頁巖油注CO2過程中重有機質沉積預測

趙鳳蘭 王鵬 黃世軍

摘要：綜合考慮頁巖基質納米孔隙中吸附引發的限域效應、毛管壓力作用及極性分子間的締合作用，建立頁巖油重有機質沉積預測模型及求解方法，并選取典型區塊頁巖油樣開展重有機質沉積預測，對比分析頁巖油重有機質沉積相邊界的變化規律及CO2注入對重有機質沉積相邊界的影響。結果表明：締合作用加劇低溫區間的重有機質沉積風險，而高壓區間內的重有機質沉積現象受納米限域效應的影響更加顯著；考慮耦合效應時，典型油樣在CO2注入量（摩爾分數）僅為5%時的重有機質沉積壓力上限可達26.57 MPa，相比于未注氣的情況下提高3 MPa;頁巖油注CO2過程中的重有機質沉積風險最大，控制CO2注入量和避免地層壓力降低過快是潛在的規避重有機質沉積風險的有效手段。

關鍵詞：頁巖油； CO2注入； 重有機質沉積； 預測方法

中圖分類號：TE 319?? 文獻標志碼：A

文章編號：1673-5005（2024）03-0134-11?? doi：10.3969/j.issn.1673-5005.2024.03.015

Heavy organic matter deposition prediction for shale oil reservoirs during CO2 injection

ZHAO Fenglan1，2， WANG Peng3，? HUANG Shijun1，2

（1. MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering in China University of Petroleum（Beijing）， Beijing 102249， China;2. Institute of Petroleum Engineering in China University of Petroleum（Beijing）， Beijing 102249， China;3. SINOPEC Petroleum Exploration and Development Institute， Beijing 102206， China）

Abstract： Comprehensively considering the adsorption-induced confinement effect in shale matrix nanopores， the capillary pressure effect， and the association effect between polar molecules， a prediction model and solution method of heavy organic matter deposition in shale oil reservoirs was established. The shale oil samples from typical blocks were selected to predict the heavy organic matter deposition， analyze the change of phase boundary for heavy organic matter deposition and the influence of CO2 injection on phase boundary. It is found that the association effect aggravates the risk of heavy organic matter deposition in the low-temperature range， while the nano-confinement effect significantly affects the heavy organic matter deposition phenomenon in the high-pressure range. Considering the coupling effect， the upper limit of heavy can reach 26.57 MPa when the CO2 injection amount is only 5% （mole fraction）， which is 3 MPa higher than that without gas injection. The risk of heavy organic matter deposition is the highest during CO2 injection in shale oil reservoirs. Controlling the amount of CO2 injection and avoiding a sharp pressure drop are potentially effective means to avoid the risk of heavy organic matter deposition.

Keywords： shale oil; CO2 injection; heavy organic matter deposition; prediction method

不同開發階段內油藏的溫度、壓力和原油組分的分布是動態變化的，而CO2注入對原油輕質組分具有抽提作用，也會引發原油組分的變化［1-3］。頁巖儲層主要發育微納米級孔隙［4-5］，根據Yen-Mullins模型可知，瀝青質分子直徑約為1.5 nm，當瀝青質分子聚集成簇時，其直徑可達5 nm［6］。因此即便頁巖油油質較輕，瀝青質含量較低，一旦原油中瀝青質甚至是重質組分發生輕微的沉積，都會造成嚴重的儲層傷害，原本就難以啟動的基質原油將更加無法動用，且輕質原油比重質原油具有更高的瀝青質沉積可能性［7］。目前用于描述原油中瀝青質相行為和沉積預測的模型包括溶解度模型和膠體模型［8］。與膠體模型相比，溶解度模型的適用性更強，主要包括晶格流體理論和狀態方程［9］。狀態方程方法的主要優勢在于可以應用到多種熱力學條件而不受沉積邊界的限制［10-12］。為表征頁巖基質納米孔隙中限域效應對流體相行為的影響，筆者以改進的SRK（m-SRK）狀態方程模型［13］為頁巖油重有機質沉積預測模型的構建基礎，考慮頁巖基質納米孔隙中吸附引發的限域效應和毛管力作用對流體相行為的影響，構建頁巖油特征化和狀態方程輸入參數計算的方法體系，考慮極性分子間的締合作用，建立頁巖油注CO2過程中重有機質沉積預測方法，定量評價頁巖油注CO2開發過程中重有機質的沉積風險。

