唐建東，王智林，葛政俊

（1.中國石化江蘇油田分公司，江蘇揚(yáng)州 225009；2.中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇揚(yáng)州 225009）

在中國“雙碳”行動(dòng)不斷推進(jìn)的大背景下，CCUS（碳捕集、利用與封存）技術(shù)由于其可實(shí)現(xiàn)大規(guī)模碳減排的特殊優(yōu)勢，重要性日益凸顯。而對于油田企業(yè)而言，CCUS 技術(shù)在實(shí)現(xiàn)有效碳封存的同時(shí)，還可提高油藏采收率，對油田穩(wěn)產(chǎn)及經(jīng)濟(jì)創(chuàng)效起到顯著效果，正成為未來油田轉(zhuǎn)型發(fā)展的重要技術(shù)支撐[1-4]。注CO2驅(qū)油具有溶解膨脹原油、降低原油黏度、改善儲層滲透率、蒸發(fā)萃取輕質(zhì)組分等獨(dú)特機(jī)理[5-6]，對不同類型的油藏進(jìn)一步提高采收率具有良好的適應(yīng)性。從油田的開發(fā)形勢來看，尤其是陸上的東部老油田，新發(fā)現(xiàn)儲量劣質(zhì)化日益加劇，穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)難度不斷加大，致密油、頁巖油等非常規(guī)油藏由于技術(shù)及效益上的一些制約，還難以迅速成為油田穩(wěn)產(chǎn)的支柱。因此，復(fù)雜斷塊油藏、特超稠油油藏等“邊際儲量”的高效開發(fā)仍應(yīng)予以足夠重視[7-9]。以江蘇油田為例，江蘇油田是典型的“復(fù)雜斷塊”油田，地下具有“小、碎、貧、散、窄”的地質(zhì)特點(diǎn)[10]；油藏規(guī)模小，每個(gè)儲量單元不足30×104t，構(gòu)造破碎，共308個(gè)含油斷塊發(fā)育主要斷層近1 000 條；資源豐度低，平均含油豐度僅3.23×104t/km2；含油層位散，分布廣，有842 個(gè)儲量單元分布于11套含油層系；窄條狀油藏多，44%儲量含油帶寬度小于400 m；地面上湖蕩眾多，河網(wǎng)密集。因此，探索適應(yīng)這種復(fù)雜地質(zhì)及地面特點(diǎn)的注氣模式及配套工藝是實(shí)現(xiàn)蘇北盆地注CO2提高采收率技術(shù)攻關(guān)的關(guān)鍵方向。總結(jié)了江蘇油田CO2驅(qū)油技術(shù)的發(fā)展歷程、CO2驅(qū)油技術(shù)的進(jìn)展情況與礦場試驗(yàn)及應(yīng)用效果，提出了CO2驅(qū)技術(shù)的下步發(fā)展方向，為形成適應(yīng)于復(fù)雜小斷塊油藏特點(diǎn)的CO2驅(qū)開發(fā)模式和技術(shù)系列、支撐CO2驅(qū)油規(guī)?；瘧?yīng)用提供理論參考及借鑒。

1 技術(shù)發(fā)展歷程

蘇北盆地江蘇油田注CO2工作先后經(jīng)歷了技術(shù)探索、擴(kuò)大試驗(yàn)、規(guī)模推廣3個(gè)階段。

1）技術(shù)探索階段（1995—2014年）：從1995年起，開展了71 井次的CO2吞吐技術(shù)應(yīng)用，總注氣量1.66×104t，增油量1.56×104t。在此基礎(chǔ)上，1998年起在富14 斷塊開展高滲高含水油藏CO2水氣交替混相驅(qū)試驗(yàn)，共計(jì)注氣量1×104t，注水量2.4×104m3，實(shí)現(xiàn)增油量0.75×104t，換油率0.75。通過試驗(yàn)驗(yàn)證了復(fù)雜斷塊油藏CO2驅(qū)技術(shù)適應(yīng)性，初步探索了小斷塊油藏CO2驅(qū)技術(shù)。后因氣源等問題，注CO2技術(shù)現(xiàn)場試驗(yàn)暫緩。

2）擴(kuò)大試驗(yàn)階段（2015—2018年）：江蘇油田先后在花26、邵23、馬38 等多種類型低滲透、低采收率油藏實(shí)施了混相驅(qū)、非混相驅(qū)、段塞驅(qū)等不同技術(shù)的先導(dǎo)試驗(yàn)，取得較好的效果，階段累計(jì)注氣量2.34×104t，增油量1.22×104t。

