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致密儲層不同二氧化碳注入方式下的瀝青質(zhì)沉積特征及其對滲透率的影響

文檔作者：楊明洋1，2，黃世軍1，2，趙鳳蘭1，2，孫浩月1，2，陳新陽1，2 （文檔來源： 1. 中國石油大學（北京）石油工程學院 2. 油氣資源與工程全國重點實驗室（中國石油大學（北京）		更新日期： 2026年05月11日	點擊數(shù)：
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第41 卷第1 期
2024 年3 月25 日
油田化學
Oilfield Chemistry
Vol.41 No.1
25 Mar，2024
http：//ythx.scu.edu.cn
文章編號：1000-4092（2024）01-085-08
致密儲層不同二氧化碳注入方式下的瀝青質(zhì)沉積特
征及其對滲透率的影響*
楊明洋1，2，黃世軍1，2，趙鳳蘭1，2，孫浩月1，2，陳新陽1，2
（1. 中國石油大學（北京）石油工程學院，北京102249；2. 油氣資源與工程全國重點實驗室（中國石油大學（北京）），北京102249）
摘要：注CO2引起的原油瀝青質(zhì)沉積對致密儲層造成的傷害嚴重影響其開發(fā)效果。為明確不同CO2注入方式下
的瀝青質(zhì)沉積特征及其對儲層滲透率的影響，對致密巖心分別進行了CO2驅(qū)替和吞吐兩種注入方式的實驗，通
過核磁共振和掃描電鏡等，分析了兩種注入方式下的瀝青質(zhì)沉積特征、原油采出程度以及對致密巖心滲透率的
影響。結果表明，兩種CO2注入方式下的致密巖心均會產(chǎn)生瀝青質(zhì)沉積，且主要以膜狀吸附的方式沉積在孔隙
表面。受CO2與原油相互作用時間的影響，吞吐方式下的瀝青質(zhì)沉積量大于驅(qū)替方式，且吞吐方式下的沉積孔
徑范圍高于驅(qū)替方式。瀝青質(zhì)沉積對致密巖心滲透率的傷害程度與原油的產(chǎn)出方向有關。驅(qū)替方式下瀝青質(zhì)
沉積對巖心正向（CO2注入方向）滲透率的傷害程度較大，而吞吐方式下瀝青質(zhì)沉積對巖心逆向滲透率的傷害程
度較大。在圍壓為10、5 MPa時，CO2驅(qū)替和吞吐方式下的瀝青質(zhì)沉積對巖心正向滲透率的傷害程度（正向滲透
率平均降幅）分別為7.05%和1.67%，對巖心逆向滲透率的傷害程度（逆向滲透率平均降幅）分別為0.41%和
2.66%。受注采模式和流動機制的影響，CO2吞吐方式下的采出程度低于驅(qū)替方式。研究結果對于致密儲層CO2
驅(qū)瀝青質(zhì)沉積不同方向上儲層傷害程度的認識及注入方式的優(yōu)選具有一定的指導意義。
關鍵詞：致密儲層；CO2驅(qū)替；CO2吞吐；瀝青質(zhì)沉積；滲透率
文獻標識碼：A DOI：10.19346/j.cnki.1000-4092.2024.01.012
中圖分類號：TE341 開放科學（資源服務）標識碼（OSID）：
* 收稿日期：2023-04-05；修回日期：2023-07-18；錄用日期：2023-08-01。
基金項目：國家自然科學基金面上項目“頁巖油注CO2過程中重有機質(zhì)沉積機理表征及預測”（項目編號52174039），中國石油天然氣集
團有限公司-中國石油大學（北京）戰(zhàn)略合作科技專項“鄂爾多斯盆地致密油-頁巖油油藏工程方法及關鍵技術研究”（項目編
號ZLZX2020-02-04）。
作者簡介：楊明洋（1995—），男，中國石油大學（北京）石油與天然氣工程專業(yè)在讀博士研究生（2021—），研究方向為油氣田開發(fā)工程，
E-mail：15556138068@163.com。黃世軍（1974—），男，教授，本文通訊聯(lián)系人，研究方向為油氣滲流理論與應用、油氣田開發(fā)
理論與系統(tǒng)工程，通訊地址：102249 北京市昌平區(qū)府學路18 號中國石油大學（北京）石油工程學院，E-mail：fengyun7407@
163.com。
0 前言
隨著常規(guī)儲層產(chǎn)能的逐漸降低，對致密等非常
規(guī)儲層的勘探開發(fā)逐漸成為能源領域關注的熱點［1-2］。
致密等非常規(guī)儲層存在孔隙連通性差、采出程度較
低等問題，常規(guī)注水開發(fā)往往“注不進，采不出”，因
此氣驅(qū)是提高致密儲層采出程度的一種重要方式［3］。
相比氮氣、伴生氣等氣體，CO2具有與原油混相壓力
低、溶解能力強、降黏效果顯著等優(yōu)點。同時，CO2
的注入還可以減少碳排放，實現(xiàn)CO2的資源化利用
和封存［4-5］。然而，注入儲層的CO2會打破原油組分
