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2006年北京香山会议，中国专家学者首次提出了碳捕集、利用与封存（Carbon Capture，Utilization and Storage，简称 CCUS）的概念[1]。CCUS 是基于联合国气候变化委员会提出的碳捕集与封存（Carbon Capture and Storage，简称 CCS）技术，增加了对碳的利用（Utilization）概念[1-2]。目前，油气行业针对碳利用的主要途径是 CO2 强化采油和资源化利用[1，3-4]。其中，CO2驱油与封存技术（CCUS-EOR）是实现 CO2利用和封存有机统一的一种重要方式[5-6]，是将所捕集的 CO2通过注入井注入到目的层，以达到提高原油采收率的同时将CO2进行有效地质封存的目的。CCUS-EOR 可实现经济效益和环境保护的双赢，对控制全球温室效应和促进中国经济可持续发展具有极其重要的社会意义。
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国外CO2驱油技术始于20世纪50年代，驱油效果好、技术发展快，目前已逐渐成为北美地区提高原油采收率的主要手段[7-9]。中国 CO2驱油技术受油藏条件、配套技术、经济效益等多方面因素的制约，发展相对缓慢。其中，大庆油田早在 20世纪 60 年代开展了CO2驱提高采收率方法探索，胜利、江苏等多个油田在 90 年代陆续开展了 CO2驱先导性试验，但都没有形成规模应用[5]。2000年以来由于全球碳排放问题日益严重，国际社会把 CCS-EOR 作为碳减排的主要技术进行攻关和推广，从而促进了中国 CCUS-EOR 的研究和发展[10-12]。近年来针对中国低渗透-致密油藏，CCUS-EOR 在 CO2驱油理论、开发技术、注采工艺技术等方面都取得了重要进展，已经步入快速发展阶段，但总体上还处于基础研发和小规模示范阶段[5]。
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目前 CCUS-EOR 油藏工程理论研究主要集中在：CO2驱油与封存潜力评估[13-15]、CO2驱油与封存协同机理[16-18]、CO2驱油与封存优化方法[19-20]、CO2 驱油与封存渗流规律[21-23]、CO2驱油与封存油藏经济评价等方面[24-26]，缺少对 CO2驱油与封存协同评价指标及协同评价方法的研究。因此，从 CO2驱油与封存协同设计的角度出发，首先明确 CO2驱油与封存油藏工程方案设计原则，构建 CO2驱油与封存油藏工程评价指标体系，然后通过分析驱油与封存双目标评价指标间的内在联系，构建 CO2驱油与封存油藏工程协同评价指标，最终建立 CO2驱油与封存协同评价方法。研究成果可为低渗透-致密油藏 CO2驱油与封存油藏工程方案优化设计和协同评价提供理论依据，对完善CCUS-EOR油藏工程理论基础具有非常重要的现实意义。
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1 CO2驱油与封存油藏工程评价指标体系
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1.1 方案设计原则
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单纯考虑 CO2驱油强化油藏开发时，更加重视驱油作用和驱油效果。因此，通常采用增油量、阶段产油量、增加采收率或者采收率作为核心评价指标，进行 CO2驱油方案设计。进行 CCUS-EOR 油藏开发设计时，既要考虑 CO2驱油效果，又要兼顾 CO2 封存效果，即实现双目标下的 CO2驱油与封存协同设计。因此，CO2驱油与封存油藏工程方案设计，不能仅以反映CO2驱油效果的核心评价指标作为设计目标，还需结合 CCUS-EOR 在油藏开发以及 CO2埋存过程中各阶段物理化学过程时间上和空间上的相互作用，来综合考虑能够反映 CO2驱油与封存双目标的油藏工程评价指标体系。
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基于近年来中国实施 CCUS-EOR 油藏开发的成功案例和经验总结，提出了 CO2驱油与封存油藏工程方案设计原则，其内涵主要包括3个方面：①油层物理、渗流力学、油藏工程、油田化学等多学科、多层次的有序融合。②优化油藏参数、流体作用、开发控制、过程调整、堵调配套等多种因素在时空域的相互作用。③同时实现驱油效果好和埋存比例高的双重设计目标。明确CO2驱油与封存油藏工程方案设计原则，对科学建立 CO2驱油与封存油藏工程评价指标体系具有非常重要的指导意义。
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1.2 评价指标
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目前中外相关文献没有对埋存和封存这2个概念的区别给出具体的解释或说明，但在中国近年来 CCUS-EOR 油藏开发实践中，对埋存和封存这 2 个概念的理解和应用是存在一定区别的。因此，在建立 CO2驱油与封存油藏工程评价指标前，首先需要明确二者的具体内涵和区别。其中，埋存是指 CO2 从地面到地下的注入过程，以及部分注入 CO2从地下产出或泄漏的过程，反映了 CO2注入地下后的动态变化过程；封存是指 CO2注入地下后不再有产出或泄漏的一种静态特征，反映了 CO2注入地下后的相对静止状态。由此可见，在 CO2驱油与封存油藏工程方案设计过程中，CO2封存侧重于反映目的和目标，CO2埋存侧重于反映方法和过程。
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基于 CO2驱油与封存油藏工程方案设计原则，建立了 CO2驱油与封存油藏工程评价指标体系，常用评价指标如图1所示。其中，阶段产油量、阶段采出程度、累积增油量、累油换油率、动态换油率、累积增油换油率这6项指标属于兼具驱油效果和埋存状况的评价指标，但阶段产油量、阶段采出程度、累积增油量（前3项）与累油换油率、动态换油率、累积增油换油率（后3项）在多数情况下又是互相背离的一对矛盾，即：从气驱过程控制的角度，推荐后 3 项作为驱油效果的评价指标，而前 3 项作为埋存状况的评价指标。若要实现 CO2驱油与封存的协同评价，必须合理选择双目标下单一的评价指标，来构建CO2驱油与封存油藏工程协同评价指标。
