0 引言
CO2捕集、利用与封存（CCUS）及CO2捕集与封存（CCS）是实现碳中和的主要技术，其中，CO2捕集、驱油与埋存（CCUS-EOR）是实现碳中和最现实、最可行的技术[1]。国外CO2驱油与埋存以海相沉积油藏混相驱为主，储层物性较好、原油组分轻，驱替效果好。与国外相比，中国陆相沉积油藏储层非均质性强、原油组分偏重，推广应用CO2驱技术面临混相困难、驱替见效慢、易发生气窜、调控难度大等挑战。
中国CCUS产业发展经历了探索研究（1965—2005年）、先导试验（2006—2019年）、工业化发展（2020年开始）3个阶段[2]。2005年以前，中国大庆、吉林、胜利、江苏等油田开展了注碳酸水、CO2驱油、CO2吞吐等井组级探索试验。2006年开始，国家先后设立一批重点基础研究项目和重大示范工程项目，攻关陆相沉积油藏CO2驱油与埋存提高采收率关键问题[1-4]，形成以CO2混相驱油理论[5]、埋存机理与潜力评价[6]、油藏工程方案设计[7]、水气交替调控方法[4]、工程工艺与封存监测[8]等为核心的第1代CO2驱油与埋存技术体系。吉林大情字井、大庆榆树林、江苏草舍、延长靖边—吴起和安塞[9]等油田先后开展先导试验或示范应用试验，长庆、新疆等油田也启动了CCUS-EOR先导试验。典型区块吉林黑79北试验区在水驱采出程度25%、含水率93.1%基础上，提高采收率25个百分点以上[10]。吉林油田建成中国首个CO2捕集、驱油与埋存全流程应用科技示范工程，实现了CO2驱技术研发与工程应用的跨越式发展，为工业化试验奠定了基础[8]。2020年以来，随着国家“双碳”目标提出，CCUS进入工业化发展阶段，大庆、吉林、胜利、新疆、长庆等油田启动了涵盖CO2捕集、管输、驱油、埋存等全产业链关键技术的CCUS-EOR示范项目建设，攻关研究取得一系列进展，第2代CO2驱油与埋存技术体系趋于完善，立足长庆、新疆等不同类型油藏CCUS-EOR矿场试验示范，实现多种CO2驱油与埋存模式落地见效[2]。
当前，CCUS整体处于产业化发展的关键期，CO2驱油与埋存研究聚焦到大幅度提高采收率与长期封存技术领域，亟需破解CCUS规模化应用中的关键技术问题，支撑打造千万吨级CCUS-EOR产业示范基地，助力实现CO2驱油与埋存产业化、集群化发展。本文总结中国CO2驱油与埋存前期的主要技术成果，梳理近年来取得的重要理论技术进展及工程实践认识，分析CO2驱油与埋存技术向已开发老油田规模化推广应用面临的关键技术需求与挑战，并展望其未来发展方向。
1 先导试验阶段主要技术成果
为了实现国外CO2驱油与埋存技术在中国陆相沉积油藏成功应用，先导试验阶段针对陆相沉积油藏原油组分偏重、储层非均质性强等难点，在CO2混相驱基础理论、驱油/埋存机理与潜力评价、油藏工程方案设计、波及调控、工程工艺、封存监测等方面取得了一系列技术成果（见表1）。此外，明确了CO2驱油试验开发规律并取得矿场实效，为大规模油藏开发方案设计与推广应用奠定了基础。
表1 中国CCUS产业不同发展阶段技术成果简表 |
| 发展 阶段 | 主要成果及进展 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| CO2混相驱 基础理论 | CO2驱油/埋存机理及 潜力评价 | CO2驱油藏工程方案 设计 | CO2驱波及调控 | CO2驱工程工艺 | CO2驱封存 监测 | |
| 先导试 验阶段 （第1代 技术） | 系统研究CO2-陆相原油体系传质混相机理，初步探索降混技术 | 开展CO2驱油实验测试及三相相渗特征研究，构建驱油埋存潜力评价方法 | 形成针对陆相沉积油藏特点的油藏描述、组分模拟、 井网设计、参数优化等CO2驱油藏工程方案设计技术 | 以实现区块正常生产为目标，形成不断调整段塞比例的水气交替调控扩大CO2驱波及体积技术 | 研发注气工艺及配套装备、采出流体气液集输技术、缓蚀杀菌药剂，保障试验正常开展 | 以地面安全监测及生产动态监测为主，明确关键监测内容 |
| 工业化发展阶段 （第2代 技术） | 研究限域空间中CO2-陆相原油体系相态变化规律，研发高效低成本助混剂体系 | 聚焦陆相沉积储层矿物、地层水特点，精准表征CO2封存机理、预测封存量 | 深化气驱潜力层、层系组 合、井网模式、全过程调整 等认识，支撑多种油藏开发 模式矿场应用 | 研制新型化学体系，研究化学辅助调控、多级调控等技术，解决CO2驱油藏强非均质性难题 | 集成高效工艺，攻关低成本和新能源融合关键技术：连续油管、自喷控制、气液分输技术等 | 研发新型多方位封存监测 技术体系 |
