致密砂岩油藏因其低孔、低渗,水驱开发存在注入困难、见水快,最终采收率低下的问题。近年来,CO₂驱油技术由于具有降粘、膨胀作用、混相效应等优势,能够解决水驱注入困难、见水快等问题,在非常规油藏领域中得到了越来越多的关注。 然而,CO₂驱替方式多样,明确不同CO₂驱替方式下的原油微观动用机理,对于提高致密砂岩油藏采收率尤为重要。本文以长6致密砂岩储层为研究对象,通过储层表征对储层进行分类评价,在此基础上,结合核磁共振技术和微观可视化技术对三类岩心开展了连续CO₂驱、先水后CO₂驱、先CO₂后水驱和间歇注CO₂驱四种注入方式不同相态下的岩心驱替实验和微观可视化实验,定量评价了驱油效率和不同孔隙尺度内原油动用特征,揭示了不同类型剩余油赋存规律,明确了致密砂岩油藏在不同注入方式下的原油动用机理,取得主要研究成果如下: (1)利用铸体薄片和扫描电镜定性刻画了致密砂岩储层岩心的储集空间和喉道特征;依据高压汞得到毛管压力曲线特征,结合饱和水核磁共振T₂谱定量表征了不同尺度下的孔隙结构特征,并基于核磁共振T₂谱和储层特征参数建立了长6致密砂岩储层的分类标准。 (2)通过评价三类储层的驱油效率,发现注入压力越大,驱油效率越高,混相对驱油效率的提升较大。对于不同驱油方式,整体驱油效果表现为:间歇注气停注2次>间歇注气停注1次>先水后气>先气后水>连续注气。I类储层在非混相时的最优注入方式为间歇注气,近混相时为先气后水,混相时为先水后气;Ⅱ类储层在非混相时最优注入方式为间歇注气,近混相时为间歇注气,混相时为先水后气;Ⅲ类储层在非混相时最优注入方式为间歇注气,近混相时为先气后水,混相时为先水后气。 (3)基于自主研制的高温高压真实岩心微观可视化驱替系统,评价了驱油效率、剩余油类型及其赋存特征,主要的剩余油类型包括片状、簇状、孤岛状和油膜状;连续气驱时,Ⅲ类储层剩余油饱和度最高,随着压力的增加,片状和簇状剩余油占比逐渐降低;先气后水驱时,在非混相气驱和水驱时剩余油以片状为主,近混相时以孤岛状为主;先水后气驱替时,水驱时以片状剩余油为主;水驱后气驱,随压力增加,孤岛状和油膜状剩余油占比逐渐增大,片状剩余油占比逐渐减小;间歇气驱时,随着压力的增加,孤岛状和油膜状剩余油饱和度占比逐渐增大,片状和簇状剩余油占比逐渐减小。 (4)基于核磁共振T₂谱测试,得到不同注入方式和不同相态下的不同类型孔隙的原油动用特征。大孔隙原油动用程度始终最高,对于I类储层,在近混相时中孔隙的原油动用程度增幅最大。间歇注气和先水后气在近混相时,Ⅱ类储层大孔隙的原油动用程度增幅较大。除先水后气,其他三种注入方式下,在近混相时,Ⅲ类储层中孔隙和大孔隙的原油动用程度增幅较大。 (5)对比评价了储层特征参数对三类储层驱油效率的影响,发现I类储层的驱油效率在非混相和混相时主要受渗透率控制,在近混相时黏土矿物的影响更大;Ⅱ类储层驱油效率在三种相态下的主要制约因素均为黏土矿物;Ⅲ类储层在非混相和近混相时受渗透率影响更大,在混相时孔隙度影响更为突出。在此基础上,针对三类储层分别建立了主控因素与驱油效率的数学模型。