吉林油田二氧化碳捕集、驅油與埋存技術及工程實踐

王國鋒

（中國石油吉林油田公司，吉林松原 138000）

0 引言

發展 CO2捕集、驅油與埋存技術是中國石油天然氣集團有限公司落實國家“雙碳”目標、主動承擔社會責任和踐行綠色低碳行動“三步走”的重要舉措。吉林油田長嶺氣田為含 CO2火山巖天然氣藏，CO2體積分數約為20%，每日伴生的CO2氣量為（30～50）×104m3，為實現清潔開發，需要實施CO2減排措施。

注氣驅油技術已成為產量規模居第一位的強化采油技術[1]。吉林油田中低滲透、致密儲集層等難采油氣儲量占總探明地質儲量的 65%，大部分油藏采收率不足20%，需有效提高低滲、低品位油田的采收率和儲量動用率。無論從CO2減排埋存還是驅油利用角度，CO2捕集驅油與埋存技術都是石油行業的重要發展方向[2]。中國較少開展全生命周期的注氣項目，礦場試驗規模較小，CO2驅技術尚處于攻關試驗和發展完善階段。

本文系統總結吉林油田近年來在CO2捕集、輸送、注入、驅油、埋存、防腐方面的成型技術和礦場應用經驗，闡述創新形成的陸相油藏 CO2捕集、驅油與埋存全產業鏈配套技術系列，詳細介紹已建成的中國首個全產業鏈與全流程CO2捕集、驅油與埋存示范項目，明確適應低滲透油田開發的 CO2捕集、驅油與埋存技術模式，為評價油藏注CO2驅油與埋存結合的有效性、技術和經濟可行性提供實踐參考。

1 CO2捕集與輸送技術

1.1 CO2捕集技術

CO2來源多樣，氣源組分差異較大，不同氣源應采取不同的捕集分離技術。吉林油田 CO2捕集、驅油與埋存項目所需的CO2主要來源于含CO2的油田伴生氣或氣田氣，應用“模擬計算+中試試驗+礦場應用”方法，建立了溶液吸收法（胺法）、變壓吸附法、膜分離法3種天然氣分離捕集CO2技術。溶液吸收法（胺法）主要用于捕集CO2體積分數為3%～30%的天然氣中的 CO2，該技術也適合電廠煙道氣。多級膜分離、膜+變壓吸附、膜+醇胺法等分離捕集組合工藝技術則主要用于捕集 CO2體積分數為 30%～90%的天然氣中的 CO2。

1.1.1 溶液吸收法（胺法）分離捕集CO2技術

天然氣經除雜過濾進入脫碳吸收塔與貧胺液逆流接觸后大部分CO2被脫除，分離凈化后的天然氣中CO2體積分數小于3%。CO2流經脫碳吸收塔與貧胺液接觸后，其中胺液吸收 CO2變為富胺液，富胺液從吸收塔排出后經閃蒸、換熱后進入再生塔解吸釋放出 CO2氣體，富胺液再次轉變為貧胺液，貧胺液由再生塔排出后經換熱、冷卻后輸送至脫碳吸收塔，完成胺液溶液的脫碳循環過程。吉林長嶺氣田采用溶液吸收法（胺法）分離捕集技術，目前已建成3套CO2捕集裝置，裝置所用脫碳液為N-甲基二乙醇胺+新型專利活化劑、緩釋劑，具有能耗低的優勢。裝置回收 CO2純度可達99.99%以上，具有日處理含CO2天然氣450×104m3能力。脫出的 CO2分兩個流程收集后外輸：①經過冰機組降溫至-20 ℃，送至2座2 000 m3液態CO2儲罐儲存，用于液相外輸注入；②脫出的 CO2采用管道輸送至超臨界注入站集中調配注入。