| 规模化推广应用阶段（第3 代技术） | 研究陆相油藏CO2-原油混相带识别及全流程混相带表征与调控技术 | 聚焦长周期安全封存，研究CO2封存状态的长周期时空演化规律 | 构建不同类型油藏CO2驱油开发模式，形成差异化 调控技术对策 | 建立扩大波及体积预测模型，研究注入参数界限识 别方法、化学辅助智能 调控技术 | 研究分层注气、高气油比举升工艺技术，研发多功能腐蚀防护材料等 | 研发多位一体智能化安全管控平台及实时监测系统 |
1.1 陆相沉积油藏CO2混相驱基础理论
在CO2-原油体系传质混相机理及表征方面，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）沈平平为首席科学家的国家重点基础研究发展计划（973）研究团队[11]利用高温高压PVT仪，系统研究了CO2-原油体系的相变规律，发现CO2大量抽提C11－烃组分，明确了CO2混相驱过程是一个蒸发与凝析的混合过程，丰富了油气传质机理；宋新民等[4-5,12]实验证实了C7—15对陆相原油混相具有直接作用，将CO2-地层油混相关键组分拓展为C2—15组分，为中国东部原油可实现混相提供了理论依据；宋永臣团队[13]应用核磁共振成像（MRI）技术研究CO2在癸烷中的扩散规律，明确了扩散系数与时间呈指数关系，建立了CO2在直链烃组分中的扩散方程；王海涛等[14]研究了CO2在原油中的扩散传质特征，建立了传质扩散程度分布图版；钱坤等[15]在PVT釜中开展了CO2-原油组分抽提实验，明确了不同烃组分抽提规律，建立了CO2-原油多组分萃取溶解方程。在最低混相压力快速评价方面，张可等[16]通过升级升泡法研制的最低混相压力快速评价装置表现出技术应用优势，为最低混相压力快速评价奠定了基础；汤凌越[17]采用CT技术开展了多孔介质中油气混相过程研究，明确了油气混相压力与孔喉尺寸呈负相关；刘玉章等[18]研究了孔隙结构对CO2混相的影响，建立了多孔介质中CO2-原油体系最低混相压力计算方程。在CO2-原油助混方式方面，刘卡尔顿等[19]证实了加入4%的质量比5∶3∶2的乙醇、丁醇、乙二胺混合物可以将最低混相压力降低12%；杨思玉等[20]合成了有机助混剂，将最低混相压力降低27.47%；邓瑞健等[21]探讨了烃组分对CO2驱最低混相压力的影响，明确了原油中增加低碳数烷烃能有效降低最低混相压力；刘健仪等[22]和彭超等[23]提出富化CO2在低压下与原油达到混相的方法；曹绪龙等[24]针对胜利油田低渗透油藏，研究出增效剂-增溶剂组合的降低CO2驱混相压力体系，实现混相压力降低22%。
1.2 CO2驱油/埋存机理与潜力评价技术
与CO2驱油技术相比，CO2埋存技术的发展起步较晚，在先导试验阶段，研究主要集中于埋存机理及潜力评价方面。该阶段针对陆相沉积地质体，以准确评估中国CO2埋存潜力为主要目标，建立了CO2埋存潜力评价方法。沈平平、廖新维等提出构造、束缚/吸附、溶解、矿化4大埋存机理[6,31]，揭示油气藏、煤层气藏、咸水层CO2埋存主控因素，建立了CO2埋存潜力评价方法[32-34]。于志超等[35]研究了CO2溶蚀、沉淀机理及对孔渗的影响，明确松辽、准噶尔、鄂尔多斯等盆地油藏岩石-水-CO2静、动态作用规律，为CCUS先导试验埋存量评价提供理论基础。在驱油与埋存潜力评价方面，埋存潜力评价是关注重点。李小春等[36]建立了深部咸水层CO2埋存潜力评价方法，评价了中国咸水层CO2埋存潜力。李保振等[37]考虑海上油田地质、油藏、工程等多方面因素，建立了适应于海上油田的CO2驱采收率、埋存量预测模型。姚振杰等[38]考虑主要埋存机理，建立了延长油田CO2埋存量预测模型，明确延长油田靖边CO2试验区埋存潜力。
1.3 CO2驱油藏工程方案设计技术
油藏工程方案是开发方案的核心，是矿场试验实施的重要依据。与常规油藏工程方案不同，CO2驱油藏工程方案设计需要针对CO2物性和陆相沉积油藏特点，开展油藏工程参数优化设计，支撑开发方案编制与实施。针对陆相沉积油藏CO2驱先导试验需求，借鉴国外设计理念，发展形成了CO2驱精细油藏描述、组分数值模拟、井网井距优化、方案参数优化设计、驱油动态及规律分析、开发效果评价等为核心的第1代CO2驱油藏工程方案设计技术，为中国石油吉林油田黑79、大庆油田树101和中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）腰英台油田、胜利油田高89-1等CO2驱先导试验区油藏工程方案设计提供了重要参考依据。
