夾層型頁巖油注CO₂吞吐提高采收率動用機理及埋存前景

關鍵詞：鄂爾多斯盆地；頁巖油；提高采收率； CO₂ 吞吐；核磁共振；物理模擬；數值模擬；產油及埋存中圖分類號：TE927 文獻標志碼：A 文章編號：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

中國頁巖油資源豐富，已探明資源儲量達到283億 ，其中鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7段頁巖油資源量達到42.3億t[2]。截至2021年底，盆地中部慶城油田頁巖油累計探明儲量已達10.52億 。鄂爾多斯盆地頁巖油勘探開發從2011年開始，經歷了早期勘探、評價與技術攻關、規模勘探開發3個階段后，取得重大突破，成功推動了頁巖油工業化勘探開發。

鄂爾多斯盆地中生界三疊系長7段頁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行研究［4]。盆地頁巖油自大規模工業開發以來主要采用長水平井體積壓裂進行開采［5]，通過壓裂液與儲層基質的滲吸作用實現原油置換，從而達到提高采收率的目的[6]。但是長7頁巖油儲層孔隙半徑多為 2～8μm ，喉道20～150nm，滲透率 （0.13～0.17）×10^-3μm² ，儲層致密、地層壓力系數低、天然能量不足［7]。目前通過長水平井大規模體積壓裂一次補能開發才能獲得工業油流，但這種自然能量或準自然能量的衰竭式開發導致頁巖油水平井產量遞減快、單井EUR低［8]、采收率低，且儲層致密導致注水驅動的啟動壓力大[9]，前期開發實踐表明注水開發難見效，其主要原因是儲層微納米級孔喉嚴重阻礙油氣滲流，且地層能量補充不足、補能困難[10]。在長慶油田頁巖油開發進程中，儲層微觀孔隙結構復雜、微納米級孔隙喉道所導致的油氣滲流高阻力，以及長期開發過程中儲層能量的持續衰減，已成為制約油田實現持續穩產與高效開發的核心技術瓶頸。如何通過減少微納米孔喉中多相流體，降低滲流阻力，并通過注入流體實現儲層能量補充，成為突破現有采收率瓶頸的關鍵，注氣逐漸發展成為頁巖油提高采收率技術序列中最具應用潛力的核心手段之一。

自20世紀80年代以來，中外學者開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：連續注氣、多井循環注氣、吞吐式注氣、混相/非混相式注氣[12]。常見注入氣包括： N₂. CO₂. 、天然氣和空氣，其中注CO₂ 對改善原油物性的效果最為明顯［13］。與伴生氣、氮氣相比，隨著 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，更易實現混相，原油體積膨脹系數更高，基質巖心驅油效率更高［14]。

從2008年開始，美國Bakken頁巖油實踐了CO₂ 驅、 CO₂ 吞吐、水驅和注水吞吐共4種模式及不同井網形式[15]，發現地層注入能力良好，但氣竄或水竄常在數日或數周內發生，注入剖面控制難度大，多數試驗增油效果有限；非常規油藏中采收率提升更依賴裂縫-基質間的流體交換，而非常規波及效應。相比之下，EagleFord頁巖采用天然氣（伴生氣）吞吐的7個試驗區采收率平均提升約 5% ，驗證了氣體置換基質油的可行性［16]。研究結果表明，采用吞吐注氣技術可顯著提高頁巖油藏的單井EUR；氣體密封是成功實施頁巖油藏吞吐注氣項目的一個關鍵方面，意味著注入的氣體流入水力裂縫并穿透致密基質，不會逸出或泄漏到相鄰地層；試驗中，注氣使儲層壓力保持在泡點壓力以上[17]。

