油气藏评价与开发

深层低渗透油藏CO₂驱替特征及开发实践

李阳 1 , 王锐 2 , 陈祖华 3 , 张尧 2 , 姬洪明 3 , 刘昀枫 2 , 赵清民 2

油气藏评价与开发 | 专家论坛 2026,16(1): 1-10

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油气藏评价与开发 |专家论坛 2026 , 16 (1) : 1 -10

深层低渗透油藏CO₂驱替特征及开发实践

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李阳1, 王锐2, 陈祖华3, 张尧2, 姬洪明3, 刘昀枫2, 赵清民2

作者信息

¹　中国石油化工股份有限公司，北京　100728

²　中国石化石油勘探开发研究院有限公司，北京　102206

³　中国石化华东油气分公司，江苏　　南京　210019

作者简介:

李阳（1958—），男，博士，中国工程院院士，教授级高级工程师，长期从事油气田开发地质和工程基础理论及技术研究工作。地址：北京市朝阳区朝阳门北大街22号，邮政编码：100728。E-mail： liyang@sinopec.com

Characteristics and development practices of CO₂ flooding in deep low-permeability reservoirs

YANG LI1, RUI WANG2, ZUHUA CHEN3, YAO ZHANG2, HONGMING JI3, YUNFENG LIU2, QINGMIN ZHAO2

Affiliations

¹ China Petroleum & Chemical Corporation, Beijing 100728, China

² Sinopec Petroleum Exploration and Production Research Institute Co., Ltd., Beijing 102206, China

³ Sinopec East China Oil & Gas Company, Nanjing, Jiangsu 210019, China

出版时间: 2026-01-26 doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.20250016

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关键词

深层低渗油藏 / CO₂驱 / 注入性 / 保压混相 / 气水交替 / 扩大波及

Key words

deep low-permeability reservoirs / CO₂ flooding / injectivity / pressure-maintained miscibility / water-alternating-gas / sweep efficiency

引用本文

李阳, 王锐, 陈祖华, 张尧, 姬洪明, 刘昀枫, 赵清民. 深层低渗透油藏CO₂驱替特征及开发实践. 油气藏评价与开发, 2026 , 16 (1) : 1 -10 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.20250016

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正文

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CO₂驱油技术作为提高原油采收率的关键手段，在全球范围内获得了广泛关注与应用。据不完全统计分析，目前全球CO₂驱提高采收率项目数约为200项。其中，美国约为139项，占全球CO₂驱项目数的73.2%；加拿大和中国CO₂驱项目数均占6.3%，中国成为CO₂驱提高采收率项目增长最为快速的国家，CO₂驱技术进入工业化应用早期阶段^[1-3]。目前，CO₂驱技术主要应用于北美地区，以美国为主。CO₂驱油封存协同技术的快速发展，不仅提升了油气田开发效益，也为大规模碳减排提供了可靠的地质解决方案，使得该项技术在中国，以及中东、南美应用规模逐步扩大，CO₂驱技术应用对象也逐步从常规油藏向非常规油藏，从中浅层向深层、超深层转变，CO₂驱提高采收率迎来了新一轮的快速发展^[4]。

近年来，该领域在CO₂混相机理、防窜封窜、驱油封存一体化和人工智能应用等方面取得了显著进展。在混相机理方面，计秉玉等^[5]提出了非完全混相驱理论；刘凯等^[6]系统总结了混相带演化规律；李佳旻等^[7]基于核岭回归方法建立了最小混相压力预测模型。在防窜封窜方面，研究聚焦于气水交替注入及化学剂辅助等手段，通过抑制CO₂窜流、扩大波及体积，进而提高采收率。戴彩丽等^[8]综述了CO₂窜流控制方法并展望了未来方向；GAO等^[9]揭示了CO₂泡沫的生成、运移与衰减规律，证实其可通过流度控制显著提升驱油效率；VARGHESE等^[10]评估了纳米材料对CO₂泡沫稳定性的增强作用；KANG等^[11]通过实验研究了表面活性剂辅助的气水交替注入效果；汤瑞佳等^[12]对CO₂-黏弹性流体复合驱开展了系统评价并总结了矿场应用成效。在驱油封存一体化方面，SUN等^[13]系统阐述了烃类流体赋存与运移机制、CO₂对原油重质组分的作用机理以及CO₂长期封存机制，为技术优化提供了理论依据；YANG等^[14]通过实验比较了不同注入方式对驱油与封存效果的影响；MIAO等^[15]以中国首个百万吨级CCUS-EOR（碳捕集、利用与封存-提高石油采收率）项目为案例，构建了涵盖能源、环境和经济三维度的综合评价体系。在人工智能应用领域，基于机器学习与人工智能的新型数值模拟方法已被广泛用于CO₂驱油机理研究、动态预测与风险预警。例如，MAHDAVIARA等^[16]借助多层感知器与神经网络构建智能模型，模拟CO₂在原油中的溶解过程；王光付等^[17]总结了基于深度学习与地质力学耦合的代理模型，用于快速评估CO₂封存风险并预测剩余油区的开发与封存效率；檀朝东等^[18]系统综述了CCUS-EOR智能监测与预警技术的发展现状。

