王 峰　黎政权　张德平

中国石油吉林油田公司

0　引言

CO₂捕集、埋存与提高采收率（CCUS-EOR）技术可大幅度提高原油采收率并实现CO₂有效埋存，同时兼具减碳、增油两大功能^[1]，是落实“双碳”战略和保障能源安全的重要手段。

吉林油田低渗透油藏储量占比大、采收率低，常规水驱开发效益差，大部分油藏采收率不足20%，迫切需要进一步提高采收率。而吉林油田于2005年在长岭地区发现了高含CO₂气藏，CO₂含量达20%以上，要实施清洁环保开发必须解决伴生CO₂气的去向问题，这为CCUS-EOR在吉林油田的发展和实施提供了基础。

在系统研究原始油藏、中高含水、高含水及特高含水油藏等不同类型油藏CO₂驱油与埋存潜力的基础上，结合长岭气田含CO₂天然气开发需要，充分利用吉林大情字井油田CO₂混相驱，可实现与长岭含CO₂天然气田开发上下叠置的优势。在对比国外海相沉积油藏开发的基础上，开展了我国陆相沉积低渗透油藏CCUS-EOR 的机理、技术、工艺、装备等方面的技术研究，攻关CCUS-EOR一体化技术并开展矿场实践，形成从CO₂捕集到埋存的全产业链CCUS-EOR技术系列，创新实施连续油管注入、伴生气循环回注、低成本防腐等独特技术和工艺，建成了全国首个全产业链、全流程CCUS-EOR示范区，成为首个亚洲最大的提高石油采收率项目。发展至今，已经成为目前国内CO₂集中式注入最早、CCUS工艺流程最全、CO₂注入地下烃类孔隙体积最大、CO₂驱油效果最好、CO₂埋存量最多的CCUS项目。

1 　吉林油田CCUS-EOR发展历程

针对CCUS-EOR全过程急需解决的重大科学问题，重点围绕陆相沉积低渗透油藏CO₂驱油与埋存潜力评价、规律认识、技术可行性与经济有效性等方面开展攻关研究和矿场实践，历经先导—扩大试验、产业化发展两个阶段，率先在国内完整实践了CO₂规模捕集、输送、注入全流程^[2]，系统揭示了陆相低渗透油藏CO₂驱油与埋存规律，认识了陆相油藏提高石油采收率和效益埋存的潜力，展现了CCUS–EOR绿色低碳开发、规模效益减排的前景。

1.1 　CCUS-EOR先导—扩大试验阶段（2006—2019年）

这一阶段重点研究CO₂从捕集、驱油、埋存全流程关键核心技术和现场实施工艺，验证技术可行性、工艺适应性。

2006年开始，吉林油田相继承担了国家“973计划”“863计划”、国家重大科技专项和示范工程等系列科研项目，推动含CO₂天然气藏CO₂捕集、CO₂管道输送、CO₂驱油提高采收率、CO₂循环注入等关键技术逐步完善。2008年，在大情字井油田黑59区块开展了6个井组原始油藏CO₂驱先导试验；2010年，在黑79区块南部开展了18个井组中高含水油藏CO₂驱扩大试验，证实了CO₂驱能快速补充能量，可大幅度降低原油黏度，实现降水增油^[3]。CCUS-EOR项目是一个全新的战略性产业，涉及的环节多、因素多、难度大，必须确保技术长期可行，生产安全可控，效果效益达标，生态环境不受影响。为了快速准确认识CCUS-EOR全生命周期开发规律、提高油藏采收率状况和CO₂埋存潜力，充分暴露各阶段问题，2012年在大情字井油田开辟了10注27采的小井距CO₂驱全生命周期开发试验区。试验主要经历能量补充、局部混相、全面见效3个阶段，累计注气CO₂ 42.6×10⁴ t（1.32 HCPV，HCPV指烃类占据的孔隙体积，下同），产量较水驱递减阶段提高6倍以上，核心区提高采出程度25.8%，预测最终提高采收率可达27%以上。在全生命周期试验取得认识基础上，2014年在大情字井油田黑46区块开展了27个井组的水驱转气驱扩大试验，累计注气0.26 HCPV，日产油量是水驱递减阶段的3倍，见到了较好的增油效果。

