低滲透油藏注CO2混相驅及CO2埋存評價

侯大力 龔鳳鳴 陳 濤 孫 雷 趙 銳 蘇 杰

（1. 油氣藏地質及開發工程全國重點實驗室（成都理工大學），四川 成都 610059；2. 成都理工大學能源學院，四川 成都 610059；3. 四川越盛能源集團有限公司，四川 成都 610066；4. 中國石油西南油氣田公司川東北作業分公司，四川 成都 610021；5. 中國石化勝利油田分公司海洋采油廠，山東 東營 257237）

0 引 言

在環境退化和氣候變化等問題日益加劇的背景下，碳捕集與封存（CCS）被國際社會確定為減緩溫室效應和實現可持續能源生產的關鍵技術，預計到2050 年，該技術將貢獻全球32%的CO2減排量［1-3］。中國在CCS 技術的基礎上引入“CO2利用”的概念，提出了碳捕集、利用和封存（CCUS）技術。目前中國的CCUS 技術整體上還處于實驗室測試和礦場試驗階段，CO2在石油工業上的應用主要為提高油藏采收率［4-6］。中國低滲透油藏的探明儲量逐年增加，近年來探明石油儲量中低滲透油藏所占比例達到80%以上，因此低滲透油藏已成為目前新區產能建設和油田上產的主體［7］。低滲透油藏具有儲層非均質性強、孔隙結構復雜和微納米級孔喉發育等特點，常規的衰竭開發和注水開發存在能量補充差、采出程度低和遇水敏性儲層發生孔隙堵塞等問題［8-9］。注氣驅油經過不斷的發展，已經成為了較為成熟的提高采收率技術，主要應用于低滲透油藏［9］。相較于天然氣和N2，在相同條件下，CO2具有更低的混相壓力、更強的抽提能力和原油降黏效果［10-13］。自20 世紀50 年代起，世界各國便陸續開展了CO2驅油與埋存的技術攻關和礦場試驗［14］?？偨Y國內外Ekofisk 油田、Seminole Unit-Main Pay Zone 油田、Little Creek 油田、大慶油田宋芳屯區塊、江蘇油田富14 區塊和吉林油田大情字井區塊等項目的開發試驗成果，發現通過注CO2不僅可以提高10%~30%的原油采收率，還可以實現CO2的有效埋存，具有廣闊的推廣應用前景［15-20］。需要注意的是，雖然在國內已經開展了大量的CO2驅油和埋存研究，但是主要集中在少數油藏的實驗模擬和礦場試驗階段。針對不同類型的油藏，仍需要大量的工作來研究CO2混相驅油和CO2埋存機理。

本文以X 低滲透油藏為研究對象，首先對目標區塊油藏進行了注CO2混相驅及埋存適應性分析，同時構建了區塊數值原油和模型組分模型；其次通過一維細管實驗及模擬開展了原油注CO2混相特征分析，明確了注CO2驅的最小混相壓力和注CO2驅混相機理；然后對X 低滲透油藏進行了注CO2驅開發方案設計和注采參數優化，確定了區塊的最佳注采井網、注采井距以及各井組的最佳注入壓力、注入速度和注入量；最后對X 低滲透油藏進行了注CO2后50 a 和100 a 的CO2埋存效果評價，評價了X 低滲透油藏CO2埋存潛力并分析了CO2埋存過程中在地層的運移規律。

1 油藏數值模型

1.1 油藏概況

X 低滲透油藏為斷層發育的層狀構造砂巖油藏，有7 條斷層，沒有天然裂縫。儲層膠結比較致密，分選中等，磨圓較差，呈次棱角狀，孔隙度平均為10.8%，滲透率平均為2.65×10-3μm2，碳酸鹽平均質量分數為16.4%，屬于低孔低滲儲層。當地層壓力為29 MPa 時，地層原油的黏度和密度分別為1.98 mPa?s 和0.791 8 g/cm3。油藏的地溫梯度為3.7 ℃/hm，壓力系數為1.44，屬于正常溫度系統、異常高壓油藏。

