致密油藏碳化水驱提高采收率实验研究

摘要
针对我国致密油藏开发过程中存在压力水平低、采收率低等问题，本论文以致密岩心驱替实验为手段，明确致密油藏碳化水、碳化水+表面活性的驱替效果及其可行性，为碳化水在致密油藏中的应用提供依据，对于实现致密油藏的合理有效开发具有一定的指导意义。

首先，本文对长庆油田提供的三种表面活性剂进行筛选，测定表面活性剂的临界胶束浓度，判定乳化液的类型。

实验结果表明II号表面活性剂界面张力最低，其临界胶束浓度为0.02%wt，形成的乳化液类型为上相乳液，对矿化度不敏感，且II号表面活性剂驱油效果最好。

采用地层岩心进行岩心驱替实验，对比表面活性剂驱、CO2水气交替注入、碳化水驱、碳化水＋表面活性剂驱的驱油效果。

实验结果表明碳化水驱比水驱增加7%的采收率，比CO2水气交替注入增加3%的采收率；在表面活性剂存在的条件下，碳化水的驱油效率大幅提高，开发效果最好，比水驱增加10%的采收率。

采用地层岩心分析碳化水驱敏感性因素，驱替方式为水驱+（碳化水+表面活性剂）驱+后续CO2水气交替注入，评价碳化水+表面活性剂段塞大小、碳化水中CO2浓度、表面活性剂种类对驱油效果的影响。

实验结果表明碳化水中CO2浓度最优值为0.410mmol/cm3，此浓度条件下碳化水+表面活性剂驱最优段塞为0.8PV，此时碳化水+表面活性剂驱和后续CO2水气交替注入两个阶段采出程度提高幅度之和为26.76%；三种表面活性剂配制的碳化水+表面活性剂溶液中，II号表面活性剂驱油效果最好。

采用高温高压渗吸装置进行高温高压渗吸实验研究，评价渗吸流体和流体压力对渗吸采收率的影响。

本论文实验条件下的结果表明致密岩心在高压下的渗吸采收率（31.12%）高于常压下的渗吸采收率（22.96%）；高温高压碳化水的渗吸采收率为39.20%；碳化水+表面活性剂的渗吸效果最好，渗吸采收率为46.32%。