1.1.2 變壓吸附法分離捕集CO2技術

該技術的主要裝置為裝有吸附劑的變壓吸附罐，吸附劑對 CO2的吸附能力最強，對天然氣中其他氣體的吸附能力相對較弱，由強到弱順序為CO、CH4、N2、H2[3]。天然氣通過壓縮機增壓后由進氣口進入變壓吸附罐，天然氣與吸附劑充分接觸后 CO2被吸附劑捕獲截留，未能被吸附劑捕獲的氣體組分則直接由出氣口排出，當排出氣中 CO2濃度超過標準值時，停止向吸附罐增壓進氣并關閉出氣口，隨后打開吸附罐另一出氣口泄壓排出吸附的 CO2，并抽真空保證 CO2全部排凈后進入下一個循環。變壓吸附可設置多個儲罐，交替循環以提高運行效率。吉林油田已建成 1套變壓吸附裝置，由多組吸附塔組成，具有處理含CO2天然氣8×104m3/d能力。天然氣中 CO2體積分數一般為 5%～90%，CO2經吸附劑吸附后再經降壓、抽真空及沖洗等聯合方式解吸分離，所得CO2純度超過95%。經變壓吸附法處理后的天然氣中CO2體積分數小于3%，CH4損失率小于1%，水露點低于-20 ℃，可省去天然氣脫水裝置。

1.1.3 膜分離法分離捕集CO2技術

膜分離法技術主要使用二級卷式橡膠膜和中空纖維膜。氣體在膜兩側分壓差的作用下可滲透通過膜，但不同的氣體通過的速率不同，按照相對速率可把氣體分成“快氣”和“慢氣”兩類。天然氣中的 H2O、H2、He、H2S、CO2為“快氣”，CH4及其他烴類、N2、CO、Ar為“慢氣”。將富含CO2的油田伴生氣進行脫水干燥，加壓后逐級通過分離膜，CH4及其他烴類、N2、CO、Ar等氣體因分子較大被截留并排出分離系統，透過性強的 CO2氣體則過膜后進入儲存罐或者注入系統[3]。吉林油田已建成5×104m3/d膜分離法處理裝置，經處理后所得CO2純度達95%以上，處理后的天然氣中CO2體積分數小于3%。

1.2 CO2輸送技術

CO2輸送方式主要包括槽車（包括船運）和管道輸送兩種。槽車運輸技術已成熟，年運輸 CO2規模小于10×104t，成本約為0.8元/t，槽車只能運輸壓力2.1 MPa、溫度-21 ℃條件下的液態 CO2。為保持連續注氣，需要在運輸終點建立液態 CO2儲罐，該方式僅適用于短距離、小規模的輸送需求。管道輸送可滿足規模較大、距離較遠的 CO2輸送，有氣態、液態、超臨界 3種輸送方式，均采用壓縮機提升壓力克服沿程摩擦與地形高差形成的阻力。

吉林油田前期采用槽車拉運方式進行小規模液態CO2驅油埋存先導試驗，進入 CO2驅工業化應用階段后，則采取更具優勢的管道輸送方式，共建成 3種相態輸送管道121 km，確立了吉林油田CO2驅主干網采用氣相輸送、超臨界注入的運行模式[4]（見表1）。

表1 吉林油田不同輸送模式對比表

2 CO2注入技術

2.1 注入前增壓

CO2注入地下之前，需要根據氣源條件、油藏要求、注入壓力、注入規模等因素采用液相、超臨界、高壓密相等不同注入前增壓方式。

液相增壓方式：液態 CO2經罐車拉運或管道輸送至注氣站低溫儲罐儲存，在注氣站用增壓泵增壓，通過注氣管網注入各注氣單井。該方式適用于 CO2氣源與油田距離較近的 CO2驅項目，注入成本低，但 CO2液化、運輸成本高。吉林油田長嶺氣田伴生氣處理站毗鄰采油區，CO2氣源較近，采用管道輸送，可日供CO2（30～50）×104m3。項目建有液態注入站一座（包含注入泵 3臺、喂液泵 3臺、儲罐 2座），液態 CO2日注入能力1 440 t。

