自上世纪70年代以来,CO₂驱提高采收率技术在油藏工程理念上已形成连续CO₂注入、恒定比例C-WAG（Constant Water-Alternating-Gas）注入、梯度/混合-WAG注入（Tapered/Hybrid WAG Injection）以及SWG（Simultaneous Water and Gas）或SSWG（Simultaneous Separated Water and Gas）注入等多种开发模式。CO₂之所以成为极具活力的提高采收率注入气,得益于其所特有的超临界流体特征和显著的溶剂化能力。在对CO₂主要的具有优势的驱油机理以及国内外典型CO₂驱提高采收率油藏工程理念和开发模式分析基础上,结合国内外不同类型油气藏的开发特征,特别是水平井技术、低渗油气藏体积压裂技术的成功应用经验,以及与CCUS（Carbon Capture, Utilization and Storage）一体化的CO₂ CCUS-EOR（Carbon Capture, Utilization and Storage-Enhanced Oil Recovery）的综合利用理念,进一步对国内CO₂驱提高采收率油藏工程开发模式的发展提出建议,以期能为促进国内CO₂驱提高采收率技术的规模化发展提供启示。

世界范围内CCUS（CO₂捕集、利用与埋存）产业发展迅速,并且逐渐从单环节项目向全产业项目发展;捕集对象从电厂和天然气处理,扩展到钢铁、水泥、煤油、化肥及制氢等行业。目前,产业驱动方式主要有5种:政府及公共基金、国家激励政策、税收、强制性减排政策及碳交易等。我国规模集中排放CO₂的企业主要以电厂、水泥、钢铁和煤化工为主,其排放量约占总量的92 %。按浓度划分,以低浓度的电厂、水泥、钢铁及炼化行业为主,高浓度的煤化工、合成氨、电石及中浓度的聚乙烯行业排放源相对较少。CO₂来源成本由捕集、压缩及运输3部分构成,这3项成本均受捕集规模的影响,而捕集成本还与排放源浓度密切相关,高浓度排放源以压缩成本为主,低浓度排放源以捕集成本为主。多数油田对CO₂成本的承受力低于其来源成本,这之间的差距需要寻求技术、政策及市场等方面的途径来填补。

低渗致密油藏中,多孔介质对原油流体相态影响不可忽略。针对致密油藏CO₂驱过程中多孔介质对原油流体相态的影响问题,建立了基于全直径岩心夹持器的多孔介质中流体相态实验方法,开展了不同溶解气量、不同渗透率条件下PVT筒及多孔介质中流体相态实验。研究结果表明,多孔介质中原油泡点压力要低于PVT筒中实测值,且随着CO₂溶解气量或渗透率的减小,泡点压力降低幅度增大。基于室内实验结果,将原油中烃类组分分子直径与储层岩心平均孔道直径比例引入到a（T）函数中,对SRK状态方程进行修正,建立了一种多孔介质中流体相态参数预测方法,模拟结果与实验值吻合较好,修正并建立了多孔介质中流体状态方程及相态表征方法。

让纳若尔A南凝析气藏在正式开发前已发生严重的反凝析,造成凝析油损失严重。探索提高凝析油产量方法对油田下一步开发显得尤为重要。为此,以A南某典型井为例,应用相平衡理论和油藏数值模拟技术,分析了地层流体反凝析规律和凝析油分布特征,研究了CO₂吞吐提高气井凝析油产量机理及效果。结果表明,气藏反凝析分为恒质膨胀和定容衰竭2个阶段,凝析油主要聚集在井筒周围30 m内,凝析油饱和度范围22.44 %~29.51 %。CO₂提高凝析油产量的机理主要是改变地层流体反凝析规律、降低反凝析界限和蒸发凝析油。但当CO₂注入量较少时,CO₂蒸发凝析油能力有限。为确保CO₂吞吐增油效果,CO₂的周期注入量应该超过500×10 ⁴ m ³。该研究对类似凝析气藏开发中后期提高凝析油产能及解堵具有指导意义。