关键词：碳化水驱；致密油藏；提高采收率；敏感性分析；高温高压渗吸
Experimental Investigation on EOR by Carbonated Water
Injection in Tight Oil Reservoirs
ABSTRACT
Tight oil reservoirs usually have problems of low pressure level, low sweep efficiency and low oil recovery. This paper proposes a method of carbonated water injection, confirming the effect and feasibility of carbonated water injection (CWI) and active carbonated water injection (CWI adding surfactant, ACWI) for tight oil reservoirs. Providing basis for application of ACWI in tight oil reservoirs, so it has a certain guiding significance to realize reasonable and effective development for tight oil reservoirs.
First, three types of surfactants provided by Changqing Oilfiled are selected to determine critical micelle concentration (cmc) and emulsions types of surfactants. Results demanstrate that No. II surfactant has the lowest interfacial intension；cmc is 0.02%wt, and the type of emulsion is the upper phase emulsion; it is insensitivity to salinity,achieving the best flooding effect.
Core displacement experiments are performed to compare the oil recovery of surfactant injection, CO2/water-alternating-gas injection (WAG), CWI and ACWI in tight oil reservoirs. Results demanstrate that CWI recovery is 7% more than that of water flooding, and 3% more than that of the degree of WAG. ACWI achieves the best performance with 10% recovery than that of the water flooding.
Core displacement experiments are performed to do CWI sensitivity analysis including slug size of ACW, concentration of CO2in ACW.and different kinds of surfactants. The injection strategy is water flooding+ACWI+CO2/WAG injection in order to evaluate the effect of oil increment. Results demanstrate that the optimum CO2concentration of ACW is 0.410mmol/cm3,and in that concentration 0.8PV is the optimal slug size for ACW injection, resulting in 26.76% oil increment during ACW
injection and CO2/WAG injection after water flooding. The ACW with No. II surfactant solution achieves the best performance of oil recovery.
The high temperature high pressure device is used to conduct high temperature high pressure imbibition to evaluate the effect of imbibition recovery by pressure and imbibition fluids. Results demanstrate that the imbibition recovery under high pressure is higher than that of atmospheric pressure. The imbibition recovery of CW under high temperature high pressure is 39.20%. The high temperature high pressure ACW imbibition achieves the best performance with a recovery of 46.32%.
Key Words：Carbonated Water Injection；Tight Oil Reservoir；Enhanced Oil Recovery；Sensitivity Analysis；High Temperature High Pressure Imbibition
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摘要 (II)
ABSTRACT (III)
第1章绪论 (1)
1.1 研究的目的和意义 (1)
1.2致密油藏的开发现状 (2)
1.3碳化水驱的研究现状 (5)
1.3.1 碳化水驱的矿场实施 (5)
1.3.2 碳化水驱提高采收率研究 (7)
1.3.3 碳化水驱机理研究 (9)
1.4论文的研究内容及技术路线 (12)
1.4.1 研究内容 (12)
1.4.2 技术路线 (13)
第2章表面活性剂的筛选及碳化水驱驱替方式的优选 (14)
2.1表面活性剂的筛选及性质的测定 (14)
2.1.1 界面张力的测定 (15)
2.1.2 界面张力的测定的结果 (18)
2.1.3 乳化液类型的分析 (20)
2.1.4 实验结果 (22)
2.1.5 表面活性剂驱油效果 (23)
2.2碳化水驱驱替方式优选 (25)
2.2.1 实验原理及方法 (25)
2.2.2 实验内容 (28)
2.2.3 碳化水驱 (31)
2.2.4 CO2水气交替注入 (32)
2.2.5 碳化水+表面活性剂驱 (33)
2.2.6 驱替效果对比 (35)
2.3 本章小结 (36)
第3章碳化水驱敏感性因素分析 (37)
3.1碳化水+表面活性剂段塞大小 (37)
3.1.1 实验原理及方法 (37)
3.1.2 实验内容 (37)
3.1.3 实验结果 (38)
3.2碳化水+表面活性剂中CO2的浓度 (44)
3.2.1 实验原理及方法 (44)
3.2.2 实验内容 (45)
3.2.3 实验结果 (45)
3.3表面活性剂种类 (50)
3.3.1 实验原理及方法 (50)
3.3.2 实验内容 (51)
3.3.3 实验结果 (51)
3.4 本章小结 (54)
第4章碳化水高温高压渗吸实验研究 (55)
4.1 致密岩心渗吸理论 (55)
4.2 高温高压渗吸实验 (56)
4.2.1 实验原理及方法 (56)
4.2.2 实验内容及实验步骤 (57)
4.2.3 地层水渗吸 (58)
4.2.4 表面活性剂高温高压渗吸 (60)
4.2.5 碳化水高温高压渗吸 (61)
4.2.6 碳化水+表面活性剂高温高压渗吸 (62)
4.3 本章小结 (65)
第5章结论 (66)
参考文献 (67)
致谢 (73)
第1章绪论
1.1研究的目的和意义
近几十年来，常规储层勘探力度的加大，勘探难度不断提高。

目前我国已开发的大部分油田处于高含水和高采出程度阶段，开发后期稳产和增产难度大，油气产量下降[1-2]。

全球石油需求量上升，非常规油气资源成为最为现实的接替资源，致密油成为继页岩气后非常规油气的研究热点[3-4]。

据EIA发布的《2018年全球能源格局》，美国致密油产量逐年上升。

到2035年，美国致密油产量将增加到2.5亿吨，占美国非常规资源总量的40%。

目前全球致密油的技术可采储量为450亿吨，其中俄罗斯、美国和中国的占比分别为21%、13%和9%。

我国致密油资源量十分丰富[5-6]，分布广泛，开发潜力大。

近年来，随着勘探的不断进行，我国相继发现约20×104km2的致密油潜在储层。

我国致密油的勘探开发较晚，认识程度较低。

致密油藏的开发面临很多问题，储层物性差，地层压力系数低，单井产能低，开采初期产量递减快，注水见效差，地层能量难补充，裂缝发育，水淹情况较为严重，见水后含水上升快，采收率低，提高采收率技术难度大[7]。

