CN111537541B

CN111537541B - 致密油藏co2驱储层动用特征评价方法

Info

Publication number: CN111537541B
Application number: CN202010456667.8A
Authority: CN
Inventors: 黄兴; 赵金省; 李天太
Original assignee: Xian Shiyou University
Current assignee: Xian Shiyou University
Priority date: 2020-05-26
Filing date: 2020-05-26
Publication date: 2023-04-07
Anticipated expiration: 2040-05-26
Also published as: CN111537541A

Abstract

本发明公开了一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法，通过对致密油藏储层微观孔隙结构进行分类评价，按照储层分类标准将其分为第一类、第二类和第三类；之后从第一类、第二类和第三类中各取样至少一块岩心，对三种不同类型的岩心进行饱和模拟地层水；向已饱和好模拟地层水的岩心，继续饱和原始脱水脱气原油；之后进行细管实验，确定CO₂与原油的最小混相压力；最后进行二氧化碳驱油实验，并对不同实验压力下的岩心进行核磁共振T₂谱采样，计算出相应的驱油效率，实现对致密储层不同压力下CO₂驱油过程中大小孔隙的动用特征评价，为致密油藏合理高效开展CO₂驱提供了方法和依据。

Description

致密油藏CO2驱储层动用特征评价方法

技术领域

本发明属于致密油藏技术领域，具体涉及一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法。

背景技术

近年来，随着常规油气资源日益减少，世界范围内加大了对非常规能源，特别是致密油气的勘探开发。

由于致密油藏的储层在沉积过程中受到不均匀的成岩和压实作用，导致目标储层岩石致密且具有很强的非均质性，孔隙度范围为1.15～15.54％，渗透率范围为0.03～4.5×10^-3μm²。复杂的孔隙结构特征导致注水开发效果很差，无效水循环严重。亟需在重新认识储层的基础上，开展三次采油提高采收率技术的研究，以解决目前困境。

CO₂驱作为三次提高原油采收率主要技术已经得到了越来越广泛的应用。在油藏高温高压条件下，注入的CO₂气体为超临界状态，其独特的相态特征能够与原油互溶并发生传质作用，在降低原油黏度和界面张力的同时还能进入水相无法波及到的微小孔隙，提高驱替效率、扩大水驱波及面积。但由于岩心为密闭黑箱环境，很难直接观测和测量不同孔隙中原油动用特征和剩余油分布特征。目前，国内外学者主要采用岩心薄片微观模型、在线CT扫描技术和核磁共振等方式来研究岩心中流体渗流特征和剩余油分布特征。岩心薄片微观模型属于一维模拟，且很难对剩余油进行量化表征。而在线CT扫描虽然能够提供直观的剩余油分布图像，但扫描结果的精确程度与图像处理和分辨率高低有很大关系，主观影响严重，且无法对不同孔径孔喉内油相的变化进行定量分析。

发明内容

为了解决上述问题，本发明提供一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法，通过对不同孔隙结构类型的岩心进行研究，为致密油藏合理高效开展CO₂驱提供了方法和依据。

本发明所采用的技术方案是：

一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法，具体按照如下步骤实施：

S1，对致密油藏储层微观孔隙结构进行分类，按照储层分类标准将其分为第一类、第二类和第三类；

S2，从所述S1中的第一类、第二类和第三类中各取样至少一块岩心，对三种不同孔隙结构类型的岩心进行饱和模拟地层水；

S3，向已饱和好模拟地层水的岩心，继续饱和原始脱水脱气原油；

S4，进行细管实验，确定CO₂与原油的最小混相压力；

S5，进行二氧化碳驱油实验，并对不同实验压力下的岩心进行核磁共振T₂谱采样，计算出相应的驱油效率，实现对致密储层不同压力下CO₂驱油过程中大小孔隙的动用特征评价。

