低滲透油藏CO2驅提高采收率技術進展及展望

李 陽

（中國石油化工股份有限公司，北京 100728）

隨著國民經濟的發展，中國石油消費量持續增長，石油供求矛盾日益突出。2018 年國內石油消費總量為6.48×108t，進口總量達4.62×108t，對外依存度高達70%以上，石油供給安全形勢嚴峻，因此，保持石油產量穩定對保障中國能源安全至關重要。

全球約38%、中國約46%的油氣類型以低滲透資源為主，低滲透油氣資源的有效開發對確保中國油氣可持續發展具有重要戰略意義［1］。根據國土資源部油氣資源評價結果，中國已探明低滲透石油地質儲量逾140×108t，主要分布在松遼、渤海灣、塔里木、鄂爾多斯、準噶爾等盆地，以陸相沉積為主，具有儲層物性差、層系多、類型復雜、分布廣的特點。近年來，探明儲量中低滲透儲層占比不斷上升，2017 年新增儲量中比例超過70%。同時，低滲透油藏年產油量不斷增高，2017 年產油量占總產油量35%以上，已成為石油工業增儲上產的主要陣地。目前已開發低滲透油藏主要以水驅為主，但面臨單井產量低、注入壓力高、注入能力低、補充地層能量困難、有效驅替系統難以建立等［2-4］難題，最終采收率一般為20%左右。

CO2在原油中具有較好的溶解性和較強的萃取能力，可大幅度降低原油黏度、膨脹增容，與原油多次接觸混相降低界面張力，從而大幅度提高油藏采收率［5-10］。礦場實踐表明，與水驅相比，CO2吸氣指數可提高5倍、啟動壓力降低50%，大幅提高了注入能力，有效解決了低滲透油藏水驅開發存在的“注不進、采不出、采油速度低、采收率低”等難題。同時，注入的CO2可大規模封存于地下，實現CO2高效減排。因此，CO2驅是低滲透油藏提高采收率、CO2減排和資源化利用的有效技術之一。

筆者系統介紹了中國石化近年來CO2驅油理論及技術的研究進展與礦場試驗，并針對低滲透油藏CO2驅技術發展所存在的問題，提出了改善CO2驅開發效果的技術發展方向，以期為形成中國陸相低滲透油藏特征的CO2驅理論和技術體系，實現CO2驅油與埋存的規模應用提供借鑒和參考。

1 低滲透油藏地質與開發特征

低滲透油氣藏是指儲層孔隙度低、流體滲流能力差、自然產能低，常規開采方式難以有效規模開發的油氣藏。低滲透是一個相對的概念，世界各國對低滲透油藏的劃分并無統一標準，因國家政策、資源狀況和經濟技術條件的不同而各異。中國低滲透油藏一般指儲層氣測滲透率小于50 mD 的油藏，又進一步劃分為一般低滲透（10～50 mD）、特低滲透（1～10 mD）和超低滲透（小于1 mD）油藏。中國低滲透油氣資源豐富，類型多樣，儲層巖石類型包括砂巖、粉砂巖、砂質碳酸鹽巖、灰巖和白云巖等，以低滲透砂巖儲層為主。

全球低滲透油氣資源分布廣泛，在北美、中亞、北非、北歐等地區都發現了大量的低滲透油田。與國外低滲透油田相比，中國低滲透油田具有獨特的地質特征：①以陸相沉積為主，沉積物復雜、物源多、規模小，儲層粒度分布范圍大、分選差、磨圓程度低，由于不均勻壓實作用和成巖作用，儲層后期物性變化劇烈。②沉積物礦物成分成熟度和結構成熟度低，與國外海相儲層中富含石英特征不同，長石和巖屑含量普遍較高，平均含量高達51.3%。巖石顆粒粒度分布范圍較寬、顆粒大小混雜，沉積物易在成巖過程中發生壓實作用，導致儲層較致密，有“磨刀石”之稱。③受沉積作用、成巖作用或構造作用等影響，原生粒間孔和次生溶孔發育，孔隙喉道狹窄、連通性差，儲層物性差，孔隙度多小于15%，基質滲透率多小于20 mD。④油層砂泥巖交互，砂層厚度不穩定，層間非均質性強。⑤裂縫發育，以微裂縫和潛裂縫為主，在原始地層條件下一般處于閉合狀態。⑥原油中蠟、瀝青質和膠質等重質組分含量高，一般為10%～30%。

