中国石油吉林油田CCS-EOR开发公司李清博士介绍了“中国石油吉林油田CCS-EOR项目环境风险评估与管控”
从CCUS项目发展来看，美国技术最成熟，规模最大，起步最早。当时真正的目的并不是CCUS，是为了EOR，美国大型油田的效果全部取决于油田采收率。美国的管道输送非常普及，达到了上千公里，对于开展CCUS非常便利。项目最早开始是为了提高采收率。我认为CCUS是一个优选的项目，公司从06年开始就大规模注入，整体来看，随着国内的材料、设备、工艺的各种进步，成本是可控的，发展前景可观，效果是好的。
汇报分为三个部分，一是CCS-EOR项目进展情况。核心的就是EOR更关注采收率，从油田的条件来说，必须有封闭的空间，才能保证油气不逸散。二氧化碳逸散大规模泄漏的可能性我们认为是非常低的，可以忽略不计。松辽盆地是石油非常丰富的地区，也是地震多发地，但是保证不逸散，我们认为非常可控。
下面详细介绍一下二氧化碳驱技术。提高开采效率是刚性的需求，全球范围都在考虑EOR形式提高采收率。国际上开展EOR项目的分布图，主要还是以北美地区为主。
中国石油整个企业理念就是奉献能源创造和谐。2005年我们在松辽盆地发现了含有二氧化碳的气藏，当时选用在毗邻气藏附近的油藏开展工作。
气藏和油藏都在松辽盆地，整体规模还是可观的。
当时在国家以及中石油的支持下，开发的重大科技专项，从二氧化碳捕集、输送、腐蚀防护等一系列风险管控和采收率的技术。现在吉林油田国内唯一一个走过气态注入、液态注入、超临界注入全过程的CO2驱油项目，目前也是整个中国地区最大的项目，现在年埋存能力60万吨，受天然气产生二氧化碳能力影响现在是年23万吨。
这给大家简单展示一下整个吉林油田CCS-EOR项目从90年代的初步尝试，一直到2017年实现二氧化碳工业化推广。现在采区注入井69口，采油井522口，累计注气112万吨，增油是12万吨。
4种二氧化碳捕集方式：一是MDEA脱碳装置，二是膜分离实验装置，三是变压吸附实验装置，四是变温吸附装置。建成101公里二氧化碳输送管道，气相输送和液相输送还有超临界输送。建成2种3座二氧化碳注入站，二氧化碳液相注入站和超临界注入站。
整个项目实施之后，为了加快认识，开展了黑79井区二氧化碳驱油示范工程，产量较标定提高4倍以上，预测提高采收率19%以上，动态埋存率90%以上。
蓝色为水驱油预测曲线，最终采收率27%；粉色曲线预测最终采收率45%，实际生产过程是绿色预测曲线，最终达到55%的采收率，因此CCS对老油田焕发青春非常有作用。
现在具备了一些实现分析的能力，跟国家配合建成了国家级能源的技术研发中心，同时也是我们中石油二氧化碳驱油与埋存试验基地。
同时这些年攻关中取得了30件相关技术专利，标准25项。现在主要在中石油内部的几个企业，如长庆、南方勘探公司开展合作，配合中石油勘探开发研究院，在阿联酋阿布扎比开展相关的技术支持。
项目得到了国内外相关领导专家的认可，这是去年在阿斯塔纳举办世博会上的展出，这是其他的一些国外大牌公司到我们公司参观的情况。参加这次培训的很多科研院所在埋存这块走到了先进行列，希望多到我们油田进行指导。我们油田毗邻松花江，欢迎大家到我们那里交流。
第二个环境风险评估与管控方面做的工作。
这个图是我们公司实际出现的问题，一口注气井套管出了问题，总体重量7吨左右飞出去40多米，油管在空中舞动，泄漏的安全风险非常高。这张图片，是地表的情况，当时有一个储存二氧化碳的气点，由于工艺材料没有做好完整性的分析，当时工艺材料不是那么好，这是90年代投产的，发生了套外气窜。
在风险评估过程中，首先要做的就是做好顶层设计，无外乎从捕集、循环注入和埋存的长期进行可靠性。
