CCUS（碳捕集、利用与封存）技术是实现全球碳减排的重要途径，也是保障中国能源安全和推动经济协同发展的重要手段。同时，有利于促进中国可持续发展和生态文明建设。中国CCUS技术各环节均取得了显著进展，但要大规模推广应用仍然存在多重制约。基于文献调研和工作积累，阐述了国内外CCUS技术现状，指出了CCUS技术当前所面临的技术挑战及攻关方向。已有的研究工作表明，解决捕集技术能耗和成本高，驱油封存技术有待进一步研究，化工利用技术转化能耗高、转化效率低，封存安全性监测和评估技术体系尚未建立等难题的对策措施有：①针对不同排放源的特性，选用不同的碳捕集方法多元化融合实现源头降本；②攻关多目标优化技术，协调优化驱油效率和CO₂封存率；③持续研发新型催化剂，加速CO₂的转化反应，提高转化效率；④充分借鉴美国、澳大利亚等国家的碳税政策，探索适合中国CCUS产业的财税激励政策，增加经济效益，提高企业积极性；⑤建立覆盖CCUS全链条各环节的系列标准规范，指导工程建设实施，从规范上降低企业风险。通过这些措施的实施，推动中国CCUS技术的快速发展，为实现碳中和目标做出更大的贡献。

碳捕集、利用与封存（CCUS）是实现“双碳”目标的重要技术手段，涵盖捕集—输送—注入—采出—回注等关键环节。胜利油田经过多年探索和攻关，形成了输注采系列关键工程技术。针对压损温差带来的CO₂相变与长距离泄漏风险，建立了基于相态控制的长距离CO₂管道安全输送工艺技术，实现高效经济输送；研发了中国首台套管道输送泵；建成了中国最长的超临界压力CO₂长输管道，补齐了国内CO₂长距离输送的短板。为满足示范工程大排量CO₂高压注入的需要，研发了国内首台套高压密相注入泵，实现了40 MPa高压密闭注入；针对注气压力高、气液比高、泵效低以及CO₂腐蚀等问题，形成了免压井安全注气管柱、多功能采油管柱、CO₂驱腐蚀防护等注采配套工程工艺技术，实现了高效安全注采和长效腐蚀防护。建成了中国首个集管输工程、注入装备、驱油封存、注采工艺、集输回注为一体的，多领域、多节点的百万吨级CCUS示范工程，目前各环节运行良好，实现“平稳、安全、高效、绿色”运行。对胜利油田百万吨级CCUS输注采工艺及配套装备进行了总结，以期为后续CCUS工程建设提供借鉴和指导。

CCUS（碳捕集、利用与封存）技术对绿色低碳转型、实现“双碳”目标意义重大，而CO₂驱油埋存是其重要内容。苏北盆地江苏油田针对复杂断块油藏提高采收率的技术瓶颈开展CO₂驱油技术攻关及多种类型矿场试验，形成了以重力稳定驱、驱吐协同等为特点的复杂断块油藏CO₂驱油的4种差异化模式，成功开展了花26断块“仿水平井”重力稳定驱等技术先导试验，建成了10×10⁴ t的复杂断块油藏CCUS示范工程。江苏油田累计注入液碳量30.34×10⁴ t，累计增油量9.83×10⁴ t，实现了较好的增产效果及经济效益。技术研究及试验可为其他复杂断块油藏的CO₂驱开发提供参考借鉴。

CO₂的众多驱油机理已经被广泛认同，但受油藏因素影响，不同油藏条件下CO₂驱的效果差异较大。因此，需要进一步深化研究CO₂与原油的微观相互作用机理，明确不同油藏条件下CO₂的驱油方式，最大限度挖潜CO₂驱的潜力。利用分子动力学模拟方法研究了组分、温度、压力对油滴-CO₂相互作用的影响。求取动力学参数，量化表征油滴-CO₂间的相互作用，厘清了不同条件下二者的微观相互作用规律。模拟结果显示，色散力是主导CO₂-烷烃分子相互作用的主要作用能，二者相互作用主要包含两方面：一是CO₂分子克服烷烃分子间的位阻作用向油滴内部溶解扩散，二是CO₂分子对油滴外层分子的萃取吸引作用。随着烷烃分子链长减小、温度降低和压力增加，油滴溶解度参数和CO₂配位数增加，油滴外层分子的弯曲度减小，二者的相互作用增强。研究结果认为，在温度较低、压力较高的轻质和中轻质油藏中，应尽可能地实现CO₂混相驱和近混相驱，在温度较高、压力较低的中质和重质油藏中，应充分发挥CO₂非混相驱的溶解降黏、膨胀原油体积和补充能量的优势。研究结果能够为室内研究和现场实施CO₂驱油提供理论指导。

