油气藏评价与开发

评价指标方法	优点	缺点
层次分析法^{[9, 14]}	可将复杂问题划分为多个层系	判断矩阵的构建主观性较强
变异系数法^[10]	通过指标的变异性进行权重划分，客观性强	对数据的质量要求高
专家赋权法^[10]	根据专家的经验进行划分，适用于数据不足的情况	专家的经验有时过于主观且不统一
灰色关联度分析法^[15]	能够很好地处理小样本和不确定性问题	指标关联关系明确度高

评价指标方法	优点	缺点
层次分析法^{[9, 14]}	可将复杂问题划分为多个层系	判断矩阵的构建主观性较强
变异系数法^[10]	通过指标的变异性进行权重划分，客观性强	对数据的质量要求高
专家赋权法^[10]	根据专家的经验进行划分，适用于数据不足的情况	专家的经验有时过于主观且不统一
灰色关联度分析法^[15]	能够很好地处理小样本和不确定性问题	指标关联关系明确度高

参数	取值
网格尺寸	50 m×50 m×10 m
基质孔隙度/%	6
裂缝孔隙度/%	2
基质平均渗透率/μm²	10^-4
裂缝平均渗透率/μm²	5×10^-3
注入井注入速率/（m³/d）	200 000
生产井井底压力/MPa	5.5
形状因子	[10, 10, 10]

参数	取值
网格尺寸	50 m×50 m×10 m
基质孔隙度/%	6
裂缝孔隙度/%	2
基质平均渗透率/μm²	10^-4
裂缝平均渗透率/μm²	5×10^-3
注入井注入速率/（m³/d）	200 000
生产井井底压力/MPa	5.5
形状因子	[10, 10, 10]

建模参数	生产井杂质含量为20%	生产井杂质含量为50%	生产井杂质含量为80%
基质渗透率	51.09	97.14	73.67	90.16	90.16	77.58
裂缝渗透率	50.21	97.27	73.04	89.93	90.27	75.25
储层倾角	53.47	97.31	75.77	91.04	92.23	79.55
裂缝（洞）孔隙度	57.85	97.52	76.46	91.40	90.58	78.80
基质孔隙度	51.78	97.14	73.86	90.36	90.14	77.67
注气时机	49.95	96.93	72.88	89.81	89.75	77.15
含水饱和度	47.26	97.55	69.95	91.56	88.02	79.84
注气速度	51.08	97.09	73.20	90.15	73.20	90.15
CO₂ 摩尔分数	61.10	99.38

建模参数	生产井杂质含量为20%	生产井杂质含量为50%	生产井杂质含量为80%
基质渗透率	51.09	97.14	73.67	90.16	90.16	77.58
裂缝渗透率	50.21	97.27	73.04	89.93	90.27	75.25
储层倾角	53.47	97.31	75.77	91.04	92.23	79.55
裂缝（洞）孔隙度	57.85	97.52	76.46	91.40	90.58	78.80
基质孔隙度	51.78	97.14	73.86	90.36	90.14	77.67
注气时机	49.95	96.93	72.88	89.81	89.75	77.15
含水饱和度	47.26	97.55	69.95	91.56	88.02	79.84
注气速度	51.08	97.09	73.20	90.15	73.20	90.15
CO₂ 摩尔分数	61.10	99.38

评价指标	生产井杂质含量为20%	生产井杂质含量为50%	生产井杂质含量为80%
裂缝渗透率	0.026 9	0.014 8	0.023 4	0.039 4	0.011 7	0.061 5
储层倾角	0.061 6	0.003 1	0.040 9	0.011 2	0.027 3	0.029 4
裂缝（洞）孔隙度	0.086 3	0.003 3	0.033 2	0.011 1	0.010 2	0.018 8
基质孔隙度	0.045 3	0.001 0	0.020 1	0.003 8	0.004 8	0.010 6
含水饱和度	0.043 4	0.004 0	0.024 9	0.011 7	0.010 6	0.023 9
注气速度	0.134 4	0.010 9	0.064 2	0.042 8	0.064 2	0.042 8
CO₂摩尔分数	0.165 9	0.003 2

评价指标	生产井杂质含量为20%	生产井杂质含量为50%	生产井杂质含量为80%
裂缝渗透率	0.026 9	0.014 8	0.023 4	0.039 4	0.011 7	0.061 5
储层倾角	0.061 6	0.003 1	0.040 9	0.011 2	0.027 3	0.029 4
裂缝（洞）孔隙度	0.086 3	0.003 3	0.033 2	0.011 1	0.010 2	0.018 8
基质孔隙度	0.045 3	0.001 0	0.020 1	0.003 8	0.004 8	0.010 6
含水饱和度	0.043 4	0.004 0	0.024 9	0.011 7	0.010 6	0.023 9
注气速度	0.134 4	0.010 9	0.064 2	0.042 8	0.064 2	0.042 8
CO₂摩尔分数	0.165 9	0.003 2

评价指标	生产井杂质含量为20%	生产井杂质含量为50%	生产井杂质含量为80%
裂缝渗透率	5	37	11	33	9	33
储层倾角	11	8	20	9	21	16
裂缝（洞）孔隙度	15	8	16	9	8	10
基质孔隙度	8	2	10	3	4	6
含水饱和度	8	10	12	10	8	13
注气速度	24	27	31	36	50	23
CO₂摩尔分数	29	8

