二氧化碳提高原油采收率与地质封存协同机制研究

芮振华 ,  刘婷婷 ,  温鑫 ,  孟思炜 ,  李阳 ,  Birol Dindoruk

Engineering ›› 2025, Vol. 48 ›› Issue (5) : 16 -40.

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Engineering ›› 2025, Vol. 48 ›› Issue (5) : 16 -40. DOI: 10.1016/j.eng.2025.04.005
研究论文

二氧化碳提高原油采收率与地质封存协同机制研究

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Investigating the Synergistic Impact of CCUS-EOR

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摘要

碳捕集、利用与封存（CCUS）是实现全球碳减排的关键技术路径，其中CCUS-提高原油采收率（EOR）技术作为最具经济可行性的CCUS方式，兼具原油增产与碳减排的双重优势。本文围绕CCUS-EOR技术全流程，系统分析了储层物性、流体特性及工程参数等关键因素对CO2驱油与地质封存效果的影响规律，并深入探讨其对采收率与CO2封存率的协同作用机制。本文将CCUS-EOR流程划分为CO2-EOR封存和CO2注入结束后的长期封存两个阶段；在此基础上，筛选了各阶段中影响CO2-EOR与封存效果的主控因素，并进行耦合分析。基于全生命周期与多目标优化框架，本文创新性地提出了一种面向全生命周期的CCUS-EOR协同优化方法，即多尺度技术经济评价方法，以全面评估CCUS-EOR项目的综合性能，从而实现CO2驱油与封存过程的多目标整体优化。最后，本文从多因素/多场耦合方法、新型绿色智能材料、人工智能与机器学习技术应用等方面提出了推进CCUS-EOR技术发展的建议。

Abstract

Carbon capture, utilization, and storage (CCUS) represents a critical technological pathway for global carbon emission reduction. CCUS-enhanced oil recovery (EOR) technology is the most feasible CCUS technology demonstrating dual benefits of enhanced energy production and carbon reduction. This study comprehensively described the key influencing factors governing CO2-EOR and geological storage and systematically analyzed reservoir properties, fluid characteristics, and operational parameters. The mechanisms of these parameters on EOR versus CO2 storage performance were investigated throughout CCUS-EOR processes. This paper proposes a coupled two-stage CCUS-EOR process: CO2-EOR storage stage and long-term CO2 storage stage after the CO2 injection phase is completed. In each stage, the main control factors impacting the CO2-EOR and storage stages are screened and coupled with rigorous technical analysis. The key factors here are reservoir properties, fluid characteristics, and operational parameter. A novel CCUS-EOR synergistic method was proposed to optimize the lifecycle performance of dual objective of EOR and storage. Furthermore, based on multi-objective optimization, considering the lifecycle, a multi-scale techno-economic evaluation method was proposed to fully assess the CCUS-EOR project performance. Finally, a set of recommendations for advancing CCUS-EOR technologies by deploying multi-factor/multi-field coupling methodologies, novel green intelligent injection materials, and artificial intelligence/machine learning technologies were visited.

关键词

碳捕集、利用与封存（CCUS） / CCUS-提高原油采收率（EOR） / CO2-EOR / 协同作用机理 / 多因素耦合分析

Key words

Carbon capture, utilization, and storage (CCUS) / CCUS-enhanced oil recovery (EOR) / CO2-EOR / Synergistic mechanisms / Multi-factor coupling analysis

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芮振华,刘婷婷,温鑫,孟思炜,李阳,Birol Dindoruk. 二氧化碳提高原油采收率与地质封存协同机制研究[J]. 工程（英文）, 2025, 48(5): 16-40 DOI:10.1016/j.eng.2025.04.005

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1 引言

全球气候变化已成为21世纪人类面临的最严峻挑战之一[1‒3]。碳捕集、利用与封存（CCUS）结合提高原油采收率（EOR）技术，是目前最具经济可行性且应用最广泛的CCUS解决方案，其工业减排贡献占全球碳捕集总量的77% [4‒5]。此技术通过将工业排放的CO2注入油气藏，基于CO2高效驱油实现原油增产的同时实现CO2的永久性地质封存（图1）[6‒7]。据国际能源署（IEA）统计，全球CCUS-EOR项目已累计封存CO2超4亿吨，相当于抵消1亿辆汽车的年排放量[8‒9]。CCUS-EOR技术不仅可以提高油气田开发价值，还可有效延长油气田的生命周期[10‒11]。CCUS-EOR通过技术创新与工程实践，为全球碳中和目标提供了环境正效益与经济可行性的系统性解决方案[12‒14]。

CCUS-EOR技术凭借其高注入性、强降黏能力及高效碳封存等优势，已形成较为完善的理论体系并进入工程实践阶段[15‒16]。此技术的应用已从易形成CO2混相驱替的中轻质原油油藏，逐渐转至资源储量丰富但开发难度较大的非常规油藏，大大提升了应用潜力并拓展了应用范围[17‒19]。近年来，处于建设、规划或运营阶段的工业级/大型CCUS-EOR项目数量稳步增长[20‒21]。通过长期的技术攻关和矿场实践，目前已在CO2驱油与封存机理、多相流体系渗流规律、开发方案优化方法、油藏经济评价等方面取得了巨大进展[22‒25]。然而，目前相关研究主要以驱油目标为主，封存目标则常被视为驱油过程的“副产品”。在全球碳中和目标驱动下，CCUS-EOR技术的实施路径亟需由增产单目标转向兼顾原油增产与碳减排的双目标策略，针对不同类型油藏的协同技术方案仍缺乏系统性研究。影响驱油与封存效果的因素/机理众多[26]，例如，注入气中非烃杂质含量越低，CO2驱油与封存效果越好；提采方面往往希望增强CO2流动性与溶解度、降低原油黏度以提高驱油效果，而封存方面则希望弱化CO2运移以保障长期封存稳定性。基于上述关系，本文提出可通过“单因素解耦-机制分类-多因素耦合”的思路拆解复杂因素下的多目标优化问题：首先对单一因素进行解耦分析；再根据影响机制分类，通过多因素耦合分析明确CO2-EOR与封存效果的矛盾性和一致性关系；最终采用协同方法以突出一致性并弱化矛盾性，实现CO2驱油与长期碳封存的双目标优化。

在实际应用中，储层物性、流体特性与工程参数三大类因素主导着CCUS-EOR技术的效果，具体表现为：①孔隙度与渗透率的非均质性是影响CO2高效驱替与长期封存的关键因素，但强非均质性会导致CO2窜流，降低采油效率并增加泄漏风险，阻碍CCUS-EOR技术的协同实施[27]；②储层内流体特性直接影响采油与封存效率，在储层温压条件下，CO2-原油-地层水的物理性质差异显著，且溶解作用引发的CO2-水-岩反应会导致矿物溶解或沉淀，进而改变孔隙结构[28‒29]；③CO2驱油与封存的工程实施过程中存在操作参数和技术选择上的矛盾，驱油阶段通常采用交替注入或连续注入CO2，以最大化油藏动用程度，但此类策略可能影响后续阶段封存的均匀性与稳定性[30]。上述挑战会进一步限制CCUS-EOR技术的适用范围，导致技术实施偏向“单一采油”或“单一封存”的目标。因此，基于现有理论与技术制定合理的协同策略，才能最大化CCUS-EOR技术经济效益。

本文系统综述了CCUS-EOR过程中驱油封存效果的关键影响因素以及协同技术对策的研究进展，分析了储层物性（渗透率、孔隙度、温压条件、矿物组成）、储层流体特性与注采工程参数对CO2驱油与封存的双重作用机制，深入剖析了各因素对驱油与封存协同效应的影响机理，并据此提出针对性的调控路径。此外，本文提出面向CCUS-EOR全生命周期的综合协同方法，基于CO2-EOR与封存的时间尺度特征划分技术阶段，分析当前多目标优化的局限性，并针对多场耦合机制认知不足、新材料与AI等新兴技术研发滞后等问题，提出未来研究方向。

2 CO2驱油与封存协同技术关键因素分析

2.1 储层物性

2.1.1 渗透率与孔隙度

渗透率是决定流体渗流动力学过程的关键因素之一，它显著影响CO2注入效率、波及范围、地层压力等关键参数。它也是影响原油采收率和CO2封存效率的关键因素[31]。Alfarge等[32]基于室内实验研究页岩油藏渗透率对CO2-EOR的影响，实验数据表明，随着地层渗透率的增加，CO2-EOR性能也会提高，但岩心渗透率与采收率相关性较低，如图2（a）[32]所示。Alfarge等[32]还分析了Three Forks、Upper Bakken、Middle Bakken、Lower Bakken地层的平均渗透率与采收率的关系。图2（b）[32]表明，不同地层的平均渗透率与原油采收率之间缺乏明确的相关性，这进一步证实渗透率与采收率之间相关性相对较弱[32]。不同研究人员关于适用于CO2-EOR储层的渗透率正向筛选标准存在较大的差异。Kovscek等[33]认为储层厚度与渗透率的乘积应大于10-14~10-13 m3。Al Adassani与Bai [34]对全球CO2-EOR项目的调研中发现，1.5~4500 mD（平均为209.73 mD；1 mD = 10-3 μm2）的渗透率范围是CO2-EOR油藏的正向筛选标准。近年来，CO2-EOR技术已成功应用于渗透率低至1 mD的储层[35]。若仅考虑均质渗透率对原油采收率的影响，忽略原油采收率与CO2封存的协同效应，则难以全面、准确地评估项目实施过程中可能面临的实际渗透率的影响[36]。

