楊 勇

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015）

勝利油田特低滲透油藏資源量豐富，開發(fā)潛力巨大。特低滲透油藏具有埋藏深（一般大于3 000 m）、滲透率低（0.3～10 mD）、非均質性強、儲量豐度低（30×104～60×104t/km2）等特點，有效開發(fā)難度大。目前主要以大型壓裂彈性開發(fā)為主，但產量遞減速度快，采收率低（8%～10%）；部分區(qū)塊采用注水開發(fā)，但受儲層滲透率低影響，注入壓力高且注水作用距離小，開發(fā)效果不理想，亟需尋求新的能量補充方式和提高采收率方法。

20 世紀中葉，美國大西洋煉油公司（The Atlantic Refining Company）發(fā)現(xiàn)其制氫工藝過程的副產品CO2可用于改善原油的流動性。后續(xù)研究表明［1-2］，CO2驅油的主要機理是其與原油接觸后會發(fā)生相間傳質，使原油體積膨脹、黏度降低、油氣界面張力降低、油氣混相等?；诖税l(fā)現(xiàn)，誕生了世界首個CO2驅油專利［3］，這是CO2驅油技術的開端。

1958年，Shell公司率先在美國二疊系儲層實施了井組規(guī)模的CO2驅油試驗，試驗結果表明，向油藏中注CO2可以補充地層能量并提高原油產量［4-6］。Chevron 公司于1972 年在美國德克薩斯州Kelly-Snyder 油田SACROC 區(qū)塊投產了世界首個CO2驅油商業(yè)項目，提高單井產量達3 倍之多［7］，該項目的成功標志著CO2驅油技術開始走向成熟。

中外大量研究和應用結果表明，CO2驅是解決特低滲透油藏能量補充難、采收率低的主要技術，向油層中注入CO2可以大幅度提高原油采收率［8-13］。同時，油藏是封閉條件良好的地下儲氣庫，可以實現(xiàn)CO2長期地質埋存。所以，以CO2為驅油劑提高原油采收率不僅可以增加原油可采儲量，而且可以實現(xiàn)CO2的長期地質埋存，既實現(xiàn)CO2減排的社會效益，又能產生巨大的經濟效益，是CO2埋存與高效利用的最佳途徑之一。CO2驅提高原油采收率和地質埋存技術在中外已有廣泛研究，在許多油田進行了礦場實施。

CO2驅提高石油采收率，國外技術相對成熟，已成為主要的提高采收率方法。與國外油藏相比，勝利油田特低滲透油藏屬于陸相沉積，具有埋藏深、豐度低、非均質性強、混相壓力高的特點，油藏條件的差異意味著勝利油田難以照搬國外成熟的CO2驅技術。勝利油田CO2驅規(guī)?；瘧妹媾R以下技術瓶頸：①混相壓力高，不易實現(xiàn)混相，驅油效率低；②儲層非均質性強、連續(xù)氣驅為主，易氣竄。針對上述問題，勝利油田自上世紀60 年代末期開展CO2驅技術攻關，先后經歷了室內研究（1967—1995 年）、關鍵技術攻關（1996—2006 年）和先導試驗（2007年—至今）3個階段，初步形成了CO2驅室內評價、油藏工程設計優(yōu)化、注采工藝、地面集輸和動態(tài)監(jiān)測與調控等技術系列。在高89-1 塊、樊142-7-X4 井組開展了礦場試驗，取得較好開發(fā)效果。CO2驅油技術開辟了勝利油田特低滲透油藏開發(fā)新途徑，可為勝利油田特低滲透油藏和國內同類型油藏效益開發(fā)提供技術支撐。

1 CO2驅油藏適應性評價標準

為確定勝利油田低滲透油藏是否適合開展CO2驅提高采收率，需要建立CO2驅適應性評價標準。

通過CO2驅室內實驗研究，確定了2 個關鍵評價參數的篩選界限。第1個關鍵評價參數是混相能力（地層壓力與最小混相壓力的比值），隨著混相能力增加，驅油效率提高，對于混相驅，要求其混相能力大于等于1。第2個關鍵評價參數是滲透率，通過CO2驅油實驗，建立了啟動壓力梯度與儲層滲透率的關系（圖1），可以看出，隨著滲透率的降低，啟動壓力梯度是存在拐點的，將這個拐點定義為實施CO2驅的滲透率下限，在勝利油田實施CO2驅的油藏滲透率要大于0.5 mD。