1 方 法

1.1 納米限域流體相行為的表征模型

經典立方型狀態方程方法廣泛應用于體相流體相平衡和體積性質計算，已成為建立納米限域流體相行為預測模型的研究重點［14-16］?？紤]頁巖基質納米孔隙中吸附引發的限域效應，修正立方型狀態方程中的摩爾體積項是準確模擬納米限域流體相行為的前提。用于表征納米限域流體的相行為的m-SRK狀態方程模型表達式為［13］

p=RTκVm-b-aακVm（κVm+b）.（1）

式中，p為壓力，Pa；R為理想氣體常數，數值為8.314 J/（mol·K）；T為絕對溫度，K；Vm為摩爾體積，cm3/mmol；κ為納米限域指數，可以綜合表征納米限域流體的相變規律； a為能量參數，Pa·（cm3/mmol）2；b為協體積參數，cm3/mmol；α為與溫度相關的參數，在臨界溫度下等于1。

納米限域指數可以表示為

κ=1+η2ψ-1（ψ-1）2.（2）

式中，ψ為流體分布系數，反映了限域效應對流體分子分布的影響；η為相對有效分子體積系數，反映了納米限域效應的強度。

限域效應對流體相行為的影響主要表現在流體組分的臨界性質改變，基于m-SRK 狀態方程提出的臨界性質偏移修正模型為

ΔTc=η（2ψ-1）（ψ-1）2+η（2ψ-1），（3）

Δpc=2η（2ψ-1）（ψ-1）2+［η（2ψ-1）］2（ψ-1）4+［η（2ψ-1）］2.（4）

式中，ΔTc為臨界溫度偏移， K；Δpc為臨界壓力偏移， Pa。

1.2 基于狀態方程模型的頁巖油特征化方法

獲取到的現場井流物組成數據一般包含明確組分和“+”組分，由于原油組成非常復雜，僅通過“+”組分描述原油中的全部重餾分，無法準確表征原油的PVT（壓力-體積-溫度）物性，因此需要先將“+”組分進行劈分。以C7+為例，原油中的輕質組分一般使用明確組分（N2，CO2，H2S，C1，C2，C3，iC4，nC4，iC5，nC5和C6）進行表征，而將C7+ 組分劃分成C7到C80的單一碳數餾分。

在獲取原油單碳數組成分布后，出于計算效率的考慮，通常需要將性質相近的幾個組分合并成一個擬組分，一般將擬組分劃分為3～7個。由于頁巖油油質較輕，考慮到頁巖油中的輕質組分及注氣開發對飽和壓力和重有機質初始沉積壓力的顯著影響，在本文中將原油C7+劈分為5個擬組分，從而模型總體劃分為N2，CO2，C1，C2，C3，C4～C6，C7～C12，C13～C21，C22～C38，C39～C80和C39～C80-A共11個組分。

1.3 狀態方程模型輸入參數的估算

1.3.1 臨界性質

使用立方型狀態方程模型預測頁巖油相行為需要臨界溫度、臨界壓力和偏心因子等臨界參數作為輸入參數。明確組分（如N2，CO2，H2S，C1，C2，C3，iC4，nC4，iC5，nC5和C6等）的臨界性質可以通過室內PVT試驗等方法獲取，而對于重組分及擬組分的臨界性質可以采用Evangelista和Vargas［17］提出的修正方法和摩爾平均方法相結合進行計算：

