中國石油二氧化碳捕集、驅(qū)油與埋存技術(shù)進(jìn)展及展望

宋新民，王峰，馬德勝，高明，張?jiān)坪?/p>

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.提高油氣采收率全國重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)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(guān)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(yīng)對CO2排放導(dǎo)致氣候變暖、實(shí)現(xiàn)碳中和已成全球共識，中國政府做出重大戰(zhàn)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(dá)到峰值，努力爭取 2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和。據(jù)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(fù)碳技術(shù)實(shí)現(xiàn)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(yè)排放源中捕集分離后加以利用的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)CO2減排的工業(yè)過程。CO2作為優(yōu)良的驅(qū)油介質(zhì)是油藏開發(fā)利用的寶貴資源，將CO2驅(qū)油與CCUS結(jié)合起來，可實(shí)現(xiàn)CO2資源化利用，具有社會效益與經(jīng)濟(jì)效益“雙贏”特性，已獲得國際社會的普遍認(rèn)同。全球碳捕集與封存研究院（GCCSI）報(bào)告表明，CO2捕集、驅(qū)油與埋存（CCUS-EOR）是碳減排的主要方式，目前全球碳減排項(xiàng)目共28個(gè)，年捕集能力為3 816×104t，其中22個(gè)為CCUS-EOR項(xiàng)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(guān)探索、礦場試驗(yàn)、工業(yè)化應(yīng)用 3個(gè)階段發(fā)展歷程，系統(tǒng)闡述近年來在 CO2驅(qū)油機(jī)理和礦場實(shí)踐等方面取得的突破性認(rèn)識和相應(yīng)的CCUS-EOR工程配套技術(shù)成果，提出構(gòu)造整體控制區(qū)域的規(guī)?；?CO2驅(qū)油與埋存，超前進(jìn)行微生物促使殘余油、CO2轉(zhuǎn)甲烷儲備技術(shù)研究等CCUS-EOR技術(shù)發(fā)展前景展望，以期推動形成陸相沉積油藏CCUS-EOR技術(shù)體系。

1 CCUS-EOR技術(shù)發(fā)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(qū)油技術(shù)。20世紀(jì) 70年代以后，由于受 CO2氣源限制，在室內(nèi)進(jìn)行了一些最小混相壓力測定和混相機(jī)理研究實(shí)驗(yàn)，在吉林和江蘇等少數(shù)油田開展 CO2吞吐采油和單井組的CO2驅(qū)油試驗(yàn)，顯現(xiàn)了CO2驅(qū)油的優(yōu)勢，但CO2驅(qū)油技術(shù)整體發(fā)展緩慢[5-8]。

2000年以后，松遼盆地含CO2天然氣藏的發(fā)現(xiàn)使得吉林和大慶油田的 CO2驅(qū)油研究得以迅速開展，但是室內(nèi)實(shí)驗(yàn)開展較多，礦場試驗(yàn)繼續(xù)以小規(guī)模井組探索為主，仍沒有大規(guī)模開展先導(dǎo)試驗(yàn)。根據(jù)當(dāng)時(shí)國外已有理論認(rèn)識評價(jià)，中國大部分油藏?zé)o法實(shí)現(xiàn) CO2混相驅(qū)油，技術(shù)應(yīng)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(yīng)用 CO2驅(qū)油對油田腐蝕防護(hù)、動態(tài)監(jiān)測與原開發(fā)系統(tǒng)更新要求高且復(fù)雜，而國外公司壟斷核心技術(shù)，只提供產(chǎn)品和服務(wù)。因此，“十一五”前中國一直沒有大規(guī)模成功應(yīng)用CO2驅(qū)油的工程實(shí)踐先例[9-12]。

1.2 關(guān)鍵技術(shù)試驗(yàn)階段（2005—2020年）

2005年中國石油天然氣集團(tuán)有限公司（簡稱中國石油）與中國科學(xué)院等單位聯(lián)合發(fā)起了《中國的溫室氣體減排戰(zhàn)略與發(fā)展》香山科學(xué)會議，沈平平教授首次提出將 CO2驅(qū)油利用與埋存結(jié)合的概念和技術(shù)發(fā)展倡議。2006年以來，中國石油先后牽頭承擔(dān)了多項(xiàng)CO2驅(qū)油與埋存方面的國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃（973計(jì)劃）、國家高技術(shù)研究發(fā)展計(jì)劃（863計(jì)劃）項(xiàng)目和國家科技重大專項(xiàng)。中國石油勘探開發(fā)研究院和吉林油田攻關(guān)團(tuán)隊(duì)在系統(tǒng)總結(jié)國外試驗(yàn)成功先例基礎(chǔ)上，結(jié)合中國陸相沉積油藏特點(diǎn)，提出發(fā)展適合陸相油藏的 CO2驅(qū)油與埋存理論和技術(shù)。中國石油還設(shè)立了重大科技專項(xiàng)和重大開發(fā)試驗(yàn)項(xiàng)目，在吉林、大慶等油田進(jìn)行了CO2驅(qū)油與埋存現(xiàn)場試驗(yàn)。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(biāo)志性實(shí)驗(yàn)裝置，揭示了 CO2有效補(bǔ)充地層能量、提高驅(qū)油效率、擴(kuò)大波及體積等提高采收率機(jī)理。建立了適合 CO2驅(qū)開發(fā)特點(diǎn)的油藏精細(xì)描述流程和方法，發(fā)展了CO2驅(qū)組分?jǐn)?shù)值模擬技術(shù)，突破了CO2防腐和封存監(jiān)測等多項(xiàng)關(guān)鍵核心技術(shù)瓶頸。應(yīng)用這些關(guān)鍵技術(shù)在吉林油田成功建成中國首個(gè) CO2捕集、驅(qū)油與埋存國家科技示范工程，打破了國外公司技術(shù)壟斷，完整實(shí)踐了 CO2捕集、輸送、注入、采出流體集輸處理和循環(huán)回注全流程。

吉林油田CCUS-EOR項(xiàng)目的碳源是長嶺氣田火山巖氣藏氣，其CO2含量達(dá)23%，產(chǎn)出氣中CO2必須經(jīng)過處理，一是因?yàn)橐獫M足商品天然氣外輸?shù)囊?，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(guī)模大，原油能夠與 CO2混相，長嶺氣田產(chǎn)出氣分離出的CO2管輸?shù)酱笄樽志吞镞M(jìn)行CO2驅(qū)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(qū)提高采收率技術(shù)。