CO₂ 作為主要碳排放物，通過降黏、混相等機制提升采收率并實現碳埋存，為油藏級CCUS產業化奠定基礎。我國吉林、大慶等油田已開展 CO₂ 混相驅試驗，驗證了CCUS協同增效潛力［18]。鄂爾多斯盆地 CO₂ 驅油及埋存潛力巨大，經估算，長慶油田CCUS全覆蓋可增加可采儲量為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。盆地煤化工產業發達，高濃度碳源排放量大，現階段平均每年可捕集1億t以上。近年來，長慶油田先后在礦場試驗了泡沫輔助減氧空氣驅、 CO₂ 驅等注氣開發，目前試驗效果較好，但大都圍繞長6和長8儲層，對于致密油藏、頁巖油藏注氣提高單井EUR的室內和礦場研究相對較少。與北美海相頁巖油藏相比較，鄂爾多斯盆地長7段頁巖油儲層物性差，且油藏埋深淺、氣油比低、地層壓力低、地飽壓差小、非均質性強、彈性能量不足［19]。北美海相沉積的頁巖大量發育微裂縫、構造裂縫、區域性裂縫和排烴裂縫，且有機質孔普遍發育良好，而長7夾層型頁巖油儲層主要發育粒間孔、粒內孔、有機質孔、微裂縫。儲集空間差異導致 CO₂ 擴散與采收率波動[20]，但國內實驗缺乏定量化指導。長7頁巖油衰竭開發面臨低產、遞減快、EUR低等瓶頸，需注氣補能。致密/頁巖油藏注氣開發可有效提升地層能量與單井EUR，具備理論可行性。

本研究針對鄂爾多斯盆地隴東地區頁巖油儲層代表性巖心，將核磁共振分析與 CO₂ 吞吐實驗相結合，并按孔隙區間統計，給出每塊巖心的驅替最終采出程度和每塊巖心不同孔隙區間內的定量化驅替最終采出程度。以隴東地區典型區塊長7頁巖油水平井為研究對象，結合室內研究，利用數值模擬形成了注 CO₂ 吞吐補能方式的優選及技術政策優化，同時對CCUS埋存率進行了計算。研究成果為長慶油田頁巖油儲層注 CO₂ 吞吐微觀動用規律分析及合理高效開發技術政策提供理論依據，為國內同類型頁巖油儲層后期補能方式提供借鑒。

1方法過程

為揭示盆地夾層型頁巖油儲層 CO₂ 吞吐動用機理，本次研究設計了2組實驗：巖心 CO₂ 吞吐微觀動用機理實驗和大型物模 CO₂ 吞吐實驗。實驗巖心取自鄂爾多斯盆地隴東地區長7頁巖油典型井，巖心資料如表1所示，其中編號1～5為大尺寸巖心，編號6～10為同口井同深度的對應小尺寸巖心，共5對。原油取自鄂爾多斯盆地隴東地區延長組頁巖油儲層，在常溫常壓下，測得原油密度為0.78g/cm³ ，黏度為 2.5mPa?s 。實驗所用 CO₂ 為 99.95% 以上純度。

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

1.1 室內實驗

1.1.1巖心 CO₂ 吞吐微觀動用機理實驗

本實驗將 CO₂ 吞吐與核磁共振相結合，獲得巖樣飽和油狀態、驅替不同階段的 T₂ 譜，通過分析不同驅替階段中巖心原油 T₂ 譜，測量其變化，能夠精準量化巖心處于飽和油狀態時的含油量以及油相在巖心孔隙里的分布情況。同時可進一步對 CO₂ 吞吐至最終狀態時油相的總采出程度和不同大小孔隙區間內的油相采出程度開展定量研究，還能定量解析驅油達到最終狀態時的剩余油飽和度，明確剩余油分布特征。

本次巖心核磁共振實驗借助低磁場核磁共振巖心分析儀開展，檢測方法除參照GB/T29172一2012《巖心常規分析方法》[21]和SY/T6490-2014《巖樣核磁共振參數實驗室測量規范》[22]中規定的要求之外，還充分考慮了本項實驗巖心的巖石特性。實驗驅替裝置如圖1所示。

