王 峰　黎政權　張德平

中國石油吉林油田公司

0　引言

CO₂捕集、埋存與提高采收率（CCUS-EOR）技術可大幅度提高原油采收率并實現CO₂有效埋存，同時兼具減碳、增油兩大功能^[1]，是落實“雙碳”戰略和保障能源安全的重要手段。

吉林油田低滲透油藏儲量占比大、采收率低，常規水驅開發效益差，大部分油藏采收率不足20%，迫切需要進一步提高采收率。而吉林油田于2005年在長嶺地區發現了高含CO₂氣藏，CO₂含量達20%以上，要實施清潔環保開發必須解決伴生CO₂氣的去向問題，這為CCUS-EOR在吉林油田的發展和實施提供了基礎。

在系統研究原始油藏、中高含水、高含水及特高含水油藏等不同類型油藏CO₂驅油與埋存潛力的基礎上，結合長嶺氣田含CO₂天然氣開發需要，充分利用吉林大情字井油田CO₂混相驅，可實現與長嶺含CO₂天然氣田開發上下疊置的優勢。在對比國外海相沉積油藏開發的基礎上，開展了我國陸相沉積低滲透油藏CCUS-EOR 的機理、技術、工藝、裝備等方面的技術研究，攻關CCUS-EOR一體化技術并開展礦場實踐，形成從CO₂捕集到埋存的全產業鏈CCUS-EOR技術系列，創新實施連續油管注入、伴生氣循環回注、低成本防腐等獨特技術和工藝，建成了全國首個全產業鏈、全流程CCUS-EOR示范區，成為首個亞洲最大的提高石油采收率項目。發展至今，已經成為目前國內CO₂集中式注入最早、CCUS工藝流程最全、CO₂注入地下烴類孔隙體積最大、CO₂驅油效果最好、CO₂埋存量最多的CCUS項目。

1 　吉林油田CCUS-EOR發展歷程

針對CCUS-EOR全過程急需解決的重大科學問題，重點圍繞陸相沉積低滲透油藏CO₂驅油與埋存潛力評價、規律認識、技術可行性與經濟有效性等方面開展攻關研究和礦場實踐，歷經先導—擴大試驗、產業化發展兩個階段，率先在國內完整實踐了CO₂規模捕集、輸送、注入全流程^[2]，系統揭示了陸相低滲透油藏CO₂驅油與埋存規律，認識了陸相油藏提高石油采收率和效益埋存的潛力，展現了CCUS–EOR綠色低碳開發、規模效益減排的前景。

1.1 　CCUS-EOR先導—擴大試驗階段（2006—2019年）

這一階段重點研究CO₂從捕集、驅油、埋存全流程關鍵核心技術和現場實施工藝，驗證技術可行性、工藝適應性。

2006年開始，吉林油田相繼承擔了國家“973計劃”“863計劃”、國家重大科技專項和示范工程等系列科研項目，推動含CO₂天然氣藏CO₂捕集、CO₂管道輸送、CO₂驅油提高采收率、CO₂循環注入等關鍵技術逐步完善。2008年，在大情字井油田黑59區塊開展了6個井組原始油藏CO₂驅先導試驗；2010年，在黑79區塊南部開展了18個井組中高含水油藏CO₂驅擴大試驗，證實了CO₂驅能快速補充能量，可大幅度降低原油黏度，實現降水增油^[3]。CCUS-EOR項目是一個全新的戰略性產業，涉及的環節多、因素多、難度大，必須確保技術長期可行，生產安全可控，效果效益達標，生態環境不受影響。為了快速準確認識CCUS-EOR全生命周期開發規律、提高油藏采收率狀況和CO₂埋存潛力，充分暴露各階段問題，2012年在大情字井油田開辟了10注27采的小井距CO₂驅全生命周期開發試驗區。試驗主要經歷能量補充、局部混相、全面見效3個階段，累計注氣CO₂ 42.6×10⁴ t（1.32 HCPV，HCPV指烴類占據的孔隙體積，下同），產量較水驅遞減階段提高6倍以上，核心區提高采出程度25.8%，預測最終提高采收率可達27%以上。在全生命周期試驗取得認識基礎上，2014年在大情字井油田黑46區塊開展了27個井組的水驅轉氣驅擴大試驗，累計注氣0.26 HCPV，日產油量是水驅遞減階段的3倍，見到了較好的增油效果。

