CO₂驱油技术是指将 CO₂注入油层保持地层压力，驱替原油到采油井，并借助CO₂自身特性提高原油采收率的技术。与水介质相比，CO₂具有黏度小、萃取能力强、注入能力强等诸多优势。CO₂能与地下流体发生一系列物理化学作用，产生原油体积膨胀、原油黏度降低和水黏度增加等现象。在一定条件下，CO₂可与原油混相，大幅度降低界面张力，从而提高原油采收率。提高驱油效率和扩大波及体积是 CO₂驱提高采收率的两个方面，是 CO₂驱油技术研究的重点^[1-2]。在驱油过程中，部分 CO₂储存至油藏中，可以实现 CO₂埋存，另一部分 CO₂被采出，作为驱油剂循环使用。

世界上第 1个 CO₂地质封存项目是以咸水层作为储存层，由挪威国家石油公司（NPD）1996年在北海 Sleipner 气田实施，年封存规模为 9.0×10⁶ t，此工程运行时间长，且拥有世界上第 1 个工业级的 CO₂ 捕集设施^[3]。美国是世界上研究和实施 CO₂驱油最早的国家，俄罗斯、加拿大、挪威、匈牙利、克罗地亚、奥地利、法国和德国等也在开展相关的探索^[4-6]。 PARRY 等开展犹他州科罗拉多高原侏罗系纳瓦霍砂岩中 CO₂封存的地球化学研究，纳瓦霍砂岩可能不会以矿物沉淀的形式储存大量的CO₂，因此，储存的CO₂量将受到其在原位水中的溶解度和在孔隙空间中作为游离 CO₂储存的限制^[7]。DASHTGARD 等以加拿大阿尔伯塔省彭比纳油田中部鸟蛤属组为例，对地质特征和 CO₂提高原油采收率的潜力进行分析^[8]。WILKINSON等以英国北海南部高CO₂含量气藏（CO₂含量为 50%）为例，建立地球化学模型，模拟预测CO₂在油藏中埋存时油藏储层矿物发生变化的特征^[9]。POPOVA 等对 CO₂储存资源评估方法进行比较分析^[10]。JORDAN等以加利福尼亚圣华金盆地为例，利用测量和地质建模的方法对 CO₂埋存可能遇到羽状断层的概率进行评价研究。结果表明， CO₂注入时有 4.1% 的概率遇到完全封闭的断层，有 9% 的概率遇到半封闭的断层^[11]。ROBERTS-ASH⁃ BY 等对佛罗里达中南部和南部上白垩统 Lawson 组、古新统 Cedar Keys 组孔隙度与 CO₂储存潜力进行评估，结果表明，上白垩统Lawson组是CO₂地质封存的潜在合适储层^[12]。HAWKINS等对俄亥俄州主要油田的CO₂储存能力和提高采收率潜力进行了修订评估^[13]。研究中用到了两种方法，基于体积的方法是利用现场体积数据计算 CO₂储存能力，基于生产的方法是利用历史油气生产数据计算CO₂储存能力。BOWERSOX 等对肯塔基州阿巴拉契亚盆地南部马里维尔-Basal 砂层段（中寒武统）的孔隙度和 CO₂储存能力开展研究^[14]。国外对于 CO₂驱油与埋存的研究主要包括油藏在注入 CO₂时变化特征分析、CO₂驱提高采收率预测、油藏 CO₂封存潜力评价等，研究方法除了常规地质学方法外，还包括地球化学方法、地质建模方法和油藏数值模拟方法等。

