第1章 绪论
低渗特低渗油藏在我国已发现和开发的油藏中占有相当大的比例，典型的如鄂尔多斯盆地低渗特低渗油藏。该类油藏储层物性差、地质条件和渗流机理复杂，单井控制储量低、产量低、产量下降快、稳产状况差、采收率低。
低渗特低渗油藏在开采过程中难以建立有效的驱替系统，导致采收率低。实现这类油藏的经济高效开发是业界公认的世界性难题。低渗透油藏开采方法主要包括注水开发、气驱采油、压裂技术、微生物采油、蓄能增渗采油等，其中蓄能增渗有望成为低渗透油藏有效开发的重要措施。
1.1 蓄能增渗开发研究现状
2014年，Dutta等[1]采用计算机断层扫描（computed tomography，CT）技术，监测向岩心注入流体时岩心内部的流体分布状况。结果表明：在闷井过程中，储层基质与注入流体发生了渗吸作用，使基质内原油被置换出，基质含水饱和度增加；此外，反排时的含水饱和度与关井时一致，在闷井结束后，束缚水很难流动。
2015年，Wang和Leung[2]针对储层水力压裂过程采用数值模拟手段进行了研究，分析了不同储层条件下压裂的现象，结果发现：在闷井期间注入流体通过渗吸作用进入储层基质，增加了基质的含水饱和度，次生裂缝的分布及性质、基质的渗透率、流体注入速度及闷井时间对渗吸作用有显著影响。
2015年，张红妮和陈井亭[3]针对低渗透油藏蓄能压裂进行了研究，以吉林油田外围井区为例，通过室内裂缝模拟及现场试验，对裂缝参数、注采参数以及闷井时间进行了优化。
2016年，Ghanbari和Dehghanpour[4]采用数值模拟手段对水力压裂进行了研究，研究表明，闷井过程中压裂水的逆流吸附可以在裂缝中置换出部分页岩气，闷井后开发初期产量主要取决于储层特征与闷井时间。
2017年，尚世龙[5]通过数值模拟手段，模拟了压裂注入、压后关井及生产过程，分析了不同地质和工艺参数对产能的影响，并对压后关井时间、支撑剂沉降与回流等问题进行了深入研究。研究结果表明，压裂液注入量、裂缝导流能力、储层润湿性及毛管力等因素对压后产能有显著影响。关井时间的延长会导致开井后初期产油量增加，但累计产油量下降。
2020年，苏幽雅等[6]针对定边地区致密储层开展了蓄能压裂开发，现场应用效果表明，蓄能式体积压裂技术显著提高了致密油的初期产能。彭b、姚c两口井压后试采产量分别为4.5t和6.0t，是同区块直井常规压裂投产产量的3～5倍。闷井时间对产能有显著影响，较长的闷井时间有助于开井后前期日产油量的提升，但累计产油量并非随闷井时间而线性增加。因此，确定合理的关井时间对于压后排液和产油量至关重要。
2021年，段美恒[7]针对低渗透油藏研究了蓄能压裂技术，对6口井进行了不同蓄能方式、不同压裂参数的对比实验，根据实验结果进行了压裂参数的确定，采用双层自蓄能配合压裂规模优化能够有效提高单井产量，降低成本。
2022年，易勇刚等[8]研究了在玛湖凹陷砾岩油藏中应用CO2前置蓄能压裂技术的效果及其作用机制，结果表明：CO2水溶液对玛湖凹陷主力产油层岩心中的碳酸盐岩具有较强的溶蚀作用，其置换原油的效果优于纯CO2或水。CO2水溶液通过物理和化学作用（溶蚀矿物、增加孔隙度和渗透率）提高了置换原油的效率，7天的置换率达到40.96%。此外，CO2水溶液对提高储层物性有显著效果。
2022年，樊兆颖[9]研究了在某油田致密油储层区块水平井中应用蓄能体积压裂工艺技术的现场试验情况及其效果。结果表明，体积压裂改造工艺结合带压作业工艺，配合小簇间距和蓄能设计方法，能有效提高致密油区块水平井单井产量，改善开采效果。
通过分析国内外研究成果发现，低渗透油藏蓄能开发过程中，主要是通过低渗透储层闷井过程中高毛管力的渗吸作用，实现油水置换以提高产量。国内外学者主要通过数值模拟手段对闷井阶段的闷井时间、闷井效果等开展研究并进行现场应用，但对于蓄能增渗整体研究较少，对于蓄能增渗注入阶段及闷井后开发阶段工艺参数研究较少。