评价指标	生产井杂质含量为20%	生产井杂质含量为50%	生产井杂质含量为80%
裂缝渗透率	5	37	11	33	9	33
储层倾角	11	8	20	9	21	16
裂缝（洞）孔隙度	15	8	16	9	8	10
基质孔隙度	8	2	10	3	4	6
含水饱和度	8	10	12	10	8	13
注气速度	24	27	31	36	50	23
CO₂摩尔分数	29	8

评价指标	评价等级
裂缝渗透率/10^-3 μm²	>10	1~10	<1
储层倾角/（°）	>40	20~40	<20
裂缝（洞）孔隙度/%	>3	1~3	<1
基质孔隙度/%	>10	5~10	<5
含水饱和度	<0.2	0.2~0.4	>0.4
注气速度/（10⁴ m³/d）	>10	5~10	<5
CO₂摩尔分数/%	>70	30~70	<30

评价指标	评价等级
裂缝渗透率/10^-3 μm²	>10	1~10	<1
储层倾角/（°）	>40	20~40	<20
裂缝（洞）孔隙度/%	>3	1~3	<1
基质孔隙度/%	>10	5~10	<5
含水饱和度	<0.2	0.2~0.4	>0.4
注气速度/（10⁴ m³/d）	>10	5~10	<5
CO₂摩尔分数/%	>70	30~70	<30

指标层	中段轴部	南段	中段东翼
裂缝渗透率/ 10^-3 μm²	2	中等	2	中等	2	较好
储层倾角/（°）	30	中等	30	中等	10	较差
缝洞孔隙度/%	1~4	中等	1~4	中等	1~7	较好
基质孔隙度/%	1~5	较差	1~5	较差	3~4	较差
含水饱和度	<0.2	较好	<0.2	较好	<0.2	较好
注气速度/ （10⁴ m³/d）	20	较好	20	较好	20	较好
CO₂摩尔分数/%	100	较好	100	较好	100	较好

指标层	中段轴部	南段	中段东翼
裂缝渗透率/ 10^-3 μm²	2	中等	2	中等	2	较好
储层倾角/（°）	30	中等	30	中等	10	较差
缝洞孔隙度/%	1~4	中等	1~4	中等	1~7	较好
基质孔隙度/%	1~5	较差	1~5	较差	3~4	较差
含水饱和度	<0.2	较好	<0.2	较好	<0.2	较好
注气速度/ （10⁴ m³/d）	20	较好	20	较好	20	较好
CO₂摩尔分数/%	100	较好	100	较好	100	较好

阶段	目标层	中段轴部	南段	中段东翼
生产井杂质含量为20%	提采	6.06	6.02	6.06	6.02	6.24	6.31
埋存	5.86	5.86	6.60
生产井杂质含量为50%	提采	5.66	5.70	5.66	5.70	5.80	5.94
埋存	5.86	5.86	6.52
生产井杂质含量为80%	提采	6.08	5.99	6.08	5.99	6.00	6.04
埋存	5.65	5.65	6.19

阶段	目标层	中段轴部	南段	中段东翼
生产井杂质含量为20%	提采	6.06	6.02	6.06	6.02	6.24	6.31
埋存	5.86	5.86	6.60
生产井杂质含量为50%	提采	5.66	5.70	5.66	5.70	5.80	5.94
埋存	5.86	5.86	6.52
生产井杂质含量为80%	提采	6.08	5.99	6.08	5.99	6.00	6.04
埋存	5.65	5.65	6.19

碳酸盐岩气藏注CO₂提高采收率与埋存潜力评价指标研究

赵梓寒 1 , 彭先 1 , 王梦雨 1 , 周源 1 , 李隆新 1 , 罗瑜 1 , 徐世昊 2 , 汪永朝 3 , 任运波 4 , 熊伟 2 , 赵玉龙 2 , 曹成 2

油气藏评价与开发 | 方法理论 2026,16(1): 74-83

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油气藏评价与开发 |方法理论 2026 , 16 (1) : 74 -83

碳酸盐岩气藏注CO₂提高采收率与埋存潜力评价指标研究

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赵梓寒1, 彭先1, 王梦雨1, 周源1, 李隆新1, 罗瑜1, 徐世昊2, 汪永朝3, 任运波4, 熊伟2, 赵玉龙2, 曹成2

作者信息

¹　中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川　　成都　　610041

²　西南石油大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室，四川　　成都　　610500

³　四川省油气勘探开发有限公司·四川资源集团，四川　　成都　610000

⁴　中国石油西南油气田公司华油公司，四川　　成都　610066

通讯作者:

曹成（1993—），男，博士，副研究员，主要从事二氧化碳利用与封存（CCUS）等领域的科研和教学工作。地址：四川省成都市新都区新都大道8号西南石油大学，邮政编码：610500。E-mail：caochengcn@163.com

作者简介:

赵梓寒（1990—），男，博士，高级工程师，主要从事包括缝洞型碳酸盐岩储气库地应力变化、CO₂提高采收率及封存评价、气藏工程中人工智能技术的应用等研究。地址：四川省成都市高新区天府大道北段12号，邮政编码：610051。E-mail：zzhan@petrochina.com.cn

Research on evaluation indicators for CO₂-enhanced gas recovery and storage potential in carbonate gas reservoirs

