注CO2提高采收率技术现状及发展趋势

2019-07-06李士伦汤勇侯承希

油气藏评价与开发 2019年3期

李士伦，汤勇，侯承希

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500）

随着国民经济稳定增长，中国已经成为世界第二大石油消费国和进口国。2019年预计石油需求约为6.68×108t，同比增长6.91%，增速小幅回落。预计2019年石油净进口量将继续增长9.9%至4.79×108t，中国石油对外依存度将升至71.7%。因此，加强油气资源的勘探开发、进一步提高油气采收率是缓解我国依赖油气进口的重要对策，这对于保证国家能源安全具有重要战略意义。而在全国已探明的储量中，低渗透油藏储量约占2/3以上。低渗透油气田高效开发一直是尚未完全解决的技术难题，也是油气田开发工程学科的前沿课题[1]。国内外实践表明，以CO2作为驱油剂注入油藏，能够实现原油采收率的大幅度提升，同时还能实现温室气体的埋存[2-4]。目前在我国已经开展了CO2注入油藏矿场实施，如草舍油田和吉林油田等，并取得了较好的经济效益和社会效益。同时，我国已动用储量控水稳油和提高采收率难度大，未动用储量中低渗、特低渗比例大，CO2驱前景巨大。本文回顾了国内外CO2驱发展历程及简况，分析了CO2驱相态理论和驱油机理，剖析了防气窜及提高波及技术，指出了我国CO2驱发展趋势。

1 国内外注CO2提高采收率发展简况

1.1 国外注CO2提高采收率

国际上CO2驱油是一项比较成熟的技术。目前，世界上已有上百个注CO2采油的试验项目或商业项目在实施中；CO2驱是最有发展前途的EOR（提高采收率）方法之一。最早使用CO2驱油的国家是美国，1952年美国大西洋炼油公司申请了首个CO2驱油技术相关的专利。1958年在美国Permain 盆地开展了注CO2驱油矿场应用，应用结果表明，CO2驱油不仅可以提高原油采收率，同时还具有很高的经济效益。世界首个CO2驱油商业项目开始于1972年，位于美国德克萨斯州Kelly-Snyder油田，经营公司为Chevron公司，在项目实施初期单井平均提产达到了3 倍左右[5]。该区块经过40年的生产运行，由初期的9个井组扩展到503 个井组，2014年该区块平均单井EOR产量为9.7 t/d，年EOR 产量为138×104t。据美国《油气杂志》出版的全球EOR 项目调查报告，截至2014年，美国是世界上利用CO2提高采收率最多的国家，注气驱EOR 项目共计170 个，其中CO2驱油项目136个，占78.2%，CO2驱油年产量达1 371×104t，约占世界CO2驱油总年产量的93%[6]。

2000年，加拿大韦本油田开始实行CO2驱油与埋存项目，13口水平井注CO2、16口直井水气交替注入，至2012年将近2 200×104t 的CO2被注入了储层中，油田的原油产量提高到了未进行注气之前的3倍，采收率达到40%，CO2驱提高采收率约8%[7]。

CO2非混相驱也是一种重要的提高采收率技术，在不同的油藏和流体条件下都具有巨大的潜力。Zhang N 收集和分析来自60 多种出版物中1968—2017年的41 个油田案例（图1），原油采收率增加为原始原油储量的4.7 %～12.5 %。水交替气（WAG）和吞吐是CO2非混相驱最常用的两种注入方式。现场经验表明，CO2非混相驱的平均成本为19～28 美元/桶，经济评价表明，砂岩储层的CO2非混相驱更具商业价值，平均CO2注入效率为1 793.4 m3/m3[8]。平均每口井CO2利用率为0.438 9×108m3，平均增产速度为3.657 m3/d。总的来说，油藏规模越大需要注入的CO2量越多，并且会有更多的产油量。图2所示为不同油田CO2非混相驱提高采收率情况，总体上在4.7%～12.5%，平均在8.5%。

图1 CO2非混相现场应用的项目数量（自1968年以来）Fig.1 Field application numbers of CO2 immiscible（Since 1968）

图2 不同油田CO2非混相驱的采收率增值Fig.2 Recovery increment of CO2 immiscible flooding in different oilfields

