致密储层CO2驱沥青质沉积作用下孔喉堵塞特征评价方法

致密储层co2驱沥青质沉积作用下孔喉堵塞特征评价方法
技术领域
1.本发明属于致密油藏开发技术领域，具体涉及一种不同孔隙结构致密储层co2驱沥青质沉积作用下孔喉堵塞特征评价方法。


背景技术：

2.经过近十几年的研究与发展，致密油藏注co2提高采收率技术已日趋完善， co2以其超临界特性，在注入油层后具有较好的降粘、膨胀、抽提萃取的能力，能够大幅提高原油采收率。但是在注co2开发富含沥青质的油藏时，co2注入原油后会打破原油体系中胶质-沥青质-原油初始的平衡状态，引发沥青质絮凝和沉积，造成孔喉堵塞，对开发效果产生极大影响。目前，传统研究致密储层co2驱过程中孔喉堵塞程度的方法具有一定局限性，只是简单的在不同渗透率级别岩心下开展实验研究，没有深入考虑微观孔隙结构特征参数的影响。
3.此外，由于实验装置和技术的限制，目前大部分动态实验方法只能粗略地从宏观岩心尺度评价伤害程度，并不能从微观孔隙尺度揭示沥青质沉淀对孔隙结构的伤害机理。


技术实现要素：

4.为了解决上述问题，本发明提供一种不同孔隙结构致密储层co2驱沥青质沉积作用下孔喉堵塞特征评价方法，其可以准确评价不同微观孔隙结构类型储层的孔喉堵塞程度，进一步补充了致密轻质油藏注co2开发机理，同时也为矿场参数优化提供了一定的借鉴和指导。
5.本发明所采用的技术方案是：
6.一种不同孔隙结构致密储层co2驱沥青质沉积作用下孔喉堵塞特征评价方法，其特殊之处在于，该方法具体按照如下步骤实施：
7.s1，依据扫描电镜、高压压汞、铸体薄片和核磁共振等实验测试，选取孔隙度、渗透率、可动流体饱和度、可动流体孔隙度、排驱压力、中值压力、分选系数、孔喉半径、最大进汞饱和度、孔喉组合以及孔隙类型等致密储层评价参数，建立致密储层分类评价标准；
8.s2，在高压下，将配制好的地层原油样由中间容器转入pvt容器中，加热至储层温度并恒温恒压放置；然后将一定物质的量co2气体注入pvt容器中，加压至单相混合后恒压放置；
9.s3，依据步骤s1中致密储层分类评价标准，选取3类储层具有代表性的岩样进行驱替实验：采用分子真空泵从夹持器两端同时对3类岩心抽真空，然后向岩心中饱和地层水，并对饱和地层水后的岩心进行核磁扫描，得到驱替前岩心初始饱和水的t2谱；为了排除地层水对信号的干扰，再用添加了1.5wt％mncl2的地层水驱替原来岩心中饱和的地层水；
10.s4，将岩心夹持器升温至储层温度，岩心加压后，再以恒速模式向3类岩心中饱和地层原油，直至出口端不再出水为止；
11.s5，通过细管实验测得地层原油与co2最小混相压力，向3类岩心中以 0.1ml/min
恒速注入co2气体，打开出口阀门，用回压阀控制出口压力恒定至泡点压，采集产出原油样品。当岩心出口不产油时，当岩心出口不产油时，停止驱替，
12.s6，用石油醚反复清洗岩心，重复步骤s3-s5，再次饱和地层水状态下的岩心进行核磁扫描，得到驱替后岩心再次饱和水的t2谱，然后进行多个压力值的co2驱替实验；然后进行不同压力点co2驱替实验，在不同的压力驱替下，会得到岩心不同的驱替前后饱和地层水核磁共振曲线，用于计算孔隙结构堵塞程度。
13.s7，计算致密储层co2驱过程中沥青质沉积作用下3类岩心微观孔隙结构堵塞程度，并对比分析：
[0014][0015]
式中，孔喉堵塞率p是指不同注入压力下co2驱替前后岩心不同孔径孔隙中饱和水量之差驱替前岩心对应孔径孔隙中初始饱和水量的比值。t
2,min
、t
2,max
为t2谱分布中不同孔径孔隙对应的最小和最大驰豫时间，ms；w
i,0
为驱替前岩心初始饱和水的t2谱分布对应的振幅；w
i,d
为驱替后岩心再次饱和水的t2谱分布对应的振幅。
[0016]
