摘要:CO2驱技术可以提高低渗透油藏采收率和实现CO2地质封存，在中国具有广阔的应用前景。针对中国陆相低渗透油藏复杂的地质和开发特征，系统阐述了中国石化CO2驱油理论、油藏工程优化设计、注采工程及防腐工艺、产出CO2回收利用等技术进展及矿场试验情况。分析了低渗透油藏CO2驱技术面临的挑战和技术需求，从低成本CO2捕集、输送、降低混相压力，改善CO2驱开发效果、埋存优化及监测技术和超临界CO2压裂技术等方面提出了加快CO2驱技术发展的建议。对于推动CO2驱油和埋存技术发展，提高低渗透油藏储量动用率和采收率、保障国家能源供应和低碳减排具有重要意义。

摘要:胜利油田适合CO2驱的特低渗透油藏资源量丰富，但这类资源具有埋藏深、丰度低、非均质性强、混相压力高的特点，特低渗透油藏CO2驱面临混相难、波及系数低等技术难题。综合运用地质学、渗流力学和油藏工程等理论 和方法，采用物理模拟和数值模拟相结合的手段，形成了CO2驱提高采收率油藏适应性评价体系、室内实验技术、油藏工程方案设计优化技术系列，配套了CO2驱注采工艺等技术。矿场试验表明，CO2具有较好的注入能力，增油效果明显：高89-1 块CO2 驱先导试验区CO2 累积注入量为30.7×104 t，累积增油量为6.9×104 t，中心井区采出程度为18.6%，已提高采收率9.7%。樊142-7-X4井组超前CO2注入量为1.9×104 t，地层压力由17 MPa恢复至33.7 MPa，实现混相，对应油井自喷生产，单井日产油量稳定在5～6 t/d，远高于注气前的1 t/d。

摘要:碳捕集利用与封存（CCUS）是CO2深度减排以应对气候变化的重要途径。近十余年，全球特别是中国CCUS技术和产业取得重要进展。基于多年来CCUS研究与实践经验，阐述了CCUS技术类型划分情况和中国CCUS发展部署，着重分析了全球重点地区驱油类CCUS（CCUS-EOR）技术发展历程和项目情况、不同CO2驱替类型与特点及中国特色CCUS-EOR配套技术，系统分析了CCUS-EOR可持续发展的主要影响因素；在此基础上，对比了中美CO2驱油技术发展条件，指出了中国CO2驱油技术发展决策的难点，最后从发展基础、主要任务、优先区域、项目运作和政策法规等方面，提出了中国CCUS-EOR产业可持续发展的具体建议，为CCUS政策制定部门提供必要的决策参考。

摘要:超临界CO2泡沫可以有效降低CO2流度，提高封堵强度，抑制CO2在裂缝性致密油藏岩心中的窜流。在接近油藏条件下对8种起泡剂进行评价，优选出稳定性最好的起泡剂；研究不同气液比、裂缝开度及注入方式下超临界CO2泡沫的岩心渗流特征，分析水驱和气驱后超临界CO2泡沫驱油规律。结果表明：质量分数为0.5%时，起泡剂HY-2稳定性最好；气液比为1.0时对裂缝性致密岩心封堵效果最好，对裂缝开度在39.80～82.67 μm时有较好的适应性，气液同时注入更有利于提高超临界CO2泡沫封堵效果，在水驱或气驱基础上，超临界CO2泡沫驱可使采收率提高20%以上。因此，一定条件下的超临界CO2泡沫驱对裂缝性致密油藏提高采收率有显著效果。

摘要:CO2-原油体系的最小混相压力是影响CO2驱开发效果的关键因素。随油藏开发阶段的不断深入，当油藏压力低于原始饱和压力后，溶解在原油中的溶解气会部分脱出。油藏流体组分及其高压物性也会发生变化，影响CO2-原油体系的最小混相压力，利用原始地层流体样品测试得到的最小混相压力不再适用。为此，以中国西部某油田8个典型区块为例，进行细管实验测试和多组分数值模拟，对不同油藏压力下的最小混相压力进行系统研究。与其他油田相比，研究区各油藏油样的C1摩尔含量较高，为31.12%~51.69%，平均为43.25%；C2—C6摩尔含量较低，为8.0%~18.48%，平均仅为11.3%。细管实验和数值模拟结果表明，在原始地层压力下，CO2均与8个典型区块地层原油样品发生混相驱替，但不同区块CO2驱最小混相压力差异很大，其值为17.60~41.18 MPa。当油藏压力低于原始饱和压力后，CO2驱最小混相压力主要呈微小幅度下降的趋势。随脱气压力进一步降低，油相组分构成中，C1N2摩尔含量呈递减趋势、C7+和C24+组分呈递增趋势，而中间组分（C2和C3+）摩尔含量变化较小。在各级脱气压力下，脱出气体以C1为主，中间组分摩尔含量仅在最后一级脱气压力下急剧升高。CO2-原油混相带出现在注入CO2波及前缘靠近注入端的位置，混相带随着驱替的进行而逐渐变宽。