因此，渗透率的不确定性评价对CO2驱油与封存协同作用十分重要。Pan等[37]基于现有数据建立了Farnsworth单元（FWU）的孔隙度-渗透率关系，如图3（a）所示。此外，Pan等[37]对FWU开展了CO2水-气交替注入（WAG）的不确定性分析发现，累计产油量随渗透率增加而上升，并在基质渗透率为10.0~31.6 mD区间达到最大值[图3（b）和（c）]。而CO2净封存量则随渗透率增加而下降，并在10.0~31.6 mD区间达到最小值[37]，这表明渗透率对原油采收率与CO2封存率的影响呈现出显著的非线性特征。CCUS-EOR技术面临的主要挑战之一是储层非均质性会导致CO2早期突破，从而降低波及效率和封存效率[38]。目前，储层渗透率非均质性和各向异性对原油采收率和封存效率的影响已成为研究热点。Zhao等[39]研究了高渗通道/基质渗透率比（KR）对采收率与CO2封存的影响。模拟结果表明随着KR增大，储层非均质性增强，CO2的波及范围缩小，原油采收率与CO2封存率均下降。其中，相较于采收率，CO2封存效率对KR更为敏感（图4 [39]）。Wang等[40]分析了非均质性对CO2-EOR效果的影响，模拟结果表明，随着非均质指数VDP从0增至0.86时[其中VDP为Dykstra-Parsons渗透率变异系数，VDP = (k50 - k84.1)/ k50，k50表示50%的总样本具有更高渗透率时的渗透率，k84.1表示84.1%的总样本具有更高渗透率时的渗透率]，累积原油采收率从41.66%下降到3.89%，而CO2封存效率则从62.86%降至35.02%。在各向异性方面，当垂向/水平渗透率比值（kv/kh）从0.001增至0.1时，垂向波及效率提高，进而同时提高原油采收率与CO2封存率。但当kv/kh > 0.1时，重力超覆效应显著增强，导致原油采收率与封存效率显著下降。因此，在优化CO2-EOR过程中必须充分考虑储层非均质性与各向异性对原油采收率和CO2封存率的综合影响。

地层孔隙度是决定CO2-EOR项目成败的关键因素之一[41]。模拟结果表明，当孔隙度处于1%~10%范围内时，原油产量增加量与孔隙度呈近似线性正相关[41]。Seyyedi和Sohrabi [42]通过CO2混相驱替微流控实验可视化观察到在较大的孔喉结构中，CO2与原油的接触面积更大，萃取效果更明显，从而提高了CO2的驱油效率。针对孔隙度的筛选标准，Kovscek等[33]提出原油饱和度与孔隙度的乘积应大于0.05。Al Adassani和Bai [34]进一步提出适用于CO2-EOR的储层孔隙度的范围应为3%~37%。此外，Wang等[43]在基于Gassmann流体替代理论的CO2驱替岩石物理模拟发现，当孔隙度低于3%时，孔隙空间难以实现有效的流体替换，导致CO2驱油与封存的效率受限。

Zhao和Liao [44]评估了长庆油田CO2非混相驱油与混相驱油过程中渗透率与孔隙度对原油采收率及CO2封存潜力的影响，结果如图5所示。可以看出，CO2混相驱的采收率普遍高于非混相驱。对于非混相驱油，原油采收率与CO2封存率均随孔隙度增加而提高。而在混相驱油条件下，封存潜力随孔隙度增加而上升，采收率则呈先降后升趋势[44]。

研究表明，较高的孔隙度有利于提高原油采收率与CO2封存率[45]。Rezk等[46]通过构建人工神经网络（ANN）代理模型分析了孔隙度对驱油与封存的影响，结果表明当孔隙度从0.15增至0.25时，原油采收率与CO2封存率均呈上升趋势。此外，Chowdhury与Taghavi [47]发现，孔隙度的增加不仅能提升原油采收率，还显著增强了CO2在地层中的溶解能力，有助于溶解封存，从而提高CO2的封存率。

孔隙度与渗透率对CO2驱油与封存的影响主要体现在CO2的渗流行为、驱替效率及长期封存稳定性三个方面。在非均质储层中，不同孔隙度与渗透率区域的流体渗流特征存在显著差异，使CO2在储层中的运移路径复杂化，从而增加了准确预测CO2驱油和封存过程的难度。尤其在低渗透率储层中，非均质性易引发CO2指进现象，导致采收率与封存率下降。此外，渗透率主要控制CO2在储层内的突破时间与流体动力学特征，而孔隙度则影响着溶解封存与矿化封存的潜力。渗透率与孔隙度并非独立变量，二者对CO2驱替和封存机理的耦合作用仍亟须进一步定量表征。

孔隙度与渗透率是CO2驱油与封存的主要制约因素。需根据目标储层的渗透率与孔隙度特征优化CO2注入策略，以保障CO2有效渗流并提高原油采收率与封存能力。例如，在高渗透率储层中，可采用CO2-WAG注入、泡沫辅助CO2驱油等技术，以抑制CO2气窜，提高整体CO2驱油与封存率；在低渗透率储层中，则可引入超临界CO2（scCO2）或纳米流体辅助注入来增强CO2扩散能力，从而提高原油采收率。与此同时，多目标优化方法可以综合考虑孔隙度、渗透率、注入压力和温度等因素，对CO2注入策略进行优化。为提高储层表征精度，建议引入智能优化方法，结合人工智能（AI）与机器学习（ML），基于多尺度实验数据与数值模拟结果，优化孔隙度与渗透率分布的识别，提高对CO2驱油与封存的预测精度。深入理解渗透率与孔隙度对驱油与封存效率的耦合作用，有助于实现高效驱油与长期封存的协同优化，并提高CO2驱油与封存项目的经济性。

2.1.2 储层温度与压力

储层的温度和压力是影响CO2驱油与封存过程的关键热力学参数。它们通过调控CO2的相态特征、混相行为以及封存机制，决定CCUS-EOR过程的效率与稳定性[48‒49]。当储层温度与压力分别超过304.2 K与7.39 MPa时[50]，如图6（a）所示，scCO2的低黏度与高密度特性可显著降低原油界面张力（IFT）并增强溶解扩散能力[51]，如图6（b）所示，从而同时提高原油采收率与封存率[52‒54]。对全球207个混相CO2-EOR项目的统计分析表明，在scCO2条件下，采收率平均提升20%，溶解封存量提升40% [55‒58]。在达到超临界状态之前，温度和压力的升高有利于CO2向超临界相态转变，对提高原油采收率与封存率产生协同增益。在达到超临界态后，CO2的密度、黏度和在油水中的溶解度都随着温度的升高而减小，随着压力的升高而增大。CO2密度和黏度的增加能有效缩小注入流体与储层原油之间的密度差和黏度差，扩大CO2在地层中的波及面积，抑制气体沿高渗通道窜流，有利于提高原油采收率与CO2封存率[59‒61]，如图6（c）所示。在储层温度和压力条件恒定的条件下，提高CO2注入压力和加入CO2降混剂是增强CO2驱油与封存效果的常用手段[62]。储层温度和压力对CO2在地层水的溶解度具有显著影响，Ahmadi与Chapoy [63]发现CO2在水中的溶解度随着压力上升而增加，随温度升高而下降。因此，达到超临界状态后，温度升高对CO2驱油与封存均产生不利影响，而压力升高则同时改善两者。此外，在超高温（> 150 ℃）和高压（> 60 MPa）的深层储层中，CO2气窜风险加剧且混相压力阈值提高，导致驱油效果变差[64‒66]。在此类极端条件下，封存的CO2更易通过热对流或扩散发生运移与泄漏，因而必须确保盖层有效并实施持续监测[50,67]。

温度与压力对CO2-EOR与封存的影响主要体现在CO2密度、黏度和CO2在地层流体中的溶解度等物性参数的变化上。在达到超临界状态前，升高温度与压力能够显著增强原油采收率与封存的协同效应。在CO2转变为超临界相（T > 304.2 K, P > 7.39 MPa）后，温度继续升高将同时降低采收率与封存效率，压力升高则对两者均产生促进作用，导致温度和压力对采收率与封存性能的影响呈现彼此矛盾的关系。温度和压力对CO2-EOR与封存协同效率的影响取决于二者的相对权重：若压力占主导，则协同效应增强；若温度影响更为显著，则协同性减弱[图6（d）]。在超高温高压条件下（T > 150 ℃, P > 60 MPa），CO2封存稳定性与原油采收率均出现下降，此类储层不再适用于开展CO2-EOR与封存作业。此外，更高的压力条件易使CO2突破储层破裂压力，引发CO2泄漏与运移，影响CO2封存安全性。图6（d）示意了温度与压力变化对CCUS-EOR协同强化的影响规律。当前的关键挑战在于如何根据储层温度和压力条件筛选适宜的CO2-EOR与封存目标、准确评估封存能力与原油采收率，以及预测不同温度和压力条件下CO2在注入过程中的运移与演化行为。

