終極埋存情景下二氧化碳驅(qū)油極限采收率探討

廖廣志，何東博，王高峰，王連剛，王正茂，蘇春梅，秦強，白軍輝，胡占群，黃志佳，王錦芳，王勝舟

（1. 中國石油油氣和新能源分公司，北京 100007；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3. 中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京 100032）

0 引言

中國于2020年9月22日承諾力爭在2030年前實現(xiàn)碳達峰、2060年前實現(xiàn)碳中和目標。雙碳戰(zhàn)略，特別是碳中和已經(jīng)成為多個國家的長遠發(fā)展戰(zhàn)略。國際機構研究認為：在生產(chǎn)生活方式和能源消費習慣沒有重大變化的情況下，實現(xiàn)碳中和離不開 CCUS（碳捕集、利用與封存）/CCS（碳捕集與封存）的規(guī)模實施。不同機構對世界CCUS/CCS方式減排量的評估結(jié)果差別較大，2030年 CCS/CCUS方式的減排量需要達到（1.0～16.7）×108t，2050 年需達到（27.9～76.0）×108t[1]?？v然不確定性較大，但 CCUS/CCS技術仍被認為是碳中和技術體系的重要構成部分[2-4]。

CCUS技術體系包括驅(qū)油類（CCUS-EOR）、驅(qū)氣類（CCUS-EGR）、驅(qū)水類（CCUS-EWR）、地浸采礦（CCUS-EML）、化工利用類（CCUS-Chem）、生物利用類（CCUS-Bio）等技術類型[4-5]。其中，CCUS-EOR的大規(guī)模減排能力已被證實[5]。國際上，CCUS-EOR技術應用主要集中在北美地區(qū)，該地區(qū)作為三次采油技術應用的CO2驅(qū)項目提高采收率幅度為7～25個百分點，平均值12個百分點[5-6]。在中國，早期潛力評價階段認為 CO2驅(qū)等混相氣驅(qū)技術整體提高采收率幅度可達18.7個百分點[7]；自20世紀60年代以來實施了30多個 CO2驅(qū)礦場試驗項目，方案預計提高采收率幅度通常不到15個百分點，正常水驅(qū)開發(fā)油藏轉(zhuǎn)CO2驅(qū)項目的實際采收率提高幅度很少能夠超過10個百分點。

油田開發(fā)技術能否得以持續(xù)發(fā)展，基本是由其經(jīng)濟價值決定的。截至目前，CO2驅(qū)油過程依然是CCUS-EOR項目產(chǎn)出的唯一環(huán)節(jié)，CO2驅(qū)增產(chǎn)或提高采收率的幅度是決定 CCUS-EOR項目效益的關鍵變量。CCUS-EOR作為一種碳中和技術，應追求永久碳埋存，作為最后一次大幅提高石油采收率方式，應追求極限采收率。中國油藏多為陸相沉積形成，資源品質(zhì)較差，CO2驅(qū)提高采收率理論研究與高效實踐的難度更大。因此，有必要提出一種確定 CO2驅(qū)采收率的實用油藏工程方法，為CCUS-EOR方案編制和生產(chǎn)應用提供更可靠更充分的理論指導。

本文立足國內(nèi)外 CO2驅(qū)油礦場實踐，特別是根據(jù)吉林油田黑79北小井距CO2驅(qū)試驗的啟示，探討終極埋存情景下CCUS-EOR開發(fā)方式的采收率問題，提出了CCUS-EOR極限采收率概念，并結(jié)合氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)概念，建立任意混相程度下CO2驅(qū)采收率的確定方法，指出逼近極限采收率的技術途徑。

