大庆油田蔡萌：CCUS-EOR工程技术进展与展望！

蔡　萌^1,2　 杨志刚¹　 赵　明¹

1.大庆油田有限责任公司采油工程研究院；

2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室

摘　要：“双碳”目标背景下，二氧化碳捕集、驱油与封存（CCUS-EOR）可实现温室气体的资源化利用和提高原油采收率双重目的，是现实可行的规模化减碳技术。我国CCUS-EOR经过技术攻关和矿场试验，形成了注采工程技术体系，主要包括单管、双管分注工艺技术，防气工艺单独应用或组合应用的高气液比举升技术，材质、药剂、监测组合的腐蚀防护技术，水气交替注入控窜、化学封窜的延缓气窜技术，带压作业或无固相压井液和胶塞暂堵剂的压井工艺技术，预防为主、化学或物理解堵为辅的井筒解冻堵技术，井筒安全风险评价技术等。为推动CCUS-EOR规模有效应用，建议强化CCUS战略规划研究，确定技术发展重点和关键环节；统筹考虑CCUS-EOR全流程，打造油田特色CCUS模式；依托示范工程攻关核心关键技术，实现CCUS-EOR产业化；建立学术研究与交流平台，促进工程技术一体化发展。

关键词：CCUS-EOR；CO₂驱油；注采工程；工程技术

2020年9月22日，习近平主席在第75届联合国大会一般性辩论上宣布，中国力争于2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）作为主要的末端中和方式，在实现“碳中和”的过程中蕴藏巨大发展潜力。CO₂捕集、驱油与封存（CCUS-EOR）可实现温室气体的资源化利用和提高原油采收率双重目的，是CCUS实施的主要阵地。我国CCUS-EOR技术研究起步于20世纪60年代，因气源制约等因素发展滞后，进入21世纪后加快了研发与应用步伐。目前我国CCUS理论技术攻关与现场试验均取得了重要成果和重大进展，工程技术基本实现全流程配套，正从理论技术、现场试验、工业应用等方面，加速推进CCUS全产业链发展。

注采工程技术是CCUS-EOR技术的关键组成环节，起着承上启下的作用，是完成油藏工程方案的技术保证，也是地面工程建设的依据和出发点。在公开发表的文献中，涉及CCUS-EOR注采工程技术发展现状的综述文献较少。本文针对CCUSEOR工程技术相关文献进行整体梳理，分析了技术发展现状与主要特点，对技术未来发展方向展开讨论，以期为我国相关技术成熟配套指明方向。

1　我国CCUS-EOR工程技术现状与主要特点分析

1.1　攻关单管、双管分注技术，满足多层分注需要

我国油藏多为陆相沉积，层间非均质性严重，笼统注气工艺在实际应用中存在吸气剖面不均匀、高渗透层气窜严重和低渗透层动用程度低等问题。国内油田针对性进行分层注气工艺技术攻关，主要在管柱结构及配套工艺上有所不同。

大庆油田在分注工艺上形成了单管2~3层分注技术，配套测调工艺技术，通过投捞更换气嘴方式进行分注（图1）；形成了由同心双管专用井口及井下同心双管分注管柱组成的双管分注技术，通过井口闸门调整单层注入量（图2）。吉林油田开展了双管两段分注试验，通过优化管柱结构，降低管柱泄漏风险，改善注气效果。江苏草舍油田研发了双级锚定式管柱，配套质量流量计，改进分注器等井下工具，形成同心双管分层注气技术。

图1　单管分注管柱示意图

图2　同心双管分注管柱示意图

1.2　形成防气举升技术，助力高气液比高效举升

国内CO₂驱采油井举升方式以有杆泵为主，气驱油井见气后易导致有杆泵举升工艺效率低，甚至发生气锁现象。目前国内油田普遍应用防气采油管柱，下管柱时将尾管置于目的层以下，实现CO₂初次分离；抽油泵下端安装气液分离装置，对进入油管的CO₂进行二次分离；油管上部安装气举阀，设定合理打开压力，实现气举控压，辅助携液举升。

大庆油田形成了以气液置换式防气泵和复合式气液分离器为主、助流举升为辅的一体化防气举升工艺（图3）。针对油井不同气液比，采取防气工艺单独或组合应用的方式，现场累计应用200余井次，平均泵效提高5.6%。吉林油田应用中空防气泵、组合式气液分离器、气举阀，形成了携气举升工艺。江苏草舍油田应用防气射流泵控制下部高渗透层产气，应用防气泵将上部高、低渗透层产出液合举至地面，现场试验3口井，平均泵效提高10.5%。

