致密油藏 CO₂/天然气吞吐技术全球深度技术+市场调研报告 （报告编号 OGD-A-008｜A 级深度技术研究报告｜编制：经纬智汇信息咨询有限公司）

说明：本报告为强决策导向、结论后置结构（铺陈分析+数据支撑→末尾结论）。数据尽量标注来源与年份以便核验。凡属数值模拟/预测而非现场实测者，均已明确标注，以保持结论的可核验性。

一、技术原理与机理（深度剖析）

1.1 致密油藏储层特征与页岩油边界 致密油藏具有低孔超低渗、纳米级孔喉、复杂裂缝网络、启动压力梯度和应力敏感等特征。北美 Bakken 岩心基质渗透率通常在 0.27–0.83 mD；用于对比连续气驱的中 Bakken 数值模型基质渗透率可低至 0.001–0.1 mD。中国吉木萨尔芦草沟组、鄂尔多斯长 7 等属于陆相致密油/页岩油，原始渗透率极低、原油黏度高，自然条件下无经济产能，须依赖"水平井+高强度体积压裂"实现规模开发。

致密油与页岩油的边界在学术上并不严格：狭义"致密油"指低渗砂岩/碳酸盐岩储层中的石油，"页岩油"指烃源岩层系内原位聚集的石油（源储一体、邻源供烃）；工程实践中二者常合称，并采用相同的"水平井+体积压裂+气体吞吐"技术路线。EIA 的世界页岩资源评估在方法上也将低渗砂岩/碳酸盐岩致密油单列于页岩油之外，说明二者地质内涵有别但技术手段趋同。

1.2 气体吞吐基本工作流程 气体吞吐（huff-n-puff / 循环注气）本质是**单井作业**，含三阶段循环： 1. **注气（huff）**：通过水力裂缝和天然裂缝将气体注入储层，气体在压差与浓度梯度驱动下进入基质； 2. **焖井/闷井（soak）**：关井使气体向基质微/纳米孔扩散、溶解、与原油充分作用； 3. **开井生产（puff）**：油气同产，近井原油随压降产出。

其后重复多个周期。可单井吞吐，也可多井/井组吞吐。相较连续气驱，吞吐在超低渗储层更具优势——连续气驱易发生早期气窜。文献量化结论：当基质渗透率低于 0.03 mD 时，CO₂ 吞吐效果优于连续 CO₂ 驱（Energy, 2017, 134:181-192）。

*图1：气体吞吐三阶段工作原理示意图*

1.3 微观驱油机理 **CO₂ 吞吐机理**：CO₂ 溶于原油产生膨胀、降黏、萃取/抽提轻烃（主要 C6–C17，部分研究扩展至 C3–8）、界面张力降低乃至趋零、混相/近混相驱、溶解气驱、混合相驱。 **天然气（烃气）吞吐机理**：以溶解气驱、压力补充（增能）和蒸发气驱（前向接触蒸发气驱）为主。 **传质机理**：纳米孔喉中分子扩散与对流传质共同作用——焖井阶段以**扩散波及**为主，生产阶段以压差驱动的**流动波及**为主（《石油勘探与开发》2021, 48(4):817）。基质-裂缝间的传质与窜流是决定波及体积的关键。

实验数据支撑： - 致密砾岩储层超临界 CO₂ 与原油 MMP 约 33.6 MPa，储层压力 37 MPa 下可实现混相（ACS Omega, 2021, 1c03130）； - CO₂/N₂ 对比（页岩岩心 6 轮）：CO₂ 累计采收率 61.49%，N₂ 仅 34.85%；CO₂ 使油气界面张力降至零、原油黏度降低 40%–60%，C3–4 采收率 CO₂ 91.6% vs N₂ 75.1%（J. Pet. Sci. Eng., 2019, 181:106174）。

