“双碳”愿景下CO2驱强化采油封存技术工程选址指标评价

张成龙 王瑞景 罗 翔 张斌斌 刘 廷 马梓涵 刁玉杰

（1. 中国地质调查局水文地质环境地质调查中心，河北 保定 071051；2. 中国石油新疆油田公司开发公司，新疆 克拉玛依 834000；3. 中国石油青海油田公司采油三厂，青海 海西 816400；4. 中国石油长庆油田公司长庆实业集团有限公司，陕西 西安 710018；5. 中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江 大庆 163453）

0 引 言

应对气候变化是全球共有的挑战，目前占全球温室气体排放量的88%、经济规模超过90%的近140 个国家已经宣布了各自碳中和计划［1］。中国在2020 年提出碳达峰、碳中和（简称“双碳”）战略目标，并在2022 年政府报告中明确了加快落实行动方案［2］。2021 年中国能源消费总量达到52.4×108t 标准煤，与能源相关的CO2排放量为105.23×108t，占年排放总量119×108t 的88%，并且还在持续增加。从发达国家发展历程和中国的能源格局来看，中国要实现“双碳”战略目标的时间短、任务重、难度大［3］。在“双碳”战略愿景下作为碳排放大户的油气行业转型发展成为被广泛关注的议题［4-5］，而CO2驱强化采油封存技术（CO2-EOR）因能实现CO2埋存同时增产增效无疑是首选技术和最现实的选择［6-7］。

CO2-EOR 愈发成为近年研究的热点。张本艳等［8］基于岩心驱替试验、CO2驱细管实验，指出CO2驱较水驱具有更低的注入压力、更好的驱油效果；叶恒等［9］从油藏数值模拟角度认为CO2驱水气交替驱油要比CO2连续气驱油具有更快的效率；张成龙等［10］结合地调实践研究，认为CO2可代替注水驱替显著提高低孔、低渗高致密油的可动用性；李阳等［11］从中国石化CCUS-EOR 不同发展的历程出发，提出了不同油藏类型的CO2-EOR 筛选原则和应用前景；杨勇［12］基于油藏工程方案设计，提出了油藏CO2驱适应性评价标准。上述研究主要集中在室内实验、数值模拟、现场实践、宏观认识等方面，认为CO2可作为一种高效的驱油“催化剂”，并从油藏本身情况（地质因素、开发条件等方面）提出了油藏CO2-EOR 筛选原则和适应性评价标准，在CO2对油田增产增效贡献上突出CO2提高油藏采收率，而对CO2-EOR 项目本身的安全、工程、经济等要素，以及多因素关联性、系统性研究相对缺乏，整体上CO2-EOR 工程选址评价研究有待进一步系统归纳［13-14］。

本文基于国内外文献调研和我国CO2-EOR 应用进展及工程实践，从地质条件和油藏工程实际出发，剖析了选址的地质、工程、安全、经济4 个影响因素，定性-定量的构建了CO2-EOR 工程三级选址指标评价体系（GESE），以期为我国油藏开展CO2驱现场试验和工业化推广提供选址借鉴。

1 中国CO2-EOR示范工程概况

CO2-EOR（图1）是CCUS 领域里相对成熟、应用较广的技术，主要通过CO2混相驱、CO2非混相驱等技术提高石油的采收率。目前油田经历一次、二次采油后仍有2/3 地质储量的原油以小油滴孤立存在于储层的孔隙中形成“困油”，或以薄膜形式存在于岩石颗粒表面，形成剩余油，由此可见CO2-EOR 前景广阔。

图1 CO2-EOR示意Fig. 1 Schematic of CO2-EOR

据统计中国有近百亿吨石油适合CO2驱，预计可增产石油7×108～14×108t［15-16］。中国自大庆油田20 世纪60 年代率先开展小井距注CO2提高石油采收率现场试验以来，先后在苏北、胜利、延长、新疆、中原等油田开展了先导性试验，并逐步达到了商业化推广应用。截至2022 年底，中国共计开展碳捕集、利用与封存（CCUS）项目23 个（含在建项目5 个），累计注入CO2超过6.5×106t，其中CO2-EOR 项目12 个［3，17-19］，累计注入CO2为5.75×106t，产油量为2.0×106t，2022 年CO2-EOR 项目CO2年注入量超100×104t［3，17］（表1）。

