夾層型頁(yè)巖油注CO₂吞吐提高采收率動(dòng)用機(jī)理及埋存前景

關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地；頁(yè)巖油；提高采收率； CO₂ 吞吐；核磁共振；物理模擬；數(shù)值模擬；產(chǎn)油及埋存中圖分類號(hào)：TE927 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A 文章編號(hào)：1000-7393（2025）-02-0245-10

Abstract：Toadressthcallengsofowfomationpressureapddlieinoztalwels，ndieftivewaterectiote Triassic Chang7shaleoilreservoirofOrdos Basin，thisstudyinvestigates the microscopic mechanismsofgasinjectionforhanced oil recovery （EOR） and develops eficient development methods for continental shale oil. The study integrates CO₂ huff and puff experiments withnuclear magneticresonance （NMR）technologytoquantitativelycharacterizeoilrecoveryeficiencyandresidualoil" distribution under varying injection durations.Physical simulation experiments replicate in-situ CO₂ injection processes to analyze hydrocarbon fractionatioandtheimpactofpriorwaterinjectionongas injectioneficacy.Fieldtrialsareconductedinhorizontal welswithin theX233wellblockofLongdongarea，supportedbynumercalsimulations tooptimize gasinjectionparameters.NMR results indicate that CO₂ initially mobilizes oil from large pores， with small-pore oil gradually activated over time， showing weak corelatin withporosityandpermeability.Physicalsimulationdemonstratesthatwithincreasinghuffandpuffcycles，cudeoil componentsexhibitdistinctfractionationcharacteristics，where lighthydrocarbonsarepreferentiallyextractedandheavy hydrocarbons gaduallacumulate.Fieldapplications demonstrate thatoptimizedsynchronoushuffandpufenhances single-wel estimated ultimate recovery（EUR） by 50.4% ，elevates formation pressure by 25%-29% ，confirming the effectiveness of gas injection in low-pressure shale oil reservoirs. CO₂ huff and puff enhances shale oil recovery through selective extraction of light hydrocarbons and pore-pressresynergy.The synchronous injectionmodeis economicallyviable but requiresavoidingpre-water injection interferene.Tisstudyprovides teoreticalandtecnicalfoundationsforteefcietdevelopmentofontinentallow-prsreshale oil reservoirs.

Keywords：Ordosbasin;shaleOil;EOR;carbondioxidehuffandpuf;uclearmagneticresonance;physicalsimulation;umerica simulation; oil production and storage

0 引言

中國(guó)頁(yè)巖油資源豐富，已探明資源儲(chǔ)量達(dá)到283億 ，其中鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段頁(yè)巖油資源量達(dá)到42.3億t[2]。截至2021年底，盆地中部慶城油田頁(yè)巖油累計(jì)探明儲(chǔ)量已達(dá)10.52億 。鄂爾多斯盆地頁(yè)巖油勘探開(kāi)發(fā)從2011年開(kāi)始，經(jīng)歷了早期勘探、評(píng)價(jià)與技術(shù)攻關(guān)、規(guī)模勘探開(kāi)發(fā)3個(gè)階段后，取得重大突破，成功推動(dòng)了頁(yè)巖油工業(yè)化勘探開(kāi)發(fā)。

鄂爾多斯盆地中生界三疊系長(zhǎng)7段頁(yè)巖油主要受控于半深湖一深湖重力流沉積體系，2011年以前主要作為烴源巖進(jìn)行研究［4]。盆地頁(yè)巖油自大規(guī)模工業(yè)開(kāi)發(fā)以來(lái)主要采用長(zhǎng)水平井體積壓裂進(jìn)行開(kāi)采［5]，通過(guò)壓裂液與儲(chǔ)層基質(zhì)的滲吸作用實(shí)現(xiàn)原油置換，從而達(dá)到提高采收率的目的[6]。但是長(zhǎng)7頁(yè)巖油儲(chǔ)層孔隙半徑多為 2～8μm ，喉道20～150nm，滲透率 （0.13～0.17）×10^-3μm² ，儲(chǔ)層致密、地層壓力系數(shù)低、天然能量不足［7]。目前通過(guò)長(zhǎng)水平井大規(guī)模體積壓裂一次補(bǔ)能開(kāi)發(fā)才能獲得工業(yè)油流，但這種自然能量或準(zhǔn)自然能量的衰竭式開(kāi)發(fā)導(dǎo)致頁(yè)巖油水平井產(chǎn)量遞減快、單井EUR低［8]、采收率低，且儲(chǔ)層致密導(dǎo)致注水驅(qū)動(dòng)的啟動(dòng)壓力大[9]，前期開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明注水開(kāi)發(fā)難見(jiàn)效，其主要原因是儲(chǔ)層微納米級(jí)孔喉嚴(yán)重阻礙油氣滲流，且地層能量補(bǔ)充不足、補(bǔ)能困難[10]。在長(zhǎng)慶油田頁(yè)巖油開(kāi)發(fā)進(jìn)程中，儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、微納米級(jí)孔隙喉道所導(dǎo)致的油氣滲流高阻力，以及長(zhǎng)期開(kāi)發(fā)過(guò)程中儲(chǔ)層能量的持續(xù)衰減，已成為制約油田實(shí)現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)與高效開(kāi)發(fā)的核心技術(shù)瓶頸。如何通過(guò)減少微納米孔喉中多相流體，降低滲流阻力，并通過(guò)注入流體實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層能量補(bǔ)充，成為突破現(xiàn)有采收率瓶頸的關(guān)鍵，注氣逐漸發(fā)展成為頁(yè)巖油提高采收率技術(shù)序列中最具應(yīng)用潛力的核心手段之一。