目前中国碳捕集、利用与封存（CCUS）项目已累积注入 CO₂超过 6.5×10⁶ t。其中中国石油实现注入 CO₂共5.75×10⁶ t，产油量为2.0×10⁶ t。项目中CO₂可从炼油厂、天然气加工厂、化工厂等排放物中回收，在减碳的同时达到增产的目的^[3]。中国目前 CO₂地质储存研究主要以借鉴发达国家经验为主，基本上处于探索和起步阶段，研究重点是 CO₂地质储存的机理、数值模拟和其他相关问题^[5]。中国石油吉林油田最早开展 CO₂驱油与埋存实践，积累了较丰富的经验^[15]。郭平等以苏里格气田召10区块为例，对低渗透气藏 CO₂驱油与埋存开展系统的数值模拟，结果表明，在低渗透气藏中扩散和吸附对于 CO₂驱油的影响不大；随着扩散系数增大，CO₂突破越快，提高采收率效果越差^[16]。截至2021年，中国石油共开展 11项 CCUS-EOR 重大开发试验，CO₂年注入能力达到100×10⁴ t。目前CO₂驱油总体处于工业化试验和规模推广应用阶段。中国石化针对不同油藏类型探索攻关特色的 CO₂驱油提高采收率技术，取得了明显的现场应用效果。延长油田也在积极探索攻关 CCUS-EOR 技术，并已初见成效^[6]。受 CO₂ 气源、集输、油藏开发特征、安全性等诸多因素的影响，中国 CO₂驱油与埋存目前整体处于室内实验研究和矿场试验阶段，大规模的推广应用还需要较长的时间。笔者从CO₂驱油与埋存技术基础入手，全面总结 CO₂驱油与埋存研究内容，分析存在的问题和未来发展方向，以期为该项研究发展提供参考。

1 CO₂驱油与埋存技术基础

1.1 CO₂驱油与埋存机理

王香增对 CO₂驱油机理进行了详细分析，指出 CO₂注入储层可以改变储层岩石性质和油藏流体性质，大幅度提高原油采收率^[4]。CO₂注入储层后，油藏会发生一系列变化。CO₂可与地层水反应生成碳酸并改造储层，使储层的孔隙结构、渗透率发生变化。CO₂注入储层后还能改变岩石润湿性：一方面， CO₂溶解于水与岩石接触反应，对岩石有一定的溶蚀作用，使得岩石表面亲水性增强，接触时间越长，岩石表面的亲水性就越强；另一方面，CO₂溶于原油中，会产生沥青质沉积，沥青质等极性物质更易吸附在岩石颗粒表面，导致岩石润湿性向亲油方向转变。CO₂溶于原油中，增加了原油体积，降低了原油黏度，提高了驱油效率。CO₂溶解进入原油后，通过充分的单相扩散还可减缓CO₂气窜，提高波及系数。同时地层孔隙结构复杂，注入的 CO₂很难与油藏中原油完全混合，抑制了 CO₂在原油中的扩散。对于孔喉结构相对复杂的低渗透油藏，增强 CO₂在流体中的扩散作用显得尤为重要。CO₂注入油藏后，会对油水界面张力产生一定的影响。实验结果显示，随着系统压力的升高，CO₂在油水两相中的溶解度增大，油水两相界面张力不断下降。在油藏温度和压力下，CO₂极易达到临界状态。超临界CO₂能有效萃取和汽化原油中的轻烃，随着萃取和汽化的不断加深，接近或达到混相状态，界面张力大幅降低，驱油效率显著提高。CO₂驱油过程中会有大量的 CO₂ 溶于原油，当压力下降时，CO₂在原油中的溶解度降低，CO₂体积发生膨胀，这时原油流入采油井主要是依靠分离出CO₂的弹性膨胀能量，这一过程即为CO₂ 溶解气驱。CO₂驱可分为混相和非混相驱（表1）^[17]。 CO₂混相是一个蒸发气驱动态混相的过程，即通过 CO₂与原油多次接触，蒸发或萃取油藏原油中的轻烃，使气驱前缘的注入气富化，CO₂与原油融为一体，最终形成混相带。混相带的推进是最有效的驱油过程，可使采收率达到90%^[17]。

