0 引言
CO2捕集、利用与埋存（简称CCUS）是指将CO2从工业排放源中捕集分离后加以利用的同时，实现CO2减排的工业过程。CO2作为优良的驱油介质是油藏开发利用的宝贵资源，将CO2驱油与CCUS结合起来，可实现CO2资源化利用，具有社会效益与经济效益“双赢”特性，已获得国际社会的普遍认同。全球碳捕集与封存研究院（GCCSI）报告表明，CO2捕集、驱油与埋存（CCUS-EOR）是碳减排的主要方式，目前全球碳减排项目共28个，年捕集能力为3 816×104 t，其中22个为CCUS-EOR项目，年捕集能力为2 926×104 t，占比为76.68%[4]。
本文全面梳理中国CCUS-EOR攻关探索、矿场试验、工业化应用3个阶段发展历程，系统阐述近年来在CO2驱油机理和矿场实践等方面取得的突破性认识和相应的CCUS-EOR工程配套技术成果，提出构造整体控制区域的规模化CO2驱油与埋存，超前进行微生物促使残余油、CO2转甲烷储备技术研究等CCUS-EOR技术发展前景展望，以期推动形成陆相沉积油藏CCUS-EOR技术体系。
1 CCUS-EOR技术发展历程
1.1 探索阶段（1965—2004年）
1.2 关键技术试验阶段（2005—2020年）
2005年中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）与中国科学院等单位联合发起了《中国的温室气体减排战略与发展》香山科学会议，沈平平教授首次提出将CO2驱油利用与埋存结合的概念和技术发展倡议。2006年以来，中国石油先后牵头承担了多项CO2驱油与埋存方面的国家重点基础研究发展计划（973计划）、国家高技术研究发展计划（863计划）项目和国家科技重大专项。中国石油勘探开发研究院和吉林油田攻关团队在系统总结国外试验成功先例基础上，结合中国陆相沉积油藏特点，提出发展适合陆相油藏的CO2驱油与埋存理论和技术。中国石油还设立了重大科技专项和重大开发试验项目，在吉林、大庆等油田进行了CO2驱油与埋存现场试验。研制了核磁检测、CT三维扫描、高温高压物理模拟、微观可视模型等标志性实验装置，揭示了CO2有效补充地层能量、提高驱油效率、扩大波及体积等提高采收率机理。建立了适合CO2驱开发特点的油藏精细描述流程和方法，发展了CO2驱组分数值模拟技术，突破了CO2防腐和封存监测等多项关键核心技术瓶颈。应用这些关键技术在吉林油田成功建成中国首个CO2捕集、驱油与埋存国家科技示范工程，打破了国外公司技术垄断，完整实践了CO2捕集、输送、注入、采出流体集输处理和循环回注全流程。
吉林油田CCUS-EOR项目的碳源是长岭气田火山岩气藏气，其CO2含量达23%，产出气中CO2必须经过处理，一是因为要满足商品天然气外输的要求，二是减少温室气体排放。大情字井油田与长岭气田上下叠置，储量规模大，原油能够与CO2混相，长岭气田产出气分离出的CO2管输到大情字井油田进行CO2驱油与埋存，既能解决伴生CO2埋存问题，又能探索陆相低渗透油藏CO2驱提高采收率技术。
矿场试验表明，CO2注入能力是水注入能力的2~6倍，可有效补充油藏能量，建立和保持驱替压力系统，并通过降黏、膨胀、混相等驱油机理，实现了低渗透难采储量有效动用和大幅提高采收率，探索出一条适合中国低渗透油田效益开发和CO2减排的有效途径，为工业化推广打下了坚实的基础，展示了广阔的应用前景。
1.3 工业化应用阶段（2021年至今）
通过近20年的攻关与试验，已初步形成了碳捕集、碳运输、碳利用和碳埋存一体化的全产业链技术体系，具备了工业化推广应用的条件。2020年9月，随着“双碳”目标的提出，CCUS-EOR技术迎来了快速发展机遇期。截至2021年底，中国石油已建成了大庆低渗透、吉林特低渗透、长庆超低渗透、新疆砾岩等4个不同类型油藏CCUS-EOR国家级先导试验区，在吉林大情字井和大庆榆树林特低渗透油田开展工业化应用，已累计注入CO2 452×104 t，占全国累计注入量的70%以上，吉林大情字井和大庆榆树林油田试验目前使用的是天然气藏产出气分离出来的CO2和石化企业捕集的CO2，长庆超低渗透油藏试验使用的是天然气净化厂和石化企业捕集的CO2，新疆砾岩油藏试验使用的是克拉玛依石化捕集的CO2。下一步吉林大情字井和大庆榆树林等工业化推广试验将完全使用吉林石化和大庆石化捕集的CO2。2022年初，中国石油宣布启动松辽盆地年注入CO2 300×104 t级规模化应用工程，碳源将完全使用吉林石化和大庆石化捕集的CO2，同时推进长庆、新疆油田工程示范，中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）正在建设年注入CO2百万吨级示范工程，延长集团也开展了先导试验，CCUS-EOR进入了快速发展阶段[13⇓⇓⇓⇓⇓⇓-20]。
2 陆相油藏CO2驱油机理及矿场试验新认识