摘要:CO2驱提高原油采收率技术由于兼具高效、节能减排等优势在中外发展迅速，但胜利油田滩坝砂油藏CO2驱最小混相压力高，混相驱替难以进行，驱油效率较低。为此设计了一种兼顾增效和增溶作用的化学体系，可以显著降低CO2与原油之间的最小混相压力，改善非混相驱替效果。首先通过测定CO2中原油的抽提量及原油中CO2的溶解量，筛选出相应的增效剂DYJ-13和增溶剂S6。进一步对两种化学剂进行复配，系统考察了不同配比对CO2萃取抽提原油能力的影响，结果表明，随体系中DYJ-13质量分数的增加，增效因子先上升后下降，增溶因子变化不大，从而确定出最优的化学体系DYJ-13∶S6=3∶7。最后采用长细管驱替实验方法，测定了加入质量分数为3%的复配化学体系后，试验区原油与CO2之间最小混相压力由31.65 MPa降至24.60 MPa，降低幅度达22%。所研发的化学体系具有较高的应用潜力，建议开展单井试验。

摘要:低渗透油藏中存在大量的盲端孔隙，其中赋存的原油通常难以被水驱启动，成为水驱残余油的一种表现形式。建立玻璃刻蚀微观盲端孔隙模型，饱和油后开展室内实验模拟水驱、CO2非混相驱和CO2混相驱等开发过程，利用微观可视系统观测盲端孔隙中残余油在各种驱替方式下的启动特征。实验结果显示，水驱仅可以进入盲端孔隙较浅的区域，难以启动残余油；CO2非混相驱可深入盲端孔隙，部分残余油被启动，并沿内壁流出，进入主通道；CO2混相驱则可以驱替盲端孔隙深部的残余油，且随着CO2注入孔隙体积倍数的增大，基本可以将盲端孔隙中的原油驱替干净。分析认为，水驱仅依靠压力变化及流体弹性启动极少量的盲端孔隙残余油，而超临界CO2则可以不停地与残余油发生组分交换，通过流体间的传质作用进入盲端孔隙，从而启动大量残余油。因此，超临界CO2不仅对常规驱替介质波及的可流动孔隙具有较高的驱油效率，还可以启动盲端孔隙中的残余油，降低残余油饱和度，提高采收率。

摘要:CO2-原油混相带对CO2驱开发效果具有重要影响，目前尚未提出合理的混相带表征方法。通过理论分析和组分数值模拟，对CO2-原油混相带形成机理与表征方法进行系统研究，结果表明：混相带的形成受CO2与原油间的汽化-凝析作用主导，混相带形成之后的演化主要受水动力弥散作用影响；将油气界面张力等于0.1 dyn/cm的等值线作为混相带后缘，将油相中CO2含量为0.2的等值线作为混相带前缘，混相带宽度等于无因次混相带面积与混相带前缘包络线的长度之比；随着累积注入量的增大，在混相带前缘突破之前，混相带宽度逐渐增大，但增速会逐渐减慢，在混相带前缘突破之后到混相带后缘突破之前，混相带宽度迅速下降，之后趋于平稳。基于混相带的准确表征，可为开展混相带调控改善CO2驱开发效果提供基础。

摘要:高压低渗透油藏衰竭开采后地层能量不足，原油脱气导致产气量较高，而产出气回注从经济和技术上来说是可行的。为了研究该类油藏衰竭开采后回注天然气微观驱油机理，在高温高压条件下开展天然气驱影响因素研究，揭示衰竭开采和注水开发对天然气驱油效果的影响规律。应用自主研发的高温高压微观可视化实验装置，在玻璃刻蚀的多孔介质仿真模型上，开展不同条件下天然气微观驱替实验。结果表明：天然气驱能够缓解在衰竭开采过程中原油脱气造成的贾敏效应；在目标油藏条件下，天然气驱油机理以驱替作用为主、溶解抽提作用为辅。水能够屏蔽天然气与原油的接触，在天然气未波及区内，原油被水封存难以被动用；在波及区内，天然气能够剥离水膜，与原油直接接触，在溶解抽提的作用下驱替原油。高压低渗透油藏天然气驱能够在衰竭开采的基础上进一步提高原油采收率。

