大慶油田蔡萌：CCUS-EOR工程技術進展與展望！

蔡　萌^1,2　 楊志剛¹　 趙　明¹

1.大慶油田有限責任公司采油工程研究院；

2.黑龍江省油氣藏增產增注重點實驗室

摘　要：“雙碳”目標背景下，二氧化碳捕集、驅油與封存（CCUS-EOR）可實現溫室氣體的資源化利用和提高原油采收率雙重目的，是現實可行的規?；瘻p碳技術。我國CCUS-EOR經過技術攻關和礦場試驗，形成了注采工程技術體系，主要包括單管、雙管分注工藝技術，防氣工藝單獨應用或組合應用的高氣液比舉升技術，材質、藥劑、監測組合的腐蝕防護技術，水氣交替注入控竄、化學封竄的延緩氣竄技術，帶壓作業或無固相壓井液和膠塞暫堵劑的壓井工藝技術，預防為主、化學或物理解堵為輔的井筒解凍堵技術，井筒安全風險評價技術等。為推動CCUS-EOR規模有效應用，建議強化CCUS戰略規劃研究，確定技術發展重點和關鍵環節；統籌考慮CCUS-EOR全流程，打造油田特色CCUS模式；依托示范工程攻關核心關鍵技術，實現CCUS-EOR產業化；建立學術研究與交流平臺，促進工程技術一體化發展。

關鍵詞：CCUS-EOR；CO₂驅油；注采工程；工程技術

2020年9月22日，習近平主席在第75屆聯合國大會一般性辯論上宣布，中國力爭于2030年前二氧化碳排放達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。二氧化碳捕集、利用與封存（CCUS）作為主要的末端中和方式，在實現“碳中和”的過程中蘊藏巨大發展潛力。CO₂捕集、驅油與封存（CCUS-EOR）可實現溫室氣體的資源化利用和提高原油采收率雙重目的，是CCUS實施的主要陣地。我國CCUS-EOR技術研究起步于20世紀60年代，因氣源制約等因素發展滯后，進入21世紀后加快了研發與應用步伐。目前我國CCUS理論技術攻關與現場試驗均取得了重要成果和重大進展，工程技術基本實現全流程配套，正從理論技術、現場試驗、工業應用等方面，加速推進CCUS全產業鏈發展。

注采工程技術是CCUS-EOR技術的關鍵組成環節，起著承上啟下的作用，是完成油藏工程方案的技術保證，也是地面工程建設的依據和出發點。在公開發表的文獻中，涉及CCUS-EOR注采工程技術發展現狀的綜述文獻較少。本文針對CCUSEOR工程技術相關文獻進行整體梳理，分析了技術發展現狀與主要特點，對技術未來發展方向展開討論，以期為我國相關技術成熟配套指明方向。

1　我國CCUS-EOR工程技術現狀與主要特點分析

1.1　攻關單管、雙管分注技術，滿足多層分注需要

我國油藏多為陸相沉積，層間非均質性嚴重，籠統注氣工藝在實際應用中存在吸氣剖面不均勻、高滲透層氣竄嚴重和低滲透層動用程度低等問題。國內油田針對性進行分層注氣工藝技術攻關，主要在管柱結構及配套工藝上有所不同。

大慶油田在分注工藝上形成了單管2~3層分注技術，配套測調工藝技術，通過投撈更換氣嘴方式進行分注（圖1）；形成了由同心雙管專用井口及井下同心雙管分注管柱組成的雙管分注技術，通過井口閘門調整單層注入量（圖2）。吉林油田開展了雙管兩段分注試驗，通過優化管柱結構，降低管柱泄漏風險，改善注氣效果。江蘇草舍油田研發了雙級錨定式管柱，配套質量流量計，改進分注器等井下工具，形成同心雙管分層注氣技術。

圖1　單管分注管柱示意圖

圖2　同心雙管分注管柱示意圖

1.2　形成防氣舉升技術，助力高氣液比高效舉升

國內CO₂驅采油井舉升方式以有桿泵為主，氣驅油井見氣后易導致有桿泵舉升工藝效率低，甚至發生氣鎖現象。目前國內油田普遍應用防氣采油管柱，下管柱時將尾管置于目的層以下，實現CO₂初次分離；抽油泵下端安裝氣液分離裝置，對進入油管的CO₂進行二次分離；油管上部安裝氣舉閥，設定合理打開壓力，實現氣舉控壓，輔助攜液舉升。

