基于CO2压裂技术的页岩储层碳封存潜力研究

孟思炜 ,  张凤远 ,  陶嘉平 ,  金旭 ,  徐建春 ,  刘合

Engineering ›› 2025, Vol. 48 ›› Issue (5) : 121 -127.

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Engineering ›› 2025, Vol. 48 ›› Issue (5) : 121 -127. DOI: 10.1016/j.eng.2023.11.018
研究论文

基于CO2压裂技术的页岩储层碳封存潜力研究

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Carbon Storage Potential of Shale Reservoirs Based on CO2 Fracturing Technology

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摘要

页岩油藏的有效开发是提升我国能源供应保障能力的重要途径。CO2压裂作为实现非常规油藏增产与碳封存协同的关键技术，能显著提高采收率并实现CO2的地质封存，对支撑我国“碳达峰、碳中和”战略具有重要意义。本研究基于松辽盆地古龙页岩油GYYP1井现场压裂与生产数据，分析CO2压裂技术在页岩油藏的应用前景，通过构建考虑CO2运移与封存机制的数值模拟模型，系统分析CO2在储层中的产排动态及封存特征。结果表明：吸附与扩散是控制页岩油藏CO2封存量的关键机制。压裂阶段高压条件促使CO2大量吸附于基质，吸附比例可达22.13%；随着开发过程中压力逐步降低，吸附比例相应下降，十年后稳定在11.06%。扩散作用扩大了CO2与页岩的接触范围，使吸附封存量较无扩散条件下提高26.02%，显著增强了CO2在页岩储层的长期滞留能力。基于上述机制分析，研究认为在大庆油田持续推广CO2压裂技术条件下，至2030年页岩油藏具备约2 × 106 t CO2的潜在封存能力。CO2压裂技术将在非常规油气高效开发与碳减排协同方面发挥重要作用，对推动我国能源行业绿色转型具有积极意义。

Abstract

The development of shale reservoirs is important in ensuring China’s national energy security by achieving energy independence. Among the key technologies for shale oil production, CO2 fracturing is an effective method that can not only enhance oil recovery but also promote large amounts of CO2 storage, thereby supporting China’s goals of achieving a carbon peak and carbon neutrality. This research paper aims to study the impacts and prospective applications of CO2 fracturing in shale reservoirs, using real exploitation parameters from the Gulong shale reservoir well 1 (GYYP1) well in the Songliao Basin. By utilizing numerical simulation, the dynamics of CO2 production are analyzed. Adsorption and diffusion are identified as pivotal mechanisms for CO2 storage in shale reservoirs. After the analysis of the fracturing process, approximately 22.13% of CO2 is found to be adsorbed, which decreases to 11.06% after ten years due to pressure decline. Diffusion increases the volume of CO2 interacting with a greater extent of shale, thereby enhancing the adsorption mechanism. Over time, the diffusion process results in a remarkable increase of 26.02% in CO2 adsorption, ensuring the long-term and stable storage of CO2 within the shale reservoir. This investigation delves into the contribution of these two crucial mechanisms of CO2 storage in shale reservoirs, ultimately predicting that, by 2030, approximately two million tons of CO2 can be effectively stored in the Daqing Oilfield through CO2 fracturing in shale oil reservoirs. Such an achievement will undoubtedly contribute to the sustainable development of the energy sector and foster the transformation and upgrading of China’s energy structure.

关键词

CO2压裂 / 页岩储层 / 数值模拟 / 吸附作用 / 扩散机制

Key words

CO2 fracturing / Shale reservoir / Numerical simulation / Adsorption / Diffusion

引用本文

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孟思炜,张凤远,陶嘉平,金旭,徐建春,刘合. 基于CO2压裂技术的页岩储层碳封存潜力研究[J]. 工程（英文）, 2025, 48(5): 121-127 DOI:10.1016/j.eng.2023.11.018

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1 引言

大量CO2排放对全球气候变化产生深远影响[1‒2]，在“双碳”背景下，如何有效控制温室气体排放已成为全球关注的焦点[3]。我国提出碳达峰与碳中和目标是推动经济社会高质量发展、建设生态文明的重要部署[4‒5]。为此，国家陆续出台并实施了一系列碳捕集、利用与封存（CCUS）技术路线及战略规划[6‒7]。CCUS作为能源领域未来发展的关键方向之一，持续推进核心技术攻关与示范工程建设具有重要意义。其中，CO2提高采收率（CO2-EOR）技术成熟度高、兼具提高采收率与碳封存双重效益，被认为是我国实现“双碳”目标的重要支撑手段[8]。

