页岩油CO_2非混相吞吐与埋存实验及影响因素_陈江.pdf

大庆石油地质与开发 Petroleum Geology Oilfield Development in Daqing2023 年 4 月 第 42 卷第 2 期Apr.，2023Vol.42 No.2DOI：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202111038页岩油CO2非混相吞吐与埋存实验及影响因素陈江1，2 高宇3 陈沥4 雷艳4 张洁5 刁广智4（1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西 西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018；3.中国石油川庆钻探长庆井下技术作业公司，陕西 西安710018；4.中国石油长庆油田公司第五采油厂，陕西 西安710200；5.中国石油华北油田公司勘探开发研究院，河北 任丘062552）摘要：将CO2注入页岩，不但能提高页岩油采收率，还能达到埋存CO2的目的，但CO2吞吐和埋存的影响因素较多且相互作用。为搞清楚页岩油CO2非混相吞吐与埋存特征，通过开展页岩岩心CO2吞吐、吸附实验，定量评价了CO2注入压力、CO2相态类型、储层温度、闷井时间、裂缝、吞吐次数对CO2吞吐效果以及颗粒直径、CO2注入压力、储层温度对CO2埋存效果的影响程度。研究表明：增大注入压力不但有利于CO2吞吐，还能增大吸附量；增加注入压力会诱导天然微裂缝的扩展、延伸，有利于扩大CO2波及面积，减小原油渗流阻力；当储层温度小于50 时，温度升高有利于提高吞吐采收率，但会降低CO2吸附量；当温度大于等于50 时，温度升高不利于CO2吞吐和埋存；在超临界条件（7.4 MPa、31）下CO2吞吐采收率最大，最佳闷井时间为10 h左右；裂缝扩展有助于提高吞吐采收率，CO2吸附量受页岩颗粒直径影响很小。研究成果可为鄂尔多斯盆地页岩油CO2吞吐及埋存提供借鉴。关键词：页岩；CO2吞吐与埋存；影响因素；吸附中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）02-0143-09Experiment and influencing factors of CO2 immiscible huffandpuff and sequestration for shale oilCHEN Jiang1，2，GAO Yu3，CHEN Li4，LEI Yan4，ZHANG Jie5，DIAO Guangzhi4（1.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi an 710018，China；2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of LowPermeability Oil&Gas Fields，Xi an 710018，China；3.Changqing Downhole Technology Company of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co Ltd，Xi an 710018，China；4.No.5 Oil Production Company of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi an 710200，China；5.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Huabei Oilfield Company，Renqiu 062552，China）Abstract：CO2 injection into shale can not only improve the recovery of shale oil，but also achieve the purpose of CO2 storage.However，there are many and interactive factors affecting CO2 huff-and-puff and CO2 