全文刊载于《前瞻科技》2023年第2期"油气钻采科学技术专刊”。
文章摘要
CO2提高油气采收率与地质封存是中国保障能源安全以及发展低碳经济的关键技术，为中国实现“碳达峰、碳中和”目标提供重要技术支撑。文章梳理了CO2提高油气采收率与地质封存的基本机制，总结了世界范围内CO2提高油气采收率与地质封存的关键技术及其应用现状，从生态保护和经济发展的角度展望了CO2提高油气采收率与地质封存技术商业化的发展前景，详细分析了该技术在中国实现商业化所面临的挑战，并提出了相关建议。作为碳排放与能源消费大国，应当结合中国基本国情，通过财政补贴、完善碳税制度及碳市场来支持CO2提高油气采收率与地质封存技术的推广，同时加紧科研攻关与技术合作，健全碳捕集、利用与封存（Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS）全产业链，引领经济健康与持续发展。
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近年来，随着世界工业化进程的进一步加快，CO2等温室气体大量排放，全球气候面临着巨大的挑战。根据世界气象组织2021年发布的全球气候状况报告显示，2021年全球平均气温（1—9月）较1850—1900年高出约1.09 ℃，且目前这种增长仍在持续。气温上升的结果是近年来极端天气发生频率大幅增加。因此，为了人类社会的可持续发展，采取各种措施以减少环境中的CO2排放量势在必行。为了实现“碳达峰、碳中和”（简称“双碳”）目标，中国正采取一系列措施来降低碳排放，碳捕集、利用与封存（Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS）被认为是降低碳排放的有效方式之一。在油气开发领域，CCUS技术是指将捕集到的CO2注入油气藏，把地下油气采出地面，而CO2滞留在地下空间，在CO2封存的同时达到提高油气采收率的目的。中国的碳排放形势与能源消费结构决定了该技术在中国有着巨大的发展潜力。目前中国处于经济高速发展的阶段，工业生产碳排放量大。同时中国的能源消费结构仍然以煤炭、石油、天然气等化石燃料为主（图1）。CCUS技术可以有效降低化石能源开采过程中的碳排放（图2），有助于实现化石能源的清洁利用。
图1 中国一次能源消费结构变化趋势
图2 基于CCUS技术的化石能源清洁利用模式
在国外，CCUS技术被广泛应用于油气开采与CO2地质封存过程。美国早在1958年就开始了注CO2的矿场试验，油气采收率提高幅度目前已达30%，仅在2021年就实现了增产1600万t原油、封存5000万tCO2。与之相比，中国在CCUS技术研发上起步较晚，同时油气藏地质条件更加复杂，不同油气藏物性差异大，在CO2提高采收率幅度与封存率上与发达国家仍有较大的差距，目前在理论与技术体系上仍处于初级阶段，应用规模小。考虑到中国目前碳减排需求，应当充分利用好中国巨大的油气资源开发潜力，探索适于中国油气藏的先进CCUS技术，深入研究不同类型油气藏地质体CO2提高采收率与地质封存机制，同时开发与应用先进的CO2监测技术，保障CO2封存的长期安全性，实现碳封存与油气开采的协同优化。
1 CO2提高油气采收率与地质封存机制及关键技术
CCUS技术应用于油气田开发领域的目的主要有两个：一是进一步提高油气采收率，二是实现CO2的安全高效封存。因此，除了CO2捕集和运输以外，CCUS项目的关键技术有CO2提高油气采收率技术、CO2封存技术及CO2安全监测技术等。