Tc=373.49F23RIMW27，（5）

Pc=2.7×104F85RIMW-1，（6）

ω=8.62×10-4F-1RIMW，（7）

Vc=0.47F-89RIMW65，（8）

θk=∑i（k）ziθi∑i（k）zi.（9）

式中，ω為角速度；Vc為臨界體積，cm3/mol；θ為組分性質，可以是相對分子質量、臨界溫度、臨界壓力和偏心因子等。

FRI為折射率的函數，可以通過Vargas和Chapman［18］提出的關聯式計算得到

FRIρ=0.5054-0.3951ρ+0.2314ρ2.（10）

式中，ρ為密度，g/cm3。

式（10）被稱為Lorentz-Lorenz展開式，參數0.5054、-0.3951和0.2314是20 ℃時展開式前三項的折射率維里系數。

式（10）在接近20 ℃、1 大氣壓條件下是有效的，而地面脫氣原油密度通常是在15 ℃下測定的，可根據ASTM 1250-80關聯式［19］將密度換算到20 ℃。在ASTM 1250-80關聯式中，原油密度隨溫度變化的關系式為

ρT=ρT0exp（-A（T-T0）［1+0.8A（T-T0）］）.（11）

其中

A=613.9723ρ2T0.（12）

式中，T0為參考溫度，即已知密度的測定溫度，K；T為需計算密度的目標溫度，K；A為常數。

1.3.2 二元相互作用系數

應用狀態方程模型表征原油相行為，除了要輸入表征后的原油各組分臨界參數，還需要輸入各組分間的二元相互作用系數。同一組分間的二元相互作用系數為0，不同組分間的二元相互作用系數，采用Chueh和Prausnitz［20］提出的關聯式計算

kij=1-2V16ciV16cjV13ci+V13cjn.（13）

式中，kij為組分i和組分j間相互作用系數；n為調節參數，對于非重有機質擬組分，通過擬合飽和壓力來確定；對于重有機質擬組分，由于重有機質參數的變化對原油的飽和壓力和密度的影響可以忽略不計［21］，這里n取值為0.3。

1.3.3 CPA狀態方程特征參數

CPA狀態方程模型繼承了傳統立方型狀態方程的簡單性的同時考慮了Wertheim理論中化學締合作用［22］。CPA狀態方程模型的物理項為SRK狀態方程，其締合項的表達式為

Pass=-12RTVm1+ρlngρ∑ixi∑Ai（1-XAi）.（14）

式中，Pass為CPA 狀態方程模型中的締合項，締合項中最為關鍵的參數就是XAi，它表示組分i分子中未與其他位點成鍵的位點A的摩爾分數，而xi是組分i的摩爾分數。

XAi與分子i上的位點A和分子j上的位點B之間的締合強度ΔAiBj有關：

XAi=11+ρ∑jxj∑BjXBjΔAiBj，（15）

ΔAiBj=g（ρ）expεAiBjRT-1bijβAiBj，（16）

bij=bi+bj2，（17）

g（ρ）=11-1.9n， n=14bρ.（18）

式中，εAiBj和βAiBj分別為締合能量和締合體積，通過擬合蒸氣壓和液體密度數據來獲取。

對于交叉締合體系，采用以下的混合規則［23］進行計算：

εAiB=εAiBi+εAjBj2，（19）

βAiBj=βAiBiβAjBj.（20）

1.4 重有機質沉積預測模型的求解

1.4.1 納米限域流體相平衡計算流程

相平衡計算的關鍵在于平衡常數的確定，平衡常數可以定義為

Ki=yixi=φLipLφVipV=fLifVi.（21）

式中，Ki為組分i的平衡常數；pV為氣相壓力，Pa；pL為液相壓力，Pa。

在體相流體的相平衡計算中毛管壓力作用可忽略不計，但在納米孔隙中不考慮毛管壓力的影響將會導致閃蒸計算結果存在偏差。假設氣相為非潤濕相，液相為潤濕相，兩相間的接觸角為0，則毛管壓力可以表示為