storage effect of shale oil.Through CO2 huff-and-puff and adsorption experiments of shale core，the influence of CO2 injection pressure，phase type，reservoir temperature,soaking time，fracture and huff-and-puff times on CO2 huff-and-puff effect，as well as the influence of particle diameter，CO2 injection pressure and temperature on CO2 sequestration effect are evaluated quantitatively.The results show that increasing CO2 injection pressure not only is conducive to CO2 huff-and-puff，but also can increase CO2 adsorption.Increasing injection pressure may induce the propagation and exten收稿日期：2021-11-17 改回日期：2022-05-12基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（2016ZX05050）。第一作者：陈江，男，1987年生，硕士，工程师，从事油气田开发研究。E-mail：cjing_2023 年大庆石油地质与开发sion of natural microfractures，which is conducive to expanding CO2 sweep area and reducing oil flow resistance.When reservoir temperature is 50，the increase of temperature is conducive to increasing recovery of CO2 huff-and-puff but decreases adsorption capacity，while when the temperature is 50，the increase of temperature is not conducive to CO2 huff-and-puff and sequestration.Under supercritical conditions（7.4 MPa，31），the recovery rate of CO2 huff-and-puff is the highest，and the optimal soaking time is about 10 h.Fractures propagation is helpful for improving recovery rate of huff-and-puff.CO2 adsorption capacity is little affected by diameter of shale particles.The research provides reference for CO2 huff-and-puff and sequestration of shale oil in Ordos Basin.Key words：shale；CO2 huff-and-puffand sequestration；influencing factors；adsorption0引言注 CO2是一种日趋成熟的提高油气藏采收率技术，已在多种类型油气藏获得成功12。近些年，CO2注入技术也应用于提高页岩油藏的采收率。前人研究37发现 CO2吞吐不但能够吸附在页岩表面，达到埋存的目的，而且具有投入小、见效快、收益高的特点。受原油物性及储层热力学参数的诸多限制，多数油藏很难达到混相开发的条件。在非混相条件下CO2能够溶于原油，起到降低原油黏度、膨胀原油体积、提高原油流动性等作用，但是 CO2吞吐效果受压力、温度、闷井时间和吞吐次数等诸多因素影响89。