再论CO2驱提高采收率油藏工程理念和开发模式的发展

李士伦，孙 雷，陈祖华，李 健，汤 勇，潘 毅

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500；2.中国石化华东油气分公司，江苏南京210000；3.加拿大卡尔加里大学，艾伯塔卡尔加里T2N 1N4）

在国际上，特别是北美地区，经历了近50年的矿场应用，CO2驱技术已成为水驱之后最为重要的提高采收率技术，并被很多石油公司作为主要的长期应用的三次采油技术，成为各大油公司新的产量增长点之一。上世纪70年代初期，工业化CO2驱先导试验首次被用于北美地区的墨西哥湾Sacroc 油田，到2017年，在北美地区基于CO2驱技术釆出的原油已接近13×108bbl，日产量最大时达到25×104bbl；CO2注入井达到14 000口，对应的采油井达到17 000口；相应的CO2集输管线已接近7 000 km。北美地区能够持续实施大规模CO2驱技术，早期主要得益于大型富含CO2气藏的发现，具有充足、稳定和价格低廉的CO2气源；后续是加强了化工厂废气中CO2的工业化捕集和利用。在北美地区CO2提高采收率项目中，超过70%（5 663.36×104m3/d）的CO2注入来自天然CO2气源；工业废气大约占30%（近1 700×104m3/d）[1-2]。

上世纪60年代，大庆油田就曾探索过注CO2提高采收率小规模矿场先导试验研究。之后，江苏油田在富民油田低渗复杂断块油藏开展了注CO2先导试验。到上世纪90年代末，在当时国内注气提高采收率技术可行性研究倡导下，大庆、吉林、华东、胜利、江苏等油田相继开展了室内CO2驱提高采收率实验研究和局部小型矿场试验研究。例如，早在上世纪90年代初，大庆油田与法国合作，利用炼厂尾气，在萨南油田开展CO2非混相气水交替试验，取得一定效果，由于缺乏气源和受压缩机装备的制约，只开展了小型矿场试验；大庆榆树林树101区块则进一步开展了CO2近混相驱先导试验，取得较显著效果；江苏油田和华东油气分公司利用黄桥CO2气田液态CO2，开展了矿场先导试验并取得一定成效。2005年，中国石化华东油气分公司在草舍油田Et油藏开展了首个CO2混相驱矿场试验，采用注气提压方式实现混相驱，存气率达90%，累积注液态CO219.6×104t，累积增油超过10×104t，比水驱提高采收率13.2%。现作为中国石化CO2驱推广应用示范基地，正在草舍阜三段油藏、台兴油田阜三段油藏、洲城油田戴一段油藏及海安凹陷张家垛油田阜三段油藏等推广应用[3-7]。

同期，在《温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存》《CO2驱油与埋存关键技术》等国家重点研发计划科技攻关项目等支持下，吉林油田利用所发现的火山岩富含CO2气田气在黑59、黑79 等区块相继开展了注CO2混相及近混相驱先导试验研究，现已成为中国石油注CO2重点区域，试验井组已扩大到90个以上，设计了专门的超临界态CO2集输管线，已初具规模效应。冀东油田针对稠油水驱油藏首次开展了国内规模化水平井CO2吞吐控水增油矿场试验，取得较显著的技术经济效益。中国石油南方石油勘探开发有限责任公司利用富含CO2气田气开展了凝析气藏开发后期注气提高凝析油采收率矿场试验，设计了专门的CO2集输管线[8]。

此外，在国际CCUS 理念指导下，国内也开始探索CO2温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存的工业化协同技术的应用。如中原油田在濮城油田沙一井区水驱废弃油藏开展了CO2驱油埋存示范区试验，CO2驱油使该油藏起死回生，实现了废弃油藏再开发的目的；同时与河南心连心集团、中原大化等企业签订长期战略合作协议，推动企业开展碳捕集，在河南省内形成每年近百万吨的捕集能力。胜利油田在高89区块开展了基于花沟天然CO2气及电厂捕集气（4×104t/a）CCUS 矿场试验，已见到阶段增油效果（注气28×104t 时，阶段采收率增加5.2%）。长庆和延长油田与华能集团合作在鄂尔多斯盆地开展了以化工厂CO2捕集为基础的CCUS 提高采收率矿场试验。与北美地区相比，总体上国内的注CO2规模虽然还相对较小，但CO2注入井目前已达200 多口，对应的采油井按平均1 注3 采计算约600 多口，相应的专用注气CO2集输管线规模接近500 km，后续发展潜力巨大。

基于此，在国内外文献调研基础上，对CO2具有优势的驱油机理以及国内外典型CO2驱提高采收率油藏工程理念和开发模式归纳和分析，结合国内近年来不同类型油气藏的开发实践成果，进一步对国内CO2驱提高采收率油藏工程理念和技术的发展以及应用前景提出建议。

1 CO2占优势的驱油及控水机理

1.1 CO2超临界流体特征

目前，世界上在实施中的注CO2提高采收率矿场先导试验项目或商业项目已达上百个。CO2驱是最有发展前途的提高采收率（EOR）方法之一，已形成机理研究、开发效果数模评价与油藏工程设计、注气油藏工程模式选择、注采工艺与地面工程设计、动态监测与调整等一整套的技术方法。注CO2技术之所以能取得巨大成功，主要与CO2在所适合的温度、压力范围内所具有的显著的超临界态流体特征密切相关。对比常用的注入气介质（富气除外），CO2要比天然气（干气）、氮气、空气、烟道气等更具优势，这主要得益于CO2在分子热力学上更接近于油气藏流体中的C2H6和C3H8等组分的热力学特征。CO2的临界温度为31.1 ℃，临界压力为7.47 MPa；而油气体系中C2H4为32.2 ℃和4.94 MPa；C3H8为96.6 ℃和4.31 MPa，而在这一温度压力范围，CO2具有显著的超临界流体特征。