礦場試驗(yàn)表明，CO2注入能力是水注入能力的2～6倍，可有效補(bǔ)充油藏能量，建立和保持驅(qū)替壓力系統(tǒng)，并通過降黏、膨脹、混相等驅(qū)油機(jī)理，實(shí)現(xiàn)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(fā)和 CO2減排的有效途徑，為工業(yè)化推廣打下了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)，展示了廣闊的應(yīng)用前景。

1.3 工業(yè)化應(yīng)用階段（2021年至今）

通過近20年的攻關(guān)與試驗(yàn)，已初步形成了碳捕集、碳運(yùn)輸、碳利用和碳埋存一體化的全產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)體系，具備了工業(yè)化推廣應(yīng)用的條件。2020年9月，隨著“雙碳”目標(biāo)的提出，CCUS-EOR技術(shù)迎來了快速發(fā)展機(jī)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(gè)不同類型油藏CCUS-EOR國家級先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，在吉林大情字井和大慶榆樹林特低滲透油田開展工業(yè)化應(yīng)用，已累計(jì)注入CO2452×104t，占全國累計(jì)注入量的70%以上，吉林大情字井和大慶榆樹林油田試驗(yàn)?zāi)壳笆褂玫氖翘烊粴獠禺a(chǎn)出氣分離出來的 CO2和石化企業(yè)捕集的CO2，長慶超低滲透油藏試驗(yàn)使用的是天然氣凈化廠和石化企業(yè)捕集的 CO2，新疆礫巖油藏試驗(yàn)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(yè)化推廣試驗(yàn)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(guī)模化應(yīng)用工程，碳源將完全使用吉林石化和大慶石化捕集的 CO2，同時(shí)推進(jìn)長慶、新疆油田工程示范，中國石油化工集團(tuán)有限公司（簡稱中國石化）正在建設(shè)年注入 CO2百萬噸級示范工程，延長集團(tuán)也開展了先導(dǎo)試驗(yàn)，CCUS-EOR進(jìn)入了快速發(fā)展階段[13-20]。

2 陸相油藏CO2驅(qū)油機(jī)理及礦場試驗(yàn)新認(rèn)識

CO2氣體壓縮性（彈性）大、滲流和擴(kuò)散能力強(qiáng)，作為一種提高采收率的特殊驅(qū)油介質(zhì)，具有獨(dú)特優(yōu)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(zhì)可消除界面張力，與原油混相形成一種均質(zhì)相，驅(qū)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(zhì)，90%的CO2驅(qū)項(xiàng)目能實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)，北美國家經(jīng)過30余年持續(xù)攻關(guān)，技術(shù)成熟，產(chǎn)油量較高。

通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究與礦場試驗(yàn)驗(yàn)證，發(fā)展了中國陸相沉積油藏中質(zhì)原油混相機(jī)理，深化了 CO2對原油體積膨脹作用的認(rèn)識，提出C7—C15組分及其含量也是影響混相的重要因素。經(jīng)過吉林大情字井油田礦場試驗(yàn)驗(yàn)證，CO2驅(qū)更容易建立有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)，注CO2后降低界面張力、膨脹、降黏、混相等效果顯著，可有效擴(kuò)大波及體積和提高驅(qū)油效率，黑 79北小井距CO2混相驅(qū)試驗(yàn)已提高階段采出程度 20個(gè)百分點(diǎn)以上。借鑒化學(xué)驅(qū)成為中高滲油藏提高采收率主體技術(shù)發(fā)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(shù)。

2.1 陸相油藏CO2驅(qū)油機(jī)理新認(rèn)識

通過973、863等基礎(chǔ)項(xiàng)目研究，發(fā)展了中國陸相沉積油藏CO2驅(qū)油機(jī)理，在CO2對原油膨脹作用、影響CO2-地層油體系混相關(guān)鍵因素和單碳數(shù)組分對CO2混相能力影響等3個(gè)方面提出了一系列新認(rèn)識。

①提出了 CO2對原油體積膨脹作用的新認(rèn)識。對中國不同油區(qū)原油進(jìn)行組分分析，選取了11種具有代表性的烴組分，即碳原子數(shù)為 6—16的直鏈烷烴、單環(huán)/雙環(huán)環(huán)烷烴和單環(huán)/雙環(huán)芳烴，分別與不同物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)的CO2組成烴組分-CO2二元體系，在不同溫度、壓力下開展恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)，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(nèi)的烴組分物質(zhì)的量。對比分析實(shí)驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，在混合體系的溫度、壓力、CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)等條件恒定的情況下，相同物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)的 CO2對純烴組分的體積膨脹幅度取決于單位體積內(nèi)純烴組分的物質(zhì)的量，單位體積內(nèi)烴組分物質(zhì)的量越大，溶解CO2后體積膨脹幅度越大，體積膨脹系數(shù)與混合 CO2前單位體積內(nèi)烴類物質(zhì)的量呈線性正相關(guān)關(guān)系（見圖 1）。烴組分-CO2混合物實(shí)驗(yàn)得到的線性關(guān)系同樣適用于真實(shí)原油-CO2混合物，根據(jù)此關(guān)系建立了原油-CO2體系的膨脹幅度快速預(yù)測方法，計(jì)算精度可達(dá)95%以上，滿足工程應(yīng)用需求。烴組分-CO2體系膨脹的研究結(jié)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(xiàn)[21]。

圖1 50 ℃、30 MPa下烴組分膨脹系數(shù)隨摩爾密度變化關(guān)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(guān)鍵因素的傳統(tǒng)認(rèn)識，拓展為 C2—C15組分和地層溫度。整體分析了國內(nèi)外8大盆地12個(gè)油田22個(gè)低滲透區(qū)塊的地層油組分分布特征（見圖2），發(fā)現(xiàn)國內(nèi)油藏C2—C6組分含量均低于國外油藏，國內(nèi)外油藏原油組分組成差異顯著。利用宏觀實(shí)驗(yàn)方法評價(jià)了陸相輕質(zhì)、中質(zhì)、重質(zhì)3類地層油與CO2混相組分傳質(zhì)特征，并采用長一維可視填砂裝置模擬真實(shí)油藏條件進(jìn)行了驗(yàn)證。采用高溫高壓流體相態(tài)分析儀觀察了CO2與原油混相的動態(tài)過程，直觀展現(xiàn)了CO2對原油的萃取過程。釜內(nèi)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(xiàn)混沌現(xiàn)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(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)，原油組分逐級相間傳質(zhì)，前一級組分（C2—C6）的傳質(zhì)促進(jìn)后一級組分（C7—C15）傳質(zhì)，進(jìn)而促使重質(zhì)組分（C16+）參與傳質(zhì)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(zhì)中CO2混相驅(qū)替的動態(tài)特征，通過末端高壓可視裝置觀察并記錄流體相態(tài)特征。多孔介質(zhì)中 CO2向前驅(qū)替原油，通過蒸發(fā)、凝析作用，油氣流體發(fā)生組分交換形成傳質(zhì)過渡帶，多次作用后油氣混相、界面消失，傳質(zhì)過渡帶重質(zhì)組分含量由左（CO2）至右（原油）逐漸增加、性質(zhì)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(shí)現(xiàn)混相的機(jī)理，創(chuàng)新發(fā)展了陸相原油混相相態(tài)基礎(chǔ)理論，為中質(zhì)原油實(shí)施 CO2驅(qū)提供降低混相壓力的新思路，并為CO2混相驅(qū)規(guī)?；瘧?yīng)用提供理論支持[22-23]。