吞吐是另一种有效的CO2注入方法，规模比气水交替小，且该过程通常运行3～4个循环。图3举例说明了吞吐过程的持续时间。每个循环向生产井注入CO2为6～63 d，然后浸泡10～13 d。浸泡后，由于压力的累积，原油首先通过自然流动生产，持续数天（根据压力的不同，大约10 d），然后通过泵来辅助生产。

图3 Camurlu油田吞吐过程Fig.3 Huff and puff of Camurlu oilfield

国外CO2驱综合分析发现，油田生产过程中一些操作问题是不可避免的。这些问题可以总结为：1）早期气体突破，或裂缝窜流；2）注入率降低；3）硫化氢的存在。主要对策是通过改变井网和调整注采策略避免早期气体突破和注采率降低。例如Lick Creek 油田将现有的8 口生产井改造成注入井，以缓解早期气体突破问题，提高波及效率。在注入井附近进行凝胶处理以堵塞裂缝系统。由于CO2的波及系数较差，Bati油田将注气方式由连续CO2注入改为水气交替泡沫注入，同时采用垂直井和水平井混合配置。在油田中，通常安装脱硫装置以去除硫化氢。如果腐蚀严重到使脱硫装置无法处理，则考虑使用其他材料替代。

1.2 我国注CO2提高采收率发展回顾

和国外相比，我国CO2提高采收率技术发展起步较晚，存在一定差距。我国在20世纪60年代后期开始探索CO2驱技术，进入21世纪后加快了CO2驱油与埋存技术的研究和试验的步伐，目前处于中小规模的矿场试验向扩大试验转变的阶段。

1963年，大庆油田首先开展了CO2驱提高采收率的研究。在大庆榆树林油田扶杨油层[9]利用CO2进行驱油实验，至2013年9月底，累计注入液态CO2达11.06×104t，累计产油量为5.53×104t。1998年，中国石化江苏油田在富14 断块开展水气交替驱试验[10]，截至2000年，累积注水量达24 039 m3，注CO2总量为620×104m3，采收率提高了4%。2005年，中国石化华东分公司在草舍油田开展CO2混相驱矿场试验，该项目于2008年实现了混相，注气井吸气剖面明显改善，到2018年12月，累积注入19×104t 液态CO2，累积增油13.2×104t，比水驱提高采收率13%。2017年7月，长庆油田黄3 区块开展了CO2驱矿场试验[11]，采用3注19采井网，截至2018年底累计注入CO2为1.1×104t，井网对应的采油井见效比例达56.5 %，累积增油748.1 t，驱油效果良好。2018年7月，延长石油CO2驱油技术及地质监测项目在杏子川采油厂启动，预计每年封存CO2将超过10×104t，提高采收率8 %以上。2018年，中石油吉林油田开展CCS-EOR 项目，至同年6月底CO2埋存量达75×104t，驱油7 000 t 以上，埋存了相当于近33×104t 煤燃烧所产生的CO2。现阶段CO2驱试验已遍地开花，各大石油公司各油区都在探索。近期冀东油田和大港油田高含水油藏水平井CO2吞吐取得较好的增油效果。新疆玛湖砂砾岩油田也在积极探索CO2驱和CO2吞吐的开发方式。塔里木油田上产3 000×104t 目标中也把注气提高采收率作为重要支撑技术。对国内CO2驱来说，目前还未形成规模效应，主要原因一是陆相油田，原油石蜡、沥青质胶质含量高，最小混相压力高；二是陆相沉积，非均质严重；三是CO2气源较缺乏。

2 CO2驱相态及驱油机理评价技术

2.1 CO2驱油气水三相相态评价

了解注气过程的混相性和驱油机理必须熟悉：1）油藏原油、注入溶剂和顶替气及其混合物的相态；2）溶剂和原油、溶剂和顶替气间的质量交换（传质）作用，即分子扩散，以及微观和宏观对流弥散作用；3）流态，主要取决于黏滞力/重力比值。注气相态研究方法主要是通过现场取样，在实验室利用PVT 仪开展高温高压油气相态研究。除了CO2和原油两体系之间溶解和膨胀增容相态外，最新研究还考虑了地层水存在下的油气水三相相态。