低滲透油藏的開發特征包括：①天然能量不足，低產井多，采油速度低。地層導壓系數小，壓力傳播慢，初期油井呈現“供液不足、產量遞減快”的特征，油井自然產能低，一般小于10 t/d。②注水補充能量困難，采收率低。油藏一般無邊底水或邊底水較弱，自然能量供給不足。一次采收率一般為6%～10%，注水開發后，儲層物性好的油藏采收率可提高到20%～25%。③注水井吸水能力低，注水效果差。儲層黏土礦物含量高，黏土礦物遇水膨脹和注入水配伍性差等導致油層傷害，造成吸水能力進一步降低，注水壓力持續上升，注水量不斷下降。④應力敏感性強，壓裂縫和天然裂縫易閉合。低滲透油藏一般采用大型壓裂投產，初期采油速度較高，但由于壓力敏感性強，導致孔隙度和滲透率降低，采油速度遞減快，后期采油速度不到0.5%；注水開發后，采油速度一般也較低。例如勝利油田樊18-3 塊2007 年6 月比采油指數為0.319 t/（d·MPa·m），2008年4月下降為0.154 t/（d·MPa·m）。

2 CO2驅理論和技術進展

國外CO2驅油技術研究起始于20世紀50年代，20 世紀80 年代隨著美國天然CO2氣田的開采以及輸氣管道鋪設，為油田開展工業化CO2驅油項目提供了穩定CO2來源，Paradis和Shoemaker等多個油田先后開展了注CO2開發試驗，取得了較好的效果，CO2驅油逐漸成為北美地區提高采收率的主要手段。2000 年以來，由于碳排放問題日益嚴重，國際社會把CCS-EOR 作為碳減排的主要技術進行技術攻關和推廣應用，實現了CO2減排和增油的雙贏［11-15］。

20 世紀60 年代中國在大慶油田開展了CO2驅提高采收率方法探索，90 年代在勝利、江蘇等多個油田陸續開展了CO2驅先導性試驗，但由于缺乏天然的CO2氣藏，同時由于驅油過程中存在氣竄嚴重和管線腐蝕等問題，沒有形成規模應用。近年來，隨著國際社會應對氣候變化與CO2減排技術的發展，中國開展了CO2捕集、驅油和封存技術的研究攻關，為CO2驅油和埋存提供了應用條件，并通過研究和試驗，在CO2驅油理論、開發技術、注采輸工藝技術等方面取得了重要進展，CO2驅油技術步入快速發展階段［16-23］。

CO2驅油研究主要聚焦在2個科學問題：一是注入CO2氣在原油開發過程中流態變化，二是如何最大程度實現注入CO2氣體與地層原油混相接觸。通過研究，揭示了CO2驅油機理，形成了4 項CO2驅關鍵技術。

2.1 CO2驅油機理

目前公認的CO2驅油機理主要有3 種：①混相驅，通過多次接觸實現CO2與原油的混相，有蒸發混相、凝析混相2 種機理，混相驅替效率高，但需要地層壓力要高于最小混相壓力。②非混相驅，由于地層壓力較低，或原油性質較差，CO2降低原油黏度、膨脹地層油和降低界面張力，但驅替效率較低。③近混相驅，ZICK 于1986 年提出了近混相驅概念［24］，1995 年SHYEH-YUNG 等將近混相驅的概念擴展［25］，提出近混相氣驅是指注入氣體并非與油完全混相，只是接近混相狀態。

傳統CO2混相驅理論認為，地層壓力低于最小混相壓力的油藏都屬于非混相驅。但是，對于低滲透油藏，在注氣開發過程中地層壓力場的分布將發生較大變化，油藏壓力空間變化對CO2混相狀態產生的影響不能忽視。例如，在勝利油田低滲透油藏CO2驅開發中，注入井底附近壓力一般大于40 MPa，遠大于最小混相壓力，而在生產井底附近壓力為15 MPa 左右，又遠小于最小混相壓力。這就意味著在注入井附近為混相驅，生產井附近為非混相驅。所以，若用單一的混相或非混相定性描述低滲透油藏CO2驅替過程，不能完全反映混相狀態的分布，具有較大局限性?；诖颂岢隽朔峭耆煜囹尷碚?，考慮了注采井間壓力剖面對驅替過程的影響，更加反映低滲透油藏CO2驅實際過程。

CO2非完全混相驅是通過動力學過程與熱力學過程相互耦合、制約，準確預測油藏的壓力場、飽和度場、組分濃度場，依據地層壓力分布、組分濃度分布和最小混相壓力來確定油藏混相狀態，從而體現油藏中CO2與原油間的混相狀態、界面張力、油氣相密度和黏度等時變性和空變性的特征，準確描述從注入井到采油井剖面上依次為混相、非完全混相和非混相3 種狀態，而非僅僅依靠平均地層壓力與最小混相壓力來確定油藏是混相驅或非混相驅過程。