圖2 國內(nèi)外油藏C2—C6組分含量對比

③針對陸相低滲透油藏裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)、原油混相壓力較高的特點(diǎn)，探索了C2—C15中單碳數(shù)組分對CO2混相能力的影響。以新疆瑪湖1井區(qū)原油為例，初步確定 CH4變化單位物質(zhì)的量，CO2混相壓力變化+0.22 MPa；C3H8變化單位物質(zhì)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(shù)研究指明了方向，下一步需研究雙碳數(shù)組分對 CO2混相能力的影響，加強(qiáng)擴(kuò)大注氣波及體積和改善混相條件技術(shù)研究。

2.2 礦場試驗(yàn)新認(rèn)識

中國石油吉林油田、大慶油田、長慶油田等持續(xù)進(jìn)行礦場試驗(yàn)探索，從油井 CO2吞吐增產(chǎn)先導(dǎo)試驗(yàn)逐步擴(kuò)大到工業(yè)化試驗(yàn)，陸相低滲透油藏CCUS-EOR方案設(shè)計(jì)等核心技術(shù)取得突破，形成了陸相沉積油藏CCUS-EOR理論技術(shù)體系，支撐中國石油油田礦場試驗(yàn)?zāi)曜?CO257×104t，年產(chǎn)油 20×104t。

中國石油開展的CCUS-EOR試驗(yàn)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(gòu)造-巖性油藏，儲集層物性差，建立有效的注水驅(qū)替關(guān)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(fā)油藏黑59區(qū)塊開展CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，到 2012年的特低滲透高含水油藏黑 79北區(qū)塊小井距全生命周期擴(kuò)大試驗(yàn)、2020年的黑 125區(qū)塊工業(yè)化應(yīng)用示范區(qū)，已經(jīng)歷先導(dǎo)試驗(yàn)階段正步入工業(yè)化應(yīng)用示范階段。驗(yàn)證了陸相沉積油藏注入 CO2快速補(bǔ)充地層能量、混相驅(qū)油大幅度提高采收率等機(jī)理。

①注入 CO2能快速有效恢復(fù)地層能量，實(shí)現(xiàn)混相后大幅度提高單井產(chǎn)量。吉林油田已動用儲量中低滲透及非常規(guī)難采儲量占比 80%以上，低滲透油藏投產(chǎn)初期地層壓力快速下降，水驅(qū)效果差，油井達(dá)不到方案設(shè)計(jì)產(chǎn)量，很難開發(fā)動用，亟需探索補(bǔ)充和有效保持地層能量的方式，較大幅度提高產(chǎn)量和采收率。2008年5月在黑59難動用儲量區(qū)塊開展6注25采CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)探索，采用罐車?yán)\(yùn)液態(tài)CO2注入，至2014年10月，累注CO20.33 HCPV（HCPV為烴類占據(jù)的孔隙體積）。初期恢復(fù)地層壓力達(dá)到混相狀態(tài)后，產(chǎn)油能力較強(qiáng)，部分油井自噴高產(chǎn)，遠(yuǎn)超投產(chǎn)初期產(chǎn)量，平均日產(chǎn)油較水驅(qū)提高 2倍以上。對比注水開發(fā)的同類區(qū)塊，CO2注入能力是水注入能力的2～6倍，能快速恢復(fù)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(fā)數(shù)十年罕見的成果。過去開發(fā)此類油藏，壓裂改造投產(chǎn)后單井產(chǎn)能低且遞減快，壓力系數(shù)下降，注水難以建立有效的驅(qū)替關(guān)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(dá)到經(jīng)濟(jì)效益界限。通過注入 CO2能快速恢復(fù)地層能量，開采期間保持在原始地層壓力水平以上，實(shí)現(xiàn)混相后大幅度提高單井產(chǎn)能，且超過油藏投產(chǎn)初期的生產(chǎn)能力，解決了特低滲透油藏開發(fā)地層壓力保持和提高產(chǎn)能方面的難題，為該類油藏高水平開發(fā)奠定了堅(jiān)實(shí)的理論和實(shí)踐基礎(chǔ)。

圖3 黑59試驗(yàn)區(qū)與類比區(qū)塊地層壓力對比圖

②CO2驅(qū)具有降水增油特性，CO2混相驅(qū)開發(fā)大幅提高低滲透油藏采收率。為全面科學(xué)評價(jià) CO2混相驅(qū)開發(fā)效果和提高采收率潛力，驗(yàn)證陸相沉積油藏 CO2驅(qū)油與埋存技術(shù)可行性，2012年7月在吉林油田黑79北區(qū)塊開展了80 m×240 m反七點(diǎn)井網(wǎng)的小井距 CO2驅(qū)試驗(yàn)（見圖4），目的層為白堊系青一段11、12小層。該試驗(yàn)區(qū)2002年采用160 m×480 m菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)注水開發(fā)，注CO2試驗(yàn)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(yán)重，巖心化驗(yàn)、飽和度測井 12小層含油飽和度為38.9%，以強(qiáng)水淹為主。CO2驅(qū)主要經(jīng)歷能量補(bǔ)充、局部混相、全面見效3個(gè)階段，截至2021年底，吉林油田黑 79北區(qū)塊小井距 CO2混相驅(qū)試驗(yàn)已累注 CO232.7×104t（1.05 HCPV），產(chǎn)量較水驅(qū)提高5倍以上，其中核心評價(jià)區(qū)目前采油速度1.7%，階段采出程度提高23.0個(gè)百分點(diǎn)，預(yù)測提高采收率25個(gè)百分點(diǎn)以上（見圖5），最終采收率56.4%以上。從小井距試驗(yàn)區(qū)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(qū)殘余油得到有效動用，區(qū)塊混相動態(tài)特征明顯。產(chǎn)液量在見效初期提高 20%，中后期基本保持平穩(wěn)；綜合含水率大幅度下降，全區(qū)含水率降幅12個(gè)百分點(diǎn)，其中核心評價(jià)區(qū)降幅達(dá)16個(gè)百分點(diǎn)；采油速度大幅度提高，全區(qū)采油速度提高到2.2%，核心評價(jià)區(qū)采油速度提高到4.6%。

