0 引言
二氧化碳捕集、驱油与封存（CCUS-EOR）是将电力、水泥、钢铁和煤化工等行业生产过程中产生的CO2通过吸收法、膜分离法、变压吸附法等技术捕集，注入油藏进行驱油利用并长期封存于地下的技术过程。CCUS-EOR既能大幅提高石油采收率，又可实现CO2减排，是化石能源大规模低碳利用的有效技术，也是实现“双碳”战略目标的重要途径[1⇓-3]。国外CO2驱油与封存技术起步较早，主要应用于美国和加拿大等国家。美国于20世纪50年代开始CO2驱油项目建设，经过关键技术攻关和工业示范，在80年代后期进入了商业化推广阶段[4]，成为世界上实施CO2驱油项目最多的国家，项目数量占全球的90%以上，CO2驱年产油量曾经连续5年达到1 500×104 t左右，提高石油采收率7~15个百分点[3,5]。加拿大韦本油田于2000年建成了世界上最早的CCUS-EOR示范工程[6]，年注CO2（160~200）×104 t，注CO2前采出程度约24%，注CO2后预计可提高采收率15个百分点以上[7]。
中国CO2驱油与封存技术发展先后经历了探索研究、先导试验及工业化应用3个阶段。①自1965年起，进入早期探索阶段。中国石油化工股份有限公司（简称中国石化）胜利油田、华东油田、江苏油田等相继开展了CO2驱油试验。中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）大庆油田开展了碳酸水注入试验，吉林油田先后开展了CO2吞吐及CO2试注试验[7]。②自2006年起，进入先导试验阶段。胜利油田于2007年在高89-1块开展了CO2近混相驱先导试验[8]，于2013年在樊142-7-斜4井组开展了CO2高压混相驱先导试验并取得突破[9]。吉林油田先后在黑59、黑79南及黑79北井区成功开展了CO2驱先导试验，取得了良好的矿场效果。受CO2气源条件限制等因素影响，中国CO2驱油与封存项目建设规模普遍偏小[10⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓⇓-19]。③自2020年起，进入工业化应用阶段。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[10]。中国石化胜利油田建立了CO2高压混相驱油与封存理论技术系列，并于2022年8月建成了100×104 t级CCUS全流程示范工程。
本文分析胜利油田CO2驱油与封存面临的重大难题，系统阐述CO2高压混相驱油与封存理论认识及关键技术，并应用于100×104 t级CCUS示范工程矿场实践，以期为中国CCUS技术发展及规模化应用提供借鉴。
1 胜利油田CO2驱油与封存面临的重大难题
胜利油田适合CO2驱油与封存的资源量丰富，石油地质储量约15×108 t，以深层低渗透油藏为主，占比68.7%。该类油藏面临常规注水开发注入井“注不进”、生产井“采不出”等问题，导致产能低、采收率低，提高采收率与封存率潜力巨大。与以美国为主的国外海相沉积油藏相比，胜利油田为陆相沉积油藏，具有储层渗透率低、原油轻烃含量低、原油密度高、原油黏度大、储层非均质性强等特点，无法照搬国外CO2驱油与封存成熟经验，规模化效益开发仍面临以下重大难题：①陆相低轻烃含量原油与CO2混相机制尚不明确。国内外一般认为轻烃（C2—C6）是决定能否混相的关键组分，中国陆相原油轻烃含量低，采用常规开发模式混相程度低，现多采用近混相驱开发，提高采收率幅度不到10个百分点，该类油藏能否混相、如何混相还需进一步攻关。②CO2驱不同开发阶段开发矛盾复杂多变，产油、产气特征差异大，易发生气窜，调控难度大。如何在CO2驱开发过程中维持全程高压混相需要进一步攻关。③非均质储层相变快，平面、纵向物性差异大，CO2驱波及系数低，封存空间受限。以胜利油田滩坝砂油藏为例，平面上滩坝交互，渗透率级差大于5；纵向上层多层薄，渗透率级差大于10。在这种复杂非均质条件下如何扩大波及体积并实现永久安全封存，需要进一步研究。