目前低油价的情形下，致密油藏的开发没有经济效益。

以鄂尔多斯盆地长7储层致密油为例，储层渗透率为0.01~1.0mD，地层压力系数仅为0.75~0.85，单井初期产能为10~20m3/t，油田效益差。

因此提高致密油藏的采收率，选择合理的开发思路，提高致密储层的动用率是目前致密油藏开发过程中亟需考虑的问题。

注水和注气为致密油藏常规的开发方式。

注气对于常规油藏的开发效果较好，以CO2气体为例，注CO2气体能提高常规油藏采收率12%~27%。

致密油藏储层物性差，注气开发面临着很多问题[8-10]。

气体的高流动性和重力分异作用，容易形成粘性指进，驱替前缘推进不均匀，油藏下部波及效率差，气体突破后，油藏整体的波及效率差。

大部分油田位于偏远地区，气源相对缺乏，很难满足油田大规模的生产需求。

致密储层裂缝发育，非均质性较强，气体易发生气窜，驱油效率差。

裂缝发育不均等，注水困难，即使水能注入，也很容易发生水窜，驱替效果差。

针对致密油藏开采过程中面临的一系列问题，结合气驱和水驱的优点，本文提出采用碳化水驱、碳化水+表面活性剂驱来进行致密油藏的开发，从而解决致密油藏产量低、能量补充难的问题，提高致密油藏的采收率。

碳化水驱（CWI）是
指在一定的温度和压力下，将一定量的二氧化碳（低于其饱和度）溶于水中，然后注入地层进行驱油的方法。

碳化水中的CO2气体和水混合，两者混合形成均匀单一液相。

碳化水的驱油机理包括CO2的扩散传质、原油膨胀降粘、打破水锁效应、润湿性的改变及界面张力的变化等。

由于CO2在水中的溶解度低于油中的溶解度，CO2从水相传质扩散进入油相，溶有CO2的原油体积发生膨胀，水锁效应会随着原油的膨胀逐渐解除，原油的粘度降低，流动阻力减小。

沟通孤立油滴，含油饱和度上升，形成连续油相。

碳化水能够改善流度比，使驱替前缘均匀推进，提高波及效率，增加驱油效率，改善注入效果。

本文通过岩心驱替实验证明碳化水在致密油藏中的效果及可行性，形成致密油藏碳化水驱油方法；通过高温高压渗吸实验明确碳化水的渗吸机理和提高采收率的潜力。

对于提高致密油藏的采收率，改善致密油藏开发效果，为碳化水在致密油藏中的应用奠定基础，对于实现低油价下致密油藏的合理有效开发具有重要的意义。

1.2致密油藏的开发现状
石油与天然气行业标准SY/T6285-1997[11]，将致密油定义为储集在覆压基质渗透率小于或等于0.2×10-3μm2的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中，单井一般无自然产能，但在一定的经济条件和技术措施下可获得工业石油产量的油。

贾承造[12]（2012）等人以原油所处储集地来定义致密油，即位于致密岩层（砂岩、碳酸盐等）中，属于原生或者未经过长距离大规模运移的石油储集。

致密油藏的平均孔喉直径小于1μm，为微米到纳米级，基质的覆压渗透率K<0.1mD，孔隙度φ<10%，致密储集层中的致密储层中原油的密度较低，一般低于0.825g/cm3，属于轻质油。