CO2气体压缩性（弹性）大、渗流和扩散能力强，作为一种提高采收率的特殊驱油介质，具有独特优势。油藏中注入CO2可以使原油体积膨胀、黏度降低从而改善渗流，更容易被采出；CO2-油相间传质可消除界面张力，与原油混相形成一种均质相，驱油效率趋于100%。国外油藏普遍以海相沉积为主，物性相对均质，90%的CO2驱项目能实现混相驱，北美国家经过30余年持续攻关，技术成熟，产油量较高。
通过室内实验研究与矿场试验验证，发展了中国陆相沉积油藏中质原油混相机理，深化了CO2对原油体积膨胀作用的认识，提出C7—C15组分及其含量也是影响混相的重要因素。经过吉林大情字井油田矿场试验验证，CO2驱更容易建立有效驱替压力系统，注CO2后降低界面张力、膨胀、降黏、混相等效果显著，可有效扩大波及体积和提高驱油效率，黑79北小井距CO2混相驱试验已提高阶段采出程度20个百分点以上。借鉴化学驱成为中高渗油藏提高采收率主体技术发展模式，CCUS-EOR有望成为中国低渗透油藏提高采收率主体技术。
2.1 陆相油藏CO2驱油机理新认识
通过973、863等基础项目研究，发展了中国陆相沉积油藏CO2驱油机理，在CO2对原油膨胀作用、影响CO2-地层油体系混相关键因素和单碳数组分对CO2混相能力影响等3个方面提出了一系列新认识。
①提出了CO2对原油体积膨胀作用的新认识。对中国不同油区原油进行组分分析，选取了11种具有代表性的烃组分，即碳原子数为6—16的直链烷烃、单环/双环环烷烃和单环/双环芳烃，分别与不同物质的量分数的CO2组成烃组分-CO2二元体系，在不同温度、压力下开展恒质膨胀实验，研究烃组分与CO2混合后的体积膨胀情况。研究中提出烃组分摩尔密度的概念，即单位体积内的烃组分物质的量。对比分析实验结果发现，在混合体系的温度、压力、CO2物质的量分数等条件恒定的情况下，相同物质的量分数的CO2对纯烃组分的体积膨胀幅度取决于单位体积内纯烃组分的物质的量，单位体积内烃组分物质的量越大，溶解CO2后体积膨胀幅度越大，体积膨胀系数与混合CO2前单位体积内烃类物质的量呈线性正相关关系（见图1 ）。烃组分-CO2混合物实验得到的线性关系同样适用于真实原油-CO2混合物，根据此关系建立了原油-CO2体系的膨胀幅度快速预测方法，计算精度可达95%以上，满足工程应用需求。烃组分-CO2体系膨胀的研究结论成功推广至原油-CO2体系，也说明CO2对原油的膨胀作用主要源于原油中烃组分的贡献[21]。
②突破了国外C2—C6组分和地层温度是影响CO2-地层油体系混相关键因素的传统认识，拓展为C2—C15组分和地层温度。整体分析了国内外8大盆地12个油田22个低渗透区块的地层油组分分布特征（见图2 ），发现国内油藏C2—C6组分含量均低于国外油藏，国内外油藏原油组分组成差异显著。利用宏观实验方法评价了陆相轻质、中质、重质3类地层油与CO2混相组分传质特征，并采用长一维可视填砂装置模拟真实油藏条件进行了验证。采用高温高压流体相态分析仪观察了CO2与原油混相的动态过程，直观展现了CO2对原油的萃取过程。釜内原CO2气体清晰透明，从底部注入原油升高体系压力，油气界面出现混沌现象，地层油烃组分被大量萃取形成中间过渡相。对气相逐层进行分析发现，原油组分逐级相间传质，前一级组分（C2—C6）的传质促进后一级组分（C7—C15）传质，进而促使重质组分（C16+）参与传质形成混相。在地层温度下，利用长一维可视填砂装置模拟了多孔介质中CO2混相驱替的动态特征，通过末端高压可视装置观察并记录流体相态特征。多孔介质中CO2向前驱替原油，通过蒸发、凝析作用，油气流体发生组分交换形成传质过渡带，多次作用后油气混相、界面消失，传质过渡带重质组分含量由左（CO2）至右（原油）逐渐增加、性质逐渐接近原油。解释了C2—C6组分含量偏低的中国东部部分油藏原油仍可在地层压力下与CO2实现混相的机理，创新发展了陆相原油混相相态基础理论，为中质原油实施CO2驱提供降低混相压力的新思路，并为CO2混相驱规模化应用提供理论支持[22-23]。
③针对陆相低渗透油藏裂缝发育、非均质性强、原油混相压力较高的特点，探索了C2—C15中单碳数组分对CO2混相能力的影响。以新疆玛湖1井区原油为例，初步确定CH4变化单位物质的量，CO2混相压力变化+0.22 MPa；C3H8变化单位物质的量，CO2混相压力变化-0.51 MPa。为高混相压力油藏的降混技术研究指明了方向，下一步需研究双碳数组分对CO2混相能力的影响，加强扩大注气波及体积和改善混相条件技术研究。
2.2 矿场试验新认识
中国石油吉林油田、大庆油田、长庆油田等持续进行矿场试验探索，从油井CO2吞吐增产先导试验逐步扩大到工业化试验，陆相低渗透油藏CCUS-EOR方案设计等核心技术取得突破，形成了陆相沉积油藏CCUS-EOR理论技术体系，支撑中国石油油田矿场试验年注CO2 57×104 t，年产油20×104 t。
