CO₂驱油技术具有提高原油采收率和CO₂封存的双重目的,具有较大的发展前景,特别是碳减排的需要给予了技术规模应用较大的发展空间。中国石化CO₂驱的发展历程可以分为单井吞吐、先导试验和全面推广应用3个阶段,经过50多年的发展,CO₂驱油机理及配套技术已经较为成熟。结合中国石化油藏特点以及混相驱、近混相驱、非混相驱3种CO₂驱动类型,建立了CO₂驱油藏筛选标准。明确了低渗透油藏、致密油藏、中高渗透油藏这3类油藏的CO₂驱油机理。以苏北盆地草舍油田阜三段油藏、花26断块阜三段油藏、洲城油田垛一段油藏以及渤海湾盆地正理庄高89-1块油藏为例,总结了中国石化典型区块的实际开发效果,表明CO₂驱是提高原油采收率的重要方式。针对低渗油藏和中高渗透油藏CO₂驱规模应用面临的技术瓶颈,提出进一步加强驱油机理和提高注气效果的研究,推进碳捕集利用与封存（CCUS）技术的发展,对于实现“碳达峰”“碳中和”和保障国家能源安全具有重要的意义。

针对水驱难以有效开发的低—特低渗透油藏,中国石化开展了30余个CO₂驱矿场试验,取得了初步效果与认识。首先系统阐述了中国石化CO₂驱矿场试验进展和典型油藏的效果,分析了技术政策和关键指标的变化特点,指出了中国石化发展CO₂驱面临的问题,并提出了发展建议。分析表明,CO₂驱解决了低—特低渗透油藏有效补充能量的难题,采用连续注气转水气交替的注入方式,方案实施6个月左右油井见效,平均单井增油1倍以上,换油率介于0.15~0.40 t/t。但中国石化低—特低渗透油藏最小混相压力多高于25 MPa,CO₂驱混相程度低;同时,低成本气源匮乏,使得CO₂驱经济效益受限。建议在争取国家政策补贴的基础上,实施CCUS（碳捕获、利用与封存）整体优化,并发展CO₂与化学剂复合驱、尾追烟道气/氮气驱技术,改善驱油效果,提升经济效益。

以CO₂排放为核心的气候变化和以石油资源紧缺为核心的能源安全是制约我国社会经济可持续发展的两个重大难题。胜利油田针对CO₂捕集和大幅度提高低渗透油藏采收率的技术瓶颈开展攻关研究,形成了CO₂捕集、长距离安全输送、油藏工程优化设计、注采工艺设计、地面集输设计和驱油与环境监测等配套技术,建成了工业规模的燃煤电厂烟气CO₂捕集、驱油与地下封存全流程示范工程。工业化测试表明,开发的基于新型多氨基CO₂捕集溶剂（MSA）的捕集技术比传统的乙醇胺CO₂捕集溶剂（MEA）捕集技术成本降低35 %,高89-1区块累计注入液态CO₂ 31×10⁴ t,累增油8.6×10⁴ t,封存CO₂ 28×10⁴ t,中心井区已提高采收率9.5 %,预计提高采收率可达到17.2 %。

为有效解决S358高凝油藏注气难度大、压裂后气驱流度比过大容易气窜导致驱油效率低的问题,开展了室内注气相态及长岩心驱替机理实验。通过地层条件下高凝油注CO₂、干气、烟道气、减氧空气（N₂ 90 %+O₂ 10 %）PVT相态实验,分析了4种注入气与高凝油接触的增溶膨胀、降黏、降低界面张力等特性机理,优选了CO₂作为注入气。通过5组不同复合方式的高温高压长岩心驱替实验,评价了CO₂复合驱油防窜提采效果。实验结果表明,CO₂+弱凝胶、CO₂+泡沫的驱替效果最好,最终驱油效率分别为70.101 %、68.212 %。研究结果说明,CO₂复合驱段塞的注入使得驱替阻力增大,导致裂缝导流能力降低,对改善微观波及体积起到关键性作用。其中,CO₂+弱凝胶、CO₂+泡沫的驱替方式提采效果最佳,研究结果可为该区块高凝油的高效开发提供实验基础。

