中國CO2驅油與埋存技術及實踐

胡永樂，郝明強，陳國利，孫銳艷，李實

（1.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；2.中國石油吉林油田公司，吉林松原 138000）

0 引言

氣候變化與溫室氣體減排越來越受到國際社會的關注。根據BP公司對全世界各個國家CO2排放量的統計[1-2]，2017年度全世界排放的CO2總量達334.44×108t；中國排放的CO2量為93.32×108t，占全世界的27.9%，比2016年多排放1.26×108t，占比增加0.3%，減排壓力較大。CO2驅油與埋存技術在利用CO2進行驅油提高石油采收率的同時，實現了CO2的地質埋存，是兼具經濟效益和社會效益的一項技術，也是在目前經濟技術條件下溫室氣體減排最為有效的一種方式[3-4]。

國外CO2驅油技術研究起始于20世紀50年代[5]，歷經30年攻關試驗，到20世紀80年代形成應用技術并逐漸商業化推廣。進入21世紀，隨著國際社會對溫室氣體減排的關注、油價的高企以及工程技術的進步，進一步助推了CO2驅油技術的快速發展[6]。經過60多年的發展，CO2驅油各項配套技術基本成熟，但目前的CO2驅油技術主體仍然是混相驅油技術[7]。CO2非混相驅油項目開始相對較晚，直到1998年11月，才實施了第1個工業化CO2非混相驅油項目（Sho-Vel-Turn），因項目失敗率較高，一直發展緩慢。

美國是世界上CO2驅油項目最多的國家，占全球總數的90%以上，CO2驅年產油量連續5年在1 500×104t左右，提高石油采收率7%～15%；其中，混相驅油項目109個，年產油量超過1 440×104t[1-2]。CO2混相驅油技術已經成為美國重要的提高石油采收率方法之一，目前美國正以提高石油采收率25%為目標，研發新一代CO2驅油技術，該技術通過增大CO2注入量、優化注采井布局、添加聚合物或其他增黏劑改善流度等方法進一步降低殘余油飽和度，進而大幅度提高石油采收率[8]。

目前，國外大規模綜合性的CO2埋存項目主要集中在美國和歐洲，約占世界總項目數的62%，其次是加拿大和澳大利亞。CO2排放源主要來自電廠，占52%；其次是天然氣處理和合成氣，分別約占20%和14%，還有少量來自煤液化、化肥、制氫、鋼鐵、煉油及化工行業。項目規模多數大于100.0×104t/a，運輸距離多數超過100 km[3]。近年來，鹽水層埋存CO2項目逐漸增多[9-10]。

國內自20世紀60年代開始關注CO2驅油技術，開展了CO2驅油室內研究，并在大慶油田葡Ⅰ4—7層和薩南東部過渡帶開展了礦場試驗；90年代，在江蘇富民油田開展了CO2吞吐現場試驗[11]。但由于認識不足、氣源條件限制、氣竄嚴重等原因，2000年之前中國的CO2驅油技術一直發展緩慢。最近10余年來，中國加大了CO2驅油與埋存關鍵技術的攻關力度，2005年中國石油勘探開發研究院與中國科學院等聯合發起了《中國的溫室氣體減排戰略與發展》香山會議，在會上提出CO2捕集、利用與埋存結合的概念（CCUS）。自“十一五”以來，先后設立多項CO2減排、儲存、資源化利用、埋存等國家級項目，針對中國陸相油藏原油特點和儲集層特征，開展重點攻關，并取得了重要進展。同時，在大慶油田芳48區塊、樹101區塊、海拉爾油田，吉林油田黑59區塊、黑79區塊、黑46區塊、伊59區塊，勝利油田高89-1區塊，中原濮城油田，江蘇草舍油田，冀東柳北油田，腰英臺油田等多個地區的不同類型油藏開展了先導試驗，以加快技術的規?；茝V應用[12-13]。目前，中國石油長慶油田公司在黃3井區針對高礦化度油藏、新疆油田公司在八區530井區針對砂礫巖油藏分別開展CO2驅油與埋存技術攻關和先導試驗，如果試驗成功并進行推廣，將對鄂爾多斯盆地和準噶爾盆地大幅度提高石油采收率和CO2地質埋存產生積極影響。

中國CO2埋存項目與國際相比，運行及執行項目中具有完整產業鏈的項目少、規模小、捕集對象類型相對單一，無長距離運輸管道，捕集的CO2多以食品、化工等利用為主，鹽水層埋存CO2的項目少[14-15]。

本文系統闡述了近年來中國CO2驅油與埋存理論及技術的最新進展，并針對CCUS技術發展所存在的問題，提出了下一步發展方向；詳細介紹了吉林油田4個CO2驅油與埋存礦場試驗區的實施情況及應用效果，以及所取得的經驗和啟示，為進一步發展CO2驅油與埋存技術并擴大應用規模提供借鑒和參考。

1 CO2驅油與埋存理論與技術

1.1 CO2驅油與埋存機理

1.1.1 CO2與原油間的組分傳質特征

氣液兩相間的組分傳質現象是氣驅開發的獨特現象。由于中國陸相原油中蠟含量和重烴含量較高，且地層溫壓下CO2多為超臨界狀態，其與原油烴組分間的傳質規律較復雜[16-19]。