自20世紀(jì)80年代以來(lái)，中外學(xué)者開(kāi)展了大量的注氣提高原油采收率方面的研究，并取得了顯著的效果[11]。常用注氣方式包括：連續(xù)注氣、多井循環(huán)注氣、吞吐式注氣、混相/非混相式注氣[12]。常見(jiàn)注入氣包括： N₂. CO₂. 、天然氣和空氣，其中注CO₂ 對(duì)改善原油物性的效果最為明顯［13］。與伴生氣、氮?dú)庀啾龋S著 CO₂ 注入氣比例增大， CO₂ 與原油混合體系的飽和壓力、黏度、界面張力更低，與原油具有更好的互溶能力，更易實(shí)現(xiàn)混相，原油體積膨脹系數(shù)更高，基質(zhì)巖心驅(qū)油效率更高［14]。

從2008年開(kāi)始，美國(guó)Bakken頁(yè)巖油實(shí)踐了CO₂ 驅(qū)、 CO₂ 吞吐、水驅(qū)和注水吞吐共4種模式及不同井網(wǎng)形式[15]，發(fā)現(xiàn)地層注入能力良好，但氣竄或水竄常在數(shù)日或數(shù)周內(nèi)發(fā)生，注入剖面控制難度大，多數(shù)試驗(yàn)增油效果有限；非常規(guī)油藏中采收率提升更依賴裂縫-基質(zhì)間的流體交換，而非常規(guī)波及效應(yīng)。相比之下，EagleFord頁(yè)巖采用天然氣（伴生氣）吞吐的7個(gè)試驗(yàn)區(qū)采收率平均提升約 5% ，驗(yàn)證了氣體置換基質(zhì)油的可行性［16]。研究結(jié)果表明，采用吞吐注氣技術(shù)可顯著提高頁(yè)巖油藏的單井EUR；氣體密封是成功實(shí)施頁(yè)巖油藏吞吐注氣項(xiàng)目的一個(gè)關(guān)鍵方面，意味著注入的氣體流入水力裂縫并穿透致密基質(zhì)，不會(huì)逸出或泄漏到相鄰地層；試驗(yàn)中，注氣使儲(chǔ)層壓力保持在泡點(diǎn)壓力以上[17]。

CO₂ 作為主要碳排放物，通過(guò)降黏、混相等機(jī)制提升采收率并實(shí)現(xiàn)碳埋存，為油藏級(jí)CCUS產(chǎn)業(yè)化奠定基礎(chǔ)。我國(guó)吉林、大慶等油田已開(kāi)展 CO₂ 混相驅(qū)試驗(yàn)，驗(yàn)證了CCUS協(xié)同增效潛力［18]。鄂爾多斯盆地 CO₂ 驅(qū)油及埋存潛力巨大，經(jīng)估算，長(zhǎng)慶油田CCUS全覆蓋可增加可采儲(chǔ)量為6.17億t，埋存 CO₂ 超37.7億t，其中混相、近混相、非混相分別為10.7億 1，3.5 億 t，23.5 億t。盆地煤化工產(chǎn)業(yè)發(fā)達(dá)，高濃度碳源排放量大，現(xiàn)階段平均每年可捕集1億t以上。近年來(lái)，長(zhǎng)慶油田先后在礦場(chǎng)試驗(yàn)了泡沫輔助減氧空氣驅(qū)、 CO₂ 驅(qū)等注氣開(kāi)發(fā)，目前試驗(yàn)效果較好，但大都圍繞長(zhǎng)6和長(zhǎng)8儲(chǔ)層，對(duì)于致密油藏、頁(yè)巖油藏注氣提高單井EUR的室內(nèi)和礦場(chǎng)研究相對(duì)較少。與北美海相頁(yè)巖油藏相比較，鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段頁(yè)巖油儲(chǔ)層物性差，且油藏埋深淺、氣油比低、地層壓力低、地飽壓差小、非均質(zhì)性強(qiáng)、彈性能量不足［19]。北美海相沉積的頁(yè)巖大量發(fā)育微裂縫、構(gòu)造裂縫、區(qū)域性裂縫和排烴裂縫，且有機(jī)質(zhì)孔普遍發(fā)育良好，而長(zhǎng)7夾層型頁(yè)巖油儲(chǔ)層主要發(fā)育粒間孔、粒內(nèi)孔、有機(jī)質(zhì)孔、微裂縫。儲(chǔ)集空間差異導(dǎo)致 CO₂ 擴(kuò)散與采收率波動(dòng)[20]，但國(guó)內(nèi)實(shí)驗(yàn)缺乏定量化指導(dǎo)。長(zhǎng)7頁(yè)巖油衰竭開(kāi)發(fā)面臨低產(chǎn)、遞減快、EUR低等瓶頸，需注氣補(bǔ)能。致密/頁(yè)巖油藏注氣開(kāi)發(fā)可有效提升地層能量與單井EUR，具備理論可行性。

