低滲透油藏CO2驅(qū)提高采收率技術(shù)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(jīng)濟的發(fā)展，中國石油消費量持續(xù)增長，石油供求矛盾日益突出。2018 年國內(nèi)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(chǎn)量穩(wěn)定對保障中國能源安全至關(guān)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(fā)對確保中國油氣可持續(xù)發(fā)展具有重要戰(zhàn)略意義［1］。根據(jù)國土資源部油氣資源評價結(jié)果，中國已探明低滲透石油地質(zhì)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(fù)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(chǎn)油量不斷增高，2017 年產(chǎn)油量占總產(chǎn)油量35%以上，已成為石油工業(yè)增儲上產(chǎn)的主要陣地。目前已開發(fā)低滲透油藏主要以水驅(qū)為主，但面臨單井產(chǎn)量低、注入壓力高、注入能力低、補充地層能量困難、有效驅(qū)替系統(tǒng)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(qū)相比，CO2吸氣指數(shù)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(qū)開發(fā)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(guī)模封存于地下，實現(xiàn)CO2高效減排。因此，CO2驅(qū)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(shù)之一。

筆者系統(tǒng)介紹了中國石化近年來CO2驅(qū)油理論及技術(shù)的研究進展與礦場試驗，并針對低滲透油藏CO2驅(qū)技術(shù)發(fā)展所存在的問題，提出了改善CO2驅(qū)開發(fā)效果的技術(shù)發(fā)展方向，以期為形成中國陸相低滲透油藏特征的CO2驅(qū)理論和技術(shù)體系，實現(xiàn)CO2驅(qū)油與埋存的規(guī)模應(yīng)用提供借鑒和參考。

1 低滲透油藏地質(zhì)與開發(fā)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(chǎn)能低，常規(guī)開采方式難以有效規(guī)模開發(fā)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(tǒng)一標準，因國家政策、資源狀況和經(jīng)濟技術(shù)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(zhì)碳酸鹽巖、灰?guī)r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(qū)都發(fā)現(xiàn)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(zhì)特征：①以陸相沉積為主，沉積物復(fù)雜、物源多、規(guī)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(jié)構(gòu)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(fā)生壓實作用，導(dǎo)致儲層較致密，有“磨刀石”之稱。③受沉積作用、成巖作用或構(gòu)造作用等影響，原生粒間孔和次生溶孔發(fā)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(zhì)滲透率多小于20 mD。④油層砂泥巖交互，砂層厚度不穩(wěn)定，層間非均質(zhì)性強。⑤裂縫發(fā)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(tài)。⑥原油中蠟、瀝青質(zhì)和膠質(zhì)等重質(zhì)組分含量高，一般為10%～30%。

低滲透油藏的開發(fā)特征包括：①天然能量不足，低產(chǎn)井多，采油速度低。地層導(dǎo)壓系數(shù)小，壓力傳播慢，初期油井呈現(xiàn)“供液不足、產(chǎn)量遞減快”的特征，油井自然產(chǎn)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(fā)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(dǎo)致油層傷害，造成吸水能力進一步降低，注水壓力持續(xù)上升，注水量不斷下降。④應(yīng)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(chǎn)，初期采油速度較高，但由于壓力敏感性強，導(dǎo)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(fā)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(shù)為0.319 t/（d·MPa·m），2008年4月下降為0.154 t/（d·MPa·m）。