CO2驱精细油藏描述方面，高建等[39]基于吉林大情字井区储层特点，开展了吸气剖面资料与地质参数的相关性研究，明确CO2吸气能力与储层厚度、储层物性正相关，形成了储层厚度与相对吸气量的3种线性关系。CO2驱组分数值模拟方面，宋新民等[4,7]针对中国石蜡基原油重组分含量高的特点，修正状态方程，考虑陆相沉积油藏CO2驱渗流及扩散等机理，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驱组分数值模拟方法。CO2驱井网井距优化方面，王峰等[40]提出充分利用水驱井网、根据剩余油分布状况合理确定注入井、以建立有效驱替关系为目标确定CO2驱井距等技术路线，实现储量充分动用，指导CO2驱油试验区井网优化设计。CO2驱油藏工程参数优化设计方面，廖广志等[41]建立了以压力保持为前提，完善井网、优化注入、调控流压实现均衡驱替为核心，不规则水气交替扩大波及体积为重点的HWAG-PP（注入井实施混合水气交替注入、生产井间开间关周期采油的开发方式）方案设计模式。CO2驱油动态及规律分析方面，胡永乐等[7]针对吉林油田CO2驱油试验区动态，建立了以混相分析为核心的CO2驱油藏动态分析方法，初步明确低渗透油藏CO2混相驱油见效特征；王建波等[42]针对腰英台特低渗透油藏CO2驱油井见气规律，明确裂缝发育方向上优先见气、快速气窜，指出沉积微相是控制CO2平面运移方向与速度的主要因素。CO2驱开发效果评价方面，陈国利[43]建立了包括技术、经济和安全环保等3个类别15项指标的CO2驱油开发效果评价方法及指标体系。
1.4 CO2驱水气交替调控技术
注气开发必然会面临气窜问题。动态调控是控制气窜、维持油井正常生产、实现区块持续见效的关键技术。先导试验阶段，在摸索陆相沉积油藏CO2驱油开发规律过程中，CO2驱调控主要立足生产动态变化，由被动调控逐步转变为主动优化调整，形成以调整段塞比例为主的CO2驱水气交替调控技术。
为解决中国陆相沉积油藏CO2驱项目波及体积较低的问题，在国外CO2驱扩大波及体积理论基础上，针对吉林油田典型区块，中国石油研究团队[4]创新提出以“保持混相压力以上提高驱油效率、水气交替调控流度提高波及体积”为核心的早期CO2驱扩大波及体积理论，提出以调整段塞比例为主的CO2驱水气交替调控技术。吉林油田[8,44]经过近20年现场试验实践，以有效控制气窜、全局扩大波及体积为目标，形成了渐变水气段塞交替调控方式并逐步优化明确段塞尺寸及变化规律，实现了试验区块的长期稳定生产。中国石化杨勇团队[45]针对中国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的特点，发展形成高压驱动体系技术以扩大CO2驱波及体积。胜利油田[46-47]以不同开发阶段渗流阻力最大化为目标，全过程优化水气交替参数，形成CO2驱前期梯级水气交替调控技术，解决开发过程中保压难、易气窜的问题。
1.5 CO2驱工程工艺关键技术
与常规水驱不同，注采系统温压变化范围大导致CO2相态变化复杂，工程工艺面临的工况条件存在较大不确定性，总体存在注采工艺技术与装备、高气油比举升、油气计量与地面集输、腐蚀防护等方面的技术难题与挑战。先导试验阶段攻关形成了包括CO2注入、采出流体集输处理和循环注气在内的第1代CO2驱工程工艺关键技术，支撑先导试验的正常开展，验证了技术可行性、工艺适应性。
先导试验阶段工程工艺攻关重点是保障CO2驱油与埋存试验的正常生产运行。注采工程方面，王峰等[40,48]研发了液态、超临界态CO2注入工艺技术和配套设备，实现了吉林油田黑79区块CO2液态注入、黑46区块CO2超临界注入等不同规模经济注入需求，实现连续平稳运行；张德平等[49-50]建立了CO2驱注采井筒流体动态模型和注采优化设计方法，形成了笼统注气工艺技术、WAG（水气交替注入）工艺技术，解决不同生产阶段注气适应性问题，形成满足气液比200 m3/t的高效防气举升工艺技术；秦积舜、林海波等明确循环回注气中CO2的含量界限，研究CO2驱伴生气不分离混合回注技术，实现CO2 100%闭环循环回注[51]。地面工程方面，孙锐艳等[52]研究形成环状掺水、气液混输、集中分离和计量等技术方法，改进立式翻斗、三相计量、气液分离后流量表等多种计量方法，破解气液分离及集输等问题，保障全流程密闭集输。CO2驱腐蚀防护方面，刘长宇等[48,53]研发缓蚀杀菌药剂和多种耐CO2腐蚀材料，提高防腐可靠性，形成点滴、间歇、预膜等多种组合式加药工艺，现场试验应用效果显著。
1.6 CO2驱封存监测关键技术
