溱潼凹陷页岩油CO2驱替与吞吐混合注入机理及参数优化

《Energies》：Mechanisms and Parameter Optimization of Hybrid CO2 Injection Combining Flooding and Huff-n-Puff for Shale Oil Recovery in the Qintong Depression

　　

溱潼凹陷页岩油开发受限于储层能量快速衰竭与低一次采收率。研究人员提出一种结合连续驱替与循环吞吐的混合CO2注入方法。通过在线核磁共振（NMR）监测岩心驱替实验与组分数值模拟，针对绿页1井区识别提高采收率机理并优化操作参数。岩心实验证实了连续CO2驱替后接循环吞吐带来的增量采收率与组分演化。数值模拟表明，在所建模型条件下，混合策略较单一注入策略具有更大的CO2接触面积与更长滞留时间。实验亦显示连续循环中较重烃类的持续采出。差异化缝网设计在维持储层接触的同时降低了井间气窜。选定工程策略为两次异步吞吐后接混合注入，驱替井注入速率80 t/d，单井单次吞吐CO2注入量7000 t，焖井时间60天。在所评估模型情景下，该完整参数组合联合模拟获采收率增幅7.76个百分点，最终采收率14.19%，气体利用效率0.160 toil/tCO2。上述基于情景的结果提示混合CO2注入在储层能量补充与强化页岩油采收中的潜力。

研究背景与立项依据

溱潼凹陷位于苏北盆地东台凹陷东南部，主力页岩油目的层为古近系阜二段（Fu-2），岩性以纹层状页岩与灰云质页岩为主，埋深3500–4600 m，基质孔隙与天然裂缝共同构成储渗系统。该区地质特征表现为断块分割强、岩相非均质性强、天然裂缝连通性多变，一次采收率仅约7%，且定向井体积压裂后产量递减快，储层能量补充需求迫切。既有研究多聚焦体积压裂水平井CO₂吞吐（huff-n-puff），而复杂断块页岩油定向井中“连续驱替+循环吞吐”混合注入的机理与操作策略尚不清楚。为此，研究人员以溱潼凹陷绿页1井区Fu-2页岩油为对象，采用序贯岩心驱替实验与组分数值模拟，揭示混合注入增产机理并优化缝网与参数。该文发表于《Energies》。

主要关键技术方法

研究人员采用来自绿页1井Fu-2段的全直径岩心（直径100.23 mm、长36.9 mm，天然裂缝占孔容27.8%）开展序贯实验；实验油为井场脱气原油按气油比42 m³/m³重组的储层流体（134 ℃下黏度10 mPa·s，CO₂溶解度40 mol%，溶胀因子1.34，最小混相压力31 MPa）。系统由高精度注入单元、NMR兼容岩心夹持器、NMR检测与实时监测组成，生产端配微流量仪（分辨率10^?6 mL/min）与GC-FID分析C₁₆–C₂₇相对峰面积。数值侧基于COMPASS软件建立组分模型，嵌入受限空间修正Peng–Robinson（PR）状态方程（引入孔喉半径相关修正项c）、嵌入式离散裂缝模型（EDFM）描述水力裂缝，区分基质/天然裂缝/水力裂缝三相对渗透率，并对比均匀、缩减、差异化三种缝网方案与四种注采制度。

研究结果

3.1 产油特征

序贯实验（60 MPa初始孔压、134 ℃、超临界CO₂）显示连续驱替后继5轮吞吐，岩心累计采收率达38%；前两轮增量最大，油替代比随注气量增加而下降；产油中C₁₆–C₂₇相对峰面积由第1轮1.00%升至第5轮1.78%，证实长时间CO₂–油接触可动用基质内较重烃。NMR T₁–T₂谱仅作相对弛豫域解释（T₁>10 ms且T₂>1 ms为较流动油，T₂<1 ms为强束缚氢），不支持绝对饱和度定量。单岩心无重复组，结论属机理证据而非统计验证。

3.2 混合注入参数优化

3.2.1 数值模型

模型计入微纳米孔限域相态（78%孔容<50 nm）、多尺度缝网流动、碳酸水渗吸与非线性渗流；水力裂缝等效渗透率5000 mD、缝高60 m，SRV（刺激储集体）用等效介质近似，东北—西南向平行于最大水平主应力。因现场生产数据有限，未作历史拟合，仅用于情景对比。

3.2.2 缝网优化

对比均匀（缝长600 m/网宽150 m）、缩减（400 m/120 m）、差异化三类。差异化方案按天然裂缝强度分配：高天然裂缝区与注气井周边缩小规模（300–500 m/120–150 m），弱天然裂缝生产井放大接触。15年模拟中差异化累产51.1×10⁴ t，注CO₂132.8×10⁴ t，气效0.23 t_oil/t_CO2，且CO₂接触面积大、井间窜流低于均匀方案。

3.2.3 注采制度优化

在差异化缝网下对比连续驱、同步吞吐、异步吞吐、混合注入（基例：两轮异步吞吐后转混合，驱井60 t/d，单井每轮6000 t，焖井60 d）。10年期内混合策略累产40.93×10⁴ t，增量20.24×10⁴ t，采收率增幅6.29个百分点，气效0.160 t_oil/t_CO2，优于单一制度；异步较同步仅多0.01×10⁴ t，差异可忽略，保留异步因其与连续驱井时序兼容。

3.2.4 参数细化

采用分阶段序贯优化：转混合时机→驱井速率→单轮注气量→焖井时间。最终组合为两轮异步吞吐后转混合、驱井80 t/d、单井每轮7000 t、焖井60 d；10年累产45.67×10⁴ t，增量24.98×10⁴ t，采收率增幅7.76个百分点，基于一次采收率6.43%得最终14.19%，气效0.160 t_oil/t_CO2。属情景寻优非全局多变量寻优。

讨论与结论翻译

讨论指出单岩心序贯实验无可重复组与残油独立计量，NMR边界未用干酪根/沥青标准校准，数值模型缺历史拟合与独立验证，故所有产量为情景值而非现场预测。结论三条：（1）序贯实验证连续驱后接吞吐可采出渐进变重烃类，数值模拟示混合策略在模型条件下较单一策略增大CO₂–油接触与扫掠体积；（2）考虑天然裂缝方位与强度的差异化缝网在维持接触同时抑制气窜；（3）绿页1井区推荐工程组合为两轮异步吞吐后转混合、驱井80 t/d、单井每轮7000 t、焖井60 d，联合模拟获10年增量24.98×10⁴ t、采收率增幅7.76个百分点、最终14.19%、气效0.160 t_oil/t_CO2，均为模型假定下情景结果，非历史拟合现场预报。