圖1 啟動壓力梯度與儲層滲透率的關系Fig.1 Relationship between threshold pressure gradient and reservoir permeability

結合中外CO2驅應用實例，確定了參考參數的篩選界限。通過統(tǒng)計國外81 個資料完整且已實施的注CO2項目，對影響注氣效果的因素進行分析，取項目數累積比例大于95%時的參數值作為篩選界限，確定了CO2驅的原油黏度小于12 mPa·s，原油密度小于0.876 2 g/cm3，剩余油飽和度大于25%和深度大于2 000 m的篩選界限（表1）。

勝利油田CO2驅油藏適應性評價標準與中外其他標準相比，有2 點不同：一方面考慮了儲層CO2驅的物性下限，當儲層滲透率過低時（＜0.5 mD），CO2驅的啟動壓力顯著升高，常規(guī)壓差下難以實現(xiàn)有效驅替；另一方面是油層深度方面，中外其他標準多定為大于1 000 m，勝利油田的篩選標準定為大于2 000 m，主要考慮勝利油田的低黏度原油大多埋深超過2 000 m，這些低黏度原油與CO2更容易實現(xiàn)混相/近混相驅，同時考慮埋深越大，油藏壓力越高，能夠提高油藏混相能力。

表1 勝利油田低滲透油藏的CO2驅油藏篩選標準Table1 Screening criteria for CO2flooding in low permeability reservoirs of Shengli Oilfield

2 CO2驅室內評價技術

在礦場實施CO2驅油之前，需要做一系列的室內實驗［14-16］研究油藏條件下CO2的溶解特性、膨脹降黏特性、混相特性和不同注入方式下驅油效率等，明晰CO2驅提高采收率機理，為CO2驅油藏數值模擬和油藏方案優(yōu)化提供基礎資料［17-18］。具體包括CO2與原油的相特征、CO2對輕質組分的抽提作用、最小混相壓力、驅油效率、瀝青質傷害和產出氣回注對驅油效果的影響機制等。

2.1 CO2與地層原油體系相態(tài)特征

選取勝利油田高89-4 井的井口原油和套管氣按該區(qū)塊原始飽和壓力配制成樣品，代表地層原油。利用高溫高壓PVT 分析儀，開展CO2與地層原油溶解實驗和膨脹降黏實驗。結果表明，地層原油對CO2有較強的溶解能力，壓力越高CO2在原油中的溶解度越大（圖2），42 MPa 時地層原油中的CO2溶解度可達到450 m3/t。注入CO2后，地層原油體積大幅膨脹、黏度明顯降低，溶解度為130 m3/t 時，原油的飽和壓力達到25 MPa，此時地層原油體積可以膨脹1.26倍，黏度降低幅度為70.45%（圖3）。

2.2 CO2對原油的抽提作用

利用高溫高壓PVT 分析儀，研究CO2的抽提作用對平衡油、氣組分變化的影響（圖4）。由于CO2對輕烴的強烈抽提作用，地層油中輕質組分被抽提到氣相中，輕質組分含量顯著降低，氣相不斷富化，其組分越來越接近地層油，最終可達到動態(tài)混相。因此，可通過增強CO2抽提能力，達到降低CO2與原油混相壓力的目的。

圖2 CO2溶解度與壓力關系曲線Fig.2 Effect of pressure on CO2solubility

圖3 CO2溶解度與黏度、膨脹系數關系曲線Fig.3 Effect of CO2solubility on viscosity and expansion coefficient

圖4 平衡液相中純烴組分的變化Fig.4 Change of pure hydrocarbon composition in equilibrium liquid phase

2.3 CO2與原油最小混相壓力實驗

CO2與原油最小混相壓力是CO2驅方案設計中的一個重要參數，最小混相壓力測試的實驗方法主要有細管實驗法、升泡儀法、界面張力消失法和核磁共振成像法［19-20］，勝利油田常用的方法是細管實驗法和升泡儀法。

通過長細管實驗測試了勝利油田不同區(qū)塊CO2與原油的最小混相壓力（圖5），最小混相壓力較高，一般在26 MPa 以上。勝利油田油藏條件和原油性質客觀決定了CO2與原油最小混相壓力高，國外CO2驅區(qū)塊的原油性質好，輕質組分含量高，黏度、密度低，油藏溫度低，混相壓力一般低于12 MPa；而勝利油田的原油重質組分含量相對較高、油藏溫度高，混相壓力多在30 MPa左右［21］。