CO2非完全混相驅過程涉及多組分的熱力學平衡、組分物質守恒等，傳質規律遠比水驅復雜，存在相前緣和組分前緣2 個前緣。準確描述油藏中CO2驅非完全混相狀態，一般采用物理模擬實驗、精細地質建模、組分數值模擬相結合，將動力學過程與熱力學過程耦合，定量表征壓力場、飽和度場、濃度場、界面張力場以及物性的動態變化，進而認識CO2驅替過程中混相狀態的規律性，為改善CO2驅開發效果提供技術支撐。

2.2 CO2驅開發技術進展

2.2.1 提高混相能力技術

CO2與原油的混相能力是CO2驅油研究中的一個重要參數，將混相能力定義為地層壓力與最小混相壓力的比值。長細管實驗結果表明，混相能力越大，界面張力越低，驅油效率越高，混相能力超過1.0（混相驅）后，驅油效率增幅變緩（圖1）。理論研究和礦場實踐表明，CO2驅要獲得較好的開發效果需達到混相驅/近混相驅，提高混相能力可通過提升地層壓力和降低最小混相壓力來實現。

圖1 長細管實驗混相能力與驅油效率關系Fig.1 Relationship between miscibility and oil displacement efficiency in thin and slim tube experiments

降低最小混相壓力是提高混相能力的主要方法之一。研究表明，影響CO2與原油最小混相壓力的參數主要是原油組成和油藏溫度，原油中輕烴組分越多、油藏溫度越低，CO2與原油越易混相。CO2與原油間的組分傳質強弱直接影響混相能力，因此，可通過提高CO2抽提能力和增強CO2溶解能力來降低最小混相壓力?；谏鲜稣J識，勝利油田研發了強化CO2抽提能力的增效劑（DYJ131）和增強CO2溶解能力的增溶劑（S2），優化了降低混相壓力體系配方（DYJ131∶S2=9∶1）。室內評價結果表明，混相壓力可由31.65 MPa 降低到23.7 MPa，降幅達25%（圖2），進而擴大了CO2混相驅的應用范圍，為提高原油采收率和CO2封存量提供了技術保障。

圖2 降低混相壓力（DYJ131∶S2）體系降低最小混相壓力的效果對比Fig.2 Effect of DYJ131∶S2 system on minimum miscible pressure

2.2.2 CO2驅油藏工程技術

CO2驅精細地質描述技術 為了提高CO2驅驅油效率和擴大波及體積，該項技術描述的重點是儲層砂體的連通性、非均質性、裂縫網絡及高滲透條帶的分布，為準確刻畫CO2氣體的超覆和指進現象提供基礎。針對低滲透油藏的特點，形成了以頻譜成像預測儲層、裂縫識別與表征、CO2驅流動單元精細劃分技術為核心的精細油藏描述技術，為選區評價和油藏工程方案編制提供依據。

CO2驅油藏篩選評價方法 在CO2驅油項目實施之前，對油藏進行篩選評價可提高CO2驅項目的成功率和經濟效益。從CO2驅油機理出發，綜合分析了影響CO2驅油效果的地質、工程、經濟因素，建立了綜合考慮油藏特征、儲層特征、原油特性、開發特征和經濟因素的5 大類21 個評價參數的適宜度評價方法（表1）。

根據對中外81 個資料完整的、已實施的注CO2項目的統計，運用理論分析和概率統計相結合的方法，獲取評價參數取值范圍，確定評價參數密度分布規律，建立反映流體物性、油藏特征、儲層特征的技術潛力評價指標體系及量化標準；運用改進的層次分析法和熵權法，確定評價參數的綜合權重；采用模糊綜合評判理論作為油藏CO2驅適宜度的篩選評價方法。

油藏注采優化設計技術 以地層壓力和注采比為主控參數，形成了早期注氣提升地層壓力增加混相能力、注采耦合控制氣體竄流、氣水交替注入（WAG）擴大波及體積為特色的CO2驅油藏方案設計技術。以保持油藏壓力混相和注采平衡為主要內容，優化CO2注入速度、生產井采油速度，同時，考慮注氣、采油、地面系統產出氣處理能力之間的關系；注采耦合、水氣交替注入有效控制氣驅流度；累積注氣量需綜合考慮采收率、封存量、CO2利用率及經濟效益。