pc=PV-PL=2σ/rp.（22）

式中，pc為毛管壓力，Pa；σ為界面張力。

界面張力計算公式為

σ1/E=∑ni=1pi（xiρL-yiρV），（23）

E=3.583+0.16（ρL-ρV）.（24）

其中

pi=（8.21307+1.97473ωi）T1.30406cip-0.82636ci，（25）

ρL=pLMWLZLRT，（26）

ρV=pVMWVZVRT.（27）

式中，pi為組分i的等張比容;ρL和ρV分別為液相和氣相的質量密度。

綜合考慮頁巖基質納米孔隙中吸附引發的限域效應和毛管壓力作用對流體相行為的影響，基于m-SRK狀態方程模型，建立如圖1所示的納米限域流體氣液平衡計算流程。

1.4.2 重有機質的沉積判據

重有機質沉積模型基于Nghiem固體模型，假設重有機質為純固相組分［24-25］。在頁巖油特征化方法中，將最重的擬組分劃分成非沉淀組分和沉淀組分。兩個擬組分具有相同的熱物理性質，但與輕質組分的二元相互作用系數不同。與非沉淀組分相比，沉淀組分與輕質組分的二元相互作用系數更大，隨著輕質組分含量的增加，更傾向于發生沉積。

頁巖油體系各組分氣、液、固三相的熱力學平衡滿足：

lnfli=lnfgi，（28）

lnflnc=lnfsnc=lnfs.（29）

式中，f為逸度；i為組分；nc為重有機質擬組分；上標l、g和s分別代表液相、氣相和固相。

液相和氣相中各組分的逸度可以通過狀態方程模型的氣液平衡計算得出，而對于純固相重有機質組分，其逸度為

lnfs=lnfs*+vs（p-p*）RT.（30）

式中，p*為參考壓力，即重有機質沉積初始壓力的試驗值；f s*為參考壓力下的固相重有機質的逸度；vs為固相重有機質的摩爾體積。

式（30）考慮的是等溫條件下逸度的變化，并假設固相重有機質的摩爾體積變化非常小，其摩爾體積的表達式為

vs=1.493（MWnc）0.9361.（31）

此時，固相重有機質在目標壓力下的逸度可以通過式（30）和（31）求得，并通過三相平衡計算可以確定重有機質的沉淀判據為

lnflnc≥lnfs，（32）

lnflnc

當滿足式（32）時，存在重有機質沉淀相，具有發生重有機質沉積的可能性；當滿足式（33）時，原油中不存在重有機質沉淀相，不會發生重有機質沉積。

通過重有機質沉積預測模型計算，可以得到重有機質沉積壓力上限、飽和壓力和沉積壓力下限隨溫度變化的3條曲線。沉積壓力上限和沉積壓力下限為開發過程中存在重有機質沉積風險的邊界條件，當地層溫壓條件落在沉積壓力上限和沉積壓力下限控制區域時，具有發生重有機質沉積的可能性。當地層壓力小于沉積壓力上限時，開始發生重有機質沉積，系統表現為液、固兩相共存；當地層壓力進一步降低至飽和壓力時，發生氣液分離，此時系統表現為氣、液、固三相共存。此時，輕質組分的逸出將會導致重有機質沉積的加劇，為了再次達到重有機質相平衡，原油的溶解度參數會逐漸增加直到原油達到穩定狀態。當壓力低于飽和壓力時，繼續降低壓力，將伴隨著一個溶解氣油比的變化，隨著溶解氣油比逐漸降低，氣體含量降低到一定數值時，重有機質將完全溶解于原油中，此時的壓力即為重有機質沉積壓力下限。當壓力低于沉積壓力下限時，將不再存在重有機質沉積風險。

2 結果分析

2.1 頁巖油的特征化處理

選取的鄂爾多斯盆地長7段頁巖油油樣A所在區塊的油藏溫度為71.71 ℃，地層壓力為19.07 MPa，飽和壓力為11.52 MPa，頁巖油在地層條件下的密度為722.3 kg/m3，氣油比為105.05 m3/m3。該油樣的井流物組成數據見表1。

