摘要:碳捕集、利用与封存技术（CCUS）是减少碳排放的有效手段之一，是实现中国双碳目标的重要技术保障。CO₂驱油（CCUS-EOR）是其中最主要的CO₂利用方式。梳理了CCUS-EOR整个流程，系统阐述了捕集技术、输送方式和驱油封存过程的发展现状及发展前景。针对捕集过程，着重分析了不同CO₂捕集技术的优缺点、成本及其发展趋势，指出了中国在大规模碳捕集成本和捕集工艺方面存在的问题；针对输送过程，着重分析了超临界管道输送面临的挑战如管道建设、管输工艺和管输设备等方面；针对CO₂驱油过程，着重分析了中国在CCUS-EOR技术上的技术水平、应用规模及生产效果方面存在的问题；针对CO₂封存过程，侧重对埋存的安全性进行分析，列举了可能的CO₂泄漏监测方法。中国的双碳政策指引、主要产油盆地周边源汇匹配、储量丰富的低渗透油藏都为CCUS-EOR的发展奠定了良好的基础，但在大规模低浓度捕集技术、长距离超临界管道输送技术、规模化驱油埋存、智能化监测技术等方面与国外较为成熟的工业化CCUS相比还存在一定差距。针对这些差距，从政策引导、技术攻关和配套基础设施建设上提出了相关建议，对于中国大规模CCUS技术的发展具有一定参考意义。

摘要: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。从目前中外CO₂驱油与埋存研究现状入手，通过CO₂驱油与埋存机理和影响因素分析，提出了CO₂驱油与埋存存在的问题和发展方向。结合实践将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。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CO₂驱油与埋存目标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有待优化，CO₂驱油与埋存经济有效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未来发展方向包括：探索攻关CO₂驱油与埋存适用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。

摘要:延长油田将煤化工CO₂减排和CO₂资源化利用创新结合，开创了陕北地区煤化工低碳发展和低渗透致密油藏绿色高效开发联动发展的产业模式。系统阐述了延长油田全流程一体化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术及矿场试验，形成了煤化工低温甲醇洗低成本CO₂捕集技术，提出了低渗透致密油藏CO₂非混相驱“溶蚀增渗、润湿促渗”新理论，形成了以提高CO₂混相程度和CO₂驱立体均衡动用为主的CO₂高效驱油技术，明确了储层上覆盖层封闭机理，完善了盖层封盖能力和CO₂封存潜力评价方法，丰富了油藏CO₂安全监测技术体系。矿场实践表明CO₂驱油与封存技术在低渗透致密油藏具有广阔的应用前景。

摘要:特低渗透油藏储层物性差，流体流动困难，常表现出非线性渗流特征。以往非线性渗流规律的研究以水驱为主，对CO₂驱的研究较少。针对胜利油田高89地区特低渗透油藏CO₂驱非线性渗流规律认识不足的问题，开展了渗流规律实验研究，揭示了CO₂与原油相互作用对原油渗流特征的影响规律，建立了不同渗透率下CO₂驱最小启动压力梯度计算公式及CO₂驱非线性渗流规律表征模型。结果表明：特低渗透油藏CO₂驱存在启动压力，原油最小启动压力梯度与流度呈良好的幂函数关系，随着流度的增加，启动压力梯度显著降低；CO₂驱渗流曲线呈现“曲线段+直线段”的两段式特征，直线段的流速与压力梯度呈良好的线性关系，曲线段的流速与压力梯度呈良好的二次函数关系；CO₂溶于原油后有显著的膨胀降黏效果，使得原油最小启动压力梯度明显降低，原油渗流能力增强，渗流曲线非 线性段变短。

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。

摘要:为实现中国碳达峰、碳中和的长远目标，将化石能源燃烧生成的CO₂捕集后注入到高含水油藏，不仅可提高原油采收率，而且能在油层中实现CO₂地质封存，有利于实现油气增产和降低碳排放的双重目标。针对高含水油藏的特点，从CO₂驱油和地质封存机理、赋存方式、埋存量计算方法以及CO₂运移、泄漏风险预测与评价等方面进行了全面回顾。基于高含水油藏CO₂驱油与地质封存的中外研究现状，结合与之密切相关的科学领域及其矿场面临的难题，提出了CO₂与储层岩石和流体反应、驱油机理和封存方式、赋存量、封存效率、泄漏与风险防控等亟需深入研究的10个关键问题，为CO₂驱油与地质封存研究方向及产业化技术储备提供参考。CO₂驱油与地质封存问题的解决，对服务于“碳减排”和“碳增汇”，实现中国的碳达峰、碳中和战略目标具有重要意义。