CO2驱封存监测技术是明确CO2封存状态、保障封存安全的关键技术。在先导试验阶段，受到CO2流体相态变化、腐蚀等问题影响，常规水驱的监测系统无法满足CO2驱封存监测需要。该阶段监测内容主要包括CO2驱油动态、CO2封存环境等。陈国利等[54]针对吉林油田黑59区块特点，构建了包括吸气剖面、直读压力、井流物分析、气相示踪剂、腐蚀、环境等监测数据的CO2驱油与封存监测技术体系，明确了试验区CO2浓度动态变化特点和趋势。中国石油大学（华东）张军华等[55]针对地层中因CO2存在引起的地震波速度频散问题，由Robinson频散褶积模型出发，推导了速度频散因子的定量表征式，构建了含有速度频散因子的反演方程，有效提高了地震监测的准确性。西北大学马劲风等[56]明确了CCUS不同环节的环境监测范围和关键监测内容。林千果等[57]针对陕西延长低渗、特低渗油藏构建了CO2驱油封存监测体系，为建立成熟完善的CO2驱环境监测技术体系奠定基础。吉林、长庆等油田先后开展了CCUS项目CO2涡度、空气碳浓度、土壤碳通量、浅层水碳浓度等监测技术的现场应用[8]。
1.7 CO2驱油与埋存矿场典型实例
先导试验阶段，代表区块有国家级示范工程项目吉林油田黑79北小井距CO2驱油试验区，以及中国石化江苏草舍油田泰州组油藏CO2混相驱重大先导试验区。通过现场试验认识陆相沉积油藏CO2混相驱油与埋存规律，验证了保压混相驱替、变段塞比水气交替调控、油藏工程方案设计、工程工艺技术、埋存监测方法等关键技术可行性，证实了CO2混相驱能够大幅度提高采收率。
2006年以来，依托多项国家和中国石油科技项目、重大开发试验等[41]，吉林大情字井油田历经近20年时间，高效建成8个CO2驱油与埋存示范区和1个自主探索试验区，其中黑79北小井距CO2驱油试验区是CO2混相驱油试验区典型代表。按照方案设计，该试验区顺利完成全生命周期混相驱试验探索，全面认识陆相沉积低渗透油藏CO2混相驱油与埋存规律，实践了以变段塞比水气交替驱参数调控为主的气窜扩大波及体积等技术，通过提高油藏压力实现混相驱替开发，已连续注气12年，累注CO2 1.3 HCPV（注入烃类孔隙体积倍数），提高采收率25个百分点以上，CO2埋存率74%。
依托中国石化的公司级重大科技项目，江苏草舍油田泰州组油藏开展了CO2混相驱重大先导试验，部署了5注15采CO2混相驱井网，采用CO2连续注入的方式进行开发。2005年7月开始注气采油先导试验，2007年2月油藏注气见效，到2013年底，累注CO2 19.6×104 t（0.3 HCPV），累计增油7.97×104 t，提高采收率7.89个百分点，换油率0.44 （注入1 t CO2换取0.44 t油），埋存率90%[58]。该项先导试验提高了注入量、换油率、采收率等重要指标，形成了成熟的配套系列技术，评估了推广应用的价值，也坚定了对CO2混相驱油提高采收率技术的信心。
2 工业化发展阶段技术进展
2020年开始，中国CCUS产业进入工业化发展阶段，为了支撑CCUS产业化发展需求，需要构建应用油藏类型丰富、CO2驱油效果好、CO2埋存安全的关键技术体系。通过近几年攻关，在混相体系限域相态研究与促混驱油、油藏埋存机理及埋存量评价、油藏工程关键技术升级、化学辅助调控、工程工艺技术提效及多方位封存监测等方面，均取得重要进展（见表1），初步形成第2代CO2驱油与埋存技术体系[2]。在CO2驱油与埋存试验及工程示范方面，中国石油、中国石化等实施节奏明显加快，CO2驱油与埋存规模快速上升，CO2驱油与埋存模式向裂缝性超低渗砂岩油藏混相驱、低渗砾岩油藏混相驱、厚层/高倾角油藏重力驱等持续拓展，支撑CCUS重大示范工程建设。
2.1 混相体系限域相态研究与促混驱油
从中国先后开展的CO2混相驱示范项目[1]来看，进入工业化发展阶段后，CO2混相驱开发对象由低渗、特低渗油藏向超低渗油藏、致密/页岩油储层扩展，CO2驱油藏类型多样、储层物性变化大，油品类型复杂、原油组分差异大，多孔介质尺度（限域空间）对最低混相压力的影响受到重视，促混助混体系需求更加迫切。为适应CO2高效混相驱油技术的应用需求，该阶段CO2混相驱基础理论研究的重点在CO2-原油混相体系限域相态研究和高效低成本助混剂研制，CO2混相驱的分子动力学模拟相关研究也明显增多。