中国石油开展的CCUS-EOR试验始于吉林大情字井油田，属于特低渗透（渗透率小于10×10-3 μm2）构造-岩性油藏，储集层物性差，建立有效的注水驱替关系难，地层压力水平维持在70%以下，采收率仅20%。从2008年开始在原始未开发油藏黑59区块开展CO2驱先导试验，到2012年的特低渗透高含水油藏黑79北区块小井距全生命周期扩大试验、2020年的黑125区块工业化应用示范区，已经历先导试验阶段正步入工业化应用示范阶段。验证了陆相沉积油藏注入CO2快速补充地层能量、混相驱油大幅度提高采收率等机理。
①注入CO2能快速有效恢复地层能量，实现混相后大幅度提高单井产量。吉林油田已动用储量中低渗透及非常规难采储量占比80%以上，低渗透油藏投产初期地层压力快速下降，水驱效果差，油井达不到方案设计产量，很难开发动用，亟需探索补充和有效保持地层能量的方式，较大幅度提高产量和采收率。2008年5月在黑59难动用储量区块开展6注25采CO2驱先导试验探索，采用罐车拉运液态CO2注入，至2014年10月，累注CO2 0.33 HCPV（HCPV为烃类占据的孔隙体积）。初期恢复地层压力达到混相状态后，产油能力较强，部分油井自喷高产，远超投产初期产量，平均日产油较水驱提高2倍以上。对比注水开发的同类区块，CO2注入能力是水注入能力的2~6倍，能快速恢复地层压力，且保持水平高，保持在原始地层压力以上（见图3 ）。这是特低渗透油藏开发数十年罕见的成果。过去开发此类油藏，压裂改造投产后单井产能低且递减快，压力系数下降，注水难以建立有效的驱替关系，地层压力维持在较低的水平，长期处于低速、低采收率的开采水平，难以达到经济效益界限。通过注入CO2能快速恢复地层能量，开采期间保持在原始地层压力水平以上，实现混相后大幅度提高单井产能，且超过油藏投产初期的生产能力，解决了特低渗透油藏开发地层压力保持和提高产能方面的难题，为该类油藏高水平开发奠定了坚实的理论和实践基础。
②CO2驱具有降水增油特性，CO2混相驱开发大幅提高低渗透油藏采收率。为全面科学评价CO2混相驱开发效果和提高采收率潜力，验证陆相沉积油藏CO2驱油与埋存技术可行性，2012年7月在吉林油田黑79北区块开展了80 m×240 m反七点井网的小井距CO2驱试验（见图4 ），目的层为白垩系青一段11、12小层。该试验区2002年采用160 m×480 m菱形反九点井网注水开发，注CO2试验前采油速度低于0.5%，综合含水率91.6%，采出程度17.5%，地层压力维持在16 MPa左右（约为原始地层压力的67%），主力12小层水洗严重，岩心化验、饱和度测井12小层含油饱和度为38.9%，以强水淹为主。CO2驱主要经历能量补充、局部混相、全面见效3个阶段，截至2021年底，吉林油田黑79北区块小井距CO2混相驱试验已累注CO2 32.7×104 t（1.05 HCPV），产量较水驱提高5倍以上，其中核心评价区目前采油速度1.7%，阶段采出程度提高23.0个百分点，预测提高采收率25个百分点以上（见图5 ），最终采收率56.4%以上。从小井距试验区整体效果看，注CO2后地层压力上升明显，并保持在混相压力22.1 MPa之上，水淹层含水饱和度大幅下降，水驱残余油得到有效动用，区块混相动态特征明显。产液量在见效初期提高20%，中后期基本保持平稳；综合含水率大幅度下降，全区含水率降幅12个百分点，其中核心评价区降幅达16个百分点；采油速度大幅度提高，全区采油速度提高到2.2%，核心评价区采油速度提高到4.6%。
③CO2混相驱可有效动用水驱后残余油，特低渗透油藏水驱开发后CO2驱可进一步大幅度提高采收率。注CO2混相后，从单井动态看，水淹层含水饱和度大幅下降，水驱残余油得到有效动用。典型水淹井、高含水关停井，注气两年后含水率下降15~25个百分点，持续见效期6年以上，阶段采出程度提高16.3个百分点。水井转抽见效，进一步验证了CO2驱降水增油特性，也为井网调整扩大了空间。典型水井转抽前累注水14.6×104 m3，转抽后初期高含水停井，注气两年后开井，含水率下降10~25个百分点，持续见效期5年，阶段采出程度提高15.4个百分点。一般来说，低渗透油藏开发见水后，尤其特低渗透油藏开发进入高含水阶段，采液、采油指数大幅下降，从此进入超低速开发期，难以提高采收率。强水淹井和长期规模注水的水井转抽油井，在注CO2混相后，水驱后残余油得到动用，提高了微观波及效率，含水率由100%下降到80%，较大幅度持续增油。这表明CO2混相驱是特低渗透油藏水驱后提高采收率的有效手段，解决了特低渗透油藏长期水驱后大幅度提高采收率难题，为低含油饱和度的油水过渡带开发奠定了实践基础。
