吉木薩爾凹陷頁巖油物性變化規(guī)律

姚振華，覃建華，高陽，陳超，劉振平，張效恭

（中國石油 新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖于2011 年在吉25 井中產(chǎn)出工業(yè)油流，后續(xù)部署一系列探井均獲油流，但由于頁巖儲(chǔ)集層孔滲低和非均質(zhì)性強(qiáng)，單井產(chǎn)量差異大，穩(wěn)產(chǎn)能力弱，直井難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。借鑒國外頁巖油開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，2012 年采取水平井體積壓裂[1-4]的方式，在吉172_H 井獲高產(chǎn)工業(yè)油流，在頁巖油開發(fā)方式的探索中取得突破。2016 年開發(fā)試驗(yàn)水平井JHW025 井日產(chǎn)油量最高達(dá)108.5 t，證實(shí)通過地質(zhì)工程一體化，即優(yōu)選甜點(diǎn)、提高儲(chǔ)集層鉆遇率和優(yōu)化壓裂改造措施，可大幅度提高單井產(chǎn)量。

然而，由于吉木薩爾凹陷頁巖油藏具有儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)、下甜點(diǎn)原油黏度高等特點(diǎn)[5-7]，水平井體積壓裂開采過程中產(chǎn)量遞減快，自噴期內(nèi)產(chǎn)量年遞減率超過80%，衰竭式開發(fā)預(yù)測(cè)采收率低，僅7.2%，且產(chǎn)出原油物性變化復(fù)雜。因此，有必要開展頁巖納米孔隙原油賦存狀態(tài)與產(chǎn)出原油物性變化規(guī)律研究、老井剩余油物性與分布特征研究，通過表征頁巖油物性與分布，為研究區(qū)頁巖油藏開發(fā)提高采收率提供依據(jù)。

1 原油物性測(cè)試分析

根據(jù)吉木薩爾凹陷老井的產(chǎn)出頁巖油物性分析結(jié)果，結(jié)合地質(zhì)、測(cè)井和試井資料，研究典型井產(chǎn)出原油物性變化規(guī)律。J10022_H 井原油乳化較為嚴(yán)重，原油黏度高，對(duì)生產(chǎn)造成一定影響，因此，通過乳化實(shí)驗(yàn)和組分測(cè)定，分析吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油藏油井產(chǎn)出液的乳化原因。

1.1 原油物性及生產(chǎn)特征

通過數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)，吉木薩爾凹陷頁巖儲(chǔ)集層下甜點(diǎn)油質(zhì)較重，原油膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量較上甜點(diǎn)高，黏度較大，含蠟量和凝固點(diǎn)較低（表1），下甜點(diǎn)的膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量整體高于上甜點(diǎn)。

表1 研究區(qū)蘆草溝組頁巖儲(chǔ)集層甜點(diǎn)原油物性對(duì)比Table 1.Comparison of physical properties of crude oil from shale sweet spots in the Lucaogou formation in the study area

進(jìn)一步研究發(fā)現(xiàn)，蘆草溝組頁巖油藏原油黏度與飽和烴含量、芳香烴含量、膠質(zhì)含量、瀝青質(zhì)含量以及含蠟量均近似呈指數(shù)關(guān)系，與原油密度呈明顯指數(shù)關(guān)系?；诖?，對(duì)鉆遇上甜點(diǎn)的23 口井和鉆遇下甜點(diǎn)的17 口井，分別進(jìn)行多元回歸計(jì)算，建立原油黏度與飽和烴含量、芳香烴含量、膠質(zhì)含量、瀝青質(zhì)含量、含蠟量和密度的表達(dá)式：

式中μo1——上甜點(diǎn)原油黏度，mPa·s；

μo2——下甜點(diǎn)原油黏度，mPa·s；

ρ——原油密度，g/cm3；

ω1——飽和烴含量，%；

ω2——芳香烴含量，%；

ω3——膠質(zhì)含量，%；

ω4——瀝青質(zhì)含量，%；

ω5——含蠟量，%。

選取J10002_H 井、JHW036 井和J10022_H 井的數(shù)據(jù)驗(yàn)證上述公式，原油黏度測(cè)試值分別為58 mPa·s、55 mPa·s和198 mPa·s，計(jì)算值分別為52 mPa·s、49 mPa·s和218 mPa·s，擬合效果較好。