CO₂在咸水层中的溶解性能是估算CO₂溶解埋存量的重要参数。为了快速经济地评价分析CO₂在咸水层中溶解性能，基于目前不同温度、压强、矿化度下CO₂在水中溶解性能数据，开展灰色GM（1，1）模型预测，分析预测相对误差，应用马尔科夫理论，划分状态区间并构造状态转移概率矩阵，对预测结果进行修正，提出基于灰色马尔科夫理论的CO₂在咸水层中溶解性能预测模型。结果表明：灰色马尔科夫模型预测值与实测值的平均相对误差分别为1.52%、17.73%、0.21%、3.97%，灰色GM（1，1）模型预测结果的平均相对误差分别为2.37%、19.29%、3.62%、3.94%，灰色马尔科夫预测值与相应实测数据更吻合，模型预测性能较好，可为CO₂在地下咸水中的溶解度预测提供1种新方法。

CO₂在页岩油藏驱油时的孔隙动用特征是评价其应用于提高页岩油藏采收率效果的一项重要指标。因此，开展了超临界CO₂驱替页岩岩心室内实验，并以核磁共振（NMR）在线岩心扫描技术为手段对CO₂驱页岩油藏的孔隙动用特征和规律进行研究。结果表明，超临界CO₂非混相驱油主要动用页岩中孔隙半径在0.1~3.0 μm范围内的油，而此过程中小于0.008 μm孔隙半径内的油量反而增加，分析原因主要是CO₂在页岩层中通过压差和扩散作用将大孔隙内页岩油带入小孔隙中并发生吸附滞留，在驱替时间5 h后，CO₂驱替页岩油采收率达到35.7%，驱油效果较好。

针对水驱油藏开发进入高含水阶段后，剩余油常富集在构造高部位或厚油层顶部，井网控制不到的问题，利用油藏自身特点注CO₂形成气顶驱，可有效改善开发效果并实现CO₂封存，但什么样的油藏适宜开展气顶驱尚待研究。通过剖析典型高含水油藏CO₂气顶驱见效特征，分析气顶驱油过程中油气界面移动规律，结合数值模拟、物理模拟，以提高采收率幅度、换油率、到达极限气油比时间、存气率等为主要评价标准，研究地层倾角、原油密度、黏度、油藏封闭性、渗透率、水动力强弱等相关参数对CO₂气顶驱油-封存效果的影响。按照到达极限气油比时提高采收率的幅度大小，评价各参数对驱油--封存效果的影响程度，确定高含水期油藏的CO₂气顶驱油-封存筛选条件主要受油藏封闭性、地层倾角、原油黏度、油层渗透率及厚度影响，为拓展CO₂驱应用范围提供了依据。

针对双河油田低渗储层注水能力差、注水水质不达标和高凝原油蜡沉积等问题，通过自主设计的水-CO₂储层注入能力评价装置，开展流动性实验、CO₂驱油实验，结合岩心扫描电镜等测试手段，明确双河低渗储层注水能力差的主要机制，探索CO₂改善低渗储层注入能力的主要机理。结果表明，产出水中的悬浮颗粒和油中蜡晶等组分的沉积可导致孔隙堵塞，从而降低储层的注水能力。CO₂对产出水中无机悬浮颗粒及岩石碱性矿物、碳酸盐岩矿物有明显溶蚀作用，是显著提高储层注水能力的主要机理。CO₂可溶解在岩石表面的原油蜡质组分沉积，有效改善储层注水能力。同时，CO₂驱提高采收率效果明显，采收率提高13.01%~21.51%，后续水驱进一步提高5.40%~6.04%。研究表明：注CO₂可显著改善双河油田低渗储层注入能力，为CO₂增注驱油技术在现场应用提供理论支撑。