2.1.1 常规注气相态实验

常规注气相态主要包括：1）现场取样及配样，确定井流物组成；2）单次脱气实验测试气油比及地面油密度和黏度；3）井流物泡点压力；4）等组成膨胀实验测试PV关系、原油压缩系数和泡点压力下流体密度；5）多次脱气实验确定脱气过程中不同压力下原油体积系数、密度、黏度和溶解气油比等物性参数；6）注CO2膨胀实验测试不同注气量下体系的饱和压力、膨胀系数和黏度。图4为注CO2膨胀实验示意图，由图可见注CO2过程中，随着压力增加，CO2在原油中不断溶解，液相体积逐渐膨胀；而当压力继续增加，液相体积减小，表现出很强的抽提能力。

图4 注CO2膨胀抽提实验示意图Fig.4 Expansion extraction experiment by CO2 injection

2.1.2 油气水三相相态实验

CO2在水中溶解能力比一般的天然气大得多，油藏中地层水的存在必然会对CO2—原油体系相态产生影响，而常规的注CO2膨胀实验均未考虑这一点。王长权等[12]在PVT仪中研究了CO2—原油—地层水三相系统的相态变化特征（图5），研究表明地层水的存在使得三相体系的饱和压力比不考虑地层水时小，且含水饱和度越大，体系饱和压力降低程度也越大。这说明部分CO2溶解在水中，使得溶解在原油中的CO2量减少，导致原油饱和压力降低，含水越多，影响越大。

图5 不同含水饱和度下饱和压力随CO2注入量的变化Fig.5 Saturation pressure varied with CO2 injection volume with different water saturation

CO2—油—水体系和CO2—水体系的降压过程对比实验也证实CO2在地层水中溶解对油气体系相态的影响不能忽视（图6，图7）。图6 可见，CO2—地层水体系随压力下降，水中CO2释放，初期降压体积膨胀较慢。CO2—地层水—原油体系中受CO2抽提作用，降压过程中原油体积逐渐减小。当压力降低到体系的饱和压力以下时，水中的CO2快速释放，因急剧变压，玻璃筒的透光性能大幅下降，在图7 中显示出黑色，说明CO2水中的溶解对CO2—油体系造成了影响。

图6 CO2—地层水相互作用实验降压过程体系相态变化（含水率70%）Fig.6 Phase change of decompression process system in the interaction experiment of CO2-formation water（Moisture content is 70%）

2.2 CO2驱油机理评价

注气多次接触混相机理分为向前多次接触（蒸发混相驱）和向后多次接触（凝析混相驱）两种。CO2驱以蒸发混相为主，实际油藏很多也表现出凝析—蒸发双重作用。混相压力通常用细管实验测试获取。物理模拟实验还有一维长岩心驱替实验、二维平面驱替和三维驱替实验。另外，还有高压油气界面张力实验、注气过程固溶物（蜡、沥青质）沉积实验和微观驱油机理实验（CT扫描或核磁共振测试）。

CO2驱油主要机理是CO2溶于原油后引起原油体积膨胀，增加孔隙中含油饱和度；降低原油黏度，改善流度比，增加其流动性；改善毛细管渗吸作用。另外CO2溶于水，也能起三个作用：增加水黏度；CO2水溶液能溶解部分矿物成分，从而提高储层渗透率；降低油水界面张力，提高驱油效率。CO2在油、水中扩散系数较高，能使CO2重新分配，使相系统平衡稳定，对油水相对渗透率能起到正面影响。CO2还能抽提原油中烃类（C2—C30），降低剩余油饱和度。

CO2驱油机理可通过细管实验、岩心驱替实验结合核磁共振实验、微观驱油实验以及组分油藏数值模拟进行综合评价。一维模拟可反映相态传质过程，压力越高，CO2抽提重烃量越多，抽提能力越强，油气黏度和密度越接近，油气界面张力在两相带中部更趋于零。

汤勇等[13]研究了考虑CO2在地层水中溶解的驱油特征，研究显示CO2溶解在油中摩尔含量约为70%，溶解在地层水中的摩尔含量约为2%。考虑CO2溶解时，含油饱和度、含气饱和度剖面比不考虑CO2溶解时滞后，形成的油墙需要更长的时间才能推进到生产井端（图8）。考虑CO2在地层水中溶解时，注气突破时间相对较晚，注入1.0PV的CO2时原油采出程度可高约6%（图9）。这可以从一定程度解释实际油藏注CO2驱见效滞后的现象。