混相体系限域相态研究方面，Ungar等[59]通过微流控模型评价了CO2驱油混相特征，揭示了多孔介质条件下混相类型多为蒸发或蒸发-凝析混相驱；姜颜波[60]对比了多孔介质与PVT筒中CO2-原油体系泡点压力，并建立了多孔介质中CO2驱流体相态参数预测方法。高效低成本助混剂研制方面，廖培龙等[61]提出了油-CO2两亲分子概念，筛选出了以多酯头基作为亲CO2基团的两亲分子，将经典的水-油两亲分子概念扩展到油-超临界CO2两亲体系；马骋等[62]从分子设计层面开展了新型亲油-亲CO2助混分子研究，实现了室内条件下高效降低最低混相压力，预期目标区块最低混相压力降低15%，同时成本降低10%。CO2混相驱分子动力学模拟方面，中国科学院团队[63]建立了基于分子动力学模拟的最低混相压力快速预测模型；俞宏伟等[64-65]研究了气驱油过程微观界面特性，从分子层面解释了油气混相机制，并基于平均分子作用力势模拟分析，从油气分子间相互作用的角度阐述了油气传质混相规律。
2.2 CO2油藏埋存机理表征及埋存量评价
针对先导试验过程中发现的中国陆相沉积储层矿物、地层水型与海相沉积储层明显不同等问题，在工业化发展阶段形成了以陆相沉积油气储层CO2埋存机理精准表征、埋存量精准预测为重点的第2代CO2埋存理论。随着技术进步，高分辨率CT、核磁共振（NMR）等无损表征技术广泛应用于CO2埋存机理研究中，Yue等[66]运用微CT定量分析残余CO2、束缚CO2与溶解CO2这3种封存形态的分布，研究发现注入后残余CO2以膜状分布于主孔道表面，封存效率达38.16%~46.89%。姬泽敏等[67-69]以中国主要盆地为研究对象，考虑不同区域地下流体、岩石成分及孔隙结构的差异，系统揭示陆相沉积储层CO2溶解、束缚、矿化等封存状态的变化规律，修正了传统的CO2封存量预测模型，实验验证预测精度达到92.5%；编制了多场耦合CO2封存量数值模拟模块，具备百万级网格百年级预测研究能力，与Tough2软件相比，多埋存机理耦合运算速度提高2~3倍。王香增等[70]以延长低渗油藏为研究对象，明确了不同注入方式下CO2封存状态的变化规律和各封存形态CO2封存量。以上研究进展显著提升了油藏CO2埋存量的分类定量评价技术水平，有力支撑了CCUS技术的规模化发展。
2.3 CO2驱油藏工程关键技术升级
针对CO2驱油与埋存试验规模扩大后不同类型油藏的特点，发展形成了以油藏精细描述、井网井距优化、不同油藏CO2驱注采模式选择及调整等为核心的第2代CO2驱油藏工程关键技术，支撑了吉林油田黑125低渗油藏、大庆油田敖南特低渗油藏、长庆油田黄3超低渗油藏、新疆油田八区530砂砾岩油藏等不同类型油藏CO2驱油与埋存试验区油藏工程方案设计与动态调整。在油藏精细描述方面，高明等[71]提出了气驱潜力层描述方法，建立了CO2驱潜力层评价技术，通过动态资料验证气驱潜力层是否具有独立生产和重建注采关系的双重能力，划分出陆相强非均质油藏5种潜力层分布模式；中国石油研究团队提出渗透率加权标准差优化的CO2驱层系组合方法[72]，探索纵向各小层动用更均衡的途径。井网井距优化方面，李政等[73]研究了低渗平面非均质油藏注采井布井方式对CO2驱开发效果的影响，考虑了油藏非均质性的影响。不同类型油藏CO2驱注采模式选择及调整方面，张莉[74]提出了中高渗高含水油藏长效焖井+大段塞注入模式、低渗/特低渗油藏高压低速注入与异井水气交替注入模式、致密油藏异步周期注采模式。李阳等[58,75]发展了全过程实时跟踪及调整技术，在CO2混相驱油机理实验分析、数值模拟实时跟踪预测、矿场动态监测和开发效果综合评价的基础上，分析油藏中CO2混相程度、前缘运移规律和动态变化特点及趋势，进行全过程跟踪调整，以抑制气体突破，扩大波及体积，促进见效增产，改善开发效果。针对重力稳定驱油藏，俞宏伟等[76]基于陆相沉积储层特点，实验研究了夹层、倾角等因素对重力驱替特征的影响规律，提出了“重力分异、油气传质、注入气携带”三者耦合的重力气驱机理认识，形成多相流体界面稳定控制技术，室内实验表明可实现界面稳定性控制，驱替效率显著提升，波及体积接近百分之百。
2.4 CO2驱化学辅助调控
在工业化发展阶段，由于推广应用的陆相沉积油藏纵向多层发育、平面非均质性强，提高CO2驱油与埋存均衡动用程度、有效扩大波及体积面临巨大挑战。为解决陆相沉积强非均质性油藏CO2混相驱调控难题，形成了“多级调控、促混增黏”的新认识，发展了以化学辅助CO2驱为主的第2代CO2驱扩大波及体积技术。在CO2驱动态调控方面，胡永乐等[77]从调控目的、适用条件、调控时机、调控成本4个方面出发，梳理出注采调控、化学辅助调控、井网调控、措施调控等4大类19种适合CO2驱油开发调控的手段，建立了CO2驱油开发调控工具箱，为分层次、分阶段、分类别、分界限调控提供指导依据。中国石油团队[3]提出多级强化水气交替调控的概念，根据WAG多相耦合、优势通道匹配、逐级扩大CO2驱波及体积的机理，研制出酸增稠、耐酸泡沫和原位乳化等3种不同调控强度的化学剂体系，在吉林油田黑125区块开展泡沫辅助强化调驱试注试验，生产动态表现为产液量、产油量上升，气油比下降，初步见到明显效果。