优选地，所述S5中进行二氧化碳驱油实验，并对不同实验压力下的岩心进行核磁共振T₂谱采样，具体为：

S51，通过中间容器憋压，将实验压力升至相应的注气压力；

S52，在所述S51的不同注气压力下从岩心的入口端向岩心中注入二氧化碳，直至岩心出口端不产油为止；

其中，在S52中，记录二氧化碳注入量以及产油量，并对实验后的岩心进行T2谱采样。

优选地，所述S1中的储层分类标准为：

根据岩心的孔隙度、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、最大进泵饱和度以及孔喉组合参数进行分类。

优选地，所述S2中对三种不同孔隙结构类型的岩心进行饱和模拟地层水，具体为：

首先对岩心进行清洗、烘干，之后将岩心放入夹持器中，加围压2～3MPa后对岩心抽真空12h，然后充分饱和模拟地层水，并对此状态下岩心进行T₂谱采样。

优选地，所述S3中向已饱和好模拟地层水的岩心，继续饱和原始脱水脱气原油，具体为：

在温度60℃下向岩心中以0.01mL/min的速度注入脱水脱气原油驱替岩心中的地层水，直至出口端不出水为止；并且，当连续3次测量油相渗透率误差小于5％时，停止注入脱气原油，并对此状态下岩心进行T₂谱采样。

优选地，所述S51中不同的注气压力包括：6MPa、12MPa、18MPa和22MPa。

优选地，所述S52中还包括：

当岩心出口端不产油时，继续注入2PV的二氧化碳。

与现有技术相比，本发明通过对致密油藏的岩心进行孔隙结构的判断，按照储层分类标准将其分为第一类、第二类和第三类；之后从第一类、第二类和第三类中各取样至少一块岩心，之后对三种不同类型的岩心进行饱和模拟地层水；然后向进行饱和模拟地层水之后的岩心中注入脱气原油驱替岩心中的地层水；之后进行细管实验，确定最小混相压力；最后向岩心中注入二氧化碳，同时对该状态下的岩心进行采样，得出驱油效率，实现对储层动用特征的评价，为致密油藏合理高效开展CO₂驱提供了方法和依据。

附图说明

图1是本发明实施例提供一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法的流程图；

图2是本发明实施例提供一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法中三类储层典型岩样驱油效率随驱替压力的变化；

图3是第一类储层20#岩样在不同驱替压力下驱替至剩余油状态时的T₂谱；

图4是第一类储层20#岩样在不同驱替压力下大、小孔隙内的驱油效率；

图5是第二类储层1#岩样在不同驱替压力下驱替至剩余油状态时的T₂谱；

图6是第二I类储层1#岩样在不同驱替压力下大、小孔隙内的驱油效率；

图7是第三类储层36#岩样在不同驱替压力下驱替至剩余油状态时的T₂谱；

图8是第三类储层36#岩样在不同驱替压力下大、小孔隙内的驱油效率；

图9是三种类型储层在不同驱替压力下小孔隙中驱油效率对比；

图10是三种类型储层在不同驱替压力下大孔隙中驱油效率对比。

具体实施方式

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。

本发明实施例提供一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法，如图1所示，具体按照如下步骤实施：

S4，进行细管实验，确定CO₂与原油的最小混相压力；

具体地，在所述S1中，根据岩心的孔隙度、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、最大进泵饱和度、孔喉组合以及空隙类型进行分类；

表1是通过对43块岩心样品进行扫描电镜、高压压汞、铸体薄片和核磁共振T2谱分析，选取了孔隙度、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11个参数作为储层评价的特征参数，建立了三类储层分类评价标准。

表1

第一类储层是三种储层类型中物性及孔隙结构最好的，但此类储层占比较低，仅为18.6％(43块样品中有8块属于这一类型)；此类储层的孔隙度为8～11.7％，渗透率为0.11～1.2×10-3μm2；根据核磁共振T₂谱可知，第一类储层T₂谱形态主要为双峰，两峰清晰分开，且基本对称；可动流体饱和度在62.5％以上，平均可动流体孔隙度为6.2％；平均排驱压力为0.75MPa，分选系数介于1.9～3.7，孔喉半径均值为0.55μm，进汞饱和度平均可达87.95％；孔隙类型多以粒间原始孔、溶蚀孔和微裂缝为主，喉道类型以孔隙缩小型喉道为主。