因此，储层温度与压力条件既是CO2-EOR与封存的限制因素，同时也是其驱动因素。封存容量的准确评估与CO2注入策略的设计，应以目标储层条件为基础，确保CO2能以超临界状态进入储层，同时改善CO2与原油的混相性，从而最大限度地提高原油采收率与CO2封存率。此外，在保障封存安全（注入压力低于盖层破裂压力）的前提下实现封存容量最大化，应提高CO2压力并降低其温度[66,68‒69]。因此，在选址时应优先考虑温度较低、地层压力较高的地质储层。然而，储层压力不宜超过原始地层压力，以防止盖层破裂和CO2泄漏。此外，集成AI驱动的地下、地表及大气层的多维度监测技术，可实现CO2泄漏与储层压力的实时监控，在保障盖层完整性的同时，能够有效提升封存安全性与原油采收率。

2.1.3 储层矿物性质

储层矿物组成对CO2驱油与封存的协同过程具有重要影响。对于CO2封存而言，矿化封存因可以永久性封存注入的碳而被认为是最安全的长效封存机制，储层的矿物封存潜力取决于含钙、镁、铝、铁等活性矿物的丰度；这些矿物的含量越高，其封存潜力越大[70‒72]。几种典型活性矿物组分与CO2的反应路径如图7（a）[73]所示。沉淀物的成核与生长控制着整体矿化速率，其过程受温度、压力、流体化学性质、矿物组成及反应时间等因素影响。图7（b）显示了CO2矿化反应的典型条件，温度影响矿物的溶解与沉淀速率、矿物相变及晶体结构稳定性[74]。在油藏中，参与CO2溶解-沉淀反应的矿物主要为碳酸盐矿物（如方解石、白云石）和硅酸盐矿物（如长石、黏土矿物）[75]。在酸性条件下，碳酸盐矿物发生全等溶解，释放出Ca2+、Mg2+等离子；而硅酸盐矿物则发生非全等溶解，形成次生矿物（如高岭石、石英）及Al3+等可溶性离子[76‒77]。溶解过程中释放的金属离子与碳酸根离子结合形成次生碳酸盐沉淀，实现CO2的长期矿化封存[78‒79]。常见的沉淀物包括方解石和菱镁矿（MgCO3）[80‒81]，如图7（c）所示。CO2注入储层后会发生原生矿物溶解和次生矿物生成的动态过程。CO2溶于地层水生成的碳酸与矿物发生溶解反应，生成次生孔隙网络并扩大孔喉尺寸，从而改善储层物性；与此同时，水岩反应改变岩石润湿性，促进原油脱离岩石表面，降低残余油饱和度，因此该过程对CO2驱油和封存率具有协同增益效果[82‒83]。原生矿物溶解所释放的金属离子与碳酸根离子（CO32-）结合形成相对稳定的次生碳酸盐矿物，有利于CO2矿化封存；但生成的次生沉淀物（如方解石、硅质胶结物）也存在堵塞流动通道的风险，从而影响原油采收效果[图7（d）]。综上所述，储层矿物引发的CO2-水-岩相互作用通过改善储层特性与流度比，间接提高了原油采收率与封存能力，而矿化反应则提升了CO2封存效率与稳定性。然而，实现长期封存需综合考虑矿化封存和酸蚀导致的泄漏风险，通过优化注入参数，可平衡驱油效率与储层伤害，实现高效驱油与安全封存[84‒86]。

在实际储层中矿物性质对CO2驱油与封存的影响极其复杂，一方面由于储层岩石矿物组成多样且多数非均质性强，导致现有的技术手段无法精准表征各类矿物对CO2驱油与封存效果的贡献，且常规实验方法的时间和空间尺度都十分有限，无法实现对真实地层和长时间尺度的CO2溶解-矿化全过程规律表征；另一方面，油气藏中各种岩石矿物处在油-气-（盐）水三相环境中，原生矿物溶解和次生矿物再沉淀的影响因素复杂，矿物的溶解和沉淀过程对储层物性的改变、沉淀生成后的微粒运移过程及其对储层物性的影响规律等也都难以准确描述[68,83]，这对精确评价矿物组分对CO2驱油与封存的影响规律产生了极大的阻碍。

因此，未来关于储层矿物性质对CCUS-EOR影响的研究，应着重表征不同储层矿物组分对CO2矿化封存的贡献率，揭示不同储层条件下油-气-水-岩多相体系反应过程中原生矿物溶解和次生矿物沉淀对CO2驱油和封存过程的作用机制。为此，亟须构建高精度流动-化学-热力学多场耦合数值模拟方法，结合人工智能方法精准描述长时间尺度下CO2多相体系与矿物组分的动态运移演化[86‒88]，从而实现对不同岩石矿物组分与CO2多相体系在多时间-孔隙尺度上的运移演化行为的定量精确描述，为协同优化高效增油-长期封存提供科学依据[89‒91]。

2.2 流体特性

2.2.1 原油特性

scCO2与地层原油接触后易溶解进入原油中，且其黏度远低于原油，因此可显著降低油相黏度并改善流动性，从而使更多的原油被携带出地层[92]。同时原油中的轻质组分会被CO2萃取，使气相被轻烃富集；然而，残余的胶质沥青质会导致原油流动性减弱，从而降低CO2驱替效率，过高的胶质沥青质含量会抑制CO2对剩余油的动用能力。因此，原油密度及黏度特性是影响CO2驱油与封存效果的关键因素之一[53]。

CO2在与原油接触过程中，与不同碳组分之间微观相互作用会对采收率及碳封存能力产生显著影响。根据碳数分布，原油可分为超轻组分（C1~C4）、轻组分（C5~C9）、中间组分（C10~C19）及重组分（C20+）[93]。CO2对超轻组分的萃取效率最高，可提取约53%的轻质饱和烃，使其迅速转入富CO2相，显著提升原油采收率。但CO2在原油中的滞留率较低，仅为5%~10%，不利于长期封存[94]；对于轻/中间组分，萃取率约为28%，扩散系数相对较低；对于重组分，CO2的扩散与萃取能力最弱，萃取率仅约9%。研究流程如图8 [95‒100]所示，首先，基于气相色谱解析原油组分特征；其次，在高压CO2条件下开展压力、体积、温度（PVT）实验以获得体积膨胀系数、黏度等关键参数，并确定最小混相压力；再次，结合分子模拟与岩心驱替实验，揭示CO2与不同原油组分的混相机理以其对原油采收率和封存率的影响；最终，构建储层尺度数值模型，研究不同原油性质对CO2原油采收与封存协同效率的影响[95‒98]。基于上述认识，可通过优化注入压力（如提升至10~15 MPa）以增强CO2的扩散能力，此时，中间组分的CO2的封存率可达15%~25%；重组分在孔隙空间中的竞争吸附能力较强，封存率可超过40%，因此重组分为CO2地质封存的主要载体[101]。此外，轻质油与CO2的最小混相压力较低（约8~12 MPa），易于实现混相，采收率可提高20%以上。而中/重质油的最小混相压力（MMP）较高（> 15 MPa），通常需加入助溶剂（如二甲醚）或将CO2注入压力提高至20 MPa以上，以优化混相条件，进而使原油采收率提升约5%~15%。综上所述，CO2-EOR的关键在于针对原油组分差异优化注入参数以最大化采收率，同时增强CO2在地层中的封存能力。

在较高储层压力条件下，当CO2与黏度低于10 mPa∙s的原油接触时，能够显著降低原油黏度及IFT，从而降低流度比并增大毛细管数，显著提升原油动用效率，在此工况下，采收率可提高12%~25%，同时实现约30%~45%的CO2封存率[102]。相比之下，向高黏油藏注入CO2难以显著降低黏度，原油流动性改善有限，导致采收率仅增加5%~12%，而CO2封存率也仅为18%~25% [102]。