1.2 CO2混相驅和埋存適應性

X 低滲透油藏已經投產17 a，目前面臨地層能量不足、采收率低和注水見效差等問題，需要通過開展注CO2混相驅來提高油井的單井產量，延長油藏的壽命。在注CO2提高采收率及CO2埋存研究開始之前，對X 低滲透油藏的CO2混相驅及埋存適應性進行分析，評價結果如表1 和表2 所示。

表1 X低滲透油藏CO2混相驅適應性評價結果Table 1 Adaptability evaluation results of CO2 miscible flooding in low permeability X reservoir

通過對比油藏初始參數和注CO2混相驅候選油藏篩選標準，發現目標油藏除地層溫度略高外，其余參數均處于合理參數區間，其中滲透率、原油密度和原油黏度等參數處于最佳參數區間［21］（表1）。通過對比油藏初始參數和CO2埋存候選油藏篩選標準，發現目標油藏僅有儲層封閉性為警告指標，其余參數為正指標［22］。綜上所述，X 低滲透油藏可以實施CO2混相驅并具有埋存的潛力（表2）。

1.3 數值模型的建立

利用CMG 軟件的GEM 組分模塊構建的X 低滲透油藏的數值模型如圖1 所示，模型的網格數為80×19×17=25 840，平面網格長×寬為20 m×20 m。模型物性參數：構造深度為2 800~3 200 m，初始地層壓力為33.0 MPa，油藏溫度為126.0 ℃，孔隙度平均為10.8%，滲透率平均為2.65×10-3μm2。X低滲透油藏共有1 口注入井和8 口生產井，開發的主力含油層系為X4 段，通過精細對比將X4 段細分為4 個小層。本文以X4-2 和X4-3 為主力開采層，2 個層的平均砂巖厚度分別為35.0 m 和27.5 m。

圖1 油藏三維數值模型Fig. 1 3D numerical model of reservoir

在已有的原油組分和注氣膨脹實驗數據的基礎上，利用CMG 軟件的WINPROP 模塊開展原油的PVT 相態實驗數據擬合，劈分歸并后的地層原油擬組分如表3 所示，原油PVT 擬合結果如圖2 所示。從圖2 中可以看出擬合精度較高，模擬值與實驗值的相對誤差小于2%，說明該流體相態模型能夠準確地反映真實地層原油的PVT 性質，為后面的CO2-地層原油混相機理和注CO2驅及CO2埋存方案優化設計的數值模擬奠定了基礎。

圖2 地層原油PVT擬合結果Fig. 2 PVT fitting results of formation oil

表3 地層原油擬組分Table 3 Pseudo-component of formation oil

2 注CO2混相驅實驗

參考最低混相壓力實驗測定方法行業標準SY/T 6573―2016 《最低混相壓力實驗測定方法——細管法》，利用細管實驗測試CO2-原油最小混相壓力，細管長度為20 m，滲透率為10 μm2，孔隙度為40%，細管實驗結果如圖3 所示。

圖3 細管實驗和模擬結果Fig. 3 Slim tube experiment and simulation result

從圖3（a）、（b）可以看出，隨著注入壓力的增加，注入CO2的突破時間變長，原油采收率增加。當CO2未突破之前，采收率上升快，氣油比基本不發生變化；CO2突破后，采收率提升緩慢且基本保持不變，氣油比快速增加。由于注CO2混相驅時，CO2突破時間較長，注CO2混相驅最終原油采收率大于注CO2非混相驅的原油采收率。根據混相和非混相直線的交點，得到區塊地層原油注CO2驅最小混相壓力為26.75 MPa，低于原始地層壓力33.00 MPa，因此注CO2驅容易實現多次接觸混相驅替。

在實驗的基礎上，利用CMG 數值模擬軟件中的GEM 組分模塊，對目前地層原油注CO2驅開展一維細管模擬研究，分析地層原油注CO2混相特征。細管參數設置跟實驗參數一致，I、J和K方向網格數為50×1×1，網格步長I=0.4 m，J=K=0.004 4 m。模擬得到的CO2-原油最小混相壓力為26.03 MPa，與實驗值的誤差為2.77%，說明本次細管模擬實驗擬合較好，可用于CO2-原油混相特征分析。