鑒于地面原油黏度與溫度呈明顯指數(shù)關(guān)系，通過擬合地面原油黏溫測(cè)試曲線，可進(jìn)一步推算地層原油黏度。依據(jù)此方法，計(jì)算的JHW023井和J10022_H井的地層原油黏度與PVT實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)吻合度較高。

通過將上甜點(diǎn)典型井JHW023 井、JHW033 井和JHW036 井，以及下甜點(diǎn)典型井J10002_H 井、J10012_H 井和J10022_H 井進(jìn)行對(duì)比，研究區(qū)蘆草溝組頁巖油物性變化可劃分4 種類型，其變化與動(dòng)用的儲(chǔ)集層層位有一定關(guān)聯(lián)，其中蘆二段原油黏度隨產(chǎn)量增加的變化較小，蘆一段原油黏度隨產(chǎn)量增加明顯下降（表2）。

表2 研究區(qū)蘆草溝組頁巖油藏水平井生產(chǎn)特征Table 2.Production data from horizontal wells in the shale reservoir of the Lucaogou formation in the study area

頁巖儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)，各生產(chǎn)井儲(chǔ)集層鉆遇率不同，尤其是各類儲(chǔ)集層鉆遇率差異較大。不同類型儲(chǔ)集層的交替動(dòng)用，導(dǎo)致井口產(chǎn)出原油黏度呈現(xiàn)4 種變化特征：無明顯變化（Ⅰ類或Ⅱ類+Ⅲ類儲(chǔ)集層鉆遇率大于90%）、微幅降低（Ⅰ類儲(chǔ)集層鉆遇率較高）、明顯降低（Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)集層鉆遇率較為平均）、微幅上升（Ⅱ類+Ⅲ類儲(chǔ)集層鉆遇率較高）。

1.2 原油乳化實(shí)驗(yàn)

鉆遇下甜點(diǎn)的J10022_H 井產(chǎn)出原油乳化現(xiàn)象嚴(yán)重，對(duì)生產(chǎn)影響較大。為究其乳化原因，取J10012_H井、J10022_H井和吉176井原油樣品開展乳化實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明，下甜點(diǎn)原油普遍發(fā)生乳化，在含水率高于30%時(shí)，由于彈性模量增加，導(dǎo)致乳狀液黏度激增，含水率升高可能是導(dǎo)致原油乳化的主要原因（圖1）。

通過分析13 口典型井原油黏度與原油四組分含量的關(guān)系可知，整體而言，隨著膠質(zhì)含量和芳香烴含量上升，飽和烴和瀝青質(zhì)含量降低，原油黏度上升。因此，膠質(zhì)含量是影響原油乳化的主要因素（表3）。

表3 研究區(qū)典型井原油四組分含量與黏度統(tǒng)計(jì)Table 3.Statistics of four components and viscosity of the crude oil from typical wells in the study area

分析典型井原油酸值和族組分可以發(fā)現(xiàn)，隨著原油黏度上升，原油酸值明顯升高，且膠質(zhì)含量和原油酸值呈正相關(guān)。高黏度原油的膠質(zhì)含量高，黏彈性較強(qiáng)，乳狀液難以發(fā)生碰撞和聚并，油包水型乳狀液穩(wěn)定；低黏度原油的膠質(zhì)含量低，油包水型乳狀液不穩(wěn)定。

通過進(jìn)一步分析，典型井原油油水比為2∶1 時(shí)，膠質(zhì)可以使油水體系完全乳化，隨后使芳香烴和瀝青質(zhì)乳化，飽和烴無乳化能力。在模擬原油脫水過程中，膠質(zhì)和瀝青質(zhì)有模糊的油水過渡帶，而芳香烴分層明顯，表明膠質(zhì)和瀝青質(zhì)對(duì)乳狀液的穩(wěn)定性貢獻(xiàn)較大。

典型井原油族組分黏度測(cè)定結(jié)果表明，模擬油的黏度：膠質(zhì)＞芳香烴＞飽和烴＞瀝青質(zhì)。膠質(zhì)黏度遠(yuǎn)高于其他組分，表明膠質(zhì)是乳狀液黏彈性結(jié)構(gòu)的主要組成，是影響原油黏度和乳化增黏的最主要因素。