L.Li 等10通过开展潜江组页岩 CO2吞吐实验，明确了注入压力、混相条件、闷井时间、裂缝和渗透率等参数对页岩油采收率的影响；H.Y.Yu 等11重点研究了裂缝及裂缝数量对 CO2吞吐效果的影响，认为裂缝能够提高吞吐采收率，但裂缝数量的增多并不一定能够获得更高的采收率；贾连超等12通过实验验证了 CO2比 CH4在页岩中具有更强的吸附性，在提高页岩气采收率的同时还能埋存CO2。然而，由于页岩极其致密，纳米孔隙大量发育，实验难度巨大，多数学者选择采用数值模拟方法来研究页岩 CO2吞吐注入参数的优化。此外，鲜有学者将页岩的 CO2埋存与吞吐联系起来综合评价多因素对CO2埋存和吞吐的共同影响。本文通过开展页岩岩心 CO2吞吐实验和吸附实验，定量评价了页岩油 CO2吞吐采收率各影响因素的影响程度，分析了吞吐过程中页岩对 CO2吸附能力的影响。该成果可为提高页岩油采收率及提高吞吐过程中CO2吸附量提供了参考和依据。1实验设计1.1实验材料实验中所用原油取自鄂尔多斯盆地华庆油田的H12 区块。地面条件下原油黏度为 41.5 mPas，密度为 8.573 g/cm3。根据色谱数据显示，原油组分中C1C5的摩尔分数为 9.70%，C6C10的摩尔分数为14.74%，C11C20的摩尔分数为 38.20%，C20+的摩尔分数为 37.36%。实验中所用 CO2气体纯度为99.99%，氦气纯度为 99.99%。实验中所用页岩岩心取自鄂尔多斯盆地延长组长7段储层。采用注氦气脉冲衰减法测定页岩岩心的孔隙度和渗透率，并进行低温氮气吸附实验获取孔隙结构参数。所有岩心样品的平均渗透率为 0.01810-3 m2，平均孔隙度为7.4%，有机碳的平均质量分数为1.92%，黏土矿物的体积分数较高，平均达到 44.2%，黏土矿物以伊利石和蒙脱石为主。从所有页岩岩心样品中选取孔隙结构相近的完整岩心开展 CO2吞吐实验，选取物性参数相近的岩心开展CO2吸附实验（表1）。1.2实验装置实验装置包含 CO2吞吐及 CO2吸附 2 套实验装置。CO2吞吐实验装置（图1（a）主要包括ISCO泵、中间容器、高压容器和油气分离器等，其中ISCO 泵用于给存放 CO2的中间容器加压，中间容器与高压容器相连接，高压容器顶部出口既是注入口也是产出口。CO2吸附实验装置（图 1（b）基于 GB/T 35210.12017页岩甲烷等温吸附测试方法13，包括ISCO泵、中间容器、参考容器和样品容器等，其中参考容器中装有一定压力的 CO2，用于计算所需设定压力下 CO2的体积。样品容器中装有粉碎研磨后的页岩颗粒，通过将样品容器与参考容器相连通，测量页岩颗粒吸附平衡后的压力。144第 42 卷 第 2 期陈江 等：页岩油CO2非混相吞吐与埋存实验及影响因素此外，实验设备还有压力表、阀门、恒温箱、温度计、研钵和杵（用以粉碎研磨页岩样品）等。1.3实验步骤1.3.1CO2吞吐实验（1）将页岩岩心抽真空后置于装满原油的高压容器中，加高压充分饱和页岩，并将容器置于高温烘箱中恒置1 min。在饱和前后分别对岩心称质量，以确定岩心的孔隙体积。（2）将清洗后的高压容器中放入1块饱和原油后的页岩岩心，然后将高压容器密封后置于恒温箱中，恒温状态下抽真空12 h。（3）将 CO2在设定压力和温度下注入高压容器后，关闭容器阀门，进入闷井阶段，闷井至设定的时间。（4）闷井结束后，容器减压，取出页岩岩心称质量，采用称质量法确定页岩岩心采收率。（5）重复步骤（2）（4）开始新一轮吞吐，每轮吞吐开始前对容器抽真空，以确保腔内没有空气。当每轮吞吐采收率增量小于 0.5%时，停止实验，取出岩心称质量并进行分析。1.3.2CO2吸附实验（1）将页岩样品用研钵和杵粉碎研磨成微米级的颗粒（为了避免研磨过程中产生的热量改变页岩中黏土矿物，采用研钵和杵代替电动粉碎机），以减少CO2扩散到页岩基质和吸附所需时间。（2）将页岩颗粒置于样品容器中，在样品容器中放置1个筛网，防止抽真空时页岩颗粒吸入阀门及管线。将样品容器和参考容器同时抽真空12 h。（3）先用氦气测定页岩颗粒的孔隙体积，然后重新抽真空后，再将 CO2注入参考容器至预定压力，密封参考容器，记录稳定后的压力，然后连通参考容器与样品容器，当样品容器中压力达到稳定后记录压力，并记录压力平衡时所需时间。（4）根据平衡前后的压力计算 CO2吸附容量，对比不同温度和注入压力下页岩颗粒对 CO2的吸附特征。