中國石油二氧化碳捕集、驅油與埋存技術進展及展望

宋新民，王峰，馬德勝，高明，張云海

（1.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；2.提高油氣采收率全國重點實驗室，北京 100083；3.中國石油吉林油田公司，吉林松原 138000）

0 引言

2020年能源相關CO2排放量約占全球碳排放量的87%，化石能源燃燒是全球CO2排放的主要來源[1]。應對CO2排放導致氣候變暖、實現碳中和已成全球共識，中國政府做出重大戰略決策，承諾采取更加有力的政策和措施使CO2排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取 2060年前實現碳中和。據國際能源署（IEA）研究，2050年全球仍有76×108t碳排放需完全依靠CO2利用與埋存等負碳技術實現徹底封存，其中，中國占（5～15）×108t[2-3]。

CO2捕集、利用與埋存（簡稱CCUS）是指將CO2從工業排放源中捕集分離后加以利用的同時，實現CO2減排的工業過程。CO2作為優良的驅油介質是油藏開發利用的寶貴資源，將CO2驅油與CCUS結合起來，可實現CO2資源化利用，具有社會效益與經濟效益“雙贏”特性，已獲得國際社會的普遍認同。全球碳捕集與封存研究院（GCCSI）報告表明，CO2捕集、驅油與埋存（CCUS-EOR）是碳減排的主要方式，目前全球碳減排項目共28個，年捕集能力為3 816×104t，其中22個為CCUS-EOR項目，年捕集能力為2 926×104t，占比為76.68%[4]。

本文全面梳理中國CCUS-EOR攻關探索、礦場試驗、工業化應用 3個階段發展歷程，系統闡述近年來在 CO2驅油機理和礦場實踐等方面取得的突破性認識和相應的CCUS-EOR工程配套技術成果，提出構造整體控制區域的規?；?CO2驅油與埋存，超前進行微生物促使殘余油、CO2轉甲烷儲備技術研究等CCUS-EOR技術發展前景展望，以期推動形成陸相沉積油藏CCUS-EOR技術體系。

1 CCUS-EOR技術發展歷程

1.1 探索階段（1965—2004年）

中國早在1965年就開始在大慶油田探索CO2驅油技術。20世紀 70年代以后，由于受 CO2氣源限制，在室內進行了一些最小混相壓力測定和混相機理研究實驗，在吉林和江蘇等少數油田開展 CO2吞吐采油和單井組的CO2驅油試驗，顯現了CO2驅油的優勢，但CO2驅油技術整體發展緩慢[5-8]。

2000年以后，松遼盆地含CO2天然氣藏的發現使得吉林和大慶油田的 CO2驅油研究得以迅速開展，但是室內實驗開展較多，礦場試驗繼續以小規模井組探索為主，仍沒有大規模開展先導試驗。根據當時國外已有理論認識評價，中國大部分油藏無法實現 CO2混相驅油，技術應用效果差、潛力小。由于 CO2遇水溶解具腐蝕性和不同溫壓下的相變特性等，應用 CO2驅油對油田腐蝕防護、動態監測與原開發系統更新要求高且復雜，而國外公司壟斷核心技術，只提供產品和服務。因此，“十一五”前中國一直沒有大規模成功應用CO2驅油的工程實踐先例[9-12]。

1.2 關鍵技術試驗階段（2005—2020年）

2005年中國石油天然氣集團有限公司（簡稱中國石油）與中國科學院等單位聯合發起了《中國的溫室氣體減排戰略與發展》香山科學會議，沈平平教授首次提出將 CO2驅油利用與埋存結合的概念和技術發展倡議。2006年以來，中國石油先后牽頭承擔了多項CO2驅油與埋存方面的國家重點基礎研究發展計劃（973計劃）、國家高技術研究發展計劃（863計劃）項目和國家科技重大專項。中國石油勘探開發研究院和吉林油田攻關團隊在系統總結國外試驗成功先例基礎上，結合中國陸相沉積油藏特點，提出發展適合陸相油藏的 CO2驅油與埋存理論和技術。中國石油還設立了重大科技專項和重大開發試驗項目，在吉林、大慶等油田進行了CO2驅油與埋存現場試驗。研制了核磁檢測、CT三維掃描、高溫高壓物理模擬、微觀可視模型等標志性實驗裝置，揭示了 CO2有效補充地層能量、提高驅油效率、擴大波及體積等提高采收率機理。建立了適合 CO2驅開發特點的油藏精細描述流程和方法，發展了CO2驅組分數值模擬技術，突破了CO2防腐和封存監測等多項關鍵核心技術瓶頸。應用這些關鍵技術在吉林油田成功建成中國首個 CO2捕集、驅油與埋存國家科技示范工程，打破了國外公司技術壟斷，完整實踐了 CO2捕集、輸送、注入、采出流體集輸處理和循環回注全流程。

吉林油田CCUS-EOR項目的碳源是長嶺氣田火山巖氣藏氣，其CO2含量達23%，產出氣中CO2必須經過處理，一是因為要滿足商品天然氣外輸的要求，二是減少溫室氣體排放。大情字井油田與長嶺氣田上下疊置，儲量規模大，原油能夠與 CO2混相，長嶺氣田產出氣分離出的CO2管輸到大情字井油田進行CO2驅油與埋存，既能解決伴生 CO2埋存問題，又能探索陸相低滲透油藏CO2驅提高采收率技術。

礦場試驗表明，CO2注入能力是水注入能力的2～6倍，可有效補充油藏能量，建立和保持驅替壓力系統，并通過降黏、膨脹、混相等驅油機理，實現了低滲透難采儲量有效動用和大幅提高采收率，探索出一條適合中國低滲透油田效益開發和 CO2減排的有效途徑，為工業化推廣打下了堅實的基礎，展示了廣闊的應用前景。