圖5 不同區(qū)塊CO2與原油最小混相壓力Fig.5 Minimum miscibility pressure of CO2in crude oil from different blocks

2.4 CO2驅油效率

勝利油田自主設計研制了CO2驅非均質長巖心物理模擬裝置，最高壓力為70 MPa，最高溫度為180 ℃，夾持器長度為2 m，可模擬0～90°地層傾角。應用高89-1 塊油藏低滲透（4.7 mD）巖心和原油，通過單管長巖心實驗研究不同注入方式下的驅油效率。結果表明，水驅驅油效率為33.5%，水驅后轉CO2混相驅的驅油效率為85.64%，初始CO2混相驅后轉水驅的驅油效率為79.58%，CO2和水交替混相驅后轉水驅的驅油效率為81.56%，不同注入方式的CO2混相驅油效率皆可達到80%，比水驅提高46.5%。這是因為原油與CO2混相以后，降低了界面張力，CO2可以驅替小孔隙中的原油，從而提高了驅油效率。應用史深100 塊油藏低滲透巖心（高滲管滲透率為19 mD，低滲管滲透率為8 mD）和原油，通過雙管長巖心實驗研究不同注入方式下的采收率。結果表明：近混相連續(xù)氣驅最終采收率為53.3%，其中高滲管采收率為69%，低滲管采收率為38%；近混相氣水交替驅最終采收率為60.8%，其中高滲管采收率為75%，低滲管采收率為43%；混相氣水交替驅最終采收率為62.9%，其中高滲管采收率為79%，低滲管采收率為49%，氣水交替驅能夠同時提高高滲管和低滲管采收率。這是因為水與CO2間存在界面張力，氣水交替驅時大孔隙中發(fā)生水鎖與氣鎖，使注入流體進入小孔隙，驅替小孔隙中的原油，提高波及體積，最終提高了采收率。因此，氣水交替驅在抑制氣竄、提高波及體積方面更具優(yōu)勢，但對于致密儲層或水敏儲層，由于注水壓力過高，氣水交替驅的應用受到一定限制。

2.5 CO2驅過程中瀝青質傷害實驗

由于CO2的不斷抽提作用，難溶的瀝青、石蠟最終沉淀出來，這是與CO2高效驅替效率相伴的主要副作用，可能引起地層損害和井眼堵塞。為評價勝利油田高89塊油藏條件下瀝青質傷害的影響，采用高89 塊地層原油，開展混相與非混相2 種條件下的瀝青質沉淀室內實驗。研究結果表明，混相與非混相2 種條件下CO2驅均有一定的瀝青質沉淀，但其絕對含量很?。ū?）。同時，長巖心驅替實驗也表明，在驅替過程中壓力變化比較平緩，說明CO2驅過程中雖有微量瀝青質沉淀析出，但不會對儲層造成傷害。CO2驅過程中瀝青質沉淀同時受到油藏流體性質、溫壓系統(tǒng)、開采條件等因素控制，對不同區(qū)塊應該分別開展評價實驗。

表2 流體固相含量測試結果Table2 Test results of fluid solid content

2.6 產出氣回注對CO2驅油效率的影響

CO2驅過程會伴隨著CO2的產出，不同處理方式的經濟性存在較大的差異，CO2驅產出氣直接回注是經濟性較好的方式，但需要明確產出氣直接回注對CO2驅開發(fā)效果的影響。通過室內實驗研究了產出氣中CO2含量與驅油效率的關系，實驗用油選自高89 塊原油。結果（圖6）表明，當產出氣中CO2含量小于72%時，隨著CO2含量增加，驅油效率快速增加，當產出氣中CO2含量大于72%時，隨著CO2含量增加，驅油效率緩慢增加。因此，確定CO2驅產出氣直接回注的含量界限為72%，當產出氣中CO2含量大于72%時，可直接回注，對驅油效率影響不大。