2实验结果2.1CO2吞吐影响因素2.1.1CO2注入压力分别取 CO2注入压力 3、6、9、12 MPa，每组实验温度均设定为 40，闷井时间均恒定为 10 h。由图2（a）可知，增大CO2的注入压力不但可以提高累计吞吐采收率，还能增加 CO2吞吐次数。由图2（b）可知，当注入压力由 6 MPa 增至 9 MPa 时，累计吞吐采收率由 18.5%增至 38.9%，提高幅度达表1实验岩心基本物性参数Table 1 Basic property parameters of experimental cores岩心编号113172428类型CO2吞吐裂缝CO2吸附Ro/%1.832.212.061.761.98孔隙度/%7.410.88.37.29.1渗透率/（10-3 m）0.001 40.005 21.760 00.003 10.007 4w（TOC）/%2.13.33.22.32.8（黏土矿物）/%30.641.828.832.337.6平均孔径/nm7.311.49.48.612.1单位质量孔隙体积/（Lg-1）22.528.428.325.231.4比表面积/(m2g-1)16.721.616.618.322.2图1CO2吞吐、吸附实验装置及流程Fig.1 Experimental equipment and process of CO2 huff-and-puff and adsorption1452023 年大庆石油地质与开发1.1 倍。而当注入压力由 3 MPa 增至 6 MPa 时，及注入压力由 9 MPa 增至 12 MPa，累计吞吐采收率提高幅度均相对较小。这一方面是由于随着注入压力的增加，CO2逐渐由气态向超临界态转变，超临界 CO2的密度增大、溶解和扩散能力增强，原油黏度及油气界面张力均迅速下降，使得吞吐采收率大幅提高，当注入压力大于临界压力并继续增大时，CO2溶解扩散能力趋于稳定，油气界面下降幅度也逐渐变缓，造成吞吐采收率提高幅度减小。另一方面，随着注入压力的增大，页岩岩心内天然裂缝的扩展及延伸，也是造成原油采收率大幅提高的主要原因之一。图 3 为注入压力为 12 MPa 下同一块页岩岩心多轮次吞吐前后同一切面位置 CT 图对比。从图 3中可以看出，相比于吞吐前的岩心切面（图 3（a），多轮次吞吐后的岩心切面（图 3（b）可以观察到多条（微）裂缝，约 63%的裂缝是在原来天然裂缝的基础上延伸而成，约 27%的微裂缝是在某些胶结薄弱大孔隙处扩展而成，且随着吞吐次数的增加，裂缝长度增加，数量增多，这主要是在 12 MPa 的 CO2注入压力下诱导而产生。当天然裂缝被诱导延伸后，增大了 CO2与基质中原油的接触面积，降低了原油从基质进入产出端的渗流阻力1415，进而提高了原油采收率。图2不同CO2注入压力下累计吞吐采收率Fig.2 Cumulative huff-and-puff recovery under different CO2 injection pressures图3CO2注入压力12 MPa下同一页岩端面吞吐前后CT扫描照片Fig.3 CT scanning images of the same shale end face before and after huff-and-puff with 12 MPa injection pressure146第 42 卷 第 2 期陈江 等：页岩油CO2非混相吞吐与埋存实验及影响因素2.1.2CO2相态类型在矿场实施 CO2吞吐开发时，由于现场条件限制，导致注入的 CO2很难完全达到超临界态，而在研究 CO2注入压力对吞吐采收率的影响中发现，CO2相态类型对吞吐采收率有很大影响。当实验温度为 40，注气压力为 3、9 MPa 下，CO2分别为气态和超临界态，当实验温度为 25、注气压力为9 MPa下CO2为液态。图 4 为注入 CO2在 3 种不同相态下的吞吐采收率。从图 4 中可以看出，CO2相态的变化对原油吞吐采收率和吞吐次数有显著影响（本次实验是直至吞吐到不产油为止时才停止，而相态变化会影响每轮 CO2采收率，最终影响吞吐次数），超临界态（7.4 MPa、31）CO2的累计吞吐采收率最高，达到 39.9%，吞吐次数达到 11 次，其次为液态，气态 CO2吞吐采收率最小，仅为 12.9%，吞吐次数只有 5 次。