間的平衡關系，導致原油中的瀝青質(zhì)發(fā)生絮凝和沉
積，從而阻塞巖石孔喉，對儲層造成傷害進而影響
驅(qū)油效率［6-8］。盡管部分研究結果表明致密儲層原
油中瀝青質(zhì)含量低，瀝青質(zhì)沉積量較少，但致密儲
層的孔隙尺寸多為微米甚至納米級別，極少量的沉
油田化學2024 年
http：//ythx.scu.edu.cn
積會對儲層中的孔隙連通性造成嚴重影響。此外，
瀝青質(zhì)沉積過程中出現(xiàn)的“雪球”積聚現(xiàn)象也不容
忽視［9-12］。
研究發(fā)現(xiàn)，壓力、溫度和原油組分是影響瀝青
質(zhì)在CO2驅(qū)油過程中沉積的關鍵因素［13-14］。當原油
組分一定時，隨著壓力的上升，瀝青質(zhì)的沉積量逐
漸上升最后趨于平緩［15-16］。特別當壓力接近混相壓
力時，瀝青質(zhì)的沉積現(xiàn)象加劇［17-18］。溫度升高會降
低原油的黏度，促進CO2在原油中的溶解，使得瀝青
質(zhì)的沉積量增加［19］。然而，對不同CO2注入方式下
的致密油藏中瀝青質(zhì)沉積特征及其對儲層滲透率
的影響認識較少。本文對致密巖心分別進行了CO2
驅(qū)替和吞吐兩種注入方式的實驗，輔以掃描電鏡和
低場核磁共振掃描技術，探究了驅(qū)替和吞吐方式下
的瀝青質(zhì)沉積特征和采出程度差異，評價了驅(qū)替和
吞吐過程中瀝青質(zhì)沉積對致密巖心正向和逆向滲
透率的影響，以期為CO2氣驅(qū)開采致密儲層提供理
論指導。
1 實驗部分
1.1 材料與儀器
巖心均取自天然露頭巖樣的同一位置，巖心的
物性參數(shù)基本相似，具體的基礎物性參數(shù)如表1 所
示；油樣為長慶油田長7 段地面脫氣原油，25 ℃下
的黏度為5.15 mPa·s、密度為0.847 g/cm3，含56.31%
飽和分、11.28%芳香分、1.52%膠質(zhì)和0.3%瀝青質(zhì)；
氣體為純度99.9%的N2和純度99.9%的CO2，北京華
通精科氣體化工有限公司。為避免實驗過程中注
入的CO2與水生成的弱酸對巖石礦物產(chǎn)生溶蝕作
用，在驅(qū)替和吞吐前巖心未飽和地層水。
100DX型ISCO 雙缸泵（最小流速1.0×105 mL/
min），美國Teledyne ISCO 公司；中間容器（500 mL，
耐壓50 MPa）、巖心夾持器、圍壓泵、回壓泵、恒溫
箱，江蘇拓創(chuàng)科研儀器有限公司；MesoMR12-150H
型核磁共振系統(tǒng)，核磁強度0.22 T，共振頻率12
MHz，上海紐邁電子科技有限公司；SU8010 型冷場
發(fā)射掃描電鏡，具有高分辨率形貌分析和能譜點、
線、面分析功能，加速電壓0.1～30.0 kV，放大倍率
20～800 k，日本日立公司。實驗裝置及流程如圖
1 所示。
1.2 實驗方法
1.2.1 CO2驅(qū)替實驗
（1）將清洗后的柱塞狀巖心樣品放入100 ℃的
恒溫箱內(nèi)干燥96 h，充分將殘留在巖心中的水分去
除。標記CO2注入方向為正向，然后將巖心放置在
夾持器中，加圍壓至5 MPa，用氮氣測量巖心的正向
滲透率和逆向滲透率，改變圍壓至10 MPa，重復測
試正向滲透率和逆向滲透率。（2）對巖心進行抽真
空、飽和原油，在特定的儲層溫度和壓力（75 ℃，10
MPa）下將巖心老化48 h，對老化后的巖心進行核磁
掃描。（3）以0.2 mL/min 的速度進行原油驅(qū)替，期間
調(diào)節(jié)回壓至10 MPa，并保持圍壓高于上游壓力3～
5 MPa。（4）以0.1 mL/min的速度進行CO2驅(qū)替，直至
出口端不產(chǎn)油時停止驅(qū)替，并進行核磁掃描。（5）使
用石油醚清洗巖心，重復實驗步驟（1）和（2）。
1.2.2 CO2吞吐實驗
（1）重復CO2驅(qū)替實驗中的步驟（1）、（2）。（2）以
0.2 mL/min 的速度注入CO2，期間始終保持圍壓高
于上游壓力3～5 MPa，待系統(tǒng)壓力穩(wěn)定在10 MPa
后，關閉夾持器的入口和出口閥門，燜井4 h 后打開
入口閥門，緩慢地降低入口回壓進行生產(chǎn)。（3）重復
步驟（2）進行下一輪吞吐，直至巖心不產(chǎn)油時停止
實驗。（4）用石油醚清洗巖心，重復驅(qū)替實驗中的步
驟（1）、（2）。
待驅(qū)替和吞吐實驗結束后，分別對巖心樣品進
行烘干、破碎，選取靠近巖心入口端1 cm3大小的巖
表1 巖心基礎物性參數(shù)
Table 1 Physical properties of core samples
序號
1
2
CO2注入
方式
驅(qū)替
吞吐
長度/cm
7.93
8.07