1.1 CO2提高油气采收率机制
总体来看，CO2提高油气采收率的主要机制包括与原油的混相、相态反转、溶胀、改善水油流度比、扩散、竞争吸附及改善储层物性等作用。对于不同类型的油气藏（如低渗/特低渗油藏、致密油藏、页岩油气藏、高含水油藏等），CO2提高采收率与增产机制具有一定的差异性。表1为CO2提高油气采收率与增产机制及其适用范围。
表1 提高油气采收率与增产机制及其适用范围
1.2 CO2提高油气采收率关键技术
CO2提高油气采收率所采用的技术由CO2采油采气机制以及油气藏的类型所决定。对于不同的油气藏类型，如低渗/特低渗油藏、致密油藏、高含水油藏等，考虑储层物性（如孔隙度、渗透率、流体饱和度、岩性）、流体物性（如黏度、密度）等的差异，其开发方式与提高采收率机制也各不相同。
1.2.1 低渗/特低渗油藏提高采收率技术
在中国，以低渗/特低渗油藏为代表的低品位油藏储量相当庞大，具有广阔的开发前景。低渗/特低渗油藏CO2驱技术以混相驱为主。研究表明，将CO2与其他气体（如烟道气、氮气等）以段塞的形式注入，可以降低注入段塞前端CO2的弥散扩散，同时后段气体的注入可以提高驱替压力以实现混相。与纯CO2相比，在正常油藏压力下注CO2 N2可使油藏采出程度提高2%~3%。此外，目前国外在注CO2过程中已大量采用注超临界CO2的方式来提高低渗油藏的混相驱油效果，而国内在超临界CO2提高低渗油藏采收率方面应用还不是非常广泛。因此，需要进一步开展低渗/特低渗油藏超临界CO2混相驱技术研究，同时加强油田伴生气及工业废气的回收利用，提高CO2驱油效率和封存率。
1.2.2 致密油藏提高采收率技术
致密油藏是指基质渗透率低于0.1× 的油藏，具有纳米孔喉主导、裂缝不发育、孔隙结构复杂、基质渗透率极低、储层岩性复杂及毛管渗流阻力大等特点，因此原油在此类油藏中的通过能力极差。由于CO2具有流动性好、溶于原油、在油藏温压条件下易与致密油形成混相等特点，因此注CO2被认为是提高致密油采收率的有效方式。目前，利用CO2开采致密油的工艺与技术主要有体积压裂后CO2吞吐、碳化水驱、超临界CO2驱、CO2水气交替注入、CO2泡沫驱等。考虑到致密油藏低孔低渗的特点，在CO2吞吐之前，对储层进行体积压裂改造形成复杂缝网，为原油流动提供通道，以进一步提高CO2吞吐的开发效果。根据马铨铮的研究，在适当的条件下，体积压裂后致密油藏CO2吞吐可进一步提高采收率超过16%。此外，致密油藏进入高含水期后，可以利用CO2溶于水的特性，形成碳化水驱，通过CO2在水相与油相之间的相间传质作用进一步提高水驱后致密油藏的采收率（图3）。于海洋等认为，碳化水驱还可以与表面活性剂驱等三次采油技术相结合，进一步提高致密油藏的开发效果。
图3 碳化水驱从水相传递到油相的过程
此外，还可以通过注采方式优化对CO2不同的提高采收率机制进行协同创新。驱吐协同是开发致密油藏过程中利用渗吸驱油，使CO2进入致密储层的纳米级孔隙，对基质中原油产生有效驱替的技术。通过注入、采出井的周期性开闭，循环进行CO2驱与CO2吞吐两个过程（图4），以此扩大致密油藏中CO2与原油的接触范围，实现CO2驱与CO2吞吐两种不同机制的协同优化，进一步提高致密油的采收率。因此，对于传统驱替模式难以见效的致密油藏，可以利用CO2在多孔介质中的扩散作用，发展并优化多类型CO2注入工艺，实现致密油藏的高效开发。同时，可以考虑将致密油藏CO2开发的成功经验应用于页岩油气藏等孔喉更加细小的油气藏中，进一步拓宽技术的应用范围。
