全球气候变暖严重威胁了人类安全，二氧化碳过度排放是全球变暖的根源所在，减少二氧化碳排放，最终实现碳中和是２１世纪全人类为之努力的目标。《巴黎气候协定》制定了２０５０年左右实现碳中和目标，石油勘探开发及化工行业作为碳排放大户，碳减排任务艰巨。我国原油对外依存度超过７０％，能源安全问题愈发严峻，加大油气勘探开发力度迫在眉睫。探索如何实现二氧化碳减排与油气资源生产共赢，对未来石油行业发展意义重大。
碳捕集封存技术（ＣＣＳ）是指将人类生产生活过程中产生的二氧化碳，利用相关技术进行收集后注入封闭地层，避免直接排入大气从而降低二氧化碳浓度的过程，二氧化碳捕集成本逐年下降，为碳捕集封存技术提供了经济基础。碳捕集封存技术流程主要包括二氧化碳捕捉、运输、地质封存以及后期监测，地质封存后期监测对于碳捕集封存技术尤为重要。
目前，欧美国家的碳捕集封存技术较为成熟，由于起步较晚，国内企业进行此项试验仍处于初期阶段。ＣＣＳ－ＥＯＲ技术是将捕集的二氧化碳作为油田驱油剂，在进行二氧化碳地质封存的同时，可实现提高原油采收率。二氧化碳已被各大油气田广泛应用，二氧化碳驱、吞吐、气－水交替驱等方式在开发致密油和稠油油田上具有良好发展前景；二氧化碳泡沫驱、混相驱、非混相驱能够有效治理水淹后砂岩老油田高含水问题。二氧化碳作为驱油剂，注入油藏后会有部分二氧化碳残存在储层孔隙内，当油藏开发末期不再产油时，可将二氧化碳直接注入储层中实现地质封存。ＣＣＳ－ＥＯＲ技术不仅直接降低油田碳排放、减弱温室效应影响，同时也提高了油田采收率，减少了油气生产过程中能源消耗，实现了二氧化碳减排。
在碳中和大趋势下，本文中以二氧化碳地质封存与提高采收率为研究重点，分析了油气开发过程中如何实现经济效益与社会效益双赢，对未来油田发展提供先进经验。
１. 碳中和下的石油行业
１.１碳中和背景
进入２１世纪，全球变暖导致异常气候频发，工业时代后，能源结构出现革命性变化，煤炭和原油成为支柱能源，燃烧所产生的大量二氧化碳直接排入大气中，致生物圈原有的碳平衡被打破，二氧化碳作为主要温室气体之一，大气层中二氧化碳含量逐年增加，导致全球温室效应愈发严重，对人类的正常生产生活埋下巨大隐患。１９９２年５月９日联合国大会上通过的《气候变动框架条约》首次提出了对二氧化碳等温室气体进行控制。１９９７年１２月１１日生效的《京都议定书》对全球变暖制定了具体数据要求。作为负责大国，中国对全球变暖问题极为重视，２０２０年９月２２日中国政府在第七十五届联合国大会上提出，力争２０３０年前实现碳达峰，２０６０年前实现碳中和。
１.２碳中和下的石油行业远景
为响应联合国碳中和号召，国内外各大石油企业着力探索减碳方法，积极制定低碳能源发展方案，表１为世界主要石油企业制定的减碳方案与目标。
在碳中和大背景下，能源结构变革是必经之路。在政策支持下，近年来太阳能、风能、核能、潮汐能、氢能以及地热能技术蓬勃发展，但我国的能源主体仍是化石燃料，２０２０年非化石能源消耗比例不足１６％。《ＢＰ世界能源统计年鉴（２０２０）》上指出，到２０５０年煤炭占总能源比例不足５％，石油消耗量将大幅降低，因新冠肺炎病毒在全球范围内大爆发，致使石油消耗峰值提前到来，全球原油消耗量将逐年降低，但天然气作为较为清洁的化石能源，需求量将会在未来十几年内持续增长。面对碳减排的全球大背景，更多的石油企业选择积极布局新能源产业、转变经营项目。
