□王 锐

碳作为化石能源的基础原料，对人类工业文明发展作出了不可替代的贡献。然而，随着大量化石能源使用，大气中人为排放的二氧化碳急剧增多，温室气体减排成为世界各国的共识。

捕集二氧化碳，输送并注入地下储层埋存，成为规模化减排的主要途径，受到全球各行业高度关注。含油气盆地拥有油藏、含水层、气藏等多种封存场地，地质资料翔实，工程实践经验丰富，是碳封存利用优先选择的对象。

中国石化石油勘探开发研究院锚定含油气盆地二氧化碳封存利用关键问题，攻关形成以“高效驱油封存、经济驱水利用、有效驱气助存”为核心的二氧化碳封存利用工业化应用关键技术体系，成果入选中国科协“科创中国”绿色低碳先导技术榜单，为我国CCUS产业化未来发展“碳”明了方向。

十年磨一剑

突破传统理论限制

与国外海相沉积储层不同，我国陆相油藏原油含蜡量高，二氧化碳驱混相压力较大，混相驱难度大。加之我国二氧化碳驱主要应用于水驱难以动用的低渗、特低渗油藏，注采井间压差大，即使能达到混相，注采井间的混相程度也非常有限。

二氧化碳驱在国内到底能不能搞？能否大幅度提高采收率？

石勘院CCUS团队针对上述问题，提出了低渗透油藏二氧化碳非完全混相驱概念，形成了基于混相程度、增弹指数、降黏指数等8种参数的二氧化碳非完全混相驱替理论，提出了低渗透油藏二氧化碳高压低速注入模式，提高混相程度，增强气驱效果。

在国外，70%以上的二氧化碳驱案例是在水驱后实施的，高含水油藏是二氧化碳驱应用的又一主战场。然而，高含水、特高含水条件下剩余油呈现“整体分散、局部富集”特征，注入二氧化碳会被高含水条件屏蔽，无法直接接触到剩余油，二氧化碳驱如何在水中“捞油”？

项目团队抽丝剥茧，发现了高含水条件下二氧化碳“透水替油”机制，阐明了水驱废弃油藏二氧化碳驱油过程，提出了特高含水油藏二氧化碳“大段塞注入+长效焖井”气水交替注入模式，能够消除水屏蔽效应的影响，进一步提高采收率。

随着二氧化碳驱应用对象进一步拓展，致密油藏成为潜在应用阵地。与常规油藏压差驱动相比，致密裂缝油藏难以建立有效驱动压差，如何有效动用基质中的原油，需要另辟蹊径，寻找非压差驱动方式。团队成员研制了高温高压二氧化碳扩散萃取装置，深度剖析了致密基质与裂缝空间的“缝储交换”作用过程，建立了非压差驱动机理的数学表征模型，提出了驱替与吞吐相结合的“异步周期注采”开发模式，换油率高，驱油效果好。

CCUS团队十年磨一剑，形成了“非完全混相驱、透水替油、缝储交换、脱气降混”等系列陆相油藏二氧化碳驱基础理论，突破了传统混相驱理论油藏适应条件限制，极大拓展了我国陆相油藏二氧化碳驱油封存应用范围，为规模化应用提供了有效地下碳储空间。

提高封存率

助力“零碳”油田建设

二氧化碳驱油过程中，气窜会导致40%~60%的注入气产出，而且生产的原油燃烧后会排放二氧化碳，因此业界对驱油过程能否有效封存二氧化碳、实现净零排放有较大争议。

在二氧化碳注入早期，阶段封存率在80%~90%。随着二氧化碳气窜加剧，封存率逐步降低，全生命周期的二氧化碳封存率仅为50%~60%，如何提高二氧化碳在地层中的滞留率、封存率，成为亟待解决的难题。

团队成员通过大量试验研究，剖析了驱油过程中二氧化碳替换作用、二氧化碳束缚滞留、二氧化碳溶解作用、二氧化碳矿化作用四种封存机理，建立了二氧化碳驱油封存一体化数值模拟方法，可对驱油过程中封存机制贡献率进行实时预测，为开发技术对策制定奠定了基础。

