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【交易】是能源情报新推出的固定栏目，持续征集项目信息、投融资需求、人力资源服务和需求以及其他供需服务信息，请有意者联系我们。 微信服务专门号：Energyinsider。 文/秦积舜 韩海水 刘晓蕾，中国石油勘探开发研究院 提高石油采收率国家重点实验室 国家能源二氧化碳驱油与埋存技术研发中心 中国科学院渗流流体力学研究所
CO2驱油是指用 CO2作为驱替相的 1 种驱油方式。CO2驱油技术是指实现该驱替方式所涉及的油藏工程设计、CO2注采工艺、动态监测与调整、产出流体处理等技术的集成。
20 世纪中叶，美国大西洋炼油公司（The Atlantic Refining Company）发现其制氢工艺过程的副产品之一CO2可用于改善原油的流动性。后续研究表明，CO2与原油接触过程中存在的相间传质、原油体积膨胀、黏度降低、油气界面张力降低、油气混相等是 CO2驱油的主要机理。基于此发现，诞生了世界首个 CO2驱油专利。这是 CO2驱油技术的开端。
1958 年，Shell 公司率先在美国 Permain 盆地二叠系储集层实施了井组规模的 CO2驱油试验，该试验表明，向油藏中注 CO2可以补充地层能量和提高原油产量。Chevron 公司于 1972 年在美国德克萨斯州Kelly-Snyder 油田 SACROC 区块投产了世界首个 CO2驱油商业项目，初期平均提高单井产量达 3 倍之多。该项目的成功标志着 CO2驱油技术开始走向成熟。
1970—1990 年间发生的 3 次石油危机使石油生产国和消费国认识到石油自给和石油安全对国家经济的重要作用。为使本国原油增产进而减小石油对外依存度，以美国为代表的一些国家不断调整和更新能源政策和法规，激励本土油公司和民间资本投资开展 EOR（提高采收率）技术研发与相关基础设施建设。例如，美国在 1979 年通过了石油超额利润税法，其中包括对利用 EOR 方法（含 CO2驱油）获得的利润进行减税的规定，促进了 EOR 技术及其配套产业的发展。得益于该税法，1982—1984 年间美国大规模开发了 Mk Elmo Domo、Sheep Mountain 等多个 CO2气田，建设了 Bravo Dome Pipeline 等连接 CO2气田和油田的输气管线。
这些工作为规模化实施 CO2驱油项目提供了 CO2气源保障。截至 1986 年底美国运行和在建的 CO2驱油项目数达到 40 个。
1990 年后的十数年间，亚太地区经济快速发展，对化石燃料需求激增，CO2排放逐年增加。合理开发和使用化石燃料成为新的挑战，CO2捕集、驱油与埋存一体化理念应运而生。在石油生产国、油公司和研究机构的响应下，对 CO2驱油与埋存技术的研发和实践成为新的产业热点。
自 2000 年初，原油价格持续攀升，给 CO2驱油技术发展带来利润空间，新投建的项目不断增加。据 2014年数据，全球已有 152 个 CO2驱油项目在实施，年 EOR产量已达到 1 470万 t。
经过 60 余年的不断探索与实践，CO2驱油技术逐渐形成并趋于成熟。美国是世界上利用 CO2驱油技术最多的国家，2014 年数据显示其 CO2驱油年 EOR 产量已达 1 371万 t，约占世界总 CO2驱油年 EOR 产量的 93%。中国在应用和发展 CO2驱油技术时可借鉴美国的成功经验，并考虑国情和油藏自身特点。
1 美国 CO2-EOR 技术应用概况
美国是较早研发和应用 EOR 技术的国家。由于联邦政府、州政府相关法规以及资源条件、生产成本等原因，美国的 EOR 技术应用主要集中在热力采油技术和气驱采油技术方面。
20 世纪中叶，在美国本土油田开发过程中，伴随着原油生产，产出大量天然气，大大超出了市场需求。储运天然气不仅需要大型设备和装置，且存在安全问题。因此，美国政府相继出台了关于天然气管道建设、安全及联邦石油天然气公司运营等法案，一方面促进天然气管道和设备的建设，规定管道和设备的用途；另一方面调整管输过程中涉及的利益分配，鼓励各企业积极投资天然气的管输和利用。这是推动美国油公司研究和发展烃类气体驱油技术的主要原因。