超臨界增壓方式：CO2氣體在集氣站經過凈化脫水處理后，經壓縮機增壓由管道輸送至注氣站，隨后在注氣站通過高壓壓縮機增壓，經注氣管網注入各注氣單井。該方式適用于CO2氣源與油田距離較遠的CO2驅項目，整體運行成本低、能耗低，但對壓縮機設備和輸氣管道要求高。吉林油田在 CO2工業化應用階段共鋪設氣態 CO2輸送管線 13.1 km，建立超臨界 CO2注入站一座，超臨界態CO2日注入能力達60×104m3。

高壓密相增壓方式：捕集后的 CO2增壓到密相狀態通過管道輸送到注氣站，經增壓泵增壓后用密相泵經注氣管網注入井下。該方式適用于 CO2氣源為超臨界態或密相態、輸送距離長、CO2用量規模大的驅油項目，具有設施建設投資小、輸送注入能耗低、運行成本低的特點。2019年吉林油田試驗成功中國首套單井密相注入裝置，日注CO2能力達10×104m3。根據吉林油田實際情況，按照CO2相態特征設計了6套CO2注入方案（見表2），可滿足不同礦場注入的需求。

表2 吉林油田CO2注入前增壓方式

2.2 井下注入

CO2注入井有別于注水井，對溫壓變化、氣密封、防腐等有較高要求。為了實現安全高效注入，需要研發適應高壓、氣密封與防腐要求的注入工藝。

吉林油田當前注氣井井深2 300～2 600 m，注入壓力16～23 MPa，單井日注入量20～50 t，井口注入溫度-21～40 ℃，根據上述注入參數設計注氣工藝。

注氣井口優選：采用耐 CO2腐蝕井口，壓力等級35 MPa。根據環境溫度和 CO2相態變化，采用 L-U（-46～121 ℃）溫度級別。井口材質級別根據 GB/T 22513標準[5]選擇 CC級材質。井口采用雙翼雙閥結構，安裝安全閥和遠程安全控制系統。

氣密封管籠統注氣：利用氣密封油管和氣密封封隔器進行注氣，封隔器采用壓縮式液壓坐封方式，材質選用耐CO2腐蝕、耐120 ℃高溫材質。此工藝氣密封性能好，可下入多數測井工具，適用于有剖面測試要求的注入井及籠統注氣需求的注氣井。

連續油管籠統注氣：利用連續油管作為完井管柱，井口采用配套油管懸掛器和密封裝置，井下采用專用氣密封工具。該工藝相比傳統絲扣油管完井具有大幅減少可能的絲扣泄漏點、大幅縮短完井時間、降低再次作業卡井大修風險、大幅降低作業成本 4大優勢。2022年國內首次應用后，目前成為吉林油田CO2注氣井的主體注氣工藝，適用于不需分注的注入井。

分層注氣：利用兩套同心管柱來實現地面分層注入，中心管注下段油層，中心管和外管中間環空注上段油層[6]，通過地面裝置調配注入量實現兩段分層注入，可解決層間矛盾，提高驅替效率。此工藝具備兩段分注能力，密封可靠，測試簡單，缺點是不能下入測試工具、作業時間長，適用于有分層注氣需求的注入井。

注氣井防腐、防堵技術：一次性加入油套環空保護液，保護套管和油管外壁不被 CO2腐蝕。采取藥劑周期洗井，有效防止了瀝青質析出造成的井筒和近井地帶堵塞。該工藝具有成本低、操作簡單、防腐防堵性能好等優勢，廣泛適用于各類工藝完井的注氣井。

