胡永樂，郝明強，陳國利，孫銳艷，李實

（1.中國石油勘探開發(fā)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(guān)注。根據(jù)BP公司對全世界各個國家CO2排放量的統(tǒng)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(qū)油與埋存技術(shù)在利用CO2進行驅(qū)油提高石油采收率的同時，實現(xiàn)了CO2的地質(zhì)埋存，是兼具經(jīng)濟效益和社會效益的一項技術(shù)，也是在目前經(jīng)濟技術(shù)條件下溫室氣體減排最為有效的一種方式[3-4]。

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

美國是世界上CO2驅(qū)油項目最多的國家，占全球總數(shù)的90%以上，CO2驅(qū)年產(chǎn)油量連續(xù)5年在1 500×104t左右，提高石油采收率7%～15%；其中，混相驅(qū)油項目109個，年產(chǎn)油量超過1 440×104t[1-2]。CO2混相驅(qū)油技術(shù)已經(jīng)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(fā)新一代CO2驅(qū)油技術(shù)，該技術(shù)通過增大CO2注入量、優(yōu)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(guī)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(shù)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(yè)。項目規(guī)模多數(shù)大于100.0×104t/a，運輸距離多數(shù)超過100 km[3]。近年來，鹽水層埋存CO2項目逐漸增多[9-10]。

國內(nèi)自20世紀60年代開始關(guān)注CO2驅(qū)油技術(shù)，開展了CO2驅(qū)油室內(nèi)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(xiàn)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(qū)油技術(shù)一直發(fā)展緩慢。最近10余年來，中國加大了CO2驅(qū)油與埋存關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)力度，2005年中國石油勘探開發(fā)研究院與中國科學(xué)院等聯(lián)合發(fā)起了《中國的溫室氣體減排戰(zhàn)略與發(fā)展》香山會議，在會上提出CO2捕集、利用與埋存結(jié)合的概念（CCUS）。自“十一五”以來，先后設(shè)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(guān)，并取得了重要進展。同時，在大慶油田芳48區(qū)塊、樹101區(qū)塊、海拉爾油田，吉林油田黑59區(qū)塊、黑79區(qū)塊、黑46區(qū)塊、伊59區(qū)塊，勝利油田高89-1區(qū)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(qū)的不同類型油藏開展了先導(dǎo)試驗，以加快技術(shù)的規(guī)?；茝V應(yīng)用[12-13]。目前，中國石油長慶油田公司在黃3井區(qū)針對高礦化度油藏、新疆油田公司在八區(qū)530井區(qū)針對砂礫巖油藏分別開展CO2驅(qū)油與埋存技術(shù)攻關(guān)和先導(dǎo)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(zhì)埋存產(chǎn)生積極影響。

中國CO2埋存項目與國際相比，運行及執(zhí)行項目中具有完整產(chǎn)業(yè)鏈的項目少、規(guī)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(tǒng)闡述了近年來中國CO2驅(qū)油與埋存理論及技術(shù)的最新進展，并針對CCUS技術(shù)發(fā)展所存在的問題，提出了下一步發(fā)展方向；詳細介紹了吉林油田4個CO2驅(qū)油與埋存礦場試驗區(qū)的實施情況及應(yīng)用效果，以及所取得的經(jīng)驗和啟示，為進一步發(fā)展CO2驅(qū)油與埋存技術(shù)并擴大應(yīng)用規(guī)模提供借鑒和參考。

1 CO2驅(qū)油與埋存理論與技術(shù)

1.1 CO2驅(qū)油與埋存機理

1.1.1 CO2與原油間的組分傳質(zhì)特征

氣液兩相間的組分傳質(zhì)現(xiàn)象是氣驅(qū)開發(fā)的獨特現(xiàn)象。由于中國陸相原油中蠟含量和重?zé)N含量較高，且地層溫壓下CO2多為超臨界狀態(tài)，其與原油烴組分間的傳質(zhì)規(guī)律較復(fù)雜[16-19]。