CO₂捕集与输送是CCUS产业链中CO₂埋存利用的关键环节，是CO₂埋存与利用的基础，但技术选择不合理会直接影响CCUS整体规模和经济效益。吉林油田矿场试验了胺法（MDEA）、膜法、变压吸附等3类CO₂捕集脱碳技术，建成了处理能力为450×10⁴ m³/d的胺法碳捕集装置。攻关配套了液相、气相、密相、超临界多种CO₂输送和注入工艺，定型了不同CO₂相态低成本输送方式与注入装置，建成了3种相态输送管道160 km，建成两座日注能力为1 200 t的液态注气站，建成国内首座日注能力为60×10⁴m³的CO₂超临界注入站。研发设计直接回注、分离提纯后回注和混合回注3种方法，定型了CO₂驱伴生气循环注入装置，建成国内首座CO₂循环注入站，日回注气能力达20×10⁴m³，实现了伴生气“零排放”。研发试验了气密封油管笼统注气、分层注气以及连续油管注气3种低成本长效注气工艺，配套了采油井系列化低成本高效防气举升工艺^[4]。形成了井、间、站气液分输技术和集输流体处理技术，定型了不同注气阶段CO₂驱集输处理工艺与装置，集输系统日益完善。攻关了加药工艺与矿场腐蚀监测评价技术，形成了“工艺＋药剂＋材料”的CO₂驱全流程综合防腐技术。通过边攻关、边试验、边认识、边实践，基本形成了CCUS全流程工艺技术和全过程实践经验。

1.2 　CCUS-EOR产业化发展阶段（2020年至今）

这一阶段重点研究CCUS-EOR产业化发展模式，攻关CCUS-EOR可持续发展的低成本技术，探索高效建设和运行管理模式。

针对单井布井占地多、建设周期长、集输地面分散、运维管理难、综合投入大的实际问题。吉林油田在系统总结前期矿场实践经验的基础上，以“降投资、控成本、提效果”为目的，采用新理念、新井网、新技术、新工艺、新材料，优化井网与油藏工程参数，应用大井丛建井和低成本新工艺，于2020年在大情字井油田黑125区块开展了27注38采的工业化应用试验，建成了工业化推广示范区。一是开展集约化注气开发模式可行性研究，充分吸收借鉴国内外集约化布井经验，经过对方位、垂深等钻井参数优化设计，形成以井眼轨迹参数优化、密集井网防碰绕障为核心的平台注气井网设计方案；二是开展地面井位井距优化，为整体移动钻井、多作业面同时作业、一站式地面集输建设、一体化后期综合管理提供最佳解决方案；三是针对CO₂注气井点多，现场巡检调控工作量大，存在高压、窒息操作安全风险、管理难度和成本高问题，研究应用管网漏失监控及预警系统，采取自动调控、泄漏实时关断，达到安全注气的目的；四是建立CO₂注入站集中巡检、控制系统，站内通过对现场注气平台井、注入撬、输气干线的远程参数监控，智能化分析和自动调控，实现平台无人驻守管理，降低了劳动力成本。

2022年以来，吉林油田持续以绿色低碳、协同发展为导向，融合新能源自消纳、集约化建井、撬装化设计、智能化管控等新理念，在黑71区块、黑58—79区块北部等开展CCUS工业化应用优化升级，在建设模式上增加了注采一体化、集约化设计，建设费用下降10%以上。建立了以16口集约化注气井大平台为标志的黑125区块CCUS提质增效新模式，降低运行成本20%，进一步增强了CCUS-EOR低成本运行模式的多样性和实用性。

表1    吉林油田CCUS-EOR矿场实践历程表

2 　吉林油田CCUS-EOR技术攻关新进展和新认识

吉林油田历经3个“五年计划”，建成了大情字井油田CCUS-EOR先导—扩大试验区和工业化应用试验区，实现了从先导试验简易注采到扩大试验系统驱埋的跨越。年产油能力近20×10⁴ t，年埋存CO₂能力达80×10⁴ t，已累计注入CO₂量为320×10⁴ t，证实了CCUS-EOR技术可行、经济有效，积累了丰富的技术成果和实践经验。