2 CO2驅(qū)理論和技術(shù)進展

國外CO2驅(qū)油技術(shù)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(shè)，為油田開展工業(yè)化CO2驅(qū)油項目提供了穩(wěn)定CO2來源，Paradis和Shoemaker等多個油田先后開展了注CO2開發(fā)試驗，取得了較好的效果，CO2驅(qū)油逐漸成為北美地區(qū)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(shù)進行技術(shù)攻關(guān)和推廣應(yīng)用，實現(xiàn)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(qū)提高采收率方法探索，90 年代在勝利、江蘇等多個油田陸續(xù)開展了CO2驅(qū)先導(dǎo)性試驗，但由于缺乏天然的CO2氣藏，同時由于驅(qū)油過程中存在氣竄嚴重和管線腐蝕等問題，沒有形成規(guī)模應(yīng)用。近年來，隨著國際社會應(yīng)對氣候變化與CO2減排技術(shù)的發(fā)展，中國開展了CO2捕集、驅(qū)油和封存技術(shù)的研究攻關(guān)，為CO2驅(qū)油和埋存提供了應(yīng)用條件，并通過研究和試驗，在CO2驅(qū)油理論、開發(fā)技術(shù)、注采輸工藝技術(shù)等方面取得了重要進展，CO2驅(qū)油技術(shù)步入快速發(fā)展階段［16-23］。

CO2驅(qū)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(fā)過程中流態(tài)變化，二是如何最大程度實現(xiàn)注入CO2氣體與地層原油混相接觸。通過研究，揭示了CO2驅(qū)油機理，形成了4 項CO2驅(qū)關(guān)鍵技術(shù)。

2.1 CO2驅(qū)油機理

目前公認的CO2驅(qū)油機理主要有3 種：①混相驅(qū)，通過多次接觸實現(xiàn)CO2與原油的混相，有蒸發(fā)混相、凝析混相2 種機理，混相驅(qū)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(qū)，由于地層壓力較低，或原油性質(zhì)較差，CO2降低原油黏度、膨脹地層油和降低界面張力，但驅(qū)替效率較低。③近混相驅(qū)，ZICK 于1986 年提出了近混相驅(qū)概念［24］，1995 年SHYEH-YUNG 等將近混相驅(qū)的概念擴展［25］，提出近混相氣驅(qū)是指注入氣體并非與油完全混相，只是接近混相狀態(tài)。

傳統(tǒng)CO2混相驅(qū)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，對于低滲透油藏，在注氣開發(fā)過程中地層壓力場的分布將發(fā)生較大變化，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。例如，在勝利油田低滲透油藏CO2驅(qū)開發(fā)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(chǎn)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(qū)，生產(chǎn)井附近為非混相驅(qū)。所以，若用單一的混相或非混相定性描述低滲透油藏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?；诖颂岢隽朔峭耆煜囹?qū)理論，考慮了注采井間壓力剖面對驅(qū)替過程的影響，更加反映低滲透油藏CO2驅(qū)實際過程。

CO2非完全混相驅(qū)是通過動力學過程與熱力學過程相互耦合、制約，準確預(yù)測油藏的壓力場、飽和度場、組分濃度場，依據(jù)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(tài)，從而體現(xiàn)油藏中CO2與原油間的混相狀態(tài)、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(tài)，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(qū)或非混相驅(qū)過程。

CO2非完全混相驅(qū)過程涉及多組分的熱力學平衡、組分物質(zhì)守恒等，傳質(zhì)規(guī)律遠比水驅(qū)復(fù)雜，存在相前緣和組分前緣2 個前緣。準確描述油藏中CO2驅(qū)非完全混相狀態(tài)，一般采用物理模擬實驗、精細地質(zhì)建模、組分數(shù)值模擬相結(jié)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(tài)變化，進而認識CO2驅(qū)替過程中混相狀態(tài)的規(guī)律性，為改善CO2驅(qū)開發(fā)效果提供技術(shù)支撐。

2.2 CO2驅(qū)開發(fā)技術(shù)進展

2.2.1 提高混相能力技術(shù)

CO2與原油的混相能力是CO2驅(qū)油研究中的一個重要參數(shù)，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(jié)果表明，混相能力越大，界面張力越低，驅(qū)油效率越高，混相能力超過1.0（混相驅(qū)）后，驅(qū)油效率增幅變緩（圖1）。理論研究和礦場實踐表明，CO2驅(qū)要獲得較好的開發(fā)效果需達到混相驅(qū)/近混相驅(qū)，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(xiàn)。