表1 CO2適宜度評價體系Table1 Suitability evaluation system of CO2injection

利用室內實驗和組分數值模擬技術，以累積產油量、換油率、采收率為主要評價指標，優化注采參數，包括注氣方式、注氣時機、壓力保持水平、注入速度等。具體為：①注氣方式。室內實驗表明，水氣交替效果最好，水驅效果最差，連續注氣次之，周期注氣介于連續注氣與水氣交替之間，最佳注入間歇比為1∶1～1∶3。②注氣時機。注氣前含水率越低，轉CO2驅后，日產油量越高，累積產油量越高，開發效果越好。③壓力保持水平。壓力保持水平對最終采收率及氣體突破時間有較大影響，為提高注氣效果，應保持在較高壓力下進行CO2驅。④注氣速度。較高的注氣速度條件下CO2易氣竄，采收率較低；注氣速度過低時，驅替過程中產生除粘滯阻力以外的附加阻力，不利于驅出微小孔隙中的原油，采收率較低。在一定雷諾數范圍內，注氣速度增加有利于提高采收率。

有效井網模式優化技術 CO2驅油過程復雜，驅油效率和波及體積受多重因素影響，合理的布井方案可以有效提高CO2驅的開發效果。只有建立起有效的井網系統和壓力系統，才能保證CO2驅獲得最優開發效果。CO2驅井網模式是否合理，主要從以下3個方面評價：一是能否延長無氣采油期，提高開發初期的采油速度；二是能否獲得較高的最終采收率；三是井網調整是否具有較大的靈活性。對于低滲透油藏CO2驅，既要考慮單井控制儲量及整個油田開發的經濟合理性，井網不能太密；又要充分考慮注入井和采油井之間的壓力傳遞關系，最大程度地延緩CO2氣竄。

合理井網形式的優選，應當綜合考慮砂體分布形態、儲量豐度、裂縫系統、剩余油分布、儲量動用程度、井型、注采能力等，面積井網應當考慮井網系統調整的靈活性和多套井網銜接配合問題。以加拿大韋本油田為例，在進行井網優化設計時，綜合考慮儲層特征、歷史最大垂直主裂縫方向、流速、地層系數比等。通過井網優化，注采井網以水平井+直井、水氣分注的同步注入井網模式（圖3）為主，方案實施后，試驗區日增產原油2.5 萬桶，累積增產原油超過1.3 億桶，采收率達到46%，比水驅提高了16個百分點，油田壽命延長20 a以上［26］。

圖3 水平井+直井、水氣分注的同步注入井網模式Fig.3 Well pattern of horizontal wells and vertical wells with separate injection of water and gas

全過程實時跟蹤及調整技術 全過程實時跟蹤及調整技術是在室內CO2混相驅油機理實驗分析、數值模擬實時跟蹤預測、礦場動態監測和開發效果綜合評價的基礎之上，掌握油藏中CO2混相程度、前緣運移規律和動態變化特點及趨勢，進行全過程跟蹤調整，以抑制氣體突破，擴大波及體積，促進見效增產，改善開發效果。例如，華東分公司在草舍油藏CO2驅先導試驗中形成了方案—實施—跟蹤—調整方案—再實施—再跟蹤全過程跟蹤調整研究方法，經過5次調整優化，主體部位對應老采油井全部見效，日產油量增加了2.83 倍，含水率下降了35.6%，取得良好開發效果。

2.2.3 CO2驅油注采工程技術

免壓井安全注氣管柱 注氣井更換管柱時，CO2的高膨脹性使得施工過程存在較大風險，形成了免壓井安全注氣管柱。免壓井安全注氣管柱具有4個特點：①采用錨定式管柱結構，可防止管柱蠕動，以確保注氣作業正常進行，同時可保護丟手管柱上部套管；②可實現反洗井更換環空保護液的功能，當油套環空注入含有緩蝕劑的環空保護液時，液體經反洗閥直接進入油管，后經油管返出井筒，從而達到保護油層的目的；③采用分體式丟手結構，在更換上部注氣管柱時，不需起出下部丟手管柱；④多功能注氣閥及蝶板單向閥的應用可以實現上部管柱不壓井作業。

多功能采油管柱 隨著CO2驅時間的延長，生產井會出現氣竄和結垢等問題，根據油藏工程方法計算，不同生產井的見氣時間是不同的。根據見氣情況，考慮后期換泵換管方便，設計了具有高氣油比舉升、丟手、關閉等功能的采油管柱，可實現高氣油比深抽、腐蝕監測、實時測壓、油層保護與安全作業等功能。該工藝管柱適應井深小于等于3 500 m，適用井徑Φ121～125 mm，耐溫小于等于150 ℃，工作壓力小于等于30 MPa。