图1给出在可视高压釜中观测到的CO2的p-T相图（阴影部分表示CO2呈现超临界态），当CO2处于超临界范围时，在比临界点稍高一点的温度区域内，压力稍有变化，CO2的密度变化就非常显著，几乎可与液体相比拟[9-10]。此时CO2也具有很强的光散射效应，呈现出乳光现象。

图1 CO2的p-T相图（阴影部分表示CO2呈现超临界态）[10]Fig.1 p-T phase of CO2（shaded part indicates that CO2 is in supercritical state）

图2 超临界CO2压降过程呈现出的乳光特征Fig.2 Opalescent characteristics in supercritical CO2 pressure drop process

图2 给出超临界CO2压降过程呈现出的乳光特征。处于超临界范围的CO2会呈现出很强的溶剂化能力，扩散系数比液体大，具有良好的传质性能。这使得其对固体溶质或液体溶质的溶解能力显著增加。由于CO2具有优越的超临界特性，注入过程CO2对原油增溶膨胀及降黏驱油、抽提中间烃和重质烃携油、蒸发及凝析双重混相驱油、超低黏度泡沫油流驱油的能力均明显优于天然气（干气）、氮气、空气、烟道气等。而且通过实验还发现，在大于100 ℃的一定温度范围，CO2在适当的压力范围仍能呈现出较强的超临界态乳光特征。这也显示出为什么CO2也能很好地适合于高温高压油藏的二次和三次采油[11]。

国外研究者通过对CO2驱油相态特征的测试，证实了CO2的超临界特征对地层原油显著抽提效应形成的第二液相特征（图3），结果显示，大多数CO2与油藏流体的p-X相图都呈现极为复杂的相态，除了气-液平衡区以外，其中CO2与某些油藏流体形成的体系会呈现出液-液两相平衡区和液-液-气三相平衡区[3]。

图3 呈现多相相态的CO2-原油体系的p-X相图[3]Fig.3 p-X phase of CO2-crude oil system in multiphase state

1.2 CO2占优势的驱油机理

在注气提高采收率技术发展过程中，通常会从以下几方面筛选注入气介质。

1）混相驱

一个油藏是否适合注气混相驱，取决于油藏的最大注气压力是否能大于混相压力。混相驱的驱油效率可以达到90 %以上。图4 给出一个黏度为5 mPa·s 的地层油样品注不同气体的混相压力对比分析，可以看出，基于CO2所具有的超临界特性所形成的对原油显著的溶解能力和对重质组分的抽提能力，在相同地层温度下CO2的混相压力明显低于氮气、干气（CH4＞96 %）和湿气（CH4=80.25 %，C2H6-C3H8=13.20%，C4H10-C5H12=4.93%）。

2）增溶膨胀能力

尽可能使剩余油的一部分恢复流动而被有效驱替是注气增溶膨胀的指标之一。图5 给出同一地层油注不同气体达到饱和时的溶解气量对比，其中CO2的溶解能力明显高于氮气、干气和湿气；图6 给出同一地层油注不同气体达到饱和时的增溶膨胀效果，其中CO2对原油的增溶膨胀效果明显优于氮气、干气和湿气。

图4 注气多次接触混相三角相对比Fig.4 Comparison of different gas injection multiple contact miscibility triangular phase

图5 同一地层油注不同气体达到饱和时的溶解气量对比Fig.5 Comparison of dissolved gas volume when different gases are injected into the same formation to reach saturation.

3）流度比

图6 同一地层油注不同气体达到饱和时的膨胀因子对比Fig.6 Comparison of expansion factors when different gases are injected into the same formation to reach saturation.

气态注入介质一个不利的因素是其黏度明显低于地层原油黏度。因此，筛选注入气就要考虑目标油藏地层油的黏度相对较低或者注入气对原油的增溶能有效降低地层油的黏度。图7 给出同一地层油注不同气体达到饱和时黏度下降效果对比，其中CO2对原油降黏效果明显优于氮气、干气和湿气。

图7 同一个地层油注不同气体达到饱和时的黏度对比Fig.7 Comparison of crude oil viscosity when different gases are injected into the same formation to reach saturation.

4）抽提能力

即注入气通过对原油中较重质组分的抽提获得进一步提高采收率的效果。图8 给出同一地层油注气达饱和后降压过程注入气释放时抽提效应对地层油体积收缩的影响，其中图8a显示，在地层压力下开始降压，与N2相比，CO2从地层油中释放过程产生的抽提效应可引起饱和地层油体积收缩更为明显。

5）泡沫油流

图8 饱和地层油降压过程注入气释放产生的抽提效应对地层油体积收缩率的影响Fig.8 Effect of injection gas release extraction on formation oil volume shrinkage during depressurization of saturated formation oil

泡沫油流最早见于加拿大和委内瑞拉很多重油油藏冷采过程，是一种在略低于饱和压力点的压降范围溶解气驱开采阶段产生的气油两相非达西形态的油流。这种油流有别于常规溶解气驱油藏的生产特征，体现为较缓慢的气油比上升速度和较高的油藏采收率上。其原因在于当地层压力低于泡点压力时，由于黏滞力大于重力，从原油中逸出的溶解气能以微小气泡分撒在油中形成泡沫油。泡沫油流能显著降低地层中稠油的黏度，使难以流动的稠油恢复流动而被气体弹性驱替[12]。国内辽河、新疆、吐哈以及胜利油田均有此类稠油油藏。图9 是在长细管实验中观测到的CO2驱替常规稠油过程形成的泡沫油的状态。观测结果显示，CO2析出可形成比较明显的泡沫油流。