CO₂捕集與輸送是CCUS產業鏈中CO₂埋存利用的關鍵環節，是CO₂埋存與利用的基礎，但技術選擇不合理會直接影響CCUS整體規模和經濟效益。吉林油田礦場試驗了胺法（MDEA）、膜法、變壓吸附等3類CO₂捕集脫碳技術，建成了處理能力為450×10⁴ m³/d的胺法碳捕集裝置。攻關配套了液相、氣相、密相、超臨界多種CO₂輸送和注入工藝，定型了不同CO₂相態低成本輸送方式與注入裝置，建成了3種相態輸送管道160 km，建成兩座日注能力為1 200 t的液態注氣站，建成國內首座日注能力為60×10⁴m³的CO₂超臨界注入站。研發設計直接回注、分離提純后回注和混合回注3種方法，定型了CO₂驅伴生氣循環注入裝置，建成國內首座CO₂循環注入站，日回注氣能力達20×10⁴m³，實現了伴生氣“零排放”。研發試驗了氣密封油管籠統注氣、分層注氣以及連續油管注氣3種低成本長效注氣工藝，配套了采油井系列化低成本高效防氣舉升工藝^[4]。形成了井、間、站氣液分輸技術和集輸流體處理技術，定型了不同注氣階段CO₂驅集輸處理工藝與裝置，集輸系統日益完善。攻關了加藥工藝與礦場腐蝕監測評價技術，形成了“工藝＋藥劑＋材料”的CO₂驅全流程綜合防腐技術。通過邊攻關、邊試驗、邊認識、邊實踐，基本形成了CCUS全流程工藝技術和全過程實踐經驗。

1.2 　CCUS-EOR產業化發展階段（2020年至今）

這一階段重點研究CCUS-EOR產業化發展模式，攻關CCUS-EOR可持續發展的低成本技術，探索高效建設和運行管理模式。

針對單井布井占地多、建設周期長、集輸地面分散、運維管理難、綜合投入大的實際問題。吉林油田在系統總結前期礦場實踐經驗的基礎上，以“降投資、控成本、提效果”為目的，采用新理念、新井網、新技術、新工藝、新材料，優化井網與油藏工程參數，應用大井叢建井和低成本新工藝，于2020年在大情字井油田黑125區塊開展了27注38采的工業化應用試驗，建成了工業化推廣示范區。一是開展集約化注氣開發模式可行性研究，充分吸收借鑒國內外集約化布井經驗，經過對方位、垂深等鉆井參數優化設計，形成以井眼軌跡參數優化、密集井網防碰繞障為核心的平臺注氣井網設計方案；二是開展地面井位井距優化，為整體移動鉆井、多作業面同時作業、一站式地面集輸建設、一體化后期綜合管理提供最佳解決方案；三是針對CO₂注氣井點多，現場巡檢調控工作量大，存在高壓、窒息操作安全風險、管理難度和成本高問題，研究應用管網漏失監控及預警系統，采取自動調控、泄漏實時關斷，達到安全注氣的目的；四是建立CO₂注入站集中巡檢、控制系統，站內通過對現場注氣平臺井、注入撬、輸氣干線的遠程參數監控，智能化分析和自動調控，實現平臺無人駐守管理，降低了勞動力成本。

2022年以來，吉林油田持續以綠色低碳、協同發展為導向，融合新能源自消納、集約化建井、撬裝化設計、智能化管控等新理念，在黑71區塊、黑58—79區塊北部等開展CCUS工業化應用優化升級，在建設模式上增加了注采一體化、集約化設計，建設費用下降10%以上。建立了以16口集約化注氣井大平臺為標志的黑125區塊CCUS提質增效新模式，降低運行成本20%，進一步增強了CCUS-EOR低成本運行模式的多樣性和實用性。

表1    吉林油田CCUS-EOR礦場實踐歷程表

2 　吉林油田CCUS-EOR技術攻關新進展和新認識

吉林油田歷經3個“五年計劃”，建成了大情字井油田CCUS-EOR先導—擴大試驗區和工業化應用試驗區，實現了從先導試驗簡易注采到擴大試驗系統驅埋的跨越。年產油能力近20×10⁴ t，年埋存CO₂能力達80×10⁴ t，已累計注入CO₂量為320×10⁴ t，證實了CCUS-EOR技術可行、經濟有效，積累了豐富的技術成果和實踐經驗。