圖1 CO₂ 吞吐實驗流程

具體檢測步驟和方法：（1）巖心標號；（2）將巖心泡入煤油抽真空，飽和煤油， 24h 后轉移至容器中加壓飽和，測量飽和煤油狀態下核磁共振 T₂ 譜；（③）將巖心接入 CO₂ 吞吐裝置，吞吐壓力設置為25MPa，吞吐溫度為 70^°C ，吞吐 0.5h 后將巖心取出并測量核磁共振 T₂ 譜；（4）吞吐時間增加為 ^1h ，測量核磁共振 T₂ 譜；（5）吞吐時間增加為 5h ，測量核磁共振 T₂ 譜；（6）將實驗后的巖心洗油、烘干；（7）氮氣測孔隙度和滲透率。

1.1.2大型物模 CO₂ 吞吐實驗

CO₂ 吞吐實驗模擬 CO₂ 吞吐采油過程，包括CO₂ 注入、燜井、采油3個過程，在微觀實驗基礎上進一步揭示盆地儲層狀態下 CO₂ 吞吐采油過程。CO₂ 與其他氣體驅油介質相比，壓力高于臨界壓力7.38MPa 同時溫度高于臨界溫度 31.1°C 時，處于超臨界狀態［23]。這種狀態下， CO₂ 性質將出現顯著改變：黏度低到近似于氣體，密度與液體相近，同時擴散系數約為液體的一百倍，溶解能力強，有助于原油膨脹，發揮補充能量的作用［24]。因此，在CO₂ 吞吐物理模擬過程中實驗溫度模擬地層溫度為 60^°C 。實驗裝置如圖2所示。

實驗步驟：（1） CO₂ 注入過程。由于 CO₂ 體積對溫度和壓力變化高度敏感，實際操作過程中無法進行定流速注入，因此以 20MPa 恒定壓力注入。實驗流程：將中間容器壓力增壓至 20MPa ，并保持恒壓模式；打開 CO₂ 容器和模型注入口6，注入 CO₂ ，注入的 CO₂ 在對地層補充能量的同時，與原油互溶，增加原油的膨脹能。（2）燜井過程。關閉模型注入口6，在恒定壓力下關井 ^1h ，模擬燜井過程。燜井過程中，驅替前緣的 CO₂ 依靠萃取作用與原油混相，萃取原油中的輕質組分使原油發生組分分異。（3）采油過程。此過程類似于彈性開采過程，為了與現場相似，在實驗過程中進行分段降壓處理，先將出口壓力降低到 10MPa ，再降到 7MPa ，保障模型內的流體在生產時間內有一定的流速。實驗中采用回壓閥門和排水取氣的方式進行出口壓力控制和油氣計量。實驗流程：將回壓控制壓力升高到20MPa ，打開出口閥門12，回壓迅速上升至設置壓力；調整回壓至 10MPa 后記錄時間，開始彈性開采，記錄不同時間節點時的采油量和采氣量；將回壓調整為 7MPa 后重復燜井過程，直到采油量和采氣量在1h內無明顯變化時結束實驗。每輪次實驗完成后，關閉模型出口，注入 CO₂ ，進行下一輪次吞吐實驗。在本研究中，共進行了4輪次 CO₂ 吞吐。

圖2 CO₂ 吞吐實驗裝置

Fig.2Experimental setup of CO₂ huff and puff

為了探究注水吞吐后再實施注 CO₂ 吞吐的可行性，針對實驗模型尺度條件，對比分析注水吞吐對后續注 CO₂ 吞吐采油成效的作用，并開展注水吞吐后注 CO₂ 吞吐的物理模擬實驗。一共進行4輪次吞吐實驗，其中第1輪次進行注水吞吐實驗，之后進行3個輪次注 CO₂ 吞吐實驗。

