分别为26.38%、54.00%和19.62%；从图21可以看出，在六轮CWAHP中，SP、MP和LP的CR和RR动态变化，最终的CR分别为21.54%、58.32%和20.13%，RR分别为51.24%、67.77%和64.40%。可以看出，在CWAHP中，MP仍然是TSTORs的主要石油供应孔隙，SP和LP的CR基本相同。此外，与NWAHP类似，前三轮也是CWAHP的主要石油回收期，累积CR为91.8%。DMAHP中各种类型孔隙的CRs和RR受到注入介质的体积比例和ORM的全面影响。在NWAHP和CWAHP中，不同HnP轮次下SP和LP的负RR（相对渗透率）和CR（相对流量）基本上与之前的WHP相同，即注入介质会将上一轮MP和LP中的油挤压到SP中，使得这些油难以回流。此外，LP始终是MP和SP形成有效渗流的重要通道，内部的原油也会在一定程度上得到两者的补充。

4.3.2 DMAHP扩展扫效率的ORE（总回收率）和机制比较
经过五轮WHP、NHP和NWAHP后，SP、MP和LP的CR和RR如图22所示。从图22可以看出，TSTORs中的WHP主要回收SP和MP中的油，而NHP主要回收MP和LP中的油。然而，当进行NWAHP时，LP的CR和RR相比WHP有所增加，SP和MP的CR和RR相比NHP也有所增加。因此，NWAHP避免了SMHP的缺点，并继承了其优点，有效提高了TORs中各种类型孔隙的RR。五轮WHP、CHHP和CWAHP的RR比较如图23所示。从图23可以看出，五轮CWAHP的RR明显高于WHP，但接近CHHP，这对当前的CCUS-EOR（碳捕获与封存-增强采收）在TORs中的应用具有重要的实际意义。以RR为基准，当油田需要实现更多的CO2储存时，建议使用CHHP；而当油田需要提高CO2的利用率并降低建设成本时，建议使用CWAHP。在实际的油田应用中，选择含有CO2的不同HPOR（高压注入）模式时，还需要考虑CO2的腐蚀性、运输成本等因素。然而，仅从RR的角度来看，CWAHP的ORE优于NWAHP。

图22 五轮WHP、NHP和NWAHP中SP、MP和LP的CR和RR
图23 五轮WHP、CHHP和CWAHP的RR比较

在六轮NWAHP中，NHP的第一、三、五轮SP的RR分别为20.44%、19.31%和14.3%，显示出随着HnP轮次的增加而下降的趋势，但与纯NHP相比，下降幅度相对较小，NWAHP也具有相同的特征。这主要是因为在最后一轮WHP之后，留在岩心中的水有效地扩展了下一轮NHP的微观扫效率，从而提高了NHP提高SP RR的效果，并缓解了随着HnP轮次增加SP RR下降的趋势，如图24所示。在CWAHP中也发现了类似的现象，这充分证明了DMAHP在微观层面上具有良好的协同驱油机制。

图24 NWAHP扩展扫效率的微观机制

4.3.3 交替顺序的影响
WHP、NHP和CHHP的ORE和孔隙利用机制不同，因此研究注入顺序对DMAHP的影响是非常必要的。在本研究中，使用T13和T14岩心研究了水-N2交替HnP（WNAHP）和水-CO2交替HnP（WCAHP）的RR变化规律，实验结果如图25所示。

图25 WNAHP和WCAHP的RR

从图25a可以看出，六轮WNAHP的总RR为46.55%，表明WNAHP也能有效提高TORs的RR。与NWAHP相比，WNAHP的RR相对较低，但差异并不显著。主要原因包括以下几点：(1) WHP的能量增强效果优于NHP。在WHP中，注入水与油之间的压缩性较差，两者之间没有混溶行为，因此高压关井阶段的压力系统下降不明显，这意味着回流阶段的油流压力相对较高。而在NHP的ST（水驱）中，部分注入的N2会溶解在油中，从而降低整个系统的压力水平，即回流阶段的油流压力相对较低。(2) 在致密岩心的HPOR中，吸水作用非常重要。除了良好的能量增强效果外，高压吸水也是TORs中HPOR的重要机制，特别是在油藏早期，吸水的ORE非常显著。(3) 保留水扩展N2扫效率的时间不同。对于WNAHP，第一轮保留的水在第二轮开始发挥作用，扩展NHP的微观扫效率。然而对于NWAHP，虽然第一轮NHP的ORE相对较高，但第二轮WHP的ORE显著下降，且第二轮保留水对N2扫效率的扩展作用仅在第三轮NHP时才显现，此时可回收的油量已经非常少。(4) 油的渗流特性不同。对于WNAHP，虽然第一轮保留水有助于扩展第二轮的扫效率，但保留水也会导致复杂的油-水饱和度场分布，增加单相流体的渗流阻力，降低N2与油的接触效率，最终影响最终RR，这个问题在后续轮次中也存在。而在NWAHP中，第二轮结束时保留水会导致复杂的油-水饱和度场分布，影响第三轮NHP的ORE等。在上述因素的综合影响下，NWAHP的RR不会受到注入顺序的显著影响。然而，在实际油田应用中，仍需从适应性、可注入性和经济性等方面对NWAHP和WNAHP进行进一步评估。

从图25b可以看出，四轮WCAHP的总RR为65.14%，表明WCAHP也能有效提高TORs的RR。可以推断，当进行六轮WCAHP时，WCAHP的总RR略高于CWAHP，但差异不大。原因与NWAHP和WNAHP之间RR差异较小的原因相同；在前三轮中，如果需要实现更多的CO2储存，建议采用CWAHP；如果需要降低注入成本，则建议采用WNAHP。此外，WNAHP和WCAHP对微孔也有良好的协同驱油效果，有效提高了TORs的最终RR。

5 结论
(1) TSTORs中五轮WHP的RR为39.32%，SP、MP和LP的CR和RR分别为29.31%和34.83%、68.60%和48.06%、2.09%和7.62%。五轮NHP的RR为44.45%，SP、MP和LP的CR和RR分别为17.78%和28.75%、47.87%和39.42%、34.35%和82.45%。不同HnP介质下各种类型孔隙的CR和RR与其孔隙体积比例和介质的ORM（渗透率优化机制）有关。
(2) TSTORs中五轮CHHP的RR为61.24%，SP、MP和LP的CR和RR分别为15.20%和34.93%、56.00%和61.55%、28.80%和100%。CHHP在TSTORs中的RR没有明显的样本量效应，扫距离超过每轮1.25厘米时效果更佳。IP（注入压力）越高，ST（注入时间）越长，RR越高，最佳IP和ST应超过破裂压力和300分钟。
(3) NWAHP的ORE优于WHP、NHP和WCAHP，六轮的RR为51.98%，SP、MP和LP的CR和RR分别为21.96%和41.58%、60.39%和54.22%、17.65%和62.63%。CWAHP的ORE优于WHP和CHHP，接近CHHP，六轮的RR为62.75%，SP、MP和LP的CR和RR分别为21.54%和51.24%、58.32%和67.77%、20.13%和64.40%。
(4) DMAHP避免了SMHP的缺点，并继承了其优点，显著提高了各种类型孔隙的RR。油田可以根据生产需求（如碳储存、经济性等）灵活选择HnP介质和方法。