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大气中温室气体浓度的高速增长已被确认为引起全球暖化的根本原因。为了避免暖化给人类生存环境带来不可承受和不可逆转的灾害，2010年在墨西哥坎昆举行的国际气候大会上提出全球相对于工业化前的气温上升幅度不能超过2℃。为实现2℃目标，人类的二氧化碳排放量需要到2050年至少下降50%。
二氧化碳捕集利用和封存(简称CCUS)是指将大型点源(如火电、石化、钢铁、水泥等)排放的二氧化碳捕集起来，一部分加以利用，大部分注入地下深部孔隙岩层中进行封存的一套技术。由于这些大型点源所排放的二氧化碳占人类总排放的大部分，因而CCUS已公认是二氧化碳减排的最有效途径之一，而且是实现化石能源利用的近零排放的唯一有效途径[1]。国际能源署的评估表明，为了实现2℃目标，人类必须采用所有可能的手段，其中CCUS的贡献约占五分之一。如果缺了CCUS，实现2050年的减排目标的成本将提高70%[2]。
CCUS已被我国明确为控制温室气体排放的重要技术[3]，《中国应对气候变化科技专项行动》、《国家“十二五”应对气候变化科技发展专项规划》均将“二氧化碳捕集、利用与封存技术”列为重点支持、集中攻关和示范的重点技术领域，科技部公布了《“十二五”国家碳捕集利用与封存科技发展专项规划》。近年来，我国已成为世界上CCUS发展最快的国家[4]。
在我国东南部的广东、福建、浙江等省，陆上只有零星的小型断陷盆地，而且工农业发达、人口密集、土地紧缺，因此地质和地理条件都不利于进行CO2地质封存；但在其近海却有大型沉积盆地，具有良好的CO2封存地质条件和巨大的封存容量[5-8]。在海底深部岩层中封存二氧化碳具有不占用土地、不影响地下水资源等优点，却有海域作业成本较高的缺点。而利用二氧化碳充注到已知油田以提高石油采收率的同时有可能在实现二氧化碳封存，这种被简称为“二氧化碳驱油”或CO2-EOR的技术能显著降低二氧化碳封存的净成本，产生实际经济效益，是一个利用和封存二氧化碳的有效途径。为了规划我国东南各省CCUS的发展，首要问题之一是需要了解近海沉积盆地的CO2-EOR潜力。
世界上还有许多地方也与中国东南部类似，CO2封存的潜力在海域的沉积盆地，因此对海域油田的CO2-EOR潜力进行了评估，开展了先导试验甚至工业规模的应用。本文根据已发表的文献资料，先简要综述了二氧化碳驱油的原理方法和国内外离岸CO2-EOR的发展现状，然后利用类比的方法对我国近海沉积盆地应用CO2-EOR技术的潜力进行了初步分析，提出了进一步工作的一些建议。希望分析结果能对在我国规划和推进CCUS的试验和示范工程提供一些基础依据。
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CO2-EOR的基本原理简单来说就是：注入到油层中的超临界二氧化碳流体会降低原油与水的界面张力并使原油的体积膨胀、黏度降低，提高了储层中油的流动能力，从而提升了石油的采收率。
CO2-EOR按机理的不同可分两种类型：混相驱油和非混相驱油。混相驱油指注入的二氧化碳可萃取轻烃并与油充分混合，形成低黏度的单相液体而被带出储层，这是最有效的CO2-EOR过程。混相发生的基本条件是储层压力大于最小混相压力(Minimum Miscibility Pressure，简称MMP)，因而较低的MMP和较大的储层压力更利用混相驱油。MMP的大小取决于原油组成及二氧化碳的温度和纯度，而储层压力取决于储层埋藏深度和温度等因素，一般来说埋藏较深的轻质油有利于混相驱油。非混相驱油指驱油的二氧化碳通过补充油藏压力、增大原油体积和降低原油黏度的机制来产生驱油效果；其效率通常低于混相驱油，但适用于不满足混相条件的油藏。混相驱油可以在短时期(1～5年)小规模内实施，取决于井间距或生产面的规模；但非混相驱油则通常需在整个油田范围内进行，花费更长的时间(可长达10年)来取得石油的增产[9]。