直徑/cm
2.51
2.50
氣測滲透率/
（10-3 μm2）
0.23
0.27
孔隙度/%
15.43
15.82
圖1 實驗裝置示意圖
Fig.1 Schematic diagram of experimental apparatus
六通閥巖心夾持器
圍壓泵
回壓閥
回壓泵
計量裝置
恒溫箱
核磁共振
分析系統(tǒng)
中間容器
原油
CO2
ISCO泵 六通閥
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第41 卷第1 期
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塊制備后續(xù)表征的樣品，進行掃描電鏡測試以及能
譜分析。
1.2.3 低場核磁共振
多孔介質(zhì)內(nèi)流體核磁共振的橫向弛豫時間（T2）
主要由表面弛豫時間（T2，surface）、體弛豫時間（T2，bulk）和
擴散弛豫時間（T2，diffusion）3個部分組成［20-21］：
T2 = 1
T2,surface
+ 1
T2,bulk
+ 1
T2,diffusion
（1）
對于多孔介質(zhì)內(nèi)的流體，當磁場均勻且回波時間足
夠長，式（1）中的
1
T2,bulk
和
1
T2,diffusion
通常忽略不計，
T2主要由T2，surface組成，可表示為：
T2 = T2,surface = V
ρtS （2）
式中，ρt —表面弛豫率，m/ms；S—表面積，μm2；V—
孔隙體積，μm3。對于儲層巖心多孔介質(zhì)，S和V滿足：
S
V
=
Fs
r
（3）
式中，F(xiàn)s—形狀因子；r—孔隙半徑，μm。因此T2可
以表示為：
T2 = T2,surface = r
ρtFs
（4）
由式（4）可知T2與r 呈正比關系，即T2可以反映
r 的大小，且信號強度可以反映對應不同孔徑內(nèi)原
油的量。因此，可以根據(jù)不同階段T2譜的分布來計
算巖心中的原油賦存量和采出程度：
Qt = ∫t0
tsAtdt （5）
Er =
Q2 -Q1
Q0
× 100% （6）
式中，Qt—t 時刻的原油賦存量；t0—t 時刻T2譜曲線
對應的起始橫向弛豫時間，ms；ts—t 時刻T2譜曲線
對應的終止橫向弛豫時間，ms；At—T2譜曲線對應的
信號強度；Er—t1時刻到t2時刻的原油采出程度，%；
Q0、Q1和Q2分別為初始飽和時刻、t1時刻和t2時刻對
應的原油賦存量。
2 結果與討論
2.1 瀝青質(zhì)沉積特征分析
瀝青質(zhì)沉積特征主要包括沉積位置、沉積形態(tài)
和沉積量。CO2驅(qū)替和CO2吞吐方式下破碎巖塊表
面的電鏡掃描結果如圖2 所示。結合能譜EDS 點
掃，圖2 標記處元素的相對含量如表1 所示。從表1
可以看出，CO2驅(qū)替和CO2吞吐方式下巖心孔隙內(nèi)
都發(fā)生了瀝青質(zhì)沉積現(xiàn)象，且瀝青質(zhì)以膜狀吸附的
方式沉積在巖石顆粒表面。CO2吞吐方式下C元素
的相對原子分數(shù)為40.15%，大于CO2 驅(qū)替方式
（29.85%），可見在部分區(qū)域吞吐方式下的瀝青質(zhì)沉
積量大于驅(qū)替方式。
由圖3 可見，在巖心孔隙中沉積的瀝青質(zhì)會占
據(jù)部分孔隙體積，因此當再次飽和原油時會使沉積
位置對應的信號幅度略微降低。CO2驅(qū)替和吞吐方
式下的瀝青質(zhì)沉積主要發(fā)生在T2曲線峰值處對應
的小孔隙（弛豫時間為1.0～4.0 ms）和大孔隙（弛豫
時間為50.0～110.0 ms）中，同時在大孔隙中CO2吞
吐產(chǎn)生的瀝青質(zhì)沉積量高于CO2驅(qū)替。由式（5）可
得，在1.0～200.0 ms 弛豫時間范圍內(nèi)，驅(qū)替和吞吐
巖心兩次飽和狀態(tài)下T2譜信號幅度的積分變化量
分別為557.69 和669.36，可見吞吐方式下的瀝青質(zhì)
沉積量要高于驅(qū)替方式。這主要是由于驅(qū)替方式
圖2 CO2驅(qū)替（a）和CO2吞吐（b）后的掃描電鏡圖片
Fig.2 SEM results after CO2 flooding（a）and CO2 huff and
puff（b）
（a） （b）
表1 不同注入方式下電鏡圖片（圖2）標記處的相對元素含量
Table 1 Relative element content of the marks in SEM
results（Fig.2）under different injection method
CO2注入方式
驅(qū)替
（標記A處）
吞吐
（標記B處）
元素
C
O
Al
Si
C
O