摘要:吐哈盆地丘陵油田地层油为轻质油，油藏的非均质性导致水驱采收率较低，目前已进入高含水期。针对油藏水驱后注气混相驱可行性问题，首先利用细管实验测试了一级分离器气与地层油的混相压力，并优选了能实现混相的混相助剂类型（液化石油气、甲苯、乙二醇丁醚、CO₂、富化的天然气）及段塞注入量；其次用油田地层岩心组成的长岩心研究了高含水状态下混相助剂段塞驱+一级分离器气驱+后续水驱的驱油效果。细管实验结果表明，目前地层条件下一级分离器气驱替地层油要实现混相驱需要在注入气前方加入混相助剂段塞。长岩心混相驱油实验结果表明，水驱后气驱可以较大幅度地提高原油采收率，在注入气前方加入混相助剂段塞，驱油效果明显提高，随混相助剂段塞注入量的增加采收率增加；但在地层油中溶解能力稍弱的混相助剂（如CO₂、富化的天然气）与溶解能 力强的混相助剂（如LPG）的作用规律不同，且并不是注入量越大越好。

摘要:针对页岩储层压裂后一次衰竭开发原油采收率低的问题，基于页岩储层的低孔、超低渗透特征，提出了超临界CO₂/H2O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验方法。通过自主设计的室内岩心实验评价超临界CO₂/H2O混合流体吞吐页岩油的效果，并对实验过程中注入介质、焖井时间、注入压力、吞吐轮次对提高采收率的影响规律进行研究，同时通过核磁共振技术明确超临界CO₂/H2O混合流体对不同孔隙类型中原油的动用程度。结果表明：超临界CO₂/H2O混合流体吞吐可以有效提高页岩油采收率；对于物性较差的页岩岩心，焖井时间对提高采收率有较大影响；注入压力与超临界CO₂/H2O混合流体的扩散速度和渗流能力密切相关，混相条件下提高采收率效果显著；增加吞吐轮次大孔隙中的原油动用效果较好，但无法通过增加吞吐轮次动用更多微小孔隙中的原油。

摘要:非均质、黏性指进是决定CO₂驱开发效果的关键因素，而调整注采方式是控抑气窜、扩大波及的有效手段。目前该方向的研究以数值模拟为主，亟需开展CO₂驱不同注采方式的物理模拟研究，以进一步明确CO₂驱连续气驱、轮换开采和注采耦合等模式的动用机制、开发特征和油藏适应性。通过CO₂驱相似物理模拟实验，对比CO₂连续气驱、轮换开采和注采耦合模式的开发特征差异，并分析CO₂驱不同注采模式的适用性。实验结果表明：连续气驱模式下不同渗透率区域开发效果差异大，低渗透率区域见气后的增油潜力较低，适合相对均质油藏开发；轮换开采模式通过采油井交替开启，改变注采井间主流线方向，有效改善非均质储层中低渗透率区域的开发效果，适合强非均质油藏或气窜后的开发调整阶段；注采耦合模式利用注采交替引起的压力场交替变化，可以较均衡的提高全区波及范围，提高难动用边角区储量动用率，适合弱非均质油藏或前期开发阶段。

