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致密储层不同二氧化碳注入方式下的沥青质沉积特征及其对渗透率的影响

文档作者：杨明洋1，2，黄世军1，2，赵凤兰1，2，孙浩月1，2，陈新阳1，2 （文档来源： 1. 中国石油大学（北京）石油工程学院 2. 油气资源与工程全国重点实验室（中国石油大学（北京）		更新日期： 2026年05月11日	点击数：
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第41 卷第1 期
2024 年3 月25 日
油田化学
Oilfield Chemistry
Vol.41 No.1
25 Mar，2024
http：//ythx.scu.edu.cn
文章编号：1000-4092（2024）01-085-08
致密储层不同二氧化碳注入方式下的沥青质沉积特
征及其对渗透率的影响*
杨明洋1，2，黄世军1，2，赵凤兰1，2，孙浩月1，2，陈新阳1，2
（1. 中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；2. 油气资源与工程全国重点实验室（中国石油大学（北京）），北京102249）
摘要：注CO2引起的原油沥青质沉积对致密储层造成的伤害严重影响其开发效果。为明确不同CO2注入方式下
的沥青质沉积特征及其对储层渗透率的影响，对致密岩心分别进行了CO2驱替和吞吐两种注入方式的实验，通
过核磁共振和扫描电镜等，分析了两种注入方式下的沥青质沉积特征、原油采出程度以及对致密岩心渗透率的
影响。结果表明，两种CO2注入方式下的致密岩心均会产生沥青质沉积，且主要以膜状吸附的方式沉积在孔隙
表面。受CO2与原油相互作用时间的影响，吞吐方式下的沥青质沉积量大于驱替方式，且吞吐方式下的沉积孔
径范围高于驱替方式。沥青质沉积对致密岩心渗透率的伤害程度与原油的产出方向有关。驱替方式下沥青质
沉积对岩心正向（CO2注入方向）渗透率的伤害程度较大，而吞吐方式下沥青质沉积对岩心逆向渗透率的伤害程
度较大。在围压为10、5 MPa时，CO2驱替和吞吐方式下的沥青质沉积对岩心正向渗透率的伤害程度（正向渗透
率平均降幅）分别为7.05%和1.67%，对岩心逆向渗透率的伤害程度（逆向渗透率平均降幅）分别为0.41%和
2.66%。受注采模式和流动机制的影响，CO2吞吐方式下的采出程度低于驱替方式。研究结果对于致密储层CO2
驱沥青质沉积不同方向上储层伤害程度的认识及注入方式的优选具有一定的指导意义。
关键词：致密储层；CO2驱替；CO2吞吐；沥青质沉积；渗透率
文献标识码：A DOI：10.19346/j.cnki.1000-4092.2024.01.012
中图分类号：TE341 开放科学（资源服务）标识码（OSID）：
* 收稿日期：2023-04-05；修回日期：2023-07-18；录用日期：2023-08-01。
基金项目：国家自然科学基金面上项目“页岩油注CO2过程中重有机质沉积机理表征及预测”（项目编号52174039），中国石油天然气集
团有限公司-中国石油大学（北京）战略合作科技专项“鄂尔多斯盆地致密油-页岩油油藏工程方法及关键技术研究”（项目编
号ZLZX2020-02-04）。
作者简介：杨明洋（1995—），男，中国石油大学（北京）石油与天然气工程专业在读博士研究生（2021—），研究方向为油气田开发工程，
E-mail：15556138068@163.com。黄世军（1974—），男，教授，本文通讯联系人，研究方向为油气渗流理论与应用、油气田开发
理论与系统工程，通讯地址：102249 北京市昌平区府学路18 号中国石油大学（北京）石油工程学院，E-mail：fengyun7407@
163.com。
0 前言
随着常规储层产能的逐渐降低，对致密等非常
规储层的勘探开发逐渐成为能源领域关注的热点［1-2］。
致密等非常规储层存在孔隙连通性差、采出程度较
低等问题，常规注水开发往往“注不进，采不出”，因
此气驱是提高致密储层采出程度的一种重要方式［3］。
相比氮气、伴生气等气体，CO2具有与原油混相压力
低、溶解能力强、降黏效果显著等优点。同时，CO2
的注入还可以减少碳排放，实现CO2的资源化利用
和封存［4-5］。然而，注入储层的CO2会打破原油组分
间的平衡关系，导致原油中的沥青质发生絮凝和沉
积，从而阻塞岩石孔喉，对储层造成伤害进而影响
驱油效率［6-8］。尽管部分研究结果表明致密储层原
油中沥青质含量低，沥青质沉积量较少，但致密储
层的孔隙尺寸多为微米甚至纳米级别，极少量的沉
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积会对储层中的孔隙连通性造成严重影响。此外，