從圖1可以看到，3種不同原油與CO2之間的傳質、相變過程大致相同：①初始壓力（10 MPa）條件下，油與CO2界面清晰可見；隨著壓力的增加，CO2逐漸向油中溶解，油相體積增加，氣相體積縮??；此時油氣間的傳質以CO2溶入油相為主；②由于CO2溶入油相使得油相變輕，當壓力繼續增加時，氣液間傳質速率加快，此時以原油組分被大量萃取為主；③繼續增加壓力，油氣傳質加劇，氣相的液體性質逐漸顯現，液相的氣體特征進一步增強，當CO2富化氣密度與地層油密度相當時，油氣快速混相，油氣界面完全消失。但是，3個體系氣液的傳質劇烈程度和混相過程持續時間存在差異，輕質易揮發油與CO2的氣液傳質最為劇烈，3種油樣隨重組分含量增大，最小混相壓力也逐漸升高。

圖1 不同類型原油與CO2體系動態混相過程

實驗過程中在不同氣相區域（圖1c中①—④號區域）取樣，用色譜儀定量分析氣體樣品的組分。①號區域（上層）的氣相以CO2為主，有少量的C2—C5組分；②號區域（油氣界面）附近的氣相中，C2—C6組分含量明顯增加。當壓力增加時，③號區域的氣相顏色比①號區域深，且輕質組分擴展為C2—C10；④號區域的氣相中組分擴展為C2—C15。結果表明，在油氣體系中，烴分子越小，向氣相傳質轉移越快；油氣相間傳質是氣相富化和液相變“輕”的過程；輕烴組分C2—C6具有強傳質能力，其次是C7—C10、C11—C15等組分。這說明，除了國際公認的“C2—6是決定混相的關鍵組分”以外，C7—15也是影響CO2-原油混相的重要組分。

1.1.2 CO2微觀驅油機理

注入壓力、孔隙大小、界面張力、驅油時機等是影響CO2微觀驅油效果的重要因素[20-21]。

圖2是溫度為50 ℃、不同壓力條件下CO2微觀驅油實驗結果。模型中粉紅色部分為原油、白色（或無色）部分為CO2，模型的不同形狀代表孔隙和喉道，喉道直徑由小到大分為20，100，200，300，400 μm 5個級別。初始狀態下注入CO2，原油與CO2間的界面明顯；6.00 MPa 和9.05 MPa時注入CO2，原油與CO2間出現一個淺色液體段塞，段塞與原油、段塞與CO2間均存在界面；10.02 MPa時注入CO2，原油與CO2間出現一個連續過渡帶，界面消失。與初始狀態相比，提高CO2驅替壓力，原油采出程度提高；壓力升至混相壓力后，原油采出程度大幅提高。

圖2 不同壓力下的CO2驅油效果

孔隙大小對CO2微觀驅油機理的影響實驗表明，隨著壓力的升高，孔隙由大到小逐步完成混相，在同等條件下，孔隙越小，最小混相壓力越大，但混相壓力的增加幅度不大，如50 ℃時20 μm孔隙出現混相的壓力較400 μm孔隙大概高出0.2 MPa左右。

不同界面張力條件下微觀CO2驅油實驗結果顯示，在高界面張力（8.32 mN/m）條件下，CO2作為非潤濕相首先將孔隙中央的原油驅替出，二者界面明顯，呈段塞狀流動。同時，界面張力的存在會使得CO2很難進入小孔隙，小孔隙中的原油動用程度低。而在低界面張力（0.91 mN/m）條件下，CO2容易將孔隙邊緣的油膜逐層剝離下來，呈分散態漂浮在CO2中。同時，界面張力變小使得CO2容易進入小孔隙，小孔隙中的原油動用程度明顯提高。

為了研究CO2驅油時機不同對開發效果的影響，在CO2-原油體系混相條件下，進行水驅后CO2驅油和直接CO2驅油實驗對比，發現在水驅后進行CO2驅油，早期的水驅會使油水分布變得十分復雜，部分油會被水包裹，阻礙后期注入的CO2與油的接觸，使得該部分油無法采出；而直接采用CO2驅油時，孔隙中的油幾乎全部被采出。由于水相干擾了CO2-原油的混相進程，直接CO2驅油時的最小混相壓力會低于水驅后CO2驅油的最小混相壓力。

1.1.3 CO2埋存機理

CO2埋存類型主要分為地質埋存、海洋埋存和植被埋存3種，其中地質埋存技術相對最為成熟。目前，國際公認的適合CO2埋存的主要地質體有油藏、天然氣藏、咸水層和煤層等[6]。

油藏儲集層是目前經濟技術條件下CO2地質埋存的理想場所，一方面在油田開發過程中已對油藏的地質屬性有了較為清晰的認識，可以實現CO2安全有效埋存，保護生態環境；另一方面可以大幅度提高石油采收率，帶來一定經濟效益。CO2在油藏中的埋存形式包括：構造埋存、束縛埋存、溶解埋存和礦化埋存等，影響CO2在油藏儲集層中埋存量的主要因素有：構造圈閉大小、毛細管壓力、地層水礦化度、原油和地層水的組分組成、油藏溫度和壓力、巖石壓縮系數、蓋層封閉性、儲集層礦物組成、CO2-地層水-巖石礦化作用的反應時間等。

