作者简介：姚红生，1968年生，正高级工程师；现任中国石化华东石油局党委书记，华东油气分公司代表；主要从事非常规油气资源勘探开发与科研生产工作。地址：（210000）江苏省南京市建邺区江东中路375号金融城9号楼。

ORCID:0000-0001-8147-3683。

E-mail:yaohs.hdsj@sinopec.com

通信作者：陆朝晖，1984年生，研究员，博士，本刊编委；主要从事非常规天然气开采及CO₂地质封存方面的研究工作。地址：（400044）重庆市沙坪坝区沙正街174号重庆大学A区。

ORCID:0000-0001-8767-1269。

E-mail:luzhaohui929@126.com

姚红生¹　房大志^1,2,3　卢义玉^2,3　王白雪^2,3　

陆朝晖^2,3　谷红陶¹　闫卓林^2,3　苗诗谱^2,3

1.中国石化华东油气分公司

2.煤矿灾害动力学与控制全国重点实验室•重庆大学

3.重庆大学资源与安全学院

0　引言

中国页岩气资源分布广泛，可采资源量位居世界第一，是北美地区之外最大的页岩气生产国^[1]，大力开发页岩气资源有助于优化我国能源结构。但页岩气的地质赋存条件复杂、开采难度大。随着水平井钻完井技术与水力压裂技术日趋成熟，页岩气开采进程得到推动，却依然面临页岩气生产耗时较长、采收率普遍较低（不到30%）等问题，故提高页岩气采收率相关技术研究具有重大意义^[2–5]。

已有研究表明，CO₂在页岩中的吸附能力和吸附有序性要明显高于CH₄^[6-9]。页岩储层具有极大的CO₂封存潜力，封存过程中的主要机理包括构造、溶解、吸附和矿化等^[10-14]，同时可以有效置换出CH₄。因此，CO₂提高页岩气采收率技术，即CO₂-ESGR（Enhanced Shale Gas Recovery），是当前非常有前景的新技术，具有提高页岩气采收率和CO₂地质封存的双重效益，相关研究结果表明CO₂的注入能够提高单井采收率约8%～25%^[15-17]。在国家973计划项目“超临界二氧化碳强化页岩气高效开发基础”的支持下，页岩气超临界CO₂复合压裂与地质封存一体化技术，在延长国家页岩气示范区成功试验并获得良好推广应用，页岩气井增产幅度达50%以上，实现了CO₂-ESGR技术在我国陆相页岩气领域的突破^[10]。

中国页岩气开发主要集中在四川盆地及其周缘，其页岩气产量约占中国页岩气总产量的93%，先后建立了涪陵、威荣、威远—长宁等页岩气生产区^[18-19]。常压页岩气是中国页岩气的重要类型之一，主要发育于盆缘构造复杂区及盆外褶皱带。近年来，在四川盆地东南缘发现了丁山、武隆、南川等有利的页岩气藏，资源量1.6×10¹² m³。其中，南川页岩气田位于渝东南盆缘过渡带，上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组地层压力系数介于1.05～1.35，是典型的常压海相页岩气藏，已探明地质储量近0.2×10¹² m³，是中国首个常压页岩气田^[20]。由于南川区块常压页岩气储层具有甜点层位薄、地层能量小、吸附气比例较高等特点，单井产能较低。目前常压页岩气仍以定产衰竭式开发为主，随着开采时间的增长，逐步暴露出井口压力下降、产量减少、携液能力变差、单井采收率低等问题^[21]。对此，通过向产量衰减的页岩气井吞吐注入CO₂，利用其介质优势深入储层内部的微孔隙、微裂缝，可以有效补充地层能量，驱替并置换页岩气，是提高常压页岩气井采收率极具前景和效益的办法。此前，页岩气衰减井CO₂吞吐提高采收率相关研究主要限于数值模拟和室内实验，随着页岩气衰减井数量的大幅增加，攻关适用性工艺技术的需求日益迫切^[22]。