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2 CCUS-EOR 注入 CO2埋存与赋存分析
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2.1 注入CO2埋存状况分析
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油藏是目前国际上公认的比较理想的CO2封存场所，由于油藏自身的成藏特性决定了其具有良好的储层稳定性和密封性[13]。因此，通过 CCUS-EOR 进行 CO2驱油与封存是中国兼顾经济生产和实现 “碳达峰、碳中和”目标的有效方法之一[7]，然而地质特征的复杂性、生产设备的完整性以及工艺技术的先进性等都是制约CCUS-EOR能否实现CO2驱油与封存油藏工程设计方案预期效果的影响因素。
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CO2通过 CCUS-EOR 注入到地下后，其埋存状况主要表现为产出、封存和泄漏3种类型[10]，详见表1。其中，有利于提高驱油效果的CO2主要以溶解态和少量气态的形式随油气水等产出液从生产井产出；有利于封存效果的CO2主要以地质构造俘获、束缚空间俘获、溶解俘获和矿化俘获 4 种方式封存于地下[13]；而生产井气窜以及各种情况引起的 CO2泄漏则均不利于CO2驱油与封存，其中，前者对驱油的影响更大，后者对封存的影响更大，尤其是后者，不但直接影响 CO2封存效果，还会造成环境污染和安全隐患。因此，明确 CO2注入地下后的埋存状况对指导CO2驱油与封存油藏工程评价非常重要。
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图1 CO2驱油与封存油藏工程评价指标
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Fig.1 Evaluation indexes of CO2 flooding and storage reservoir engineering
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2.2 注入CO2赋存特征分析
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赋存是指 CO2注入地下后的存在条件、存在形式和表现相态，现有研究表明，CCUS-EOR封存CO2 主要通过 4 种方式：地质构造俘获、束缚空间俘获、溶解俘获和矿化俘获。虽然每种方式对应的CO2封存机理和 CO2埋存量各不相同，但 CO2在地层中的赋存状态并非一成不变[27-28]；随着时间推移，原本束缚空间封存的CO2会变成残留气体并溶解于原油和地层水中，而残留和溶解的CO2又会与岩石反应，并将部分 CO2 转变为碳酸盐矿物[13]。因此，通过 CCUS-EOR封存CO2后，CO2在地层中的赋存状态和埋存比例都是动态变化的。CO2在地层中的赋存状态及转化关系如图2所示。
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图2 CO2在地层中的赋存状态及转化关系
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Fig.2 Occurrence state and transformation relationship of CO2 in reservoirs
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鉴于通过 CCUS-EOR 注入的 CO2被封存后，赋存状态主要以游离态和溶解态为主，矿化态比例极少（可忽略不计），且其他赋存状态若转化为矿化态需要极其漫长的时间。因此，在 CO2驱油与封存油藏工程方案设计和评价过程中，主要考虑游离态和溶解态的 CO2比例和埋存量。以低渗透-致密均质油藏CO2混相驱为例，利用数值模拟方法，得到混相驱条件下油藏中CO2赋存状态和埋存比例的动态变化（图3），可以看出，随着注气量增加，CO2突破后从生产井产出；虽然油藏的采出程度继续增加，但CO2 埋存比例下降，且 CO2在地层中的赋存状态由突破前的溶解态转变为以游离态为主、溶解态为辅。
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图3 油藏中CO2赋存状态和埋存比例动态变化
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Fig.3 Dynamic change of CO2 occurrence state and storage rate in reservoirs
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3 CO2驱油与封存协同评价方法
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3.1 油藏工程评价指标分析
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以低渗透-致密均质油藏CO2混相驱为例，利用数值模拟方法，得到混相驱条件下油藏中 CO2埋存量与累油换油率的动态变化关系（图4），可以看出，随着采出程度（产油量）的增加，累油换油率和 CO2 埋存量此消彼长，而CO2埋存量与采出程度（或者累积增油量、阶段产油量）之间呈单调正相关的变化关系，且较为接近线性关系。因此，可以采用累油换油率（或者累积增油换油率）作为CO2驱油效果评价指标，以累积增油量（或者阶段产油量、采出程度）作为CO2埋存状况评价指标。