ZIHAN ZHAO1, XIAN PENG1, MENGYU WANG1, YUAN ZHOU1, LONGXIN LI1, YU LUO1, SHIHAO XU2, YONGCHAO WANG3, YUNBO REN4, WEI XIONG2, YULONG ZHAO2, CHENG CAO2

Affiliations

¹ Exploration and Development Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610041, China

² State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China

³ Sichuan Oil and Gas Exploration and Development Co., LTD / Sichuan Resources Group, Chengdu, Sichuan 610000, China

⁴ Sichuan Huayou Group Co., Ltd., PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610066, China

出版时间: 2026-01-26 doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025063

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关键词

CCUS / 碳酸盐岩气藏 / CO₂提高采收率 / 评价指标 / 双孔双渗模型

Key words

CCUS / carbonate gas reservoir / CO₂-enhanced gas recovery / evaluation indicators / dual-porosity dual-permeability model

引用本文

赵梓寒, 彭先, 王梦雨, 周源, 李隆新, 罗瑜, 徐世昊, 汪永朝, 任运波, 熊伟, 赵玉龙, 曹成. 碳酸盐岩气藏注CO₂提高采收率与埋存潜力评价指标研究. 油气藏评价与开发, 2026 , 16 (1) : 74 -83 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025063

ZIHAN ZHAO, XIAN PENG, MENGYU WANG, YUAN ZHOU, LONGXIN LI, YU LUO, SHIHAO XU, YONGCHAO WANG, YUNBO REN, WEI XIONG, YULONG ZHAO, CHENG CAO. Research on evaluation indicators for CO₂-enhanced gas recovery and storage potential in carbonate gas reservoirs[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2026 , 16 (1) : 74 -83 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025063

正文

收起

二氧化碳（CO₂）捕集、利用和埋存（Carbon Capture，Utilization and Storage，CCUS）是实现“双碳”目标最有效的技术之一^[1-3]。目前，CO₂地质埋存的候选点包括枯竭油气藏、煤层和深层咸水层等。其中，碳酸盐岩气藏注CO₂技术在提高采收率（Enhanced Gas Recovery，CO₂-EGR）的同时实现CO₂地质埋存^[4]。四川盆地的碳酸盐岩气藏储存空间巨大，是CO₂提采与埋存的潜在候选点^[5]。室内实验研究表明，注CO₂能大幅度提高碳酸盐岩气藏的采收率^[6-8]。然而，针对碳酸盐岩气藏注CO₂提高采收率与埋存的数值模拟研究较少，且缺乏科学、系统的客观评价指标体系。建立针对碳酸盐岩气藏的注CO₂提高采收率与埋存评价指标体系，对于提高CO₂-EGR效率、实现“双碳”目标具有重要的理论价值和现实意义。

CO₂提高采收率与地质埋存的评价指标尚未完善。杨霄翼等^[9]针对深部咸水层开展了CO₂地质埋存适宜性评价指标体系研究，使用层次分析法对技术性、安全性、经济性和社会环境这几类准则进行详细的权重划分，并得出适宜性评价标准。除了在层次分析法中构建比较矩阵外，通过变异系数法和专家赋权法获得评价指标的权重，也可以构建评价指标体系^[10]。其中，变异系数法作为一种客观的赋权方法，已在多个领域的指标体系构建中广泛应用^[11-13]。

针对不同的权重划分方法，总结出几种常用的构造评价指标方法，并分析各自的优缺点（表1）。综合考虑储层影响因素的复杂性，使用层次分析法划分指标层与目标层，并利用变异系数法的客观性和专家赋权法在复杂油气藏评价中的灵活性，提出将三者结合的方案。即先通过变异系数法计算各个评价指标的权重，再利用专家赋权法对目标层权重进行加权整合，最终构建出完善的评价指标体系。

在针对枯竭油气藏的注CO₂提采与埋存的评价指标体系研究中，张成龙等^[16]使用专家赋权法对CO₂提高油藏采收率的工程选址指标进行赋权并构建相关选址评价体系。此外，还有研究利用层次分析法，将实现CO₂地质埋存的相关因素依据隶属关系划分层次，并通过两两比较的方法获取指标体系^[17]。然而，考虑到CO₂地质埋存的复杂性和不确定性，有学者提出采用模糊综合评价方法，通过模糊关系合成构建适宜性的评价指标体系^[18]。

迄今为止，针对碳酸盐岩气藏注CO₂提采与埋存的相关评价指标还没有建立一个完整、客观的评价指标体系。碳酸盐岩气藏因其特殊的缝洞特征，储层模型需要采用双孔双渗模型进行刻画，并将基质与缝洞相关参数作为重要的评价指标^[19-20]。此外，注气开发过程中CO₂在基质与缝洞之间的对流与扩散也会影响提采与埋存效果^[21]。最终，采用双孔双渗模型并考虑对流-扩散进行模型耦合，建立碳酸盐岩气藏数值模型。

通过构建考虑对流、扩散的双孔双渗数值模型，开展了碳酸盐岩气藏注CO₂数值模拟研究，分析了裂缝渗透率、储层倾角、裂缝孔隙度、注气速度等因素对提高采收率与CO₂埋存的影响。采用层次分析法划分指标层与目标层，并利用变异系数法与专家赋权法对指标层与目标层进行权重划分，建立了碳酸盐岩气藏注CO₂提高采收率与埋存的评价指标体系，利用该指标体系评价了实际气藏注CO₂提高采收率与埋存潜力，为碳酸盐岩气藏注气提采与埋存提供了理论依据。