1.2 試驗井篩選

試驗井的篩選要同時滿足“開發時間長、初期產量高，目前產量低、含水低；油層縱向和平面上具有較好的封閉條件；水平井開發技術政策具有一定代表性，利于后期技術推廣應用；考慮地面和輸送等經濟因素，試驗井相對集中連片”的原則。依據此原則篩選出鄂爾多斯盆地隴東地區X233西南部相鄰5口水平井開展注 CO₂ 吞吐補能試驗。從東向西分別為井YP2、YP3、YP4、YP5、XP235-42，水平井方位 NE345^° ，水平段長度 1500m 左右，5口試驗井單井產量低且均未開展過吞吐試驗，同時鄰井YP1停采封邊，5口試驗井于 2012-2014 年投產，注 CO₂ 吞吐前平均日產液水平為 3.8m³ ，日產油為 2.2t， 含水率為 34.3% ，采油速度為 0.39% ，采出程度為 5.66% 。按照“連片補能、同注同燜同采”的思路， CO₂ 補能水平井確保第1輪試驗地層壓力恢復至混相壓力以上 2MPa ；優化燜井時間，保障 CO₂ 在地層中充分擴散、混相。

考慮油層連通性，YP2、YP3、YP4、YP5、XP235-42同時注氣、燜井、采油，邊界井YP1停采封邊，降低氣竄風險，同時評價驅替對鄰井的補能效果；差異化設計 CO₂ 吞吐井的注入量，確保 CO₂ 與原油混相，同時評價吞吐與井間驅替的效果。

1.3 數值模擬

國內前期數值模擬結果顯示， CO₂ 吞吐能有效提高超低滲稠油油藏采收率低的問題［25]。為探究鄂爾多斯盆地頁巖油儲層注 CO₂ 吞吐效果，對X233區試驗水平井組YP2、YP3、YP4、YP5進行吞吐數值模擬。針對多井注氣吞吐，開展異步吞吐與同步吞吐優選研究。

根據YP2、YP3、YP4、YP5井組井網形式，設計了2種異步吞吐模式。注氣量設定參考優化值，因異步吞吐注入井數少、單井注氣量大，同時考慮到數值模擬計算的簡便性，設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井進行注氣，其他2口井為生產井，單井單輪注氣量 3600t 異步吞吐2選取1中的生產并為注氣井、注氣井為生產井，單井單輪注氣量為 5400t， 具體設置如表2所示。

表2不同吞吐方式對比模型單井注氣量設置

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

2結果現象及討論

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 吞吐不同狀態下核磁分析實驗結果。吞吐初期 （0.5h） ，大孔隙內的油率先被采出，表現為長 T₂ 區域的幅度明顯下降，而中小孔隙變化相對較小，表明此時主要動用大孔隙的油。隨著吞吐時間增加（吞吐1h），除大孔隙中原油繼續被采出外，部分中小孔隙的油也開始被動用，相較于吞吐 0.5h ，孔喉動用程度更大，說明采油范圍從大孔隙向中小孔隙擴展。吞吐 5h 時，小孔喉被進一步動用，表明隨著時間推移，更多小孔隙尺度的油被逐步采出。同時對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，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% ，小尺寸巖心在整個吞吐過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 向基質的擴散距離，更有效提高頁巖油采收率。

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（如大巖心或裂縫發育巖心）可能表現出更高的 CO₂ 驅油效率。高滲透率意味著流體（ CO₂ 和原油）在巖石中的流動性更強， CO₂ 能更快速進入孔隙并與原油混相，從而提高驅替效率。孔隙度較高的巖心通常具有更大的儲油空間，但驅油效率可能受孔隙結構（如連通性、孔徑分布）影響顯著。但在盆地頁巖油儲層低孔低滲的情況下，需優化注入壓力或采用超臨界 CO₂ 以提高流動性。滲透率主導流體的宏觀流動性，而孔隙度及孔隙結構決定了微觀驅替的均勻性。實際應用中需兼顧二者，結合儲層地質特征制定差異化開發方案，以實現 CO₂ 驅油技術的高效經濟實施。

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間內的采出程度對比。對于同一件巖心樣品，大孔喉 （gt;16ms） 部分的采出程度遠遠高于小孔喉部分（ [0～16ms] 。碎狀巖心樣品在不同狀態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% ，隨著吞吐時間增加，采出程度增加明顯，說明體積壓裂 + 較長時間燜井能有效提高 CO₂ 吞吐效果。

