来源:中国石化
中国石化石油勘探开发研究院攻关形成含油气盆地二氧化碳地质利用与封存工业化关键技术，成果入选中国科协“科创中国”绿色低碳先导技术榜单
王 锐
碳作为化石能源的基础原料，对人类工业文明发展作出了不可替代的贡献。然而，随着大量化石能源使用，大气中人为排放的二氧化碳急剧增多，温室气体减排成为世界各国的共识。
捕集二氧化碳，输送并注入地下储层埋存，成为规模化减排的主要途径，受到全球各行业高度关注。含油气盆地拥有油藏、含水层、气藏等多种封存场地，地质资料翔实，工程实践经验丰富，是碳封存利用优先选择的对象。
中国石化石油勘探开发研究院锚定含油气盆地二氧化碳封存利用关键问题，攻关形成以“高效驱油封存、经济驱水利用、有效驱气助存”为核心的二氧化碳封存利用工业化应用关键技术体系，成果入选中国科协“科创中国”绿色低碳先导技术榜单，为我国CCUS产业化未来发展“碳”明了方向。
十年磨一剑 突破传统理论限制
与国外海相沉积储层不同，我国陆相油藏原油含蜡量高，二氧化碳驱混相压力较大，混相驱难度大。加之我国二氧化碳驱主要应用于水驱难以动用的低渗、特低渗油藏，注采井间压差大，即使能达到混相，注采井间的混相程度也非常有限。
二氧化碳驱在国内到底能不能搞？能否大幅度提高采收率？
石勘院CCUS团队针对上述问题，提出了低渗透油藏二氧化碳非完全混相驱概念，形成了基于混相程度、增弹指数、降黏指数等8种参数的二氧化碳非完全混相驱替理论，提出了低渗透油藏二氧化碳高压低速注入模式，提高混相程度，增强气驱效果。
在国外，70%以上的二氧化碳驱案例是在水驱后实施的，高含水油藏是二氧化碳驱应用的又一主战场。然而，高含水、特高含水条件下剩余油呈现“整体分散、局部富集”特征，注入二氧化碳会被高含水条件屏蔽，无法直接接触到剩余油，二氧化碳驱如何在水中“捞油”？
项目团队抽丝剥茧，发现了高含水条件下二氧化碳“透水替油”机制，阐明了水驱废弃油藏二氧化碳驱油过程，提出了特高含水油藏二氧化碳“大段塞注入+长效焖井”气水交替注入模式，能够消除水屏蔽效应的影响，进一步提高采收率。
随着二氧化碳驱应用对象进一步拓展，致密油藏成为潜在应用阵地。与常规油藏压差驱动相比，致密裂缝油藏难以建立有效驱动压差，如何有效动用基质中的原油，需要另辟蹊径，寻找非压差驱动方式。团队成员研制了高温高压二氧化碳扩散萃取装置，深度剖析了致密基质与裂缝空间的“缝储交换”作用过程，建立了非压差驱动机理的数学表征模型，提出了驱替与吞吐相结合的“异步周期注采”开发模式，换油率高，驱油效果好。
CCUS团队十年磨一剑，形成了“非完全混相驱、透水替油、缝储交换、脱气降混”等系列陆相油藏二氧化碳驱基础理论，突破了传统混相驱理论油藏适应条件限制，极大拓展了我国陆相油藏二氧化碳驱油封存应用范围，为规模化应用提供了有效地下碳储空间。
提高封存率 助力“零碳”油田建设
二氧化碳驱油过程中，气窜会导致40%~60%的注入气产出，而且生产的原油燃烧后会排放二氧化碳，因此业界对驱油过程能否有效封存二氧化碳、实现净零排放有较大争议。
在二氧化碳注入早期，阶段封存率在80%~90%。随着二氧化碳气窜加剧，封存率逐步降低，全生命周期的二氧化碳封存率仅为50%~60%，如何提高二氧化碳在地层中的滞留率、封存率，成为亟待解决的难题。
