| 中国的石油行业自上个世纪后期开始系统地进行CO2驱油与CO2地质埋存的研究。从目前的理论研究成果和现场试验效果看，无论在高含水后期油藏提高原油采收率，还是在特/低渗透油藏开发中建立有效的驱替系统并大幅度提高单井产量方面，均表现出显著的效果，预示着提高石油采收率主体技术的发展和进步。其意义在于不同于国外海相沉积储层的中国陆相沉积储层，在化学驱提高采收率技术广泛应用过程中储备了新的气驱提高采收率的技术。中国石油在吉林油田开展的CCS-EOR先导试验，凸显了CO2驱油技术在开发低渗透油藏的三大技术优势。
第一，CO2作为驱油剂可以在低渗透油藏建立有效的驱替系统。水驱开发低渗透油田最大的难点是补充能量困难，不能建立有效的驱替系统。而CO2驱可以在相对较大的井距下，持续建立有效的驱替系统，现场动态表明，CO2的注入能力是注水的3～4倍，且能保持稳定。同时，CO2驱具有比水驱小的井网密度和更高的产量，在经济上更具优势。
第二，CO2驱可缓解由于供液供能不足造成的低渗透油藏中高含水阶段产量快速递减问题。国内部分低渗透油藏具有原始含油饱和度低（不到45%）的特点。油田投产即含水（含水率在40%左右）。现场动态表明，经过短时间注入CO2后，就会出现油井产油量上升和含水率下降的开发阶段，上升幅度为50~120%、下降幅度为30~60%。国内低渗透油藏开发中存在的另一个问题是在水驱开发的中高含水阶段，油田整体出现产液、产油和供液能力下降，依靠注水提液技术难以维持产量稳定。对于这类油藏，注CO2可以缓解因供液供能不足引起的开发产量快速下降的趋势。
第三，实施CO2驱油技术可减少低渗透油田的压裂投资，更具经济性。国内多数低渗透油田基本没有自然产能，需要通过压裂改造才能实现工业性开发[19]论文格式。吉林油田CO2驱先导试验中尝试了不进行储层压裂直接投产方式，取得了明显的效果战略区域，根据对典型低渗透油田水驱压裂井与CO2驱不压裂井的产量对比统计， CO2驱不压裂油井的产量一直是水驱压裂油井的产量的1~1.9倍，并且由于不进行压裂，降低了运行成本，获得较好的经济效益。
国内低渗透石油资源占总资源量的一半以上。鉴于CO2驱技术在开发低渗透油藏方面的优势，应用CO2驱技术开发边际油藏将是今后一段时期国内石油行业的主要发展方向之一。与国际前沿水平相比，中国的石油行业在CCS-EOR方面还面临两大技术挑战。
第一，CO2驱大幅度提高石油采收率技术。根据目前国内外的共识，CO2混相驱提高石油采收率的幅度在10-15%，CO2非混相驱提高石油采收率的幅度在8-12%。与国际上的应用对象不同，中国主要应用CO2驱油技术开发难动用储量和提高水驱后油藏的采收率。由于国内陆相沉积原油的含蜡、含胶质、沥青质量高以及凝固点高等特点，中国东部许多油田难以达到CO2混相驱条件。因此，通过扩大波及体积、改善混相条件、增加注入量等手段把CO2驱提高的采收率增加到15%左右，是东部地区油田CO2驱大幅度提高采收率的主要技术挑战。西部地区是中国发现新储量、产量接替的地区，需要针对西部大量低渗/特低渗油田的特点，逐步开展提高动用率和混相驱大幅度提高采收率的应用基础和应用技术研究。
第二，地下埋存CO2的能源转化技术。上世纪末日本、美国等提出能源转化的思路。例如，利用自然界的产甲烷菌，通过生物学、化学和地球物理学等学科的交叉，建立微生物或生物反应系统，将CO2转化为CH4。利用产甲烷菌进行油藏埋存CO2的能源转化是对CCS-EOR架构的拓展，对中国石油行业更具有战略意义，可实现CO2驱油提高采收率、CO2埋存以及CO2转化能源的三重功效。核心技术是筛选和培育在高温、高盐、高压等条件下高效利用CO2产生CH4的菌种。目前国内已有多家单位开展了利用微生物地下再生甲烷技术的探索与研究。
4 中国发展CCS的策略及实施建议
中国已将减排CO2内容纳入能源发展的中长期规划。结合中国现阶段在CCS-EOR方面的实践和技术特点，建议中国分阶段实施CCS技术。
第一阶段，利用成熟技术，实施优势产业部门的CCS技术集成与示范。例如，利用含CO2天然气开发过程中分离出的高纯度CO2或工业乙醇制造业副产的CO2，进行CO2驱油与埋存的先导性试验与示范。
第二阶段，跨产业部门的技术集成与工业化CCS技术试验与示范。针对精细化工、煤化工等部门产生的较高纯度CO2，进行CO2驱油与埋存的工业示范。
第三阶段战略区域，跨部门实施工业化的CCS；对普通燃煤电厂捕捉的CO2，进行工业化的CO2驱油与埋存，建成广义的CCS-EOR产业链。
根据中国目前乃至今后CO2排放源相对集中分布的特点和油气藏的总体分布特征，初步规划八个CO2驱油与埋存的战略区域。
①松辽盆地CO2驱油与埋存区