1　裂缝性碳酸盐岩注CO₂提采与埋存数值模型

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1.1　双孔双渗数值模型

利用双孔双渗模型表征流体在裂缝和基质中的渗流，流动机制包括对流和分子扩散，裂缝和基质中流体的质量守恒方程为^[22]：

∂ t φ ∑ α = l, v ρ α S α X α i + ∑ α = l, v ∇ ⋅ ρ α X α i v ¯ + α J α i - ∑ α = l, v ρ α q α X α i V r + F α i + F D, α i = 0

（1）

式中：

φ

为孔隙度；α指代某一相；l，v分别代表液相与气相；ρ_α为α相的密度，单位kg/m³；S_α为α相的饱和度；

X α i

为α相在组分i里的质量分数；v_α为α相中的达西渗流速度，单位m/s；J_α为α相的扩散通量，单位kg/s；

F α i

为不考虑扩散情况下α相组分i每单位的基质或孔隙的流速，单位kg/s；

F D, α i

为考虑扩散后相应的每单位的基质或孔隙的流动速度，单位kg/s；q_α为α相的体积流动速度，单位m³/s；V_r为体积，单位m³。

基质与裂缝中的对流均通过达西定律计算^[22]：

v ¯ = α K k r, α μ α ∇ p - γ g ∇ H

（2）

式中：K为绝对渗透率，单位m²；μ_α为α相的黏度，单位Pa·s；p为压力，单位Pa；

k r, α

为α相的相对渗透率；γ为混合物的质量密度，单位kg/m³；g为重力加速度，单位m/s²；H为垂直距离，单位m。

基质和裂缝中的扩散传质通过菲克定律计算^[23]：

J α i = - φ S α τ D α i ∇ ρ α X α i

（3）

式中：

D α i

为α相组分i的扩散系数，单位m²/s；τ为迂曲度。

1.2　基质-裂缝间传质方程

流体在裂缝与基质间的流动可通过式（4）计算^[23]：

F α i = σ K m λ α X α i ψ α, f - ψ α, m

（4）

式中：σ为形状因子；

K m

为基质绝对渗透率，单位m²；λ_α为α相的迁移率；ψ_α_，f为α相的裂缝势能，单位Pa；ψ_α_，m为α相的基质势能，单位Pa。

迁移率采用上游加权计算：

λ α = ρ α k r, α μ α f, p f ≥ p m ρ α k r, α μ α m ， p f < p m

（5）

式中：p_f为裂缝压力，单位Pa；p_m为基质压力，单位Pa。

采用拟压力计算势能^[23]：

ψ α = p α + ρ v, m - ρ l, m g h α

（6）

式中：

p α

为α相的压力，单位Pa；ρ_v，m和ρ_l，m分别为基质中气相和液相的密度，单位kg/m³；h_α为α相的高度，单位m。

h α = l z S α

（7）

式中：l_z为垂直裂缝间距，单位m。

基质-裂缝间传质方程采用KAZEMI等^[24]提出的形状因子：

σ = 4 K m K x l x 2 + K y l y 2 + K z l z 2

（8）

K m = K x K y K z 1 / 3

（9）

其中，K_x，K_y，K_z分别代表x、y、z方向的绝对渗透率；

l x 2

、

l y 2

、

l z 2

分别代表x，y，z方向网格大小，单位m。

SHOJAEI和JESSEN^[25]提出计算流体在裂缝与基质间的扩散传质方程为：

F D, α i = σ φ m ρ α S α D α i y f i - y m i

（10）

式中：

y f i

与

y m i

分别代表y相i组分在裂缝与基质界面的组分；φ_m为基质孔隙度。与商业模拟器相比，研究提出的模型采用有限体积离散法，守恒性好。该模型针对特定的储层还可以任意替换形状因子，包括WARREN和ROOT^[26]、COATS^[27]、LIM和AZIZ^[28]等。此外，该模型采用全耦合和半耦合的求解策略，增强了算法的适用范围，具体过程可参考文献[29]。

1.3　PENG-ROBINSON状态方程

流体物性采用PR（PENG-ROBINSON）状态方程计算^[30]：

p = R T V - b - a (T) V (V + b) + b (V - b)

（11）

a = 0.457 235 R T c 2 P c 1 + m 1 - T T c 2

（12）

b = 0.077 796 R T c P c

（13）

m = 0.374 64 + 1.542 26 ω - 0.269 92 ω 2 ， ω ≤ 0.49 0.379 642 + 1.485 03 ω - 0.164 423 ω 2 + 0.016 666 ω 3 ， ω > 0.49

（14）

式（11）—式（14）中：R为摩尔气体常数，取8.314 J/（mol·K）；T为温度，单位K；V为摩尔体积，单位L/mol；m为特征常数字；b为斥力系数；a（T）是PR状态方程的能量参数；p_c为临界压力，单位Pa；T_c为临界温度，单位K；ω为偏心因子。