图3　防气举升工艺示意图

1.3　升级腐蚀防护技术，延长井下管材与工具服役年限

CO₂驱注采井中CO₂遇水后会发生电化学腐蚀，危害注采井管材和井下工具。在理论研究方面，国内学者针对CO₂腐蚀管柱问题开展了多方面研究，取得诸多成果。翟晓鹏等研究了油管柱腐蚀速率随CO₂分压的变化趋势；张超等研究了受CO₂分压、高温和腐蚀性组分协同作用下油管柱出现的流场诱导腐蚀现象；张智等研究了CO₂驱注采井不同生产工况下管柱的腐蚀规律。

在现场实践方面，国内油田采取材质、药剂、监测组合的腐蚀防护技术，围绕CO₂驱注采井井况优选个性化的腐蚀防护措施。大庆油田优选咪唑啉类缓蚀剂，研发小排量高压注入装置，形成个性化缓蚀剂注入工艺；注气井采取油套环空加药，采油井采取井口点滴加药，配套井下挂环、电化学探针技术监测腐蚀速率（表1）。吉林油田注气井采用18Cr连续油管、水基环空保护液缓蚀剂和耐腐蚀封隔器；采油井采用防腐泵，配套井口加注缓蚀剂。长庆油田优选油基环空保护液，采油井加注缓蚀、阻垢一体化药剂；针对丛式井，研发了“一机多井小间隔轮巡加药”的自控加药装置。胜利油田把油井含水率超过30%作为防腐措施的应用时间点，建立了“碳钢+咪唑啉季铵盐缓蚀剂为主、耐蚀材料为辅”的防腐配套技术。

表1　腐蚀监测技术原理及工艺优缺点

1.4　研发多种封窜体系，实现气窜井有效治理

国内油田CO₂驱多数应用于水驱无法正常开发的低渗透、特低渗透油藏，且多数采用压裂开发，储层非均质性严重，强非均质性和优势通道易导致气窜加重。延缓气窜工艺多为水气交替注入控气窜和化学封窜，配套形成了丰富多样的封窜体系。大庆油田针对不同气窜类型，研发了耐酸泡沫、凝胶泡沫、尿醛树脂封口剂及酸性响应封口剂4种封窜体系，截至2022年底，现场试验9井次，降气增油效果明显（表2）。吉林油田研发形成了封堵型、全液体型和洗油型的泡沫封窜体系。长庆油田提出了CO₂泡沫和颗粒凝胶的两级封窜思路，配套耐酸耐盐堵剂，形成CO₂驱防窜技术。江苏草舍油田选用高温耐盐的聚合物调堵剂对气窜较严重井进行剖面调整，对大孔道起到封堵作用。胜利油田研制了气溶性的CO₂泡沫剂，利用CO₂作为注入载体，在地层内生成稳定的泡沫体系，封堵气窜通道。

表2　适用于不同气窜类型的封窜体系及性能特点

1.5　推广无固相压井液和胶塞暂堵剂，降低压井作业成本

国内油田CO₂驱压井工艺主要有带压作业和压井液压井作业等方式，整体工艺水平相近。大庆油田研发了高密度、抗气侵的无固相压井液 , 密度为1.0~2.3g/cm³, 抗气侵附加压力小于0.4MPa，岩心伤害率小于10%，通过回收再利用可降低压井作业成本、减轻环保压力；针对高压高滤失井，攻关了胶塞暂堵剂，胶塞成胶后平衡地层压力，可减少压井液滤失，配合低密度压井液或清水压井，降低压井作业成本。国内其他油田关于CO₂驱无固相压井液和胶塞暂堵剂的应用情况未见相关文献报道，但针对高温高压、低孔低渗透等油气藏开展过同类型技术攻关与应用，主要区别体现在压井液体系的性能参数和胶塞暂堵剂的承压能力上。吉林油田研发了密度为1.0~2.5g/cm³、抗温180℃的无固相压井液，滤失量低于16mL，岩心渗透率恢复值大于95%。大港油田研发了防结垢无固相压井液，密度上限1.70g/cm³，抗温 180℃。中国石化西北油田分公司研发了弹性液体胶塞，抗温150℃，抗压20MPa，可有效提高地层承压能力，阻断压井液漏失。中国石化华北油气分公司研发了超分子凝胶暂堵体系，最大承压4MPa，可24h内快速破胶。