3 CO2驅油技術

CO2驅油與埋存既是實現“減碳、用碳、替碳、埋碳的關鍵環節[7]，也是提高石油采收率的重要技術。吉林油田經過30余年技術攻關與礦場實踐，依托全流程礦場試驗區，創新研發了 CO2驅高效采油、動態調控、采出流體處理及循環注入等關鍵技術。

3.1 高氣液比油井CO2驅油技術

低含 CO2采油階段采油工藝與常規水驅采油工藝基本一致，隨著 CO2注入量持續增加，見效油井產氣量、CO2含量、套壓持續上升，導致有桿泵泵效下降，甚至可能發生“氣鎖”不出液現象，影響生產時率。通過優化舉升參數和舉升工藝保障油井高效生產。

3.1.1 舉升參數設計

針對 CO2驅采油井井筒流體動態特點，充分考慮CO2含量、含水率、原油組分對溫度、壓力的影響，建立了高含 CO2原油井筒流動壓力、溫度分布綜合計算模型和 CO2驅采油井流入動態計算模型。耦合地層流入動態及泵效隨泵吸入口壓力變化關系，引入節點系統分析方法確定供采協調點，以供采協調點為依據合理優化設計泵掛、沖程、沖次、泵徑參數，同時使用油管錨和優化泵體結構等手段，降低沖程損失、提高抗腐抗磨性能，降低井底氣體對泵效的影響，提高舉升效率。確定了舉升參數評價指標，依據氣液比、沉沒度、充滿系數構建了層次結構模型，考慮產液量、套壓對泵效的影響建立評價指標判斷矩陣，建立了不同氣液比范圍下的攜氣舉升工藝制度。

3.1.2 舉升工藝研發

考慮 CO2驅采油井見效后，高氣液比、高套壓生產狀態影響油井正常生產，研發了多種高氣液比井舉升工藝進一步提高舉升效率。防氣舉升工藝主體工具由控套專用采油井口、井下控套裝置組成，礦場應用340余口井，實現了氣液比50～100 m3/t油井摻輸平穩生產；攜氣舉升工藝配套工具由氣液分離器[8]、防氣泵及地面/井下控套裝置組成，礦場應用280余口井，實現了氣液比小于等于300 m3/t油井的常態化安全生產；機抽-自噴轉換工藝配套工具由新型采油井口、桿式泵、自噴節流裝置組成，礦場應用24口，實現了氣液比大于300 m3/t油井的高效生產。結合油藏不同注入階段及采油井動態反應，針對性建立了不同防氣舉升工藝設計原則，充分發揮防氣舉升作用。

3.2 CO2驅動態調控技術

陸相沉積儲集層非均質性強，注氣驅油時存在因CO2和地層原油流度不同導致的驅替介質突進等問題，影響注入 CO2的波及效率而降低驅油效果。吉林油田以“?；煜?、控氣竄、提效果”為目的，形成了水氣交替+泡沫驅組合調控技術，有效延緩油井見氣時間，提高了CO2驅油效果。

3.2.1 水氣交替注入

水氣交替就是利用水與原油流度比低于 CO2與原油流度比的特點，通過注水及時封堵大孔道，形成弱調驅功能，既可充分利用 CO2混相驅優勢，又可減少CO2的指進，擴大波及體積[9-11]。陸相油藏多層、非均質性強等，采用錐形水氣（漸變水氣段塞）交替調控方式，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，達到有效控制氣竄、擴大波及體積目的。礦場試驗表明通過水氣交替，氣竄得到有效控制，進而實現了液、油正常產出。

3.2.2 CO2泡沫驅

CO2泡沫驅能夠減緩層間和層內矛盾，控制氣體的竄流，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下的 CO2泡沫驅體系，起泡劑質量分數0.40%，穩泡劑質量分數0.15%，發泡率大于300%，半衰期大于3 600 s?，F場對3口井實施泡沫驅，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、產油上升，氣油比下降，表明 CO2泡沫驅能夠控制氣竄，起到了擴大波及體積的作用。

