吉林油田二氧化碳捕集、驱油与埋存技术及工程实践

2023-03-07王国锋

石油勘探与开发 2023年1期

王国锋

（中国石油吉林油田公司，吉林松原 138000）

0 引言

发展 CO2捕集、驱油与埋存技术是中国石油天然气集团有限公司落实国家“双碳”目标、主动承担社会责任和践行绿色低碳行动“三步走”的重要举措。吉林油田长岭气田为含 CO2火山岩天然气藏，CO2体积分数约为20%，每日伴生的CO2气量为（30～50）×104m3，为实现清洁开发，需要实施CO2减排措施。

注气驱油技术已成为产量规模居第一位的强化采油技术[1]。吉林油田中低渗透、致密储集层等难采油气储量占总探明地质储量的 65%，大部分油藏采收率不足20%，需有效提高低渗、低品位油田的采收率和储量动用率。无论从CO2减排埋存还是驱油利用角度，CO2捕集驱油与埋存技术都是石油行业的重要发展方向[2]。中国较少开展全生命周期的注气项目，矿场试验规模较小，CO2驱技术尚处于攻关试验和发展完善阶段。

本文系统总结吉林油田近年来在CO2捕集、输送、注入、驱油、埋存、防腐方面的成型技术和矿场应用经验，阐述创新形成的陆相油藏 CO2捕集、驱油与埋存全产业链配套技术系列，详细介绍已建成的中国首个全产业链与全流程CO2捕集、驱油与埋存示范项目，明确适应低渗透油田开发的 CO2捕集、驱油与埋存技术模式，为评价油藏注CO2驱油与埋存结合的有效性、技术和经济可行性提供实践参考。

1 CO2捕集与输送技术

1.1 CO2捕集技术

CO2来源多样，气源组分差异较大，不同气源应采取不同的捕集分离技术。吉林油田 CO2捕集、驱油与埋存项目所需的CO2主要来源于含CO2的油田伴生气或气田气，应用“模拟计算+中试试验+矿场应用”方法，建立了溶液吸收法（胺法）、变压吸附法、膜分离法3种天然气分离捕集CO2技术。溶液吸收法（胺法）主要用于捕集CO2体积分数为3%～30%的天然气中的 CO2，该技术也适合电厂烟道气。多级膜分离、膜+变压吸附、膜+醇胺法等分离捕集组合工艺技术则主要用于捕集 CO2体积分数为 30%～90%的天然气中的 CO2。

1.1.1 溶液吸收法（胺法）分离捕集CO2技术

天然气经除杂过滤进入脱碳吸收塔与贫胺液逆流接触后大部分CO2被脱除，分离净化后的天然气中CO2体积分数小于3%。CO2流经脱碳吸收塔与贫胺液接触后，其中胺液吸收 CO2变为富胺液，富胺液从吸收塔排出后经闪蒸、换热后进入再生塔解吸释放出 CO2气体，富胺液再次转变为贫胺液，贫胺液由再生塔排出后经换热、冷却后输送至脱碳吸收塔，完成胺液溶液的脱碳循环过程。吉林长岭气田采用溶液吸收法（胺法）分离捕集技术，目前已建成3套CO2捕集装置，装置所用脱碳液为N-甲基二乙醇胺+新型专利活化剂、缓释剂，具有能耗低的优势。装置回收 CO2纯度可达99.99%以上，具有日处理含CO2天然气450×104m3能力。脱出的 CO2分两个流程收集后外输：①经过冰机组降温至-20 ℃，送至2座2 000 m3液态CO2储罐储存，用于液相外输注入；②脱出的 CO2采用管道输送至超临界注入站集中调配注入。