從圖1可以看到，3種不同原油與CO2之間的傳質(zhì)、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(zhì)以CO2溶入油相為主；②由于CO2溶入油相使得油相變輕，當(dāng)壓力繼續(xù)增加時，氣液間傳質(zhì)速率加快，此時以原油組分被大量萃取為主；③繼續(xù)增加壓力，油氣傳質(zhì)加劇，氣相的液體性質(zhì)逐漸顯現(xiàn)，液相的氣體特征進一步增強，當(dāng)CO2富化氣密度與地層油密度相當(dāng)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(zhì)劇烈程度和混相過程持續(xù)時間存在差異，輕質(zhì)易揮發(fā)油與CO2的氣液傳質(zhì)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(tài)混相過程

實驗過程中在不同氣相區(qū)域（圖1c中①—④號區(qū)域）取樣，用色譜儀定量分析氣體樣品的組分。①號區(qū)域（上層）的氣相以CO2為主，有少量的C2—C5組分；②號區(qū)域（油氣界面）附近的氣相中，C2—C6組分含量明顯增加。當(dāng)壓力增加時，③號區(qū)域的氣相顏色比①號區(qū)域深，且輕質(zhì)組分擴展為C2—C10；④號區(qū)域的氣相中組分擴展為C2—C15。結(jié)果表明，在油氣體系中，烴分子越小，向氣相傳質(zhì)轉(zhuǎn)移越快；油氣相間傳質(zhì)是氣相富化和液相變“輕”的過程；輕烴組分C2—C6具有強傳質(zhì)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(guān)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(qū)油機理

注入壓力、孔隙大小、界面張力、驅(qū)油時機等是影響CO2微觀驅(qū)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(qū)油實驗結(jié)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(tài)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(xiàn)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(xiàn)一個連續(xù)過渡帶，界面消失。與初始狀態(tài)相比，提高CO2驅(qū)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(qū)油效果

孔隙大小對CO2微觀驅(qū)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(xiàn)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(qū)油實驗結(jié)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(qū)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(tài)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(qū)油時機不同對開發(fā)效果的影響，在CO2-原油體系混相條件下，進行水驅(qū)后CO2驅(qū)油和直接CO2驅(qū)油實驗對比，發(fā)現(xiàn)在水驅(qū)后進行CO2驅(qū)油，早期的水驅(qū)會使油水分布變得十分復(fù)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(qū)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(qū)油時的最小混相壓力會低于水驅(qū)后CO2驅(qū)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(zhì)埋存、海洋埋存和植被埋存3種，其中地質(zhì)埋存技術(shù)相對最為成熟。目前，國際公認的適合CO2埋存的主要地質(zhì)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(jīng)濟技術(shù)條件下CO2地質(zhì)埋存的理想場所，一方面在油田開發(fā)過程中已對油藏的地質(zhì)屬性有了較為清晰的認識，可以實現(xiàn)CO2安全有效埋存，保護生態(tài)環(huán)境；另一方面可以大幅度提高石油采收率，帶來一定經(jīng)濟效益。CO2在油藏中的埋存形式包括：構(gòu)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(gòu)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(shù)、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(yīng)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(shù)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(shù)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(shù)為1.2～1.8。

鹽水層是CO2地質(zhì)埋存的主要場所。國際能源署（IEA）對全球CO2地質(zhì)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(xù)注入方式，主要機理為溶解滯留、礦化反應(yīng)、物理圈閉等，水動力擴散和溶解系數(shù)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(shù)的增大而略有減少。

1.2 CO2驅(qū)油與埋存油藏工程技術(shù)

1.2.1 油藏工程參數(shù)設(shè)計方法

CO2驅(qū)油與埋存主要依據(jù)油藏地質(zhì)特征及注氣開發(fā)特點，對層系組合、井網(wǎng)部署及注入方案等油藏工程參數(shù)進行設(shè)計、優(yōu)化和調(diào)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(wǎng)井距的設(shè)計和調(diào)整主要考慮氣驅(qū)控制程度、有效驅(qū)替系統(tǒng)建立；注氣速度、生產(chǎn)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(jù)進行優(yōu)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(tǒng)產(chǎn)出氣承受能力之間的關(guān)系；水氣交替注入是進行氣驅(qū)流度控制的有效方法。