2 CO2高压混相驱油与封存理论认识
针对陆相沉积油藏CO2驱规模化应用面临的重大难题，中国石化胜利油田分公司经过不断的科学探索与矿场实践，提出了CO2高压混相驱油与封存理论认识：通过大幅度提高油藏压力至1.2倍最小混相压力以上，提高中重质组分的混相能力；形成高压驱动体系，增大小孔隙中的原油动用程度；控制前缘压力，均衡驱替前缘，消减气窜影响，从而大幅度提高采收率和封存率。
2.1 高压加速梯级萃取、实现中重质组分传质混相
CO2与原油间的双向传质能力由原油烃类组分组成决定。对北美地区海相原油和胜利油区陆相原油的组成进行了分析对比，如图1 所示。北美地区海相原油轻烃（C2—C6）含量高，为48.0%，且组分分布较为集中，中重质组分含量较少，CO2只需要对C2—C6充分抽提萃取即可实现混相。而胜利油田陆相原油轻烃（C2—C6）含量只有12.5%，主峰碳为C13，CO2与原油混相的前提是能够与C7—C20充分发挥双向传质作用，混相难度大。
针对胜利油田原油中质、重质组分含量高、混相难度大的难题，在地层温度（110 ℃）下开展了不同压力下CO2对原油的抽提萃取实验，并对气相中的烃类组成变化进行分析，如图2 所示。实验结果表明，20 MPa时CO2以抽提萃取原油中C2—C6等轻烃为主，也可萃取部分C7—C15等中间烃，C16+组分几乎不与CO2发生作用，气相中总烃类占比仅为8.5%，此时油气界面清晰分明；当压力提升至25 MPa时，CO2对C7—C15等中间烃的抽提萃取量明显提高，C16—C20等重烃也开始被有效抽提，气相中总烃类占比提高至14.5%，此时气相颜色逐渐变暗，油气界面仍较为明显；继续提升压力至30 MPa，CO2对C16—C20的抽提萃取量大幅增加，气相中总烃类占比提高至18.4%，油气界面逐渐模糊；再继续提升压力至35 MPa时，气相中的C20+含量也有了明显提升，气相中总烃类占比达到21.8%，油气界面消失，实现完全混相。在压力从20 MPa提升至35 MPa的过程中，呈现出轻烃、中间烃、重烃等不同组分随压力变化被梯级抽提萃取的特征。
CO2在原油中的溶解度随压力升高而增加[24]。达到最小混相压力后继续注入CO2提压，单位空间的CO2溶解量不断增大，溶解于原油的CO2量与压力呈线性正相关，可以大幅提高原油的体积系数，增大膨胀能，降低原油黏度，增强流动能力。对于胜利油田陆相原油，压力从1.0倍最小混相压力提高至1.2倍最小混相压力，原油体积系数提高约7%，黏度降低约17%。同时，与北美地区海相原油组分分布集中不同，胜利油田陆相原油组分分布较为分散，C20—C30组分含量较多，这就导致达到最小混相压力后继续提高地层压力，仍可与C20+等更多的重质组分作用以进一步提高采收率。
2.2 高压拓展微小孔隙动用下限、提高驱油效率