致密油藏的储集空间包括孔和裂缝，其中孔是原油主要的储集空间，裂缝为原油主要的流动通道。

致密油藏的原始地层压力系数为0.75~0.85，压力水平低。

致密储层的比表面积大、孔喉小，因此流体在多孔介质中流动时阻力较大。

流体在致密储层多孔介质中渗流过程毛管阻力大，因此流体的渗流特征和常规储层的存在巨大的差异。

致密油藏地层压力系数低，采用衰竭式开发（即天然能量开采）效果极差，采收率仅5%。

致密储层物性差，多孔介质中流体的流动属于非达西状态，表现出非线性的流动特性，针对常规储层的一些开发手段不能有效进行致密储层的开发。

国外最早致密油的勘探开发工作是20世纪50年代在美国巴肯油田[13-14]进行的，1953年开采初期主要是直井开采[15]。

随着水平井技术和压裂技术的不断完善和规模化的应用，巴肯致密油[16-17]于2008年成功实现大规模的开发。

2011年鹰潭
致密油年产量达20×104t，整个美国致密油的产量为0.3×108t。

之后鹰潭（Eagle Ford）、绿河（Green River）等多个致密油区也形成了工业化的开发，2012年致密油的产量增长约130%，达到0.7×108t。

2013年，美国致密油的产量为1.74×108t，为美国原油产量的45%。

致密油在美国原油生产增长中扮演重要的角色[18]，预测到2035年，致密油将近占美国原油生产总量的2/3，揭示着致密油有利的开发前景。

我国致密油的勘探开发起步较晚，近年来随着致密油藏勘探力度的不断加大，我国已相继发现约20万平方千米的致密油潜在储层。

中国工程院研究数据表明，我国致密油的地质储量约100亿吨[19]，集中分布在我国各大盆地[20]（图1.1）。

由于缺乏对致密储层地质特征及流体渗流特征的相关认识，一直沿用常规储层的开发方式，导致致密储层的产能低，未形成工业化的油流，致密油藏的开发一直处于停滞状态。

随着对致密油储层特征和流体渗流特征的进一步认识，加上水平井技术和压裂技术的规模化应用，我国逐渐形成了致密油藏规模化开发。

相比于国外致密油藏，我国致密油藏的孔渗较低，储层物性差（表1.1）。

目前，我国各大盆地的致密油储集区均已进行了致密油藏的开发，其中，鄂尔多斯盆地致密油储量最为丰富，长庆油田已经对长6和长7致密油储层进行了规模化的开发。

2007年，中石化对胜利油田开始致密油开发的技术攻关，2010年将水平井压裂技术成功应用于致密油藏的开发，2011年该技术在开发过程中取得重大成功，致密油的年产量达69.2×104t，到2015年，累计开井783口，累计动用储量1.38×108t。

四川盆地致密油藏投产后209口井产量持续下降，到2011年致密油的年产量低于8万吨。

在随后的开发过程中虽然采用了很多调整措施（如加砂压裂、水驱采油、水平井技术等），致密油的产量均未明显提高。

致密油开发的现场试验虽然颇见成效，但致密油的开发仍存在很多亟待解决的技术难题。

以我国四川盆地致密油为例，四川致密储层油气连续分布面积较大，储量丰富，但经过一段时间的开发，产量急剧下降。

虽然在开发过程中进行了水平井技术、压裂技术等一系列的调整改造措施，但均未取得明显成效。

我国致密油藏的特点及开发过程中主要存在的问题总结如下：
（1）主要沉积类型为陆相沉积，平面和纵向的非均质性强，致密储层埋藏深；
（2）储层物性差，孔隙度、渗透率低；
（3）地层压力系数低，直井无自然产能，单井产能低，开采初期产量递减快；
（4）裂缝发育，难以建立有效的驱替系统，注水见效差，地层能量难补充，水淹情况较为严重，见水后含水上升快；
（5）储层动用率差，采收率低，提高采收率难度大，开发效益差。