將CO2-原油非混相壓力和混相壓力下的模擬結果進行對比分析。注入壓力分別為22、33 MPa時，注入0.3 PV 的CO2后原油物性變化的模擬結果如圖4 所示。圖4（a）、（b）表明，2 個注入壓力下原油的密度和黏度均有所降低，說明CO2有降低原油黏度和密度的作用。圖4（（a）―（c））表明，注入壓力為33 MPa 時，油氣兩相密度和黏度出現了交點，注氣前緣界面張力降為0 mN/m，說明在33 MPa 時，CO2與地層原油通過多次接觸達到混相狀態。注入壓力為22 MPa 時，油氣兩相的黏度和密度未見交點，CO2與地層原油之間界面張力不為零，說明CO2與地層原油通過多次接觸未達到混相狀態。

圖4 不同壓力下注0.3 PV CO2后油氣物性的變化Fig. 4 Oil and gas property changes after 0.3 PV CO2 injection at different pressures

3 注CO2參數優化

3.1 井網與井距優選

以X4-2、X4-3 層為目的層，進行注CO2驅的井網與井距優選。2 層系物性相近，流體物性相同，具有統一的巖石物性、流體及壓力系統，因此，將2 層采用同1 套開發方案進行開采。從工區模型中截取出一個I、J、K方向網格數為17×17×17的模型，模型的網格尺寸和參數設置與大模型保持一致。依次開展了注采井網和注采井距的優化，模擬結果如圖5 所示。

圖5 不同方案的累計產油量和采收率Fig. 5 Cumulative oil production and recovery in different schemes

從圖5（a）可以看出，開發10 a 后反七點法井網累計產油量、采收率最高，因此推薦反七點法布井方式。從圖5（b）可以看出，隨著井距的減小，累計產油量增加，但當井距小于300 m 時，相較于井距由400 m 降低至300 m 時累計產油量增幅變緩，且井距為100、200 m 時，井數較高，經濟成本也就更高。井距越小，注入的CO2突破越早，后期氣油比越高，產出氣中CO2的含量也越高，使驅替過程中地層壓力保持越差。綜合考慮后認為300 m 井距為本油藏注CO2驅的合理井距。

3.2 CO2-EOR方案設計

生產區初始9 口井，其中生產井8 口（W1 井、W2 井、W3 井、W6 井、W7 井、W10 井、W12 井、W15 井），注入井1 口（Ⅰ1 井）。初始井網采用衰竭開采18 a，X4-2 層與X4-3 層的采收率僅為11%左右，為提高原油采收率，需要進行井網加密調整，加密后井網共24 口井，其中生產井16 口，注入井8 口。將加密井網劃分為Ⅰ1 井組和Ⅰ6 井組。Ⅰ1 井組有10 口生產井（W3 井、W10 井、W16井—W23 井）和5 口注入井（Ⅰ1 井、Ⅰ4 井、Ⅰ5井、W6-in 井、W12-in 井），I6 井組有6 口生產井（W1 井、W2 井、W7 井、W24 井—W26 井）和3口注入井（Ⅰ6 井、Ⅰ7 井、W15-in 井）基礎方案僅采用生產井衰竭開采方式生產，用以對比CO2的驅油效果。在井網加密調整后注采井網布置的基礎上開展了2 個井組的CO2混相驅注入壓力、注入速度和注入量優化設計。推薦CO2-EOR 最優方案的參數如表4所示。

表4 參數指標優選結果Table 4 Optimization results of parameters indexes

推薦方案與衰竭開采的基礎方案相比，累計增油量為96.21×104t。推薦方案與衰竭開采的基礎方案X4-2、X4-3 采收率對比如圖6 所示，CO2-EOR 最優方案下X4-2、X4-3 層采收率分別為20.23%、20.16%，X4-2、X4-3 層與初始井網衰竭相比提高采收率分別為9.37 百分點、6.02 百分點。通過分析推薦方案注CO2結束后的含油以及含氣飽和合度可以發現，推薦方案下，CO2波及效果較好，注采井之間的含油飽和度下降程度較大，注CO2驅油效果較好。

圖6 推薦方案與衰竭開發采收率對比Fig. 6 Comparison of recovery between recommended scheme and depleted development