表1 中国CO2-EOR示范工程Table 1 Demonstration CO2-EOR projects in China

从表1 可以看出，中国CO2-EOR 示范工程主要集中在松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、苏北盆地等大中型沉积盆地。作为CO2地质封存场所，这些沉积盆地大部分具有地质构造稳定，远离断裂活动发育带、较好的圈闭条件和良好的储盖层组合、储层深度适中、储层面积广、沉积厚度大、孔隙度和渗透率较低等特征，明确了CO2-EOR 工程选址通用依据（大地构造、区域稳定性和容积条件）和具象特征（物性条件）。

2 CO2-EOR工程选址原则

CO2-EOR 工程选址秉承“地下与地表相结合，技术与经济相结合”研究思路，遵循3 方面专属性原则。

2.1 CO2封存与资源开发相统一

油藏CO2地质封存与CO2提高采收率二者间既有一致性又有差异性。一致性是二者都需要将CO2注入到油藏储层内；差异性是二者的目的不同，前者重点关注CO2的注入量和封存量，后者重点关注的是提高油气采收率程度。

2.2 安全性

油藏CO2地质封存能否长期安全可靠，是选址时重点考虑的首要因素。必须保证目标油藏具有稳定的地质构造、良好的储盖层组合和圈闭条件、远离地震带和活火山发育区且在封存区域一定范围内没有贯通性的断层和裂缝等CO2泄露通道存在。

2.3 经济性

经济性是保证油藏规模化CO2地质封存与长期实施的前提，在实现CO2地质封存的同时获得一定的经济回报，无疑是现阶段CO2地质封存最经济、最合理的首选方式。

3 CO2-EOR工程选址考虑要素

基于CO2-EOR 工程选址原则，结合中国CO2-EOR 应用进展和工程实践，CO2-EOR 示范工程选址指标要考虑以下要素：地质要素、工程要素、安全要素和经济要素。

3.1 地质要素

地质因素包括区域大地构造背景、区域稳定性以及油藏自身性质如储层物性、厚度、深度等。油藏形成于稳定大陆板块内部或者近稳定大陆板块内部沉积盆地，在漫长的地质时期能够保存，说明具有足够大的地质圈闭和良好的储、盖层组合及区域稳定性，本文主要从油藏自身因素进行归纳总结。

3.1.1 油藏因素

油藏因素选址指标主要包括油藏深度、储层厚度、倾角、温度、压力、孔隙度、渗透率、非均质性和润湿性等。结合已实施的CO2驱油项目中，部分油藏因素与实施的项目比例关系如图2 所示。

图2 不同油藏因素下CO2-EOR示范工程项目分布比例Fig. 2 Distribution proportion of CO2-EOR demonstration projects under different reservoir factors

（1）油藏深度。油藏深度要充分考虑CO2超临界流体封存状态要求和经济性。为达到提高石油采收率的目的，油藏压力下限要高于原油和CO2的最小混相压力（pMMP），以实现CO2混相驱要求，对应的油藏深度大于800 m；同时，油藏深度越大，施工强度越大，成本也就越高，对应的油藏埋深小于3 500 m。因此适宜CO2驱油的油藏埋深宜在800～3 500 m。从油藏深度分布与实施的项目个数的比例关系可看出（图2（a）），适合CO2驱的深度为1 500～2 000 m，随着油藏埋深的增加或减少CO2驱的适宜性逐渐降低。油藏深度评价指标：1 500 m<油藏深度≤2 000 m，评价等级为好；2 000 m<油藏深度≤3 500 m、800 m≤油藏深度≤1 500 m，评价等级为一般；油藏深度>3 500 m，评价等级为差。