1.3 工業化應用階段（2021年至今）

通過近20年的攻關與試驗，已初步形成了碳捕集、碳運輸、碳利用和碳埋存一體化的全產業鏈技術體系，具備了工業化推廣應用的條件。2020年9月，隨著“雙碳”目標的提出，CCUS-EOR技術迎來了快速發展機遇期。截至2021年底，中國石油已建成了大慶低滲透、吉林特低滲透、長慶超低滲透、新疆礫巖等 4個不同類型油藏CCUS-EOR國家級先導試驗區，在吉林大情字井和大慶榆樹林特低滲透油田開展工業化應用，已累計注入CO2452×104t，占全國累計注入量的70%以上，吉林大情字井和大慶榆樹林油田試驗目前使用的是天然氣藏產出氣分離出來的 CO2和石化企業捕集的CO2，長慶超低滲透油藏試驗使用的是天然氣凈化廠和石化企業捕集的 CO2，新疆礫巖油藏試驗使用的是克拉瑪依石化捕集的 CO2。下一步吉林大情字井和大慶榆樹林等工業化推廣試驗將完全使用吉林石化和大慶石化捕集的CO2。2022年初，中國石油宣布啟動松遼盆地年注入CO2300×104t級規?；瘧霉こ?，碳源將完全使用吉林石化和大慶石化捕集的 CO2，同時推進長慶、新疆油田工程示范，中國石油化工集團有限公司（簡稱中國石化）正在建設年注入 CO2百萬噸級示范工程，延長集團也開展了先導試驗，CCUS-EOR進入了快速發展階段[13-20]。

2 陸相油藏CO2驅油機理及礦場試驗新認識

CO2氣體壓縮性（彈性）大、滲流和擴散能力強，作為一種提高采收率的特殊驅油介質，具有獨特優勢。油藏中注入 CO2可以使原油體積膨脹、黏度降低從而改善滲流，更容易被采出；CO2-油相間傳質可消除界面張力，與原油混相形成一種均質相，驅油效率趨于100%。國外油藏普遍以海相沉積為主，物性相對均質，90%的CO2驅項目能實現混相驅，北美國家經過30余年持續攻關，技術成熟，產油量較高。

通過室內實驗研究與礦場試驗驗證，發展了中國陸相沉積油藏中質原油混相機理，深化了 CO2對原油體積膨脹作用的認識，提出C7—C15組分及其含量也是影響混相的重要因素。經過吉林大情字井油田礦場試驗驗證，CO2驅更容易建立有效驅替壓力系統，注CO2后降低界面張力、膨脹、降黏、混相等效果顯著，可有效擴大波及體積和提高驅油效率，黑 79北小井距CO2混相驅試驗已提高階段采出程度 20個百分點以上。借鑒化學驅成為中高滲油藏提高采收率主體技術發展模式，CCUS-EOR有望成為中國低滲透油藏提高采收率主體技術。

2.1 陸相油藏CO2驅油機理新認識

通過973、863等基礎項目研究，發展了中國陸相沉積油藏CO2驅油機理，在CO2對原油膨脹作用、影響CO2-地層油體系混相關鍵因素和單碳數組分對CO2混相能力影響等3個方面提出了一系列新認識。

①提出了 CO2對原油體積膨脹作用的新認識。對中國不同油區原油進行組分分析，選取了11種具有代表性的烴組分，即碳原子數為 6—16的直鏈烷烴、單環/雙環環烷烴和單環/雙環芳烴，分別與不同物質的量分數的CO2組成烴組分-CO2二元體系，在不同溫度、壓力下開展恒質膨脹實驗，研究烴組分與 CO2混合后的體積膨脹情況。研究中提出烴組分摩爾密度的概念，即單位體積內的烴組分物質的量。對比分析實驗結果發現，在混合體系的溫度、壓力、CO2物質的量分數等條件恒定的情況下，相同物質的量分數的 CO2對純烴組分的體積膨脹幅度取決于單位體積內純烴組分的物質的量，單位體積內烴組分物質的量越大，溶解CO2后體積膨脹幅度越大，體積膨脹系數與混合 CO2前單位體積內烴類物質的量呈線性正相關關系（見圖 1）。烴組分-CO2混合物實驗得到的線性關系同樣適用于真實原油-CO2混合物，根據此關系建立了原油-CO2體系的膨脹幅度快速預測方法，計算精度可達95%以上，滿足工程應用需求。烴組分-CO2體系膨脹的研究結論成功推廣至原油-CO2體系，也說明CO2對原油的膨脹作用主要源于原油中烴組分的貢獻[21]。

圖1 50 ℃、30 MPa下烴組分膨脹系數隨摩爾密度變化關系

②突破了國外C2—C6組分和地層溫度是影響CO2-地層油體系混相關鍵因素的傳統認識，拓展為 C2—C15組分和地層溫度。整體分析了國內外8大盆地12個油田22個低滲透區塊的地層油組分分布特征（見圖2），發現國內油藏C2—C6組分含量均低于國外油藏，國內外油藏原油組分組成差異顯著。利用宏觀實驗方法評價了陸相輕質、中質、重質3類地層油與CO2混相組分傳質特征，并采用長一維可視填砂裝置模擬真實油藏條件進行了驗證。采用高溫高壓流體相態分析儀觀察了CO2與原油混相的動態過程，直觀展現了CO2對原油的萃取過程。釜內原 CO2氣體清晰透明，從底部注入原油升高體系壓力，油氣界面出現混沌現象，地層油烴組分被大量萃取形成中間過渡相。對氣相逐層進行分析發現，原油組分逐級相間傳質，前一級組分（C2—C6）的傳質促進后一級組分（C7—C15）傳質，進而促使重質組分（C16+）參與傳質形成混相。在地層溫度下，利用長一維可視填砂裝置模擬了多孔介質中CO2混相驅替的動態特征，通過末端高壓可視裝置觀察并記錄流體相態特征。多孔介質中 CO2向前驅替原油，通過蒸發、凝析作用，油氣流體發生組分交換形成傳質過渡帶，多次作用后油氣混相、界面消失，傳質過渡帶重質組分含量由左（CO2）至右（原油）逐漸增加、性質逐漸接近原油。解釋了C2—C6組分含量偏低的中國東部部分油藏原油仍可在地層壓力下與 CO2實現混相的機理，創新發展了陸相原油混相相態基礎理論，為中質原油實施 CO2驅提供降低混相壓力的新思路，并為CO2混相驅規?；瘧锰峁├碚撝С諿22-23]。