基于原油与CO₂以及CO₂与储层岩石相互作用,揭示环玛湖致密砾岩油藏CO₂提高采收率机理。利用高温高压核磁共振系统在孔隙尺度下监测了基质岩心CO₂吞吐过程中原油饱和度的变化,研究CO₂吞吐提高采收率可行性。采用岩心压裂和驱替系统开展三维物理模拟实验研究,研究裂缝对CO₂吞吐提高采收率的影响。实验结果表明,CO₂能够有效地溶解在原油中,补充地层能量,降低原油黏度,且改善储层润湿性。基质岩心中,衰竭式开采时的原油主要产于大孔隙,CO₂吞吐能有效启动中孔隙和小孔隙,衰竭式开采后,三轮次的吞吐能够提高采收率23.1 %左右,而第一轮次的贡献率最大,为15.1 %,裂缝的存在能够增大原油与CO₂接触面积,减小原油渗流阻力,最终提高采收率27.1 %。实验结果从孔隙尺度揭示了CO₂吞吐提高致密砾岩油藏采收率的可行性。

为明确新疆玛湖砂砾岩油藏储层条件下,超临界CO₂浸泡对玛湖不同黏土矿物含量砂砾岩储层物性的影响规律。首先,根据现场储层岩心全岩X射线衍射（XRD）结果确定了储层黏土矿物类型及占比：高岭石（1.52 %）、蒙脱石（0.42 %）、绿泥石（0.73 %）、伊利石（0.68 %）;其次,制作了与储层岩心孔渗接近的人造岩心;最后,利用超临界CO₂高温高压反应装置在储层温度70 ℃、压力20 MPa条件下,开展超临界CO₂浸泡对玛湖不同黏土矿物含量砂砾岩储层渗透率影响的实验研究。结果表明：黏土矿物含量为2.5 %~6.0 %时,注入CO₂后储层渗透率增加,黏土矿物含量越低,作用时间越短,渗透率增加越明显;当储层中黏土矿物含量大于7.5 %时,随着作用时间的增加,渗透率逐渐降低,且黏土矿物含量越高降幅越大;黏土矿物含量为6.0 %~7.0 %时,CO₂对储层渗透率改善效果最好。

为提高致密砂砾岩油藏原油采收率,基于新疆玛湖致密砂砾岩油藏储层条件,通过利用超临界CO₂萃取致密砂砾岩岩心中的致密油,采用单因素分析法依次对影响致密油萃取效果的压力（7~25 MPa）、温度（30~60^oC）、浸泡时间（30~180 min）及循环时间（30~180 min）,共4项生产参数进行了优化分析。结果表明：超临界CO₂能够萃取出致密砂砾岩中原油且效果较好,萃取率最高可达25.22 %。通过对以上4项生产参数进行4因素3水平的正交设计实验L₉（3⁴）,发现影响超临界CO₂萃取原油效果的因素具有主次顺序：压力>浸泡时间>温度>循环时间。最优参数方案为：压力25 MPa,温度50^oC,浸泡时间120 min,循环时间150 min。致密砂砾岩储层应用CO₂萃取原油具有良好的应用前景。

为进一步明确稠油油藏CO₂辅助蒸汽协同驱油机理,利用亚克力板可视化模型和天然岩心,开展了可视化CO₂辅助蒸汽驱油实验,分析了CO₂辅助蒸汽驱油过程中二者之间存在的“协同作用”及注入方式对实际驱油效率的影响。结果表明,CO₂辅助蒸汽驱具有协同降黏、扩大蒸汽波及系数、启动盲端残余油、破乳等“协同作用”,其中原油综合降黏率达到59.8 %,蒸汽波及面积提高了37.44 %。对比纯蒸汽驱,CO₂辅助驱可使原油采收率大幅上升,其中交替注入蒸汽与CO₂采收率为65.7 %,比混合注入提高了7.9 %,且能够在出口端观测到稳定的泡沫油流。