中国石化胜利油田[78-79]以多级封堵逐级扩大波及体积为目标，形成CO2驱后期多级化学调堵技术，在高89-樊-142示范区成功应用，措施有效率100%。为进一步提高CO2驱替效果，熊春明等[80-81]率先探索智能调驱辅助技术，为CO2驱扩大波及体积技术提供新方向。张群等[82]加强了对气溶性增稠剂、纳米颗粒增稠、CO2响应智能凝胶等化学辅助强化调驱技术的攻关，室内岩心实验表明，纳米颗粒辅助水气交替驱可在CO2驱基础上提高岩心驱油效率11~21个百分点，显著改善CO2驱油效果。此外，研制的新型CO2响应智能凝胶[83]可在CO2刺激下，形成三维网蠕虫状凝胶网络，长岩心驱替实验表明可在水驱和气驱的基础上提高驱油效率20个百分点以上。
2.5 CO2驱工程工艺技术提效
为适应工业化应用需求，在集成高效工艺基础上，重点攻关形成了更加注重低成本和新能源融合的第2代CO2驱工程工艺关键技术。CO2注采工程方面，吉林和胜利等油田[8,45]探索应用高压液态（密相）注入技术，成功实施单管水气交替注入、水气同撬注入；吉林油田[8]应用连续油管、普通油管气密封等井下低成本注气工艺，单井成本降低20%~30%。举升工艺方面，潘若生等[84]试验应用自喷控制等新型举升技术，在井下和地面应用控气技术，降低能耗的同时提高CO2举升效率，降低气窜影响[77]。地面工程方面，CO2驱不加热集输、不同类型气液分输等新型工艺得到广泛应用。吉林油田建立了融合新能源自消纳、集约化建井、撬装化设计、智能化管控于一体的新型CCUS-EOR推广应用模式，建设投资和运行成本进一步降低[8,85]。CO2驱腐蚀防护方面，吉林油田经过多年实践探索，确立了以防腐药剂为主、防腐材料为辅的全过程防腐技术路线[8,84]，研发应用多功能一体化防腐药剂体系，矿场实现腐蚀监测与防腐加药一体化优化和智能加注，在满足安全生产的同时逐步达到低成本防腐要求。
2.6 CO2驱多方位封存监测
针对CO2注入规模逐步增大的新形势，在原有以地表监测为主的技术体系基础上，发展形成第2代CO2驱封存监测关键技术。笔者[86]聚焦CO2封存泄漏风险，系统阐述了基于空间信息技术的新型全方位监测技术体系构建原则、设计方法与标准，为新型监测技术体系的发展奠定了良好基础。贾宁洪等[87]在新型监测技术体系的基础上，丰富了浅层、缓冲层监测系统，形成了地下水多参数监测与取样、井下分布式温压监测技术，建立了以井筒完整性评价、井间（电阻率层析成像ERT）、VSP（垂直地震剖面）、微地震等技术为核心的地下流体运移监测技术体系，能够实现对地下CO2运移的实时监测分析。中国石化胜利油田[45]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方法。延长油田[70]针对低渗致密储层特点，建立了包括大气碳浓度、土壤碳通量、浅层水取样、井筒腐蚀及地下微地震的多方位一体监测系统。以上技术进展，支撑CO2驱封存监测技术由地表为主拓展至多方位一体化监测，显著提升了CO2高强度注入埋存过程的安全保障水平。
2.7 CO2驱油与埋存矿场实例
第2代CO2驱油与埋存技术在多种类型油藏进行了矿场应用，支撑了裂缝性超低渗砂岩油藏、低渗砾岩油藏、重力驱油藏等典型模式CCUS示范工程落地见效。
长庆油田姬塬黄3试验区[88]是典型的裂缝性超低渗砂岩油藏，注气层位为三叠系延长组8段，油层分布稳定，油层厚度13 m，储层物性差，平均孔隙度8.3%，平均渗透率0.27×10-3 μm2，非均质性强，裂缝发育。初期采用反九点井网注水开发，裂缝方向生产井水窜严重，其他井能量补充效果差。针对试验区平均地层压力低于混相压力的问题，实践了提高压力实现混相驱的注采调控方法。为了完善CO2驱井网，试验区实施了5口更新井。鉴于裂缝对开发的影响，研发了“凝胶+泡沫”两级封窜技术。针对试验区地层水高矿化度条件，提出“涂/镀层管材＋缓蚀阻垢剂”的井筒防腐防垢工艺，形成井筒-地面防腐防垢配套技术，为地面系统有效运行提供了保障。试验区注入CO2后，平均地层压力由试验前15.8 MPa上升到18.0 MPa以上，高于最小混相压力（16.1 MPa）。区块产量由注气前的24.9 t/d增加到2024年的40 t/d以上，采油速度由0.48%上升到0.86%。