（2）储层厚度。在储层因素中，储层厚度越大，越有利于CO2封存，油藏封存CO2的潜力越大。但在CO2驱油过程中，由于注入的CO2与原油存在黏度和密度差别，在驱替的过程中，黏度和密度相对较小的CO2驱替剂会超覆原油，对原油驱替不利。且油藏储层厚度越大，超覆现象越明显；相反，油藏储层相对较薄，不容易发生气窜，有利于原油驱替。油藏储层厚度评价指标：储层厚度≤10 m，评价等级为好；10 m<储层厚度≤40 m，评价等级为一般；储层厚度>40 m，评价等级为差。

（3）倾角。在CO2驱油过程中，有水平作用和垂直作用2 种。当注入的驱替液与被驱替的原油密度相近时（如混相驱），主要通过驱替体系的水平作用来提高原油的采收率。当注入的驱替体系与被驱替的原油密度差别较大时（如非混相驱，水气交替驱等），重力效应明显，密度较小的驱替体系会与密度较大的原油体系分离，逐步进入到油藏构造顶部。在重力稳定驱过程中，油藏倾角、垂向渗透率和注入速度是相互关联的一组参数，其表达式为

式中：v——最大注入速度，m/s；g——重力加速度，9.8 m/s2；∆ρog——油气密度差，kg/m3；μo——油的黏度，mPa·s；μg——气的黏度，mPa·s；Ko——油的渗透率，μm2；Kg——气的渗透率，μm2；α——油藏倾角，（°）。

通过对重力稳定驱的驱替特点及其最大速度的分析可知，油藏倾角越大，重力稳定驱油效果越好［20］。据此油藏倾角评价指标：倾角>70°，评价等级为好；10°<倾角≤70°，评价等级为一般；倾角≤10°，评价等级为差。

（4）孔隙度。油藏孔隙度越大，CO2封存量越大，在油藏中的运移速度越快，越有利于CO2封存。但对CO2驱而言，孔隙度太大驱替剂容易发生超覆流动和指进现象不利于注气开采。孔隙度太小，注入的流体难以进入储层，CO2封存量相应减少。因此在CO2驱过程中孔隙度不宜过高也不宜过低。结合实施的CO2-EOR 项目中油藏孔隙度的分布（图2（b）），得出油藏有效孔隙度评价指标：10%<孔隙度≤15%，评价等级为好；孔隙度15%<孔隙度≤25%、6%<孔隙度≤10%，评价等级为一般；孔隙度>25%、孔隙度<6%，评价等级为差。

（5）渗透率。油藏渗透率是指在一定的压差下，油藏岩石本身允许流体通过的能力。渗透率大小与孔隙度、润湿性以及液体渗透方向上孔隙体积的孔隙形状、颗粒大小和排列方向相关。在CO2驱油过程中，油藏渗透率有一个适宜的范围。渗透率太高，CO2容易发生气窜；渗透率太低，CO2注入困难。油藏渗透率评价指标：10×10-3μm2<渗透率≤100×10-3μm2， 评价等级为好； 渗透率100×10-3μm2<渗透率≤500×10-3μm2、1×10-3μm2<渗透率≤10×10-3μm2，评价等级为一般；渗透率>500×10-3μm2、渗透率<1×10-3μm2，评价等级为差。

（6）非均质性。油藏非均质性常用渗透率变异系数来描述。储层渗透率的变异系数是储层非均质性大小的表征，它反映了混相驱过程由于渗透性变化引起的溶剂突进程度。对于非均质油藏而言，无论是水平非均质还是垂向非均质，注入的流体均首先进入到高渗透层油藏，而低渗透层油藏波及较少或不能波及，不利于提高石油采收率。因此，油藏非均质性越小越好。油层非均质性是直接影响气驱效果的主要因素之一，也是确定注入气量时必须考虑的因素。一般条件下，油藏变异系数为0.5～1.0，初步确定注气候选油藏储层非均质性的评价指标：渗透率变异系数≤0.5，评价等级为好；0.5<渗透率变异系数≤0.7，评价等级为一般；渗透率>0.7，评价等级为差。