图9 长细管CO2驱稠油过程采出端形成的泡沫油流Fig.9 Foam oil flow at production end of long slim tube in CO2flooding heavy oil process

6）多次接触凝析气驱和蒸发气驱

CO2这种超临界特征在驱油过程中更容易同时形成前缘多次接触蒸发混相驱以及后缘多次接触凝析混相驱的双重驱油机理，从而可以实现接近100%的驱油效率。图10给出的一组三元相图为大庆榆树林油田注CO2驱油过程的多次接触混相驱机理。在驱替压力达到23 MPa 时，CO2呈现为多次接触凝析气驱为主的驱油机理（图10a）；在驱替压力达到29.24 MPa 时，注CO2同时呈现出多次接触凝析气驱和蒸发气驱的驱油机理（图10b）；在驱替压力达到29.5 MPa 以上时，在后缘凝析气驱达到完全混相的同时，前缘也达到多次接触蒸发混相驱（图10c）。

7）气泡水（泡沫碳酸水）渗流阻力

超临界态CO2在地层水中也具有明显优于氮气、干气和烟道气的溶解能力，而当注入气从地层水中再释放时就会形成气泡贾敏效应增加地层水的渗流阻力，进而达到阻水调驱的控水增油效果。近年来北美地区执行的CO2驱项目大多用于水驱后提高采收率，并且与注水同时进行，多采取气水交替（WAG）、水气同注（SWG/SSWG）、泡沫气水驱（FAWAG）等工艺方式改善CO2驱油的波及效率，原因就在于此[13]。气水交替方式可形成水气段塞间的渗流阻力效应，水气同注则可形成泡状流渗流阻力效应。1997年泡沫气水交替驱在北SnorreWFB 得到成功应用，结果显示其能有效控制流度。

2 国内外典型CO2驱提高采收率油藏工程应用模式

以上七个方面所展示的CO2占优势的驱油机理，使得国际上较早形成了应用广泛的注CO2提高采收率技术，而国内各大油田近10年来也快速发展了CO2驱技术。

2.1 国外典型CO2驱提高采收率油藏工程模式

图10 CO2形成多次接触凝析气驱和多次接触蒸发气驱并存的驱替机理三元相图分析Fig.10 Ternary phase analysis of displacement mechanism of CO2multiple contact condensate gas flooding and multiple contact evaporation gas flooding coexist

21 世纪以来，随着水平井技术的广泛应用，CO2驱技术得到了更广泛有效的矿场应用。比较有代表性并且能较全面反应CO2驱提高采收率技术应用效果的案例，是由国际能源机构主持实施的加拿大Weyburn CO2Monitoring 项目。该项目是一个具有广泛代表性的大规模CO2驱三次采油矿场应用项目，综合考虑了CO2混相驱、气水交替、考虑直井+水平井注水注气采油的3D 组合井网、部分CO2循环回注以及CO2地质封存等多项工艺组合。该项目于2000年7月正式启动，由加拿大石油技术研究中心（Canada’s Petroleum Technology Research Centre）提供技术支持，EnCana 公司负责现场实施（项目最初投入约12×108美元），被作为CO2三次采油+地质封存综合利用的世界样板工程，同时实现提高水驱后老油田采收率和地下CO2永久储藏[14]。

2.1.1 Weyburn油田属性

Weyburn 油田油藏埋深1 400 m；原始地层压力14.6 MPa，地层温度61oC；储层为碳酸盐岩，分为两层：上层Marly 组厚度11～22 m，孔隙度11.5 %，渗透率15×10-3μm2；下层Vuggy 组厚度5～11 m，孔隙度26.2%，渗透率（1～10）×10-3μm2；原始束缚水饱和度36 %，注气时油田综合含水率已达90 %。Weyburn 油藏流体属于低含甲烷、中高含中间烃、高含重质烃的常规原油。原油相对密度0.887（地面），原油泡点压力6 MPa。溶解油气比67 m3/m3，原油地层系数1.17 m3/m3，原油黏度4.7 mPa·s，地层水总矿化度85 000 mg/L。

2.1.2 Weyburn油田先期开发模式

该油藏投入开发后，经历了自然递减、水驱、直井调整加密、水平井调整加密等开采阶段。自然递减阶段油藏压力从14.5 MPa下降到6 MPa；上世纪60年代中期开始注水，高峰日产油达到7 990 m3/d，而后产量开始下降；80年代大规模打加密井，90年代打水平加密井；高渗层组（Vuggy）水驱替效果好，低渗层组（Marly）水驱效果差；2000年7月开始向Marly组注入工业CO2（95%CO2，CO2通过325 km的管道从美国输送到油田，日输送量最大达到5 000 t CO2（输入压力18 MPa）；产出的CO2全部回注，占日注总量的33%；19个井组（整个油田共75个井组）实施注CO2，试验区面积26 km2，其中采油井88口，注水井32口；工程组合模式包括6井组水气交替和13井组分离式气、水井同注（SSWG）。

2.1.3 CO2驱实验室技术支持

通过细管和升泡仪测定了Weyburn 地层油CO2最小混相压力（MMP）为13.7 MPa，以保证实施过程注入压力达到混相驱。CO2对Weyburn 地层油的增溶能力很强，当CO2增容量达到70%时，饱和压力接近13 MPa，已接近混相压力。

通过两组不同渗透率的Berea长岩心模型（每组直径5 cm，长30 cm，考虑Marly/Vuggy 层渗透率比值，模拟溶洞和泥灰岩带）注CO2驱替实验，分析了近混相驱压力和CO2注入速率（0.1 m/d）对驱油效率的影响。Weyburn 油田储层CO2段塞驱油效率岩心驱替实验结果，CO2驱油效率可增加18.25%。