1 CCUS-EOR極限采收率概念的內(nèi)涵

為實現(xiàn)雙碳目標，中國2030年需要通過CCUS技術減排二氧化碳（0.20～4.08）×108t，2050年減排量達到（6.00～14.00）×108t[1]，目前CCUS-EOR被視為石油企業(yè)碳中和的托底技術[3,5]。通常，提高采收率幅度對強化采油項目的經(jīng)濟性影響很大，對于全流程的CCUS-EOR項目更是如此，因為CO2驅(qū)油利用環(huán)節(jié)承載了碳捕集和管道建設費用，相同井口碳價下，整個項目的效益顯著低于單純的CO2驅(qū)油項目。因此，CCUS-EOR開發(fā)要以經(jīng)濟性為約束，追求采收率最大化。

雙碳背景下，業(yè)已注入油藏并被埋存的 CO2不能再被采出排放，CCUS-EOR開發(fā)應為最后一次大幅度提高石油采收率的機會。在資源品質(zhì)劣質(zhì)化、開發(fā)對象復雜化、保供形勢緊迫化的當前，需要充分采掘探明資源，最大程度提高采收率。提高采收率的主要方法是轉(zhuǎn)變開發(fā)方式，但轉(zhuǎn)入CCUS-EOR開發(fā)的油藏已不存在再次轉(zhuǎn)變開發(fā)方式的可能性，追求極限采收率，是終極埋存情景下的必然選擇。在此提出 CCUS-EOR開發(fā)的 3個采收率概念：①CO2驅(qū)終極采收率是波及系數(shù)接近1.0時的采收率，數(shù)值等于驅(qū)油效率；在油田開發(fā)的幾十年內(nèi)，終極采收率是一個在技術上遙不可及的目標。②CO2驅(qū)極限采收率是技術可行且經(jīng)濟上能接受的采收率，經(jīng)濟上能接受系指財務指標未必達到基準要求卻實際可行，往往出于油田穩(wěn)產(chǎn)保供需要。③經(jīng)濟合理采收率是達到財務指標基準要求的采收率，方案比選與評審確定的采收率往往是經(jīng)濟合理采收率。

從經(jīng)濟合理采收率增長到極限采收率通常需要更長的時間、更大的工作量與更多的技術應用，這意味著更高的成本。顯然，在數(shù)值上，經(jīng)濟合理采收率小于極限采收率，兩者都小于終極采收率。在性質(zhì)上，終極采收率是一個純粹的技術指標，極限采收率是在一定程度上考慮了社會政治與經(jīng)濟因素的技術指標，經(jīng)濟合理采收率則是以經(jīng)濟性為硬約束的技術指標。

2 小井距CO2驅(qū)試驗與啟示

2.1 小井距CO2驅(qū)試驗情況

2011年中國石油天然氣股份有限公司（簡稱中國石油）在吉林油田黑79北區(qū)塊開展小井距CO2驅(qū)先導試驗，以加速完成 CO2驅(qū)全生命周期，快速評價高含水低滲透油藏 CO2驅(qū)提高采收率效果。試驗區(qū)注氣目的層位為白堊系青一段11+12號層，油藏埋深2 250 m，地質(zhì)儲量約 40×104t，儲集層滲透率為 4.5×10-3μm2，原始地層壓力下能夠?qū)崿F(xiàn)混相驅(qū)替，采用80 m×240 m反七點井網(wǎng)，平均注采井距約144 m，試驗規(guī)模10注27采，轉(zhuǎn)CO2驅(qū)時水驅(qū)采出程度25.6%。

小井距試驗區(qū)于2012年7月開始注氣，截至2021年底累計注入CO235×104t，穩(wěn)產(chǎn)期約4年（見圖1），穩(wěn)產(chǎn)采油速度約 2.8%，階段采出程度19.1%。如果持續(xù)注入 CO2至 3倍烴類孔隙體積，CO2驅(qū)階段采出程度可達到 26.3%（見圖 2），與持續(xù)水驅(qū)相比預計提高采收率20.3個百分點（預計持續(xù)水驅(qū)的階段采出程度為 6.0%），深入驗證了高含水低滲透油藏實施 CO2混相驅(qū)大幅度提高采收率的可行性。