大慶油田形成了以氣液置換式防氣泵和復合式氣液分離器為主、助流舉升為輔的一體化防氣舉升工藝（圖3）。針對油井不同氣液比，采取防氣工藝單獨或組合應用的方式，現場累計應用200余井次，平均泵效提高5.6%。吉林油田應用中空防氣泵、組合式氣液分離器、氣舉閥，形成了攜氣舉升工藝。江蘇草舍油田應用防氣射流泵控制下部高滲透層產氣，應用防氣泵將上部高、低滲透層產出液合舉至地面，現場試驗3口井，平均泵效提高10.5%。

圖3　防氣舉升工藝示意圖

1.3　升級腐蝕防護技術，延長井下管材與工具服役年限

CO₂驅注采井中CO₂遇水后會發生電化學腐蝕，危害注采井管材和井下工具。在理論研究方面，國內學者針對CO₂腐蝕管柱問題開展了多方面研究，取得諸多成果。翟曉鵬等研究了油管柱腐蝕速率隨CO₂分壓的變化趨勢；張超等研究了受CO₂分壓、高溫和腐蝕性組分協同作用下油管柱出現的流場誘導腐蝕現象；張智等研究了CO₂驅注采井不同生產工況下管柱的腐蝕規律。

在現場實踐方面，國內油田采取材質、藥劑、監測組合的腐蝕防護技術，圍繞CO₂驅注采井井況優選個性化的腐蝕防護措施。大慶油田優選咪唑啉類緩蝕劑，研發小排量高壓注入裝置，形成個性化緩蝕劑注入工藝；注氣井采取油套環空加藥，采油井采取井口點滴加藥，配套井下掛環、電化學探針技術監測腐蝕速率（表1）。吉林油田注氣井采用18Cr連續油管、水基環空保護液緩蝕劑和耐腐蝕封隔器；采油井采用防腐泵，配套井口加注緩蝕劑。長慶油田優選油基環空保護液，采油井加注緩蝕、阻垢一體化藥劑；針對叢式井，研發了“一機多井小間隔輪巡加藥”的自控加藥裝置。勝利油田把油井含水率超過30%作為防腐措施的應用時間點，建立了“碳鋼+咪唑啉季銨鹽緩蝕劑為主、耐蝕材料為輔”的防腐配套技術。

表1　腐蝕監測技術原理及工藝優缺點

1.4　研發多種封竄體系，實現氣竄井有效治理

國內油田CO₂驅多數應用于水驅無法正常開發的低滲透、特低滲透油藏，且多數采用壓裂開發，儲層非均質性嚴重，強非均質性和優勢通道易導致氣竄加重。延緩氣竄工藝多為水氣交替注入控氣竄和化學封竄，配套形成了豐富多樣的封竄體系。大慶油田針對不同氣竄類型，研發了耐酸泡沫、凝膠泡沫、尿醛樹脂封口劑及酸性響應封口劑4種封竄體系，截至2022年底，現場試驗9井次，降氣增油效果明顯（表2）。吉林油田研發形成了封堵型、全液體型和洗油型的泡沫封竄體系。長慶油田提出了CO₂泡沫和顆粒凝膠的兩級封竄思路，配套耐酸耐鹽堵劑，形成CO₂驅防竄技術。江蘇草舍油田選用高溫耐鹽的聚合物調堵劑對氣竄較嚴重井進行剖面調整，對大孔道起到封堵作用。勝利油田研制了氣溶性的CO₂泡沫劑，利用CO₂作為注入載體，在地層內生成穩定的泡沫體系，封堵氣竄通道。

表2　適用于不同氣竄類型的封竄體系及性能特點

1.5　推廣無固相壓井液和膠塞暫堵劑，降低壓井作業成本

國內油田CO₂驅壓井工藝主要有帶壓作業和壓井液壓井作業等方式，整體工藝水平相近。大慶油田研發了高密度、抗氣侵的無固相壓井液 , 密度為1.0~2.3g/cm³, 抗氣侵附加壓力小于0.4MPa，巖心傷害率小于10%，通過回收再利用可降低壓井作業成本、減輕環保壓力；針對高壓高濾失井，攻關了膠塞暫堵劑，膠塞成膠后平衡地層壓力，可減少壓井液濾失，配合低密度壓井液或清水壓井，降低壓井作業成本。國內其他油田關于CO₂驅無固相壓井液和膠塞暫堵劑的應用情況未見相關文獻報道，但針對高溫高壓、低孔低滲透等油氣藏開展過同類型技術攻關與應用，主要區別體現在壓井液體系的性能參數和膠塞暫堵劑的承壓能力上。吉林油田研發了密度為1.0~2.5g/cm³、抗溫180℃的無固相壓井液，濾失量低于16mL，巖心滲透率恢復值大于95%。大港油田研發了防結垢無固相壓井液，密度上限1.70g/cm³，抗溫 180℃。中國石化西北油田分公司研發了彈性液體膠塞，抗溫150℃，抗壓20MPa，可有效提高地層承壓能力，阻斷壓井液漏失。中國石化華北油氣分公司研發了超分子凝膠暫堵體系，最大承壓4MPa，可24h內快速破膠。