2.1.4 矿场试验油藏工程技术模式

EnCana 公司现场实施油藏工程方案采用SSWG模式，图11 是EnCana 公司对试验区典型注采井组的设计理念：建立与油藏相适应的注采井网结构，选择合适的注入方在保证驱油效率的同时有效改善波及体积。

图11 试验区典型注采井组设计（EnCana公司）[14]Fig.11 Design of typical injection-production well group in test area（EnCana Company）

2.1.5 油藏经营理念与策略

在储层条件下Marly 层注气、Vuggy 层注水强度的设计为：注入段塞尺寸设计为每注入单位体积CO2所对应的注入水体积为0.5～4.0倍；交替段塞的尺寸范围等于储层孔隙体积的0.1 %～2 %。累积注入CO2总量设计在储层孔隙体积的15 %～30 %。此外，对Weyburn油田CO2三次采油设计理念除了关注换油率之外，CO2的地质封存成为提高采收率项目的有利驱动力，当CO2的成本足够低（考虑碳排放税）时，经济上可能倾向于每开采1 m3原油会注入更多的CO2。分阶段逐步实施所设计的CO2注入油藏工程模式，最终累积注入50%～60%HCPV 的CO2，最大CO2供应量可达到2.69×106m3/d，保持油层压力为18 MPa，以便实现混相驱；后续阶段适度实施压力衰减，继续注水驱替的衰竭开采模式，释放一定比例的CO2进行循环回注，总体回收大约60%的CO2注入量。

2.1.6 动态监测

动态监测包括生产动态4D地震、CO2流动区段、气窜路径、注采压力、扫驱效率、以及井筒完整性等。图12 是试验区典型井见效后的生产动态响应（来源：国际能源署Weyburn 油田CO2温室气体三次采油监测与封存项目结果与分析，C.普雷斯顿，2005），可以看出，CO2-SSWG模式效果明显。

图12 试验区典型井见效后的生产动态响应Fig.12 Production dynamic response of typical wells in test area after taking effect

图13 给出基于4D 地震监测结果进一步修订油藏地质模型后得到的数值模拟预测结果的对比。通过4D地震监测，提高了油藏地质模型的可靠性和数值模拟预测精度。这对于注采模式及注采工艺参数的实时调整具有重要意义。注CO225 a后，采收率在水驱基础上可再提高13%～19%。

图13 4D地震与数值模拟结果对比[14]Fig.13 Comparison of 4D earthquake and numerical simulation results

图14 Weyburn油田不同开发阶段生产数据（EnCana公司）Fig.14 Production data of Weyburn oilfield at different development stages（EnCana Company）

图14是EnCana公司给出的Weyburn油田不同开发阶段生产数据，CO2驱已见成效，可以取得较好的增采效果，同时也实现了CO2温室气体的地质封存。

Weyburn CO2Monitoring 项目是基于CO2-SSWG模式同时紧密结合直井、水平井结构，在保证注入压力达到混相驱的同时在油藏空间范围最大限度提高储层3D空间CO2扫驱效率和实施温室气体地质封存所设计的CO2驱油藏工程模式，体现了以温室气体CO2地质封存为前提的作为提高采收率项目驱动力的新理念。

2.2 国内典型CO2驱提高采收率油藏工程应用模式

受中国石化华东油气分公司、中国石油大庆榆树林油田公司以及冀东油田公司的委托，西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室曾参与了中国石化华东油气分公司草舍油田Et 油藏CO2混相驱先导实验项目设计，中国石油大庆榆树林油田公司树101 油藏区块CO2驱先导试验技术咨询以及开发中后期树101 井区采出块CO2驱采出井流物高压物性分析，以及中国石油冀东油田公司复杂断块高含水稠油油藏水平井CO2吞吐控水增油等技术应用项目的研究。

2.2.1 草舍Et油藏CO2提高采收率油藏工程模式

草舍Et 油藏CO2提高采收率矿场工程应用，是由中国石化华东油气分公司依托中国石化重大科技项目开展的矿场应用项目，也是国内较早的CO2混相驱重大先导试验项目。为达到混相驱的压力条件，油藏工程方案采用分阶段实施有差别的气、水井分注CO2-SSWG 技术模式。首先通过连续注气和水井分注对油藏进行提压，当油藏压力提升到大于混相压力后实施连续注气，当CO2注入量达到设计总量后转为水驱开采模式，同时在典型注采井组开展调驱提高波及效率试验。注CO2的气源来自苏北黄桥气田产出的富含CO2气田气[15-16]。

1）草舍Et油藏特征

草舍Et油藏为断块碎屑岩油藏，地层向西北倾斜9°～14°；北东向由f1、f2 断层将油藏分割成南南、南中、南北断块，油气主要分布在南中Ⅰ-Ⅵ断块。油藏中深3 020 m，油藏面积0.703 km2，地层温度119 ℃，原始地层压力35.9 MPa，储层厚度37.4 m，孔隙度14.08%，渗透率23×10-3μm2。草舍Et油藏流体属于低含甲烷、低含中间烃、高含蜡和重质烃的易凝原油。原油相对密度0.883（地面），原油泡点压力3.9 MPa，溶解油气比21.4 m3/m3，地层油黏度12.83 mPa·s；地层水型Na2SO4，总矿化度37 060×10-6。

2）CO2驱实验室技术支持

细管实验测定草舍Et 油藏地层油CO2驱最小混相压力（MMP）为29.34 MPa，以保证实施过程注入压力的设计能达到混相驱。图15 给出草舍Et 油藏地层油注CO2增溶量与饱和压力关系。可以看出CO2在地层油中增溶能力很强，注入量达到70%时，原油的泡点压力才上升至30 MPa。此时，在地层中实际上已能实现多次接触混相驱。