1.1.2 变压吸附法分离捕集CO2技术

该技术的主要装置为装有吸附剂的变压吸附罐，吸附剂对 CO2的吸附能力最强，对天然气中其他气体的吸附能力相对较弱，由强到弱顺序为CO、CH4、N2、H2[3]。天然气通过压缩机增压后由进气口进入变压吸附罐，天然气与吸附剂充分接触后 CO2被吸附剂捕获截留，未能被吸附剂捕获的气体组分则直接由出气口排出，当排出气中 CO2浓度超过标准值时，停止向吸附罐增压进气并关闭出气口，随后打开吸附罐另一出气口泄压排出吸附的 CO2，并抽真空保证 CO2全部排净后进入下一个循环。变压吸附可设置多个储罐，交替循环以提高运行效率。吉林油田已建成 1套变压吸附装置，由多组吸附塔组成，具有处理含CO2天然气8×104m3/d能力。天然气中 CO2体积分数一般为 5%～90%，CO2经吸附剂吸附后再经降压、抽真空及冲洗等联合方式解吸分离，所得CO2纯度超过95%。经变压吸附法处理后的天然气中CO2体积分数小于3%，CH4损失率小于1%，水露点低于-20 ℃，可省去天然气脱水装置。

1.1.3 膜分离法分离捕集CO2技术

膜分离法技术主要使用二级卷式橡胶膜和中空纤维膜。气体在膜两侧分压差的作用下可渗透通过膜，但不同的气体通过的速率不同，按照相对速率可把气体分成“快气”和“慢气”两类。天然气中的 H2O、H2、He、H2S、CO2为“快气”，CH4及其他烃类、N2、CO、Ar为“慢气”。将富含CO2的油田伴生气进行脱水干燥，加压后逐级通过分离膜，CH4及其他烃类、N2、CO、Ar等气体因分子较大被截留并排出分离系统，透过性强的 CO2气体则过膜后进入储存罐或者注入系统[3]。吉林油田已建成5×104m3/d膜分离法处理装置，经处理后所得CO2纯度达95%以上，处理后的天然气中CO2体积分数小于3%。

1.2 CO2输送技术

CO2输送方式主要包括槽车（包括船运）和管道输送两种。槽车运输技术已成熟，年运输 CO2规模小于10×104t，成本约为0.8元/t，槽车只能运输压力2.1 MPa、温度-21 ℃条件下的液态 CO2。为保持连续注气，需要在运输终点建立液态 CO2储罐，该方式仅适用于短距离、小规模的输送需求。管道输送可满足规模较大、距离较远的 CO2输送，有气态、液态、超临界 3种输送方式，均采用压缩机提升压力克服沿程摩擦与地形高差形成的阻力。

吉林油田前期采用槽车拉运方式进行小规模液态CO2驱油埋存先导试验，进入 CO2驱工业化应用阶段后，则采取更具优势的管道输送方式，共建成 3种相态输送管道121 km，确立了吉林油田CO2驱主干网采用气相输送、超临界注入的运行模式[4]（见表1）。

表1 吉林油田不同输送模式对比表

2 CO2注入技术

2.1 注入前增压

CO2注入地下之前，需要根据气源条件、油藏要求、注入压力、注入规模等因素采用液相、超临界、高压密相等不同注入前增压方式。

液相增压方式：液态 CO2经罐车拉运或管道输送至注气站低温储罐储存，在注气站用增压泵增压，通过注气管网注入各注气单井。该方式适用于 CO2气源与油田距离较近的 CO2驱项目，注入成本低，但 CO2液化、运输成本高。吉林油田长岭气田伴生气处理站毗邻采油区，CO2气源较近，采用管道输送，可日供CO2（30～50）×104m3。项目建有液态注入站一座（包含注入泵 3台、喂液泵 3台、储罐 2座），液态 CO2日注入能力1 440 t。

超临界增压方式：CO2气体在集气站经过净化脱水处理后，经压缩机增压由管道输送至注气站，随后在注气站通过高压压缩机增压，经注气管网注入各注气单井。该方式适用于CO2气源与油田距离较远的CO2驱项目，整体运行成本低、能耗低，但对压缩机设备和输气管道要求高。吉林油田在 CO2工业化应用阶段共铺设气态 CO2输送管线 13.1 km，建立超临界 CO2注入站一座，超临界态CO2日注入能力达60×104m3。