1.4 CO₂ 与烃气吞吐机理差异对比

1.5 关键控制因素 - **注入压力**：高于 MMP 后进一步提压对采收率增量有限；但在极致密岩心中需高于 MMP 至少约 200 psi 才能推动气体进入深部基质（Bakken/页岩岩心研究）。 - **焖井时间**：Bakken 岩心研究显示最优焖井约 15 天（Song & Yang, 2017）；焖井延长可扩大有效波及距离但推迟产出，存在最优值；亦有研究得出"短焖井更优"的相反结论，说明其强烈依赖储层与流体，须现场标定。 - **吞吐轮次**：单周期采收率随轮次递减，经济最优轮次一般为 3–5 次；鄂尔多斯超临界 CO₂ 长岩心实验显示**前 3 周期贡献总采收率的 91.5%**（《特种油气藏》2021, 28(1)）。 - **注气速度**：室内均质岩心中影响不明显（方案采收率 3.13%/3.27%/3.18% 基本一致），矿场因非均质性而影响推进方式与作用距离。 - **气油比变化**：多轮后 GOR 快速上升是效果衰减的重要信号。

1.6 前沿机理——纳米受限相态（confined phase behavior） 纳米受限空间相态变化对 MMP 与相态有显著影响： - 孔径减小到 2 nm 时，纳米受限效应使 MMP 降低约 65.9%（降至约 650 psi）（Geofluids, 2021, 2435930）； - 受限效应导致相包络线收缩、临界点偏移、临界温度/临界压力变化、泡点/露点压力下降、CO₂ 溶解气油比与油体积系数增大、原油黏度下降，均有利于提高采收率与实现混相（Sci. Rep., 2024, s41598-024-64194-2）； - 分子动力学（MD）吞吐模拟证实受限使预测 MMP 低于体相（Chem. Eng. Sci., 2023, S0009250923005808）。

此外，CO₂ 与储层黏土矿物存在地球化学溶蚀反应，可改善近井渗流条件；但压力超过 MMP 后沥青质沉淀量增加，可能堵塞小孔喉、降低效果，是超临界 CO₂ 在纳米孔中行为的双刃剑。

*图2：纳米受限效应对 MMP 与相包络线的影响图*

二、技术发展脉络与现状

2.1 起源与演进 CO₂/气体吞吐起源于常规油藏：美国自 1970 年代应用 CO₂ 提高采收率，首次 CO₂ 驱于 1972 年始于西德克萨斯；1991 年国外研究人员综合矿场、室内与数值模拟论证了 CO₂ 吞吐提高轻质油藏采收率的可行性。中国自 20 世纪 60 年代起探索 CO₂ 驱油（大庆 1965 年碳酸水试注），但长期受气源制约进展缓慢；2005 年以来随含 CO₂ 天然气藏开发、工艺进步与低渗需求，CCUS-EOR 驶入快车道。随北美页岩革命（2008 年后水平井+多级压裂），气体吞吐向致密/页岩油藏迁移。

2.2 北美现场进展

Eagle Ford —— 烃气/富气吞吐主流化 - EOG Resources 于 2012 年底率先实施循环注气 EOR（CGEOR），使用采出气回注。至 Shale IOR 研究发表时已扩展至 6 家运营商、30 多个租区、266 口井（Oil & Gas Journal, 2020-12-07）。 - 首批商业项目：Martindale（La Salle 县 4 口井试点，2014 年 12 月起注气，40 天周期）首轮单井增油约 200 桶/日，IOR 比达 1.75–2.0；Baker Deforest（Gonzales 县 14 口井，单井基础 EUR 39.3 万桶）首轮整租区增油 1,000 桶/日，2–3 轮后峰值 2,000 桶/日，注气 40 MMcfd。 - 全区推广 CGEOR 可提高 EUR 30%–90%（视压缩机利用率与开发寿命）。EOG 高管 Billy Helms 称 EOR 可使增量可采储量提升 30%–70%、发现成本 ≤6 美元/桶，"每投入 1 美元，EOR 创造的 NPV 至少是新钻井的 2 倍"。 - 经济性：Baker Deforest 10 年现金流 5,180 万美元、NPV10 为 3,360 万美元、折现 ROI 2.2、IRR 64%、回收期 1.6 年。 - 烃气吞吐成为页岩油 EOR 主流的原因：气源就地可得（采出气回注）、腐蚀低、注入性好；Eagle Ford 挥发油窗口（9,000–11,000 ft TVD、API>40°、初始 GOR 1,000–3,000 scf/bbl）垂向封闭性好，利于气体保持与接触基质。

