二氧化碳提高油气采收率与地质封存关键技术发展展望

——专家观点——

中国石油大学（北京）碳中和未来技术学院副院长 芮振华

近年来，全球工业化进程进一步加快，造成二氧化碳等温室气体大量排放，极端天气频发，全球气候变化面临巨大挑战。

为实现 “双碳”目标，我国正采取一系列措施来降低碳排放，二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）就是降低碳排放的有效方式之一。

CCUS技术实现两个目标

CCUS技术应用于油气田开发领域的目标主要有两个：进一步提高油气采收率和实现二氧化碳的安全高效封存。因此，除了二氧化碳捕集和运输，CCUS项目的关键技术有二氧化碳提高油气采收率技术、二氧化碳封存技术及二氧化碳安全监测技术等。

总体来看，二氧化碳提高油气采收率的主要机制包括与原油的混相、相态反转、溶胀、改善水油流度比、扩散、竞争吸附及改善储层物性等。对于不同类型的油气藏（如低渗/特低渗油藏、致密油藏、页岩油气藏、高含水油藏等），二氧化碳提高采收率与增产机制具有差异性。

二氧化碳提高油气采收率采用的技术由二氧化碳采油采气机制及油气藏的类型所决定。对于低渗/特低渗油藏、致密油藏、高含水油藏等不同的油气藏类型，储层物性（如孔隙度、渗透率、流体饱和度、岩性）、流体物性（如黏度、密度）等存在差异，其开发方式与提高采收率机制也不相同。

二氧化碳地质封存是指将二氧化碳储集于具有良好封闭性的地质体中。目前比较可靠的封存方式有二氧化碳驱油与封存、枯竭油气藏封存、咸水层封存、煤层封存等。

二氧化碳地质封存与提高采收率一体化技术可以在实现二氧化碳大规模封存的同时提高油气采收率，具有更好的发展潜力。二氧化碳在油气藏中的赋存状态有自由态、溶解态、矿物状态，通常情况下，二氧化碳在同一油气藏中的地质封存会受到构造封存、残余封存、溶解封存及矿化封存多种二氧化碳封存机制的共同作用。

二氧化碳注入后在地下不断运移，钻井等地下活动及地质体本身存在裂缝、溶洞，可能造成一定的泄漏风险。故而，在研究二氧化碳地质封存技术、提高封存效率的同时，应注重二氧化碳泄漏安全监测技术的研发，达到长久、安全封存的目的。

根据监测原理的不同，二氧化碳封存安全监测技术分为两种：地表以下二氧化碳监测技术，主要是利用土壤、岩石在声、电、磁、热等方面的特征，对其中的二氧化碳浓度及气体泄漏造成的岩石形变进行监测；地表以上二氧化碳监测技术，主要通过测量大气二氧化碳浓度来实现。

我国已有近60年研究历史

从20世纪50年代美国大西洋炼油公司获得首个二氧化碳驱油专利起，二氧化碳便逐渐应用于油气生产，经过60年代二氧化碳驱油的矿场试验及70年代的工业化发展，应用于二氧化碳驱油的CCUS技术在美国发展成熟。

目前，国外已有多个大型油气田碳封存项目正在运行，如加拿大的Weyburn油田、挪威的Sleipner天然气田及美国Petra Nova油田等。

从理论研究上来看，国外在微纳尺度二氧化碳/油/水/岩石相互作用机制、二氧化碳提高采收率与封存数值模拟技术、二氧化碳体积压裂改造与增产机制、二氧化碳泄漏风险识别与控制技术等领域都处于领先水平，并形成了二氧化碳多相多尺度渗流理论与热力学数据库，为相关项目的开展提供了大量的技术储备。

同时，国外用于二氧化碳提高采收率与封存项目的油气藏具有原油黏度低、易混相的特点。

国内CCUS技术起步并不晚。1965年，大庆油田开始进行二氧化碳驱油的矿场试验。20世纪80年代后，吉林油田、冀东油田、江苏油田等也陆续开展二氧化碳驱油的相关试验，但未进行规模化应用。

直到2005年前后，我国才形成了CCUS的相关概念。2021年，齐鲁石化—胜利油田CCUS项目正式启动建设，这是我国首个百万吨级CCUS项目，延长油田、长庆油田、吉林油田等也加快了CCUS项目的大规模商业应用。

与美欧发达国家相比，我国的二氧化碳大幅度提高油气采收率及封存理论与技术体系发展仍然处于初期，应用规模较小。但我国目前经济发展速度较快，二氧化碳来源充足，碳减排需求量大，预计未来我国的CCUS技术在油气开发领域前景十分广阔。

国内在CCUS提高油气采收率与二氧化碳封存技术研发方面起步相对较晚，同时受限于精密仪器、计算机软硬件的技术壁垒，基础研究较薄弱，主要体现在油气藏注二氧化碳多组分流体热力学性质及渗流规律研究、二氧化碳提高采收率机制、碳封存动态协同理论与技术及二氧化碳流动调控与泄漏风险控制理论研究等方面。