地面壓注工藝技術 根據CO2來氣特點形成了不同注入工藝技術。對于大規模且連續供氣采取壓注站注入，包括增壓、加熱、分輸至配注間的增壓單元和配注間至單井注入單元，建成氣水交替注入一體化雙介質配注流程，研發了CO2儲罐自增壓的液態CO2泵注技術。對不連續供氣采用方便靈活的撬裝注入方式，集成了注入系統、自控系統、加熱系統，滿足不同地質條件、不同規模、不同壓力的注入需要。

CO2驅腐蝕控制技術 在水濕環境下，CO2極易引起鋼鐵嚴重腐蝕，腐蝕速率可高達20 mm/a。隨著CO2驅開發實施，產出液中CO2含量越來越高，油管因腐蝕失效的問題將越來越嚴重。CO2驅腐蝕主要與管材的成分、含水率、溫度、CO2分壓、流速、流態等有關。CO2腐蝕實驗研究表明，含水率小于30%時，管材輕微腐蝕；含水率為30%～50%時，腐蝕速率出現拐點，腐蝕形態由均勻腐蝕轉變為局部腐蝕；含水率超過50%～75%后，腐蝕速率快速上升。腐蝕速率隨溫度升高呈先升后降的變化趨勢，在50～80 ℃達到腐蝕峰值。腐蝕速率隨CO2分壓增加呈曲折上升的趨勢，主要原因是隨著CO2分壓的增加，介質中溶解的CO2量增多，所生成的碳酸量增加，氫的去極化作用增強，因而反應速度加快，腐蝕速率上升。

在腐蝕機理研究的基礎上，優化形成了常規油套管材料+緩蝕劑為核心的腐蝕控制配套方案，注氣井采用EE級注氣井口、鍍鎳鎢合金N80氣密扣油管，環空保護液采用柴油或CO2專用緩蝕劑溶液，井下工具材質采用30Cr13。對含水率小于30%的采油井，采用AA 級井口、中碳鋼井下工具；對含水率大于30%的采油井，采用CC 級井口、30Cr13 井下工具、加注CO2專用緩蝕劑進行防腐，并且采用腐蝕監測措施監測防腐效果。在役集輸系統采用投加改性咪唑啉型緩蝕劑，新建管線采用碳鋼+雙極性防脫涂層或非金屬管材。

2.2.4 產出CO2回收利用技術

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%，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。針對產出氣的規模和產出氣中CO2的含量，開展了產出氣CO2回收工藝優化，研發了4 種不同的產出氣CO2回收工藝并進行了現場試驗。當產出氣規模小于1 000 Nm3/d 時，采用膜法脫碳系統和變壓吸附法脫碳系統；當產出氣規模大于30 000 Nm3/d、采出氣中CO2含量低于70%時，采用化學吸收法脫碳系統；當產出氣規模大于75 000 Nm3/d、采出氣中CO2含量高于70%時，采用低溫分餾脫碳系統。礦場試驗表明，研發的產出氣回收系統CO2捕集率大于80%，CO2純度大于95%。

3 現場實踐及效果

2000 年以來，開展了多項CO2驅油現場試驗［27-29］。華東分公司草舍油田泰州組、勝利油田高89-1 區塊、東北分公司腰英臺油田等區塊開展了不同類型油藏CO2驅先導試驗，取得了較好的增產效果［24-28］。目前中國石化已實施CO2驅油項目24 個，已覆蓋地質儲量2 512×104t，累積增油量達25.58×104t。

3.1 草舍低滲透油藏CO2混相驅先導試驗

草舍油田位于蘇北盆地溱潼凹陷斷階帶的中段東端，構造復雜、斷裂發育，為復雜斷塊油田。泰州組油藏探明儲量為142×104t，含油面積為0.703 km2，平均滲透率為24.77 mD，儲層平均孔隙度為13.21%，油藏中深為3 020 m，油藏平均地層壓力為35.9 MPa，地層溫度為119 ℃，地層原油黏度為12.83 mPa·s，有效厚度為17 m。CO2-地層原油最小混相壓力為29.3 MPa。