在“碳达峰、碳中和”背景下，传统化工企业都将面临CO₂排放指标限制难题。CCUS（碳捕集、利用与封存）技术是解决CO₂排放难题的关键一招，化工企业首先需要依靠CO₂尾气捕集回收装置，实现上游源头减碳，再通过下游资源利用，进而形成经济可行的CCUS产业链。针对传统CO₂尾气回收装置建设过程中存在的占地面积大，土建费用高，灵活性差，施工周期长等突出问题，研发出模块化撬装化CO₂回收技术，可以有效降低前期投资成本和缩短施工周期。该技术根据装置工艺功能单元特点，基于模块化设计实现回收工艺模块划分，达到100%工厂化预制，现场模块化施工标准。同时，利用撬装化设计，合理布局管道阀门，实现模块内设备优化整合成撬，最终形成全流程模块化撬装化的CO₂回收装置。现场应用结果表明，相比传统CO₂尾气回收装置，模块化撬装化5×10⁴ t/a煤制氢CO₂尾气回收装置完全达到降低投资成本和缩短施工周期目标，其中土建费用降低74.0%，建设面积降低75.2%，工程施工周期缩短50.0%。

由于CO₂的过度排放导致了全球严重的气候变化问题，实现碳中和已成为全球各国的共识，碳捕集、利用与封存（CCUS）是实现碳中和的必由路径之一，引起了研究者的广泛关注。中国石化南京化工研究院有限公司长期致力于CO₂捕集和利用技术的研发和应用推广工作，已形成低分压烟气碳捕集技术、NCMA（南化复合胺）脱碳技术和催化热钾碱脱碳技术3种成熟碳捕集技术，成功应用于多个工业项目中。同时，在新型碳捕集技术和CO₂利用技术领域开展了大量研究，并取得了一定的进展，部分成果达到了国内及国际先进水平。

针对新疆油田中深层稠油油藏的“中等偏强—强”速敏伤害以及“强—极强”水敏伤害引起的注水开发效果不理想的问题，基于CO₂独特的物理和化学性质，借助高温高压PVT实验仪和长岩心驱替装置，开展CO₂-原油高压物性测定和CO₂驱/吞吐提高采收率可行性研究，结合气相色谱和高温高压流变仪表征产出油的组成及黏度变化。实验结果表明，57.345%摩尔分数的CO₂能将溶解气油比（GOR）从32 m³/m³增大至149.3 m³/m³、泡点压力（p_b）从6.8 MPa增大至15.7 MPa，原油体积系数从1.06增大至1.27，原油密度从0.896 5 g/cm³降低至0.854 8 g/cm³，原油黏度从419.3 mPa·s降低至253.4 mPa·s，因此CO₂能有效补充地层能量，增大原油弹性能，减小渗流阻力。第一轮次0.95 PV（孔隙体积）的CO₂驱的原油采出程度为32.8%，焖井24 h后多孔介质中的流体重新分布，第二轮次0.5 PV的CO₂驱能提高原油采出程度17.9%。而5轮次CO₂吞吐的原油采出程度为63.5%。产出油的黏度呈降低的趋势，主要原因是原油中的沥青质在多孔介质中发生沉积。实验结果明确了CO₂驱/吞吐在新疆油田中深层稠油提高采收率的可行性。

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油具有原始渗透率极低，原油黏度高等特点，自然条件下无经济产能。通过现场实践，证明密切割+高强度体积压裂，是实现页岩油规模开发的最有效手段之一，但现阶段如何延缓油井递减率，提高单井采收率仍是亟待解决的问题。2019—2022年，在吉木萨尔页岩油区块，开展了CO₂前置压裂辅助提产技术研究和现场试验，系统地研究分析CO₂前置蓄能压裂和CO₂吞吐在吉木萨尔页岩油区块的应用效果。结果表明，超临界态CO₂具有混相增能、溶蚀改善储层条件、提高渗吸置换效率、提高缝网复杂程度等作用，并明确最优注入量、注入速度、注入方式等关键工艺参数，初步形成了一套页岩油藏CO₂前置压裂的工艺技术体系。根据生产数据预测，CO₂前置压裂工艺可将最终采收率提升20%左右，对实现页岩油效益开发，为其他类型页岩油藏提高开发效果提供参考。