3）規(guī)模推廣階段（2019年至今）：重點(diǎn)圍繞“花沙瓦”“馬邵聯(lián)黃”2 個(gè)CCUS 集中示范區(qū)帶開展CO2驅(qū)推廣應(yīng)用，實(shí)施規(guī)模逐年上升?，F(xiàn)有注氣單元24個(gè)，覆蓋儲量1 645.2×104t，注氣井43 口。累計(jì)注入CO2量30.34×104t，累計(jì)增油量9.83×104t，正逐步成為江蘇油田增儲上產(chǎn)的重要支撐。

2 復(fù)雜斷塊油藏注氣開發(fā)模式

復(fù)雜斷塊油藏具有斷裂系統(tǒng)復(fù)雜、構(gòu)造破碎、油藏形態(tài)、規(guī)模差異大的特點(diǎn)，因此對適宜的井網(wǎng)形態(tài)及開發(fā)模式提出差異化的要求。針對江蘇油田已開發(fā)儲量，劃分了復(fù)雜斷塊油藏典型類型。針對江蘇油田4類典型油藏關(guān)鍵問題，尤其針對窄條帶和極復(fù)雜2類復(fù)雜斷塊油藏，優(yōu)化注氣方式、驅(qū)替介質(zhì)、注氣部位等，探索形成了具有小斷塊油藏特色的4種注氣模式（圖1）。

圖1 復(fù)雜斷塊油藏典型類型劃分及開發(fā)模式Fig.1 Classification and development models of typical types of complex fault block reservoirs

具體來說，主要針對彈性開發(fā)窄條帶、水驅(qū)開發(fā)窄條帶、極復(fù)雜斷塊（有井網(wǎng)）、單干井4種類型，分別形成了“仿水平井”重力穩(wěn)定驅(qū)、氣頂邊水雙向驅(qū)、驅(qū)吐協(xié)同、“CO2+吞吐”的4種模式。

2.1 “仿水平井”重力穩(wěn)定驅(qū)模式

窄條帶油藏是復(fù)雜斷塊的主要組成類型[11]，在復(fù)雜斷塊油藏中的儲量占比可達(dá)40%。其油藏形態(tài)為條帶狀展布，含油條帶寬度往往在400 m 以內(nèi)，油藏長度與寬度比值一般大于4。彈性開發(fā)窄條帶油藏往往因儲層物性差，存在注水困難問題。在開發(fā)初期，通過人工壓裂的手段改造儲層孔隙結(jié)構(gòu)及流體流動(dòng)能力，提升單井產(chǎn)能；但壓裂后的雙重孔隙介質(zhì)對氣驅(qū)開發(fā)方式提出新的挑戰(zhàn)。裂縫介質(zhì)的流動(dòng)系數(shù)高，會加劇氣體的單向竄流，迅速形成油井氣淹，嚴(yán)重影響氣驅(qū)的波及效果及提高采收率[12]。因此，分別研究注采高低部位及注采井分布形成最優(yōu)模式。首先基于窄條帶油藏典型機(jī)理模型，分別對比了高注低采排狀注氣、高注低采間隔注氣、低注高采排狀注氣3種模式的開發(fā)效果，由圖2可知，高注低采排狀注氣采收率最高，其次為高注低采間隔注氣，低注高采排狀注氣采收率最低。分析認(rèn)為，采用高注低采方式注氣可最大限度發(fā)揮CO2氣體與原油的密度差異，一方面在油藏高部位形成聚集的連續(xù)氣相，延緩由黏滯力及不利的流度比引起的氣相指進(jìn)；另一方面在微觀孔隙內(nèi)，CO2在重力和毛管力的共同作用下溶脹原油并擠占孔隙空間，增大原油排替比例，從而增加最終的波及效率及洗油效果[13]。

圖2 窄條帶油藏不同注氣模式開發(fā)效果對比Fig.2 Comparison of development effects of different gas injection modes in narrow strip reservoirs