结合机理认识及现场试验动态，提出了中国低渗透油藏CO2驱油“四阶段”开发特征（见表1 ），为CO2驱油藏工程设计和调控提供依据，对下一步推进CO2驱油技术工业化规模推广应用提供指导。注入初期（阶段Ⅰ），连续注气，延续水驱见效特征，部分油井关井，能量逐步恢复。随着注入量的增加，进入混相驱油主要产油阶段（阶段Ⅱ、Ⅲ），产出油占增油量70%以上，生产井全面见到CO2驱油的混相油墙带，含水率大幅下降，产液量、产油量上升到平稳高峰期，气油比逐渐上升到500 m3/t，主要采取平面剖面协调、对未见效井进行生产调整引效等措施。阶段Ⅳ为全面突破高气油比阶段，高气油比生产，产液量、产油量逐渐下降，需采取注采协调、水气交替驱（WAG）流度控制、化学辅助综合调控等措施。
表1 CO2驱油不同阶段驱替特征 |
| CO2驱 开发阶段 | CO2注入 量/HCPV | 动态特征 |
|---|---|---|
| 延续水驱、能量恢复阶段（Ⅰ） | 0~0.05 | 地层压力上升，生产延续水驱特征。转气驱时低含水井产液量、产油量大幅上升，含水率降低；转气驱时中高含水井产液量上升、产油量无明显变化，含水率上升，局部见气，气油比小于50 m3/t |
| 陆续见效、产量上升阶段（Ⅱ） | 0.05~ 0.30 | 生产井陆续见到CO2驱油的混相油墙，综合含水率开始下降，产液量、产油量逐渐上升，气油比逐渐上升达到200 m3/t |
| 全面见效、产量平稳阶段（Ⅲ） | 0.30~ 0.65 | 生产井全面见到CO2驱油的混相油墙带，含水率大幅下降，产液量、产油量上升到平稳高峰期，气油比稳定上升到500 m3/t |
| 全面突破、高气油比阶段（Ⅳ） | >0.65 | 生产井全面突破，大量生产井气窜，高气油比生产，气油比大于500 m3/t，产液量、产油量逐渐下降 |
3 CCUS-EOR油藏工程优化设计技术
针对中国陆相沉积油藏特征，在CO2驱油机理认识的基础上，总结矿场试验经验，形成了以“保持混相提高驱油效率、均匀驱替提高波及效率”为核心的CO2驱油与埋存油藏工程技术，进行油藏工程参数设计和调整，最大限度发挥油藏CO2驱油潜力，提高开发效果。CO2驱油与埋存油藏工程技术主要包含CO2驱油与埋存油藏数值模拟、油藏工程参数设计、井网井距优化等技术。
3.1 CO2驱油藏数值模拟技术
CO2驱油过程中发生频繁的相间传质现象，相态和各相的物理化学性质随着温度、压力及原油组成的改变而变化。描述这一复杂相变的油藏数值模拟过程中，多相多组分状态方程和三相相对渗透率模型选择及建立是关键，决定模拟计算的可靠性。
中国石蜡基原油本身重质组分含量高，CO2汽化抽提轻质组分后，原油组成以重质组分为主，重质组分相态或流体性质预测以及临界点附近相间变化预测是CO2驱油藏数值模拟的难点。机理研究及实践应用表明，修正的PR（Peng-Robinson）状态方程（见（1）式）可满足技术需要。该修正方程以PR三参数状态方程为基础，在混合规则中引入CO2-烃类二元引力和斥力作用参数，表征CO2-烃体系中非相似分子间的相互作用，较好地描述了CO2与重质组分之间的相互作用。
其中
利用相态拟合软件，对CO2驱油单次闪蒸、多次脱气、加气膨胀、多次接触等实验数据进行拟合，便可获得修正的PR状态方程的各项参数。同时，完善了CO2驱三相渗流规律表征方法，利用核磁共振、CT扫描等手段，建立了三相流体饱和度精确识别及定量表征实验新方法，得出了油、气、水三相相对渗透率曲线。考虑陆相沉积油藏CO2驱油渗流及扩散等机理，建立了CO2驱多相多组分数值模型，采用隐式迭代差分格式求解模型，形成了CO2驱数值模拟方法。已在吉林油田黑59、黑79、黑46等区块的矿场试验方案设计中应用，试验方案预测符合率达到90%以上，有效指导了矿场试验的跟踪调整。
3.2 CCUS-EOR油藏工程参数设计技术
CO2驱油与埋存油藏工程参数设计的基础是储集层非均质性认识，主要依据油藏地质特征及注气开发特点，利用数值模拟、类比分析、经验公式计算等方法，对层系组合、井网部署以及注气速度、段塞大小、注采比、注入方式等注入参数等进行设计、优化和调整。按照黑79北区块试验动态反应及全过程调控实施经验，参数设计和调整整体上以“保持混相提高驱油效率、均匀驱替提高波及效率”为原则进行。
注气速度、生产井流压以保持油藏混相压力和一定采油速度平衡为依据进行优化。若日注气量过少，地层压力上升慢，气驱提高采收率不明显，甚至达不到水驱采收率；而日注气量高于某一合理值后，气窜加速，采收率不再增加。根据黑79北区块小井距试验经验，该区块于2012年6月开始注气，注气6个月后地层压力达到最小混相压力，并一直保持较高的压力水平，计算年平均注入量保持在0.1 HCPV左右。在不同阶段采取不同的注采比：在能量恢复阶段，由于水驱阶段地层能量亏空，采用连续注气，注采比在1.5~1.8，快速恢复地层压力，尽快达到混相状态；在混相阶段，保持高水平地层压力，适当降低注采比，采用各种延缓气窜措施，发挥混相驱油的效果。