圖2 國內外油藏C2—C6組分含量對比

③針對陸相低滲透油藏裂縫發育、非均質性強、原油混相壓力較高的特點，探索了C2—C15中單碳數組分對CO2混相能力的影響。以新疆瑪湖1井區原油為例，初步確定 CH4變化單位物質的量，CO2混相壓力變化+0.22 MPa；C3H8變化單位物質的量，CO2混相壓力變化-0.51 MPa。為高混相壓力油藏的降混技術研究指明了方向，下一步需研究雙碳數組分對 CO2混相能力的影響，加強擴大注氣波及體積和改善混相條件技術研究。

2.2 礦場試驗新認識

中國石油吉林油田、大慶油田、長慶油田等持續進行礦場試驗探索，從油井 CO2吞吐增產先導試驗逐步擴大到工業化試驗，陸相低滲透油藏CCUS-EOR方案設計等核心技術取得突破，形成了陸相沉積油藏CCUS-EOR理論技術體系，支撐中國石油油田礦場試驗年注 CO257×104t，年產油 20×104t。

中國石油開展的CCUS-EOR試驗始于吉林大情字井油田，屬于特低滲透（滲透率小于10×10-3μm2）構造-巖性油藏，儲集層物性差，建立有效的注水驅替關系難，地層壓力水平維持在70%以下，采收率僅20%。從2008年開始在原始未開發油藏黑59區塊開展CO2驅先導試驗，到 2012年的特低滲透高含水油藏黑 79北區塊小井距全生命周期擴大試驗、2020年的黑 125區塊工業化應用示范區，已經歷先導試驗階段正步入工業化應用示范階段。驗證了陸相沉積油藏注入 CO2快速補充地層能量、混相驅油大幅度提高采收率等機理。

①注入 CO2能快速有效恢復地層能量，實現混相后大幅度提高單井產量。吉林油田已動用儲量中低滲透及非常規難采儲量占比 80%以上，低滲透油藏投產初期地層壓力快速下降，水驅效果差，油井達不到方案設計產量，很難開發動用，亟需探索補充和有效保持地層能量的方式，較大幅度提高產量和采收率。2008年5月在黑59難動用儲量區塊開展6注25采CO2驅先導試驗探索，采用罐車拉運液態CO2注入，至2014年10月，累注CO20.33 HCPV（HCPV為烴類占據的孔隙體積）。初期恢復地層壓力達到混相狀態后，產油能力較強，部分油井自噴高產，遠超投產初期產量，平均日產油較水驅提高 2倍以上。對比注水開發的同類區塊，CO2注入能力是水注入能力的2～6倍，能快速恢復地層壓力，且保持水平高，保持在原始地層壓力以上（見圖 3）。這是特低滲透油藏開發數十年罕見的成果。過去開發此類油藏，壓裂改造投產后單井產能低且遞減快，壓力系數下降，注水難以建立有效的驅替關系，地層壓力維持在較低的水平，長期處于低速、低采收率的開采水平，難以達到經濟效益界限。通過注入 CO2能快速恢復地層能量，開采期間保持在原始地層壓力水平以上，實現混相后大幅度提高單井產能，且超過油藏投產初期的生產能力，解決了特低滲透油藏開發地層壓力保持和提高產能方面的難題，為該類油藏高水平開發奠定了堅實的理論和實踐基礎。

圖3 黑59試驗區與類比區塊地層壓力對比圖

②CO2驅具有降水增油特性，CO2混相驅開發大幅提高低滲透油藏采收率。為全面科學評價 CO2混相驅開發效果和提高采收率潛力，驗證陸相沉積油藏 CO2驅油與埋存技術可行性，2012年7月在吉林油田黑79北區塊開展了80 m×240 m反七點井網的小井距 CO2驅試驗（見圖4），目的層為白堊系青一段11、12小層。該試驗區2002年采用160 m×480 m菱形反九點井網注水開發，注CO2試驗前采油速度低于0.5%，綜合含水率91.6%，采出程度17.5%，地層壓力維持在16 MPa左右（約為原始地層壓力的67%），主力 12小層水洗嚴重，巖心化驗、飽和度測井 12小層含油飽和度為38.9%，以強水淹為主。CO2驅主要經歷能量補充、局部混相、全面見效3個階段，截至2021年底，吉林油田黑 79北區塊小井距 CO2混相驅試驗已累注 CO232.7×104t（1.05 HCPV），產量較水驅提高5倍以上，其中核心評價區目前采油速度1.7%，階段采出程度提高23.0個百分點，預測提高采收率25個百分點以上（見圖5），最終采收率56.4%以上。從小井距試驗區整體效果看，注 CO2后地層壓力上升明顯，并保持在混相壓力22.1 MPa之上，水淹層含水飽和度大幅下降，水驅殘余油得到有效動用，區塊混相動態特征明顯。產液量在見效初期提高 20%，中后期基本保持平穩；綜合含水率大幅度下降，全區含水率降幅12個百分點，其中核心評價區降幅達16個百分點；采油速度大幅度提高，全區采油速度提高到2.2%，核心評價區采油速度提高到4.6%。