綜上所述，膠質(zhì)含量的增加，是原油乳化增黏的主控因素。原油高黏度區(qū)域的膠質(zhì)含量高，導(dǎo)致乳狀液的彈性模量高，加重了油水乳化，影響了油田生產(chǎn)。

1.3 水相組成對(duì)原油乳化的影響

用不同組分的水相溶液，對(duì)不同原油樣品，按照不同含水率進(jìn)行乳化實(shí)驗(yàn)，其中水相溶液包括地層水、二氧化硅納米顆粒水溶液和表面活性劑水溶液；原油樣品取自J10022_H 井、J10012_H 井和吉176 井。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，不同水溶液與原油均形成油包水型乳狀液，無法自發(fā)形成穩(wěn)定的水包油型乳狀液；表面活性劑和納米顆粒均影響原油的乳化；低含水時(shí)表面活性劑和納米二氧化硅的降黏效果很差，甚至起到反作用，高含水時(shí)表面活性劑可以破壞乳狀液的彈性，從而阻止原油乳化，降黏效果顯著。

2 原油賦存狀態(tài)與產(chǎn)出物性變化

構(gòu)建納米孔隙原油賦存模型，模擬巖石介質(zhì)、孔隙尺寸、原油組成和不同組分的競(jìng)爭(zhēng)吸附對(duì)原油賦存狀態(tài)的影響。利用分子動(dòng)力學(xué)模擬方法，表征不同條件下納米孔隙中頁巖油賦存狀態(tài)，揭示壓裂開采前后原油分布變化，為后續(xù)提高采收率提供依據(jù)。

2.1 原油賦存模型建立

研究區(qū)蘆草溝組原油主要由飽和烴、芳香烴和瀝青質(zhì)組成[8-13]，地層溫度為80 °C，壓力為40 MPa，原油中的飽和烴和芳香烴分別用正己烷和甲苯替代，密度分別為0.652 3 g/cm3和0.846 5 g/cm3，以二氧化硅代替頁巖，建立原油賦存模型。

2.2 巖石表面潤(rùn)濕性校驗(yàn)

建立足夠大的二氧化硅超晶胞表面，以確保水滴能夠完全潤(rùn)濕，構(gòu)建包含508 個(gè)水分子的水滴結(jié)構(gòu)，在NVT系統(tǒng)下進(jìn)行1 ns的分子動(dòng)力學(xué)模擬，平衡后計(jì)算得到的潤(rùn)濕角為100.2°，與吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖儲(chǔ)集層中性偏油濕相符。

2.3 原油多組分的賦存狀態(tài)

在油藏高壓條件（80 °C、40 MPa）條件下，對(duì)多組分原油在5 nm 二氧化硅孔隙內(nèi)達(dá)到吸附平衡后的模型進(jìn)行密度分析。結(jié)果表明，在孔隙體系中的原油多組分中，芳香烴（甲苯）在最靠近壁面處成對(duì)稱吸附層；飽和烴（正己烷）在靠近芳香烴（甲苯）處有一個(gè)穩(wěn)定的吸附層，在孔隙中部均勻分布；瀝青質(zhì)較為均勻地分布在孔隙中部，未在壁面出現(xiàn)吸附層（圖2）。

2.4 孔隙尺寸對(duì)賦存狀態(tài)影響

在油藏溫壓條件下，孔隙直徑分別為2 nm、5 nm和9 nm 時(shí)，分析正己烷在白云石孔隙中的密度分布。在2 nm 孔隙中，正己烷形成5 個(gè)吸附層，全部以吸附態(tài)存在，吸附層密度較大（油質(zhì)較重），基本無游離態(tài)烴；在5 nm 和9 nm 孔隙中，正己烷形成6 個(gè)吸附層，游離態(tài)烴占據(jù)一定位置，且9 nm 孔隙中游離態(tài)烴占比最大，低密度區(qū)也最大（圖3）。這與共聚焦顯微鏡觀測(cè)到的小孔隙中原油吸附態(tài)占比高、密度較大，大孔隙中原油游離態(tài)占比高、密度較小的結(jié)果一致。