本研究針對(duì)鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)頁(yè)巖油儲(chǔ)層代表性巖心，將核磁共振分析與 CO₂ 吞吐實(shí)驗(yàn)相結(jié)合，并按孔隙區(qū)間統(tǒng)計(jì)，給出每塊巖心的驅(qū)替最終采出程度和每塊巖心不同孔隙區(qū)間內(nèi)的定量化驅(qū)替最終采出程度。以隴東地區(qū)典型區(qū)塊長(zhǎng)7頁(yè)巖油水平井為研究對(duì)象，結(jié)合室內(nèi)研究，利用數(shù)值模擬形成了注 CO₂ 吞吐補(bǔ)能方式的優(yōu)選及技術(shù)政策優(yōu)化，同時(shí)對(duì)CCUS埋存率進(jìn)行了計(jì)算。研究成果為長(zhǎng)慶油田頁(yè)巖油儲(chǔ)層注 CO₂ 吞吐微觀動(dòng)用規(guī)律分析及合理高效開(kāi)發(fā)技術(shù)政策提供理論依據(jù)，為國(guó)內(nèi)同類型頁(yè)巖油儲(chǔ)層后期補(bǔ)能方式提供借鑒。

1方法過(guò)程

為揭示盆地夾層型頁(yè)巖油儲(chǔ)層 CO₂ 吞吐動(dòng)用機(jī)理，本次研究設(shè)計(jì)了2組實(shí)驗(yàn)：巖心 CO₂ 吞吐微觀動(dòng)用機(jī)理實(shí)驗(yàn)和大型物模 CO₂ 吞吐實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)巖心取自鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長(zhǎng)7頁(yè)巖油典型井，巖心資料如表1所示，其中編號(hào)1～5為大尺寸巖心，編號(hào)6～10為同口井同深度的對(duì)應(yīng)小尺寸巖心，共5對(duì)。原油取自鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長(zhǎng)組頁(yè)巖油儲(chǔ)層，在常溫常壓下，測(cè)得原油密度為0.78g/cm³ ，黏度為 2.5mPa?s 。實(shí)驗(yàn)所用 CO₂ 為 99.95% 以上純度。

表1巖心基本參數(shù)Table1Basic parameters of the cores used for experiments

1.1 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1.1.1巖心 CO₂ 吞吐微觀動(dòng)用機(jī)理實(shí)驗(yàn)

本實(shí)驗(yàn)將 CO₂ 吞吐與核磁共振相結(jié)合，獲得巖樣飽和油狀態(tài)、驅(qū)替不同階段的 T₂ 譜，通過(guò)分析不同驅(qū)替階段中巖心原油 T₂ 譜，測(cè)量其變化，能夠精準(zhǔn)量化巖心處于飽和油狀態(tài)時(shí)的含油量以及油相在巖心孔隙里的分布情況。同時(shí)可進(jìn)一步對(duì) CO₂ 吞吐至最終狀態(tài)時(shí)油相的總采出程度和不同大小孔隙區(qū)間內(nèi)的油相采出程度開(kāi)展定量研究，還能定量解析驅(qū)油達(dá)到最終狀態(tài)時(shí)的剩余油飽和度，明確剩余油分布特征。

本次巖心核磁共振實(shí)驗(yàn)借助低磁場(chǎng)核磁共振巖心分析儀開(kāi)展，檢測(cè)方法除參照GB/T29172一2012《巖心常規(guī)分析方法》[21]和SY/T6490-2014《巖樣核磁共振參數(shù)實(shí)驗(yàn)室測(cè)量規(guī)范》[22]中規(guī)定的要求之外，還充分考慮了本項(xiàng)實(shí)驗(yàn)巖心的巖石特性。實(shí)驗(yàn)驅(qū)替裝置如圖1所示。

圖1 CO₂ 吞吐實(shí)驗(yàn)流程

具體檢測(cè)步驟和方法：（1）巖心標(biāo)號(hào)；（2）將巖心泡入煤油抽真空，飽和煤油， 24h 后轉(zhuǎn)移至容器中加壓飽和，測(cè)量飽和煤油狀態(tài)下核磁共振 T₂ 譜；（③）將巖心接入 CO₂ 吞吐裝置，吞吐壓力設(shè)置為25MPa，吞吐溫度為 70^°C ，吞吐 0.5h 后將巖心取出并測(cè)量核磁共振 T₂ 譜；（4）吞吐時(shí)間增加為 ^1h ，測(cè)量核磁共振 T₂ 譜；（5）吞吐時(shí)間增加為 5h ，測(cè)量核磁共振 T₂ 譜；（6）將實(shí)驗(yàn)后的巖心洗油、烘干；（7）氮?dú)鉁y(cè)孔隙度和滲透率。

1.1.2大型物模 CO₂ 吞吐實(shí)驗(yàn)