1.2 CO₂驱油与埋存影响因素

1.2.1 CO₂驱油影响因素

CO₂驱油与埋存效果受到一系列因素的影响，既包括油藏本身的地质和开发等方面，也包括实施过程中各种措施方面。王香增以延长油田为例，从储层条件、注入方式、注入参数、驱替状态等方面，对 CO₂驱油影响因素进行了详细分析^[4]。渗透率对 CO₂驱的见气时间、见气时采收率和最终采收率都有一定的影响。在实验渗透率范围（1～16 mD），见气前采收率随渗透率增加而持续减小，最终采收率随渗透率的增加先减小后缓慢增大。CO₂驱的注入方式可以分为碳酸水驱、CO₂泡沫、单井吞吐、连续注气、周期注气、水气交替注入等方式。不同的注入方式差异很大，比如周期注气主要依靠压力扰动弹性效应，即通过注气量和采液量的改变，造成地层压力的重新分配以及注气波及区内原油在地层中的重新分布。在此过程中，利用油层弹性力排油作用，达到提高产量和改善开发效果的目的。就地生成CO₂技术是向地层中交替注入低浓度盐酸和碳酸钠（或碳酸氢钠）等药剂，注完后关井反应，然后恢复注水。2 种化学剂在油藏中发生放热反应，生成具有黏弹效应的 CO₂驱油剂。CO₂吞吐就是首先将一定量的CO₂注入油层，然后关井一段时间，使注入的CO₂和地层中的原油接触，再重新开井生产，可分为注入阶段、关井浸泡阶段和吞吐阶段。从采收率、换油率、气油比等参数看，CO₂驱的注气速度越大，效果越好，但现场操作限于油藏条件、注入工艺等，很难实现。现场试验时，注气速度越大，注入设备及运行的投资就越高，经济效益变差，应结合经济指标进行优化选择。一般情况下，注入压力越高，CO₂驱油效果越好，CO₂和原油之间的界面张力将减小，并且压力越高，界面张力降低得越多，混相效应越显著，驱替阻力减小，CO₂连续气驱的采收率随着压力的增加而增大。CO₂在超临界状态附近，其连续气驱的采收率在 50% 左右。在低于临界压力时，采收率随着注入压力的增大而迅速增加。因此在进行 CO₂驱现场试验时，应保证储层压力高于临界压力。由于中高渗透油藏 CO₂窜逸现象严重，混相驱替效果最差。特低渗透油藏微观非均质性严重，CO₂混相驱油的效果稍差于低渗透油藏CO₂混相驱^[4]。姚约东等设计了一整套 CO₂驱油与埋存影响因素研究思路，主要包括储层因素、流体因素、开发方式和其他因素等^[18] （图1）。从本质上讲，影响驱油与埋存的主要因素就两方面，一方面是驱油和埋存效果，另一方面是经济有效性。如果驱油效果好，能实现安全埋存，同时在经济上有效益，那么 CO₂驱油与埋存无疑是非常理想的油田开发方式，而且这也符合目前碳达峰和碳中和的发展战略。

胡永乐等利用微观驱油实验，分析实验温度为 50℃不同驱替压力条件下 CO₂驱油效果（图2）。图2 中粉红色部分为原油，白色（或无色）部分为 CO₂，模型的不同形状代表地下储层孔隙和喉道，喉道直径由小到大分别为 20，100，200，300，400 μm共 5个级别。驱替压力提高，原油采收率随之提高^[19]。该项实验结果表明，CO₂驱油效果和油藏储层微观孔喉结构以及CO₂注入压力密切相关。

1.2.2 CO₂埋存影响因素

CO₂埋存是一个非常复杂的过程，受到多方面因素的影响。在 CO₂驱油过程中，注入的 CO₂有一部分留存在油藏中实现埋存的目标，另一部分 CO₂ 和原油一起被采出。如何使得CO₂驱油效果达到预期目标，同时尽可能多地实现 CO₂在地下大量安全埋存，不会出现泄漏等问题，是CO₂埋存时需要重点考虑的问题。张森琦对CO₂埋存影响因素进行了系统梳理，主要包括温度与压力、CO₂在原油中的溶解、CO₂-原油-岩石相互作用、CO₂在水中的溶解、 CO₂-水-岩石的相互作用等^[5]。在不同的温度、压力条件下，CO₂ 处于不同相态（气态、液态和固态）。 CO₂分子虽然属于非极性分子，但可溶于原油和凝析油，并受温度与压力的影响。在油气藏温度、压力条件下，CO₂在原油中的溶解度越大，在油气藏中的储存量越大。同时，CO₂对原油轻组分的萃取会导致原油中沥青质和石蜡组分的析出，并沉积在油气藏孔隙中，使岩石表面润湿性更加亲油，甚至堵塞部分孔隙，可能造成地层堵塞，使储层渗透率降低，影响 CO₂的注入、流动和驱油效果。CO₂在水中溶解速度较快，而在原油中溶解较慢，但是CO₂在原油中的溶解度比在水中大，因此 CO₂能从水中转溶入原油中。CO₂与岩石矿物的反应可使 CO₂永久储存在地层中，实现对 CO₂的永久埋存。但 CO₂对某些岩石的溶蚀可导致油气藏的密封性降低，引起 CO₂的泄漏，从而影响 CO₂的埋存。另外，CO₂与某些岩石反应的生成物沉积又会降低油气藏的渗透率，导致 CO₂注入困难。总之，CO₂与岩石矿物的反应较为复杂，都需要深入研究^[5]。