3.3 采出流體處理及CO2循環注入

CO2注入油層進行驅油，在未進行最終埋存前，部分 CO2會隨采油井采出流體一同采出，CO2驅油的高氣液比生產狀態對集輸系統和油井正常生產造成很大影響，經過反復試驗，形成了以氣液分輸為主的采出流體處理和CO2循環注入技術。

3.3.1 CO2驅采出流體處理

CO2驅后原油發泡、溫度降低對集輸系統調控的影響較大，通過優化站內、站外 CO2驅采出流體處理工藝，實現了CO2驅集輸系統平穩運行。

油氣集輸站內高含 CO2伴生氣分離工藝：CO2驅采油井輸送到油氣集輸站的含氣、含油、含水液體經集油閥組后進入氣液兩相分離器進行氣液分離，分離出的高含 CO2氣體進入注入站循環回注系統，分離后的微含氣液體與非 CO2驅采油井來液混合后進入氣、油、水三相分離器進行二次分離，分離后液體進入外輸流程，分離出的氣體進入注入站循環回注系統，在循環注入站進行CO2分離。

站外氣液分輸工藝：隨著單井氣液比的增加，高含 CO2采出液嚴重影響集輸系統正常運行，因而在采出液進入處理站前設計使用了氣液分輸工藝，采油井采出液體在井場或者計量間內氣液分離裝置進行氣液分離，分離出的液體利用已建集油管線進入集油系統，高含 CO2氣體利用新建集氣管線進入注入站循環回注系統，在循環注入站進行CO2分離。

通過以上措施，高含CO2伴生氣在進入循環回注系統前，不再因溫度降低凍堵管線、不會形成原油發泡影響氣液分離、計量和輸送，保障了集輸系統的正常運行。

3.3.2 產出CO2氣循環回注技術

CO2驅見效后，CO2產出量伴隨油氣生產日益增多，循環回注是實現 CO2有效埋存的關鍵。結合吉林油田的實際情況，以不影響油藏最小混相壓力為前提，形成了直接回注、混合回注、分離提純后回注 3種循環注入方式。

直接回注：當產出伴生氣中 CO2體積分數高于90%時，采用超臨界注入工藝直接回注。

分離提純后回注：當油井產出伴生氣中 CO2體積分數低于 90%時，通過變壓吸附技術分離出純 CO2，通過壓縮機注入單井[12]。

混合回注：通過模擬計算獲得混相壓力、驅替效率與伴生氣CO2濃度的最佳組合，確定最小CO2濃度，采用純CO2作為調節劑調和伴生氣中CO2濃度達標后注入井內，該技術為吉林油田獨創。將吉林油田油井產出伴生氣與長嶺氣田脫碳后的純 CO2混合，當混合氣中CO2體積分數超過90%后注入井內，節約了伴生氣分離CO2和液化存儲成本。吉林油田2018年建成并投產中國唯一一座 CO2循環注入站，循環回注量大于10×104m3/d，伴生氣實現了“零排放”，完整實踐了CO2捕集、輸送、注入及循環注入全流程技術體系。

4 CO2埋存與監測技術

4.1 油藏中埋存CO2機理與實踐

油藏地質體中埋存 CO2的主要場所為具有較好圈閉條件的儲集層孔隙空間，其構造相對穩定，上方分布有不滲透的蓋層進行遮擋和封閉，避免埋存 CO2發生逸散。埋存 CO2油藏地質體的篩選需考慮地質安全性、埋存潛力、環境以及技術經濟等主要指標。地質安全性指標技術上要求埋存區地質構造穩定、蓋層封隔性好、斷層和裂縫不發育、儲集層埋深宜大于800 m且具有相對獨立的地下水水體環境的油藏；埋存潛力指標要求構造圈閉或儲集層等埋存體的平面展布面積大，具有埋存千萬噸 CO2的能力；環境指標要求埋存區域地震活動少、周邊沒有大型人員聚集場所；技術經濟指標首選能實現混相驅油的油藏，埋存深度不宜大于3 500 m。