在重力穩(wěn)定驅(qū)的基礎(chǔ)上提出“仿水平井”重力驅(qū)模式，將壓裂的不利因素作為增強(qiáng)氣驅(qū)波及范圍的有利因素。該模式用高注低采排狀“仿水平井”注氣，使得高部位首先形成連續(xù)“氣墻”，增大窄條帶的波及寬度，然后在重力、毛管力及黏滯力共同作用下，氣相對原油構(gòu)成指向油藏低部位的合力，形成穩(wěn)定油氣界面并推動(dòng)原油向采油井流出。機(jī)理模型研究表明，相比未實(shí)施壓裂的常規(guī)儲層，“仿水平井”注氣將人工裂縫由不利因素變?yōu)橛欣蛩?，進(jìn)而將井間滲流變?yōu)榭p間滲流，顯著增大流線強(qiáng)度及氣驅(qū)的波及體積，有效延緩裂縫型油藏的氣竄時(shí)間（圖3）。

圖3 常規(guī)注氣及“仿水平井”注氣流線分布Fig.3 Streamline distribution of conventional gas injection and simulated horizontal well gas injection

2.2 氣頂邊水雙向驅(qū)模式

水驅(qū)開發(fā)后窄條帶油藏相對儲層物性較好，具備一定的注水能力。但經(jīng)過注水開發(fā)后，主要的剩余油包括井間“水洗區(qū)”剩余油及高部位“閣樓油”[14]，而現(xiàn)有實(shí)踐表明，繼續(xù)實(shí)施水驅(qū)開發(fā)會形成注入水的無效循環(huán)，對以上2類剩余油的挖潛及整體采收率的提升效果甚微。針對該類窄條帶，提出通過高部位注氣、邊部注水，形成氣頂邊水雙向驅(qū)模式（圖4）。

圖4 氣頂邊水雙向驅(qū)模式示意圖Fig.4 Schematic diagram of the two-way flooding mode of gas-cap edge-water reservoir

該模式將頂部CO2驅(qū)和邊外水驅(qū)組合起來，同時(shí)起到提升儲層壓力水平和剩余油動(dòng)用效果的雙重作用。高部位注氣利用氣油兩相的密度差達(dá)到延緩前緣竄進(jìn)效果，CO2建立人工氣頂并置換閣樓油[15-16]；邊外注水的水相受重力作用形成向下作用力，減緩水相的指進(jìn)，同時(shí)水相可控制油氣界面的運(yùn)移[17]。水驅(qū)和氣驅(qū)共同提升油藏壓力水平，進(jìn)一步提升氣體對井間剩余油的洗油效率。結(jié)合室內(nèi)物理模擬及數(shù)值模擬表明，雙向驅(qū)的增油機(jī)理主要包括：控制油氣界面運(yùn)移、重力分異、氣頂膨脹及抽提原油組分。例如，不同儲層物性條件下，雙向驅(qū)及單一氣驅(qū)的室內(nèi)物理模擬表明，不管對于何種級別儲層，相同滲透率下，雙向驅(qū)中油氣前緣運(yùn)移速度均明顯慢于單純注氣驅(qū)，驗(yàn)證了雙向驅(qū)顯著控制油氣界面運(yùn)移速度的作用。且滲透率越高，后期氣竄現(xiàn)象越嚴(yán)重，雙向驅(qū)對于油氣界面運(yùn)移的控制作用越顯著（圖5）。

圖5 氣驅(qū)和雙向驅(qū)的油氣界面運(yùn)移速度Fig.5 Oil and gas interfacial transport velocities for gas flooding and bi-directional flooding

2.3 驅(qū)吐協(xié)同模式

極復(fù)雜斷塊油藏為微型構(gòu)造，儲量規(guī)模極小，往往只有20×104t以下。由于含油面積小，往往僅部署一注一采井網(wǎng)，導(dǎo)致注采井對斷塊的儲量控制不足。高部位的“斷棱油”及采油井遠(yuǎn)端的“角隅油”儲量占比可高達(dá)40%以上，采用現(xiàn)有的水驅(qū)及常規(guī)模式氣驅(qū)難以有效動(dòng)用這2類剩余油。因此，提出驅(qū)吐協(xié)同開發(fā)模式，其特點(diǎn)為“異井異步、接替注采”，即先是一口井注氣提壓、悶井，后是另一口井生產(chǎn)，然后2口井接替實(shí)施注入和采出過程（圖6）。從微觀角度分析，在注氣階段，氣體驅(qū)替大孔道和主裂縫中原油，而燜井階段氣體不斷擴(kuò)散、置換近井地帶更小孔隙或微裂縫中的原油，再通過注采接替循環(huán)，采出井間和井周剩余油，同時(shí)發(fā)揮驅(qū)替與吞吐的作用。