2.1　陸相油藏CO₂驅油與埋存規律

大情字井油田屬于典型的陸相低滲透油田，地層壓力與混相壓力之差較小，儲層非均質性強。因此，低滲透油田要實現混相驅油，既要地層壓力保持在混相壓力之上，又要控制氣竄難度較大。通過十余年的技術攻關與礦場實踐，證實了CO₂混相驅能夠大幅度提高陸相油藏采收率。黑79區塊北部小井距CO₂驅油與埋存全生命周期試驗區已持續注氣12年，歷經了能量補充、局部混相、全面見效3個階段，累計注入CO₂ 1.3 HCPV，其中核心評價區累計增油2.86×10⁴ t，提高采出程度25.8%，預計最終采收率可達58.0%，較水驅的31.0%提高27.0%，提高采收率效果相當于新開發了一個同等規模的水驅油田。

CO₂驅與水驅相比注入能力更強、動用油層更多，壓力保持水平和驅油效率更高：①儲層吸氣能力較吸水能力大幅提高，CO₂驅米吸氣指數為水驅的2～5倍；②同類區塊CO₂驅較水驅可以保持較高的地層壓力，即CO₂驅可使儲層壓力很快恢復到原始地層壓力，而水驅僅為原始地層壓力的70%；③CO₂驅與水驅相比油層動用程度明顯提高，CO₂驅可動用水驅無法動用的油層且吸氣剖面更加均勻；④與水驅相比，CO₂驅油效率更高、降水增油效果更好，含水可下降10%～30%，增油可提高1～3倍。

CO₂驅應對致密、水敏和稠油等特殊油藏比水驅更有優勢。對比水驅，其啟動壓力梯度由0.35 MPa/m降低至0.14 MPa/m，可利用CO₂驅實現水驅低效儲層的有效動用；CO₂—油體系黏度隨CO₂溶解度增加不斷降低，CO₂驅降黏作用明顯^[5-10]；水氣交替能夠有效調整剖面。

針對CO₂驅的氣竄現象，水氣交替是CO₂驅保障開發效果的重要手段^[11]。室內實驗表明水氣交替可以減緩層間矛盾，動用特低滲儲層。實施水氣交替后，小井距試驗區縱向儲層剖面有效改善，吸入和驅替狀況趨于均衡。從縱向吸氣剖面看，多層混注方式在實施水氣交替后，也能調節縱向儲層剖面，促使吸入和驅替狀況趨于均衡。從平面見效特征看，油井見效具有階段性、區域性，隨著注入PV數增加，見效范圍逐步均勻外擴，混相驅開發效果好^[12]。

通過小井距全生命周期試驗區實踐，超前認識了驅油過程中的動態埋存率下限。CO₂通過體積置換、溶解和礦化等機理可以在油藏中實現埋存，CO₂驅油過程中的動態埋存率下限。CO₂通過體積置換、溶解和礦化等機理可以在油藏中實現埋存，CO₂驅油過程伴隨著埋存。黑79區塊北部小井距試驗區累計注入CO₂ 42.6×10⁴ t，累計采出CO₂ 10.3×10⁴ t，動態埋存率與注入倍數呈負相關，實際保持在75%以上（圖1）。

圖1    小井距CO₂動態埋存率變化圖

2.2 全流程技術的適應性驗證

為了探索不同氣源條件下CO₂捕集方法的適應性，在試驗區建成并評價了胺法、膜法、變壓吸附3類CO₂捕集脫碳裝置^[13]（表2），其中胺法CO₂捕集脫碳裝置總處理規模為450×10⁴ m³/d、膜法CO₂捕集脫碳裝置總處理規模為5×10⁴ m³/d、變壓吸附CO₂捕集脫碳裝置總處理規模為8×10⁴ m³/d，實現了含CO₂天然氣和驅油產出伴生氣中CO₂高效捕集。在吉林油田，CO₂含量為3%～30%的天然氣應用溶液吸收法（胺法）最具經濟性，該技術也適合電廠煙道氣捕集；而對于CO₂含量為30%～90%的天然氣可采用多級膜分離、膜＋變壓吸附、膜＋醇胺法等分離捕集組合工藝技術。

表2    3種CO₂捕集技術對比一覽表

為了建立適應不同規模場景的CO₂輸送方式，研究實踐了液態、氣態、超臨界等相態下CO₂輸送工藝。由于槽車（或船運）只能拉運壓力為2.1 MPa、溫度為－21 ℃條件下的液態CO₂，為了保持連續注氣，建立了液態CO₂儲罐，適用于短距離、小規模的輸送需求。而管道適用于輸氣規模較大、距離較遠的輸送，有氣態、液態、超臨界3種輸送方式^[14]。吉林油田根據需要建成了3種相態輸送管道121 km，實現了從槽車拉運先導試驗注入到管輸超臨界工業化注入跨越式發展。其中，氣相輸送干線53 km，液相輸送支干線20 km，超臨界輸送支干線32 km，產出氣輸送干線16 km。