以第一类储层中有代表性的样品为例，其排驱压力为0.68MPa，最大进汞饱和度为86.78％；T₂谱分布中左峰对应驰豫时间所包络的面积与右峰驰豫时间所包络的面积基本相等，微裂缝较为发育，可动流体饱和度为68.5％，可动流体孔隙度为7.6％。

第二类储层比第一类储层偏差，但第二类储层占比较高，达到46.5％(43块样品中有20块属于这一类型)；第二类储层平均孔隙度为8.8％，平均渗透率为0.14×10^-3μm²；T₂谱形态主要为左峰高于右峰的双峰形态，可动流体饱和度为41.4～62.5％，可动流体孔隙度为2.2～4.3％；排驱压力高于第一类储层平均值为1.43MPa，分选系数介于0.1～2.6，平均孔喉半径为0.37μm，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。

以第二类储层中有代表性的样品为例，其排驱压力为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，可动流体饱和度为57.3％，可动流体孔隙度为3.9％。

第三类储层物性最差，但占比高达35％(43块样品中有15块属于这一类型)，平均孔隙度为7.7％，平均渗透率为0.08×10^-3μm²；相比前两类储层，第三类储层平均可动流体饱和度仅为28.6％，可动流体孔隙度为1.2％，T₂谱形态主要为束缚流体峰明显的单峰形态，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3.75MPa，分选系数介于0.1～2.2，平均孔喉半径为0.15μm，最大平均进汞饱和度为68.32％；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。

以第三类储层中有代表性的样品为例，其排驱压力为3.57MPa，最大进汞饱和度为67.26％。T₂谱分布为单峰，大中孔隙中出现死孔隙和堵塞喉道的比例较高，连通性差，可动流体饱和度仅为9.7％,可动流体孔隙度为1.2％。

在所述S2中，从所述S1中的第一类、第二类和第三类中各取样至少一块岩心，之后对岩心进行清洗、烘干，之后将岩心放入夹持器中，加围压2～3MPa后对岩心抽真空12h，然后充分饱和模拟地层水，并对此状态下岩心进行T₂谱采样；

具体地，T₂谱采样采用核磁共振技术，核磁共振技术是指利用氢原子核自身的磁性及其与外加磁场相互作用的原理，通过测量岩石孔隙流体中氢核核磁共振弛豫信号的幅度和弛豫速率，将采集到的信号经过数学反演建立T₂弛豫时间谱，来研究岩石孔隙结构的技术。核磁共振T₂谱横坐标表示弛豫时间，纵坐标表示不同弛豫时间组份所含份额。根据T₂弛豫时间表达式

(式中ρ为岩石表面弛豫强度常数，F_s为孔隙形状因子，与岩石孔隙半径r有关)，可知T₂值与岩石孔喉半径呈正比，即岩心中大孔隙对应的弛豫时间长，小孔隙对应的弛豫时间短。核磁共振T₂谱能够直接反映岩心中不同大小孔隙中流体的分布状况。根据前期核磁共振实验结果显示，研究区长8储层43块岩样标定的最佳离心力为1.85MPa，T₂截止值为4.78ms。由于核磁共振T₂谱和压汞曲线都能用于表征岩石内部孔隙结构分布，孔喉半径与驰豫时间T₂之间为正相关关系可互相转换，通过计算可知T₂截止值对应的可动流体最小孔喉半径为0.187μm。因此，本申请中定义T₂值在0.01～5ms范围内，即孔喉半径小于0.187μm的孔喉为小孔喉；T₂值在5～1000ms范围内，即孔喉半径大于0.187μm的孔喉为大孔喉。

