油气藏评价与开发

类别	油藏埋深/m	地层温度/℃	地层原油黏度/（mPa·s）	渗透率/10^-3 μm²	孔隙度/%	原始地层压力/MPa	压力系数	混相压力/MPa	驱替方式	注入方式	CO₂体积分数/%	监测介质	提高采收率/%	一次封存率/%	注气规模/（10⁴t/a）
国外技术情况（韦本油田）	1 450	63	1.40	25.00	18.0	14.0	0.96	12.0	非混相驱	油管笼统注气	80	油井端气窜监测	7	55.0	100
国内技术情况（吉林油田）	2 400	98	1.85	6.37	12.8	24.5	0.98	22.8	非混相驱	油管笼统注气	90	CO₂泄露监测	10	78.6	35
胜利百万吨CCUS	2 800~3 350	126	1.59	0.50~10.00	12.5	39.2~46.0	1.40	>29.0	高压混相驱	水气交替	99	土壤、大气、地下水环境介质监测	15	85.0	100

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开发特点	主要补能措施	实施目标	优点
坝砂未达混相	持续水驱增能	超前补能，注水提压达近混相	成本低
滩砂低能量	压驱快速补能	注入难度大井区，压驱快速提能达混相	压力提升快
已达混相区	持续气驱提效率	持续注气，提驱替效率、控含水	提产、高产
高CO₂井区	水气交替扩波及	地层压力高井区，优化交替参数保混相	稳产、提产

开发特点	主要补能措施	实施目标	优点
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影响因素	平方和	自由度	均方差	F	P_ci
总体指标	R²=0.99，P_ci<0.05
井网形式	0	3	0	0.247	0.861
井距大小	0	3	0	0.537	0.674
裂缝方向	0	3	0	1.126	0.410
渗透率	0.985	3	0.328	113 022.127	0
地层压力	0.006	3	0.002	739.124	0
注气速度	0.049	3	0.016	5 584.740	0
残差	0	6	0

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中深层油藏CCUS示范工程开发关键技术研究与实践

毛振强 , 樊超 , 刘赛军 , 杨志凯 , 高同 , 王圆圆

油气藏评价与开发 | 矿场应用 2026,16(1): 118-127

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油气藏评价与开发 |矿场应用 2026 , 16 (1) : 118 -127

中深层油藏CCUS示范工程开发关键技术研究与实践

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毛振强（1968—），男，博士，教授级高级工程师，从事油田开发及管理工作。地址：山东省滨州市博兴县陈户镇纯梁采油厂，邮政编码：256504。E-mail： maozhenqiang.slyt@sinopec.com

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毛振强, 樊超, 刘赛军, 杨志凯, 高同, 王圆圆

作者信息

中国石化胜利油田分公司纯梁采油厂，山东博兴　256504

作者简介:

Research and application of key technologies for development of CCUS demonstration project in medium-deep reservoirs

ZHENQIANG MAO, CHAO FAN, SAIJUN LIU, ZHIKAI YANG, TONG GAO, YUANYUAN WANG

Affiliations

Chunliang Oil Production Plant, Sinopec Shengli Oilfield Company, Boxing, Shandong 256504, China

出版时间: 2026-01-26 doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025202

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关键词

CCUS（碳捕集、利用与封存） / 高压混相 / 低渗透油藏 / 油藏工程 / CO₂封存

Key words

CCUS (carbon capture, utilization and storage) / high-pressure miscible flooding / low-permeability reservoir / reservoir engineering / CO₂ storage

引用本文

毛振强, 樊超, 刘赛军, 杨志凯, 高同, 王圆圆. 中深层油藏CCUS示范工程开发关键技术研究与实践. 油气藏评价与开发, 2026 , 16 (1) : 118 -127 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025202

ZHENQIANG MAO, CHAO FAN, SAIJUN LIU, ZHIKAI YANG, TONG GAO, YUANYUAN WANG. Research and application of key technologies for development of CCUS demonstration project in medium-deep reservoirs[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2026 , 16 (1) : 118 -127 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025202