針對中國油藏多層、非均質(zhì)性強、氣源供應(yīng)及地面處理設(shè)施能力相對不足的條件，氣驅(qū)注入優(yōu)先使用漸變水氣段塞方式，即先注入一個大的連續(xù)氣驅(qū)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(chǎn)出量從而提高注入氣驅(qū)油效率[24-26]。經(jīng)多年的實踐，總結(jié)出中國低滲油藏CO2驅(qū)階段驅(qū)替特征及調(diào)整措施（見表1）與各階段油藏工程注采參數(shù)界限（見表2）。

表1 低滲透油藏CO2驅(qū)油階段驅(qū)替特征

表2 低滲透油藏CO2驅(qū)油注采設(shè)計及調(diào)整參數(shù)界限表

1.2.2 注采調(diào)控技術(shù)

影響陸相油藏CO2驅(qū)油開發(fā)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(zhì)性。注采調(diào)控的目的是保持混相驅(qū)替狀態(tài)，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(chǎn)，改善開發(fā)效果[27]。注采調(diào)控思路和方法為注采協(xié)調(diào)、水氣交替、分層控制和剖面調(diào)整。

①保持與促進混相狀況。CO2驅(qū)油過程中，由于存在儲集層非均質(zhì)性，局部井組會出現(xiàn)氣突破或未見到CO2驅(qū)油開發(fā)效果等現(xiàn)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(chǎn)技術(shù)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(yīng)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(qū)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(qū)未波及到的區(qū)域。CO2轉(zhuǎn)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(wěn)定和WAG驅(qū)替效果，以及水驅(qū)加氣驅(qū)提高石油采收率整體潛力的發(fā)揮。

③剖面調(diào)整。由于受儲集層非均質(zhì)性與高滲條帶影響，當(dāng)注氣井組中某些采油井套壓上升，CO2含量增加，發(fā)生氣竄，嚴重影響生產(chǎn)時，應(yīng)對注氣井進行調(diào)剖。當(dāng)形成氣竄通道，影響井組其他采油井CO2驅(qū)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(fā)效果評價技術(shù)

系統(tǒng)規(guī)范地評價CO2驅(qū)油開發(fā)效果是客觀衡量CO2驅(qū)油項目開發(fā)水平的基礎(chǔ)。目前，所采用的CO2驅(qū)油開發(fā)效果評價技術(shù)主要是針對CO2驅(qū)油的開發(fā)特征，參照聚合物驅(qū)油開發(fā)效果評價方法，立足于與水驅(qū)開發(fā)效果的對比。這套評價方法和指標體系包括技術(shù)、經(jīng)濟和安全環(huán)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(shù)（注氣后地層壓力與地層原油最小混相壓力的比值）、產(chǎn)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(wù)內(nèi)部收益率和環(huán)境監(jiān)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(fā)壽命延長期和腐蝕速率。

根據(jù)國內(nèi)外CO2驅(qū)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(qū)油與埋存注采工程技術(shù)

1.3.1 CO2分層注入工藝技術(shù)

目前，向油藏中注CO2的方式主要有籠統(tǒng)注入和分層注入2種。由于陸相油藏層間非均質(zhì)性強，采用籠統(tǒng)注氣工藝，往往因?qū)娱g矛盾突出而導(dǎo)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(xiàn)分層注氣，立足CO2驅(qū)油實際井況，對注氣井口及井下管柱等進行優(yōu)化設(shè)計，實現(xiàn)地面分注和井下分注，研發(fā)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(qū)油開發(fā)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(nèi)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(huán)空向上部油層注氣，實現(xiàn)2個油層的分層注氣。在工藝設(shè)計上需要重點考慮注氣井口的設(shè)計、注氣管柱尺寸的大小和優(yōu)選。

如果CO2驅(qū)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(xiàn)2層分層注氣，且后期作業(yè)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(xiàn)2—3層分層注氣。

1.3.2 高效舉升工藝技術(shù)

CO2突破后，采油井出現(xiàn)CO2含量升高、氣油比升高、套壓升高等問題，常規(guī)有桿泵機抽采油工藝對高氣油比適應(yīng)性較差，無法有效保持生產(chǎn)能力。采用高套壓、高氣油比舉升技術(shù)，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(huán)空；再應(yīng)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(qū)塊應(yīng)用了6井次，套壓明顯降低，可控制在2 MPa之內(nèi)；通過攜液舉升，提高了油井充滿系數(shù)和抽油泵泵效。其中4口油井舉升、助抽效果較好，產(chǎn)量平均提高33.5%。