圖4 黑79北區塊小井距CO2混相驅井網示意圖

圖5 黑79北區塊小井距CO2混相驅核心評價區試驗曲線

③CO2混相驅可有效動用水驅后殘余油，特低滲透油藏水驅開發后 CO2驅可進一步大幅度提高采收率。注 CO2混相后，從單井動態看，水淹層含水飽和度大幅下降，水驅殘余油得到有效動用。典型水淹井、高含水關停井，注氣兩年后含水率下降15～25個百分點，持續見效期6年以上，階段采出程度提高16.3個百分點。水井轉抽見效，進一步驗證了 CO2驅降水增油特性，也為井網調整擴大了空間。典型水井轉抽前累注水14.6×104m3，轉抽后初期高含水停井，注氣兩年后開井，含水率下降10～25個百分點，持續見效期5年，階段采出程度提高15.4個百分點。一般來說，低滲透油藏開發見水后，尤其特低滲透油藏開發進入高含水階段，采液、采油指數大幅下降，從此進入超低速開發期，難以提高采收率。強水淹井和長期規模注水的水井轉抽油井，在注 CO2混相后，水驅后殘余油得到動用，提高了微觀波及效率，含水率由100%下降到80%，較大幅度持續增油。這表明CO2混相驅是特低滲透油藏水驅后提高采收率的有效手段，解決了特低滲透油藏長期水驅后大幅度提高采收率難題，為低含油飽和度的油水過渡帶開發奠定了實踐基礎。

結合機理認識及現場試驗動態，提出了中國低滲透油藏CO2驅油“四階段”開發特征（見表1），為CO2驅油藏工程設計和調控提供依據，對下一步推進 CO2驅油技術工業化規模推廣應用提供指導。注入初期（階段Ⅰ），連續注氣，延續水驅見效特征，部分油井關井，能量逐步恢復。隨著注入量的增加，進入混相驅油主要產油階段（階段Ⅱ、Ⅲ），產出油占增油量70%以上，生產井全面見到 CO2驅油的混相油墻帶，含水率大幅下降，產液量、產油量上升到平穩高峰期，氣油比逐漸上升到500 m3/t，主要采取平面剖面協調、對未見效井進行生產調整引效等措施。階段Ⅳ為全面突破高氣油比階段，高氣油比生產，產液量、產油量逐漸下降，需采取注采協調、水氣交替驅（WAG）流度控制、化學輔助綜合調控等措施。

表1 CO2驅油不同階段驅替特征

3 CCUS-EOR油藏工程優化設計技術

針對中國陸相沉積油藏特征，在 CO2驅油機理認識的基礎上，總結礦場試驗經驗，形成了以“保持混相提高驅油效率、均勻驅替提高波及效率”為核心的CO2驅油與埋存油藏工程技術，進行油藏工程參數設計和調整，最大限度發揮油藏 CO2驅油潛力，提高開發效果。CO2驅油與埋存油藏工程技術主要包含 CO2驅油與埋存油藏數值模擬、油藏工程參數設計、井網井距優化等技術。

3.1 CO2驅油藏數值模擬技術

CO2驅油過程中發生頻繁的相間傳質現象，相態和各相的物理化學性質隨著溫度、壓力及原油組成的改變而變化。描述這一復雜相變的油藏數值模擬過程中，多相多組分狀態方程和三相相對滲透率模型選擇及建立是關鍵，決定模擬計算的可靠性。

中國石蠟基原油本身重質組分含量高，CO2汽化抽提輕質組分后，原油組成以重質組分為主，重質組分相態或流體性質預測以及臨界點附近相間變化預測是 CO2驅油藏數值模擬的難點。機理研究及實踐應用表明，修正的PR（Peng-Robinson）狀態方程（見（1）式）可滿足技術需要。該修正方程以PR三參數狀態方程為基礎，在混合規則中引入CO2-烴類二元引力和斥力作用參數，表征CO2-烴體系中非相似分子間的相互作用，較好地描述了CO2與重質組分之間的相互作用。

利用相態擬合軟件，對 CO2驅油單次閃蒸、多次脫氣、加氣膨脹、多次接觸等實驗數據進行擬合，便可獲得修正的PR狀態方程的各項參數。同時，完善了CO2驅三相滲流規律表征方法，利用核磁共振、CT掃描等手段，建立了三相流體飽和度精確識別及定量表征實驗新方法，得出了油、氣、水三相相對滲透率曲線?？紤]陸相沉積油藏 CO2驅油滲流及擴散等機理，建立了 CO2驅多相多組分數值模型，采用隱式迭代差分格式求解模型，形成了 CO2驅數值模擬方法。已在吉林油田黑59、黑79、黑46等區塊的礦場試驗方案設計中應用，試驗方案預測符合率達到 90%以上，有效指導了礦場試驗的跟蹤調整。

3.2 CCUS-EOR油藏工程參數設計技術

CO2驅油與埋存油藏工程參數設計的基礎是儲集層非均質性認識，主要依據油藏地質特征及注氣開發特點，利用數值模擬、類比分析、經驗公式計算等方法，對層系組合、井網部署以及注氣速度、段塞大小、注采比、注入方式等注入參數等進行設計、優化和調整。按照黑79北區塊試驗動態反應及全過程調控實施經驗，參數設計和調整整體上以“保持混相提高驅油效率、均勻驅替提高波及效率”為原則進行。