图4 致密油驱吐协同过程
1.2.3 中高渗高含水油藏控水增油技术
对于进入高含水阶段的中高渗油藏，通过CO2泡沫驱或者将CO2与其他三次采油技术相结合，可以起到调剖堵水及扩大波及的作用，相关技术在胜利油田等传统主力油田中应用效果较好，显著提高了原油产量。以CO2泡沫驱为例，其在中高渗油藏中主要利用CO2泡沫对油藏含水层位选择性封堵的特性来实现增油控水的效果。该技术的核心在于研发合适的起泡剂和稳泡剂，以提高其耐盐、耐温、耐油性、洗油性及稳定性。根据任韶然等、李兆敏等的研究，基于胺类化合物的CO2敏感性泡沫剂体系是目前较为先进的CO2泡沫驱体系，对中高渗油藏调驱具有较好的效果。此外，随着三次采油技术的进步，CO2驱油与聚合物驱、碱驱及三元复合驱等三次采油技术进一步融合，发展成为新型绿色高效的驱油技术。例如，李阳等通过对江苏油田区块的驱油挖潜实践发现，向长期水驱后的油藏注入洗油剂和CO2，可以有效改变储层润湿性，进一步降低残余油饱和度，同时控制含水率的进一步上升，达到控水增油的目的。这种新型提高采收率技术被称为2C（CO2 Chemical）技术，是利用新技术开发老油田的典型代表，使高含水老油田重新焕发生机。随着中国的主力油藏逐步进入高含水、高采出程度的“双高”阶段，应当大力发展CO2驱三采工艺，同时利用枯竭老油田作为CO2安全封存的理想场所，进一步挖掘老油田地下空间的利用价值。
1.2.4 页岩油气藏CO2压裂技术
CO2压裂技术是利用CO2作为压裂液成分的储层增产技术，具有低耗水、环保、高效、低储层伤害的特点，可应用于页岩油气藏、煤层气、致密及低渗油藏的储层改造与增产。与传统的水力压裂技术相比，CO2压裂技术不会引起黏土膨胀，因此适用于水敏地层，同时没有水锁现象，没有聚合物残留，因此对储层伤害小。在CO2压裂造缝过程中还可以降低原油黏度，在储层改造的同时提高采收率。
CO2压裂技术经过几十年的发展，方法和工艺也不断得到改进。近年来，超临界CO2以其不同于液态和气态的独特性质被应用于CO2压裂技术中。超临界CO2密度近似液态，而黏度接近气态，扩散性好，解决了液态CO2在油藏条件下稳定性差的问题。2011年，沈忠厚等在国内首次提出了超临界CO2压裂技术。随后，王海柱等进一步证实，采用超临界CO2作为压裂液对非常规储层进行压裂改造，可以有效解决传统水力压裂带来的储层伤害等问题。
除了纯CO2压裂以外，将CO2压裂与常规水力压裂相结合是当前页岩油气藏储层改造的重要发展方向。例如，黄倩等提出了CO2前置增能加砂压裂技术，利用滑溜水结合CO2的低黏特性，克服了纯CO2压裂造缝形态复杂、缝宽小的问题，降低了压裂液对地层的伤害。在此基础上，有学者进一步提出了CO2常压混砂准干法压裂技术及CO2泡沫压裂技术等，通过新型压裂液增稠剂的研发，提升CO2压裂的效果。
目前，CO2提高采收率相关技术已逐渐应用于低渗/特低渗油藏、致密油藏以及页岩油气藏等低孔、低渗、低品位非常规油气藏。在CO2吞吐、CO2泡沫驱、CO2无水压裂工艺及多种工艺协同方面仍需加强攻关。
1.3 油气藏CO2地质封存机制
CO2地质封存是指将CO2储集于具有良好封闭性的地质体中，从而降低大气中的CO2浓度。目前比较可靠的CO2封存方式有CO2驱油与封存、枯竭油气藏封存、咸水层封存、煤层封存等。其中，枯竭油气藏与咸水层封存难以在封存过程中创造较高的经济效益，而煤岩限于自身的性质与开采方式而难以实现CO2的大规模封存，因此都具有一定的局限性。与之相比，CO2地质封存与提高采收率一体化技术可以在实现CO2大规模封存的同时提高油气藏的采收率，因而具有更好的发展潜力。