第1章绪论
致密油藏天然能量开采的采收率仅有5%。

致密储层物性差，流体补充难，水驱效果差。

渗吸能一定程度提高采收率，但渗吸周期长见效慢，效益较差。

采取常规的开发方式后，致密储层中仍存在大量剩余油。

我国致密油的采收率较低，长庆油田长7、长8致密储层采收率约为7%～8%，四川盆地侏罗系致密油藏平均采收率较低，仅为6.6%。

图1.1中国主要致密油盆地分布示意图[7]
Fig.1.1 Distribution schematic map of the main tight oil basins in China
表1.1我国致密油与美国致密油性质对比[7]
Table 1.1 Comparison of properties of tight oil between China and America
油田名称层位孔隙度，% 渗透率，mD
Bakken 上泥盆统5~13 0.1~1
Eagle Ford 上白垩统2~12 <0.01
鄂尔多斯盆地长6 11.2 0.91
长7 7.3~10 0.03~0.51
四川盆地大安寨<1.0~3 <0.1 凉高山1~5 0.055 沙溪庙2~6 0.405
柴达木盆地柴西4~9.4 0.08~1 准噶尔盆地凤城7.63 0.61
1.3碳化水驱的研究现状
目前国内对于碳化水的相关研究较少，国外最早在19世纪50年代将碳化水作为一种潜在的提高采收率的方法用于油藏的开发。

1.3.1碳化水驱的矿场实施
上个世纪60年代，Oil Recovery Corporation在美国俄克拉何马州开展了碳化水驱矿场应用项目[21-22]。

各个项目矿场试验区的油藏相关性质如表1.2所示，实施碳化水驱前后矿场的生产情况如图1.2所示。

K&S project在1958年4月对俄克拉荷马州一个油田的35口注入井和24口生产井开展碳化水驱，该油田的产层位于深度为1300英尺的砂岩。

碳化水驱之前，油田原油产量为51.2万桶；碳化水驱后，到1959年底，产油速率由30桶/天提高至2300桶/天；注水速率也大幅度提高，碳化水驱后每口井的注水量由初始的10桶/天上升至700桶/天，在碳化水驱结束后两年，每口井的平均注水量一直保持较高水平。

Post oak project在实施碳化水驱之前，油田总的产油量为300桶/天。

1960年4月开始进行碳化水驱后，油田总的产油量在一年之内提高到870桶/天，同时注水量也从2500桶/天上升至10000桶/天。

Dome project的试验区块油田于1901年开始生产，到1961年已经累计生产122万桶原油。

碳化水驱试验前的日产量为7-10桶/天。

碳化水驱开始于1961年10月，每口井都经过500加丙烷和25加仑清洁剂处理。

水通过2英寸油管一直延伸至井底，液态CO2通过半英寸的管道与水在地下混合形成碳化水。

实施碳化水驱，产量迅速上升。

到1961年11月，原油产量上升至448桶/天，1962年1月，原油产量达到峰值740桶/天。

表1.2碳化水驱项目油藏性质总结表
Table 1.2 Schech map of the main tight oil basin of China
项目名称K&S Post oak Dome
项目地点OK，USA OK，USA OK，USA 油藏深度（ft）1300 未知1850
渗透率（md）56 17 14.5
孔隙度（%）17.6 17 14.5
原油重度（API）33 35 32
原油粘度（cP） 6.4 6 10
第1章绪论
(a) K&S project
(b)Post oak project
(c)Dome project
图1.2碳化水驱的矿场实施项目
Fig.1.2 Field projects of carbonated water injection
1.3.2碳化水驱提高采收率研究
国外很多学者相继进行了很多碳化水驱的室内实验研究。

1952年，McFarlane[23]利用Bradford油田原油进行碳化水驱实验，实验结果表明：碳化水驱之后，岩心的含油饱和度从30%下降至22%，对驱替后的原油进行相关性质测定时发现，碳化水驱之后原油的粘度由2.86mpa.s降至1.42mpa.s。

1959年，Holm[24]通过岩心驱替实验研究碳化水对原油采收率的影响。

他们发现碳化水驱比常规水驱和CO2段塞驱能采出更多的油。

1992年，Perez[25]采用直径为1英寸、长度为2英寸的灰岩岩心进行了4组碳化水驱实验，碳化水中CO2的质量浓度为1%，碳化水驱后采收率均有不同程度的提高，岩心的渗透率也有明显的提高。