近年来，在技术方面的一个重要进展是美国提出的“下一代”CO2-EOR技术(“Next Generation” CO2-EOR Technology)[10]，通过改进CO2-EOR的技术方法，不仅进一步提高油藏的采收率，而且使残留油层① (Residual Oil Zone，简称ROZ)中的原油也能被采出。ROZ是在地质历史时期的古油藏由于构造变动或水动力条件变化而遭受天然水洗而形成，常位于现今的油藏下方，也可能出现于油藏外围和原油的运移通道中[11](图1)。ROZ中的原油含量接近现今油藏经过水驱后的剩余油饱和度，总量巨大，估计在全美国的ROZ中的含量达1.4×1011 t，其中可由“下一代”CO2-EOR技术采出的原油达3.3×1010 t[10]。而对于美国墨西哥湾的油田，估计采用“下一代”CO2-EOR技术所能增产的原油是目前常规CO2-EOR技术的14倍，所封存的CO2是目前常规CO2-EOR技术的12倍，而且单位原油增产所需的CO2较少[12]。若干油田的实践已证明ROZ中的残留油可被采出，当前的研发重点是进行技术优化[10-11]。
Figure 1. Formation Mechanism of ROZ(Redraw After[11])
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二氧化碳驱油的首个专利被授权于1952年，而大规模商业化出现于20世纪70年代全球石油供应危机之时。迄今全球有近170个CO2-EOR项目正在运行，其中114个位于美国陆上特别是德克萨斯州的二叠纪盆地，在美国陆上已建立了超过4 800 km的二氧化碳输送管网，二氧化碳注入率峰值约50 Mt/a，增量油生产28.1万桶(4×104 t)/d，占美国原油产量的6%，采收率远小于5%提高到远大于20%[13]。美国西部油田用于CO2-EOR的大多数二氧化碳来源于天然CO2气田，但从2004年起出现天然CO2供给不足，开始使用从化工厂捕集的CO2[13-14]。而在美国以外的许多地区CO2-EOR的应用主要受到CO2来源不足的制约。
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近年来，随着CCUS的推进，离岸CO2-EOR得到多国的重视，发展很快，见表1。
项目名称 作业者 目前状态 预期采收率增量/%(OOIP) 预期换油率mcru/ mCO2 Santos盆地Lula油田[12] 巴西石油公司 2011、2012年两次试注，现已生产，使用CO2 8×105t/a 波斯湾[12] 阿布扎比国家石油公司 已完成陆上先导试验，计划在海上实施 日产量提高25% 昆仑盆地Rang Dong油田[12] 日本-越南石油公司 2012年完成一口井的CO2-EOR吞吐法先导试验 马来盆地Dulang油田[12] 马来石油公司 2002—2005年完成WAG法非混相CO2-EOR先导试验 沙捞越-沙巴海上油田[12] 马来石油公司＋壳牌 可行性研究 14% 英国北海陆架[9] 苏格兰工业组织 2012年完成英国北海陆架CO2-EOR潜力评估 10% 1 / 2.7 美国墨西哥湾[12] 美国能源部 2014年发表CO2-EOR资源评估报告 1.8%* 1 / 2.4* 33.68%** 1 / 1.4** Table 1.