摘要:新疆油田530井区克下组致密砾岩储层具有复杂的复模态孔隙结构，富含火山凝灰岩，铁质含量高，目前CO₂驱矿场试验效果难预测。以该储层为研究对象，利用铸体薄片、矿物组分、元素分析、离子浓度分析、核磁共振等手段，通过室内实验，对比了岩石碎块、岩石粉末、岩心段塞与CO₂反应前后矿物组分、孔隙结构、流体离子浓度等参数的变化，并从岩石矿物组分、粒径、物性及孔隙结构和反应时间等方面对反应控制因素进行探讨。研究结果表明：CO₂的注入对储层的影响整体较小。矿物组分的变化表现为石英、黏土矿物相对含量增加，长石、碳酸盐矿物相对含量减少，以及铁质矿物溶解后再次沉淀；元素和孔隙结构变化较小，孔隙度平均变化小于0.5%；液相中Ca2+和Mg2+质量浓度变化相对较大，新增的Al3+，Fe3+，Si4+等质量浓度变化较小。CO₂与储层岩石间相互作用机理为长石、方解石的溶蚀以及铁质矿物的先溶蚀后沉淀。储层岩石方解石含量越高，反应后孔隙结构变化越大；反应后Ⅱ类储层孔隙结构变化大于Ⅲ类储层；岩石粉末反应速率强于岩石碎块；随时间的推移，反应在0~7 d内达到平衡，期间以溶蚀作用为主，反应在7~30 d内各组分变化较小，存在Al（OH）3和Fe（OH）3 的沉淀作用。

摘要:低渗透油藏已成为中国油气开发的重要领域，开展CO₂驱可实现提高采收率和CO₂地质封存的双重目的，但不同的注入方式对其适应性存在差异。以某低渗透油藏典型物性和流体参数为例，利用数值模拟手段论证了CO₂连续注入（CGI）、水气交替注入-气水段塞比恒定（CWAG）和水气交替注入-气水段塞比逐渐减小（TWAG）3种不同注入方式对提高采收率和地质封存的适应性。研究结果表明，3种注入方式对于渗透率为1 mD的储层累积产油量和CO₂埋存量最高，采用生产气油比约束的工作制度更有利于CO₂驱提高采收率或地质封存。CGI注入方式在生产气油比界限为0.4倍的最大生产气油比约束下生产，更适合CO₂地质封存项目，CWAG注入方式在生产气油比界限为0.2倍的最大生产气油比约束下生产，更适合CO₂驱提高采收率和地质封存相结合的项目，而TWAG注入方式在生产气油比界限为0.6倍的最大生产气油比约束下生产，更适合CO₂驱提高采收率项目。

摘要:随着“双碳”政策的大力推行，围绕着碳捕集、碳利用和碳埋存的相关产业飞速发展，长远来看CO₂驱具有较广阔的应用前景。低渗透/超低渗透油藏储层具有复杂的孔隙空间结构，常规水驱开发均面临注水困难和采收率低的问题，而CO₂驱具有多种驱油机理，能较好地解决水驱开发困难的问题。针对胜利油田A区块的低孔低渗透油藏条件，基于原油组分信息和恒组成膨胀实验数据进行了PVT拟合并建立了具有7个拟组分的组分模型，得出初次混相压力为30.1 MPa，多次接触混相压力为26.6 MPa。首次提出了以气窜为限制条件的CO₂驱注气速度计算经验公式。基于均质组分模型针对A区块进行了CO₂驱油藏工程参数优化，确定了以五点法井网、井距为250 m、注气速度为20.0 t/d、生产压力为26.0 MPa的最佳注采参数；同时，以衰竭式开发、水驱、CO₂吞吐、连续注CO₂、气水交替（WAG）等不同开发方式进行了注采参数优化，将优化后不同开发方式的结果进行了对比分析，结果表明连续注气具有一定优势；最后，选取A区块的西南方向优势物性区作为开发试验区，进行了基于优化结果的1个井组的连续注气开发方案预测，结果表明井组10 a采出程度为15.1%，20 a采出程度为22.4%。

摘要:由于油气间黏度差异大和油藏的非均质性，在CO₂驱油过程会发生气窜从而降低CO₂的波及效率。凝胶体系是CO₂驱油过程中的有效封窜剂，在中外都有着广泛的应用。介绍了延缓交联聚丙烯酰胺凝胶、预交联凝胶颗粒、两级封窜凝胶体系、泡沫凝胶这4种凝胶体系的封窜机理以及研究进展。延缓交联丙烯酰胺凝胶流动性强，价格低廉，但是成胶强度、成胶时间不可控并且不耐酸性腐蚀。预交联凝胶颗粒成胶时间、成胶强度可控且耐高温耐高矿化度，但是粒度较大，无法进入渗透率较低的地层。两级封窜凝胶体系结合了刚性凝胶与小分子的优势，能够同时封堵不同尺寸的裂缝，但是对于超过特定尺寸的裂缝，封堵效果将会下降。泡沫凝胶对地层伤害小，但是不耐高温。目前，用于CO₂驱气窜的凝胶体系存在着不耐酸性腐蚀的问题，如何使长期处于CO₂酸性环境下的凝胶体系保持稳定是未来的研究方向。