温室气体CO₂地质封存是应对碳达峰和碳中和的重要手段,而枯竭气藏是埋存CO₂优势显著的靶点。基于CO₂在气藏中的不同存在形式,考虑溶解埋存和矿化埋存等机理,在气藏CO₂理论埋存量计算方法的基础上,建立气藏CO₂有效埋存量计算方法,可用于估算枯竭气藏CO₂埋存潜力。建立低渗气藏机理模型,在开发后期进行CO₂埋存,考虑CO₂溶解于地层水及CO₂与水和岩石发生矿化反应,对比计算结果与数模结果,超临界埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量的误差分别为2.81 %、7.37 %和6.25 %,有效埋存量误差仅为3.06 %。

CO₂驱技术在国外应用广泛,而国内应用规模相对较小,重要因素是其技术和经济指标备受考验。以近年苏北小断块油藏CO₂驱项目为例,分析了CO₂吞吐、低渗油藏同步气驱、气顶驱、气水交替、中高渗油藏CO₂复合驱等开发模式,及其经济效益与影响因素。苏北实践表明CO₂驱项目经济效益与注入成本和换油率密切相关,各开发模式经济效益有一定差异但总体较好,特别是低渗低含水油藏通过气顶驱及气水交替驱效果较佳。

新疆玛湖砂砾岩致密油藏孔隙度和渗透率极低,压裂投产后前期稳产效果较好,后期递减较大,为补充地层能量提高原油采收率,先后在玛131井区开展3口水平井CO₂吞吐试验。试验结果表明：CO₂吞吐提高原油采收率机理主要体现在增加储层能量、膨胀原油体积、降低原油黏度、萃取轻质组分、溶蚀储层矿物、增加流体流动能力等方面。合理的注入参数更有助于提高原油采收率,在进行CO₂吞吐开发时井底注入流压越高,焖井时间越长,波及扩散越充分,连续见油时间越早,提高采收率越明显。3口水平井X721、X92、M1114增油量分别为2 161 t,1 768 t,1 452 t,CO₂吞吐在砂砾岩致密油藏中具有较好的适应性及推广应用前景。

为改善下二门油田泌238断块水驱开发过程中窜流严重,开发效果变差的现状,实现进一步提高原油采收率的目的,在室内实验的基础上,运用数值模拟方法,系统地开展了水驱后凝胶体系与聚合物多级段塞交替注入参数优化及聚合物注入质量浓度差异化调整研究。研究结果表明,多轮次小段塞组合方式提高采收率效果优于低轮次大段塞组合方式,主体段塞为：0.08 PV（聚合物）+0.02 PV（凝胶）+0.06 PV（聚合物）+0.02 PV（凝胶）+0.06 PV（聚合物）+0.02 PV（凝胶）+0.06 PV（聚合物）+0.02 PV（凝胶）+0.06 PV（聚合物）+0.02 PV（凝胶）+0.06 PV（聚合物）的组合方式提高采收率值最高,提高采收率值为7.92 %;注入井聚合物质量浓度差异化调整幅度为20 %,即质量浓度值调整420 mg/L时,提高采收率出现拐点,随聚合物质量浓度调整幅度的继续增加,采收率增幅呈下降趋势。说明凝胶体系与聚合物交替注入驱油方法具备进一步开发剩余油的潜力,为同类油藏开发提供一定的技术参考。

为了提高疏水缔合聚合物（HAP）的流变性能和在多孔介质中的流度控制能力,将环糊精和环氧氯丙烷缩聚得到一种水溶性的环糊精聚合物（β-CDP）,并将其与HAP混合。结果表明,环糊精聚合物与疏水缔合聚合物之间的主客体包合作用大幅改善了疏水缔合聚合物溶液的增黏能力和黏弹性,并且主客体包合体系（β-CDP/HAP）保持了显著的剪切稀释性。β-CDP/HAP表现出独特的黏—温关系,其黏流活化能随温度变化,表现出极强的耐温能力。岩心流动实验表明,β-CDP/HAP在多孔介质中形成多层吸附,比HAP具有更强的流度控制能力。通过疏水基团和环糊精基团之间的主客体作用来可以增强分子间的相互作用,能提高缔合聚合物的综合性能。