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图4 油藏中CO2埋存量与累油换油率的动态变化关系
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Fig.4 Dynamic change of CO2 storage volume and cumulative oil change rate in reservoirs
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3.2 协同评价模型
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基于 CO2驱油与封存油藏工程评价指标体系，以及兼具驱油效果和埋存状况的评价指标的内在关系，采用累积增油量（评价 CO2埋存状况）和累积增油换油率（评价 CO2驱油效率），构建 CO2驱油指数和 CO2埋存指数。在此基础上，构建 CO2驱油与封存油藏工程协同评价指标：CO2驱油与封存协同指数，建立CO2驱油与封存协同评价模型。
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CO2驱油指数的定义及表达式为：
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CO2埋存指数的定义及表达式为：
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CO2驱油与封存协同评价模型的函数表达式为：
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一般情况下，（3）式中m=1，n=1。从CO2驱油与封存协同设计的角度考虑，若 CO2驱油与封存协同指数越大则该方案越可取，具体方案设计参数可以通过数值模拟得到。如果想突出埋存的重要性，则增大 n 值；反之，如果想突出驱油的重要性，则增大 m值，一般取值为0.3~2。
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以低渗透-致密均质油藏CO2混相驱为例，利用数值模拟方法，得到混相驱条件下 CO2驱油与封存协同指数变化规律（图5），可以看出，最优推荐方案应选CO2驱油与封存协同指数的最大值所对应的方案，然而在理想状态下，CO2驱油与封存协同指数的最大值正好对应 CO2驱油指数和 CO2埋存指数变化曲线的交汇点。
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图5 CO2驱油与封存协同指数变化规律
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Fig.5 Change law of synergy index of CO2 flooding and storage
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4 CO2驱油与封存协同评价实例
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基于所建立的 CO2驱油与封存协同评价方法，针对中国低渗透-致密油藏，开展CO2驱油与封存油藏工程方案设计与协同评价研究，确定关键注采工艺参数对CO2驱油与封存协同效果的影响规律及技术政策界限，为低渗透-致密油藏CO2驱油与封存油藏工程方案优化设计和协同评价提供科学依据。
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4.1 试验井区概况
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试验井区为中国中西部地区典型的低渗透-致密油藏，孔隙度主要为 7%～12%，平均值为 9.6%，渗透率主要为 0.1～5 mD，平均值为 0.94 mD。该油藏于 1991 年投入试采，先后经历了试油试采、规模建产、注水开发 3 个开发阶段。2003 年投入开发， 2006 年年产油量达到 12.3×104 t 后，产能呈现快速递减趋势；2007—2012 年，该油藏的阶段产量递减率为11.2%。因此，2011年后进行了注采井网完善、注采系统建立等开发调整策略，使产量递减情况得到明显改善。至2019年，该油藏通过注水开发已不能解决地层能量补充困难的问题，亟需采取合适的 EOR技术改善油藏开发效果。
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鉴于该油藏靠近气源且运输便利，具备良好的 CCUS-EOR 适应性和可行性。因此，在该油藏选取了 19个井组，作为 CO2驱油与封存试验井区。试验井区为不规则反七点井网，共有注气井 19 口（含 3 口注水井转注气和 16口设计注气井），采油井 69口 （含 65 口采油井和 4 口未投产新井），井网密度为 17.2口/km2，井距为150~350 m。针对各井组生产状况差异大的情况，需要对试验井区内的所有井组进行分类，以便为后续注采参数优化奠定基础。将试验井区的井组依据油井类型分为3类（图6）：含水稳定且含水率低的油井（一类油井）属于一类井组、全程中-特高含水率的油井（二类油井）属于二类井组、水窜油井（三类油井）属于三类井组。
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图6 试验井区井组类型平面分布示意
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Fig.6 Plane distribution of well group types in test well area
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4.2 试验井区油藏工程方案设计