圖1 黑79北小井距CO2驅(qū)試驗區(qū)日產(chǎn)油變化情況

圖2 黑79北小井距CO2驅(qū)試驗區(qū)采出程度走勢

黑79北小井距CO2驅(qū)先導試驗在中國首次實現(xiàn)了全試驗區(qū)超過1.0倍烴類孔隙體積的礦場注入，基本走完了CO2驅(qū)油的全生命周期，積累了豐富的CO2驅(qū)開發(fā)油藏管理經(jīng)驗。尤為重要的是，在黑59先導試驗、黑79南擴大試驗因提高采收率幅度不到 10個百分點及其他工程原因終止的情況下，該試驗實現(xiàn)了提高采收率幅度超過20個百分點、最終采收率突破50%的效果，肯定了CO2驅(qū)油技術具有大幅度提高采收率的潛力，進而引發(fā)了關于如何最大化提高CO2驅(qū)采收率的戰(zhàn)略思考。

2.2 小井距試驗的啟示

2.2.1 技術成熟配套是實現(xiàn)極限采收率的前提

黑79北小井距試驗對于配套完善和全面審視CO2驅(qū)注采、地面集輸關鍵工藝技術起到了至關重要的作用。通過該試驗配套完善了氣舉-助抽-控套舉升工藝，從而實現(xiàn)了氣油比超過 1 000 m3/m3的生產(chǎn)井正常舉升生產(chǎn)，扭轉(zhuǎn)了高氣液比停產(chǎn)的被動局面；創(chuàng)新應用了分級氣液分輸技術，實現(xiàn)了氣竄后地面集輸系統(tǒng)常態(tài)化生產(chǎn)；研發(fā)了一劑多效緩蝕阻垢劑，腐蝕速率控制在國家標準要求的范圍內(nèi)（低于0.076 mm/a），油井免修期達900 d，實現(xiàn)了安全長效運行；更為深入地檢驗了混合水氣交替注入聯(lián)合周期生產(chǎn)氣驅(qū)油藏管理模式的長期可行性。通過小井距等重大開發(fā)試驗配套完善了可在松遼盆地復制推廣的工業(yè)化應用工藝流程，技術成熟度達到8級，形成了中國石油的CCUS吉林模式[8-9]。全流程技術成熟配套，為實現(xiàn)極限采收率奠定了技術基礎。

2.2.2 混相驅(qū)替是注氣大幅度提高采收率的基礎

黑79北小井距CO2驅(qū)開發(fā)試驗在10年時間內(nèi)，整體階段采出程度已達 19.1%，提高采收率幅度超過20個百分點。有必要分析獲得該技術效果的原因，以指導未來的 CO2驅(qū)油實踐。理論與實踐證明，在井網(wǎng)層系等工程條件相同時，驅(qū)油效率控制了低滲透油藏注氣提高采收率效果[4,8-9]。小井距試驗區(qū)經(jīng)過1年多注氣，地層壓力升至 23.5～26.5 MPa，高于最小混相壓力23 MPa，實現(xiàn)了全油藏混相驅(qū)替，驅(qū)油效率達到80%～85%[10-11]，為大幅度提高采收率提供了有利的相態(tài)基礎。如果某個油藏的CO2驅(qū)油效率始終低于水驅(qū)，則不建議在該油藏開展CO2驅(qū)工作。

2.2.3 大孔隙體積倍數(shù)注入是大幅度提高采收率的必要條件

黑79北小井距試驗區(qū)注入烴類孔隙體積倍數(shù)和提高采收率效果遠超國內(nèi)其他試驗區(qū)，為驗證二者之間是否有必然關系，統(tǒng)計了國內(nèi)外多個混相程度較高的CO2驅(qū)項目的累計注入烴類孔隙體積與階段采出程度提高幅度（CO2驅(qū)階段采出程度與預計持續(xù)水驅(qū)階段采出程度的差值）[12-14]的關系（見圖 3），發(fā)現(xiàn)累計注入烴類孔隙體積與階段采出程度提高幅度正相關；當注入量小于0.1倍烴類孔隙體積時，基本沒有提高采收率效果；當注入量為 0.1～1.0倍烴類孔隙體積時，階段采出程度提高幅度上升速度較快；當注入量超過1.0倍烴類孔隙體積后，階段采出程度提高幅度增長趨勢明顯變緩，但距關系曲線完全變平仍有一定的差距，表明沒有足夠的注入量，難以逼近極限采收率。