CO2在油气藏中的赋存状态有自由态、溶解态及矿物状态。通常情况下，CO2在同一油气藏中的地质封存会受到构造封存、残余封存、溶解封存及矿化封存多种CO2封存机制的共同作用。构造封存是指利用具有良好封闭性的盖层遮挡来阻止油藏地质体内的CO2持续向上运移，进而实现CO2长期封存的目的。盖层封闭性的好坏直接影响CO2在地质体中的封存量与封存时效。因此，在选取CO2封存地点时，应当严格评估目标区域的储盖组合关系，实时监测盖层的有效性与完整性。对CO2通过扩散、裂缝泄漏及毛细泄漏等方式侵入盖层的机制是目前研究的热点。残余封存是指地层中的CO2在毛管力的作用下以气泡等分散相的形式被束缚在多孔介质中，又称毛细封存。在较长的时间尺度上，CO2受毛管力作用，在地下多孔介质空间内具有较好的水力学稳定性，即以小气泡的形式稳定滞留在储层基质中。因此，残余封存是实现CO2在油气藏中长期封存的主要机制，同时也是最安全的CO2长期封存形式之一。溶解封存是指CO2注入地下后以溶解态的形式封存在地下流体（原油、地下水）中。对处于生产阶段的油气藏，溶解在原油中的大量CO2仍然会经由生产井采出，因此这一部分的CO2封存率较低，CO2主要封存于不与地面接触的地下水体以及滞留于死孔隙的束缚水与残余油中。因此，CO2溶解封存机制更多地被应用于枯竭油气藏及咸水层封存过程中。矿化封存是指随着CO2溶解量的增加和封存时间的推移，溶解了CO2的酸性地层水与富含镁、钙的碎屑岩及碳酸盐岩发生化学反应，生成碳酸盐类矿物或其他稳定的矿物的过程。由于产生的固相物质很难进一步运移或发生反应，因此矿化封存是目前最安全、最持久的封存方式。图5为4种CO2封存方式的示意图。
图5 封存方式的示意图
以上4种CO2封存方式在封存容量及封存永久性与安全性方面各有优势（图6），短期内以构造封存和残余封存为主，但从长远来看，仍然需要依靠较为稳定的矿化封存来实现CO2的永久性封存。
图6 不同封存机制对比
1.4 油气藏地质体CO2封存关键技术
根据1.3节的分析，构造封存和残余封存在CO2短期封存贡献率上起到了主要作用。因此，可通过合理的封存构造选择及合适的注气方式来达到高效注气、大规模封存的目的。例如，在吉林油田的CCUS项目中，通过开发目标区块巨量的非常规油气资源为CO2地质封存提供了巨大空间，同时CO2稳定重力驱有效提高了油气藏地质体的CO2封存率。Xu等认为，通过CO2泡沫驱的方式，可将CO2以分散相注入油气藏，利用气泡的界面张力作用提高CO2在地下多孔介质中的热力学稳定性，提高封存效率。与CO2气泡相比，CO2泡沫表观黏度更高，可以有效抑制油藏中的“黏性指进”现象，从而提高CO2的波及效率，增大CO2在地质体中的封存量。对于以页岩油气藏为代表的非常规油气藏CO2封存，可以通过适当延长焖井时间及提高注入压力来提高CO2在页岩储层中的封存率。
对于CO2在地质体中长期封存的稳定性，主要通过较长时间范围内CO2与储层岩石及流体的物理化学作用来实现，而CO2与硅酸盐岩矿物发生沉淀作用是CO2矿化封存的主要机制。除了向固体矿物转化之外，注入油气藏中的CO2可以通过与产甲烷菌发生化学反应产生甲烷，二次开采后可实现地球上碳资源的循环利用。CO2向生物燃料的转化有助于废弃油气藏中残余油的进一步动用，大大提高了中后期老油田的开采价值，延长了开采期限，同时对于扩大CO2封存容量、提高CO2封存稳定性具有重要意义。