累计注入量的确定需综合考虑采收率最大化与注入气利用率及采油、地面系统产出气承受能力之间的关系。从黑79北区块小井距试验看，注入1.0 HCPV后仍取得较好的试验效果，增油量与注气量呈正相关关系，但换油率此时呈下降趋势，故在进行设计时，以注入烃类孔隙体积倍数尽量大为目标，以换油率达到经济界限为依据。
水气交替注入是进行气驱流度控制的有效方法，针对中国油藏多层、非均质性强、气源供应及地面处理设施能力相对不足的实际，优先使用水气段塞大小变化的注入方式，即先注入一个大的连续气段塞，然后注入相对小的水段塞，互相交替，气段塞逐渐变小、水段塞逐渐加大，降低气产出量从而提高注入气的利用效率。借鉴黑79北区块小井距试验经验，注气初期气水段塞比为2∶1（2个月注气，1个月注水），主要目的是保持混相压力，防止气窜。当局部井组出现气窜时，可将该井组气水段塞比调整为1∶1，逐步控制气窜。在混相驱后期，气油比大幅上升，采用泡沫驱调控，气水段塞比由1∶1过渡到1∶2，延缓气油比上升速度，延长相对高气油比条件下混相驱的寿命。
CO2泡沫驱能够缓解层间和层内矛盾，控制气体窜流，有效扩大CO2波及体积，提高开发效果。一方面，由于泡沫的阻力因子高，能够有效控制气体或水的流度，改善驱替流度比。另一方面，起泡剂具有表面活性，具有降低界面张力、乳化剥离等作用，可以辅助提高洗油效率，实现大幅度提高采收率。吉林油田研发了适应高温条件的CO2泡沫驱体系，起泡剂占0.4%，稳泡剂占0.15%，发泡率大于300%，半衰期大于3 600 s。现场3口井实施了泡沫驱，注泡沫后注气压力上升2.8 MPa，注水压力上升2.1 MPa，吸入剖面趋于均衡，产液量、产油量上升，气油比下降，表明CO2泡沫驱能够控制气窜，起到扩大波及体积的作用。
总体而言，CO2混相驱保持0.1 HCPV/a的注入速度、合理的注采比、较大的注入烃类孔隙体积倍数、精准的WAG模式，特低渗透油藏水驱开发后可达到大幅度提高采收率效果。
3.3 CCUS-EOR井网井距优化技术
特/超低渗透油藏注水开发过程中，井网形式和井排距的设计对建立有效的注采驱替系统十分重要。从20世纪90年代开始探索，通过大量的室内实验和矿场实践，已经积累了丰富的实践经验，也形成了针对特低渗透油藏注水开发的井网形式和匹配的井排距。吉林大情字井油田总体属于特低渗透油藏，油品性质较好，现地应力最大主应力方向为近东西向，发育西南方向物源的三角洲水下分流河道和前缘席状砂体，水驱开发初期就确定了沿东西向角井拉长的菱形反九点井网（160 m×480 m井网）。经历15年的注水开发，平均年采油速度保持在1%左右，已取得较好的开发效果。综合各方面因素分析，井网对砂体的控制程度偏弱，特别是需要提高水驱分流线和东西向大井距下的不同类型砂体的驱替强度和波及效率。
反九点井网利用老井转注可演变为反七点和五点2种井网，经加密新钻井可形成加密五点或反七点井网（见图6 ）。因此，在水驱井网基础上设置以下井网形式进行CO2试验研究。
①利用原水驱井网。黑46区块CO2驱试验采用160 m×480 m菱形反九点基础井网，油气井数比3∶1，单口注气井控制储量为黑79北区块小井距的5倍，按照小井距年注入量0.1 HCPV实施配注，需要单井日注气80 t，日注水137 t。目前黑46区块现场实际注入能力为日注气50 t，日注水40 t，年注入量为0.03 HCPV，无法达到黑79北区块小井距配注模式，整体处于非混相驱状态，区块动态反应不够理想。
②利用老井转注形成反七点和五点井网。这种井网注采模式（160 m×480 m）在黑59区块和黑79区块南部进行了试验，注CO2前地层压力保持水平仅60%，采取快速注入、生产井焖井措施，待油藏达到混相压力后开井生产，初期获得很好的生产能力，部分井自喷高产。但是生产一段时间（2~3个月）后，产能递减大，井距过大难以保持混相压力。
③注入井与角井间加密形成五点井网。黑125工业化推广区块采用这种160 m×240 m五点井网注采模式，一方面井间加密提高对砂体控制程度，另一方面北东方向见水快，含水率高，也是物源控制的主力砂带方向，依此调整为注入井排方向。油气井数比1∶1，单口注气井控制地质储量为6×104 t，与小井距单口注气井控制地质储量4.1×104 t接近，在注入CO2 0.07 HCPV后局部井点地层压力已接近混相压力，验证了这种井网加密调整模式可行，部分井实现了产量翻番，部分井含水率下降、产油量明显增加，个别物性处于可动用下限的储集层见效后也获得较高产能。