正文

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CCUS（碳捕集、利用与封存）技术是指将工业生产排放的CO₂进行提纯分离出来，然后进行资源化利用及封存，以此实现CO₂减排降碳的技术手段，是推进“双碳”战略的重要途径^[1-3]。在国内外，注气驱油技术是提高采收率的重要手段之一^[4-7]。在气驱介质中，CO₂具有独特的物理化学性质，可在驱油提高采收率的同时实现碳封存，是目前应用规模最大的CCUS技术，已广泛应用于国内外各大油田，如加拿大韦本油田，中国胜利、江苏和吉林等油田均进行了大规模的CO₂驱油现场试验和应用，获得了一批重要成果^[8-9]。中深层低渗透油藏是实施CO₂驱的主要阵地，研究表明CO₂驱可提高采收率9%~15%。中国低渗透油藏以陆相沉积为主，储层埋深较深、物性差，CO₂驱油技术矿场试验和应用规模有限，目前仍处于探索试验阶段，CCUS技术还有较大的发展空间。

胜利油田适合CO₂驱的油藏具有渗透率低（小于50×10^-3 μm²）、轻烃质量分数低（12.5%）、原油密度高（0.85 g/cm³）、原油黏度高（12 mPa·s）、埋藏深、非均质性强等特点^[10-12]，为中深层滩坝砂油藏，无法照搬国外成熟经验。自1967年开始CO₂驱油室内研究以来，通过持续深化机理研究和矿场试验，攻关形成了具有胜利特色的CO₂驱油与封存配套技术。2008年以来，在东营凹陷高89-1区块开展了CO₂驱矿场试验，累积注CO₂ 35×10⁴ t，累积增油量9.34×10⁴ t。同时，根据室内实验研究结果，CO₂混相驱提高采收率9%~15%，既实现了绿色低碳发展，又提高了油气开发采收率。该研究基于胜利油田百万吨级CCUS示范工程，系统阐述了CO₂驱油藏开发关键技术及实践成果，为CCUS规模化应用提供理论和技术支撑。

1　示范区概况

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示范区高89区块位于山东省高青县境内，构造位置属于济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷金家-正理庄-樊家鼻状构造带中部，区块含油面积4.1 km²。高89区块主要含油层系为沙四上纯下次亚段，油藏埋深介于2 700~3 350 m，为中深层油藏，岩性组合为灰色、浅灰色泥岩夹薄层砂岩。储层平均孔隙度为13.1%，平均渗透率为2.1×10^-3 μm²，平均碳酸盐的质量分数为19.99%，属低孔特低渗储层^[13-14]。示范区油藏地质条件复杂，经过弹性驱、水驱、CO₂驱先导试验等多种驱替方式，井网也经历了多次调整。针对开发过程中出现的问题，进行理论技术研究，找出CO₂-WAG（CO₂-水气交替注入）过程中影响驱替效果的主控因素，建立气水前缘表征方法，优化合理的注入方式，达到较好控制气水前缘、扩大波及与提高封存率的目的。

百万吨CCUS示范项目于2021年7月启动，将从齐鲁石化捕集的CO₂运送至胜利油田高89区块，建成了中国首个百万吨级CCUS示范项目。项目覆盖地质储量2 562×10⁴ t，含油面积48.8 km²，部署总井数239口，其中油井166口，注气井73口，预计15 a累积注气量1 105×10⁴ t，累积增油量296.5×10⁴ t，提高采收率15%，每年可实现减少CO₂排放量100×10⁴ t，动态封存率85%。

CCUS示范工程2022年4月开始注气开发，2025年1月采取水气交替的开发方式，开注气井39口，开注水井25口，日注气量为1 612.3 t，区块日产液量为668.7 t，日产油量为420.0 t，综合含水率为38.8%。较气驱前示范区日产油量由227.7 t上升至420 t，含水率由50.0%下降至38.8%，阶段增油量为16.1×10⁴ t，换油率从0.08 t/t（每吨CO₂注入油藏后可换得的原油量）提升至0.21 t/t，换油率呈现逐年递增的态势。气驱见效率79.3%，阶段回注封存率97.1%，示范区的矿场实践为该研究提供了有力的数据支撑。