图15 草舍Et油藏地层油饱和压力与CO2注入量关系（119 ℃）Fig.15 Relation between crude oil saturation pressure and CO2 injection mole fraction in Caoshe Et formation（119 ℃）

图16给出CO2增溶量对草舍Et组地层原油黏度的影响。由图可知，随着CO2增溶量增加，地层饱和原油的黏度下降明显，这有利于改善CO2混相驱过程的流度比，提高CO2的扫驱效率。

图16 草舍Et油藏地层油黏度与CO2注入量关系（119 ℃）Fig.16 Relation between crude oil viscosity and CO2 injection mole fraction in Caoshe Et formation（119 ℃）

采用草舍Et 油藏储层岩心组合成直径2.54 cm、长度95.67 cm 的长岩心模型，长岩心的孔隙度平均值为15.12%，调和平均渗透率为14.59×10-3μm2。在119 ℃和32 MPa压力下开展注水驱和CO2气驱，用以评价CO2的驱替效率和混相驱程度。图17给出水驱阶段之后注CO2驱的驱油效率变化特征。测试结果显示，注0.85 HCPV 的CO2开始突破，突破点累积驱油效率为40%；CO2突破后仍具有较高驱油效率，最终达到86.13%。而且组成分析显示CO2突破后产出油明显变轻，CO2驱替前缘已形成混相驱状态。

3）注气驱优化设计数值模拟技术支持

图17 长岩心0.14 HCPV水驱后持续CO2驱累积采收率变化曲线Fig.17 Change curve of cumulative recovery of continuous CO2 flooding after 0.14 HCPV water flooding in long core

基于最大化提高驱油效率（达到混相）和波及效率（调整井+注采井组优化）的理念，通过多套预可研注采方案开发指标对比计算，优选方案是新增4口注采井，调整注采井网，在水驱目前阶段基础上转CO2段塞驱，达到预定注气规模后再转回注水开采。方案形成5注12采的注采规模（图18）。初期日注气强度为4.38×104m3，连续注气4 a 后当累积注气量达到0.3 HCPV 后再将注气井转为注水井继续注水开采。该方案亦属一种等效的SSWG油藏工程模式。

图18 注采井网分布Fig.18 Distribution map of injection-production well pattern

4）混相驱开发效果跟踪监测及开发动态实施调整

截至2009年3月，区块先后有5 口井注气，累积注气8.4×104t，日注110 t 左右。生产动态显示注气见效明显，采油井QK-26 井见效后，日产油13.52 t，含水4.86%，较注气前日增产原油5 t，含水下降30%。

草舍Et 组油藏注采井组观察井实测数据显示，注采井地层压力均上升到混相压力以上（图19）；通过开展注气井组生产动态实时跟踪数值模拟，证实注气井周围100～120 m范围原油中CO2增溶量已达到70%以上，根据多次接触混相驱机理模拟，已形成混相状态（图20）。

草舍Et油藏注气开发过程重视油藏工程模式的阶段调整，到2013年底注气结束再转注水开发的一个完整驱替周期，期间基于不断改善波及效率理念，先后进行了三次注采模式调整：①调整注气井5 口、注水井1口、生产井8口（实施SSWG模式）；注气量控制在8×104m3/d，连续注气4 a，方案累积注气30 %HCPV；②3口井继续注气，2口井注水（增强SSWG模式）；③继续注气2 a后转注水。

5）综合开发效果

图19 注气后压力监测分布Fig.19 Pressure monitoring distribution after gas injection

图20 油藏CO2摩尔含量分布Fig.20 CO2 mole content distribution of reservoir

整个注采周期采用渐进的SSWG开发模式开发，区块整体日产油从初期的30.72 t最高上升到86.9 t，增值最高达56.18 t，增产倍比达2.83倍；区块整体含水从67.2%最低下降到31.6%，降幅最大达35.6%；到2013年底注气周期结束，CO2封存率达90%。图21给出草舍Et油藏CO2驱提高采收率实际效果分析。

图21 草舍Et组油藏CO2驱增油效果Fig.21 Oil increasing effect of CO2 flooding in Et formation of Caoshe oilfield

该项矿场试验取得了预期的开发效果，同时还探索了CO2驱防气窜对策：①水气交替注入；②部分注采井组交联聚合物调剖；③调整注采层位、合理控制单井注入量、降低注入速度、关井停注等动态调整方法。形成了CO2驱油藏工程和注采工艺配套技术，为苏北地区后续多个油藏注CO2提高采收率技术的推广应用提供了技术储备[17-18]。

2.2.2 国内已实施的其他油藏的CO2驱油藏工程模式

20 世纪末及进入21 世纪以来，国内加快了CO2驱油与地质封存综合利用技术的研究和矿场试验的节奏，中国石油和中国石化等相继启动国家级科技专项攻关项目和技术示范项目，国家累积投入研究资金超过5×108元，油田公司累计投入超过30×108元用于注气提高采收率技术的应用研究。各大油区投入实施的CO2驱试验项目超过10个。据不完全统计，截至2018年，国内CO2驱油产能约（15～20）×104t/a。表1 列出20 世纪末及进入21 世纪以来，我国已开展矿场试验的部分CO2三次采油项目。这些注CO2项目多以老油田为主，力争实现混相或近混相驱，采取的油藏工程模式以连续注气驱方式为主，少数采用了WAG 模式；受早期井型影响，主要以直井注采井网为主，其中一些试验项目已初见成效。