（7）温度。油藏最小混相压力随油藏温度的增加而升高，温度越高越不利于CO2混相，而温度降低会导致原油黏度增大。在已开展CO2-EOR 项目中，选择温度在70～120 ℃的油藏最多［21］。油藏温度为80～90 ℃最适合CO2驱油，随着油藏温度的上升或下降，CO2驱的适应性下降（图2（c）），确定油藏温度的评价指标：80 ℃<油藏温度≤90 ℃，评价等级为好；油藏温度90 ℃<油藏温度≤120 ℃、50 ℃<油藏温度≤80 ℃，评价等级为一般；油藏温度>120 ℃、油藏温度≤50 ℃，评价等级为差。

（8）压力。在CO2驱过程中，油藏压力作用是相向的，一方面油藏压力大于CO2混相压力，可以保证CO2与原油混相，实现高采收率的混相驱；另一方面，油层压力增加会加大工程强度和风险程度，影响整体上注气效果［22］。结合前人研究和工程实践，初步认为油藏压力的评价指标：15 MPa<油藏压力≤20 MPa，评价等级为好；油藏压力20 MPa<油藏压力≤30 MPa、10 MPa<油藏压力≤15 MPa，评价等级为一般；油藏压力>30 MPa、油藏压力≤10 MPa，评价等级为差。

（9）润湿性。润湿性指流体润湿固体表面的能力。油润湿性指数越高，代表亲油性越强，CO2驱替体系越容易进入到孔裂隙中，进一步提高驱油波及体积和驱油效率；相反，油润湿性指数越低，亲水性越强，亲油的CO2驱替体系难以进入油藏的孔隙中，原油采收率较低［23］。在水驱油藏中，油润湿性指数减小，采收率提高幅度降低。其润湿性评价指标：0.8<油湿指数≤1.0，评价等级为好；0.4<油湿指数≤0.8，评价等级为一般；0<油湿指数≤0.4，评价等级为差。

3.1.2 流体因素

流体因素选址指标主要包括原油黏度、原油密度。结合已实施的CO2驱油项目中，部分油藏流体因素与实施的项目比例的关系如图3 所示。

图3 不同流体因素下CO2-EOR示范工程项目分布比例Fig. 3 Distribution proportion of CO2-EOR demonstration project under different fluid factors

（1）原油黏度。驱替过程易突进，目标油藏必须选择原油黏度较低的油藏。从图3（a）可见，原油黏度小于4.0 mPa·s。S.Bachu 等［24］在综合分析黏度、温度、密度因素等关系及流速控制方法后，扩展了原油黏度的适应范围，指出了CO2混相驱适应的黏度上限为10～12 mPa·s。结合这些认识，得出注CO2候选油藏原油黏度的评价分级标准：原油黏度≤2 mPa·s，评价等级为好；2 mPa·s<原油黏度≤8 mPa·s，评价等级为一般；8 mPa·s<原油黏度≤12 mPa·s，评价等级为差。

（2）原油密度。原油密度与原油黏度相对应，密度大的原油，其中重组分含量高，黏度大，对应CO2气驱时容易形成黏性指进，导致驱油效率低；相反，原油密度小，黏度小，对CO2驱油有利。一般条件下，注CO2适应的原油密度在0.795～0.960 g/cm3（图3（b））。原油密度评价指标：原油密度≤0.82 g/cm3，评价等级为好；0.82 g/cm3<原油密度≤0.88 g/cm3，评价等级为一般；0.88 g/cm3<原油密度≤0.90 g/cm3，评价等级为差。

3.2 工程要素

场地选址工程因素主要考虑地面场地条件和生产方式。

3.2.1 地面场地条件

地面场地条件适宜性是评价单元国土空间安全及环境风险条件的综合反映，包括地质灾害易发性、人口密度（人/km2）、地形复杂程度（起伏度）［25］。

（1）地质灾害易发性。地质灾害易发区就是容易产生地质灾害的区域，如场地及其周边存在崩塌、滑坡、地裂缝、泥石流，处于采矿塌陷区、岩溶塌陷区、地面沉降区，低于江河湖泊、水库最高水位线或洪泛区等。根据地质灾害易发性等级通常可划分为高、中、低和不易发4 类。CO2-EOR 工程选址中，地质灾害低易发和不易发为好等级，中易发为中等级，高易发为差等级。

