近年来,国内外对于油气勘探开发的脱碳化技术愈发重视,油气能源行业结构转型是中国实现“双碳”目标的必然途径之一。为油气行业改革加速实现“双碳”目标,以中国石油西南油气田分公司勘探开发“电代油”技术项目为研究对象,通过剖析油气能源技术的改革方向与路径,对比了项目实施前后在环境污染及能源消耗等方面的变化,着重阐述钻完井电气化改造的必要性及优势。分析并总结了项目实践过程中的重难点,提出了制约“电代油”技术发展的关键技术及未来展开相关研究的突破口,为“双碳”目标下“电代油”技术在油气勘探开发中的应用提供了参考。

集群化规模部署是CO₂捕集、利用与封存（CCUS）去碳产业发展的必由之路，创新发展工程化CCUS全流程技术是实现中国CCUS去碳产业集群化规模部署的关键和紧迫需求，对中国能源安全保障和碳中和目标实现意义重大。基于调研和研究工作积累，阐释了工程化CCUS全流程技术的科学内涵，提出了工程化CCUS全流程技术的概念，归纳了该技术体系的基本模式、应用模式和技术关键组合模式，梳理了其技术科学流程;概述了工程化CCUS全流程技术的关键技术环节，探索揭示了CCUS全流程技术的形成机制;概要总结了国内外代表性CCUS全流程技术工程项目实例;讨论和前瞻了工程化CCUS全流程技术当前所面临的技术挑战及攻关方向。已有研究工作表明：工程化CCUS全流程技术以节能高效的CO₂捕集、CO₂化工生物与矿化固碳、CO₂高效地质利用封存为关键环节和核心内涵，以CCUS源汇匹配、技术集成匹配和系统优化为形成关键机制;CCUS全流程技术模式复杂多样，其研发的技术科学流程由5个主要步骤构成;工程化CCUS全流程技术体系框架已经建立，研发和应用取得诸多进展，但中国与欧美发达国家在该领域仍有差距;加快CCUS集群化规模部署的工程示范、强化全流程形成机制等CCUS集群化规模部署技术科学基础研究、重点突破CO₂捕集、地质封存等工程化CCUS全流程技术关键环节成为应对挑战的主要攻关方向。

CO₂驱最小混相压力（MMP）是衡量能否达到混相驱的重要参数,因此,为提高混相驱的应用率,迫切需要降低CO₂与原油间的最小混相压力,而油藏中加入助混剂是降低最小混相压力的有效手段。目前助混剂按照所含元素可分为碳氟、硅氧烷、碳氢（含氧）三大类。为了降低成本,提高助混效果,应在碳氟类助混剂加入碳氢类结构,向混合型的方向发展,而碳氢类助混剂具有良好的助混效果,并且有提升的空间,关键是找到合适的亲CO₂结构,计算机模拟是研究微观机理,辅助结构设计的重要手段。相比于碳氟类和硅氧烷类,碳氢类助混剂的成本较低,从成本的角度看最有应用潜力。目前影响助混剂规模化应用的主要因素是成本上的限制,未来推广应用需要石油与化工从业者的密切配合,重点介绍助混剂降低MMP的机理,总结了目前已有助混剂的结构以及助混效果,分析了助混效果的影响因素,展望了助混剂设计的发展方向。

中国天然气探明储量巨大,但实现天然气长期规模稳产,面临复杂气藏提高采收率等系列挑战,尤以页岩气、煤层气和致密气等非常规资源为甚。碳中和背景下,驱气类CCUS（碳捕集、利用与封存）技术具有广阔应用前景。将CO₂驱提高天然气藏采收率的主要机理总结为优势吸附置换、连续对流排驱、补充气藏能量3种类型,并认为吸附态、游离态和溶解态这3种天然气的赋存状态划分适用于所有类型气藏,推导获得了CO₂驱提高气藏采收率效果预测方法。应用该方法进行测算认为,CO₂驱有望提高页岩气采收率20个百分点以上。为突破大幅度提高天然气采收率技术,建议针对具有较好碳封存条件的气藏开展CO₂驱提高天然气采收率潜力评价,优选目标气藏进行经济可行性评估,并开展多种类型的CO₂驱提高气藏采收率重大开发试验,检验烟气组分协同驱替效果和扩大CO₂波及体积技术。

