曹緒龍，呂廣忠，王 杰，張 東，任 敏

（中國石化勝利油田分公司，山東東營257000）

勝利油田中—低滲油藏（滲透率＜100×10-3μm2）資源豐富，開發(fā)潛力大。截至目前，探明地質(zhì)儲量12.67×104t，控制儲量3.02×104t。其中，未動用探明儲量3.72×104t，受埋藏深、物性差、豐度低等影響，常規(guī)水驅(qū)開發(fā)難以動用，亟需單控儲量相對較高的有效開發(fā)方式；已動用儲量單井產(chǎn)液能力低（日產(chǎn)液8.8 t），采收率低（18.9%），亟需尋求新的能量補充方式和提高采收率方法。

作為一種優(yōu)選的驅(qū)油劑，在130 ℃、30 MPa 油藏條件下CO2黏度低（0.05 mPa·s），是同條件下水黏度的1/5，同時，CO2與邊界層間內(nèi)摩擦力極小，且不存在新邊界層形成的問題，注入能力強，是補充低滲儲層能量的良好介質(zhì)。超臨界CO2和原油混相后，可降低界面張力，克服賈敏效應，有效動用小孔喉原油，大幅度提高驅(qū)油效率[1-2]。因此，CO2驅(qū)是提高低滲油藏動用率和采收率的重要技術。

國外自20 世紀50年代開始，在CO2驅(qū)開發(fā)理論和礦場應用等方面進行了大量研究工作[3]，CO2驅(qū)成為重要的提高采收率方法，技術相對成熟，已經(jīng)規(guī)?；瘧?。1952年，WHORTON 等[4]獲得了第一項利用CO2采油的專利權；1958年，殼牌首先在Permian盆地試驗注CO2驅(qū)油[5]；1972年，首個商業(yè)項目在美國德州Kelly-Snyder 油田實施[6]。20 世紀70年代以來，國外CO2驅(qū)提高采收率技術得到了快速的發(fā)展，美國和前蘇聯(lián)等國家都進行了大量的CO2驅(qū)工業(yè)性試驗，取得了顯著的經(jīng)濟效益，采收率可以提高10%～25%[7-8]。得益于減稅政策的支持，20世紀80年代，美國開發(fā)了多個CO2氣田，并建成了長距離CO2輸送管道，為油田開展CO2驅(qū)油提供了穩(wěn)定氣源，CO2驅(qū)油技術得到進一步推廣和發(fā)展[9]。

國內(nèi)自20世紀60年代開始開展CO2驅(qū)油理論與技術研究[10]。1963年，大慶油田首先進行了CO2提高石油采收率的方法探索，并于1969年在葡I4-7層和薩南東部過渡帶進行了礦場試驗，形成了對CO2驅(qū)油方法可行性的初步認識。受CO2氣源不足、CO2驅(qū)礦場規(guī)模小、氣竄和腐蝕等問題影響，2000年之前，CO2驅(qū)油技術一直發(fā)展緩慢。自“十一五”以來，國家和中國石化、中國石油等各大油氣公司高度重視CO2捕集、驅(qū)油和埋存技術研發(fā)，針對中國陸相油藏的原油特點和儲集層特征，相繼設立了多個不同層位的CO2驅(qū)油與封存的相關研發(fā)項目，包括國家重點基礎研究發(fā)展計劃（973 計劃）、國家高技術研究發(fā)展技術（863 計劃）、國家重大科技專項以及各大油氣公司設立的重大支撐配套項目。經(jīng)過多年攻關，基本形成了適合我國陸相沉積油藏的CO2驅(qū)油理論、油藏工程優(yōu)化設計、注采輸出工藝和CO2循環(huán)注入等系列技術。同時，中國石油吉林油田、大慶油田、長慶油田，中國石化華東油氣分公司、勝利油田、中原油田和延長油田等開展了大量CO2驅(qū)先導試驗和推廣應用。