Mg
Al
Si
Ca
相對質(zhì)量分數(shù)/%
21.33
50.49
9.42
18.77
27.99
38.77
3.76
3.42
11.13
14.93
相對原子分數(shù)/%
29.85
53.05
5.87
11.23
40.15
41.75
2.67
2.19
6.83
6.42
10 μm 100 μm
A
B
楊明洋，黃世軍，趙鳳蘭等：致密儲層不同二氧化碳注入方式下的瀝青質(zhì)沉積特征及其對滲透率的影響87
油田化學2024 年
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下原油對瀝青質(zhì)的夾帶作用要高于吞吐方式，且吞
吐方式下CO2 與原油作用時間長。在0.1～1.0 ms
弛豫時間范圍內(nèi)出現(xiàn)信號幅度增大的現(xiàn)象，這是由
于在驅(qū)替或吞吐過程中壓差的作用會使少量原油
進入到之前未飽和的小孔隙中。
2.2 瀝青質(zhì)沉積對巖心滲透率的影響
不同于CO2驅(qū)替，CO2吞吐方式下原油的產(chǎn)出
是逆流的過程。因此，對比分析了不同CO2注入方
式下瀝青質(zhì)沉積對正向滲透率和逆向滲透率的影
響（CO2的注入方向為正向）。不同圍壓條件下CO2
驅(qū)替前后瀝青質(zhì)沉積對巖心滲透率的影響見圖4。
可以看出，驅(qū)替前后瀝青質(zhì)沉積使巖心的正向滲透
率明顯降低。在10 MPa 和5 MPa圍壓條件下，正向
滲透率的降幅分別為7.53%和6.57%，平均降幅為
7.05%。CO2驅(qū)替前后的逆向滲透率呈穩(wěn)定波動變
化。在10 MPa和5 MPa圍壓條件下，逆向滲透率的
降幅分別為0.23%和0.58%，平均降幅為0.41%。由
此可見，在CO2驅(qū)替方式下，瀝青質(zhì)沉積對致密巖心
正向滲透率的傷害較高。
CO2吞吐前后巖心滲透率的變化如圖5 所示。
可以看出，吞吐前后巖心的正向滲透率和逆向滲透
率均有所下降，并且逆向滲透率的降幅略高于正向
滲透率。在10 MPa和5 MPa圍壓條件下，逆向滲透
率的降幅分別為2.74%和2.57%，平均降幅為
2.66%；正向滲透率的降幅分別為2.08%和1.26%，
平均降幅為1.67%。因此，在CO2吞吐方式下，瀝青
質(zhì)沉積對巖心逆向滲透率的傷害高于正向滲透率。
對比CO2 驅(qū)替和CO2 吞吐對儲層滲透率的傷
害，盡管CO2吞吐方式下產(chǎn)生的瀝青質(zhì)沉積量高于
CO2驅(qū)替，但是CO2驅(qū)替產(chǎn)生的瀝青質(zhì)沉積對巖心
滲透率的傷害高于CO2吞吐。這是由于瀝青質(zhì)沉積
主要發(fā)生在大孔隙中，在衰竭過程中CO2吞吐下的
能量衰減較快，瀝青質(zhì)不能被原油夾帶運移到孔隙
喉道處，造成大部分沉積在大孔道壁面上。在CO2
驅(qū)替過程中，沉積的瀝青質(zhì)被原油持續(xù)、反復攜帶，
被夾帶的瀝青質(zhì)會堆積在喉道降低巖心的滲透
率。另外，瀝青質(zhì)沉積對巖心滲透率的傷害與原油
的產(chǎn)出方向有關。CO2驅(qū)替主要影響巖心的正向滲
圖3 CO2驅(qū)替（a）和CO2吞吐（b）前后飽和原油的T2譜分布
Fig.3 T2 spectrum distribution of saturated crude oil before
and after CO2 flooding（a）and CO2 huff and huff（b）
（a）
（b）
（b）5 MPa圍壓
圖4 不同圍壓條件下CO2驅(qū)替前后巖心滲透率的變化
Fig.4 Changes of the permeability before and after CO2
flooding under different confining pressure
（a）10 MPa圍壓
CO2驅(qū)替
CO2吞吐
小孔隙
飽和
第2 次飽和
T2=12.60 ms
大孔隙
弛豫時間/ms
10-2 10-1 100 101 102 103 104
600
500
400
300
200
100
0
信號幅度
600
500
400
300
200
100
0
信號幅度
10-2 10-1 100 101 102 103 104
弛豫時間/ms
第2 次飽和
飽和
小孔隙大孔隙
T2=12.60 ms
0.24
0.22
0.20
0.18
滲透率/（10-3 μm2）
0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
壓差/MPa
壓差/MPa
0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