CO₂气窜时机预测对CO₂气窜预防与提高采收率具有重要意义,目前的研究很少涉及气窜时机的定量表征。根据目标区块油藏参数,应用数值模拟手段分析了原油黏度、储层渗透率、注气速度、注采井距等因素对CO₂驱前缘移动规律的影响,建立了考虑多因素影响的气窜时间及气窜时波及系数表征公式,并通过与矿场实际对比,验证了公式的准确性。研究表明：在定压生产条件下,原油黏度越大,波及系数减小。当原油黏度大于3 mPa·s,见气时间增加幅度减缓;储层渗透率变大时,渗流阻力变小,驱替前缘移动速度加快,油井突破时间越早;当注气速度增加,前缘移动速度加快,见气时间提前,当注气速度为2 500 m³/d时,波及系数最小;当注采井距增大时,气体前缘移动速度减慢,油井见气时间延长,当注采井距大于240 m时,继续增大井距,波及系数提高幅度较小。

在分析CO₂驱最小混相压力影响因素及36组细管实验数据的基础上,运用灰色关联法计算了各因素对原油CO₂驱最小混相压力影响的关联度,并利用MATLAB（矩阵实验室）软件回归拟合了关于油藏温度、C₅₊相对分子质量、挥发烃组分（N₂+CH₄）摩尔分数和中间烃组分（CO₂+H₂S+C₂—C₄）摩尔分数的原油CO₂驱最小混相压力预测模型,拟合的相关系数达0.900 9。并选用某油田3口井油样最小混相压力细管实验测试的数据进行检验,建立的新预测模型计算误差平均值为3.57 %,能够用于指导油藏现场开发。

地质断层活化后,流体（CO₂、盐水、淡水）沿断层泄漏是CO₂地质封存中不可忽视的关键问题,因此,推导了不同阶段流体沿断层的泄漏速度方程,并结合质量守恒方程和能量守恒方程,建立地质活化断层的CO₂封存流体泄漏模型,获取了流体沿断层泄漏的关键参数（泄漏时间和泄漏量）。模拟不同参数对流体泄漏时间和泄漏量的影响：随着CO₂注入速度增快和储层渗透率增大,CO₂沿断层泄漏的初始时间提前,持续时间延长,泄漏量增加;随着断层渗透率的增加,CO₂沿断层泄漏的初始时间和持续时间没有变化,而CO₂泄漏量增加;相较于CO₂注入速度和储层渗透率,断层渗透率对盐水和淡水泄漏影响最大。综上所述：流体沿断层泄漏的先后顺序为盐水、CO₂、淡水;流体沿断层泄漏的持续时间由长到短依次为：CO₂、淡水、盐水;流体沿断层的泄漏量由大到小为CO₂、盐水、淡水。

目前,前缘运移及气窜规律研究较少通过室内实验手段、从CO₂波及角度去探索前缘运移与气窜规律,运用可视化仿真物理模拟装置开展平板岩心CO₂非混相驱物理模拟实验,分析原油黏度、储层渗透率、储层非均质性及注入速度等因素对CO₂驱前缘运移及气窜规律的影响。研究发现,在注入井定流量注入,生产井定压生产的条件下,原油黏度降低、渗透率降低、储层均质、注入速度变大,可增加CO₂非混相驱油采出程度;同时,原油黏度降低、渗透率越低、注入速度增加,也导致油井见气后继续扩大波及的能力增强,即能够缓解气窜。研究结果表明：在注入井定流量注入、生产井定压生产情况下,高注入速度开发能够缓解气窜,并获得较好的开发效果;当注入速度从0.1 mL/min增至2.0 mL/min时,采出程度从15.4 %增至35.3 %,波及系数差从8.3 %增至26.2 %。该研究对CO₂非混相驱气窜抑制及提高采收率具有重要意义。