受碳中和、新能源汽车迅速发展等因素影响，原油消耗量必将持续降低，但原油仍具有重要价值，随着人类生活品质不断提升，新材料需求会大幅提高，原油属性将从能源向材料转变。风能、太阳能、潮汐能等新能源存在发电不稳定、可调节性较差等缺点，而天然气发电能够解决这一问题，通过两者优势互补，未来人类有望真正实现碳中和目标。
２. 碳捕集封存技术现状
２.１碳捕集封存技术简介
碳捕集是将生产生活产生的二氧化碳利用脱碳装置进行分离并收集，当前主流的碳捕集技术包括膜分离法、化学吸收法和吸附法。碳捕集封存技术（ＣＣＳ）是将分离出的二氧化碳进行封存，使二氧化碳与大气隔绝，以降低温室效应。碳捕集封存技术最早出现在２０世纪７０年代，但发展较为缓慢，由于缺乏资本激励、碳捕捉成本高以及温室效应尚未引起广泛关注等因素影响，全球范围内碳捕集封存项目不足百个。近年来极端气候频繁，全球变暖问题备受关注，减少碳排放迫在眉睫，碳捕集封存技术能够有效减少二氧化碳排放，发展前景广阔。将二氧化碳注入地层后，要想实现碳捕集封存需做好二氧化碳外泄监测，由于碳捕集封存二氧化碳注入量巨大，一旦出现泄漏问题，将会对自然生态造成巨大负面影响。即使较早进行ＣＣＳ技术研究的欧美国家，也不能确保碳捕集封存１００％成功。
２.２地质封存类型分析
二氧化碳地质封存空间主要包括废弃油气藏、稠油油藏、天然气藏、废弃煤矿层、致密油藏以及咸水层等地下空间。气藏构造封闭性具有天然优势，二氧化碳注入地层后安全性和稳定性较好，２００８年澳大利亚曾开展一项利用废弃气藏封存二氧化碳气体试验，计划２年内注入１０万ｔ二氧化碳气体，该项目不仅实现了碳捕集封存，在注入二氧化碳气体后发现已停产的气藏再次产出天然气。但需要注意的是，二氧化碳注入废弃油藏和高含水油藏，溶于地层水后所形成的碳酸与高矿化度地层水中的部分离子产生沉淀，降低储层渗透率影响采收率。
中国煤矿资源极为丰富，在环保与碳中和双重影响下，煤炭作为高碳能源需求量必将逐步降低，因此我国煤炭资源剩余储量巨大，煤层气作为煤矿伴生气，前景储量极为庞大，利用碳捕捉和封存技术不仅能降低二氧化碳排放，也可促进煤层气开发。致密油气藏常规开采方式难以动用，通过二氧化碳驱能够有效开采致密油气资源，同时储层孔隙也可储存大量二氧化碳气体。二氧化碳在盐水层中封存前景广阔，目前世界范围内已有多个盐水层碳捕集封存项目，例如在１９９６年投入运行的北海Ｓｌｅｉｐｎｅｒ盐水层碳捕集封存项目，实现了全球第一次工业级生产，该项目主要利用分离天然气藏中的二氧化碳，再将其注入海底盐水层中实现封存；美国Ｗｅｙｂｕｒｎ油田利用煤化气厂排放的二氧化碳进行驱油，以提高该油田采收率。表２为全球二氧化碳捕集封存项目信息，碳捕集封存项目以天然气生产加工为主，目前应用在ＣＣＳ－ＥＯＲ上的项目较少，吉林油田将长岭气田中的高浓度二氧化碳注入油田储层中，在实现碳捕集封存的同时提高了采收率，是我国第一个ＣＣＳ－ＥＯＲ项目。
３. ＣＣＳ－ＥＯＲ技术研究
随着我国常规油气藏不断开发，剩余储量难以满足国内油气消费需求，原油、天然气对外依存度逐年攀升且远高于国际安全值，近年来我国致密油气资源与稠油资源新增探明储量庞大，是保证我国能源安全的重要基础。
早在２０世纪２０年代，就有研究学者提出利用二氧化碳进行驱油开发以提高采收率。二氧化碳气体易溶于油水，在一定温度和压力条件下出现超临界状态，表现出低界面张力及萃取能力极强的特性，是良好的油田驱油剂，在致密油气田、常规油气田、稠油油田中被广泛应用。通过二氧化碳捕集技术与提高采收率技术相结合，将捕集的二氧化碳注入储层以提高采收率，同时二氧化碳会被封存在储层空隙内。图１为ＣＣＳ－ＥＯＲ技术流程示意图。