最小混相压力测试通常采用长细管法，由于长细管充填物为均质石英砂，无法反映真实储层岩石结构，因此长细管实验的驱油效率拐点（对应压力为最小混相压力）与长岩心实验的驱油效率拐点存在差异。针对海相、陆相油藏岩心及对应原油，开展了不同压力下2 m长岩心驱替实验，结果如图3a 所示。对于海相油藏实验，1.0倍最小混相压力时驱油效率为71%，与1.0倍最小混相压力时相比，1.2倍最小混相压力时驱油效率仅提高2个百分点；而陆相油藏由于渗透率低、储层非均质性强、原油中的中重质组分含量高且黏度大，导致1.0倍最小混相压力时驱油效率仅为61%，继续提高压力后驱油效率明显提高，1.2倍最小混相压力时驱油效率达到66%，随着压力升高驱油效率增幅逐渐变缓，但未发现明显的驱油效率拐点。
为进一步分析超混相压力下陆相油藏CO2驱提高驱油效率的机理，开展了在线核磁CO2驱替实验，研究了不同压力下不同级别孔隙动用程度的变化规律，如图3b 所示。压力为1.0倍最小混相压力时，主要是赋存在大孔隙中的原油被驱替，而小孔隙中原油动用程度较低，CO2孔隙动用下限为14 nm。压力提高至1.2倍最小混相压力时，岩心局部的压力梯度大幅提高，更有助于CO2挤入小微孔隙，孔隙动用下限突破至7 nm，可动用孔隙体积提高了约4%。同时高压下CO2与C20+等重组分的作用显著增加，可以更有效地动用大中孔隙中难以动用的重组分，100~1 000 nm孔隙的原油整体动用程度也有了一定程度的提高，从而提高CO2驱油效率。
2.3 高压均衡CO2驱替前缘、扩大波及体积
陆相低渗透油藏由于储层渗透率低，渗流阻力大，因此大量能量消耗在注入井井底附近，导致CO2驱替前缘区域特别是靠近生产井的低压区域，CO2和原油无法达到混相状态。通过数值模拟研究发现，一般混相驱（地层压力保持水平为1.00~1.05倍最小混相压力）的最小混相压力前缘和相前缘位置保持一致，在两前缘界面前后会发生流体黏度突变（见图4a ）。这是由于该区域内CO2从油相中分离逸出，气相与油相的黏度存在显著差异，也导致一般混相驱开发中后期CO2易沿高渗通道发生黏性指进。而高压混相驱通过精确控制注入压力和注入速度，油藏压力通常保持在1.2~1.4倍最小混相压力，可以使CO2驱替前缘处压力始终保持在最小混相压力之上，CO2-原油混相带范围更宽，流体黏度变化梯度更小且为连续变化（见图4b ）。因此，高压混相驱可以有效均衡驱替前缘消除黏性指进，变“指状波及”为“近球状波及”（见图4c —图4d ），从而扩大波及范围，大幅提高采收率和封存率。
3 CO2高压混相驱油与封存关键技术
在CO2高压混相驱油与封存理论认识基础上，针对陆相低渗透油藏压力水平低、常规补能方式提压困难和储层非均质性强、全过程动态调控难等问题，形成了CO2高压混相驱油与封存关键技术。
3.1 高压压力场重构技术
胜利油田陆相低渗透油藏压力水平低，目前平均地层压力系数0.68，注水注不进，注气补能成本过高，地层压力恢复困难，低成本快速构建均衡高压压力场是实现CO2高压混相的前提。为此，建立了压驱全过程物理仿真实验平台，开展了50 cm×50 cm×6 cm的二维平板模型压驱模拟实验研究。实验通过注水逐渐增加孔隙压力，发现当注入压力达到52 MPa时，注入能力发生较明显变化，此时岩石开始出现应力损伤；继续增加注入压力至56 MPa，注入能力快速升高，通过对岩板进行取样做CT扫描发现，此时岩板产生平均宽度为56 μm的微裂缝缝网。由图5 可知，压驱前平板模型渗透率为（1~15）×10-3 μm2，压驱后模型产生了微裂缝缝网，渗透率发生显著变化，裂缝区域渗透率高达100×10-3 μm2。由此可见，通过近破裂压力大排量注水/注气，可显著改善低渗透储层渗透性，大幅提高储层渗流能力[25]，从而为低渗透储层快速恢复地层能量提供了基础。