与此同时，我国高度重视油气资源安全保障。国家相继提出“加大油气勘探开发力度保障国家能源安全”“能源的饭碗必须端在自己手里”等重要指示精神[9]。随着常规油气资源逐步衰竭，资源量巨大的页岩油已成为我国能源战略中的接替资源[10‒12]。但页岩油藏普遍具有渗透率极低、产能递减快、采收率低等特点[13]，使得传统CO2-EOR在陆相页岩油藏中难以充分发挥增产效果[14]。

CO2压裂作为新型CCUS-EOR技术，利用CO2作为压裂介质，可以改善储层渗流能力，在开发页岩油的同时实现CO2的原位地质封存，为我国非常规油藏绿色高效开发提供了重要支撑[15]。与传统注CO2开发方式相比，CO2压裂在高压条件下实现大量的CO2注入并进入纳米级孔隙，从而增加改造范围并实现CO2封存。

CO2压裂技术在非常规资源开发中发挥了重要作用[16‒17]。液态CO2压裂最早可追溯至20世纪60年代[18]。Palmer和Sito [19]基于66口水平井生产数据，发现CO2压裂流体的压裂效果优于常规压裂液。Song等[20]认为CO2压裂较常规压裂能提高81.9%的储层改造体积（SRV），从而带来更高产量。受页岩油藏高温高压条件影响，CO2在储层中多以超临界（SC）态存在[17,21]。研究表明，SC-CO2能迅速渗入裂缝尖端、促进动态扩展并形成大量张性裂缝[22]，且易进入微纳米孔隙而不产生阻塞效应[23]。因此，在非常规油气勘探开发中推广CO2压裂，对提升能源利用效率和减排具有重要价值。

同样，CO2压裂-封存过程的数值模拟的研究具有重要价值。Eshkalak等[24]基于页岩气藏数据建立了局部网格加密（LGR）与双孔双渗模型耦合的数值模拟模型；Wang等[25]提出两相滤失模型，考虑了CH4和CO2的吸附；Zhao等[26]构建了裂缝性油藏CO2压裂模型，发现CO2压裂可形成更长但更窄的裂缝，压降较滑溜水和凝胶压裂液分别降低60.48%和78.88%。此外，Fianu等[27]研究了温度敏感吸附模型并用于页岩气藏数值模拟；Spanakos与Rigby [28]发现考虑表面扩散可使CO2吸附提升2.74%而CH4解吸附增加2.30%；Wang等[29]考虑吸附与扩散等多种机制构建了多级压裂水平井模拟模型，发现在高压注入条件下多种参数对CO2储集具有重要贡献。总体来看，商用数值模拟器是页岩油藏CO2压裂分析的重要工具。

目前，对于CO2压裂已有大量实验与模拟研究，但多数研究缺乏真实现场试验的分析，对CO2压裂过程中的CO2封存能力评价也较少。因此，本研究基于大庆油田古龙页岩油区块GYYP1井的实际压裂施工与生产数据，利用CMG-GEM建立数值模拟模型，结合历史拟合预测CO2的长期封存能力，并探讨CO2封存的影响机制。图1展示了CO2压裂在增产及CO2封存中的作用。研究同时预测了古龙页岩油藏在未来的CO2封存潜力。研究成果可为我国非常规油气绿色高效开发提供技术支撑，也将为全球能源可持续发展与气候变化应对提供重要参考。

2 模型分析

2.1 油藏概况

古龙凹陷位于松辽盆地，含丰富的页岩油资源。古龙页岩油GYYP1井是大庆油田开展页岩油开发的早期水平井之一。2019年8月24日至9月9日，大庆油田在GYYP1井应用CO2压裂技术实现储层大规模改造。自投产以来，随着井口油嘴不断扩大，油气产量保持平稳增长，表明压裂改造效果显著。该井原设计为36段分段压裂，但受施工条件限制，第26段未能实施，最终完成35段压裂作业。图2 [30]展示了微地震监测得到的裂缝展布形态，可直观反映GYYP1井压裂裂缝的空间分布特征。

2.2 模型描述

本文采用CMG-GEM组分模拟器对流体在储层中的运移动态特征进行表征[31]。此模拟器可以有效分析非常规油气藏（包括页岩油藏）开发动态，可模拟流体渗流、吸附与扩散等复杂物理过程，适用于储层增产机理及CO2运移行为的系统研究。在模型构建中，采用双渗模型表征压裂后形成的大尺度SRV。CO2在页岩中的赋存形式主要包括超临界态与吸附态。鉴于页岩油藏开发周期相对较短，模型中未考虑CO2的化学反应过程。模型假设储层处于等温条件，气体吸附过程采用Langmuir等温吸附模型[32]：

