在伊朗一个碳酸盐储层中，对不同二氧化碳注入浓度下从注入点到生产井位置沥青质逐渐沉淀及矿物重新沉积的过程进行了实验室研究：这为二氧化碳增强采油（CO? EOR）和碳封存技术提供了新的见解

　　CO?和燃汽注入对伊朗碳酸盐储层沥青质沉淀及矿物溶解的影响研究。采用复合岩心及8个单岩心样本，通过静态SEM/XRD分析和动态气驱实验，发现CO?因高溶解性和低混相压力（3134 psi）显著提升采收率（64%），但导致最大渗透率下降30.79%；燃汽（含20%-60% CO?）采收率较低（33%-54%），但渗透率降幅仅7.64%-18.08%。矿物溶解与沥青质沉积共同导致岩心堵塞，近井注入端沉积最严重（Plug A渗透率降39.09%）。研究表明燃汽在储层稳定性与采收率间取得平衡，建议根据地质条件优化气体类型组合。

　　
该研究针对伊朗南部碳酸盐储层的CO?及燃煤气体（含不同浓度CO?）注入过程，系统评估了气驱过程中沥青质沉淀与矿物溶解/再沉淀对储层渗透性的影响，并对比了不同气体的采收效率与储层损害程度。研究结合静态溶解实验与动态气驱实验，揭示了气体组成、注入路径及储层结构对沉积损害的差异化作用，为碳酸盐储层中EOR与碳封存协同优化提供了关键数据支撑。

### 储层特征与实验设计
研究聚焦伊朗某碳酸盐储层，初始条件为压力4100 psi、温度74°C。储层以白云岩（79.1%-84.2%）为主，伴生少量方解石（0.3%-1.2%）、黏土（0.2%-0.7%）及少量含铁矿物（如Ankerite）。岩心渗透率介于1.39-3.89 mD，孔隙度12.24%-15.85%，初始含油饱和度82.48%-82.99%，油品为石蜡-沥青质混合型（SARA分析显示沥青质含量5.75%）。实验采用四组独立岩心（A-D）组成复合岩心进行气驱，另四组岩心（E-H）用于矿物动态响应研究。

### 关键发现与对比分析
#### 1. 气体互溶性及初始沉积风险
通过Slim-tube模拟与ECLIPSE软件计算，纯CO?的最低互溶压力（MMP）为3134 psi，显著低于Flue Gas 1（6190 psi）、Flue Gas 2（5420 psi）和Flue Gas 3（4740 psi）。这表明CO?在储层条件下更易与原油互溶，从而降低初始沥青质沉淀风险。然而，实验显示CO?因更强的极性相互作用，反而引发更严重的后续沉积。

#### 2. 油气采收率与渗透率损害
- **纯CO?**：采收率最高（64%），但岩心整体渗透率下降30.79%。复合岩心实验显示，注入端岩心A渗透率下降达39.09%，而生产端岩心D仅下降10.33%。动态测试表明，CO?溶解性增强原油流动性，但溶解的碳酸盐矿物在压力梯度下向高渗通道迁移并再沉淀。
- **燃煤气体**：采收率介于33%-54%，其中Flue Gas 3（60% CO?）采收率最高（54%），但渗透率下降18.08%。值得注意的是，Flue Gas 1（20% CO?）因气体组成中N?比例高，其互溶性虽低，但沥青质沉积量（平均8.72 mg/岩心）显著低于CO?（平均134.42 mg/岩心）。

#### 3. 沉积机制与矿物动态
SEM分析显示，CO?注入后岩心表面形成致密沥青质层，孔隙通道堵塞率达50%-80%。矿物溶解实验表明，CO?与 formation water（总矿化度173,769 mg/L）反应生成碳酸，导致白云岩（CaMg(CO?)?）与方解石（CaCO?）溶解，形成高浓度HCO??溶液（离子浓度增加导致pH下降）。动态气驱中，溶解矿物向高渗区域迁移，在岩心E（近端）形成溶蚀孔洞（孔隙度增加10.62%），而岩心H（远端）因再沉淀导致渗透率下降4.95%。

### 工程应用启示
1. **气体选择策略**：在低渗透碳酸盐储层（平均初始渗透率2.23 mD）中，CO?虽能实现更高采收率，但需配合周期性注入水或化学抑制剂以控制沉积。燃煤气体（尤其是含N?比例高的气体）虽采收率较低，但可规避高CO?浓度导致的严重损害。
2. **注入路径优化**：实验证实，注入端岩心沉积量是生产端岩心的3-4倍。建议采用段塞注入（如CO?-水交替注入）或分层注入技术，优先在高渗透层段注入CO?以最大化采收率，同时通过燃煤气体维持低渗透层段的通导性。
3. **矿物动态调控**：储层矿物溶解可提升渗透率（如岩心E溶解度增加24.53%），但需控制再沉淀速率。实验表明，在注入压力4100 psi下，矿物再沉淀量占溶解量的15%-30%，需通过调整注采压差或添加分散剂（如聚丙烯酰胺）抑制。

### 研究局限与未来方向
1. **储层非均质性简化**：复合岩心虽模拟了多尺度非均质性，但未考虑天然裂缝网络的影响。未来需采用三维连续岩心样本（如全岩心CT扫描）量化天然裂缝对沉积分布的调控作用。
2. **长期动态监测不足**：实验周期（18天恢复润湿性）不足以完全反映储层长期演化。建议延长实验周期至6-12个月，模拟长期注入后的矿物再沉淀与沥青质老化过程。
3. **多组分耦合效应待明确**：实验未涉及H?S或硫化物矿物与CO?的协同反应。需进一步研究含硫碳酸盐储层中H?S与CO?的竞争反应机制。

### 结论
该研究证实了碳酸盐储层中CO?与燃煤气体的差异化作用：CO?通过极性相互作用增强原油流动性，但其高溶解性引发显著沥青质沉积；燃煤气体（尤其含N?比例高者）虽采收率较低，但通过降低互界面张力（CO?与原油界面张力降至1.26 dyne/cm）和抑制矿物再沉淀，实现储层损害可控。建议在碳酸盐储层实施EOR时，优先采用CO?预驱（采收率提升至60%以上）结合燃煤气体维持的分层注采方案，在近井带（距离注入口<10 m）以CO?为主，远井带（>50 m）以燃煤气体为主，可平衡采收率与储层稳定性。