④井间排间均加密形成五点井网或反七点井网。大幅度提高井网对砂体控制程度，井距缩小一半，黑79北区块小井距采用80 m×240 m反七点注采井网，油气井数比2∶1。核心评价区已基本历经10年试验的全过程，年注入量能够保持0.1 HCPV以上，气水段塞比3∶2左右，试验区地层压力始终处于混相压力（22.1 MPa）以上，气油比整体保持平稳。截至2021年底，核心评价区平均单井日产油提高2倍以上，气油比954 m3/t，含水率86%（见图7 ）。从动态特征可看出，存在见效高峰期，CO2驱油的混相油墙抑制了油井综合含水率的快速上升，实现了较好的驱油效果。中心评价区平均日产油提高了1.8倍以上，气油比537 m3/t，含水率82%（见图8 ）。在试验过程中发现，井距过小，调控难度加大，中心评价区部分油井距离注入井较远，相比于核心评价区，中心评价区持续见效时间长，气油比上升较慢。因此，设计井网井距需在保证注入能力、混相驱替以及对油藏砂体控制的条件下，尽可能考虑延长见效周期，降低气窜调控难度。
通过不同井网形式和不同井排距试验，可以看出CO2混相驱的注采井网比常规低渗透水驱井网的要求更高，首先要满足混相压力的要求，需要较高的注采比和注入速度，由于低渗透油藏单井注入能力受限，所以油气井数比在CO2混相驱井网设计中至关重要。同时，要保持合理的井排距，既要保持地层压力，又要避免过早气窜导致提早进入高气油比阶段。下一步井网调整的重点是寻求保证注入能力、实现均匀混相和防止气窜保持尽量长的见效高峰期之间的平衡。
4 CCUS-EOR工程配套技术
CO2注采工艺与常规水驱有较大差别，CO2相态变化复杂，腐蚀、气密封、高压注采是制约CO2驱安全实施的瓶颈，带来诸多技术难题和挑战。通过多年不断攻关研究，形成了CO2捕集、连续油管注气、碳钢+缓蚀剂的低成本防腐和CO2埋存监测等工程配套技术，解决了不同节点、不同工况条件下整个注采系统的防腐难题，完成了CCUS-EOR试验的全过程，基本满足吉林油田CO2驱工业化推广需求，推动了CCUS-EOR规模效益开发。
4.1 CO2捕集技术
CO2捕集是指将利用化石能源过程中产生的CO2进行分离和富集的过程。捕集技术根据分离原理不同，主要有化学吸收法、物理吸收法、膜分离法、吸附分离法和富氧燃烧法。煤电和炼化企业排放的CO2是主要的可供捕集的稳定碳源，由燃烧排放、工艺排放、逃逸排放和外部供应排放构成，煤电和炼化业务燃料燃烧排放占比高，排放烟气中CO2占8%~14%，属于低浓度碳源；制氢、硫磺回收尾气等装置排放尾气中CO2约占30%~50%，属于中浓度碳源；合成氨、乙二醇环氧乙烷、丁辛醇合成气装置和轻烃脱二氧化碳排放尾气中CO2占90%以上，属于高浓度碳源。炼化企业排放的CO2占中国石油直接排放的68%。
不同浓度碳源需要匹配不同CO2捕集技术，通过攻关，创新集成了覆盖高、中、低浓度不同分压的CO2捕集体系架构及相应的捕集技术，实现了不同工业气源碳捕集全覆盖。低、中浓度碳源气体CO2捕集多用化学吸收法，高浓度碳源气体CO2捕集多用物理吸收法。中国石油已在吉林长岭气田碳捕集基地建成3套改进胺法脱碳装置，捕集火山岩气藏气中含量为23%的CO2，合计捕集CO2能力达65×104 t/a；建成7×104 t/a变压吸附装置，捕集驱油产出气中的CO2。在新疆克拉玛依石化建成一套10×104 t/a的CO2捕集装置，采用新型复合有机胺液法，捕集炼厂制氢驰放气。
4.2 CO2注采工艺技术
吉林油田以“气密封油管+气密封封隔器”为主的注气完井工艺实现矿场试验8年的安全平稳注入，矿场应用78口井。2020年创新研发连续油管替代工艺，用连续油管替代气密封油管，自主研发井口多功能悬挂和井下密封装置，极大地降低气密封管控风险，提高检管周期和作业效率，矿场应用10口井，一次性完井投资下降28%，服役期可实现成本下降66%，满足CO2驱工业化经济高效注气需要。防腐-气举-助抽-控套一体化携气举升工艺矿场应用287口井，结合地面单井气液分输，实现了高气液比油井的常态化生产，将高气液比油井举升转为“常规井”举升，提高举升效率，日常维护和作业成本降低30%。应用气液分输技术，实现了高气液比、气窜后集输系统常态化生产管理，建成中国首座CO2循环注入站，日回注气能力达20×104 m3，实现了产出伴生气的“零排放”，将CO2全部埋存于油藏中。
4.3 全流程装备
经过多年攻关，吉林油田走通了CO2捕集、输送、注入、采出流体集输处理和循环注气全流程，研发覆盖注入、采出与循环注入全系统的系列核心装备，基本实现国产化替代，实现了工厂化预制、模块化建设、智能化运行。如CO2捕集、CO2制冷、液相与超临界CO2注入、气液两相分离、油气水三相分离、采出气处理与回注、腐蚀控制等一体化集成装置，实现CO2循环利用。在吉林油田黑125工业化应用示范区，地面工程工艺优化简化，采用集约化建井、一体化撬装设计，征地、管线等工程投资降低21%，通过智能化管控实现井站无人值守，节省用工50%。
4.4 全系统防腐技术
针对CO2腐蚀特性，结合CO2驱油与埋存实际运行工况，建立了室内+中试+矿场一体化腐蚀评价方法，揭示了CO2驱油各环节腐蚀规律和主控因素，研发防腐固井水泥、“缓蚀+杀菌+阻垢”复合型缓蚀剂体系，集成配套移动式、固定式缓蚀剂加注工艺等，形成CO2捕集、注入、采出及循环回注全系统防腐技术，现场试验腐蚀速率低于0.076 mm/a，满足行业标准要求。地面系统连续8年安全平稳运行，油井免修期由580 d提高到900 d，防腐成本降低了40%，防腐效果显著。