CO₂驱油封存技术在提高原油采收率的同时能实现大规模CO₂封存。然而，驱油封存过程伴随着多种CO₂泄漏风险。针对以往CO₂泄漏风险管理系统的缺乏，特别是缺少基于在线监测的管理系统，难以支撑动态的风险管理，研究基于CO₂驱油封存泄漏风险管理体系的构建，开发了集成多环境实时风险识别和评估、多空间风险预测、多层级风险预警和全过程风险控制的动态CO₂泄漏风险管理系统，并应用于鄂尔多斯盆地延长石油CO₂驱油封存示范项目。案例应用研究表明，所开发的CO₂泄漏风险管理系统可以全空间动态识别CO₂驱油封存过程的各种泄漏风险，有效支撑泄漏风险的动态管理，为CO₂驱油封存项目提供全面及时的安全保障。

BZ19-6凝析气田储量大、地露压差小、储层高温高压且低孔低渗，生产作业过程中极易产生反凝析污染。评价反凝析污染程度，采用合适的污染解除措施，对改善BZ19-6凝析气田反凝析污染具有重要意义。利用复配凝析气开展长岩心衰竭实验，模拟反凝析油污染，测试不同衰竭压力点对应的气相渗透率并评价反凝析污染程度；同时开展了注活性剂（TC281）、注甲醇、注甲醇+活性剂3组解除反凝析污染实验，及注甲醇+活性剂1组解除反凝析+水锁综合液相污染实验。实验结果表明：注活性剂（TC281）、注甲醇、注甲醇+活性剂3种方案对解除反凝析污染均有一定效果，注甲醇+活性剂1组解除反凝析污染效果最好，渗透率恢复率达84%；注甲醇解除反凝析污染渗透率恢复率为81%；注活性剂1组解除反凝析渗透率恢复率为54%；注甲醇+活性剂1组解除反凝析+水锁综合液相污染，渗透率恢复率达到80%。实验为BZ19-6凝析气田解除反凝析污染提供了方案指导。

马家嘴油田戴南组断裂发育，油藏类型以构造-岩性油藏为主。储层具有纵向厚度薄、横向分布变化快的特点，对储层预测的精度要求较高，常规的地震反演方法难以满足需求。为解决此问题，采用了波形指示模拟方法对研究区薄储层进行预测，此方法以波形相控为指导，通过地震波形在横向上的变化代替变差函数，对目标参数进行模拟，从而得到更符合沉积地质规律的高精度反演结果。利用研究区内开发井多且密的优势，综合地质、地震和测井资料，优选对储层敏感的自然电位曲线进行波形指示模拟，对主力含油砂组展布进行预测；结合反演结果对参与运算井、后验井及过断层井进行分析，表明波形指示模拟具有较高的纵向和横向分辨率，能够较精细反映储层的空间变化；提取主要含油砂组平面展布图，与研究区的沉积规律相符，结合油层分布图对目标含油砂组分布进行了重新认识，认为马3断层下降盘向西具有滚动扩边潜力。

油田开发过程中普遍存在着层间与层内干扰，对于纵向上没完全隔开的海上强非均质性巨厚砂砾岩油藏而言尤为如此，是油藏细分层系的基础和内因。矿场上，干扰数据主要由生产测井得到，开发经验表明干扰系数随开发阶段、时间变化而变化，生产测井普遍为单点测试，无法得到全周期干扰系数。因此，有必要对层间与层内干扰进行室内实验研究。干扰系数理论研究涉及参数众多且随时间变化，可以解释多层合采油井整体产油能力低于分层开采累加量现象，未能解决其形成的理论根源，所以采用了一维岩心驱替实验装置进行了层间和层内干扰的研究，实验表明：巨厚砂砾岩油藏层间干扰随着时间推移，含水上升，干扰系数逐渐增大，但在高含水期有所下降，导致层间干扰的原因是单驱与合驱时各岩心驱替压力梯度不同；巨厚砂砾岩油藏层内干扰在早期采油指数干扰系数较大，随着含水增加，采油指数干扰系数逐渐变小，层内干扰产生的实质是不同储层渗流阻力变化随着时间的变化，导致储层流量分配的改变。