圖4 黑79北區(qū)塊小井距CO2混相驅(qū)井網(wǎng)示意圖

圖5 黑79北區(qū)塊小井距CO2混相驅(qū)核心評價(jià)區(qū)試驗(yàn)曲線

③CO2混相驅(qū)可有效動用水驅(qū)后殘余油，特低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)后 CO2驅(qū)可進(jìn)一步大幅度提高采收率。注 CO2混相后，從單井動態(tài)看，水淹層含水飽和度大幅下降，水驅(qū)殘余油得到有效動用。典型水淹井、高含水關(guān)停井，注氣兩年后含水率下降15～25個(gè)百分點(diǎn)，持續(xù)見效期6年以上，階段采出程度提高16.3個(gè)百分點(diǎn)。水井轉(zhuǎn)抽見效，進(jìn)一步驗(yàn)證了 CO2驅(qū)降水增油特性，也為井網(wǎng)調(diào)整擴(kuò)大了空間。典型水井轉(zhuǎn)抽前累注水14.6×104m3，轉(zhuǎn)抽后初期高含水停井，注氣兩年后開井，含水率下降10～25個(gè)百分點(diǎn)，持續(xù)見效期5年，階段采出程度提高15.4個(gè)百分點(diǎn)。一般來說，低滲透油藏開發(fā)見水后，尤其特低滲透油藏開發(fā)進(jìn)入高含水階段，采液、采油指數(shù)大幅下降，從此進(jìn)入超低速開發(fā)期，難以提高采收率。強(qiáng)水淹井和長期規(guī)模注水的水井轉(zhuǎn)抽油井，在注 CO2混相后，水驅(qū)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(xù)增油。這表明CO2混相驅(qū)是特低滲透油藏水驅(qū)后提高采收率的有效手段，解決了特低滲透油藏長期水驅(qū)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(fā)奠定了實(shí)踐基礎(chǔ)。

結(jié)合機(jī)理認(rèn)識及現(xiàn)場試驗(yàn)動態(tài)，提出了中國低滲透油藏CO2驅(qū)油“四階段”開發(fā)特征（見表1），為CO2驅(qū)油藏工程設(shè)計(jì)和調(diào)控提供依據(jù)，對下一步推進(jìn) CO2驅(qū)油技術(shù)工業(yè)化規(guī)模推廣應(yīng)用提供指導(dǎo)。注入初期（階段Ⅰ），連續(xù)注氣，延續(xù)水驅(qū)見效特征，部分油井關(guān)井，能量逐步恢復(fù)。隨著注入量的增加，進(jìn)入混相驅(qū)油主要產(chǎn)油階段（階段Ⅱ、Ⅲ），產(chǎn)出油占增油量70%以上，生產(chǎn)井全面見到 CO2驅(qū)油的混相油墻帶，含水率大幅下降，產(chǎn)液量、產(chǎn)油量上升到平穩(wěn)高峰期，氣油比逐漸上升到500 m3/t，主要采取平面剖面協(xié)調(diào)、對未見效井進(jìn)行生產(chǎn)調(diào)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(chǎn)，產(chǎn)液量、產(chǎn)油量逐漸下降，需采取注采協(xié)調(diào)、水氣交替驅(qū)（WAG）流度控制、化學(xué)輔助綜合調(diào)控等措施。

表1 CO2驅(qū)油不同階段驅(qū)替特征

3 CCUS-EOR油藏工程優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)

針對中國陸相沉積油藏特征，在 CO2驅(qū)油機(jī)理認(rèn)識的基礎(chǔ)上，總結(jié)礦場試驗(yàn)經(jīng)驗(yàn)，形成了以“保持混相提高驅(qū)油效率、均勻驅(qū)替提高波及效率”為核心的CO2驅(qū)油與埋存油藏工程技術(shù)，進(jìn)行油藏工程參數(shù)設(shè)計(jì)和調(diào)整，最大限度發(fā)揮油藏 CO2驅(qū)油潛力，提高開發(fā)效果。CO2驅(qū)油與埋存油藏工程技術(shù)主要包含 CO2驅(qū)油與埋存油藏?cái)?shù)值模擬、油藏工程參數(shù)設(shè)計(jì)、井網(wǎng)井距優(yōu)化等技術(shù)。

3.1 CO2驅(qū)油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)

CO2驅(qū)油過程中發(fā)生頻繁的相間傳質(zhì)現(xiàn)象，相態(tài)和各相的物理化學(xué)性質(zhì)隨著溫度、壓力及原油組成的改變而變化。描述這一復(fù)雜相變的油藏?cái)?shù)值模擬過程中，多相多組分狀態(tài)方程和三相相對滲透率模型選擇及建立是關(guān)鍵，決定模擬計(jì)算的可靠性。

中國石蠟基原油本身重質(zhì)組分含量高，CO2汽化抽提輕質(zhì)組分后，原油組成以重質(zhì)組分為主，重質(zhì)組分相態(tài)或流體性質(zhì)預(yù)測以及臨界點(diǎn)附近相間變化預(yù)測是 CO2驅(qū)油藏?cái)?shù)值模擬的難點(diǎn)。機(jī)理研究及實(shí)踐應(yīng)用表明，修正的PR（Peng-Robinson）狀態(tài)方程（見（1）式）可滿足技術(shù)需要。該修正方程以PR三參數(shù)狀態(tài)方程為基礎(chǔ)，在混合規(guī)則中引入CO2-烴類二元引力和斥力作用參數(shù)，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(zhì)組分之間的相互作用。

利用相態(tài)擬合軟件，對 CO2驅(qū)油單次閃蒸、多次脫氣、加氣膨脹、多次接觸等實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，便可獲得修正的PR狀態(tài)方程的各項(xiàng)參數(shù)。同時(shí)，完善了CO2驅(qū)三相滲流規(guī)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(shí)驗(yàn)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(qū)油滲流及擴(kuò)散等機(jī)理，建立了 CO2驅(qū)多相多組分?jǐn)?shù)值模型，采用隱式迭代差分格式求解模型，形成了 CO2驅(qū)數(shù)值模擬方法。已在吉林油田黑59、黑79、黑46等區(qū)塊的礦場試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)中應(yīng)用，試驗(yàn)方案預(yù)測符合率達(dá)到 90%以上，有效指導(dǎo)了礦場試驗(yàn)的跟蹤調(diào)整。