基于油樣A的井流物組成數據，綜合考慮了頁巖油相行為的表征精度和計算效率，將原始組分中的‘+組分劈分到C80餾分后重組為11個組分，其中C39～C80-A表示發生沉積的重有機質擬組分。油樣A劈分重組后的組分組成、臨界性質和二元相互作用系數分別如表2和3所示。恒質膨脹試驗（CCE）測定的油樣A的原油物性與特征化處理后流體模型的計算結果對比如圖2所示?？梢钥闯?，流體模型計算的原油物性與CCE試驗的測定值具有很好的擬合效果，這證明了流體模型特征化與模型參數計算的準確性。

2.2 頁巖油重有機質沉積可能性預測

2.2.1 模型驗證

基于表征后的油樣A的組分組成及狀態方程模型的輸入參數，選擇傳統的SRK狀態方程作為重有機質沉積相平衡計算的基礎模型，對油樣A的重有機質沉積可能性進行預測。圖3為不同溫度條件下油樣A的重有機質沉積包絡線?？梢钥闯?，SRK 狀態方程模型的飽和壓力計算值與室內PVT試驗測得的飽和壓力擬合度非常高，這證明了對油樣特征化處理的準確性。需要注意的是，飽和壓力試驗值測量在高溫高壓PVT筒中進行，測得的試驗值實際上為體相頁巖油的飽和壓力，因此可以采用傳統狀態方程模型進行計算和驗證，而未考慮納米限域效應對頁巖油相行為的影響。重有機質沉積壓力上限先隨著地層溫度的升高而迅速降低，而后隨著溫度的升高而升高，沉積壓力轉折點出現在地層溫度（71.71 ℃）處，說明隨著開發過程中溫度和壓力的降低，重有機質沉積風險逐漸增大；飽和壓力則隨著溫度的升高而升高，但升高幅度逐漸減??；沉積壓力下限隨著溫度的升高而快速升高，并在溫度接近150 ℃時達到最大值，而后隨著溫度的增加而緩慢下降。油樣A在地層溫度和壓力條件下處于重有機質沉積邊界外，不會發生重有機質沉積；而當溫度從地層溫度降至地面溫度（15 ℃）時，重有機質沉積邊界控制區域逐漸擴大。隨著頁巖油開發過程中的溫度和壓力不斷降低，必將落入重有機質沉積邊界控制區域內，具有發生重有機質沉積的可能性。

2.2.2 締合作用對重有機質沉積壓力的影響

考慮到重有機質等極性分子間的締合作用，采用CPA狀態方程模型計算了油樣A不同溫度條件下的重有機質沉積包絡線，如圖4所示。CPA狀態方程模型計算的飽和壓力與試驗測得的飽和壓力擬合精度較高，再次驗證了原油特征化方法的準確性。

by considering association effect從圖中可以看出，在極性分子間的締合作用下，沉積壓力上限和沉積壓力下限隨著溫度的增加，更加逼近于飽和壓力線，從而形成了兩個“對稱”的沉積區域。締合作用是分子間依靠較弱鍵力結合的現象，與重有機質分子的芳核結構有關，體系溫度升高時締合作用減少或消失。在極性分子間的締合作用影響下，低溫區間（溫度小于50 ℃）的沉積壓力上限上移，這會導致在開發過程中油樣A的溫度和壓力條件更早進入到重有機質沉積邊界控制區域，加劇了發生重有機質的沉積風險。

2.2.3 限域效應對重有機質沉積壓力的影響

考慮到頁巖基質納米孔隙中限域效應引發的流體臨界性質偏移，采用m-SRK狀態方程模型來計算重有機質沉積相平衡。頁巖基質納米孔隙平均孔徑一般約為30 nm，因此對臨界性質偏移的修正是在30 nm孔徑條件下計算得到的，修正結果見表4。

圖5為考慮納米限域效應時不同溫度條件下油樣A的重有機質沉積包絡線?？梢钥闯觯柡蛪毫υ囼炛当萴-SRK 狀態方程模型的飽和壓力計算值高1.17 MPa，這與納米限域效應對納米限域流體飽和壓力影響的認識相符，同樣也可以驗證計算結果的合理性［13］。在納米限域效應的影響下，重有機質沉積壓力上限和沉積壓力下限與飽和壓力線出現兩次交匯，從而形成兩個對稱的沉積邊界控制區域。對于該油樣，在僅考慮納米效應的影響時，僅在接近地面溫度和壓力條件（即在分離器處）附近具有發生重有機質沉積的風險。