1.2 特低渗油藏岩心实验研究现状
目前高速水驱所带来的影响比较模糊，低渗透油藏的储层物性、矿物敏感性及注水速度对高速注水开发的注入能力、压力变化及提采效果的机理及影响规律尚不明确。国内外学者针对低渗岩心注水影响因素已开展了大量的研究。
1995年，Laribi等[10]研究了垂直于层状结构的两相流在异质正交层状系统中的计算，介绍了在垂直层状系统中两相流的实验和理论结果，特别是流动垂直于层状结构的情况。
2010年，王瑞飞等[11]选取鄂尔多斯盆地延长组典型岩心进行水驱油实验，结果表明，可动油饱和度是影响驱油效率的主要参数，特低渗砂岩油藏水驱后还有很大的挖掘潜力。
2011年，高辉等[12]针对鄂尔多斯盆地砂岩油藏进行了驱替实验研究。实验结果表明，特低渗透储层在油水两相流动方面存在显著差异，这导致了较大的流动阻力，进而影响了驱油效率。为优化水驱的过程并提升效率，应采取措施来尽可能减少油水之间的渗流差异。
2017年，李滔等[13]利用储层真实砂岩岩心构建了微观渗流模型，开展了油水两相驱替的实验研究。他们结合毛管力*线分析，揭示了砂岩孔隙结构对水驱效率的影响。研究结果表明，砂岩的孔隙结构与驱油效率之间存在正相关关系，即孔隙结构越好，水驱的效率越高。
2017年，Kim和Lee[14]采用砂岩样品进行岩心驱替实验，对低盐度水驱中黏土类型和含量引起的相对渗透率变化进行了研究。使用JBN（Johnson，Bossler，Naumann）方法从实验中测量了相对渗透率*线。从结果来看，移动范围减小的相对渗透率*线与高岭石的黏土含量成正比。
2017年，王伟等[15]开展了CO2与原油的相态实验以及岩心驱替实验，研究了CO2非混相驱油技术提高油田采收率的机理。均质岩心驱替实验结果表明，与水驱相比，CO2非混相驱技术能够有效提升驱油效率，具体表现为，在原有水驱基础上增加了23.25%的采收率。
2018年，Alhuraishawy等[16]采用低盐度水驱实验研究了注入水的盐度和老化时间对提高低渗透砂岩储层采收率能力的影响。结果表明，较低浓度盐水采收率较高，低盐度水驱通过释放沙粒和一些细小矿物质导致流道变窄，从而重新分配了流道。因此，低盐度水驱可以创造新的流线，并提高采收率。
2018年，杨富祥等[17]针对大庆油田的低渗透扶余油层岩心进行了水驱实验。实验发现，在低渗透储层中，原油流动受到油水界面流体作用的影响，存在一个启动压力。这个启动压力与储层的渗透率呈现出相同的变化趋势。这个现象表明，低渗透岩心的*佳注入速度相对于中高渗透岩心来说较低。
2020年，陈涛平等[18]以大庆外围YS油田的特低渗透油层为背景在室内分别选用30cm长的低渗透、特低渗透天然岩心，各进行了5种不同驱替方案的实验研究，确定了CO2-N2复合驱中CO2合理段塞尺寸及驱油效果，验证了数值模拟计算的可靠性。
2022年，Li等[19]通过岩心驱替实验和核磁共振实验定量确定了砂岩储层的水敏性，岩心样品的渗透率和孔隙度随着水敏/锁水破坏的发生而显著降低。
2022年，Kozhevnikov等[20]进行了可变速率岩心驱替实验，在恒定的围压下以循环流速进行流体注入，结果表明多孔介质渗透率显著降低，在整个注入过程中渗透率变化与有效应力无关，存在明显的渗透率滞后现象。
2023年，鲁明晶等[21]通过开展室内长岩心高速注水实验，探究不同储层物性及敏感性对采出程度和压力传导的影响。结果表明：岩心渗透率越低，高速注水效果越明显，低渗岩心注入端压差是高渗岩心的8.5倍，采出程度低渗岩心是高渗岩心1.04倍。
国内外学者针对特低渗油藏进行的水驱油研究表明，特低渗油藏*佳注入速度的确定以及注水方式对水驱油效率有极大影响，有必要对特低渗油藏真实岩心水驱油*佳注入速度进行深入研究。
1.3 微观渗流机理研究现状