注氣速度、生產井流壓以保持油藏混相壓力和一定采油速度平衡為依據進行優化。若日注氣量過少，地層壓力上升慢，氣驅提高采收率不明顯，甚至達不到水驅采收率；而日注氣量高于某一合理值后，氣竄加速，采收率不再增加。根據黑79北區塊小井距試驗經驗，該區塊于2012年6月開始注氣，注氣6個月后地層壓力達到最小混相壓力，并一直保持較高的壓力水平，計算年平均注入量保持在0.1 HCPV左右。在不同階段采取不同的注采比：在能量恢復階段，由于水驅階段地層能量虧空，采用連續注氣，注采比在1.5～1.8，快速恢復地層壓力，盡快達到混相狀態；在混相階段，保持高水平地層壓力，適當降低注采比，采用各種延緩氣竄措施，發揮混相驅油的效果。

累計注入量的確定需綜合考慮采收率最大化與注入氣利用率及采油、地面系統產出氣承受能力之間的關系。從黑79北區塊小井距試驗看，注入1.0 HCPV后仍取得較好的試驗效果，增油量與注氣量呈正相關關系，但換油率此時呈下降趨勢，故在進行設計時，以注入烴類孔隙體積倍數盡量大為目標，以換油率達到經濟界限為依據。

水氣交替注入是進行氣驅流度控制的有效方法，針對中國油藏多層、非均質性強、氣源供應及地面處理設施能力相對不足的實際，優先使用水氣段塞大小變化的注入方式，即先注入一個大的連續氣段塞，然后注入相對小的水段塞，互相交替，氣段塞逐漸變小、水段塞逐漸加大，降低氣產出量從而提高注入氣的利用效率。借鑒黑79北區塊小井距試驗經驗，注氣初期氣水段塞比為2∶1（2個月注氣，1個月注水），主要目的是保持混相壓力，防止氣竄。當局部井組出現氣竄時，可將該井組氣水段塞比調整為 1∶1，逐步控制氣竄。在混相驅后期，氣油比大幅上升，采用泡沫驅調控，氣水段塞比由1∶1過渡到1∶2，延緩氣油比上升速度，延長相對高氣油比條件下混相驅的壽命。

CO2泡沫驅能夠緩解層間和層內矛盾，控制氣體竄流，有效擴大 CO2波及體積，提高開發效果。一方面，由于泡沫的阻力因子高，能夠有效控制氣體或水的流度，改善驅替流度比。另一方面，起泡劑具有表面活性，具有降低界面張力、乳化剝離等作用，可以輔助提高洗油效率，實現大幅度提高采收率。吉林油田研發了適應高溫條件的 CO2泡沫驅體系，起泡劑占0.4%，穩泡劑占0.15%，發泡率大于300%，半衰期大于3 600 s?，F場3口井實施了泡沫驅，注泡沫后注氣壓力上升2.8 MPa，注水壓力上升2.1 MPa，吸入剖面趨于均衡，產液量、產油量上升，氣油比下降，表明CO2泡沫驅能夠控制氣竄，起到擴大波及體積的作用。

總體而言，CO2混相驅保持0.1 HCPV/a的注入速度、合理的注采比、較大的注入烴類孔隙體積倍數、精準的WAG模式，特低滲透油藏水驅開發后可達到大幅度提高采收率效果。

3.3 CCUS-EOR井網井距優化技術

特/超低滲透油藏注水開發過程中，井網形式和井排距的設計對建立有效的注采驅替系統十分重要。從20世紀90年代開始探索，通過大量的室內實驗和礦場實踐，已經積累了豐富的實踐經驗，也形成了針對特低滲透油藏注水開發的井網形式和匹配的井排距。吉林大情字井油田總體屬于特低滲透油藏，油品性質較好，現地應力最大主應力方向為近東西向，發育西南方向物源的三角洲水下分流河道和前緣席狀砂體，水驅開發初期就確定了沿東西向角井拉長的菱形反九點井網（160 m×480 m井網）。經歷15年的注水開發，平均年采油速度保持在1%左右，已取得較好的開發效果。綜合各方面因素分析，井網對砂體的控制程度偏弱，特別是需要提高水驅分流線和東西向大井距下的不同類型砂體的驅替強度和波及效率。

反九點井網利用老井轉注可演變為反七點和五點2種井網，經加密新鉆井可形成加密五點或反七點井網（見圖6）。因此，在水驅井網基礎上設置以下井網形式進行CO2試驗研究。

圖6 大情字井油田典型井網演變模式圖

①利用原水驅井網。黑 46區塊 CO2驅試驗采用160 m×480 m菱形反九點基礎井網，油氣井數比3∶1，單口注氣井控制儲量為黑79北區塊小井距的5倍，按照小井距年注入量0.1 HCPV實施配注，需要單井日注氣80 t，日注水137 t。目前黑46區塊現場實際注入能力為日注氣50 t，日注水40 t，年注入量為0.03 HCPV，無法達到黑79北區塊小井距配注模式，整體處于非混相驅狀態，區塊動態反應不夠理想。

②利用老井轉注形成反七點和五點井網。這種井網注采模式（160 m×480 m）在黑59區塊和黑79區塊南部進行了試驗，注CO2前地層壓力保持水平僅60%，采取快速注入、生產井燜井措施，待油藏達到混相壓力后開井生產，初期獲得很好的生產能力，部分井自噴高產。但是生產一段時間（2～3個月）后，產能遞減大，井距過大難以保持混相壓力。

③注入井與角井間加密形成五點井網。黑 125工業化推廣區塊采用這種160 m×240 m五點井網注采模式，一方面井間加密提高對砂體控制程度，另一方面北東方向見水快，含水率高，也是物源控制的主力砂帶方向，依此調整為注入井排方向。油氣井數比1∶1，單口注氣井控制地質儲量為6×104t，與小井距單口注氣井控制地質儲量 4.1×104t接近，在注入 CO20.07 HCPV后局部井點地層壓力已接近混相壓力，驗證了這種井網加密調整模式可行，部分井實現了產量翻番，部分井含水率下降、產油量明顯增加，個別物性處于可動用下限的儲集層見效后也獲得較高產能。