2.2.4 耦合作用對重有機質沉積壓力的影響

為探究納米限域效應和締合作用耦合對重有機質沉積規律的影響，選擇m-CPA狀態方程模型（即m-SRK狀態方程作為CPA狀態方程的物理項）對油樣A的重有機質沉積可能性進行預測。圖6為考慮納米限域效應和締合作用耦合時不同溫度條件下油樣A的重有機質沉積包絡線。采用m-CPA狀態方程模型計算的飽和壓力值為10.30 MPa，略低于飽和壓力試驗值，與納米限域效應對流體飽和壓力的影響規律相符，而采用m-SRK狀態方程模型計算的飽和壓力值為10.35 MPa，這進一步證明了頁巖油的飽和壓力主要受輕質組分的影響，而考慮締合作用對飽和壓力幾乎沒有影響，即重有機質分子對飽和壓力的影響很小。在納米限域效應和締合作用的綜合影響下，對應于圖5中的低溫沉積邊界控制區域向整個區域大幅擴張，地層壓力落在重有機質沉積邊界控制區域，說明在整個頁巖油開發過程中都會有發生重有機質沉積的可能性。

2.3 CO2注入對重有機質沉積包絡線的影響

2.3.1 CO2注入對沉積壓力上限的影響

圖7為體相條件和考慮締合作用、納米限域效應及耦合效應下的油樣A注CO2后重有機質沉積壓力上限的變化規律。對于體相流體，在同一溫度條件下，重有機質沉積壓力上限整體上隨著CO2注入量的增加而升高，且隨著溫度的升高，重有機質沉積壓力上限隨CO2注入量增加的升高幅度明顯增大。在地層溫度條件下，當CO2注入量（摩爾分數）為15%時，重有機質沉積壓力上限為21.06 MPa，高于地層壓力，此時油樣A的整個注CO2開發過程中都有發生重有機質沉積的可能性。締合作用對低溫區間的影響更加顯著，重有機質沉積壓力上限大幅度抬升。因此在注入量相同的條件下，低溫區間內重有機質沉積壓力上限隨著溫度升高而降低的幅度也明顯增大。當僅考慮納米孔隙中限域效應時，整體上看，重有機質沉積壓力上限隨著溫度的升高而升高，僅在溫度在20～40 ℃范圍內且注入量小于15%時，重有機質沉積壓力上限存在小幅度的降低。在地層溫度條件下，當CO2注入量為35%時，重有機質沉積壓力上限為21.13 MPa，說明當CO2注入量很高或隨著開發過程中地層壓力降低過快時，需要注意注CO2開發過程的重有機質沉積風險。

當綜合考慮納米限域效應和締合作用的影響時，重有機質沉積壓力上限整體大幅抬升，在同一溫度條件下，重有機質沉積壓力上限隨著CO2注入量的增加而升高。而當CO2注入量相同時，重有機質沉積壓力上限隨著溫度的增加先下降而后緩慢上升，且CO2注入量較低時重有機質沉積壓力上限隨溫度變化的波動幅度更大。顯然在考慮納米限域效應的影響后，加劇了締合作用對低溫區間的影響。在地層溫度條件下，當CO2注入量僅為5%時，重有機質沉積壓力上限可達26.57 MPa，說明在整個注CO2開發過程中，都處于重有機質沉積邊界控制區域內，具有發生重有機質沉積的風險。