在天然氣藏中埋存CO2一般采用直接注入方式，主要機理為氣體置換、溶解滯留、物理圈閉等，氣藏壓力和水動力擴散是主要控制因素。中國大多數氣藏受底水侵入影響，物理埋存空間會縮減，溶解滯留量會增大。在煤層氣藏中埋存CO2一般也是采用直接注入的方式，主要機理也是氣體置換、溶解滯留、物理圈閉等，置換系數和底水溶解是主要控制因素。中國深部煤層氣藏需考慮水侵影響，CO2與甲烷競爭吸附，其置換系數為1.2～1.8。

鹽水層是CO2地質埋存的主要場所。國際能源署（IEA）對全球CO2地質埋存總量的評估為10 850×1012t，其中鹽水層封存占埋存總量的92%[22]。在鹽水層中埋存CO2一般采用連續注入方式，主要機理為溶解滯留、礦化反應、物理圈閉等，水動力擴散和溶解系數是主要控制因素。咸水層中CO2水動力擴散過程中，溶解有效范圍受水的礦化度影響，溶解埋存量隨鹽水礦化度的增大而減小，游離相CO2埋存量隨巖石壓縮系數的增大而略有減少。

1.2 CO2驅油與埋存油藏工程技術

1.2.1 油藏工程參數設計方法

CO2驅油與埋存主要依據油藏地質特征及注氣開發特點，對層系組合、井網部署及注入方案等油藏工程參數進行設計、優化和調整[23]，整體上以“壓力保持促混相、水氣交替控流度”為原則進行。井網井距的設計和調整主要考慮氣驅控制程度、有效驅替系統建立；注氣速度、生產井流壓控制則以“保持油藏混相壓力和采油速度平衡”為依據進行優化；累計注入量大小則需綜合考慮采收率最大化、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；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條件，氣驅注入優先使用漸變水氣段塞方式，即先注入一個大的連續氣驅段塞，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CO2氣產出量從而提高注入氣驅油效率[24-26]。經多年的實踐，總結出中國低滲油藏CO2驅階段驅替特征及調整措施（見表1）與各階段油藏工程注采參數界限（見表2）。

表1 低滲透油藏CO2驅油階段驅替特征

表2 低滲透油藏CO2驅油注采設計及調整參數界限表

1.2.2 注采調控技術

影響陸相油藏CO2驅油開發效果的主要因素為地混壓差（地層壓力與混相壓力之差）、儲集層物性及非均質性。注采調控的目的是保持混相驅替狀態，在合理采油速度下擴大波及體積，防控氣體突破，促進見效增產，改善開發效果[27]。注采調控思路和方法為注采協調、水氣交替、分層控制和剖面調整。

①保持與促進混相狀況。CO2驅油過程中，由于存在儲集層非均質性，局部井組會出現氣突破或未見到CO2驅油開發效果等現象，因此，礦場試驗需要解決合理地層壓力保持水平、合理注采比和合理流壓控制等生產技術指標控制問題。

②防控氣竄。氣油比控制過低影響采油速度；過高易氣竄，地層壓力下降快，影響采收率。因此，應綜合分析確定油井合理氣油比控制界限值。水氣交替注入（WAG）綜合了注水和注氣2種方法，CO2驅提高石油采收率的機理在于流度比控制良好和連通了水驅未波及到的區域。CO2轉WAG時機和水氣段塞大小的合理選擇將直接影響到地層壓力的穩定和WAG驅替效果，以及水驅加氣驅提高石油采收率整體潛力的發揮。

③剖面調整。由于受儲集層非均質性與高滲條帶影響，當注氣井組中某些采油井套壓上升，CO2含量增加，發生氣竄，嚴重影響生產時，應對注氣井進行調剖。當形成氣竄通道，影響井組其他采油井CO2驅油效果時，需要通過機械封堵的方法，進一步控制注氣井氣竄層位。

1.2.3 開發效果評價技術

系統規范地評價CO2驅油開發效果是客觀衡量CO2驅油項目開發水平的基礎。目前，所采用的CO2驅油開發效果評價技術主要是針對CO2驅油的開發特征，參照聚合物驅油開發效果評價方法，立足于與水驅開發效果的對比。這套評價方法和指標體系包括技術、經濟和安全環保3個方面15項指標，其中主要評價指標8項，分別為地混壓力系數（注氣后地層壓力與地層原油最小混相壓力的比值）、產量提高幅度、噸氣增油量、階段采出程度、采收率提高幅度、存氣率、財務內部收益率和環境監測異常率；輔助評價指標7項，分別為累計增油量、年采油速度、含水率下降幅度、新增儲量效益、溫室氣體減排效益、油田開發壽命延長期和腐蝕速率。

根據國內外CO2驅油項目的實際資料，制訂了部分主要評價指標的評價標準（見表3）。

1.3 CO2驅油與埋存注采工程技術

1.3.1 CO2分層注入工藝技術

目前，向油藏中注CO2的方式主要有籠統注入和分層注入2種。由于陸相油藏層間非均質性強，采用籠統注氣工藝，往往因層間矛盾突出而導致縱向上各油層吸氣不均勻，從而影響CO2的波及體積[28]。為了實現分層注氣，立足CO2驅油實際井況，對注氣井口及井下管柱等進行優化設計，實現地面分注和井下分注，研發了同心雙管分層注氣工藝（見圖3）和井下配注器分層注氣工藝。