采用范德华混合规则计算混合物的状态方程参数a和b：

a = ∑ i ∑ j y i y j a i a j 1 - k i j

（15）

b = ∑ i y i b i

（16）

式（15）—式（16）中：y代表组分摩尔分数；k_ij为组分i和j之间的二元交互参数。

2　数值模拟结果

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基于双孔双渗数值模型，建立碳酸盐岩注CO₂提采与埋存机理模型，并开展CO₂提采与埋存机理研究。利用数值模拟分析不同参数对CO₂提采与埋存的影响。机理模型如图1所示。注入井与生产井分别被放置在左侧和右侧。储层初始饱和CH₄流体，模拟CO₂注入30 a，具体建模参数详见表2。几何模型是WLH气藏的一部分，尺寸为2 000 m×950 m×100 m，网格数量为40×19×10。气藏温度为85.74 ℃，目前气藏平均地层压力为5.5 MPa（下文中提高采收率的地质储量均是目前地层压力下的储量），气藏无法依靠地层能量生产，需要开展注气增压补能。该气藏是典型的碳酸盐岩干气气藏，不产水，因此，不需要考虑气水相渗。束缚水饱和度为0.2。气藏中流体假设为纯CH₄（实际气藏CH₄摩尔分数97.5%，CO₂摩尔分数2%，其余为其他烷烃，含量极低可忽略）。由于缺乏扩散系数实验测量值，采用HONARI等^[31]的实验测量数据1.52×10^-7 m²/s。开展裂缝渗透率、基质渗透率、储层倾角、裂缝（溶洞）孔隙度、基质孔隙度、束缚水饱和度、注气时机、注气速度、N₂摩尔分数、O₂摩尔分数和转注压力对CO₂提采与埋存潜力的影响研究。

为了展示生产井CH₄和杂质在不同条件下随时间变化关系，设置数值模拟时长为30 a。以下数值模拟结果中讨论的采收率和埋存量均是在生产井中杂质含量相同的条件下。模拟了不同裂缝渗透率（0.5~50） ×10^-3 μm²对CH₄与CO₂的产气量和累积产气量的影响，模拟结果如图2所示。结果表明，裂缝渗透率越高，早期CH₄产气量越高；然而，在CO₂突破后，CH₄产气量迅速降低，而CO₂产气量迅速升高。此外，裂缝渗透率越高，CH₄采收率越高，但CO₂埋存量越低。裂缝是主要的渗流通道，裂缝渗透率越高，储层内部流体流动阻力越小。因此，早期CH₄产气量越高^[32]。然而，这也导致CO₂突破后，构建起高速流通通道从而导致CO₂产气量迅速升高。

考虑不同储层倾角（0°~70°）对CH₄与CO₂的产气量和累积产气量的影响（图3）。结果表明，随着储层倾角的增加，CO₂的累积产气量降低，而CH₄的采收率增加，CO₂的埋存量也随之增加^[33]。这是由于CO₂有着比CH₄更高的密度，随着储层倾角的增加，由于重力分异现象，CO₂更倾向于下沉而进行埋存，CH₄密度更小则更易浮于上层从而被采出。张烈辉等^[34]采用基于电解质缔合状态方程的组分模型，开展了衰竭底水气藏（储层倾角0.78°）注CO₂提高天然气采收率与碳埋存机理研究，在不考虑储层韵律性的条件下，注入的CO₂因重力超覆沿着气水界面向生产井运移，研究结论与模拟结果吻合。

模拟不同裂缝孔隙度（2%~9%）对CH₄与CO₂的产气量和累积产气量的影响（图4）。结果表明，孔隙度的增加导致CH₄的储量增加，在相同的CO₂注入速度下，CO₂突破时间越晚，CH₄产气量越高，CH₄采收率也随之增加^[32]。同时，生产井中的CO₂含量降低，而CO₂的埋存量则显著提高。

针对不同基质孔隙度（5%~10%）对CH₄与CO₂的产气量和累积产气量的影响进行模拟（图5）。结果表明，随着基质孔隙度的增加，基质中大量的CH₄被CO₂置换出来，CH₄的累积产气量和采收率均显著提高，而CO₂的产气量则降低，埋存量增加。

考虑不同束缚水饱和度（0~0.36）对CH₄与CO₂的产气量和累积产气量的影响（图6）。结果表明，束缚水饱和度的增加导致储层中CH₄的储量降低，注入的大量CO₂沿着裂缝流入生产井，导致驱替效率降低，CH₄产气量和采收率均显著降低^[35]，而CO₂的埋存量也随之减少。这可能是由于随着含水饱和度上升，CO₂可进入的地层孔隙数量受到限制，从而减少了CO₂的埋存量^[36]。

模拟不同注气速度（50 000~300 000 m³/d）对CH₄与CO₂的产气量和累积产气量的影响（图7）。结果表明，注气速度越快，增压补能效果越显著，但大量的CO₂沿着裂缝流向生产井，降低了基质中CH₄的置换效率，CH₄和CO₂的产气量均显著提高，但CH₄的采收率降低，CO₂的埋存率也随之降低。

模拟不同基质渗透率（0.005~1）×10^-3 μm²、注气时机、N₂摩尔分数（20%~90%）和O₂摩尔分数对CH₄与CO₂的产气量和累积产气量的影响。结果表明：以上因素对CH₄与CO₂的产气量和累积产气量影响可以忽略。

表3为不同参数下、在生产井杂质含量相同的条件下注CO₂混合气提高采收率均值和埋存率均值。由于关井条件相同，CO₂注入气的埋存率均值差异较小，但不同建模参数对注CO₂提高采收率均值的影响较大，不同裂缝（洞）孔隙度和CO₂含量的采收率均值较大，而不同含水饱和度和注气时机的采收率均值较小。但采收率的均值只能反映提采能力的大小，不能反映不同参数的敏感性，因此，采用变异系数法确定不同参数的重要程度。