沥青质沉积过程中出现的“雪球”积聚现象也不容
忽视［9-12］。
研究发现，压力、温度和原油组分是影响沥青
质在CO2驱油过程中沉积的关键因素［13-14］。当原油
组分一定时，随着压力的上升，沥青质的沉积量逐
渐上升最后趋于平缓［15-16］。特别当压力接近混相压
力时，沥青质的沉积现象加剧［17-18］。温度升高会降
低原油的黏度，促进CO2在原油中的溶解，使得沥青
质的沉积量增加［19］。然而，对不同CO2注入方式下
的致密油藏中沥青质沉积特征及其对储层渗透率
的影响认识较少。本文对致密岩心分别进行了CO2
驱替和吞吐两种注入方式的实验，辅以扫描电镜和
低场核磁共振扫描技术，探究了驱替和吞吐方式下
的沥青质沉积特征和采出程度差异，评价了驱替和
吞吐过程中沥青质沉积对致密岩心正向和逆向渗
透率的影响，以期为CO2气驱开采致密储层提供理
论指导。
1 实验部分
1.1 材料与仪器
岩心均取自天然露头岩样的同一位置，岩心的
物性参数基本相似，具体的基础物性参数如表1 所
示；油样为长庆油田长7 段地面脱气原油，25 ℃下
的黏度为5.15 mPa·s、密度为0.847 g/cm3，含56.31%
饱和分、11.28%芳香分、1.52%胶质和0.3%沥青质；
气体为纯度99.9%的N2和纯度99.9%的CO2，北京华
通精科气体化工有限公司。为避免实验过程中注
入的CO2与水生成的弱酸对岩石矿物产生溶蚀作
用，在驱替和吞吐前岩心未饱和地层水。
100DX型ISCO 双缸泵（最小流速1.0×105 mL/
min），美国Teledyne ISCO 公司；中间容器（500 mL，
耐压50 MPa）、岩心夹持器、围压泵、回压泵、恒温
箱，江苏拓创科研仪器有限公司；MesoMR12-150H
型核磁共振系统，核磁强度0.22 T，共振频率12
MHz，上海纽迈电子科技有限公司；SU8010 型冷场
发射扫描电镜，具有高分辨率形貌分析和能谱点、
线、面分析功能，加速电压0.1～30.0 kV，放大倍率
20～800 k，日本日立公司。实验装置及流程如图
1 所示。
1.2 实验方法
1.2.1 CO2驱替实验
（1）将清洗后的柱塞状岩心样品放入100 ℃的
恒温箱内干燥96 h，充分将残留在岩心中的水分去
除。标记CO2注入方向为正向，然后将岩心放置在
夹持器中，加围压至5 MPa，用氮气测量岩心的正向
渗透率和逆向渗透率，改变围压至10 MPa，重复测
试正向渗透率和逆向渗透率。（2）对岩心进行抽真
空、饱和原油，在特定的储层温度和压力（75 ℃，10
MPa）下将岩心老化48 h，对老化后的岩心进行核磁
扫描。（3）以0.2 mL/min 的速度进行原油驱替，期间
调节回压至10 MPa，并保持围压高于上游压力3～
5 MPa。（4）以0.1 mL/min的速度进行CO2驱替，直至
出口端不产油时停止驱替，并进行核磁扫描。（5）使
用石油醚清洗岩心，重复实验步骤（1）和（2）。
1.2.2 CO2吞吐实验
（1）重复CO2驱替实验中的步骤（1）、（2）。（2）以
0.2 mL/min 的速度注入CO2，期间始终保持围压高
于上游压力3～5 MPa，待系统压力稳定在10 MPa
后，关闭夹持器的入口和出口阀门，焖井4 h 后打开
入口阀门，缓慢地降低入口回压进行生产。（3）重复
步骤（2）进行下一轮吞吐，直至岩心不产油时停止
实验。（4）用石油醚清洗岩心，重复驱替实验中的步
骤（1）、（2）。
待驱替和吞吐实验结束后，分别对岩心样品进
行烘干、破碎，选取靠近岩心入口端1 cm3大小的岩
表1 岩心基础物性参数
Table 1 Physical properties of core samples
序号
1
2
CO2注入
方式
驱替
吞吐
长度/cm
7.93
8.07
直径/cm
2.51
2.50
气测渗透率/
（10-3 μm2）
0.23
0.27
孔隙度/%
15.43
15.82
图1 实验装置示意图
Fig.1 Schematic diagram of experimental apparatus
六通阀岩心夹持器
围压泵
回压阀
回压泵
计量装置
恒温箱
核磁共振
分析系统
中间容器
原油
CO2
ISCO泵 六通阀
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块制备后续表征的样品，进行扫描电镜测试以及能
谱分析。
1.2.3 低场核磁共振
多孔介质内流体核磁共振的横向弛豫时间（T2）
主要由表面弛豫时间（T2，surface）、体弛豫时间（T2，bulk）和
扩散弛豫时间（T2，diffusion）3个部分组成［20-21］：
T2 = 1
T2,surface
+ 1
T2,bulk
+ 1
T2,diffusion
（1）
对于多孔介质内的流体，当磁场均匀且回波时间足
够长，式（1）中的