表3 CO2驅油開發效果評價標準

圖3 同心雙管注氣工藝管柱

同心雙管分層注氣工藝通過在油管內下中心管，分別用封隔器將兩油層封隔開，利用中心管向下部油層注氣，中心管和油管間環空向上部油層注氣，實現2個油層的分層注氣。在工藝設計上需要重點考慮注氣井口的設計、注氣管柱尺寸的大小和優選。

如果CO2驅油老井套管為非氣密封套管，同心雙管分層注氣工藝只能實現2層分層注氣，且后期作業難度大。井下配注器分層注氣工藝基于偏心分層注水的思路[29]，在井下各層分別用封隔器進行封隔，利用氣嘴配注器對不同注入層段進行CO2配注，可以實現2—3層分層注氣。

1.3.2 高效舉升工藝技術

CO2突破后，采油井出現CO2含量升高、氣油比升高、套壓升高等問題，常規有桿泵機抽采油工藝對高氣油比適應性較差，無法有效保持生產能力。采用高套壓、高氣油比舉升技術，可解決CO2氣竄、套壓升高等引起的油井舉升問題[30]。

針對高氣油比油井，在泵下安裝氣液分離器，將氣液進行分離，減少進入抽油泵的氣體量，使大部分CO2氣體進入油套環空；再應用氣舉閥助抽，從而達到控制套壓、提高舉升效率的目的，形成氣舉-控套一體化舉升工藝。該工藝在吉林油田黑59區塊應用了6井次，套壓明顯降低，可控制在2 MPa之內；通過攜液舉升，提高了油井充滿系數和抽油泵泵效。其中4口油井舉升、助抽效果較好，產量平均提高33.5%。

隨著氣油比的增加，當氣量超過氣液分離范圍時，需要采用防氣泵舉升工藝。該項工藝利用柱塞的往復運動將氣體和液體在重力條件下分離，并通過中空管與油管連通將混合在油中的氣體排出。中空管的設置給泵內氣體提供了繞行通道，從而增加了工作筒內液體的充滿系數，降低了泵內的氣液比，排除了氣體的干擾，有利于泵效的提高。在吉林大情字井油田黑59和黑79兩個試驗區應用了4井次，防氣泵舉升效果良好，動液面升高，日產CO2量、氣油比明顯降低；平均每口井日增液18.63 t，日增油6.61 t，平均泵效提高11.5%，說明該項工藝能夠滿足300 m3/t氣油比油井正常生產。

1.3.3 CO2驅油腐蝕監測與防護技術

腐蝕破壞是影響CO2驅油效果的重要因素。CO2驅油腐蝕主要與管材的成分、組織，CO2分壓、溫度、介質組成、pH值和原油特性，多相流介質的流速、流態等有關[31]。腐蝕類型可以分為全面腐蝕和局部腐蝕2種。

相對于地面管線腐蝕監測技術，油井井下管柱腐蝕監測技術發展緩慢。管柱腐蝕狀況的判斷主要依靠作業檢管、產出水比色測定等方法。其中，作業檢管只能定性判斷，無法定量評價腐蝕狀況。產出水比色測定雖然能定量評價，但誤差高，數據可靠性差，且無法知道井下腐蝕速率隨井深的變化趨勢。目前，常用的井下腐蝕監測方式有井下掛環技術、井下電化學腐蝕在線監測技術和井下電阻探針腐蝕監測技術[32]。

加注緩蝕劑是CO2驅油防腐的重要手段。根據腐蝕規律實驗結果，對于N80、20、Q235、P110和X70鋼，最佳緩蝕劑種類和最佳用量分別為：IMCA（100 mg/L）、IMCB（200 mg/L）、IMCC（200 mg/L）或IMCA（100 mg/L）、ZKB（150 mg/L）和IMCA（100 mg/L）。不同緩蝕劑在不同的溫度和壓力條件下存在濃度極值現象，在實際體系中應該根據具體溫度、壓力和流速調節緩蝕劑濃度以達到最佳緩蝕效果?，F場加注緩蝕劑的方法，需要根據緩蝕劑的特性和井內情況而定，一般有周期性注入、連續性注入和擠壓式注入3種。對于注入井，加注點選擇在注入泵的入口端1～3 m，距離泵入口越近越好；對于采油井，應選擇在油井井口向油套環空加注緩蝕劑或者直接加注到油井底部（篩管以下）。

1.4 CO2驅油與埋存地面工程技術

經過10多年的研究和試驗，CO2驅油與埋存地面工程在CO2捕集、管道輸送、注入、CO2驅油產出流體集輸處理和產出氣循環注入等方面均取得一些技術突破，并且在現場實現了從單井小站到規模建站、罐車拉運到管道輸送、液相注入到超臨界注入、產出氣不回收到全部循環注入的技術發展與應用[33]。