为了进一步研究压驱的压力传导规律，建立了注采井距200 m的五点法典型井组模型进行数值模拟研究，模型基质渗透率10×10-3 μm2，常规注入速度20 m3/d，压驱注入速度1 000 m3/d。数值模拟研究表明，压驱在改造储层物性的基础上，可大幅提高储层压力传导能力。常规补能为点对点连续注入，主流线以外区域流动路径长、渗流阻力大，难以形成有效驱替，波及受限。而压驱形成局部高压，微裂缝带缩短了流动路径，油井采取关井或慢采措施缩小主次流线差异，形成大范围均匀注采流线，从而实现油藏全域高压压力场的快速构建，如图6a 所示。此外，与常规补能相比，压驱形成的微裂缝带使得高压区前移，注采井间驱替压力梯度大幅提高，能够显著减弱边界层阻力的影响，建立有效注采驱替，如图6b 所示。
通过研究建立了超前压驱补能的技术政策。前置CO2段塞加非连续压驱注入更易形成微裂缝网络，而不是单一的大裂缝，最佳注入速度一般为500~1 000 m3/d，注入15 000~20 000 m3后转CO2补能，可大幅提高补能效率，降低补能成本。以正理庄油田樊142-20块为例，压驱注入压力较常规注水压力提高12 MPa，单井日注水量从10 m3提升至500~1 000 m3，补能时间由2.5年缩短为1个月，地层压力由26 MPa恢复到36 MPa（1.2倍最小混相压力），实现高压混相，区块日产油从8.2 t上升到32.0 t，应用效果显著。
3.2 CO2驱油与封存全过程控制技术
通过超前压驱补能快速构建均衡高压环境后，在开发中维持全过程高压状态、最大限度延缓气窜是大幅度提高采收率和封存率的关键。
3.2.1 CO2驱前期梯级气水交替开发技术
在注入气中加入水段塞可以有效增大渗流阻力，延缓CO2沿高渗通道突破。通过微观可视化实验发现，气水交替注入过程中，油相聚并成低渗流阻力的连片状，以薄膜形式在水相和气相之间移动。这种“气驱油膜”过程，可以打破多孔介质中的气驱油或者水驱油平衡，显著提升驱油效率。此外气水交替驱会形成油-气-油-水-油-水的多相互驱现象，通过贾敏效应和卡断效应打开新的渗流通道，使CO2进入此前无法进入的一些区域，扩大波及体积。随着原油、CO2、水饱和度的变化，油气水三相渗流阻力也不断发生变化[26]。通过理论分析及室内实验研究绘制了油气水三相渗流阻力图版，如图7a 所示。随着开发进行，含油饱和度不断降低，整体渗流阻力不断下降，此时应逐渐降低气水比并增加单位空间的段塞数量以维持较高的渗流阻力。以不同开发阶段渗流阻力最大化为目标，全过程优化气水交替参数，动态调整不同开发阶段气水比，形成了不同渗透率储层不同开发阶段的气水比优化图版（见图7b ），解决开发过程中保压难、易气窜的问题。高899斜4井组实施了梯级气水交替开发，气水比由2∶1调整至1∶2，日产油由2.2 t上升到17.8 t，含水率保持相对稳定，有效发挥了气水交替调整流线、抑制气窜的优势，实现了均衡驱替，扩大了波及体积。
3.2.2 CO2驱中期注采耦合调控技术
CO2驱开发过程中，由于储层非均质性强等原因局部提前见气。改变传统连续注采方式，采用注采耦合调控技术，通过注采井交替开启，避免了注采井流线的直接沟通，消除了高压差条带，使得注采井控制区域压力均匀上升，CO2均匀扩散，实现液流转向，更加充分动用边角区剩余油，扩大波及体积[27]。注采耦合分为注气、焖井和生产3个阶段，如图8a 所示。注气阶段只注不采，通过高速注入CO2，增大驱替压差，使CO2流向非主流线部位；焖井阶段同时关停注采井，油藏压力趋于平衡，CO2逐渐由气相溶解扩散进油相；生产阶段只采不注，非主流线部位原油在压差作用下流向主流线，并进一步通过生产井采出，实现体积驱替，此阶段压力降低引起的流体膨胀加快了采出速度，CO2（包括气相CO2及溶解于油相中的CO2）波及区域均快速扩大。通过数值模拟研究建立了“短注长采、保压开发”的注采耦合调控技术政策[28]。该技术在高89-5井组进行了应用，对应生产井高89-12井日产油量由措施前3.6 t提高至最高9.0 t，如图8b 、图8c 所示。