對勝利油田CO2驅(qū)油技術發(fā)展歷程、CO2驅(qū)技術的最新進展與CO2驅(qū)油礦場試驗區(qū)的實施情況及應用效果進行系統(tǒng)闡述，并針對CO2驅(qū)技術發(fā)展所存在的問題以及礦場試驗取得的經(jīng)驗和教訓，提出了CO2驅(qū)技術下一步的發(fā)展方向，為形成一套適合我國陸相沉積油藏特征的CO2驅(qū)開發(fā)理論和技術體系，擴大CO2驅(qū)油應用規(guī)模提供借鑒和參考。

1 勝利油田CO2驅(qū)提高采收率技術的發(fā)展歷程

自20 世紀60年代以來，勝利油田持續(xù)開展CO2驅(qū)提高采收率技術攻關，先后經(jīng)歷了室內(nèi)實驗研究、關鍵技術攻關和先導試驗/擴大試驗三個階段，初步形成具有勝利特色的CO2驅(qū)配套技術。

1） 第一階段：CO2驅(qū)室內(nèi)研究階段（1967—1995年）

1967年4月，勝利油田開展了CO2驅(qū)提高稠油采收率的室內(nèi)實驗研究工作，實驗結果表明：15.1 MPa條件下，CO2可使孤島原油黏度降低91 %；先注0.1PV 的CO2再注水，可使無水期采收率提高9.5%；若將同體積的CO2與水分散交替注入，則最終采收率將提高17.4%。

1968年，針對濱南平方王油田油層灰質(zhì)含量高、滲透率低的特點，為使CO2資源就地利用，改善該地區(qū)的注水效果，開展了注碳酸水的室內(nèi)實驗。將平方王油田的巖心用CO2濃度為2.6%的碳酸水經(jīng)150 PV 沖刷后，使水相滲透率提高了3.2 倍，實驗表明，碳酸水驅(qū)油的采收率可增加5%。

1978年，開始CO2混相驅(qū)試驗研究，并列入石油化學工業(yè)部“六五”科技攻關項目。引進了長觀察窗PVT 儀及RUSKA 混相儀，開展了CO2-甲烷體系相態(tài)、CO2對原油的混相萃取實驗和混相特征研究，初步探討了CO2驅(qū)油機理，為CO2驅(qū)油技術的發(fā)展奠定了基礎。

2）第二階段：CO2驅(qū)關鍵技術攻關階段（1996—2006年）

為提高CO2吞吐和CO2驅(qū)的成功率，利用有限的CO2資源獲得最大的經(jīng)濟效益，開展了CO2吞吐和CO2驅(qū)提高采收率機理、CO2近混相驅(qū)室內(nèi)實驗研究，制定了篩選條件，攻關CO2驅(qū)油藏工程優(yōu)化設計技術、氣竄控制技術和防腐防垢等技術，為CO2礦場試驗奠定了基礎。

1998年9月，墾利油田墾153-斜2井為勝利油田第一口注CO2吞吐試驗井，注入65 t 液態(tài)CO2。注氣前，日產(chǎn)液為9.2 t，日產(chǎn)油為5.1 t；注氣后，日產(chǎn)液為23.6 t，日產(chǎn)油為10.3 t，累積增油5 781 t。自1998年開始，在東辛、樁西、濱南和純梁等采油廠進行了CO2單井吞吐增油技術試驗，平均單井增產(chǎn)原油500 t以上。

2001年，依托《大蘆湖油田樊124 塊二氧化碳驅(qū)技術研究》項目，首次全面、系統(tǒng)的進行了CO2混相驅(qū)室內(nèi)實驗研究，包括相態(tài)特征研究、長細管驅(qū)替實驗研究、長巖心物理模擬實驗研究、CO2混相驅(qū)過程中瀝青質(zhì)沉淀析出的條件和石蠟析出溫度的變化規(guī)律的研究。樊124 塊CO2驅(qū)實驗結果表明：樊124 地層油與CO2有較好的互溶性，在29 MPa條件下，1 t原油可溶解326 m3標準狀況的CO2，原油體積膨脹了46.6 %，原油黏度下降了36.7 %，最小混相壓力為25.9 MPa，對比初期氣水交替注入的方式，采收率提高了16%以上。