对比国内外CO₂驱油与封存项目，该项目在多个方面具有较好的领先性（表1）。驱油上采用CO₂高压混相驱模式，提高了低渗透油藏的驱油效率^[15]；在驱替方式上，采用水气交替有效防止了气窜、扩大了波及；在提高封存方面，通过油藏与工艺技术集成，预计封存率可达到85%以上（国外砂岩油藏预计封存率一般介于50%~60%）；在安全监测方面，更加系统全面，监测体系可靠性更高。

2　高压混相驱理论研究与实践

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2.1　CO₂高压混相驱理论

CO₂的物理性质（临界温度31.1 ℃、临界压力7.39 MPa）决定了其容易达到超临界状态，超临界态CO₂具有良好的注入能力和较强的萃取能力，能提高采收率6%~20%。CO₂驱油机理极其复杂，与地层压力、温度以及流体性质等密切相关^[16-21]，CO₂驱分为混相驱和非混相驱，室内研究及矿场实践均表明混相驱的开发效果好于非混相驱，且原油与CO₂混相程度对应的开发效果也有显著差别。CO₂能否与原油混相的重要条件是油藏压力是否大于混相压力。当油藏压力小于混相压力时，CO₂与原油两相分离，依靠降低原油黏度、膨胀原油体积、降低界面张力和改善油水界面来提高采收率。与混相驱油相比，非混相驱油过程中驱替前缘不稳定，在黏度差异较大的情况下CO₂驱易出现黏性指进现象，影响最终采收率^[22-29]。当油藏压力大于混相压力时，CO₂与原油接触时发生混相，即CO₂与原油融为一体，有效抑制了CO₂的窜流。在低渗透油藏中，受流体性质的影响，最小混相压力往往较高，难以达到混相条件。在实际注气过程中，注采井间的压力传播是不均衡的，通常注入端附近的压力往往大于混相压力，近注入端油藏为混相带；而远离注入端压力波及范围有限，油藏压力往往小于混相压力，远井地带为非混相状态；在注采井间为混相带和非混相带的过渡带，呈现出近混相的状态（图1）。

基于百万吨CCUS示范工程研究及矿场实践，胜利油田在混相驱的基础上创新提出了CO₂高压混相驱开发技术，通过人造高压油藏，大幅度提高油藏压力保持水平，打造CO₂高压驱动体系，动用原常压、低压条件下不能动用的低渗区，在生产井和注入井之间能达到全程高压混相驱的目的。国内外普遍认为CO₂混相驱效果明显好于非混相驱。实验研究表明：在最小混相压力之前原油采收率随着注入压力的升高而升高，达到最小混相压力后采收率变化不大，而在达到最小混相压力之前一段压力范围内的原油采收率与混相后的采收率是比较接近的，随着压力的持续增加驱油效率进一步增加。因此，CO₂驱开发应尽量将地层压力维持在最小混相压力甚至1.2倍最小混相压力以上，实现CO₂高压混相驱能显著提高驱油效率。通过长岩心实验进行混相压力测试，进行5次加压驱替实验，采收率在28.5 MPa时出现突变型的转折，即最小混相压力（MMP）为28.5 MPa，示范区地层原油采收率与驱替压力关系曲线如图2所示。

2.2　纵向均衡驱替

示范工程油藏实践表明：达到混相压力后，储层物性差异影响变小、注入井吸气剖面更加均衡，吸气剖面显示高渗层吸气量占比下降、低渗透层占比增加。对比典型井吸气剖面，混相后吸气层增加60.0%，主力层吸气量占比下降45.5%（图3）。分析认为储层微孔喉界面层减薄扩喉，混相流体CO₂低界面张力扩散驱油，原油混相降黏增强流动性和反应生成碳酸溶解作用，促使储层提高了渗流能力，流体流动能力改善，减少了吸气剖面差异。

