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作者：赵嘉;姚传进;宋雨媛;周依然;张秀晴;
单位：中国石油大学(华东)深层油气全国重点实验室;非常规油气开发教育部重点实验室;中国石油大学(华东)石油工程学院;
摘要：溶解埋存是咸水层CO_2埋存的关键机制，而现有研究多基于静态平衡假设，缺乏对储层条件下CO_2动态溶解特性的系统认识。实验结合CO_2动态溶解实验与响应面法，采用Double Boltzmann函数表征了非平衡溶解机制，并基于中心复合设计构建了注入速率、流动单元指数和矿化度对CO_2溶解量的二次多项回归模型，旨在揭示CO_2动态溶解特性及主控因素。实验表明，CO_2动态溶解进程可概括为气体快速排驱、不稳定溶解滞后、溶解传质主控及扩散溶解平衡4个阶段，非平衡溶解指数曲线表明CO_2动态溶解量达到平衡溶解度的91%，定量分析揭示了从对流传质主导（衰减因子为3.335，贡献67.7%的溶解量）到扩散传质主导（衰减因子为0.967，贡献32.3%的溶解量）的双阶段溶解机制。响应面分析结果表明，各因素对溶解量的影响程度由强到弱依次为：矿化度、流动单元指数、注入速率，其中矿化度为3 750 mg/L、流动单元指数为7.5、注入速率为0.5 mL/min的组合为最优溶解条件。在实施埋存工程项目时，应优先选择低矿化度（<5 000 mg/L）、中等渗透率（50×10~(-3)～150×10~(-3)μm~2）和适中孔隙度（15%～20%）的储层进行CO_2埋存，基于溶解过程的阶段特性应采用分阶段注入策略，初期应采用0.2～0.5 mL/min的低速注入，防止CO_2以连续相快速突破，增加气液接触时间；中期可采用脉冲式注入模式，即间歇性调整注入速率以促进CO_2与新鲜咸水接触，避免局部矿化度升高导致的溶解效率下降。
关键词：咸水层;;CO_2埋存;;动态溶解特性;;非平衡溶解;;响应面法;;主控因素
基金资助：国家自然科学基金项目“低渗透油藏CO2驱油封存注采实时优化及动态调控方法研究”(52374065)和“基于随机单纯形近似梯度的页岩油CO2吞吐智能注采优化研究”(52174052)