基于常压海相页岩气的地质和生产特征，开展CO₂驱替置换页岩气实验及机理研究，分析CO₂提高页岩气采收率的主要影响因素，并结合南川页岩气田试验井注CO₂吞吐现场试验，对现场注CO₂吞吐试验工程效果进行综合评价，以明确研究区常压海相页岩气衰减井注CO₂吞吐提高采收率的可行性与相对适用性，也为我国页岩气衰减井规模化实施提高采收率技术提供现实依据和参考。

1 　南川页岩气地质与生产特征

1.1 　页岩气赋存地质特征

南川页岩气田以保存条件和地应力为核心，考虑地质—工程双因素，优选出平桥、东胜、阳春沟3个页岩气甜点区，明确平桥、东胜2个产建阵地，阳春沟为第3个增储区带，有利面积305 km²，探明储量3 159×10⁸ m³。

研究区及试验井主要集中在南川平桥区块（图1）。南川页岩气田具有典型的常压海相页岩气特征，地层压力系数较低（满足0.9≤地层压力系数＜1.3时为常压页岩气^[23]）、地层能量低且吸附气占比较高。页岩气勘探开发主要层段为五峰组—龙马溪组下部龙一段①—⑨小层，南川地区龙一段整体较稳定，主要为深灰色—黑色纹层状炭质泥页岩和粉砂质夹放射虫炭质泥页岩。岩性以硅质页岩、粉砂质页岩为主，其中①—⑤小层优质页岩层（表1）平均厚度为40 m，储量丰度10.42×10⁸ m³/km²，吸附气占比44%。综合评价五峰组—龙马溪组①—④小层为Ⅰ类页岩气层段，有机质丰度较高（TOC为3.67%），储集性能较好（孔隙度3.9%～4.9%，层理缝发育），脆性矿物含量高（64.7%～67.8%），含气性较好（含气量4.4～6.2 m³/t）。

图1    研究区五峰组—龙马溪组地层压力系数分布与井位置图

（资料来源：据本文参考文献[24]）

表1    南川五峰组—龙马溪组①—⑤小层优质页岩相标志与评价参数表

1.2 　页岩气生产特征

南川页岩气田五峰组—龙马溪组常压页岩气藏与涪陵高压页岩气藏的主要特征存在较大差异，地层能量低且吸附气占比高，因此能够通过增大裂缝改造体积来大幅提高单井产量和单井预测最终可采储量（EUR）。

截至2023年底，南川页岩气田投产175口井，单井平均测试产气量12.06×10⁴ m³/d，测试井口压力12.31 MPa，试采稳定产气量5.4×10⁴ m³/d，稳产期2年。平均单井EUR 为0.83×10⁸ m³，预测气田最终采收率12.16%，目前已采出天然气67.26×10⁸ m³，动用储量采出程度5.63%，具有采出程度低、采收率低的特点。

生产特征以投产较早的区块为例，气井细分为5个生产阶段依次为：控压生产、提产携液、间歇生产、增压开采、低压低产^[21]。第1阶段以“保压+排液”为原则，采取井下油嘴方式生产来提高自喷周期，平均生产时间7个月，平均压降0.04 MPa/d，平均日产气量7.2×10⁴ m³，平均日产液量17.5 m³。第2阶段为防止气井积液，取出井下油嘴。第3阶段平均生产时间5个月，通过采用气举、泡排等措施提高气井携液能力。在第4阶段即增压开采阶段采用压缩机地面增压，目前部分井仍处于此阶段。第5阶段即低压低产阶段，井口压力降低，低于压缩机正常运转的最小进气压力（0.5 MPa）时，导致井筒积液难以排出，必须采取射流泵排采、管柱优化和机抽排采等方式提高气井携液能力，以维持稳定生产（图2）。精细化生产阶段保证了常压页岩气井生产连续性，两年时间内实现了较好的生产效果，平均日产气量达6.5×10⁴ m³，单井经济可采储量1.02×10⁸ m³。

图2    研究区常压页岩气生产阶段图

根据目前气井生产阶段特征，低压低产阶段的可开采量占比达到了30%，因此，低压低产阶段是提高气井采出程度的重要阶段。为此，十分有必要针对南川页岩气的地质赋存特征来开展相关实验进行CO₂-ESGR的机理研究，为本区页岩气提高采收率工程实践提供一定的理论依据和技术指导。