优选地，上述步骤s2具体包括：在高于沥青质析出压力的情况下，将配制好的地层原油样由中间容器转入pvt容器中，加热至岩心所在的储层温度并恒温恒压放置48h；然后将一定物质的量co2气体注入pvt容器中，加压至单相混合后恒压放置72h。
[0017]
优选地，上述步骤s4具体包括：将岩心夹持器升温至岩心所在的储层温度，岩心加压至30mpa后，再以恒速0.01ml/min模式向3类岩心中饱和地层原油，直至出口端不再出水为止，对此状态下的岩心进行核磁扫描，计算岩心初始含油饱和度。
[0018]
本发明的有益效果：
[0019]
本文提出了一种不同孔隙结构致密储层co2驱沥青质沉积作用下孔喉堵塞特征评价方法，其可以准确评价不同微观孔隙结构类型储层的孔喉堵塞程度，进一步补充了致密轻质油藏注co2开发机理，同时也为矿场参数优化提供了一定的借鉴和指导。
附图说明
[0020]
图1是不同类型储层典型样品的压汞曲线和核磁共振t2谱分布；
[0021]
其中，(a)为3类储层的压汞曲线；(b)为i类20号样品，2596.2m，最佳离心力离心前后t2谱分布；(c)为ii类1号样品，2573.9m，最佳离心力离心前后 t2谱分布；(d)为iii类36号样品，2657.4m，最佳离心力离心前后t2谱分布。
[0022]
图2中，(a)为是3种类型储层沥青质沉积特征，(b)为13mpa压力下沥青质沉淀量随注气体积的变化，(c)为22mpa压力下沥青质沉淀量随注气体积的变化；
[0023]
图3是不同注入压力下ⅰ类储层岩心饱和水t2谱分布；
[0024]
图4是不同注入压力下ⅰ类储层岩心孔隙堵塞率随压力的变化；
[0025]
图5是不同注入压力下ⅰ类储层岩心饱和水t2谱分布；及孔隙堵塞率随压力的变化
[0026]
图6是不同注入压力下ⅰ类储层岩心孔隙堵塞率随压力的变化；
[0027]
图7是不同注入压力下ⅲ类储层岩心饱和水t2谱分布；
[0028]
图8是不同注入压力下ⅲ类储层岩心孔隙堵塞率随压力的变化。
具体实施方式
[0029]
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
[0030]
致密轻质油藏注co2开发往往伴随着严重的沥青质沉积现象，对微纳米级孔喉进行堵塞，影响原油采收率。传统研究致密储层co2驱过程中孔喉堵塞程度的方法具有一定局限性，只是简单的在不同渗透率级别岩心下开展实验研究，没有深入考虑微观孔隙结构特征参数的影响。
[0031]
为了准确评价不同微观孔隙结构类型储层的孔喉堵塞程度，本发明提出一种不同孔隙结构致密储层co2驱沥青质沉积作用下孔喉堵塞特征评价方法，该方法具体按照如下步骤实施：
[0032]
s1，依据扫描电镜、高压压汞、铸体薄片和核磁共振等实验测试，选取孔隙度、渗透率、可动流体饱和度、可动流体孔隙度、排驱压力、中值压力、分选系数、孔喉半径、最大进汞饱和度、孔喉组合以及孔隙类型等致密储层评价参数，建立致密储层分类评价标准；
[0033]
s2，在高压下，将配制好的地层原油样由中间容器转入pvt容器中，加热至储层温度并恒温恒压放置；然后将一定物质的量co2气体注入pvt容器中，加压至单相混合后恒压放置；
[0034]
s3，依据步骤s1中致密储层分类评价标准，选取3类储层具有代表性的岩样进行驱替实验：采用分子真空泵从夹持器两端同时对3类岩心抽真空，然后向岩心中饱和地层水，并对饱和地层水后的岩心进行核磁扫描，得到驱替前岩心初始饱和水的t2谱；为了排除地层水对信号的干扰，再用添加了1.5wt％mncl2的地层水驱替原来岩心中饱和的地层水；
[0035]
s4，将岩心夹持器升温至储层温度，岩心加压后，再以恒速模式向3类岩心中饱和地层原油，直至出口端不再出水为止；
[0036]