Worldwide Offshore CO2-EOR Projects 巴西海外Santos盆地的Lula油田是迄今世界上已实施的首个离岸CO2-EOR大型项目。Lula油田是一个新发现的超大型深水油田，油田处水深大于2 000 m，位于盐层之下的储层深达5 000～7 000 m，轻质原油API重度为28～30，CO2含量8%～15%。巴西石油公司决定从油田开采初期起就采用“下一代”CO2-EOR技术，以避免将来进行驱油改造会影响石油开采。在2011年和2012年进行了两次试注，最后决定采用1个注气井、2个气水交替注入井和多个生产井的井网，目前CO2使用量约为7×105 t/a。Lula油田开启了从开采初期就整合实施CO2-EOR的世界先例[12]。
此外，阿联酋已开展了若干CO2-EOR先导试验，准备从钢厂捕集8×105t/aCO2注入海上油田，使波斯湾原油产量从2.8×106桶/d提高到3.5×106桶/d[12]。
日越石油公司进行了越南南海油田的CO2-EOR可行性研究，并于2012年在昆仑盆地的Rang Dong油田成功地在一口生产井中完成了吞吐法的驱油先导试验[15]。
马来西亚石油公司从2002年起在马来盆地最大油田之一的Dulang油田进行了4年的CO2-EOR先导试验，采用CO2和水交替注入的方法进行非混相驱油，证明了该作业的有效性。2011年该公司与壳牌石油合作，研究了用沙捞越和沙巴海上气田中丰富的CO2进行13个油田的CO2-EOR的可行性，提出了将采收率从36%提高到50%的设想[12]。
英国受地质和地理条件所限，CO2封存只能是在海域；因此英国对其北海大陆架的油气田的CO2-EOR潜力进行了评估[9]，指出英国北海有30个油田可作为CO2-EOR的候选场地；假设通过CO2-EOR可增产油田OOIP(原始石油地质储量)平均值的10%，则总增加的油产量将达5.6×109桶(7.67×108 t)，总CO2封存将达约2.1×109 t(不确定性±50%)。估计到2030年在英国大陆架应用CO2-EOR可增加的石油采收量约为当年大陆架石油总产量的15%。壳牌和挪威国家石油公司对北海若干油田的CO2-EOR可行性进行了研究，认为在技术上是可行的，问题是但至少在25年内每年需要量为(1.2～1.6)×107 t的CO2。至今在北海的CO2-EOR项目尚未超过可行性研究阶段，主要原因是CO2供给不足。
美国能源部(USDOE)在2014年发表了海上CO2-EOR资源的评估报告[12]，预测利用“下一代”的CO2-EOR技术，今后50年内在墨西哥湾可增产1.5×1010桶(2.05×109 t)石油，同时封存3.9×109 tCO2。这意味着为CO2-EOR需求约为8.0×107 tCO2/a，是墨西哥湾沿岸大型排放点源的总排放量(9.4×107 tCO2/a)的85%。
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近年来，二氧化碳的捕集利用和封存(CCUS)被公认为减缓气候变化的基本方法之一。CO2-EOR利用人类排放的二氧化碳来实现双重目标：提高石油采收率、同时也通过二氧化碳地下永久封存来减少大气二氧化碳浓度，因此被认为是CCUS的最有经济性的优先选择。过去全球CO2-EOR的应用受到CO2供给不足的严重制约，可以预测，随着CCUS的大力发展，从大型工业排放源捕集的大量CO2将逐步缓解并最终解决CO2供给不足的问题。据估计，在世界上54个大型油气盆地(含世界可采油气储量的95%，OOIP为4.622×1012桶)利用CO2-EOR可增产4700亿桶(6.44×1010 t)石油，需要(也就是可以封存)1.40×1011 tCO2[16]。若这些增产在30年完成，则每年需要4.70×109 tCO2；这个数字是2010年全世界各国CO2排放总量(3.36×1010 t)的14%，因此CO2-EOR的预期碳减排贡献是巨大的。
北美Weyburn-Midale项目是一个成功的CO2-EOR案例。从美国达科他州北部一个气化厂捕集和压缩的二氧化碳，通过穿过美国-加拿大边界的300 km管线运输，最终注入到加拿大陆上的Weyburn-Midale油田来提高石油产量。从2000年至2012年期间，约22×106 t二氧化碳被注入到1.5 km深的两个碳酸盐储层，随之石油采收率被提高了65%[9]。
在中国，二氧化碳驱油已经成为当前CCUS链中二氧化碳利用与封存的主要形式。在江苏、吉林、胜利、松辽等油田中已经得到现场应用。对于在中国特别发育的储层类型(如低渗透性储层、稠油储层、高度块断储层)中应用CO2-EOR的研究已经在积极进行[17-18]。
1.1 二氧化碳驱油的原理及方法
1.2 陆上二氧化碳驱油现状