针对近废弃油藏特高含水、优势通道发育、剩余油高度分散、非均质性强等主要矛盾，以双河油田北块Ⅱ（2油组）4—5层系为例，采用油藏精细地质建模、数值模拟方法和微观驱替实验方法，表征了聚合物驱后油藏剩余油分布特征。聚合物驱后宏观剩余油平面上注采非主流线、主流线弱势区及注采井距较大的边部区域剩余油饱和度较高，纵向上正韵律顶部剩余油富集；微观剩余油以半束缚态为主，依据剩余油分布特征提出了非均相复合驱变流线井网加密调整技术思路。通过井网变流线加密调整，形成交错式行列井网模式，流线方向转变30°以上，流线转向率达80%，促使剩余油有效动用。数值模拟预测该技术可提高采收率10.96%，新增可采储量70.61×10⁴ t，延长生命周期15 a，为聚合物驱后油藏大幅度提高采收率提供新的技术方法。

海上油田单管分层测调注聚工艺不能满足井斜大于60°的井况，同时测调时需要钢丝作业配合，平均单井测调用时6 h，测调效率低，无法真正意义上实现井下温度、压力、流量的实时监测与注入量调整。在介绍海上油田缆控智能注聚新技术原理、适用性与特点的基础上，研发出缆控智能注聚工作筒、大流量下高保黏通道及地面控制器等关键配套工具。实验表明，工作筒形成节流压差小于4 MPa，保黏率大于85%，性能较好。现场应用表明，缆控智能注聚技术在大斜度井的分层注聚调试过程中，可实时反馈流量、压力、温度等监测数据，提高注聚井测调效率和油藏配注达标率，为海上油田聚驱提高采收率提供了有效的技术支撑。

气-水相渗曲线反映储层综合物性特征，明确致密砂岩气-水相渗行为与气井生产动态的关系，有利于致密气藏高效开发。以鄂尔多斯盆地东缘典型致密砂岩气藏为研究对象，将储层分为3类并开展气-水相渗实验，结合X射线衍射、扫描电镜和核磁共振等岩心分析手段，揭示气-水相渗与气井生产动态曲线的关系。结果表明：①Ⅰ类相渗曲线两相过渡区较宽，孔隙类型以粒间孔为主，Ⅱ类相渗曲线两相过渡区较窄，孔隙类型以粒间孔和晶间孔为主，Ⅲ类储层相渗曲线两相过渡区极窄，孔隙类型以晶间孔为主；②储层黏土矿物含量高，高岭石和绿泥石有利于气水两相流动，伊利石不利于气水两相流动；③孔喉差异大，大致分为3类：中—粗孔喉（大于1.0 μm）、细孔喉（0.1~1.0 μm）和微孔喉（小于0.1 μm），Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层的中—粗孔喉占比分别约为40%、10%和4%；④根据上述3类储层的气-水相渗特征，可将气井分为3类，其生产动态特征与相渗曲线预测结果均相符，Ⅰ类井主要产层为Ⅰ类储层，有效厚度约为7 m，平均日产气量约为2×10⁴ m³，稳产时间长，Ⅱ类井主要产层为Ⅱ类储层，有效厚度约为5 m，平均日产气量约为1×10⁴ m³，Ⅲ类井主要产层为Ⅲ类储层，有效厚度约为6 m，平均日产气量约为0.5×10⁴ m³，稳产时间极短。通过分析致密砂岩气-水相渗特征预测气井生产动态，揭示了孔隙结构和黏土矿物对气水流动行为的影响，可为制定低压高含水致密气开发过程降阻提效措施提供理论支撑。

气井积液是苏里格区块大斜井开采中后期面临的一个重要难题，目前适用于定向井的临界携液模型研究较少，且常用携液模型忽略了管径、液体流速和角度的影响。借助多相管流实验开展了定向井携液机理实验，分析了管径、角度、液体流速等因素对气井积液的影响规律，并根据液膜反转机理，在BELFROID模型和WALLIS模型基础上，利用实验数据拟合出了WALLIS模型中参数C和m的计算方法，并考虑管径、气体密度、液体密度、角度、液体表观流速、重力加速度等参数，建立了新的临界携液模型，新模型在预测VEEKEN文献中62口积液气井时结果显示，准确率为91.94%，新模型的建立不仅是液膜反转理论的进一步完善，同时也为定向井积液时机的预测提供理论支撑。