CO2在油藏地質體中埋存方式包括自由氣相、溶解和礦化等狀態，在埋存的不同階段，各種狀態所占比例不盡相同，且不斷地相互轉化。實踐中主要是通過油藏數據庫或者數值模擬選取埋存區域，計算埋存潛力，確定注采參數，設計驅油和埋存運行方案，進行經濟評價后賦予實施。吉林大情字井油田埋存 CO2采用地質埋存與提高采收率（EOR）相結合的方式，通過注入井將CO2注入到油藏中，多數CO2以自由態、溶解態和礦物狀態儲存在地下孔隙中，少數 CO2在驅油過程中突破驅替前緣，隨油井伴生產出，產出的CO2再通過地面循環注入系統回注到油藏。

大情字井油田 CO2驅油與埋存主要目的層為白堊系青山口組青一段儲集層，油藏類型為斷層-巖性油藏，埋深約2 400 m左右，儲集層砂巖厚20～30 m，且分布較廣泛、各砂體間的連通性較高，其儲集體上覆有厚層泥巖進行遮擋和封閉，總蓋層厚度500～550 m，有利于 CO2的地質埋存實現長期有效封蓋。目前大情字井油田5個油藏已累計埋存CO2250×104t，其中黑79小井距試驗區累計注CO234.5×104t（折合1.07倍烴類孔隙體積），一次埋存CO227.1×104t，階段動態埋存率78.6%，通過回注實現100%埋存。

4.2 CO2埋存安全監測技術

在油藏埋存 CO2過程中，地質原因與工程原因是CO2泄漏的主要因素[13]。為有效監測泄漏狀況，吉林油田優化形成了“土壤碳通量[14]+淺層流體組分+碳同位素”三位一體的監測方法。

土壤碳通量監測：在地表監測土壤單位時間向大氣中排放 CO2的速度變化，獲得碳通量數據。注 CO2之前測量土壤碳通量作為背景值，注 CO2后定期監測土壤碳通量與背景值對比，若碳通量增加 10%以上，可以判斷為 CO2泄漏。吉林油田 CO2埋存現場利用LI-8100A-土壤碳通量自動測量儀監測碳通量，該設備可以測量的CO2體積分量為（380～25 000）×10-6，操作簡便，適用于CO2驅油與埋存全過程的封存監測。

淺層流體組分監測就是在 CO2驅油與埋存區域內布設地下淺層監測井，將監測層位的水、氣樣品采出，對pH值與Cl-、N2、CO2濃度等指標進行分析。注CO2之前先布置好地下淺層監測井，測量水、氣樣的pH值、CO2體積分量等指標作為背景值，注 CO2后定期取地下淺層井水、氣樣，測量pH值與CO2濃度等指標與背景值對比，若pH值減小1以上、CO2濃度增加10%以上，可以判斷為CO2泄漏。

碳同位素監測：通過碳同位素分析儀分析樣品碳同位素數據，利用自然界中因產生途徑不同而導致的碳同位素差異，可以有效判斷碳的來源。氣藏中 CO2或化石能源產生的CO2和地表自然環境中CO2的碳同位素組成是不同的，可以用δ13C值定量分析。注CO2前分析地表自然環境中碳同位素δ13C值作為背景值，注CO2后分析不同氣源的碳同位素δ13C值作為比較值，然后再跟蹤分析地表自然環境中碳同位素δ13C值，與背景值和比較值對比，若實測的碳同位素δ13C值接近比較值，說明未發生泄漏，若大于比較值，說明發生泄漏。

5 CO2腐蝕防護技術

CO2驅油與埋存過程中 CO2會加劇井筒、油氣設備及管道等的腐蝕程度，快速降低其完整性，極易發生安全和生產事故。有針對性地采取防腐技術，是保障CO2驅油與埋存安全的關鍵。