在不同的阶段要开展不同内容的相关内容的环境影响分析。我们选址是不是在环境敏感区内，周围的人文地理环境怎么样，要明确要求出来。设计阶段要针对前期可研的分析结构，制订针对性的措施。施工要严格把握环境风险防控措施施工质量，竣工阶段严格按竣工方案要求验收，生产阶段，要按监测环境风险评估方案监测，防范风险。
环境风险评价，主要是针对从5个单元进行，一是捕集，二是输送，三是注入，四是集输，五是循环注入。
然后选用相应的方法。针对风险，分析环境影响因素，确定风险等级。
把不同的风险描述对应的可能发生的概率事件，通过专家打分确定可能性，以及影响程度，这样找出存在的高风险、中风险、低风险或者超低风险，来严格管控。
在日常管理过程中，在监测这块要做的工作，也是结合指南给出的指标和参数。整个油田所在区域的状态，属于基本农田加草原的平原地区。因此监控的时候一些指标可以简化，结合企业本身自身的能力，能够进行长期监控的9大指标，一是PH，二是ORP，三是TDS等等，用现有的手段能完全监控。
首先要掌控二氧化碳在地层当中的状态是怎么样的，是聚集还是向周边扩散，方向，流动的通道，流动的阻力都不一样，开展监测主要是采用两种方法结合，一是大地电位法，二是示踪剂方法。
通过这个监测，整个的二氧化碳，现在认为在地层里面运移的主方向还是与地层里裂缝方向一致。通过方向判断清楚之后，还要判断驱替的前缘沿在哪个位置，方便后期调整二氧化碳运移的方向，从而提高采收率，这也是为监测二氧化碳泄漏以及埋存状况的分析提供数据支持。
埋存主要采用三种方式，一是二氧化碳浓度监测，二是碳通量监测，三是碳同位素检测。
这是我们开展的工作，通过浅层井取样分析，从这个图看到，上部分显得井多一些，边部是非主力区域，通过这些井区别进行监测。在边缘的井发现非常明显的二氧化碳运移，说明方向发生了改变，原来只是在密集注气区域，现在方向发生了改变。
土壤监测评价，在井组建立12个监测点和1个对比点，监测结果表明该井组地下没有二氧化碳泄漏迹象。
环境风险管控。刚才说了主要风险来自井口和二氧化碳泄漏。有五个关键环节，井口、井筒、套外水泥环、集输管线、地面设备。控制二氧化碳泄漏主要还是取决于他的物理特性，主要是腐蚀控制，压力控制也是一个核心的关键。
从井筒泄漏，井筒在地下，怎么进行有效控制，首先建立风险评价的模板和流程，可以看到从注气井从井口密封，井下密封，这是注入井口结构进行评价。控制的关键点是考虑二氧化碳腐蚀和密封性。
如何评价套管的安全性，主要是三种方法，一是水泥胶结的评价，看看老井存不存在隐患，有隐患要采取封井的措施。二是四十臂+电磁探伤，进行监测分析看看是否存在泄漏风险。三是可视化监测。另外是密封性的，看连接处、套管连接处的检测，防止质量问题。
在生产管理过程中，参数压力的监控，注气井套管的压力，油管和套管之间分开的，不让二氧化碳接触到套管，这样保证套管安全性。从防腐的角度，从注入采出到循环注入，注入和采出过程中参数的管控。
现在主要的管控措施，我们现在企业建的QHSE管理体系相结合，把指南里要求的风险管控的要求落实到管理体系里面，实现风险管控。
地面系统防控措施。
实施循环注气。
在各项工作中落实环境风险评估，强化风险管理。
针对指南要求，把指南的相关内容进行考核，包括领导和员工，与绩效进行挂钩。CCS-EOR项目标准体系，通过明确标准，大家统一操作，实现风险管控。
CCS-EOR标准体系
关于应急体系，完善了相应的应急管理体系和方案，编制了应急预案和程序。
认识及体会。
吉林油田CCS-EOR项目已经实现了大规模应用，为各个油田发展CCSEOR提供可参考的模式和技术支撑。二是做好项目环境风险，不仅要做好项目前期及运行期间评估，还要做好封存后的长期评价。最后是我个人对CCS-EOR的技术介绍，这是一项非常好的技术，解决老油田开发的技术难题，如果要实施需要国家政策一系列的支持。
谢谢大家。