2008年吉林油田黑59等油藏CO2三次采油先导试验项目是中国石油计划建立的低渗砂岩油藏CO2驱油与埋存综合利用示范项目。在黑59北块开展注CO2先导试验，设立6 个注采井组；同时在黑59 南块设置相同规模注水开发对比试验区。初期注气井6口，区块CO2配注达205 t。油藏工程模式为连续+WAG，初期采取混相驱连续注气模式，后续部分井组转为水气交替注采模式。开发过程注重应用多种扩大波及体积的调控技术提高开发效果。先导试验初期取得的效果显示，注入能力大幅度提高，地层压力恢复快，能量保持水平高，可以有效驱替差油层；单井产量大幅度提高（为水驱的1.9倍），低渗透油藏采油速度达到2%以上，开发效果较明显好于水驱；可有效缓解层间矛盾，提高油层动用率；试验区前三年累积增油1.2×104t。同时CO2动态埋存率达到95%以上，超过10×104t。该项目现已纳入吉林油田CO2驱油与埋存规模化应用示范区[8]。

2007年大庆榆树林油田公司在树101 低渗油藏开展了注CO2三次采油先导实验。该项目的设计理念包括超前注气提压达到近混相驱提高驱油效率，直井+水平井组合+泡沫调驱提高波及效率。树101试验区含油面积2.36 km2，油层平均孔隙度10.4%，渗透率1.06×10-3μm2，属于低渗低能量储层。最小混相压力32.2 MPa 大于原始地层压力，适合开展CO2非混相—近混相驱矿场试验。注气方案设计规模：7注16采；采用矩形五点注采井网（井距300 m和250 m，排距250 m）。油藏工程模式包括：预先超前注气6个月，提升地层压力；然后转入周期注气（注3个月关1个月为一周期），单井最大日注气20～50 t，注气压力25.5 MPa；生产井周期开采，流压≥5 MPa，采20 d 关10 d 为一周期。预测树101 试验区注CO2驱油采收率为21.0%，可比水驱提高15.1%。先导试验实施取得较好阶段效果：先期投注2口注气井提升压力，后续投注剩余5口井。当地层压力提升至接近CO2近混相范围后16口采油井陆续投产。为改善储层波及效率，后又陆续投入2 口水平井、1 口直井进行活动注气；同时针对气窜井组开展泡沫调剖试验。注采效果显示：注气压力稳定，可实现有效注入，解决了特低渗透储层能量难以补充问题；采油速度连续三年保持在大于1%以上较高水平。采用超前注气模式通过蓄能可有效将低渗低能量储层转换为有效开采储层，当超前注入0.02 HCPV时未压裂改造的基质生产井可获得较高初期产量，单井日产油最大达到5.6 t以上，采油强度稳定在0.24以上。后续先导试验包括当试验区规模受效后，将进一步调整注气周期及配注；油井采取分类管理，流压控制。油井气窜后针对裂缝导致气窜采用泡沫调剖，基质气窜井采用水气交替扩大波及体积。探索先期注气+周期注气+调驱+WAG的分阶段强化采收率注采模式，同时开展低渗透油藏CO2埋存规律研究[19]。

表1 我国正在实施的部分CO2驱/吞吐油矿场试验项目[4]Table1 Part of CO2 flooding/huff and puff field test projects implemented in China

中原油田针对濮城沙一水驱废弃油藏，开展了CO2/水交替驱先导试验项目，探索了水驱高含水后实施注CO2气水交替三次采油的可行性，积累了经验。濮城沙一油藏含油面积14.5 km2；油层单一，孔隙结构均匀，渗透率高（690×10-3μm2）；水驱阶段采出程度已达51.30 %，综合含水达到98.04 %。注气项目于2008年6月开始实施，采取的油藏工程模式为WAG 和SSWG 模式。注气方案设计规模：注气井12口，采油井33口；边部注水井3口；单井日注CO2量为35 t，试验井组日注CO2量为420 t；注入压力5.2 MPa，阶段累积注CO2达1.63×104t（0.2 PV），累积注水5.5×104m3。已完成5个轮次注入。见效状况：地层压力保持在23.6 MPa，高于混相压力，达到混相驱；采出原油性质变轻，原油黏度下降，原油中间烃含量上升，重烃含量明显下降；对应油井见到明显的增油效果，预测在试验周期内提高采收率可达8%以上[20]。

冀东油田针对高浅北等高含水期浅层常规稠油开展的大规模水平井CO2吞吐控水增油先导试验项目，首次探索了水平井开发油藏进入高含水期实施CO2吞吐控水增油开采的技术可行性，为国内水平井开发的浅层油藏特别是稠油油藏采用CO2吞吐形成规模化控水增油的开采技术提供了技术储备和经验。冀东水平井CO2吞吐控水增油技术获得成功，主要基于前述的超临界CO2所具有的溶剂化能力以及所形成的三个优势机理：对稠油具有较显著的增溶膨胀降黏能力；形成超低黏度泡沫油流能力；形成气泡水（泡沫碳酸水）流增加地层水气阻效应的能力。高浅北区油藏为未饱和常规稠油油藏，属辫状河高孔高渗砂岩储层；孔隙度31 %，渗透率2 121×10-3μm2；油藏温度65 ℃，原始地层压力/饱和压力为18.23/9.02 MPa；地层油相对密度0.910 6，黏度90.34 mPa·s（参阅图1可知其地层温度、压力刚好处于显著的超临界CO2特征区域）。前期油藏开发经历了定向井基础井网开发，定向井扩边完善调剖稳油控水开发，水平井开发等三个阶段。进入含水阶段后，油藏综合含水持续升高，递减率居高不下，产量快速下降，现有井网和驱替方式下采收率仅能达到22.58%。在尝试机械卡水、化学堵水、深部调剖、解堵疏导等多种方法未见明显控水增油效果情况下，在进一步研究水平井出水机理、剩余油分布基础上，提出了CO2吞吐控水增油的技术理念，并由冀东油田开发处组织陆上作业区协同钻采工程研究院和西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室开展了机理及开发可行性研究。自2010年下半年开始，首先在常规稠油油藏水平井上开展基于超临界CO2吞吐的控水增油先导试验，取得成功。同期将试验扩展至水平井开发的高含水期稀油油藏并取得效果。在油藏工程模式上则探索形成了单井多轮次吞吐、并联双井协同吞吐等增强控水增油模式。截至2015年上半年，累计实施CO2吞吐控水增油近600 井次，措施有效率达86%，累积增油超过20×104t，累积降水超过160×104m3，平均换油率大于1，投入产出比达到1∶3.8，取得了较显著的效果。同时积累了以下经验：稠油油藏总体效果要好于稀油；水平井吞吐效果好于定向井；多轮次吞吐总体效果优于单轮次。协同吞吐技术已成为冀东复杂断块边底水油藏特高含水期阶段性提高采收率的一项重要技术对策。该项技术的成功为国内其他同类型油藏高含水阶段采用规模化CO2吞吐控水增油提高采收率提供了技术借鉴[21]。