試驗區2005年7月開展邊部試注，注氣井2口，采油井4 口，平均日注氣量為70 t/d；至2007 年9 月主體部位先期注氣，注氣井5 口，采油井15 口，平均日注氣量為130 t/d；2013 年12 月注氣結束，轉為水驅。試驗區注CO2后日產油量從30.72 t/d 最高上升到86.9 t/d，上升了56.18 t/d，增產倍比為2.83 倍；含水率從67.2%最低下降到31.6%，下降了35.6%。截至2013 年12 月，泰州組累積注入液態二氧化碳19.6×104t（0.3 HCPV），累積增油量為7.97×104t，提高采收率7.89%，折算換油率為0.44 t/tCO2，CO2埋存率為90%（圖4）。

圖4 草舍油田泰州組生產曲線Fig.4 Production curves of Taizhou Formation in Caoshe Oilfield

3.2 勝利高89-1 異常高壓特低滲透油藏CO2近混相驅先導試驗

高89-1塊位于正理莊油田西部，構造位置屬于濟陽坳陷東營凹陷博興洼陷金家-正理莊-樊家鼻狀構造帶中部，發育孔店組、沙四段、沙二段3 套含油層系，主力含油層系為沙四段，地質儲量為170×104t，油藏埋深為2 700～3 100 m，平均滲透率為4.7 mD，平均孔隙度為12.5%，地層原油黏度為1.59 mPa·s，地層原油密度為0.738 6 g/cm3，原始地層壓力為41.8 MPa，地層溫度為126 ℃，注氣前地層壓力為23.2 MPa，CO2與原油最小混相壓力為28.9 MPa。

試驗區于2008 年1 月開始注氣，其中注氣井10口，采油井14 口，平均日注氣量為20 t/d。注氣前平均單井日產液量為2.95 t/d，平均單井日產油量為2.84 t/d，含水率為3.7%。注氣見效后平均單井日產液量為6.35 t/d，平均單井日產油量為6.05 t/d，含水率為4.7%。截至2019 年9 月，試驗區累積注CO2氣30×104t，累積增油量為6.9×104t，換油率為0.22 t/tCO2，CO2階段埋存率為86.5%，區塊采出程度為15.7%，其中，中心井采出程度為18.5%，通過跟蹤擬合礦場試驗生產動態，結合數值模擬預測采收率可以達到26.1%。

3.3 腰英臺特低滲透裂縫性油藏CO2非混相驅先導試驗

東北腰英臺油田CO2驅先導試驗區位于西部低幅構造帶，主要開發層系為青一Ⅱ和青二Ⅳ砂層組，儲層沉積微相為三角洲前緣，平均孔隙度為14.23%，滲透率為1.9 mD，原始地層壓力為22.64 MPa，CO2與原油最小混相壓力為26.3 MPa，為非混相驅。

先導試驗方案設計12 注34 采，沿裂縫排狀井網線性驅替，先連續注氣，后氣水交替注入，注入總量為0.8 HCPV。區塊2011 年4 月開始注氣，一期轉注6 口，連續注氣1.5 a，后二期轉注6 口，與一期交替實施氣水交替注入。目前累積注入量為22.6×104t，對應井29口見效，累積增油量為1.8×104t，階段提高采收率為1.1%，CO2階段埋存率為92.6%。

從已實施CO2驅先導試驗見效情況看，混相驅、近混相驅都能取得較好的增產效果，油井見效期長，氣體突破速度慢；CO2非混相驅效果相對較差，尤其是裂縫性油藏，氣竄速度快，波及體積難以擴大，提高采收率效果差。

4 面臨挑戰及下步發展方向

4.1 CO2驅面臨的挑戰

CO2驅油可以實現提高油藏采收率和埋存的雙贏，雖然該技術得到了廣泛應用和發展，但其在中國的發展仍存在以下因素制約。

天然CO2資源缺乏、捕集成本高 美國驅油用CO2主要來源于天然CO2氣藏，并建成了總長度約為7 500 km 的網絡化管道系統，CO2成本低廉（絕大多數驅油項目氣價低于20$/t）。中國天然CO2氣源規模小，氣源不穩定。目前燃煤電廠和化工廠捕集的CO2價格過高影響了應用規模，成為制約國內CO2驅工業化推廣的瓶頸。

CO2輸送成本高 目前CO2輸送主要依靠罐車或者槽船、輪船、管網輸送，這3 種運輸方式適合不同的運輸場合與條件。管道運輸適合大容量、長距離、負荷穩定的定向輸送；輪船適合大容量、超遠距離、靠近海洋或者江河的運輸；罐車或者槽船運輸適用于中短距離、小容量的運輸，其運輸相對靈活。目前國內CO2驅油先導試驗項目主要依靠罐車、小型槽船，但這2種運輸方式的缺點是費用高，特別是罐車輸送成本過高，使得CO2驅油項目經濟可行性變差，不適合規?；茝V。