为了应对 1973 年发生的世界石油危机，美国政府通过了能源安全紧急预案，促进了美国本土石油产量的大幅度增加以及油公司对 EOR 技术的探索。
1980 年以后，油气需求增加，油气价格不断上升，美国政府相应调整了能源政策。CO2-EOR 技术作为气驱技术的新生力量逐渐得到大规模推广，项目数量逐年增加，原油产量也不断上升，同期热力采油项目数量和产量均持续下降，2006 年美国依靠气驱提高采收率的产量首次超过了热力采油产量（见图 1、图 2）。
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特定的历史时期加上国家对能源政策的调整使美国气驱技术的发展经历了两次飞跃。第 1 次飞跃发生在 1980—1992 年间，为了应对石油危机，美国出台了激励能源领域投资的相关法律法规，调动了石油公司和民间资本的积极性，扩大了 CO2气源，促进了CO2-EOR 技术快速发展。在此期间，CO2-EOR 项目数从 17 个增加到 54 个（见图 1），年 EOR 产量由 10万 t增加到 783万t（见图 2）。第 2 次飞跃发生在 2002年以后，世界原油价格持续升高并突破了每桶 100 美元，这为 CO2驱油项目创造了可观的利润空间。在此期间，CO2-EOR 项目数从 67 个增加到 137 个（见图 1），年EOR产量由 963万t 增加到 1 371万 t（见图 2）。
此时，美国 CO2混相驱技术已较为成熟，因而 CO2-EOR项目的规模进一步扩大。随着美国 CO2-EOR 技术逐步成熟，人们认识到CO2驱油技术是 1 种有效的提高采收率方法。以Chevron 公司实施的 SACROC 区块 CO2驱油项目为例，该区块经过 40 年的生产运行，由初期（1972 年）的 9个井组扩展到现在的 503 个井组，2014 年该区块平均单井 EOR 产量为 9.7 t/d，年 EOR 产量为 138万 t。
理论与实验均表明 CO2混相驱的采收率明显高于非混相驱，因此长期以来美国 CO2-EOR 主要以混相驱的方式进行，混相驱项目数和 EOR 产量远大于非混相驱（见图 3、图 4）。以 2014 年数据为例，CO2驱总项目数为 137 个，其中混相驱项目数 128 个，非混相驱项目数仅 9 个；CO2驱总 EOR 产量为 1 371万t/a，其中混相驱产量 1264万 t/a，非混相驱产量仅107万 t/a。
美国 CO2驱油项目 2004—2014 年的成功率均在80%以上，例如，2014 年美国 128 个 CO2混相驱项目中，获得成功的项目为 104 个，成功率达 81.25%。政策法规支持和油价持续走高，使得 CO2-EOR 技术显现出较大的利润空间，美国诸多石油公司纷纷投入到CO2-EOR 技术的研发与作业中。2014 年在美国进行CO2混相驱作业的公司有 22 个（见表 1），CO2混相驱项目年 EOR 产量共 1 264万 t，其中 Occidental、Kinder Morgan、Chevron、Hess 等公司 CO2混相驱项目年 EOR产量均超过 100万t。2014 年在美国运行的 CO2混相驱项目多达 128 个，但产量主要是由为数不多的大项目贡献的，油藏面积超过 20 km2的 24 个混相驱项目的 EOR 总产量达 798万 t/a，占 63%。
随着 CO2驱油技术的发展，相应的法律和政策也在不断地完善，这为 CO2驱油技术的持续发展提供了推动力。
2 美国 CO2-EOR 项目特点
2.1 CO2-EOR 项目储集层性质
2.1.1 岩性
岩性体现的是油藏沉积环境的差异，不同岩性的储集层矿物成分、孔喉系统大相径庭，所表现出来的油藏孔渗性质也大不相同，因此岩性对开发方式的选择有一定影响。
CO2混相驱技术可适用于多种岩性的油藏。美国CO2混相驱油藏岩性主要有砂岩、碳酸盐岩、硅藻土、未胶结砂岩等几种，其中砂岩和碳酸盐岩居多。2014年美国 128 个 CO2混相驱项目中砂岩和碳酸盐岩油藏分别为 39 和 55 个，共占 73%（见图 5），年产量分别为 265万 t 和 803万 t，单井日产量分别为 4.59 t 和8.12 t。
2.1.2 孔隙性和渗透性
