CO2埋存技術在腰英臺油田的應用及成果

劉立恒

（東北油氣分公司工程技術研究院地面工藝研究所,130062）

1 CO2埋存的意義

二氧化碳(CO2)具有保溫作用，會逐漸使地球表面溫度升高，被認為是造成溫室效應的主要因素，由溫室效應所引起的海平面升高，會對人類的生存環境產生巨大影響。作為世界上最大的發展中國家，我國政府在大力推動低碳經濟發展的同時，也在積極努力的建設資源節約型、環境友好型社會。地下埋存CO2避免向大氣排放，是減少CO2排放的有效途徑之一，能將CO2埋存至地下幾百或幾千年，而且埋存對環境產生的影響最小、成本較低且遵守國際法規，同時，地下埋存CO2也可為油氣田資源及環境的高水平、高效益開發和可持續發展提供重要支撐。

1.1 國內外CO2收集及埋存技術現狀

美國于2000年開始由能源部主持正式開展CO2封存研究和發展項目，將地質封存和海洋封存列為主要研究方向，并制訂了詳細的技術路線圖。中國作為一個負責任的發展中國家，對氣候變化問題給予了高度重視， 2007年發布了《中國應對氣候變化國家方案》，成為第一個以國家層面發布應對全球氣候變化的發展中國家。2008年 CO2強化驅油并儲層埋存技術作為資源環境技術領域的重點項目列入了國家863計劃，并在吉林大情字油田進入現場試驗，試驗顯示，從2008年6月份起到現在已經注入埋存了1萬噸二氧化碳，效果較好。

1.2 腰英臺油田運用CO2埋存的技術背景

東北油氣分公司腰英臺油田與松南氣田含油、含氣層系上下疊置，腰英臺油田為特低滲透油藏，儲層原始含水飽和度高，油水同層發育，油井自然產能低，壓裂后含水高，無效井和低效井比例大、采油速度低，地層壓力下降快，采收率低，急需實施有效的提高采收率技術；同時其下部的松南氣田火山巖氣藏井口氣中CO2含量在20%，產出CO2僅僅依靠化工、民用處理，無法得到有效解決，而利用CO2驅油提高油藏采收率，可以實現CO2的綜合利用和埋存相結合，達到雙贏的目的，同時通過腰英臺油田CO2驅油試驗探索特地滲透高含水油藏CO2驅油的可行性，促進防腐防竄等工藝工程技術的發展，為特低滲高含水儲層CO2驅油提高采收率及CO2埋存技術的發展探索經驗。

東北油氣分公司編制了《腰英臺油田腰西區塊CO2驅提高采收率項目擴大試驗實施方案》，并先后完成CO2液化單元、增壓單元及地面注入管線的建設，取得實現液態CO2全注入的顯著成果。

2 CO2收集及埋存的原理

2.1 CO2分離方法

根據腰英臺氣田天然氣中CO2含量高的特點，最終選定MDEA溶劑吸收法脫除天然氣中的CO2。MDEA溶劑吸收法是目前最常用的脫除酸性氣體的工藝方法，含碳天然氣先進入吸收塔，在吸收塔內，天然氣自塔底向上流動與在塔板上與自上而下的MDEA溶劑（貧胺液）逆流接觸，天然氣中的大部分CO2被MDEA吸收，出塔頂的天然氣即為脫碳后的天然氣（CO2含量降低至3%以下）。吸收了CO2的MDEA溶劑(富胺液)出吸收塔后先節流閃蒸，分離出部分CO2氣體，然后經換熱器換熱后進入再生塔，富胺液在再生塔內經塔底重沸器加熱，解析出CO2氣體成為貧胺液，貧胺液換熱后經增壓泵增壓冷卻后返回到吸收塔循環使用。脫除的CO2進入后續的壓縮、液化單元，液化后的CO2進入注入系統埋存至地下。

2.2 CO2驅油及埋存原理

二氧化碳被注入儲層后，在浮力作用下，上升至蓋層之下，并逐漸擴散形成二氧化碳儲層；溶解狀態，隨時間的推移，二氧化碳逐漸溶解于地層水中，溶解的速度由二氧化碳與地層水接觸的表面積控制。研究表明，大部分的二氧化碳是以分子狀態（自由氣）儲存在巖石孔隙中，有可能封存上萬年。油氣藏本身具有良好的封閉性，可以長時間封閉油氣，因此注入二氧化碳后，泄露的風險很小。油氣藏已具備生產井和注入井，投資也較小。

CO2驅油及儲層埋存是將CO2注入油層，利用其在原油中溶解降低原油粘度和界面張力并使原油體積膨脹，產生溶解氣驅等特性，以降低注入壓力，有效擴大波及體積，改善原油流動性，降低殘余油飽和度，提高原油采收率的技術，同時實現CO2的綜合利用。

3 CO2收集及埋存技術在腰英臺油田的運用

3.1 松南氣田及腰英臺油田現狀

東北油氣分公司松南氣田位于吉林省前郭縣查干花鎮境內，構造位置位于松遼盆地南部長嶺斷陷腰英臺深層構造，松南氣田營城組儲層是高含CO2火山巖氣藏，埋深3500～3800m，2012年產工業氣4.2億方，井口氣平均CO2含量20%，預計2013年日產CO2能力577噸。登婁庫組砂巖氣藏埋深3365～3670m， 2012年產工業氣0.022億方，井口氣平均CO2含量4%，預計2013年日產CO2能力29噸。