3.2 CCUS-EOR油藏工程參數(shù)設(shè)計(jì)技術(shù)

CO2驅(qū)油與埋存油藏工程參數(shù)設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)是儲集層非均質(zhì)性認(rèn)識，主要依據(jù)油藏地質(zhì)特征及注氣開發(fā)特點(diǎn)，利用數(shù)值模擬、類比分析、經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算等方法，對層系組合、井網(wǎng)部署以及注氣速度、段塞大小、注采比、注入方式等注入?yún)?shù)等進(jìn)行設(shè)計(jì)、優(yōu)化和調(diào)整。按照黑79北區(qū)塊試驗(yàn)動態(tài)反應(yīng)及全過程調(diào)控實(shí)施經(jīng)驗(yàn)，參數(shù)設(shè)計(jì)和調(diào)整整體上以“保持混相提高驅(qū)油效率、均勻驅(qū)替提高波及效率”為原則進(jìn)行。

注氣速度、生產(chǎn)井流壓以保持油藏混相壓力和一定采油速度平衡為依據(jù)進(jìn)行優(yōu)化。若日注氣量過少，地層壓力上升慢，氣驅(qū)提高采收率不明顯，甚至達(dá)不到水驅(qū)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(jù)黑79北區(qū)塊小井距試驗(yàn)經(jīng)驗(yàn)，該區(qū)塊于2012年6月開始注氣，注氣6個(gè)月后地層壓力達(dá)到最小混相壓力，并一直保持較高的壓力水平，計(jì)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(fù)階段，由于水驅(qū)階段地層能量虧空，采用連續(xù)注氣，注采比在1.5～1.8，快速恢復(fù)地層壓力，盡快達(dá)到混相狀態(tài)；在混相階段，保持高水平地層壓力，適當(dāng)降低注采比，采用各種延緩氣竄措施，發(fā)揮混相驅(qū)油的效果。

累計(jì)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(tǒng)產(chǎn)出氣承受能力之間的關(guān)系。從黑79北區(qū)塊小井距試驗(yàn)看，注入1.0 HCPV后仍取得較好的試驗(yàn)效果，增油量與注氣量呈正相關(guān)關(guān)系，但換油率此時(shí)呈下降趨勢，故在進(jìn)行設(shè)計(jì)時(shí)，以注入烴類孔隙體積倍數(shù)盡量大為目標(biāo)，以換油率達(dá)到經(jīng)濟(jì)界限為依據(jù)。

水氣交替注入是進(jìn)行氣驅(qū)流度控制的有效方法，針對中國油藏多層、非均質(zhì)性強(qiáng)、氣源供應(yīng)及地面處理設(shè)施能力相對不足的實(shí)際，優(yōu)先使用水氣段塞大小變化的注入方式，即先注入一個(gè)大的連續(xù)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(chǎn)出量從而提高注入氣的利用效率。借鑒黑79北區(qū)塊小井距試驗(yàn)經(jīng)驗(yàn)，注氣初期氣水段塞比為2∶1（2個(gè)月注氣，1個(gè)月注水），主要目的是保持混相壓力，防止氣竄。當(dāng)局部井組出現(xiàn)氣竄時(shí)，可將該井組氣水段塞比調(diào)整為 1∶1，逐步控制氣竄。在混相驅(qū)后期，氣油比大幅上升，采用泡沫驅(qū)調(diào)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(qū)的壽命。

CO2泡沫驅(qū)能夠緩解層間和層內(nèi)矛盾，控制氣體竄流，有效擴(kuò)大 CO2波及體積，提高開發(fā)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(qū)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(shí)現(xiàn)大幅度提高采收率。吉林油田研發(fā)了適應(yīng)高溫條件的 CO2泡沫驅(qū)體系，起泡劑占0.4%，穩(wěn)泡劑占0.15%，發(fā)泡率大于300%，半衰期大于3 600 s?，F(xiàn)場3口井實(shí)施了泡沫驅(qū)，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(chǎn)液量、產(chǎn)油量上升，氣油比下降，表明CO2泡沫驅(qū)能夠控制氣竄，起到擴(kuò)大波及體積的作用。

總體而言，CO2混相驅(qū)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(shù)、精準(zhǔn)的WAG模式，特低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)后可達(dá)到大幅度提高采收率效果。

3.3 CCUS-EOR井網(wǎng)井距優(yōu)化技術(shù)

特/超低滲透油藏注水開發(fā)過程中，井網(wǎng)形式和井排距的設(shè)計(jì)對建立有效的注采驅(qū)替系統(tǒng)十分重要。從20世紀(jì)90年代開始探索，通過大量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場實(shí)踐，已經(jīng)積累了豐富的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，也形成了針對特低滲透油藏注水開發(fā)的井網(wǎng)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(zhì)較好，現(xiàn)地應(yīng)力最大主應(yīng)力方向?yàn)榻鼥|西向，發(fā)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(qū)開發(fā)初期就確定了沿東西向角井拉長的菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)（160 m×480 m井網(wǎng)）。經(jīng)歷15年的注水開發(fā)，平均年采油速度保持在1%左右，已取得較好的開發(fā)效果。綜合各方面因素分析，井網(wǎng)對砂體的控制程度偏弱，特別是需要提高水驅(qū)分流線和東西向大井距下的不同類型砂體的驅(qū)替強(qiáng)度和波及效率。

反九點(diǎn)井網(wǎng)利用老井轉(zhuǎn)注可演變?yōu)榉雌唿c(diǎn)和五點(diǎn)2種井網(wǎng)，經(jīng)加密新鉆井可形成加密五點(diǎn)或反七點(diǎn)井網(wǎng)（見圖6）。因此，在水驅(qū)井網(wǎng)基礎(chǔ)上設(shè)置以下井網(wǎng)形式進(jìn)行CO2試驗(yàn)研究。

圖6 大情字井油田典型井網(wǎng)演變模式圖

①利用原水驅(qū)井網(wǎng)。黑 46區(qū)塊 CO2驅(qū)試驗(yàn)采用160 m×480 m菱形反九點(diǎn)基礎(chǔ)井網(wǎng)，油氣井?dāng)?shù)比3∶1，單口注氣井控制儲量為黑79北區(qū)塊小井距的5倍，按照小井距年注入量0.1 HCPV實(shí)施配注，需要單井日注氣80 t，日注水137 t。目前黑46區(qū)塊現(xiàn)場實(shí)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(dá)到黑79北區(qū)塊小井距配注模式，整體處于非混相驅(qū)狀態(tài)，區(qū)塊動態(tài)反應(yīng)不夠理想。

