致密油资源作为一种极具勘探开发潜力的非常规油气资源,能极大的缓解化石能源的供需矛盾。我国的致密油资源储量大、分布广,且开发难度较大。大量的实验研究和现场经验表明注气尤其是注超临界CO2是一种十分有效的开发方式。注超临界CO2开发不仅可以有效提高致密油采收率,还能将温室气体CO2封存在地下。超临界CO2注入到地层后,会与地层水以及岩石矿物相互反应,改变储层物性,因此研究超临界CO2-地层流体-岩石矿物之间的相互作用对于研究注CO2提高采收率及CO2地质封存来说十分重要。本文以我国新疆准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层为研究对象,研究了C02在不同压力条件下在地层水中的溶解行为,通过静态溶蚀、动态溶蚀以及多轮次溶蚀实验揭示了超临界CO2-地层水-岩石矿物的反应过程以及对储层物性的影响规律,开展了致密岩心等温吸附实验,阐明了 CO2在不同温度压力条件下与致密岩心的相互作用机理。本文首先研究了 CO2在油藏温度、不同压力条件下在地层水中的溶解度。实验结果表明CO2在地层水中的溶解度随着压力的增加不断变大,在压力超过12.7MPa时达到稳定,最大溶解度为O.94mol/kg。CO2溶解在地层水的过程中未生成沉淀。通过高温高压反应釜研究了饱和地层水对致密岩心的静态溶蚀行为,实验结果显示岩心质量损失随着反应时间的增加逐渐变大(最大质量损失率为0.3%)最终趋于稳定。地层水中的钾、钠离子含量上升明显,溶蚀产物主要为黏土矿物与含铁矿物的胶结物。岩心SEM结果显示在静态溶蚀过程中长石类矿物溶蚀现象明显,生成了亲水性较强的高岭石,溶蚀形成的凹坑增加了岩心片表面的粗糙度,也使亲水性的石英暴露出来,导致岩心表面亲水性增强。通过高温高压岩心驱替装置研究了致密岩心的动态溶蚀和多轮次溶蚀过程。研究表明,致密岩心渗透率、孔隙度随着溶蚀时间和实验压力的增加而逐渐增大,溶蚀过程中生成的黏土矿物以及固体颗粒在多孔介质中发生运移,堵塞孔道,导致岩心渗透率出现波动(先减小后大增)。动态溶蚀对岩心渗透率的改善程度远大于多轮次溶蚀,岩心核磁共振分析结果表明岩心的溶蚀反应主要发生在大孔隙内。采用等温吸附装置测定了 CO2在不同温度、压力条件下在致密砂岩中的吸附量,并利用不同的气体吸附模型对实验结果进行了拟合。研究结果表明CO2在致密砂岩中的吸附量随着压力的增加逐渐变大,在11.OMPa附近达到最大吸附量,且饱和吸附量随着温度升高先增加后降低。四种吸附模型中Extended-Langmuir模型和Langmuir-Freundlic模型对实验数据的拟合效果好于Langmuir模型与Freundlich模型;在低温条件下,四种模型的拟合精度高于高温条件下。本文的研究结果为芦草沟组致密油开发过程中注气参数、注入方式的选择以及C02在致密砂岩储层的地质封存提供了理论基础和实验依据。