CO₂ 吞吐實(shí)驗(yàn)?zāi)M CO₂ 吞吐采油過(guò)程，包括CO₂ 注入、燜井、采油3個(gè)過(guò)程，在微觀實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上進(jìn)一步揭示盆地儲(chǔ)層狀態(tài)下 CO₂ 吞吐采油過(guò)程。CO₂ 與其他氣體驅(qū)油介質(zhì)相比，壓力高于臨界壓力7.38MPa 同時(shí)溫度高于臨界溫度 31.1°C 時(shí)，處于超臨界狀態(tài)［23]。這種狀態(tài)下， CO₂ 性質(zhì)將出現(xiàn)顯著改變：黏度低到近似于氣體，密度與液體相近，同時(shí)擴(kuò)散系數(shù)約為液體的一百倍，溶解能力強(qiáng)，有助于原油膨脹，發(fā)揮補(bǔ)充能量的作用［24]。因此，在CO₂ 吞吐物理模擬過(guò)程中實(shí)驗(yàn)溫度模擬地層溫度為 60^°C 。實(shí)驗(yàn)裝置如圖2所示。

實(shí)驗(yàn)步驟：（1） CO₂ 注入過(guò)程。由于 CO₂ 體積對(duì)溫度和壓力變化高度敏感，實(shí)際操作過(guò)程中無(wú)法進(jìn)行定流速注入，因此以 20MPa 恒定壓力注入。實(shí)驗(yàn)流程：將中間容器壓力增壓至 20MPa ，并保持恒壓模式；打開(kāi) CO₂ 容器和模型注入口6，注入 CO₂ ，注入的 CO₂ 在對(duì)地層補(bǔ)充能量的同時(shí)，與原油互溶，增加原油的膨脹能。（2）燜井過(guò)程。關(guān)閉模型注入口6，在恒定壓力下關(guān)井 ^1h ，模擬燜井過(guò)程。燜井過(guò)程中，驅(qū)替前緣的 CO₂ 依靠萃取作用與原油混相，萃取原油中的輕質(zhì)組分使原油發(fā)生組分分異。（3）采油過(guò)程。此過(guò)程類似于彈性開(kāi)采過(guò)程，為了與現(xiàn)場(chǎng)相似，在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中進(jìn)行分段降壓處理，先將出口壓力降低到 10MPa ，再降到 7MPa ，保障模型內(nèi)的流體在生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)有一定的流速。實(shí)驗(yàn)中采用回壓閥門(mén)和排水取氣的方式進(jìn)行出口壓力控制和油氣計(jì)量。實(shí)驗(yàn)流程：將回壓控制壓力升高到20MPa ，打開(kāi)出口閥門(mén)12，回壓迅速上升至設(shè)置壓力；調(diào)整回壓至 10MPa 后記錄時(shí)間，開(kāi)始彈性開(kāi)采，記錄不同時(shí)間節(jié)點(diǎn)時(shí)的采油量和采氣量；將回壓調(diào)整為 7MPa 后重復(fù)燜井過(guò)程，直到采油量和采氣量在1h內(nèi)無(wú)明顯變化時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)。每輪次實(shí)驗(yàn)完成后，關(guān)閉模型出口，注入 CO₂ ，進(jìn)行下一輪次吞吐實(shí)驗(yàn)。在本研究中，共進(jìn)行了4輪次 CO₂ 吞吐。

圖2 CO₂ 吞吐實(shí)驗(yàn)裝置

Fig.2Experimental setup of CO₂ huff and puff

為了探究注水吞吐后再實(shí)施注 CO₂ 吞吐的可行性，針對(duì)實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ统叨葪l件，對(duì)比分析注水吞吐對(duì)后續(xù)注 CO₂ 吞吐采油成效的作用，并開(kāi)展注水吞吐后注 CO₂ 吞吐的物理模擬實(shí)驗(yàn)。一共進(jìn)行4輪次吞吐實(shí)驗(yàn)，其中第1輪次進(jìn)行注水吞吐實(shí)驗(yàn)，之后進(jìn)行3個(gè)輪次注 CO₂ 吞吐實(shí)驗(yàn)。

1.2 試驗(yàn)井篩選

試驗(yàn)井的篩選要同時(shí)滿足“開(kāi)發(fā)時(shí)間長(zhǎng)、初期產(chǎn)量高，目前產(chǎn)量低、含水低；油層縱向和平面上具有較好的封閉條件；水平井開(kāi)發(fā)技術(shù)政策具有一定代表性，利于后期技術(shù)推廣應(yīng)用；考慮地面和輸送等經(jīng)濟(jì)因素，試驗(yàn)井相對(duì)集中連片”的原則。依據(jù)此原則篩選出鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)X233西南部相鄰5口水平井開(kāi)展注 CO₂ 吞吐補(bǔ)能試驗(yàn)。從東向西分別為井YP2、YP3、YP4、YP5、XP235-42，水平井方位 NE345^° ，水平段長(zhǎng)度 1500m 左右，5口試驗(yàn)井單井產(chǎn)量低且均未開(kāi)展過(guò)吞吐試驗(yàn)，同時(shí)鄰井YP1停采封邊，5口試驗(yàn)井于 2012-2014 年投產(chǎn)，注 CO₂ 吞吐前平均日產(chǎn)液水平為 3.8m³ ，日產(chǎn)油為 2.2t， 含水率為 34.3% ，采油速度為 0.39% ，采出程度為 5.66% 。按照“連片補(bǔ)能、同注同燜同采”的思路， CO₂ 補(bǔ)能水平井確保第1輪試驗(yàn)地層壓力恢復(fù)至混相壓力以上 2MPa ；優(yōu)化燜井時(shí)間，保障 CO₂ 在地層中充分?jǐn)U散、混相。