1.6　配套井筒解冻堵技术，提高注气井注入时率

随着CO₂注气及水气交替的实施，注气井经常发生井筒冻堵。在理论研究方面，国内学者更多针对气井和高压含气油井的井筒冻堵开展研究，针对注CO₂井的理论研究往往以井筒温压分布预测为主。惠健等利用水合物测试装置，测定了不同CO₂含量的烃类气样在不同压力下生成水合物的温度，建立了水合物生成条件预测模型；曹广胜等对榆树林油田注CO₂井井筒内水合物的生成规律进行研究，模拟计算出极限关井时间和水合物生成位置。

在现场实践方面，国内油田主要采取预防为主、解堵为辅的治理技术。研制防返吐分注工具，在关井前注入甲醇、乙二醇等水合物抑制剂，预防冻堵现象发生。对于已冻堵井，采取注入解冻堵剂的化学解堵或连续油管热水循环解冻堵的物理解堵方式。大庆油田在上述基础上，研发了多脉冲高压渗透解堵装置，通过油管正注低温解冻堵剂，采取“注入、焖井、返排”反复循环方式实现井筒解堵。截至2022年底，现场试验26井次，解堵成功率达100%。

1.7　完善井筒安全风险评价技术，满足井筒安全生产要求

注CO₂工艺注入压力高，这就要求井筒必须具备良好的承压能力。尤其对于水驱转注井，长期注水可能导致井筒密封不严、腐蚀穿孔、管材性能下降等问题，必须加强井筒完整性评估。同时，井筒中CO₂分压较高，也会导致管柱和井下工具腐蚀加剧，增加泄漏风险。因此，与注水井相比，注CO₂驱油工艺对井筒完整性和安全性要求更高。

标准Q/SY 01006—2016《二氧化碳驱注气井保持井筒完整性推荐作法》规定了井径、套管壁厚、固井质量等选井要求。国内学者对CO₂驱注入井和水驱转注井的井筒完整性分析与风险评价进行了初步研究。张绍辉等分析了CO₂驱油藏开发过程中注入井筒的完整性，运用层次分析法和风险矩阵法建立了CO₂驱注入井筒的完整性风险评价模型。王润刚建立了水井转注井井筒完整性评估方法，并应用于试验区块的井筒完整性分析评价。

2　CCUS-EOR工程技术展望

CCUS-EOR技术已在我国多个油田开展先导性试验和现场实施，但在高效注采、安全生产及碳封存量计量认证方面仍存在诸多问题，制约了CCUS-EOR技术的规模化应用。加大技术攻关力度，提高CO₂驱油开发效果，是下一步切实可行的发展路径。

2.1　高效注采技术方面

（1）分注技术。需围绕管柱气密封性、低成本高效测调等方向开展攻关；针对密封橡胶使用寿命受限，保护封隔器易出现不密封问题，研发耐CO₂橡胶，探索研制全金属封隔器，延长管柱使用寿命，保障注入井长期安全高效运行；针对分层流量测试误差大、成本高的问题，研发热式高精度井下流量计，攻关适应超临界流体的高效测调仪器和可调气嘴，提高测量精度和测调效率。

（2）高气液比举升技术。要加强油井智能优化运行技术方面研究，攻关基于边缘计算的单井工作参数智能优化方法，建立高气液比、低产液条件下智能控制模型，根据地层供液能力自动调整运行参数，实现CO₂驱油井高效运行。

（3）控气窜技术。需强化不同储层物性条件下的CO₂驱气窜规律认识，利用物理模拟和数值模拟技术，研究裂缝储层、中低渗透储层在不同注气阶段封窜措施的提高采收率效果，确定最优封窜时机；优化控气窜段塞组合工艺，改善封窜效果；探索自识别智能控气窜工艺，实现“遇气堵气”“堵水不堵油”，动态调控储层中CO₂的波及范围及油水流动能力。

2.2　安全生产技术方面

（1）腐蚀防护技术。需对腐蚀规律、腐蚀预测及防腐防垢一体化等方面进行攻关完善。通过室内试验、现场腐蚀监测及腐蚀机理研究，形成全过程腐蚀规律认识，建立腐蚀预测模型，预判注采井腐蚀情况，提前采取防护措施；对于注采井出现H₂S、结垢等问题，需攻关H₂S、CO₂共存下的防腐技术及防腐防垢一体化药剂。