高压密相增压方式：捕集后的 CO2增压到密相状态通过管道输送到注气站，经增压泵增压后用密相泵经注气管网注入井下。该方式适用于 CO2气源为超临界态或密相态、输送距离长、CO2用量规模大的驱油项目，具有设施建设投资小、输送注入能耗低、运行成本低的特点。2019年吉林油田试验成功中国首套单井密相注入装置，日注CO2能力达10×104m3。根据吉林油田实际情况，按照CO2相态特征设计了6套CO2注入方案（见表2），可满足不同矿场注入的需求。

表2 吉林油田CO2注入前增压方式

2.2 井下注入

CO2注入井有别于注水井，对温压变化、气密封、防腐等有较高要求。为了实现安全高效注入，需要研发适应高压、气密封与防腐要求的注入工艺。

吉林油田当前注气井井深2 300～2 600 m，注入压力16～23 MPa，单井日注入量20～50 t，井口注入温度-21～40 ℃，根据上述注入参数设计注气工艺。

注气井口优选：采用耐 CO2腐蚀井口，压力等级35 MPa。根据环境温度和 CO2相态变化，采用 L-U（-46～121 ℃）温度级别。井口材质级别根据 GB/T 22513标准[5]选择 CC级材质。井口采用双翼双阀结构，安装安全阀和远程安全控制系统。

气密封管笼统注气：利用气密封油管和气密封封隔器进行注气，封隔器采用压缩式液压坐封方式，材质选用耐CO2腐蚀、耐120 ℃高温材质。此工艺气密封性能好，可下入多数测井工具，适用于有剖面测试要求的注入井及笼统注气需求的注气井。

连续油管笼统注气：利用连续油管作为完井管柱，井口采用配套油管悬挂器和密封装置，井下采用专用气密封工具。该工艺相比传统丝扣油管完井具有大幅减少可能的丝扣泄漏点、大幅缩短完井时间、降低再次作业卡井大修风险、大幅降低作业成本 4大优势。2022年国内首次应用后，目前成为吉林油田CO2注气井的主体注气工艺，适用于不需分注的注入井。

分层注气：利用两套同心管柱来实现地面分层注入，中心管注下段油层，中心管和外管中间环空注上段油层[6]，通过地面装置调配注入量实现两段分层注入，可解决层间矛盾，提高驱替效率。此工艺具备两段分注能力，密封可靠，测试简单，缺点是不能下入测试工具、作业时间长，适用于有分层注气需求的注入井。

注气井防腐、防堵技术：一次性加入油套环空保护液，保护套管和油管外壁不被 CO2腐蚀。采取药剂周期洗井，有效防止了沥青质析出造成的井筒和近井地带堵塞。该工艺具有成本低、操作简单、防腐防堵性能好等优势，广泛适用于各类工艺完井的注气井。

3 CO2驱油技术

CO2驱油与埋存既是实现“减碳、用碳、替碳、埋碳的关键环节[7]，也是提高石油采收率的重要技术。吉林油田经过30余年技术攻关与矿场实践，依托全流程矿场试验区，创新研发了 CO2驱高效采油、动态调控、采出流体处理及循环注入等关键技术。

3.1 高气液比油井CO2驱油技术

低含 CO2采油阶段采油工艺与常规水驱采油工艺基本一致，随着 CO2注入量持续增加，见效油井产气量、CO2含量、套压持续上升，导致有杆泵泵效下降，甚至可能发生“气锁”不出液现象，影响生产时率。通过优化举升参数和举升工艺保障油井高效生产。

3.1.1 举升参数设计

针对 CO2驱采油井井筒流体动态特点，充分考虑CO2含量、含水率、原油组分对温度、压力的影响，建立了高含 CO2原油井筒流动压力、温度分布综合计算模型和 CO2驱采油井流入动态计算模型。耦合地层流入动态及泵效随泵吸入口压力变化关系，引入节点系统分析方法确定供采协调点，以供采协调点为依据合理优化设计泵挂、冲程、冲次、泵径参数，同时使用油管锚和优化泵体结构等手段，降低冲程损失、提高抗腐抗磨性能，降低井底气体对泵效的影响，提高举升效率。确定了举升参数评价指标，依据气液比、沉没度、充满系数构建了层次结构模型，考虑产液量、套压对泵效的影响建立评价指标判断矩阵，建立了不同气液比范围下的携气举升工艺制度。