針對不同實踐階段、不同注入方式、不同試驗規模的適應性差異，礦場驗證了集中式超臨界注入模式效益最好。根據吉林油田實際情況，按照CO₂相態特征設計了7套CO₂輸送和注入方案，對滿足不同試驗階段和試驗規模的液相運輸分布式注入、液相運輸集中式注入、氣相管輸集中式注入的模式進行實踐（表3）。建成國內首座大型CO₂超臨界注入站，日注入能力為60×10⁴ m³，含CO₂伴生氣日循環回注能力為20×10⁴ m³，注入成本相比集中式液態注入降低15%以上。

表3    吉林油田CO₂輸送和注入方案表

CO₂對井筒、油氣設備及管道既可形成局部腐蝕，也可引起全面腐蝕，進而降低井筒、管道、設備的完整性^[15-18]。針對性的腐蝕防護技術是保障CO₂驅油與埋存安全的關鍵。針對CO₂驅復雜環境腐蝕防護需求，實踐驗證了全流程低成本防腐路線技術可靠、經濟可行。優化建立了“局部耐蝕材料＋系統加注緩蝕劑＋智能化管控”的低成本腐蝕防護路線，研發專用緩蝕劑、加藥設備及腐蝕監測方法，井下及地面腐蝕速率控制在石油工業行業標準0.076 mm/a之內^[19]，油井免修期提高到900天以上，已建生產系統保持了連續10年以上安全平穩運行。

創新集成應用多種生態環境監測手段可有效監控CO₂埋存狀況^[20]。建立了覆蓋驅油與埋存試驗全過程、全流程、多維度的碳濃度、碳通量及同位素三位一體監測評價系統，長期監測表明驅油與埋存過程中CO₂未發生泄漏（表4）。

表4    淺層監測井各成分含量變化數據表

2.3　減排增效一體化模式

油氣藏是具有生、儲、蓋組合的穩定封閉地質體，符合CO₂長期埋存的地質封存條件，是實現CO₂規模效益埋存的理想場所。實踐表明，CO₂驅油過程本身就是部分埋存的過程，CO₂驅油與埋存一體化是“端牢能源飯碗”的綠色低碳手段，是埋存與利用兼顧、減排與增效雙贏的現實之路。

循環注入可以進一步提高CO₂利用率，在油井伴生氣量大、CO₂含量較高時，考慮提高CO₂利用率和伴生天然氣的增值效益，可以擇機建設循環注入系統，驅油后期即可有序開始完全意義上的埋存。吉林油田結合實際情況，實施一體化高效驅油與埋存，以不影響油藏最小混相壓力為前提，研發設計直接回注、分離提純后回注和混合回注3種方法，試驗形成產出氣混合回注的低成本循環注入技術路線。吉林油田CCUS項目的高含CO₂伴生氣經過效益核算和驅油效率評價，采取混合注入方式循環回注^[21]，截至目前已累計注入伴生氣40×10⁴ t，實現CO₂密閉循環注入“零排放”。吉林大情字井油藏CO₂驅目前動態埋存率保持在80%左右，預計最終埋存率可達61%～68%（表5），與國外海相油藏50%～70%的埋存率相當。

表5    國內外CO₂埋存率統計對比表

3 　吉林油田CCUS-EOR實踐對行業的啟示

能源行業是碳達峰、碳中和的重點行業。2020年以來，中國石油認真貫徹落實國家“雙碳”戰略，提出“減碳、用碳、替碳、埋碳”理念，把綠色低碳發展戰略作為提高能源供給質量的主要路徑，部署綠色行動計劃和三步走戰略。從頂層設計高度，構建了吉林石化規模減排、綠色用能、低碳生產與吉林油田增儲上產、低碳開發、油氣與新能源融合發展的上下游一體化協同轉型發展新模式。著力更加綠色低碳的能源開發方式，持續打造以老油田CCUS-EOR開發和新能源自消納融合替代為標志的綠色低碳新質生產力，加快實現老油氣田高質量發展，還需要從戰略規劃、頂層設計和政策措施等多維度系統推進。