当原油密度较低（< 0.8 g∙cm-3）时，易与CO2形成混相，驱替前缘更稳定，可显著提高原油采收率（18%~30%），CO2封存率可达35%~50% [103]。而高密度原油（> 0.9 g∙cm-3）难以与CO2混相，驱替效率下降，采收率仅增6%~15%，CO2封存率约为20%~30%。混相驱是最大化采收率与CO2封存量的关键。当注入压力接近或高于MMP，封存率可提升至40%~55% [104]。密度低于0.87 g∙cm-3的轻质原油在CO2溶解后易形成可混合相[55]。原油密度可用API度（美国石油学会制定的API，用于衡量原油相对于水的密度）进行定量评估。研究表明，在埋深为760~3700 m的储层中，当API度介于29~48时，更宜CO2注入与封存，由于混相驱通常最为高效，故建议遵循既定的筛选标准[33]，大量实验室研究表明API度应大于22，且黏度应低于约5 cP（1 cP = 0.01 mPa∙s）。同样，碳链长度为5~12的烃类组分占比较高更有利于原油与CO2的混相。与芳香烃化合物相比，较高比例的直链烷烃更有利于实现混相[33]。此外，较低沥青质含量的原油可减少CO2在沥青质组分上的吸附，提高波及效率；而沥青质沉积则可能堵塞孔道[105]。

随着原油中轻质与中间组分含量增加，即增加与CO2混溶性，对CO2驱油采收率有正向驱动作用。在CO2前缘抵达生产井之前，由于原油中重组分含量较高，CO2与原油的混相性较差，导致原油采收率下降，但此阶段储层内CO2的封存率基本不受原油组成的影响。在CO2驱替前缘到达生产井后，原油中重组分含量的增加会导致CO2与原油混相难度增加，不仅降低原油产量，还会导致大量CO2随原油一同采出。

本节立足于原油物性，从降低黏度、组分萃取、是否混相方面分析了其对CO2驱油与封存协同的影响规律。总结相关研究中存在的问题主要包括如下4个方面：

（1）碳组分对CO2萃取与混相性的影响尚需进一步深入研究。CO2对超轻与轻烃的高效萃取会使CO2富集轻烃，这尽管可提升原油采收率，但也降低了CO2在储层中的滞留率，不利于长期封存。中间组分的萃取率较高，但其扩散缓慢，导致CO2封存量相对有限。

（2）重组分与沥青质对CO2-EOR与封存的组合效应尚需进一步深入探讨。CO2在萃取轻烃化合物的同时，可能导致重组分与沥青质含量升高，从而降低接触原油的流动性。然而，胶质沥青质与重组分也为CO2提供了一定的溶解封存容量。

（3）CO2-EOR中由于重力因素导致的复杂多相流动与传质机制仍不明确。低密度原油易形成混相，使得波及前缘能够稳定推进；高密度原油与CO2难以混相，与超临界CO2易形成气体超覆，CO2难以接触原油，导致驱替效率下降。

（4）CO2长期注入过程中易发生气窜，且难以有效控制。即使原油轻组分含量高、易与CO2形成混相，但随着CO2注入的进行，中/重组分占比逐渐升高，仍会导致波及效率与原油采收率逐步下降。因此，必须在CO2注入的中后期阶段优化CO2与储层流体之间的流度比。

未来研究应重点关注以下两个方面：①提升高黏度、高密度及高重组分含量原油的驱替效率。可结合AI技术，基于原油组成（即筛选适宜的候选储层-流体体系）等影响性能的关键驱动因素进行优化/筛选，促进CO2的溶解，并据此开发针对提高原油采收率与碳封存效率的协同化学体系。②阐明原油各碳组分与CO2的微观相互作用机制，重点关注饱和烃、芳香烃、胶质与沥青质等组分的溶解、萃取与吸附行为。可借助ML构建可解释的预测模型，刻画不同组分与CO2的相互作用规律，为混相控制、流度比优化与封存效率提升提供定量依据。

CO2-EOR与封存的协同效率受原油密度、黏度和碳组分的显著影响。根据三维散点图的颜色分布特征，最优协同区间对应于中等密度、中低黏度及轻-中碳数的原油类型。在此条件下，CO2溶解度高，驱油和封存能力强。高密度、高黏度、重组分原油则为最不利协同区间，CO2在此类原油中的混相驱替能力显著减弱。中等黏度和密度原油处于过渡区间，其协同效果受温度、压力及CO2注入方式等多种因素调控。为进一步提升CO2驱油与封存效率，可考虑引入CO2增溶剂、降黏剂或纳米增强技术等手段。

2.2.2 地层水

CO2在地层水中的溶解度直接影响CO2溶解封存容量，而地层水矿化度是影响CO2溶解度的关键因素之一[106]。低矿化度有利于CO2溶解，提高水相封存能力，而高矿化度则因盐析效应导致溶解度下降，从而降低封存能力[107‒108]。溶于水中的Na+、Cl-等离子通过扰动氢键网络，改变水分子的缔合结构，从而削弱CO2与水分子之间的相互作用，降低CO2在水中的溶解度。当盐度从0增至12 wt%时，CO2溶解度下降约30%~50%。这表明在高盐度储层中，CO2溶解封存能力会受到一定限制，因此必须考虑其他封存机制，如矿化封存或束缚封存，以提升封存效率[109]。

地层水的pH亦影响CO2的溶解度，其作用机制与盐度有所不同。随着pH值降低，储层岩石表面通常带负电并吸附氢离子，促进CO2水解，从而增强CO2在地层水中的溶解能力[110]。在低pH（2~5）条件下，CO2在纳米孔隙水中的溶解度可达宏观体系的1.3~1.6倍；而在较高pH（7~9）条件下，其溶解度接近宏观体系，这表明酸性环境更有利于CO2的溶解与封存，碱性环境则会抑制CO2溶解，使其更易以游离气体或与矿物结合形式存在[111]。如图9 [109,112‒114]所示，现有研究首先定量刻画矿化度与pH对CO2溶解度及CO2-水 IFT的影响；继而通过微观实验与分子模拟阐释CO2在水中的溶解-扩散机理，并构建CO2与地层水性质耦合的溶解-扩散储层数值模型；进一步评估不同地层水特性对封存形态与封存稳定性的影响；最终揭示地层水特性对CO2驱油与封存协同效率的作用机理。

CO2与地层水中离子反应生成矿物沉淀进而影响孔隙结构。地层水中的离子组分（如Ca2+、Mg2+、Na+、Cl-、SO42-等）可与CO2形成碳酸盐平衡体系，影响矿物的溶解-沉淀过程。CO2溶入地层水后使pH值降低，可诱导碳酸盐矿物（如方解石）溶解并释放Ca2+，促进碳酸盐沉淀，从而改变孔喉结构，导致渗透率升高或降低[115]。轻微矿物溶解可使孔隙度增加2%~5%，采收率提升2%~5%。当Ca2+浓度超过20 000 ppm时，会发生严重沉淀与孔隙堵塞，导致渗透率下降5%~30%、采收率降低3%~10%，但能促进矿物封存，使碳封存率提升10%~30% [116]。

地层水的盐度是CO2驱油与封存的关键影响因素。低盐度环境有助于提升CO2的溶解度，从而增强溶解封存能力并提高封存效率[117]。CO2在水中的溶解度与扩散行为会影响储层渗流特性，因此低盐度地层水条件有利于提升原油采收率；相比之下，在高盐度储层中，CO2溶解度较低，更易形成游离相气体，这不仅可能削弱封存效果，还会增加CO2泄漏风险[118]。因此，实际应用中应根据地层水盐度优化CO2注入方式，在高盐度条件下，应提高注入压力以维持CO2的超临界状态，减少溶解损失，增强体积膨胀效应，并抑制黏性指进；而在低盐度条件下，CO2更易溶解于水，形成碳酸水。因此，与地层水性质相匹配的注入参数能够实现封存和原油采收率高效协同[119]。

CO2矿化封存是油气藏驱油结束后逐步形成的碳封存状态。地层水中的Ca2+、Mg2+是影响CO2矿化封存能力的重要因素。地层水中的Ca2+、Mg2+矿化度越高，CO2矿化封存速率理论上正向增加。然而当地层水矿化度较高时，在注水过程中会出现明显的盐析现象导致地层孔喉堵塞，导致CO2容易从高渗通道通过，降低CO2波及效率与原油采收率[49]。

CO2与地层水中离子发生反应可能导致碳酸盐矿物沉淀。轻度溶解有助于改善孔隙结构，而大量矿物沉淀则会导致孔隙堵塞，降低原油采收率。盐析沉淀对CO2-EOR与封存效率仍具有双重作用。总体而言，CO2在地层水中的溶解、沉淀、运移和演化过程较为复杂，多相流与界面效应对于封存效果与原油采收率的影响机制尚未完全明晰。因此，需加强对相关机理研究以提升CO2-EOR与封存之间的协同性。进一步的研究应聚焦于CO2注入储层过程中CO2多相体系的运移和演化规律，揭示其微观作用机理。

2.2.3 注气组分

尽管大量室内实验与数值模拟已证实CO2注入在提高原油采收率与封存方面的协同效应，但现有研究多聚焦于纯CO2的驱油封存，忽略了注入气体中杂质（如N2、SO2、CH4及轻烃组分）对储层流体相态与长期封存安全性的影响[120‒121]。在油田现场，为实现低成本注气，常采用非纯CO2注入策略，包括CO2-烟道气注入、CO2-伴生气协同注入等方案[56,122]，因此需分析注气组分对驱油与封存协同技术的作用机制。