ωi=ωi,maxBiyigp1+p∑jBjyjg

式中，Bi 是吸附亲和力系数；ωi是单位岩石质量中吸附组分i的摩尔数；ωi,max是单位岩石质量中吸附组分i的最大摩尔数；p是压力；yig是气相中吸附组分i的摩尔分数；j是求和函数Ʃ中要计算的所有组分的数量。二氧化碳的扩散系数为5 × 10-7 cm2∙s-1 [33]，并且二氧化碳气体扩散遵循Sigmund方法[34]：

Dij=ρk0Dij0ρk⋅(0.99589+0.096016ρkr-0.22035ρkr2+0.032874ρkr3)

式中，Dij为扩散系数；ρk为密度，下标k表示相；ρk0和Dij0分别为初始密度和初始扩散系数；而ρkr为折算密度。

本研究选取GYYP1井所在页岩油储层为研究对象，开展生产历史拟合工作。根据该区块地质参数，模型中储层埋深设为2584.9 m，初始压力设为32 MPa，地层温度设为112 ℃。数值模型采用单层二维结构网格，共划分100 × 50个网格单元，网格长20 m、宽16 m。储层孔隙度设置为0.10，基质渗透率为0.03 × 10-15 m2，垂向渗透率与水平渗透率之比Kv/Kh为10。

模型采用规则网格，压裂缝设置垂直于x方向。为准确表征裂缝内流动特征，在裂缝附近采用对数式局部网格加密，以提升对裂缝渗流能力的表征精度。裂缝半长根据微地震监测结果确定，其平面分布如图3所示。

GYYP1井在开发初期作为CO2注入井使用，水平段长约1900 m，共实施35段压裂。现场施工数据显示，每段平均注入约75 t CO2，同时注入2000 m3清水压裂液。CO2注入阶段地面监测压力平均约为45 MPa，其后加砂压裂施工压力超过60 MPa。压裂完成后，该井转为生产井并进入常规开采阶段。

2.3 历史拟合

为模拟GYYP1井的实际生产过程，模型设定CO2在17 d内一次性注入储层，累计注入量约为3475 t，同时注入8.27 × 104 m3水，随后进入弹性开发阶段。投产约6个月后井口开始产出气体。

图4展示了气体产出后三年的CO2产量历史拟合结果。数值模拟的CO2产量与现场监测数据高度一致，拟合相关系数超过0.96，表明模型能够较好反映井筒周围CO2运移及滞留特征。生产三年后，模拟得到的CO2地下滞留率为85.03%，与实际情况基本吻合，采用此模型开展后续预测分析。

此外，为提高产量预测的准确性，我们引入Duong递减方法对CO2产量进行分析。此方法已广泛应用于页岩油气藏的产能递减研究[35]，在本研究中同样取得良好拟合效果，相关系数大于0.98。基于Duong模型预测，GYYP1井在投产十年后累积产出约704.06 t CO2。

3 结果与讨论

3.1 页岩储层CO2封存特征分析

为研究CO2封存规律，本研究将数值模拟时间设置为十年。图5展示了该期间CO2注入与产出量的变化。前三年因井周围CO2饱和度高，产出速率显著下降，封存率为85.03%；后续生产呈现稳定递减特征，日产量从2023年的150 m3∙d-1逐步降至2029年的40 m3∙d-1。十年后GYYP1井累计封存CO2超2700 t，封存效率为80.15%，表明CO2压裂技术具备显著碳封存效应。这一结果印证了古龙凹陷具备长期封存CO2的巨大潜力。

图6展示了十年间不同封存机制下CO2摩尔量及占比的演变规律。模拟初期，注入的CO2因未充分作用主要以超临界态赋存；随着时间推移，CO2与页岩充分接触促使吸附量显著上升。压裂过程中储层维持高压，极大促进了CO2在页岩表面的吸附，压裂结束时吸附占比达22.13%。随后GYYP1井进行降压开采，由于CO2吸附量与压力呈正相关，生产阶段吸附量逐步下降，同时超临界态CO2因采出快速减少，十年后吸附态CO2占比稳定在11.06%。