摘要:随着CO2捕集技术的成熟，可利用CO2回注地层达到提高原油采收率的目的。应用分子模拟设计思想，筛选能与CO2形成稳定泡沫的表面活性剂，并对泡沫体系的静态物性和封堵能力进行评价，对比不同注入方式对驱油效率的影响。复配的阴非型表面活性剂体系S6-1作为起泡剂，其起泡体积为213 mL，半衰期为1 112 s，均优于其他表面活性剂。CO2泡沫体系具有耐温抗盐、吸附损耗小、封堵性能优的特点。合理气液比为1∶1、起泡剂溶液质量分数为0.5%时，CO2泡沫体系阻力因子较稳定。CO2泡沫体系与水交替注入提高原油采收率最大，最终采收率达到60%。CO2泡沫体系具有良好的封堵性能，后续水驱仍具有良好的残余阻力。

摘要:针对边水断块油藏单口水平井CO2吞吐过程中气体波及体积小、有效期短等问题，采用室内物理模拟实验方 法，研究并优化了水平井组CO2协同吞吐注入量，分析边水断块油藏CO2吞吐控水增油效果。采用自行设计的三维水平井组开发物理模型，进行水平井组CO2吞吐实验，分析不同注入量的吞吐闷井压力变化以及开井的生产动态，并结合CO2气体本身物理性质以及其与原油的高温高压物性分析结果，明确了注入量对边水断块油藏水平井组CO2吞吐的影响机理，优化了实验条件下的注入量。实验结果表明：当CO2注入量由0.07 PV增至0.14 PV时，井组综合含水率降幅由0.72%扩大至5.93%，增油量由31.4 mL增至148.7 mL，增加注入量对水平井组CO2吞吐的控水增油效果促进明显；当CO2注入量增至0.14 PV时，采出程度增幅虽达22.36%，标况下累积产气量却高达8 050 mL，气体利用率降低。CO2控水增油的主要机理为：一定压力条件下，CO2的压缩系数降低，注入过程中能量损失小，促进气体进入地层，增加了气体波及范围；原油中CO2组分增加，原油流动性增强；增加注气量，提高注入气的波及效率。

摘要:目前采用CO2吞吐开采超深层低渗透稠油油藏无法达到经济产能，即使使用降黏剂和CO2辅助热采开发也存在降黏效果差、单井产能低和油藏开发难度大等问题。通过使用分子体系设计和实验验证，对CO2增溶降黏剂进行研发，利用化学剂本身降黏功能和增强CO2溶解原油的能力，将化学降黏与CO2开采两种稠油开采技术进行有机结合，达到降低稠油黏度以及增强稠油流动性的目的。研制的增溶降黏剂可使CO2 溶解度增大7倍，降黏率高达99.2%，有效解决了超深层低渗透稠油降黏范围小的难题。矿场应用结果表明，试验井周期平均日产油量达到原日产油量的2.5倍以上，取得了良好的效果。

摘要:挥发性油藏地层能量充足，原始地层压力高，常规水驱开发难以实施。CO2驱以其良好的驱油特性在该类油藏中得到了应用，但由于挥发性原油气油比高，溶解气中甲烷含量高，导致CO2驱混相压力高，使得其驱油效果受到一定的影响。通过室内实验和数值模拟，研究挥发性油藏注CO2过程中的动态混相特征，并剖析衰竭开发转CO2驱界限。结果表明：挥发性油藏存在着适度衰竭转CO2驱“脱气降混”机理，即随着地层压力的降低，原油中甲烷成分部分脱出，有助于CO2驱最小混相压力的降低。另外，其脱气降混程度与其原油类型和溶解气油比有关，原油越接近于凝析油，气油比越高，混相压力降低程度越大；反之，原油越接近于黑油，气油比越低，混相压力降低程度越小。结合动态混相机理，提出了挥发性油藏衰竭开发转CO2驱界限，即气油比越高，其转驱界限越低，脱气后CO2混相驱补充地层能量幅度越小；反之，转驱界限越高，补充地层能量幅度越大。