考慮油層連通性，YP2、YP3、YP4、YP5、XP235-42同時(shí)注氣、燜井、采油，邊界井YP1停采封邊，降低氣竄風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)評(píng)價(jià)驅(qū)替對(duì)鄰井的補(bǔ)能效果；差異化設(shè)計(jì) CO₂ 吞吐井的注入量，確保 CO₂ 與原油混相，同時(shí)評(píng)價(jià)吞吐與井間驅(qū)替的效果。

1.3 數(shù)值模擬

國(guó)內(nèi)前期數(shù)值模擬結(jié)果顯示， CO₂ 吞吐能有效提高超低滲稠油油藏采收率低的問(wèn)題［25]。為探究鄂爾多斯盆地頁(yè)巖油儲(chǔ)層注 CO₂ 吞吐效果，對(duì)X233區(qū)試驗(yàn)水平井組YP2、YP3、YP4、YP5進(jìn)行吞吐數(shù)值模擬。針對(duì)多井注氣吞吐，開(kāi)展異步吞吐與同步吞吐優(yōu)選研究。

根據(jù)YP2、YP3、YP4、YP5井組井網(wǎng)形式，設(shè)計(jì)了2種異步吞吐模式。注氣量設(shè)定參考優(yōu)化值，因異步吞吐注入井?dāng)?shù)少、單井注氣量大，同時(shí)考慮到數(shù)值模擬計(jì)算的簡(jiǎn)便性，設(shè)置井組單輪總注氣量為 10800t 同步吞吐為5口井全部注氣，單井單輪注氣 2160t2 種異步吞吐方案中，異步吞吐1選取井YP2、YP4、XP235-42井進(jìn)行注氣，其他2口井為生產(chǎn)井，單井單輪注氣量 3600t 異步吞吐2選取1中的生產(chǎn)并為注氣井、注氣井為生產(chǎn)井，單井單輪注氣量為 5400t， 具體設(shè)置如表2所示。

表2不同吞吐方式對(duì)比模型單井注氣量設(shè)置

Table 2Settings for a single well gas injection volume under different huff and puff methods

2結(jié)果現(xiàn)象及討論

2.1 CO₂ 吞吐采油特征及影響因素

如表3所示為10塊巖心 CO₂ 吞吐不同狀態(tài)下核磁分析實(shí)驗(yàn)結(jié)果。吞吐初期 （0.5h） ，大孔隙內(nèi)的油率先被采出，表現(xiàn)為長(zhǎng) T₂ 區(qū)域的幅度明顯下降，而中小孔隙變化相對(duì)較小，表明此時(shí)主要?jiǎng)佑么罂紫兜挠汀ｋS著吞吐時(shí)間增加（吞吐1h），除大孔隙中原油繼續(xù)被采出外，部分中小孔隙的油也開(kāi)始被動(dòng)用，相較于吞吐 0.5h ，孔喉動(dòng)用程度更大，說(shuō)明采油范圍從大孔隙向中小孔隙擴(kuò)展。吞吐 5h 時(shí)，小孔喉被進(jìn)一步動(dòng)用，表明隨著時(shí)間推移，更多小孔隙尺度的油被逐步采出。同時(shí)對(duì)比大尺寸巖心和小尺寸巖心的采出程度，在吞吐 0.5h，1h，5h 時(shí)，大尺寸巖心的吞吐采出程度分別為： 18.03% （ 49.46% 、84.58% ，而小尺寸巖心的采出程度為 27.15% 61.07% ， 93.19% ，小尺寸巖心在整個(gè)吞吐過(guò)程中采出程度明顯高于較大尺寸巖心。體積壓裂后有利于縮短 CO₂ 向基質(zhì)的擴(kuò)散距離，更有效提高頁(yè)巖油采收率。

CO₂ 吞吐采出程度隨著滲透率、孔隙度的增加有小幅增加。滲透率較高的巖心（如大巖心或裂縫發(fā)育巖心）可能表現(xiàn)出更高的 CO₂ 驅(qū)油效率。高滲透率意味著流體（ CO₂ 和原油）在巖石中的流動(dòng)性更強(qiáng)， CO₂ 能更快速進(jìn)入孔隙并與原油混相，從而提高驅(qū)替效率。孔隙度較高的巖心通常具有更大的儲(chǔ)油空間，但驅(qū)油效率可能受孔隙結(jié)構(gòu)（如連通性、孔徑分布）影響顯著。但在盆地頁(yè)巖油儲(chǔ)層低孔低滲的情況下，需優(yōu)化注入壓力或采用超臨界 CO₂ 以提高流動(dòng)性。滲透率主導(dǎo)流體的宏觀流動(dòng)性，而孔隙度及孔隙結(jié)構(gòu)決定了微觀驅(qū)替的均勻性。實(shí)際應(yīng)用中需兼顧二者，結(jié)合儲(chǔ)層地質(zhì)特征制定差異化開(kāi)發(fā)方案，以實(shí)現(xiàn) CO₂ 驅(qū)油技術(shù)的高效經(jīng)濟(jì)實(shí)施。

