本文针对CO₂的低粘度导致的携砂能力不足等问题,采用分子动力学的方法模拟了不同增粘剂在CO₂中的溶解情况和提粘效果。模拟结果表明,在温度为323.15K和压力为30MPa的条件下,质量浓度为5%的聚氧乙烯6-壬基苯酚可溶于CO₂中并能将其粘度提高23.8%。针对油套同注的压裂井筒,本文考虑CO₂的变物性特征、粘性生热量、焦耳-汤姆逊效应、沿井筒轴向和径向的导热量等因素的影响,提出并求解了井筒中的流动换热模型。分别采用了两口CO₂压裂井的现场测量数据验证了模型的可靠性。基于内径为50.3 mm,井深为3600 m的油套同注CO₂压裂井,本文具体分析和讨论了关键压裂参数对井内温度和压力分布的影响。模拟结果显示:井筒温度随井深增加而增加,井底流体的温度随注液时间的增加先升高后下降;井底压力随注液时间先降低后增加。井口排量对井筒内温度分布的影响较小而显著影响井筒压力的分布。计算结果表明井筒轴向上的压力梯度随井口排量的增加而减小。CO₂超临界状态对应的临界井深随着注液时间的增加而增加。CO₂的密度和比热主要受温度影响,随着井深增加而降低。本文基于增粘结果,讨论了CO₂的粘度变化对井筒内流动换热的影响。计算结果表明,随着粘度增加,井底温度下降而压力增加。而随着注液时间增加,粘度对井筒内流动换热的影响逐渐减弱。与油管压裂方式相比,油套同注井内的非稳态流动换热过程持续的时间更久且对应的临界井深更浅。对轴向导热的分析结果表明,液体间的轴向导热量较小,在模拟过程中可以忽略不计。而固体间的轴向导热量较大,如果在求解中忽略会导致井底温度的计算值偏低和压力偏高。本文为研究CO₂与地下水和岩石间的相互作用,实验探究了岩样的地质参数在CO₂注入前后的变化规律。实验结果表明,受CO₂注入的影响,岩心内部的主要孔隙直径从反应前的2μm-10μm增加到了反应后的50μm-60μm;孔隙度从0.12增加到了0.14。