2 CO₂驱油与埋存研究内容

2.1 目标优选

要开展 CO₂驱油与埋存工作，首先必须对油气藏（田）进行对比优选，除了油气藏（田）自身的地质、油藏工程条件外，CO₂气源等外部因素也需要综合考虑，要充分保证CO₂驱油与埋存的经济有效性。油气成藏的地质特点决定了油气藏具有良好的地质圈闭结构，符合CO₂地质埋存的条件要求。将CO₂ 注入油气藏，既可以达到CO₂地质储存的目的，获得社会效益，又能提高油气采收率，取得经济效益^[5]。 CO₂驱油与埋存油藏地质体评价标准的筛选，主要有原油性质、储层特征、盖层特征与经济因素。通过机理实验、模拟分析及已实施地质体特征和效果分析等研究，明确CO₂埋存机理及主控因素，建立适合中国油气藏特征的 CO₂驱油与埋存筛选评价标准，为 CO₂驱油与埋存机理认识及筛选评价提供基础。埋存的预测及评价方法主要包括物理模拟和数值模拟。物理模拟是通过实验进行评价，包括测量CO₂在不同黏度、密度、压力、温度、界面张力等条件下的最大残余饱和度，以及与埋存过程有关的化学反应。数值模拟是构建 CO₂数学模型进行评价。现阶段，CO₂数学模型的研究已较完善，并已应用于各种油藏数值模拟软件中，全球总体封存 CO₂潜力近 1.3×1013 t ^[3]。在 CO₂驱油与埋存目标优选时要充分兼顾驱油和埋存两方面，一方面使得 CO₂驱油提高采收率效果达到最优，另一方面能实现 CO₂在油气藏中的安全埋存。CO₂驱油实现的经济效益是另一方面，通过 CO₂埋存争取国家政策支持，降低 CO₂ 购气成本，也可以促进该项工作的推广应用。

2.2 相关机理实验研究

要进行 CO₂驱油与埋存，先导试验之前首先要进行一系列室内实验研究，研究内容主要包括 CO₂ 驱油提高采收率的有效性、CO₂注入油藏后储层及流体发生的变化、CO₂在地下埋存的安全性以及防止和减小CO₂在集输过程中对管道的腐蚀性等。各种室内实验是最直观的研究手段，但由于温度和压力、油藏储层和流体等条件与油藏地下条件存在差异，还需要辅助物理模拟和数值模拟等方法进行探索，分析油藏注入CO₂后储层、流体等发生的各种变化，为后续先导试验以及各种实际措施的实施提供参考和依据。李阳利用长细管实验研究低渗透油藏混相驱驱油效率（图3），结果表明，混相能力越大，界面张力越低，驱油效率越高，混相能力超过1.0 （混相驱）后，驱油效率增幅变缓^[20]。不同的油田油藏类型特征多样，首先需要在充分认识油藏地质特征和开发规律的基础上设计针对性的室内实验，在此基础上选择区块开展矿场试验，最后才是推广应用，因此相关的机理实验研究是 CO₂驱油与埋存能否成功的关键第一步，一定要引起足够重视。