（1）CO2-烟道气注入。烟道气作为燃煤电厂等工业过程的典型废气，因来源广泛性与捕集经济性优势，其直接注入技术已被应用于CO2驱油与封存项目[123]。烟道气组分除主体CO2外，通常含有N2、SO2等惰性或酸性气体组分，这些组分的物理化学作用会显著影响CO2驱油封存效果。例如，烟道气中的杂质组分会改变CO2-原油体系相平衡状态[124‒125]，降低CO2与原油之间的混相能力，进而导致原油采收率下降。其次，N2等惰性气体的存在会降低CO2超临界相的密度，减弱流体的压缩性[124‒125]，降低孔隙内有效的CO2封存空间利用率，同时加剧CO2在浮力作用下的羽流效应。在非均质储层中，羽流的横向扩散范围扩大可能导致盖层界面处的局部压力积聚，特别是当SO2等酸性气体与地层水反应生成酸性流体时，会加速盖层矿物的溶解蚀变，导致盖层孔隙度增加、突破压力降低，严重威胁储层封闭完整性[126]。因此，实施烟道气注入前需通过多尺度地质建模重新进行地质、工程评估，以量化杂质组分对驱油封存协同效应的影响，合理控制烟道气的注入比例。

（2）CO2伴生气协同注入。CO2-伴生气协同注入有助于实现原油高效开发和降低伴生气处理成本的双重目标[120]。伴生气的主要成分为烃类气体，也包括气窜后从生产井产出的部分CO2。值得注意的是，伴生气组分会影响其与原油之间的相行为，部分组分含量过高可能对驱油效果产生不利影响[127]。尤其是压力与MMP相近的储层，这种不利影响会改变CO2的驱替形式进而大幅降低采收率和CO2封存率。例如，作为伴生气主要成分的CH4，注入储层后会增加原油的饱和压力，导致在原油中的CO2溶解度变差，进一步降低混相能力导致驱油效率下降并降低CO2溶解封存率[124]。而伴生气中的其他轻烃组分（如C2~C4）可以与原油以任意比例直接接触形成混相，有助于降低MMP，不仅能使采收率提高，还在驱替原油后增大了CO2封存空间，提高CO2封存率[129]。另外，随着油田开发进行，伴生气组分不断变化，产出气组分往往由轻烃气体主导逐渐转向CO2。因此，在不考虑伴生气处理的条件下，确定合理的注气组分调整策略对CO2驱油封存意义重大。图10展示了含杂质CO2注入的相关研究结果[130‒132]：非纯CO2-原油最小混相压力通常采用细管实验测定[131]，如图10（a）所示；Yang等[130]通过选取多目标井，基于细管实验获得的驱油效率与界面张力结果确定了不同CO2驱替形态的压力范围，结合实际储层压力明确了CO2注入浓度下限，如图10（b）所示；在此基础上之上，Wen等[132]采用数值模拟方法对油藏进行网格剖分，精确表征了CO2-伴生气协同注入条件下混相带的动态展布过程，有助于优选最佳注入条件，如图10（c）所示。总之，CO2-伴生气协同注入的关键在于根据实际油藏条件合理平衡驱油封存效率和伴生气处理界限。

图10（d）展示了注气组分中CO2纯度对驱油封存协同效果的影响规律。假设储层为封闭状态，即原油采出量与CO2封存量处于动态平衡状态。无论注气体组分中是非烃类杂质（N2、SO2等）还是含轻烃类气体（以CH4为主），CO2纯度降低均不利于注入气体与原油的混相。当CO2纯度高于临界值时，有利于实现混相驱替，基于较高的驱替效率与波及体积的特征，CO2驱油封存的协同效果较好。反之，在非混相驱替条件下，协同效应减弱。

目前现场很难兼顾实现CO2采收封存效果与伴生气/工业废气高效处理两个目标，部分油藏由于储层压力条件与CO2原油之间的MMP相差很大，在高额产出气/伴生气处理费用的条件下，这种非纯CO2注入会大幅度限制CO2驱油增产与封存潜力。为扩大非纯CO2应用适用性，未来可将研究重点放在改善非纯CO2-原油之间的相行为，如采用高效低成本化学剂进行辅助调控，形成低成本废气处理技术等，这对CO2驱油封存协同技术的发展具有重要意义。

2.3 工程因素

2.3.1 注入和采出速率

适宜的注入/采出速率有助于在加压体系中快速建立混相条件。当注入速率较高时，CO2-原油体系的压力前缘可快速达到MMP，形成混相驱，两相IFT降低，提高CO2在油藏孔隙中的微观驱油效率[133]。现场试验研究显示，当注入速率超过0.5 PV∙a-1（此处PV为孔隙体积）时，储层中的混相程度显著提升[134]；另一方面，对于厚层油藏，较高的注入速率可以有效地抑制重力分异引起的气体超覆作用，提高波及体积[135‒136]。然而在非均质储层中，过高的注入速率可能导致黏性指进与气体过早突破等负面问题[137]。

对封存过程而言，注入速率对封存效率的影响与封存阶段有关。封存阶段可以分为短期封存（注气阶段）与长期封存（关井阶段）[138]。在短期封存阶段，持续注入CO2会提升储层压力，增加盖层破裂风险。注入和采出速率与储层压力梯度呈正相关，需维持安全的井底压力[139]。在长期封存阶段，注入速率主要影响束缚封存和溶解封存。较低注入速率可增强以毛细管力为主导的束缚封存，但会相应延长注入周期，增加注入成本和管柱腐蚀风险[140]。已有部分实验室研究探讨了注入速率与CO2驱油和封存之间的关系[64,141‒143]，如图11 [144]所示，当原油采收率增幅趋缓时，CO2封存率急剧下降；更高注入速率在提升原油采收率的同时，会导致CO2封存率降低[144]。

最佳注入/采出速率取决于储层类型。对于均质高渗储层（K > 100 mD），建议较高速率（0.8~1.2 PV∙a-1）注气使CO2与原油快速达到混相，调整驱替前缘，从而获得较高的驱油效率。在此类储层中，束缚封存和溶解封存对注入速率的敏感性较低[145]。研究表明，针对非均质/裂缝型储层（如碳酸盐岩储层），较低速率（0.2~0.4 PV∙a-1）可有效抑制气窜，提升波及效率。同时，可采用脉冲式注入（高/低速率交替）以进一步缓解黏性指进[24]。对页岩/致密储层，超低速率（0.05~0.1 PV∙a-1）有助于防止盖层破裂，并有利于提升束缚封存和溶解封存效果。对于水力压裂储层，建议通过人工裂缝网络实现最高0.3 PV∙a-1的局部注气速率。国内外的驱油与封存项目已提供实证参考[146]。例如，加拿大Weyburn油田的注入速率为0.35 PV∙a-1，实现了25%的采收率提升与80%的封存效率[147]。吉林油田将注入速率由0.2 PV∙a-1调整至0.3 PV∙a-1后，原油采收率提升18% [148]。图12 [149]表明均质与非均质储层中CO2注入速率和最终采收率/封存效率之间的关系。在均质储层中，较高的注入速率通常保证更高的采收率，然而，在非均质储层中，需要较低的注入速率以延缓气窜。CO2封存率随注入速率升高而下降，需通过速率优化在原油采收率与CO2封存目标之间取得平衡。

在CO2注入与封存全过程中，可根据原油采收与CO2封存的具体目标在不同阶段动态调整注入速率。在注入初期，CO2与地层油存在明显的驱替界面，地层压力梯度低，此时应当以高速率注入CO2，以建立较大的驱替压差，使系统快速达到混相状态。在注气中期阶段，可以适当降低注入速率，降低气窜突破和盖层破裂风险，达到进一步扩大波及范围的目的[150]。在注气后期，采收率已经到达平台期，进一步采油难度较大，建议进一步降低注入速率以强化束缚封存和溶解封存，提升CO2封存稳定性。除此之外，还有研究者基于油藏实时压力、产气监测数据，利用强化学习技术动态调整速率，可使封存率进一步提升10%~15% [151]。表1 [152‒154]汇总了不同类型储层中CO2注入速率区间、对应的采收率增量以及最终封存效率。

从经济角度分析，较高注入速率或较长注入周期均会增加压缩机功耗与能耗成本。相反，长期低速率注入则会加剧管道腐蚀现象，增大CO2泄漏风险。目前研究多聚焦于注入速率对采收率与CO2封存的影响，而对于速率调控潜在成本的评估仍显不足[155]。

受尺度效应影响，实验室测定的注入/采出速率、气窜时间、岩石孔隙度与渗透率等参数与现场实际情况存在显著偏差。即便依据相似准则将实验室结果外推至现场尺度，相应误差也会同步放大，因此实验室给出的最优速率值在放大至现场应用时缺乏普适性[156]。其次，注入速率本身与注入压力之间存在相互影响的关系，因此注入速率对驱油封存的影响机制难以从注入压力的影响中分离出来而独立分析。此外，目前大部分油藏在CO2封存全周期的注入速率并非恒定，但在具体的研究中仍然以定速率研究为主，对不同速率组合及变速率时机对驱油封存的影响机制目前尚不清楚。在封存率的影响机制上，高注入速率削弱了毛管力主导的束缚封存作用，降低了束缚封存占比，增加了长期封存的潜在风险。同时，高注入速率缩短了CO2与岩石矿物的接触时间，减弱了矿化封存的效果，降低了长期封存的封存容量及封存稳定性。