隨著氣油比的增加，當(dāng)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(fù)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(shè)置給泵內(nèi)氣體提供了繞行通道，從而增加了工作筒內(nèi)液體的充滿系數(shù)，降低了泵內(nèi)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(qū)應(yīng)用了4井次，防氣泵舉升效果良好，動液面升高，日產(chǎn)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(chǎn)。

1.3.3 CO2驅(qū)油腐蝕監(jiān)測與防護技術(shù)

腐蝕破壞是影響CO2驅(qū)油效果的重要因素。CO2驅(qū)油腐蝕主要與管材的成分、組織，CO2分壓、溫度、介質(zhì)組成、pH值和原油特性，多相流介質(zhì)的流速、流態(tài)等有關(guān)[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(jiān)測技術(shù)，油井井下管柱腐蝕監(jiān)測技術(shù)發(fā)展緩慢。管柱腐蝕狀況的判斷主要依靠作業(yè)檢管、產(chǎn)出水比色測定等方法。其中，作業(yè)檢管只能定性判斷，無法定量評價腐蝕狀況。產(chǎn)出水比色測定雖然能定量評價，但誤差高，數(shù)據(jù)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(jiān)測方式有井下掛環(huán)技術(shù)、井下電化學(xué)腐蝕在線監(jiān)測技術(shù)和井下電阻探針腐蝕監(jiān)測技術(shù)[32]。

加注緩蝕劑是CO2驅(qū)油防腐的重要手段。根據(jù)腐蝕規(guī)律實驗結(jié)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(xiàn)象，在實際體系中應(yīng)該根據(jù)具體溫度、壓力和流速調(diào)節(jié)緩蝕劑濃度以達到最佳緩蝕效果。現(xiàn)場加注緩蝕劑的方法，需要根據(jù)緩蝕劑的特性和井內(nèi)情況而定，一般有周期性注入、連續(xù)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(yīng)選擇在油井井口向油套環(huán)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(qū)油與埋存地面工程技術(shù)

經(jīng)過10多年的研究和試驗，CO2驅(qū)油與埋存地面工程在CO2捕集、管道輸送、注入、CO2驅(qū)油產(chǎn)出流體集輸處理和產(chǎn)出氣循環(huán)注入等方面均取得一些技術(shù)突破，并且在現(xiàn)場實現(xiàn)了從單井小站到規(guī)模建站、罐車拉運到管道輸送、液相注入到超臨界注入、產(chǎn)出氣不回收到全部循環(huán)注入的技術(shù)發(fā)展與應(yīng)用[33]。

1.4.1 CO2捕集技術(shù)

國內(nèi)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(yōu)點是技術(shù)成熟、分離效果好，目前仍是CO2捕集的主要工藝技術(shù)；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(lǐng)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(xù)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(zhì)，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(guān)鍵是需要提供較低溫度的冷量使原料氣降溫，根據(jù)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(shù)在國內(nèi)均有應(yīng)用。

1.4.2 CO2管道輸送技術(shù)

CO2管道輸送系統(tǒng)（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(shè)備[35]。由于CO2的臨界參數(shù)較低，關(guān)鍵技術(shù)是增壓工藝和相態(tài)控制，其輸送可通過以下3種相態(tài)實現(xiàn)：①氣相輸送，輸送過程中CO2在管道內(nèi)保持氣相狀態(tài)，通過壓縮機升高輸送壓力，但管道整體運行壓力較低，輸送量較小；②液相輸送，輸送過程中CO2在管道內(nèi)保持液相狀態(tài)，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(jié)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(nèi)保持超臨界狀態(tài)，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(tài)。

圖4 管道輸送工藝簡化流程圖

對比以上3種相態(tài)管道輸送方式，超臨界輸送方式在經(jīng)濟和技術(shù)上都優(yōu)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(jié)約近20%。另外，超臨界輸送管道末端的高壓可以使管道內(nèi)CO2在某些情況下直接注入地層，無需增設(shè)注入壓縮機。當(dāng)然，對于具體項目，采用哪種輸送方式，需要根據(jù)CO2氣源、注入場所實際情況進行優(yōu)化研究而定。