在CO₂与岩石反应的过程中,因岩石中含有石英、钾长石、钠长石等各种成分,各矿物间存在协同/耦合效应,一定程度上对反应进程起着促进或抑制的作用。绿泥石是沉积岩重要的黏土矿物,为明确绿泥石在CO₂水溶液中的化学行为与变化历程,利用XRD（X射线衍射）、XRF（X射线荧光光谱）、ICP（电感耦合等离子发射光谱）、SEM（扫描电镜）等手段,系统评价了其在10 MPa、60 ℃条件下分别与CO₂反应7、30 d时间内的状态,重点对比了绿泥石粉末反应前后固相元素、晶体结构及反应液中离子质量浓度变化,结合绿泥石结构特征,明确绿泥石变化的机理。结果表明,绿泥石与CO₂反应后液相中Ca²⁺、Mg²⁺、Al³⁺等质量浓度先上升后下降;Si⁴⁺质量浓度先上升后趋于平稳,固相中绿泥石d（002）、d（004）峰所对应晶面在反应后遭到破坏,固相元素中Si/Al质量比由4.82升高至5.39。在酸性条件下,水镁石片中的羟基更易于H⁺结合,释放出Fe²⁺、Mg²⁺、Al³⁺等阳离子,由于水镁石八面体比硅氧四面体和铝氧八面体更易发生离子交换,水镁石片中Mg、Al、Fe等元素先于硅氧四面体和铝氧八面体中的Si、Al溶出。

水平井压裂后注CO₂吞吐技术能有效改善原油性质,提高超低渗油藏采收率。结合典型超低渗透储层油藏H区地质及流体特征,采用室内实验和数值模拟相结合的手段,开展超低渗油藏水平井注CO₂多周期吞吐机理及原油性质变化规律的研究。结果表明：注入CO₂使得原油饱和压力升高、体积膨胀、黏度降低、体系变轻质;注CO₂吞吐不同阶段的主要作用机理不同,注入阶段补充地层能量、溶于原油、降低原油黏度,焖井及开井生产初期降低原油黏度,扩大CO₂波及范围,开井生产中后期萃取轻质烃和少量中间组分烃;采用定时定点的方式,分析油藏中不同距离的油相中CO₂含量,推测出H区块注入CO₂沿裂缝的横向波及半径介于24~40 m,随着吞吐周期的增多,油相中CO₂摩尔含量的增幅由第一周期的增加451倍,降到第三吞吐周期的0.44倍,注入的CO₂溶于原油的量相对减小,对原油性质的影响逐渐减小。该研究对CO₂吞吐机理的认识提供了新的分析方式,为进一步推广超低渗油藏水平井CO₂多周期吞吐技术提供一定的理论支撑。

低渗稠油油藏实施CO₂驱是目前发展的主要提高采收率综合利用的技术,但受CO₂低黏度、高流度的影响,稠油油藏CO₂驱易过早气窜,为此探索了低渗稠油油藏CO₂-降黏剂降黏改善流度比调驱可行性,明确了低渗稠油油藏CO₂-水溶性降黏剂复合驱提高采收率机理。结果表明：KD-45A水溶性降黏剂在缺少外力搅拌的情况下,只能乳化原油表层以起到降黏效果,降黏效果较差,但降黏剂段塞能够改善因黏度差引起的油气过大的流度比,有效地控制CO₂沿气流通道突进;水溶性降黏剂乳化形成的O/W形乳状液过渡带黏度接近水相,能够防止水溶性降黏剂的指进,使降黏剂段塞对CO₂的调驱作用更加明显、CO₂的波及面积更大;CO₂在降黏剂中的溶解会降低CO₂-降黏体系剂的界面张力,充分发挥二者的协同驱油作用;CO₂溶于降黏剂后形成碳化水可以大幅降低重力和黏度差异对波及面积的影响,形成较为稳定连续的驱替界面,复合驱油体系的驱油机理相互协同、叠加,可大幅提高稠油采收率。