3.1  戰略布局跨行業跨地域CCUS綠色能源體系

吉林油田現有模式有資源配置上的特殊性，其效益減排建立在氣田捕集的廉價、穩定氣源保障的基礎上，成功應用既說明CCUS-EOR技術前景廣闊，也提示類似產業布局優化需要超前的戰略謀劃。

當前，應用于油田提高采收率的CO₂氣源，受捕集成本、骨架管網、政策保障等因素限制，先導試驗難以進入工業化推廣階段，應錨定國家“雙碳”目標，根據減排需要跨地區跨行業聯合系統謀劃。以CCUS產業聯盟為依托，統籌區域源匯、捕集管輸匹配關系及驅油埋存潛力，宏觀調控以目標油田碳驅油、碳封存為核心的區域性碳產業鏈布局，戰略性引領CCUS-EOR基礎研究和骨架工程布局，戰術性指導CCUS-EOR頂層設計和區域性效益減排“碳網”建設。

3.2　長遠規劃系統謀劃CCUS階段性任務

CCUS項目業務鏈長、技術環節復雜，不同類型油氣藏CO₂埋存科學問題和提高采收率潛力不盡相同。CCUS永久安全埋存，既要立足長遠抓當前，系統做好基礎研究和技術儲備，又要抓好當前謀長遠，穩扎穩打走好礦場試驗每一步，用系統的認識支撐先導試驗方案設計，用實踐的結論指導工業化應用方案優化，實現采收率更高、經濟效益更好、碳埋存更安全。

深化研究以地質碳庫為架構的循環碳產業鏈潛力。碳達峰階段以油藏CO₂驅油提高采收率協同推進碳埋存，融合發展綠電制氫業務，延長CCUS綠色化工產業鏈。碳中和階段，以咸水層碳庫為依托，突破傳統CO₂驅油思維，利用液態CO₂替代傳統水基壓裂液改造非常規儲層，在有效開發非常規資源、提高采收率的同時，持續拓展減排增效空間。以咸水層碳庫為基礎，加大CO₂資源化利用與產業化發展布局，深入研究碳資源循環再利用路徑。

3.3　協同發力推進CCUS工業化進程

從油田角度來看，國內以水驅為主的油田開發技術已非常成熟，開發水平居世界前列，大多數主力油田還沒有到非CO₂驅無法有效開發的地步。工業CO₂排放企業和油氣田在業務上大多是跨地區的松散型關系，或者根本就沒有關聯，跨行業高成本捕集大量零散的CO₂沒有效益，長距離跨行政區輸送變數也很多，雙碳目標的責任、義務和效益等如何體現都是現實問題。

國內目前開展的CCUS-EOR項目主要對象是水驅采收率不高的低滲透油藏，常規水驅的經濟效益已經很低，規模實施CCUS-EOR，建立健全必要的支持政策是開好局、起好步的保障。促進企業加快推進CCUS的關鍵在有效的激勵約束機制，現階段需要政府和市場協同發力，切實發揮市場在資源配置中的決定性作用，以規模實施CCUS為主線，有效推動相關行業產業結構和生產方式的變革。

4 　結論

1）一項技術從初始研發到工業化推廣應用需要較長的過程。吉林油田立足自有條件開展CCUS-EOR先導試驗和應用創新，采用了適應性更強、更貼近實際的技術發展模式，這是項目成功的必要條件。

2）CO₂驅與水驅相比注入能力更強、動用油層更多，壓力保持水平和驅油效率更高。采取適應的注采調控技術，可使陸相沉積低滲透油藏混相驅效果更好、采收率更高。

3）油氣藏具有CO₂長期埋存的地質封存條件，實踐表明，驅油過程本身就是部分埋存的過程，CO₂驅油與埋存一體化既能實現提高采收率，又能實現碳減排，CCUS-EOR是同時具備減排與增效的技術利器。

4）不同的源匯匹配條件，不同的油藏類型，不同的應用階段、應用規模、注入方式，應根據具體的任務目標，采取不同的CO₂捕集、輸送、注采、埋存等技術和工藝，從而降低成本并提高CCUS-EOR整體效益。

5）CCUS-EOR是一項復雜的系統工程，往往跨行業、跨地區，涉及的專業領域多、決策環節多、影響因素多。加強戰略規劃、頂層設計，發揮碳產業鏈上下游企業各自優勢，以綠色低碳新質生產力推動區域企業高質量發展具有現實意義。