摘要:CO₂地质封存是缓解温室效应的重要手段，而封存系统的泄漏风险评价是安全封存的基础。首先，综合分析影响CO₂地质封存系统泄漏的因素，认为诱发泄漏风险的原因主要是CO₂低温冷流体产生对井筒和盖层的交变应力和CO₂-水-岩腐蚀反应综合作用下导致井筒和盖层的完整性失效。考虑多因素综合作用对CO₂地质封存系统泄漏的影响，并基于模糊综合评价理论（FCE），建立了CO₂泄漏风险因素间的层次关系模型，进行了CO₂地质封存系统泄漏风险评价，其过程包括应用非线性正态隶属函数建立CO₂泄漏风险因素对评语的隶属度矩阵，并应用层次分析方法构建泄漏风险影响因素间的比较矩阵，以获得泄漏风险因素的权重子集，并对给定实例CO₂地质封存系统泄漏风险进行评价，进而得出所评价的CO₂地质封存井筒当前处于泄漏低风险，盖层处于泄漏中风险，封存系统处于泄漏中风险。通过采集CO₂地质封存过程中泄漏风险影响因素的变化并进行模糊运算模型更新，可动态跟踪CO₂地质封存系统泄漏风险。

摘要:黄土塬地区地表条件复杂，特低渗透油藏CO₂驱井网密度大、注入压力高、易气窜以及为减缓气窜以水气交替开发为主的特点造成CO₂泄漏点源多、强度高，以致该区域CO₂监测点位布局和监测精度要求高，现有安全监测体系难以适应。通过对黄土塬地区特低渗透油藏CO₂泄漏风险进行识别，分析CO₂在地质体的空间运移特征，构建了涵盖盖层、井筒、深层和浅层地下水、地表土壤、地表水和大气的立体化多指标CO₂安全监测体系，并在此基础上，开展了矿场CO₂安全监测实践，进一步建立了CO₂封存安全评价体系。安全监测和评价结果表明，CO₂注入后各指标未出现异常，试验区未发生CO₂地质泄漏，CO₂封存安全等级为Ⅰ级。

摘要:废弃气藏是埋存二氧化碳的理想场所，但气藏中的杂质气体会影响二氧化碳在水中的溶解过程。针对此问题，建立了考虑逸度-活度的热力学模型，准确捕捉杂质气体-二氧化碳-咸水混合体系的热力学特征。在此基础上，采用基于算子的线性化数值方法，高效准确求解质量守恒方程，研究不同混合物对二氧化碳在咸水中扩散-对流的影响。以荷兰西佩尔尼斯气藏为例，分析并评价了废弃气藏二氧化碳埋存的可行性及潜力。研究结果表明，二氧化碳在咸水中的溶解度随压力的升高而增加，随温度及矿化度的升高而降低，相同压力下，25 ℃下的溶解度约为90 ℃下的2倍。不同杂质气体对二氧化碳溶解能力的影响不同，甲烷对二氧化碳溶解度降低程度最大，降低幅度约为12%。二维模拟结果表明，杂质气体会降低二氧化碳羽流指进的速度，延长对流触发的时间，5%的甲烷-二氧化碳混合体系对流触发时间是纯二氧化碳的2.5倍，但杂质气体对总的溶解量影响不大。西佩尔尼斯气藏模拟结果表明，废弃气藏开展二氧化碳埋存潜力巨大；短时间内，二氧化碳主要以游离气及束缚气形式存在，溶解气量较少。关井30 a后，游离气占74.2%，残余气占19.1%，溶解气仅占6.7%。