面向未来研究，需综合考虑注入/采出平衡所致的注入/采出速率-压力耦合效应，在保障混相条件与封存效率的基础上，建立原油采收率与CO2封存率的多目标优化模型。通过深化束缚封存、溶解封存以及矿化封存等长期封存机理研究，优化注入速率，加速储层流体及矿物反应。考虑注入速率与采出速率的匹配关系，两者需协同维持稳定的驱替前缘，避免气窜或过早突破。

2.3.2 注入压力

注入压力主要通过改变储层压力分布、CO2相态及流体-岩石相互作用来影响原油采收率和CO2封存率。首先，不同压力下CO2呈现不同物理特性。研究表明scCO2可降低原油黏度（降幅达80%~90%）并抽提轻质组分，使微观驱油效率提升20%~40% [157]。其次，注入压力控制储层压力状态，影响CO2注入过程与原油的混相程度，最终影响原油采收率与封存率。对于非混相驱油，原油采收率与CO2封存率同注气压力的相关性更高。当注入压力达到MMP后，继续增加注入压力对原油采收率与CO2封存率的提升作用趋于平缓（图13）[37,158]。此外，注入压力对驱替稳定性具有显著影响。首先，高压可增加CO2密度和黏度，改善流度比，从而抑制黏性指进。其次，CO2密度增大可减弱重力超覆效应，且可提高垂向波及效率[159]。

在CO2地质封存过程中，注入压力对束缚封存、溶解封存和矿化封存都有重要影响。高压下scCO2占据大孔隙空间，压力降低后（如停注阶段）被毛细管力捕获为残余相，占比可达30%~50%；高压促进CO2溶解于地层水，且溶解度随压力线性增加；高压加速CO2与碳酸盐矿物反应生成碳酸盐，长时间的高压环境可以缩短矿化反应需要的时间。Oyagha等[160]指出，CO2溶解封存是一种长期且稳定的封存方式，而增压过程是促进CO2-液体体系（由密度差驱动）溶解的关键因素。但另一方面，过高的压力会导致盖层破裂，因此最大允许注入压力一般设定为破裂压力的0.7~0.9倍，避免诱发微裂缝[161]。对高渗透性砂岩而言，主要目标是实现混相驱油与高封存率，建议压力范围为1.1~1.2 MMP < P < 0.8 Pfrac（其中，Pfrac为地层破裂压力）。对于低渗透性/页岩储层，应缓慢升高压力至MMP；可利用裂缝扩展提高波及效率，并考虑纳米流体注入以增强束缚封存。在注CO2过程中，还应当注意储层压力的保持，通过WAG抑制气窜，维持地层压力接近MMP，同时控制采出液速率，避免压力快速下降已成为重要的优化途径[162]。既往研究还表明，对于非混相驱油，较高压力有利于提升原油采收率和CO2封存效果。然而，当压力超过MMP后，这种正向效应逐渐减弱（图14）[163]。

注入压力主要受CO2-原油相互作用的影响，其界限的确定围绕MMP确定，而不同油藏的MMP差异很大，因此难以确定一套统一的标准来衡量采收率/封存率随注入压力的变化趋势。其次，由于油藏MMP受原油组成、温度等储层条件的影响，以现有经验公式对油藏复杂组分原油MMP的预测精度仍然不足，压力过低导致非混相注入，过高则增加压缩机成本，同时增大储层和盖层破裂的风险。此外，注气压力影响下的CO2-原油-地层水的多相流动机制仍然不明确，压力场变化引起的界面张力、相渗以及毛管力变化及其耦合作用尚未完全量化。注气压力对封存率的影响主要反映为封存形式的动态变化，以及压力与封存容量的矛盾关系。油藏压力场的变化影响游离态、溶解态、束缚态和矿化态CO2之间的转化方向和转化速率，而这种转化难以实时进行预测。

基于以上考虑，未来可开发基于机器学习的MMP预测模型，以进一步提升MMP的预测精度。需通过微观实验与数值模拟相结合，深入探究孔隙尺度下CO2-原油-水多相流的微观作用机理。建议建立多场耦合地质力学模型，精确预测注入压力对盖层的影响，在保障盖层完整性的前提下提升储层CO2封存容量。

2.3.3 注入方式

目前主要的CO2注入方式包括连续气驱、WAG、重力稳定驱及CO2吞吐。连续气驱通过连续注入CO2形成气驱前缘，通过降低原油黏度、使原油体积膨胀和混相驱替降低残余油饱和度，而CO2以游离态和溶解态滞留于储层孔隙中[164]。该法适用于均质、渗透率大于100 mD、倾角小且可采用较高注入速率的储层，确保注入后前缘压力快速达到最小混相压力。该方式容易因大流度比而造成黏性指进现象，同时如果储层非均质性太强易造成气窜，波及系数下降。该方式在一定程度上可以提高原油采收率，但难以实现较高的CO2封存率。例如，美国二叠纪盆地采用连续气驱使采收率提升18%，但封存率仅为55% [165]。WAG通过交替注入水和CO2，利用水段塞调控流度比、抑制气窜、扩大波及体积，同时促进CO2溶解封存并强化束缚封存。在WAG注入情况下，最佳注入压力需略高于MMP，适用于非均质中等渗透率（10~100 mD）储层。通过合理优化水-气段塞比和注入周期，可实现更高的原油采收率和CO2封存率。合理的水-气段塞比通常为1∶1至3∶1之间。短周期注入有利于减弱重力分异影响，而长周期注入则有助于压力恢复。一些研究揭示了不同CO2注入模式中水相含量对原油采收率与CO2地质封存的影响（图15）[166‒173]。水饱和CO2（wsCO2）是指含水5%的CO2，碳酸水注入（CWI）是指含水大于85%的CO2。结果表明，含水50%~75%的CO2注入最适于协同优化原油采收率和CO2封存效率[166‒170]。重力稳定驱主要适用于大倾角储层，由于CO2在构造顶部形成稳定的气顶（Gautam等[171]认为在某些轻质油储层中，正如所示，CO2也可能下伏于含油带），因此，其主要封存机理是依托构造上部封存（图16）。该方法要求储层倾角大于5°，确保重力分异占主导地位，且垂向渗透率与水平渗透率的比值大于0.1以有利于垂向流动。通常情况下，采用低速注入（0.1~0.3 PV∙a-1）以避免破坏重力平衡。针对超低渗透率/致密储层，CO2吞吐通过周期性压力变化萃取原油轻质组分。在焖井阶段，CO2扩散作用是微纳米孔隙原油采出与实现碳封存的主要机理[172]。

针对不同类型储层，应采用不同的CO2注入方式，包括连续气驱（CGI）、WAG、重力稳定驱以及CO2吞吐等。各注气方式的关键参数体系各异，衡量标准不一，因此，难以形成一套统一的参数范围界定标准。此外，不同注入方式均存在特定适用范围与局限性，如WAG虽能提升波及效率，但可能减少游离态CO2封存量；CGI虽具较高的CO2封存能力，但存在气窜风险[173]。此外，注入方式的改变会引起储层压力分布发生变化，可能诱发盖层微裂缝发育或断层活化，而现有模型难以对百年尺度的封存安全性做出可靠预测。为此，建议将机器学习与实时监测数据结合，发展智能自适应注入技术，根据工况动态切换注入方式（如CGI/WAG切换）。有必要构建完整的地质力学-地球化学-渗流多场耦合模型，以定量评估不同注入方式对矿物封存与裂缝延伸的影响。实际上，原油采收与CO2封存过程受前述多项工程参数的综合影响。其耦合作用机理如图17 [129,158,174]所示。

3 CCUS-EOR多因素耦合分析及解决方案

相比传统CO2驱油技术，CCUS-EOR协同技术具有长期时间尺度和多过程耦合特性，不仅涉及CO2注入驱替原油过程，还包括CO2在地层中的长期封存过程，其中CO2封存过程可基于封存机理分为物理封存和化学封存[175]。目前针对CCUS-EOR全生命周期阶段的划分方法主要分为驱油侧重型和封存侧重型两类，前者根据注采阶段划分，即分为CO2注入驱油阶段，油藏枯竭后仅CO2注入阶段以及后期CO2静态封存阶段[176‒177]；后者依据CO2封存形式分类，即分为物理作用下CO2封存阶段（束缚封存、构造封存）和长期化学作用下封存阶段（溶解封存、矿化封存）[178]。基于CO2驱油与封存协同技术理念，本研究将CO2-EOR全生命周期重新简化为两个阶段，以CO2注入结束时间为界，将CCUS-EOR全生命周期划分为CO2-EOR封存阶段与CO2长期封存阶段。