CO2與原油最小混相壓力高 CO2與原油的最小混相壓力不僅取決于CO2的純度和油藏的溫度，還取決于原油組分［30］。國內低滲透油藏多為陸相沉積，原油重質組分含量高、黏度較大、油藏溫度高，導致CO2與原油的最小混相壓力過高。例如，勝利油田原油在油藏條件下，CO2與原油的最小混相壓力在26 MPa 以上，混相難度大，影響了CO2驅開發效果。

CO2驅氣竄嚴重 國外CO2驅主要用于水驅效果較好的中低滲透油藏［31］，最小混相壓力低、油藏非均質性不強，CO2氣竄的主要機理是黏性指進，水驅后轉CO2氣水交替驅，可抑制氣竄。中國油藏多為陸相沉積，層間、層內非均質性嚴重，CO2驅主要用于水驅無法正常開發的低滲透、特低滲透油藏，且多數采用壓裂開發，儲層非均質性更加嚴重，強非均質性和優勢通道導致氣竄嚴重。

腐蝕問題嚴重 CO2易溶于水生成碳酸，對注采管柱、集輸管線、設備等具有很強的腐蝕性。與國外成熟的CO2驅注采輸工藝技術相比，目前國內CO2驅注采輸系統中，注入系統、采出系統、采出液集輸處理系統和產出氣循環利用系統以材質防腐為主，CO2驅注采輸工藝流程不夠優化，導致地面工程建設規模偏大、投資大、運行成本高。

固相沉積問題 中國多數油藏原油中蠟、瀝青質和膠質含量較高。超臨界CO2不僅對原油中的輕烴（C2—C6）具有很強的抽提作用，而且還可以抽提原油中更高分子量的烴（C7—C15），影響原油體系的動態平衡，降低了地層油對石蠟、瀝青質等的溶解能力和穩定性，導致石蠟、瀝青質等有機固體從原油中沉積出來，對儲層造成傷害。并且當CO2含量高的原油從儲層流入井筒時，壓力大幅降低，大量CO2從原油中析出，體積迅速膨脹、吸熱，導致原油中石蠟大量沉積，堵塞油管，損傷采油設備。

4.2 CO2驅下步發展方向

根據國家重大基礎研究計劃《溫室氣體提高采收率的資源化利用及地下埋存》項目分析和預測，全國約130×108t 石油地質儲量適合CO2驅，可增加可采儲量19.2×108t，封存CO2約50×108t～60×108t。為進一步推動CO2驅規?；瘧煤桶l展，需要開展進一步技術攻關研究。

低成本CO2捕集技術 目前，從各種混合氣體中捕集CO2的方法主要有化學吸收法、變壓吸附法、膜處理法和低溫分餾法，以化學吸收法應用最為普遍，由于CO2捕集再生蒸汽消耗量大、溶液腐蝕性強、溶液易降解、吸收能力低等問題，一般捕集成本較高，例如，燃煤電廠煙氣CO2捕集成本高達300～500 元/t。今后亟需研發新一代低成本CO2捕集技術，開發高效低能耗CO2捕集溶劑、優化捕集工藝和研制高效處理設備，突破低成本CO2捕集關，為CO2驅規?；瘧锰峁┝畠r的氣源。

CO2管道輸送技術 完善的CO2輸送管網及統一規劃是CO2驅油技術發展的必備條件，在CO2驅油、驅氣與埋存潛力評價的基礎上，加強超臨界CO2管道輸送相關基礎研究，開展CO2源匯匹配的管道/管網優化設計、規劃與標準體系研究，突破大規模、遠距離管道輸送安全保障技術，形成完整的CO2輸送工藝、設備制造能力，建設統一的輸送管網，降低輸送成本。

低成本降低混相壓力技術 國外礦場試驗CO2驅油技術仍以混相驅為主，占到90%以上；而中國原油組成以重組分為主，C2—C15組分含量明顯偏低，C15+和膠質、瀝青質含量較高，且多數油藏溫度較高、地層原油黏度大，增加了與CO2的混相難度，CO2與原油的混相壓力普遍較高，對CO2驅油的驅替效率影響較大。