3.1.2 举升工艺研发

考虑 CO2驱采油井见效后，高气液比、高套压生产状态影响油井正常生产，研发了多种高气液比井举升工艺进一步提高举升效率。防气举升工艺主体工具由控套专用采油井口、井下控套装置组成，矿场应用340余口井，实现了气液比50～100 m3/t油井掺输平稳生产；携气举升工艺配套工具由气液分离器[8]、防气泵及地面/井下控套装置组成，矿场应用280余口井，实现了气液比小于等于300 m3/t油井的常态化安全生产；机抽-自喷转换工艺配套工具由新型采油井口、杆式泵、自喷节流装置组成，矿场应用24口，实现了气液比大于300 m3/t油井的高效生产。结合油藏不同注入阶段及采油井动态反应，针对性建立了不同防气举升工艺设计原则，充分发挥防气举升作用。

3.2 CO2驱动态调控技术

陆相沉积储集层非均质性强，注气驱油时存在因CO2和地层原油流度不同导致的驱替介质突进等问题，影响注入 CO2的波及效率而降低驱油效果。吉林油田以“保混相、控气窜、提效果”为目的，形成了水气交替+泡沫驱组合调控技术，有效延缓油井见气时间，提高了CO2驱油效果。

3.2.1 水气交替注入

水气交替就是利用水与原油流度比低于 CO2与原油流度比的特点，通过注水及时封堵大孔道，形成弱调驱功能，既可充分利用 CO2混相驱优势，又可减少CO2的指进，扩大波及体积[9-11]。陆相油藏多层、非均质性强等，采用锥形水气（渐变水气段塞）交替调控方式，先注入一个大的连续气段塞，然后注入相对小的水段塞，互相交替，气段塞逐渐变小、水段塞逐渐加大，降低气产出量，达到有效控制气窜、扩大波及体积目的。矿场试验表明通过水气交替，气窜得到有效控制，进而实现了液、油正常产出。

3.2.2 CO2泡沫驱

CO2泡沫驱能够减缓层间和层内矛盾，控制气体的窜流，有效扩大 CO2波及体积，提高开发效果。一方面，由于泡沫的阻力因子高，能够有效控制气体或水的流度，改善驱替流度比；另一方面，起泡剂具有表面活性，具有降低界面张力、乳化剥离等作用，可以辅助提高洗油效率，实现大幅度提高采收率。吉林油田研发了适应高温条件下的 CO2泡沫驱体系，起泡剂质量分数0.40%，稳泡剂质量分数0.15%，发泡率大于300%，半衰期大于3 600 s。现场对3口井实施泡沫驱，注泡沫后注气压力上升 2.8 MPa，注水压力上升2.1 MPa，吸入剖面趋于均衡，产液、产油上升，气油比下降，表明 CO2泡沫驱能够控制气窜，起到了扩大波及体积的作用。

3.3 采出流体处理及CO2循环注入

CO2注入油层进行驱油，在未进行最终埋存前，部分 CO2会随采油井采出流体一同采出，CO2驱油的高气液比生产状态对集输系统和油井正常生产造成很大影响，经过反复试验，形成了以气液分输为主的采出流体处理和CO2循环注入技术。

3.3.1 CO2驱采出流体处理

CO2驱后原油发泡、温度降低对集输系统调控的影响较大，通过优化站内、站外 CO2驱采出流体处理工艺，实现了CO2驱集输系统平稳运行。

油气集输站内高含 CO2伴生气分离工艺：CO2驱采油井输送到油气集输站的含气、含油、含水液体经集油阀组后进入气液两相分离器进行气液分离，分离出的高含 CO2气体进入注入站循环回注系统，分离后的微含气液体与非 CO2驱采油井来液混合后进入气、油、水三相分离器进行二次分离，分离后液体进入外输流程，分离出的气体进入注入站循环回注系统，在循环注入站进行CO2分离。

站外气液分输工艺：随着单井气液比的增加，高含 CO2采出液严重影响集输系统正常运行，因而在采出液进入处理站前设计使用了气液分输工艺，采油井采出液体在井场或者计量间内气液分离装置进行气液分离，分离出的液体利用已建集油管线进入集油系统，高含 CO2气体利用新建集气管线进入注入站循环回注系统，在循环注入站进行CO2分离。