2 　CO₂驱替置换页岩气实验及机理

注入CO₂进行驱替主要是基于气体间的吸附性差异，通过气体间的竞争吸附置换出原本以吸附态存在于页岩储层中的CH₄，同时起到补充地层能量的作用。相比于非常压页岩气藏，南川常压海相页岩气地层压力系数较低、脆性矿物含量占比较高等地质赋存条件，导致其吸附气含量占比较多，因此更适用于CO₂-ESGR。影响页岩对气体吸附性差异的因素除了气体本身的物理化学特性以外，还与温度和压力等储层条件有关。为了研究南川常压页岩气CO₂强化采出机理，对该区钻井获取岩心样品先后进行了CO₂和CH₄的等温吸附特性实验和CO₂驱替页岩气模拟实验，进而分析影响CO₂-ESGR的主控因素。

2.1　页岩CH₄/CO₂吸附特征

等温吸附实验采用全自动高压气体吸附/脱附仪，分别进行了3组不同温度下页岩吸附CH₄和CO₂的实验，发现所得吸附曲线与Langmuir等温吸附线的变化趋势保持一致（图3）。分别在30 ℃、60 ℃和90 ℃下测试页岩样品中CH₄和CO₂的吸附（图3-a）和解吸（图3-b）情况，可以看出，温度的升高对吸附起抑制作用，而压力的升高在一定范围内对吸附起促进作用。CO₂在页岩上的最大吸附量约是CH₄的2倍。当温度为60 ℃、压力为6 MPa 时，页岩中CH₄吸附量为0.09 mol/kg，CO₂吸附量为0.18 mol/kg。值得注意的是，在30 ℃下得到的CO₂吸附曲线变化趋势与其他温度下明显不同，重复实验后也得到了相同趋势的曲线，初步判断是由于较低温度时对吸附的抑制作用不够明显，导致压力的升高对其吸附特性的影响可能有所不同（重复实验的结果有所差异，是由于30 ℃接近实验室温度，导致控温较难，且手动加压产生一定偏差），于是进行40 ℃下的等温吸附（图3-a），曲线未出现明显上升现象。因此30 ℃附近是CO₂的相变临界点，导致其吸附特性有所不同。然而考虑到储层条件下的温度，不再深入实验进行探讨。

图3    CH₄/CO₂等温吸附/解吸曲线图

向页岩储层注CO₂强化页岩气开采技术在理论上极具可行性。一方面，CO₂的分子动力学直径小于CH₄分子，其扩散范围更大，能够进入页岩微孔内部；另一方面，CO₂分子与页岩表面结合的强度要高于CH₄分子，一旦发生吸附将很难再从页岩表面逃逸，即页岩对CO₂的亲和力优于CH₄^[25]。因此在相同条件下，页岩对CO₂的吸附能力大于CH₄，CO₂和CH₄两种气体的吸附能力差异导致这两种气体在页岩中竞争吸附。

将实验结果与延长区块低压页岩和长宁区块高压页岩实验结果进行对比（表2）。延长页岩取自鄂尔多斯盆地东南部延长地区地下1 300 m，长宁页岩取自四川盆地南部长宁地区地下10～20 m^[3]。鄂尔多斯盆地又称“负压”盆地，多数地层均具低压特征，地层压力系数为0.8～0.9。长宁—威远区页岩气藏为源—储一体，地层压力系数为1.3～2.0，具有高压特征^[26]。南川区块页岩样品取自钻井岩心，取样所在深度为1 810 m，地层压力系数1.05～1.35。

表2    各区块页岩等温吸附实验结果对比表

对比结果表明，南川区块页岩具有常压海相页岩特征，脆性矿物含量较多，黏土矿物含量较少。这一特性也有利于气体在页岩中的吸附，因为脆性矿物含量多的页岩颗粒间孔隙率增大，气体在其中的扩散系数也增大。当温度为45 ℃、压力为3 MPa时，常压、高压和低压3组页岩样品对CO₂的吸附量均大于对CH₄的吸附量，且对气体的吸附能力大小依次为：南川（常压海相）页岩＞长宁（高压海相）页岩＞延长（低压陆相）页岩。所以从对比结果也可看出，相同条件下，南川页岩对CO₂和CH₄的吸附量明显高于延长页岩和长宁页岩，进一步验证了常压页岩在气体吸附上的优势特征。