2.3 方法技术攻关

CO₂驱油与埋存方法技术攻关方面，主要包括改善 CO₂与原油之间混相技术提高驱油效率、研发提高CO₂波及体积技术、CO₂驱油藏工程优化设计技术、CO₂埋存监测技术等。目前有不少CO₂驱油藏都是由水驱转换开发方式而来，不同开发阶段和含水率的CO₂注入时机选择等都需要探索攻关。与盐水层、煤层相比，油气藏是非常理想的 CO₂埋存场所。在油气藏开发过程中，研究者对油气藏的地质条件已经有了比较全面深入的认识，同时在埋存 CO₂过程中，利用CO₂的驱替作用提高油气采收率，可以获取较大的经济效益。从机理方面而言，CO₂地质埋存主要包括构造地层埋存、束缚气埋存、溶解埋存、矿化埋存、水动力埋存和煤层吸收等多种类型。油气藏地质条件对 CO₂埋存起着决定性的作用。CO₂ 驱油与埋存方法技术攻关的本质是要通过方法技术的持续攻关，不断降低措施成本，实现该项研究的经济有效性。

2.4 经济性评价

从本质上讲，CO₂驱油与埋存能否快速发展实施，主要取决于经济因素。目前虽然 CO₂在低渗透油藏提高采收率方面具有显著效果，但受气源以及 CO₂管道腐蚀等因素制约，该项技术大范围推广应用还存在诸多问题。同时CO₂在油藏中埋存的安全性问题、注入采出的循环问题等还没有解决。以中国石油为例，多数油田在勘探开发区块内，CO₂气藏的分布十分有限，这就使得 CO₂驱油气源问题难以解决。如果从附近发电厂等购买 CO₂作为驱油气源，加之运输过程，无疑会使得驱油成本大幅度增加。这些问题归根结底还是CO₂驱油与埋存的经济有效性问题。碳达峰就是碳排放量在某个时间点达到峰值后不再增加，核心是碳排放增速持续降低直至负增长^[3]。碳中和指在一定时间内直接或间接产生的温室气体排放总量，并通过自然或人为技术手段，以抵消自身的CO₂或温室气体排放量，重点实现碳排放与碳吸收的平衡，达到总体“净零排放”，核心是温室气体排放量的大幅度降低^[3]。目前中国提出碳达峰和碳中和的发展目标，为 CO₂驱油与埋存技术的发展应用提供了巨大的机遇与挑战，通过长期的攻关，在技术方面已经有了长足进步，如果能够从目标的优选^[21]、措施实时优化等方面解决经济有效性问题，CO₂驱油与埋存技术一定会成为主体提高采收率技术和非常重要的CO₂埋存途径。

2.5 安全性评价

CO₂驱油与埋存过程中安全性评价是非常重要的研究内容。首先在利用 CO₂驱油时，对 CO₂进行集输，将 CO₂注入油藏，CO₂对集输管道及油管等均会产生腐蚀，从而可能产生一系列安全隐患。这就需要攻关研制玻璃钢油管等相应的解决措施。其次，CO₂注入油藏中，会与油藏流体发生一系列化学反应，该过程中生成的酸性流体会对储层造成伤害和影响，改变储层的性质，同时会影响地下水，严重时还可能发生安全环保事故。这就需要对CO₂驱油过程进行实时监控。再次，CO₂埋存至地下，随着油藏开发工作的不断深入，一部分注入地下的 CO₂被采出，另一部分 CO₂埋存至地下，随着时间的推移，油藏构造和储层等发生变化，埋存于地下的 CO₂存在泄漏的风险，这也需要进行长期的监测和观察，发现问题及时解决。综上所述，在 CO₂驱油与埋存过程中，需要对 CO₂进行实时监测，并对 CO₂驱油与埋存的安全性进行全面科学评价。胡永乐等从盆地和地质体两方面建立了CO₂安全埋存评价指标体系^[19]，具有一定的参考价值。