在CO₂驱替特征研究方面，不同学者进行了初步探索。基于水驱特征曲线理论，推导了适用于CO₂驱的特征曲线模型，如甲型、乙型、含碳率-累积产油量曲线等，建立了累积产气量与累积产油量之间的关系^[19-21]。陈亮等^[19]提出CO₂驱特征曲线为三参数模型（A、B、C），并验证了其与现场数据的良好拟合性；吕成远等^[20]针对非混相驱替，提出了分段双对数线性关系，可有效识别气窜时机，为调整措施提供依据；王鑫等^[21]系统对比了混相驱、近混相驱与非混相驱3种驱替类型，提出不同类型的CO₂驱应采用不同的特征曲线模型，优选出适用于不同驱替方式的特征曲线法，并在大庆外围油田多个区块进行了验证，误差控制在3%以内，表明该方法具有良好适用性。综合来说，CO₂驱替特征研究正从“宏观拟合”走向“微观机理”，从“经验统计”走向“物理驱动”，从“单一模型”走向“多模型融合”。未来的研究将更加注重多尺度、多物理场、多因素耦合系统性分析，并结合人工智能和大数据技术，实现CO₂驱替过程精准预测与智能调控^[22-27]。

目前，针对不同类型油藏CO₂驱的差异性研究涉及较少，特别是对于深层油藏注CO₂驱替特征的研究，尚未系统开展。该研究从海相沉积与陆相沉积油藏的差异出发，剖析了国内外CO₂驱油藏参数的异同，结合中国东部油藏特点，分析了深层油藏CO₂驱替特征，梳理了实际案例CO₂驱油效果及其主要做法，为陆相油藏CO₂驱技术的推广提供参考。

1　国内外CO₂驱油藏关键参数分析

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1.1　美国CO₂驱油藏参数分析

国外CO₂驱项目主要位于美国，对2024年美国实施CO₂驱油藏参数进行统计分析（图1）。从油藏埋深来看，埋深在2 000 m以浅的油藏占72.7%，2 000 m以深的油藏仅占27.3%，CO₂驱油藏主要以中浅层油藏为主；从油藏温度来看，小于65 ℃的油藏占72.3%，介于65~95 ℃的油藏占16.0%，大于95 ℃的油藏仅占11.7%。由此可见，CO₂驱油藏主要为中低温油藏；从储层渗透率来看，低渗透油藏（渗透率小于50×10^-3 μm² ）项目占比71.8%，CO₂驱油藏主要以低渗透油藏为主；从油藏原油黏度来看，CO₂驱油藏应用以原油黏度普遍在5 mPa·s以下的稀油油藏为主，约占90%以上，其中以原油黏度介于1~2 mPa·s以下的轻质油藏为主。综合来看，美国CO₂驱油藏应用对象主要集中于中浅层、中低温、低渗透、轻质原油油藏，CO₂驱油藏主要以混相驱类型为主，CO₂驱现场实施效果较好。