2.2 CO₂驱替页岩气效率定量化分析

在等温吸附实验结果基础之上开展注CO₂驱替CH₄的实验，首先将CH₄通入样品中进行吸附，吸附达到平衡后，通过控制CO₂注入条件来研究其对驱替效果的影响，得到不同CO₂注入压力下的驱替曲线和不同CO₂注入速率下的驱替曲线（图4）。

图4    不同注入条件下CO₂驱替CH₄的组分变化曲线图

实验结果表明，在压力较大的情况下，CO₂穿透速率也相对较快，但压力较大时，CO₂驱替CH₄要达到相同的气体浓度百分比效果所需时间也相对较长。采用柱塞泵控制注入速率恒在某个数值时，由于压力的不稳定导致气体组分随之波动，因此得到的注入速率影响效果不是很明显。已有研究表明^[3-4,27]，CO₂分子与岩石之间亲和力比CH₄大，将优先占据岩石表面上原本由吸附态CH₄占据的空间，使CH₄解吸附转化为游离态。特别是当CO₂为超临界状态时，更易进入微纳米孔隙，有效提高CH₄的最终采收率。且在一定条件下，注入压力和注入速率的增大对页岩气采收率的提高均有利。

CO₂驱替CH₄过程中，竞争吸附促使吸附态CH₄转变为游离态，游离态CO₂转变为吸附态。由于CO₂在页岩上的吸附能力、吸附速率和扩散系数都大于CH₄，而研究对象常压页岩吸附气含量相对更多，因此采用注CO₂驱替置换的效果更佳，实验所用页岩样品是取自现场钻井所得岩心，能更有效地反映实际的驱替效果。

2.3　注CO₂提高页岩气采收率主控因素

在页岩样品中CH₄/CO₂的吸附过程主要是物理吸附，页岩储层温度和压力是影响其吸附性能的关键因素^[3,28-31]。温度较高导致气体分子运动速度加快，不利于CH₄/CO₂在页岩中吸附，而更容易发生脱附。相反，储层压力的升高有利于CH₄/CO₂吸附^[25]。由于温度和压力对页岩吸附性能的影响作用相反，因而在实际页岩储层中，随埋深增加，在温度和压力耦合控制下，页岩吸附甲烷能力会先增加后降低，存在有利于气体吸附的最佳埋藏深度范围。

从储层地质特征参数来看，随着储层渗透率、孔隙度、厚度、CO₂最大吸附量的增加，累计采出程度也随之增加。页岩储层渗透率是影响页岩气产出及气体注入非常重要的因素，在页岩气开采过程中渗透率表现较为敏感^[29]。较低的储层压力可以获得较大的CH₄采收率，较高的储层压力可以获得较大的CO₂封存量。页岩储层的非均质性越强，气体吞吐作业后的储层采收率越高^[22]。CO₂注入储层后不仅存在常规渗流体系的流动和传质作用，还会在CO₂—水—岩共同作用下产生溶解、沉淀及沉淀运移等特殊物理化学现象^[5]，其耦合作用导致页岩孔渗参数变化规律复杂。Tang等^[32]的研究表明，气藏中的页岩气吸附态含量对CO₂封存和CH₄采出的贡献远大于游离态含量的贡献，模拟注入的CO₂大部分（45%～60%）以吸附形式储存在页岩气储层中，同时提高了页岩气储层CH₄的采收率（10%～15%）。因此吸附气含量占比越多，采用CO₂-ESGR作用也会更加显著，结合南川区块页岩气老井目前的生产情况，CO₂吞吐提高页岩气采收率具有极大的应用前景。

气体吞吐过程来看，焖井时间的增加能加快CO₂与CH₄在页岩上的吸附解吸^[33]。也有研究对不同焖井时间下的累计产气量进行模拟，发现长期焖井结果与短期相似，长期焖井对采收率影响不大。因而，可以对CO₂吞吐方式进行开发参数优化，如适当减少焖井时间，生产周期20年以内的气井，较短注气时间和较短吞吐周期可实现更高累计产气量，同时结合经济因素选择相对较少的注入量^[34]。此外，注入排量和注入压力等CO₂泵注工程参数以及注气时机也会对吞吐的效果产生不同程度的影响。