图8 长岩心注CO2驱油气水饱和度剖面变化（含水饱和度为0.67时，0.6HCPV）Fig.8 Variation of gas-water saturation profile of long core by CO2 flooding（Water saturation was 0.67 with 0.6HCPV）

图9 长岩心注CO2驱采出程度对比（含水饱和度为0.67）Fig.9 Comparison of recovery degree of long core by CO2 flooding（Water saturation was 0.67）

另外，有时注气压力不一定都保持在最小混相压力（MMP）水平，要全面、综合考虑孔隙大小分布、界面张力和流度比三者的关系。如果储层的孔隙喉道很小，而且比较均匀，那么就要尽量达到混相条件。如果储层为孔喉尺寸较大的体系，气体的溶解使原油黏度降低、体积膨胀显得比界面张力更为重要。如果油藏岩石亲水性强，较小的孔隙多被水所充满，形成一个零界面张力带就没有必要。

3 CO2驱油藏工程方案优化设计技术

CO2驱油藏工程方案优化设计影响CO2驱整体效果。油藏CO2混相驱的难点在于提高波及系数，控制黏性指进和气体突破。地质研究重点强化储层砂体的连通性、非均质性、裂缝网络及高渗透条带的描述，为油藏工程设计提供依据。方案设计时需要考虑适合于油藏特点的井网形式，一般要满足以下几点：1）气驱控制程度高，有利于保持较高的地层压力；2）井网与裂缝系统匹配，有利于进行流度控制，减缓气窜速度；3）井网后期调整具有较高的灵活性；4）层系组合具有一定的物质基础。

CO2驱油藏工程方案优化设计整体思路是以各项室内实验结果为拟合目标，应用组分油藏模拟手段，实现物模和数模有机结合。流体相态方面突出CO2—原油体系相态描述，拟合相态实验结果，标定状态方程参数。多相渗流方面突出油气水三相渗流，标定油水和油气相渗曲线。在生产历史拟合的基础上，优选注入方式、水气比、最佳转注时机、注气压力系统等注CO2驱工程设计关键参数。注CO2驱方案设计流程如图10所示。注气开发具有许多不确定性，方案设计后还常须通过现场先导试验来回答一系列问题：是否具备足够多的可流动原油；操作步骤与装备的技术要求；项目的预期开采年限和经济评价。

图10 CO2驱油藏方案设计流程Fig.10 Program design process of CO2 flooding reservoir

同时要使注气技术具有竞争力，必须满足以下三个条件：1）要有足够数量的注入溶剂，即需有充足的气源，并且价格便宜，可在经济上获利；2）油藏必须能提供溶剂与原油间混相所要求的压力，即最小混相压力；3）注气后原油产量有大幅度的提高。另外也要关注CO2的腐蚀，蜡、沥青质的沉淀，以及水气交替切换时可能会引起注入能力下降。

4 CO2驱防气窜及提高波及体积技术

注气的最大问题是黏性指进和密度差引起的重力分异作用，克服这一问题目前普遍采用的方法是水气交替注入（WAG）、注入泡沫剂和调剖。对于地层倾斜度大、尖顶块状生物礁和盐丘侧翼遮挡油藏可利用重力控制注入速度来提高波及体积。

4.1 水气交替

水气交替主要目的是控制流体流动性。水气交替能有效改善注气驱流度比、防止黏性指进、提高波及效率。据2010年注气调查报告显示，国外共计59个水气交替项目，其中CO2占47%，单个CO2段塞体积约为0.1%～0.3%PV，总CO2段塞体积约为烃类孔隙体积的35%～42%。

注采参数对于水气交替的效果影响较大，如段塞大小、井网设置、注入速度、注入水气比、循环次数、注入水矿化度、润湿性等都会对水气交替工艺产生影响，应针对油田具体情况实行参数优化设计。水气交替过程中主要的问题有气体过早突破、注入损失、腐蚀、沥青质沉淀和水合物生成等。目前已形成了凝胶处理、添加聚合物辅助等解决方法，能一定程度上缓解不利因素。

4.2 CO2辅助重力驱

气体辅助重力驱（GAGD）是提高采收率常用的工艺手段之一。GAGD 工艺利用重力分异来抑制注入气的黏性指进，形成稳定连续的驱替界面，进而大幅度提高采收率（图11）。与连续注气和水气交替相比，气体辅助重力驱解决了注入气体积波及系数低的问题，采收率甚至能达到水驱的两倍。由于油气藏中水、气和油三相流体在地层条件下具有不同的密度，受重力影响会形成气体在上、油在中间、水在底部的流体分布，气体辅助重力驱正是利用这一性质，在油藏顶部通过注入井注气形成气体聚集带，将地层原油向下驱替进入水平生产井。