综合上述数值模拟结果与分析，发现裂缝渗透率、储层倾角、裂缝孔隙度、基质孔隙度、含水饱和度、注气速度和CO₂摩尔分数对CH₄与CO₂的产气量与累积产气量有显著影响。因此，选取上述指标作为评价指标，并以此为基础建立了碳酸盐岩气藏注CO₂提高采收率与埋存的评价指标体系。

3　碳酸盐岩气藏注CO₂提采与埋存评价指标

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3.1　指标与权重

层次分析法是一种用于多准则决策的数学方法，通过构建问题的递阶层次结构模型，将复杂的决策问题分解为决策目标、准则、子准则和方案，并通过两两比较的方法计算各准则和方案的权重，从而得出最优决策。基于数值模拟结果，根据主控因素对采收率和埋存量的影响程度，采用变异系数法客观评价指标单位均质上的差距，得到不同指标的权重。变异系数法通过计算评价指标的标准差和变异系数来确定权重：

σ k = ∑ i = 1 n (X k i - X k ¯) 2 / n

（17）

V k = σ k / X k ¯

（18）

ω k = V k ∑ k = 1 m V k

（19）

式（17）—式（19）中：

σ k

为标准差；

X k i

为第i个评价目标的第k个指标的数据；

X k ¯

为第k个指标的平均值；n为指标个数；

V k

为第k个指标的变异系数；

ω k

为第k个指标的权重值。

计算各指标的变异系数见表4，计算各个指标的权重值见表5。

获得各个指标的权重后，通过专家赋权法将指标层中需要直接分级的指标按照较好、中等、较差3级标准进行分级，对应得分分别为７、5和3，加权计算综合评价得分^[9]。

P = ∑ i = 1 n p i w i (i = 1,2, ⋯, n)

（20）

式中：P为当前指标层总得分；n为当前指标层评价因子的总数；p_i为当前指标层第i个评价指标的得分值；w_i为当前指标层第i个评价指标的权重。

根据变异系数法获得的权重值结合专家赋权法的综合评价得分公式，根据提采的重要性大于埋存，为提高采收率赋权为0.8，埋存率赋权为0.2。最终得到碳酸盐岩注CO₂提采与埋存潜力评价指标体系，见表6。

3.2　WLH气藏注CO₂提采与埋存潜力评价

根据WLH气藏的地质构造，该气藏分为北段、南段和中段，不同构造位置的储层物性相差较大，根据储层物性不同，分段进行注CO₂提采与埋存潜力评价。

WLH气藏不同区段的储层特征与注CO₂潜力评价结果表明（表7），该气藏整体具备中等偏上的提采与埋存前景（表8）。具体来看，中段轴部井的压力恢复双对数曲线显示其具有明显的双重介质特征，井储渗性主要受洞穴和孔隙控制；南段位于构造低部位的井揭示其储层以含铁硅质白云岩为主（平均孔隙度4.6%），生物灰岩物性较差（平均孔隙度0.53%）；而位于中段东翼构造高部位的Y1井则显示，其Ⅱ类和Ⅲ类储层合计平均孔隙度为3.9%。基于现有的储层物性参数，对中段轴部、南段偏东和中段东翼3个区带的注CO₂提采与埋存潜力评价结果均一致为中等偏上。

4　结论

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针对常规数值模型难以准确表征孔隙-裂缝型碳酸盐岩储层渗流特征，构建了考虑对流与扩散的双孔双渗组分模型，模拟分析注CO₂对碳酸盐岩气藏提高采收率与埋存的影响。基于数值模拟结果，揭示裂缝渗透率、储层倾角、孔隙度、注气速度、N₂/O₂含量等关键因素的作用机理，并采用变异系数法与专家赋权法确定权重，最终基于层次分析法构建评价指标体系，对WLH气藏不同区块的CO₂提采与埋存潜力进行评估，具体结论如下：

1）裂缝渗透率越高，早期CH₄产气量越高；裂缝和基质孔隙度越大，CH₄产气量和采收率均显著提高；储层倾角增加，CH₄采收率增加；注气速度越快，增压补能效果越显著，CH₄产气量越高。

2）裂缝孔隙度越大，CO₂埋存量越高；基质孔隙度越大，CO₂埋存量增加；储层倾角增加，CO₂埋存量增加；注气速度越快，CO₂埋存量下降。基质渗透率、注气时机和5% O₂摩尔分数对CO₂提采与埋存的影响较小。

3）依据关键影响因素，采用变异系数法和专家赋权法确定权重，并基于层次分析法构建评价指标体系。

4）评价结果表明，不同区块的CO₂提采与埋存潜力受裂缝渗透率、储层倾角、孔隙度等因素影响，整体趋势与数值模拟结论一致，验证了评价体系的有效性和适用性。

参考文献

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文献

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2026年第16卷第1期

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doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025063