滲透率/（10-3 μm2）
0.24
0.22
0.20
0.18
驅(qū)替前-正向
驅(qū)替后-正向
驅(qū)替前-逆向
驅(qū)替后-逆向
驅(qū)替前-正向
驅(qū)替后-正向
驅(qū)替前-逆向
驅(qū)替后-逆向
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第41 卷第1 期
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透率，而CO2吞吐主要影響巖心的逆向滲透率。
2.3 吞吐和驅(qū)替方式采出程度對比
CO2驅(qū)替和CO2吞吐過程的T2譜分布如圖6 所
示。巖心主要存在大孔（T2>12.6 ms）和小孔（T2<
12.6 ms）兩種孔隙類型。CO2驅(qū)替和CO2吞吐主要
動用大孔隙中的原油，而小孔隙中的原油在擴散傳
質(zhì)的作用下被少量動用。結合飽和狀態(tài)及最終狀
態(tài)的T2譜曲線，可得CO2吞吐和CO2驅(qū)替的原油采
出程度分別為19.75%和51.61%。隨著吞吐輪次的
增加，總采出程度逐漸增加，但各輪次階段采出程
度逐漸下降。第1—4 個吞吐輪次的采出程度分別
為7.24%、6.32%、5.24%、0.95%。
吞吐方式下的總采出程度為19.75%，遠小于驅(qū)
替的采出程度51.61%。這主要是由于注采模式和
流動機制的差異造成CO2吞吐的采出程度較低。吞
吐是注采同井，原油主要依靠擴散傳質(zhì)和溶解氣驅(qū)
的作用逆流而出。原油在逆流過程中會受到孔隙
壁面的阻力，造成采出程度降低。隨著CO2注入，
CO2優(yōu)先進入到大孔隙，與原油接觸發(fā)生瀝青質(zhì)沉
積，進而在溶解擴散作用下CO2與較遠處較小孔隙
內(nèi)的原油接觸。CO2驅(qū)替是一注一采，主要依靠活
塞驅(qū)油和溶解氣驅(qū)的共同作用將原油采出。在驅(qū)
替過程中，瀝青質(zhì)在小孔道內(nèi)的沉積能起到一定的
封堵作用，增加波及體積，但是在吞吐過程中這種
堵塞作用會導致小孔隙內(nèi)的原油無法有效動用。
如圖7（b）所示，在驅(qū)替方式下，CO2與原油之間的接
觸前緣逐漸向巖心末端移動，受優(yōu)勢通道的影響波
及體積會逐漸減小，巖心出口端存在較多的剩余
油。CO2吞吐方式主要包括注入、燜井和生產(chǎn)3 個
階段。在注入階段，巖心入口端原油在壓差作用下
向巖心出口端運移，造成原油在孔隙內(nèi)的重新分
布。在燜井階段，CO2逐漸溶解原油，起到膨脹降黏
的作用，同時原油中部分輕質(zhì)組分在擴散傳質(zhì)的作
用下被抽提到CO2中。在生產(chǎn)階段，如圖7（e）和（f）
所示，壓力逐漸降低使原油在溶解氣驅(qū)作用下逆流
而出，但遠端的原油因受到孔隙阻力作用而很難流
出，最終聚集在巖心入口端的位置；同時，如圖7（f）
所示，較長的擴散傳質(zhì)距離造成巖心遠端的原油無
法動用。
圖5 不同圍壓條件下CO2吞吐前后巖心滲透率的變化
Fig.5 Changes of the permeability before and after CO2
huff and puff under different confining pressure
圖6 CO2驅(qū)替（a）和CO2吞吐（b）不同階段的T2譜分布
Fig.6 T2 spectrum distribution at different stages of CO2 flooding（a）and CO2 huff and puff（b）
（a） （b）
（a）10 MPa圍壓
（b）5 MPa圍壓
吞吐前-正向
吞吐后-正向
吞吐前-逆向
吞吐后-逆向
吞吐前-正向
吞吐后-正向
吞吐前-逆向
吞吐后-逆向
壓差/MPa
壓差/MPa
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7
0.30
0.28
0.26
0.24
0.22
滲透率/（10-3 μm2） 滲透率/（10-3 μm2）
0.30
0.28
0.26
0.24
0.22
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7
600
500
400
300
200
100
0
信號幅度
弛豫時間/ms
10-2 10-1 100 101 102 103 104 10-2 10-1 100 101 102 103 104
弛豫時間/ms
600
500
400
300
200
100
0
信號幅度
飽和
驅(qū)替后
飽和
1 輪次吞吐
2 輪次吞吐
3 輪次吞吐