3 　现场吞吐试验

3.1  试验井基本情况

试验井A-x HF井位于平桥南主体区东翼，埋深较深，整体上仍处于高应力环境。该井水平段长1 659 m，垂深3 864 m，穿行层位为五峰组—龙马溪组龙一段①—⑤小层。水力压裂采用前置胶液，达到了降低液体滤失、促进裂缝延伸、扩大改造体积的目的；快速提排量促进了裂缝垂向突破；主体采用减阻水施工，同时优化段、簇间距，能够利用诱导应力促进裂缝转向，避免了段间干扰。2019年8月进行分段（共26段）压裂施工，平均破裂压力96.3 MPa，施工压力80 MPa，施工排量15～18 m³/min，累计加砂2 048.9 m³，累计用液48 442.9 m³，平均单段用液1 863.2 m³，平均注液强度30 m³/m。

采用Ø12 mm油嘴放喷测试，测试套压6.28 MPa，日产气量6.9×10⁴ m³，日产液量260 m³。投产后采用套管生产，日产气量6.0×10⁴ m³。2020年1月完成带压施工后转油管生产，喇叭口深度为3 951.46 m。截至2023年2月19日即注入CO₂吞吐前，该井生产时间已达1 259 d，经历了“控压生产、提产携液、间歇生产、增压开采”4个阶段，正处于低压低产阶段，采用增压等措施后仍不能保持气井连续生产，必须采用人工举升等生产方式来实现。注入CO₂前的日产气量0.93×10⁴ m³，日产液量4.5 m³，累计产气量3 005×10⁴ m³，累计产液量13 325 m³，压裂液返排率40.7%。

3.2　泵注CO₂工程参数

在CO₂注入阶段，平均排量4.7～5.9 t/h，注入排量和注入时长的变化导致注入量的同步变化，平均日注入量为64.39 t。期间CO₂的注入压力为1.3～3.5 MPa（表3），第一次注入时采用较高的注入压力，能够疏通管道，使得CO₂气体持续稳定流入。此后开始逐日调整注入时长和注入压力来增加每日注入量，第6天日注入量达到最大值85.5 t，随后稳定持续注入4天，最后2天注入量逐渐降低。本次试验注气采用油管注入方式，受CO₂运输限制，日注入量保持在100 t以下。在注入CO₂初期，套压所受到的影响较大（图5），每日的CO₂注入时段，套压都会出现一次明显的波动，且波动程度逐日减弱，直到后期套压不再随CO₂注入而波动，基本维持稳定。也正是在这一时期注入变得困难，在出现注入压力增加而注入排量反而减小的现象时停止注入CO₂，并关井进入下一个作业阶段——焖井。在整个注入阶段，试验井CO₂累计注入量708.3 t。

表3    A-x HF井注气阶段CO₂泵注参数表

图5    A-x HF井注入期间油压、套压及CO₂注入参数实时变化图

焖井持续18天，表4反映了焖井前后井口与井底的温压变化：①井口压力在焖井阶段缓慢增大，与焖井前相比增加了4 MPa左右；②井底压力在焖井阶段逐渐增大，整体上比焖井前高出10 MPa；③井底和井口的温度都有缓慢上升，但变化幅度很小。从上述对井底温度、井底压力、井口温度和井口压力的变化分析中可知，焖井阶段的各项参数变化波动不大，基本稳定，与焖井前相比，变化幅度最大的是井底压力，平均增加10 MPa。

3.3　提高采收率效果分析与评价

开井生产至产量稳定后，最终现场注气试验效果良好。图6为试验井CO₂吞吐试验排采曲线，试验的各作业阶段依次为关井、注气、焖井和开井生产，每个阶段套压和油压的变化都具有明显特点。

表4    A-x HF 井焖井前后压力、温度对比表

图6    A-x HF 井CO₂吞吐试验排采曲线图

注CO₂前气井处于低压低产阶段，呈现出较稳定状态，油压、套压变化基本一致。相比之下，开井后油压、套压的波动无规律，是因为注CO₂提高了气井压力，产量也相应提高，而且开井后气井处于递减阶段，日产气量和日产液量的波动频率均明显高于注气前。从排采曲线中可以观察到油压、套压每次的峰变化与日产气量的峰变化方向相反，这是由于气井采用降压生产方式，生产压差越大，产量就会越高。