3 CO2驅油藏工程優(yōu)化設計技術

CO2驅方案實施以前，需要開展油藏工程優(yōu)化設計，編制油藏工程方案，以指導CO2驅方案有效實施。勝利油田初步形成一套CO2驅油藏工程優(yōu)化設計技術。針對CO2驅易氣竄、波及體積低的問題，一方面從初期井網井距設計入手，確保井網井距與儲層分布相適配，實現(xiàn)均衡驅替，另一方面優(yōu)化注入方式，提高波及體積；針對CO2驅油藏混相難的問題，通過壓力水平、注采參數優(yōu)化，提高油藏混相能力，最終達到提高采收率的目標。

3.1 CO2驅井網適配優(yōu)化

勝利油田主要在灘壩砂特低滲透油藏開展CO2驅試驗，該類油藏滲透率低（＜5 mD），儲量豐度低（＜50×104t/km2），發(fā)育灘砂和壩砂2種微相，平面上灘砂連片發(fā)育，壩砂呈串珠狀鑲嵌于灘砂中，縱向上含油井段較長（50～100 m），砂泥巖互層，層多（15～25 個）且?。┥昂穸葹?.5～2 m，壩砂厚度為2～3 m）。以灘壩砂油藏為例，在灘壩砂儲層描述的基礎上，將灘壩砂儲層劃分為席狀灘砂、土豆狀壩砂、點狀壩砂和條帶狀壩砂4 類，同時考慮五點法、反七點法、反九點法3種井網形式，建立了不同類型灘壩砂儲層與不同井網形式的匹配模式，通過數值模擬研究了不同匹配模式下CO2驅波及系數、換油率、開發(fā)時間等參數。研究發(fā)現(xiàn)，純?yōu)┥昂蛪巫┎捎筒剡m合采用反七點和反九點井網，合理采注井數比為2∶1～3∶1；純壩砂和灘注壩采油藏適合采用五點和反七點井網，合理采注井數比為1∶1～2∶1。在實際油藏工程設計中，由于工區(qū)構造、斷裂系統(tǒng)復雜，難以形成規(guī)則的井網形式，開展井網形式設計時往往采用不規(guī)則面積井網，采注井數比遵循上述合理采注井數比。

3.2 CO2驅技術極限井距

確定井網形式后，需進一步確定注采井距。新區(qū)投產時需要打井，確定注采井距時，需要同時考慮技術上的有效動用與經濟上的盈虧平衡，即同時考慮技術極限井距與經濟極限井距［22］。老區(qū)提高采收率項目基于目前老井，由于井距已定，往往開展注采井別優(yōu)化及技術極限井距適應性評價。上述經濟極限井距可結合CO2驅產量模型通過一定方法進行計算，這里主要對CO2驅技術極限井距計算方法進行論述。

綜合考慮CO2驅替方式和非線性滲流特征，建立了CO2驅極限泄油半徑公式，CO2驅技術極限井距等于2倍的極限泄油半徑，即：

式中：rCO2為CO2驅極限泄油半徑，m；r混相為混相區(qū)域半徑，m；r非混相為非混相區(qū)域半徑，m；α 為泄油半徑長度/混相帶長度；pe-pw為生產壓差，MPa；a1，b1為混相帶參數；a2，b2為非混相帶參數；kg為空氣滲透率，mD；μo1為混相區(qū)域黏度，mPa·s；μo2為非混相區(qū)域黏度，mPa·s。

結合室內實驗結果，計算得到了CO2混相驅啟動壓力梯度與流度關系（圖7），結合（1）式，即可計算得到CO2驅技術極限井距圖版（圖8）。對于特低滲透儲層，CO2驅技術極限井距（300～600 m）約為水驅技術極限井距（100～200 m）的2～3 倍。因此，CO2驅可采用大井距開發(fā)部署。

圖7 CO2驅啟動壓力梯度與流度關系Fig.7 Relationship between threshold pressure gradient and fluidity of CO2flooding

圖8 CO2驅技術極限井距圖版Fig.8 Technical limited well spacing of CO2flooding

3.3 注入方式優(yōu)化

防止氣竄是CO2驅油藏工程設計考慮的重要原則之一，優(yōu)化注入方式能夠有效防止氣竄。在史深100 塊精細油藏描述的基礎上，建立該塊地質模型，進而通過數值模擬方法，選取彈性開發(fā)、水驅、連續(xù)氣驅和氣水交替驅4種注入方式進行對比研究。由不同注入方式的采收率統(tǒng)計結果（圖9）可以看出，氣水交替驅優(yōu)于連續(xù)氣驅，連續(xù)氣驅優(yōu)于水驅和彈性開發(fā)。長巖心驅替實驗也得到類似的結論。因此對于能夠有效注水的低滲透油藏，應優(yōu)先選用氣水交替注入方式。當儲層滲透率較低，難以實現(xiàn)有效注水時，則采用連續(xù)氣驅的注入方式，可同時考慮注采耦合，即注采“不見面”，注氣的時候不采油，采油的時候不注氣，抑制氣竄的發(fā)生。