3）第三階段：CO2驅(qū)先導試驗/擴大試驗階段（2007—2019年）

2007年，依托中國石化科技項目《低滲透油藏CO2驅(qū)提高采收率先導試驗》在純梁采油廠高89-1塊開展CO2驅(qū)先導試驗，部署10 注14 采的CO2驅(qū)五點法井網(wǎng)，采用純CO2氣體連續(xù)穩(wěn)定注入的方式進行開發(fā)，采收率預計可由8.9%提高到26.1%，提高了17.2%。截至2019年底，累積注入31×104t的CO2，累積增油8.9×104t，區(qū)塊采出程度為15.7%，中心井區(qū)為18.4%（提高了9.5%）。通過技術集成與創(chuàng)新，初步形成CO2驅(qū)適應性評價體系和評價方法、CO2驅(qū)室內(nèi)實驗技術、CO2驅(qū)油藏工程優(yōu)化設計技術、CO2驅(qū)注采工藝、地面工程技術和燃煤電廠煙氣CO2捕集純化處理技術等，建成國內(nèi)外首個工業(yè)化規(guī)模燃煤電廠煙氣CO2捕集、驅(qū)油與地下封存的全流程示范工程，實現(xiàn)CO2減排與提高石油采收率的雙重目標。

在高89-1 塊開展CO2驅(qū)先導試驗成功的基礎上，陸續(xù)在高89-1塊、高891塊、高899塊、樊142-10塊、商853 塊和樁23 塊等建立CO2驅(qū)油開發(fā)單元，覆蓋地質(zhì)儲量730×104t，注氣井24口，生產(chǎn)井60口，預計平均提高采收率10%以上，產(chǎn)量占比逐年增大，成為勝利油田低滲透油藏在低油價下穩(wěn)產(chǎn)、上產(chǎn)的重要保障。

2 特低滲透油藏超前注CO2混相驅(qū)技術

2.1 超前注CO2混相驅(qū)開發(fā)技術機理

2.1.1 注氣增能機理

物理模擬和數(shù)值模擬表明：隨著超前CO2注入量增加，地層壓力逐步增加，混相能力和范圍增加，驅(qū)替類型由“非混相驅(qū)”變?yōu)椤盎煜囹?qū)”。隨著壓力增加，CO2在原油中的溶解度增加（圖1），原油體積系數(shù)增加，儲存能量增加了液體內(nèi)的動能；當?shù)貙訅毫ο陆岛螅珻O2在原油中的溶解度減少，CO2從原油中分離出來，液體內(nèi)產(chǎn)生氣體驅(qū)動力，維持地層壓力。

圖1 CO2溶解度和壓力關系曲線Fig.1 Relation between CO2 solubility and pressure

2.1.2 傳質(zhì)增效機理

在一定油藏條件下，CO2處于超臨界狀態(tài)，密度近于液體，黏度近于氣體，擴散系數(shù)是液體的100 倍。一方面，通過CO2與原油的傳質(zhì)，改善了原油的性質(zhì)，可以大幅度降低原油黏度和界面張力，改善宏觀波及效率；另一方面，CO2通過擴散進入較小孔隙后，溶脹作用可使小孔隙中的原油得到有效的動用，進而改善微觀波及效率。長巖心驅(qū)油實驗表明（圖2），不同壓力保持水平下，隨著壓力和采收率增加，氣竄出現(xiàn)得越晚。

圖2 壓力保持水平與采收率和氣體突破時間對比Fig.2 Comparison of pressure level with recovery ratio and gas breakthrough time

CO2與原油接觸時間越長，傳質(zhì)作用越強，壓力和組分分布越均勻，合理的注入速度使混相壓力前緣和組分前緣達到最優(yōu)匹配，可充分發(fā)揮傳質(zhì)作用，最大幅度降低界面張力、原油黏度，增加驅(qū)油效率。利用油藏數(shù)值模擬技術，研究了不同注入速度條件下壓力、CO2組分和黏度分布規(guī)律（圖3），可以看出，相同注入量下，注入速度過大致使壓力場、組分場、黏度場分布不均衡，會造成CO2過早氣竄，影響最終采收率。