2.5 原油組分對(duì)賦存狀態(tài)影響

在油藏溫壓條件下，分別對(duì)正己烷與甲苯在5 nm二氧化硅孔隙內(nèi)達(dá)吸附平衡后的模型進(jìn)行密度分析。結(jié)果表明，甲苯在二氧化硅表面出現(xiàn)明顯吸附現(xiàn)象，密度分布顯示其主要呈現(xiàn)2 個(gè)對(duì)稱吸附峰，計(jì)算得吸附態(tài)占比約80.0%；正己烷在孔隙壁面形成3 個(gè)對(duì)稱的吸附層，吸附層厚度為2.614 nm，吸附態(tài)占比52.3%。芳香烴在巖石表面吸附量較高，孔隙中部分子密度明顯較低，芳香烴在巖石孔隙中吸附態(tài)占比高于飽和烴的吸附態(tài)占比（圖4）。相比于飽和烴，芳香烴更易吸附于巖石表面，衰竭式開發(fā)時(shí)更難被動(dòng)用。

2.6 巖石組分對(duì)賦存狀態(tài)影響

在油藏溫壓條件下，對(duì)正己烷在5 nm 白云石和二氧化硅孔隙內(nèi)達(dá)到吸附平衡后的模型進(jìn)行密度分析。正己烷在白云石孔隙中的密度分布變寬，這是因?yàn)樵吞畛淞司婵紫叮f明正己烷與晶面之間產(chǎn)生了吸附作用。正己烷在白云石與二氧化硅表面均呈現(xiàn)3 層吸附，在白云石和二氧化硅孔隙中的吸附態(tài)占比分別為52.6%和52.3%，正己烷在白云質(zhì)巖孔隙吸附態(tài)占比與其在粉砂巖孔隙吸附態(tài)占比基本相當(dāng)。相較粉砂巖，原油更易吸附于白云質(zhì)巖孔隙壁面。

2.7 油和水競(jìng)爭(zhēng)吸附對(duì)賦存狀態(tài)影響

在油藏溫壓條件下，分別對(duì)正己烷和水在5 nm二氧化硅孔隙內(nèi)達(dá)到吸附平衡后的模型進(jìn)行密度分析。加入水時(shí)，吸附峰值增大，中部峰值增大，但吸附趨勢(shì)基本不變，認(rèn)為水對(duì)原油分布影響不大，水可以吸附在巖石表面，從而一定程度降低飽和烴的吸附態(tài)占比（圖5）。加入水后，正己烷（飽和烴）與巖石吸附結(jié)合能略有降低，但吸附趨勢(shì)并未發(fā)生明顯改變，因此水相（壓裂液）無法有效動(dòng)用吸附態(tài)原油，可見注入水對(duì)于原油吸附趨勢(shì)的影響不大。

2.8 油和CO2競(jìng)爭(zhēng)吸附對(duì)賦存狀態(tài)影響

在油藏溫壓條件下，分別對(duì)正己烷和CO2、甲苯和CO2在5 nm 二氧化硅孔隙內(nèi)達(dá)到吸附平衡后的模型進(jìn)行密度分析。注入CO2可有效減少原油吸附量，且對(duì)芳香烴解吸效果優(yōu)于飽和烴，使產(chǎn)出液中重?zé)N組分含量增高。注入CO2后，甲苯（芳香烴）、正己烷（飽和烴）與巖石吸附程度均降低，幾乎降至相當(dāng)水平，且甲苯與巖石的結(jié)合能降幅更大。注CO2吞吐效果較好，采收率提升至37%左右，能有效動(dòng)用大孔道中的原油。

2.9 巖心核磁共振微觀分析

對(duì)J10024 井取自Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)集層的含油巖心樣品進(jìn)行壓裂液滲吸實(shí)驗(yàn)，壓裂液滲吸平衡時(shí)間約為50 h，Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)集層滲吸率分別為33.59%、12.33%和9.96%，可見壓裂液自發(fā)滲吸率極低。

選用J10025 井巖心進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，核磁共振縱向馳豫時(shí)間T1和橫向弛豫時(shí)間T2監(jiān)測(cè)發(fā)現(xiàn)，驅(qū)替過程中游離態(tài)原油信號(hào)量下降明顯，吸附態(tài)原油基本無變化。因此，注入壓裂液主要?jiǎng)佑么罂紫吨杏坞x態(tài)原油，水驅(qū)效率約25%。