圖3 高混相程度CO2驅(qū)項目階段采出程度提高幅度變化趨勢

2.2.4 產(chǎn)量遞減階段經(jīng)濟效益明顯變差

早期階段實施高速注氣，提高地層壓力促進混相是低滲透油藏注氣的普遍做法[5,9]，在換油率（注入CO2量與原油產(chǎn)量的比值，t/t）上表現(xiàn)為噸油耗氣量很大；見氣見效后，產(chǎn)油量大幅度升高進入穩(wěn)產(chǎn)期[15-18]，換油率相應較低，經(jīng)濟效益明顯好轉(zhuǎn)；穩(wěn)產(chǎn)期結(jié)束后進入產(chǎn)量遞減階段，換油率又開始明顯升高[5,19]，經(jīng)濟效益變差。以小井距試驗區(qū)為例，整個生命周期內(nèi)的換油率指標大體上表現(xiàn)為“U”型（見圖 4），上產(chǎn)階段的月度平均換油率為12.5 t/t，穩(wěn)產(chǎn)階段的月度平均換油率為4.77 t/t，遞減階段的月度平均換油率則又升高到9.2 t/t。產(chǎn)出CO2雖可循環(huán)利用，但仍需經(jīng)過多個處理和注入工藝流程，綜合成本約100元/t，高換油率將拉低項目經(jīng)濟效益。

圖4 黑79北小井距CO2驅(qū)試驗區(qū)換油率變化規(guī)律

3 CCUS-EOR極限采收率計算方法

3.1 CO2混相驅(qū)項目采收率計算

根據(jù)圖 3實際數(shù)據(jù)，擬合出一個適合高混相程度（混相驅(qū)、近混相驅(qū)）注氣項目的氣驅(qū)階段采出程度提高幅度與累計注氣量之間的經(jīng)驗關系：

（1）式對CO2混相驅(qū)和近混相驅(qū)項目提高采收率幅度計算具有較好的適應性（見圖3、表1）。

表1 CO2驅(qū)項目注入量與階段采出程度提高幅度計算對比

3.2 任意混相程度CO2驅(qū)項目采收率計算

氣驅(qū)等三次采油過程具有復雜性，受諸多動靜態(tài)因素的影響，不同油藏的氣驅(qū)采收率不同。目前還沒有一種普遍適用的預測 CO2驅(qū)采收率的油藏工程方法。但從經(jīng)驗看，很多油藏的CO2驅(qū)階段采出程度提高幅度與累計注入量之間的關系比較一致，這可能是CO2驅(qū)的選擇性導致的。中國 CO2驅(qū)油實踐中，以技術效果較好的混相驅(qū)項目為主，研究經(jīng)驗比較豐富[9-21]。非混相驅(qū)與混相驅(qū)項目的差異主要體現(xiàn)在混相程度上，逐步提高混相程度，非混相驅(qū)項目的生產(chǎn)效果將趨向混相驅(qū)，或者說，所有的非混相驅(qū)開發(fā)動態(tài)隨著地層壓力的提升將逐步接近混相驅(qū)情形。為建立一種普遍適用的氣驅(qū)提高采收率幅度計算方法，這里提出將混相驅(qū)項目采收率作為邊界，利用氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)概念在混相驅(qū)和非混相驅(qū)采收率之間建立聯(lián)系，以混相驅(qū)研究經(jīng)驗估算非混相驅(qū)項目的提高采收率情況。