圖1 長細管實驗混相能力與驅(qū)油效率關(guān)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(shù)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(zhì)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。基于上述認識，勝利油田研發(fā)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(yōu)化了降低混相壓力體系配方（DYJ131∶S2=9∶1）。室內(nèi)評價結(jié)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(qū)的應(yīng)用范圍，為提高原油采收率和CO2封存量提供了技術(shù)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(qū)油藏工程技術(shù)

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

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

根據(jù)對中外81 個資料完整的、已實施的注CO2項目的統(tǒng)計，運用理論分析和概率統(tǒng)計相結(jié)合的方法，獲取評價參數(shù)取值范圍，確定評價參數(shù)密度分布規(guī)律，建立反映流體物性、油藏特征、儲層特征的技術(shù)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(quán)法，確定評價參數(shù)的綜合權(quán)重；采用模糊綜合評判理論作為油藏CO2驅(qū)適宜度的篩選評價方法。

油藏注采優(yōu)化設(shè)計技術(shù) 以地層壓力和注采比為主控參數(shù)，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(qū)油藏方案設(shè)計技術(shù)。以保持油藏壓力混相和注采平衡為主要內(nèi)容，優(yōu)化CO2注入速度、生產(chǎn)井采油速度，同時，考慮注氣、采油、地面系統(tǒng)產(chǎn)出氣處理能力之間的關(guān)系；注采耦合、水氣交替注入有效控制氣驅(qū)流度；累積注氣量需綜合考慮采收率、封存量、CO2利用率及經(jīng)濟效益。

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

利用室內(nèi)實驗和組分數(shù)值模擬技術(shù)，以累積產(chǎn)油量、換油率、采收率為主要評價指標，優(yōu)化注采參數(shù)，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(nèi)實驗表明，水氣交替效果最好，水驅(qū)效果最差，連續(xù)注氣次之，周期注氣介于連續(xù)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(zhuǎn)CO2驅(qū)后，日產(chǎn)油量越高，累積產(chǎn)油量越高，開發(fā)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(yīng)保持在較高壓力下進行CO2驅(qū)。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(qū)替過程中產(chǎn)生除粘滯阻力以外的附加阻力，不利于驅(qū)出微小孔隙中的原油，采收率較低。在一定雷諾數(shù)范圍內(nèi)，注氣速度增加有利于提高采收率。

有效井網(wǎng)模式優(yōu)化技術(shù) CO2驅(qū)油過程復(fù)雜，驅(qū)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(qū)的開發(fā)效果。只有建立起有效的井網(wǎng)系統(tǒng)和壓力系統(tǒng)，才能保證CO2驅(qū)獲得最優(yōu)開發(fā)效果。CO2驅(qū)井網(wǎng)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(fā)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(wǎng)調(diào)整是否具有較大的靈活性。對于低滲透油藏CO2驅(qū)，既要考慮單井控制儲量及整個油田開發(fā)的經(jīng)濟合理性，井網(wǎng)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(guān)系，最大程度地延緩CO2氣竄。

合理井網(wǎng)形式的優(yōu)選，應(yīng)當綜合考慮砂體分布形態(tài)、儲量豐度、裂縫系統(tǒng)、剩余油分布、儲量動用程度、井型、注采能力等，面積井網(wǎng)應(yīng)當考慮井網(wǎng)系統(tǒng)調(diào)整的靈活性和多套井網(wǎng)銜接配合問題。以加拿大韋本油田為例，在進行井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)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(shù)比等。通過井網(wǎng)優(yōu)化，注采井網(wǎng)以水平井+直井、水氣分注的同步注入井網(wǎng)模式（圖3）為主，方案實施后，試驗區(qū)日增產(chǎn)原油2.5 萬桶，累積增產(chǎn)原油超過1.3 億桶，采收率達到46%，比水驅(qū)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(wǎng)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(diào)整技術(shù) 全過程實時跟蹤及調(diào)整技術(shù)是在室內(nèi)CO2混相驅(qū)油機理實驗分析、數(shù)值模擬實時跟蹤預(yù)測、礦場動態(tài)監(jiān)測和開發(fā)效果綜合評價的基礎(chǔ)之上，掌握油藏中CO2混相程度、前緣運移規(guī)律和動態(tài)變化特點及趨勢，進行全過程跟蹤調(diào)整，以抑制氣體突破，擴大波及體積，促進見效增產(chǎn)，改善開發(fā)效果。例如，華東分公司在草舍油藏CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗中形成了方案—實施—跟蹤—調(diào)整方案—再實施—再跟蹤全過程跟蹤調(diào)整研究方法，經(jīng)過5次調(diào)整優(yōu)化，主體部位對應(yīng)老采油井全部見效，日產(chǎn)油量增加了2.83 倍，含水率下降了35.6%，取得良好開發(fā)效果。