接收时间：2025-02-10
首发时间：2026-10-30
出版时间：2026-01-26

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收稿日期：2025-02-10

基金

作者信息

¹　中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川　　成都　　610041

²　西南石油大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室，四川　　成都　　610500

³　四川省油气勘探开发有限公司·四川资源集团，四川　　成都　610000

⁴　中国石油西南油气田公司华油公司，四川　　成都　610066

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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评价指标方法	优点	缺点
层次分析法^{[9, 14]}	可将复杂问题划分为多个层系	判断矩阵的构建主观性较强
变异系数法^[10]	通过指标的变异性进行权重划分，客观性强	对数据的质量要求高
专家赋权法^[10]	根据专家的经验进行划分，适用于数据不足的情况	专家的经验有时过于主观且不统一
灰色关联度分析法^[15]	能够很好地处理小样本和不确定性问题	指标关联关系明确度高

评价指标方法

优点

缺点

层次分析法^{[9, 14]}

可将复杂问题划分为多个层系

判断矩阵的构建主观性较强

变异系数法^[10]

通过指标的变异性进行权重划分，客观性强

对数据的质量要求高

专家赋权法^[10]

根据专家的经验进行划分，适用于数据不足的情况

专家的经验有时过于主观且不统一

灰色关联度

分析法^[15]

能够很好地处理小样本和不确定性问题

指标关联关系明确度高

参数	取值
网格尺寸	50 m×50 m×10 m
基质孔隙度/%	6
裂缝孔隙度/%	2
基质平均渗透率/μm²	10^-4
裂缝平均渗透率/μm²	5×10^-3
注入井注入速率/（m³/d）	200 000
生产井井底压力/MPa	5.5
形状因子	[10, 10, 10]

参数

取值

网格尺寸

50 m×50 m×10 m

基质孔隙度/%

裂缝孔隙度/%

基质平均渗透率/μm²

10^-4

裂缝平均渗透率/μm²

5×10^-3

注入井注入速率/（m³/d）

200 000

生产井井底压力/MPa

5.5

形状因子

[10, 10, 10]

建模参数	生产井杂质含量为20%	生产井杂质含量为50%	生产井杂质含量为80%
基质渗透率	51.09	97.14	73.67	90.16	90.16	77.58
裂缝渗透率	50.21	97.27	73.04	89.93	90.27	75.25
储层倾角	53.47	97.31	75.77	91.04	92.23	79.55
裂缝（洞）孔隙度	57.85	97.52	76.46	91.40	90.58	78.80
基质孔隙度	51.78	97.14	73.86	90.36	90.14	77.67
注气时机	49.95	96.93	72.88	89.81	89.75	77.15
含水饱和度	47.26	97.55	69.95	91.56	88.02	79.84
注气速度	51.08	97.09	73.20	90.15	73.20	90.15
CO₂ 摩尔分数	61.10	99.38

建模参数

生产井杂质

含量为20%

生产井杂质

含量为50%

生产井杂质

含量为80%

提高采收率均值

埋存率

均值

提高采收率均值

埋存率

均值

提高采收率均值

埋存率

均值

基质渗透率

51.09

97.14

73.67

90.16

77.58

裂缝渗透率

50.21

97.27

73.04

89.93

90.27

75.25

储层倾角

53.47

97.31

75.77

91.04

92.23

79.55

裂缝（洞）

孔隙度

57.85

97.52

76.46

91.40

90.58

78.80

基质孔隙度

51.78

97.14

73.86

90.36

90.14

77.67

注气时机

49.95

96.93

72.88

89.81

89.75

77.15

含水饱和度

47.26

97.55

69.95

91.56

88.02

79.84

注气速度

51.08

97.09

73.20

90.15

73.20

90.15

CO₂

摩尔分数

61.10

99.38

评价指标	生产井杂质含量为20%	生产井杂质含量为50%	生产井杂质含量为80%
裂缝渗透率	0.026 9	0.014 8	0.023 4	0.039 4	0.011 7	0.061 5
储层倾角	0.061 6	0.003 1	0.040 9	0.011 2	0.027 3	0.029 4
裂缝（洞）孔隙度	0.086 3	0.003 3	0.033 2	0.011 1	0.010 2	0.018 8
基质孔隙度	0.045 3	0.001 0	0.020 1	0.003 8	0.004 8	0.010 6
含水饱和度	0.043 4	0.004 0	0.024 9	0.011 7	0.010 6	0.023 9
注气速度	0.134 4	0.010 9	0.064 2	0.042 8	0.064 2	0.042 8
CO₂摩尔分数	0.165 9	0.003 2

评价指标

生产井杂质

含量为20%

生产井杂质

含量为50%

生产井杂质

含量为80%

提高

采收率

埋存率

提高

采收率

埋存率

提高

采收率

埋存率

裂缝渗透率

0.026 9

0.014 8

0.023 4

0.039 4

0.011 7

0.061 5

储层倾角

0.061 6

0.003 1

0.040 9

0.011 2

0.027 3

0.029 4

裂缝（洞）

孔隙度

0.086 3

0.003 3

0.033 2

0.011 1

0.010 2

0.018 8

基质孔隙度

0.045 3

0.001 0

0.020 1

0.003 8

0.004 8

0.010 6

含水饱和度

0.043 4

0.004 0

0.024 9

0.011 7

0.010 6

0.023 9

注气速度

0.134 4

0.010 9

0.064 2

0.042 8

0.064 2

0.042 8

CO₂

摩尔分数

0.165 9

0.003 2

评价指标	生产井杂质含量为20%	生产井杂质含量为50%	生产井杂质含量为80%
裂缝渗透率	5	37	11	33	9	33
储层倾角	11	8	20	9	21	16
裂缝（洞）孔隙度	15	8	16	9	8	10
基质孔隙度	8	2	10	3	4	6
含水饱和度	8	10	12	10	8	13
注气速度	24	27	31	36	50	23
CO₂摩尔分数	29	8