2.3　平面扩大波及

随着油藏压力持续升高，开发单元整体达到混相，平面非均质性影响变小、波及系数有所增加。注气混相后，驱替相与被驱替相形成单一相，驱替前缘更加平缓，减少了高渗层的优先突破，混相流体的高压缩性使平面压力场更均衡，驱动流体向低渗区流动（图4）。组分模型揭示，混相驱可使平面波及系数提高30.6%。对比高89-1区块混相前后，混相后油井见效率由69.3%提高至79.9%，波及系数提高了39.8%。以驱油效益最高为目标，优化压力保持水平，室内实验表明：达到混相后随着压力升高增油呈增加趋势，1.3倍MMP后增油幅度降低，且压力较高，对注入井口和管线要求高，换油率降低经济性下降（图5），示范工程优化合理压力保持水平介于1.2~1.4倍MMP之间，利润较高。

3　CO₂驱油藏开发关键技术实践

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3.1　增能混相

根据不同地层能量状况，形成了适配差异化补能技术。结合区块油藏特征、地层压力保持水平，构建了差异化的补能模式（表2），恢复地层压力至混相驱压力以上。针对地层能量较低（地层压力小于0.8倍MMP）的油藏，未达到混相的条件，采取压驱注入+常规水驱的方式快速补充地层能量；针对地层能量不足（地层压力介于0.8~1.0倍MMP），油藏达到近混相的条件，采取大段塞气驱+局部压驱的方式精准补能；针对地层能量保持较好（地层压力大于1.0倍MMP），已达混相条件的油藏，采取水气交替+差异化注入的方式持续补能1.2倍MMP以上。

3.2　井网适配

示范区为滩坝砂沉积，储层纵向、平面渗透率差异大，注水开发方向性强、见效差异大、波及系数低。发挥CO₂气驱开发技术特点，注气井与采出井间建立有效驱替、提高物性差异砂体气驱动用程度，实现平面、纵向均衡驱替是油藏开发的技术关键。

适配气驱注采井网，气驱注采井网布局要考虑波及体积和驱油效率，同时要考虑预防气体窜流。示范区根据不同井区储层渗透率、储层压裂改造规模、地应力展布规律，差异化注采井网（图6），砂体均质发育区采取五点法井网，非均质区采取菱型或不规则井网，断层夹持窄条带，采取“之”字型注采井网可实现高效驱替；在坝砂展布方向、裂缝发育（地应力）方向，井网部署时适当拉大井距；在最小应力方向、井排之间方向上，由于渗流能力差适当缩小井距。

3.3　均衡驱替

油水井联动建驱替，注入端压驱、储层改造，注入一段时间后受物性差、注采井距大（大于600 m）影响，注采井间不能建立有效驱替；利用压驱注入、升压注入、储层改造等方式，解决物性差的注入井注不进问题，建立驱替。采出端油井渗吸引效，油井采取增能渗吸的方式降阻增效、扩驱替半径引流线，实现全域混相，渗吸排驱过程如图7所示。示范区实施21口，单井日增油量4.1 t。如F143-6井提压后渗吸引效，加渗吸剂5 000 m³，焖井43 d，日产油量由措施前1.7 t提高至8.0 t。

注采协同扩波及，从矿场实践分析见效方向影响因素依次为：裂缝、物性、亏空、井距，对裂缝方向、物性好、亏空大等方向油井控制注入强度、优化工作制度、水气交替，而对非主流线方向增大生产压差、提高注采强度，抑强扶弱改变渗流方向扩波及，实现平面流线调整均衡驱替的目的。如G899-1井组，控制了主流线方向G889-4井注入强度、优化采出井工作制度，注采协同调控后保持高效驱替开发。

3.4　三相前缘调控

基于物模实验和数值模拟研究，CO₂高压混相驱注采井间能量和介质运移存在混相压力前缘、相前缘和组分前缘这3个前缘（图8）。3个前缘移动规律相似，随着CO₂的持续注入，前缘逐渐向生产井传播，但是各前缘传播速度具有显著差异。在3个前缘向前传播过程中，能量和驱替介质呈现出差异化传播的特征，混相压力前缘传播速度较快，其次是组分前缘，相前缘传播最慢。为防止气窜，提高气驱波及系数和驱油效率，采取水气交替方式开发，研究三相流体前缘的运移规律，指导三相前缘的流场调控至关重要。