1.4.3 CO2地面注入技術(shù)

地面注入系統(tǒng)的關(guān)鍵技術(shù)是相態(tài)分析和增壓工藝，相態(tài)不同所選擇的增壓設(shè)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(tài)、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(guī)模試驗區(qū)氣源主要是罐車拉運，采用液相注入工藝，該技術(shù)成熟可靠；大規(guī)模推廣一般是管道輸送，應(yīng)根據(jù)管道輸送相態(tài)，采用壓縮機或泵增壓注入，注入過程中關(guān)鍵是控制進入增壓設(shè)備入口的CO2相態(tài)。

無論何種注入工藝，國內(nèi)外都有較多的應(yīng)用實例，包括液態(tài)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(yīng)的工況不同。

1.4.4 CO2驅(qū)油產(chǎn)出氣循環(huán)注入技術(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%，如果要將產(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。目前，CO2驅(qū)油過程中的產(chǎn)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(huán)注入方式：①當(dāng)產(chǎn)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(dāng)產(chǎn)出氣CO2含量低于油藏回注氣指標要求時，產(chǎn)出氣與純CO2氣體混合后超臨界注入；③當(dāng)產(chǎn)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(shù)的現(xiàn)場應(yīng)用

CO2驅(qū)油與埋存地面工程全流程技術(shù)在吉林油田進行了試驗并應(yīng)用，已經(jīng)發(fā)展形成3種應(yīng)用模式：①先導(dǎo)試驗?zāi)Ｊ剑瑧?yīng)用于黑59先導(dǎo)試驗區(qū)，井?dāng)?shù)較少、氣源不確定，采用CO2罐車拉運，液態(tài)注入，CO2驅(qū)油產(chǎn)出氣不分離超臨界混合回注；②擴大試驗?zāi)Ｊ?，?yīng)用于黑79擴大試驗區(qū)，井?dāng)?shù)較多、規(guī)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(qū)油產(chǎn)出氣將CO2富集提純后循環(huán)注入；③工業(yè)化應(yīng)用模式，應(yīng)用于黑46工業(yè)化試驗區(qū)，井?dāng)?shù)多、規(guī)模大、氣源確定，采用氣相管道輸送，超臨界注入，CO2驅(qū)油產(chǎn)出氣不分離全部超臨界混合回注。

1.5 CO2驅(qū)油與埋存安全評價技術(shù)

1.5.1 CO2驅(qū)油藏監(jiān)測技術(shù)

CO2驅(qū)油存在混相不穩(wěn)定、流體運移難控制、腐蝕問題突出和安全環(huán)保要求高等問題。為了解決這些問題，在油藏監(jiān)測方面相應(yīng)需要增加一些特殊項目，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)測和環(huán)境監(jiān)測等[36]。這些監(jiān)測項目在實際應(yīng)用中取得了較好的效果，為掌握CO2驅(qū)油動態(tài)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(shù)保障，初步形成了適合CO2驅(qū)油與埋存特點的油藏動態(tài)監(jiān)測技術(shù)。

①注入狀況監(jiān)測。包括注入動態(tài)監(jiān)測、吸水吸氣剖面測試、吸水吸氣指數(shù)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(shù)測試。

②混相狀態(tài)監(jiān)測。主要包括地層壓力監(jiān)測、油井井底流壓實時監(jiān)測、井流物監(jiān)測和高壓物性取樣分析等。地層壓力是判斷混相狀態(tài)的關(guān)鍵指標，地層壓力監(jiān)測以油井為主，包括籠統(tǒng)測壓和分層測壓，井況允許條件下應(yīng)以分層測壓為主；為連續(xù)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(chǎn)井下入直讀壓力計，實時監(jiān)測井底壓力；通過對產(chǎn)出氣和原油組分的分析，監(jiān)測井流物，為確定采油井的混相狀況提供依據(jù)；選取含水小于10%的具有代表性的生產(chǎn)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(qū)替過程中原油組分及性質(zhì)的變化規(guī)律，判斷混相狀態(tài)。