1.3 离岸二氧化碳驱油现状
1.4 二氧化碳驱油作为CCUS的优先选择
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我国的传统海域总面积近3.0×106 km2，有26个沉积盆地；其中近海盆地10个，自北向南为渤海湾、北黄海、南黄海、东海陆架、台西、台西南、珠江口、琼东南、北部湾、莺歌海盆地，总面积1.05×106 km2。截至2008年底，在近海的沉积盆地中共发现商业性油气田121个，探明地质储量为石油3.056×109 t、天然气5.853×1011 m3[19]；估计地质资源量为石油1.51×1010 t、天然气8.1×1012 m3[20]。各近海盆地中(台西、台西南两个盆地因资料不足在本文中暂不考虑)，渤海湾、珠江口、北部湾和东海陆架四个盆地已有原油和天然气生产，琼东南、莺歌海两个盆地目前仅有天然气生产，这些盆地的油气资源情况见表2。需要指出的是，2007年以后我国海域油气勘探取得了很大的进展，最近发布的2013年全国油气资源动态评价结果表明[21]，全国常规石油地质资源量1.085×1011 t、可采资源量2.68×1010 t，与2007年评价结果相比，分别增加了3.2×1010 t、5.6×109 t，增长42%和26%；已累计探明3.6×1010 t，探明程度33%。截至2014年底，全国累计采出6.2×109 t，剩余可采资源量为2.06×1010 t。由于目前尚未获得各盆地的更新数据，所以本文的讨论除特别注明之外仍以2008年的数据为基础。
盆地 油田数 气田数 地质资源量** 探明储量 可采资源量 累计产量 石油 天然气 石油 天然气 石油 天然气 石油 天然气 渤海湾海域 47 56.84 0.31 22.54 0.17 13.32 0.18 东海陆架 4 7.23 3.64 0.32 0.68 2.95 2.48 珠江口 20 8 23.27 1.96 5.83 0.059 7.58 0.48 1.70 北部湾 10 7.34 0.06 1.32 0.007 1.92 0.04 琼东南 2 2.72 1.11 0.04 0.104 0.91 0.72 0.04 莺歌海 4 0 1.31 0 0.156 0 0.81 Table 2.
Hydrocarbon Resources in China's Offshore Sedimentary Basins -
由于本文讨论的是我国近海盆地的CO2驱油潜力，所以仅考虑已生产石油的盆地，即渤海湾(海域)、珠江口、北部湾和东海陆架四个盆地。我们采用简单的类比方法，根据已公开发表的资料，将这些盆地的几个重要的石油和储层性质与混相驱油的正面指标相对比，与CO2-EOR已普遍实施的美国德克萨斯州二叠纪盆地和准备实施的英国北海大陆架相对比，进而对这些盆地的CO2-EOR潜力作一些粗线条的分析，为今后的进一步研发工作提出一些初步的意见。
表3中列举了与评估盆地CO2-EOR潜力有关的一些参数，其中我国近海盆地的参数主要取自2010年出版的全国海域含油气盆地图集[19]，数据截止于2007年末。
属性 混相正面指标① 美国德克萨斯州二叠纪盆地② 英国大陆架② 渤海湾盆地(海域)③ 珠江口盆地多数油田③ 珠江口盆地LH11-1油田③ 北部湾盆地③ 东海陆架盆地③ 原油重度/°API 17.5 ～ 50 28 ～ 45 35 ～ 40 多数10 ～ 24 25 ～ 45； 17 ～ 22 44 ～ 25 53 原油黏度/(MPa·s) < 10 多数50～10000 < 10 > 46 多数< 10 1.35 储层岩性岩相 白云岩、砂岩 砂岩 砂岩、河湖相 砂岩、浅海相 礁灰岩、浅海相 砂岩、灰岩 砂岩、河湖相 储层深度/km P > MMP④> 0.915 0.9 ～ 3.7(平均1.85) 多数> 2.7 多数0.9 ～ 1.5 1.6 ～ 3.0 1.2 > 0.9 2.3 ～ 2.9 储层温度/℃ 低 15 ～ 60 多数> 90 多数50 ～ 80 >90 52 100 储层渗透率/mD 低(2 ～ 64) 中～高(100s) 中～高(100s) 中～高(100s) 0.01 ～ 9 229 40 ～ 1 100 250 水动力支持 弱 弱～强 强 强 强～弱 中 预期采收率/% 45(5 ～ > 70) 多数< 20 45.7 ～ 62.9 15.6 0.25 ～ 0.53 43 二次采收 模式驱 水驱 无 无 钻井密度 高 高 低 低 低，多水平井 个别水驱 OOIP⑤/109t 9.2 5.68 2.04 0.155 0.73 0.72 CO2-EOR采收增量 4% ～ 12% 预期9% ～ 18% Table 3.