根據(jù)氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)的概念與定義[12,16-18]，氣驅(qū)階段采出程度等于“同期”水驅(qū)階段采出程度與氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)之積，混相驅(qū)項目的階段采出程度可表示為：

混相驅(qū)項目的階段采出程度提高幅度計算方法為：

將（2）式代入（3）式整理可以得到混相驅(qū)項目的階段采出程度：

類似地，可寫出任意混相程度 CO2驅(qū)項目的階段采出程度：

任意混相程度 CO2驅(qū)項目階段采出程度提高幅度計算方法為：

聯(lián)立（3）—（6）式，整理后可以得到：

上式即為任意混相程度氣驅(qū)項目采收率相關指標的普適性計算方法。根據(jù)（7）式可知，要計算任意混相程度 CO2驅(qū)項目的階段采出程度或階段采出程度提高幅度，需知氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)和 CO2混相驅(qū)項目的階段采出程度提高幅度這兩個參數(shù)。氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)易于計算，CO2混相驅(qū)項目的階段提高采出程度ΔERmg-w可通過（1）式計算。

國內(nèi)非混相驅(qū)項目較少，本文以大慶油田樹 101和敖南兩個非混相 CO2驅(qū)項目的研究與實踐結(jié)果與（7）式進行對比驗證：①樹101非混相CO2驅(qū)先導試驗區(qū)混相程度約為83.9%，氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)1.354，含油飽和度62%，累計注氣量約0.39倍烴類孔隙體積，實際階段采出程度為 9.61%，階段采出程度提高幅度為4.20個百分點，根據(jù)（7）式計算的階段采出程度提高幅度為4.98個百分點，二者比較接近。②根據(jù)《敖南油田CCUS-EOR開發(fā)方案（一期）》[22]，敖南油田CO2非混相驅(qū)項目累計注入1.1倍烴類孔隙體積，混相程度為 80.8%，氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù) 1.49，含油飽和度 51%，相應的階段采出程度提高幅度為10.5個百分點，根據(jù)（7）式計算的階段采出程度提高幅度為10.9個百分點，兩者同樣比較接近，表明本文方法可靠。

根據(jù)（7）式計算了含油飽和度為45%的低滲透油藏實施非混相 CO2驅(qū)階段采出程度提高幅度變化情況（見圖5），可以看出，隨著累計注入CO2量的增加，階段采出程度提高幅度相應增加；隨著 CO2驅(qū)混相程度增加，階段采出程度提高幅度亦相應增加。對于非混相驅(qū)項目，累計注氣量為1.5倍烴類孔隙體積時，采出程度與極限采收率的差值小于 2個百分點，基本逼近極限采收率。

圖5 不同混相程度下階段采出程度提高幅度變化情況

3.3 CCUS-EOR開發(fā)全生命周期階段劃分

CCUS-EOR開發(fā)可以分為4個階段：第1個階段為從注氣到見氣，第2個階段為從見氣到氣竄，第3個階段為氣竄到廢棄，第4個階段為油藏廢棄后的CCS深度埋存。前 3個階段由于注、驅(qū)、采、埋往往同步發(fā)生，可統(tǒng)稱為同步埋存階段[9,19]，該階段重點考慮采用大孔隙體積倍數(shù)注入 CO2，盡可能擴大波及體積，追求極限采收率。確定同步埋存階段的累計注入量，對設計 CCUS-EOR開發(fā)方案有重要意義。從（1）式或（7）式可知，在注氣量達到1.5倍烴類孔隙體積之后，采出程度與極限采收率的相對偏差小于5%，絕對差值不超過 2個百分點。對于氣源充足穩(wěn)定的低滲透油藏CO2驅(qū)項目，年注氣速度通常在0.05～0.10倍烴類孔隙體積，同步埋存階段若按20年計，累計注入量為 1.0～2.0倍烴類孔隙體積。如前所述，大孔隙體積倍數(shù)注入后期的換油率和操作成本較高，繼續(xù)注氣效益將為負，可以考慮轉(zhuǎn)入純粹埋存階段；加上轉(zhuǎn) CO2驅(qū)之前油藏往往已經(jīng)注水開發(fā)10～30年，CCUS-EOR開發(fā)后油藏服役年限可達30～50年，此時油藏逐步廢棄是可以接受的。殘余資源可通過其他革命性技術利用。綜合考慮，對于適合開展大孔隙體積倍數(shù)注入的油藏，推薦CCUS-EOR開發(fā)累計注入量達到1.5倍烴類孔隙體積可轉(zhuǎn)入純粹CCS的深度埋存階段。