2.6 现场实践

CO₂驱油作为提高采收率技术已经在西方国家得到广泛应用，尤其是美国，从1986年以来利用CO₂ 提高原油采收率无论是项目数还是日产油量都处于上升势头。CO₂驱油技术可以在常规技术基础上进一步提高原油采收率 10%～15%，因此具有广阔的应用前景。目前中国大多数油气田的主要储层为陆相沉积，储层非均质性强，油藏原油黏度大，原油重质组分含量高，CO₂驱最小混相压力高。此外，中国新发现的原油地质储量大多是在低渗透油藏中，有效开发难度非常大，利用CO₂驱可以有效动用这些储量，并提高原油采收率^[22-25]。以中国 CO₂驱油与埋存为例，1998年江苏油田富14断块在可行性研究的基础上开始 CO₂混相驱现场试验，试验区含油面积为 0.57 km²，平均中深为 2 090 m，截至 2000 年底，试验区 CO₂混相驱油试验阶段累积增产原油 5 218 t，占波及区原始地质储量的 4.01%。吉林大情字井油田黑 59 区块试验区储层平均孔隙度为 14%，平均渗透率为 4.5 mD，注 CO₂后效果明显改善，日产油量由水驱时的 2 t/d 左右上升到 5 t/d 左右，部分井自喷生产。苏北草舍油田也开展了 CO₂ 混相驱提高采收率先导试验，注 CO₂后注气井吸气剖面得到明显改善，地层压力达到最小混相压力，原油重质组分被动用，整个区块初见成效。胜利油田已开展了多个区块的 CO₂驱先导试验，稳定注入压力为4 MPa，日注液态CO₂量为40 t/d，日产油量由注气前的 25.5 t/d 上升到目前的 45 t/d，显示了良好的应用效果（表2）^[4，19]。作为中国 CO₂驱油与埋存先行者，吉林油田有许多成功的经验值得学习和借鉴。

3 CO₂驱油与埋存存在的问题及发展方向

3.1 存在的问题

结合自身科研实践和文献调研成果，笔者认为目前CO₂驱油与埋存技术研究存在的问题主要包括以下几方面：①CO₂驱油与埋存应用的油藏类型还非常有限。目前CO₂驱油与埋存还主要是在低渗透油藏提高采收率工作中应用，对于其他油藏水驱后 CO₂驱油是否适用，还存在一系列问题。②CO₂气田分布特征及其与适合CO₂驱油和埋存油藏之间的时空匹配关系研究还未引起充分重视。发育于地质系统中的天然 CO₂气田是 CO₂地质埋存研究的天然类似场地和天然类似物，对 CO₂地质埋存研究具有重要的指导意义。例如对CO₂气田的成藏条件分析可对 CO₂地质埋存场地选址、安全性评价提供有益思路^[5]。③CO₂驱油与埋存机理等研究还存在诸多问题。目前研究的内容和方法都比较单一，还需要探索创新。④CO₂驱油与埋存方案设计还存在诸多问题，严重制约了该项研究的推广应用。比如 CO₂ 气源与驱油区块的空间匹配关系、CO₂驱油与埋存经济有效性评价、CO₂集输管道的防腐等。⑤CO₂驱油与埋存经济有效性评价体系还未建立，目前相关研究还比较薄弱。⑥CO₂埋存安全性跟踪评价还存在一系列问题。目前中国实施的CO₂驱油和埋存项目普遍实施周期较短，还无法客观评价其安全性。同时，在 CO₂埋存安全性跟踪监测示踪剂选择等方面也存在不少问题。原中国神华能源股份有限公司（简称神华集团）的研究人员在鄂尔多斯的深部咸水层 CO₂地质封存示范工程中，提出 CO₂封存泄漏监测的示踪剂选择依据：①安全性好，对生态环境无影响；②与 CO₂的配伍性良好；③化学性质稳定；④在地层和大气中本底浓度低；⑤易检测且检测灵敏度高^[3]。梳理监测示踪剂的原则并不是难事，但要优选出适合研究区目的层的示踪剂则不容易。