2010年東北油氣分公司將腰英臺油田CO2驅油總體規劃分為四批，第一批在腰西區塊DB33、DB34、DB37井區實施，部署總井數149口，油井106口，注氣井43口，方案設計主力含油層系青一Ⅱ、青二Ⅳ砂組。2011年編制實施方案，最終結合松南氣田CO2供氣規模，考慮注采系統、地面集輸流程的可操作性，在腰英臺油田腰西區塊DB33井區首先實施試注井組。

腰西區塊先導試驗區為非混相驅油。采用長細管試驗，實測地層溫度89.7℃條件下，原油與CO2驅油最小混相壓力為26.63 MPa。腰英臺油田原始地層壓力22MPa，為非混相驅。分析表明，注入井近井地帶壓力（29MPa），相態為超臨界態，超過混相壓力26.63Mpa，同時試驗區各井流壓折算結果表明，井底流壓介于25～32MPa之間，與最小混相壓力26.6MPa接近。因此僅注入井近井地帶達到混相，理論上分析可以完全驅替該區域孔隙內殘余原油，并達到將產出CO2埋存的目的。

3.2 腰英臺油田建立的CO2注入系統

在腰英臺油田現已建成設計規模790t/d的CO2壓注站。壓注站內設壓注泵房、變配電間、值班室及800KW液態CO2水套加熱爐2臺。壓注泵房內主要設備包括：液態CO2專用壓注泵3臺，流量為16m3/h，出口壓力為20MPa；屏蔽式液態CO2喂液泵2臺，流量為41m3/h。從松南氣田集氣處理站CO2儲罐來液態CO2（-20℃，2.0MPa），經喂液泵升壓至2.0MPa以上，進入專用CO2壓注泵再增壓至20MPa，然后進入流體換熱器與蒸汽進行換熱，液態CO2由-20℃升溫至10℃后進入CO2分配閥組機關，一部分由閥組機關分配至DB33井區已建注水配水間，再經閥組計量后分配至各注氣井井口，注入井下；另一部分由閥組分配后經注氣干線輸送各串聯注氣井口，經計量設施計量后注入井下。

經過對原有注水間及注水管線的改造，實現了單井注水、注氣自由切換及組合，及CO2氣驅注入體系集中管理。

3.3 CO2埋存技術取得的成果

3.3.1 實現了松南氣田CO2全部液態注入，地下埋存CO211.08萬噸，累計存氣率96.2%，有效減少了CO2的排放。

3.3.2 低滲透層得到動用，增加產層厚度44.4m 注CO2后，原不吸水層位開始吸氣且吸氣比例較高，低滲透層得到動用，而且吸氣剖面更均衡。注氣前縱向上油層動用程度差，注氣前47.5%的厚度不吸水，注氣后不吸氣厚度降為22.7%。

3.3.3 平面驅替面積擴大，油井見效率由52%增加到80% 產量先升后降型井有8口，位于裂縫方向或高滲透帶，氣相前緣快速擴散到井口，見效明顯，產油量上升幅度大，含水降低多，但氣竄早，氣竄后產量下降快，波及效率差。砂體控制的井產層處于分流河道主河道，高滲透帶中心，2011年6月見效，8月見氣，2012年1月隨著注氣強度增加，CO2黏性指進和突進規模增大，形成氣竄通道，驅替效果變差，產量明顯降低。裂縫控制的井間示蹤劑突破僅需3天時間，井間存在明顯裂縫連通通道。鄰井注氣后，產油量增加見效明顯，18天后氣相前緣突破，3個月后氣量增加。

4 結論及建議

通過CO2注入及埋存技術在腰英臺油田的應用，可以得到以下結論：

（1）通過配套地面液化、注入系統，松南氣田產出的CO2可以液化并埋存到地層中，實現東北油氣分公司CO2零排放的綠色低碳目標；

（2）CO2注入埋存技術提高了腰英臺油田單井原油采收率，同時也深化了對特低滲油藏CO2非混相驅生產特征的認識。

對以后的工作有以下幾點建議：

（1）適時擴大現場試驗區。隨著CO2處理能力的提高，松南氣田2013年CO2生產能力500～820t/d。在原井組繼續注入基礎上，擴大試驗井組規模，將松南產出CO2全部埋存；

（2）加強對氣串現象的認識，并開展對地面產出液的處理工作，實現產出液中伴生CO2回收再利用；

5 結束語

CO2注入埋存技術在腰英臺油田的實驗及運用，實現了松南氣體產出CO294.1%液化埋存率，受控的41口油井中26口井見到了較明顯的增油效果，相關工程工藝技術也逐步成熟。作為國有大型企業的東北油氣分公司，需在松南氣田CO2全面回收液化的前提下，繼續加大可研力度、技術創新等多種手段，減少CO2排放，達到東北油氣分公司經濟發展與生態環境保護雙贏的發展形態。