1.4.1 CO2捕集技術

國內外從各種混合氣中捕集CO2，主要有胺吸收法、變壓吸附法及低溫分離法等[34]。胺吸收法利用CO2和CH4或其他氣體組分在胺吸收溶劑中的溶解度不同而進行分離，適用于混合氣中CO2含量較低的情況，其優點是技術成熟、分離效果好，目前仍是CO2捕集的主要工藝技術；缺點是能耗大、分離成本高。變壓吸附法（PSA）利用吸附劑的平衡吸附量隨組分分壓升高而增加的特性，進行加壓吸附、減壓脫附，PSA方法已廣泛用于氣體分離領域，大多用于分離難吸附組分，如制取回收氫氣，吸附劑升級后又陸續用于分離提純易吸附組分，如制取CO2、天然氣凈化及脫CO2。低溫分離法是利用CO2和烴類等其他氣體冷凝溫度不同的性質，在逐步降溫過程中，將較高沸點的烴類或其他氣體冷凝分離出來，關鍵是需要提供較低溫度的冷量使原料氣降溫，根據提供冷量的方式，有外加制冷、直接膨脹制冷和混合制冷等方法。以上3種CO2捕集技術在國內均有應用。

1.4.2 CO2管道輸送技術

CO2管道輸送系統（見圖4）包括管道、中間加壓站（壓縮機或泵）、注入壓縮機以及輔助設備[35]。由于CO2的臨界參數較低，關鍵技術是增壓工藝和相態控制，其輸送可通過以下3種相態實現：①氣相輸送，輸送過程中CO2在管道內保持氣相狀態，通過壓縮機升高輸送壓力，但管道整體運行壓力較低，輸送量較??；②液相輸送，輸送過程中CO2在管道內保持液相狀態，通過泵增壓升高輸送壓力以克服沿程摩阻和地形高差，要獲得液相CO2，需要對其冷卻，如果是高壓氣井氣可用氣源自身的壓力進行節流制冷，如果沒有壓力可利用外加冷源制冷，同時管道采取保冷措施；③超臨界輸送，輸送過程中CO2在管道內保持超臨界狀態，通過壓縮機或泵升高輸送壓力，超臨界輸送需要控制最低運行壓力，以保持其稠密相態。

圖4 管道輸送工藝簡化流程圖

對比以上3種相態管道輸送方式，超臨界輸送方式在經濟和技術上都優于氣相輸送和液相輸送，超臨界輸送與氣相輸送相比，成本節約近20%。另外，超臨界輸送管道末端的高壓可以使管道內CO2在某些情況下直接注入地層，無需增設注入壓縮機。當然，對于具體項目，采用哪種輸送方式，需要根據CO2氣源、注入場所實際情況進行優化研究而定。

1.4.3 CO2地面注入技術

地面注入系統的關鍵技術是相態分析和增壓工藝，相態不同所選擇的增壓設備也不同，無論是增壓泵還是壓縮機，都要充分考慮CO2氣源的相態、物性及注入站場的壓力等工藝要求。CO2地面注入方式有液相注入、密相注入和超臨界注入3種類型。由于注入壓力較高，液相注入由柱塞泵來增壓，超臨界注入由壓縮機增壓，密相注入由泵增壓。小規模試驗區氣源主要是罐車拉運，采用液相注入工藝，該技術成熟可靠；大規模推廣一般是管道輸送，應根據管道輸送相態，采用壓縮機或泵增壓注入，注入過程中關鍵是控制進入增壓設備入口的CO2相態。

無論何種注入工藝，國內外都有較多的應用實例，包括液態柱塞泵注入工藝、超臨界壓縮機注入工藝和壓縮機加泵注入工藝等，各流程適應的工況不同。

1.4.4 CO2驅油產出氣循環注入技術

CO2驅油過程中產出的CO2氣組分變化復雜，CO2含量一般為10%～90%，如果要將產出氣進行循環注入至地下油藏，必須滿足油藏回注氣的指標要求。目前，CO2驅油過程中的產出氣主要有直接回注、混合回注和分離提純后回注3種循環注入方式：①當產出氣CO2含量滿足油藏回注氣指標要求時，采用超臨界注入工藝直接回注；②當產出氣CO2含量低于油藏回注氣指標要求時，產出氣與純CO2氣體混合后超臨界注入；③當產出氣與純CO2氣體混合后CO2含量仍不滿足油藏回注氣指標要求時，采用變壓吸附法富集提純后注入。

1.4.5 全流程技術的現場應用

CO2驅油與埋存地面工程全流程技術在吉林油田進行了試驗并應用，已經發展形成3種應用模式：①先導試驗模式，應用于黑59先導試驗區，井數較少、氣源不確定，采用CO2罐車拉運，液態注入，CO2驅油產出氣不分離超臨界混合回注；②擴大試驗模式，應用于黑79擴大試驗區，井數較多、規模較大，鄰近CO2氣源，采用液相管道輸送，集中建站，液相注入，CO2驅油產出氣將CO2富集提純后循環注入；③工業化應用模式，應用于黑46工業化試驗區，井數多、規模大、氣源確定，采用氣相管道輸送，超臨界注入，CO2驅油產出氣不分離全部超臨界混合回注。