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基于所建立的 CO2驱油与封存协同评价方法，利用油藏数值模拟方法对试验井区的3类注气井组进行CO2驱油与封存油藏工程方案关键注采参数优化研究，主要包括：注气方式、注气速度、合理注气时机（控制注气前的注水时间）、初期采油速度（控制采油井的井底流压）、压力恢复方式（控制采油井的关井时间），各参数的水平取值详见表2。
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根据油藏实际地质特征和流体特征参数，首先建立试验井区地质模型，然后根据试验井区的实际开发动态数据建立油藏数值模拟模型。模型三维网格尺寸为 30 m×30 m×2 m，网格总数为 133×102×55 共计746 130个。利用该油藏数值模拟模型进行开发历史拟合，拟合结果如图7 所示，其中，区块日产液量误差为 3.4%，区块日产油量误差为 1.89%。试验井区的整体拟合效果较好，因此认为该模型能够真实反映试验井区的开发历史，可以满足后续方案优化设计需求。
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图7 试验井区全区拟合结果
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Fig.7 Fitted results of whole test well area
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4.3 注采参数优化与协同评价
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注采参数优化以注气井组为基本单元，采用井组累积增油量与井组累积增油换油率作为CO2驱油与封存油藏工程评价指标。相关指标计算公式如下：
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以试验井区中的一类井组为例，说明应用 CO2 驱油与封存协同评价方法对注气方式这项参数进行注采参数优化与协同评价的具体过程。首先根据表3 中注气方式的水平取值，对 7 个水平方案进行数值模拟运算；然后根据数值模拟得到的各单井开发期内的产出数据，与连续水驱方案（沿用之前注水制度）进行对比，应用（4）—（6）式分别计算出井组的累积产油量、累油换油率、累积增油量、累积增油换油率等综合评价指标；接着应用（1）—（3）式分别计算出井组的CO2驱油指数、CO2埋存指数以及 CO2驱油与封存协同指数；最后根据上述计算结果绘制出不同注气方式情况下，一类井组 CO2驱油与封存协同评价指标关系曲线（图8）。
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图8 一类井组CO2驱油与封存协同评价指标关系曲线 （注气方式优选）
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Fig.8 Collaborative evaluation index relationship curves of CO2 flooding and storage in the first type of well group（gas injection method preferred）
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从图8中可以看出，CO2驱油指数最大时对应的方案是 WAG2∶1，CO2埋存指数最大时对应的方案是 2GASWAG1∶1，从 2 个指标对应曲线的交汇关系判断，最优注气方式偏向于推荐WAG1∶1，该结论与目前很多文献的研究结论一致。但这个结论存在很大的不确定性，因为这 2 个指标在不同方案条件下数值差距较大，交汇点不一定是 CO2驱油与封存协同效果的最优结合点，因此需要结合 CO2驱油与封存协同指数进行判断。在 m=1 且 n=1 的情况下，一方面，方案 WAG1∶1 和 2GASWAG1∶1 对应的 CO2 驱油与封存协同指数虽然比较接近，但方案 2GAS⁃ WAG1∶1 的指标值更大；另一方面，方案 2GAS⁃ WAG1∶1对应的 CO2埋存指数最大且能够兼顾驱油与封存双目标。因此，推荐一类井组的最优注气方式为2GASWAG1∶1，即连续注气2 a后WAG1∶1。
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采用同样的方法可以得到其他注采参数，以及其他类型井组对应注采参数的优化评价结果。由于低渗透油藏采油速度难以维持稳定，因此，采用井底流压作为初期采油速度优化的控制参数。试验井区CO2驱油与封存油藏工程方案关键注采参数优化设计结果详见表3。
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根据表3 中关键注采参数的优化设计结果，编制了试验井区 CO2驱油与封存油藏工程推荐方案，并通过油藏数值模拟对方案进行了开发效果预测。其中，由试验井区 CO2驱油效果和埋存率预测结果 （图9）可以看出，开发 20 a 后试验井区采收率为 22.46%，CO2驱阶段采出程度为 14.05%，CO2埋存率为 78.8%，阶段平均采油速度为 0.69%，比水驱提高采收率8.1%。
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图9 试验井区推荐方案CO2驱油效果和埋存率预测结果
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Fig.9 Prediction results of CO2 flooding effect and storage rate by recommended scheme in test well area
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由试验井区推荐方案CO2驱油与封存协同评价结果（图10）可以看出：推荐方案实施 20 a 时，能够同时实现驱油效果好、埋存体量大的双重目标，表明CO2驱油与封存协同评价方法具有良好的可靠性和实用性。
