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一.混相驅(qū)替、多相驅(qū)替概念

混相驅(qū)替和多相驅(qū)替是油田開發(fā)中常用的兩種驅(qū)替方法，用于提高原油采收率。

1. 混相驅(qū)替（Miscible Displacement）：混相驅(qū)替是指在油藏中注入與原油可溶的驅(qū)替劑，形成一種可混合的兩相體系。驅(qū)替劑通常是液體或氣體，如液體的烴類溶劑（如丁烷、甲醇）或氣體的二氧化碳。混相驅(qū)替的關(guān)鍵是使驅(qū)替劑與原油發(fā)生充分的溶解，形成一個(gè)均勻的混合物，從而降低原油的黏度，提高流動(dòng)性，并推動(dòng)原油向井口移動(dòng)?；煜囹?qū)替通常適用于高粘度原油和較深的油藏。

2. 多相驅(qū)替（Multiphase Displacement）：多相驅(qū)替是指在油藏中注入不可溶的驅(qū)替劑，形成多相體系。通常使用的驅(qū)替劑是水或氣體（如水驅(qū)油或氣驅(qū)油）。多相驅(qū)替的關(guān)鍵是通過調(diào)控注入驅(qū)替劑的性質(zhì)和控制注入方式，使驅(qū)替劑與原油形成不同相的分層，從而推動(dòng)原油向井口移動(dòng)。多相驅(qū)替通常適用于較淺的油藏或原油黏度較低的情況。

混相驅(qū)替和多相驅(qū)替的選擇取決于油藏的特征、地質(zhì)條件、經(jīng)濟(jì)考慮和可用資源等因素。在實(shí)際應(yīng)用中，常常需要通過實(shí)驗(yàn)室研究、數(shù)值模擬和現(xiàn)場試驗(yàn)等手段來評估和優(yōu)化驅(qū)替效果，并制定相應(yīng)的注入和采集策略。

二.核磁共振技術(shù)在混相驅(qū)替、多相驅(qū)替提高采收率中的應(yīng)用

核磁共振技術(shù)（NMR）在混相驅(qū)替、多相驅(qū)替過程中可以發(fā)揮重要作用，有助于提高采收率。核磁共振技術(shù)基于油藏巖石中的核磁共振現(xiàn)象，可以提供有關(guān)原油和巖石孔隙中流體分布和性質(zhì)的信息。

通過應(yīng)用核磁共振技術(shù)，可以實(shí)時(shí)監(jiān)測油藏中的相態(tài)變化和流體分布情況，進(jìn)而優(yōu)化混相驅(qū)替、多相驅(qū)替過程，提高采收率。下面是核磁共振技術(shù)在混相驅(qū)替、多相驅(qū)替中的幾個(gè)應(yīng)用方面：

1.流體飽和度測量：核磁共振技術(shù)可以用于準(zhǔn)確測量原油、水和氣體在油藏中的飽和度分布。這有助于確定每個(gè)相態(tài)的分布情況，為混相驅(qū)的優(yōu)化提供實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)支持

2.孔隙尺寸和孔隙率評估：通過核磁共振技術(shù)，可以獲取巖石孔隙的尺寸分布和孔隙率等信息。這對于理解孔隙結(jié)構(gòu)、流體在孔隙中的分布以及混相驅(qū)的效果評估至關(guān)重要。

3.驅(qū)替效果評估：核磁共振技術(shù)可以監(jiān)測驅(qū)替過程中不同相態(tài)的流體在油藏中的移動(dòng)和分布情況。這有助于評估混相驅(qū)的效果和優(yōu)化驅(qū)替策略，提高采收率。

4.通量分布分析：核磁共振技術(shù)還可以通過測量油藏中的流體通量分布，揭示流體在油藏中的流動(dòng)路徑和驅(qū)替效率。這對于確定混相驅(qū)的工藝參數(shù)和優(yōu)化注入劑的使用有重要意義。

綜上所述，核磁共振技術(shù)在混相驅(qū)過程中提供了對油藏中流體分布和性質(zhì)的實(shí)時(shí)監(jiān)測和評估，有助于優(yōu)化驅(qū)替策略、改善采收率。

三.核磁共振技術(shù)頁巖二氧化碳混相驅(qū)油提高采收率應(yīng)用案例

砂巖（a）頁巖（b）CO₂混相驅(qū)替過程T₂ 譜

采收率隨CO₂注入量的變化 砂巖（b）頁巖（c）

文中頁巖的T₂ 分布可分為不可動(dòng)油和游離油，界限為3ms。砂巖游離油峰(100ms)的T₂ 大于頁巖 (11ms)，說明砂巖的平均孔徑大于頁巖。從0h的 T₂ 譜分布曲線可以得到不可動(dòng)油占比，頁巖的不可動(dòng)油孔隙度低于游離油孔隙度。與砂巖相比，頁巖注入同等量的二氧化碳，采收率顯著低于砂巖。

參考文獻(xiàn)：*Chaofan Zhu, J. J. Sheng, Amin Ettehadtavak, et al. Numerical and experimental study of enhanced shale-oil recovery by CO₂ miscible displacement with NMR[J]. Energy & Fuels, 2020, 34, 1524-1536.