储集层孔隙性和渗透性直接影响开发方式的选择。高孔高渗油藏选用传统注水开发方式即可达到较好的开发效果。低孔低渗储集层中原油流动能力差，常规驱替剂难以有效注入，而超临界 CO2具有极强的渗透性，容易进入微小孔隙，从而有效地将原油驱替排出。
总体来看，美国 CO2混相驱项目主要集中在低孔低渗油藏（见表 2、表 3），平均孔隙度和渗透率分别为 13.23%和 38.1×10?3μm2，最小孔隙度和渗透率分别为3.00%和 1.5×10?3μm2。2014 年美国油藏孔隙度小于20%的 CO2混相驱项目为 106 个，占 82.8%，其中有 28 个项目孔隙度小于 10%，但平均单井日产量达到了 3.51 t，取得了很好的开发效果；油藏渗透率
小于 50×10?3μm2的 CO2混相驱项目为 81 个，占63.28%，其中有 52 个项目渗透率小于 10×10?3 μm2，平均单井日产量可达 2.43 t。
2.1.3 油藏温度和埋深
油藏温度是影响 CO2混相驱效果的重要参数之一，油藏温度过高会导致混相压力过高，使 CO2与原油难于形成混相，从而降低驱油效率。油藏埋深是影响油藏温度和压力的关键因素。
大多数美国 CO2混相驱项目的油藏温度较低（见表 4）。根据 2014 年数据，油藏温度小于 65 ℃的项目为 97 个，占 75.8%，其中有 16 个项目油藏温度低于 38 ℃；油藏温度小于 38 ℃的项目平均单井日产量仅为 1.00 t，而油藏温度在 38～65 ℃的项目平均单井日产量达到了 3.05 t。此外，美国 CO2驱油藏多为中深层（见表 5）。
2.2 CO2混相驱项目原油性质
原油自身性质是 CO2混相驱成功与否的内因。研究表明，轻质原油更容易与 CO2发生相间传质。CO2与轻质原油的混相压力较低，容易通过多次接触实现混相。轻质原油的主要表观特征是黏度、相对密度均较低。
2.2.1 原油黏度
美国 CO2混相驱项目原油均为稀油（见表 6）。2014 年数据表明美国 CO2混相驱原油黏度在 0.4～6.0 mPa·s，平均值仅为 1.33 mPa·s。
2.2.2 原油相对密度
美国 CO2混相驱项目原油均为轻质油（见表7）。2014 年数据显示美国 CO2混相驱油田原油的地面相对密度在 0.802～0.893，平均值为 0.840，均属轻质油范畴。
2.3 CO2混相驱技术应用时机
从油田实施 CO2混相驱之前的开发方式来看，多数油田有着很长时间的水驱历史，只有少部分油田一次采油后直接进行 CO2混相驱。这些油藏多是由于超低孔渗无法进行水驱的油藏。统计美国 2004—2014 年EOR 数据发现，有 67%的 CO2驱项目是在水驱后进行的，这表明 CO2驱油技术是水驱油藏进一步提高采收率的有效技术方法。
同时美国油藏的低温、低压、低黏度等性质又使CO2驱油过程中原油与 CO2较易形成混相，致使美国的 CO2混相驱项目远多于非混相驱项目。
2.4 CO2非混相驱技术
美国 CO2非混相驱技术于 1980 年前后开始应用，但其成熟度远远低于混相驱。技术发展的早期，美国曾进行过大量的矿场试验。1986 年 CO2非混相驱项目数达到 28 个，然而其对应的产量却只有 7.10万t/a（见图 6）。这是因为美国 CO2非混相驱项目的实施过程中遇到了一系列问题，如 CO2气体快速突破导致的波及系数低、所筛选的储集层难以适应 CO2非混相驱等。因此，自 1990 年后 CO2非混相驱项目锐减。经过长时间的研究与探索，现已形成了对注入 CO2进行有效监测、对注入层位和生产剖面进行调堵、有效筛选适合 CO2非混相驱的油藏等方面的技术。2004 年后，美国 CO2非混相驱技术应用得到复苏。根据 2014 年数据，美国 CO2非混相驱生产井数已达到 993 口，年产量达 106.89万t。
相对于 CO2混相驱，非混相驱有着自身的油藏特点。根据 2014 年数据：CO2非混相驱项目多属中高孔渗油藏，孔隙度多分布在 17%～30%，平均值为25.23%，渗透率分布在（325.78～3 000.00）×10?3 μm2，平均值为 1 000×10?3 μm2；油藏平均埋深 1 412 m，属于中等深度；平均油藏温度和混相驱温度相近，在 60 ℃左右；原油偏重偏稠，相对密度 0.85～0.99，平均 0.90，黏度 0.6～17.4 mPa·s，平均 8.528 mPa·s。