现场试验是属于小范围单井吞吐试验的第1个循环，注入的CO₂量约708.3 t，从试验排采结果来看，取得了良好的CO₂注入增能和驱替置换CH₄效果。

CO₂注入前后生产井的日产液量从5 m³左右减少到2 m³，平均日产气量从0.95×10⁴ m³增加到1.75×10⁴ m³，整体上产量提升到近2倍。采用物质平衡法预测单井EUR 从0.75×10⁸ m³上升到0.90×10⁸ m³，单井控制储量（地质储量）5.186×10⁸ m³，预计采收率从14.5%上升到17.4%，提高了2.9%。

开井产气后CH₄的气体组分含量持续增大（图7）。可以看出在吞吐过程中，CO₂含量从46.67%减少到6.03%；CH₄含量从52.89%增加到92.97%。通过计算平均日产气量和气体组分含量，在开井后的3个月时间里，累计产气量190.73×10⁴ m³，其中CH₄为163.14×10⁴ m³，CO₂为26.20×10⁴ m³，碳封存率约为26.1%。

图7    A-x HF 井开井产气后气体组分含量变化图

影响非常规气采收率的主要因素是储量利用程度和压降波及系数^[35]，南川试验井应用CO₂吞吐增产技术，设计建产区的储量利用程度以及人工气藏压降波及程度。试验结果表明，南川常压页岩气井注CO₂驱替置换CH₄提高页岩气采收率有极大的可行性，有望突破大幅度提高天然气采收率技术。一方面，天然气主要采用衰竭式开发，地层能量在生产过程中持续下降，直到气藏废弃，此时注入CO₂可提高气藏地层压力，补充地层能量，从而延长气藏开采寿命并提高单井可采储量^[27]。另一方面，能够将注入页岩储层的CO₂部分封存于地层之中，是控制大气中CO₂含量的一种科学有效的手段。

4 　结论与建议

1）南川页岩气田是典型的常压气藏，地层能量低、吸附气含量占比高，气井生产到后期进入低压低产阶段，地层能量不足，是提高气井采出程度的重要阶段。将CO₂-ESGR应用于南川页岩气衰减井，不仅能有效置换出吸附页岩气、延长开采期限、大幅提高老井开采价值，也能实现温室气体的地质封存。

2）实验结果表明页岩对CO₂的吸附能力强于对CH₄的吸附能力。在相同的实验条件下，页岩对CO₂的吸附量是CH₄的2倍。同时南川页岩对CH₄和CO₂的吸附能力明显高于低压页岩或高压页岩，验证了常压页岩气更适合采用注CO₂提高页岩气采收率技术。

3）注CO₂提高页岩气采收率的过程中，影响驱替置换效果的因素除了储层的温度和压力以外，还包括渗透率和孔隙度等储层特性。特别地，当研究对象为页岩气衰竭井时，注CO₂吞吐效果还与前期气井压裂施工形成的裂缝参数紧密相关，在注入CO₂阶段的影响因素主要包括CO₂的注入压力和注入速率以及焖井时间等。

4）从现场应用的情况来看，南川页岩气田试验井运用CO₂吞吐具有良好的增产效果，注CO₂生产前后的平均日产气量从0.95×10⁴ m³增加到1.75×10⁴ m³，整体上产量提升到近2倍，通过物质平衡法预测的单井EUR 从0.75×10⁸ m³上升到0.90×10⁸ m³，单井控制储量5.186×10⁸ m³，预计采收率从14.5%上升到17.4%，提高2.9%。

5）本次实施的国内首次常压页岩气衰减井CO₂吞吐试验取得突破性进展，建议持续开展CO₂提采资源潜力与时机评估、提采效果定量评价与工艺优化等研究，形成页岩气衰减井CO₂吞吐提高采收率成套关键技术及标准体系，为实现我国页岩气增产稳产和推动产业可持续、高质量发展提供有力技术保障。