4.5 CO2监测技术
CO2埋存安全状况监测包含大气CO2浓度监测、土壤气体浓度监测、地表水与湖泊水pH值及CO32-、HCO3-、CO2浓度监测3个关键环节，检测浓度是否超过正常值。优化组合CO2埋存安全状况监测方法（见表2 ），形成地下+地表+空间一体化监测方法与监测评价流程，成功应用于吉林CO2试验区，结果表明监测阶段内各主要指标正常，实现有效封存。
表2 CO2埋存安全状况监测方法 |
| 监测项目 | 监测时间 | 监测点选择 | 监测要求 | 监测周期 | 监测设备 |
|---|---|---|---|---|---|
| 大气CO2 浓度 | 注气期间 | 在试验区选择约10口注气井、采油井，在每口井周围20 m范围内取样 | 测量CO2浓度 | 1次/季，出现异常时加密取样 | 泵吸式二氧 化碳检测仪 |
| 土壤气体 浓度 | 注气期间 | 在试验区选择约10口注气井、采油井，在每口井周围20 m范围内取样 | 当CO2浓度高于正常值和预测值时，再进行O2、N2、CH4、C2H6、C3H8等气体的浓度测试，以便于分析CO2的来源 | 1次/季，出现异常时加密取样 | DIK-5220土壤 气体取样器 |
| 注气结束 | 注入结束后1次/年，持续5年 | 气相色谱仪 | |||
| 地表水与湖泊水pH值及CO32-、HCO3-、CO2 浓度 | 注气前 | 在黑59试验区采油井场钻浅层地层水井2口，设置取样点2个；在黑79南8个计量间的地表水源井设置取样点8个；在附近村屯设置取样点2个 | 测量原始地表水样pH值及 CO32-、HCO3-和CO2浓度 | 1次 | 便携式多参数 水质分析仪 |
| 注气期间 | 测量浅层地表水pH值及 CO32-、HCO3-和CO2浓度 | 1次/季，出现异常时加密取样 |
CO2驱油存在混相不稳定、流体运移难控制、腐蚀问题突出、安全环保要求高等难题。为了解决这些问题，在油藏监测方面需要增加一些特殊项目，主要有吸气剖面监测、直读压力监测、井流物分析、气相示踪剂、腐蚀监测和CO2泄漏监测等。这些监测项目在吉林油田CO2驱油试验区的实际应用中取得了较好的效果，明确了试验区动态变化的特点和趋势，为保混相、防气窜、防腐蚀、防泄露提供了技术支撑，已经初步形成了适合CO2驱油的油藏动态监测技术。
5 CCUS-EOR前景展望
国内外矿场实践证明，CCUS-EOR是规模化碳减排的主要方式，也是中国丰富的低渗透和非常规资源上产稳产和大幅度提高采收率的战略性接替技术[22]。
与国外CCUS-EOR相比，国内存在较大差距，突出表现在基础研究相对薄弱、关键核心技术配套程度低、矿场试验规模较小、提高采收率成本偏高，大规模CCUS工程实施经验不足，陆相强非均质油藏CCUS-EOR的部分关键技术还有待进一步验证升级，矿场管理水平还有待提高。国内CCUS-EOR正处于战略发展关键期，应大力发展完善配套技术标准系列，开展工业化试验，推动技术发展和降低综合成本。在全球“双碳”背景下，国内外碳交易价格高开高走之趋势不可逆转，CCUS-EOR推动油田公司上下游业务绿色低碳转型的前景可期。初步潜力评价表明，国内地质封存CO2潜力达到（1.21~4.13）×1012 t [24]，其中，国内适宜CCUS-EOR的低渗透油藏储量超过100×108 t，具备新增可采储量20×108 t以上的潜力。
为实现CO2的高效利用和永久埋存，CCUS-EOR可以分为两个阶段实施。第1阶段CO2驱油与埋存，理念的转变带动资源开发，首先以油藏主体部位面积驱为主，在注入大HCPV CO2后，逐步转向构造整体控制区域的重力驱，带动低含油饱和度油水过渡带油藏有效开发。在CO2驱油资源化利用的同时，实现CO2的有效埋存，以CO2驱油利用为主，兼顾埋存，保证埋存CO2有效益，是目前主要的实施方式。第2阶段CO2埋存与利用，在CO2埋存的同时，实现CO2的永久埋存与利用。利用微生物将CO2和残余油转换成甲烷等新技术，实现CO2永久埋存和尾矿资源再利用。
5.1 CO2驱油与埋存
近年来在非常规理念和技术推动下，对资源的认识发生了革命性变化。鄂尔多斯和松辽等盆地大量低品位资源被发现，具有连续性油气藏的特点，分布面积十分广泛，其中多数资源发育在常规油藏的相对低部位，属于油水过渡带，面积比常规油藏大3~5倍，由于含油饱和度低，按照常规思路难以开发。
吉林大情字井油田部分区块的油水过渡带CO2驱试验展现出良好效果。如果把常规低渗透油藏和大面积低含油饱和度的油水过渡带统筹考虑，开发利用非常规资源，并作为CO2的巨量埋存场所，将为低渗透油藏开发以及CO2驱油与埋存提供全新的思路。