（2）人口密度。人口密度为主要的社会环境指标，以人/km2为评价单位。人口密度≤25 人/km2为极端稀疏区，在选址评价中为好等级；25 人/km2<人口密度≤50 人/km2为绝对稀疏区，在选址评价中为中等级；人口密度>50 人/km2为相对稀疏区，在选址评价中为差等级。

（3）地形复杂程度。地形复杂程度以4 个地形要素进行确定，分别为地物、地貌、坡度和比高。CO2-EOR 工程选址中，地形复杂程度简单为好等级，地形复杂程度中等为中等级，地形复杂程度复杂为差等级。

3.2.2 生产方式

生产方式选址指标主要涉及场地选取的开发方式、开采技术、井网密度。

（1）开发方式。受油气田的油藏条件限制，同一个油藏，可以有不同的开发方式，如有水气交替注入方式、连续注气方式和枯竭后注气方式等。各种注气方式均有各自的特点，适用于不同的油藏条件，对提高采收率的贡献也不相同。

（2）开采技术。CO2混相驱和CO2非混相驱作为CO2-EOR 领域里应用最广2 种技术，无优劣之分，适合哪种CO2驱油方式是要综合考虑油藏自身因素和CO2驱的适应条件，如原油密度、原油黏度、剩余油饱和度、油藏深度、温度、渗透率、变异系数、油藏压力、储层规模、提高石油采收率的幅度等［11］（表2），但从二者模式下开采潜力（驱油效果） 来看，CO2混相驱油技术增产更为明显［13］，如Rangely、Northeast Purdy、Little Greek、Wertz、North Colesleves 等世界典型油藏，通过CO2混相驱技术，提高石油采收率7%～20%［26-27］，此外，还需考虑CO2封存安全和CO2相态特征。

表2 CO2驱油藏潜力筛选标准Table 2 Screening criteria for CO2-EOR reservoir potential

（3）井网密度。根据油藏不同的特点和不同的开发阶段，井网的密度，注采井的比例均需要做出调整。针对某些特殊油藏，丛式井和水平井技术也在逐步推广应用。对应不同的井网技术，CO2提高采收率效果不同。

3.3 安全要素

一个开发中后期成熟油藏本身具有较高的勘探程度、良好的圈闭条件、巨大的储存空间及详细的地质资料，其地质因素安全风险在选址阶段比较容易排查。不同于CO2咸水层封存，CO2-EOR 工程选址阶段更多考虑人为因素泄露风险［28-30］。一是原有井如勘探井、生产井、报废井等因工艺和年限、套管类型和条件、落成数量、竣工质量、堵塞及废弃方法等破坏原有井道完整性造成的潜在风险泄露；二是油藏开采史上因填埋、废弃、错位井导致“未被发现”的井套管损害造成潜在泄露风险。理论上原有油藏开采历史越久、各类井越多，在CO2-EOR 工程伊始，越要加强潜在人为泄露风险排查。

3.4 经济要素

经济因素主要考虑经济环境和监测成本。

3.4.1 经济环境

经济环境指标可进一步细化为源汇距离（运输方式）、原油（碳交易）价格与补贴政策、社会环境。

（1）源汇距离。油藏区域碳源密度越高，越有利于CO2-EOR 项目的实施。CO2注入量大，尤其是百万吨级乃至千万吨级CO2驱油项目，越是要尽量就近封存，或者铺设CO2集输管（专）线。中石化胜利油田CO2-EOR 项目（表1）气源来源于化工厂、燃煤电厂，需要捕集、处理、运输过程，其成本可达650～1 000 元/t［10］，高昂的处理成本使项目中途一度处于停运状态。源汇距离选址指标：碳源丰富、距离近，选址优越；碳源较远，选址适宜；碳源稀缺-极稀缺，选址不适宜。