CO₂由于其独特的物理性质和其与原油之间的理化反应,被广泛用作驱替剂应用于原油开采过程中。但纯气体驱油易发生气窜现象,将CO₂用于泡沫驱过程,既能发挥CO₂气体本身的驱油作用,又能够实现流度控制,减少气窜现象发生的可能性。对粒径不同、化学组成相同的CO₂泡沫体系的稳定性、粒径变化、渗流特征等进行了实验研究,得到了粒径对泡沫性能影响的变化规律,并对影响方式进行了分析与讨论。结果显示,气泡粒径越小,泡沫体系的稳定性越好、封堵能力越强,且粒径随时间变化越缓慢。通过改变制备工艺,减小泡沫体系的粒径,有利于驱油用泡沫体系稳定性和原油驱替能力的提升。

苏北油田兴北区块为极复杂断块稠油底水油藏,原油黏度大、流动性差导致开发矛盾突出。针对整装稠油油田的成熟开采方法难以实现该类油藏经济有效开发的问题,提出了底水稠油油藏CO₂与降黏剂复合吞吐技术方法。降黏剂是该技术方法成功实施的关键。通过在降黏剂分子中引入苯环结构合成新型高分子表面活性剂型降黏剂,从浓度、温度、矿化度、pH值等方面开展该新型降黏剂性能评价。结果表明,该降黏剂具有较好的耐温抗盐性,降黏剂浓度为0.5 %时,稠油降黏率达到了90 %以上,该降黏剂与CO₂混注条件下仍具有稳定的降黏率。矿场实施取得了较好的增油降水效果,对苏北油田及国内同类复杂断块稠油油田的经济有效开发具有较好的应用前景。

针对目前大庆外围油田CO₂驱油区块采收率主要通过数值模拟方法进行预测、缺乏适合的经验公式等问题,建立了基于大庆外围油田基础物性和流体PVT参数的混相、近混相、非混相驱非均质理想模型,定义了含碳率-累产油、A型、B型三种CO₂驱特征曲线,利用特征曲线预测模型中的采收率,优选出适合CO₂近混相驱的特征曲线计算方法。在此基础上,建立了适合S区块的含碳率和采出程度图版,并与S区块实际动态相比较,选取A型气驱特征曲线进一步建立了CO₂近混相驱特征图版,应用改进后的图版预测了S区块CO₂驱采收率。结果表明:运用CO₂近混相驱特征图版预测的采收率与S区块现场预测的采收率比较接近,此方法可以简单快捷预测CO₂驱采收率,同时为S区块以及类似区块下一步的开发及评价提供参考。

CO₂驱是提高低渗透油藏采收率和减少温室气体排放双赢的主要技术。针对胜利油田低渗透油藏CO₂驱面临的混相难、易气窜、波及系数低等技术难题,采用物理模拟和数值模拟相结合的方法,明确了超前注CO₂混相驱的开发机理,形成了特低渗透油藏的超前注CO₂混相驱开发技术,现场应用后增产效果明显,单井日产油增加了5倍。提出降低混相压力的原理和技术思路,研发了降低混相压力体系,降幅可达22 %。分析胜利油田CO₂驱规模应用面临的挑战及对策,提出了深化CO₂驱提高石油采收率的相态理论、研发低成本扩大CO₂驱波及体积技术、发展CO₂非完全混相驱、气窜通道描述与预警等CO₂驱的发展方向,为油田实现CO₂驱规模应用提供技术支撑。

苏北盆地注CO₂提高采收率技术历经4个发展阶段,在目前低油价下,主要面临注CO₂驱成本高难以实现效益开发,最小混相压力高难以大幅度提高采收率以及非均质性较强难以扩大CO₂驱波及体积三方面的挑战。主要对策:一是以优化方案为关键,充分利用老井,减少新井投入,优化注入方式,减少注气用量,利用已有设备,减少地面及回收投资,整体规划管网,降低气价成本等方法降低CO₂驱油成本,将60 %的CO₂驱油项目平衡油价控制在60美元/bbl以下;二是开展降低最小混相压力添加剂的筛选评价,并通过先期注入等方式提高地层压力,改善混相条件,提高CO₂驱油采收率;三是利用高部注入、水气交替、调整剖面等手段减缓气窜,提高CO₂驱波及体积。通过研究和实践,为低油价下类似油藏的CO₂驱油效益开发提供了参考和借鉴。