在20℃、45℃和65℃的温度下，采用浓度为2.3wt%的碳化水进行了碳化水驱，原油采收率分别为27%、34.6%和38%。

由此得出温度越高、CO2浓度越高，原油采收率越高。

2010年，Ketchut[26]采用北海油田岩心（渗透率和孔隙度分别为4.58和35%）在17MPa、37℃下进行水驱之后的碳化水驱实验，实验结果显示采收率提高约9%，同时预计实施碳化水驱每年可在北海油田近海储存1100万吨CO2。

2011年，Yannong Dong[27]研究了碳化水在不同注入速度的情况下，原油采收率的变化情况。

实验发现：在注入PV数为8，注入速度为15PV/天的情况下，原油的采收率为82%，而注入速度为4PV/天情况下，采收率为78%。

随着注入速度的增大（1PV/天~15PV/天），碳化水驱的采收率逐渐增加。

2011年，Kechut[28]采用纯正癸烷和低粘（0.158mPa·s）的地面脱气原油研究碳化水驱提高采收率的效果。

实验发现：水驱之后的碳化水驱具有一定的驱替效果。

在岩心饱和油后直接进行碳化水驱的采收率明显高于水驱之后进行碳化水驱的总采收率。

2011年，Dong[29]主要分析了碳化水的注入速度对驱油效果的影响。

实验结果显示：在注入速度较低时，驱油效果逐渐上升，当注入速度达到每天4PV时，碳化水驱的效果最好，继续提高注入速度，驱油效果有所下降。

碳化水驱的注入速度并不是越快越好，要根据实际情况决定。

2011年，Sohrabi[30]采用高压流动可视化微观模型，分别碳化水驱前后模型中的油水分布进行对比分析，实验发现水驱结束后模型中仍存在大量的剩余油，采用碳化水驱后，剩余油明显减少。

通过岩心驱替实验，发现水驱后继续进行碳化水驱，采收率提高了9.2%。

2012年，Sohrabi[31]利用重质油（粘度为289mpa.s、密度为0.844g/cm3）进行了碳化水驱可视化研究，实验采用自制的透明二维孔隙网络玻璃模型。

模型在充分饱和原油后分别进行水驱和碳化水驱，实验发现，碳化水驱过程中原油发生膨胀，相比水驱，碳化水驱能额外提高采收率约7%。

2014年，Guanli Shu[32]采取水驱+（碳化水+表面活性剂）驱+CO2驱+水驱的驱替方式进行一系列的岩心驱替实验，结果表明，水驱之后，CO2驱之前，注入一定量的碳化水+表面活性剂段塞，原油的三次采收率明显提高，其中碳化水+表面活性剂段塞为0.6PV时，CO2驱的采收率达到35.5%。

2013年，Nader Mosavat[33]对不同实验压力下碳化水驱的驱油效果进行了研究。

实验发现：碳化水驱的二次采收率和三次采收率比水驱都要高，实验压力越高，CO2在水中的溶解度越大，提高采收率效果越好，实验压力比最小混相压力对提高采收率的贡献更大。

2015年，Sohrabi[34]在油藏条件孔隙尺度和岩心尺度下进行了一系列的碳化水驱实验，高压微观模型可视化实验显示在孔隙尺度条件下进行碳化水驱时，原油发生明显膨胀。

采用死油和活油分别进行了岩心驱替实验，死油实验结果表明岩心进行碳化水驱的二次和三次采收率基本一样，但活油实验碳化水驱的二次采收率比三次采收率要低6%。

2015年，Shakiba[35]采用伊朗碳酸盐岩油藏的地层岩心对碳化水驱的驱油效果和CO2的存储能力进行了研究。

实验发现，高束缚水和低束缚水下碳化水的采收率分别为68%和88%，其中CO2的传质扩散过程较为缓慢。

束缚水的存在抑制了碳化水中的CO2向原油中传质扩散，且碳化水中CO2的扩散随着束缚水饱和度的增加而逐渐变缓，驱油效果随束缚水的上升而逐渐变差。

2017年，Mahzari[36]分别在孔隙尺度和岩心尺度下分析了碳化水驱的驱油效果。

可视化模型观察到活油—碳化水体系在完全接触的情况下，CO2由水相向油相中传质扩散，同时CO2对原油中的轻质组分具有抽离的作用，CO2与分离出的气相能够进一步促进原油的膨胀；岩心驱替实验分析了碳化水驱相对水驱的驱替效果，饱和油后碳化水驱的采收率比水驱高26%。