3.2.3 CO2驱后期多级化学调堵技术
CO2驱开发后期，CO2前缘沿高渗通道到达生产井，气油比上升，部分生产井发生气窜。针对裂缝、大孔道的气窜调控，通过引入叔胺响应基团，合成了烷基异丙醇胺类表面活性剂，并优选盐类助剂，构建了CO2响应性凝胶体系。在CO2酸性条件下，烷基异丙醇胺类表面活性剂发生质子化，在盐类助剂的诱导下，聚集体形貌由球形胶束转变为蠕虫状胶束，并相互缠绕形成三维网状结构的凝胶体系，如图9a 所示[29]。注入地层前，CO2响应性凝胶体系黏度小于3 mPa·s，具有很好的注入性。注入地层后，在高含气饱和度的气窜通道中响应增黏，在温度120 ℃、矿化度10×104 mg/L条件下黏度可达400 mPa·s以上，具有高强度封堵特性，对2 000×10-3 μm2的高渗岩心封堵率可达80%以上；在高含油饱和度的储层基质中，由于胶束对原油具有增溶作用，使得体系黏度下降，储层伤害小。针对基质内层间和层内非均质性导致的CO2窜流，通过在碳数12~16的烷烃疏水尾链中引入亲CO2官能团羰基，头基引入水合作用较强的磺酸根，形成了耐温抗盐CO2起泡剂，并加入改性纳米颗粒，进一步提高CO2泡沫液膜弹性，如图9b 所示。在温度120 ℃、矿化度10×104 mg/L条件下体系具有良好的发泡特性，阻力因子可达60，具有良好的封窜效果。该技术在胜利油田高89-樊142示范区成功应用，措施有效率100%，生产井樊142-10-2的CO2含量由措施前92.5%降至10.1%，日产油量由1.1 t上升至4.4 t，有效期在0.5年以上。
3.3 配套工程工艺技术
与注水开发不同，CO2驱油与封存现场实施过程中还面临着注入压力高、气液比高、腐蚀性强、CO2产出气处置难等诸多地面工程工艺的难题和挑战。经过多年技术攻关，形成了CO2地质封存安全性评价技术、安全高效注采工艺技术、产出气回收回注技术等配套工程工艺技术。
3.3.1 CO2地质封存安全性评价技术
CO2高压混相驱油与封存过程中的地层压力保持水平较高，地质封存安全性评价是保障工程平稳运行的重要技术。CO2地质封存安全性变化的主要原因是地层压力变化引起断层和盖层应力及应变出现波动，导致断层滑移、盖层破裂或裂缝重启。CO2地质封存安全性评价技术包括CO2封存静态安全性评价和动态安全性评价。其中静态安全性评价技术是基于盖层和断层的地质和力学参数，建立CO2封存盖层和断层安全性评价指标体系，定性评价CO2封存安全性。矿场采用静态安全性评价技术开展封存选址，即选择安全性高的区域开展CO2驱油与封存。动态安全性评价技术是通过模拟注气及停注封存阶段CO2运移、地层压力场和应力场的动态变化，计算CO2安全封存界限。
CO2封存动态安全性评价的关键为渗流场-应力场耦合数值模拟，主要包括地质模型延拓、流固耦合模拟和封存安全性评价3步。CO2驱油与封存过程中，由于地应力变化的范围远比储层的范围大，此外边界条件的误差对中心区域存在影响，因此首先需要对地质模型的范围进行延拓，以模拟油藏上覆、下伏和环绕区域。然后基于全地层地质模型，采用渗流场-应力场耦合方法开展CO2驱油与封存数值模拟。其中渗流场质量守恒方程为：