以高89-1区块为研究对象，建立CO₂-WAG数值模拟模型，研究压力保持水平、裂缝导流能力、对流扩散系数、注入速度等参数对驱替前缘的影响，分析相前缘、组分前缘和混相压力前缘的运移规律，并开展理论分析，明确3个前缘的主控因素，给出前缘预测模型。采用物模实验方法，研究CO₂注入过程中的动态、参数前缘变化特征，对水气交替注入过程中的主要参数和注入方式进行分析，提出扩大波及的调控策略。综合多因素分析和单因素分析认为，影响组分移动前缘的敏感性因素是渗透率、注气速度、地层压力保持水平（表3）。

研究了CO₂驱过程中3个前缘的传播特征，混相压力前缘移动速度≥组分前缘移动速度≥相前缘移动速度，其中混相压力前缘移动速度是相前缘移动速度的3~5倍。基于水气交替注入方式，注入的CO₂和水介质可提高地层能量、扩大波及范围，最终实现采收率提升；实施该技术时，需要能量快速波及整个油藏，同时驱替介质缓慢推进，以防止注入流体向生产井窜流，避免造成无效注入，即水气交替的关键是混相压力前缘移动速度和组分前缘的移动速度差值最大。

矿场开发实践表明，科学调控3个前缘是确保高效开发的技术关键。快速补能混相加快混相压力前缘推进速度、促见效增油。通过优化注气速度、注采比、水气交替周期等关键参数，调控组分前缘、延长高效采油期。此外合理采液速度、生产压差以进行流场调控，控制相前缘速度、保障开发效果。如G891-3井组通过调控注气强度、水气交替，油井CO₂体积分数从90%逐步下降至65%，保持了高产混相驱替。

3.5　油藏监测

油藏CO₂混相气驱开发具有流线方向性差异大、推进速度快、气油比高等特点，准确监测油藏关键参数，可以高效指导注采技术对策、改善气驱效果。示范工程通过边实践边研究建立了CO₂驱开发监测体系。

3.5.1　地层压力监测

地层压力是混相驱的关键，为准确实时监测压力状况，采取定点连续监测和数值模拟跟踪评价相结合的方式。直读式压力计连续监测，精确掌控关键井点地层能量状况；建模数模根据压力计实测注入井压力、采出井供液能力、自喷井压力，模拟评价油藏整体压力和状况（图9）。2025年1月示范区13个区块：高压混相区块3个，混相区块7个，未达混相区块3个，油藏能量呈整体向好态势。

3.5.2　气体示踪剂监测

研发气体示踪剂监测流线、流场，明确砂体连通关系和流线方向，结果表明主见效方向依次为：主应力（裂缝）方向、物性好或连通性好的方向、砂体展布方向（坝砂大于滩砂）、井距小的方向；量化了气体推进速度，坝砂的平均推进速度为12.9 m/d，滩砂平均推进速度为5.9 m/d。

3.5.3　气油比测试

气油比测试是评价全程混相开发状况的重要指标之一，气油比指标变化为水气周期交替的依据参数。固定流程测取难度大，研制了称重式多相流量计可满足重点井测试需要；研究了气油比与示功图参数的理论关系，研发机采井气油比计算公式，矿场验证具有较高的准确度，能够更好地满足油藏开发气油比测试的需要。

3.5.4　油组分监测

示范工程油组分监测表明：混相驱开发过程C₁—C₁₄组分比例明显上升，已超过了50%（原始组分比例为39.2%），主要为CO₂萃取轻质组分的作用影响。CO₂萃取轻质组分后，重质组分残留井筒造成对管柱、炮眼、吼道的堵塞，应合理控制生产压差，避免长时间停井。

3.5.5　CO₂组分含量监测

随着混相驱三相前缘推进，产出气CO₂组分含量逐步上升，气驱相前缘突破后CO₂组分含量迅速上升，油藏开发需要加强组分监测，及时调整注气强度或水气交替。示范工程用比色管每月每口井测试1次，产出气中CO₂体积分数大于30%的井加密监测，保障了油藏开发需要。