S3，向已饱和好模拟地层水的岩心，继续饱和原始脱水脱气原油；具体为：在温度60℃下向岩心中以0.01mL/min的速度注入脱气原油驱替岩心中的地层水，直至出口端不出水为止；并且，当连续3次测量油相渗透率误差小于5％时，停止注入脱气原油，并对此状态下岩心进行T₂谱采样；

S4，进行细管实验，确定CO2与原油的最小混相压力；

S5，进行二氧化碳驱油实验，并对不同实验压力下的岩心进行核磁共振T₂谱采样，计算出相应的驱油效率，实现对致密储层不同压力下CO₂驱油过程中大小孔隙的动用特征评价，具体为：

S51，通过中间容器憋压，将实验压力升至相应的注气压力；相应的注气压力包括：6MPa、12MPa、18MPa和22MPa；

S52，在所述S51的不同注气压力下从岩心的入口端以0.1mL/min的注入速度向岩心中注入二氧化碳，直至岩心出口端不产油为止；

S53，当岩心出口端不产油时，继续注入2PV的二氧化碳；

在S52和S53中，记录二氧化碳注入量以及产油量，并对实验后的岩心进行T2谱采样。

具体过程中所用岩心分别为三种不同类型储层的典型岩样各4块，具体基本参数如表2所示；实验用油为地层脱气原油(地面条件下密度0.78×103kg/m3，黏度12.43mPa·s)与航空煤油按照体积1.5：1复配后的模拟油，复配后模拟油密度为0.74×103kg/m3，黏度为6.82mPa·s。

表2

通过S4中的细管实验可知，模拟油与CO₂的最小混相压力(MMP)为17.4MPa(实验温度为地层温度60℃)。实验用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，矿化度为3640mg/L，粘度为0.98mPa·s。同时在模拟地层水中添加了1.5％的氯化锰溶液，使地层水不产生核磁共振信号。实验所用CO₂气体的纯度为99.9％。实验温度为地层温度60℃。

通过对比三类储层岩心驱油效率(取每类储层下4块岩心驱油效率的平均值)(图2)可知，三类储层驱油效率均随着CO₂注入压力的升高而增大。当驱替压力低于MMP(17.4MPa)时，第三类储层的驱油效率最大，第二类储层次之，第一类储层驱油效率最低。当驱替压力升至22MPa(大于MMP)时，第二类储层的潜力被激发，驱油效率最大为66.1％；第三类储层次之，第一类储层最小，仅53.5％。

综上可知，第三类储层适合开展CO₂非混相驱，第二类储层适合开展CO₂混相驱。

根据第一类储层典型岩样(20#)在不同驱替压力下驱替至剩余油状态时的核磁共振T₂谱(图3)可知，当驱替压力低于MMP时，注入的CO₂仅能动用弛豫时间在5～1000ms大孔隙内赋存的油相，0.01～5ms范围内小孔隙的T₂幅度变化较小。当驱替压力升高至MMP时，大、小孔隙的T₂幅度值均明显降低，说明在混相压力下小孔隙中赋存的原油也逐渐被动用，且驱油效率不断增大。

根据图3可以计算出不同驱替压力下大、小孔隙的驱油效率(图4)，在驱替压力为6MPa下，CO₂基本全部进入了大孔隙中，大孔隙驱油效率为8.4％，而小孔隙内的驱油效率仅为0.9％。当压力升至12MPa时，注入的CO₂仍然会优先选择进入阻力较小的大孔隙，导致大孔隙内的驱油效率进一步增大(18.3％)，而小孔隙内的驱油效率增加幅度仅为1.4％。当压力升至18MPa时，大、小孔隙的驱油效率均大幅提高，小孔隙的驱油效率增大至26.2％，这是因为当驱替压力达到最小混相压力后，CO₂的抽提和蒸发能力增强，与原油间的界面张力消失，CO₂能够“畅通”进入原本阻力较大的小孔隙内，并以“活塞”的方式驱替原油，大幅提高驱油效率。当压力继续升高至22MPa后，大孔隙内的驱油效率为65.3％，高于小孔隙内的驱油效率53.8％，这主要是因为CO₂与原油混相是一个多次接触的过程，即使在高于混相压力下，CO₂仍然会优先进入大孔隙中，以大孔隙为主要流动通道并向周围的小孔喉扩散形成混相驱替。