碳化水浓度越高，驱油效果越好。

当碳化水中的CO2浓度减少一半，原油采收率下降1/3。

国内对于碳化水驱的研究较少。

2019年，于海洋[37]等人首次提出致密油藏碳化水驱，开展了一系列碳化水岩心驱替实验。

实验结果表明，碳化水+表面活性剂驱效果最好，相比水驱提高采出程度10%，碳化水驱比水驱的采出程度高7%，明确了碳化水的增油潜力，证明致密油藏碳化水驱的效果及可行性。

并结合亨利定律和表面活性剂驱模型，进行了碳化水驱数值模拟研究，准确预测开发效果。

1.3.3 碳化水驱机理研究
目前碳化水驱的驱油机理包括：CO2的扩散传质、原油膨胀、打破水锁效应、润湿性的改变及界面张力的变化、原油降粘和注入流体流向的转变等。

碳化水在注入过程中，CO2扩散传质进入原油，导致原油膨胀、粘度下降。

国内外很对学者都进行了CO2的传质扩散的研究。

他们的研究都是在CO2—水相或者CO2—原油体系下，CO2分别在水相或油相中的扩散系数。

而碳化水的传质扩散是在碳化水—原油体系下，CO2完全溶解在水中，由水相向油相中扩散，两者存在本质的区别，传质扩散过程存在较大差异。

2011年，Riazi[38]利用死孔隙模型，在油藏孔隙尺度条件下，分别建立了碳化水与原油在有水锁和无水锁下的一维数学模型。

通过对两种情形下CO2的传质扩散过程进行模拟，揭示了碳化水与原油接触过程中原油的膨胀过程。

该方法中CO2分配系数、扩散系数等参数均由经验公式获取，与实际碳化水—原油体系条件下CO2传质扩散存在较大差异。

2017年，Guanli Shu[39]在一定条件下建立了碳化水—原油体系的传质扩散模型，通过压力衰减法确定了扩散平衡时间，确定了扩散过程中油相和水相的密度变化随温度、压力的变化，并对相关因素进行了敏感性分析。

其模型中分配系数通过CMG winprop计算获取，不能反映真实的传质过程。

CO2扩散系数反映其在流体中的扩散速度，对于准确确定不同油藏条件下CO2的扩散系数对碳化水—原油体系的机理研究有很大意义。

CO2扩散系数的确定方法包括流体样品的抽提、压力脉冲和核磁共振。

流体样品抽提法[40-41]是通过对不同时间流体样品组合物扩散后的气体进行抽提，采用气相色谱的方法对扩散系数进行分析，但流体样品抽提过程成本高且实验误差大[42]。

压力衰减法[43-44]是通过测量原油与单相气体接触时气体压力的变化，利用相关模型对扩散系数进行求解[45]，该方法忽略阻力对扩散的影响[46],计算方法简单。

核磁共振法[47]通过检测溶剂分子和原油核磁共振弛豫特性[48-49]，通过Fick第二定律计算流量和浓度的变化来进行扩散系数的计算[50]。

由于衰减法相对简单方便，因此衰减法的应用最为普遍。

碳化水中的CO2扩散进入原油会造成体积膨胀。

2009年，Sohrabi[51-52]在孔隙尺度下进行了碳化水驱高压微观可视化流动模型实验（图1.3）。

实验结果表明碳化水驱对于重质油和轻质油，其提高采收率的机理不同。

对于轻质油，碳化水驱提高采收率的主要机理是由于原油膨胀沟通了孔隙中的残余油，而对于重质油，降粘导致流动性的改善是碳化水驱提高采收率的主要因素。