摘要:致密油藏在气驱开发过程中，通常由于气窜导致开发效果变差甚至停产。针对致密储层注气后储层渗流特征参数尚无成熟的理论求解方法的问题，从渗流力学原理出发，利用Stone模型建立油、气、水三相饱和度与相对渗透率的表征函数。分析开发动态参数和储层渗流特征参数与相对渗透率的函数关系，建立饱和度-含水率-气油比关系图版。借助该图版，实现由开发动态参数反演出储层渗流特征参数的目的。开发动态参数包括含水率和气油比；储层渗流特征参数包括地下混合液流度、储层平均渗透率和气窜通道平均渗透率等。应用该方法对实际气窜井组进行储层渗流特征参数动态反演，结果表明：反演结果与实际单井气窜特征和生产动态变化特征吻合；气窜井生产期间内的储层平均渗透率远小于未气窜井；气窜程度越高，则气窜通道平均渗透率越大，所处层位存在明显裂缝或窜流通道。

摘要:低渗透油藏CO2驱开发过程中，面临的最大问题是容易发生气窜。针对目前尚无定量的气窜识别标准，以及现有的气窜通道体积计算方法实用性较差等问题，通过分析产出气中CO2含量的动态变化特征，将气窜类型划分为明显气窜和微弱气窜两大类，明确了见气时间确定方法，建立了气窜识别判断标准。在此基础上，利用物质守恒原理分别计算注入端和产出端的气窜通道体积，并借助气窜通道体积交会图实现对气窜通道体积的校正，从而消除单井产液比例系数或井网形状因子对气窜通道体积计算结果的影响。通过对实际气窜单井的分析和计算表明，该方法具有较强的操作性和实用性，一方面实现了对气窜类型和气窜程度的定性评价，另一方面实现了对气窜通道体积和气窜通道横截面积的定量计算，为后期合理设计封堵措施和堵剂用量提供理论依据。

摘要:确定CO2合理注入量对CO2驱油藏工程设计及动态调整至关重要。考虑CO2驱替特征，将CO2驱过程划分为3个带——纯CO2流动带、CO2-原油混合带和纯原油流动带，基于该模式建立CO2驱合理注入量计算模型，结合FICK定律和室内实验结果，计算模型的关键参数，实现模型求解，建立不同产水率下CO2驱注采质量比随压力水平变化图版。研究发现，在保持一定地层压力的情况下，产出原油、CO2与水的地下体积等于纯CO2流动带中CO2占据的孔隙体积与CO2-原油混合带中原油膨胀体积之和；CO2-原油混合带内，混相驱CO2扩散速度呈现先快后慢的特点；随压力水平的升高，注采质量比逐渐增大，但增大趋势变缓；产水率越高，注采质量比越低；结合矿场试验数据验证了研究的可靠性。应用研究成果，可方便准确地计算CO2驱油藏合理注入量，指导CO2驱方案设计和动态跟踪调控。

摘要:针对低渗透油藏CO2驱试井解释方法不明晰的问题，基于多区复合模型渗流理论，考虑低渗透油藏存在启动压力梯度与压力敏感以及CO2驱替过程中流体性质变化的特点，建立低渗透油藏CO2驱试井解释改进模型，并运用数值差分方法进行求解。同时，综合SPSA优化搜索算法对压力曲线和压力导数曲线同时进行拟合，最终形成一套低渗透油藏CO2驱试井曲线自动拟合与参数解释方法。对矿场实际试井曲线解释参数变化规律进行分析，结果表明：考虑低渗透油藏特性对储层渗透率解释值有较大影响，优化后渗透率解释值比初始解释值增加了37.97%；而导压系数、压缩系数变化指数等相关参数解释值受流体分布非均质性影响程度较强，分别较初始解释值降低了16.94%和21.97%。矿场实际数据的应用效果显示，提出的试井解释方法可操作性强，适用性较好。

摘要:为了认识CO2驱替过程中压力响应特征，确定驱替前缘位置，进行了CO2驱替前缘试井解释方法研究。考虑CO2驱油机理、低渗透油藏启动压力梯度、储层非均质性等因素的影响，建立了低渗透油藏多组分CO2驱试井模型。采用非结构化网格进行网格剖分，基于有限体积方法，利用牛顿迭代进行全隐式求解。根据流动形态特征，将试井曲线划分为井筒存储段、过渡段、CO2区平面径向流动段、CO2波及区流动段和CO2未波及区流动段等5个主要阶段。通过追踪流体性质变化对试井曲线的影响，进一步研究了CO2浓度变化对压力的影响，建立了驱替前缘确定方法。矿场应用实践表明，该方法可分析CO2驱替前缘位置，预测前缘推进状况，为认识低渗透油藏CO2驱开发规律和优化开发方案提供了有效手段。