Oil and Reservoir Property of Various Regions (See Notes for Data Sources) 北部湾盆地的石油开采已有三十余年的历史，虽不断有新的发现，但总的来说探明储量较小，油田多为小型，地质条件和油质与珠江口盆地相似，因此不在文中单独讨论。东海陆架盆地的油田开发时间不长，探明储量较小，也不在本文讨论。因此，以下分别讨论渤海湾盆地(海域)和珠江口盆地，它们的石油探明储量占我国近海盆地总储量的94%。
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渤海湾盆地面积2.0×105 km2，是中国乃至世界陆相盆地中油气富集程度最高的盆地[23]。渤海湾盆地的海域部分的石油地质资源量、探明储量、可采储量都超过我国近海其他盆地的总和(表1)。
渤海湾盆地(海域)的源岩为古近系湖湘泥岩，储层年代和岩性范围很宽，有新近纪和古近纪陆相碎屑岩、基底古潜山的寒武纪和奥陶纪灰岩、中生代花岗岩、元古代混合花岗岩。其中，近十余年来在中新统所发现一大批探明储量达(1～3)×108 t的大型油田，原油地质资源量占全盆地的70%以上[24]。长期活动的郯庐断裂带从盆地东部穿过，晚期的强烈构造变动被认为对油气的运移起到了促进作用，虽然可导致一些天然气泄漏，但还是没有影响大型油田的形成，说明由于烃类来源十分充足[25]。
但是，在渤海湾盆地(海域)的中新统的大型油田中主要含重质稠油，占已探明地质储量的85%[26]，依靠天然能量开发十分困难，目前采用了水驱、化学驱、热采和它们的组合方法：水驱对地层原油黏度50～150 MPa·s的普通I类稠油(占探明稠油储量的43.6%)取得明显效果，可达到预测采收率可达28.0%～37.6%。对于地层原油黏度150～350 MPa·s的普通II类稠油(占探明稠油储量的26.2%)，采用水平井水驱与弱凝胶化学驱相结合的方式，可将预测采收率提高到19.1%～26.7%。但是，水驱到高含水率阶段会出现各层吸水不均匀、各油井水驱效果差异大的问题。对于地层原油黏度350～10 000 MPa·s的非常规I类稠油(占探明稠油储量的22.2%)，普通水驱的预测采收率不到10%；近年来进行了热采的先导试验，蒸汽吞吐法的采收率一般可达10%～20%，而多元热流体吞吐技术则可提高采油速度到2倍以上[26]；但而热采对于较薄的储层也出现热损失大、热效率低的问题[27]。目前，对能够改善稠油流度的各种聚合物和化学溶剂的研发和矿场试验也在积极进行之中。
对于渤海湾盆地(海域)的中新统的油田，CO2驱油也是应该考虑的技术之一。由于原油的高密度(重度小于25°API、高黏度远大于10 MPa·s)，这些油田不具备CO2混相驱油条件，只可利用超临界CO2对原油的膨胀和降粘作用来提高原油的流动性，进行非混相驱油。盆地的中新统储层具有高孔隙度和高渗透率，有利于CO2的穿透和与油层的接触，对非混相驱油有利，有必要开展重质稠油非混相CO2-EOR的方法试验，如余华杰等所作[29]。
值得指出的是，渤海湾盆地有存在残留油层(ROZ)的条件。盆地的烃类来源极为丰富，从基底以下到新近系在有效盖层以下都有油藏形成；而且盆地中有郯庐断裂带穿过，构造活动一直十分活跃，而强烈的成藏后构造变动和水动力条件改变是形成ROZ的主要机制[11]。已发现的大型稠油油田几乎全分布于凸起之上，稠油形成的原因是由于烃类从位于凹陷中心的油源区向凸起长距离运移中轻烃发生组分散失、以及较浅部位的地层水中的微生物降解强烈[28]。而强烈的降解作用和油水界面的倾斜有可能指示ROZ的存在[11]，因此，本文建议在今后工作中要关注油藏以下和油藏外围的研究，如果能发现ROZ，则可考虑通过采用“下一代”的CO2-EOR技术进一步扩大油田产量。