③驅(qū)替流體運移及氣驅(qū)前緣監(jiān)測。主要包括氣體示蹤劑測試、微地震監(jiān)測等。氣相示蹤劑主要用于監(jiān)測CO2驅(qū)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(qū)前緣監(jiān)測技術(shù)對注氣井進行監(jiān)測，可以得到被監(jiān)測井的氣驅(qū)前緣、注入氣的波及范圍和優(yōu)勢氣驅(qū)方向，從而為開展油藏動態(tài)分析，以及實施注采調(diào)控提供可靠的技術(shù)依據(jù)。

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

1.5.2 CO2埋存安全評價技術(shù)

通過國內(nèi)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(zhì)體（地殼內(nèi)占有一定的空間、有其固有成分，并可以與周圍物質(zhì)相區(qū)別的地質(zhì)作用的產(chǎn)物）級別的評價指標和指標內(nèi)涵[22]，如表4所示。

表4 CO2安全埋存的評價指標及內(nèi)涵

根據(jù)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(yōu)選階段和封存設(shè)計階段等。

在CO2驅(qū)油與埋存現(xiàn)場生產(chǎn)和管理過程中，還需要建立生產(chǎn)管理風(fēng)險識別標準、生產(chǎn)作業(yè)風(fēng)險識別標準以及相應(yīng)的風(fēng)險控制體系等。

1.6 下步技術(shù)發(fā)展方向

高昂的CO2來源成本和不盡理想的CO2驅(qū)油開發(fā)效果是制約規(guī)模化推廣應(yīng)用的2個主要因素：①供給穩(wěn)定、獲取便捷和價格低廉的CO2氣源是技術(shù)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(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高，且多數(shù)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(qū)油的驅(qū)替效率。即使能實現(xiàn)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(diào)整空間有限，驅(qū)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(zhì)性較強，CO2驅(qū)油過程中氣竄現(xiàn)象較為普遍，注入的CO2形成無效循環(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。

持續(xù)加大技術(shù)攻關(guān)力度，降低CO2來源成本和提高CO2驅(qū)油開發(fā)效果是切實可行的發(fā)展之路。目前，亟需重點攻關(guān)以下5項技術(shù)：①突破低成本CO2捕集技術(shù)，提供廉價的CO2氣源；②研發(fā)促進和改善CO2與原油之間混相的技術(shù)，以取得較高的驅(qū)油效率；③研發(fā)提高CO2波及體積技術(shù)，如低成本的泡沫復(fù)合驅(qū)技術(shù)、分層注氣-調(diào)剖綜合調(diào)控技術(shù)等；④研制更高性能舉升工具和技術(shù)，以保障低產(chǎn)液量油井在氣油比上升后仍能繼續(xù)連續(xù)生產(chǎn)；⑤加強CO2埋存監(jiān)測基礎(chǔ)理論研究和關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)，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。

2 CO2驅(qū)油與埋存現(xiàn)場實踐

最近十幾年來，中國CO2驅(qū)油與埋存現(xiàn)場試驗取得跨越式發(fā)展，經(jīng)歷了先導(dǎo)試驗、擴大試驗并逐步工業(yè)化推進3個階段。試驗的油藏類型越來越豐富、試驗規(guī)模也越來越大，取得了一定成效并積累了一些實踐經(jīng)驗。

吉林油田從2008年開始CO2驅(qū)油與埋存試驗，歷經(jīng)10年時間，在大情字井油田建成了4個試驗區(qū)（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(chǎn)油能力超過10×104t，年埋存CO2能力35×104t。

表5 吉林油田CO2驅(qū)油試驗情況

2.1 試驗區(qū)油藏地質(zhì)特征

大情字井油田位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)長嶺凹陷中部，總體構(gòu)造格局為北北東向的長軸向斜，斷層比較發(fā)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(jié)物以灰質(zhì)和泥質(zhì)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(qū)儲集層物性好，沉積前端儲集層物性明顯變差，是向斜構(gòu)造背景下形成的大型復(fù)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(tǒng)。該油田于2000年開始大規(guī)模勘探開發(fā)，油井采用壓裂方式投產(chǎn)，單井產(chǎn)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(chǎn)液6.1 t，日產(chǎn)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(dǎo)試驗區(qū)