在GAGD 过程中，流体重力分异和向有效层底部泄油，使得波及效率提高，采收率提升。由于CO2具有较高的体积波及效率和微观驱替效率，特别是在混相驱替下，因此CO2是GAGD工艺的优良注入介质[14]。实验结果显示CO2辅助重力驱效果比水气交替更好[15]，通过可视化物理模型验证，混相条件下CO2辅助重力驱体积波及效率近乎100%。

图11 GAGD工艺示意图Fig.11 GAGD technology

美国德克萨斯州Wolfcamp 油田，原油性质为轻油，进行水驱开采后残余油饱和度约35%。随后采用了顶部注CO2混相驱替进行三次采油，并在水层持续注水以保持地层压力，最终含油饱和度下降到10.5%，气驱增加采出程度27%。

4.3 CO2泡沫驱

泡沫驱提高采收率技术始于20 世纪50年代，1964—1967年美国联合石油公司在Higgins 油田开展了泡沫驱油矿场试验，结果表明泡沫驱能有效降低油井含水率，增产原油2.2×104t。在90年代，美国、英国、俄罗斯等国家相继进行了泡沫驱油矿场试验[16]，并且都取得了较好的效果。在20 世纪70年代初，我国也开展了泡沫驱油相关研究，1965年在玉门油田进行了泡沫驱试验，随后在克拉玛依油田、大庆油田相继进行了泡沫驱矿场实验，均取得了良好效果。

在CO2驱替未达到混相条件时，由于气体黏度、密度较低，通过高渗流区容易产生黏性指进、窜流和重力超覆，影响驱替效果。可以利用泡沫技术，形成CO2泡沫体系，增加流体表观黏度，增大高渗通道的渗流阻力，减小层间和层内干扰，形成较为稳定的驱替前缘，从而提高体积波及效率。目前常用的起泡剂为表面活性剂，能够起到降低界面张力、改变岩石润湿性和乳化原油的效果。采用离子型表面活性剂的同时，在CO2泡沫体系中加入适当的纳米颗粒材料或聚合物[17]，能够起到提高泡沫阻力系数和稳定性、增大泡沫体系黏度的作用，使其在原油、地层水和高温高压条件下也能稳定存在，扩大了CO2泡沫驱技术的应用范围。

吉林油田试验了CO2泡沫驱，且见到一定的效果，加泡沫后注入压力升高，说明封堵性较好。初期针对小规模气窜采用阴离子表活剂开展泡沫调驱试验。现场试验累计注入泡沫液量100 m3，液态CO2量240 m3，注入过程中压力逐渐上升，注液压力上升3.6 MPa，注气压力上升6.2 MPa。

腰英台油田属于高温高盐低渗透油藏，2011年3月对7口井实施注CO2驱油，2012年5月15口油井见气，6 口井CO2含量超过60 %，气窜严重。2012年6月3口井转注泡沫剂溶液，CO2注入过程中注入压力逐渐升高，平均升高2 MPa 以上，地层CO2泡沫生成明显。采取措施2 个月后，措施井组综合含水率下降，有效抑制了气窜，井组增油11.89%。

尽管实践证明泡沫在辅助CO2驱油过程中具有较好的效果，但是由于CO2泡沫体系在地层中存在不可避免的问题，例如泡沫稳定性差、作用距离有限，表面活性剂在地层岩石上的吸附严重，采出液乳化严重等，致使CO2泡沫驱在矿场大规模推广能力有限，因此下一步还需加强现场应用研究。

4.4 碳化水驱

碳化水驱是在一定的温度和压力下，将溶有一定量CO2的水注入地层进行驱油的方法[18]。因CO2在不同介质中化学势的差异，水中溶解的CO2会通过传质作用逐步转移到地层原油中，引起原油膨胀，降低油水界面张力，改善地层流体流度比，从而提高波及效率。注CO2驱和碳化水驱的横向波及效率对比如图12所示。由图可见，单纯注CO2驱时因受到重力分异效果的影响，注入的CO2会沿地层较高部位窜进。同时由于气体和原油黏度的差异，CO2会沿高渗带发生黏性指进导致气体的提前突破，地层较低部位波及效率很低。而注碳化水驱能够大幅降低重力和黏度差异的影响，形成较为稳定连续的驱替界面，提高波及效率。美国俄克拉荷马州Dewey 油田在衰竭开采后实施了碳化水驱，最终采收率达到了43%，比常规水驱的最终采收率提高了10%。