目前，国内在精密实验设备的加工及商业数值模拟软件的研发上与国外先进水平仍有较大的差距，关键设备及模拟器长期依赖进口。

此外，由于我国油气藏类型多样，地质特征及开发条件更复杂，经过长期的探索与实践，我国在复杂油气藏二氧化碳提高采收率理论与技术方面处于国际领先地位，为基础理论应用于现场实践提供了良好的条件。

协同优化技术是未来发展方向

发达国家相继大力开展了以CCUS为代表的碳移除技术的研究工作并提供相应的政策支持。例如，美国政府近期出台了《两党基础设施法》《通货膨胀削减法案》等，欧盟也出台了《2030年气候与能源政策框架》《2050长期战略》等重要文件。

预计这些政策的提出将使2030年温室气体排放量比2005年降低40%；欧盟计划，2030年前碳排放量减少50%~55%（与1990年相比）,并提供至少每年2600亿欧元的投资。

我国的政策重点也开始将“减碳”提升到了新的战略高度。其中，重要政策之一是降低石化、煤电及钢铁等行业的碳排放。

目前，我国陆上油田可实行二氧化碳封存与提高采收率的油气田主要集中于华北与东北地区，其理论封存量约为36亿吨，其全部废弃时可实现二氧化碳封存量为46亿吨，且这些区域人口密集、经济发达、二氧化碳排放量高，可提供较为充足的二氧化碳气源，具有较大的应用潜力。

近年来，随着二氧化碳提高采收率与封存协同优化理论架构的成熟，以及优化目标的清晰，更多研究主要集中在协同优化的实现上，并将这些方法应用于工程。在实现协同优化目标的方法上，继续研究传统二氧化碳驱油技术相关参数的优化，以解决项目实施过程中面临的气窜、难混相等问题；通过引入粒子群算法和人工神经网络等人工智能算法，可以进一步对二氧化碳提高采收率与封存的协同关系进行优化。

此外，在注入的二氧化碳气体中添加醚类或醇类物质也可以进一步挖掘提高采收率与封存的潜力，相关研究成果已在加拿大Weyburn油田等成功应用。

挑战与建议

目前，二氧化碳提高油气采收率与地质封存技术在国外已经实现了商业化运营，我国在技术研发、工程应用、产业化及政策机制等方面与欧美发达国家仍然存在一定的差距，主要面临以下挑战：

一是在技术研发方面。我国油藏以陆相沉积油藏为主，普遍存在黏度高、混相压力高等特点，在地层压力下难以形成混相，驱替压力过高又容易压穿地层，导致气体泄漏，二氧化碳驱采收率低、易气窜、采出气二氧化碳浓度高、埋存效率低。

二是在产业化方面。我国二氧化碳气源与油气藏分布存在比较严重的源汇不匹配的问题。我国二氧化碳排放主要集中于东部经济发达地区，而适于二氧化碳封存的油藏地质体则广泛分布在西北、西南及东北等人口稀少地区。

三是在工程应用方面。目前我国的CCUS项目应用规模相对较小，同时，输送管网等基础设施难以支持大规模二氧化碳的远距离运输。

四是在政策激励方面。我国仍没有体系化的CCUS政策机制，企业的权利与义务不够明确，财税支持与资金保障仍然有待加强，同时商业与金融生态建设需要创新。

为尽快实现二氧化碳提高采收率与封存技术的商业化、规模化运行，应重点推进以下几个方面工作：

第一，加强基础研究以支撑CCUS全产业链的技术研究与创新，构建新的CCUS技术体系，突破碳利用与封存两大理论与技术瓶颈，支持产业全方位发展。

第二，立足我国区域国土空间和资源禀赋差异大的客观实际，以综合减排成本最小化为目标，加强区域CCUS技术和产业的发展，优化能源、产业结构。

第三，由于CCUS具有较长的技术与产业链，应用场景更多地与传统的产业融合，因此需通过技术的系统集成耦合，并与产业、区域协同优化，实现循环型零碳排放的变革性重构。

第四，充分利用大数据、人工智能、5G等现代科技成果，与CCUS技术高度融合，促进产业高速、高质量发展。

第五，充分发挥法律法规、标准碳市场、碳税、绿色金融等政策制度和市场机制的支持引导作用，通过市场调节、政策法规制度保障及金融支持，助力CCUS快速发展。

——企业行动——

胜利油田CCUS：固碳“保险箱“采油”金钥匙”

8月的黄河三角洲，一片生机勃勃。一条管道蜿蜒百公里，一头连接齐鲁石化，一头连接胜利油田，在超临界压力下每天源源不断地将二氧化碳输送到井场，再被注入地下千余米的深处用于驱油和封存。