３.１ＣＣＳ－ＥＯＲ技术在高含水油藏中的应用
目前，我国东部老油田普遍存在高含水问题，诸多区块面临停产风险。气水交替驱技术适用于高含水油藏，该技术利用气驱微观驱油效率高的特点，结合注水驱替能达到扩大波及体积效果。
二氧化碳可有效降低界面张力、减小毛管力影响、提高储层弹性能、与原油混合后降低原油黏度。李中超等针对中原油田濮城沙一下超高含水油藏进行了二氧化碳－水交替驱室内实验和矿场试验，研究结果表明，二氧化碳－水交替驱过程中，二氧化碳以微气泡状态存在储层孔喉内，在贾敏效应下扩大了波及体积；通过现场应用发现１０组试验井采收率提高了８.１％。高超等针对高含水油藏进行了二氧化碳－水交替驱油矿场试验评价，结果表明，二氧化碳－水交替驱后含水率降低２４.７％，单井日产油量提高２２倍。在碳中和背景下，将捕集的二氧化碳作为驱替气体，对高含水油田进行二氧化碳－水交替驱油，在封存二氧化碳的同时提高了高含水油田采收率。
３.２ＣＣＳ－ＥＯＲ技术在致密油藏中的应用
我国致密油储量丰富，广泛分布于松辽盆地白垩系、准噶尔盆地芦草沟组、鄂尔多斯盆地延长组，以及柴达木盆地古近系。致密油储层渗透率极低，一般情况下自然产能低下，需要通过一定技术手段实现经济开发。
常规水驱过程中阻力过大，驱替难度极高，注入二氧化碳气体具有多项优势，例如达到混相状态后阻力极低、注入压力小、超临界状态界面张力低能够高效开发致密油等。此外由于二氧化碳易溶于水，生成的碳酸在一定程度上能够溶蚀储层基质增加渗透率。王伟等对低压低渗裂缝性油藏进行了室内二氧化碳非混相驱实验研究，实验结果表明，低渗岩心二氧化碳非混相驱具有注入压力低且采收率提升幅度大的优势。李四海等针对鄂尔多斯盆地长７致密油储层常规注水开发效果差的问题，进行低渗储层二氧化碳驱油实验研究，实验结果显示，致密砂岩渗透率越高，二氧化碳驱油效果越好；二氧化碳驱油是致密油储层开发的重要技术，能够有效提高鄂尔多斯盆地长７致密储层采收率。
致密油开发过程中存在天然能量不足等问题，吞吐方式能够有效补充地层能量，对提高致密储层采收率具有重要意义。致密油吞吐开发方式是将能量补充体系注入地层后恢复地层压力，经过一段焖井时间再进行生产，反复几个轮次以开发致密油。目前吞吐开发能量补充体系种类主要包括地层水、表面活性剂、滑溜水、二氧化碳。国内低渗油藏多用注水吞吐开发方式，但受到储层岩石亲水性影响，将地层水作为能量补充体系时会降低采收率。吞吐开发过程中加入表面活性剂能使残余油更少，相较于注水吞吐采收率更高，但表面活性剂提高采收率是有条件限制的，例如表面活性剂浓度种类、储层温度、地层水矿化度都会影响采收率。二氧化碳与原油相容性较好，能够降低储层中原油的黏度，增加致密油产量。
雷欣慧等通过动静结合的方式，利用室内模拟实验模拟了水驱后二氧化碳气水交替驱油过程，实验结果表明，二氧化碳气水交替驱能够有效降低含水率，但气油比增加到一定程度后会出现气窜现象影响采收率。张蒙等针对特低渗油藏二氧化碳驱油效果差的问题，通过二氧化碳气水交替驱油实验，对注入参数进行优化，实验结果表明，二氧化碳气水交替注入方式能够实现良好的流度控制；渗透率级差越小，采收率越高。