2.3.2 CO2注入對飽和壓力的影響

圖8為體相條件和考慮締合作用、納米限域效應及耦合效應下的油樣A注CO2后的飽和壓力變化規律。圖8（a）和（b）本質上都是計算不同注氣量條件下體相流體的飽和壓力，因此飽和壓力曲面的變化規律保持一致，在相同溫度條件下，飽和壓力在低溫區間對CO2注入量的敏感度很低，隨著溫度的不斷升高，飽和壓力隨CO2注入量增加而升高的幅度劇烈增加。從圖8（c）可以看出，在CO2注入量相同的條件下，飽和壓力在注入量較低時對溫度的敏感度很低，隨著注氣量的增加，飽和壓力對溫度的敏感度逐漸增加，且隨著溫度的升高而升高。對于圖8（d），綜合考慮締合作用和納米限域效應時，在溫度相同的條件下，飽和壓力隨著CO2注入量增加而升高。

2.3.3 CO2注入對沉積壓力下限的影響

頁巖油注CO2過程中重有機質沉積壓力下限在體相條件和考慮締合作用、納米限域效應及耦合效應下的變化見圖9?？梢钥闯?，在相同溫度和CO2注入量的條件下，考慮締合作用的沉積壓力下限略微高于體相條件。這是因為考慮締合作用時的沉積壓力上限向上抬升，油樣A的溫度和壓力條件更早落入重有機質沉積控制區域，發生重有機質沉積，因此當壓力低于飽和壓力后，隨著氣相組分的逸出，頁巖油對重有機質的溶解度增加，也會更早達到溶解平衡，沉積壓力下限也相應地高于體相條件。

考慮納米限域效應的影響時，低溫區間的重有機質沉積壓力下限大幅抬升，在CO2注入量相同的條件下，重有機質沉積壓力下限對溫度的敏感度很低；而在相同的溫度條件下，隨著CO2注入量的增加，重有機質沉積壓力下限大幅增加。當CO2注入量超過25%時，重有機質沉積壓力下限達到最大值，繼續增加注入量，重有機質沉積壓力下限則會略微下降。在納米限域效應的基礎上考慮締合作用，當CO2注入量相同時，重有機質沉積壓力下限對溫度的敏感度很低；而在溫度相同的條件下，重有機質沉積壓力下限僅隨著注入量的增加而略微上升。

4 結 論

（1）在締合作用和納米限域效應的耦合作用下，低溫區間（20～80 ℃）內的重有機質沉積風險區域大幅擴張。鄂爾多斯盆地長7段典型油樣在地層溫度條件下的重有機質沉積初始壓力為23.57 MPa，遠高于地層壓力（19.07 MPa），整個開發過程中的地層溫度和壓力條件均落在重有機質沉積風險區域內，都有發生重有機質沉積的風險。

（2）頁巖油注CO2過程中，締合作用對低溫區間的影響更加顯著，納米限域效應會加劇締合作用對低溫區間的沉積壓力上限的影響。在締合作用和納米限域效應耦合作用下，當CO2注入量為5%時，典型油樣的重有機質沉積壓力上限可達26.57 MPa，相比于未注氣的情況下提高了3 MPa，遠高于地層壓力，整個注CO2開發過程中都有發生重有機質沉積的風險。控制CO2注入量和避免地層壓力降低過快有助于規避或減輕重有機質沉積風險。

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（編輯 劉為清）

基金項目：國家自然科學基金面上項目（52174039，51974328）；中國石油科技項目（ZLZX2020-02-04-04）

第一作者：趙鳳蘭（1973-），女，副研究員，博士，研究方向為注氣提高采收率技術、瀝青質沉積預測、化學驅提高采收率技術，以及化學堵水調剖技術評價等。E-mail：zhfl@cup.edu.cn。

通信作者：王鵬（1993-），男，博士，研究方向為頁巖油微觀賦存規律、納米限域流體相行為表征和瀝青質沉積預測等。E-mail：wangpeng2022.syky@sinopec.com。

引用格式：趙鳳蘭，王鵬， 黃世軍.頁巖油注CO2過程中重有機質沉積預測［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2024，48（3）：134-144.

ZHAO Fenglan， WANG Peng， HUANG Shijun. Heavy organic matter deposition prediction for shale oil reservoirs during CO2 injection［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2024，48（3）：134-144.