1.5 CO2驅油與埋存安全評價技術

1.5.1 CO2驅油藏監測技術

CO2驅油存在混相不穩定、流體運移難控制、腐蝕問題突出和安全環保要求高等問題。為了解決這些問題，在油藏監測方面相應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、腐蝕監測和環境監測等[36]。這些監測項目在實際應用中取得了較好的效果，為掌握CO2驅油動態變化特點和趨勢，以及?；煜?、防氣竄、防腐蝕、防泄露等提供了技術保障，初步形成了適合CO2驅油與埋存特點的油藏動態監測技術。

①注入狀況監測。包括注入動態監測、吸水吸氣剖面測試、吸水吸氣指數測試、井筒井底溫壓測試，重點是吸水吸氣剖面和吸水吸氣指數測試。

②混相狀態監測。主要包括地層壓力監測、油井井底流壓實時監測、井流物監測和高壓物性取樣分析等。地層壓力是判斷混相狀態的關鍵指標，地層壓力監測以油井為主，包括籠統測壓和分層測壓，井況允許條件下應以分層測壓為主；為連續觀測井底流壓、靜壓及溫度的變化情況，掌握注采壓力剖面及混相狀況，可選擇有代表性生產井下入直讀壓力計，實時監測井底壓力；通過對產出氣和原油組分的分析，監測井流物，為確定采油井的混相狀況提供依據；選取含水小于10%的具有代表性的生產井，進行注氣前、注氣后高壓物性取樣分析。通過這些手段，分析地層條件下驅替過程中原油組分及性質的變化規律，判斷混相狀態。

③驅替流體運移及氣驅前緣監測。主要包括氣體示蹤劑測試、微地震監測等。氣相示蹤劑主要用于監測CO2驅替過程中的主要滲流通道、CO2的運移方向和速度。利用微地震氣驅前緣監測技術對注氣井進行監測，可以得到被監測井的氣驅前緣、注入氣的波及范圍和優勢氣驅方向，從而為開展油藏動態分析，以及實施注采調控提供可靠的技術依據。

④CO2泄漏監測。為了及時發現CO2泄漏情況，判斷泄漏原因，嚴控因泄漏造成的環境污染和傷人事故，建立以“土壤碳通量+碳同位素”監測為主的CO2泄漏監測方法，主要有直線布點監測和網狀布點監測2種監測模式。

1.5.2 CO2埋存安全評價技術

通過國內外實例解剖、分析和對比，篩選出評判CO2安全埋存的盆地與地質體（地殼內占有一定的空間、有其固有成分，并可以與周圍物質相區別的地質作用的產物）級別的評價指標和指標內涵[22]，如表4所示。

表4 CO2安全埋存的評價指標及內涵

根據CO2安全埋存工程特點和要求，需要進行分階段、分層次的蓋層封閉性能評價。比如按階段分為勘探與初選階段、場址優選階段和封存設計階段等。

在CO2驅油與埋存現場生產和管理過程中，還需要建立生產管理風險識別標準、生產作業風險識別標準以及相應的風險控制體系等。

1.6 下步技術發展方向

高昂的CO2來源成本和不盡理想的CO2驅油開發效果是制約規?；茝V應用的2個主要因素：①供給穩定、獲取便捷和價格低廉的CO2氣源是技術開展的先決條件，捕集成本較高限制了CO2的來源；②中國石蠟基原油組成以重組分為主，C2—C6組分含量明顯偏低，C11+和膠質、瀝青質含量較高，且多數油藏溫度較高、原油地下黏度大，增加了與CO2的混相難度，進而影響CO2驅油的驅替效率。即使能實現油和CO2混相的油藏，由于原始地層壓力與最小混相壓力差較小，氣竄后可調整空間有限，驅油效果有時也不是十分理想。陸相油藏和海相油藏相比，油藏非均質性較強，CO2驅油過程中氣竄現象較為普遍，注入的CO2形成無效循環，嚴重影響了氣體的波及體積，大幅降低了CO2驅油的最終采收率。

持續加大技術攻關力度，降低CO2來源成本和提高CO2驅油開發效果是切實可行的發展之路。目前，亟需重點攻關以下5項技術：①突破低成本CO2捕集技術，提供廉價的CO2氣源；②研發促進和改善CO2與原油之間混相的技術，以取得較高的驅油效率；③研發提高CO2波及體積技術，如低成本的泡沫復合驅技術、分層注氣-調剖綜合調控技術等；④研制更高性能舉升工具和技術，以保障低產液量油井在氣油比上升后仍能繼續連續生產；⑤加強CO2埋存監測基礎理論研究和關鍵技術的攻關，提高長期監測的精確性和可靠性，確保實現CO2長期安全埋存。

2 CO2驅油與埋存現場實踐

最近十幾年來，中國CO2驅油與埋存現場試驗取得跨越式發展，經歷了先導試驗、擴大試驗并逐步工業化推進3個階段。試驗的油藏類型越來越豐富、試驗規模也越來越大，取得了一定成效并積累了一些實踐經驗。

吉林油田從2008年開始CO2驅油與埋存試驗，歷經10年時間，在大情字井油田建成了4個試驗區（黑59、黑79南、黑79北和黑46，見表5），注氣井組60個，涉及采油井251口。年產油能力超過10×104t，年埋存CO2能力35×104t。