圖6 驅(qū)吐協(xié)同模式機(jī)理示意圖Fig.6 Schematic diagram of the mechanism of synergy between CO2 flooding and huff-n-puff

結(jié)合長巖心驅(qū)替及微觀可視化實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，驅(qū)吐協(xié)同相比連續(xù)氣驅(qū)對井間以及井周波及范圍均有明顯擴(kuò)大，同時(shí)可以提升最終的原油采出效果（圖7）。此外，新探明的低品位儲量中，在含油邊界不明確條件下，考慮經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)往往也只能部署少量開發(fā)井，也為驅(qū)吐協(xié)同模式提供了更廣闊的應(yīng)用場景。表明通過保持混相壓力以上的注采耦合，產(chǎn)生“激蕩”效應(yīng)可以有效提升2類剩余油的動(dòng)用程度，進(jìn)而提升最終采收率。

圖7 連續(xù)氣驅(qū)及驅(qū)吐協(xié)同模式氣體波及范圍Fig.7 Gas sweep range of continuous gas flooding and flooding and exhalation collaborative mode

2.4 “CO2+吞吐”模式

水平井相比直井具有泄油面積大、供液能力強(qiáng)等特點(diǎn)，但采用衰竭開發(fā)或者水驅(qū)開發(fā)后的水平井，往往有大量的剩余油富集，需要尋找有效的挖潛對策。大量的研究及現(xiàn)場試驗(yàn)表明，CO2吞吐對水平井具有較好適應(yīng)性。提出的“CO2+吞吐”模式主要是指“CO2+水平井”模式及“CO2+降黏劑”的復(fù)合吞吐模式，主要目的是解決低效水平井的挖潛難題。利用水平井的優(yōu)勢，增大CO2同原油的接觸面積及作用時(shí)間，通過“CO2+降黏劑”協(xié)同降低原油界面張力，增強(qiáng)原油流動(dòng)性，增加返排階段原油的產(chǎn)出幅度。立足江蘇油田實(shí)際，劃分了低產(chǎn)液、高含水及稠油3 種低效水平井類型，分別建立分類吞吐模式及吞吐參數(shù)設(shè)計(jì)模板。主要的技術(shù)攻關(guān)是通過改進(jìn)水平井CO2吞吐注入量計(jì)算的橢圓柱體模型，如式（1），從而解決了吞吐注氣量快速準(zhǔn)確計(jì)算的問題，大幅提升參數(shù)設(shè)計(jì)精度及方案編制速度[18]。先后開展了3 種類型低效水平井的吞吐試驗(yàn)，均取得較好效果，實(shí)施效果如表1所示。下一步也將繼續(xù)實(shí)施6 口水平井的吞吐方案，通過實(shí)踐不斷完善技術(shù)政策模板，指導(dǎo)規(guī)?；茝V應(yīng)用。

表1 蘇北盆地江蘇油田3種類型水平井CO2吞吐實(shí)施效果Table 1 Application effects of CO2 huff-n-puff implementation in three types of horizontal wells in Jiangsu Oilfield of Subei Basin

式中：Minj為CO2注入量（地面液態(tài)），單位t；Iv為經(jīng)驗(yàn)系數(shù)，取值0.04；H為注氣層位厚度，單位m；D為水平井注入CO2的水平方向波及半徑，單位m；L為水平井鉆遇儲層的長度，單位m；φ為孔隙度；ρ為地層超臨界態(tài)氣體密度（查詢密度表取值），單位kg/m3；So為氣驅(qū)波及區(qū)的平均含油飽和度；fw為含水率。

3 現(xiàn)場實(shí)踐及效果

2019年以來，江蘇油田基于復(fù)雜斷塊氣驅(qū)模式研究及配套工藝攻關(guān)，開展了多項(xiàng)CO2驅(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)。選取2 種不同類型的代表性油藏，分別為花26 斷塊“仿水平井”重力穩(wěn)定驅(qū)試驗(yàn)及楊53斷塊氣頂邊水雙向驅(qū)試驗(yàn)。

3.1 花26斷塊“仿水平井”重力穩(wěn)定驅(qū)試驗(yàn)

