酸压裂水平井技术强化低渗透碳酸盐岩储层CO2封存与天然气增产的数值模拟研究

为解决低渗透碳酸盐岩储层开发中CO2封存与CH4增产协同优化的难题，中国石油大学（北京）研究人员通过建立融合CO2溶解扩散、应力敏感性和非达西流动的数值模型，系统研究了水平井部署策略与注气参数。结果表明，高渗Ⅰ类储层注CO2方案可实现5.12%的CH4采收率和5.52×108 m3封存量，为碳减排与能源开发提供关键技术支撑。

　　

全球气候变暖背景下，CO₂地质封存与天然气增产（CSEGR）技术成为实现"碳减排-增产"双赢的关键路径。低渗透碳酸盐岩储层因孔隙结构复杂、稳产期短等特性，传统开发方式采收率不足20%。中国四川盆地安岳气田灯影组储层作为典型代表，其开发面临CO₂运移控制难、封存机制不清等科学问题。中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室的研究团队通过创新性数值模拟研究，为这一难题提供了系统性解决方案。

研究团队建立了整合CO₂溶解（dissolution）、扩散（diffusion）、渗透率-应力敏感（permeability-stress sensitivity）和高速非达西流（high-speed non-Darcy flow）的全机理模型。采用安岳气田实际地质参数，通过对比6种水平井部署方案和3种注气速率，结合储层垂向/沿井筒非均质性分析，首次揭示了碳酸盐岩储层中CO₂-CH₄置换的动态规律。

水平井部署策略优化
通过对比Ⅰ/Ⅱ类储层组合方案发现：将CO₂注入井部署在高渗Ⅰ类储层（渗透率>1mD）时，CH₄采收率提升至5.12%，同时实现5.52×10⁸ m³的CO₂封存量。数值模拟显示，该方案下CO₂突破时间较Ⅱ类储层延迟47天，压力场分布更均衡。

注气速率影响机制
低速递减注气模式（15×10⁴ m³/d）展现出独特优势：虽然CO₂波及范围缩小导致封存量降低，但CH₄采收率反而提升至6.41%。研究指出，该模式下FPVC（流体孔隙体积占比）值仅40.20%，表明低速注气能有效抑制气窜。

储层非均质性调控
垂向非均质性分析表明：当生产井与注入井之间存在Ⅱ类储层（渗透率0.1-1mD）夹层时，CO₂突破时间延长23%，但注气压力需提高38%。沿井筒方向，高渗带与生产井直接连通会导致CO₂早期突破，优化储层连通性是控制气窜的关键。

该研究创新性地提出了"储层类型-注气参数"协同优化理论，证实酸压裂水平井技术可使低渗碳酸盐岩储层同时实现CO₂安全封存和CH₄高效开采。对于我国占30%天然气储量的碳酸盐岩气田开发具有重大指导意义，相关成果已发表于能源领域顶级期刊《Fuel》。研究团队特别指出，未来需结合矿物反应（geochemical reactions）模型进一步评估长期封存稳定性，为碳中和技术路线提供更完备的科学依据。