圖3 注氣速度與壓力場、組分場、黏度場分布Fig.3 Distribution of gas injection speed and pressure field,composition field,viscosity field

2.2 超前注CO2優(yōu)化設計技術

超前注CO2優(yōu)化設計指通過混相能力（地層壓力/最小混相壓力）、超前注入速度和注采方式優(yōu)化，實現(xiàn)壓力（水平、分布和前緣）和CO2（注入量、分布和前緣）的適配，使CO2均衡驅(qū)替，達到提高經(jīng)濟效益和采收率的目標。

2.2.1 混相能力優(yōu)化

通過建立井組模型，綜合考慮技術和經(jīng)濟因素，以采收率和換油率（增油量/累積注氣量）為綜合評價指標，優(yōu)化了不同滲透率下的合理混相能力。數(shù)值模擬結果表明：同一滲透率條件下，隨著壓力恢復水平的升高，采收率逐漸增加；當混相能力達到1附近時，隨著混相能力增大，采收率提高幅度變緩，換油率則呈現(xiàn)先升高后降低的趨勢；當混相能力為1～1.1時，存在拐點（圖4）。

圖4 換油率隨混相能力變化曲線Fig.4 Variation curve of oil exchange rate with miscible ability

2.2.2 注入速度優(yōu)化

室內(nèi)研究表明，CO2通過擴散和彌散等傳質(zhì)作用，可大幅度提高宏觀驅(qū)油效率和波及效率。CO2傳質(zhì)作用受兩個因素影響，即CO2組分前緣和最小混相壓力前緣。當注入速度較慢時，CO2組分前緣滯后于最小混相壓力前緣，CO2與地層原油接觸較少；隨著注入速度增快，CO2組分前緣與最小混相壓力前緣之間的距離逐漸減少，CO2與地層中更多原油發(fā)生作用；繼續(xù)提高注入速度，CO2組分前緣超過最小混相壓力前緣，最小混相壓力前緣的CO2越多，發(fā)生傳質(zhì)作用的CO2就越少。

實際生產(chǎn)時，油田在前期具有較高的采油速度，因此，從經(jīng)濟角度分析，注氣速度越快，恢復壓力所需時間越短，越有利于盡快收回投資。然而，較高的注氣速度也存在兩方面的問題：①CO2組分前緣超過最小混相壓力前緣，發(fā)生傳質(zhì)作用的CO2就越少，CO2傳質(zhì)增效作用難以發(fā)揮；②高注氣速度會使儲層存在被壓裂開的風險。

圖5 為不同滲透率和油層厚度下合理注氣速度圖版。研究結果表明：滲透率越高，油層厚度越大，合理注氣速度越快。基于注氣速度圖版設計方案時，可以根據(jù)滲透率和油層厚度確定合理注氣速度。樊142-7-斜4 井組滲透率為1.2×10-3μm2，油藏厚度為9.2 m，可以確定初期合理注氣速度為15 t/d。

圖5 合理注氣速度圖版Fig.5 Plate of reasonable gas injection speed

2.2.3 注采方式優(yōu)化

通過長巖心驅(qū)替實驗，對脈沖注入、恒速注入、交替注采等注采方式進行了優(yōu)化。結果表明：注入速度一致時，交替注采方式驅(qū)油效率最高，脈沖注入次之，恒速注入最低。這是由于三種注入方式下，CO2在巖心中擴散時間不同。以恒速注采為基準，交替注采增加了CO2氣體與巖心孔隙流體的接觸時間，從而使得擴散時間變長，驅(qū)油效率得到了提高。而脈沖注采由于注入速度的增加，導致CO2氣體與巖心孔隙流體的接觸時間變短，擴散時間變短，使得CO2氣體未經(jīng)充分擴散便被后續(xù)注入氣體向出口端推進，驅(qū)油效率降低。因此，對于超前注CO2混相驅(qū)，最佳注采方式是交替注采方式，其次是脈沖注入方式。