松辽盆地是中国蕴藏丰富油气资源的重要油气生产区。大庆长垣中高渗储量和长垣外围低渗储量平分秋色。前者已进入特高含水期，利用CO2驱技术仍具有进一步提高采收率的潜力；后者水驱开发效果差，从目前已开展的CO2驱油试验看，前景良好。CO2驱既能改善储层的物性，又能提高单井产量和采收率，可以作为油气战略储备基地进行工业规模的CO2驱油与埋存。松辽地区距油田百公里的范围内分布有多个乙醇厂、化肥厂和化工厂，它们副产的大量高纯度的CO2，是开展CO2驱油和埋存的物质基础。
②海拉尔/二连盆地CO2驱油与埋存区
海拉尔/二连盆地具有十亿吨以上的油气资源规模，属典型的特低渗油藏。发育含火山质储层，强水敏特征，水驱开发极其困难，油品多属轻质油，注CO2易于混相，能较大幅度提高采收率。在该地区煤炭资源极其丰富，具有很多电厂，并准备启动IGCC项目，产生大量较高纯度的CO2，有着进行CO2驱油与埋存得天独厚的条件。
③环渤海CO2驱油与埋存区
环渤海地区主要包括胜利、大港、辽河、冀东、华北和渤中等油田，具有近百亿吨油气资源，是中国最重要的油气生产基地。相对较浅的上第三系储层已进入特高含水期，需要通过CO2驱提高采收率，这套储层在渤海湾地区分布稳定，其中还发育丰富的水体是作为盐水层封存CO2的有利区域；相对较深的下第三系储层、埋深大、水驱效果差，但油品性质好，适于CO2混相驱大幅度提高采收率。环渤海地区发电厂、化工厂较多并排放大量CO2。特别是在滨海新区准备启动相当规模的IGCC项目，同时排放大量高纯度的CO2，所以进行CO2捕捉并埋存战略区域，既保护环境又提高采收率，是实现双赢的有利场所。
④鄂尔多斯盆地CO2驱油与埋存区
鄂尔多斯盆地是中国油气资源最丰富的地区之一，区内有长庆油田和延长油田等。该区内发育的三叠系储层，属典型的特低渗储层。水驱采收率低，但油品性质好、地温梯度低，适于CO2混相驱大幅度提高采收率论文格式。该地区已建和在建多个大型煤制油和煤化工项目，将产生大量较高纯度的CO2。该地区是CO2埋存和驱油相结合的有利地区。
⑤新疆三大盆地CO2驱油与埋存区
位于中国西部边陲的塔里木、准噶尔和吐哈盆地油气资源丰富，油品性质好，易于实现CO2的混相驱。在该地区运行的多个大规模化肥厂副产高纯度的CO2。另外，新疆地区煤炭资源丰富，正在筹备多个煤化工和燃煤发电项目，具备实施CO2埋存和驱油一体化发展的有利条件。
⑥中东部CO2驱油与埋存区
该地区涵盖中原、南阳、江苏、江汉等油田，油气资源较丰富。目前上述油田正在主攻提高采收率的主体技术。该地区分布有很多化工厂和发电厂，排放纯度不等的CO2。中原油田和江苏油田的前期试验表明，CO2驱提高采收率技术有较好的应用前景，该区是CO2驱油和埋存结合的理想区域。
⑦近海地区CO2驱油与埋存区
中国近海地区已经发现了多个油田，特别是在南海地区发现了含CO2的天然气资源，开发天然气资源需要解决CO2排放问题，因此，该地区也存在CO2埋存和驱油相结合的有利条件。
⑧晋陕地区提高煤层气采收率和CO2埋存区
晋陕地区有着丰富的煤炭资源和煤层气资源，是中国最有可能规模化实施提高煤层气的采收率（ECBM）的地区。该地区发电厂集中，产生的CO2数量较大。是构建火电厂捕集CO2、注CO2到煤层提高煤层气的采收率（ECBM）和进行CO2埋存的理想地区。
上述八个战略区域的资源特点各有不同，构建CCS产业链所需的关键技术也不同，应在统筹资源特点和技术经济条件的情况下，按照三阶段实施的原则，规划和部署CCS产业结构。在实施CCS技术的过程中，应遵循先易后难、积累经验、逐步推进、和谐发展的原则。在发展CCS技术的过程中，要以科技创新作为突破口，全面提升中国CCS-EOR方面的科学技术水平和自主创新能力，全面提升科技进步对发展经济和节能减排的贡献。目前战略区域，亟需在上述地区开展技术可行性论证，适当安排先导试验。鉴于上述地区已有大量的石油钻探和煤层开采的翔实资料，建议在国家统一规划下，尽早展开系统地CO2埋存与驱油的潜力评价，为尽快形成中国CCS的总体构架和制定中国的CCS路线图奠定基础。
5结 语
①CCS技术是解决全球气候变暖问题的最具发展前景的解决方案之一，许多国家都开展了相关的研究并进行了实质性试验，中国面临着国际社会的压力。
②中国的国情、发展阶段和能源结构决定了现阶段CCS最为可行的做法是走CO2捕集、埋存与油气田提高采收率（CCS-EOR）相结合的道路，既实现CO2减排的社会效益，又产生巨大的经济效益，是当前CCS的最佳实现途径。
③中国的石油行业将充分利用油气资源及其开发技术的优势，大力推动CCS技术的发展，积极攻关当前的瓶颈技术，储备未来地下埋存CO2的能源转化技术，为CCS技术的工业化推广奠定基础。
④根据中国油气煤等资源特点、CO2排放源的分布现状、CCS-EOR的实践和技术现状，提出了分步实施建议，规划了八个CO2埋存与驱油区域。
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