摘要:为弄清正理庄油田樊142块CO2驱油前缘特征和驱油效果，开展CO2驱油数值模拟方法和采油井开井顺序研究。利用多相渗流理论和数值求解技术，研制全隐式CO2驱油油藏数值模拟器。运用地质和生产资料分析和数值模拟相结合的手段，研究了压力恢复阶段连续注入CO2油层中CO2的分布和前缘推进情况。发现CO2前缘存在明显指进，注入2 a后，前缘已到达樊142-6-2井，前缘距樊142-6-3井和樊141-1-1井的最短距离分别为52和45 m。低压区的樊142-8-3和樊142-7-3井先开井，生产1 a后其余4口井再开井生产为最佳方案，该方案比同时开井累积生产5 a的采收率高1.34%，增产油量为5 407 t。通过采出程度、CO2埋存率和换油率对比可以看出开井顺序对驱油效果影响显著。

摘要:注采比合理性对气驱生产效果影响较大。基于物质平衡原理、达西定律和油气分流理论、气驱增产倍数和气驱油墙描述等概念与成果，考虑并量化了注入气溶解、油藏流体膨胀、注入气成矿固化、储层压敏效应、天然裂缝疏导和干层吸气、注气井组和外部液量交换、气油比构成等因素，分别建立了基于采出油水两相地下体积的气驱注采比计算公式（2P公式）和基于采出油气水三相地下体积的气驱注采比计算公式（3P公式），给出了单井日注气量计算方法。应用新方法，研究代表性特低渗透油藏二氧化碳驱项目注采比变化情况，连续注气气窜后应按照3P公式计算的气驱注采比进行配注；水气交替注入按照2P公式计算的气驱注采比进行配注基本可行。

摘要:由于能够满足环境保护和提高采收率的双重需求，CO2驱越来越受重视。CO2驱油藏筛选与潜力评价方法是进行中长期发展规划和规模化矿场应用的基础，但以混相-非混相驱理论为指导的筛选标准难以适应中国陆相砂岩油藏的需求。为此，首先利用数值模拟方法研究CO2驱混相特征，揭示初期注入端出现暂时混相，之后混相区向采出端移动并呈现相分离、前缘界面张力降低、采出井界面张力升高的规律；分析混相程度的变化特征，并提出近混相驱划分界限；在现有标准的基础上，提出新的CO2驱油藏筛选标准。将该标准与模糊评判和层次分析法相结合，建立了砂岩油藏CO2驱筛选方法，并应用于中国石化CO2驱油藏筛选。结果表明，剔出化学驱油藏和稠油油藏后，中国石化适合CO2驱的石油地质探明储量达22.62×108 t，其中混相驱、近混相驱和非混相驱的石油地质探明储量分别为4.89×108，6.59×108和11.14×108 t，预计增加可采储量2.03×108 t。

摘要:系统总结了中原油田近十年来研究和实践形成的CO2驱提高采收率技术系列，包括CO2驱油机理、适宜性筛选评价技术、油藏工程技术和配套注采工程技术；评价分析了濮城沙一段下亚段油藏、胡96块等试验区的实施效果，总结不同类型油藏实施CO2驱的得失。研究结果表明，对于特高含水油藏，CO2溶于油斑和油膜，可驱动水驱残余油；对于深层低渗透油藏，CO2与原油界面张力小，毛管阻力小，可以驱替半径为0.01 μm以上孔喉中原油。现场实践证实，CO2驱在防腐、剖面监测、分层注入及流度控制等方面已经形成了较成熟的技术，在深层低渗透油藏、特高含水油藏的应用中均取得了较好效果。同时，CO2驱具有不受温度、矿化度影响的优势，在高温高盐油藏具有巨大推广价值，为其他类型油藏注气提高采收率技术和实践提供借鉴。

摘要:针对苏北盆地复杂小断块油藏“碎、小、低、薄、深”的地质特征以及“三低、三高”的开发特征，探索形成了CO2驱/吞吐室内物模实验、CO2驱/吞吐适宜度评价、CO2驱方案设计与适时优化调整、CO2驱混相判识和CO2驱开发效果评价等5项开发技术，以及采集、净化、集输、注入、采油、回收等6项配套工艺技术。在低油价形势下，围绕成本和效益2个关键因素，通过深入研究和技术进步，将注CO2提高采收率技术的应用范围从低渗透油藏逐步扩大到中高渗透油藏，从单一驱/吞吐向组合驱/吞吐发展，为苏北盆地稳产上产和效益开发提供了有力的技术支撑。