②利用老井轉(zhuǎn)注形成反七點(diǎn)和五點(diǎn)井網(wǎng)。這種井網(wǎng)注采模式（160 m×480 m）在黑59區(qū)塊和黑79區(qū)塊南部進(jìn)行了試驗(yàn)，注CO2前地層壓力保持水平僅60%，采取快速注入、生產(chǎn)井燜井措施，待油藏達(dá)到混相壓力后開井生產(chǎn)，初期獲得很好的生產(chǎn)能力，部分井自噴高產(chǎn)。但是生產(chǎn)一段時(shí)間（2～3個(gè)月）后，產(chǎn)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(diǎn)井網(wǎng)。黑 125工業(yè)化推廣區(qū)塊采用這種160 m×240 m五點(diǎn)井網(wǎng)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(diào)整為注入井排方向。油氣井?dāng)?shù)比1∶1，單口注氣井控制地質(zhì)儲量為6×104t，與小井距單口注氣井控制地質(zhì)儲量 4.1×104t接近，在注入 CO20.07 HCPV后局部井點(diǎn)地層壓力已接近混相壓力，驗(yàn)證了這種井網(wǎng)加密調(diào)整模式可行，部分井實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)量翻番，部分井含水率下降、產(chǎn)油量明顯增加，個(gè)別物性處于可動用下限的儲集層見效后也獲得較高產(chǎn)能。

④井間排間均加密形成五點(diǎn)井網(wǎng)或反七點(diǎn)井網(wǎng)。大幅度提高井網(wǎng)對砂體控制程度，井距縮小一半，黑79北區(qū)塊小井距采用80 m×240 m反七點(diǎn)注采井網(wǎng)，油氣井?dāng)?shù)比2∶1。核心評價(jià)區(qū)已基本歷經(jīng)10年試驗(yàn)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(yàn)區(qū)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(wěn)。截至2021年底，核心評價(jià)區(qū)平均單井日產(chǎn)油提高 2倍以上，氣油比954 m3/t，含水率86%（見圖7）。從動態(tài)特征可看出，存在見效高峰期，CO2驅(qū)油的混相油墻抑制了油井綜合含水率的快速上升，實(shí)現(xiàn)了較好的驅(qū)油效果。中心評價(jià)區(qū)平均日產(chǎn)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(yàn)過程中發(fā)現(xiàn)，井距過小，調(diào)控難度加大，中心評價(jià)區(qū)部分油井距離注入井較遠(yuǎn)，相比于核心評價(jià)區(qū)，中心評價(jià)區(qū)持續(xù)見效時(shí)間長，氣油比上升較慢。因此，設(shè)計(jì)井網(wǎng)井距需在保證注入能力、混相驅(qū)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(diào)控難度。

圖7 黑79北區(qū)塊小井距CO2混相驅(qū)核心評價(jià)區(qū)生產(chǎn)曲線

圖8 黑79北區(qū)塊小井距CO2混相驅(qū)中心評價(jià)區(qū)生產(chǎn)曲線

通過不同井網(wǎng)形式和不同井排距試驗(yàn)，可以看出CO2混相驅(qū)的注采井網(wǎng)比常規(guī)低滲透水驅(qū)井網(wǎng)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?dāng)?shù)比在 CO2混相驅(qū)井網(wǎng)設(shè)計(jì)中至關(guān)重要。同時(shí)，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(dǎo)致提早進(jìn)入高氣油比階段。下一步井網(wǎng)調(diào)整的重點(diǎn)是尋求保證注入能力、實(shí)現(xiàn)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(shù)

CO2注采工藝與常規(guī)水驅(qū)有較大差別，CO2相態(tài)變化復(fù)雜，腐蝕、氣密封、高壓注采是制約 CO2驅(qū)安全實(shí)施的瓶頸，帶來諸多技術(shù)難題和挑戰(zhàn)。通過多年不斷攻關(guān)研究，形成了CO2捕集、連續(xù)油管注氣、碳鋼+緩蝕劑的低成本防腐和 CO2埋存監(jiān)測等工程配套技術(shù)，解決了不同節(jié)點(diǎn)、不同工況條件下整個(gè)注采系統(tǒng)的防腐難題，完成了CCUS-EOR試驗(yàn)的全過程，基本滿足吉林油田 CO2驅(qū)工業(yè)化推廣需求，推動了CCUS-EOR規(guī)模效益開發(fā)。

4.1 CO2捕集技術(shù)

CO2捕集是指將利用化石能源過程中產(chǎn)生的 CO2進(jìn)行分離和富集的過程。捕集技術(shù)根據(jù)分離原理不同，主要有化學(xué)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(yè)排放的 CO2是主要的可供捕集的穩(wěn)定碳源，由燃燒排放、工藝排放、逃逸排放和外部供應(yīng)排放構(gòu)成，煤電和煉化業(yè)務(wù)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(huán)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(yè)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(shù)，通過攻關(guān)，創(chuàng)新集成了覆蓋高、中、低濃度不同分壓的CO2捕集體系架構(gòu)及相應(yīng)的捕集技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了不同工業(yè)氣源碳捕集全覆蓋。低、中濃度碳源氣體 CO2捕集多用化學(xué)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(jìn)胺法脫碳裝置，捕集火山巖氣藏氣中含量為 23%的CO2，合計(jì)捕集 CO2能力達(dá) 65×104t/a；建成 7×104t/a變壓吸附裝置，捕集驅(qū)油產(chǎn)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(fù)合有機(jī)胺液法，捕集煉廠制氫馳放氣。

4.2 CO2注采工藝技術(shù)

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(shí)現(xiàn)礦場試驗(yàn) 8年的安全平穩(wěn)注入，礦場應(yīng)用78口井。2020年創(chuàng)新研發(fā)連續(xù)油管替代工藝，用連續(xù)油管替代氣密封油管，自主研發(fā)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(fēng)險(xiǎn)，提高檢管周期和作業(yè)效率，礦場應(yīng)用10口井，一次性完井投資下降 28%，服役期可實(shí)現(xiàn)成本下降 66%，滿足CO2驅(qū)工業(yè)化經(jīng)濟(jì)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(yīng)用 287口井，結(jié)合地面單井氣液分輸，實(shí)現(xiàn)了高氣液比油井的常態(tài)化生產(chǎn)，將高氣液比油井舉升轉(zhuǎn)為“常規(guī)井”舉升，提高舉升效率，日常維護(hù)和作業(yè)成本降低 30%。應(yīng)用氣液分輸技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了高氣液比、氣竄后集輸系統(tǒng)常態(tài)化生產(chǎn)管理，建成中國首座 CO2循環(huán)注入站，日回注氣能力達(dá)20×104m3，實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)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(jīng)過多年攻關(guān)，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(huán)注氣全流程，研發(fā)覆蓋注入、采出與循環(huán)注入全系統(tǒng)的系列核心裝備，基本實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化替代，實(shí)現(xiàn)了工廠化預(yù)制、模塊化建設(shè)、智能化運(yùn)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(shí)現(xiàn) CO2循環(huán)利用。在吉林油田黑 125工業(yè)化應(yīng)用示范區(qū)，地面工程工藝優(yōu)化簡化，采用集約化建井、一體化撬裝設(shè)計(jì)，征地、管線等工程投資降低 21%，通過智能化管控實(shí)現(xiàn)井站無人值守，節(jié)省用工50%。