2.2.3 CO2驅(qū)油注采工程技術(shù)

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(jié)構(gòu)，可防止管柱蠕動，以確保注氣作業(yè)正常進行，同時可保護丟手管柱上部套管；②可實現(xiàn)反洗井更換環(huán)空保護液的功能，當油套環(huán)空注入含有緩蝕劑的環(huán)空保護液時，液體經(jīng)反洗閥直接進入油管，后經(jīng)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(jié)構(gòu)，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(yīng)用可以實現(xiàn)上部管柱不壓井作業(yè)。

多功能采油管柱 隨著CO2驅(qū)時間的延長，生產(chǎn)井會出現(xiàn)氣竄和結(jié)垢等問題，根據(jù)油藏工程方法計算，不同生產(chǎn)井的見氣時間是不同的。根據(jù)見氣情況，考慮后期換泵換管方便，設(shè)計了具有高氣油比舉升、丟手、關(guān)閉等功能的采油管柱，可實現(xiàn)高氣油比深抽、腐蝕監(jiān)測、實時測壓、油層保護與安全作業(yè)等功能。該工藝管柱適應(yīng)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(shù) 根據(jù)CO2來氣特點形成了不同注入工藝技術(shù)。對于大規(guī)模且連續(xù)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(zhì)配注流程，研發(fā)了CO2儲罐自增壓的液態(tài)CO2泵注技術(shù)。對不連續(xù)供氣采用方便靈活的撬裝注入方式，集成了注入系統(tǒng)、自控系統(tǒng)、加熱系統(tǒng)，滿足不同地質(zhì)條件、不同規(guī)模、不同壓力的注入需要。

CO2驅(qū)腐蝕控制技術(shù) 在水濕環(huán)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(qū)開發(fā)實施，產(chǎn)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(qū)腐蝕主要與管材的成分、含水率、溫度、CO2分壓、流速、流態(tài)等有關(guān)。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(xiàn)拐點，腐蝕形態(tài)由均勻腐蝕轉(zhuǎn)變?yōu)榫植扛g；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(zhì)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(yīng)速度加快，腐蝕速率上升。

在腐蝕機理研究的基礎(chǔ)上，優(yōu)化形成了常規(guī)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(huán)空保護液采用柴油或CO2專用緩蝕劑溶液，井下工具材質(zhì)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(jiān)測措施監(jiān)測防腐效果。在役集輸系統(tǒng)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(chǎn)出CO2回收利用技術(shù)

CO2驅(qū)油過程中產(chǎn)出的CO2氣組分變化復(fù)雜，CO2含量一般為10%～90%，將產(chǎn)出氣進行循環(huán)注入至地下油藏，必須滿足油藏回注氣的指標要求。針對產(chǎn)出氣的規(guī)模和產(chǎn)出氣中CO2的含量，開展了產(chǎn)出氣CO2回收工藝優(yōu)化，研發(fā)了4 種不同的產(chǎn)出氣CO2回收工藝并進行了現(xiàn)場試驗。當產(chǎn)出氣規(guī)模小于1 000 Nm3/d 時，采用膜法脫碳系統(tǒng)和變壓吸附法脫碳系統(tǒng)；當產(chǎn)出氣規(guī)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(tǒng)；當產(chǎn)出氣規(guī)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(tǒng)。礦場試驗表明，研發(fā)的產(chǎn)出氣回收系統(tǒng)CO2捕集率大于80%，CO2純度大于95%。