2.3 超前注CO2混相驅(qū)礦場應用

樊142-7-斜4 井組位于正理莊油田樊142-10塊（圖6），東北部發(fā)育壩砂，西南部發(fā)育灘砂，含油面積為0.94 km2，地質(zhì)儲量為32.6×104t，滲透率為1.2×10-3μm2，注氣井1 口，油井6 口，注采井距為243～676 m。方案設計地層壓力保持水平為混相壓力的1.3倍，采用連續(xù)注入方式，設計CO2注入速度分別為15、20、25、30 t/d，預計提高采收率14%。

2013年6月開始注氣，注氣前地層壓力為17 MPa，6口油井關井恢復地層壓力，注氣速度為15～30 t/d。截至2016年底，CO2累積注入量為1.9×104t，油井地層壓力恢復至33.7 MPa，地層壓力與混相壓力的比值為1.07。

圖6 樊142-7-斜4井組井位Fig.6 Well location of F142-7-X4

井組注氣后，持續(xù)進行了地層壓力監(jiān)測、井流物組分分析，實時分析地層壓力、組分分布及前緣推進情況，確定油井的開井時機，根據(jù)壓力、組分分布及前緣情況進行油氣井動態(tài)調(diào)控，確保井組注CO2的開發(fā)效果。2016年11月以來，樊141-1井、樊142-6-3井和樊142-6-2井先后開井，三口井皆自噴生產(chǎn)，產(chǎn)量為5～6 t/d，遠大于注氣前產(chǎn)量（泵抽1 t/d）。截至2019年12月，井組CO2累積注入量為3.9×104t，累積增油量為0.7×104t，階段累積注入量為1.9×104t，每注入1 t CO2，原油增產(chǎn)0.37 t。

3 降低混相壓力技術

3.1 降低最小混相壓力的機理

在CO2與原油接觸混相過程中，驅(qū)替前緣處的原油與CO2混合部分的黏度下降顯著（圖7），對于原油具有極強的抽提性和溶解性，此混合部分的出現(xiàn)對原油驅(qū)替效果的影響十分顯著。

圖7 細管實驗中黏度變化場Fig.7 Change field of viscosity in thin tube experiment

當油藏最小混相壓力過高時，可借助加入化學劑，促使CO2與原油混合部分更易產(chǎn)生原油與CO2混相，從而顯著改善CO2非混相驅(qū)油效果，達到降低最小混相壓力和提高采收率的目的。此化學劑應具有與CO2流體互溶的能力，通過改變CO2流體熱力學性質(zhì)，增強CO2混溶原油的能力，當油藏最小混相壓力過高時，原本無法形成混相的原油與CO2體系，通過加入化學劑后形成混相或達到混相驅(qū)替的效果。

3.2 降低最小混相壓力體系研究

3.2.1 增效劑優(yōu)選

增效劑之所以能夠增強CO2與原油間的混相程度，是因為加入的化學劑能夠通過改變CO2的密度、極性等物理性質(zhì)，從而改變二者的相平衡，即增效劑能夠增大CO2中的原油組分。根據(jù)超臨界狀態(tài)下，CO2的溶解特性以及地層驅(qū)油的實際情況，綜合考慮增效劑的極性、水性、沸點、凝點、穩(wěn)定性及毒性等因素，優(yōu)選出增效劑DJY13。加入增效劑后，平衡體系氣相中C3-C15的含量增加了3 倍（圖8），表明增效劑能大幅度提高CO2的抽提能力。

圖8 平衡體系中氣相組分變化曲線Fig.8 Variation curve of gas phase composition in balance system

3.2.2 增溶劑

CO2與原油在沒有混相時，維持原始的熱力學相平衡狀態(tài)。加入增溶劑后，原有平衡的分子間相互作用，發(fā)生改變，直至新的分子間相互作用，達到新的熱力學相平衡穩(wěn)定狀態(tài)。這使CO2與原油的非混相平衡狀態(tài)更趨向于混相平衡狀態(tài)，從而達到促進CO2與原油混相的目的。