試驗區(qū)有6個試驗井組，25口油井，采用反七點面積井網(wǎng)，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(fā)。于2008年3月陸續(xù)開始注氣，穩(wěn)定階段日注氣120～164 t。注氣初期部分油井關(guān)井恢復(fù)壓力，2009年1月所有油井開抽生產(chǎn)。2014年10月受井況等因素影響停止注氣，轉(zhuǎn)為注水開發(fā)。

試驗區(qū)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(wěn)定，呈現(xiàn)動態(tài)混相特征。當(dāng)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(xiàn)混相狀態(tài)；當(dāng)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(qū)域呈現(xiàn)非混相狀態(tài)。見效井主要表現(xiàn)為產(chǎn)油量大幅上升和含水下降。

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

截至2017年底，試驗區(qū)累計注氣27.3×104t，累計產(chǎn)出CO2量1.1×104t，階段埋存率95.9%，注氣階段累計產(chǎn)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(qū)油試驗動態(tài)，結(jié)合數(shù)值模擬預(yù)測CO2驅(qū)油采收率為29.5%，較水驅(qū)油提高采收率10.4%。

2.2.2 黑79南試驗區(qū)

試驗區(qū)注氣層位為青一段2號小層，北部壓裂區(qū)采用480 m×160 m反七點面積井網(wǎng)，南部復(fù)合射孔區(qū)采用480 m×160 m菱形反九點面積井網(wǎng)，設(shè)計油井60口，注氣井18口，先連續(xù)注氣一年，地層壓力恢復(fù)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(tài)CO2）40 t，設(shè)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(xù)生產(chǎn)，局部氣竄井組采用30 d開井、15 d關(guān)井的間開方式控制生產(chǎn)，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(qū)于2010年6月陸續(xù)開始注氣，根據(jù)長嶺氣田CO2供應(yīng)量調(diào)節(jié)注氣井?dāng)?shù)，2010年注氣井?dāng)?shù)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(zhì)等因素影響，試驗區(qū)停止注氣，轉(zhuǎn)為注水開發(fā)。

注氣前日產(chǎn)液362.3 t，日產(chǎn)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(chǎn)液411.4 t，日產(chǎn)油200.2 t，含水50.9%。2013年5月試驗區(qū)氣油比開始上升，同時試驗區(qū)注氣井陸續(xù)出現(xiàn)注入困難的現(xiàn)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(diào)控，保證了產(chǎn)量平穩(wěn)。

截至2017年底，試驗區(qū)累計注氣41.2×104t，折合0.214倍烴類孔隙體積，CO2累計產(chǎn)出2.1×104t，埋存率94.9%。注氣階段累計產(chǎn)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(qū)油提高1.6%。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)測較水驅(qū)提高采收率14.5%。

2.2.3 黑79北小井距試驗區(qū)

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(wǎng)。注氣層位為青一段11、12號小層，儲量108×104t。設(shè)計注氣總量1.3倍烴類孔隙體積。2012年10月試驗區(qū)全面注氣。試驗區(qū)注氣前標定日產(chǎn)液160 t，日產(chǎn)油15.1 t，含水90.5%，采油速度0.62%，為特高含水油藏轉(zhuǎn)CO2驅(qū)油類型。

試驗分為3個階段：①連續(xù)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(tài)表現(xiàn)為液、油產(chǎn)量上升；②水氣交替階段，有效防、控氣竄，動態(tài)表現(xiàn)為含水下降、產(chǎn)油量上升，氣油比穩(wěn)定；③綜合注采調(diào)控階段，實現(xiàn)了高氣油比生產(chǎn)，產(chǎn)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(chǎn)油能力1.2×104t。試驗區(qū)累計產(chǎn)油4.5×104t，累計增油2.9×104t。核心評價區(qū)實際產(chǎn)量高于方案預(yù)測結(jié)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(qū)，CO2混相驅(qū)存在如下動態(tài)特征：①見效時間不同，儲集層物性好、剩余油飽和度高的內(nèi)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(nèi)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(nèi)向外分為混相、近混相和能量補充3個區(qū)域，混相區(qū)內(nèi)油井累計增油量最大，能量補充區(qū)油井增產(chǎn)相對最??；③產(chǎn)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(xiàn)階梯狀遞減趨勢，擴大混相范圍，動用小孔道，是長期穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵；⑤見氣規(guī)律，油井見效前先見烴類氣，之后CO2含量上升，前期、中期產(chǎn)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(chǎn)液、產(chǎn)油能力。