2.2 吞吐方式對采出程度的影響

如表5所示為大型物理模擬注 CO₂ 吞吐、注水吞吐后再注 CO₂ 吞吐的實驗結果。通過分析對比注入不同介質的采出程度數據，研究注水吞吐后注CO₂ 吞吐的可行性。

表310塊 CO₂"吞吐的巖心核磁實驗結果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間內的采出程度對比Table 4Comparison of recovery degree of samples with different sizes in different huff and puff time

表5不同注入介質吞吐后采出程度對比 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，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，在實驗條件下，單純進行注 CO₂ 吞吐所取得的效果，顯著優于注 CO₂ 吞吐前先實施注水吞吐的效果，采出程度高6個百分點。現場試驗結果表明，注水吞吐會抑制其之后注 CO₂ 吞吐的效果。

2.3 吞吐對原油組分的影響

為深化對 CO₂ 吞吐提高采收率機理的認識，在前人認識的基礎上，對 CO₂ 吞吐第一輪次采出油樣進行飽和烴組分分析。楊正明等認為 CO₂ 吞入過程即為 CO₂ 驅替過程［26]；周拓等發現驅替過程中CO₂ 通過萃取和汽化作用將原油中的輕質組分提取出來，使 CO₂ 被烴富化，大大提高 CO₂ 的溶混能力［27]；何江川等認為 CO₂ 吐出過程即為流體采出過程，不同組分的原油依次被采出[28]

隨著采出過程的進行，采出原油顏色逐漸加深，模型內部原油組分發生明顯分異，顏色淺的輕質組分優先被采出，隨著驅替過程進行，重質組分逐漸增多。對 CO₂ 吞吐采出油樣進行飽和烴組分分析，分析結果如圖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，隨著采出過程進行，不同時刻采出流體組分發生了明顯分異，小于 C₁₄ 的輕質組分逐漸減少，大于 C₁₄ 的重質組分逐漸增多。

圖3 CO₂ 吞吐過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 吞吐過程中萃取的輕質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，提高了驅油效率。

2.4頁巖油儲層注 CO₂ 吞吐產油及埋存數值模擬

在室內實驗基礎上，長慶油田開展了 CO₂ 吞吐礦場試驗，利用數值模擬對 CO₂ 吞吐的注氣量、注入方式以及技術政策進行了優化。

2.4.1相同總注氣量條件下多井吞吐注入方式優選

對比同步吞吐方式與2種異步吞吐方式（異步1、異步2）的開發效果。結果顯示，相同注氣量條件下，2種異步吞吐方法最終累計產油量基本相同，均高于同步吞吐；吞吐過程中異步吞吐2增油量較高，其中異步吞吐2在前6輪的增油量優勢尤為明顯，異步吞吐1和異步吞吐2的累計產油量在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選

設置模型中吞吐井單井注氣量相同、非吞吐井關井生產。同步吞吐較衰竭開發單井EUR提高81.68% ，而異步吞吐僅提高 51.70% ，說明同步吞吐通過全井組同時注氣，實現了區域壓力的整體抬升，有效補充了地層能量。異步吞吐換油率（0.35t/t） 略高于同步吞吐 （0.33t/t） ，反映其單井注氣量更高時，單位 CO₂ 的產油效率稍優，但同步吞吐通過“連片補能”避免了局部壓力失衡，更適合低滲頁巖油儲層的整體能量恢復（表6）。

表6不同吞吐方式開發效果對比Table 6Development effect of the different huffand puff patterns

2.4.3 技術政策優化

（1）注氣量優化。注氣量越大，補能效果越好、吞吐產量越高，累計產油量在單井單輪注氣量2400～3000t 處存在拐點，逐漸變緩；隨著注氣量的增大， CO₂ 吞吐換油率下降。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，CO₂ 主要用于補充基質孔隙能量，驅油效率隨注氣量增加而提升；超過 3000t 后，多余 CO₂ 可能沿天然裂縫竄流，導致驅替效率下降，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）注氣速度優化。在總注氣量一致的情況下，注氣速度對于吞吐最終累計產油量以及地層壓力補充程度所產生的影響微乎其微；注氣速度越小，注入時間越長，低速注入延長了 CO₂ 與原油的接觸時間，注入氣與地層原油接觸更充分，地層能量補充效果較好，促進輕質烴萃取和原油膨脹最終累計產油量有所提高；注氣速度越大（此次研究速度超過100t/d 時），注入壓力驟升可能引發氣竄（如鄰井油壓套壓異常升高），同時注氣時間越短，在短期內總生產時間越長、累計產油量越大，但大于 100t/d 時各階段內增油量基本相同，而注氣速度過大可能存在注入壓力高、氣竄風險。而低速注氣（ 30d 注完3000t）可確保壓力平穩擴散，提升安全性。