1.2　中国CO₂驱油藏参数分析

目前，中国CO₂驱油藏应用规模处于快速增长阶段，截至2024年底，实施CO₂驱覆盖地质储量约2.2×10⁸ t，年注气量达300×10⁴ t，年产油量超过75×10⁴ t，预计提高采收率6~20个百分点。通过对已实施CO₂驱项目油藏参数进行统计分析（图2），从油藏埋深看，CO₂驱油藏的平均深度为2 462 m，2 000 m以浅的油藏仅占23.1%，2 000 m以深的油藏占76.9%，主要以中深层油藏为主，特别是对于东部盆地胜利、江苏、华东、中原等油田来说，平均埋藏深度达到3 150 m；从油藏温度来看，CO₂驱油藏平均温度为94.8 ℃，其中，小于65 ℃的油藏占7.7%，介于65~95 ℃的油藏占30.8%，大于95 ℃以上的油藏占61.5%。可见，CO₂驱油藏主要以高温油藏为主，特别是对于渤海湾盆地来说，油藏平均温度高达122 ℃；从油藏渗透率来看，低渗透油藏（渗透率小于50×10^-3 μm²）占96.2%，其中特低渗油藏（渗透率介于1×10^-3~10×10^-3 μm²）占57.7%，致密油藏（渗透率小于1×10^-3 μm²）占23.1%，CO₂驱油藏主要以特低渗、致密油藏为主；从油藏原油黏度来看，CO₂驱油藏应用对象原油黏度普遍在5 mPa·s以下，约占73.1%，原油黏度大于5 mPa·s的占26.9%，CO₂驱油藏原油黏度偏高。

综合对比上述CO₂驱油藏参数差异可知，中国实施CO₂驱的油藏总体埋藏深、温度高、渗透率低、原油黏度偏大。储层物性差和埋藏深，导致注入性存在较大挑战；油藏温度高和原油物性差导致混相难度高，使得CO₂驱油效果受到较大影响。

2　中国典型深层低渗透油藏CO₂驱替特征

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2.1　深层低渗透油藏实施CO₂混相驱难度大

通过对中国东部盆地34个区块最小混相压力进行测试，结果表明平均混相压力达到29.2 MPa（图3）。其中，渤海湾盆地混相压力最高，苏北盆地次之，东濮坳陷再次之。与美国中浅层油藏相比，美国CO₂驱油藏原油混相压力一般介于10~15 MPa，中国东部地区深层油藏CO₂驱最小混相压力远远高于美国油藏的最小混相压力。另外，通过与注气前的地层压力进行比较分析可知，可混相区块仅占36%，可见实施CO₂混相驱难度大。

2.2　深层低渗透油藏高压注入实现混相驱

中国东部深层油藏普遍渗透率低、原地应力高、破裂压力窗口窄，导致“注入性”成为混相驱实施的关键。针对上述难题，开展了超压注入条件下CO₂混相驱的实验，研究低渗透长岩心CO₂注入过程中多测点沿程压力分布规律（图4）。岩心总长度为100 cm，渗透率为20×10^-3 μm²，注入气流体为CO₂，实验压力介于15~45 MPa，注入流量介于 0.5~2.0 mL/min，平均最小混相压力为26.4 MPa，监测注入端介于0~100 cm 处的压力变化。

研究结果表明：由于储层渗透率低，注入端与采出端的压差较大，在较低注入速度下，注采井间的压力均低于最小混相压力，无法实现混相驱。随着CO₂注入速度的提升，注采井间的压力逐步接近甚至超过最小混相压力（MMP）时，仅注入端较少比例能够达到混相驱，混相程度低。当注气速度进一步增加，发现注采井间的压力整体抬升，直至大部分区域高于混相压力，混相程度大幅度提升，将促进CO₂驱油效率得到极大改善。中国东部深层油藏的岩石破裂压力梯度一般介于0.018~0.022 MPa/m，2 500 m以深油藏岩石破裂压力介于45~55 MPa。通过近破裂压力注入，实施微压驱，可有效补充地层能量，提升混相程度，改善注气开发效果。