3 剩余油物性與分布特征

基于吉木薩爾凹陷地質(zhì)模型建立單井模型，結(jié)合試井、測(cè)井、生產(chǎn)等資料，對(duì)地質(zhì)儲(chǔ)量、裂縫參數(shù)和生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行擬合，分析研究區(qū)油藏生產(chǎn)過程中原油的物性變化。

3.1 地質(zhì)建模與數(shù)值模擬

頁巖儲(chǔ)集層物性較差，投產(chǎn)前必須經(jīng)過水力壓裂，因此，研究壓裂裂縫參數(shù)對(duì)分析頁巖油開采至關(guān)重要?；谘芯繀^(qū)地質(zhì)模型導(dǎo)入網(wǎng)格、屬性、井?dāng)?shù)據(jù)等，建立J10022_H 井的單井地質(zhì)模型，導(dǎo)入數(shù)據(jù)體進(jìn)行擬合。

通過調(diào)整凈毛比、體積修正系數(shù)等，擬合模型儲(chǔ)量與實(shí)際地質(zhì)儲(chǔ)量。J10022_H 井實(shí)際地質(zhì)儲(chǔ)量為36.0×104t，模型儲(chǔ)量為36.9×104t，擬合誤差2.5%，精度滿足要求。

基于試井分析設(shè)定相關(guān)參數(shù)：裂縫半長(zhǎng)為56 m，裂縫條數(shù)為48 條，裂縫區(qū)域滲透率為90.43 mD，水平井段長(zhǎng)度為900 m，單井控制儲(chǔ)量為36.9×104m3，地層平均壓力為41.25 MPa。

頁巖儲(chǔ)集層壓裂改造體積和地質(zhì)儲(chǔ)量分別為329.0×104m3和36.0×104m3，擬合結(jié)果分別為317.7×104m3和36.9×104m3；累計(jì)產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)水量分別為4 200 m3和4 321 m3，擬合結(jié)果分別為4 112 m3和3 872 m3。擬合誤差均小于10%，滿足精度要求。

3.2 原油物性變化規(guī)律

3.2.1 儲(chǔ)集層地質(zhì)模型劃分

基于地質(zhì)工程一體化單井模型，綜合考慮儲(chǔ)集層長(zhǎng)度、水平井段長(zhǎng)度、地層孔隙度及滲透率等關(guān)鍵參數(shù)，劃分出Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)集層，并結(jié)合不同時(shí)間段采出原油的黏度，對(duì)不同儲(chǔ)集層的流體進(jìn)行劃分（表4），以期更接近實(shí)際油藏[14-18]，為揭示產(chǎn)出原油物性變化規(guī)律及剩余油分布特征奠定基礎(chǔ)。

表4 3類儲(chǔ)集層地質(zhì)模型原油各組分含量及黏度統(tǒng)計(jì)Table 4.Statistics of viscosities and components of the crude oil from 3 types of reservoir geological models

J10022_H 井Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)集層鉆遇率分別為41%、41%和13%，原油黏度分別為257.1 mPa·s、339.7 mPa·s和572.1 mPa·s。生產(chǎn)初期儲(chǔ)集層綜合動(dòng)用，產(chǎn)出原油黏度波動(dòng)；后期Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)集層逐漸停止動(dòng)用，產(chǎn)出原油黏度逐漸降低，綜合考慮滲透率、孔隙度等參數(shù)，建立3類儲(chǔ)集層的單井地質(zhì)模型。

3.2.2 數(shù)值模擬結(jié)果分析

經(jīng)分析可知，Ⅰ類儲(chǔ)集層的供液能力及產(chǎn)油能力最好，Ⅱ類儲(chǔ)集層次之，Ⅲ類儲(chǔ)集層最差。隨著生產(chǎn)時(shí)間的增加，Ⅰ類儲(chǔ)集層對(duì)產(chǎn)油的貢獻(xiàn)率增大，Ⅲ類儲(chǔ)集層對(duì)產(chǎn)油的貢獻(xiàn)率減小。各類儲(chǔ)集層產(chǎn)油貢獻(xiàn)率的變化，造成了產(chǎn)出原油物性的變化，產(chǎn)出原油的黏度和密度均隨著生產(chǎn)時(shí)間的增加呈下降趨勢(shì)，與現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試結(jié)果一致，表明該模型與實(shí)際油藏匹配度較高。

