CCUS培訓班的第十三堂課，中國石油吉林油田分公司二氧化碳捕集埋存與提高采收率開發(fā)公司李清老師介紹中國石油吉林油田CCS-EOR項目關鍵風險管控。

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松遼盆地是一個比較好的油氣藏富體地，儲量比較大，大慶油田、吉林油田就是在這里誕生的，吉林油田位于松遼盆地南部。

2005年的時候，在松遼盆地南部發(fā)現了高含二氧化碳的火山巖氣藏，如果動用這部分氣藏，就要考慮溫室氣體減排，必須解決二氧化碳的去向問題。我們有得天獨厚的優(yōu)勢，同一個區(qū)域不同的深度分布著氣藏和油藏，氣藏和油藏上下疊置，正好油藏也處于水驅的中后期，需要三次采油技術來提高采收率。二氧化碳驅油技術在全世界是公認的提高采收率的三次采油技術之一。這樣我們把CCS-EOR項目開展起來了。

實施項目之初頂層設計十分重要，主要技術路線是將采出的天然氣中的二氧化碳進行分離之后，通過增壓注入到地下，驅油之后，再把伴生氣中二氧化碳分離出來，回注到地下。研究和試驗應用的過程很艱辛，也走了一些彎路。從這張圖上可以看到，整個CCS-EOR的工藝流程。黃色部分就是采氣井，采出來的含二氧化碳天然氣，進行MDEA分離，分離出來的二氧化碳，通過管線輸送到注氣站，通過注氣站增壓壓縮機，直接增壓氣相注入，不需要液化過程。再通過紅色的注入井注入到地下。注入地下的二氧化碳與地下的原油進行混相（混相驅油效率大大高于非混相，我們這個油田正好適合于混相區(qū)）。二氧化碳與原油共同運移，被油井采出，通過分離手段，再回收采出的二氧化碳，通過增壓壓縮機再注入到地下，這樣形成整個CCS-EOR過程零排放。

我們近些年研究，走通了CCS-DOR的全流程，但是全過程還沒有，因為我們整體累計注氣最長一個區(qū)塊是從2012年到現在只有七年，與我們最初的方案設計的15年還有八年時間，所以我們認為這個過程中隨著二氧化碳驅替的持續(xù)進行，還會有一些沒有預料到、沒有見到的問題，需要我們研究攻關，因此，我們說走通了工藝全流程。

 技術成果這一塊，現在我們有這方面的軟硬件能力，我們現在是國家能源局下面的CCS-DOR技術研發(fā)中心的一部分，也是中石油二氧化碳驅油與埋存的試驗基地，有設備儀器800余套，中試裝置三套?？梢跃邆涠趸几g、巖心評價、流體評價，以及埋存狀況監(jiān)測評價的技術能力和研發(fā)能力。02

由圖可知，縱坐標是壓力，橫坐標是溫度，二氧化碳或是其他氣體也好，都具有超臨界狀態(tài)。二氧化碳超臨界狀態(tài)具有液態(tài)的密度、氣態(tài)的低黏度的特點，注入到地層下，實現超臨界狀態(tài)，很容易降低原油的黏度，提高原油的流動性，讓原油更容易從巖石當中流出來，實現二氧化碳混相驅。常規(guī)二氧化碳驅是液相注入，其總的能量流程從圖上看先是捕集出來的氣態(tài)，這一塊耗一部分能量，然后液化到液相，由氣態(tài)液化到液相，很耗能，再通過增壓注入，注入注氣井，但是注入過程當中，以我們油藏的條件，在八百米之下，它的溫度和壓力已經處于超臨界狀態(tài)，由液態(tài)又變成超臨界狀態(tài)。粉色區(qū)域就是超臨界，我們現在采用超臨界注入，我們是氣相，直接壓縮機增壓，直接注入到井下，到井下變成超臨界。整個能量路線圖是原先的1/3，液態(tài)注入就是CCS-EOR的工業(yè)注入的1.0版本，氣相注入就是2.0版本。

風險控制技術，重點控制井口、井筒、套管水泥環(huán)、地面設備、集輸管線等五個單元，通過腐蝕控制、壓力控制，最終實現注采的安全。腐蝕控制方面主要考慮井筒，選擇防二氧化碳的水泥井，保護套管，選擇抗二氧化碳緩蝕劑，加入井筒套管，實現安全性。

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投入了大量的勘探開發(fā)產能建設費用，用水驅方式采油，一百萬噸儲量規(guī)模的油藏只能拿出31萬噸，用二氧化碳驅油之后，相當于節(jié)約了勘探費用、開發(fā)產能建設費用，直接多拿出了25萬噸，相當于重新發(fā)現了一個同等規(guī)模的油田，意義非常大。

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效益永遠制約項目發(fā)展，所以效益埋存是項目的基礎，現在氣源是關鍵，如果氣源要得到一些政策性的支持，能控制在200元一噸，油田非常有利用信心推廣。

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整理人：劉惠排   版：葉舒點