4.4 全系統(tǒng)防腐技術(shù)

針對CO2腐蝕特性，結(jié)合CO2驅(qū)油與埋存實(shí)際運(yùn)行工況，建立了室內(nèi)+中試+礦場一體化腐蝕評價(jià)方法，揭示了 CO2驅(qū)油各環(huán)節(jié)腐蝕規(guī)律和主控因素，研發(fā)防腐固井水泥、“緩蝕+殺菌+阻垢”復(fù)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(huán)回注全系統(tǒng)防腐技術(shù)，現(xiàn)場試驗(yàn)腐蝕速率低于0.076 mm/a，滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求。地面系統(tǒng)連續(xù)8年安全平穩(wěn)運(yùn)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(jiān)測技術(shù)

CO2埋存安全狀況監(jiān)測包含大氣 CO2濃度監(jiān)測、土壤氣體濃度監(jiān)測、地表水與湖泊水pH值及CO32-、HCO3-、CO2濃度監(jiān)測3個(gè)關(guān)鍵環(huán)節(jié)，檢測濃度是否超過正常值。優(yōu)化組合 CO2埋存安全狀況監(jiān)測方法（見表2），形成地下+地表+空間一體化監(jiān)測方法與監(jiān)測評價(jià)流程，成功應(yīng)用于吉林 CO2試驗(yàn)區(qū)，結(jié)果表明監(jiān)測階段內(nèi)各主要指標(biāo)正常，實(shí)現(xiàn)有效封存。

表2 CO2埋存安全狀況監(jiān)測方法

CO2驅(qū)油存在混相不穩(wěn)定、流體運(yùn)移難控制、腐蝕問題突出、安全環(huán)保要求高等難題。為了解決這些問題，在油藏監(jiān)測方面需要增加一些特殊項(xiàng)目，主要有吸氣剖面監(jiān)測、直讀壓力監(jiān)測、井流物分析、氣相示蹤劑、腐蝕監(jiān)測和 CO2泄漏監(jiān)測等。這些監(jiān)測項(xiàng)目在吉林油田 CO2驅(qū)油試驗(yàn)區(qū)的實(shí)際應(yīng)用中取得了較好的效果，明確了試驗(yàn)區(qū)動態(tài)變化的特點(diǎn)和趨勢，為?；煜?、防氣竄、防腐蝕、防泄露提供了技術(shù)支撐，已經(jīng)初步形成了適合CO2驅(qū)油的油藏動態(tài)監(jiān)測技術(shù)。

5 CCUS-EOR前景展望

國內(nèi)外礦場實(shí)踐證明，CCUS-EOR是規(guī)?；紲p排的主要方式，也是中國豐富的低滲透和非常規(guī)資源上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)和大幅度提高采收率的戰(zhàn)略性接替技術(shù)[22]。

與國外CCUS-EOR相比，國內(nèi)存在較大差距，突出表現(xiàn)在基礎(chǔ)研究相對薄弱、關(guān)鍵核心技術(shù)配套程度低、礦場試驗(yàn)規(guī)模較小、提高采收率成本偏高，大規(guī)模 CCUS工程實(shí)施經(jīng)驗(yàn)不足，陸相強(qiáng)非均質(zhì)油藏CCUS-EOR的部分關(guān)鍵技術(shù)還有待進(jìn)一步驗(yàn)證升級，礦場管理水平還有待提高。國內(nèi)CCUS-EOR正處于戰(zhàn)略發(fā)展關(guān)鍵期，應(yīng)大力發(fā)展完善配套技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)系列，開展工業(yè)化試驗(yàn)，推動技術(shù)發(fā)展和降低綜合成本。在全球“雙碳”背景下，國內(nèi)外碳交易價(jià)格高開高走之趨勢不可逆轉(zhuǎn)，CCUS-EOR推動油田公司上下游業(yè)務(wù)綠色低碳轉(zhuǎn)型的前景可期。初步潛力評價(jià)表明，國內(nèi)地質(zhì)封存CO2潛力達(dá)到（1.21～4.13）×1012t[24]，其中，國內(nèi)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(shí)現(xiàn) CO2的高效利用和永久埋存，CCUS-EOR可以分為兩個(gè)階段實(shí)施。第1階段CO2驅(qū)油與埋存，理念的轉(zhuǎn)變帶動資源開發(fā)，首先以油藏主體部位面積驅(qū)為主，在注入大 HCPV CO2后，逐步轉(zhuǎn)向構(gòu)造整體控制區(qū)域的重力驅(qū)，帶動低含油飽和度油水過渡帶油藏有效開發(fā)。在CO2驅(qū)油資源化利用的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)CO2的有效埋存，以 CO2驅(qū)油利用為主，兼顧埋存，保證埋存CO2有效益，是目前主要的實(shí)施方式。第2階段CO2埋存與利用，在 CO2埋存的同時(shí)，實(shí)現(xiàn) CO2的永久埋存與利用。利用微生物將 CO2和殘余油轉(zhuǎn)換成甲烷等新技術(shù)，實(shí)現(xiàn)CO2永久埋存和尾礦資源再利用。

5.1 CO2驅(qū)油與埋存

近年來在非常規(guī)理念和技術(shù)推動下，對資源的認(rèn)識發(fā)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(fā)現(xiàn)，具有連續(xù)性油氣藏的特點(diǎn)，分布面積十分廣泛，其中多數(shù)資源發(fā)育在常規(guī)油藏的相對低部位，屬于油水過渡帶，面積比常規(guī)油藏大3～5倍，由于含油飽和度低，按照常規(guī)思路難以開發(fā)。

吉林大情字井油田部分區(qū)塊的油水過渡帶 CO2驅(qū)試驗(yàn)展現(xiàn)出良好效果。如果把常規(guī)低滲透油藏和大面積低含油飽和度的油水過渡帶統(tǒng)籌考慮，開發(fā)利用非常規(guī)資源，并作為 CO2的巨量埋存場所，將為低滲透油藏開發(fā)以及CO2驅(qū)油與埋存提供全新的思路。