Bakken —— CO₂/富气吞吐效果不佳 - 多个单井与多井吞吐先导试验虽成功注入，但增油有限，早期气窜（井间裂缝导致）是最关键问题（Hoffman & Evans, 2016; Sorensen 等）。 - EERC（北达科他大学能源与环境研究中心）等开展系列 CO₂ 吞吐与封存研究（Hawthorne 等测定 Bakken 岩石 CO₂ 动用机理与吸附等温线）。 - 数值模拟（Yu 等, 2014, SPE 169575-MS）分析 Bakken 30 年生产数据，认为 CO₂ 吞吐可提高采收率约 9.4%（模拟结论，非现场实测）。

Permian（Midland/Delaware） - 已有富气吞吐先导：Laredo Petroleum 与 GTI 的 HFTS Phase-2 EOR 试验（DOE 资助，注采于压裂后水平井）；Ganjdanesh 等（SPE 201622-MS, 2020）报道 Midland 挥发油区 2 口水平井吞吐先导。 - 出现水气共注（produced water + 天然气）专利工艺，气体利用系数约 4 Mscf/桶，共注水改善气窜与波及。同样面临早期气窜。

2.3 美国 CO₂-EOR 整体格局与致密油瓶颈 美国 CO₂-EOR 自 1972 年应用；据美国国家能源技术实验室（NETL）数据，CO₂-EOR 目前占全美石油产量**逾 5%**（产量超 30 万桶/日；DOE 另有约 4% 的口径）。瓶颈：天然低成本 CO₂ 气源有限且已被现有 EOR 项目占用；工业源捕集+输送成本高；多数现役 CO₂ 管道服务于常规 EOR。在致密油中 CO₂ 吞吐规模应用受**气源、管网与成本**三重制约。

作为对照，据 EIA（2025 年 5 月，基于 STEO 与 Enverus 数据），美国致密油产量已从早期约 80 万桶/日增至 2024 年约 890 万桶/日，占 L48 陆上原油产量的约 81%（2023 年口径约 832 万桶/日、约占全美原油 64%），因此即使 CO₂-EOR 仅覆盖其中一小部分，市场空间仍极为可观。

2.4 中国矿场进展

准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组（页岩油） 据 Guo 等（PetroChina 新疆油田，*Oil & Gas Journal*, 2024-05-21）对 4 口典型井的报道： - 直井 J36：衰竭 2,395 天后注 CO₂ 1,063 t，注气 13 天、焖井 79 天，油压 +16 MPa，初期二次采油 10 t/d，975 天累计增油 1,588.86 t，换油率 1.49 t 油/t CO₂； - 水平井 JH126：注 CO₂ 3,503 t，日产油由 4 t/d 升至 10.6 t/d，增油 1,570 t，换油率 0.44，EUR 提高约 8%（1.98→2.1×10⁴ t）； - JH132（1,834 m 水平段）注 3,504.61 t，79 天累计增油 812.9 t；JH024 效果差，井组增油 842 t、换油率仅约 0.22（早期主要产气）。 - CO₂ 前置蓄能压裂+吞吐（2019–2022，如吉 3Y 井）预测可提高最终采收率约 20%（《油气藏评价与开发》2024, 14(1)）。机理研究显示 CO₂ 吞吐采收率较 N₂ 高约 6.84%。 - 单井/单目标层 MMP 实测约 24.28 MPa（Shi 等, Geoenergy Sci. Eng., 2024, 212456）。