4 輪次吞吐
楊明洋，黃世軍，趙鳳蘭等：致密儲層不同二氧化碳注入方式下的瀝青質(zhì)沉積特征及其對滲透率的影響89
油田化學2024 年
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3 結論
致密巖心在注CO2過程中會發(fā)生瀝青質(zhì)沉積。
CO2驅(qū)替和吞吐方式下瀝青質(zhì)的沉積主要發(fā)生在大
孔隙中，沉積的瀝青質(zhì)主要以膜狀吸附在孔隙壁面
上。由于CO2和原油有較長的作用時間，吞吐方式
下產(chǎn)生的瀝青質(zhì)沉積量高于驅(qū)替方式。
CO2驅(qū)替方式下瀝青質(zhì)沉積對致密巖心滲透率
的傷害高于吞吐。瀝青質(zhì)沉積對致密巖心滲透率
的傷害與原油的產(chǎn)出方向有關。其中，CO2驅(qū)替方
式下瀝青質(zhì)沉積對巖心正向滲透率的傷害大于對
逆向滲透率的傷害；而CO2吞吐方式下對逆向滲透
率的傷害高于對正向滲透率的傷害。
受注采模式和流動機制的影響，吞吐方式下的
采出程度低于驅(qū)替方式。這是由于吞吐方式下原
油的產(chǎn)出是逆流的過程，受孔隙阻力影響，遠端的
原油無法有效采出，但驅(qū)替方式下的瀝青質(zhì)在小孔
隙的沉積卻能在一定程度上擴大其波及體積，提高
采出程度。在致密儲層注CO2開采過程中，應注意
減少瀝青質(zhì)的沉積，選擇合適的CO2注入方式，降低
儲層滲透率的傷害程度，提高原油的采收率。
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圖7 CO2驅(qū)替和CO2吞吐不同階段的核磁成像
Fig.7 Nuclear magnetic images at different stages of CO2
flooding and CO2 huff and puff
初始（CO2驅(qū)替）
初始（CO2吞吐） CO2 1 輪次吞吐
CO2 驅(qū)替后
CO2 2輪次吞吐 CO2 3輪次吞吐
入口端
出口端
入口端
出口端
入口端
出口端
入口端
出口端
入口端出口端入口端出口端
（a） （b）
（c）
（e） （f）
（d）
90
第41 卷第1 期
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Asphaltene Deposition Characteristics and Their Effects on the Permeability of Tight Reservoirs under
Different CO2 Injection Modes
YANG Mingyang1，2，HUANG Shijun1，2，ZHAO Fenglan1，2，SUN Haoyue1，2，CHEN Xinyang1，2
（1. College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum（Beijing），Beijing，102249，P R of China；2. National Key Laboratory of
Petroleum Resources and Engineering（China University of Petroleum（Beijing）），Beijing，102249，P R of China）
Abstract: The asphaltene deposition of crude oil caused by CO2 injection will damage the tight reservoir and seriously affect the
ultimate recovery. In order to clarify the characteristics of asphaltene deposition and the influence on reservoir permeability under
different CO2 injection methods，the experiments of CO2 flooding and CO2 huff-n-puff were carried out. The characteristics of
asphaltene deposition，the performance of oil recovery，and the influences on the permeability of tight cores under different