如表4所示為2組碎狀巖心樣品與2組正常巖心樣品在不同吞吐時(shí)間內(nèi)的采出程度對(duì)比。對(duì)于同一件巖心樣品，大孔喉 （gt;16ms） 部分的采出程度遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于小孔喉部分（ [0～16ms] 。碎狀巖心樣品在不同狀態(tài)的采出程度均高于正常巖心樣品，在CO₂ 吞吐方面顯示了很好的動(dòng)用潛力。2組碎狀巖心樣品吞吐 0.5h 后采出程度平均為 27.34%.1h 后采出程度平均為 57.68% 、5h后采出程度平均為90.16% ，隨著吞吐時(shí)間增加，采出程度增加明顯，說(shuō)明體積壓裂 + 較長(zhǎng)時(shí)間燜井能有效提高 CO₂ 吞吐效果。

2.2 吞吐方式對(duì)采出程度的影響

如表5所示為大型物理模擬注 CO₂ 吞吐、注水吞吐后再注 CO₂ 吞吐的實(shí)驗(yàn)結(jié)果。通過(guò)分析對(duì)比注入不同介質(zhì)的采出程度數(shù)據(jù)，研究注水吞吐后注CO₂ 吞吐的可行性。

表310塊 CO₂"吞吐的巖心核磁實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 3Nuclear magnetic resonance results of 10 cores with CO₂ huff and puff experiment

表4不同尺寸樣品在不同吞吐時(shí)間內(nèi)的采出程度對(duì)比Table 4Comparison of recovery degree of samples with different sizes in different huff and puff time

表5不同注入介質(zhì)吞吐后采出程度對(duì)比 Table5Comparison of recovery degree after huff-puff with different injection media

第1輪次注水之后注 CO₂ 吞吐采出程度為1.59% ，之后3個(gè)輪次 CO₂ 吞吐周期采出程度維持在 7.38% 左右，4輪次吞吐后的累積采出程度為23.58% 。同時(shí)，第1輪次注 CO₂ 吞吐采出程度為7.01% ，第2輪次注 CO₂ 吞吐采出程度最高，為8.32% ，4輪次吞吐后累積采出程度為 29.62% 。因此，在實(shí)驗(yàn)條件下，單純進(jìn)行注 CO₂ 吞吐所取得的效果，顯著優(yōu)于注 CO₂ 吞吐前先實(shí)施注水吞吐的效果，采出程度高6個(gè)百分點(diǎn)。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，注水吞吐會(huì)抑制其之后注 CO₂ 吞吐的效果。

2.3 吞吐對(duì)原油組分的影響

為深化對(duì) CO₂ 吞吐提高采收率機(jī)理的認(rèn)識(shí)，在前人認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，對(duì) CO₂ 吞吐第一輪次采出油樣進(jìn)行飽和烴組分分析。楊正明等認(rèn)為 CO₂ 吞入過(guò)程即為 CO₂ 驅(qū)替過(guò)程［26]；周拓等發(fā)現(xiàn)驅(qū)替過(guò)程中CO₂ 通過(guò)萃取和汽化作用將原油中的輕質(zhì)組分提取出來(lái)，使 CO₂ 被烴富化，大大提高 CO₂ 的溶混能力［27]；何江川等認(rèn)為 CO₂ 吐出過(guò)程即為流體采出過(guò)程，不同組分的原油依次被采出[28]

隨著采出過(guò)程的進(jìn)行，采出原油顏色逐漸加深，模型內(nèi)部原油組分發(fā)生明顯分異，顏色淺的輕質(zhì)組分優(yōu)先被采出，隨著驅(qū)替過(guò)程進(jìn)行，重質(zhì)組分逐漸增多。對(duì) CO₂ 吞吐采出油樣進(jìn)行飽和烴組分分析，分析結(jié)果如圖3所示， T₁，T₂，T₃， T₄ 分別為吞吐第1、2、3、4輪次。初始階段采出的流體成分，與初始原油樣品組分相似，隨著采出過(guò)程進(jìn)行，不同時(shí)刻采出流體組分發(fā)生了明顯分異，小于 C₁₄ 的輕質(zhì)組分逐漸減少，大于 C₁₄ 的重質(zhì)組分逐漸增多。

圖3 CO₂ 吞吐過(guò)程采出油飽和烴組分曲線 Fig.3Saturated paraffin in crude oil during CO₂ huff and puff

與注水吞吐相比， CO₂ 吞吐過(guò)程中萃取的輕質(zhì)組分具有更低的黏度、更低的界面張力、更低的油水流度比[29]，使得原油有利于被采出，提高了驅(qū)油效率。

2.4頁(yè)巖油儲(chǔ)層注 CO₂ 吞吐產(chǎn)油及埋存數(shù)值模擬

在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上，長(zhǎng)慶油田開(kāi)展了 CO₂ 吞吐礦場(chǎng)試驗(yàn)，利用數(shù)值模擬對(duì) CO₂ 吞吐的注氣量、注入方式以及技術(shù)政策進(jìn)行了優(yōu)化。