准噶尔玛湖砂砾岩致密油 施雷庭等（《油气藏评价与开发》2021, 11(6):871-877）报道 3 口水平井 CO₂ 吞吐现场试验：X721 增油 2,161 t、X92 增油 1,768 t、M1114 增油 1,452 t；机理为增能、膨胀、降黏、萃取、溶蚀，高注入压力+长焖井效果更佳。

新疆 JL 区块特低渗（约 4,000 m 深） X1 井 CO₂-化学剂（表面活性剂 CRS-1080）复合吞吐先导，措施后地层能量补充、邻井递减遏制；适用区间：原油密度 0.858–0.86 g/cm³、GOR 216–262 m³/m³（《油气地质与采收率》2021）。

鄂尔多斯长 7 页岩油 CO₂-表面活性剂（GYS-01）复合吞吐 3 口水平井现场应用，平均有效期 477 天，单井累计增油平均 4,401 m³；室内 3 周期累计采收率 34.28%，最优 3 轮（《油田化学》221104310）。

CCUS-EOR 示范（以低渗透油藏为主，非典型致密油） - 中石油吉林油田：国内首个全产业链、全流程 CCUS-EOR 示范；注气井组达 140 个，覆盖地质储量约 2000 万吨，累计注 CO₂ 超 350 万吨、累计产油超 110 万吨；黑 79 小井距试验区累注 1.34 HCPV，核心区单井日产油由 0.3 t 升至 1.8 t，阶段提高采出程度超 20 个百分点，预测最终采收率 57% 以上。 - 大庆油田：五个区块 CO₂ 驱动用地质储量 2065.8 万吨，截至 2019 年底累计注气 161.6 万吨、累计产油 53.7 万吨，占中石油当年 CO₂ 驱产量 60% 以上。 - 总体布局：中石油以松辽、准噶尔、鄂尔多斯三个千万吨级 CCUS 基地"四大六小"布局，矿权内埋存潜力初步估算超百亿吨。 - 延长石油：煤化工 CO₂ 捕集与驱油示范，捕集运行成本约 26.5 美元/吨 CO₂（较其他项目下降约 26.4%），气源纯度高、成本低。 - 中石化：华东油田液碳公司驱油、南川常压页岩气 CO₂ 吞吐（日产气提高 3.5–6.5 倍、采收率提升 1.9%–3.1%，CO₂ 扩散距离一般不超过 70 m——可作致密油有效影响半径参照）。 - 七个泉油田：CO₂ 吞吐、20 天焖井后日产油由 2.5 t/d 升至 6.2 t/d（Jia 等 2019，转引自 Liu 等, J. Pet. Sci. Eng., 2022, 216:110688）。

*图3：中美致密油/页岩油气体吞吐典型案例增油效果对比图*

三、核心专利与技术路线

3.1 代表性专利 - **US 11008840 / US 11649707 / US 10487635**（"Method for optimization of huff-n-puff gas injection …"）：吞吐注气优化方法，涵盖注气量、焖井、轮次等参数寻优，引用 Gamadi、Yu、Kurtoglu 等经典页岩吞吐文献。 - **US 12540540**（Slot-drill EOR，缝槽钻进连续注采）：宣称在极低渗（100 nD）下采收率可达 38%（对比 CGEOR 6.8%），主张连续注采规避吞吐停产损失。 - 主要专利主体涵盖国际油公司、国际油服（Halliburton、SLB 等）与高校。 - **中国方面**：中石油、中石化、延长石油及中国石油大学（北京/华东）等在注入工艺、焖井优化、防气窜、CO₂-化学剂复合吞吐、注采一体化管柱、CCUS 埋存协同等方向布局；相关国家标准《油气田注二氧化碳操作规程》、集团企标《二氧化碳驱注气井井筒完整性》已发布。

3.2 主流技术路线对比

CO₂ 前置蓄能压裂+吞吐在吉木萨尔预测提高采收率约 20%，是当前中国致密油的重点协同方向。