假设在渤海湾盆地(海域)采用现今的和(或)“下一代”的CO2-EOR技术可在现有的驱油基础上再提高5%～10%采收率，则按2007年的探明储量计算可增产原油(2.84～5.68)×108 t。以每增产1 t原油需要1.7 tCO2[12]计算，则可封存(4.8～9.6)×108 tCO2。
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珠江口盆地的石油资源量仅次于渤海湾盆地(表1)，自1996年以来石油年产量持续超过1.0×107 m3。盆地中有两类特征非常不同的油田，因而在表2中分两列显示：一类是大部分中-小型油田，位于浅水区，储层以中新统和渐新统的浅海相和海陆交互相砂岩为主，具有中-高孔隙度和中-高渗透率，埋深多在1 600 m～3 000 m范围，生产优质原油，具有低密度、低黏度、低含硫的特征，因此适合于CO2混相驱油。这些油田的石油采收率较高，与英国大陆架油田的采收率大致相同。
这些油田在以下两个方面有别于Permian盆地及英国大陆架区：一是珠江口盆地中的油田有具有很强的水动力条件，边水和(或)底水能量充足，在天然水驱的支持下也能保持高采收率，因而在油田生产中不需要注水驱油[30]。这与英国大陆架中的许多油田不同，那里有些油田水层动力不足，在生产后储层压力显著下降，水驱常被用于二次开采。第二，珠江口盆地中的油田大部分是小型油田，而且天然采收率高，因而残余油量较小，影响了海上CO2-EOR的经济性。
但是，这两个问题并不足以排除在这些中小油田用CO2-EOR进一步提高采收率的可行性。这些油田的高采收率是由于有了天然水驱，而CO2-EOR本来就适用于在水驱之后进一步提高采收率，无论是人工水驱还是天然水驱。另外，由于这些中小油田常成群出现，目前已成功地通过联合开采的方式降低采油的成本，类似的集群式CO2-EOR也应该能够改善其经济性。
珠江口盆地的另一类油田是流花11-1油田。它是盆地中唯一的大型油田，探明石油储量达1.55×108 t，位于水深305 m处，储层为中新统生物礁灰岩，孔洞和裂隙发育，孔隙度和渗透率变化大，油水界面埋深较浅(1 247 m)，原油有高密度和高黏度特征[19]，这些都与其他油田不同。流花11-1油田的底水能量也很充足，目前采用水平井电潜泵人工举升的方法开采，采收率可达30%以上[30]，但还是比盆地中其他油田低得多。流花11-1油田石油储量大，采收率较低，因此剩余油量较大，提高采收率的增产潜力较大。但是，根据其较浅的埋深和高密度稠油特征，估计不具有CO2混相条件，只能考虑非混相CO2-EOR，其碳酸盐储层具有复杂的裂隙和孔隙结构、高度不均一性以及高的产水率，也增加了驱油的难度。由于该油田位于中中新世抬升的东沙隆起之上，有由于成藏后的构造变动而形成ROZ的可能，需要在今后进行相应的调查研究。
综上所述，珠江口盆地的中小型油田具有应用混相CO2-EOR的有利条件，流花11-1大型油田有增加采收率的需求，有可能采用非混相CO2-EOR。假设在珠江口盆地应用CO2-EOR能提供10%～15%的采收率增量，则可增产(2～3)×108 t原油。以每增产1 t原油需要1.7 tCO2计算[12]，可同时封存(3.4～5.1)×108 tCO2，相当于广东省2010年大型点源CO2排放量(约2.5×108 t[31])的14～20倍。
2.1 石油地质及油田概况
2.2 盆地CO2-EOR潜力分析
2.2.1 渤海湾盆地(海域)
2.2.2 珠江口盆地
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通过对CO2-EOR的概念、适用条件和全球发展现状的综述，以及与国外实例的对比和对盆地石油地质条件的分析，初步探讨了对我国近海含油气盆地的CO2-EOR的潜力。以下为主要结论：
