综述：致密油藏提高采收率用CO2驱油技术：综述

《Energy Geoscience》：CO 2 flooding technology for enhanced oil recovery in tight oil reservoirs: A review

　　

致密油是重要的非常规油气资源，但受低孔低渗特征限制，常规开发方式采收率通常不足10%，提高采收率成为研究重点。CO2驱可通过降低原油黏度（降幅50%?80%）、促使原油体积膨胀（体积膨胀系数1.19?1.53）、实现混相及改善岩石润湿性等方式显著提升原油流动性与驱替效率，同时兼具碳捕集与封存（CCS）的低碳效益。针对致密油藏极低渗透率易诱发CO2窜流、扫油效率低的问题，研究人员提出了化学与物理辅助、CO2泡沫驱、重力辅助驱等复合技术体系。本文系统综述了致密油藏复合CO2驱技术的研究现状与发展趋势，分析了技术瓶颈与解决方案，并提出未来研究方向，为致密油藏产能提升提供参考。

本文主体分为致密油概述、CO₂驱基础理论与复合CO₂驱技术三大板块，各章节内容如下：

1. 1.
   致密油概述
   1.1 致密油定义与储层特征
   致密油指赋存于致密碎屑岩或碳酸盐岩中、未经历大规模长距离运移的石油资源，属非常规油气，需借助水平井体积压裂才能实现商业开发。储层岩性以致密砂岩、致密泥灰岩、致密碳酸盐岩为主，成岩作用强、非均质性强，基质渗透率平均低于0.1 mD，孔隙度平均低于10%。与传统储层相比，致密油藏孔喉细小、连通性差，流体需依靠裂缝网络渗流，开发成本高、初期产量递减快、最终采收率极低。

1.2 致密油分布与开发现状

全球致密油证实储量达6622×10⁹bbl，技术可采储量327.4×10⁹bbl，主要分布于俄罗斯、美国、中国、利比亚等国，其中美国巴肯组是全球最大产层。中国致密油多发育陆相沉积环境，与国外海相储层特征差异显著，技术借鉴性有限，近年来依托水平井分段压裂等配套技术，鄂尔多斯、四川、准噶尔盆地的致密油产量增长迅速。

1.3 致密油提高采收率技术

致密油藏天然能量匮乏，初始产能依赖水平井体积压裂构建复杂缝网。常用提高采收率方法包括化学驱（表面活性剂驱、聚合物驱、泡沫驱）、注水（低矿化度水驱、水气交替驱（WAG））、纳米流体驱及注气驱（N₂、天然气、空气、CO₂）。注气驱通过补充地层能量、降低原油黏度、改变岩石润湿性等机制发挥作用，是致密油开发的核心技术方向。

1. 2.
   CO₂驱基础理论
   2.1 CO₂驱模式
   根据地层压力与最小混相压力（MMP）的关系，CO₂驱分为混相驱、近混相驱与 immiscible驱三类：immiscible驱适用于地层压力低于MMP的重油、低压低渗致密油藏，通过增溶降黏改善流度比；近混相驱适用于难以达到混相条件的低渗轻质油藏，兼具溶解膨胀与降界面张力作用；混相驱要求地层压力高于MMP且界面张力为零，适用于中低黏度、均质性较好的储层。针对低渗储层MMP过高的问题，研究人员通过添加戊烷、乙烷与二甲醚（DME）混合气、醇类混合物等方式，可降低MMP 9%以上，提升混相能力。

2.2 CO₂驱微观机理

CO₂驱是多重机理协同作用的结果：一是降黏效应，CO₂溶解可显著降低原油黏度，原油黏度越高降幅越明显；二是体积膨胀效应，CO₂溶解使原油体积膨胀，提升其动能与流动性，高温高压条件下体积膨胀率可达40%；三是抽提效应，CO₂优先抽提原油中的轻组分，形成混相带，降低剩余油饱和度；四是降低界面张力，CO₂溶解改变原油组分，使油水、油气界面张力降至0.3 mN/m，降低流动阻力；五是改善储层物性，CO₂溶于水形成碳酸，溶蚀碳酸盐岩与胶结物，增大孔隙半径、提升渗透率，同时将岩石表面由亲油转为亲水，接触角变化幅度达40%?70%，可提高采收率4%?20%。

2.3 CO₂注入方式

常用注入方式包括连续注气（CGI）、周期注气、水气交替（WAG）与CO₂吞吐：连续注气操作简便、成本低，但易引发气窜；周期注气可延缓气窜、节省注气量，但多次作业推高成本；WAG可有效调控气体流度、保障均匀驱替，但流程复杂；CO₂吞吐无需连续注入，适合单井增产，但影响范围有限。不同注入方式需结合储层条件优化，当前已从单一注气向超临界CO₂注入、纳米颗粒辅助注入等多模式发展。

2.4 CO₂驱对致密油藏的适应性

致密油藏的孔缝结构、渗透率与裂缝发育程度决定CO₂扩散与扫油效率：渗透率越高，CO₂传质与原油渗流阻力越低；裂缝密度越大，CO₂沿缝网快速突进，易引发窜流，但高密度裂缝可提供更多渗流通道，提升压力传导效率。致密油藏存在微孔、中孔、大孔与纳米孔，CO₂主要通过扩散而非对流实现传质，优先动用大孔原油，纳米孔的强毛细管力会阻碍CO₂进入，同时产生分子筛效应，限制重质组分迁移，但高比表面积可增强CO₂吸附，利于碳封存。针对纳米孔负面影响，可采用CO₂吞吐、超临界CO₂注入或添加纳米颗粒、表面活性剂降低界面张力，兼顾驱油与封存。