我国拥有广泛的致密油资源，二氧化碳驱、吞吐开发作为高效开发致密油资源的方法，与捕获的二氧化碳相结合，为我国大规模实现ＣＣＳ－ＥＯＲ技术提供了广阔发展空间。
３.３ＣＣＳ－ＥＯＲ技术在稠油油藏中的应用
稠油开发过程中存在原油黏度高、流动性差、采收率低等难点，但国内稠油资源丰富，例如新疆油田、塔里木油田、河南油田、胜利油田、辽河油田、渤海油田稠油资源储备量极大。如何高效开发稠油油田是保障我国能源安全关键所在。我国是全球第四大稠油资源国，稠油资源总量仅次于美国、加拿大以及委内瑞拉。但我国稠油开发仍处于初期阶段，经济效益较差，技术手段不成熟难以实现大规模开采。目前，稠油开发技术主要包括蒸汽吞吐、火烧油层、蒸汽辅助重力泄油、蒸汽驱以及微生物开采技术等。
我国稠油油田普遍利用蒸汽驱进行热采开发，但蒸汽驱存在严重汽窜、油气比降低、含水率过高、采收率低下等一系列问题，亟需改进蒸汽驱开发技术以增产增效。面对上述问题，诸多学者进行针对性探索，发现蒸汽过程中加入辅助气体能够有效改善汽窜、采收率低下问题。Ｂａｇｃｉ等利用室内物模实验，研究了注入二氧化碳对提高稠油采收率的影响，结果表明，影响最终采收率关键参数是气汽比；二氧化碳辅助蒸汽驱相较于单独蒸汽驱，采收率提高了１５.６％。
气体辅助蒸汽驱开发方式中，辅助气体多以二氧化碳、氮气、烟道气为主。二氧化碳气体易溶于油水，能够降低界面张力，增加波及体积，增加地层弹性能，降低稠油黏度，储层残留二氧化碳能够形成，实现碳捕集封存。氮气资源丰富，但不易溶于油水中，热传导性低利于保护蒸汽通道。二氧化碳与氮气混合气体为烟道气，具备两者特性。桑林翔等针对新疆风城Ｚ３２稠油油藏进行注气辅助蒸汽驱室内实验和现场应用试验研究，通过对比二氧化碳、氮气、烟道气辅助蒸汽驱实验效果发现，相同条件下提高稠油采收率最高的辅助气体为二氧化碳，其次是烟道气和氮气；二氧化碳降低稠油黏度性能最佳；现场试验发现，二氧化碳辅助蒸汽驱显著提高了该区块稠油采收率。气体辅助泡沫调剖技术改善蒸汽驱稠油后期汽窜效果明显，姜兴玲针对曙一区社２２９块超稠油区块，进行二氧化碳泡沫辅助蒸汽驱室内评价实验和现场应用试验研究，结果表明，采取二氧化碳泡沫辅助蒸汽驱后改善了汽窜现象，降低了含水率，起到了调剖作用；通过现场试验发现该技术能够提高蒸汽驱后期采收率。二氧化碳气体在稠油开采过程中应用广泛，通过碳捕集后注入稠油油藏，在提高采收率的同时封存了二氧化碳气体，降低了碳排放。
４. 结论
（１）二氧化碳地质封储中，废弃油气藏、天然气藏、凝析气藏、高含水油气藏、致密油气藏以及稠油油藏为封存二氧化碳气体提供了广阔的地质空间。
（２）我国现存大量高含水油气藏，含水率居高不下、采收率低、生产成本过高这些问题严重影响了油田发展，通过ＣＣＳ－ＥＯＲ技术能够有效降低界面张力、扩大波及体积、提高含水油田采收率，并实现碳捕集封存。
（３）低渗油藏储量大，但缺乏高效开发手段难以实现经济动用，二氧化碳吞吐、二氧化碳驱相较于常规水驱具有注入压力低、波及体积大、采收率高、可实现碳捕集封存等优势。
（４）稠油油藏广泛分布于我国各地，蒸汽热采是开发稠油油藏主要方式之一，但蒸汽驱后期存在采收率低下问题，二氧化碳辅助蒸汽驱在碳封存的同时能够有效改善采收率偏低的问题。
（５）在碳中和与保障能源安全大背景下，油气勘探开发面临双重压力，ＣＣＳ－ＥＯＲ技术在降低二氧化碳排放前提下提高了采收率，为油田实现低碳高效生产提供了发展思路。
文/王传军 周久穆，中海石油（中国）有限公司天津分公司，现代化工