由第二类储层典型岩样(1#)在不同驱替压力下驱替至剩余油状态时的核磁共振T₂谱(图5)可知，与第一类储层不同，第二类储层小孔隙的T2振幅值在非混相压力下即出现明显降低，说明在CO₂非混相驱过程中第二类储层小孔隙中赋存的原油也能被动用。此外，在非混相压力下，T₂弛豫时间在3～8ms范围内(换算成孔喉半径为0.122～0.415μm)的孔隙的T₂幅度值不降反增，说明在驱替过程中原油的赋存状态发生了变化，从某些大孔隙中驱出的原油进入了这些孔喉半径的孔隙内，且无法被再次驱出。当驱替压力达到MMP时，大、小孔隙的T₂振幅值均大幅降低，表明赋存在孔隙内的原油大幅减少。

由图6可知，在驱替压力低于MMP时，随驱替压力的升高，大、小孔隙的驱替效率增加幅度基本一致，但小孔隙的驱油效率略低于大孔隙的驱油效率。这是由于在第二类储层中，孔喉类型以小孔-细喉型为主，大孔隙所占比例相对较小，且大小孔隙之间连通特征较为复杂，毛管压力分布不均匀，所以当CO2进入大孔隙后，当孔隙中的压力达到一定程度后会向周围毛管力分布不均的小孔喉流动，不会像第一类储层一样沿着大孔隙窜流，使得小孔隙内的原油也能得到一定程度的动用。当驱替压力升高至18MPa时，大、小孔隙驱油效率明显增大，且小孔隙的驱油效率增加幅度高于大孔隙中驱油效率的增加幅度，这说明当CO2达到混相压力后，对小孔隙中赋存原油的动用能力明显增强。当压力继续升高至22MPa时，大孔隙的驱油效率能够达到81.9％，小孔隙的驱油效率也能达到69.8％。说明无论在CO2混相或非混相驱中，大孔隙是CO2的主要流动通道，其驱油效率始终高于小孔隙的驱油效率。

由第三类储层典型岩样(36#)在不同驱替压力下驱替至剩余油状态时的核磁共振T2谱(图7)可知，根据饱和地层水状态下的T2谱显示，36号岩样的大孔隙占比很低，90％以上的孔喉都属于0.01～5ms范围内的小孔喉，且大、小孔隙之间的连通性很差。因此，当驱替压力升至12MPa(低于MMP)时，大孔隙的T2幅度值就有较大幅度的下降；而当驱替压力升至18MPa时，大孔隙中赋存的原油基本被全部驱出。

结合岩心中大、小孔隙的驱油效率(图8)可知，在驱替压力为12MPa下，小孔隙的驱油效率为21.1％，远高于离心后测出的可动流体饱和度9.7％，说明超临界状态下的CO₂能够进入水相无法进入的细小孔喉中驱替原油。同时，由于小孔隙占比高，导致CO₂“不得不”进入阻力小于驱替压力的小孔隙中驱替原油。当压力升高至18MPa时，CO₂在高压下能够进入更加细微的孔喉中，与原油混相后以“活塞”的方式驱替细微孔喉中的原油，使得小孔隙的驱油效率增大至49.2％。当压力升高至22MPa时，CO₂表现出的强抽提性能够将死孔隙或死喉道内的原油抽提出来，最终小孔隙的驱油效率能够达到61.8％。大孔隙中由于赋存原油量少，且所占比例低，其最终驱油效率能够达到99.7％。