美国 CO2非混相驱项目实施初期的平均含油饱和度为 47.43%，与混相驱项目初期的 50.88%较为接近，但项目结束时的含油饱和为 39.00%，远高于混相驱项目结束时的 29.37%。这表明，与 CO2混相驱相比，非混相驱的提高采收率程度较低。
3 典型实例
Kelly-Snyder 油田 SACROC 区块实施的 CO2驱油项目是美国最典型、最成功的 CO2混相驱实例之一。
该项目自 1972 年开始至今，先后经历了 Chevron、Devon Resource、Kinder Morgan 等多家作业公司，每次更换都会给项目注入新的理念，带来技术的进步，项目走向成熟的同时也形成了一系列关键配套技术。
3.1 SACROC 区块简介
该区块属低渗透碳酸盐岩油藏，主要产层 Canyon Reef 层为石炭系石灰岩，非均质性强，且发育平面上分布不连续的致密层隔夹层。地层压力 22.14 MPa，泡点压力 12.76 MPa，孔隙度 9.41%，渗透率 3.03×10?3 μm2，油藏深度 2 043.5 m，体积系数 1.472，原油相对密度 0.82，原油黏度 0.35 mPa·s。
SACROC 区块发现于 1948 年，经历 6 年一次采油，油藏压力下降幅度较大。1954 年开始注水开发，1970年进入高含水阶段。CO2混相驱分 3 个工区进行，开始时间分别为 1972 年 1 月（9 个井组）、1973 年 3 月和 1976 年 11 月，注入井网主要为反九点井网。自实施 CO2混相驱以来，油田取得了较好的开发效果。
截至 2014 年，该项目已扩展到 503 口注入井和 390 口生产井，覆盖面积达到 201.9 km2，平均单井产能为 9.7t/d 。
3.2 形成的关键技术
①扩大气驱波及体积技术。其技术内涵是向地层中适当注入低流度物质占据气体流动通道，从而起到抑制气体窜流的作用。WAG（水气交替）注入技术和 CO2泡沫调驱技术是典型的扩大气驱波及体积技术。1972 年 SACROC 项目实施初期，Chevron 公司就尝试了 WAG 注入技术：一方面成功地将试验区地层压力从 11.03 MPa 提高到 16.55 MPa，使其高出最小混相压力（15.86 MPa），达到 CO2混相的压力条件；另一方面有效地控制了驱替流体的流度，实现了注 CO2提高微观驱油效率和注水提高宏观波及系数的有机结合，进而提高了该地区的石油采收率。
②智能 CO2监测和注采调整技术。由于 CO2流度大及油藏非均质性强等原因，注入的 CO2很容易形成指进或无效注入。利用智能 CO2监测技术可以掌握CO2在油藏中的动态分布，通过遥控智能井的注入采出量，调整地层中油气分布规律，从而减少 CO2无效循环，提高石油采收率。SACROC 区块利用此项技术不断对注采井网进行调整，其年产量逐年攀升。2000年 SACROC 区块仅 57 口 CO2注入井和 325 口采油井，年 EOR 产量仅为 47万 t。通过调整，2008 年注气井和采油井数分别为 444 口和 391 口，年 EOR 产量升至126万 t；2012 年进行了新一轮调整，注气井和采油井数分别为 503 口和 390 口，年 EOR 产量已达 138万 t。
③产出气处理及 CO2循环注入技术。即使是混相驱，产出流体中也会伴随大量的 CO2，如何分离和处理这些产出气十分重要。最理想的处理方式就是对CO2进行回注。在项目运行初期，SACROC 区块采用Benfield 方法（热钾碱法）回收 CO2，随着生产规模的扩大，Benfield 方法不能满足需求。1983 年项目操作方与 NATCOGROUP 合作，建设了冷凝回收富烃装置和膜分离 CO2装置。回收的富烃用于销售，分离出的甲烷用于燃烧发电，富集的 CO2管输回油田用于回注。目前，膜分离系统日处理气量已达 509.7万m3，产出气中 CO2含量从处理前的 65%～85%，富集为95%。采用这种技术既回收了产出气中烃组分，又减少了 CO2的排放，降低了 CO2成本。