图12 CO2驱和碳化水驱波及效率对比Fig.12 Comparison of horizontal sweep efficiency between CO2 flooding and water flooding with saturated CO2

4.5 裂缝及高渗带封堵技术

CO2驱油技术在低渗油田开采上表现十分优异，在我国大部分油田有着很好的应用前景。但由于不利的流度比，注入地层后CO2气体容易沿着高渗条带发生快速突破，导致波及系数低，直接影响了最终驱油效果。解决CO2驱油过程中的气窜问题成为这项技术应用成败与否的关键。采用示踪剂监测，并结合生产动态分析和数值模拟方法可以较好地识别储层优势渗流通道，为CO2驱过程中的调整策略提供参考。

陈祖华等[19]针对CO2驱开发后期油藏气窜逐渐加重，开发矛盾不断加剧的问题，从开发层系、注采结构、注入方式以及注入剖面四个方面开展改善CO2驱开发效果研究，提出了细分层系、高部位注气、水气交替、全过程调剖和CO2+泡沫驱防窜等技术对策，现场实施后增油防窜的效果显著。延长油田针对裂缝性的特低渗油藏和基质中的高渗透气窜通道提出两种不同的适应性封堵体系，即改性淀粉堵剂体系和乙二胺堵剂体系，分别进行堵剂配方优化和性能评价，取得了较好的封堵效果。为了提高CO2的突破裂缝的能力，Weyburn 油田试验了多种CO2注入方法，如水和CO2同时注入、水和CO2交替注入等。总之，封堵裂缝及高渗透条带对提高CO2驱波及体积作用显著，但封堵层位的选择及工艺的优化需要进一步的研究。

5 CO2驱油及地质埋存技术

油藏注CO2提高采收率并实现CO2地质埋存是一种双赢举措。国内延长和长庆等油田实现了CO2捕集和埋存一体化工程，这极大地提高了该项目的经济和社会效益。

CO2油藏地质封存机理一般存在四种：1）地质构造封存，注入的CO2处于超临界的状态，在浮力的作用下向储层顶部聚集，直到遇到盖层底部、低渗透断层或者砂体尖灭；2）吸附封存，CO2由于毛细管力的作用被吸附在岩石矿物表面，因而滞留在孔隙内而被封存；3）溶解封存，注入的CO2会溶解在原油和地层水中；4）矿化封存，注入的CO2溶解在地层水中，导致地层水的pH值下降，溶解性增强，部分岩石矿物被溶解后和CO2发生矿化反应，生成新矿物。

Weyburn 油田的CO2地质封存项目（IEAGHG Weyburn CO2Monitoring and Storage Project）由于其完善的科学监测和显著的经济效益，是国际上公认的最成功的CO2捕集与埋存（CCS）案例。Weyburn油田的产油层深度为1 300～1 500 m，是Mississippian 阶的碳酸盐层。其Midale 储层由上而下主要分为两层：Marly层和Vuggy层。上部是以灰岩为主的Marly层，厚度8～22 m，属于高孔隙、低渗透的碳酸盐岩地层，孔隙度从16%到38%不等，平均约27%，气测渗透率（1～50）×10-3μm2；下部是以白云岩为主的Vuggy层，厚度2～12 m，属于低孔隙、高渗透性的碳酸盐岩地层，孔隙度8%～20%，平均约11%，气测渗透率（10～300）×10-3μm2。1964年开始，Weyburn 油田对Vuggy 层开始注水开发；1991年引入水平井技术，继而开发高孔低渗的Marly层。但是由于Marly层渗透率很低，注水开发不明显。到2000年，开启CCS 项目，进行CO2—EOR。主要目的层为剩余油饱和度高的Marly 层，同时对Vuggy 层进行CO2—EOR，至2012年总共埋存了将近2 200×104t的CO2，油田采收率达到40%，其中CO2驱提升约8%。