面对严峻的能源紧缺和应对气候变化的巨大压力,以煤、石油和天然气为主的化石燃料已不能满足社会经济发展的需求。清洁、高效的页岩气成为了改变能源结构、摆脱常规油气高依存度的一大开发热点。但由于页岩的致密性,直接开采页岩气的难度较大,需要采取一系列压裂增采措施。目前运用的最为广泛的增产措施为水力压裂技术,但大型水力压裂技术成本高,耗水量大,对储层伤害大,降低了页岩气的经济开采价值,同时容易诱发环境问题,而CO₂增强页岩气开采技术（CO₂-ESGR）的提出则很好的弥补了该缺陷。CO₂增强页岩气开采技术是一种新型的页岩气开发技术,以超临界或液相CO₂代替水力压裂页岩,利用CO₂吸附页岩能力比CH₄强的特点,置换CH₄,从而提高页岩气产量和生产速率并实现CO₂地质封存,减少温室气体排放。但目前该技术尚处于起步阶段,虽然美国已陆续开展相关室内实验及数值模拟工作,并证实了该技术巨大的CO₂封存潜力及页岩气增采能力,但其研究主要针对的是海相页岩,我国陆相页岩气资源丰富,开发潜力巨大,其中鄂尔多斯盆地即为典型的陆相含油气盆地,古生界和中生界发育多套页岩,其中奥陶系平凉组、石炭-二叠系本溪组、太原组和山西组,上三叠统延长组等3套页岩最有可能形成页岩气藏。本论文以鄂尔多斯盆地为例,在已有研究成果的基础上,围绕富县区延长组页岩,主要利用CMG-GEM及TOUGH+模拟软件,通过数值建模对CO₂页岩储层地质封存及增强页岩气开采技术展开研究,重点关注页岩储层中CO₂的封存机理,包括吸附、溶解捕集、残余气及矿物捕集,陆相页岩开展CO₂增强页岩气开采的特点及影响因素探究、CO₂增强页岩气开采优化模型建立等方面的研究,得到的主要结论如下:1、对于页岩储层长期封存机制研究,我们借助CMG组分模拟器GEM建立了简化的二维反应输运模型,该模型通过考虑气体吸附和CO₂-水-岩反应间的相互作用探索了CO₂在页岩气储层中的长期捕获机制,研究结果表明:（1）短期到中期时间段内,CO₂在页岩储层中主要以超临界态、吸附态为主,但在长期时间段,矿物捕获相对其它储存机制逐渐占据更加显著的地位,CO₂溶解封存量和矿物封存量逐渐增多,并引起超临界态和吸附态CO₂含量的相应减少。（2）CO₂对CH₄驱替过程经历了两个阶段,首先是预替代阶段,该过程由于压力积聚CH₄和CO₂的吸附量均得到增加,但由于CO₂浓度很低,该阶段并未发生气体的驱替。第二阶段为驱替阶段,该过程中CO₂的浓度足够高并开始驱替母岩中的原位CH₄,并且压力越高越有助于CO₂对CH₄的驱替。（3）气体吸附作用可以通过减缓注气过程中储层的压力变化来影响溶解态捕获过程从而影响水-CO₂-页岩反应。同时,CO₂-水-页岩反应会导致孔隙度和渗透性发生变化,而这也会引起储层中压力的改变并反过来影响基质对气体的吸附。（4）有限的敏感性分析结果指出CO₂吸附等温线的变化、蒙脱石和绿泥石的丰度、蒙脱石的反应速率和反应表面积都会显著影响CO₂在页岩储层中的封存。页岩对CO₂的吸附能力越高越有利于CO₂向页岩的注入。吸附态CO₂含量与CO₂的等温吸附性成正相关性,而其它相态的CO₂（气态/超临界态、溶解态和矿物态）则与之成负相关关系。此外模拟结果也说明蒙脱石和绿泥石是影响延长组页岩中CO₂-水-岩反应的关键矿物。2、在短时间尺度内,构造封存,吸附封存及残余气封存被认为是影响CO₂羽的迁移及封存安全性的主要影响机制。我们在前述研究模型的基础上添加了气体迟滞模型,同时建立输运模型及反应输运模型研究了页岩储层在迟滞作用下CO₂的捕集特点,探明残余捕获机制对吸附封存、溶解封存及矿物封存的影响,并通过改变毛细力大小量化分析了残余气封存机制在页岩CO₂地质封存中发挥的作用。结果表明:（1）迟滞作用可提高页岩储层的注入性,增大CO₂封存量,地层中游离态CO₂含量也随之增高,但对吸附态及溶解态CO₂却起着抑制的作用。（2）迟滞作用对地层压力的影响存在分区性,在CO₂高浓度区,迟滞作用产生的毛细负压可忽略不计,但由于CO₂注入性被提高,地层压力得到抬升;在CO₂低浓度区,毛细负压的作用导致地层压力降低。（3）根据pH值的大小,页岩储层沿水平向可划分为酸化区域及碱化区域,迟滞作用对pH值的影响主要体现在碱化区域,表现为减缓地层水的碱化程度。