3 現(xiàn)場實踐及效果

2000 年以來，開展了多項CO2驅(qū)油現(xiàn)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(qū)塊、東北分公司腰英臺油田等區(qū)塊開展了不同類型油藏CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗，取得了較好的增產(chǎn)效果［24-28］。目前中國石化已實施CO2驅(qū)油項目24 個，已覆蓋地質(zhì)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(qū)先導(dǎo)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(gòu)造復(fù)雜、斷裂發(fā)育，為復(fù)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(qū)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(jié)束，轉(zhuǎn)為水驅(qū)。試驗區(qū)注CO2后日產(chǎn)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(chǎn)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(tài)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(chǎn)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(qū)先導(dǎo)試驗

高89-1塊位于正理莊油田西部，構(gòu)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(gòu)造帶中部，發(fā)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(zhì)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(qū)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(chǎn)液量為2.95 t/d，平均單井日產(chǎn)油量為2.84 t/d，含水率為3.7%。注氣見效后平均單井日產(chǎn)液量為6.35 t/d，平均單井日產(chǎn)油量為6.05 t/d，含水率為4.7%。截至2019 年9 月，試驗區(qū)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(qū)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(chǎn)動態(tài)，結(jié)合數(shù)值模擬預(yù)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(qū)先導(dǎo)試驗

東北腰英臺油田CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗區(qū)位于西部低幅構(gòu)造帶，主要開發(fā)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(qū)。

先導(dǎo)試驗方案設(shè)計12 注34 采，沿裂縫排狀井網(wǎng)線性驅(qū)替，先連續(xù)注氣，后氣水交替注入，注入總量為0.8 HCPV。區(qū)塊2011 年4 月開始注氣，一期轉(zhuǎn)注6 口，連續(xù)注氣1.5 a，后二期轉(zhuǎn)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(yīng)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(qū)先導(dǎo)試驗見效情況看，混相驅(qū)、近混相驅(qū)都能取得較好的增產(chǎn)效果，油井見效期長，氣體突破速度慢；CO2非混相驅(qū)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(zhàn)及下步發(fā)展方向

4.1 CO2驅(qū)面臨的挑戰(zhàn)

CO2驅(qū)油可以實現(xiàn)提高油藏采收率和埋存的雙贏，雖然該技術(shù)得到了廣泛應(yīng)用和發(fā)展，但其在中國的發(fā)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(qū)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(wǎng)絡(luò)化管道系統(tǒng)，CO2成本低廉（絕大多數(shù)驅(qū)油項目氣價低于20$/t）。中國天然CO2氣源規(guī)模小，氣源不穩(wěn)定。目前燃煤電廠和化工廠捕集的CO2價格過高影響了應(yīng)用規(guī)模，成為制約國內(nèi)CO2驅(qū)工業(yè)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(wǎng)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(wěn)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(nèi)CO2驅(qū)油先導(dǎo)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(qū)油項目經(jīng)濟可行性變差，不適合規(guī)?；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(nèi)低滲透油藏多為陸相沉積，原油重質(zhì)組分含量高、黏度較大、油藏溫度高，導(dǎo)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(qū)開發(fā)效果。