2.3　深层低渗透油藏大段塞注气超压维持混相

相比于美国，中国目前CO₂驱注入量一般较小，在CO₂大量注入条件下，剩余油混相能力将发生动态变化。通过长细管混相压力测试实验，分析CO₂驱前后剩余油最小混相压力的动态变化规律。从图5—图6可知，中国东部某油田原油重质组分含量较高，其对应的最小混相压力达到29.34 MPa。在CO₂驱后，持续加大注气量，实施二次注气，发现一次注气后，剩余油的轻质组分基本缺失，重质含量进一步大幅度提升，导致其最小混相压力增加至36.19 MPa，增加幅度达到23.3%，表明CO₂驱长期注入过程中，剩余油混相难度持续加大。要维持混相驱，需要在大段塞注入的同时，通过超压注入，才能维持混相驱过程。

2.4　深层低渗透油藏气水交替注入扩大波及

在CO₂驱气窜发生后，CO₂换油率降低，气驱效果变差。为了研究CO₂扩大波及体积方法，开展了连续注气与气水交替注入数值模拟研究。图7为连续注气和气水交替平面数值模拟结果，平面上气水交替能够抑制CO₂非均质性窜流，扩大平面波及系数11.8%。图8为连续注气和气水交替纵向数值模拟研究结果，纵向上气水交替可以提高层内和层间波及，有利于改善注入剖面，启动低渗层，气水交替使纵向波及系数提高29.2%。通过气水交替的实施能够有效扩大波及范围，改善开发效果。

综合来说，深层油藏CO₂驱难点主要体现在两方面：一方面，埋藏深、油藏温度高，原油物性相对差，导致混相压力高，混相难度大；另一方面，地层压力系数高，衰竭开发后，由于储层渗透率低，注入性差，补充能量难以实现，混相驱实施难度大。通过微压驱注入，可以有效解决补充能量的问题，恢复原始地层压力，甚至更高，最终实现混相驱。另外，随着CO₂长期注入，剩余油组分逐步变重，导致混相压力增高，后续CO₂驱需要进一步提升压力至混相压力以上甚至是更高水平，能克服剩余油混相压力持续升高的难题。同时，在气窜发生后，需要根据气窜程度实施针对性气水交替注入，抑制气窜程度，改善气驱效果。

3　中国典型深层油藏CO₂驱开发实践

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中国东部实施CO₂驱油藏主要位于渤海湾盆地、苏北盆地等，实施CO₂驱的典型区块主要包括胜利油田高89区块，中原油田胡96块、卫42-43块，江苏油田花26块，华东草舍油田泰州组油藏等。从实施CO₂驱的情况分析，草舍油田实施CO₂驱时间早，效果好，且已完成第一轮次注气方案，目前正在开展第二轮次注气。因此，以草舍油田为例，开展深层低渗油藏CO₂驱替特征及开发效果评价。

3.1　草舍油田概况

草舍油田位于溱潼凹陷南部断阶带中段，分为南、中、北3个断阶，泰州组位于南断块，主要含油层系为泰州组底块砂岩，泰州组油藏地质储量约142×10⁴t。储层孔隙度介于6.30%~21.86%，平均值为13.21%，渗透率介于0.22×10^-3~342.40×10^-3μm²，平均值为24.77×10^-3μm²，油藏埋深为 3 020 m，地下原油黏度为12.8 mPa·s，原始地层压力为35.9 MPa，混相压力为29.4 MPa，为典型深层低孔、低渗油藏。

草舍油田南断块于1981年投入开发，历经天然能量开发和注水开发阶段后，2005年7月在泰州组开始 “6注18采”一次注气试验（图9）。现场试验表明：油井全部见效，老井递减率明显减缓，新井增油趋势显著，日产油量由32.9 t上升至72.3 t，含水率由62%下降至32%。2013年1月转入交替注水阶段，因气窜原因，注气井停注或转注水井，生产至2013年末区块内注水井达5口，后因含水上升速度快，对区块注采井网进行微调，生产至2016年10月，区块无注水井，2口注水井转注气。2017年4月开展二次注气，利用老井网注气井转生产井1口，注气井转注水井1口，生产井转注气井2口，调整井1口，建成“7注17采”CO₂驱井网。注采井网调整后明显见效。2020年后气窜严重，气水交替频繁，油井水淹严重，产油量下降。

