美国和中国已经成功实现了商业化开发页岩气,2019年,美国和中国页岩气产量分别达到715亿立方米和154亿立方米。四川盆地海相页岩气藏埋深小于4500米的地质资源量超过10万亿立方米,目前地质储量的采收率仅为23.8%。如果采收率提高1个百分点,可增加可采储量1000亿立方米。因此,迫切需要开展提高页岩气藏采收率的技术和方法的研究。注入CO₂是一种提高天然气采收率的方法,可大幅提高页岩气藏的天然气采收率,同时也将注入的一部分CO₂储存到储层中,从而减少CO₂对环境的影响。本文研究了井下页岩样品在不同压力和温度下CH4/CO₂的竞争吸附能力,通过建立在线核磁共振技术和衰竭发展模拟实验装置,研究了注CO₂过程中岩心CH4和CO₂浓度的实时监测,并计算了产气量和CO₂的EGR效应,并用气相色谱仪监测了气体组分的变化,研究了CO₂的产气规律和埋存能力。1研究结果表明,CO₂分子的吸附量明显大于甲烷,富有机质页岩对CO₂的吸附量是甲烷的5~7倍。因为提高CO₂注入压力增加了CO₂的吸附量,而升高温度则降低了CO₂的吸附量。核磁共振实验结果表明,注入的二氧化碳大部分被吸附在有机基质中,不会被采出。CO₂注入岩心后,吸附的甲烷逐渐被CO₂取代,置换率约为20%。在衰竭开发过程中,孔隙和微裂缝中的游离气在生产初期就产生,产出气主要是CH4。在生产中期,CO₂浓度开始缓慢上升。而在后期,CO₂占阶段产气量的80%,初步证明CO₂具有良好的驱替效果和EGR能力。对于同一岩心样品,注入CO₂的页岩气采收率比不注CO₂提高15%,注入气体中51%的CO₂储存在页岩储层中。这表明生产早期分离产生的二氧化碳将是较小的成本。CO₂的注入压力对采收率影响显著。由于CO₂与吸附CH4的相互作用时间增加,增加CO₂闷井时间可提高气体回收率。压力和温度对页岩中CO₂的储存潜力有显著影响。同时,吸附的CO₂分子对甲烷的输运有显著影响,因此数值模拟中,应考虑竞争吸附、溶解、滑移效应、扩散和应力敏感等因素对在CO₂-EGR的影响。