这条管道，就是不久前投入运行的我国首条百万吨、百公里高压常温密相二氧化碳输送管道——“齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目”二氧化碳输送管道。

胜利油田CCUS项目部相关负责人介绍，CCUS既是一个“固”的保险箱，每年可注入二氧化碳100万吨并实现封存，相当于植树近900万棵，又是一把“采”的金钥匙，提高低渗透油藏高效开发水平，实现石油增产和碳减排双赢。

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，胜利油田不断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。

他们还创新实施采出气液全程密闭集输与处理工艺，采出气分水后输送至回注站直接增压回注至地层进行二次驱油与封存，确保“油不落地、水不外排、气不上天”，形成了“二氧化碳高压混相驱”核心技术并取得矿场应用突破；攻克3项核心技术，研发了液相二氧化碳管输增压泵、高效二氧化碳密相注入泵两项关键装备。（于佳 巴丽蒙）

江苏油田四种模式让废气成功驱油

经过一年的注气，花17-6井日产油由最低时的0.2吨上升至4.6吨，动液面从2100米上升至200米，低产低效区块因注气重见希望。

截至目前，江苏油田有气驱单元22个，实现注气量及增油量连续5年硬攀升，已累计注气29.2万吨，碳封存量相当于植树250万棵，累计增油9.8万吨，二氧化碳驱阶段换油率为0.34。

江苏油田聚焦复杂断块提高采收率的问题，针对苏北盆地复杂小断块油藏，开展低渗和特低渗油藏二氧化碳驱油技术研究，形成了“仿水平井重力稳定驱”“气顶边水双向驱”“驱吐协同”“二氧化碳+”4种模式。二氧化碳驱团队以混相驱、近混相驱为目标，坚持单层、少层精细开发，确立关井提压促混相思路，最大程度发挥混相驱的技术优势。他们针对复杂断块油藏倾角大、构造陡、相对封闭等特点，充分发挥重力稳定驱等特色技术的优势，实现气窜前缘控制和采收率提升双重目标。

联38块是渗透率不足10毫达西、储层厚度差异超10倍以上的构造岩性油藏。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。注气开发后，联38块油井产油能力翻倍。（徐博誩闻 王智林）

华东油气打造“碳+”式碳资产经营公司

截至目前，华东油气泰州采油厂特低渗油藏注气受效井张3-斜1井累计产油已突破4万吨，稳产44个月，日产油仍高达7.9吨，标志着特低渗油藏增压混相驱成效显著。

华东油气秉持绿色低碳发展理念，抢抓“双碳”战略机遇，立足自身产业特色，以CCUS-EOR一体化工程建设为核心，跨界整合二氧化碳资源，目前已成为集二氧化碳“捕集回收、驱油、封存、监测及应用”等技术服务于一体的“碳+”式碳资产经营公司。

近年来，华东油气通过科技创新、“卡脖子”技术攻关，形成了一套低成本捕集、运输、注入、油田穿透气回收、封存的工艺技术，并积极与江苏油田、东北油气、胜利油田、河南油田、玉门油田、吐哈油田等多家油田企业开展CCUS-EOR技术服务合作。截至目前，华东油气累计捕集化工尾气46.5万吨，二氧化碳地质封存130多万吨，增油30多万吨，提高采收率11.5个百分点。(沈志军 刘方志)

——知识链接——

二氧化碳提高采收率技术有哪些？

●低渗/特低渗油藏提高采收率技术：

该技术以混相驱为主，将二氧化碳与其他气体（如烟道气、氮气等）以段塞的形式注入，可以降低注入段塞前端二氧化碳的弥散，同时后段气体的注入可以提高驱替压力以实现混相。与纯二氧化碳相比，在正常油藏压力下注二氧化碳和氮气，可使油藏采出程度提高2~3个百分点。

●致密油藏提高采收率技术：

二氧化碳具有流动性好、溶于原油、在油藏温压条件下易与致密油形成混相等特点，因此注二氧化碳是提高致密油采收率的有效方式。目前利用二氧化碳开采致密油的工艺与技术主要有体积压裂后二氧化碳吞吐、碳化水驱、超临界二氧化碳驱、二氧化碳水气交替注入、二氧化碳泡沫驱等。

●中高渗高含水油藏控水增油技术：

对于进入高含水阶段的中高渗油藏，通过二氧化碳泡沫驱或者将二氧化碳与其他三次采油技术相结合，可以起到调剖堵水及扩大波及的作用，相关技术在胜利油田等传统主力油田应用效果较好，显著提高了原油产量。

●页岩油气藏二氧化碳压裂技术：

利用二氧化碳作为压裂液成分的储层增产技术，具有低耗水、环保、高效、低储层伤害的特点，可应用于页岩油气藏、煤层气、致密及低渗油藏的储层改造与增产。与传统的水力压裂技术相比，二氧化碳压裂技术对储层伤害小，同时在压裂造缝过程中还可以降低原油黏度，在储层改造的同时提高采收率。