在油气资源开采过程中，多孔介质中的两相微观流动对提高油田的开发效率和研究流体力学至关重要。为了深入探究这一现象，研究人员主要采用了两种研究手段：实验和数值模拟。
2015年，吴聃等[22]通过毛细管模型研究了微观剩余油的形成过程，并构建了玻璃刻蚀模型进行微观水驱实验，研究微观水驱过程中的渗流机制。根据微观水驱后剩余油的分布特征，建立了一套定量的剩余油微观判识分类标准，将剩余油划分为五种主要类型：滴状、柱状、油膜型、分枝状和连片型。
2016年，秦梓钧等[23]为研究气液两相流在特定条件下的流动特性，设计了一套在30°向上倾斜管道中的实验方案。他们进行了实验观察并绘制了相应的流型图。为验证数值模拟在气液两相流研究中的适用性，运用COMSOL Multiphysics软件进行了数值模拟，模拟了在相同条件下气液两相流在不同时间点的体积分数分布。通过对比实验数据和数值模拟结果，秦梓钧等发现COMSOL Multiphysics软件在模拟向上倾斜管道中气液两相流流型方面表现出较高的准确性和可信度。这一发现表明，数值模拟可以作为一种有效的工具，用于分析和预测气液两相流的流型。
2016年，高亚军等[24]为深入探究流体在微观尺度上的两相渗流特性和驱油机制，引入水平集算法，并结合纳维-斯托克斯（Navier-Stokes）方程构建了描述两相流动的微观渗流数学模型。随后，他们采用有限元方法对这些方程进行了数值求解。为了验证数值模拟的准确性，高亚军等又进行了微观玻璃刻蚀模型的驱替实验。通过将实验结果与数值模拟的结果进行对比，证实了数值模拟方法在模拟微观两相渗流和驱油效果方面的有效性和可靠性，为流体微观两相渗流的研究提供了一种新方法。
2017年，赵习森等[25]针对鄂尔多斯盆地从孔隙组合类型的角度出发，通过真实砂岩水驱等实验手段标定了不同孔隙组合类型下的主流喉道半径以及可动流体饱和度的大小，明确了不同孔隙组合类型的驱替类型及残余油的赋存状态。
2017年，Ren等[26]针对鄂尔多斯盆地采用铸体薄片核磁共振等手段将水驱特征的渗流路径划分为均质渗流、网状-均质渗流、指状-网状渗流和指状渗流4种类型，其水驱效率依次降低。剩余油70%以上以绕流渗流和油膜形式存在。
2019年，Fang等[27]针对非均质低渗透油藏，通过光刻玻璃微观驱替实验研究不同驱油介质的驱替效率，结果表明，在模型渗透率相同的条件下，聚合物表面活性剂驱的驱替效率*好，其次是聚合物表面活性剂二元驱。
2019年，Wu等[28]针对低渗透油藏利用扫描电子显微镜（SEM）、微型计算机（MICP）、核磁共振波谱（NMR）和X射线实验对几种低渗透多孔介质孔隙空间的几何和拓扑特性进行了表征，提出了一种受新孔形因子约束的二维图像孔径计算方法，使用该方法可以更有效地对比多孔介质孔隙的孔径分布。
2022年，Ren等[29]针对低渗砂岩采用铸体薄片分析、扫描电子显微镜（扫描电镜）、微观驱替等方法研究了不同孔隙结构对驱替效率的影响，结果显示：孔喉尺寸越小，驱替效率越低，随注入水体倍数的增加，驱替效率增长不大。
2023年，Wang等[30]针对低渗透油藏，采用纳米流体结合储层微观模型驱替实验，研究油水分布及运移特征。研究结果发现，纳米流体将剩余油分割为小油滴形式，并通过多孔介质中的高毛管力特征将其置换。此外，纳米流体形成的高强度界面膜抑制了油滴的聚集，提高了孔隙内原油的流动能力。
2023年2月，刘薇薇等[31]采用了CT扫描与常规驱替实验相结合的方法，对比分析了不同驱替阶段微观剩余油的分布情况及其影响因素。结果显示，在水驱阶段，原油的动用效果主要受到微观孔隙结构的影响。在连通性较好的大孔道中，微观剩余油更容易被水驱排出。相反，在连通性
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