3 CO2驱提高采收率油藏工程理念及模式的发展

参考国际上对CO2驱提高采收率CMF（连续混相驱）、WAG、SWG、SSWG等油藏工程模式的矿场应用探索[13]，以及CO2驱提高采收率同时实施CO2地质封存的CCUS-EOR 的综合利用理念的形成，同时基于上世纪下叶和新世纪初国内CO2驱提高采收率矿场应用的成功实践，建议在CCUS-EOR 油藏工程模式的应用中应注意强化以下技术理念：

1）CO2注入段塞总量对采收率的影响。20世纪90年代，北美地区大多数石油公司报告的CO2-WAG采收率在10 %～12 %范围，CO2段塞的HCPV 数为30%～40%；到2000年，这一数字增长到18%，CO2段塞HCPV数达到80%；到2017年，发现注入190%HCPV CO2（通过循环注气）可使某些油田的预期采收率有望超过26 %。为什么要通过循环注气来提高CO2最终采收率，本质上是充分利用超临界CO2在驱油过程中同时形成的前缘多次接触蒸发混相驱以及后缘多次接触凝析混相驱的双重驱油机理，从而实现接近100%的驱油效率以及波及效率。通过细管测定MMP的实验曾发现，基于注入1.2 HCPV得到的MMP 实际上给出的是前缘多次接触混相压力，而在驱替后缘发生的多次接触凝析混相驱过程要达到驱替效率90%以上，需要的驱替倍数至少要达到2.4倍HCPV 以上，明显大于前缘混相压力测试的1.2 HCPV。因此，通过多倍孔隙体积循环注气才能充分发挥超临界CO2后缘凝析混相驱的驱油效率。

2）提高CO2的地质储存量。常规CO2提高采收率作业主要关注CO2的驱替效率，为了达到较高的采收率，CO2必须通过储层进行循环。但基于提高采收率同时实施CO2地质封存的CCUS-EOR 理念考虑，CO2循环回注后最终尽可能实现最大限度的地质封存。根据现有的CO2驱替成功案例，在CO2循环注入体积超过125%HCPV时，延长WAG所形成的CO2储集能力可以提高到50%～60%HCPV，但采收率增量会变小。

3）注入压力对循环吞吐率的影响。所有油藏都会有一个CO2可以注入的最大吞吐率。决定储层能够储存的CO2最大量取决于试验区注采井网覆盖的孔隙空间、井网结构、目前地层压力、裂缝压力、基质和裂缝的kh、气驱油相渗曲线等因素。目标是在保持良好的密封完整性的水平上提注入压力，从而使CO2吞吐（循环注气）率达到最大化。

4）CO2封存（储存）时机的选择。在CCUS-EOR实施过程中，何时从CO2驱提高采收率转向CO2储存，取决于剩余油饱和度和非润湿阶段相捕集的组成。后者贯穿于CO2注入的整个周期，通常75%的CO2储存发生在项目实施周期的前三分之一阶段；在这个阶段之后，注入的大部分CO2是采出油气中带出的CO2回收后的再循环利用，直到循环注气达到采收率经济极限。

5）储层CO2总储存潜力的确定。CCUS-EOR实施过程的目标首先是油藏剩余油的潜力，一般可不考虑地层水的影响。但后期以CO2储存为目标时，储层中剩余的油和水将一起成为商品目标（在有碳减排税激励下）。在这种情况下，尽可能多地将剩余的原油和地层水从油藏中置换出来，并用CO2取代将形成新的开采理念。而同时开采油水所提供的额外储集能力有可能远远超过单纯的提高原油采收率的储集能力。

6）北美地区经验指出，传统WAG 技术已经在90%以上的CO2驱项目中得到应用，并与井型（特别是水平井的普遍实施）、井网密切结合以便最大限度提高波及效率。常见的注采井网包括五点井网、九点井网和不规则网状井网。目的是改善循环回注CO2的波及效率和CO2回收率，从而延长油藏CO2驱的寿命和提高最终采收率。而大多数CO2驱项目都采用梯度/混合WAG模式来优化WAG的管理。

7）已成功实施CO2驱技术应用的一个共同理念是：CO2注入过程产出的CO2必须回收并重新注入储层，形成循环注气方式，以最大限度地提高采收率。新的发展趋势是通过进一步深化和完善连续注CO2混相驱、改进的CO2-WGA 驱、扩展剩余油富集区（ROZ）CO2驱、CO2重力稳定驱、双向CO2气驱、CO2循环气驱、CO2注气吞吐、直井+水平井网3D-CO2驱、CO2控水等油藏工程模式，特别是结合现代水平井技术的运用，为提高CO2驱3D 波及效率提供了新的技术支持。有望将油藏采收率提高到一个新的水平，同时实现以油藏为靶点的CO2温室气体的大规模工业化地质封存。

