页岩油藏CO2驱油与封存协同效应的数值模拟研究

《Results in Engineering》：Numerical Simulation on CO 2-EOR and CO 2 Sequestration in Shale Oil Reservoir

本研究针对Bakken页岩油藏一次采收率低（<10%）的难题，通过构建高分辨率组分模型，系统评价了CO2吞吐和连续驱替等五种EOR策略。结果表明：CO2循环注入可使采收率提升16.8%（裂缝井达27.5% OOIP），并实现76.5%的CO2封存率，其中溶解态（21.4%）、吸附态（11.7%）和残余相（14.3%）共同构成永久封存机制。该研究为页岩油藏CCUS技术提供了量化设计依据。

　　

随着全球能源需求持续增长，常规油气藏逐渐枯竭，页岩油等非常规资源成为可持续油气生产的关键领域。北美Bakken组作为最富产的页岩油藏之一，其地质储量高达1000-9000亿桶，但一次采收率普遍低于10%，亟需有效的提高采收率（EOR）技术。近年来，随着低碳能源转型的推进，将CO₂驱油与碳捕获、利用与封存（CCUS）相结合的技术路线受到广泛关注。然而，页岩储层超低渗透率（约0.1 mD）和复杂裂缝网络的特征，使得传统EOR方法效果有限，且CO₂在裂缝-基质系统中的运移机制和封存潜力尚不明确。

为解决上述问题，Olivier Delodji等人开展了Bakken页岩油藏CO₂-EOR与封存潜力的数值模拟研究。研究通过构建高分辨率组分模型，对比分析了自然衰竭、水驱、氮气驱、CO₂吞吐（Huff-n-Puff）和连续CO₂驱五种策略在裂缝井与未压裂井中的表现。结果表明，CO₂基方法显著优于其他方法，其中循环注入和连续注入分别提高采收率16.8%和19.2%。裂缝井的表现尤为突出，吞吐采出程度达27.5%（未压裂井为18.9%），CO₂封存效率达76.5%。研究还量化了CO₂的赋存形式：游离相（52.6%）、溶解态（21.4%）、吸附态（11.7%）和残余相（14.3%）。敏感性分析指出裂缝导流能力和注入压力是主导因素，蒙特卡洛模拟进一步验证了模型的稳健性（采收率增量16.8%，95% CI: 15.9–17.7%）。该研究发表于《Results in Engineering》，为页岩油藏CCUS技术优化提供了重要理论支撑。

研究采用嵌入式离散裂缝模型（EDFM）耦合CMG-GEM组分模拟器，精确表征Bakken储层的裂缝几何形态（半长200-400 m，导流能力10-20 mD·ft）和CO₂-原油相态行为（Peng-Robinson状态方程）。通过拉丁超立方抽样和Sobol敏感性分析，量化了地质与工程参数对采收率及封存效率的影响。蒙特卡洛模拟（200次实现）用于评估结果的不确定性。

3.1. 不同情景下的对比采油和压力分布

模拟显示，CO₂吞吐法通过混相驱替和扩散作用有效维持储层压力，其压降曲线较其他方法更平缓。裂缝井的压力分布表明，裂缝网络对延缓近井地带压力衰竭起到关键作用。

3.2. CO₂封存与赋存分布

CO₂在12个吞吐周期后，47.4%被永久封存，其中溶解捕获（21.4%）和吸附捕获（11.7%）凸显了页岩基质对CO₂的固定能力。

3.3. 不同EOR情景下的对比采油

裂缝井的采收率（27.5% OOIP）显著高于未压裂井（18.9%），证实水力裂缝是提高CO₂波及效率的核心。

3.4. 注入能力与突破特征

CO₂注入指数（0.35-0.42 mD·ft）远高于水驱（0.15 mD·ft），且突破时间延后（410天），表明其更适应低渗储层。

3.5. 关键参数的敏感性分析

Sobol指数显示裂缝导流能力（0.37）和注入压力（0.29）对采收率影响最大，吸附容量（0.11）和焖井时间（0.15）影响较小。

3.6. 蒙特卡洛模拟

200次模拟的采收率增量均值为16.8%（标准差2.3%），CO₂封存率为74.2%（标准差4.1%），证明方案在不同地质条件下均具可行性。

3.7. 最终备注

研究指出，传统EOR方法在页岩中失效源于对裂缝-基质相互作用机制理解不足，CO₂的混相性和扩散性是其成功的关键。

3.8. 数值模拟方法的局限性

模型未考虑地质力学变形和地球化学反应，未来需耦合热-流-固全流程模拟以提升预测精度。

研究结论强调，CO₂注入可实现采收率与封存效率的协同优化，尤其在高导流能力裂缝系统中效果显著。该工作首次将EDFM模型与蒙特卡洛不确定性量化结合，为页岩油藏CCUS提供了可推广的量化设计框架。未来需开展现场试验并整合CO₂捕集网络，推动页岩油气开发向负碳目标迈进。