1.5 油气藏地质体CO2泄漏安全监测关键技术
由于CO2注入后在地下始终处于不断运移的过程，同时钻井等地下活动的发生以及地质体本身存在裂缝、溶洞，因此处于封存状态的CO2存在一定的泄漏风险（图7）。CO2的泄漏除了会使运行中的CO2封存项目失败以外，对生态环境及生物安全也会造成极大的破坏。因此，在研究CO2地质封存技术、提高封存效率的同时，应注重CO2泄漏安全监测技术的研发，以达到CO2长久、安全封存的目的。
图7 地质封存过程中泄漏示意图
根据监测原理的不同，CO2封存安全监测技术可分为地表以下CO2监测技术及地表以上CO2监测技术（表2）。其中，地表以下CO2监测技术主要是利用土壤、岩石在声、电、磁、热等方面的特征，对其中的CO2浓度以及气体泄漏造成的岩石形变进行监测。目前，比较先进并得到一定程度运用的地表以下CO2监测技术有长电极电阻断层扫描技术、分布式热式传感器、CO2饱和度监测工具及偶极声呐成像系统等。地表以上CO2监测技术主要通过大气CO2浓度的测量来实现CO2的监测，目前运用该原理的主要技术有红外气体分析仪、集聚气室监测方法等。这些技术的原理先进，并得到了一些现场应用，但大部分监测方法存在价格昂贵、监测步骤复杂、无法实现实时监测等问题，这些方面也是日后进一步研究的重点。
表2 封存安全监测方法对比
2 CO2提高油气采收率与地质封存技术应用现状
2.1 国外应用现状
自20世纪50年代美国大西洋炼油公司获得首个CO2驱油专利起，CO2便逐渐应用于油气生产过程中；经过60年代CO2驱油的矿场试验及70年代的工业化发展，应用于CO2驱油的CCUS技术在美国已经发展成熟。目前，国外已有多个大型油气田碳封存项目正在运行，如加拿大的Weyburn油田、挪威的Sleipner天然气田及美国Petra Nova油田等。
由于以美国为首的西方国家在CO2提高采收率与封存领域研究较早，技术积累雄厚，加之得天独厚的油藏地质条件及稳定的CO2气源供应，因此无论是理论上还是技术上都处于较为先进的水平。从理论研究上来看，国外在微纳尺度CO2/油/水/岩石相互作用机制、CO2提高采收率与封存数值模拟技术、CO2体积压裂改造与增产机制、CO2泄漏风险识别与控制技术等领域都处于领先水平，并形成了CO2多相多尺度渗流理论与热力学数据库，为相关项目的开展提供了大量的技术储备。同时，国外用于CO2提高采收率与封存项目的油气藏性质相对较好，具有原油黏度低（<10 mPa·s）、易混相的特点，有助于项目的开展。截至2021年，美国此类项目提高采收率幅度超过了25%，实现原油增产0.16亿t，CO2封存量达0.5亿t，是CO2提高采收率与封存技术的应用典范。表3列出了国外代表性CO2提高采收率与地质封存项目。
表3 国外代表性提高采收率与地质封存项目
2.2 国内应用现状
与国外相比，中国将CO2应用于油气田开发的时间也并不算晚，早在1965年大庆油田已经开始进行CO2驱油的矿场试验。20世纪80年代以后，吉林油田、冀东油田和江苏油田等单位也陆续开展CO2驱油的相关试验，但尚未进行规模化应用。直到2005年前后，中国才形成了CCUS的相关概念。2021年，齐鲁石化-胜利油田CCUS项目正式启动建设（中国首个百万吨级的CCUS项目），同时延长油田、长庆油田及吉林油田等单位也加快了CCUS项目的大规模商业应用（表4）。与美欧发达国家相比，目前中国的CO2大幅度提高油气采收率及封存理论与技术体系发展仍然处于初级阶段，且应用规模较小。但考虑到中国目前较快的经济发展速度，CO2来源充足，碳减排需求量大，未来随着更多的CCUS项目在中国各大油田落地实施，预计未来中国的CCUS技术在油气开发领域将十分广阔。