表5 吉林油田CO2驅油試驗情況

2.1 試驗區油藏地質特征

大情字井油田位于松遼盆地南部中央坳陷區長嶺凹陷中部，總體構造格局為北北東向的長軸向斜，斷層比較發育。青山口組高臺子油層為濱淺湖背景下的三角洲前緣亞相，儲集層巖性以粉砂巖為主，膠結物以灰質和泥質為主。青一段儲集層物性最好，油層滲透率平均4.5×10-3μm2。平面上近物源區儲集層物性好，沉積前端儲集層物性明顯變差，是向斜構造背景下形成的大型復雜巖性油藏，儲量豐度低，儲集層滲透率低，含油飽和度低。

該油田原油密度787.7～829.5 kg/m3，地層原油黏度1.82～9.34 mPa·s；青一段油層中部埋深2 350 m，油層壓力20.3～24.4 MPa，平均22.8 MPa；油層溫度93～104 ℃，平均為97.3 ℃，屬正常的溫度、壓力系統。該油田于2000年開始大規?？碧介_發，油井采用壓裂方式投產，單井產能平均5.0 t/d，初期含水大于40%。截至2010年底，油井開井1 130口，水井開井318口；平均單井日產液6.1 t，日產油1.9 t，綜合含水68.8%；平均地層壓力17.0 MPa，為原始地層壓力的74.6%；采出程度8.73%，標定采收率21.9%。

2.2 試驗及效果

2.2.1 黑59先導試驗區

試驗區有6個試驗井組，25口油井，采用反七點面積井網，井排距440 m×140 m；主要注氣層位為青一段7，12，14，15號小層，采用一套層系開發。于2008年3月陸續開始注氣，穩定階段日注氣120～164 t。注氣初期部分油井關井恢復壓力，2009年1月所有油井開抽生產。2014年10月受井況等因素影響停止注氣，轉為注水開發。

試驗區塊混相范圍大、混相程度高，但由于油藏地混壓差小，混相狀況不穩定，呈現動態混相特征。當氣源充足，注氣正常時，地層壓力高于最小混相壓力，油藏呈現混相狀態；當氣源不足，注氣不正常時，地層壓力低于最小混相壓力，油藏或局部區域呈現非混相狀態。見效井主要表現為產油量大幅上升和含水下降。

注氣前標定日產液140.7 t，日產油66 t，含水53.1%，累計產油3.6×104t，采油速度1.7%，采出程度3.5%。注氣見效后日產液159.0 t，日產油81.0 t，含水49.1%，年產油2.6×104t，采油速度2.5%。

截至2017年底，試驗區累計注氣27.3×104t，累計產出CO2量1.1×104t，階段埋存率95.9%，注氣階段累計產油13.8×104t，階段采出程度13.6%，累計增油3.9×104t。通過跟蹤擬合CO2驅油試驗動態，結合數值模擬預測CO2驅油采收率為29.5%，較水驅油提高采收率10.4%。

2.2.2 黑79南試驗區

試驗區注氣層位為青一段2號小層，北部壓裂區采用480 m×160 m反七點面積井網，南部復合射孔區采用480 m×160 m菱形反九點面積井網，設計油井60口，注氣井18口，先連續注氣一年，地層壓力恢復到混相壓力附近后，開展WAG注入，WAG氣水比為1∶1，單井日注入量（水、液態CO2）40 t，設計CO2總注入量131.4×104t（約0.5倍烴類孔隙體積）；注氣期間油井連續生產，局部氣竄井組采用30 d開井、15 d關井的間開方式控制生產，注氣階段注采比為2.0，注水階段為1.35∶1.00；采油速度控制在4.0%以下。

試驗區于2010年6月陸續開始注氣，根據長嶺氣田CO2供應量調節注氣井數，2010年注氣井數為8口，平均日注氣146.7 t。至2014年注氣井組達到17個，平均日注氣232.8 t。2014年10月，受注入水質等因素影響，試驗區停止注氣，轉為注水開發。

注氣前日產液362.3 t，日產油179.3 t，含水50.5%，采油速度2.7%，采出程度17.8%。注氣見效后日產液411.4 t，日產油200.2 t，含水50.9%。2013年5月試驗區氣油比開始上升，同時試驗區注氣井陸續出現注入困難的現象，無法實施水氣交替。通過周期采油+防氣泵工藝+加深泵掛等綜合調控，保證了產量平穩。

截至2017年底，試驗區累計注氣41.2×104t，折合0.214倍烴類孔隙體積，CO2累計產出2.1×104t，埋存率94.9%。注氣階段累計產油29.8×104t，階段采出程度12.4%，累計增油3.8×104t，階段采出程度較水驅油提高1.6%。通過跟蹤擬合礦場試驗生產動態，結合數值模擬預測較水驅提高采收率14.5%。

2.2.3 黑79北小井距試驗區

試驗方案包括10個井組，10口注氣井，27口采油井，采用80 m×240 m反七點井網。注氣層位為青一段11、12號小層，儲量108×104t。設計注氣總量1.3倍烴類孔隙體積。2012年10月試驗區全面注氣。試驗區注氣前標定日產液160 t，日產油15.1 t，含水90.5%，采油速度0.62%，為特高含水油藏轉CO2驅油類型。