花26 斷塊屬于未注水低滲窄條帶油藏，斷塊位于蘇北盆地高郵凹陷，油層深度為3 060～3 220 m，原始地層壓力為34.28 MPa，原始地層溫度為111.7 ℃，細(xì)管實(shí)驗(yàn)測得CO2與原油體系的最小混相壓力為29.5 MPa。儲層屬于低孔特低滲，平均孔隙度為15.7%，平均滲透率為2.6×10-3μm2；原油為常規(guī)稀油，地下原油黏度為1.24 mPa·s。區(qū)塊整體注水困難，試注井注入壓力在35 MPa以上，難以實(shí)施水驅(qū)開發(fā)。衰竭開發(fā)后采出程度僅有5.3%，并且全區(qū)壓力水平系數(shù)僅有0.58，亟須尋找有效的開發(fā)方式。區(qū)塊內(nèi)采油井全部經(jīng)小規(guī)模壓裂后投產(chǎn)，采用氣驅(qū)開發(fā)也需要重點(diǎn)考慮控竄。2017年3月，依照方案設(shè)計(jì)，分步實(shí)施6 口井注、13 口井采的CO2混相驅(qū)油試驗(yàn)。除一口斷層邊緣油井外，頂部油井轉(zhuǎn)為注氣井，形成“仿水平井”重力驅(qū)井網(wǎng)（圖8）。注入前期階段油井關(guān)井，2018年5月油井恢復(fù)生產(chǎn)。截至目前，花26 斷塊共注入液碳量4.57×104t，累計(jì)增油量3.58×104t，換油率0.78，階段提高采出程度2.61%，因油藏短期衰竭開發(fā)后即轉(zhuǎn)為注氣開發(fā)，目前總采出程度僅為8.52%，分析仍處于氣驅(qū)見效前期階段。同時(shí)，在氣驅(qū)實(shí)踐中，通過均衡驅(qū)替、動(dòng)態(tài)調(diào)控，氣驅(qū)前緣平穩(wěn)推進(jìn)，該塊實(shí)施CO2驅(qū)9年，目前13 口在產(chǎn)油井中，僅有1 口油井CO2含量達(dá)到80%，為近氣竄階段，2 口油井CO2含量處于20%～60%的前緣突破階段，其余油井均未見氣，驗(yàn)證了該模式對氣竄的良好控制作用。

圖8 蘇北盆地花26斷塊頂面構(gòu)造圖及注氣井網(wǎng)部署Fig.8 Tectonic map of top surface of Hua-26 fault block in Subei Basin and gas injection well network deployment

3.2 楊53斷塊氣頂邊水雙向驅(qū)試驗(yàn)

楊53 斷塊為短期注水開發(fā)后的窄條帶油藏，整體上部署三排井，地層傾角15°～26°，儲層平均滲透率為17×10-3μm2，屬中孔-低滲儲層，儲量規(guī)模相對較小，注氣目標(biāo)層系儲量為22.5×104t。采出程度僅有1.7%，低部位注水井注入壓力高，注水量僅10 m3/d，且沒有見到明顯注水效果。2 口新井投產(chǎn)后產(chǎn)量就逐步下降，沒有有效的能量補(bǔ)充方式。為此，采用2 口注4 口采的井網(wǎng)實(shí)施CO2氣水雙向驅(qū)（圖9）。2020年12月實(shí)施雙向驅(qū)，楊X53 井注氣，注氣速度25 t/d，楊53-3井注水，注水速度30 m3/d。截至目前，累計(jì)注氣量0.52×104t、注水量1.6×104m3，共有4 口油井生產(chǎn)，4 口井先后見到驅(qū)替效果，日產(chǎn)油量由注氣前3.5 t/d 上升至11.7 t/d，階段增油量1 768 t，目前試驗(yàn)仍在實(shí)施過程當(dāng)中。同時(shí)，儲層壓力在雙向驅(qū)作用下有效提升，原油組分的跟蹤取樣結(jié)果表明，原油中輕到中質(zhì)組分在雙向驅(qū)初期即發(fā)生明顯抽提作用，且相比雙向驅(qū)前原油組分明顯變輕。數(shù)模跟蹤評價(jià)表明：由于采取了水氣協(xié)同與注水段塞控竄，該塊油氣、油水前緣均勻推進(jìn)，2個(gè)界面形成協(xié)同驅(qū)油作用，且4口油井均未發(fā)生氣體突破，證明了雙向驅(qū)的提高采收率及延緩氣竄能力，預(yù)計(jì)提升最終采收率11.3%。