新场沙溪庙组沙二气藏储层致密、自然产能低,水平井作为气藏有效开发的手段之一,其采收率主控因素尚不明确。利用Eclipse数值模拟软件,研究水平井采收率主控因素并定量评价其影响程度,为利用水平井进一步开发提供理论依据。结果表明：①致密砂岩气藏不同储量区水平井采收率主控因素不同,Ⅰ类、Ⅲ类和Ⅳ类储量区水平井采收率主控因素为含水饱和度,Ⅱ类储量区水平井采收率主控因素为有效厚度。②主控因素对水平井采收率影响程度不同,Ⅰ~Ⅳ类储量区主控因素对采收率的影响幅度分别为91.14 %、54.33 %、61.82 %和45.18 %,由单一因素影响转变为多因素共同影响。③储层物性好的Ⅰ类和Ⅱ类储量区,水平井采收率受物性影响较小,采收率影响幅度不超过1 %;物性较差的Ⅲ类和Ⅳ类储量区,水平井采收率受物性影响高达17 %。所以,对于致密砂岩气藏利用水平井有效开发,需分储量区进行对策优化。物性较好区域,应加强水平井工程设计优化,例如提高水平段长度、精细造缝等;物性较差区域,应优选含水饱和度低、储层有效厚度大、渗透率高区域部署水平井。

浅层致密油藏中水力压裂容易产生水平缝。对于水平井而言,多级压裂容易只生成一条大的水平缝,增产效果不佳。而“弓形水平井+多级水平缝”的单井方式,也不能有效动用此类油藏。为了进一步提高浅层致密油藏的动用程度,基于浅层油层钻井的可行性,提出了浅层致密油藏空间编织井网的开发方式,并采用数值模拟方法,验证了空间编织井网的有效性。数值模拟结果表明：在相同的井数和钻井进尺条件下,空间编织井网的油产量、累产油量、油藏采出程度高于正对井排和交错井排;不过随着水平压裂缝规模扩大,与交错井排的差距减小。同时,根据模拟得出采用七点井网注水补充了地层能量,也改变了渗流状态,使得区域边缘和井间剩余油得以有效驱替,采收率明显提高。研究结果为浅层致密油藏的高效开发提供借鉴。

规整化压力积分（NPI）产量递减分析方法是一种使用积分定义新参数的现代产量递减分析方法,它不仅可以反映出受边界影响的拟稳定流动阶段特征,还可以反映出早期不稳定流动阶段特征。为了研究碳酸盐岩储层NPI产量递减分析方法,建立三孔单渗并行窜流模型,其中裂缝为主要渗流通道,溶洞与基质流体分别向裂缝窜流,通过拉普拉斯变换和杜哈美原理求得了考虑表皮效应影响下的井底无因次拟压力解;再通过压力积分方法和Stehfest数值反演方法,绘制的NPI产量递减分析方法复合曲线反映出了三孔单渗并行窜流碳酸盐岩储层的生产特征;讨论了弹性储容比、窜流系数和供给半径对NPI方法复合曲线的影响。研究表明：弹性储容比主要影响导数曲线下凹段的深浅,窜流系数主要影响导数曲线下凹段出现的早晚,供给半径主要影响曲线的早中期不稳定流动阶段特征。

玛湖致密油藏储层非均质性强,油井产能差异大、递减特征差异明显,产量递减分析及预测对油井生产制度管理以及油田开发方案的编制与优化具有重要指导意义,也是油藏动态分析的重要内容之一。然而现如今使用的Arps双曲递减、幂律指数递减、Valkó扩展指数递减以及Duong递减等传统经验递减模型具有不同适用性,采用这些方法对玛湖致密油藏压裂水平井生产数据进行拟合,精确度较低。为此,根据玛湖区块油井不同阶段拟合情况,探索了一种分阶段选择不同模型进行拟合的“组合新方法”,并在该区块进行了实例应用验证。研究结果表明：该“组合新方法”较传统经验递减单方法误差率低、吻合度高,且使用此方法对玛湖致密油井进行最终可采储量（EUR）预测的结果也较为准确,方法可行性强,对其他类似致密油藏单井产量递减规律研究及产能预测具有一定的借鉴作用。