评价指标

生产井杂质

含量为20%

生产井杂质

含量为50%

生产井杂质

含量为80%

提高

采收率

埋存率

提高

采收率

埋存率

提高

采收率

埋存率

裂缝渗透率

储层倾角

裂缝（洞）

孔隙度

基质孔隙度

含水饱和度

注气速度

CO₂

摩尔分数

评价指标	评价等级
裂缝渗透率/10^-3 μm²	>10	1~10	<1
储层倾角/（°）	>40	20~40	<20
裂缝（洞）孔隙度/%	>3	1~3	<1
基质孔隙度/%	>10	5~10	<5
含水饱和度	<0.2	0.2~0.4	>0.4
注气速度/（10⁴ m³/d）	>10	5~10	<5
CO₂摩尔分数/%	>70	30~70	<30

评价指标

评价等级

较好（7）

中等（5）

较差（3）

裂缝渗透率/10^-3 μm²

>10

1~10

储层倾角/（°）

>40

20~40

<20

裂缝（洞）孔隙度/%

1~3

基质孔隙度/%

>10

5~10

含水饱和度

<0.2

0.2~0.4

>0.4

注气速度/（10⁴ m³/d）

>10

5~10

CO₂摩尔分数/%

>70

30~70

<30

指标层	中段轴部	南段	中段东翼
裂缝渗透率/ 10^-3 μm²	2	中等	2	中等	2	较好
储层倾角/（°）	30	中等	30	中等	10	较差
缝洞孔隙度/%	1~4	中等	1~4	中等	1~7	较好
基质孔隙度/%	1~5	较差	1~5	较差	3~4	较差
含水饱和度	<0.2	较好	<0.2	较好	<0.2	较好
注气速度/ （10⁴ m³/d）	20	较好	20	较好	20	较好
CO₂摩尔分数/%	100	较好	100	较好	100	较好

指标层

中段轴部

南段

中段东翼

取值

评价等级

取值

评价等级

取值

评价等级

裂缝渗透率/

10^-3 μm²

中等

较好

储层倾角/（°）

中等

较差

缝洞孔隙度/%

1~4

中等

1~4

中等

1~7

较好

基质孔隙度/%

1~5

较差

1~5

较差

3~4

较差

含水饱和度

<0.2

较好

<0.2

较好

<0.2

较好

注气速度/

（10⁴ m³/d）

较好

CO₂摩尔分数/%

100

较好

100

较好

100

较好

阶段	目标层	中段轴部	南段	中段东翼
生产井杂质含量为20%	提采	6.06	6.02	6.06	6.02	6.24	6.31
埋存	5.86	5.86	6.60
生产井杂质含量为50%	提采	5.66	5.70	5.66	5.70	5.80	5.94
埋存	5.86	5.86	6.52
生产井杂质含量为80%	提采	6.08	5.99	6.08	5.99	6.00	6.04
埋存	5.65	5.65	6.19

阶段

目标层

中段轴部

南段

中段东翼

得分

总得分

得分

总得分

得分

总得分

生产井杂质

含量为20%

提采

6.06

6.02

6.06

6.02

6.24

6.31

埋存

5.86

6.60

生产井杂质

含量为50%

提采

5.66

5.70

5.66

5.70

5.80

5.94

埋存

5.86

6.52

生产井杂质

含量为80%

提采

6.08

5.99

6.08

5.99

6.00

6.04

埋存

5.65

6.19

建模参数	生产井杂质含量为20%		生产井杂质含量为50%		生产井杂质含量为80%
建模参数	提高采收率均值	埋存率均值	提高采收率均值	埋存率均值	提高采收率均值	埋存率均值
基质渗透率	51.09	97.14	73.67	90.16	90.16	77.58
裂缝渗透率	50.21	97.27	73.04	89.93	90.27	75.25
储层倾角	53.47	97.31	75.77	91.04	92.23	79.55
裂缝（洞）孔隙度	57.85	97.52	76.46	91.40	90.58	78.80
基质孔隙度	51.78	97.14	73.86	90.36	90.14	77.67
注气时机	49.95	96.93	72.88	89.81	89.75	77.15
含水饱和度	47.26	97.55	69.95	91.56	88.02	79.84
注气速度	51.08	97.09	73.20	90.15	73.20	90.15
CO₂ 摩尔分数	61.10	99.38

评价指标	生产井杂质含量为20%		生产井杂质含量为50%		生产井杂质含量为80%
评价指标	提高采收率	埋存率	提高采收率	埋存率	提高采收率	埋存率
裂缝渗透率	0.026 9	0.014 8	0.023 4	0.039 4	0.011 7	0.061 5
储层倾角	0.061 6	0.003 1	0.040 9	0.011 2	0.027 3	0.029 4
裂缝（洞）孔隙度	0.086 3	0.003 3	0.033 2	0.011 1	0.010 2	0.018 8
基质孔隙度	0.045 3	0.001 0	0.020 1	0.003 8	0.004 8	0.010 6
含水饱和度	0.043 4	0.004 0	0.024 9	0.011 7	0.010 6	0.023 9
注气速度	0.134 4	0.010 9	0.064 2	0.042 8	0.064 2	0.042 8
CO₂摩尔分数	0.165 9	0.003 2