通过以上措施，高含CO2伴生气在进入循环回注系统前，不再因温度降低冻堵管线、不会形成原油发泡影响气液分离、计量和输送，保障了集输系统的正常运行。

3.3.2 产出CO2气循环回注技术

CO2驱见效后，CO2产出量伴随油气生产日益增多，循环回注是实现 CO2有效埋存的关键。结合吉林油田的实际情况，以不影响油藏最小混相压力为前提，形成了直接回注、混合回注、分离提纯后回注 3种循环注入方式。

直接回注：当产出伴生气中 CO2体积分数高于90%时，采用超临界注入工艺直接回注。

分离提纯后回注：当油井产出伴生气中 CO2体积分数低于 90%时，通过变压吸附技术分离出纯 CO2，通过压缩机注入单井[12]。

混合回注：通过模拟计算获得混相压力、驱替效率与伴生气CO2浓度的最佳组合，确定最小CO2浓度，采用纯CO2作为调节剂调和伴生气中CO2浓度达标后注入井内，该技术为吉林油田独创。将吉林油田油井产出伴生气与长岭气田脱碳后的纯 CO2混合，当混合气中CO2体积分数超过90%后注入井内，节约了伴生气分离CO2和液化存储成本。吉林油田2018年建成并投产中国唯一一座 CO2循环注入站，循环回注量大于10×104m3/d，伴生气实现了“零排放”，完整实践了CO2捕集、输送、注入及循环注入全流程技术体系。

4 CO2埋存与监测技术

4.1 油藏中埋存CO2机理与实践

油藏地质体中埋存 CO2的主要场所为具有较好圈闭条件的储集层孔隙空间，其构造相对稳定，上方分布有不渗透的盖层进行遮挡和封闭，避免埋存 CO2发生逸散。埋存 CO2油藏地质体的筛选需考虑地质安全性、埋存潜力、环境以及技术经济等主要指标。地质安全性指标技术上要求埋存区地质构造稳定、盖层封隔性好、断层和裂缝不发育、储集层埋深宜大于800 m且具有相对独立的地下水水体环境的油藏；埋存潜力指标要求构造圈闭或储集层等埋存体的平面展布面积大，具有埋存千万吨 CO2的能力；环境指标要求埋存区域地震活动少、周边没有大型人员聚集场所；技术经济指标首选能实现混相驱油的油藏，埋存深度不宜大于3 500 m。

CO2在油藏地质体中埋存方式包括自由气相、溶解和矿化等状态，在埋存的不同阶段，各种状态所占比例不尽相同，且不断地相互转化。实践中主要是通过油藏数据库或者数值模拟选取埋存区域，计算埋存潜力，确定注采参数，设计驱油和埋存运行方案，进行经济评价后赋予实施。吉林大情字井油田埋存 CO2采用地质埋存与提高采收率（EOR）相结合的方式，通过注入井将CO2注入到油藏中，多数CO2以自由态、溶解态和矿物状态储存在地下孔隙中，少数 CO2在驱油过程中突破驱替前缘，随油井伴生产出，产出的CO2再通过地面循环注入系统回注到油藏。

大情字井油田 CO2驱油与埋存主要目的层为白垩系青山口组青一段储集层，油藏类型为断层-岩性油藏，埋深约2 400 m左右，储集层砂岩厚20～30 m，且分布较广泛、各砂体间的连通性较高，其储集体上覆有厚层泥岩进行遮挡和封闭，总盖层厚度500～550 m，有利于 CO2的地质埋存实现长期有效封盖。目前大情字井油田5个油藏已累计埋存CO2250×104t，其中黑79小井距试验区累计注CO234.5×104t（折合1.07倍烃类孔隙体积），一次埋存CO227.1×104t，阶段动态埋存率78.6%，通过回注实现100%埋存。

4.2 CO2埋存安全监测技术

在油藏埋存 CO2过程中，地质原因与工程原因是CO2泄漏的主要因素[13]。为有效监测泄漏状况，吉林油田优化形成了“土壤碳通量[14]+浅层流体组分+碳同位素”三位一体的监测方法。