4　高效封存技术

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4.1　高压混相提高封存率

混相驱油与非混相驱油的提高采收率机理有所不同，其地质封存量也是不同的^[30-31]。室内试验研究表明，混相驱的净封存率高于近混相驱。在CO₂驱替过程中，初期采出端并未见气，封存率达到了100%，但随着CO₂注入量的不断增加，气相前缘突破导致采出端见气，封存率呈逐步降低趋势。

百万吨CCUS示范工程油藏采取CO₂高压混相驱开发技术，利用压驱补能、水气交替等方式，快速补充地层能量到混相压力的1.1~1.2倍，CO₂与原油高压混相，对应油井气油比得到有效控制（一般小于100 m³/m³），大幅提升了封存效率。

百万吨CCUS示范工程实施以来，在高压混相条件下，CO₂与原油互溶，初期溶解封存率99.9%，随着CO₂的不断注入，目前累计封存率95%。从长远来看，随着采出气的不断增加，封存率持续下降，2025年1月示范工程封存率逐步下降到目前月度封存率的91%，需要探索更加高效的封存技术途径。

4.2　构造背景气水双驱高效封存

随着注气量的增加，示范工程气油比逐步增加，CO₂封存率呈降低趋势。为提高示范工程最终封存率，技术论证构建构造背景油气藏采取气水双驱模式（图10），通过二次封存实现大幅度封存率提高^[32-39]。

正南油气藏为穹窿背斜油气藏，数值模拟和物理模拟表明：气水双向驱能够发挥重力分异作用，抑制含水率和气油比的上升速度，预测采收率40.89%，气水双驱较常规水驱提高油藏采收率9.27个百分点（图11）。

运用实际区块参数的数值模拟模型，基于构造封存的主控因素，分析不同条件下构造封存有效封存系数随时间的变化规律，采用构造顶部注气、构造低部位油水边界附近注水、腰部采油的井网形式。注采井距介于320~370 m，控制油气界面突破，可实现CO₂高效封存，2025年3月已累积注入产出气0.73×10⁴t，采出CO₂共0.021×10⁴ t，阶段封存率97.1%。

通过长岩心驱替实验，对比分析了不同CO₂组分含量的驱油效率；通过概念模型的数值模拟，揭示了回注气CO₂组分含量对提高采收率影响规律；高CO₂组分含量更易形成混相，注入气突破晚，提高采收率幅度大，整体采收率幅度与CO₂组分含量正相关。

运用实际区块参数的数值模拟模型，基于正交试验方案数据，考虑总封存量的主控因素，拟合有效封存系数多元回归公式。模拟计算区块可封存CO₂量59.33×10⁴t，示范工程最终封存率达85%以上。

有效封存系数多元回归公式如下：

η 总 = 0.001 4 p g 2 - 0.046 8 p g + 0.010 9 e 4.054 φ - 4.264 × 10 - 9 K 2 + 0.000 024 K + 0.012 9 l n (K v / K h) - 0.386

（1）

式中：η_总为有效封存系数；p_g为气体压力，单位MPa；K为渗透率，单位μm²；K_v/K_h为垂向渗透率与水平渗透率比值；φ为孔隙度。

5　结论

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1） CO₂高压混相驱是示范工程油藏开发的理论基础，基于百万吨示范工程室内试验及矿场实践，CO₂高压混相驱相比于混相驱和非混相驱更加均衡、驱油效率更高。

2）建立不同油藏条件下的适配开发方式，适配井网、差异补能、均衡驱替、驱替前缘监测和调控是实现CCUS示范工程油藏高效开发的关键技术。

3） CO₂混相驱油藏存在3个前缘：混相压力前缘、相前缘和组分前缘，影响移动前缘的敏感性因素主要是渗透率水平、注气速度、地层压力保持水平。

4）建立构造背景气水双驱高效封存模式，长岩心驱替实验和相态模拟方法，模拟了产出气CO₂组分含量对混相能力和采收率的影响，计算了封存效率可提升至85%以上。

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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文章信息

doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025202

接收时间：2025-04-27
首发时间：2026-10-30
出版时间：2026-01-26

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出版历史

收稿日期：2025-04-27

基金

作者信息

中国石化胜利油田分公司纯梁采油厂，山东博兴　256504

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https://castjournals.cast.org.cn/joweb/yqcpjykf/CN/10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025202