对具有非均质性强,原油混相压力高,储层亏空严重等特点的低渗油藏,CO₂非混相驱是重要的提高采收率技术。首先通过室内试验开展了原油注CO₂膨胀实验,并测定了CO₂-原油最小混相压力,然后应用数值模拟分别研究了非混相驱界面张力及油气组分沿程分布的动态变化,进而从恢复储层能量和提高驱油效率两个角度揭示了CO₂非混相驱的主控机理,最后以低渗岩性M油藏为对象,基于三维精细地质模型,通过数值模拟优化了储层压力、注气量、注气速度及关井气油比等关键参数,制定了最优技术政策,经矿场应用取得良好开发效果。研究表明,对低渗油藏CO₂非混相驱,恢复储层能量的主控机理为注气溶解膨胀原油,而提升驱油效率的主控机理为溶解膨胀原油、降低界面张力及蒸发抽提轻质组分。研究成果可为同类型油藏CO₂非混相驱的方案制定及现场应用提供参考。

为深化研究中原油田某区块凝析气藏提高采收率效果,以中原油田某区块沙三下低孔低渗凝析气藏为例,基于物质平衡方程和状态方程的理论支撑,通过PVT相态、物理模拟等室内实验,揭示了该气藏的衰竭开发规律,对该气藏低产无产原因深度剖析,认清目前现状。首次提出符合该区块凝析气藏地质特征的近井地带双向（产转注+生产井）解堵后注干气保压开采提高采收率开发方式,分别对注入端和采出端的天然岩心开展了注CO₂解堵物理模拟实验,解堵后渗透率恢复分别为60.44 %、63.15 %,表明了注CO₂解堵效果良好,在解堵的基础上,开展注干气保压岩心驱替实验。研究结果表明,凝析气藏一开始在原始地层压力41.19 MPa下注干气保压开采,凝析油采收率可达91.41 %;衰竭至堵塞压力21.14 MPa再进行注干气保压开采,凝析油的采收率为44.28 %。通过研究进一步明确了开发过程中因近井地带压力低于露点压力造成油水乳化堵塞的地层物理模型,为中原油田低渗致密凝析气藏的效益开发提供了技术支持。

大港油田稠油油藏水驱开发中后期含水快速上升,开采效果变差。CO₂吞吐技术是开发稠油油藏的有效方式,但高含水后期稠油吞吐的参数优化及现场效果亟待研究。利用大港油田某稠油油藏,开展注CO₂增溶膨胀和降黏实验。基于实验和测井资料,建立单井数值模拟模型,模拟了储层参数和CO₂注入参数,分析了CO₂吞吐增油机理。基于理论研究结果在板桥地区和刘官庄地区进行了CO₂吞吐矿场试验。研究结果显示:CO₂控水增油机理主要为膨胀原油体积、降低原油黏度,黏度降低幅度可达到98 %。注入量、注入速度、吞吐周期对CO₂吞吐效果影响相对较大,建议单井CO₂注入量在600~1 000 t（0.22~0.37HCPV）,注入速度在40~80 t/d,吞吐周期为3~4次。板桥及刘官庄地区共实施CO₂吞吐12井次,平均单井增油3.4倍,综合含水率降低52.2 %。因此,CO₂吞吐是一种有效的控水增油技术,这对类似稠油油藏注水开采后期提高采收率具有重要的借鉴意义。

在CO₂驱油环境中,采用碳钢的集输管网中刺漏、穿孔现象频发。使用增强塑料类的非金属管道代替部分金属管道,对减轻腐蚀、降低维护成本具有重要意义。利用腐蚀浸泡实验研究了高矿化度、高CO₂含量下,柔性复合管、芳胺玻璃钢管的渗透性、膨胀性、力学性能随浸泡周期的变化。结果表明,随着浸泡时间增加,2种非金属材料的渗透率、膨胀率增大,拉伸强度下降。其中芳胺玻璃钢管的渗透性大,膨胀率相对较小,拉伸强度高。柔性复合管的渗透率小,膨胀率相对较大,拉伸强度小。根据变化后的力学性能进行强度校核后,2种材料均能满足3 MPa的集输压力要求。根据实验结果,计算得到不同管线规格下的最大许用压力。