5.1 CO2腐蝕防護評價方法

吉林油田原水驅環境腐蝕性本身較強，轉注 CO2后油井伴生氣中的CO2體積分數為40%～90%。溫度、壓力、含水、CO2等因素會加劇礦場腐蝕。因此，吉林油田利用高溫高壓釜、旋轉掛片儀、應力反應釜、XRD衍射儀、液相色譜儀、微相現象儀等搭建了腐蝕實驗平臺，結合礦場工藝參數和流體狀況，深入分析溫度、壓力、流體中的離子類型與濃度對 CO2腐蝕的影響，再通過對腐蝕產物的分析驗證腐蝕因素，經過對實驗數據總結，建立了CO2腐蝕實驗評價方法[15]和CO2腐蝕主控因素評價流程，形成了“室內實驗+中試試驗+礦場試驗”一體化腐蝕實驗評價方法，揭示了多重因素主導下的腐蝕規律。

5.1.1 CO2腐蝕實驗評價方法

CO2驅工況變化復雜，腐蝕評價方法是認識腐蝕規律，開展防腐效果評價的重要手段。吉林油田采用室內高溫高壓動態模擬、全尺寸腐蝕模擬裝置中試試驗、礦場井筒應用試驗等多種評價方法，不斷優化實驗溫度、壓力、時間等參數，形成了一體化腐蝕實驗評價方法。

5.1.2 CO2腐蝕主控因素評價流程

根據 CO2驅油過程的工藝環節，首先明確設備及管道中流體的物理化學形態，從注入水水質、采出水水質、注入 CO2氣組分、伴生氣組分、細菌構成等方面入手，掌握生產過程中各類腐蝕因素的參數變化，然后對設備、管道、工具等生產設施取樣開展腐蝕分析評價，確定主控因素，再通過室內腐蝕模擬與分析，驗證腐蝕主控因素分析的準確性，最后根據分析結果為藥劑類型、防護材料優選及防腐對策制定提供依據。

5.2 CO2防腐技術對策

針對吉林油田 CO2驅水質礦化度、CO2腐蝕、硫酸鹽還原菌等腐蝕主控因素的影響，通過室內實驗和礦場試驗的實踐，確立了“以 CO2防腐藥劑為主，關鍵部件采用高等級材質為輔”的防腐技術路線[16]。其中井筒工程采用碳鋼加緩蝕劑，井口、封隔器、泵筒等核心設備與閥件采用不銹鋼，輸氣管道采用 Q345B無縫鋼管，地面管網主體采用不銹鋼材質加緩蝕劑，部分采取非金屬材料。

吉林油田以注采系統溫度、壓力、CO2含量、含水率等指標為基礎，結合注氣井、采油井、地面集輸系統存在的 CO2、水、細菌等主要腐蝕介質與危害因素，研發形成了緩蝕、殺菌一體化配方體系，主要由咪唑啉衍生物、喹啉季銨鹽和十二烷基二甲基芐基氯化銨等組成，通過體系合成與復配，提高了綜合防腐性能，年腐蝕速率小于 0.076 mm[17-18]，殺菌率達到100%。配套安裝了自主設計的連續加藥裝置，實現了防腐藥劑的礦場有效加注，保證礦場防腐效果。

5.3 CO2腐蝕監測技術

為準確掌握礦場腐蝕狀況或藥劑體系防護效果，需要開展腐蝕監測跟蹤工作。吉林油田針對 CO2驅的特點，自主研發形成了井口腐蝕監測、采油井井下油桿掛片監測、注采井油管掛環（油管內、外）腐蝕監測、產出流體殘余濃度檢測、管道和匯管超聲波測厚、注采井井下弱極化、電阻探針等監測技術。目前監測數據表明，年腐蝕速率均控制在行業標準0.076 mm以下，保障了礦場安全平穩生產。