增溶劑分子包含親CO2基團與親油基團，兩種基團分別與CO2和原油分子接觸。加入增溶劑前，氣液兩相中CO2與原油直接作用，維持一個熱力學相平衡狀態(tài)；加入增溶劑后，由于增溶劑與CO2和原油溶解的能力不同，增溶劑更易將CO2分子“拖拽”至原油。因此，第三組分分子作為紐帶增強了CO2與原油分子間相互作用，達到新的熱力學相平衡狀態(tài)，使CO2與原油的非混相平衡狀態(tài)更趨向于混相，達到促進CO2與原油混相的目的，這就是增溶劑的微觀作用機理。為了促進CO2與原油的混相或混溶，增溶劑可根據(jù)分子的極性及鏈長設計，達到改善CO2與原油混相條件的目的。合成的增溶劑應包含苯環(huán)基團、酯基、長碳鏈等，并且是具有一定對稱程度的分子，其基本結構如下：

其中，R1和R2分別為長度不等的直碳鏈；苯環(huán)基團的作用是作為分子主體骨架，促進增溶劑與原油混溶；酯基與CO2結構類似，可促進增溶劑與CO2相互作用；而不同長度的碳鏈可以調(diào)節(jié)增溶劑與兩相的混溶能力，即可通過調(diào)整碳鏈長度，定向地將分子設計為增溶劑；通過調(diào)節(jié)分子極性，還可促進分子與CO2相互混溶的能力。

基于以上原理，設計合成了增溶劑S6，圖9為加入不同增溶劑后，原油中CO2的溶解情況。結果表明：增溶劑S6 具有最佳的增溶效果，在油藏溫度、壓力范圍內(nèi)，CO2在原油中的溶解能力增強了1.5倍。

圖9 平衡體系中油相中CO2質(zhì)量百分比Fig.9 CO2 mass percent in oil phase of balance system

3.2.3 降低混相壓力體系研制

在CO2與原油體系中加入化學助劑可有效地改善CO2與原油間的互溶度，增強CO2非混相驅(qū)油效果，達到降低最小混相壓力和提高采收率的目的。然而單一的化學助劑往往僅具備增效和增溶兩種作用中的一個，因此，需要將增效劑和增溶劑進行復配，通過調(diào)整配比來實現(xiàn)增效和增溶兩種性能之間權重大小的可調(diào)控，使復配體系達到兼顧增效和增溶的作用。

通過長細管實驗研究了增效劑DYJ13和增溶劑S6 不同配比時對混相壓力的影響。結果表明：當DYJ13∶S6為3∶7時，混相壓力降低幅度最大，混相壓力可以由31.65 MPa 下降到24.6 MPa，降低幅度達到22%。

3.3 降低混相壓力體系的礦場應用

利用室內(nèi)物理模擬實驗，對降低混相壓力體系的注入時機、注入濃度、注入方式和段塞尺寸等進行了優(yōu)化設計（圖10）。結果表明：最佳注入時機是先注入降混相壓力體系再注CO2，注入濃度為25%，注入方式為段塞注入，段塞尺寸為0.05 PV。

圖10 注入?yún)?shù)優(yōu)化Fig.10 Optimization of injection parameter

基于以上優(yōu)化結果，在高891-12 井組進行了礦場試驗。2019年4月，在高891-12 井注降混相壓力體系100 t，周圍3 口井產(chǎn)量增加了50 %，有效期為4～6個月。