新疆油田八区530井区克下组油藏[89]是典型的低渗砾岩油藏，平均孔隙度12.0%，平均渗透率5.12×10-3 μm2。初期采用反九点井网注水开发，由于该油藏具有较强的水敏性，开发效果差，采出程度仅12.9%。为此，试验区实践了注采调控恢复油藏压力实现全油藏混相驱的开发理念，截至2024年5月，试验区累计注入CO2 0.14 HCPV，地层压力由试验前18.0 MPa恢复至混相压力水平（24.1 MPa）。对于试验区不见效井，实践了吞吐增能、调关生产等注采调控措施，以及生产井小型压裂引效等措施，举升工艺方面还设计了自喷生产方式。其中，生产井小型压裂引效的增产效果最为明显。试验区日产油由12 t升至56 t，产量为初期4.6倍，注气阶段采出程度2%，采油速度由0.2%上升至1.0%。
朝阳油田朝6区块低渗断块型油藏平均孔隙度12.9%，平均渗透率4.6×10-3 μm2，储层纵向跨度600~900 m，倾角10°~20°，储层水敏性强，预测水驱开发效果差。针对该油藏特点，应用“顶部连续注气、中下部点状注气补能”的重力驱开发模式（见图2），建立CO2重力驱方案优化设计方法，构建了适应重力驱特点的动态调控及监测技术。截至2024年5月，日注CO2 132.71 t，日产油130.8 t，累产油6.8×104 t，采油速度2.05%。
3 规模化推广应用面临的挑战与展望
3.1 面临的关键技术挑战
中国水驱开发老油田已普遍进入中高、特高含水期，控制产量递减难度大，效益开发面临巨大挑战，迫切需要发展大幅度提高采收率接替技术。CO2驱油与埋存具有大幅度提高原油采收率和大规模碳埋存的双赢属性，是国家绿色低碳发展的重要战略方向，当前整体处于产业化发展的关键期。虽然在吉林、大庆、胜利等油田实施了近20年CO2驱油与埋存矿场试验，但是要实现规模化推广应用仍面临一些关键技术挑战。
中国适宜CO2驱的油藏地质储量中，不能实现混相驱的储量占比高。从未来规模推广应用CO2驱油与埋存的潜力油藏条件来看，即使能实现混相驱替的油藏，混相压力也普遍较高，注入井附近可实现混相驱，而生产井附近实现混相驱难度大，油藏中往往同时存在CO2混相带、非混相带[47]。因此，需要探索有效提高混相程度、改善驱替效果的方法。
调控技术水平将是制约CO2驱开发效果的重要因素之一。气液流度比大是导致气驱波及体积有限的主要原因，因此，亟需在深化多介质多尺度CO2驱扩大波及体积机理认识、动态注入参数界限识别及优化基础上，开展大幅度扩大CO2驱波及体积的智能调控技术攻关。
陆相沉积油藏多层发育，储层段纵向跨度大，层间矛盾突出，对分层注气、高气油比举升等关键工艺技术需求迫切、要求更高。需要攻克低成本工程工艺技术难题，实现分层精准注入、高效举升、安全作业、智能管控、自动调节等技术的广泛应用。
在CO2安全封存评价与监测技术方面，目前实施项目评价周期短、监测资料有限，仍面临CO2长期封存状态及转化规律认识不清、埋存效率调控技术不完善、井下监测技术不系统等诸多难题。需要系统考虑规模化应用面临的长期埋存安全性问题，探索提高固化封存量的关键技术，完善监测手段，扩大监测装备的应用场景和适用条件。
从目前正在开展的CO2驱油与埋存试验情况来看，CO2驱油规律、CO2埋存规律以及两者的相互影响规律，都有待更系统研究。在油田开发老区规模实施，还普遍面临完井固井质量不符合CO2封存标准的问题。需要建立不同类型油藏矿场试验全生命周期管理体系，系统布局、统筹规划，制定考虑源汇匹配、激励政策等的总体战略规划，支撑CO2驱油与埋存技术规模应用。
3.2 技术发展方向展望
围绕CO2驱油大幅度提高采收率与长期封存技术领域的关键技术问题，深入思考CO2驱油与埋存技术发展方向，需要加强促混转混、综合调控扩大波及、全流程工程工艺技术及装备、长期安全封存和监测、驱油封存协同优化等关键技术及装备研究，打造CO2驱油与埋存大幅度提高采收率第3代主体技术，支撑CCUS规模化推广应用。
在促混转混方面，亟需在深化CO2-原油接触区（或混相带）油气相态机理认识、混相带精确识别及表征基础上，开展大幅度提高CO2混相程度综合调控技术攻关。从发展趋势看，需要开展混相带尺度规模及相态类型的控制因素研究，揭示CO2驱关键相态参数变化规律及转换机制，建立陆相油藏全流程CO2驱混相带表征模型及图版。助混剂研发应用潜力巨大，需要破解研制周期长、合成工艺复杂、成本高、储层吸附量大等关键问题。需要突破高效低成本助混剂分子设计技术及合成工艺，以及助混剂-CO2-原油-地层水体系全相态计算方法，研发混相带调控技术，扩大CO2混相程度，提高体系适用性，形成CO2驱全流程全相态促混转混综合调控技术。
在综合调控扩大波及方面，未来应在深化CO2驱扩大波及体积多尺度机理研究基础上，揭示强非均质油藏CO2驱的渗流规律，构建多参数耦合的扩大波及体积预测模型、建立全流程动态注入参数界限识别方法和发展化学辅助智能调剖技术，建立气窜通道表征方法，明晰CO2驱前缘扩展规律与扩大波及调控机制，开展CO2驱新型高效调驱体系研发，为陆相沉积油藏CO2驱扩大波及体积技术的高效应用提供技术支撑。