CO2-EOR封存阶段是指超临界CO2注入储层后，在高温高压条件下与原油发生混相或非混相作用，进而驱替原油的过程。注入的超临界CO2持续溶解于原油中，降低原油黏度、提高其流动性，显著提升驱油效率。原油被采出后，CO2填充储层的多孔介质空间，在维持油藏能量的同时实现CO2的物理封存。此外，部分CO2溶于地层水并与岩石发生反应生成化学沉淀，在实现构造封存和束缚封存的同时可能改变储层孔喉形态[179]。在此阶段，为实现提高原油采收率的目标，往往需要注入大量CO2以保证波及体积和驱油效率。因此，此阶段结束后，CO2在油藏中的运移距离较远。

CO2长期封存阶段是指超临界CO2进入地层后，与水及岩石发生化学反应，实现矿化封存[180‒181]。此阶段储层内原油几乎处于枯竭阶段，大量注入的CO2与水和储层岩石之间的化学作用形成矿化封存，并成为主导封存形式。然而，受储层倾角等因素影响，CO2可能进一步表现出羽流行为。最终，经过长期的物理运移与化学反应，CO2可在储层中实现安全、稳定的长期封存。

上述两个阶段构成了CCUS-EOR全生命周期协同技术的基础，优选影响各阶段驱油封存效果的关键因素，分析不利影响下的有效技术方案与组合，可为矿场规模下的CO2驱油封存项目提供指导。表2对上一节中CO2-EOR与封存协同技术的单因素分析结果进行了归纳总结，剔除人为难以调控的因素（如储层温度、矿物性质以及地层水矿化度条件等），优选出每个阶段的主控因素，并根据这些因素对驱油封存效果的影响规律，给出相应的技术对策。

（1）CO2-EOR封存阶段。在CO2-EOR封存阶段，CO2注入主要作为驱油剂驱替原油产出，持续注入的CO2填补了采出原油让出的体积、压力空缺，保证岩石骨架稳定的同时采出原油并实现CO2物理封存。根据此阶段的特点，将上述若干主控因素对CO2驱油协同效应的影响机制分类，分别从CO2饱和度场分布、CO2-原油相行为、CO2-水-岩石反应三个维度，阐述现有技术对解决CO2驱油与封存协同优化的研究进展。

CO2饱和度场分布。CO2饱和度场分布是CO2注入储层驱替原油的结果，其受储层和流体的基本物理性质影响。首先，受沉积、成岩等地质作用影响，储层通常表现出强非均质性特征[39]；其次，CO2与原油之间的黏度和密度差异会导致黏性指进和重力分异现象。上述因素导致CO2注入后极易发生窜流，CO2波及体积受到限制，致使驱油和封存效果不佳，这也是许多CO2-EOR项目难以从小规模现场试验扩大到大规模应用的关键因素之一[182]。

国内外学者针对CO2气窜控制开展了大量研究，大致可以分为流度调控和非均质调控两类。流度调控主要通过调整注入流体中CO2或原油的物理性质来减小流动差异，通常用于预防CO2过早窜流，可从注采工艺参数（注入方式、注入速率等）的设计与动态调整、井网优化等方面入手，常见方法包括WAG、注采耦合控制、注入CO2增黏剂和降黏剂等。但仅依靠这些技术手段无法完全控制窜流，且调整注采工艺在低渗/超低渗透储层中往往效果不佳。采用化学剂封堵窜流通道是直接调整储层物理性质的技术，尤其是凝胶类方法近年来得到广泛应用。凝胶封堵体系的作用机理是选择性地进入占据裂缝空间，使CO2流进入储层基质，向深层储层的原油中运移，进而提高驱油与封存效率。Zhao等[183]总结了凝胶体系的发展历程，并从凝胶体系的注入性、运移深度、封堵能力、储层伤害性以及经济成本五方面进行简要的评价（图18）。近年来，随着智能水凝胶材料科学的发展，为了解决恶劣储层环境下的非均质性调控问题，研究者开发了一系列耐温、耐盐的封窜体系[23‒24]。虽然材料研发取得了不小的进展，但大多数封窜材料无法兼顾材料性能与现场应用效能，普遍适应性较差，未来的封窜体系研发应该把重点放在室内-矿场测试结果一致性上。基于上述众多手段的调控，有利于扩大CO2在储层内部的饱和度场分布程度，对后续两个阶段考虑CO2-水-岩石反应的化学封存阶段意义深远。

CO2-原油相行为。CO2混相驱替被认为是高效驱油封存的技术手段[184‒188]。对于一个油藏是否能够形成CO2混相驱替，先决条件是储层压力与CO2-原油MMP的关系，当储层压力大于MMP才有望实现大规模的CO2混相驱替[19,137]。为了实现此目标，可以从原油物性和储层压力条件两方面协同调控。针对中重组分含量较高的原油难以实现混相的问题，部分学者通过注入化学试剂改变CO2与原油之间的界面性质，来实现接触混相。Liu与Rui [189]提出将二甲醚作为一种适用于CO2驱油并实现净碳排放的高效化学助剂，室内试验证明其能够显著提高CO2的溶解度，并抑制原油轻烃组分的逸出，可以用于辅助常规的CO2-EOR，同时强化CO2封存效果。为响应低碳绿色能源开发战略，Alpana等[190]从胡芦巴籽中提取了一种绿色表面活性剂，在不伤害储层的前提下，有望用其提高CO2对原油的动用能力。另一方面，通过注采调控也可增大储层压力以满足混相条件。Yang等[191]通过大幅度提高油藏压力至1.2倍MMP，提高原油中的中重质组分混相能力，增大小孔隙中的原油动用程度，促进驱替前缘均衡来扩大波及体积，实现了大幅提高原油采收率和CO2封存率的目标。此外，胜利油田现场试验证明，高压补能注入能够提前满足CO2-原油混相条件，预计在实施15年后，采出程度可提高11.6% [191]。除上述影响因素外，从CO2气源上来讲，控制注入气中不利组分来平衡CO2-原油混相条件，对实现CO2高效驱油封存同样至关重要。总之，基于上述众多手段的调控以实现CO2-原油混相驱替，是CCUS-EOR项目前期主要的驱油封存同步提高策略。

CO2-水-岩石反应。除CO2-EOR封存阶段已考虑的因素外，还需关注CO2-水-岩石反应对驱油和封存的影响[192]。在CO2驱替原油的过程中，尤其是在油水过渡带，部分CO2会溶解于高矿化度地层水中[193‒195]，并与岩石矿物发生反应形成沉淀[196‒197]。地层水矿化度和储层岩石的反应活性可能显著影响CO2-EOR与封存效果，尤其是在近井地带，以及CO2羽流与地层盐水和烃类化合物相互作用的远井地带。基于实验室实验和数值模拟手段，CO2-水-岩石反应对驱油的影响已得到充分研究。例如，Sun等[198]梳理了宏观储层和孔隙尺度微观盐分布形态，并认为地层水矿化度、CO2注入速率和储层原始性质是决定盐析程度和限制CO2注入性的关键因素。Yuan等[199]定量分析了CO2驱替过程中CO2与地层水在不同温度、压差、盐离子浓度条件下产生的沉淀效应，揭示了沉淀作用对储层物性的影响机制，认为在CO2-水-盐效应影响下，CO2驱替20年后的采收率会下降4.19%。上述研究仅分析了CO2-水-岩石反应单独对驱油或CO2封存的影响，在保证CO2驱油效果的同时促进CO2高效化学封存方面的研究尚有欠缺，这也是未来攻关的重要方向。

综上所述，CO2驱油封存早期的协同效应优化需以“均匀波及”和“稳定混相”为核心目标，通过流度控制、混相助剂、智能监测等技术手段，结合地质工程一体化设计，有利于实现驱油效率与封存安全性的动态平衡。未来需要在储层非均质性调控、混相状态调控与绿色智能材料适配性等关键技术领域进行重点突破，以降低储层内多相流体-岩石接触作用对CO2驱油与封存有效性产生的逆向牵制[200]。

（2）CO2长期封存阶段。CO2注入阶段完成后即进入封存阶段，此时CO2饱和度场基本覆盖整个储层范围，CO2封存主要以CO2与地层水发生化学反应为主[200]。此时储层的渗流场和饱和度场不再受注入流体的影响，需要着重考虑CO2的驱油封存安全监测与预警技术[201]。目前，国内外学者针对CO2驱油与封存项目的安全监测体系开展了大量研究，形成了以储层、盖层、井筒、近地表环境及地面设施与管道为核心的多维度监测框架[202‒206]。Whittaker等[205]基于Weyburn与Pembina油田的地质特征，集成储层压力、地球化学特征以及地表气体浓度监测手段，建立的综合监测体系成为安全监测领域的标杆。针对Weyburn低渗透率油田的CO2-EOR与封存项目，Zaluski等[206]进一步分析了不同监测技术在多类监测目标上的适用性与成本效益。Hamling等[207]针对美国Bell Creek低渗透率油田，研发了适用于大规模CO2-EOR和封存项目（年注入量超百万吨）的低成本监测系统。Lakeman等[208]通过融合储层监测与地球化学、地球物理以及环境监测技术，构建了加拿大Pembina低渗透率油田CO2-EOR封存监测体系。然而，现有体系主要针对常规储层设计，对超低渗透率储层的适应性不足。此外，针对复杂裂缝网络及高压注入引发的泄漏风险的监测体系尚未系统建立。