$\frac{\partial }{\partial t}\left[ \phi \left( {{C}_{\alpha,\text{o}}}{{\rho }_{\text{o}}}{{S}_{\text{o}}}+{{C}_{\alpha,\text{g}}}{{\rho }_{\text{g}}}{{S}_{\text{g}}}+{{C}_{\alpha,\text{w}}}{{\rho }_{\text{w}}}{{S}_{\text{w}}} \right) \right]=\nabla \cdot F+q$
饱和流体的岩体可以看作岩石骨架相与流体相组成的连续多孔介质，应力平衡方程为：
$\nabla \cdot {{\sigma }_{\text{c}}}+\rho g=0$
（2）式中，ρ为平均密度，其表达式为：
$\rho =\left( 1-\phi \right){{\rho }_{\text{s}}}+\phi {{S}_{\text{o}}}{{\rho }_{\text{o}}}+\phi {{S}_{\text{w}}}{{\rho }_{\text{w}}}+\phi {{S}_{\text{g}}}{{\rho }_{\text{g}}}$
根据有效应力原理，岩石骨架的变形是由外部载荷与孔隙流体的共同作用产生的，有效应力表达式为：
${\sigma }'=\sigma \text{+}bp\delta $
（4）式中，p为平均孔隙流体压力，其表达式为：
$p={{S}_{\text{o}}}{{p}_{\text{o}}}+{{S}_{\text{w}}}{{p}_{\text{w}}}+{{S}_{\text{g}}}{{p}_{\text{g}}}$
最后基于数值模拟计算的压力场和应力场，根据Amonton定律和Anderson定律，计算CO2安全封存压力：
$\mu =\frac{\tau }{{{\sigma }_{\text{n}}}}$
$\frac{{{\sigma }_{\text{v}}}-p}{{{\sigma }_{\text{h}}}-p}\le {{\left[ {{\left( {{\mu }^{2}}+1 \right)}^{1/2}}+\mu \right]}^{2}}$
以高89-1块为例，延拓后全地层模型共包含约236×104个网格。由于全地层模型网格数量多，且模拟计算包含渗流场和应力场参数，计算维度高，采用区域分解并行求解算法，基于北京超级云计算中心搭建高性能计算平台，模拟CO2驱油与封存过程中压力场、组分场和应力场，计算地层垂向应力、地层最小水平主应力、断层法向应力和断层切向应力，再根据（6）式计算断层摩擦系数，然后根据（7）式计算高89-1块安全封存压力为36 MPa。
3.3.2 安全高效注采工艺技术
由于传统注气封隔器气密封压力等级低，易造成超临界CO2在封隔器处发生窜流、渗漏，引起套压升高，给注气井运行管理带来安全风险。为此，研制了高压安全注气管柱（见图10a ），对胶筒材料和封隔器坐封结构进行优化设计，胶筒采用CO2阻隔性优异的母胶，并以耐高温的多官能团化合物为交联中心制备出耐高温橡胶材料；引入双向压缩、持续加载坐封理念，提高了封隔器的坐封效果和密封承压效果；研发了高压气密封封隔器，解决了高压条件下气密封问题，注气管柱气密封压差50 MPa[8,30 -31]。在CO2酸性环境下，腐蚀是导致油管穿孔失效的重要原因。研发了缓蚀剂为主、耐蚀材料为辅的油井防腐配套技术，研制了高气液比防腐举升管柱（见图10b ），通过定期投放固体缓蚀剂和连续滴加液体缓蚀剂，减缓管柱腐蚀；泵本体采用牺牲阳极短接实现防腐，并采用气液混抽泵实现高气液比高效举升，有效控制井下管柱腐蚀速度，满足高含水、高气油比井的举升防腐要求。