1)CO2-EOR作为三次采油的有效技术已有几十年的历史，但其应用一直受到CO2来源不足的限制。为了应对气候变化而推广的CCUS技术将从大型排放点源中捕集大量的人类活动产生的CO2，这就为CO2-EOR在更大范围的应用提供了机会。近年来，离岸CO2-EOR进展很快，英美等发达国家对本国近海的CO2-EOR潜力进行了详细的评估，巴西已在新开发的巨型油田中实施了CO2-EOR技术，东南亚也有越南、马来西亚等国进行了近海油田CO2-EOR先导试验。在技术发展方面，美国勘探家提出的“下一代”CO2-EOR采用各种改进的技术措施来将原油开采扩大到残留油层(ROZ)，可极大地提高原油的增产量。据估计，美国在墨西哥湾利用“下一代”的CO2-EOR技术可在50年内增产2.05×109 t石油，同时封存的CO2等于50年墨西哥湾沿岸大型排放点源的总排放量的85%。可见CO2-EOR的大规模应用将带来增加石油资源和应对气候变化的双赢结果。
2)根据石油地质特征采用类比方法讨论了我国近海渤海湾盆地(海域)和珠江口盆地的CO2-EOR潜力。渤海湾盆地是中国乃至世界陆相盆地中油气富集程度最高的盆地，是我国近海石油储量最高的盆地，有一批大型油田。但盆地的探明储量中80%是重质稠油，天然采收困难，目前采用了水驱、化学驱、热采及它们的组合方法，达到10%到38%不等的采收率，剩余石油总量还相当大。这意味在渤海湾盆地(海域)进一步提高采收率的需求相当大，有必要开展重质稠油非混相CO2-EOR的方法试验。另外，由于郯庐断裂带穿过盆地，构造活动性强，有可能存在由成藏后构造变动形成的ROZ，蕴藏着更多的石油；因此有必要开展研究查找ROZ，并试验通过“下一代”CO2-EOR进一步提高石油采收率的可能性。
珠江口盆地大部分油田属中-小型，具有轻质油和高渗储层，混相CO2-EOR的条件良好。盆地中的油田具有强大水动力支持，相当于已经过了天然水驱，而CO2-EOR正是可以在水驱之后进一步提高石油采收率的技术。主要问题是这些油田的储量较小，离岸CO2-EOR作业的经济性尚需评估，包括评估是否可通过集群式CO2-EOR改善其经济可行性。珠江口盆地中唯一的大型油田流花11-1油田具有与其他油田不同的特点，其原油为重质稠油，不具备混相CO2-EOR条件；其碳酸盐储层具有复杂的裂隙和孔隙结构、高度不均一性以及高的产水率，也增加了驱油的难度。但该油田储量大、目前采收率较低，故剩余油量较大，而且位于晚期构造抬升的东沙隆起上，有存在ROZ的可能。需要对流花11-1油田开展进一步的调查，以确定该油田应用非混相CO2-EOR和“下一代”CO2-EOR的技术和经济可行性。
上述两个盆地的探明石油地质储量占我国近海盆地总储量的94%。如果应用现今的和“下一代”的CO2-EOR可在渤海湾盆地(海域)提高采收率5%～10%，在珠江口盆地提高采收率10%～15%，则可分别获得(2.84～5.68)×108 t和(2～3)×108 t原油增产，同时还可分别封存(1.8～9.6)×108 tCO2和(3.4～5.1)×108 tCO2，这将是对缓解我国能源需求和积极应对气候变化的重大贡献。
3)离岸二氧化碳驱油作为石油生产和CCUS链条的重要组成部分是非常有挑战性的。本文对我国近海含油气盆地开展CO2-EOR的潜力进行了初步的分析，指出了一些可能性，但都需进一步的分析研究、评估和试验。海上石油开采的速度比陆上高得多，部署离岸CO2地质封存也首先要考虑其用于驱油的可能性，因此开展我国近海油田CO2-EOR的技术和经济可行性研究、尽快进行先导试验是一个非常紧迫的任务。此外，加强适合于我国近海盆地的CO2-EOR的技术开发也是一个重要任务，这方面要学习美国勘探家的创新精神：他们在页岩气勘探技术研发方面的成就已为世界所赞叹和仿效，他们在“下一代”CO2-EOR方面的思路和技术同样也应引起我们的重视。我国近海盆地的石油地质条件有许多独特之处，有望在进行我国近海盆地的CO2-EOR应用研究的同时也在其技术发展方面取得独特的成就。
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