s5，通过细管实验测得地层原油与co2最小混相压力，向3类岩心中以 0.1ml/min恒速注入co2气体，打开出口阀门，用回压阀控制出口压力恒定至泡点压力，采集产出原油样品。当岩心出口不产油时，当岩心出口不产油时，停止驱替，记录驱替过程中co2注入量、岩心压力和产油产水量；
[0037]
s6，用石油醚反复清洗岩心，重复步骤s3-s5，再次饱和地层水和饱和地层油状态下的岩心进行核磁扫描，然后进行不同压力值的co2驱替实验；然后进行下一个压力点co2驱替实验，在不同的压力驱替下，会得到岩心不同的驱替前后饱和地层水核磁共振曲线，用于计算孔隙结构堵塞程度。
[0038]
s7，计算致密储层co2驱过程中沥青质沉积作用下3类岩心微观孔隙结构堵塞程度，并对比分析：
[0039][0040]
式中，孔喉堵塞率p是指不同注入压力下co2驱替前后岩心不同孔径孔隙中饱和水量之差驱替前岩心对应孔径孔隙中初始饱和水量的比值。t
2,min
、t
2,max
为t2谱分布中不同孔径孔隙对应的最小和最大驰豫时间，ms；w
i,0
为驱替前岩心初始饱和水的t2谱分布对应的振
幅；w
i,d
为驱替后岩心再次饱和水的t2谱分布对应的振幅。
[0041]
实施例
[0042]
为了准确评价不同微观孔隙结构类型储层的孔喉堵塞程度，以鄂尔多斯地区长 8致密轻质油藏为例，利用本发明不同孔隙结构致密储层co2驱沥青质沉积作用下孔喉堵塞特征评价方法，对沥青质沉积对3类储层的孔喉堵塞特征的影响进行评价，具体包括以下步骤：
[0043]
步骤1、依据扫描电镜、高压压汞、铸体薄片和核磁共振等实验测试，选取孔隙度、渗透率、可动流体饱和度、可动流体孔隙度、排驱压力、中值压力、分选系数、孔喉半径、最大进汞饱和度、孔喉组合以及孔隙类型等致密储层评价参数，建立鄂尔多斯盆地长8致密储层3种类型储层分类评价标准；
[0044]
本次研究对30块岩心样品进行扫描电镜、高压压汞、铸体薄片和核磁共振等分析，选取孔隙度、渗透率、排驱压力、中值压力、分选系数、孔喉半径、最大进汞饱和度、孔喉组合以及孔隙类型等作为储层评价的特征参数，建立了鄂尔多斯油田长8油层组的3种类型储层分类评价标准(表1)。
[0045]ⅰ类储层是3种类型储层中物性及孔隙结构最好的储层，此类储层所占比例约为18.6％。ⅰ类储层平均孔隙度为10.5％，平均渗透率为0.25md。根据核磁共振 t2谱可知，参见图1(a)和图1(b)，ⅰ类储层t2谱形态主要为双峰，两峰清晰分开，且基本对称，可动原油饱和度60.5％以上，平均可动原油饱和度67.2％，可动流体孔隙6.1％。平均排驱压力为0.73mpa，分选系数为1.4～2.9，平均孔喉半径为0.58μm，最大平均进汞饱和度为87.31％。孔隙类型多以粒间原始孔、溶蚀和微裂缝为主，喉道类型以孔隙缩小型喉道为主。
[0046]ⅱ类储层物性比ⅰ类储层差，该类储层在长8油层组中所占比例约为46.5％。ⅱ类储层平均孔隙度为8.8％，平均渗透率为0.14md。t2谱形态主要为左峰高于右峰的双峰形态，可动原油饱和度为40.3％～60.5％，可动原油孔隙度为2.1％～4.2％。排驱压力高于ⅰ类储层，平均值为1.43mpa，分选系数为1.6～3.7，平均孔喉半径为0.41μm，最大平均进汞饱和度为85.41％。孔隙类型多为岩屑溶孔和粒间孔，喉道类型主要为缩颈型喉道和弯片状喉道。以ⅱ类储层中有代表性的1号岩样为例，由图1(a)和图1(c)可知，排驱压力为0.89mpa，最大进汞饱和度为84.84％。 t2谱分布中左峰高于右峰，右峰发育相对较弱，可动原油饱和度为28.8％，可动原油孔隙度为2.7％。