近几年，由于传统 CO2驱油技术黏性指进、混相能力差等问题的突显以及国家对埋存 CO2进行财政补贴等因素，美国开展了新一代集成 CO2驱油技术的研究攻关，内容包括增加注入量、增大注入气黏度和改进驱替方式等。新一代集成 CO2驱油技术的目标是追求提高石油采收率与 CO2有效埋存的技术平衡点以及经济效益最大化。该技术的注气量最高可达 2～3 倍孔隙体积，远大于传统的 0.3～0.5 倍孔隙体积，很好地诠释了 CCUS（CO2的捕集、利用与埋存）技术理念。
该技术已在加利福尼亚等 6 个州进行试验，预计可使这些地区的原油可采储量增加约 40亿 t。
4 对中国的启示
4.1 中国面临巨大的碳排放压力
当前中国以煤为主的能源结构在短时间内难以发生根本性改变。据 BP 公司 2013 年数据（见表 8），2012年，中国煤的消耗量占总能源消耗量的 70.45%，远高于美国的 22.95%和世界平均的 29.63%。煤的碳排放系数远大于石油和天然气，因此与总能耗量大体相当的美国相比，中国面临着更大的碳排放压力，而 CCUS技术是缓解压力的有效办法。
4.2 中国政府和企业积极应对碳排放问题
中国政府高度重视 CO2所带来的全球环境问题，并积极探求解决办法。1990 年以来，中国不断参加有关环境问题的国际活动，2009 年在哥本哈根世界气候大会上中国提出了 2020 年温室气体减排目标。2000年以来，中国设立多个科研攻关项目，推进 CCUS 技术的发展，2011 年发布了中国 CCUS 技术路线图，2013年编制了中国 CCUS 技术发展规划，同时也在着手制定相关的激励政策等。 在国家的宏观指导下，国企、民企、科研院所、高校等单位积极参与和自主开展 CCUS 领域的理论基础和应用技术的研究和实践，目前已初见成效。例如，2008 年中国石油在吉林油田建成了首个 CO2-EOR国家示范工程。
4.3 中国 CO2驱油技术的发展方向
中国具有 CO2驱油和埋存的油藏条件和技术基础。建议在国家层面统筹和协调以下工作，以推进CCUS 技术的发展和应用：
①尽快出台相应法律、法规和政策。激励和引导国企、民企及社会各界参与 CCUS 技术的研发和应用，同时明确各参与方的责权利。
②协调解决 CO2源汇匹配问题。按照地域和油藏特征，文献[32]提出中国适合 CO2驱油与埋存的 8 大战略区，可以此作为解决 CO2源汇问题的基础。
③做好各参与方的协调工作。CCUS 技术是跨部门、跨行业甚至跨地域的新兴集成技术，只有协调好各方利益，才能确保 CCUS 技术健康发展。
4.4 中国推广 CO2驱油技术面临的挑战
通过多项国家级科研攻关项目的研究与实践，中国已取得了一批理论与技术成果，具备一定的 CCUS技术实施基础，但仍然面临以下几个方面的挑战：
①中国油田油藏类型复杂，开发现状各异，如何评价并筛选出适合注 CO2提高采收率的油藏是一大 难题。
②与美国海相油藏相比，中国陆相油藏非均质性较强，部分低渗透油藏（动态）裂缝发育，实施CO2驱油技术时如何有效地提高 CO2的波及体积、尽量减少 CO2的无效注入是亟待解决的又一问题。
③中国油田大多数原油偏重、黏度较大，油藏温度高。这造成原油与 CO2的混相压力较高，地层压力条件下难以达到混相。如何改善混相条件以提高CO2驱油效率成为一大挑战。
④中国油田开发历史较长，采取增产措施类型较多，井况复杂，保障注 CO2气时的安全生产需要充分准备。
⑤中国油田多为陆相沉积，地质和构造特征复杂，能否对 CO2进行有效埋存需要进行系统准确的评价。
5 结论
美国 CO2-EOR 技术取得了良好的开发效果，这与其资源特点（如易混相的油藏条件和 MkElmo Domo等大型 CO2气田）、政策支持（如相关税法）、企业积极响应（如相关油气公司和管道公司）等因素紧密相关。
中国具有实施 CO2-EOR 技术的巨大潜力，应在充分吸收和借鉴美国先进经验的基础上，积极制定合理政策，鼓励社会各界的加入，大力发展和推进 CCUS技术。此外，中国应结合国内资源实际，从国家层面做好政策法规、源汇匹配、参与方责权利等协调工作，同时找准关键技术问题并予以解决。
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