通过对比不同驱替压力下三类储层小孔隙驱油效率(图9)可知，当驱替压力低于混相压力时，第三类储层小孔隙的驱油效率最大，第二类储层次之，第一类储层最低。当驱替压力高于MMP时，第二类储层小孔隙的驱油效率上升为最大，第三类储层次之，第一类储层最低。这是由于CO₂非混相驱过程中，CO₂作为强非润湿相会从孔喉的中部进入大孔隙，并在大孔隙内聚积膨胀，向孔隙四周挤压、驱替原油，当大孔隙中的压力达到能够克服四周连通孔喉的毛管压力时，CO₂便会向进入下一个孔喉。因此，在储层物性较差、孔喉特征复杂、大孔隙占比较低的三类储层中，CO₂越容易进入细小孔喉；而储层物性较好、大孔隙占比较高的第一类储层则容易发生气窜，导致小孔隙无法被CO₂波及。当驱替压力达到MMP时，由于CO₂混相是一个多次接触的过程，CO₂首先还是会优先进入大孔隙，然后才会在大孔隙或小孔隙中与原油逐步发生混相，或在大孔隙中发生混相后，以混相的形式进入小孔隙内。第二类储层的T₂谱形态为双峰，但左峰高于右峰型，说明该类储层(细)小孔隙较为发育，同时又发育部分大孔隙，大、小孔隙的连通性好于第三类储层，这就保证了CO₂进入大孔隙后能够再次进入小孔隙中，使得第二类储层小孔隙中的驱油效率最高。

通过对比不同驱替压力下大孔隙驱油效率(图10)可知，第三类储层大孔隙的驱油效率最高、第二类储层次之，第一类储层最低。这是由于随着储层孔隙结构变差，大孔隙占比降低、连通性变差，导致大孔隙中原油赋存量减少。同时，根据前面所述实验结果可知，不管在混相或非混相条件下CO₂首先会进入阻力较小的大孔隙，使得CO₂更容易将第三类储层大孔隙中的原油全部驱出。

通过本实施例的分析，三类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，其中第二类类储层在取样的43块岩心中占比最高，是后续勘探开发的重点方向；在CO₂非混相驱中，第三类储层驱油效率最大，第二类次之，第一类最低，CO₂主要驱替大孔隙中赋存的原油；在CO₂混相驱中，第二类储层驱油效率最大，第三类次之，第一类最低，CO₂优先进入大孔隙，同时驱替大、小孔隙中赋存的原油。在实际矿场CO₂注入过程中，建议采用气水交替注入方式，以提高第二类和第三类储层的驱油效率和波及面积。

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。

Claims

1.一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法，其特征在于，具体按照如下步骤实施：

S4，进行细管实验，确定CO₂与原油的最小混相压力；

2.根据权利要求1所述的一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法，其特征在于，所述S5中进行二氧化碳驱油实验，并对不同实验压力下的岩心进行核磁共振T₂谱采样，具体为：

S51，通过中间容器憋压，将实验压力升至相应的不同注气压力；

S52，在S51的不同注气压力下从岩心的入口端向岩心中注入二氧化碳，直至岩心出口端不产油为止；其中，在S52中，记录二氧化碳注入量以及产油量，并对实验后的岩心进行T2谱采样。

3.根据权利要求2所述的一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法，其特征在于，所述S1中的储层分类标准为：

根据岩心的孔隙度、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、最大进泵饱和度、孔喉组合以及空隙类型参数进行分类。

4.根据权利要求3所述的一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法，其特征在于，所述S2中对三种不同孔隙结构类型的岩心进行饱和模拟地层水，具体为：

5.根据权利要求4所述的一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法，其特征在于，所述S3中向已饱和好模拟地层水的岩心，继续饱和原始脱水脱气原油，具体为：

6.根据权利要求2-5任一项所述的一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法，其特征在于，所述S51中相应的注气压力包括：6MPa、12MPa、18MPa和22MPa。

7.根据权利要求6所述的一种致密油藏CO₂驱储层动用特征评价方法，其特征在于，所述S52中还包括：

当岩心出口端不产油时，继续注入2PV的二氧化碳。

8.根据权利要求2所述的一种致密油藏CO2驱储层动用特征评价方法，其特征在于，所述S52中在不同注气压力下从岩心的入口端向岩心中注入二氧化碳的速度为0.1mL/min。