CO2驅(qū)氣竄嚴重 國外CO2驅(qū)主要用于水驅(qū)效果較好的中低滲透油藏［31］，最小混相壓力低、油藏非均質(zhì)性不強，CO2氣竄的主要機理是黏性指進，水驅(qū)后轉(zhuǎn)CO2氣水交替驅(qū)，可抑制氣竄。中國油藏多為陸相沉積，層間、層內(nèi)非均質(zhì)性嚴重，CO2驅(qū)主要用于水驅(qū)無法正常開發(fā)的低滲透、特低滲透油藏，且多數(shù)采用壓裂開發(fā)，儲層非均質(zhì)性更加嚴重，強非均質(zhì)性和優(yōu)勢通道導(dǎo)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(shè)備等具有很強的腐蝕性。與國外成熟的CO2驅(qū)注采輸工藝技術(shù)相比，目前國內(nèi)CO2驅(qū)注采輸系統(tǒng)中，注入系統(tǒng)、采出系統(tǒng)、采出液集輸處理系統(tǒng)和產(chǎn)出氣循環(huán)利用系統(tǒng)以材質(zhì)防腐為主，CO2驅(qū)注采輸工藝流程不夠優(yōu)化，導(dǎo)致地面工程建設(shè)規(guī)模偏大、投資大、運行成本高。

固相沉積問題 中國多數(shù)油藏原油中蠟、瀝青質(zhì)和膠質(zhì)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(tài)平衡，降低了地層油對石蠟、瀝青質(zhì)等的溶解能力和穩(wěn)定性，導(dǎo)致石蠟、瀝青質(zhì)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(dǎo)致原油中石蠟大量沉積，堵塞油管，損傷采油設(shè)備。

4.2 CO2驅(qū)下步發(fā)展方向

根據(jù)國家重大基礎(chǔ)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(yù)測，全國約130×108t 石油地質(zhì)儲量適合CO2驅(qū)，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(qū)規(guī)?；瘧?yīng)用和發(fā)展，需要開展進一步技術(shù)攻關(guān)研究。

低成本CO2捕集技術(shù) 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(yīng)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(fā)新一代低成本CO2捕集技術(shù)，開發(fā)高效低能耗CO2捕集溶劑、優(yōu)化捕集工藝和研制高效處理設(shè)備，突破低成本CO2捕集關(guān)，為CO2驅(qū)規(guī)?；瘧?yīng)用提供廉價的氣源。

CO2管道輸送技術(shù) 完善的CO2輸送管網(wǎng)及統(tǒng)一規(guī)劃是CO2驅(qū)油技術(shù)發(fā)展的必備條件，在CO2驅(qū)油、驅(qū)氣與埋存潛力評價的基礎(chǔ)上，加強超臨界CO2管道輸送相關(guān)基礎(chǔ)研究，開展CO2源匯匹配的管道/管網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計、規(guī)劃與標準體系研究，突破大規(guī)模、遠距離管道輸送安全保障技術(shù)，形成完整的CO2輸送工藝、設(shè)備制造能力，建設(shè)統(tǒng)一的輸送管網(wǎng)，降低輸送成本。

低成本降低混相壓力技術(shù) 國外礦場試驗CO2驅(qū)油技術(shù)仍以混相驅(qū)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(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高，且多數(shù)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(qū)油的驅(qū)替效率影響較大。

研究表明，在CO2與原油接觸混相過程中，驅(qū)替前緣與原油的結(jié)合部產(chǎn)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(xiàn)對原油驅(qū)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(qū)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(yīng)從分子尺度剖析CO2與原油的混相機理及其影響因素，研發(fā)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(yōu)化增效劑和增溶劑最佳配比，設(shè)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(qū)油效率。

改善CO2驅(qū)開發(fā)效果技術(shù) 由于CO2流度大、儲層非均質(zhì)性強等原因，注入的CO2易形成黏性指進或無效循環(huán)，嚴重影響了氣體的波及體積，大幅降低了CO2驅(qū)油的最終采收率。應(yīng)持續(xù)加大技術(shù)攻關(guān)力度，提高CO2驅(qū)油開發(fā)效果，研發(fā)低成本的泡沫復(fù)合驅(qū)技術(shù)、CO2增稠技術(shù)和智能注采調(diào)整技術(shù)等提高CO2波及體積技術(shù)。例如，智能注采調(diào)整技術(shù)可依據(jù)油藏動態(tài)變化實時調(diào)整注入和采出量，減少CO2竄流和無效循環(huán)，提高石油采收率。SACROC區(qū)塊利用此項技術(shù)進行注采調(diào)整，其年產(chǎn)量逐年攀升，產(chǎn)量增加3倍以上［32］。

