五、碳捕集、利用与封存类技术

　　33  陆相油藏 CO2 高效驱油与规模埋存一体化技术

　　一、技术名称：陆相油藏CO2高效驱油与规模埋存一体化技术

　　二、技术类别：储碳技术

　　三、所属领域及适用范围：石油化工行业 工业CO2捕集后的陆相油藏 驱油与埋存

　　四、该技术应用现状及产业化情况

　　目前，CO2 驱油与埋存是最有效的 CO2 减排技术，一直受到国际 社会广泛关注。上世纪 90 年代以来，美国已实现 CO2 混相驱油工业化 应用，但我国与国外油藏沉积特点不同，国外以海相沉积为主，我国主 要是陆相沉积，且油藏原油偏重，混相压力高，难以实现完全混相，同 时 CO2 驱油时存在非均质性强、易气窜、扩大波及难度大等问题。在 充分认识 CO2 驱油与埋存机理基础上，针对我国高含水、低渗、致密 三类目标油藏特点，基于差异化思路剖析不同类型油藏 CO2 驱主控机 理，研究形成了陆相油藏 CO2 高效驱油与规模埋存一体化技术，为我 国陆相油藏 CO2 驱油与埋存规模化推广奠定了基础。目前，该技术已 在中国石化 26 个区块实施推广应用，累计注气 210 万吨，增油 34.9 万 吨，CO2 埋存率 90%以上，预计最终采收率提高 9.6%，具有较好的经 济效益和社会效益。

　　五、技术内容

　　1.技术原理

　　CO2驱油与埋存是将工业CO2捕集，输送到油藏进行驱油利用并实

　　现CO2规模埋存的一项技术。该技术以碳足迹迁移为主线，剖析CO2注 入与产出过程中CO2高效驱油及碳滞留机理，建立CO2驱油与埋存一体 化数值模拟及优化方法，制定协同优化方案，提高CO2混相程度，扩大 波及体积，实现最优注入量条件下的采收率与埋存率协同最优的目标， 达到CO2高效驱油利用与规模埋存的目的。

　　2.关键技术

　　（1）陆相油藏 CO2 驱油与埋存机理评价及定量表征技术 

       研发超高温高压微观可视化系统、混溶体系三相相对渗透率曲线测定系统、裂缝基质间流体交换测试系统等多套实验装置和方法，揭 示了高含水油藏“透水替油”、低渗透油藏“降水增油”、致密油藏“扩散 萃取作用机制”等 CO2 驱主控机理；建立了 CO2 驱油过程中动态埋存 机理定量检测方法，明晰了 CO2 在油水中溶解分配系数、相渗滞后效 应、动态溶蚀作用三种埋存机理，形成了 CO2 驱油过程中埋存机理表 征模型。

　　（2）陆相油藏 CO2 驱油与埋存数值模拟及一体化优化技术

　　将 CO2 驱油过程中埋存机理与组分数模方法相结合，形成了包含 储层参数和流体性质时空变化特点的 CO2 驱油与埋存数值模拟方法。 建立了采收率与埋存率耦合的优化评价函数，开发了基于粒子群算法 的 CO2 驱油与埋存多目标参数优化及油藏工程设计技术，明确了不同 情景下 CO2 驱油与埋存开发策略，提出了不同类型油藏 CO2 驱油与埋 存的有效开发模式。

　　（3）CO2 驱油与埋存化学封存技术

　　针对陆相油藏储层非均质性强、裂缝发育的特点，研发了自适应体膨颗粒、CO2 复合凝胶、CO2 增强泡沫体系，形成了大裂缝、微裂缝 及高渗通道三级化学封窜技术，改善了 CO2 驱油效果，提高了 CO2 埋 存率。

　　（4）CO2 驱油与埋存工程配套技术

　　形成 CO2 地面压铸、封层注入、高气液比举升、全流程防腐集输、 产出气分离回收循环再利用技术及动态监测技术，研发了撬装注入、 采出气回收利用装置，降低了投资规模。

　　3.工艺流程

　　陆相油藏CO2驱油与埋存技术实施流程见图1。

　　图1 陆相油藏CO2驱油与埋存技术实施流程

　　六、主要技术指标

　　1.混相驱提高采收率≥12%；

　　2.非混相驱提高采收率≥6%；

　　3.CO2埋存率≥90%；

　　4.化学剂封堵率≥90%。

　　七、技术鉴定及获奖情况

　　该技术已获得国家发明专利10项，实用新型专利8项。参与编制中 国石油天然气行业标准《砂岩油田二氧化碳藏工程方案编制技术规范》1项，并于2019年11月正式发布。2017年12月，该技术通过了中国石化 股份有限公司科技部组织的科技成果评价。

　　八、典型用户及投资效益

　　典型用户：中国石化中原油田分公司、中国石化东北油气分公司 等。

　　典型案例1 

　　案例名称：濮城水驱废弃油藏CO2驱油与埋存工程项目 

　　建设规模：项目方案设计注入22个井组，全区方案覆盖地质储量1135万吨，区块总存量埋存680万tCO2，预测最终提高采收率9.9%。建设条件：中原炼化尾气捕集10万吨装置已建成，周边心连心集团工业 捕 集年捕集能力达到30万吨，以此解决炼厂废气排放并提高濮城高含 水油藏采收率。主要建设内容：对中原油田特高含水油藏地面管汇及 井筒油管套管进行注CO2前的防腐改造，建设规模注气集输站和长距离 输送管网、油水井恢复生产措施等。主要设备：包括CO2压注站、集输 站改造、单井管线、注入井管柱更换、采油井管柱更换、回收循环利用 设备等。项目投资额12000万元，建设期3年。年碳利用量20万tCO2，碳 利用成本为50~80元/tCO2。年经济效益约为3420万元，项目投资回收期 约3.5年。

　　典型案例2

　　案例名称：腰英台低渗油藏CO2驱油与埋存工程项目 

　　建设规模：腰英台CO2区设计方案覆盖地质储量820万吨，预计埋存220万tCO2，预计提高采收率6.7%。建设条件：配合松南高碳天然气 开发，将高碳天然气脱碳、捕集，管网输送至腰英台油田进行CO2非混 相驱。主要建设内容：高碳天然气CO2分离、捕集、压缩、液化；地面 管输管网建设，以及管材腐蚀处理、油水井注采管柱井口更换等。主要 设备：50万tCO2年捕集液化装置、CO2压注站、集输站、长距离输送管 网、回收利用设备等。项目投资额6500万元，建设期3年。年碳利用量10万tCO2，碳利用成本为50~80元/tCO2。年经济效益约为4100万元，项 目投资回收期约4年。

　　九、推广前景和减排潜力

　　根据2006-2010年《温室气体提高采收率的资源化利用及地下埋存》 预测，我国陆相油藏约130亿吨石油地质储量适合CO2驱油，可封存CO2 约50～60亿吨，CO2高效驱油与规模埋存一体化技术具有广阔的应用前 景。预计未来5年，我国将在准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、 松辽盆地、苏北盆地建设CO2驱油规模应用示范工程，年注入CO2规模 达到300万吨/年，覆盖地质储量10000～15000万吨，5年埋存CO2量1350 万吨，项目推广比例将达到1%，总投资规模约为60亿元，可形成的年 碳利用能力约为200万吨。

由武汉节能协会办公室整理