1
T2,bulk
和
1
T2,diffusion
通常忽略不计，
T2主要由T2，surface组成，可表示为：
T2 = T2,surface = V
ρtS （2）
式中，ρt —表面弛豫率，m/ms；S—表面积，μm2；V—
孔隙体积，μm3。对于储层岩心多孔介质，S和V满足：
S
V
=
Fs
r
（3）
式中，Fs—形状因子；r—孔隙半径，μm。因此T2可
以表示为：
T2 = T2,surface = r
ρtFs
（4）
由式（4）可知T2与r 呈正比关系，即T2可以反映
r 的大小，且信号强度可以反映对应不同孔径内原
油的量。因此，可以根据不同阶段T2谱的分布来计
算岩心中的原油赋存量和采出程度：
Qt = ∫t0
tsAtdt （5）
Er =
Q2 -Q1
Q0
× 100% （6）
式中，Qt—t 时刻的原油赋存量；t0—t 时刻T2谱曲线
对应的起始横向弛豫时间，ms；ts—t 时刻T2谱曲线
对应的终止横向弛豫时间，ms；At—T2谱曲线对应的
信号强度；Er—t1时刻到t2时刻的原油采出程度，%；
Q0、Q1和Q2分别为初始饱和时刻、t1时刻和t2时刻对
应的原油赋存量。
2 结果与讨论
2.1 沥青质沉积特征分析
沥青质沉积特征主要包括沉积位置、沉积形态
和沉积量。CO2驱替和CO2吞吐方式下破碎岩块表
面的电镜扫描结果如图2 所示。结合能谱EDS 点
扫，图2 标记处元素的相对含量如表1 所示。从表1
可以看出，CO2驱替和CO2吞吐方式下岩心孔隙内
都发生了沥青质沉积现象，且沥青质以膜状吸附的
方式沉积在岩石颗粒表面。CO2吞吐方式下C元素
的相对原子分数为40.15%，大于CO2 驱替方式
（29.85%），可见在部分区域吞吐方式下的沥青质沉
积量大于驱替方式。
由图3 可见，在岩心孔隙中沉积的沥青质会占
据部分孔隙体积，因此当再次饱和原油时会使沉积
位置对应的信号幅度略微降低。CO2驱替和吞吐方
式下的沥青质沉积主要发生在T2曲线峰值处对应
的小孔隙（弛豫时间为1.0～4.0 ms）和大孔隙（弛豫
时间为50.0～110.0 ms）中，同时在大孔隙中CO2吞
吐产生的沥青质沉积量高于CO2驱替。由式（5）可
得，在1.0～200.0 ms 弛豫时间范围内，驱替和吞吐
岩心两次饱和状态下T2谱信号幅度的积分变化量
分别为557.69 和669.36，可见吞吐方式下的沥青质
沉积量要高于驱替方式。这主要是由于驱替方式
图2 CO2驱替（a）和CO2吞吐（b）后的扫描电镜图片
Fig.2 SEM results after CO2 flooding（a）and CO2 huff and
puff（b）
（a） （b）
表1 不同注入方式下电镜图片（图2）标记处的相对元素含量
Table 1 Relative element content of the marks in SEM
results（Fig.2）under different injection method
CO2注入方式
驱替
（标记A处）
吞吐
（标记B处）
元素
C
O
Al
Si
C
O
Mg
Al
Si
Ca
相对质量分数/%
21.33
50.49
9.42
18.77
27.99
38.77
3.76
3.42
11.13
14.93
相对原子分数/%
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
杨明洋，黄世军，赵凤兰等：致密储层不同二氧化碳注入方式下的沥青质沉积特征及其对渗透率的影响87
油田化学2024 年
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下原油对沥青质的夹带作用要高于吞吐方式，且吞
吐方式下CO2 与原油作用时间长。在0.1～1.0 ms
弛豫时间范围内出现信号幅度增大的现象，这是由
于在驱替或吞吐过程中压差的作用会使少量原油
进入到之前未饱和的小孔隙中。
2.2 沥青质沉积对岩心渗透率的影响
不同于CO2驱替，CO2吞吐方式下原油的产出
是逆流的过程。因此，对比分析了不同CO2注入方
式下沥青质沉积对正向渗透率和逆向渗透率的影
响（CO2的注入方向为正向）。不同围压条件下CO2
驱替前后沥青质沉积对岩心渗透率的影响见图4。
可以看出，驱替前后沥青质沉积使岩心的正向渗透
率明显降低。在10 MPa 和5 MPa围压条件下，正向
渗透率的降幅分别为7.53%和6.57%，平均降幅为
7.05%。CO2驱替前后的逆向渗透率呈稳定波动变
化。在10 MPa和5 MPa围压条件下，逆向渗透率的
降幅分别为0.23%和0.58%，平均降幅为0.41%。由
此可见，在CO2驱替方式下，沥青质沉积对致密岩心
正向渗透率的伤害较高。
CO2吞吐前后岩心渗透率的变化如图5 所示。
可以看出，吞吐前后岩心的正向渗透率和逆向渗透