团队成员通过大量试验研究，剖析了驱油过程中二氧化碳替换作用、二氧化碳束缚滞留、二氧化碳溶解作用、二氧化碳矿化作用四种封存机理，建立了二氧化碳驱油封存一体化数值模拟方法，可对驱油过程中封存机制贡献率进行实时预测，为开发技术对策制定奠定了基础。
传统的二氧化碳驱油过程优化主要聚焦单一的采收率指标，其优化的方向是注入最少的二氧化碳，采出更多的原油。这与封存过程尽可能注入更多的二氧化碳、最小化产出二氧化碳的理念似乎背道而驰。
对此，团队提出并建立了采收率与封存率耦合的双目标函数，通过权重系数来调节不同驱油、封存情景下的优化目标，构建形成了二氧化碳驱油封存多目标智能优化设计方法，提出了“早期驱油为主、中期驱油封存兼顾、后期封存为主”的油田全生命周期驱油封存优化设计原则。
注采参数调控、产出气循环注入、化学分级封窜等技术组合，有望将封存率提高为70%~80%，甚至更高，助力“零碳”油田建设。
含水层经济驱水利用 寻找二氧化碳新去处
油气区发育有大量的咸水层或含水层资源，具备天然的储盖组合和良好的封存条件，如何利用这些资源为二氧化碳找到新的封存去处？
首先要考虑的是“封哪里”。什么样的含水层具备封存条件？如何找到这些储层？在深入分析含油气盆地特点后，团队创新提出了“四尺度、两层级”的二氧化碳地质封存选址标准，可以合理满足目前CCUS集群化、规模化、大型化、单体化等需求，契合了工业化推广阶段封存应用的需要。
其次需要关注的是“封多少”。传统的咸水层封存潜力评价方法主要借鉴油气行业资源及储量评价方法，封存潜力评价结果适用于早期的封存资源评估及规划阶段，在目前规模化实施阶段存在局限性。对此，团队提出了适合含油气盆地特点的理论封存容量、工程封存容量、经济封存容量三水平碳封存潜力评价方法，为规模化碳封存应用提供了参考依据。
再次需要聚焦的是“如何封”。咸水层持续注入会导致储层压力不断积聚，对注入性和安全性都会造成严重影响。项目团队借鉴油田开发过程，通过咸水联产，实现“采水降压扩容”，有效增强了后期二氧化碳注入能力。他们优化设计，明确了“少井多注、高注低采、间歇排采”技术对策，二氧化碳埋存能力提高3~5倍。
最后还需要实现“封得住”。封存安全性尤为重要，合理评估封存安全风险是关键环节。团队成员从孔隙结构微观层面揭示盖层封闭机理，初步构建了盖层封闭性、断层密闭性、井筒完整性评价方法体系；发现了矿物沉积的盖层自封闭特性，明确了封存安全性风险等级，为更安全封存二氧化碳提供依据。
气藏有效驱气助存 助力天然气增产脱碳
地下储气库往往利用枯竭气藏改造而成，枯竭气藏可以储存天然气，是否能封存二氧化碳？在枯竭气藏中注入二氧化碳，能否使其“起死回生”？储气库与碳封存能否协同？一系列前瞻性问题成为团队攻关的方向。
项目团队通过建立天然气藏二氧化碳驱气封存物理模拟试验装置方法，发现在超临界条件下二氧化碳与天然气存在重力分异现象，其扩散过程更接近气液间的扩散，在矿物中的吸附能力较甲烷气体更强，证实了向气藏中注入二氧化碳，能够发挥“垫气增能、慢速混溶、竞争吸附”等作用，从而提高天然气采收率。
为有效利用上述机理，实现驱气封存协同，研究团队优化注采方式，明确了“低注高采、慢注慢采、异步注采”等技术对策，为枯竭天然气藏进一步提高采收率协同封存提供了可选技术路径。