4 面臨的挑戰(zhàn)及下步方向

4.1 CO2驅(qū)規(guī)模應用面臨的挑戰(zhàn)

與國外CO2驅(qū)相比，勝利油田CO2驅(qū)面臨三個挑戰(zhàn)：①油藏條件和原油性質(zhì)決定了CO2與原油混相壓力高。國外實施CO2驅(qū)的區(qū)塊原油性質(zhì)好，混相壓力一般低于12 MPa；勝利油田的原油重質(zhì)組分含量高、黏度大、密度高、溫度高，混相壓力一般在30 MPa 左右。②油藏非均質(zhì)性強，CO2驅(qū)易氣竄。國外CO2驅(qū)主要用于水驅(qū)效果較好的中低滲油藏，水驅(qū)后轉CO2氣水交替驅(qū)，利于控制氣竄；勝利油田主要用于水驅(qū)無法正常開發(fā)的低滲透、特低滲透油藏，衰竭開采后能量補充差，非均質(zhì)強，易氣竄，同時采取連續(xù)注氣、間歇注氣，不利于氣竄的控制。③低成本氣源匱乏、運輸成本高。以美國為例，CO2主要來自天然CO2氣田，成本低于200 元/t，輸送方式以管道輸送為主，運輸成本為0.06元/（t·km）。勝利油田的CO2氣源則是由高碳天然氣分離（450～650 元/t）或燃煤電廠捕集處理（500～850元/t），CO2輸送方式采用罐車，運輸成本為1元/（t·km）。

4.2 CO2驅(qū)開發(fā)對策

轉變發(fā)展方式，降低源頭成本，是實現(xiàn)CO2驅(qū)效益開發(fā)的關鍵問題。應對三個挑戰(zhàn)的對策是實現(xiàn)三個轉變：一是轉觀念，聚焦混相驅(qū)開發(fā)，研究由滿足混相壓力轉向降低混壓，通過CO2與化學劑相結合發(fā)展化學增效，CO2驅(qū)油技術由原來的單一注氣提升地層壓力改為超前注氣和化學劑降低混相壓力并重的復合手段；二是轉思路，拓展CO2驅(qū)領域，由提高特低滲油藏采收率轉向提高中低滲油藏采收率和提高特低滲油藏動用率并重；三是轉方式，注重節(jié)約氣源成本，由用天然氣源轉向找工業(yè)尾氣，基于天然氣源不足的狀況，轉向與齊魯石化第二化肥廠、青州宇信鈣業(yè)、山東聯(lián)盟化工等CO2排放企業(yè)積極合作，獲得廉價CO2工業(yè)尾氣，在利用CO2的同時減排，實現(xiàn)經(jīng)濟效益和社會效益雙贏。

4.3 下一步研究方向

4.3.1 深化CO2驅(qū)提高石油采收率的相態(tài)理論

勝利油田原油類型和組成相對復雜，開展CO2混相驅(qū)過程中的CO2-地層油體系的相態(tài)特征及其影響因素研究，建立CO2與復雜烴類物質(zhì)構成的多組分體系相態(tài)及相態(tài)表征方法，分析CO2混相采油過程中地層油物理化學性質(zhì)及其與壓力和溫度的敏感性、輕組分抽提與重組分沉積特點等，平衡相態(tài)過程中的相態(tài)理論、動態(tài)過程中的相態(tài)理論、多孔介質(zhì)中（微觀尺度）的相態(tài)理論和完善適合勝利油田原油與CO2的狀態(tài)方程的建立和發(fā)展，為CO2驅(qū)油藏數(shù)值模擬提供技術支撐。

4.3.2 低成本擴大CO2驅(qū)波及體積技術

CO2驅(qū)油是一種有效提高采收率的方法[11-16]，理論上驅(qū)油效率接近100%，但是，CO2相對原油，具有低黏度、低密度與儲層的非均質(zhì)性特征，黏性指進和重力超覆等問題大大降低了CO2的波及系數(shù)，實際油藏的CO2驅(qū)提高采收率僅維持在7%～20%。如何擴大波及體積大幅度提高石油采收率是CO2驅(qū)面臨的一大挑戰(zhàn)。

低成本擴大CO2驅(qū)波及體積技術是通過向油層注入低流度物質(zhì)占據(jù)CO2流動通道或者通過改變CO2注采工作制度使流線發(fā)生改變，從而起到抑制CO2竄流的作用。WAG（水氣交替）注入技術、CO2泡沫調(diào)驅(qū)技術和CO2增稠技術是典型的擴大氣驅(qū)波及體積的技術。以CO2水氣交替為例：一方面，CO2與水形成賈敏效應，改變液流方向，提高波及體積；另一方面，有效地控制了驅(qū)替流體的流度，實現(xiàn)了注CO2提高微觀驅(qū)油效率和注水提高宏觀波及系數(shù)的有機結合，進而提高了原油采收率。