这说明 CO2注入压力并非是提高吞吐采收率的唯一影响因素，CO2相态类型在提高采收率方面也有着重要作用。这主要是由于 CO2在不同相态阶段的性质所致，当其为气态时，CO2密度小，注入压力低，作为强非润湿相，CO2进入孔喉的毛细管力非常大，导致 CO2无法进入细小孔喉（孔喉直径小于 1 m），驱油效率较低，易于造成注入 CO2的无效循环，导致吞吐次数少，吞吐采收率低。当CO2为液态时，其密度变大，进入孔喉时受到的毛细管力降低，液态 CO2一方面能够进入小孔，与原油作用；另一方面 CO2使原油的溶解度增加，原油的流动性增强。而超临界态的 CO2压力较大（大于7.4 MPa），其抽提萃取能力也大幅增加，CO2不但能溶于原油，还能通过抽提萃取方式蒸发出微小孔喉和盲端中的原油，从而达到增加吞吐次数、提高吞吐采收率的效果。2.1.3储层温度储层温度是储层的固有属性，是无法控制的因素之一，研究温度对吞吐采收率的影响对筛选 CO2试验区及预测CO2吞吐效果具有重要的意义。图5为25、40、50、60 共4种温度下累计吞吐采收率对比，每组实验注入压力为 9 MPa、闷井时间为 10 h。从图 5（a）中可以看出，随着温度的升高，累计采收率呈先增大后降低的趋势，在温度为 50 时，累计采收率最大，为 44.7%，但是在提供累计采收率的过程中吞吐次数一直不断增加（图 5（b）。这主要是温度升高一方面会降低原油黏度，减小油气界面张力，有利于提高原油采收率；另一方面却会抑制 CO2在原油中的溶解度，造图5不同储层温度下累计吞吐采收率对比Fig.5 Comparison of cumulative huff-and-puff recovery with different reservoir temperatures图4不同CO2相态类型下累计吞吐采收率对比Fig.4 Comparison of cumulative huff-and-puff recovery with different CO2 phase types1472023 年大庆石油地质与开发成体积膨胀作用变差。当2种效果中的其中一种占据主导时，将会影响吞吐采收率的升高或降低。此外，在高温条件下，页岩颗粒骨架轻微膨胀，胶结作用逐渐弱化，导致某些最薄弱处微裂缝或大孔隙逐渐开裂，产生天然裂缝1619，这也是造成吞吐采收率增大的一个原因。2.1.4闷井时间图6为1、5、10、20、40 h闷井时间下的累计吞吐采收率对比，每组实验温度为 40、注入压力为9 MPa。从图 6（a）中可以看出，增加闷井时间不但能提高累计吞吐采收率，还能增加吞吐次数。随着闷井时间的增加，累计吞吐采收率提高幅度逐渐降低（图 6（b）。当闷井时间从 10 h 增至 20 h 时，吞吐采收率提高幅度为 8.9%，而当闷井时间从20 h增至 40 h时，吞吐采收率提高幅度仅为 4.1%。这表明闷井时间并非越长越好，而是存在一个最佳值，即当闷井时间达到最佳值后，继续闷井不利于CO2吞吐效率。这主要是由于吞吐采收率的高低主要由压力波传播位置和 CO2传播前缘位置共同决定20，当闷井时间增加时，CO2传播前缘位置不断延伸，波及面积增大，与压力波传播位置之间距离越小，此时 CO2能够与基质中原油充分接触。但当闷井时间继续增加时，CO2传播前缘位置大于压力波传播位置，导致开井采液阶段起作用的 CO2减少，造成吞吐采收率增幅下降。现场开发中闷井时间被视为非生产时间，增加闷井时间成本很高，特别是在采油量增量非常小的情况下，增加闷井时间会降低采油速度。因此，最佳闷井时间应选择在10 h左右，并根据实际采油速度作进一步优化。2.1.5裂缝裂缝在页岩油开发中是非常重要的一个影响因素，无论是天然微裂缝还是人造裂缝都会对 CO2吞吐效果产生重大影响。图 7 为天然微裂缝页岩和基质页岩 CO2吞吐累计采油率对比，每组实验温度为 40、注入压力为9 MPa、闷井时间为10 h。从图7中可知，含微裂缝岩心的累计吞吐采收率明显高于基质岩心的累计吞吐采收率，但吞吐次数却明显减少，这主要是由于裂缝的存在能够扩大CO2波及面积，增加与原油接触面积，降低产出油渗流阻力，从而提高累计吞吐采收率。同时，在吞吐过程中 CO2易于诱发微裂缝岩心中的裂缝扩展、延伸，导致岩心多次出现破裂（图 8），这是造成吞吐次数降低、实验中断的一个主要原因。