图7通过局部放大近井筒第33~35级裂缝区域，揭示了十年间CO2吸附的空间分布演化规律。水平井周围初始吸附量较低（≤ 10 mol∙m-3），主要富集区位于裂缝网络，最高吸附浓度达1082 mol∙m-3。随着CO2扩散作用的进行，水平井周围浓度逐步降至30 mol∙m-3。注入CO2初期，裂缝周边形成高浓度富集带；随着压力下降，吸附态CO2逐步解吸转化为游离态，导致压裂区内浓度降低。由于页岩储层极低渗透率的制约，CO2运移受阻，至生产期末吸附态CO2主要赋存于水平井周边区域。

3.2 扩散作用对页岩储层CO2封存的影响机制

扩散作用是影响页岩CO2封存的关键因素，与页岩自身特征密切相关，又直接影响吸附。图8展示了考虑扩散与忽略扩散两种情况下十年间CO2封存机制的对比结果。曲线特征表明：在储层开发初期，扩散作用的影响不明显，在压裂早期储层压力较高，无论是否考虑扩散，CO2均能实现大量吸附，随着压力降低吸附量逐步减少。

生产一年后，扩散效应开始凸显。扩散作用促进了CO2与页岩表面的接触，强化了物质传递与交换过程。在考虑扩散的情景下，CO2吸附量显著高于无扩散条件，且随时间推移差异持续扩大。十年后，考虑扩散的总吸附量达6.15 × 106 mol，较无扩散情景（4.88 × 106 mol）提升26.02%，说明扩散对吸附封存有持续增强作用。

此外，扩散作用还能促进页岩储层中的流体运移，进而影响油气输运效率。在无扩散条件下，未吸附的CO2主要以超临界态赋存，更易被采出而导致封存量损失；而扩散机制的存在通过促进CO2与基质的作用，有效提升了封存效果。

3.3 发展前景

CO2压裂技术作为应对全球气候变化、支撑我国“双碳”目标实现的重要技术路径，在提升页岩储层渗流能力与实现CO2封存方面展现出显著优势。大庆油田GYYP1井作为非常规页岩油藏开发的先导试验案例，其CO2压裂技术方案不仅具备重要的工程实践价值，更为油田后续规模化应用提供了技术范本。根据大庆油田产能建设规划，至2030年将新打千余口页岩油井。基于GYYP1井的成功经验，若规模化应用CO2压裂技术，按单井平均注入量2500 t、封存率80%测算，预计可实现约2 × 106 t CO2封存总量。这一规模将对我国碳达峰、碳中和战略目标达成产生实质性贡献。未来该领域研究与应用将聚焦于CO2在非常规页岩储层开发中的作用。技术突破将显著提升非常规油气开发的可持续性与环境友好性。在实施水力压裂数值模拟时，综合考虑地质力学特征与裂缝扩展行为可获得更精确的预测结果[36‒37]。

除CO2压裂外，页岩储层在另外两个阶段同样具备碳封存潜力。图9展示了页岩储层不同阶段的CO2封存方法。首先，在能量补给不足可能导致油气产能衰减的阶段，开展CO2吞吐技术研究至关重要[38‒40]。此技术通过周期注采实现储层高效动用，兼具提高采收率与减排双重效益。但目前CO2吞吐技术仍面临气体选型、注入参数优化、储层气体释放等多重挑战。其次，当页岩储层进入低产期后，通过CO2注入仍可实现可观的封存量[41‒42]，此阶段具备较大的CO2封存潜力。为进一步明确页岩储层封存潜力，仍需深入开展CO2地下相态演化规律、封存安全性与有效性评价等研究；同时，未来应深化页岩储层CO2吸附-解吸动态过程机理认识。这些研究成果将为非常规页岩储层绿色开发提供关键技术支撑，在保障国家能源安全与生态环境协调发展的同时，有力助推我国“双碳”战略目标实现。

4 结论

本研究通过CO2压裂技术探索页岩储层碳封存潜力，以古龙页岩油藏水平井为研究对象，基于GYYP1井实际数据构建数值模拟模型，实现了CO2产出的历史拟合，并开展了十年期生产动态预测。

CO2十年封存率较高，达到80.15%，展现了良好的封存潜力。吸附态CO2在压裂初期达到峰值（22.13%），随着开发过程中压力持续下降，十年后降至11.06%。受页岩储层低渗透率制约，吸附态CO2主要富集于水平井周边区域。

扩散作用对封存效能具有显著影响。扩散机制通过增大CO2与岩石接触面积，使十年累积吸附量较无扩散条件提升26.02%，证实吸附-扩散协同机制在页岩储层CO2封存过程中发挥重要作用。

基于GYYP1井数据预测千口井2030年CO2封存量达到2 × 106 t。CO2压裂技术为推动“双碳”目标提供了重要技术支撑。

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