综述：含水非均质碳酸盐岩储层中注CO2提高天然气采收率研究

《Journal of CO2 Utilization》：Study on enhancing natural gas recovery by CO 2 injection in water-bearing heterogeneous carbonate reservoirs

本文系统探讨了CO2注入技术（CO2-EGR）在含水非均质碳酸盐岩储层中的应用价值。研究通过物理模拟实验揭示了CO2在控制边底水入侵、提高采收率方面的双重效益：高渗岩心采收率提升8.2%，且在100%压力恢复时达到76.97%的峰值采收率。该技术通过形成气水隔层、推动地层水后退等机制，有效释放水锁气，为碳酸盐岩气藏绿色开发提供新思路。

　　

引言背景

全球约半数油气资源赋存于碳酸盐岩储层，但其强烈的非均质性和活跃的边底水入侵严重制约采收效率。CO₂强化采气（CO₂-EGR）技术通过增加储层压力、重力分异、超临界态驱替及竞争吸附等四重机制，兼具提高天然气采收率和实现碳封存（CCUS）的双重优势。

可控边水入侵模拟方法

研究基于孔隙结构、开发方式和初始条件的三重相似性准则，建立了高温高压智能驱替系统。通过推导水驱气藏物质平衡方程，创新提出边水入侵动态模拟方法（公式(1)-(6)），精准还原了实际储层中气水两相渗流过程。实验采用四川某区块天然岩心，渗透率分别为21mD和72mD，利用矿化度55,709mg/L的地层水模拟真实地质环境。

衰竭开发下的水侵规律

实验发现（图2-图5），高渗岩心在开发早期成为主要产气通道，但其压力下降速率比低渗岩心快23%，导致边水更早突破（高渗岩心10分钟即出现压力响应，低渗岩心延迟至13分钟）。进入开发中后期，高渗岩心大量孔道被水占据，采收率停滞于48%左右；而低渗岩心因水侵较弱，采收率逐步追平至高渗岩心水平（约50%）。这一现象揭示了"先采高渗、后采低渗"的阶段性开发策略必要性。

CO₂控水增采效应

注CO₂后（图6-图8），高渗岩心出水时间延迟50%（从10分钟延长至15分钟），压力梯度峰值从1.2MPa降至0.6MPa。CO₂在气水界面形成"气体屏障"，推动侵入水后退，释放水锁气。二次开发阶段，高渗岩心增加3个生产周期，采收率递减速率降低67%；低渗岩心虽单周期产气量较低（48mL对68mL），但有效生产周期延长至7个，证实CO₂在双渗系统中均具有良好适用性。

注气参数优化机制

不同注入压力实验表明（图9-图10及表3），注气量越大，边水突破延迟效应越显著。当注入压力使储层压力恢复100%时，高渗岩心采收率达76.97%，较60%压力恢复条件提升36.53个百分点。CO₂注入形成的气水段塞可沟通深部水锁气，且高注气量条件下CH₄产出峰值更高，证实大剂量注入对孔道沟通的优化作用。

结论与展望

CO₂-EGR技术通过调控气水渗流场，实现非均质储层均衡开发。未来需进一步研究超临界CO₂与地层水-岩相互作用机理，优化注采参数组合，推动该技术在复杂碳酸盐岩气藏的规模化应用。