④井間排間均加密形成五點井網或反七點井網。大幅度提高井網對砂體控制程度，井距縮小一半，黑79北區塊小井距采用80 m×240 m反七點注采井網，油氣井數比2∶1。核心評價區已基本歷經10年試驗的全過程，年注入量能夠保持0.1 HCPV以上，氣水段塞比3∶2左右，試驗區地層壓力始終處于混相壓力（22.1 MPa）以上，氣油比整體保持平穩。截至2021年底，核心評價區平均單井日產油提高 2倍以上，氣油比954 m3/t，含水率86%（見圖7）。從動態特征可看出，存在見效高峰期，CO2驅油的混相油墻抑制了油井綜合含水率的快速上升，實現了較好的驅油效果。中心評價區平均日產油提高了1.8倍以上，氣油比537 m3/t，含水率82%（見圖8）。在試驗過程中發現，井距過小，調控難度加大，中心評價區部分油井距離注入井較遠，相比于核心評價區，中心評價區持續見效時間長，氣油比上升較慢。因此，設計井網井距需在保證注入能力、混相驅替以及對油藏砂體控制的條件下，盡可能考慮延長見效周期，降低氣竄調控難度。

圖7 黑79北區塊小井距CO2混相驅核心評價區生產曲線

圖8 黑79北區塊小井距CO2混相驅中心評價區生產曲線

通過不同井網形式和不同井排距試驗，可以看出CO2混相驅的注采井網比常規低滲透水驅井網的要求更高，首先要滿足混相壓力的要求，需要較高的注采比和注入速度，由于低滲透油藏單井注入能力受限，所以油氣井數比在 CO2混相驅井網設計中至關重要。同時，要保持合理的井排距，既要保持地層壓力，又要避免過早氣竄導致提早進入高氣油比階段。下一步井網調整的重點是尋求保證注入能力、實現均勻混相和防止氣竄保持盡量長的見效高峰期之間的平衡。

4 CCUS-EOR工程配套技術

CO2注采工藝與常規水驅有較大差別，CO2相態變化復雜，腐蝕、氣密封、高壓注采是制約 CO2驅安全實施的瓶頸，帶來諸多技術難題和挑戰。通過多年不斷攻關研究，形成了CO2捕集、連續油管注氣、碳鋼+緩蝕劑的低成本防腐和 CO2埋存監測等工程配套技術，解決了不同節點、不同工況條件下整個注采系統的防腐難題，完成了CCUS-EOR試驗的全過程，基本滿足吉林油田 CO2驅工業化推廣需求，推動了CCUS-EOR規模效益開發。

4.1 CO2捕集技術

CO2捕集是指將利用化石能源過程中產生的 CO2進行分離和富集的過程。捕集技術根據分離原理不同，主要有化學吸收法、物理吸收法、膜分離法、吸附分離法和富氧燃燒法。煤電和煉化企業排放的 CO2是主要的可供捕集的穩定碳源，由燃燒排放、工藝排放、逃逸排放和外部供應排放構成，煤電和煉化業務燃料燃燒排放占比高，排放煙氣中CO2占8%～14%，屬于低濃度碳源；制氫、硫磺回收尾氣等裝置排放尾氣中CO2約占30%～50%，屬于中濃度碳源；合成氨、乙二醇環氧乙烷、丁辛醇合成氣裝置和輕烴脫二氧化碳排放尾氣中CO2占90%以上，屬于高濃度碳源。煉化企業排放的CO2占中國石油直接排放的68%。

不同濃度碳源需要匹配不同 CO2捕集技術，通過攻關，創新集成了覆蓋高、中、低濃度不同分壓的CO2捕集體系架構及相應的捕集技術，實現了不同工業氣源碳捕集全覆蓋。低、中濃度碳源氣體 CO2捕集多用化學吸收法，高濃度碳源氣體 CO2捕集多用物理吸收法。中國石油已在吉林長嶺氣田碳捕集基地建成3套改進胺法脫碳裝置，捕集火山巖氣藏氣中含量為 23%的CO2，合計捕集 CO2能力達 65×104t/a；建成 7×104t/a變壓吸附裝置，捕集驅油產出氣中的 CO2。在新疆克拉瑪依石化建成一套10×104t/a的CO2捕集裝置，采用新型復合有機胺液法，捕集煉廠制氫馳放氣。

4.2 CO2注采工藝技術

吉林油田以“氣密封油管+氣密封封隔器”為主的注氣完井工藝實現礦場試驗 8年的安全平穩注入，礦場應用78口井。2020年創新研發連續油管替代工藝，用連續油管替代氣密封油管，自主研發井口多功能懸掛和井下密封裝置，極大地降低氣密封管控風險，提高檢管周期和作業效率，礦場應用10口井，一次性完井投資下降 28%，服役期可實現成本下降 66%，滿足CO2驅工業化經濟高效注氣需要。防腐-氣舉-助抽-控套一體化攜氣舉升工藝礦場應用 287口井，結合地面單井氣液分輸，實現了高氣液比油井的常態化生產，將高氣液比油井舉升轉為“常規井”舉升，提高舉升效率，日常維護和作業成本降低 30%。應用氣液分輸技術，實現了高氣液比、氣竄后集輸系統常態化生產管理，建成中國首座 CO2循環注入站，日回注氣能力達20×104m3，實現了產出伴生氣的“零排放”，將CO2全部埋存于油藏中。