6 礦場實踐與應用效果

吉林油田 CO2捕集驅油與埋存項目歷經室內實驗、試注試驗、先導試驗、擴大試驗和工業化應用 5個階段，建成了國內首個全產業鏈、全流程CCUS-EOR（碳捕集、驅油和封存）示范項目，是目前全球正在運行的21個大型CCUS（碳捕集、利用和封存）項目中唯一一個中國項目，也是亞洲最大的提高石油采收率項目[19]?，F已累計埋存 CO2250×104t，累計增油23×104t。

定型了吉林油田胺法捕集、氣相輸送、超臨界注入、產出伴生 CO2混合循環回注的全流程工藝技術與核心裝備。建成了日處理含 CO2天然氣 450×104m3的N-甲基二乙醇胺碳捕集裝置。建成了3種相態輸送管道121 km，建成兩座日注能力達1 200 t的液態CO2注氣站，建成中國首座日注能力達60×104m3的超臨界CO2注入站。建成中國首座 CO2循環注入站，日回注CO2能力達 20×104m3。

經過現場試驗攻關與探索，在大情字井油田陸續建成了黑59、黑79南、黑79北小井距、黑46及黑125共5類CCUS示范區，注氣井組88個，注氣井采用防腐技術后可有效使用 5～8年，年埋存能力 35×104t，年驅油能力10×104t，現已累計注入CO2223×104t，累計增油32×104t。2008年建成黑59 CO2驅先導試驗區，規模為6注25采，2014年10月停注，累注氣0.33倍烴類孔隙體積，高峰期日產油較水驅提高69%。2010年建成黑79南CO2驅擴大試驗區，規模為18注60采，2015年4月停注，累計注氣0.21倍烴類孔隙體積，高峰期日產油較水驅提高33%。2012年建成黑79北小井距全生命周期擴大試驗區[20]，同年7月開始注氣，注采井距、排距縮減至原來水驅時的一半，規模為10注27采，目前累注氣36.5×104t（折合1.13倍烴類孔隙體積），該試驗區CO2累計注入量遠超過美國大多數現場應用水平（0.6～0.8倍烴類孔隙體積），是目前中國唯一實踐了初期到中后期全過程的開發試驗項目，與水驅預測產量相比，日產油量提高約 5倍（見圖 1），其中核心評價區提高約 6倍，累計增油2.67×104t，階段提高采出程度24個百分點，預測提高采收率25個百分點以上。礦場試驗證實CO2驅在大幅度提高原油采收率的同時，也可在驅油過程中有效埋存于油藏中，經循環注入后實現CO2全部埋存。

圖1 黑79小井距試驗區CO2驅開采曲線

7 結論

吉林油田已建成高效低耗的 CO2捕集驅油與埋存集成示范區，形成了全產業鏈配套技術系列，累計增油 32×104t，CO2埋存量達 250×104t。

針對不同濃度 CO2氣源和匯源位置，可以選擇不同的捕集和輸送方法組合，以最經濟的方式達到試驗階段、工業化應用階段等不同應用階段的目標。氣相管道輸送更具效益和實際優勢。

水氣交替、泡沫驅技術可有效提高 CO2驅氣體波及體積，有效提高采收率。氣密封管注氣工藝、高氣油比采油技術、氣液分輸技術可有效解決 CO2驅工業化生產中的泄漏安全風險、管線設備凍堵、采油井氣影響嚴重、集輸系統不適等實際難題。

油井產出含CO2伴生氣與純CO2混合回注是當前最經濟有效的含 CO2伴生氣回注技術，真正實現 CO2“零排放”和碳減排目的。

CO2捕集驅油與埋存工程實踐證實了 CO2驅油和埋存可以有效結合，是提高油田采收率的利器，具有碳減排社會效益與驅油經濟效益“兼得”的優勢。油田注CO2技術可行、經濟可行、工業化應用可推廣可復制。