Ⅰ類儲(chǔ)集層初始含油飽和度高，含油飽和度下降快；Ⅲ類儲(chǔ)集層初始含油飽和度低，含油飽和度下降慢；Ⅰ類和Ⅱ類儲(chǔ)集層地層壓力下降較慢，Ⅲ類儲(chǔ)集層地層壓力下降較快。采出原油主要由裂縫及裂縫改造區(qū)貢獻(xiàn)。

衰竭式開發(fā)過程中，Ⅰ類儲(chǔ)集層原油黏度降幅最小，為8.9%；Ⅱ類儲(chǔ)集層原油黏度降幅次之，為14.8%；Ⅲ類儲(chǔ)集層原油黏度降幅最大，為23.7%。Ⅲ類儲(chǔ)集層原油初始黏度高，黏度下降快；Ⅰ類儲(chǔ)集層原油初始黏度低，黏度下降慢；Ⅲ類儲(chǔ)集層原油黏度下降快的原因是壓力衰竭較快。

Ⅰ類儲(chǔ)集層動(dòng)用程度最大，為56.5%，Ⅱ類儲(chǔ)集層動(dòng)用程度次之，為39.0%，Ⅲ類儲(chǔ)集層動(dòng)用程度最小，為4.5%，Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)集層的原油動(dòng)用范圍均逐漸減小。

3.3 J10022_H井原油物性變化

設(shè)計(jì)衰竭式開發(fā)和注CO2吞吐開發(fā)2種方案數(shù)值模擬原油物性變化，設(shè)定壓力為21 MPa，油氣產(chǎn)量為80 m3，注入速度為78 000 m3/d，注入時(shí)間為30 d，燜井時(shí)間為30 d。

注CO2吞吐開發(fā)后，3 類儲(chǔ)集層的動(dòng)用程度均增大，Ⅰ類儲(chǔ)集層優(yōu)先動(dòng)用，日產(chǎn)油量增幅最大；注CO2吞吐后期，Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)集層才得以動(dòng)用，動(dòng)用程度逐漸增大。

衰竭式開發(fā)和注CO2吞吐開發(fā)過程中，Ⅰ類和Ⅱ類儲(chǔ)集層原油黏度明顯下降，Ⅲ類儲(chǔ)集層原油黏度無明顯變化（圖6）。

4 結(jié)論

（1）吉木薩爾凹陷下甜點(diǎn)原油密度較大，原油膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量較上甜點(diǎn)高，黏度也較大，在膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量之和為30%～40%時(shí)，原油黏度存在突增現(xiàn)象；地面原油黏度與飽和烴、芳香烴、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)和蠟含量及原油密度均呈指數(shù)關(guān)系。

（2）在大孔隙內(nèi)油質(zhì)較輕、吸附態(tài)原油占比較低，原油重質(zhì)組分易于吸附在巖石小孔隙壁面，衰竭式開發(fā)難以動(dòng)用吸附態(tài)原油；注CO2吞吐開發(fā)可以有效減少孔隙中的吸附態(tài)原油，且對(duì)芳香烴解吸效果優(yōu)于飽和烴，使產(chǎn)出組分變重。

（3）采用衰竭式開發(fā)時(shí)，Ⅰ類儲(chǔ)集層的供液能力、動(dòng)用程度和產(chǎn)油能力均為最高，Ⅱ類儲(chǔ)集層次之，Ⅲ類儲(chǔ)集層最差，地層原油黏度降幅則正好相反；不同類型儲(chǔ)集層的交替動(dòng)用導(dǎo)致井口產(chǎn)出原油黏度呈現(xiàn)4 種變化特征：無明顯變化、微幅降低、微幅上升和明顯降低。

（4）蘆草溝組下甜點(diǎn)原油普遍發(fā)生乳化，含水率大于30%時(shí)彈性模量增加，導(dǎo)致乳狀液黏度激增，含水率可能是導(dǎo)致原油乳化對(duì)不同生產(chǎn)井影響差異的主要原因。高黏區(qū)域的膠質(zhì)含量激增，乳狀液彈性模量升高，原油乳化增黏嚴(yán)重，加重了油水乳化及其對(duì)生產(chǎn)的影響。油藏高含水期加入表面活性劑可破壞乳狀液彈性，從而降低乳狀液黏度。