圖9 蘇北盆地楊53斷塊CO2氣頂邊水雙向驅(qū)井網(wǎng)Fig.9 Bi-directional drive well network of CO2 gas top and edge water in Yang-53 fault block,Subei Basin

4 下步攻關(guān)方向

通過江蘇油田多種類型復(fù)雜斷塊油藏的CO2驅(qū)油技術(shù)探索與實(shí)踐，技術(shù)應(yīng)用同步實(shí)現(xiàn)了提高采收率及碳封存作用。典型單元的增產(chǎn)幅度顯著，但仍存在原油混相壓力高、實(shí)現(xiàn)混相難，少數(shù)單元見效方向性強(qiáng)、氣竄速度快，井筒、地面工藝配套，CO2氣源成本高等瓶頸，一定程度制約了技術(shù)的應(yīng)用規(guī)模。在“雙碳”背景下，下一步將以驅(qū)油埋存相協(xié)同，以近混相驅(qū)、混相驅(qū)為主要方向，以水氣協(xié)同控竄為技術(shù)手段，深化基礎(chǔ)理論研究，攻關(guān)提升驅(qū)油封存模式，完善提升配套工藝，降低項(xiàng)目成本，實(shí)現(xiàn)CO2驅(qū)的規(guī)?；?、效益化推廣，助力綠色低碳發(fā)展。

下一步在復(fù)雜小斷塊CO2驅(qū)油藏工程方面需要系統(tǒng)完善，持續(xù)推進(jìn)復(fù)雜斷塊油藏CO2驅(qū)油模式研究，深化驅(qū)吐協(xié)同模式的技術(shù)政策優(yōu)化方法研究，開展多井排條件逐排下返重力穩(wěn)定驅(qū)模式及不規(guī)則井網(wǎng)壓裂油藏重力驅(qū)模式研究。實(shí)驗(yàn)揭示中高含水油藏氣油接觸動(dòng)用機(jī)理及三相運(yùn)移規(guī)律，開展氣水組合作用油藏提壓方法及技術(shù)參數(shù)優(yōu)化，為復(fù)雜斷塊油藏的CO2技術(shù)推廣提供理論指導(dǎo)。攻關(guān)頁巖油注CO2接觸動(dòng)用機(jī)理，研究“斷塊型”頁巖油CO2吞吐、驅(qū)替模式，盡快形成頁巖油能量及產(chǎn)量接替技術(shù)?；隍?qū)油封存情景，開展驅(qū)油封存多指標(biāo)綜合評價(jià)方法，配套形成驅(qū)油封存最優(yōu)模式。前瞻性開展鹽水層碳封存潛力評價(jià)方法、大規(guī)模封存模式等研究，提前開展技術(shù)先導(dǎo)試驗(yàn)，為未來百萬噸級以上的示范工程建設(shè)形成技術(shù)儲備。

5 結(jié)論

1）差異化井網(wǎng)模式是決定復(fù)雜斷塊油藏CO2驅(qū)效果的關(guān)鍵因素，針對彈性開發(fā)窄條帶匹配“仿水平井”重力穩(wěn)定驅(qū)模式、水驅(qū)后窄條帶匹配氣頂邊水雙向驅(qū)模式、極復(fù)雜斷塊匹配驅(qū)吐協(xié)同模式、單井開發(fā)斷塊匹配“CO2+吞吐”模式均開展礦場試驗(yàn)，取得良好效果。

2）江蘇油田在不同類型復(fù)雜斷塊油藏開展了24 個(gè)單元的CO2驅(qū)礦場試驗(yàn)及推廣應(yīng)用，增產(chǎn)原油9.83×104t，折算碳封存27.3×104t，實(shí)現(xiàn)了提高采收率及有效碳封存雙重目標(biāo)，為其他復(fù)雜斷塊油藏CO2驅(qū)油封存提供參考。

3）隨著驅(qū)油封存技術(shù)的不斷成熟、注水段塞、水氣協(xié)同技術(shù)等流度調(diào)整手段的不斷完善，驅(qū)油封存規(guī)模將持續(xù)加速擴(kuò)大，實(shí)現(xiàn)油藏大幅度提高采收率與規(guī)模碳封存雙重目標(biāo)，CCUS 將呈現(xiàn)出越來越廣闊的前景。