3.3.3 产出气回收回注技术
随着CO2驱开发进行，CO2逐渐在生产井中突破，由于压力急剧下降，会有大量轻烃和CO2组成的混合气体产出，高效低成本回收回注CO2产出气既可以减少资源的浪费，又可以提高CO2封存率。研发了适用于不同开发阶段的产出气回收回注技术：采用三相分离器分离脱除游离气，脱除率90.3%；采出油采用“热化学沉降脱水+微正压密闭脱碳”工艺，分离后油中CO2含量小于1 000 mg/L；采出水采用气提脱碳技术，分离后水中CO2含量小于50 mg/L。针对不同CO2含量的产出气开展了长岩心驱替实验，实验结果表明，产出气中CO2含量低于73%时，驱油效率随CO2含量增大而增大，此时应对产出气进行液化精馏提纯后再回注；当产出气中CO2含量高于73%时，CO2含量对驱油效率影响较小，可以通过回注压缩机直接压缩回注，工艺流程如图11 所示。目前该技术已全面应用于高89-樊142示范区，实现注入CO2的近零排放。
4 矿场应用
2013年，胜利油田在樊142-7-斜4井组开展了CO2高压混相驱先导试验，积累了经验并验证了理论技术的正确性与可行性。2022年，技术规模应用于高89-樊142示范区，取得了显著的开发效果。
4.1 樊142-7-斜4井组高压混相驱先导试验
樊142-7-斜4井组位于正理庄油田樊142-10单元北部，主力含油层系为古近系沙河街组沙四段纯下次亚段，油藏埋深2 800~3 200 m。井组平均渗透率为1.2×10-3 μm2，东部坝砂发育，西部滩砂发育，最小混相压力为31.6 MPa。井组初期采用压裂投产弹性开发，地层压力由原始地层压力42.6 MPa下降到17.1 MPa，平均单井日产油不足1 t。
CO2高压混相驱先导试验方案设计注入井1口，生产井6口，反七点井网形式，注采井距240~670 m，如图12a 所示。注入方式采用连续注入，压力保持水平为1.2倍最小混相压力。开发分为压力恢复、试采求产和气驱开发3个阶段。为准确判断地层压力恢复情况，所有生产井下入存储式电子压力计进行井底压力监测，将压力监测数据作为判断是否混相和油井开井试采求产的依据。试验井组从2013年6月开始注CO2，截至2016年11月累计注入CO2 1.9×104 t。压力监测数据表明，东部井组地层压力由注气前的17.1 MPa恢复至40 MPa，达到了1.2倍最小混相压力，实现全域高压混相。2016年11月起，东部3口井依次开井均实现自喷生产，初期单井日产油6~9 t，后期稳定在5 t以上，稳产时间超过两年，如图12b 所示。
4.2 高89-樊142示范区CO2高压混相驱油与封存工程
高89-樊142示范区位于正理庄油田北部，含油层系为沙四段纯下次亚段1—4砂层组，埋深2 800~3 200 m，为滩坝砂油藏，渗透率2.1×10-3 μm2，地下原油黏度1.59 mPa·s，地层原油最小混相压力平均30 MPa，原始地层压力41.8 MPa，压力系数1.42。经过长期弹性开发后，区块平均单井日产油为1.9 t，采油速度为0.3%，采出程度为8%，平均地层压力为22 MPa，压力保持水平仅为0.55倍最小混相压力，属于典型的采油速度低、采出程度低、压力水平保持程度低的区块，亟需转换开发方式，提高区块产能和采出程度。