2.1　陆相油藏CO₂驱油与埋存规律

大情字井油田属于典型的陆相低渗透油田，地层压力与混相压力之差较小，储层非均质性强。因此，低渗透油田要实现混相驱油，既要地层压力保持在混相压力之上，又要控制气窜难度较大。通过十余年的技术攻关与矿场实践，证实了CO₂混相驱能够大幅度提高陆相油藏采收率。黑79区块北部小井距CO₂驱油与埋存全生命周期试验区已持续注气12年，历经了能量补充、局部混相、全面见效3个阶段，累计注入CO₂ 1.3 HCPV，其中核心评价区累计增油2.86×10⁴ t，提高采出程度25.8%，预计最终采收率可达58.0%，较水驱的31.0%提高27.0%，提高采收率效果相当于新开发了一个同等规模的水驱油田。

CO₂驱与水驱相比注入能力更强、动用油层更多，压力保持水平和驱油效率更高：①储层吸气能力较吸水能力大幅提高，CO₂驱米吸气指数为水驱的2～5倍；②同类区块CO₂驱较水驱可以保持较高的地层压力，即CO₂驱可使储层压力很快恢复到原始地层压力，而水驱仅为原始地层压力的70%；③CO₂驱与水驱相比油层动用程度明显提高，CO₂驱可动用水驱无法动用的油层且吸气剖面更加均匀；④与水驱相比，CO₂驱油效率更高、降水增油效果更好，含水可下降10%～30%，增油可提高1～3倍。

CO₂驱应对致密、水敏和稠油等特殊油藏比水驱更有优势。对比水驱，其启动压力梯度由0.35 MPa/m降低至0.14 MPa/m，可利用CO₂驱实现水驱低效储层的有效动用；CO₂—油体系黏度随CO₂溶解度增加不断降低，CO₂驱降黏作用明显^[5-10]；水气交替能够有效调整剖面。

针对CO₂驱的气窜现象，水气交替是CO₂驱保障开发效果的重要手段^[11]。室内实验表明水气交替可以减缓层间矛盾，动用特低渗储层。实施水气交替后，小井距试验区纵向储层剖面有效改善，吸入和驱替状况趋于均衡。从纵向吸气剖面看，多层混注方式在实施水气交替后，也能调节纵向储层剖面，促使吸入和驱替状况趋于均衡。从平面见效特征看，油井见效具有阶段性、区域性，随着注入PV数增加，见效范围逐步均匀外扩，混相驱开发效果好^[12]。

通过小井距全生命周期试验区实践，超前认识了驱油过程中的动态埋存率下限。CO₂通过体积置换、溶解和矿化等机理可以在油藏中实现埋存，CO₂驱油过程中的动态埋存率下限。CO₂通过体积置换、溶解和矿化等机理可以在油藏中实现埋存，CO₂驱油过程伴随着埋存。黑79区块北部小井距试验区累计注入CO₂ 42.6×10⁴ t，累计采出CO₂ 10.3×10⁴ t，动态埋存率与注入倍数呈负相关，实际保持在75%以上（图1）。

图1    小井距CO₂动态埋存率变化图

2.2 全流程技术的适应性验证

为了探索不同气源条件下CO₂捕集方法的适应性，在试验区建成并评价了胺法、膜法、变压吸附3类CO₂捕集脱碳装置^[13]（表2），其中胺法CO₂捕集脱碳装置总处理规模为450×10⁴ m³/d、膜法CO₂捕集脱碳装置总处理规模为5×10⁴ m³/d、变压吸附CO₂捕集脱碳装置总处理规模为8×10⁴ m³/d，实现了含CO₂天然气和驱油产出伴生气中CO₂高效捕集。在吉林油田，CO₂含量为3%～30%的天然气应用溶液吸收法（胺法）最具经济性，该技术也适合电厂烟道气捕集；而对于CO₂含量为30%～90%的天然气可采用多级膜分离、膜＋变压吸附、膜＋醇胺法等分离捕集组合工艺技术。

表2    3种CO₂捕集技术对比一览表

为了建立适应不同规模场景的CO₂输送方式，研究实践了液态、气态、超临界等相态下CO₂输送工艺。由于槽车（或船运）只能拉运压力为2.1 MPa、温度为－21 ℃条件下的液态CO₂，为了保持连续注气，建立了液态CO₂储罐，适用于短距离、小规模的输送需求。而管道适用于输气规模较大、距离较远的输送，有气态、液态、超临界3种输送方式^[14]。吉林油田根据需要建成了3种相态输送管道121 km，实现了从槽车拉运先导试验注入到管输超临界工业化注入跨越式发展。其中，气相输送干线53 km，液相输送支干线20 km，超临界输送支干线32 km，产出气输送干线16 km。