圖9 注入方式與采收率關系Fig.9 Relationship between injection mode and recovery

3.4 壓力保持水平優(yōu)化

針對具體的油藏，儲層原油與CO2的最小混相壓力是一定的，此時地層壓力的大小直接決定是否能實現(xiàn)CO2驅混相，影響CO2驅驅油效率，因此有必要對地層壓力保持水平進行優(yōu)化。室內實驗表明［23］，隨著壓力保持水平增高，最終采收率提高，氣體突破時間略有減緩，因此CO2驅地層壓力應保持在較高壓力水平。

根據灘壩砂特低滲透油藏地質特征，建立井組模型，利用油藏數值模擬方法研究不同壓力保持水平對開發(fā)效果的影響。結果表明，地層壓力保持水平越高，模型采收率越高，但當壓力保持水平大于混相壓力后，模型換油率隨壓力保持水平的升高而降低，因此，如果考慮換油率最高為目標，合理壓力保持水平為1～1.1 倍的混相壓力。如果考慮經濟效益最高為目標，即考慮油價（50美元/bbl）與CO2氣價（300 元/t），合理壓力保持水平為1.2～1.3 倍的混相壓力。對具體區(qū)塊開展油藏工程優(yōu)化時，可建立地質模型開展數值模擬研究，確定合理壓力保持水平。

3.5 注采參數優(yōu)化

區(qū)塊合理注采速度同樣可通過數值模擬［24］研究確定。以勝利油田高89塊為例，隨著注氣速度增加，采收率出現(xiàn)先增加后減小的現(xiàn)象，最優(yōu)注氣速度為20 t/d（圖10）；隨著采油速度增加，采收率出現(xiàn)先增加后減小的現(xiàn)象，最優(yōu)采油速度為5～10 t/d。

圖10 高89塊注氣速度優(yōu)化結果Fig.10 Optimization results of gas injection rate in Gao89 Block

4 CO2驅注采工藝和地面工程技術

4.1 免壓井安全注氣管柱

為保證CO2注氣安全，設計了免壓井安全注氣管柱（圖11）。該管柱借助多功能注氣閥及蝶板單向閥可以實現(xiàn)注氣過程中防返吐，作業(yè)過程中免壓井，進而實現(xiàn)安全注氣；此外，能夠實現(xiàn)反洗井更換環(huán)空保護液的功能，當油套環(huán)空注入含有緩蝕劑的環(huán)空保護液時，液體經反洗閥直接進入油管，后經油管返出井筒，從而達到保護油層的目的。

圖11 免壓井安全注氣管柱結構Fig.11 Structure diagram of gas injection string

4.2 多功能采油管柱

考慮CO2驅生產井可能出現(xiàn)的氣竄和腐蝕等問題，設計了CO2驅多功能采油管柱。設計防腐泵及各種防腐井下配套工具，同時利用掛片器監(jiān)測不同材料在井下環(huán)境的腐蝕狀況；設計利用氣錨降低泵吸入口氣油比，提高泵效；同時設計了井下測壓裝置。

4.3 油氣水多相條件下腐蝕控制技術

CO2驅生產井產出氣中CO2含量增高，溶于地層水會生成酸性介質，導致管線腐蝕穿孔［25］，為有效控制CO2腐蝕，利用自主研發(fā)的多功能環(huán)道式油氣水多相流腐蝕模擬試驗裝置，研究了不同材質在CO2驅油氣水多相條件下的腐蝕規(guī)律，優(yōu)選出經濟可靠的碳鋼+防腐涂層和玻璃鋼的防腐方案，設計合成了改性咪唑啉復合型高效緩蝕劑，研發(fā)了雙極性高抗離子滲透防腐涂層，形成一套CO2驅注、采、輸系統(tǒng)腐蝕控制技術。