为有效解决草舍油田CO₂驱气窜问题,从溶解、起泡、封堵3个方面对含氟发泡剂A和含硅发泡剂B两种气溶性发泡剂进行实验评价,并优选出其中一种作为草舍油田CO₂驱封窜体系。由实验结果可知,含氟发泡剂A和含硅发泡剂B在乙醇助溶剂的辅助下在超临界CO₂中的溶解度分别达到2.51 %和1.93 %,均能达到形成稳定泡沫的溶解条件。含硅发泡剂B所产生泡沫的综合性能优于含氟发泡剂A,浓度达到1.5 %时起泡性能达到最优。在高温高压（110 ℃、15 MPa）条件下,起泡体积达到261 mL,半衰期达到115 min。从溶解和起泡2个方面考虑,优选含硅发泡剂B作为草舍油田CO₂驱泡沫封窜体系,并开展不同注入方式下的CO₂泡沫封堵能力评价实验。注入方式选择CO₂和发泡剂交替注入时,混合更均匀,泡沫更多,阻力因子高,可达到40以上,展现出良好的封堵性能。该封窜体系的研究为草舍油田CO₂驱防气窜提供了一项新的技术支持。

近年来,化学驱油技术应用规模呈现逐年增加态势,但一些矿场试验效果却并不理想,造成这种状况的原因有许多,其中就包括调驱剂与储层孔隙适应性问题。针对矿场生产和理论实际需求,开展了化学调驱剂传输运移能力技术指标评价研究。结果表明,调驱剂在多孔介质中传输运移是实现深部液流转向作用的必要条件,传输运移能力可采用调驱剂注入结束时岩心前部与后部压差之比β值来评价,推荐技术指标范围:① β=1~3,优良;② β=4~8,中等;③ β=9~15,较差;④ β≥16,差。调驱剂滞留和传输运移能力与其自身材料分子结构形态即聚集体尺寸和岩心渗透率密切相关,二者的目的相互矛盾,实际应用时需要合理兼顾。黏度是流体内摩擦大小的评价指标,聚合物溶液内摩擦力大小与聚合物浓度、分子聚集体形态和溶剂水矿化度等因素有关。通过分子间物理缔合和化学交联反应可以改变聚合物分子聚集体形态（尺寸）,进而达到增大聚合物溶液内摩擦力即增加黏度目的,但这将导致聚合物溶液传输运移能力变差,进而削弱聚合物溶液深部滞留和液流转向效果。

塔河油田奥陶系井底温度高,缝洞发育,极易发生漏失,固井环空间隙小,常规的低密度水泥浆体系不能保证水泥环的密封完整性,不能满足勘探开发的要求。针对以上难点,优选了改性粉煤灰增强水泥石早期强度,复配高抗挤微珠提高水泥浆综合性能,优选高温弹塑性材料降低水泥石弹性模量,结合配套的固井外加剂,评价低密度弹塑性水泥浆体系。该水泥浆体系密度适用范围1.25~1.50 g/cm ³,API失水< 50 mL,流变性好,直角稠化,且水泥浆沉降稳定性好,并具有良好的力学性能,弹性模量可低至7 GPa,抗压强度>14 MPa,增强了水泥环在交变应力作用下的密封完整性。该体系在塔河油田中探1井和TP193井成功运用,整体固井质量良好,说明该体系可满足奥陶系易漏地层小间隙尾管的固井技术要求,应用前景良好。

以克拉玛依油田七东₁区下克拉玛依组砾岩储集层为研究对象,通过室内实验研究了物性、岩性、孔隙结构模态与聚合物驱提高采出程度的关系。通过核磁共振技术,建立了聚合物原油动用规律研究的实验方法,分析了砾岩油藏储集层聚合物驱过程中微观孔隙的动用规律。通过微观驱油实验,分析了砾岩油藏聚合物驱后各类剩余油的采出情况。研究表明,聚合驱主要驱替簇状剩余油、孤岛状剩余油,聚合物驱后孤岛状剩余油占总剩余油的比例最大;聚合物驱的过程中,由于砾岩复杂的孔隙结构及聚合物溶液的高黏特性,大油滴被剪切为小油滴,并部分被聚合物溶液拖拽出孔隙。聚合物驱提高采收率程度与岩心孔隙度、渗透率等之间的相关性不明显,与储集层的岩性、孔隙结构有关。不同岩性聚合物驱提高采收率幅度由大到小次序为:含砾粗砂岩>砂砾岩>不等粒小砾岩>细小砾岩;聚合物提高采收率程度与可动油饱和度呈现出二次抛物线关系。