率均有所下降，并且逆向渗透率的降幅略高于正向
渗透率。在10 MPa和5 MPa围压条件下，逆向渗透
率的降幅分别为2.74%和2.57%，平均降幅为
2.66%；正向渗透率的降幅分别为2.08%和1.26%，
平均降幅为1.67%。因此，在CO2吞吐方式下，沥青
质沉积对岩心逆向渗透率的伤害高于正向渗透率。
对比CO2 驱替和CO2 吞吐对储层渗透率的伤
害，尽管CO2吞吐方式下产生的沥青质沉积量高于
CO2驱替，但是CO2驱替产生的沥青质沉积对岩心
渗透率的伤害高于CO2吞吐。这是由于沥青质沉积
主要发生在大孔隙中，在衰竭过程中CO2吞吐下的
能量衰减较快，沥青质不能被原油夹带运移到孔隙
喉道处，造成大部分沉积在大孔道壁面上。在CO2
驱替过程中，沉积的沥青质被原油持续、反复携带，
被夹带的沥青质会堆积在喉道降低岩心的渗透
率。另外，沥青质沉积对岩心渗透率的伤害与原油
的产出方向有关。CO2驱替主要影响岩心的正向渗
图3 CO2驱替（a）和CO2吞吐（b）前后饱和原油的T2谱分布
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围压
图4 不同围压条件下CO2驱替前后岩心渗透率的变化
Fig.4 Changes of the permeability before and after CO2
flooding under different confining pressure
（a）10 MPa围压
CO2驱替
CO2吞吐
小孔隙
饱和
第2 次饱和
T2=12.60 ms
大孔隙
弛豫时间/ms
10-2 10-1 100 101 102 103 104
600
500
400
300
200
100
0
信号幅度
600
500
400
300
200
100
0
信号幅度
10-2 10-1 100 101 102 103 104
弛豫时间/ms
第2 次饱和
饱和
小孔隙大孔隙
T2=12.60 ms
0.24
0.22
0.20
0.18
渗透率/（10-3 μm2）
0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
压差/MPa
压差/MPa
0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
渗透率/（10-3 μm2）
0.24
0.22
0.20
0.18
驱替前-正向
驱替后-正向
驱替前-逆向
驱替后-逆向
驱替前-正向
驱替后-正向
驱替前-逆向
驱替后-逆向
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透率，而CO2吞吐主要影响岩心的逆向渗透率。
2.3 吞吐和驱替方式采出程度对比
CO2驱替和CO2吞吐过程的T2谱分布如图6 所
示。岩心主要存在大孔（T2>12.6 ms）和小孔（T2<
12.6 ms）两种孔隙类型。CO2驱替和CO2吞吐主要
动用大孔隙中的原油，而小孔隙中的原油在扩散传
质的作用下被少量动用。结合饱和状态及最终状
态的T2谱曲线，可得CO2吞吐和CO2驱替的原油采
出程度分别为19.75%和51.61%。随着吞吐轮次的
增加，总采出程度逐渐增加，但各轮次阶段采出程
度逐渐下降。第1—4 个吞吐轮次的采出程度分别
为7.24%、6.32%、5.24%、0.95%。
吞吐方式下的总采出程度为19.75%，远小于驱
替的采出程度51.61%。这主要是由于注采模式和
流动机制的差异造成CO2吞吐的采出程度较低。吞
吐是注采同井，原油主要依靠扩散传质和溶解气驱
的作用逆流而出。原油在逆流过程中会受到孔隙
壁面的阻力，造成采出程度降低。随着CO2注入，
CO2优先进入到大孔隙，与原油接触发生沥青质沉
积，进而在溶解扩散作用下CO2与较远处较小孔隙
内的原油接触。CO2驱替是一注一采，主要依靠活
塞驱油和溶解气驱的共同作用将原油采出。在驱
替过程中，沥青质在小孔道内的沉积能起到一定的
封堵作用，增加波及体积，但是在吞吐过程中这种
堵塞作用会导致小孔隙内的原油无法有效动用。
如图7（b）所示，在驱替方式下，CO2与原油之间的接
触前缘逐渐向岩心末端移动，受优势通道的影响波
及体积会逐渐减小，岩心出口端存在较多的剩余
油。CO2吞吐方式主要包括注入、焖井和生产3 个
阶段。在注入阶段，岩心入口端原油在压差作用下
向岩心出口端运移，造成原油在孔隙内的重新分
布。在焖井阶段，CO2逐渐溶解原油，起到膨胀降黏
的作用，同时原油中部分轻质组分在扩散传质的作
用下被抽提到CO2中。在生产阶段，如图7（e）和（f）
所示，压力逐渐降低使原油在溶解气驱作用下逆流
而出，但远端的原油因受到孔隙阻力作用而很难流
出，最终聚集在岩心入口端的位置；同时，如图7（f）