传统的二氧化碳驱油过程优化主要聚焦单一的采收率指标，其优化的方向是注入最少的二氧化碳，采出更多的原油。这与封存过程尽可能注入更多的二氧化碳、最小化产出二氧化碳的理念似乎背道而驰。

对此，团队提出并建立了采收率与封存率耦合的双目标函数，通过权重系数来调节不同驱油、封存情景下的优化目标，构建形成了二氧化碳驱油封存多目标智能优化设计方法，提出了“早期驱油为主、中期驱油封存兼顾、后期封存为主”的油田全生命周期驱油封存优化设计原则。

注采参数调控、产出气循环注入、化学分级封窜等技术组合，有望将封存率提高为70%~80%，甚至更高，助力“零碳”油田建设。

含水层经济驱水利用

寻找二氧化碳新去处

油气区发育有大量的咸水层或含水层资源，具备天然的储盖组合和良好的封存条件，如何利用这些资源为二氧化碳找到新的封存去处？

首先要考虑的是“封哪里”。什么样的含水层具备封存条件？如何找到这些储层？在深入分析含油气盆地特点后，团队创新提出了“四尺度、两层级”的二氧化碳地质封存选址标准，可以合理满足目前CCUS集群化、规模化、大型化、单体化等需求，契合了工业化推广阶段封存应用的需要。

其次需要关注的是“封多少”。传统的咸水层封存潜力评价方法主要借鉴油气行业资源及储量评价方法，封存潜力评价结果适用于早期的封存资源评估及规划阶段，在目前规模化实施阶段存在局限性。对此，团队提出了适合含油气盆地特点的理论封存容量、工程封存容量、经济封存容量三水平碳封存潜力评价方法，为规模化碳封存应用提供了参考依据。

再次需要聚焦的是“如何封”。咸水层持续注入会导致储层压力不断积聚，对注入性和安全性都会造成严重影响。项目团队借鉴油田开发过程，通过咸水联产，实现“采水降压扩容”，有效增强了后期二氧化碳注入能力。他们优化设计，明确了“少井多注、高注低采、间歇排采”技术对策，二氧化碳埋存能力提高3~5倍。

最后还需要实现“封得住”。封存安全性尤为重要，合理评估封存安全风险是关键环节。团队成员从孔隙结构微观层面揭示盖层封闭机理，初步构建了盖层封闭性、断层密闭性、井筒完整性评价方法体系；发现了矿物沉积的盖层自封闭特性，明确了封存安全性风险等级，为更安全封存二氧化碳提供依据。

气藏有效驱气助存

助力天然气增产脱碳

地下储气库往往利用枯竭气藏改造而成，枯竭气藏可以储存天然气，是否能封存二氧化碳？在枯竭气藏中注入二氧化碳，能否使其“起死回生”？储气库与碳封存能否协同？一系列前瞻性问题成为团队攻关的方向。

项目团队通过建立天然气藏二氧化碳驱气封存物理模拟试验装置方法，发现在超临界条件下二氧化碳与天然气存在重力分异现象，其扩散过程更接近气液间的扩散，在矿物中的吸附能力较甲烷气体更强，证实了向气藏中注入二氧化碳，能够发挥“垫气增能、慢速混溶、竞争吸附”等作用，从而提高天然气采收率。

为有效利用上述机理，实现驱气封存协同，研究团队优化注采方式，明确了“低注高采、慢注慢采、异步注采”等技术对策，为枯竭天然气藏进一步提高采收率协同封存提供了可选技术路径。（作者为石油勘探开发研究院提高采收率技术研究所副所长）

链接

含油气盆地二氧化碳地质 利用与封存工业化关键技术

■技术1

含油气盆地二氧化碳封存选址及潜力分级评价技术

认识到含油气盆地是目前二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）工业化推广阶段的首选场所，提出了适合含油气盆地CCUS产业化发展需求的“四尺度、两层级、三水平”封存选址及潜力评价方法。“盆地、坳陷、区带、圈闭”四尺度划分原则能够有效满足CCUS集群化、规模化、大型化、单体化等封存项目建设需要，“盆地级、圈闭级”两层级选址标准可满足宏观层面产业规划和微观层面技术设计需求，“理论封存容量、工程封存容量、经济封存容量”三水平碳封存潜力评价方法可有效契合规模化封存应用的需要。