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图10 试验井区推荐方案CO2驱油与封存协同评价结果
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Fig.10 Collaborative evaluation results of CO2 flooding and storage by recommended scheme in test well area
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5 结论
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基于 CCUS-EOR 油藏工程开发方案的成功案例和经验总结，明确了 CO2驱油与封存油藏工程方案设计原则的基本内涵：多学科多层次有序融合，多因素时空域的相互作用，兼顾驱与存的双目标。
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基于 CO2驱油与封存油藏工程方案设计原则，建立了 CO2驱油与封存油藏工程评价指标体系，明确了兼具驱油效果和埋存状况的评价指标的内在关系：此消彼长，互相背离的一对矛盾。
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基于 CO2驱油与封存油藏工程评价指标体系，构建了 CO2驱油指数、CO2埋存指数、CO2驱油与封存协同指数，建立了 CO2驱油与封存协同评价模型 （CO2驱油与封存协同指数）。
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低渗透-致密油藏 CO2驱油与封存油藏工程方案设计与协同评价实例表明，CO2驱油与封存协同评价方法具有良好的可靠性和实用性，能够同时实现驱油效果好和埋存量大的双重目标。
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摘要
针对目前 CO2驱油与封存（CCUS-EOR）油藏工程理论缺少对 CO2驱油与封存协同评价指标及协同评价方法相关研究的问题，从 CO2驱油与封存双目标协同设计的角度出发，明确 CO2驱油与封存油藏工程方案设计原则，构建 CO2驱油与封存油藏工程评价指标体系。分析驱油与封存双目标评价指标间的内在联系，构建 CO2驱油指数和 CO2埋存指数。在此基础上，构建CO2驱油与封存油藏工程协同评价指标：CO2驱油与封存协同指数，建立CO2驱油与封存协同评价模型，形成CO2驱油与封存协同评价方法。低渗透-致密油藏试验井区的应用实例表明，该协同评价方法有助于明确CO2驱油与封存油藏工程方案中关键注采参数的技术政策界限，所推荐方案能够同时实现驱油效果好和埋存量大的双重目标。
Abstract
Research on collaborative evaluation indexes and methods of CO2 flooding and storage technology（CCUS-EOR） in reservoir engineering theory of CO2 flooding and storage is few. Therefore，from the perspective of collaborative design of CO2 flooding and storage，the design principles of CO2 flooding and storage reservoir engineering scheme were defined，and the evaluation index system of CO2 flooding and storage reservoir engineering was constructed. The internal relationships between the evaluation indexes of CO2 flooding and storage were analyzed，and two new indexes were constructed：CO2 flooding index and CO2 storage index. On this basis，the collaborative evaluation index of CO2 flooding and storage reservoir engineering was constructed，namely the synergy index of CO2 flooding and storage，the collaborative evaluation model of CO2 flooding and storage was established，and the collaborative evaluation method of CO2 flooding and storage was formed. The practical application in low-permeability and tight reservoir test wells shows that the collaborative evaluation method is helpful to clarify the technical policy limits of the key injection and production parameters in the CO2 flooding and stor- age reservoir engineering scheme，and the recommended scheme can simultaneously achieve positive oil flooding effect and large storage volume.