所示，较长的扩散传质距离造成岩心远端的原油无
法动用。
图5 不同围压条件下CO2吞吐前后岩心渗透率的变化
Fig.5 Changes of the permeability before and after CO2
huff and puff under different confining pressure
图6 CO2驱替（a）和CO2吞吐（b）不同阶段的T2谱分布
Fig.6 T2 spectrum distribution at different stages of CO2 flooding（a）and CO2 huff and puff（b）
（a） （b）
（a）10 MPa围压
（b）5 MPa围压
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
压差/MPa
压差/MPa
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7
0.30
0.28
0.26
0.24
0.22
渗透率/（10-3 μm2） 渗透率/（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
信号幅度
弛豫时间/ms
10-2 10-1 100 101 102 103 104 10-2 10-1 100 101 102 103 104
弛豫时间/ms
600
500
400
300
200
100
0
信号幅度
饱和
驱替后
饱和
1 轮次吞吐
2 轮次吞吐
3 轮次吞吐
4 轮次吞吐
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3 结论
致密岩心在注CO2过程中会发生沥青质沉积。
CO2驱替和吞吐方式下沥青质的沉积主要发生在大
孔隙中，沉积的沥青质主要以膜状吸附在孔隙壁面
上。由于CO2和原油有较长的作用时间，吞吐方式
下产生的沥青质沉积量高于驱替方式。
CO2驱替方式下沥青质沉积对致密岩心渗透率
的伤害高于吞吐。沥青质沉积对致密岩心渗透率
的伤害与原油的产出方向有关。其中，CO2驱替方
式下沥青质沉积对岩心正向渗透率的伤害大于对
逆向渗透率的伤害；而CO2吞吐方式下对逆向渗透
率的伤害高于对正向渗透率的伤害。
受注采模式和流动机制的影响，吞吐方式下的
采出程度低于驱替方式。这是由于吞吐方式下原
油的产出是逆流的过程，受孔隙阻力影响，远端的
原油无法有效采出，但驱替方式下的沥青质在小孔
隙的沉积却能在一定程度上扩大其波及体积，提高
采出程度。在致密储层注CO2开采过程中，应注意
减少沥青质的沉积，选择合适的CO2注入方式，降低
储层渗透率的伤害程度，提高原油的采收率。
参考文献：
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征、机理及展望：以中国致密油和致密气为例［J］. 石油学报，
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ZOU C N，ZHU R K，WU S T，et al. Types，characteristics，
genesis and prospects of conventional and unconventional
hydrocarbon accumulations：Taking tight oil and tight gas in
China as an instance［J］. Acta Petrolei Sinica，2012，33（2）：
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图7 CO2驱替和CO2吞吐不同阶段的核磁成像
Fig.7 Nuclear magnetic images at different stages of CO2
flooding and CO2 huff and puff
初始（CO2驱替）
初始（CO2吞吐） CO2 1 轮次吞吐
CO2 驱替后
CO2 2轮次吞吐 CO2 3轮次吞吐
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
杨明洋，黄世军，赵凤兰等：致密储层不同二氧化碳注入方式下的沥青质沉积特征及其对渗透率的影响91
油田化学2024 年
http：//ythx.scu.edu.cn
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页。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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05-11