2.2.4 黑46試驗區(qū)

試驗區(qū)南部為150 m×600 m反九點面積井網(wǎng)，中部為212 m×424 m反九點面積井網(wǎng)，根據(jù)水驅(qū)油轉(zhuǎn)CO2驅(qū)油井網(wǎng)調(diào)整原則，確定轉(zhuǎn)注氣井26口，其中注水井轉(zhuǎn)注氣21口，油井轉(zhuǎn)注氣5口；采油井139口。

試驗區(qū)于2014年10月陸續(xù)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(wǎng)密集區(qū)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(qū)整體地層壓力較低，只有12 MPa。受注入不連續(xù)等因素影響，試驗區(qū)油井產(chǎn)量呈緩慢遞減趨勢，13口油井產(chǎn)量上升，29口油井產(chǎn)量穩(wěn)定，21口油井產(chǎn)量下降。南部采油井開井54口，注入不連續(xù)，整體地層壓力較低，平均只有11.2 MPa，動態(tài)表現(xiàn)為延續(xù)水驅(qū)遞減趨勢，9口油井產(chǎn)量上升，14口油井產(chǎn)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(shù)值模擬預(yù)測，較水驅(qū)油提高采收率11.5%。

2.3 經(jīng)驗與啟示

總結(jié)2008年以來10多年的CO2驅(qū)油開發(fā)試驗成果，可得8個方面的經(jīng)驗與啟示：①在油田附近有CO2氣源的情況下，考慮開展CO2驅(qū)油開發(fā)比較有利，可保障在較長時期內(nèi)氣源穩(wěn)定供應(yīng)，CO2成本也可保持較低水平；②CO2驅(qū)油開發(fā)應(yīng)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(qū)油效果接近，可以開展試驗探索；③在方案設(shè)計中，要依據(jù)CO2注入采出平衡統(tǒng)籌安排規(guī)模和進度，借鑒國內(nèi)外CO2驅(qū)油開發(fā)經(jīng)驗，優(yōu)選區(qū)塊，優(yōu)化井網(wǎng)和注采參數(shù)，開展經(jīng)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(qū)油開發(fā)規(guī)律差異較大，認識還比較有限，應(yīng)不斷加強CO2驅(qū)油藏監(jiān)測、跟蹤分析評價和注采調(diào)控，對方案進行實時跟蹤和調(diào)整；⑤隨著礦場試驗的逐步深入，將相繼出現(xiàn)采油井產(chǎn)出液含氣量上升造成舉升及計量困難，集輸系統(tǒng)產(chǎn)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(shù)解決預(yù)案；⑥應(yīng)堅持試驗先行，按先導(dǎo)試驗、擴大試驗和工業(yè)化推廣的步驟逐步擴大；⑦CO2驅(qū)油技術(shù)是老油田持續(xù)提高石油采收率的有效手段，是開發(fā)新油田和致密油的有效方式；⑧CO2驅(qū)油提高石油采收率的同時還可以實現(xiàn)CO2的有效埋存，經(jīng)濟效益和社會效益都很好，具有廣闊的推廣應(yīng)用前景。

3 結(jié)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(shù)需求迫切。CO2驅(qū)油與埋存技術(shù)具有十分廣闊的應(yīng)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(xiàn)社會效益和經(jīng)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(guān)和試驗，中國初步形成了適合陸相油藏特征的CO2驅(qū)油與埋存的理論及技術(shù)，豐富了機理認識，發(fā)展了油藏工程、注采工程、地面工程等主體技術(shù)，以及油藏監(jiān)測和安全環(huán)保評價等系列配套技術(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。對其他國家和地區(qū)同類油藏開展CO2驅(qū)油與埋存項目也具有借鑒意義。