2.4.1相同總注氣量條件下多井吞吐注入方式優(yōu)選

對(duì)比同步吞吐方式與2種異步吞吐方式（異步1、異步2）的開(kāi)發(fā)效果。結(jié)果顯示，相同注氣量條件下，2種異步吞吐方法最終累計(jì)產(chǎn)油量基本相同，均高于同步吞吐；吞吐過(guò)程中異步吞吐2增油量較高，其中異步吞吐2在前6輪的增油量?jī)?yōu)勢(shì)尤為明顯，異步吞吐1和異步吞吐2的累計(jì)產(chǎn)油量在10輪吞吐后基本一致，均比同步吞吐高約 15% ，表明在總注氣量相同的情況下，異步吞吐通過(guò)差異化注氣井部署，提升了注入氣的利用效率。

2.4.2相同單井注氣量下多井吞吐注入方式優(yōu)選

設(shè)置模型中吞吐井單井注氣量相同、非吞吐井關(guān)井生產(chǎn)。同步吞吐較衰竭開(kāi)發(fā)單井EUR提高81.68% ，而異步吞吐僅提高 51.70% ，說(shuō)明同步吞吐通過(guò)全井組同時(shí)注氣，實(shí)現(xiàn)了區(qū)域壓力的整體抬升，有效補(bǔ)充了地層能量。異步吞吐?lián)Q油率（0.35t/t） 略高于同步吞吐 （0.33t/t） ，反映其單井注氣量更高時(shí)，單位 CO₂ 的產(chǎn)油效率稍優(yōu)，但同步吞吐通過(guò)“連片補(bǔ)能”避免了局部壓力失衡，更適合低滲頁(yè)巖油儲(chǔ)層的整體能量恢復(fù)（表6）。

表6不同吞吐方式開(kāi)發(fā)效果對(duì)比Table 6Development effect of the different huffand puff patterns

2.4.3 技術(shù)政策優(yōu)化

（1）注氣量?jī)?yōu)化。注氣量越大，補(bǔ)能效果越好、吞吐產(chǎn)量越高，累計(jì)產(chǎn)油量在單井單輪注氣量2400～3000t 處存在拐點(diǎn)，逐漸變緩；隨著注氣量的增大， CO₂ 吞吐?lián)Q油率下降。在最大井底注入壓力限制下，最大可注氣量約 10 000t 低注氣量時(shí)，CO₂ 主要用于補(bǔ)充基質(zhì)孔隙能量，驅(qū)油效率隨注氣量增加而提升；超過(guò) 3000t 后，多余 CO₂ 可能沿天然裂縫竄流，導(dǎo)致驅(qū)替效率下降，且井底注入壓力接近地層破裂壓力。推薦單井單輪注氣量為 3000t

（2）注氣速度優(yōu)化。在總注氣量一致的情況下，注氣速度對(duì)于吞吐最終累計(jì)產(chǎn)油量以及地層壓力補(bǔ)充程度所產(chǎn)生的影響微乎其微；注氣速度越小，注入時(shí)間越長(zhǎng)，低速注入延長(zhǎng)了 CO₂ 與原油的接觸時(shí)間，注入氣與地層原油接觸更充分，地層能量補(bǔ)充效果較好，促進(jìn)輕質(zhì)烴萃取和原油膨脹最終累計(jì)產(chǎn)油量有所提高；注氣速度越大（此次研究速度超過(guò)100t/d 時(shí)），注入壓力驟升可能引發(fā)氣竄（如鄰井油壓套壓異常升高），同時(shí)注氣時(shí)間越短，在短期內(nèi)總生產(chǎn)時(shí)間越長(zhǎng)、累計(jì)產(chǎn)油量越大，但大于 100t/d 時(shí)各階段內(nèi)增油量基本相同，而注氣速度過(guò)大可能存在注入壓力高、氣竄風(fēng)險(xiǎn)。而低速注氣（ 30d 注完3000t）可確保壓力平穩(wěn)擴(kuò)散，提升安全性。

（3）燜井時(shí)間優(yōu)化。燜井時(shí)間與累增油量呈“先增后平”，20d為關(guān)鍵拐點(diǎn)。總注氣量一定時(shí)，燜井時(shí)間的變化，并不明顯地影響吞吐所補(bǔ)充的地層壓力和累產(chǎn)油；燜井時(shí)間越長(zhǎng)，注入氣與地層原油接觸更充分，最終累增油量有所提高，在20d處存在拐點(diǎn)；炯井時(shí)間相對(duì)較短時(shí)，短時(shí)間內(nèi)的開(kāi)井時(shí)間增加，導(dǎo)致累增油量增大，但小于20d時(shí)各階段內(nèi)增油量基本相同。燜井階段 CO₂ 通過(guò)擴(kuò)散和溶解與原油充分互溶， 20d 內(nèi)輕質(zhì)組分萃取和壓力傳導(dǎo)未達(dá)平衡，延長(zhǎng)燜井時(shí)間可提升驅(qū)油效率；超過(guò)20d后，組分分異和壓力擴(kuò)散趨于穩(wěn)定，增油量不再顯著增加。