表4 国内代表性提高采收率与地质封存项目
2.3 国内外技术发展现状比较
与国外相比，国内在CCUS提高油气采收率与CO2封存技术研发方面起步相对较晚，同时受限于精密仪器、计算机软硬件的技术壁垒，在基础研究方面相对比较薄弱，主要体现在油气藏注CO2多组分流体热力学性质及渗流规律研究、CO2提高采收率机制、碳封存动态协同理论与技术及CO2流动调控与泄漏风险控制理论研究等方面。目前，国内在精密实验设备的加工及商业数值模拟软件的研发上与国外先进水平仍有较大的差距，关键设备及模拟器长期依赖进口。因此，国内对微观以下尺度的CO2/油/水/岩相互作用机制等仍缺乏清晰的认识，对于油气藏地质体CO2多尺度运移演化机制的认识及其模拟方法的研究上也有待进一步攻关。此外，由于中国油气藏类型多样，地质特征及开发条件更为复杂，经过长期的探索与实践，中国在复杂苛刻油气藏CO2提高采收率理论与技术方面处于国际领先地位，为基础理论应用于现场实践提供了良好的条件。因此，中国应当立足于长期以来对复杂油气藏的认识积累，加大在关键设备、先进油藏数值模拟软件的国产化等“卡脖子”领域的投入，实现在CCUS技术提高油气藏采收率与CO2封存领域关键技术的全面赶超。
3 技术潜在价值、未来发展方向与挑战
3.1 技术潜在价值
随着全球气候变暖，各国对环境保护的要求日益迫切。同时，在当代能源消费结构中，石油、天然气仍然是重要支柱，短期内人类对化石能源的消费需求仍然旺盛。因此，世界主要发达国家相继大力开展了以CCUS为代表的碳移除技术的研究工作并提供相应的政策支持。例如，美国政府近期出台了《两党基础设施法》《通货膨胀削减法案》等一系列法律文件，而欧盟也出台了《2030年气候与能源政策框架》《2050长期战略》《欧洲气候法》等一系列重要文件，在CCUS制度化和规范化上走在了世界前列。据估计，这些政策的提出将使2030年整个经济体的温室气体排放量比2005年降低40%；欧盟则计划2030年前碳排放量减少50%~55%（与1990年相比）并提供至少每年2600亿欧元的投资。相应地，中国的政策重点也开始将“减碳”提升到了新的战略高度。其中，重要政策之一是降低石化、煤电以及钢铁等行业的碳排放，以达到绿色发展的目的。
3.1.1 生态价值
由于CO2是引起气候变化的主要温室气体，以CO2提高采收率与封存技术为代表的减碳技术符合全球生态环境保护的基本要求，有助于减缓目前地球的升温趋势，降低极端气候的发生概率。依据国际能源署（International Energy Agency, IEA）推算，若不进行各项减碳措施，2060年全球气温上升温度将达6 ℃。根据IEA的预测，若2060年气温上升控制在2 ℃，依靠CO2地质封存可实现的减碳量约占总减碳量的15.9%，约为49亿t；若2060年气温上升控制在1.75 ℃，依靠CO2地质封存可实现的减碳量为91亿t，占总减碳量的22.9%，无论是总量还是占比都相当可观。总体上看，以CO2地质封存为代表的CCUS技术对碳减排的贡献量约占15%，因此，发展CO2提高采收率与封存技术等减碳技术对于生态环境保护、发展低碳经济具有十分重要的意义。
3.1.2 经济与市场潜力