针对不同实践阶段、不同注入方式、不同试验规模的适应性差异，矿场验证了集中式超临界注入模式效益最好。根据吉林油田实际情况，按照CO₂相态特征设计了7套CO₂输送和注入方案，对满足不同试验阶段和试验规模的液相运输分布式注入、液相运输集中式注入、气相管输集中式注入的模式进行实践（表3）。建成国内首座大型CO₂超临界注入站，日注入能力为60×10⁴ m³，含CO₂伴生气日循环回注能力为20×10⁴ m³，注入成本相比集中式液态注入降低15%以上。

表3    吉林油田CO₂输送和注入方案表

CO₂对井筒、油气设备及管道既可形成局部腐蚀，也可引起全面腐蚀，进而降低井筒、管道、设备的完整性^[15-18]。针对性的腐蚀防护技术是保障CO₂驱油与埋存安全的关键。针对CO₂驱复杂环境腐蚀防护需求，实践验证了全流程低成本防腐路线技术可靠、经济可行。优化建立了“局部耐蚀材料＋系统加注缓蚀剂＋智能化管控”的低成本腐蚀防护路线，研发专用缓蚀剂、加药设备及腐蚀监测方法，井下及地面腐蚀速率控制在石油工业行业标准0.076 mm/a之内^[19]，油井免修期提高到900天以上，已建生产系统保持了连续10年以上安全平稳运行。

创新集成应用多种生态环境监测手段可有效监控CO₂埋存状况^[20]。建立了覆盖驱油与埋存试验全过程、全流程、多维度的碳浓度、碳通量及同位素三位一体监测评价系统，长期监测表明驱油与埋存过程中CO₂未发生泄漏（表4）。

表4    浅层监测井各成分含量变化数据表

2.3　减排增效一体化模式

油气藏是具有生、储、盖组合的稳定封闭地质体，符合CO₂长期埋存的地质封存条件，是实现CO₂规模效益埋存的理想场所。实践表明，CO₂驱油过程本身就是部分埋存的过程，CO₂驱油与埋存一体化是“端牢能源饭碗”的绿色低碳手段，是埋存与利用兼顾、减排与增效双赢的现实之路。

循环注入可以进一步提高CO₂利用率，在油井伴生气量大、CO₂含量较高时，考虑提高CO₂利用率和伴生天然气的增值效益，可以择机建设循环注入系统，驱油后期即可有序开始完全意义上的埋存。吉林油田结合实际情况，实施一体化高效驱油与埋存，以不影响油藏最小混相压力为前提，研发设计直接回注、分离提纯后回注和混合回注3种方法，试验形成产出气混合回注的低成本循环注入技术路线。吉林油田CCUS项目的高含CO₂伴生气经过效益核算和驱油效率评价，采取混合注入方式循环回注^[21]，截至目前已累计注入伴生气40×10⁴ t，实现CO₂密闭循环注入“零排放”。吉林大情字井油藏CO₂驱目前动态埋存率保持在80%左右，预计最终埋存率可达61%～68%（表5），与国外海相油藏50%～70%的埋存率相当。

表5    国内外CO₂埋存率统计对比表

3 　吉林油田CCUS-EOR实践对行业的启示

能源行业是碳达峰、碳中和的重点行业。2020年以来，中国石油认真贯彻落实国家“双碳”战略，提出“减碳、用碳、替碳、埋碳”理念，把绿色低碳发展战略作为提高能源供给质量的主要路径，部署绿色行动计划和三步走战略。从顶层设计高度，构建了吉林石化规模减排、绿色用能、低碳生产与吉林油田增储上产、低碳开发、油气与新能源融合发展的上下游一体化协同转型发展新模式。着力更加绿色低碳的能源开发方式，持续打造以老油田CCUS-EOR开发和新能源自消纳融合替代为标志的绿色低碳新质生产力，加快实现老油气田高质量发展，还需要从战略规划、顶层设计和政策措施等多维度系统推进。