3.2 未来发展方向

结合自身科研实践和文献调研成果，笔者认为未来CO₂驱油与埋存技术研究主要发展方向包括以下几方面：①探索攻关不断扩大 CO₂驱油与埋存适用的油藏类型和开发阶段。中国已探明的低渗透油藏石油地质储量达63.2×10⁸ t左右，约占原油探明储量的 28.1%。注气可以增加低渗透油藏的能量，大幅度提高原油采收率。CO₂可作为一个重要的气源用于低渗透油藏原油的开采，深入研究和大力推广 CO₂驱油技术，对保证我国未来能源安全和环境的改善具有重要意义。而且，CO₂驱已成为CO₂地质埋存的首选技术^[5]。CO₂驱在其他油藏类型是否适用，在不同的开发阶段实施时需要注意哪些问题，这些都需要持续探索攻关。前已述及，美国已利用 CO₂驱油取代了多数其他三采手段，在这方面可以充分学习其先进的经验，避免已经出现的错误。② CO₂气田分布规律及其与适合 CO₂驱油与埋存油藏之间的匹配关系研究。CO₂驱油与埋存目标优选是研究中首先需要考虑的问题，要解决这个问题，就需要明确CO₂气田分布特征，同时分析其与适合CO₂ 驱油油藏在空间上的匹配关系。因为 CO₂气田是 CO₂驱油气源的重要来源，气源问题解决了，可以在很大程度上降低CO₂驱油成本。胡安平等曾经对中国CO₂气田的分布特征进行过详细的分析总结，CO₂ 气藏（CO₂含量大于 60%）主要分布在松辽、渤海湾、苏北、珠江口、莺歌海和北部湾等盆地，这为 CO₂驱油与埋存项目方案规划设计提供了非常重要的依据^[26]。③CO₂驱油与埋存机理研究还需要持续攻关。例如，在 CO₂气田中，对 CO₂-水-岩石长期相互作用特征的详细刻画，可以更好地理解 CO₂地质埋存机理及安全性条件^[5]。目前主要还是使用微观实验等方法，未来利用数字岩心、CT 扫描等新技术新方法研究 CO₂驱油与埋存相关问题，必将成为众多研究者攻关的重要方向。④CO₂驱油与埋存方案优化设计。CO₂驱油藏工程方案优化设计整体思路是通过室内实验物理模拟和油藏动静态数据数值模拟，明确油气开发机理，标定关键参数。在此基础上建立油藏高精度三维地质模型，进行油藏生产历史拟合和剩余油研究，编制开发（或调整）方案，计算相关的指标数据。根据已有的注水等动态参数，开展注气方案优化及开发指标预测（图4）^[27]。⑤ CO₂驱油与埋存经济有效性评价，这其中也包括开发效果的评价（表3）。⑥CO₂埋存安全性跟踪监测评价。未来根据不同油藏地质和开发特征优选适合的示踪剂等必将成为该项研究的热点和难点。

在碳达峰和碳中和发展战略指导下，加之社会经济发展对石油等能源需求量的持续增长，CO₂驱油与埋存技术迎来了重要发展机遇，也面临严峻的挑战，只有不断探索攻关，持续科技创新，才能逐步扩大该项研究的应用范围，在提高原油采收率的同时，实现CO₂高效安全埋存。

4 结论

碳达峰和碳中和发展战略以及社会经济发展对石油等能源需求量的持续增长，为 CO₂驱油与埋存技术带来了巨大的发展机遇，也提出了前所未有的挑战。CO₂驱油与埋存机理和 CO₂驱油与埋存影响因素是 CO₂驱油与埋存技术的基础。CO₂驱油与埋存研究内容总结为目标优选、相关机理实验研究、方法技术攻关、经济性评价、安全性评价和现场实践等 6方面。其中经济有效性是 CO₂驱油与埋存能否大规模应用实施的关键。目前最适合CO₂驱油与埋存的目标是低渗透油藏。CO₂驱油可分为 CO₂ 混相驱和 CO₂非混相驱，混相驱是最有效的驱油过程，可使采收率达到90%。

CO₂驱油与埋存存在的问题主要包括：CO₂驱油与埋存应用的油藏类型还非常有限，CO₂气田分布特征及其与适合CO₂驱油与埋存油藏之间的时空匹配关系研究还未引起足够重视，CO₂驱油与埋存机理等研究还存在诸多问题，CO₂驱油与埋存方案设计还有待优化，CO₂驱油与埋存经济性评价体系尚未建立，CO₂埋存安全性跟踪评价还存在一系列问题。对应的CO₂驱油与埋存技术研究主要发展方向包括：探索攻关不断扩大 CO₂驱油与埋存适用的油藏类型和开发阶段，CO₂气田分布规律及其与适合 CO₂驱油与埋存油藏之间的时空匹配关系研究，CO₂ 驱油与埋存机理研究持续攻关，CO₂驱油与埋存方案优化设计，CO₂驱油与埋存经济有效性评价和CO₂ 埋存安全性跟踪监测评价。

参考文献