4.3.3 CO2非完全混相驅(qū)研究的發(fā)展

傳統(tǒng)CO2驅(qū)混相理論認為，地層壓力低于最小混相壓力的油藏都屬于非混相驅(qū)。但是，與中高滲透油藏不同，低滲透油藏注采井間壓力變化較大，注入井底附近壓力一般大于40 MPa，遠大于最小混相壓力；而在生產(chǎn)井底附近的壓力為15 MPa左右，又遠小于最小混相壓力，這就意味著注入井附近為混相驅(qū)，生產(chǎn)井附近為非混相驅(qū)。因此，低滲透油藏壓力空間變化對CO2混相狀態(tài)產(chǎn)生的影響不能忽視，用單一的混相或非混相定性描述CO2驅(qū)替過程，不能完全反映混相狀態(tài)的分布，具有較大局限性。

CO2非完全混相驅(qū)目前尚處于攻關階段[17-19]，應重點加強含水和微納米孔隙對混相狀態(tài)的影響，CO2非混相驅(qū)替機理，優(yōu)化設計方案，非混相驅(qū)替三相的相滲曲線響應特征、非混相驅(qū)開發(fā)特征曲線及見效特征，CO2突進，竄流規(guī)律及改善波及效率方法研究，進一步提高CO2驅(qū)開發(fā)效果。

4.3.4 氣竄通道識別、描述及預警技術研究

受儲層非均質(zhì)、重力超覆和不合理的注采制度等影響，氣竄是CO2驅(qū)過程中普遍存在的生產(chǎn)問題。氣竄通道的識別和描述主要借助于昂貴的現(xiàn)場測試，缺乏一套基于生產(chǎn)動態(tài)資料分析的氣竄通道高效識別和描述方法。同時，目前研究僅僅是針對氣竄通道形成后的識別和描述，無法在氣竄通道形成前對氣竄進行預警。針對不同油藏地質(zhì)條件及開發(fā)階段氣竄通道的形成與演化規(guī)律所表現(xiàn)出的生產(chǎn)動態(tài)響應，需要建立大量基礎模型，利用數(shù)值模擬分析不同地質(zhì)及開發(fā)條件下氣竄類型、氣竄通道位置、氣竄通道形態(tài)等來明確對應的生產(chǎn)動態(tài)響應特征，結合理論分析和實驗研究結果，形成大數(shù)據(jù)學習知識庫，采用大數(shù)據(jù)深度學習算法，建立氣竄通道識別、描述及預測模型，實現(xiàn)氣竄形成前的預測及氣竄形成后的識別，指導現(xiàn)場生產(chǎn)。

5 結論

1）經(jīng)過多年的探索和攻關配套，勝利油田CO2驅(qū)提高采收率技術的發(fā)展歷程可劃分為室內(nèi)實驗研究、關鍵技術攻關和先導試驗/擴大試驗三個階段，形成具有勝利特色的CO2驅(qū)配套技術。

2）深化了超前注CO2驅(qū)注氣增能、傳質(zhì)增效的開發(fā)機理，形成特低滲油藏超前注CO2開發(fā)技術，制定了技術實施界限，應用在樊142-7-斜4 井組現(xiàn)場增產(chǎn)效果明顯，單井日產(chǎn)油增加了5倍以上。

3）提出了降低混相壓力的原理和技術思路，研發(fā)了強化CO2對原油組分抽提能力的增效劑和增強CO2溶解能力的增溶劑，建立了降低混相壓力體系，室內(nèi)實驗表明最大混相壓力降幅可達22 %，在高891-12井組礦場應用初見成效。

4）針對CO2驅(qū)規(guī)?；瘧妹媾R的挑戰(zhàn)和技術瓶頸，提出了改善CO2驅(qū)開發(fā)效果的技術對策和下一步發(fā)展方向，研究成果對于加快推進勝利油田CO2驅(qū)工業(yè)化具有較好的指導意義，對于同類油藏開展CO2驅(qū)油與封存項目具有借鑒意義。