国外在CO2提高采收率与地质封存技术商业化应用上起步较早，相关政府部门在对产业的扶持方面也提出了许多优惠政策。在考虑政府充分干预后，一些学者对该技术商业化的经济性进行了评估。例如，Shukla等分析了油价、驱油成本、CO2捕集与储运成本及碳税等因素对项目收益的影响，认为油价是项目收益的主要来源，CO2捕集与储运在成本中占比最高，而先进的CO2注入工艺有助于进一步降低CO2驱油与封存的成本。Kamali等进一步指出，对CO2排放的全面征税有助于进一步降低CO2气源价格，使得项目获得更高的经济效益。总体来说，国外CO2提高采收率与封存项目的顺利商业化是技术进步与政策支持共同作用的结果。
相比于国外，中国与商业化运行相关的基础设施与政策体系尚未完全建立，但考虑到广袤的国土面积以及较为迫切的碳减排需求，中国仍然具备促使CO2提采与封存技术商业化的市场潜力。目前，中国陆上油田可实行CO2碳封存与提高采收率的油气田主要集中于华北与东北地区（包括大庆、胜利、吉林、辽河、冀东等油气田），其理论封存量约为3.6× t，根据计算，其全部废弃时可实现CO2封存量为4.6× t，且这些区域人口密集、经济发达、CO2排放量高，可提供较为充足的CO2气源，是中国CO2提高采收率与地质封存项目优先选择的区域，具有较大的应用潜力。而根据袁士义等的观点，按照国际油价324.9美元/t，如果中国采取与美国45Q法案类似的碳减排政策，中国用于驱油与封存的CO2总产值超过10000亿元人民币。如果中国能够实现每年注入3000万t CO2，则有望每年获得1000万t的产油量及2000万t的CO2封存量，相当于10余家大型炼化企业的碳排放量。因此，持续推进CO2提高采收率与封存技术商业化与规模化发展，有助于实现中国能源结构平稳安全转型，在实现“碳中和”目标的过程中获取尽可能多的收益。
3.2 未来发展方向
根据上述研究内容，应用于油气田开发的CCUS技术的主要目标有两个：一是提高CO2的封存率，二是在现有条件下使项目获得尽可能高的收益，这体现了CCUS技术环保性与收益性之间的平衡。因此，需要通过一定的优化方法实现封存与提高采收率的局部或全局最优解。
早期CO2提高采收率与封存技术是在油气田开发的基础上提出的，因此首先需要满足提高采收率的基本要求。在这一阶段，往往通过油藏数值模拟技术及局部参数优化来实现对驱油与封存两大问题的初步优化，在数值模拟初步优化的基础上提出协同优化的概念，通过碳税、油价及影子价格等经济学概念对油藏模型进行约束，经济学与CCUS技术的融合标志着CO2提高采收率与地质封存协同优化理论走向成熟。
近年来，随着CO2提高采收率与封存协同优化理论架构的成熟，以及优化目标的清晰，更多研究主要集中在协同优化的实现上，并将这些方法应用于工程项目。在实现协同优化目标的方法上，一方面，继续研究传统CO2驱油技术相关参数的优化，以克服项目实施过程中面临的气窜、难混相等问题；另一方面，通过引入粒子群算法和人工神经网络等人工智能算法，可以进一步对CO2提高采收率与封存的协同关系进行优化。通过人工智能技术在油气开发与CO2封存领域的应用，验证了此类前沿技术应用于协同优化设计的可行性。此外，在注入的CO2气体中添加醚类或醇类物质也可以进一步挖掘CO2提高采收率与封存的潜力，研究成果已应用于加拿大Weyburn油田及美国Petra Nova等国际领先的CO2提高采收率与封存项目并取得了突出的应用效果。随着先进技术的不断加入，协同优化技术不断发展壮大，通过协同优化实现油气田开发降本增效的项目也不断增加，通过项目的实践与反馈，又促进了CO2提高采收率封存协同优化理论的完善与创新，形成了产研一体、共同进步的良性循环。
3.3 面临的挑战及发展建议