深度埋存階段的累計注入量需要結(jié)合油藏及環(huán)境具體情況確定，若油藏整裝且含油邊界外發(fā)育區(qū)域水體且水層滲透性良好，則具備長期注入埋存的地質(zhì)條件；若為小斷塊油藏，則不對CCS階段埋存量提出過多要求。

4 極限采收率實現(xiàn)途徑

4.1 開展大孔隙體積倍數(shù)注入方案設計

傳統(tǒng)的CO2驅(qū)項目方案設計注入量通常不到0.6倍烴類孔隙體積即終止注氣，有些項目甚至低于0.4倍烴類孔隙體積，而圖3證實當注入量小于1.0倍烴類孔隙體積時，階段采出程度提高幅度隨著注入量的增加而穩(wěn)定增長，因此類似項目若實施二次CO2驅(qū)，仍有較大幅度提高采收率潛力。做好CCUS-EOR方案設計是實現(xiàn)極限采收率的第一步，只有將小孔隙體積倍數(shù)注入方案設計思路轉(zhuǎn)變?yōu)榇罂紫扼w積倍數(shù)，才有可能達到極限采收率。方案設計時，待比方案不應少于3個且至少應包括一個基于擴大波及體積技術的大孔隙體積倍數(shù)注入方案。

類似吉林黑79北試驗區(qū)這樣的構造平緩中深層油藏，可實現(xiàn) 1.0倍烴類孔隙體積以上的 CO2注入；完整的背斜、單斜油藏的封閉性天然良好，適合開展更大注入孔隙體積倍數(shù)的 CO2驅(qū)油實踐；深層油藏通常也具有較大注入孔隙體積倍數(shù)的條件；然而，復雜斷塊油藏由于斷裂系統(tǒng)發(fā)育，地質(zhì)體對于 CO2的封閉性難以充分保障，暫不建議開展大孔隙體積倍數(shù)注氣。綜合考慮終極埋存的適宜性及實現(xiàn)大孔隙體積倍數(shù)CO2注入的難度，根據(jù)（7）式并結(jié)合中國油藏實際情況，測算了方案設計階段不同類型油藏 CO2注入量推薦值與相應的采收率提高值（見表2）。

表2 方案設計階段不同類型油藏CO2累計注入量推薦表

4.2 提高CO2驅(qū)混相程度

提高驅(qū)油效率是低滲透油藏注氣大幅度提高采收率的主要機理[9,13]，CO2的驅(qū)油效率主要由混相程度決定。對于給定的地層油體系，油藏條件下 CO2驅(qū)的最小混相壓力是確定的，提高地層壓力即可提高混相程度。圖 6表明，CO2與不同原油組分的最小混相壓力有明顯差異，提高地層壓力可提高 CO2與更多組分的混相程度，有利于提高驅(qū)油效率，逼近極限采收率。要充分借鑒業(yè)已成熟的早期大段塞注氣抬壓促混等氣驅(qū)油藏管理經(jīng)驗[5,9]，堅決杜絕“應混未混”項目[20-21]。