由于 CO2注入过程中施加了较大的压力，加之裂缝处胶结度较低，导致天然微裂缝破裂延伸，甚至会出现岩心中一些脱落颗粒遗失的现象（实验后页岩无法拼复成原样），导致在对产出油进行量化时产生了很大误差（脱落颗粒上吸附一定量原油），并导致实验在达到最大采收率之前就被迫终止。裂缝岩心的采油速度远大于基质岩心的采油速度，这说明如果裂缝岩心保持完整，进行更多轮次的吞吐，可能会驱出更多原油。2.1.6吞吐次数吞吐次数会对采油速度、开发成本及吞吐采收率产生直接影响，是极其重要的一个参考因素。实验中，CO2吞吐次数主要由每轮吞吐采收率决定，即当每轮吞吐采收率增幅（对比上一轮吞吐）小于0.5%时，停止吞吐。图6不同闷井时间下累计吞吐采收率对比Fig.6 Comparison of cumulative huff-and-puff recovery with different soaking time148第 42 卷 第 2 期陈江 等：页岩油CO2非混相吞吐与埋存实验及影响因素表 2为不同吞吐次数的实验参数。从表 2中可知，提高 CO2注入压力可以明显增加吞吐次数，且吞吐次数增幅为3种影响因素中最大。温度和闷井时间对吞吐次数的影响相对较小，尤其当温度大于40 后，吞吐次数变化较小，这主要与原油黏度随温度的变化有关。结合图 6（a）可知，延长闷井时间（小于10 h）可以小幅增加吞吐次数，但当闷井时间从大于20 h后，吞吐次数变化较小。2.2CO2埋存影响因素CO2在页岩中的储存量可通过测量吸附在页岩样品上的 CO2体积来确定，影响 CO2吸附量的主要因素包括颗粒直径、CO2注入压力和储层温度等。2.2.1颗粒直径在吸附实验前将页岩样品粉碎研磨，然后采用325、100、50、35 目的筛网，分别筛选出直径为45、150、300、500 m 的页岩颗粒，并对不同直径的页岩颗粒开展 CO2吸附实验，评价颗粒直径对CO2吸附量的影响，并判定这 4 种粒径的颗粒能否代表页岩岩心。图 9 为筛选出的 4 种不同粒径颗粒 CO2吸附量对比，每组实验注入压力和温度为 10 MPa、40。从图 9 可知，页岩颗粒直径的变化对 CO2吸附量的影响非常小，吸附量的变化均小于 0.002 cm3/g，这说明这 4 种直径的颗粒均能准确模拟 CO2在页岩岩心上的吸附，并代表实际的页岩岩心。而实验前粉碎页岩样品的主要优点是为了缩短 CO2在参考容器与样品容器之间达到平衡压力所需的时间。2.2.2CO2注入压力图10为CO2注入压力3、6、9、12 MPa下同一粒径颗粒 CO2吸附量对比，每组实验温度为 40、所用页岩颗粒直径为 150 m。从图 10 可知，随着CO2注入压力的增大，CO2吸附量也相应增加，当注入压力达到 12 MPa 时，吸附量达到最大，为2.66 cm3/g。然而在实际应用中，虽然增大注入压力可以提高 CO2吸附量，但是注入压力的过度增加可能会引发裂缝失控，增加储层的非均质性，导致CO2吞吐效果减弱。因此，在同时进行 CO2驱油和表2不同吞吐次数的实验参数Table 2 Experimental parameters for different huff-and-puff times序号123456789101112吞吐次数571012610111010111212注入压力/MPa3691299999999储层温度/404040402550604040404040闷井时间/h1010101010101015102040图8裂缝页岩岩心吞吐后照片Fig.8 Fractured shale cores before and after huff-and-puff图7裂缝对累计吞吐采收率的影响Fig.7 Influence of fractures on cumulative huff-and-puff recovery图94种不同直径页岩颗粒CO2吸附量Fig.9 CO2 adsorption capacity of 4 different diameters of shale particles1492023 年大庆石油地质与开发埋存时，需要综合分析注入压力的影响，以优选最佳注入压力。2.2.3储层温度为进一步评价储层温度对 CO2埋存的影响，分别对比了 25、40、50、60 下的 CO2吸附量（图11），每组实验注入压力为 10 MPa、页岩颗粒直径为 150 m。