研究發(fā)現(xiàn)連續(xù)性油藏的油水過渡帶油品一般保持著常規(guī)稀油的組分特點(diǎn)，具有轉(zhuǎn)變開發(fā)方式開發(fā)的潛力，CO2穩(wěn)定重力驅(qū)可進(jìn)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(guī)油藏生產(chǎn)原油與油水過渡帶取心抽提原油發(fā)現(xiàn)（見圖9），油水過渡帶原油中重質(zhì)飽和烴和膠質(zhì)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(guī)稀油的組分特點(diǎn)。利用數(shù)值方法模擬計(jì)算了油水過渡帶油藏平面混相驅(qū)和穩(wěn)定重力驅(qū)的驅(qū)油和埋存效果差異。在相同的注入孔隙體積倍數(shù)條件下，相對平面混相驅(qū)，CO2穩(wěn)定重力驅(qū)采收率可再提高10.5個(gè)百分點(diǎn)，累計(jì)埋存率可再提高 10.2個(gè)百分點(diǎn)（見圖10）。

圖9 吉林大情字井油田原油組分特點(diǎn)

圖10 油水過渡帶油藏不同CO2驅(qū)替方式對比

統(tǒng)籌考慮復(fù)雜斷塊與周圍油水過渡帶，可由單個(gè)斷塊油藏升級到構(gòu)造整體控制區(qū)域的規(guī)模化 CO2驅(qū)油與埋存，帶動低含油飽和度油水過渡帶有效開發(fā)，實(shí)現(xiàn) CO2驅(qū)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(gòu)造控制整體區(qū)域規(guī)?；?CO2驅(qū)油與埋存示范的條件。常規(guī)特低滲透油藏分布有限，向低部位發(fā)育大量的油水同層、含油水層等油水過渡帶。如果從構(gòu)造整體考慮，把常規(guī)油藏與油水過渡帶一起開發(fā)，埋存 CO2的同時(shí)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(qū)的地質(zhì)儲量為 1.12×108t，可新增可采儲量0.5×108t以上，可累計(jì)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(wěn)定重力驅(qū)可實(shí)現(xiàn)油水過渡帶的有效開發(fā)，適合CO2驅(qū)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(zhì)，主要有體積置換、溶解滯留、礦化反應(yīng)等機(jī)理。CO2驅(qū)后仍有30%～40%的原油滯留地下，需探索 CO2驅(qū)后期強(qiáng)化動用、殘余油轉(zhuǎn)換為甲烷等儲備技術(shù)，研究利用微生物將 CO2和殘余油轉(zhuǎn)換成甲烷，實(shí)現(xiàn)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(jìn)行的過程，CO2注入后油藏環(huán)境變?yōu)槿跛嵝?，有利于激活氫酶活性[25]，在產(chǎn)氫菌作用下產(chǎn)生H2，進(jìn)一步在嗜氫產(chǎn)甲烷菌的作用下將CO2和H2轉(zhuǎn)化為甲烷（見圖11）[26]。

圖11 厭氧微生物利用石油和CO2產(chǎn)生甲烷的途徑

實(shí)驗(yàn)證明，在油藏環(huán)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(chǎn)率提高近1倍[27]。在 CO2驅(qū)油轉(zhuǎn)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(fā)的殘余油降解轉(zhuǎn)化為小分子有機(jī)物，最終轉(zhuǎn)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(jīng)厭氧培養(yǎng)800 d后，甲烷產(chǎn)量體積比達(dá)18.2%。

未來大量的廢棄油藏在埋存 CO2的同時(shí)經(jīng)厭氧微生物轉(zhuǎn)換得到甲烷，利用甲烷與 CO2的密度差產(chǎn)生重力分異，在構(gòu)造高部位使甲烷富集，可以擇機(jī)開發(fā)，實(shí)現(xiàn)CO2永久埋存。

6 結(jié)語

經(jīng)過幾十年的探索和實(shí)踐，創(chuàng)新發(fā)展了適合中國陸相沉積油藏 CO2驅(qū)油與埋存理論，核心關(guān)鍵技術(shù)取得突破，為工業(yè)化推廣奠定了良好基礎(chǔ)。

提出 C7—C15也是影響 CO2與原油混相的重要組分的新認(rèn)識，在礦場試驗(yàn)中驗(yàn)證了 CO2快速恢復(fù)地層能量、大幅提高區(qū)塊產(chǎn)能和采收率等機(jī)理，實(shí)現(xiàn)了特低滲透高含水殘余油油藏的有效開發(fā)，支撐礦場試驗(yàn)取得顯著效果。

創(chuàng)建了陸相沉積油藏CCUS-EOR油藏工程設(shè)計(jì)技術(shù)，形成了以保持混相提高驅(qū)油效率、均勻驅(qū)替提高波及效率為重點(diǎn)的油藏工程參數(shù)設(shè)計(jì)及井網(wǎng)井距優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)，最大限度發(fā)揮油藏CO2驅(qū)油潛力。

通過持續(xù)攻關(guān)試驗(yàn)，初步形成了 CO2捕集技術(shù)、注采工藝、全系統(tǒng)防腐技術(shù)、監(jiān)測技術(shù)等全流程配套技術(shù)，系列核心裝備基本實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化替代，實(shí)現(xiàn)了工程配套技術(shù)的從無到有，支撐礦場試驗(yàn)取得了重大突破和進(jìn)展。

中國CCUS-EOR試驗(yàn)區(qū)塊累計(jì)注氣量普遍較低，僅吉林黑79北區(qū)塊小井距注氣1.05 HCPV，預(yù)測最終采收率 56.4%，仍剩余近 44%地質(zhì)儲量。需要不斷創(chuàng)新，將油水過渡帶油藏統(tǒng)籌考慮，由單油藏升級到構(gòu)造整體控制區(qū)域的規(guī)?；?CO2驅(qū)油與埋存，在構(gòu)造高部位實(shí)施注CO2穩(wěn)定重力驅(qū)，利用CO2開采油水過渡帶油藏，超前進(jìn)行微生物促使殘余油、CO2轉(zhuǎn)甲烷等儲備技術(shù)研究，力爭混相驅(qū)最終采收率達(dá)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(fā)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(shù)，J/mol；ai，aj——組分i和組分j的引力系數(shù)，J/mol；b——混合物平均斥力系數(shù)，m3/mol；bi，bj——組分i和組分j的斥力系數(shù)，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(shù)，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(shù)，無因次；n——組分?jǐn)?shù)量；p——油藏壓力，Pa；R——?dú)怏w常數(shù)，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(zhì)的量分?jǐn)?shù)，%；α——溫度擬合函數(shù)，無因次；αi，αj——組分i和組分j的溫度擬合函數(shù)，無因次；ωi——混合物中組分i的Pitzer偏心系數(shù)，無因次。