■技术2

二氧化碳地质利用与封存协同机制及优化技术

系统研究了含油气盆地油藏、气藏、咸水层二氧化碳地质利用与封存协同机制，提出了协同开发新模式，形成了优化设计新方法。

针对陆相沉积油藏特点，明确了陆相油藏“非完全混相驱、透水替油、缝储交换、脱气降混”的注气主控机理，提出了“高压低速注入、大段塞注入+长效焖井、驱吐结合”等开发新模式，形成了面向驱油封存协同的多目标智能优化技术，指导了中国石化不同类型油藏二氧化碳驱油技术的推广应用；针对咸水层二氧化碳持续注入导致压力积聚、注入困难、安全隐患等问题，明确了“采水降压扩容”机制，提出了“少井多注、高注低采、间歇排采”等开发模式，二氧化碳埋存能力提高3~5倍；针对气藏衰竭后进一步提高采收率的技术问题，明确了天然气藏二氧化碳具有“垫气增能、慢速混溶、竞争吸附”等特点，提出了“低注高采、慢注慢采、异步注采”等技术政策界限，为枯竭天然气藏进一步提高采收率协同封存提供了可选技术路径。

■技术3

二氧化碳地质封存机理量化表征及安全性评估技术

构建了二氧化碳—水—油混合流体基础数据库，形成了“置换作用、溶解作用、滞留作用、矿化作用”四种封存机制量化表征模型，为封存机制演化机制剖析奠定基础。剖析了孔隙层面二氧化碳盖层突破机制，明确了断层/盖层力学失稳机制，构建了盖层封闭性、断层密闭性、井筒完整性评价方法体系；从天然类似物宏观尺度剖析二氧化碳封存时空演化规律，建立了基于地质验证的二氧化碳封存安全性评价数值模拟方法，为更安全封存二氧化碳提供技术依据。

胜利油田 “加减”中实现双赢

胜利油田员工在高青5号注入站储罐区巡检。朱克民 摄

□本报记者 于 佳 通讯员 王彦磊

在山东省淄博市高青县唐坊镇，几个巨大的白色储罐点缀在空旷的田野里。每天，二氧化碳从齐鲁石化源源不断输送到这里，再注入地下用于原油生产。

去年8月，我国最大的碳捕集、利用与封存全产业链示范基地、国内首个百万吨级CCUS项目——“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”正式注气运行，标志着我国CCUS产业进入成熟的商业化运营阶段。

二氧化碳具备驱油功效，早在20世纪60年代就引起了胜利油田科研人员的注意，当时的研究主要停留在室内研究阶段。

2007年，科研人员在特低渗油藏高89-1块正式开展二氧化碳驱先导试验，利用二氧化碳给油藏补充地层能量，但未取得预期效果。

经过研究，科研人员发现，二氧化碳驱要想收到好的开发效果，必须实现混相驱替，即在一定压力和温度下，实现二氧化碳与原油相互溶解。所谓“混相”，就像水和酒精融在一起，将超临界状态的二氧化碳和原油融为一体，有助于提高采收率。

2013年，胜利油田勘探开发研究院与鲁明公司成立高压混相驱项目组，在樊142-7-X4井组开展试验。在现场试验的3年半里，6口油井始终处于关井状态，只有1口注气井源源不断地注入二氧化碳。

在注入1.9万吨二氧化碳后，2017年，试验井组的油井地层压力由17兆帕升至40兆帕，实现高压混相，油井开井后全部自喷，单井日产油由1吨升为6吨，以日均产油5吨的水平稳产两年。

至此，二氧化碳高压混相驱技术在胜利油田取得突破，实现“加油与减碳”双赢，坚定了推广二氧化碳驱油的信心。

百万吨级CCUS项目启动以来，针对液态二氧化碳易气化外排及多井同时注入计量分配难度大的难题，胜利油田攻关研发全密闭高效注入技术，形成了具有完全自主知识产权的注入系列装备，破解了“零排放、低温计量、分压分注”等核心技术难题。