injection methods were analyzed by nuclear magnetic resonance（NMR）and scanning electron microscope（SEM）. The results
showed that the asphaltene deposition occurred in the tight cores under both of CO2 flooding and huff-n-puff，which was mainly
deposited on the pore surface by membrane adsorption. Influenced by the interaction time between CO2 and crude oil，the amount of
楊明洋，黃世軍，趙鳳蘭等：致密儲層不同二氧化碳注入方式下的瀝青質(zhì)沉積特征及其對滲透率的影響91
油田化學2024 年
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asphaltene deposition under CO2 huff-n-puff was greater than that under CO2 flooding. Moreover，the pore size range of asphaltene
deposition under CO2 huff-n-puff was higher than that of CO2 flooding. The damage of asphaltene deposition to core permeability
was related to the direction of crude oil production. Asphaltene deposition had greater damage to the forward（CO2 injection
direction） core permeability under CO2 flooding，while that had greater damage to the reverse core permeability under CO2
huff-n-puff. When the confining pressure was 10 MPa and 5 MPa，the damage of asphaltene deposition under CO2 flooding and CO2
huff-n-puff to the forward core permeability（average decrease of forward permeability）was 7.05% and 1.67%，while the damage
degree of the reverse core permeability（average decrease of reverse permeability）was 0.41% and 2.66%，respectively. Due to the
influence of injection-production mode and flow mechanisms，the recovery of CO2 huff-n-puff was lower than that of CO2 flooding.
The research results were significant in understanding the damage caused by asphaltene deposition in different directions and
selecting injection methods during CO2 injection in tight oil reservoirs.
Keywords: tight oil reservoir；CO2 flooding；CO2 huff and puff；asphaltene deposition；permeability
（上接第76頁。continued from p. 76）
Abstract: In order to further enhance the efficient application of nano oil displacement technology in low-permeability reservoirs，it
is urgent to develop a new type of nano oil displacement products. As an environmentally friendly material，Nanostarch particles