埋存優(yōu)化及監(jiān)測技術(shù) CO2驅(qū)油-埋存優(yōu)化技術(shù)（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(huán)后，驅(qū)油用CO2將永久封存的技術(shù)。該技術(shù)可實現(xiàn)增加原油產(chǎn)量與CO2埋存的“雙贏”，是現(xiàn)階段實現(xiàn)CO2減排和資源化利用的最佳技術(shù)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(zhì)構(gòu)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(yīng)埋存、CO2與鹽礦反應(yīng)埋存等。

驅(qū)油與埋存監(jiān)測對于了解埋存的有效性及安全性至關(guān)重要，監(jiān)測內(nèi)容主要包括油藏監(jiān)測和環(huán)境監(jiān)測等，其中，環(huán)境監(jiān)測需要對大氣、土壤氣、地層水、地層變形等進行實時監(jiān)測，以及時發(fā)現(xiàn)CO2泄漏情況，判斷泄漏原因，嚴控造成環(huán)境事故。要加強CO2驅(qū)油與埋存基礎(chǔ)理論研究，攻關(guān)驅(qū)油與封存效果評價、驅(qū)油與封存協(xié)同優(yōu)化、CO2埋存的安全性評價等關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)，建立驅(qū)油-埋存監(jiān)測評估技術(shù)體系，提高長期監(jiān)測的精確性和可靠性，確保實現(xiàn)CO2長期安全埋存。

超臨界CO2壓裂開采技術(shù) 低滲透油藏超臨界CO2壓裂開采技術(shù)內(nèi)涵是前置CO2壓裂造大范圍復(fù)雜縫、水力加砂擴展并支撐縫網(wǎng)、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(yīng)力因素對裂縫形態(tài)的制約，在井筒四周形成大范圍復(fù)雜縫網(wǎng)，并引導(dǎo)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(qū)動裂縫前端CO2繼續(xù)造縫，提高縫網(wǎng)延伸范圍與復(fù)雜程度，增加地層滲透性。與常規(guī)壓裂相比，CO2壓裂技術(shù)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(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)，提高單井產(chǎn)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(shù)在現(xiàn)場已得到較廣泛的應(yīng)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(chǔ)科學問題尚未得到解答，同時超臨界CO2壓裂適應(yīng)性評價技術(shù)、油藏工程方案優(yōu)化、壓裂工藝優(yōu)化和跟蹤調(diào)控、超臨界CO2壓裂配套裝備等關(guān)鍵技術(shù)也需要進一步研究和優(yōu)化。

5 結(jié)論

CO2驅(qū)既是大幅度提高低滲透油藏采收率的有效方法，也是實現(xiàn)CO2減排的重要手段。大力發(fā)展CO2驅(qū)油技術(shù)是中國低滲透油藏可持續(xù)開發(fā)和國家綠色低碳發(fā)展的戰(zhàn)略選擇。

通過多年的技術(shù)攻關(guān)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(qū)油理論及技術(shù)，豐富了CO2驅(qū)油理論，發(fā)展了CO2驅(qū)油藏工程、注采工程、地面工程等主體技術(shù)，有力支撐了不同類型試驗區(qū)的建設(shè)和開發(fā)，并在現(xiàn)場取得了較好的應(yīng)用效果，積累了一定經(jīng)驗。同時也暴露了一些重要問題。針對CO2驅(qū)規(guī)?；瘧?yīng)用面臨的挑戰(zhàn)和技術(shù)瓶頸，要進一步加強研究，加快推進低滲透CO2驅(qū)油產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，對于中國石油工業(yè)的低碳綠色發(fā)展，保障國家油氣供給安全具有重要的意義。