为了深入研究煤层气井合理配产及其排采控制方法,延长气井高产稳产期,通过对延川南煤层气田煤层等温吸附特征与气井生产参数进行对比研究,提出了煤层气井合理配产方法,并在现场煤层气井排采参数及动态规律对比分析基础上,以煤储层压力、临界解吸压力、兰氏压力、稳产压力为关键控制节点,将延川南煤层气井排采过程划分为5个阶段,对各阶段排采参数控制进行了研究。结果表明:延川南煤层气田煤层气井井底流压在煤层兰氏压力附近时,产气量达到峰值,煤层气井的稳产气量与峰值产气量,以及稳产流压与兰氏压力之间有较好的线性关系,得出的拟合公式,可以计算各井合理稳产流压和稳产气量。5个排采阶段,分别是快排期、缓慢降压排水期、上产期、产量波动期和稳产期。对于延川南煤层气田,快排期日降井底流压在0.1 MPa左右较为合理,缓慢降压排水期、上产期和产量波动期排采控制非常关键,缓慢降压排水期日降井底流压在0.003 MPa左右,上产期谭坪构造带气井日降井底流压要小于0.005 MPa,万宝山构造带要小于0.01 MPa,产量波动期日降井底流压要控制在0.003 MPa左右。

为了提高测井解释精度,提升解释模型区带适用性,以苏北盆地溱潼凹陷西斜坡阜三段储层为对象,开展了区带孔隙度、饱和度评价模型研究。对实验分析孔隙度和测井资料进行统计分析发现,经泥质校正后的声波时差曲线与实验分析孔隙度较好地满足声波地层因素关系,确定本区岩石骨架声波时差为189.39 μs/m,骨架岩性系数x为1.472,建立了区带孔隙度解释模型;分析了地层因素F与孔隙度的关系,明确了胶结指数m随岩心孔隙度的变化规律,即中孔储层随着孔隙度增大,m值较为稳定,高-特高孔储层随着孔隙度增大,m值有增大趋势;实现了由测井资料计算可变胶结指数m,进而可准确计算储层含油饱和度。应用结果表明,利用建立的孔隙度和饱和度模型在本区的解释成果与实验分析吻合性好。

以渝东南地区阳春沟构造带上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组龙一段页岩裂缝为研究对象,通过地震—地质解释剖面、岩心观察、成像测井解释（FMI）、薄片鉴定、氩离子抛光扫描电镜等宏观、微观综合研究手段,对页岩裂缝发育特征、形成主要控制因素及其有效性对含气性影响进行分析。研究发现,阳春沟构造带五峰组–龙马溪组页岩中发育剪切缝、层理缝、滑脱缝、解理缝、收缩缝等多种裂缝。裂缝产状受地层产状影响,页理缝和层间滑动缝呈现为中高角度—垂直裂缝,剪裂缝反而呈现为水平—低角度缝。多处呈现多期裂缝交错切割形成复杂缝网,并可见揉皱、微断层等现象。影响该构造带裂缝发育程度和分布形态的主控因素有构造地质作用、页岩矿物成分和力学性质、斑脱岩出现频次。构造地质作用是裂缝发育的外因,阳春沟构造带呈现为断展褶皱构造样式,受到多期构造作用的影响,剪切缝、网状缝、复杂缝网带及揉皱带等非常发育。页岩矿物成分和力学性质是裂缝发育的内因,控制解理缝、晶间缝和收缩缝等微观裂缝及层理缝的发育,阳春沟地区龙一段页岩泊松比较小,杨氏模量较大,脆性指数较高,有利于各类裂缝形成。页岩层内斑脱岩出现越频繁、越靠近五峰组与临湘组之间的主滑脱面,滑脱现象越明显,相应的层间滑脱缝越发育。虽然阳春沟构造带天然裂缝非常发育,但是该地区保存条件并未遭受严重破坏,仍具备较好的页岩气勘探潜力。钻探揭示龙一段页岩总含气量与邻区相当,气测全烃优于邻区,游离气占比也高于邻区,说明本地构造裂缝的形成扩展了页岩气中游离气的储集空间,有利于页岩气成藏。