4.3 全流程裝備

經過多年攻關，吉林油田走通了CO2捕集、輸送、注入、采出流體集輸處理和循環注氣全流程，研發覆蓋注入、采出與循環注入全系統的系列核心裝備，基本實現國產化替代，實現了工廠化預制、模塊化建設、智能化運行。如 CO2捕集、CO2制冷、液相與超臨界CO2注入、氣液兩相分離、油氣水三相分離、采出氣處理與回注、腐蝕控制等一體化集成裝置，實現 CO2循環利用。在吉林油田黑 125工業化應用示范區，地面工程工藝優化簡化，采用集約化建井、一體化撬裝設計，征地、管線等工程投資降低 21%，通過智能化管控實現井站無人值守，節省用工50%。

4.4 全系統防腐技術

針對CO2腐蝕特性，結合CO2驅油與埋存實際運行工況，建立了室內+中試+礦場一體化腐蝕評價方法，揭示了 CO2驅油各環節腐蝕規律和主控因素，研發防腐固井水泥、“緩蝕+殺菌+阻垢”復合型緩蝕劑體系，集成配套移動式、固定式緩蝕劑加注工藝等，形成CO2捕集、注入、采出及循環回注全系統防腐技術，現場試驗腐蝕速率低于0.076 mm/a，滿足行業標準要求。地面系統連續8年安全平穩運行，油井免修期由580 d提高到900 d，防腐成本降低了40%，防腐效果顯著。

4.5 CO2監測技術

CO2埋存安全狀況監測包含大氣 CO2濃度監測、土壤氣體濃度監測、地表水與湖泊水pH值及CO32-、HCO3-、CO2濃度監測3個關鍵環節，檢測濃度是否超過正常值。優化組合 CO2埋存安全狀況監測方法（見表2），形成地下+地表+空間一體化監測方法與監測評價流程，成功應用于吉林 CO2試驗區，結果表明監測階段內各主要指標正常，實現有效封存。

表2 CO2埋存安全狀況監測方法

CO2驅油存在混相不穩定、流體運移難控制、腐蝕問題突出、安全環保要求高等難題。為了解決這些問題，在油藏監測方面需要增加一些特殊項目，主要有吸氣剖面監測、直讀壓力監測、井流物分析、氣相示蹤劑、腐蝕監測和 CO2泄漏監測等。這些監測項目在吉林油田 CO2驅油試驗區的實際應用中取得了較好的效果，明確了試驗區動態變化的特點和趨勢，為?；煜?、防氣竄、防腐蝕、防泄露提供了技術支撐，已經初步形成了適合CO2驅油的油藏動態監測技術。

5 CCUS-EOR前景展望

國內外礦場實踐證明，CCUS-EOR是規?；紲p排的主要方式，也是中國豐富的低滲透和非常規資源上產穩產和大幅度提高采收率的戰略性接替技術[22]。

與國外CCUS-EOR相比，國內存在較大差距，突出表現在基礎研究相對薄弱、關鍵核心技術配套程度低、礦場試驗規模較小、提高采收率成本偏高，大規模 CCUS工程實施經驗不足，陸相強非均質油藏CCUS-EOR的部分關鍵技術還有待進一步驗證升級，礦場管理水平還有待提高。國內CCUS-EOR正處于戰略發展關鍵期，應大力發展完善配套技術標準系列，開展工業化試驗，推動技術發展和降低綜合成本。在全球“雙碳”背景下，國內外碳交易價格高開高走之趨勢不可逆轉，CCUS-EOR推動油田公司上下游業務綠色低碳轉型的前景可期。初步潛力評價表明，國內地質封存CO2潛力達到（1.21～4.13）×1012t[24]，其中，國內適宜CCUS-EOR的低滲透油藏儲量超過100×108t，具備新增可采儲量20×108t以上的潛力。

為實現 CO2的高效利用和永久埋存，CCUS-EOR可以分為兩個階段實施。第1階段CO2驅油與埋存，理念的轉變帶動資源開發，首先以油藏主體部位面積驅為主，在注入大 HCPV CO2后，逐步轉向構造整體控制區域的重力驅，帶動低含油飽和度油水過渡帶油藏有效開發。在CO2驅油資源化利用的同時，實現CO2的有效埋存，以 CO2驅油利用為主，兼顧埋存，保證埋存CO2有效益，是目前主要的實施方式。第2階段CO2埋存與利用，在 CO2埋存的同時，實現 CO2的永久埋存與利用。利用微生物將 CO2和殘余油轉換成甲烷等新技術，實現CO2永久埋存和尾礦資源再利用。

5.1 CO2驅油與埋存

近年來在非常規理念和技術推動下，對資源的認識發生了革命性變化。鄂爾多斯和松遼等盆地大量低品位資源被發現，具有連續性油氣藏的特點，分布面積十分廣泛，其中多數資源發育在常規油藏的相對低部位，屬于油水過渡帶，面積比常規油藏大3～5倍，由于含油飽和度低，按照常規思路難以開發。

吉林大情字井油田部分區塊的油水過渡帶 CO2驅試驗展現出良好效果。如果把常規低滲透油藏和大面積低含油飽和度的油水過渡帶統籌考慮，開發利用非常規資源，并作為 CO2的巨量埋存場所，將為低滲透油藏開發以及CO2驅油與埋存提供全新的思路。

研究發現連續性油藏的油水過渡帶油品一般保持著常規稀油的組分特點，具有轉變開發方式開發的潛力，CO2穩定重力驅可進一步提高采收率和埋存率。對比分析吉林大情字井油田低部位黑 102斷塊常規油藏生產原油與油水過渡帶取心抽提原油發現（見圖9），油水過渡帶原油中重質飽和烴和膠質含量略有增加，芳香烴減少，但整體上原油四組分含量相差不大，說明吉林大情字井油田大范圍分布的油水過渡帶原油仍保持為常規稀油的組分特點。利用數值方法模擬計算了油水過渡帶油藏平面混相驅和穩定重力驅的驅油和埋存效果差異。在相同的注入孔隙體積倍數條件下，相對平面混相驅，CO2穩定重力驅采收率可再提高10.5個百分點，累計埋存率可再提高 10.2個百分點（見圖10）。