研究发现连续性油藏的油水过渡带油品一般保持着常规稀油的组分特点，具有转变开发方式开发的潜力，CO2稳定重力驱可进一步提高采收率和埋存率。对比分析吉林大情字井油田低部位黑102断块常规油藏生产原油与油水过渡带取心抽提原油发现（见图9 ），油水过渡带原油中重质饱和烃和胶质含量略有增加，芳香烃减少，但整体上原油四组分含量相差不大，说明吉林大情字井油田大范围分布的油水过渡带原油仍保持为常规稀油的组分特点。利用数值方法模拟计算了油水过渡带油藏平面混相驱和稳定重力驱的驱油和埋存效果差异。在相同的注入孔隙体积倍数条件下，相对平面混相驱，CO2稳定重力驱采收率可再提高10.5个百分点，累计埋存率可再提高10.2个百分点（见图10 ）。
统筹考虑复杂断块与周围油水过渡带，可由单个断块油藏升级到构造整体控制区域的规模化CO2驱油与埋存，带动低含油饱和度油水过渡带有效开发，实现CO2驱油与埋存资源利用最大化。在松辽盆地南部的长岭断陷，具备开展构造控制整体区域规模化CO2驱油与埋存示范的条件。常规特低渗透油藏分布有限，向低部位发育大量的油水同层、含油水层等油水过渡带。如果从构造整体考虑，把常规油藏与油水过渡带一起开发，埋存CO2的同时还能采出过渡带的原油，极大地拓展了埋存空间，是CCUS-EOR的最佳选择。在大情字井油田适合CO2混相驱的地质储量为1.12× 108 t，可新增可采储量0.5×108 t以上，可累计埋存CO2 1.0×108 t以上。如把断块油藏与油水过渡带整体考虑，CO2稳定重力驱可实现油水过渡带的有效开发，适合CO2驱油与埋存的储量将增加3~5倍。
5.2 CO2埋存与利用
CO2埋存过程中涉及矿物、流体、本源微生物等多种介质，主要有体积置换、溶解滞留、矿化反应等机理。CO2驱后仍有30%~40%的原油滞留地下，需探索CO2驱后期强化动用、残余油转换为甲烷等储备技术，研究利用微生物将CO2和残余油转换成甲烷，实现CO2永久埋存和尾矿资源再利用。
实验证明，在油藏环境条件下，高浓度的CO2促使烃的厌氧降解和乙酸分解，使得甲烷的产率提高近1倍[27]。在CO2驱油转埋存的过程中，CO2在油藏中的封存将有利于促使大量难以开发的残余油降解转化为小分子有机物，最终转化为甲烷。如利用玉门油田采出液中的微生物群落，加入石油和CO2，经厌氧培养800 d后，甲烷产量体积比达18.2%。
未来大量的废弃油藏在埋存CO2的同时经厌氧微生物转换得到甲烷，利用甲烷与CO2的密度差产生重力分异，在构造高部位使甲烷富集，可以择机开发，实现CO2永久埋存。
6 结语
经过几十年的探索和实践，创新发展了适合中国陆相沉积油藏CO2驱油与埋存理论，核心关键技术取得突破，为工业化推广奠定了良好基础。
提出C7—C15也是影响CO2与原油混相的重要组分的新认识，在矿场试验中验证了CO2快速恢复地层能量、大幅提高区块产能和采收率等机理，实现了特低渗透高含水残余油油藏的有效开发，支撑矿场试验取得显著效果。
创建了陆相沉积油藏CCUS-EOR油藏工程设计技术，形成了以保持混相提高驱油效率、均匀驱替提高波及效率为重点的油藏工程参数设计及井网井距优化设计技术，最大限度发挥油藏CO2驱油潜力。
通过持续攻关试验，初步形成了CO2捕集技术、注采工艺、全系统防腐技术、监测技术等全流程配套技术，系列核心装备基本实现国产化替代，实现了工程配套技术的从无到有，支撑矿场试验取得了重大突破和进展。
中国CCUS-EOR试验区块累计注气量普遍较低，仅吉林黑79北区块小井距注气1.05 HCPV，预测最终采收率56.4%，仍剩余近44%地质储量。需要不断创新，将油水过渡带油藏统筹考虑，由单油藏升级到构造整体控制区域的规模化CO2驱油与埋存，在构造高部位实施注CO2稳定重力驱，利用CO2开采油水过渡带油藏，超前进行微生物促使残余油、CO2转甲烷等储备技术研究，力争混相驱最终采收率达到70%以上，最大限度提高原油采收率和CO2埋存率。
符号注释：
a——混合物平均引力系数，J/mol；ai，aj——组分i和组分j的引力系数，J/mol；b——混合物平均斥力系数，m3/mol；bi，bj——组分i和组分j的斥力系数，m3/mol；Dij——混合物中组分i和组分j之间的二元斥力交互作用参数，无因次；i，j——组分编号，i$\ne $j；Kij——混合物中组分i和组分j之间的二元引力交互作用参数，无因次；n——组分数量；p——油藏压力，Pa；R——气体常数，J/（mol·K）；T——油藏温度，K；Tci——组分i的临界温度，K；V——混合物摩尔体积，m3/mol；xi，xj——混合物中组分i和组分j的物质的量分数，%；α——温度拟合函数，无因次；αi，αj——组分i和组分j的温度拟合函数，无因次；ωi——混合物中组分i的Pitzer偏心系数，无因次。
致谢
本文在编写过程中得到中国石油吉林油田公司王峰、张德平、李金龙和中国石油勘探开发研究院杨永智、张可、韩海水、孙盈盈和王璐等同志的帮助，在此一并表示感谢。