3.1  战略布局跨行业跨地域CCUS绿色能源体系

吉林油田现有模式有资源配置上的特殊性，其效益减排建立在气田捕集的廉价、稳定气源保障的基础上，成功应用既说明CCUS-EOR技术前景广阔，也提示类似产业布局优化需要超前的战略谋划。

当前，应用于油田提高采收率的CO₂气源，受捕集成本、骨架管网、政策保障等因素限制，先导试验难以进入工业化推广阶段，应锚定国家“双碳”目标，根据减排需要跨地区跨行业联合系统谋划。以CCUS产业联盟为依托，统筹区域源汇、捕集管输匹配关系及驱油埋存潜力，宏观调控以目标油田碳驱油、碳封存为核心的区域性碳产业链布局，战略性引领CCUS-EOR基础研究和骨架工程布局，战术性指导CCUS-EOR顶层设计和区域性效益减排“碳网”建设。

3.2　长远规划系统谋划CCUS阶段性任务

CCUS项目业务链长、技术环节复杂，不同类型油气藏CO₂埋存科学问题和提高采收率潜力不尽相同。CCUS永久安全埋存，既要立足长远抓当前，系统做好基础研究和技术储备，又要抓好当前谋长远，稳扎稳打走好矿场试验每一步，用系统的认识支撑先导试验方案设计，用实践的结论指导工业化应用方案优化，实现采收率更高、经济效益更好、碳埋存更安全。

深化研究以地质碳库为架构的循环碳产业链潜力。碳达峰阶段以油藏CO₂驱油提高采收率协同推进碳埋存，融合发展绿电制氢业务，延长CCUS绿色化工产业链。碳中和阶段，以咸水层碳库为依托，突破传统CO₂驱油思维，利用液态CO₂替代传统水基压裂液改造非常规储层，在有效开发非常规资源、提高采收率的同时，持续拓展减排增效空间。以咸水层碳库为基础，加大CO₂资源化利用与产业化发展布局，深入研究碳资源循环再利用路径。

3.3　协同发力推进CCUS工业化进程

从油田角度来看，国内以水驱为主的油田开发技术已非常成熟，开发水平居世界前列，大多数主力油田还没有到非CO₂驱无法有效开发的地步。工业CO₂排放企业和油气田在业务上大多是跨地区的松散型关系，或者根本就没有关联，跨行业高成本捕集大量零散的CO₂没有效益，长距离跨行政区输送变数也很多，双碳目标的责任、义务和效益等如何体现都是现实问题。

国内目前开展的CCUS-EOR项目主要对象是水驱采收率不高的低渗透油藏，常规水驱的经济效益已经很低，规模实施CCUS-EOR，建立健全必要的支持政策是开好局、起好步的保障。促进企业加快推进CCUS的关键在有效的激励约束机制，现阶段需要政府和市场协同发力，切实发挥市场在资源配置中的决定性作用，以规模实施CCUS为主线，有效推动相关行业产业结构和生产方式的变革。

4 　结论

1）一项技术从初始研发到工业化推广应用需要较长的过程。吉林油田立足自有条件开展CCUS-EOR先导试验和应用创新，采用了适应性更强、更贴近实际的技术发展模式，这是项目成功的必要条件。

2）CO₂驱与水驱相比注入能力更强、动用油层更多，压力保持水平和驱油效率更高。采取适应的注采调控技术，可使陆相沉积低渗透油藏混相驱效果更好、采收率更高。

3）油气藏具有CO₂长期埋存的地质封存条件，实践表明，驱油过程本身就是部分埋存的过程，CO₂驱油与埋存一体化既能实现提高采收率，又能实现碳减排，CCUS-EOR是同时具备减排与增效的技术利器。

4）不同的源汇匹配条件，不同的油藏类型，不同的应用阶段、应用规模、注入方式，应根据具体的任务目标，采取不同的CO₂捕集、输送、注采、埋存等技术和工艺，从而降低成本并提高CCUS-EOR整体效益。

5）CCUS-EOR是一项复杂的系统工程，往往跨行业、跨地区，涉及的专业领域多、决策环节多、影响因素多。加强战略规划、顶层设计，发挥碳产业链上下游企业各自优势，以绿色低碳新质生产力推动区域企业高质量发展具有现实意义。