3.2　一次注气开发特征

为了克服深层低渗透油藏注采井间压差大、混相程度低的问题，保障注气混相程度，实现全域或混相程度最大化，对目标区块进行先期注气补能。从图10—图11可知，整体压力保持水平相对较高，地层压力系数介于0.8~1.2时，位于主渗流通道油井压力高，在注采井间能够实现大部分混相，区块整体注气补能效果明显，有利于CO₂混相驱过程实施。在注气后期，所有油井均不同程度见CO₂，气体推进方向主要沿东西方向，主渗流通道形成，油井产量大幅度下降。

3.3　二次注气开发特征

在注水阶段后，实施二次注气开发。与一次注气对比，目标区块地层压力均显著高于原始地层压力，主流通道上的地层压力系数达到1.4~1.5，有效维持了区块的混相状态（图12）。在长期气驱后形成窜流通道，泰州组CO₂波及系数降至0.46。后续注入井开展化学调剖，如草37B井注入后，纵向的吸气剖面得到改善。

3.4　整体注气开发效果评价

一次注气采用先期注、连续注入大段塞的开发方式，有利于提升地层压力并确保油藏混相、扩大CO₂驱波及体积，最终可以提高油藏采收率。一次注气阶段持续至2013年12月，累积注气量为0.22倍烃类孔隙体积，CO₂驱增油量为12.03×10⁴t，提高采收率12.4%，换油率为0.44 t/t（每吨CO₂注入油藏后可换得的增油量），CO₂驱封存率85%。一次注气后底部剩余油富集，平面纵向气窜严重。2013年至2017年初实施后续水驱，吸水剖面显示大部分注入水均向高部位运移。

二次注气采用“高注低采控制重力超覆、窜流通道注气井排控窜流、低部位注水控制水淹提升地层压力”的“三控”井网。为了减缓气窜程度，注气速度宜为 20~30 t/d，水气段塞比建议在0.4~0.8 较适宜。采用“低速变频扩波及”的开发模式，同步开展化学调剖。设计地层压力为34.2 MPa，15 a方案累积增油量为8.72×10⁴t，预测提高采收率6.14个百分点。2017年4月开展二次注气，截至2025年7月，阶段累积注气量为17×10⁴t，阶段产油量为5.97×10⁴t，阶段增油量为4.3×10⁴t，折算换油率为0.19 t/t，提高采收率5.1个百分点，CO₂平均封存率约76%（图13—图14）。

4　结论及认识

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1） CO₂驱提高采收率项目快速增长，北美地区处于工业化应用阶段，中国CO₂驱处于工业化应用早期阶段，主要应用于深层油藏，低渗、特低渗油藏占比超过96%，储层平均埋深为3 150 m，地层温度为94.8 ℃，原油组分偏重，平均混相压力为29.2 MPa，导致注入性差，混相难度大，CO₂驱效果受到制约。

2）中国深层低渗油藏CO₂驱替特征表现为混相压力普遍偏高，注采井间压差大，在远超最小混相压力条件下实施微压驱，能够有效补充地层能量，实现局部甚至是全域混相驱。通过大段塞注入+超压注入，能够有效克服CO₂长期驱替剩余油混相压力增加问题，维持混相过程的长期有效；气水交替注入能够抑制气窜，有效扩大波及范围，改善CO₂驱开发效果。

3）草舍油田南断块泰州组深层低渗油藏CO₂驱现场试验表明，通过高压注气补能实现一次注气混相驱，提高采收率12.4个百分点，换油率达到0.44 t/t，封存率85%以上；目前正开展二次注气水气交替试验，效果仍处于较好水平，已提高采收率5.1个百分点，封存率保持在76%以上，取得了良好的驱油封存效果。

4）中国深层低渗油藏CO₂驱实践研究表明，高压注气补能保混相是前提，大段塞超压注气维持混相是关键，气水交替注入气窜调控是保障，实施全生命周期压力管控及气窜调控是改善CO₂驱油效果的关键。

参考文献

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文献

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2026年第16卷第1期

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doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.20250016

接收时间：2025-11-02
首发时间：2026-10-30
出版时间：2026-01-26

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作者

出版历史

收稿日期：2025-11-02

基金

作者信息

¹　中国石油化工股份有限公司，北京　100728

²　中国石化石油勘探开发研究院有限公司，北京　102206

³　中国石化华东油气分公司，江苏　　南京　210019

参考文献

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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