（4）井底流壓優(yōu)化。累計(jì)產(chǎn)油量隨井底流壓降低而顯著提升，但低于 8MPa 時(shí)地層壓力遞減加劇。低流壓雖提高短期產(chǎn)量，但加速能量衰竭；流壓過(guò)高則限制原油流動(dòng)，降低采油速度。 8MPa 流壓可平衡產(chǎn)量與能量保持，既保證有效滲流，又避免過(guò)度消耗地層能量。當(dāng)井底流壓低于 8MPa 時(shí)，地層平均壓力遞減趨勢(shì)未能得到有效緩解。建議合理生產(chǎn)井底流壓為 8MPa 0

（5）吞吐輪次優(yōu)化。單輪次增油量隨輪次增加逐漸下降，第8輪為經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)。前8輪 CO₂ 主要用于驅(qū)替可動(dòng)油和補(bǔ)充能量，換油率維持在0.5以上；超過(guò)8輪后，剩余油以重質(zhì)組分為主， CO₂ 萃取效率下降，返排率上升至 40% ，導(dǎo)致單位成本增加。結(jié)合數(shù)值模擬與礦場(chǎng)試驗(yàn)，推薦吞吐輪次為8～11輪，避免因輪次過(guò)多導(dǎo)致 CO₂ 無(wú)效返排。

2.5 CCUS階段設(shè)計(jì)

X233試驗(yàn)區(qū)開(kāi)發(fā)30年后進(jìn)入CCUS階段，結(jié)合數(shù)值模擬研究成果、注氣過(guò)程中壓力變化情況及參考儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行上限壓力不高于原始地層壓力的標(biāo)準(zhǔn)要求，初步確定CCUS階段各試驗(yàn)區(qū)年注氣速度為 0.04PV/ 年。地層壓力隨著注氣年限的增長(zhǎng)而增速加快，注氣10年后，地層壓力約為 34.1MPa ，恢復(fù)至地層破裂壓力 72.3% 。10年預(yù)計(jì)全過(guò)程累計(jì)埋存 CO₂138.2 萬(wàn)t，平均埋存率 85.2% （表7）。

表7X233試驗(yàn)區(qū)CCUS階段不同年份的地層壓力與累計(jì)埋存量

Table 7 Formation pressure and accumulated buried quantity in CCUSdifferent yearsofX233test area

2.6 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果

2022年9月進(jìn)入注氣階段，2023年4月中旬完成注入計(jì)劃，目前試采開(kāi)井4口。注氣前油壓為0～1.4MPa （平均 0.9MPa） ，套壓為 0.7～1.5MPa 平均1.2MPa） ，顯示地層壓力低，符合頁(yè)巖油儲(chǔ)層“低壓、低滲”特征。注氣周期平均 205d ，實(shí)際注入時(shí)間平均 183d ，累計(jì)注氣量73773t（接近設(shè)計(jì)總量）。注氣期間油壓升至 10.5～13.2MPa（ 平均 11.7MPa） ，套壓升至 3.3～13.0MPa（ 平均 10.0MPa） ，壓力顯著提升， CO₂ 注入有效補(bǔ)充了地層能量。單井燜井102～319d （平均165d），確保 CO₂ 充分?jǐn)U散與混相。燜井后油壓降至 4.21～6.9MPa 平均 5.4MPa） ，套壓降至 4.25～6.9MPa （平均 5.5MPa） 。雖較注氣階段有所下降，但仍遠(yuǎn)高于注氣前水平（油壓提升超過(guò)500% ，套壓提升超過(guò) 350% ，壓力顯著提升。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果為鄂爾多斯盆地頁(yè)巖油儲(chǔ)層“注氣補(bǔ)能 + 高效開(kāi)發(fā)”提供了可復(fù)制的現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)，驗(yàn)證了“同步吞吐”模式在連片井組中的可行性和有效性，為CCUS技術(shù)的推廣提供了關(guān)鍵依據(jù)。

3結(jié)論

（1）注 CO₂ 吞吐采出程度與儲(chǔ)層物性沒(méi)有明顯的相關(guān)關(guān)系，與吞吐時(shí)間相關(guān)性較強(qiáng)，增加吞吐時(shí)間能有效提高吞吐采出程度；體積壓裂 + 較長(zhǎng)燜井時(shí)間能有效提高 CO₂ 吞吐效果，有效提高頁(yè)巖油采收率，但是注水吞吐與注 CO₂ 的組合不利于采收率的提高。

（2）數(shù)值模擬表明，異步吞吐可以更高效地利用注入氣，具有較高換油率。而同步吞吐區(qū)域總注氣量大、區(qū)域內(nèi)均勻補(bǔ)能，可取得更好的補(bǔ)能與提高單井EUR的效果。

（③注 CO₂ 吞吐補(bǔ)能效果影響因素多樣，在后續(xù)研究中，將探索地層條件下巖心物理模擬實(shí)驗(yàn)，同時(shí)探索多介質(zhì)組合條件下補(bǔ)能效果，優(yōu)選出適合鄂爾多斯盆地頁(yè)巖油儲(chǔ)層的介質(zhì)組合和吞吐方式，探尋有效的補(bǔ)能方法。

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（收稿日期：2025-01-24；修回日期：2025-02-28）

［編輯李春燕]