而从CO₂-水-页岩反应强度来看,迟滞作用可促进酸化区矿物的溶解与沉淀,而对碱化区的矿物反应则起着抑制的作用。（4）迟滞作用有利于提高储层的注入性,但其强度大小对注入性无影响。迟滞作用越显著,残余气态CO₂含量越大,但游离态、溶解态及吸附态CO₂含量反而减小。近井区域地层压力随迟滞作用强度改变,变化较小,但整体呈现正相关关系,迟滞作用强度变化对远井区域地层压力影响较为显著,表现为压力随迟滞作用的增强而减小。3、为评价鄂尔多斯盆地富县区延长组页岩进行CO₂增强页岩气开采的适宜性及潜力,采用TOUGH+孔隙及裂隙储层多组分多相流体非等温模拟软件构建三维模型来开展研究,重点关注其页岩气开采特点,并分析CO₂注入速率,井间距及水力压裂参数对页岩气开采及CO₂封存效果的影响。研究结果表明当向临近枯竭的页岩气藏以0.06 kg/s的速度持续注入CO₂ 50年后,相较于未采取增采措施的页岩气藏,其页岩气采收率可增加6.74%,同时能够实现可观的CO₂地质封存,且在100年后,CO₂的有效封存率高达99.7%,其中吸附态所占含量为59.87%。连续不断注入CO₂导致开采井压力的积累和CO₂/CH₄的竞争吸附作用促进CH₄的解吸是CO₂增强页岩气开采的两大机理。通过分析CO₂注入速率和注入井与开采井之间的距离对CO₂增强页岩气效果的影响,我们发现页岩气的开采量与CO₂注入速率之间呈非单调递增关系,虽然CO₂注入速率的增大既增加了游离态CO₂含量也增大了吸附态CO₂含量,但同时也提高了储层的泄露风险。在发生CO₂突破前,页岩气采收率随着井间距的增大而减小,一旦发生突破,井间距越小则越不利于页岩气的增采。4、为研究温度及盐度对CO₂增强页岩气开采的影响,我们沿用前述三维地质模型并耦合热效应及盐沉淀效应,重点关注CO₂封存及页岩气增采效果的变化,CO₂注入后储层温度、压力及地层水盐度的变化,并通过敏感性分析探明地层水盐度,CO₂注入速率及注入温度对关键因子的影响。所得结论如下:（1）页岩气的开采会引起地层压力及温度的降低,CO₂的注入引起地层压力以注入井为中心累积量逐渐减小,而储层中的温度演化过程主要受两因素的影响,其一为储层压力变化,其二为所注流体温度。在初始注入阶段储层温度演化主要受压力变化影响,即随地层压力的增大而增高,随压力的减小而降低;随着流体的持续注入,流体与储层的热交换逐渐显著并取代压力成为影响储层温度分布的主要因素。（2）除溶解态CO₂外,游离态及吸附态CO₂含量均随地层水盐度的增加而增加。地层压力随地层水盐度的增大而增大,地层温度随地层水盐度的增大而减小。虽然盐度对生产井的CH₄开采量影响较小,但盐度的增大有利于页岩气的开采,但同时盐度的增大提高了储层中游离态CO₂的含量,也增大了CO₂的泄露风险。CO₂注入速率越大则地层压力抬升越高,页岩气采收率及对温度和地层水盐度影响范围也越大。（3）敏感性分析结果表明CO₂注入速率无论是对储层温度、压力及页岩气采收率均为最显著的影响因子。5、生产井过早的CO₂突破和巨大的压力积累是阻碍CO₂增强页岩气开采技术发展的重要技术壁垒,我们结合TOUGH+与遗传算法,构建了全流程CO₂-ESGR技术优化模型,综合考虑CO₂注入过程中的压力积累及生产井中的CO₂突破问题,在确保安全的前提下实现页岩气开采量及CO₂封存量的最大化,并以延长组页岩为例,对所建优化模型的可行性及有效性进行验证。结果表明该优化模型可对不同的CO₂注入速率、注入模式及布井方式进行优化。对于鄂尔多斯盆地延长组页岩储层,当生产井CO₂突破率是唯一约束条件时,最优井间距为390m,此时?模型下最佳注入速率为0.0609kg/s,CH₄开采量为4.252×106 kg,CO₂储存量为96.08×106 kg。当考虑注入压力以确保工程安全性时,最佳注入速率为0.031796 kg/s,最适宜井间距为360m,对应的CH₄开采量及CO₂封存量分别为2.119×106kg和50.312×106 kg。在相同压力阈值限制下,CPI模式相较CRI模式在页岩气开采和CO₂封存上均更具优势。