土壤碳通量监测：在地表监测土壤单位时间向大气中排放 CO2的速度变化，获得碳通量数据。注 CO2之前测量土壤碳通量作为背景值，注 CO2后定期监测土壤碳通量与背景值对比，若碳通量增加 10%以上，可以判断为 CO2泄漏。吉林油田 CO2埋存现场利用LI-8100A-土壤碳通量自动测量仪监测碳通量，该设备可以测量的CO2体积分量为（380～25 000）×10-6，操作简便，适用于CO2驱油与埋存全过程的封存监测。

浅层流体组分监测就是在 CO2驱油与埋存区域内布设地下浅层监测井，将监测层位的水、气样品采出，对pH值与Cl-、N2、CO2浓度等指标进行分析。注CO2之前先布置好地下浅层监测井，测量水、气样的pH值、CO2体积分量等指标作为背景值，注 CO2后定期取地下浅层井水、气样，测量pH值与CO2浓度等指标与背景值对比，若pH值减小1以上、CO2浓度增加10%以上，可以判断为CO2泄漏。

碳同位素监测：通过碳同位素分析仪分析样品碳同位素数据，利用自然界中因产生途径不同而导致的碳同位素差异，可以有效判断碳的来源。气藏中 CO2或化石能源产生的CO2和地表自然环境中CO2的碳同位素组成是不同的，可以用δ13C值定量分析。注CO2前分析地表自然环境中碳同位素δ13C值作为背景值，注CO2后分析不同气源的碳同位素δ13C值作为比较值，然后再跟踪分析地表自然环境中碳同位素δ13C值，与背景值和比较值对比，若实测的碳同位素δ13C值接近比较值，说明未发生泄漏，若大于比较值，说明发生泄漏。

5 CO2腐蚀防护技术

CO2驱油与埋存过程中 CO2会加剧井筒、油气设备及管道等的腐蚀程度，快速降低其完整性，极易发生安全和生产事故。有针对性地采取防腐技术，是保障CO2驱油与埋存安全的关键。

5.1 CO2腐蚀防护评价方法

吉林油田原水驱环境腐蚀性本身较强，转注 CO2后油井伴生气中的CO2体积分数为40%～90%。温度、压力、含水、CO2等因素会加剧矿场腐蚀。因此，吉林油田利用高温高压釜、旋转挂片仪、应力反应釜、XRD衍射仪、液相色谱仪、微相现象仪等搭建了腐蚀实验平台，结合矿场工艺参数和流体状况，深入分析温度、压力、流体中的离子类型与浓度对 CO2腐蚀的影响，再通过对腐蚀产物的分析验证腐蚀因素，经过对实验数据总结，建立了CO2腐蚀实验评价方法[15]和CO2腐蚀主控因素评价流程，形成了“室内实验+中试试验+矿场试验”一体化腐蚀实验评价方法，揭示了多重因素主导下的腐蚀规律。

5.1.1 CO2腐蚀实验评价方法

CO2驱工况变化复杂，腐蚀评价方法是认识腐蚀规律，开展防腐效果评价的重要手段。吉林油田采用室内高温高压动态模拟、全尺寸腐蚀模拟装置中试试验、矿场井筒应用试验等多种评价方法，不断优化实验温度、压力、时间等参数，形成了一体化腐蚀实验评价方法。

5.1.2 CO2腐蚀主控因素评价流程

根据 CO2驱油过程的工艺环节，首先明确设备及管道中流体的物理化学形态，从注入水水质、采出水水质、注入 CO2气组分、伴生气组分、细菌构成等方面入手，掌握生产过程中各类腐蚀因素的参数变化，然后对设备、管道、工具等生产设施取样开展腐蚀分析评价，确定主控因素，再通过室内腐蚀模拟与分析，验证腐蚀主控因素分析的准确性，最后根据分析结果为药剂类型、防护材料优选及防腐对策制定提供依据。