尽管CO2提高油气采收率与地质封存技术在国外已经实现了商业化运营，但中国在技术研发、工程应用、产业化及政策机制等方面与欧美发达国家仍然存在一定的距离，目前主要面临以下问题与挑战。
（1）在技术研发方面，中国油藏以陆相沉积油藏为主，普遍存在黏度高、混相压力高等特点，在地层压力下难以形成混相，驱替压力过高又容易压穿地层，导致气体泄漏的发生，CO2驱采收率低、易气窜、采出气CO2浓度高、埋存效率低，与欧美发达国家差距较大。
（2）在产业化方面，中国CO2气源与油气藏分布存在比较严重的源汇不匹配的问题。中国的CO2排放主要集中于东部经济发达地区，而适于CO2封存的油藏地质体则广泛分布在西北、西南及东北等人口稀少地区，造成了油气田所在地气源短缺与大城市碳排放超标之间的矛盾，同时中国的CCUS产业多处于早期阶段，与国外相比规模较小。
（3）在工程应用方面，目前中国的CCUS项目应用规模相对较小，大部分低于30万t/a，同时目前的输送管网等基础设施难以支持大规模CO2的远距离运输，即CO2的捕集与运输能力不配套，与国外存在较大差距。
（4）在政策激励方面，目前中国仍然没有体系化的CCUS政策机制，企业的权利与义务不够明确，财税支持与资金保障仍然有待加强，同时商业与金融生态建设也有待创新。
要尽快实现CO2提高采收率与封存技术的商业化、规模化运行，提出以下发展建议。
（1）加强CCUS相关领域的基础研究工作，用以支撑CCUS全产业链的技术研究与创新，构建新的CCUS技术体系，突破碳利用与封存两大理论与技术瓶颈，支持产业全方位发展。
（2）立足中国区域国土空间和资源禀赋差异大的客观实际，以综合减排成本最小化为目标，加强区域CCUS技术和产业的发展，优化能源、产业结构，在保证经济社会安全发展的情况下，确保“双碳”目标的实现。
（3）由于CCUS具有较长的技术与产业链，应用场景更多地与传统的产业融合，因此需通过技术的系统集成耦合，并与产业、区域协同优化，实现循环型零碳排放的变革性重构。
（4）充分利用大数据、人工智能及第5代通信技术（5G）等现代科技成果，与CCUS技术高度融合，促进CCUS产业高速、高质量发展。
（5）充分发挥法律法规、标准碳市场、碳税、绿色金融等政策制度和市场机制的支持引导作用，通过市场调节、政策法规制度保障及金融支持，助力CCUS快速发展。
目前，CCUS技术已具备规模化应用和产业化发展的基础，应当立足中国实际，充分将新技术革命成果与CCUS技术相融合，多学科、多领域共同努力，共同推动CCUS技术和产业化的发展，为中国实现“碳达峰、碳中和”目标贡献技术和方案。
4 结束语
经过几十年的发展，国内外逐步将CCUS技术应用于油气藏提高采收率与CO2地质封存领域并取得了突出的成果。研究表明，针对不同的油气藏类型，CO2可以通过不同的机制实现油气增产与碳封存，与其他CO2地质封存技术相比具有更好的经济效益和更为广阔的发展空间。同时，在CO2泄漏安全监测上也取得了一系列的成果。目前，国内外已经有大量的CO2提高采收率与地质封存项目投入商业化运营，展现了该技术在生态保护及经济上的巨大潜力。
与此同时，也应当看到国内相关领域与国际先进水平之间的差距。在技术研发、产业化、工程应用以及政策激励上应当给予更大的支持，增大在关键技术领域（如精密仪器、数值模拟器等）的科研投入，支撑CCUS全产业链的技术研究与创新，助力实现中国的“双碳”目标。
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