华东油气 老油田“驻颜”有术

华东油气员工在二氧化碳回收装置巡检。沈志军 摄

□本报记者 沈志军 通讯员 耿 捷 孙婧槐

3月22日，华东油气泰州采油厂草舍联合站的员工正认真检查着站区注气泵泵压和管线情况。每天都有近130吨二氧化碳被输送草中、草南的9口注气井中。截至2022年底，华东油气已建成16个二氧化碳驱开发单元，覆盖储量1723万吨，占总储量30%，累计注气超120万吨，累计增油31.6万吨。

在CCUS的征程中，华东油气可谓独树一帜。

草舍油田于1979年发现，属于典型的陆相复杂小断块油田，在经过近十年的弹性开发后，地层压力降低一半多，年平均递减率大于20%。对此，华东油气设计了涵盖不同油藏类型的12井次的单井二氧化碳吞吐方案，累计注气4490吨、增油10724吨。

2000年，华东油气瞄准注水开发后“高采出、高含水、低速、低效”的储家楼油田戴南组油藏，试验非混相气水交替驱，半年完成4个交替注气段塞，对应3口油井含水率下降，井组3口采油井日增油8.7吨，累计增油5000吨。

2005~2013年，华东油气在开发20多年的草舍泰州组部署5注16采注气井网，累计注气20.8万吨、增油11.6万吨，阶段采收率提高13.2个百分点，并且第一次实现了混相驱。经过2015年二次注气，目前的采收率为36.86%，累计增油12.68万吨。

页岩油是苏北盆地原油资源战略接替阵地，华东油气2021年在苏北盆地实现了页岩油勘探重大突破，先后部署沙垛1斜、帅页3-7HF、溱页1HF等7口页岩油井。为了解决页岩油开采后期能量不足的问题，科研人员开展页岩油注气增产机理和潜力研究，2022年11月在溱潼凹陷沙垛1斜井开展阜二段页岩油二氧化碳压吞试验，这是国内外首次实施页岩油单井万吨级规模二氧化碳压吞试验。该井于今年2月放喷生产，日产油30吨，日增油23吨。

江苏油田 “米粒”上精细雕花

江苏油田员工在录取二氧化碳驱生产数据。裘国岚 摄

□王庆辉

3月24日，江苏油田马3区块实施二氧化碳驱油后见效明显，马5-23井日增油3.5吨，让这个平均单井日产量仅有0.5吨的低渗区块见到了新希望。

截至目前，江苏油田气驱单元达到20个，已累计注二氧化碳23.6万吨；累计增油9万吨，二氧化碳驱阶段换油率为0.38，实现封碳与增油双赢。

由于苏北盆地复杂小断块油藏断层多、单块油藏面积小，开展CCUS项目建设，犹如在“米粒”上雕花。

“针对复杂小断块油藏特性，我们采用接点织网、连块成带的思路，探索早期注气、超前注气，拓展新区产能建设，实现复杂断块二氧化碳驱技术实践由多类型矿场试验向规模化应用转变。”江苏油田二氧化碳驱项目经理金勇说。

联38块是渗透率不足10毫达西、储层厚度差异超10倍的构造岩性油藏。科研人员加强精细地质和气驱模式研究，在储层主河道高部位部署气井，形成水平驱替的“气墙”，扩大气驱范围。目前，联38块4口油井见到明显增油效果。

他们还通过CCUS盘活难采停产单元。李1断块属于典型的特低渗、低丰度油藏，储层有效厚度仅2米，濒临弃采。“我们根据之前实践认为气驱的波及范围明显超过水驱，因此探索了大井距超前注气试验。”江苏油田二氧化碳驱油藏负责人王智林说。他们在李1断块部署实施注气井李1-1井和采油井李1-2井，制定二氧化碳驱方案，实施一年多的超前注气。2022年11月，李1块难采储量获新生，区块峰值日增油7.1吨。

江苏油田还聚焦新区，在花43、杨53等区块开展气驱产能建设，实现二氧化碳驱技术由提高采收率手段向开发方式转变。花43区块属于近年来新开发的特低渗油藏，产量递减较快。他们在含油区中心部署点状重力驱井网，实现气线均匀扩散，达到最大波及范围。经过3个多月的注气，花43区块见到气驱效果，花X43井日增油1.5吨。