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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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类别	油藏埋深/m	地层温度/℃	地层原油黏度/（mPa·s）	渗透率/10^-3 μm²	孔隙度/%	原始地层压力/MPa	压力系数	混相压力/MPa	驱替方式	注入方式	CO₂体积分数/%	监测介质	提高采收率/%	一次封存率/%	注气规模/（10⁴t/a）
国外技术情况（韦本油田）	1 450	63	1.40	25.00	18.0	14.0	0.96	12.0	非混相驱	油管笼统注气	80	油井端气窜监测	7	55.0	100
国内技术情况（吉林油田）	2 400	98	1.85	6.37	12.8	24.5	0.98	22.8	非混相驱	油管笼统注气	90	CO₂泄露监测	10	78.6	35
胜利百万吨CCUS	2 800~3 350	126	1.59	0.50~10.00	12.5	39.2~46.0	1.40	>29.0	高压混相驱	水气交替	99	土壤、大气、地下水环境介质监测	15	85.0	100

类别

油藏埋深/m

地层温度/℃

地层原油黏度/（mPa·s）

渗透率/10^-3 μm²

孔隙度/%

原始地层压力/MPa

压力系数

混相压力/MPa

驱替方式

注入方式

CO₂体积分数/%

监测介质

提高采收率/%

一次封存率/%

注气规模/（10⁴t/a）

国外技术情况（韦本油田）

1 450

1.40

25.00

18.0

14.0

0.96

12.0

非混相驱

油管笼统注气

油井端气窜监测

55.0

100

国内技术情况（吉林油田）

2 400

1.85

6.37

12.8

24.5

0.98

22.8

非混相驱

油管笼统注气

CO₂泄露监测

78.6

胜利百万吨CCUS

2 800~3 350

126

1.59

0.50~10.00

12.5

39.2~46.0

1.40

>29.0

高压混相驱

水气交替

土壤、大气、地下水环境介质监测

85.0

100

开发特点	主要补能措施	实施目标	优点
坝砂未达混相	持续水驱增能	超前补能，注水提压达近混相	成本低
滩砂低能量	压驱快速补能	注入难度大井区，压驱快速提能达混相	压力提升快
已达混相区	持续气驱提效率	持续注气，提驱替效率、控含水	提产、高产
高CO₂井区	水气交替扩波及	地层压力高井区，优化交替参数保混相	稳产、提产

开发特点

主要补能措施

实施目标

优点

坝砂未达混相

持续水驱增能

超前补能，注水提压达近混相

成本低

滩砂低能量

压驱快速补能

注入难度大井区，压驱快速提能达混相

压力提升快

已达混相区

持续气驱提效率

持续注气，提驱替效率、控含水

提产、高产

高CO₂井区

水气交替扩波及

地层压力高井区，优化交替参数保混相

稳产、提产

影响因素	平方和	自由度	均方差	F	P_ci
总体指标	R²=0.99，P_ci<0.05
井网形式	0	3	0	0.247	0.861
井距大小	0	3	0	0.537	0.674
裂缝方向	0	3	0	1.126	0.410
渗透率	0.985	3	0.328	113 022.127	0
地层压力	0.006	3	0.002	739.124	0
注气速度	0.049	3	0.016	5 584.740	0
残差	0	6	0

影响因素

平方和

自由度

均方差

P_ci

总体指标

R²=0.99，P_ci<0.05

井网形式

0.247

0.861

井距大小

0.537

0.674

裂缝方向

1.126

0.410

渗透率

0.985

0.328

113 022.127

地层压力

0.006

0.002

739.124

注气速度

0.049

0.016

5 584.740

残差