1. 3.
   复合CO₂驱技术
   3.1 化学辅助CO₂驱
   3.1.1 聚合物辅助CO₂驱
   通过聚合物溶液增黏、凝胶封堵高渗层与裂缝，抑制CO₂窜流，较单一驱油采收率提升10%?20%。现场试验表明，该技术在裂缝性致密油藏中可有效抑制CO₂突进，新型耐酸聚合物微球在酸性环境下膨胀率达13.5%，封堵率95%，可使采收率提升21.03%。

3.1.2 表面活性剂辅助CO₂驱

表面活性剂可降低油-CO₂界面张力，促进混相形成，按亲水基团解离类型分为阴离子型（乳化能力强、耐盐性差）、阳离子型（酸性环境效果好、易吸附）、两性离子型（pH适应范围广、耐盐性强）与非离子型（耐高温高盐、稳定性好）。该技术可提升致密页岩油藏游离油采收率，强化基质烃类驱替。

3.1.3 增稠CO₂驱

通过添加含氟、烃类、硅烷类化学剂提升CO₂黏度，稳定驱替前缘，扩大波及体积，较常规CO₂驱采收率从8.07%提升至22.61%，水交替增稠CO₂驱采收率可达27.78%，且药剂用量可减少三分之二。

3.2 物理辅助CO₂驱

3.2.1 超声辅助CO₂驱

超声波通过振动剥离岩石表面油膜、促进CO₂溶解与原油裂解，将重质组分转化为轻质组分，降低MMP，同时减小黏土膨胀对孔隙的影响，促进微裂缝扩展。但超声波在地层中衰减快、作用范围有限，设备能耗高。

3.2.2 纳米流体辅助CO₂驱

纳米流体可吸附沥青质防止沉淀，填充大孔、改变岩石润湿性与乳化性能，抑制CO₂窜流，致密砂岩油藏采收率可提升7%?15%。纳米SiO₂与CO₂交替注入时，若段塞比为1:1，采收率可达67.65%，兼具降低界面张力、抑制CO₂指进的作用。

3.2.3 热辅助CO₂驱

借鉴超稠油CO₂辅助蒸汽驱技术，通过加热促进岩石溶蚀、改变润湿性、降低原油黏度，扩大CO₂扩散范围，大孔原油产出率提升7.30%，同时CO₂封存率提升4.49%。

3.2.4 CO₂/N₂混合驱

结合CO₂混相优势与N₂保压能力，采收率较单气驱高5%?15%。CO₂前置+N₂后续注入的段塞组合效果最接近纯CO₂驱，且可缓解腐蚀问题，N₂来源广泛，适合高渗、裂缝不发育、强非均质性储层。

3.3 CO₂泡沫驱

泡沫通过“掐断”“遗留”“液膜分裂”三种机制，在高渗通道形成贾敏效应，封堵窜流路径，扩大波及体积。静态评价采用发泡体积与半衰期计算综合参数，动态评价通过压差与摩擦系数判断封堵性能，泡沫辅助水气交替（FAWAG）为最优注入方式。表面活性剂类型决定泡沫性能：两性表面活性剂CO₂亲和力强，非离子表面活性剂发泡性能与亲水亲油平衡（HLB）值密切相关，复合表面活性剂体系耐温耐盐性与稳定性更优。

3.4 重力辅助CO₂驱

利用重力分异作用，注入的CO₂从顶部向下扩展，推动下部原油运移，延缓气窜，使CO₂分布更均匀，适合裂缝发育、强非均质性、倾角较大的储层。长庆油田侏罗系低渗储层试验显示，该技术使含水率下降35%、日产油量提升3倍；江苏油田试验表明，注入速率是平衡采收率与CO₂封存率的关键参数。

3.5 复合技术对比

化学辅助技术通过协同增黏、降界面张力提升扫油效率，但药剂成本高、耐温耐盐性受限；物理辅助技术通过物理场调控流体性质，无化学剂污染，但设备能耗高、作用范围有限；泡沫驱与重力驱分别适合高渗裂缝、大倾角储层。不同技术的采收率增幅为4%?22%，需结合储层渗透率、温度、矿化度、非均质性等特征优选适配方案。

1. 4.
   挑战与展望
   技术层面需解决CO₂抽提导致的沥青质沉淀堵塞、重力分异与黏性指进引发的早期气窜、低渗储层高MMP要求等问题；经济层面需应对CO₂酸性腐蚀设备、气源短缺与运输成本高的问题。未来需依托核磁共振（NMR）、CT扫描量化沥青质沉淀规律，研发抗腐蚀材料与化学添加剂，构建涵盖捕集、运输、注入、封存的全周期碳管理体系，完善碳市场激励机制，并通过跨学科创新揭示纳米级孔缝内CO₂-油-岩相互作用机理，结合人工智能优化注采参数，研发智能纳米驱油剂与CO₂协同技术，降低成本、提升致密油藏CO₂驱的经济性与安全性。