1.6　配套井筒解凍堵技術，提高注氣井注入時率

隨著CO₂注氣及水氣交替的實施，注氣井經常發生井筒凍堵。在理論研究方面，國內學者更多針對氣井和高壓含氣油井的井筒凍堵開展研究，針對注CO₂井的理論研究往往以井筒溫壓分布預測為主?；萁〉壤盟衔餃y試裝置，測定了不同CO₂含量的烴類氣樣在不同壓力下生成水合物的溫度，建立了水合物生成條件預測模型；曹廣勝等對榆樹林油田注CO₂井井筒內水合物的生成規律進行研究，模擬計算出極限關井時間和水合物生成位置。

在現場實踐方面，國內油田主要采取預防為主、解堵為輔的治理技術。研制防返吐分注工具，在關井前注入甲醇、乙二醇等水合物抑制劑，預防凍堵現象發生。對于已凍堵井，采取注入解凍堵劑的化學解堵或連續油管熱水循環解凍堵的物理解堵方式。大慶油田在上述基礎上，研發了多脈沖高壓滲透解堵裝置，通過油管正注低溫解凍堵劑，采取“注入、燜井、返排”反復循環方式實現井筒解堵。截至2022年底，現場試驗26井次，解堵成功率達100%。

1.7　完善井筒安全風險評價技術，滿足井筒安全生產要求

注CO₂工藝注入壓力高，這就要求井筒必須具備良好的承壓能力。尤其對于水驅轉注井，長期注水可能導致井筒密封不嚴、腐蝕穿孔、管材性能下降等問題，必須加強井筒完整性評估。同時，井筒中CO₂分壓較高，也會導致管柱和井下工具腐蝕加劇，增加泄漏風險。因此，與注水井相比，注CO₂驅油工藝對井筒完整性和安全性要求更高。

標準Q/SY 01006—2016《二氧化碳驅注氣井保持井筒完整性推薦作法》規定了井徑、套管壁厚、固井質量等選井要求。國內學者對CO₂驅注入井和水驅轉注井的井筒完整性分析與風險評價進行了初步研究。張紹輝等分析了CO₂驅油藏開發過程中注入井筒的完整性，運用層次分析法和風險矩陣法建立了CO₂驅注入井筒的完整性風險評價模型。王潤剛建立了水井轉注井井筒完整性評估方法，并應用于試驗區塊的井筒完整性分析評價。

2　CCUS-EOR工程技術展望

CCUS-EOR技術已在我國多個油田開展先導性試驗和現場實施，但在高效注采、安全生產及碳封存量計量認證方面仍存在諸多問題，制約了CCUS-EOR技術的規?；瘧?。加大技術攻關力度，提高CO₂驅油開發效果，是下一步切實可行的發展路徑。

2.1　高效注采技術方面

（1）分注技術。需圍繞管柱氣密封性、低成本高效測調等方向開展攻關；針對密封橡膠使用壽命受限，保護封隔器易出現不密封問題，研發耐CO₂橡膠，探索研制全金屬封隔器，延長管柱使用壽命，保障注入井長期安全高效運行；針對分層流量測試誤差大、成本高的問題，研發熱式高精度井下流量計，攻關適應超臨界流體的高效測調儀器和可調氣嘴，提高測量精度和測調效率。

（2）高氣液比舉升技術。要加強油井智能優化運行技術方面研究，攻關基于邊緣計算的單井工作參數智能優化方法，建立高氣液比、低產液條件下智能控制模型，根據地層供液能力自動調整運行參數，實現CO₂驅油井高效運行。

（3）控氣竄技術。需強化不同儲層物性條件下的CO₂驅氣竄規律認識，利用物理模擬和數值模擬技術，研究裂縫儲層、中低滲透儲層在不同注氣階段封竄措施的提高采收率效果，確定最優封竄時機；優化控氣竄段塞組合工藝，改善封竄效果；探索自識別智能控氣竄工藝，實現“遇氣堵氣”“堵水不堵油”，動態調控儲層中CO₂的波及范圍及油水流動能力。

2.2　安全生產技術方面

（1）腐蝕防護技術。需對腐蝕規律、腐蝕預測及防腐防垢一體化等方面進行攻關完善。通過室內試驗、現場腐蝕監測及腐蝕機理研究，形成全過程腐蝕規律認識，建立腐蝕預測模型，預判注采井腐蝕情況，提前采取防護措施；對于注采井出現H₂S、結垢等問題，需攻關H₂S、CO₂共存下的防腐技術及防腐防垢一體化藥劑。