（2）原油（碳交易）价格与补贴政策。现阶段碳交易与国际原油价格很难保证CO2-EOR 项目（收益）正常生产运行，需要政府补贴政策来减轻油气企业负担［31-32］。当前，碳交易、原油价格与补贴政策呈现了较大的不确定性：一是中国碳市场碳配额交易存在成交量不稳定、碳价格过低等问题；二是国际原油价格WTI 呈现不断波动的状态，受政治、供需、战争等影响存在较大不确定性；三是碳排放税收缴、CO2-EOR 项目补贴激励等相关政策存在一定不确定性。将三者进行综合考虑得到图4，当处于临界线右上方时，对CO2-EOR 项目的实施越有利，当处于临界线左下方时，对CO2-EOR项目的实施越不利，在交叉区域，当政府补贴系数满足或超过图4 对应补贴系数时，可适当开展项目实施，反之，建议推迟执行。

图4 实物期权下CO2-EOR项目适宜区域划分（据文献[32]修改）Fig. 4 Division of CO2-EOR suitable area under real options(modified from reference[32])

（3）社会环境。社会环境包括所在地的社会政治环境、法制环境、科技环境、文化环境等宏观因素，对于CO2-EOR 项目而言，营商环境、基础设施、人文习俗、劳动力资源、经济科技等社会环境越好，越有利于CO2-EOR 项目实施，如东部比西部建设成本低，平原比山区建设成本低。社会环境选址指标：环境条件好，选址优越；环境条件一般，选址较适宜；环境条件差，选址不适宜。

3.4.2 监测成本

监测预算也是CO2-EOR 项目实施阶段考虑的重要因素，后期监测成本主要体现在CO2-EOR 项目的规模上，如十万吨级的CO2-EOR 项目依靠多口监测井就可满足，而百万吨级CO2-EOR 得要多环监测井位、完善的井-地-空监测系统等，值得说明的是实际监测更复杂，一般而言CO2-EOR 项目的规模越大，监测系统越复杂，监测成本越高。

4 CO2-EOR工程选址指标体系

在全面分析CO2-EOR 工程选址影响因素的基础上，建立了不同影响因素的条件参数，定性-定量地总结了地质、工程、安全、经济性（GESE）4个一级指标、8 个二级指标、27 个三级指标的CO2-EOR 工程选址依据（表3）。根据选址指标体系，对各级评估对象指标参数进行评估、排序，筛选出CO2封存目标油藏，再进行优劣比较，获得优质靶区：运用多源信息叠加处理方法进行CO2-EOR 场地选址研究，以GIS（地学信息系统）的基本功能为工具，在系统分析CO2地质储存影响因素基础上，将每个因素编制一张专题信息图；每张专题图生成一个信息存储层，经编辑后，先做单因素分析，然后再进行各主要控制因素的配准复合处理，形成一个复合叠加的新的信息存储层；在此基础上，构建场地选址适宜性评估模型，开展研究区场地筛选适宜性评估，对优选出的目标靶区采用50 m×50 m 的栅格化GIS 处理，首先对每个单因素编制的专题信息图进行关键因素一票否决，即确定不适宜开展CO2地质储存；然后采用公式进行GIS空间分析和评价，即

表3 CO2-EOR工程选址依据Table 3 Basis for CO2-EOR project site selection

式中：P——评价单元CO2地质储存适宜性综合评分值；n——评价因子的总数；Pi——第i个评价指标的给定指数；Ai——第i个评价指标的权重。

值得说明的是，CO2-EOR 实际工程选址要复杂得多，再加上相同依据在多方面评价中的不确定性及各要素权重，需要根据实际情况谨慎选取。从经验来看，一级指标权重建议参考值：地质要素权重0.4、安全因素权重0.2、工程条件权重0.1、经济条件权重0.3。

5 结 论

（1）CO2-EOR 工程选址秉承“地下与地表相结合，技术与经济相结合”研究思路，遵循“CO2封存与驱油相统一”、安全性、经济性的专属性原则。

（2）全面分析了CO2-EOR 工程选址影响因素，建立了不同影响因素的条件参数，定性-定量的总结了地质、工程、安全、经济（GESE）4 个一级指标、8 个二级指标、27 个三级指标的“4+8+27”CO2-EOR 工程选址依据，可为油藏开展CO2-EOR工程选址提供借鉴。