为了保证在油田三次采油过程中,新的油田目标区块能够优选出最佳的采油驱替方式,以国内外典型区块三次采油驱替方式矿场应用作为基础,统计分析得到23项油藏参数作为影响采油驱替方式优选的关键参数,并通过模糊评判方法优选出目标区块合适的驱替方式。通过改进的邓氏关联法计算得到目标区块与实例应用区块的关联度,进而预测目标区块采收率,根据预测的采收率来选取最佳的驱替方式。最后,选取国内某油田的新区块作为研究实例,优选得到最佳驱替方式是火烧油层驱替方式,提出的方法为新区块的驱替方式优选提供了计算依据。

针对天然能量开发后直接转聚驱开发油田水平井聚合物驱见效时间和见效规律与高含水期聚合物驱有较大差异的问题,运用生产动态分析,提出了更高效便捷的以油井产液产油、含水及沉没度的变化特征来判别聚合物驱的见效时间点。在确定见效时间的基础上,将油井注聚合物后的生产阶段划分为诱导见效期、主导见效期和后续见效期,并建立了注入孔隙体积与所处阶段的关系。开展了不同注入孔隙体积下注入压力、注入能力、产液产油能力及综合含水的变化特征研究,明确了各阶段现场措施的目的及主要措施内容。并根据已实施聚驱井区的油藏条件和聚驱过程暴露出的突出问题,评价这些因素对聚驱井组开发效果的影响,明确了影响目前聚驱井区开发效果的主要因素。该研究为油田聚驱井组现场的高效管理提供了可靠的依据,并明确了下步转驱井组的目标井区。

HJ油田高轮次蒸汽吞吐后储层物性变化明显而又难确定,对后续开发措施的设计与实施造成了严重阻碍。针对这一问题,以J151和J117两口井为研究对象,在计算油层冲刷倍数的基础上对一维物理模拟实验参数进行设计,研究了蒸汽吞吐开发过程中储层孔隙度、渗透率以及润湿性的变化规律。结果表明,高温蒸汽对地层的长期冲刷可导致储层的物性参数发生变化,各小层蒸汽波及范围内的孔隙度和渗透率随吞吐轮次的增加而增大,储层岩石的亲油性逐渐减弱,亲水性逐渐加强。结合实验研究结果,建立了油层冲刷倍数与储层孔隙度增长率之间的关系式,以及油层冲刷倍数与渗透率增长率之间的关系图版。运用以上关系式和图版可以预测储层在蒸汽吞吐开发过程中不同阶段的孔渗参数,关系式和图版也可推广至其他同类稠油油藏。

天然气水合物资源丰富,是最具潜力的新能源之一。但目前天然气水合物尚未实现商业开采,其微观结构特征和储气机理亟待明确。基于SI、SII和SH型气体水合物的骨架和客体分子信息,构建并优化了3种典型水合物的分子模型。通过结构表征,明确了水合物的氢键数目、氢键长度、孔隙度、孔隙组成和孔径分布等结构特征,对比分析了3种典型水合物的微观结构差异。基于水合物骨架结构,采用巨正则蒙特卡洛方法研究了甲烷和二氧化碳的吸附行为,结合气体吸附量和吸附热阐明了3种水合物的储气特性及差异。结果表明,SII型水合物中平均氢键长度最大且数量最多,但其孔隙连通性最差;高压有利于提升水合物对气体的储气量,低温可增加水合物中气体吸附的稳定性;二氧化碳储存量虽小于甲烷,但二氧化碳吸附稳定性更强;气体在SII型水合物中的吸附量最大,在SI型水合物中的吸附热最大。