借鉴樊142-7-斜4井组CO2高压混相驱先导试验成功经验，编制了高89-樊142示范区CO2高压混相驱油与封存工程方案。设计注入井73口，油井166口，采用不规则井网，注采井距为400 m，优化压力保持水平为1.2倍最小混相压力，注入方式采用气水交替注入。方案预计15年提高采出程度11.6个百分点，换油率为0.3（每注入1 t CO2可产出0.3 t油）。
为确保封存安全，建立了三等级（风险高、中、低）、三层次（空中、地面、地下）、三介质（气体、液体、固体）的环境监测体系。在时间维度上，考虑建设期及运行期两个时期：建设期环境监测取得CO2背景值；运行期环境监测掌握示范区CO2浓度及通量变化趋势，为后续生态影响评估及封存量核算提供数据支撑。在空间维度上，考虑近地表、地表环境空气、土壤气及浅层地下水、深层地下水等方面监测，在示范区大范围内掌握CO2迁移途径，在重点设施、敏感点等小范围内预警、发现泄漏，为采取工程措施提供技术辅助。
自2021年6月开始完成压驱注水67井次，累计注水量110.0×104 m3；自2022年4月开始注气，日注气1 500~1 800 t。截至2024年5月，示范区平均动液面上升78 m，地层压力提高9.6 MPa，恢复至32 MPa以上，整体达到混相状态，区块日产油由254.6 t提高至358.2 t（见图13 ），呈持续上升态势，含水率保持稳定，无明显气窜，取得了良好的开发效果。环境监测10 000余次，监测结果与背景值保持一致，无异常，实现了安全封存。
5 结论
针对胜利油田CO2驱油藏混相难、常规开发模式开发效果差的难题，经过室内实验研究，形成了适合中国陆相油藏的CO2高压混相驱油与封存理论，通过大幅度提高油藏压力至1.2倍最小混相压力之上，提高原油中的中重质组分混相能力，增大小孔隙中的原油动用程度，均衡驱替前缘扩大波及体积，大幅度提高原油采收率和CO2封存率。
围绕CO2驱开发过程中面临的油藏初始压力水平低、非均质性强、易气窜等难题，通过超前压驱补能快速构建均衡高压压力场，采用梯级气水交替开发调整驱替剖面，利用注采耦合、多级调堵等全过程调控方式动态接续调整渗流场，实现原油采收率与CO2封存率的协同最优；创建了CO2封存地质安全性评价技术，确保目标区的长期封存安全稳定；同时配套工程工艺技术，为CO2高压混相驱油与封存高效安全实施提供保障。
胜利油田樊142-7-斜4井组先导试验达到全域高压混相，单井日产油由1 t提高至5 t以上，稳产时间超过2年，验证了理论技术的正确性与可行性。在此基础上，规模应用至高89-樊142 CCUS示范区，目前整体达到高压混相状态，区块日产油由254.6 t提高至358.2 t，呈持续上升态势，无明显气窜，环境监测无异常，实现了低渗透油藏CO2驱油与封存高效开发，为中国CCUS规模化应用提供了理论技术支撑。
符号注释：
b——Biot系数，无因次；Cα,o，Cα,g，Cα,w——油相、气相、水相中组分α的质量分数，%；F——各相中组分α的流动项之和，kg/（m2·s）；g——重力加速度，m/s2；p——平均孔隙流体压力，Pa；po，pg，pw——孔隙中油相、气相、水相承受的压力，Pa；q——体积源汇项，kg/（m3·s）；So，Sg，Sw——油相、气相、水相的饱和度，%；t——时间，s；T2——横向弛豫时间，ms；δ——Kronecker符号；μ——断层摩擦系数，无因次；ρ——平均密度，kg/m3；ρo，ρg，ρw——油相、气相、水相的密度，kg/m3；ρs——岩石密度，kg/m3；σ——应力，Pa；σ'——有效应力，Pa；σc——Cauchy应力张量，Pa；σh——地层最小水平主应力，Pa；σn——断层法向应力，Pa；σv——地层垂向应力，Pa；τ——断层切向应力，Pa；ϕ——孔隙度，%。