《油气区二氧化碳地质利用与封存潜力评价方法 第1部分：地质利用》GB/T 47442.1—2026

本文件针对开发中油气藏的二氧化碳地质利用，给出从资料收集、油气藏筛选到增油增气潜力与封存潜力预测的完整方法链路，适用于技术适应性分析与潜力评价。资料收集覆盖政策法规、碳源、油气藏地质、室内实验、生产监测及工程数据六类；筛选区分油藏与气藏，分别以最低混相压力和关键参数范围判定混相驱、非混相驱或驱气的适应性，并进一步评价井筒完整性、周边可用碳源与经济可行性，确定重点实施目标。

潜力预测指标

油藏与气藏的潜力预测指标一致，均包括全生命周期结束时的提高采收率幅度、新增可采储量与二氧化碳有效封存量。符合筛选参数范围的储量为适宜储量，油藏细分为适宜混相驱与非混相驱两类；当前技术条件下暂不适宜的油气藏不参与潜力预测。

增油增气与封存潜力计算

提高采收率幅度通过物理模拟实验、数值模拟、类比法或经验公式确定，新增可采储量由地质储量与采收率幅度乘积求得。封存潜力忽略矿化机理，总封存量为构造封存量、溶解封存量与束缚封存量之和；构造封存量基于压力恢复至原始地层压力、采出流体空间被等量二氧化碳占据的假设，用容积法与物质平衡理论计算，溶解封存量分水相与原油两项，束缚封存量按束缚气饱和度计算。气藏干气藏构造封存量公式另引入采出气中二氧化碳占比、气体压缩因子与温度压力项。

关键参数与不确定性

二氧化碳密度、驱后采收率、注入与采出水量、水中及油中溶解度等关键参数，宜由实验、数值模拟或相似区块类比确定，附录给出取值方法与算例。异常高压油气藏需将注入压力上限改为同深度静水压力并以地层综合压缩系数修正公式；边底水油藏、气藏及本身含二氧化碳的气藏，分别用水侵量、水体波及变化和采出气二氧化碳占比修正相应公式。技术政策条件允许时，现阶段宜优先选择增油潜力大的油藏。