圖6 91 ℃時不同碳數(shù)烷烴與CO2的最小混相壓力

4.3 擴大注入CO2的波及體積

①井網(wǎng)層系調(diào)整是水驅(qū)提高采收率和化學驅(qū)三次采油的通用方法，CO2驅(qū)也可借鑒。井網(wǎng)調(diào)整內(nèi)容包括井網(wǎng)井型與井距排距兩方面的內(nèi)容，開發(fā)層系調(diào)整包括層系細分與分層注入。根據(jù)前蘇聯(lián)謝爾卡喬夫公式，提高井網(wǎng)密度是擴大波及體積、提高采收率的重要途徑。因此，縮小井距、井網(wǎng)加密是水驅(qū)油藏二次開發(fā)提高采收率的主要做法，該方法同樣也適用于擴大注入CO2在低滲透油藏中的波及體積。黑79北試驗區(qū)通過井網(wǎng)加密以小井距驅(qū)替實現(xiàn)了 1.0倍烴類孔隙體積以上的CO2注入。

②混合水氣交替注入聯(lián)合周期生產(chǎn)（HWAG-PP）是國內(nèi)外大量實踐普遍證明了的最為經(jīng)濟有效的擴大注入CO2波及體積的做法[5,9]，實踐中務必長期堅持。為進一步擴大波及體積，需要考慮更有效的流度控制技術。對于孔隙型油藏氣竄，可實施泡沫注入改善驅(qū)替流度比，進一步擴大注入CO2的波及體積；對于裂縫型油藏氣竄，注入凝膠等化學體系比較合適，長慶油田黃3區(qū)CO2驅(qū)試驗區(qū)在注氣早期曾采用了該方法，效果較好。

③重力分異作用是實現(xiàn)全油藏波及的有利條件。重力分異作用在高滲透稠油油藏蒸汽輔助重力驅(qū)的蒸汽腔擴展過程中已得到驗證。對于滲透性較好的儲集層，選擇在背斜軸部、單斜頂部、平緩油藏微隆起等較高部位注氣[23-24]，充分利用重力，低成本擴大波及體積。

5 結(jié)論

雙碳背景下，CCUS-EOR開發(fā)應追求極限采收率。極限采收率是技術可行但經(jīng)濟上未必達到財務指標基準要求的采收率，有別于經(jīng)濟合理采收率和終極采收率。氣舉-助抽-控套舉升、分級氣液分輸、高效緩蝕阻垢、混合水氣交替注入聯(lián)合周期生產(chǎn)等技術可保障實現(xiàn)極限采收率長期過程的安全平穩(wěn)生產(chǎn)。

關聯(lián)得到了混相氣驅(qū)采收率與累計注氣量之間的經(jīng)驗關系式，推導建立了任意混相程度 CO2驅(qū)項目的階段采出程度計算公式。累計注氣量為1.5倍烴類孔隙體積時，采出程度接近極限采收率。開展大孔隙體積倍數(shù)注入方案設計、提高混相程度和擴大波及體積是實現(xiàn)極限采收率的技術途徑。

本文研究成果豐富了 CO2驅(qū)全生命周期開發(fā)理論，對CCUS-EOR開發(fā)方案編制和二氧化碳驅(qū)油與埋存一體化經(jīng)營管理有重要指導意義。

符號注釋：

Fgw——任意混相程度CO2驅(qū)項目的氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)，無因次；Fgw-m——混相驅(qū)項目的氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)，無因次；Gcuminj——累計注入烴類孔隙體積倍數(shù)，無因次；R1-m——CO2混相驅(qū)油效率與水驅(qū)油效率之比，無因次；R2——廣義可采儲量采出程度（轉(zhuǎn)驅(qū)時采出程度與水驅(qū)油效率之比），無因次；So——轉(zhuǎn)氣驅(qū)時的含油飽和度，%；ΔERg——任意混相程度 CO2驅(qū)項目的階段采出程度，%；ΔERgm——CO2混相驅(qū)項目的階段采出程度，%；ΔERg-w——任意混相程度 CO2驅(qū)項目的階段采出程度提高幅度，百分點；ΔERmg-w——CO2混相驅(qū)項目的階段采出程度提高幅度，百分點；ΔERw——“同期”水驅(qū)階段采出程度，%；χ——中間變量，無因次。