[0047]ⅲ类储层物性最差，在长8油层组中所占比例约为35％，平均孔隙度为7.2％，平均渗透率为0.08md。相比前两类储层，ⅲ类储层平均可动原油饱和度仅为27.2％，可动原油孔隙度为1.1％，t2谱主要为束缚流体峰，呈现明显的单峰形态，表明此类储层小孔喉含量多，连通性差，束缚流体含量大。平均排驱压力高达3.69mpa，分选系数为2.6～4.8，平均孔喉半径为0.14μm，最大平均进汞饱和度为64.31％。孔隙类型以微孔和晶间孔为主，喉道类型以管束状喉道为主。以ⅲ类储层中有代表性的36号岩样为例参见图1(d)，排驱压力为3.75mpa，最大进汞饱和度为67.26％。 t2谱分布为单峰，孔隙中出现死孔隙和堵塞喉道的比例较高，连通性差。
[0048]
表1研究区长8储层孔隙结构分类标准
[0049][0050]
步骤2、在高压(高于沥青质析出压力)50mpa情况下，将配制好的地层原油样由中间容器转入pvt容器中，加热至储层温度68℃并恒温恒压放置48h；然后将一定物质的量co2气体注入pvt容器中，加压至单相混合后恒压放置72h；
[0051]
从pvt容器顶部恒压取出5g油样，缓慢脱气后，测定取出原油中沥青质含量。然后用地层原油中原有的沥青质减去测定完取出原油中的沥青质，就是在岩心中所沉积的沥青质。
[0052]
co2驱替实验所用岩心分别为3种不同孔隙结构类型储层的典型岩样各1块，每块岩样未观测到有裂缝存在，基本参数如表2所示。实验原油为配制的地层轻质原油，地层原油泡点压力为8.5mpa，溶解气油比为54.8cm3/cm3，储层条件(24mpa、68℃)下的密度为0.822g/cm3。原油中沥青质含量为3.2wt％。实验所用地层水为根据实际地层水分析资料配制的等矿化度的模拟地层水，地层水型为nahco3，矿化度为12210mg/l。实验所用co2气体的纯度为99.99％。所选3块岩心的基本物性测试结果表明，3块岩心孔隙度、渗透率、孔喉半径差异较大，孔隙结构有明显差异，但岩心矿物组成相近(表2、表3)。因此，co2驱油实验结果的不同主要是因为孔喉结果不同所导致。此外，3块岩心中碳酸盐矿物和黏土矿物含量较低，co2‑ꢀ
岩石-地层水相互作用较弱，在驱替过程中的矿物溶蚀沉积反应也越弱，可以有效的突出沥青质沉积对孔喉结构的伤害作用。
[0053]
表2实验岩心基本物性参数
[0054][0055]
表3岩心矿物种类及含量
[0056][0057]
步骤3、依据致密储层分类评价标准，选取3类储层具有代表性的岩样进行驱替实验，采用分子真空泵从夹持器两端同时对3类岩心抽真空48h，然后向岩心中饱和地层水，并对饱和地层水后的岩心进行核磁扫描。为了排除地层水对信号的干扰，再用添加了1.5wt％mncl2的地层水驱替原来岩心中饱和的地层水，驱替5pv 后再对此状态下的岩心进行核磁扫描，并将此信号作为基准信号。
[0058]
步骤4、将岩心夹持器升温至68℃，岩心加压至30mpa后，再以恒速 (0.01ml/min)模式向3类岩心中饱和地层原油，直至出口端不再出水为止，对此状态下的岩心进行核磁扫描，计算岩心初始含油饱和度；
[0059]
步骤5、细管实验测得地层原油与co2最小混相压力为18mpa。向3类岩心中以0.1ml/min恒速注入co2气体，打开出口阀门，用回压阀控制出口压力恒定至泡点压力8.5mpa，采集产出原油样品。当岩心出口不产油时，停止驱替，记录驱替过程中co2注入量、岩心压力和产油产水量。
[0060]
步骤6、用石油醚反复清洗岩心，重复步骤(3)-(5)，并对再次饱和地层水状态下的岩心进行核磁扫描。然后进行下一个压力点co2驱替实验，驱替压力分别为9、13、18、22、26mpa。
[0061]
步骤7、计算致密储层co2驱过程中沥青质沉积作用下3类岩心微观孔隙结构堵塞程度，并对比分析：
[0062][0063]
式中，孔喉堵塞率p是指不同注入压力下co2驱替前后岩心不同孔径孔隙中饱和水量之差驱替前岩心对应孔径孔隙中初始饱和水量的比值。t
