中国延长油田致密油藏CO2 驱油与封存性能的实验与模拟评估

为解决致密油藏采收率低（<10%）及CO2 封存效率不明确的问题，研究人员通过PVT实验（压力-体积-温度测试）和数值模拟，评估了鄂尔多斯盆地延长油田CO2 连续注入与水气交替（WAG）方案的驱油（EOR）与封存性能。结果表明，CO2 注入可提升采收率至21.6%（连续注入）和19.3%（WAG），同时实现结构性/溶解性封存，为致密油藏CCUS技术规模化应用提供科学依据。

　　

在全球气候变暖与能源需求双重挑战下，碳捕集利用与封存（CCUS）技术成为平衡减排与能源开发的关键路径。致密油藏因其低孔隙度、强非均质性，传统水驱效果有限，采收率常不足10%。CO₂
驱油（EOR）虽在实验室证实可降低原油粘度、提高采收率，但现场试验中因气体窜流和低波及效率导致效果波动。中国鄂尔多斯盆地延长油田作为典型致密油藏，亟需系统性评估CO₂
驱油与封存的协同潜力。

针对这一目标，延长油田的研究团队结合实验与数值模拟手段，开展了CO₂
在致密砂岩中的多相行为研究。通过PVT实验测定原油与CO₂
相互作用参数（如饱和压力、膨胀系数），并利用 slim tube 测试确定最小混相压力（MMP）为178.0 bar。基于35口井的地质数据构建三维模型，采用Eclipse E300模拟器对比了连续注入与水气交替注入（WAG）方案。

3.1 开发历史分析
油田开发初期单井产油量平均4.82 m³
/天，但半年内衰减50%。转为水驱后累计注水2.54×10⁵
m³
（占孔隙体积4.8%），但含水率仍低于10%。2014年启动CO₂
注入，5口井日均注气75.5吨，累计封存4万吨CO₂
，采收率提升至9.4%。

3.2 历史拟合
通过调整渗透率（×1.3倍）和相渗曲线，模拟结果与实测数据吻合。值得注意的是，CO₂
注入期间储层压力（55-159 bar）始终低于MMP，表明未实现完全混相。

3.3 CO₂
驱油性能
连续注入（40吨/天）20年可使采收率达21.6%，高于WAG方案的19.3%。但WAG的CO₂
利用效率更高（0.819 vs. 0.630吨油/吨CO₂
）。油藏模拟显示，连续注入的CO₂
沿裂缝优先向上运移，导致中部剩余油饱和度高；而WAG通过水段塞抑制气窜，波及效率更优。

3.4 CO₂
封存性能
CO₂
赋存形式呈现相态分化：溶解态（油相中占比最高）分布范围远超游离态。连续注入时结构性封存占主导（如Case 2封存量9.38×10⁶
kmol），而WAG方案中溶解态与游离态CO₂
量接近。矿物封存因模拟周期短未纳入评估。

该研究首次在鄂尔多斯盆地致密油藏中量化了CO₂
驱油与封存的协同效应，揭示注入速率和方式对封存命运的关键影响。尽管未考虑长期地球化学反应，但为同类油藏CCUS方案设计提供了重要参考：连续注入适合快速提升采收率，而WAG在气控和封存安全性上更具优势。未来需结合地球力学模拟评估封存稳定性，以推动技术商业化应用。论文发表于《Journal of CO2 Utilization》，为全球致密油藏低碳开发贡献了中国案例。