由图 11 可知，温度升高将导致 CO2吸附量下降，这主要是由于随着温度的升高，CO2分子间的热运动程度增强，导致分子间斥力增加，吸附在页岩表面的 CO2量也减少。但温度对吞吐采收率的影响则表现出先增加后降低的趋势，即当储层温度小于 50 时，吞吐采收率随温度的升高而增加，但当温度大于等于 0 时，吞吐采收率随温度的升高而降低。这说明在同时进行 CO2吞吐和埋存时，当储层温度小于 50 时，温度升高有利于提高吞吐采收率，但会降低 CO2吸附量；当温度大于等于 50 时，温度升高会导致 CO2吞吐和埋存效果变差。3多因素对吞吐与埋存的影响CO2吞吐采收率的影响因素众多，由于注入的CO2通过吸附作用能够储存于页岩中，这些因素同样会对吸附产生影响。根据各个因素对 CO2吞吐采收率和 CO2吸附量的影响分析可知，CO2注入压力是唯一对吞吐采收率和 CO2吸附量表现出相同影响规律（即吞吐采收率和 CO2吸附量随 CO2注入压力的增大而增加）的因素，而温度则表现出相对复杂的影响规律，即当储层温度小于 50 时，吞吐采收率随温度的升高而增加，但当温度大于等于50 时，吞吐采收率随温度的升高而降低。由于CO2吸附量受页岩颗粒直径影响很小，裂缝的存在可以近似认为增大了岩心中孔隙体积，而孔隙体积的增大又可以近似地认为是由颗粒直径增加所致，因而裂缝对 CO2吸附的影响较小。此外，与裂缝相似，闷井时间和 CO2相态类型对 CO2吞吐采收率有较大影响，对 CO2吸附量影响较小。即吞吐采收率随闷井时间的增加而增大，超临界态 CO2的吞吐采收率最大，其次为液态，气态 CO2的吞吐采收率最小。明确多个因素影响下的 CO2吞吐和埋存效果对于获取最佳 CO2注入参数、合理制定 CO2吞吐开发方案及 CO2埋存方案，以及提高页岩油采收率和CO2埋存量具有重要意义，通过在页岩油开发的不同阶段及时调整 CO2注入参数，确保在最大程度提高页岩油采收率的同时还能最大程度地将 CO2埋存于储层中，减少对环境的影响。4结论（1）CO2注入压力的增大不但可以提高吞吐次数和吞吐采收率，还能增大页岩中 CO2吸附量，提高埋存效率。但过度增加注入压力的会引发裂缝失控，增加储层非均质性，不利于CO2吞吐。（2）随着储层温度的升高，CO2吞吐采收率先增加后降低，而 CO2吸附量则持续下降。当温度低于 50 时，温度升高对吞吐采收率和 CO2吸附量具有相反的影响，而当温度大于等于 50 时，温度升高不利于CO2吞吐和埋存。（3）闷井时间、CO2相态类型及裂缝等因素对CO2吞吐采收率影响较大，对CO2吸附量影响较小。CO2在超临界态、液态和气态下的吞吐采收率依次图10不同注入压力下CO2吸附量Fig.10 CO2 adsorption capacity with different injection pressures图11不同储层温度下CO2吸附量Fig.11 CO2 adsorption capacity with different reservoir temperatures150第 42 卷 第 2 期陈江 等：页岩油CO2非混相吞吐与埋存实验及影响因素降低，最佳闷井时间在 10 h 左右，裂缝的适度扩展延伸将有助于提高吞吐采收率。参考文献：1 黄小亮，贾新锋，周翔，等.延长油田低渗透油藏长岩心二氧化碳吞吐参数优化J.新疆石油地质，2015，36（3）：313-316.HUANG Xiaoliang，JIA Xinfeng，ZHOU Xiang，et al.Optimization of long core CO2 huff and puff experimental parameters in low permeability reservoir，Yanchang Oilfield J.Xinjiang Petroleum Geology，2015，36（3）：313-316.2 王建海，李娣，曾文广，等.塔河缝洞型油藏氮气+二氧化碳吞吐先导试验 J.大庆石油地质与开发，2015，34（6）：110-117.WANG Jianhai，LI Di，ZENG Wenguang，et al.Pilot test of N2 and CO2 huff and puff in 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