摘要:咸水层封存是CO₂地质封存方式中潜力最大的。目前全球比较成功的典型咸水层CO₂地质封存示范工程有挪威的Sleipner和Sn?hvit、阿尔及利亚的In Salah、中国鄂尔多斯盆地神华，这些工程提供了长期CCS的经验，对于未来CO₂地质封存项目实施具有借鉴意义。从构造、储层、盖层等地质特征出发，结合各示范工程的注入方案和监测方案将各案例进行了剖析，提取了地质及工程参数，分析了各地质特征对CO₂地质封存的影响，明确了背斜、断块、裂缝等不同构造特征CO₂地质封存的可行性，对比了咸水层CO₂地质封存注入方案和监测方案。Sleipner CO₂地质封存项目成功的原因在于构造简单、面积大、储层物性好，盖层厚度大且稳定；Sn?hvit发育的断层和In Salah的裂缝也验证了不同构造特征CO₂地质封存的可能性，CO₂羽流分布受地质特征的控制。咸水层CO₂地质封存注入井相对比较少，但是注入量比较大，多以水平井为主。高质量的监测数据可有效降低潜在泄漏风险，多种监测组合有助于CO₂长期安全地质封存。

摘要:CCUS-EOR开发周期分为同步埋存和深度埋存两大阶段，确定同步埋存阶段长度是CCUS-EOR开发方案设计的一项重要内容。根据CO₂驱产油量变化情况，可将同步埋存阶段进一步划分为上产期、稳产期和递减期。上产期的时间长度由见气见效时的累积注入量与年注气速度计算，稳产期的时间长度即稳产年限借助气驱“油墙”集中采出时间测算，递减期内的阶段采出程度变化情况则利用典型产量递减规律研究，气驱产量递减率和稳产期采油速度需根据气驱增产倍数概念确定，从而建立了CO₂驱阶段采出程度评价数学模型，提出将阶段采出程度逼近最终采收率的时刻作为同步埋存阶段与深度埋存阶段的转换点并引入阶段转换判据；同步埋存阶段长度扣除上产期和稳产年限即为递减期的时间长度。

摘要:盐水层CO₂埋存是一种较为普遍的缓解温室效应的对策之一，而溶解埋存是埋存过程中较为稳定的埋存方式，因此亟需建立一种准确计算溶解埋存潜力的方法。首先利用DUAN等提出的模型计算CO₂在水中的溶解系数，进而求得理论溶解埋存量；然后建立有效埋存系数表征指标，并考虑溶解埋存的主控因素，基于数值模拟与回归分析的方法，建立溶解埋存有效埋存系数的预测模型。研究发现：当水平渗透率和地层倾角一定时，溶解埋存有效埋存系数随着初始压力的增大而增大；当初始压力一定时，溶解埋存有效埋存系数随着水平渗透率的增大而增大，随着地层倾角的增大而减小。预测模型预测结果与数值模拟计算结果吻合程度较高。利用孤东油田七区实际参数计算得到理论溶解埋存量为65.382 Mt，溶解埋存有效埋存系数为0.079，溶解埋存有效埋存量为5.178 Mt。

摘要:二氧化碳捕集、驱油利用与封存（CCUS-EOR）作为最具创效潜力的CCUS技术，是实现双碳的重要手段之一，然而目前经济性正制约其发展应用。为了探究CCUS-EOR项目实际经济效果及其提升手段，对中国4个典型项目进行了经济评价，采用关键参数对比与敏感性分析方法研究了影响项目经济性的关键经济参数，通过基准平衡分析技术测算了关键经济参数的基准平衡边界。结果显示：在CO₂价格为300元/t时，大部分项目需要在国际油价为70美元/bbl左右内部收益率才能达标，项目经济效果主要受油价、增油量、CO₂价格、换油率、吨油建设投资影响，为保证项目收益率达标，应至少保证CO₂价格低于300元/t、换油率小于4.5 tCO₂/t油、吨油建设投资小于700元/t，CO₂价格、换油率和吨油建设投资越低，项目内部收益率越高。最后从碳交易收益、财政支持与税收优惠、多储层同步埋存3个方面探讨了从外部提高项目经济效果的途径，以期为CCUS-EOR技术发展规划与项目实施提供参考。