在全流程工程工艺技术及装备方面，针对注入费用高、完井工艺复杂、作业成本高、生产气液比高、注采井关键组件健康性评价方法缺乏、地面工艺复杂、管道管柱腐蚀等问题，需要研发形成适应气液比超1 000 m3/t工况的CO2驱油全过程举升工艺；形成CCUS防腐用材料，多功能腐蚀防护缓蚀剂、防腐涂镀层配方；研发全生命周期CO2驱注采井健康性评价与调控软件，攻关全流程低成本注气工艺及配套工具，形成CO2驱油与埋存全流程关键工程工艺技术及装备。
长期安全封存和监测方面，为保障规模化地下埋存CO2项目的长期封存安全，需要针对陆相沉积储层特点分析CO2泄漏风险因素，建立生化协同诱导矿化方法，构建CO2埋存状态转化调控技术体系，攻关井筒完整性及井间CO2运移监测技术，建成多位一体智能化安全管控平台，形成CO2长周期安全封存机制，实现全过程优化调控及全方位安全管控，助力CO2驱油与埋存技术规模化发展。
在驱油封存优化方面，亟需与大数据、人工智能等技术结合，发展CO2驱油多场耦合油藏精细描述技术、CO2驱油与封存全生命周期协同优化技术；明确注采调控、气水交替、化学封窜等不同调控方式的注入技术政策、储层动静态非均质匹配界限、调控时机等，构建全周期CO2前缘调控提高采收率方法，形成CO2驱提高波及效率技术。
3.3 技术矿场应用展望
CO2驱油与埋存技术应用潜力巨大。仅以中国石油为例，中国境内矿区适宜CO2驱的低渗油田储量达67.3×108 t，可新增可采储量11.1×108 t，在驱油阶段可埋存CO2 29.5×108 t以上。松辽、鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾等4大盆地主力油区，油田周边CCUS源汇匹配度高，有望成为未来CO2驱油与埋存规模应用的主要区域，目前中国石油正在部署3个千万吨级产业基地，并启动了松辽盆地300×108 t CCUS规模化应用工程。
CO2驱油与埋存应用场景将不断拓展。目前，中国正超前组织中央企业CCUS创新联合体，大力攻关CO2捕集、驱油与埋存全产业链工程示范中的关键技术问题，努力打造全产业链原创技术体系，探索源汇企业协同合作新模式，带动CCUS技术的规模化推广应用。随着中国陆相沉积低渗油藏开发程度持续加深、含水率不断升高，传统注水方式面临开发效益上的巨大挑战，开发方式向CO2驱油与埋存转变，是大幅度提高采收率和改善开发效益的重要方向。另外，近年来中国新发现原油地质储量以超低渗、致密油等低品位储层为主，衰竭开发采收率低，注水十分困难，缺乏有效的能量补充方式。因此，CO2驱油与埋存应用油藏范围有望逐渐由常规低渗/超低渗砂岩油藏向页岩油、致密油等非常规储层拓展，由1 000~3 000 m向5 000 m以深油藏拓展，由水驱后油藏CO2驱向新开发油藏直接CO2驱拓展，由CO2驱油与埋存向CO2驱气与埋存拓展。
4 结语
2006年以来，中国CCUS产业经过持续发展完善和应用实践，解决了矿场试验面临的混相驱油与埋存机理、油藏工程方案设计、水气交替调控、工程工艺配套、封存监测等关键技术参数定型难题，形成了第1代陆相沉积油藏CO2驱油与埋存技术体系，通过吉林油田黑79北等典型试验区矿场实践初步掌握了全过程开发规律认识，证实中国低渗、特低渗油藏可以大幅度提高采收率，奠定了CCUS-EOR工业化试验的基础，为中国低渗、特低渗及非常规资源效益开发开拓了新的技术方向。
面对工业化发展阶段陆相沉积油藏类型多、驱替机理复杂、工程工艺要求高等难题，经过近5年的集中攻关，CO2驱油与埋存技术在限域相态研究与促混驱油、埋存机理及埋存量评价、油藏工程、波及调控、工程工艺、封存监测等方面，取得了一系列重要进展和认识，第2代CO2驱油与埋存理论技术趋于完善，有力支撑了CO2驱油与埋存技术在长庆、新疆、朝阳等油田CCUS示范工程推广应用并初步取得实效。
为了进一步推动CO2驱油与埋存技术推广应用，实现CCUS产业化、规模化发展，需要从促混转混、综合调控扩大波及、全流程工程工艺技术及装备、长期安全封存和监测、驱油封存协同优化调控等方向，进一步加大关键技术攻关力度，在松辽、鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾等主力盆地油区实践应用过程中快速升级完善，实现不同类型油藏CO2驱油与埋存关键技术体系定型，为实现国家“双碳”目标和保障国家能源安全发挥重要支撑作用。