8）基于前述CO2所具有的超临界物理特性和占优势的驱油机理，以及国内外矿场应用成功案例，与其他类型的采油机理相比，CO2是从剩余油（ROZ）带中进一步开采剩余油的最佳驱替介质。它能广泛适应于常规油藏、稠油油藏以及复杂断块油藏水驱之后的三次采油，也能应用于低渗和致密油藏直接进行二次采油。国际上北美地区三分之二的CO2驱项目是在低渗-特低渗油藏实施的；国内CO2驱油技术的应用也主要从低渗油藏开始，90%以上的CO2驱项目为低渗-特低渗油藏，CO2作为提高低渗-特低渗油藏采收率的驱油介质，从驱替机理上讲主要是CO2对低渗基质具有占优势的渗吸驱油能力。近年来对CO2段塞驱油藏转水驱开发后再次实施CO2驱二次开发的可行性也在开展研究。对页岩气藏采用超临界CO2进行体积压裂同时置换甲烷气的开发模式也在开始探索研究[22]。

9）发展CO2驱提高采收率技术，应特别重视规模化效应和综合利用。北美地区CO2-WAG 技术的发展历程显示，大规模开展CO2提高采收率技术的矿场试验，可促进同一技术的配套发展和降低技术成本，形成规模化以及综合利用的总体经济效益。近年来，中国石化华东油气分公司将草舍Et 组油藏CO2驱技术先后推广到苏北盆地在草中Ef3等15个区块，共部署43注117采的开发井网，累积注入已超过70×104t，覆盖地质储量近1 500×104t，CO2驱产量占比逐年增大，平均降低年自然递减2.4%，初步成为华东油气分公司苏北老区低油价下稳产上产的技术保障。中国石油在吉林油田建立了国内首个CO2混相驱油与地质埋存综合利用工业化示范区。计划11个区块，注气井171口；预计初期年增油（2.7～26.1）×104t，阶段累积埋存CO2温室气体可达300×104t。

4 结论

1）CO2所具有的超临界流体特征，构成了CO2在混相驱、对油藏剩余油的增溶膨胀、获得有利流度比、对剩余油重质烃组分的抽提、对稠油形成超低黏度泡沫油流、同时形成前缘多次接触蒸发混相驱以及后缘多次接触凝析混相气驱、形成气泡水（泡沫碳酸水）阻水等方面形成占优势的驱油机理。

2）北美地区，自上世纪70年代开始实施CO2三次采油工程应用到目前，已形成了WAG 驱、剩余油富集区（ROZ）驱、重力驱、双向气驱、循环气驱、注气吞吐、水平井网注气、CO2驱水等多种CO2驱油藏工程模式。其中WAG 占据CO2驱应用模式的90 %以上。21 世纪以来，随着水平井技术的广泛应用，CO2驱技术得到了更广泛有效的应用。

3）北美地区Weyburn油田CO2驱项目案例分析显示，综合考虑CO2混相驱、气水交替、直井+水平井同时注水注气组合井网、部分CO2循环回注以及与CO2CCUS相结合等多项CO2提高采收率油藏工程理念的组合。代表了国际上CO2提高采收率+地质封存综合利用技术的发展趋势。

4）国内苏北地区草舍Et 油藏CO2驱、吉林油田黑59等油藏CO2驱、大庆榆树林油田树101低渗油藏注CO2、中原濮城沙一水驱废弃油藏CO2/水交替、胜利高89 特低渗透油藏连续注CO2先导试验、冀东中浅层常规稠油油藏高含水期水平井大规模CO2吞吐等项目，分别探索了注CO2连续混相驱、连续+WAG、气水井分注SSWG、CCUS-EOR、水平井CO2吞吐控水增油等提高采收率的油藏工程理念及开发模式的应用效果。

5）对国际上CO2项目发展文献回顾指出，传统的CO2-WAG 技术已经在全世界90 %以上的CO2驱替项目中得到应用，并衍生出连续CO2注入、恒定比例WAG注入、梯度/混合-WAG注入以及SWG/SSWG注入等多种模式。基于北美地区CO2技术发展的回顾，结合国内近20年来CO2驱先导试验积累的经验，建议在CCUS-EOR油藏工程模式的应用中注意强化以下技术理念：充分发挥超临界CO2在驱油过程中同时形成前缘多次接触蒸发混相以及后缘多次接触凝析混相气驱的双重驱油机理，探索发展循环注CO2显著提高采收率技术、CO2驱与井网井型密切结合的3D强化波及效率技术。

6）发展CO2驱提高采收率技术，应特别重视规模化效应和综合利用。通过进一步发展和完善连续注CO2混相驱、改进的CO2WGA驱、扩展剩余油富集区（ROZ）CO2驱、CO2重力稳定驱、双向CO2气驱、CO2循环气驱、CO2注气吞吐、直井+水平井3D 井网CO2驱、CO2控水等油藏工程模式，同时进一步发展CCUS-EOR综合利用技术，在最大限度实现CO2驱提高油藏剩余油采收率的同时，实现CO2最大化油藏地质封存。

致谢

在本文的撰写过程中，部分内容的分析曾参考了作者参加注CO2驱技术交流会议期间韩培慧高级工程师、赵淑霞高级工程师、邓瑞健高级工程师以及郑家朋高级工程师等技术交流PPT 中所展现的理念，在此向他们表示由衷的谢意！