試驗分為3個階段：①連續注氣階段，有效補充地層能量，地層壓力達到最小混相壓力，動態表現為液、油產量上升；②水氣交替階段，有效防、控氣竄，動態表現為含水下降、產油量上升，氣油比穩定；③綜合注采調控階段，實現了高氣油比生產，產量提高3倍以上，含水下降10%。

到2017年底，累計注氣17.8×104t，折合0.55倍烴類孔隙體積，年產油能力1.2×104t。試驗區累計產油4.5×104t，累計增油2.9×104t。核心評價區實際產量高于方案預測結果，按照該趨勢推測可提高采收率15%以上。

通過解剖小井距試驗區，CO2混相驅存在如下動態特征：①見效時間不同，儲集層物性好、剩余油飽和度高的內部油井先見效，然后逐步向邊部推進，注氣0.1～0.2倍烴類孔隙體積后，內部油井見效（與注入井距離140～160 m），注氣0.3～0.4倍烴類孔隙體積后，邊部油井見效（與注入井距離220～270 m）；②見效程度不同，由內向外分為混相、近混相和能量補充3個區域，混相區內油井累計增油量最大，能量補充區油井增產相對最??；③產液變化，前期注氣能量上升，液量上升，后期液量下降；④單井遞減特征，部分混相較早井出現階梯狀遞減趨勢，擴大混相范圍，動用小孔道，是長期穩產的關鍵；⑤見氣規律，油井見效前先見烴類氣，之后CO2含量上升，前期、中期產出CO2與增油量趨勢基本一致，后期隨著含氣飽和度增加，將抑制產液、產油能力。

2.2.4 黑46試驗區

試驗區南部為150 m×600 m反九點面積井網，中部為212 m×424 m反九點面積井網，根據水驅油轉CO2驅油井網調整原則，確定轉注氣井26口，其中注水井轉注氣21口，油井轉注氣5口；采油井139口。

試驗區于2014年10月陸續開始注氣，2015年7月開始CO2供給量減少，日供200 t左右。北部采油井開井67口，從地層壓力測試看，在井網密集區地層壓力相對較高，為22.3 MPa，仍低于原始地層壓力23.9 MPa，但試驗區整體地層壓力較低，只有12 MPa。受注入不連續等因素影響，試驗區油井產量呈緩慢遞減趨勢，13口油井產量上升，29口油井產量穩定，21口油井產量下降。南部采油井開井54口，注入不連續，整體地層壓力較低，平均只有11.2 MPa，動態表現為延續水驅遞減趨勢，9口油井產量上升，14口油井產量下降。

截至2017年底，累計注氣32.6×104t，折合地下0.076倍烴類孔隙體積。通過數值模擬預測，較水驅油提高采收率11.5%。

2.3 經驗與啟示

總結2008年以來10多年的CO2驅油開發試驗成果，可得8個方面的經驗與啟示：①在油田附近有CO2氣源的情況下，考慮開展CO2驅油開發比較有利，可保障在較長時期內氣源穩定供應，CO2成本也可保持較低水平；②CO2驅油開發應選擇能夠混相的油田實施，在非混相油田實施的效果和效益要差很多，近混相油藏與混相油藏CO2驅油效果接近，可以開展試驗探索；③在方案設計中，要依據CO2注入采出平衡統籌安排規模和進度，借鑒國內外CO2驅油開發經驗，優選區塊，優化井網和注采參數，開展經濟效益和社會效益評價，并提出井控和HSE要求；④目前陸相低滲透油田CO2驅油開發規律差異較大，認識還比較有限，應不斷加強CO2驅油藏監測、跟蹤分析評價和注采調控，對方案進行實時跟蹤和調整；⑤隨著礦場試驗的逐步深入，將相繼出現采油井產出液含氣量上升造成舉升及計量困難，集輸系統產出氣增加后氣液分離難度增加，以及水氣交替后注入壓力上升等多種礦場問題，需要提前做好技術解決預案；⑥應堅持試驗先行，按先導試驗、擴大試驗和工業化推廣的步驟逐步擴大；⑦CO2驅油技術是老油田持續提高石油采收率的有效手段，是開發新油田和致密油的有效方式；⑧CO2驅油提高石油采收率的同時還可以實現CO2的有效埋存，經濟效益和社會效益都很好，具有廣闊的推廣應用前景。

3 結語

中國CO2年排放量超過90×108t，且呈遞增趨勢，政府高度重視溫室氣體減排工作，技術需求迫切。CO2驅油與埋存技術具有十分廣闊的應用前景，油氣藏是埋存CO2的理想場所，不但可以長期安全埋存，而且可以同時增加油氣可采儲量，提高采收率，實現社會效益和經濟效益共贏。

通過多年的研究和探索，特別是最近10余年的攻關和試驗，中國初步形成了適合陸相油藏特征的CO2驅油與埋存的理論及技術，豐富了機理認識，發展了油藏工程、注采工程、地面工程等主體技術，以及油藏監測和安全環保評價等系列配套技術，有力支撐了不同類型試驗區的建設和開發，并在現場取得了較好的應用效果，積累了一定經驗。對其他國家和地區同類油藏開展CO2驅油與埋存項目也具有借鑒意義。