（2）压井技术。需进一步完善胶塞暂堵剂体系配方，增强堵剂强度，延长胶塞成胶稳定时间，扩大适用范围。对于注入井压井作业，探索性攻关两段式胶塞暂堵工艺。

（3）井筒解冻堵技术。需深入研究CO₂驱冻堵成因，明确冻堵防治措施的适用条件。针对连续油管解冻堵后易产生二次冻堵，以及化学解堵施工周期长的问题，攻关物理、化学解冻堵联合应用的施工工艺。针对同心双管分注井解堵成功率低的问题，从注入管柱结构和防冻堵药剂两方面进行技术攻关，提高解堵成功率。

（4）井筒安全风险评价技术。缺乏动态评价方法，现有检测技术仅可获得套管及水泥环的静态数据，不能明确高压条件下气密封性能。需开展注入井套管及水泥环密封性模拟评价方法研究，明确密封失效动态规律，确定老井螺纹、水泥环在注CO₂条件下的动态密封性能失效界限。

2.3　碳封存量计量认证方面

2023年2月，我国发布了《质量强国建设纲要》，其中明确提出“建立健全碳达峰、碳中和标准计量体系，推动建立国际互认的碳计量基标准、碳监测及效果评估机制”。在碳封存量计量认证方面，需加快布局CCUS-EOR计量标准，将标准制定与科研研发、示范推广协同推进；需加强碳封存计量关键核心技术攻关，推动碳封存量计量器具的智能化、数字化、网络化。

3　CCUS-EOR工程技术发展策略

国内CCUS-EOR正处于矿场试验向产业化发展的关键时期，配套的注采工程技术仍未成熟定型，亟待建立支撑CCUS-EOR规模有效应用的技术发展实施路径。

3.1　强化CCUS战略规划研究

从油田层面明确CCUS-EOR技术的战略定位，编制CCUS-EOR中长期发展规划、科技支撑规划和实施计划，制订面向碳中和目标的CCUS-EOR技术发展路线图；优化形成CCUS-EOR规模化应用的顶层设计，确定CCUS-EOR技术的发展重点和关键环节，系统部署一批科研项目，推动和引领全产业链快速发展。

3.2　打造油田特色的CCUS模式

从CO₂驱油角度，需要将油藏工程、注采工程、地面工程协同考虑，多专业融合，整体优化，建立经济适用的CCUS-EOR全流程技术体系。着眼CCUS全生命周期可持续发展，要发挥油田地下驱油埋存空间大、油气水井注入通道多、技术体系基本配套等优势，与相关碳排放企业紧密合作，创建大规模产业集群，打造资源集约、用能多元、生产智慧、产品低碳的CCUS模式。

3.3　突破注采工程技术瓶颈

争取国家相关财税优惠政策，促进CCUS-EOR示范工程效益建设。在示范工程建设中，强化基础理论研究，着力攻关高效注采、新型防腐材料、多级调驱、低成本压井等关键技术，注重配套技术集成优化，不断积蓄工程经验和技术力量。同时，借助云计算、物联网、大数据等数字技术，通过传统技术与信息技术的深度融合，助力我国CCUS-EOR注采工程技术由示范工程向产业化应用转变。

3.4　建立学术研究与交流平台

秉承“共创共享、合作共赢”发展理念，积极吸引国内外石油公司、石油高校、行业专家参与到CCUS-EOR工程技术的攻关研究与成果共享中，建立一条外部顺畅沟通、内部高效协作的技术发展道路。在广泛交流合作中吸纳各方先进技术经验并不断自主创新，促进CCUS-EOR工程技术一体化发展。

4　结束语

在“双碳”目标背景下，我国石油行业在与CCUS相关的地质潜力评估、钻采技术等领域具有丰富经验和先发优势，发展和推广CCUS-EOR技术的时机已然成熟。注采工程技术作为产业链条中的关键环节，历经多年现场实践，技术水平已取得长足进步，为提高油田采收率和CO₂安全地质封存提供了技术保障。为积极推进CCUS-EOR产业化发展，提出了相应的技术发展实施路径，着力突破关键核心工程技术瓶颈，助力我国“碳中和”战略目标的实现。