2,min
、t
2,max
为t2谱分布中不同孔径孔隙对应的最小和最大驰豫时间，ms；w
i,0
为驱替前岩心初始饱和水的t2谱分布对应的振幅；w
i,d
为驱替后岩心再次饱和水的t2谱分布对应的振幅。
[0064]
从上述不同孔隙结构致密储层co2驱沥青质沉积作用下孔喉堵塞特征评价方法得到的结果分析：
[0065]
1、注入压力和注气体积对沥青质沉积的影响
[0066]
通过对比co2驱替后3种储层岩心中沥青质沉淀量随压力的变化，如图2(a) 可知，3种储层岩心的沥青质沉淀随着注入压力的升高而不断增加。当注入压力由 13mpa增加到18mpa时，3种类型储层岩心的沥青质沉淀量大幅升高，其中ⅰ类储层沥青质沉积量增加了0.8wt％，ⅱ类储层增加了0.9wt％，ⅲ类储层增加了0.7wt％，而后当压力继续增加时，沥青质沉淀量的增加幅度变缓。当注入压力由18mpa增加到26mpa时，3类储层岩心的沥青质沉淀
量有一定程度增加，但增加幅度较 13-18mpa下要小。其中ⅰ类储层沥青质沉积量增加了0.8wt％，ⅱ类储层增加了 0.9wt％，ⅲ类储层增加了0.7wt％，而后当压力继续增加时，沥青质沉淀量的增加幅度变缓。此外，通过对比13mpa(非混相)和22mpa(混相)注入压力下不同注入体积随沥青质沉淀量的变化关系(图2b-图2c)可知，在13mpa注入压力下，ⅰ类储层在注入体积为0.5pv～1.0pv之间，沥青质沉淀量增加较多，增加了0.5wt％，最大达到1.4wt％，ⅱ类储层沥青质沉淀量增加平缓，最大到0.9wt％，ⅲ类储层沥青质沉淀量也增加缓慢，最大达到0.8wt％。但在22mpa压力下，初期的co2注入量为0.5pv时，3类储层类型岩心的沥青质沉淀量快速大幅上升，其中ⅰ类储层沥青质沉淀量最大达到2.4wt％，ⅱ类储层沥青质沉淀量达到1.7wt％，ⅲ类储层最小为1.65wt％。而后随着注气体积的增加，3类储层岩心沥青质沉淀量的增加幅度降低；这是因为在非混相驱替过程中，饱和co2的原油动态向前移动，原油浓度的差异会造成co2在不同浓度原油中传递和扩散，对原油体系中胶束平衡性造成破坏。而在混相驱替过程中混相过渡带的形成和移动又会加速和加重对原油平衡体系的破坏，导致沥青质大量、快速析出。又因为ⅰ类储层中小孔隙含量少，大孔隙含量较多，因此饱和油量多，导致沥青质沉积量最大，而ⅱ、ⅲ类小孔隙含量多，在未混相前，小孔隙中的原油很难被驱替出来，沥青质主要在大孔隙中沉积，混相后，由于co2的强的抽提萃取能力，加速了沥青质在小孔隙中的沉积。
[0067]
2、不同类型储层孔喉堵塞特征
[0068]
2.1
ꢀⅰ
类储层孔喉堵塞特征
[0069]
根据ⅰ类储层岩心co2驱替前岩心初始饱和水状态下的t2谱可知，该分布为右峰高于左峰的连续双峰状态，说明岩心中大孔隙发育，大孔隙体积所占比例较高，且孔喉间连通性较好。将实验岩心孔隙类型划分为2类，即小孔隙(弛豫时间介于 0.2～20.5ms)和大孔隙(对应弛豫时间介于20.5～1000ms)。由图3-图4可以看出，ⅰ类储层的孔喉堵塞率随注入压力的升高而逐渐增大，大孔隙堵塞率较小孔隙要大。当注入压力小于18mpa时，大孔隙堵塞率要高于小孔隙堵塞率，这是因为co2与原油为非混相，co2作为非润湿相首先会进入阻力较小的大孔隙，并在压差和扩散作用下进入大孔隙周围的小孔隙，溶解于原油中，不断挤占胶质的空间，造成原油体系平衡性破坏，沥青质在大孔隙中的沉积要比小孔隙多。当压力达到18mpa后，大小孔隙堵塞率均大幅度上升，其中小孔隙堵塞率增加了4.3％，大孔隙堵塞率增加了10.13％。这是因为此时co2与原油达到混相条件后，co2抽提萃取能力也大幅提高，原油平衡性瞬间被破坏，在驱替大孔隙中原油的同时小孔隙中原油也会被大量驱替出来，导致沥青质大量沉积，孔隙堵塞率大幅度增加。随着压力继续增加至26mpa，co2在原油体系中溶解度趋于饱和状态，导致沥青质沉积量增加幅度较小，孔隙堵塞率增加幅度变缓。