have a wide distribution in the world with the relatively low price，excellent performance，so that it has the potential to significantly
improve oil recovery. In this paper，the process and mechanism of enhanced oil recovery of nano starch fluid were studied based on
the basic physical properties of nano fluid，improving oil displacement effect，expanding the swept volume and other key
indicators. by using the indoor static experiments，core displacement experiments，microscopic visualization experiments，CT
scanning experiments，etc. The experimental results showed that，after the action of the nanostarch fluid with the concentration of
5000 mg/L and the size of 30 nm，the occurrence state of water molecules was changed. The phase transition temperature of water
was increased from 102 ℃ to 110 ℃. The wetting contact angle of rock surface was reduced from 78 ° to 34.2 °，the oil-water
interfacial tension was decreased from 20 mN/m to 0.56 mN/m，and the injection pressure was decreased by 39.6% . In the
microscopic visualization model，nano starch fluid could significantly reduce the oil saturation，especially the amount of oil film on
the solid surface of the porous media was significantly reduced，which could significantly improve the oil displacement effect. In
low permeability cores，the displacement front of nanostarch solution was more uniform and had a higher sweep area than that of
water flooding. Due to its large sweep volume，high oil displacement efficiency and good wettability，the nanostarch fluid could be
used to enhance oil recovery in low-permeability porous media. After injection of 0.4 PV of nanostarch fluid with the concentration
of 5000 mg/L，oil recovery was increased by up to 21 percentage point. The results of this study can provide a new technical
approach for enhanced oil recovery in low permeability reservoirs.
Keywords: nanostarch；low permeability reservoir；enlarging sweep volume；improving oil displacement efficiency；enhanced oil
recovery
92

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