5.2 CO2防腐技术对策

针对吉林油田 CO2驱水质矿化度、CO2腐蚀、硫酸盐还原菌等腐蚀主控因素的影响，通过室内实验和矿场试验的实践，确立了“以 CO2防腐药剂为主，关键部件采用高等级材质为辅”的防腐技术路线[16]。其中井筒工程采用碳钢加缓蚀剂，井口、封隔器、泵筒等核心设备与阀件采用不锈钢，输气管道采用 Q345B无缝钢管，地面管网主体采用不锈钢材质加缓蚀剂，部分采取非金属材料。

吉林油田以注采系统温度、压力、CO2含量、含水率等指标为基础，结合注气井、采油井、地面集输系统存在的 CO2、水、细菌等主要腐蚀介质与危害因素，研发形成了缓蚀、杀菌一体化配方体系，主要由咪唑啉衍生物、喹啉季铵盐和十二烷基二甲基苄基氯化铵等组成，通过体系合成与复配，提高了综合防腐性能，年腐蚀速率小于 0.076 mm[17-18]，杀菌率达到100%。配套安装了自主设计的连续加药装置，实现了防腐药剂的矿场有效加注，保证矿场防腐效果。

5.3 CO2腐蚀监测技术

为准确掌握矿场腐蚀状况或药剂体系防护效果，需要开展腐蚀监测跟踪工作。吉林油田针对 CO2驱的特点，自主研发形成了井口腐蚀监测、采油井井下油杆挂片监测、注采井油管挂环（油管内、外）腐蚀监测、产出流体残余浓度检测、管道和汇管超声波测厚、注采井井下弱极化、电阻探针等监测技术。目前监测数据表明，年腐蚀速率均控制在行业标准0.076 mm以下，保障了矿场安全平稳生产。

6 矿场实践与应用效果

吉林油田 CO2捕集驱油与埋存项目历经室内实验、试注试验、先导试验、扩大试验和工业化应用 5个阶段，建成了国内首个全产业链、全流程CCUS-EOR（碳捕集、驱油和封存）示范项目，是目前全球正在运行的21个大型CCUS（碳捕集、利用和封存）项目中唯一一个中国项目，也是亚洲最大的提高石油采收率项目[19]。现已累计埋存 CO2250×104t，累计增油23×104t。

定型了吉林油田胺法捕集、气相输送、超临界注入、产出伴生 CO2混合循环回注的全流程工艺技术与核心装备。建成了日处理含 CO2天然气 450×104m3的N-甲基二乙醇胺碳捕集装置。建成了3种相态输送管道121 km，建成两座日注能力达1 200 t的液态CO2注气站，建成中国首座日注能力达60×104m3的超临界CO2注入站。建成中国首座 CO2循环注入站，日回注CO2能力达 20×104m3。

经过现场试验攻关与探索，在大情字井油田陆续建成了黑59、黑79南、黑79北小井距、黑46及黑125共5类CCUS示范区，注气井组88个，注气井采用防腐技术后可有效使用 5～8年，年埋存能力 35×104t，年驱油能力10×104t，现已累计注入CO2223×104t，累计增油32×104t。2008年建成黑59 CO2驱先导试验区，规模为6注25采，2014年10月停注，累注气0.33倍烃类孔隙体积，高峰期日产油较水驱提高69%。2010年建成黑79南CO2驱扩大试验区，规模为18注60采，2015年4月停注，累计注气0.21倍烃类孔隙体积，高峰期日产油较水驱提高33%。2012年建成黑79北小井距全生命周期扩大试验区[20]，同年7月开始注气，注采井距、排距缩减至原来水驱时的一半，规模为10注27采，目前累注气36.5×104t（折合1.13倍烃类孔隙体积），该试验区CO2累计注入量远超过美国大多数现场应用水平（0.6～0.8倍烃类孔隙体积），是目前中国唯一实践了初期到中后期全过程的开发试验项目，与水驱预测产量相比，日产油量提高约 5倍（见图 1），其中核心评价区提高约 6倍，累计增油2.67×104t，阶段提高采出程度24个百分点，预测提高采收率25个百分点以上。矿场试验证实CO2驱在大幅度提高原油采收率的同时，也可在驱油过程中有效埋存于油藏中，经循环注入后实现CO2全部埋存。