5 CO2驅礦場試驗

目前，勝利油田在灘壩砂和濁積巖特低滲透油藏5個區(qū)塊開展了CO2驅礦場試驗，其中，高89-1塊和樊142-7-X4 井組是開展較早的兩個區(qū)塊，數據資料豐富。

5.1 高89-1塊特低滲透油藏CO2驅試驗

高89-1 塊位于正理莊油田西部，地質儲量為170×104t，滲透率為4.7 mD，原油黏度為1.59 mPa·s，混相壓力為28.9 MPa。試驗設計五點法井網（圖12），注采井距為350 m，油井14 口，注氣井11 口，注氣速度為20 t/d，設計注入量為0.33 PV，預計采收率由彈性驅的8.9%提高到26.1%，可提高17.2%。開展試驗的目的是探索灘壩砂特低滲透油藏CO2驅補充能量的可行性。

圖12 高89-1塊示范區(qū)井位部署圖Fig.12 Well location diagram of Gao89-1 Block in demonstration area

自2008 年1 月開始注CO2，注氣時地層壓力為24 MPa，截至2019年9月，共有生產井15口，注入井11 口，累積CO2注入量為30.7×104t，區(qū)塊采出程度為15.8%，中心井采出程度為18.6%，已提高采收率9.7%。高89-1 塊CO2驅先導試驗可劃分為單井試注階段、試驗井組階段、注采完善階段和整體注氣階段。單井試注階段和試驗井組階段產量較高，注采完善后，抑制了產量的遞減。14 口油井見效，試驗區(qū)累積增油量為6.9×104t（圖13），換油率為0.23。

圖13 高89-1塊生產曲線Fig.13 Production curves of G89-1 Block

5.2 樊142-7-X4井組CO2混相驅試驗

樊142-7-X4井組位于正理莊油田高89-1塊東部，井組含油面積為0.94 km2，試驗含油層系為沙四段上亞段1 砂組，地質儲量為32.6×104t，空氣滲透率為1.2 mD。樊142-7-X4 井組東北部發(fā)育壩砂，西南部發(fā)育灘砂。井組包含注氣井1 口、油井6 口，注采井距為243～676 m，其中，注氣井未壓裂投注。由于高89-1 塊未達到混相壓力，屬于近混相驅，樊142-7-X4 井組的試驗目的為試驗CO2混相驅注采能力及開發(fā)效果。

2013 年6 月開始注氣，注氣前地層壓力為17 MPa，6 口油井關井恢復地層壓力，并下入電子壓力計監(jiān)測油井地層壓力恢復狀況，連續(xù)監(jiān)測1 800 余天。注氣速度為15～30 t/d，截至2016年底，CO2累積注入量為1.9×104t，油井地層壓力恢復至33.7 MPa（1.07MMP），已實現(xiàn)混相驅（混相壓力為31.65 MPa）。通過數值模擬與試井解釋等方法，在擬合地層壓力變化的基礎上，對CO2驅混相壓力、組分、相前緣進行預測，指導了油井工作制度的確定。

2016 年11 月起，對見效的3 口油井陸續(xù)開井，自噴生產，日產油量為5～6 t/d（圖14），遠大于注氣前產量（泵抽1 t/d）。截至2019 年9 月，井組CO2累積注入量為3.9×104t，累積增油量為0.7×104t，階段累積注入量為1.9×104t，階段換油率為0.37。

6 結論

圖14 樊141-1井生產曲線Fig.14 Production curves of Well Fan141-1

建立CO2驅油藏適應性評價標準，實現(xiàn)CO2驅油藏適應性多因素定量評價。形成了系統(tǒng)的CO2驅室內評價技術，開展了CO2與地層油的相特性、混相壓力測試、長巖心驅油實驗、瀝青質傷害等室內實驗研究。發(fā)現(xiàn)了CO2驅油藏產出氣回注對驅油效果的影響機制，提出油井產出氣中CO2含量達到72%時可直接回注。建立了考慮混相特征和非線性滲流雙控條件下的技術極限井距計算方法，形成了CO2驅井網適配優(yōu)化、合理壓力水平優(yōu)化和注采參數優(yōu)化等技術。配套完善了CO2驅注采工藝管柱及CO2驅注、采、輸系統(tǒng)腐蝕控制技術，為CO2驅油與封存提供保障。

高89-1 塊和樊142-7-X4 井組CO2驅取得較好開發(fā)效果，驗證了CO2驅提高采收率技術的可靠性。