圖9 吉林大情字井油田原油組分特點

圖10 油水過渡帶油藏不同CO2驅替方式對比

統籌考慮復雜斷塊與周圍油水過渡帶，可由單個斷塊油藏升級到構造整體控制區域的規?；?CO2驅油與埋存，帶動低含油飽和度油水過渡帶有效開發，實現 CO2驅油與埋存資源利用最大化。在松遼盆地南部的長嶺斷陷，具備開展構造控制整體區域規?；?CO2驅油與埋存示范的條件。常規特低滲透油藏分布有限，向低部位發育大量的油水同層、含油水層等油水過渡帶。如果從構造整體考慮，把常規油藏與油水過渡帶一起開發，埋存 CO2的同時還能采出過渡帶的原油，極大地拓展了埋存空間，是CCUS-EOR的最佳選擇。在大情字井油田適合 CO2混相驅的地質儲量為 1.12×108t，可新增可采儲量0.5×108t以上，可累計埋存CO21.0×108t以上。如把斷塊油藏與油水過渡帶整體考慮，CO2穩定重力驅可實現油水過渡帶的有效開發，適合CO2驅油與埋存的儲量將增加3～5倍。

5.2 CO2埋存與利用

CO2埋存過程中涉及礦物、流體、本源微生物等多種介質，主要有體積置換、溶解滯留、礦化反應等機理。CO2驅后仍有30%～40%的原油滯留地下，需探索 CO2驅后期強化動用、殘余油轉換為甲烷等儲備技術，研究利用微生物將 CO2和殘余油轉換成甲烷，實現CO2永久埋存和尾礦資源再利用。

厭氧烴降解是油藏中普遍存在而緩慢進行的過程，CO2注入后油藏環境變為弱酸性，有利于激活氫酶活性[25]，在產氫菌作用下產生H2，進一步在嗜氫產甲烷菌的作用下將CO2和H2轉化為甲烷（見圖11）[26]。

圖11 厭氧微生物利用石油和CO2產生甲烷的途徑

實驗證明，在油藏環境條件下，高濃度的 CO2促使烴的厭氧降解和乙酸分解，使得甲烷的產率提高近1倍[27]。在 CO2驅油轉埋存的過程中，CO2在油藏中的封存將有利于促使大量難以開發的殘余油降解轉化為小分子有機物，最終轉化為甲烷。如利用玉門油田采出液中的微生物群落，加入石油和 CO2，經厭氧培養800 d后，甲烷產量體積比達18.2%。

未來大量的廢棄油藏在埋存 CO2的同時經厭氧微生物轉換得到甲烷，利用甲烷與 CO2的密度差產生重力分異，在構造高部位使甲烷富集，可以擇機開發，實現CO2永久埋存。

6 結語

經過幾十年的探索和實踐，創新發展了適合中國陸相沉積油藏 CO2驅油與埋存理論，核心關鍵技術取得突破，為工業化推廣奠定了良好基礎。

提出 C7—C15也是影響 CO2與原油混相的重要組分的新認識，在礦場試驗中驗證了 CO2快速恢復地層能量、大幅提高區塊產能和采收率等機理，實現了特低滲透高含水殘余油油藏的有效開發，支撐礦場試驗取得顯著效果。

創建了陸相沉積油藏CCUS-EOR油藏工程設計技術，形成了以保持混相提高驅油效率、均勻驅替提高波及效率為重點的油藏工程參數設計及井網井距優化設計技術，最大限度發揮油藏CO2驅油潛力。

通過持續攻關試驗，初步形成了 CO2捕集技術、注采工藝、全系統防腐技術、監測技術等全流程配套技術，系列核心裝備基本實現國產化替代，實現了工程配套技術的從無到有，支撐礦場試驗取得了重大突破和進展。

中國CCUS-EOR試驗區塊累計注氣量普遍較低，僅吉林黑79北區塊小井距注氣1.05 HCPV，預測最終采收率 56.4%，仍剩余近 44%地質儲量。需要不斷創新，將油水過渡帶油藏統籌考慮，由單油藏升級到構造整體控制區域的規?；?CO2驅油與埋存，在構造高部位實施注CO2穩定重力驅，利用CO2開采油水過渡帶油藏，超前進行微生物促使殘余油、CO2轉甲烷等儲備技術研究，力爭混相驅最終采收率達到70%以上，最大限度提高原油采收率和CO2埋存率。

致謝：本文在編寫過程中得到中國石油吉林油田公司王峰、張德平、李金龍和中國石油勘探開發研究院楊永智、張可、韓海水、孫盈盈和王璐等同志的幫助，在此一并表示感謝。

符號注釋：

a——混合物平均引力系數，J/mol；ai，aj——組分i和組分j的引力系數，J/mol；b——混合物平均斥力系數，m3/mol；bi，bj——組分i和組分j的斥力系數，m3/mol；Dij——混合物中組分i和組分j之間的二元斥力交互作用參數，無因次；i，j——組分編號，i≠j；Kij——混合物中組分i和組分j之間的二元引力交互作用參數，無因次；n——組分數量；p——油藏壓力，Pa；R——氣體常數，J/（mol·K）；T——油藏溫度，K；Tci——組分i的臨界溫度，K；V——混合物摩爾體積，m3/mol；xi，xj——混合物中組分i和組分j的物質的量分數，%；α——溫度擬合函數，無因次；αi，αj——組分i和組分j的溫度擬合函數，無因次；ωi——混合物中組分i的Pitzer偏心系數，無因次。