[0070]
2.2
ꢀⅱ
类储层孔喉堵塞特征
[0071]
由ⅱ类储层岩心co2驱替前岩心初始饱和水状态下的t2谱可知，该分布为左锋高于右峰的连续双峰形态，说明岩心小孔隙发育程度较大孔隙要好，小孔隙体积所占比例高，连通性相比与ⅰ类储层要差。从图5-图6可以看出，ⅱ类储层岩心孔喉堵塞率随着压力的增大而增大，大、小孔隙堵塞率均有一定程度的增加。当压力小于18mpa时，大、小孔隙均发生堵塞现象，大孔隙堵塞率比小孔隙堵塞率高9.36％，这也是因为未混相前，co2优先进入阻力较小的大孔隙，导致大孔隙中的沥青质沉淀量要多于小孔隙。当压力到达18mpa时，大小孔隙的堵塞率均大幅度上升，其中大孔隙堵塞率增加了10.56％，小孔隙堵塞率增加了
10.5％。随着驱替压力的增加，孔喉堵塞率增加缓慢。这因为达到混相压力后，co2的萃取抽提能力变强，加速了沥青质的沉积，大、小孔隙的堵塞率均增加。当压力继续增加至26mpa时，大、小孔隙的堵塞率均增加，但增幅较缓。
[0072]
2.3
ꢀⅲ
类储层孔喉堵塞特征
[0073]
由ⅲ类储层岩心co2驱替前岩心初始饱和水状态下的t2谱可知，该分布为左峰高于右峰的不连续双峰状态，说明岩心中微纳孔隙发育，小孔隙体积所占比90％以上，孔喉间连通较差。由图7-图8可知，ⅲ类储层岩心的大、小孔隙的孔喉堵塞率均随压力增大而增加，但小孔隙孔喉堵塞率要比大孔隙要大。当压力低于18mpa 时，大、小孔隙均有一定程度的堵塞，大孔隙堵塞率高于小孔隙，这是因为co2与原油未达到混相状态前，co2优先进入阻力较小的大孔隙，与原油发生置换作用，导致沥青质主要在大孔隙里沉积。当压力达到18mpa时，小孔隙堵塞率大幅度上升，增加了16.18％，大孔隙增加幅度较低，仅为8.26％。这是因为达到混相压力后，co2与原油达到混相条件，此时co2抽提萃取能力也大幅提高，大孔隙中的大部分原油被驱替出来，迫使co2进入原油的小孔隙、甚至死孔隙，将原油抽提出来，导致小孔隙中原油体系平衡发生变化，沥青质快速沉淀析出。当压力继续增加至 26mpa时，大、小孔隙的孔喉堵塞率均缓慢增加，但增加幅度较混相前要小。小孔隙的孔喉堵塞率增加幅度较大孔隙的孔喉堵塞率增加幅度要大。这是因为大孔隙中原油继续被开采出来，增驱油效率增加幅度较小，孔喉堵塞率较小。而小孔隙中的原油继续被大幅度开采出来，孔喉堵塞率相对较大。
[0074]
通过以上分析可以看出：
[0075]
(1)致密轻质油藏长8油层组按孔隙度、渗透率、可动流体饱和度、排驱压力以及最大进汞饱和度等参数将储层类型可划分为ⅰ、ⅱ、ⅲ类。3种类型储层对应的储集性能和渗流能力依次降低，储层物性及孔隙结构依次变差。
[0076]
(2)沥青质沉淀量随co2注入比例和注入压力的升高而增大；在co2非混相驱中，沥青质沉积主要在大孔隙中发生沉积；在co2混相驱中，由于co2强抽提萃取作用，大小孔隙中都有大量沥青质沉积，其中ⅰ类储层的沥青质沉积量最多，ⅱ类次之，ⅲ类最低。
[0077]
(3)3种类型储层岩心的孔喉堵塞率均随着压力升高而增加；ⅲ类储层的大小孔隙堵塞率均最高，ⅱ类储层次之，ⅰ类最小；在co2非混相驱中，ⅲ类储层大、小孔隙堵塞率增加幅度较大，ⅱ类储层小孔隙堵塞程度增幅要高于大孔隙，ⅰ类储层大、小孔隙堵塞程度均缓慢增加；在co2混相驱中，ⅲ类储层小孔隙堵塞率增幅度高于大孔隙。ⅱ类储层大、小孔隙堵塞率增幅均变缓。ⅰ类储层大、小孔隙堵塞率继续增加，但增幅要高于ⅱ类储层。
[0078]
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。