研究表明，在CO2與原油接觸混相過程中，驅替前緣與原油的結合部產生的原油+CO2混合部分，黏度下降顯著，對于原油具有極強的抽提性，此混合部分的出現對原油驅替效果的影響十分顯著?？山柚诩尤牖瘜W劑促使CO2與原油更易混相，從而顯著改善CO2驅油效率，達到降低最小混相壓力和提高采收率的目的。下一步應從分子尺度剖析CO2與原油的混相機理及其影響因素，研發低成本、綠色的強化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，優化增效劑和增溶劑最佳配比，設計兼顧增效和增溶作用的降低混相壓力體系，大幅度提高驅油效率。

改善CO2驅開發效果技術 由于CO2流度大、儲層非均質性強等原因，注入的CO2易形成黏性指進或無效循環，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。應持續加大技術攻關力度，提高CO2驅油開發效果，研發低成本的泡沫復合驅技術、CO2增稠技術和智能注采調整技術等提高CO2波及體積技術。例如，智能注采調整技術可依據油藏動態變化實時調整注入和采出量，減少CO2竄流和無效循環，提高石油采收率。SACROC區塊利用此項技術進行注采調整，其年產量逐年攀升，產量增加3倍以上［32］。

埋存優化及監測技術 CO2驅油-埋存優化技術（CCS-EOR）指將CO2注入油層提高石油采收率，同時，大部分CO2留存在地下，多輪次循環后，驅油用CO2將永久封存的技術。該技術可實現增加原油產量與CO2埋存的“雙贏”，是現階段實現CO2減排和資源化利用的最佳技術途徑之一。埋存機理可分為物理埋存和化學埋存兩大類，其中物理埋存主要包括地質構造埋存、油水中溶解埋存、水動力埋存等；而化學埋存主要指CO2與鹽水反應埋存、CO2與鹽礦反應埋存等。

驅油與埋存監測對于了解埋存的有效性及安全性至關重要，監測內容主要包括油藏監測和環境監測等，其中，環境監測需要對大氣、土壤氣、地層水、地層變形等進行實時監測，以及時發現CO2泄漏情況，判斷泄漏原因，嚴控造成環境事故。要加強CO2驅油與埋存基礎理論研究，攻關驅油與封存效果評價、驅油與封存協同優化、CO2埋存的安全性評價等關鍵技術的攻關，建立驅油-埋存監測評估技術體系，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。

超臨界CO2壓裂開采技術 低滲透油藏超臨界CO2壓裂開采技術內涵是前置CO2壓裂造大范圍復雜縫、水力加砂擴展并支撐縫網、燜井、競爭吸附與置換解析，從而大幅度提高油氣采收率。在前置CO2壓裂階段，將超臨界CO2注入目的層，由于超臨界CO2的低黏度、高擴散及高破巖性能，有效突破應力因素對裂縫形態的制約，在井筒四周形成大范圍復雜縫網，并引導后期水力加砂壓裂裂縫的擴展及延伸；后期水力壓裂階段，將驅動裂縫前端CO2繼續造縫，提高縫網延伸范圍與復雜程度，增加地層滲透性。與常規壓裂相比，CO2壓裂技術不會造成儲層傷害，無需處理返排的大量廢水，壓裂過程會產生復雜縫網，提高單井產量；燜井階段，利用CO2具有較強的擴散和吸附能力特性，降低原油黏度，增加流體流動性，提高油氣采收率，同時，置換油氣，封存CO2。

目前，低滲透油藏超臨界CO2壓裂開采技術在現場已得到較廣泛的應用，但超臨界CO2致裂機理、CO2壓裂強化開采致效機理、儲層多尺度多相耦合滲流理論等基礎科學問題尚未得到解答，同時超臨界CO2壓裂適應性評價技術、油藏工程方案優化、壓裂工藝優化和跟蹤調控、超臨界CO2壓裂配套裝備等關鍵技術也需要進一步研究和優化。

5 結論

CO2驅既是大幅度提高低滲透油藏采收率的有效方法，也是實現CO2減排的重要手段。大力發展CO2驅油技術是中國低滲透油藏可持續開發和國家綠色低碳發展的戰略選擇。

通過多年的技術攻關和礦場實踐，中國已初步形成了適合陸相低滲透油藏特征的CO2驅油理論及技術，豐富了CO2驅油理論，發展了CO2驅油藏工程、注采工程、地面工程等主體技術，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。同時也暴露了一些重要問題。針對CO2驅規?；瘧妹媾R的挑戰和技術瓶頸，要進一步加強研究，加快推進低滲透CO2驅油產業的發展，對于中國石油工業的低碳綠色發展，保障國家油氣供給安全具有重要的意義。