（3）燜井時間優化。燜井時間與累增油量呈“先增后平”，20d為關鍵拐點。總注氣量一定時，燜井時間的變化，并不明顯地影響吞吐所補充的地層壓力和累產油；燜井時間越長，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；炯井時間相對較短時，短時間內的開井時間增加，導致累增油量增大，但小于20d時各階段內增油量基本相同。燜井階段 CO₂ 通過擴散和溶解與原油充分互溶， 20d 內輕質組分萃取和壓力傳導未達平衡，延長燜井時間可提升驅油效率；超過20d后，組分分異和壓力擴散趨于穩定，增油量不再顯著增加。

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

（5）吞吐輪次優化。單輪次增油量隨輪次增加逐漸下降，第8輪為經濟性拐點。前8輪 CO₂ 主要用于驅替可動油和補充能量，換油率維持在0.5以上；超過8輪后，剩余油以重質組分為主， CO₂ 萃取效率下降，返排率上升至 40% ，導致單位成本增加。結合數值模擬與礦場試驗，推薦吞吐輪次為8～11輪，避免因輪次過多導致 CO₂ 無效返排。

2.5 CCUS階段設計

X233試驗區開發30年后進入CCUS階段，結合數值模擬研究成果、注氣過程中壓力變化情況及參考儲氣庫運行上限壓力不高于原始地層壓力的標準要求，初步確定CCUS階段各試驗區年注氣速度為 0.04PV/ 年。地層壓力隨著注氣年限的增長而增速加快，注氣10年后，地層壓力約為 34.1MPa ，恢復至地層破裂壓力 72.3% 。10年預計全過程累計埋存 CO₂138.2 萬t，平均埋存率 85.2% （表7）。

表7X233試驗區CCUS階段不同年份的地層壓力與累計埋存量

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

2.6 現場試驗效果

2022年9月進入注氣階段，2023年4月中旬完成注入計劃，目前試采開井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，符合頁巖油儲層“低壓、低滲”特征。注氣周期平均 205d ，實際注入時間平均 183d ，累計注氣量73773t（接近設計總量）。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 注入有效補充了地層能量。單井燜井102～319d （平均165d），確保 CO₂ 充分擴散與混相。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，但仍遠高于注氣前水平（油壓提升超過500% ，套壓提升超過 350% ，壓力顯著提升。現場試驗結果為鄂爾多斯盆地頁巖油儲層“注氣補能 + 高效開發”提供了可復制的現場數據，驗證了“同步吞吐”模式在連片井組中的可行性和有效性，為CCUS技術的推廣提供了關鍵依據。

3結論

（1）注 CO₂ 吞吐采出程度與儲層物性沒有明顯的相關關系，與吞吐時間相關性較強，增加吞吐時間能有效提高吞吐采出程度；體積壓裂 + 較長燜井時間能有效提高 CO₂ 吞吐效果，有效提高頁巖油采收率，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。而同步吞吐區域總注氣量大、區域內均勻補能，可取得更好的補能與提高單井EUR的效果。

（③注 CO₂ 吞吐補能效果影響因素多樣，在后續研究中，將探索地層條件下巖心物理模擬實驗，同時探索多介質組合條件下補能效果，優選出適合鄂爾多斯盆地頁巖油儲層的介質組合和吞吐方式，探尋有效的補能方法。

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（收稿日期：2025-01-24；修回日期：2025-02-28）

［編輯李春燕]