鄂尔多斯盆地南部致密油藏具有低孔、低渗、高非均质性等特点,传统开发方式面临采收率低、能量补充困难等问题。随着非常规油气开发需求的提升,CO₂驱油技术因具备改善流体物性、增强地层能量、提高采收率及实现碳封存的双重价值,成为致密油藏高效开发的重要手段。尤其在裂缝发育、地层压力偏低、水驱效果不佳等复杂条件下,CO₂驱展现出良好的适应性和开发潜力。因此,本研究通过文献调研、室内实验与数值模拟相结合的方法,系统探讨CO₂驱在本区块的适用性与关键参数优化,为实现致密油藏高效开发提供理论依据与技术支撑。 本文首先对目的区块储层地质特征进行研究,基于储层岩心测试与流体分析,发现目标区块储层岩心平均孔隙度为10.20%,平均渗透率为0.21 m D,原油饱和压力9.01MPa,溶解气油比70.2 m³/m³,体积系数为1.2595,地层原油密度为0.7342 g/cm³。注CO₂膨胀实验表明,CO₂注入可显著降低原油黏度并提升膨胀系数,为提高驱油效率提供物性基础。通过细管实验测定CO₂与原油的最小混相压力(MMP)为16.42 MPa,结合储层压力条件,证实目标区块初步具备CO₂混相驱潜力,具体情况需要提供室内实验与数值模拟进一步研究。 针对CO₂不同驱替方式开展室内实验,结果表明:CO₂连续驱在混相状态(17 MPa)下驱油效率达76.55%,非混相驱驱油效率不足50%;CO₂气水交替驱(气水比2:1)驱油效率为68.7%;对CO₂吞吐三个关键参数闷井时间、注入量与轮次进行优化,确定0.3 PV注入量、12 h闷井及3轮吞吐为最佳参数组合。实验揭示了裂缝对驱替方式适应性的差异化影响:裂缝削弱CO₂连续驱与气水交替驱驱油效率,但通过增强CO₂扩散效应显著提升CO₂吞吐效果,CO₂吞吐在裂缝岩心中表现出显著优势。 基于Petrel与CMG构建了鄂尔多斯盆地南部某致密油藏的地质-数值模型,并对历史生产数据进行拟合,进一步优化CO₂吞吐开发策略。通过模拟发现,在注气时间为30天,生产时间为180天时,CO₂注入量6000 m³~12000 m³可实现采收率与经济效益平衡;4轮吞吐后增油效果趋缓,推荐开发周期控制在4~5轮;闷井时间25天为最优选择,兼顾CO₂溶解效率与开发周期。