（2）壓井技術。需進一步完善膠塞暫堵劑體系配方，增強堵劑強度，延長膠塞成膠穩定時間，擴大適用范圍。對于注入井壓井作業，探索性攻關兩段式膠塞暫堵工藝。

（3）井筒解凍堵技術。需深入研究CO₂驅凍堵成因，明確凍堵防治措施的適用條件。針對連續油管解凍堵后易產生二次凍堵，以及化學解堵施工周期長的問題，攻關物理、化學解凍堵聯合應用的施工工藝。針對同心雙管分注井解堵成功率低的問題，從注入管柱結構和防凍堵藥劑兩方面進行技術攻關，提高解堵成功率。

（4）井筒安全風險評價技術。缺乏動態評價方法，現有檢測技術僅可獲得套管及水泥環的靜態數據，不能明確高壓條件下氣密封性能。需開展注入井套管及水泥環密封性模擬評價方法研究，明確密封失效動態規律，確定老井螺紋、水泥環在注CO₂條件下的動態密封性能失效界限。

2.3　碳封存量計量認證方面

2023年2月，我國發布了《質量強國建設綱要》，其中明確提出“建立健全碳達峰、碳中和標準計量體系，推動建立國際互認的碳計量基標準、碳監測及效果評估機制”。在碳封存量計量認證方面，需加快布局CCUS-EOR計量標準，將標準制定與科研研發、示范推廣協同推進；需加強碳封存計量關鍵核心技術攻關，推動碳封存量計量器具的智能化、數字化、網絡化。

3　CCUS-EOR工程技術發展策略

國內CCUS-EOR正處于礦場試驗向產業化發展的關鍵時期，配套的注采工程技術仍未成熟定型，亟待建立支撐CCUS-EOR規模有效應用的技術發展實施路徑。

3.1　強化CCUS戰略規劃研究

從油田層面明確CCUS-EOR技術的戰略定位，編制CCUS-EOR中長期發展規劃、科技支撐規劃和實施計劃，制訂面向碳中和目標的CCUS-EOR技術發展路線圖；優化形成CCUS-EOR規?；瘧玫捻攲釉O計，確定CCUS-EOR技術的發展重點和關鍵環節，系統部署一批科研項目，推動和引領全產業鏈快速發展。

3.2　打造油田特色的CCUS模式

從CO₂驅油角度，需要將油藏工程、注采工程、地面工程協同考慮，多專業融合，整體優化，建立經濟適用的CCUS-EOR全流程技術體系。著眼CCUS全生命周期可持續發展，要發揮油田地下驅油埋存空間大、油氣水井注入通道多、技術體系基本配套等優勢，與相關碳排放企業緊密合作，創建大規模產業集群，打造資源集約、用能多元、生產智慧、產品低碳的CCUS模式。

3.3　突破注采工程技術瓶頸

爭取國家相關財稅優惠政策，促進CCUS-EOR示范工程效益建設。在示范工程建設中，強化基礎理論研究，著力攻關高效注采、新型防腐材料、多級調驅、低成本壓井等關鍵技術，注重配套技術集成優化，不斷積蓄工程經驗和技術力量。同時，借助云計算、物聯網、大數據等數字技術，通過傳統技術與信息技術的深度融合，助力我國CCUS-EOR注采工程技術由示范工程向產業化應用轉變。

3.4　建立學術研究與交流平臺

秉承“共創共享、合作共贏”發展理念，積極吸引國內外石油公司、石油高校、行業專家參與到CCUS-EOR工程技術的攻關研究與成果共享中，建立一條外部順暢溝通、內部高效協作的技術發展道路。在廣泛交流合作中吸納各方先進技術經驗并不斷自主創新，促進CCUS-EOR工程技術一體化發展。

4　結束語

在“雙碳”目標背景下，我國石油行業在與CCUS相關的地質潛力評估、鉆采技術等領域具有豐富經驗和先發優勢，發展和推廣CCUS-EOR技術的時機已然成熟。注采工程技術作為產業鏈條中的關鍵環節，歷經多年現場實踐，技術水平已取得長足進步，為提高油田采收率和CO₂安全地質封存提供了技術保障。為積極推進CCUS-EOR產業化發展，提出了相應的技術發展實施路徑，著力突破關鍵核心工程技術瓶頸，助力我國“碳中和”戰略目標的實現。

蔡萌,楊志剛,趙明.CCUS-EOR工程技術進展與展望[J].石油科技論壇,2023,42(2):49-56.

Cai Meng,Yang Zhigang,Zhao Ming.Progress and Prospect of CCUS-EOR Engineering Technology[J].Petroleum Science and Technology Forum,2023,42(2):49-56.