对于CO2-EOR和封存协同技术，当前的安全监测体系仍面临诸多挑战[209]。首先，强非均质性储层的天然、人工裂缝交错，导致CO2运移路径高度不确定，传统监测技术（如地震成像）难以精准捕捉局部泄漏点。其次，地表疏松土层和沟壑地形削弱了近地表气体监测的灵敏度，风速、降雨等气象条件进一步增大监测误差。再次，现有高精度技术（如4D地震）成本高昂，而低成本方法（如地表气体采样）分辨率不足，难以满足大规模超低渗透油藏的长期监测需求。最后，静态封存阶段储层压力与应力的长期演化可能引发盖层微裂缝或断层活化，现有模型对这类多物理场耦合风险的预测能力有限。

综上所述，针对CO2长期封存阶段，未来研究应着力发展智能监测技术（如基于光纤传感与AI的动态预警系统）、构建多尺度耦合模型（集成地质力学、地球化学、流体动力学模拟泄漏风险的演变）[210]，并研发低成本、高灵敏度的原位监测方法（如纳米传感器或微生物示踪剂）。同时，有必要完善特定领域监测标准（如面向超低渗透率储层的三维监测网络）与跨学科风险管理体系（覆盖泄漏预警、修复与长期稳定性评估），以实现安全性和成本效益的协同优化。

4 二氧化碳提高原油采收率与地质封存综合协同方法

前文讨论了诸多因素对驱油与封存效益的双重影响机制，并从不同开发阶段驱油封存之间的矛盾性给出了技术对策。本节在此基础上，进一步梳理了CO2提高原油采收率与地质封存的协同技术流程，期望对现场CO2驱油封存项目关键决策提供有效指导。

CO2提高原油采收率和地质封存实现技术协同问题，是一个单因素解耦、因素分类再耦合以及最后多目标优化的过程。解耦合过程即关键单因素分析（如第2节），分析单个因素下驱油和封存效果的一致性与矛盾性。目前基于实验和数值模拟的单因素研究已经非常充实，如高渗透率虽能提升驱油效率，但可能因加剧了非均质性而导致封存稳定性降低。再耦合过程需要根据各个单因素对驱油封存效果的影响机理进行分类，划清各个参数对驱油封存效益的影响界限，然后进行多因素耦合分析。在这一方面，目前的研究仅停留在部分耦合阶段。这是由于目前的研究方法和技术还不能完全还原储层内部复杂多场多因素条件，如目前基于高压微流控的CO2驱油封存实验，无法兼顾油-CO2-水-岩石复杂多组分相互作用[196]。在明确多因素耦合对驱油封存一致性与矛盾性的影响后，优化过程主要基于现有手段进行技术组合。如注采优化与化学试剂注入的技术组合，目标为扩大驱油封存的协同，弱化二者的矛盾性。但实际应用中，储层动态非均质演化、多相流动机理复杂等问题仍制约优化效果，系统的技术组合应用潜力尚未得到有效评估。

目前协同评价方法多从构建CO2驱油与封存油藏工程评价指标体系出发，然后通过分析驱油与封存双目标评价指标间的内在联系，构建CO2驱油与封存油藏工程协同评价指标，最终建立CO2驱油与封存协同评价方法[132,211‒214]。大多学者利用类似的评价方法来明确CO2驱油与封存油藏工程方案设计中的关键注采参数以及技术政策。由于目前没有形成系统的驱油封存协同技术，导致上述方法本质上仍属于采收率或封存量最大化的单目标优化，其驱油和封存的权重分配过于依赖经验假设，未能充分考虑CO2封存带来的实际效益。在经济评价方面，传统净现值（NPV）模型以原油产出收益为主导，将CO2捕集、压缩与注入成本作为主要支出项，而碳封存收益多被视为“副产物”未纳入核算。尽管近几年引入碳交易机制（如碳税抵扣、封存补贴），但其经济量化仍存在以下问题。其一，碳价动态性（如区域碳市场波动、政策不确定性）未被充分耦合至NPV模型中。其二，尽管部分学者在注采优化以及化学助剂、封窜剂研发等单一技术环节引入了碳经济效益分析，但针对不同开发阶段技术组合的增效潜力与经济性评价仍缺乏系统性方法，尤其是全生命周期的协同经济效益（如封存补贴降低捕集成本、跨行业CCUS合作收益）缺乏系统建模。其三，全生命周期成本（如长期监测、泄漏补救费用）常被简化为固定比例参数，导致长期经济性预测偏离实际。未来的经济评价策略要在充分考虑碳封存收益的前提下，实现CCUS-EOR全流程的驱油封存协同经济评价。

如图19所示，整个CCUS协同技术框架应包括单因素解耦合分析、多因素分类再耦合过程的理论研究阶段，在此基础上利用现有技术弱化矛盾，基于多目标优化方法完成驱油与封存效果评价，将碳封存效益引入到经济核算过程中，最终建立符合各类油藏全生命周期的CO2驱油与封存的协同技术经济评价模型。然而，在CO2驱油封存全过程的各个环节依然面临着挑战，如多场多组分耦合问题、技术组合应用界限评价问题以及动态油价以及碳补贴下的经济核算问题等。为加速油气行业绿色转型，形成对油田现场CO2驱油封存有效的综合评价方法，我们对协同技术未来发展给出了以下建议。

（1）形成全生命周期动态管理，建立涵盖捕集、运输、注入及封存的全流程成本-效益模型，重点量化长期封存监测与泄漏补救成本，结合碳封存补贴政策，明确负碳效益的核算边界，降低全周期经济风险。

（2）形成人工智能驱动的多目标优化方法，利用机器学习算法分析主控因素与驱油封存效果的关联规律，动态优化技术组合参数；通过强化学习模拟碳价、油价及政策波动对项目收益的影响，实时调整技术方案以平衡采收率与封存量的矛盾。

（3）建立负碳收益量化与市场化衔接，开发基于净碳排放量的碳收益核算方法，将封存CO2量扣除原油燃烧排放量后的“净负碳值”纳入碳交易体系，探索跨行业碳配额置换机制（如油田与发电厂合作），提升项目经济可持续性。

未来，通过不断优化CO2驱油与封存协同技术评价方法，可对油田现场决策提供有效指导，进一步推动CCUS-EOR由经济驱动向经济与社会双重效益转变，向净碳排放目标迈进，加速全球碳中和目标的实现。

5 结论

本文综述了CCUS-EOR项目中各项因素对驱油与封存影响的机理与规律，并基于现有理论与技术研究进展给出了适应不同开发阶段的CCUS-EOR协同技术路径。

储层物性、流体特性及工程参数是影响CO2驱油与封存协同效应的三大关键因素。由于储层物性特征与时间尺度关联，导致渗透率、孔隙度与协同效率间无明显相关性。气窜预防与调控是增强协同效应的有效手段，当CO2达到超临界态后，温度升高会降低驱油效果，压力上升则会强化封存能力，需通过储层压力调控缓解高温高压下的驱油封存矛盾性问题。储层矿物组分方面，CO2-水-盐反应的溶解与次生矿物形成两阶段对驱油封存具有双面性，需结合工程参数动态调整。流体特性方面，CO2与原油碳组分的微观作用机制直接影响采收率与封存能力，需研发低成本环保助剂（如界面活性剂）动态调控流体性质。此外，CO2在地层水中的溶解-沉淀-运移过程涉及多相流动与界面作用，仍需深入研究其机理以提升协同性。最后，工程参数作为人为可控因素是调控的关键抓手，可通过实时调整注入速度、压力、注入方式等参数扩大驱油-封存协同区间。

CO2-EOR与封存过程涉及油藏工程、钻井工程以及地面工程等诸多技术领域。鉴于该目标的复杂性和多学科性质，必须将传统的工程方法论与人工智能等新兴技术深度融合。在项目初期，利用数字孪生技术和类比案例进行储层或封存场地筛选，对成功启动项目至关重要，全球范围内的CCUS-EOR项目成功案例的数据共享将是解决这一挑战的关键。具体研究中，当物理规律难以明确时，可基于大数据分析方法进行历史拟合，以识别潜在的因果关系和主控参数。鉴于项目的时间跨度与系统复杂性，新型先进材料的研发与应用也将成为不可或缺的一环，应加强跨学科合作设计，并重点考量其在不同国家和项目时序下的规模经济性成本。综上所述，实现CO2-EOR与CCUS的耦合，必须统筹兼顾原油增产和碳减排的双重目标，这不仅是技术发展的方向，也是能源行业绿色转型的必然要求。

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