4 CO2埋存評價

4.1 CO2埋存影響因素

CO2的臨界溫度和壓力分別為31.1 ℃和7.38 MPa，該區塊溫度與壓力遠遠大于CO2的臨界溫度與壓力，因此，CO2以超臨界態存在于該油藏中。CO2在地層中的埋存機理包括物理埋存（構造埋存和束縛埋存）和化學埋存（溶解埋存和礦化埋存）。物理埋存是指CO2因蓋層、隔擋層和毛細管力等作用而滯留在地下，其穩定性相對較低；化學埋存是指CO2溶解于地層流體中并與巖石礦物發生化學反應，其穩定性較高但所需的作用時間較長［23-24］。

為了分析CO2驅油過程中注入壓力、注入速度和注入量對CO2埋存的影響，自生產結束時（2040年1 月1 日）預測50 a 后儲層中CO2的構造埋存量、束縛埋存量、溶解埋存量以及礦化埋存量。不同注入方案下的CO2埋存情況如圖7 所示。

圖7 注入參數與埋存關系Fig. 7 Relationship between injection parameters and storage

從圖7 中可以發現，隨著注入壓力的增大，溶解埋存量逐漸增大，構造埋存量逐漸減小，束縛埋存量、礦化埋存量和埋存率幾乎不變。隨著注入速度的增大，溶解埋存量先逐漸增大后趨于穩定，構造埋存量逐漸減小，束縛埋存量、礦化埋存量和埋存率幾乎不變。CO2的注入量越大，CO2波及范圍越大，前緣越接近生產井，注采過程中CO2隨原油被生產井產出的量就越大。因此隨著注入量的增大，構造埋存量、束縛埋存量、溶解埋存量和礦化埋存量都逐漸增大，但埋存率逐漸減小。

4.2 CO2埋存效果評價

為了評價X 低滲透油藏的CO2埋存潛力和分析埋存過程中CO2在地層的運移規律，自生產結束時（2040 年1 月1 日）預測100 a 后CO2的埋存量，2個井組的CO2埋存情況如表5 所示。推薦方案的CO2注入量為137.72×104t，總埋存量為68.08×104t，埋存率為49.43%。其中構造埋存量為42.20×104t，占總埋存量的比例最大，為61.99%，礦化埋存量為1.85×104t，占總埋存量的比例最小，為2.72%。

表5 CO2埋存情況統計Table 5 Statistics of CO2 storage

生產結束時、50 a 后和100 a 后地層中CO2濃度、地層水中CO2濃度、HCO3-離子濃度和地層水pH 的對比結果如圖8 和圖9 所示。隨著時間的推移，CO2在平面上不斷向四周擴散，在縱向上受重力分異的作用向上運移。從地層中CO2濃度分布可以看出隔夾層與斷層的遮擋效果好，X 低滲透油藏對CO2具有較好的地下封存效果。由于CO2在地層中的運移，導致平面上注入井周邊和縱向上低部位地層水中的CO2濃度不斷降低（圖8）。HCO3-離子濃度和地層水pH 的分布與運移規律反映了CO2和地層水的礦化反應的情況。隨著埋存時間的增加，礦化反應產生的HCO3-離子和H+離子也逐漸增加，因此HCO3-離子濃度和地層水pH 也產生了和地層水中CO2濃度相同的分布規律。埋存時間越長，平面上HCO3-離子的分布范圍和pH 的變化范圍越廣，縱向上高部位的HCO3-離子的分布范圍和pH 的變化范圍大于低部位（圖9）。

圖8 不同埋存時間地層和地層水中CO2濃度分布Fig. 8 Distribution of CO2 concentration in formation and formation water at different storage times

圖9 不同埋存時間地層水中HCO3-離子濃度和pH分布Fig. 9 Distribution of HCO3- ions and pH in formation water at different storage times

5 結 論

（1）通過注CO2混相驅和CO2埋存篩選標準對X 低滲透油藏進行適應性分析，明確X 低滲透油藏具有實施CO2混相驅和埋存的潛力。從不同注入壓力下的原油物性變化對比結果可以看出，CO2降低了原油的黏度和界面張力，并且混相驅的降黏效果好于非混相驅。

（2）區塊開發方案優化結果表明：注采井網選用反七點法，注采井距為300 m，Ⅰ1 井組注入壓力和注入速度分別為32 MPa 和7×104m3/d，Ⅰ6 井組注入壓力和注入速度分別為34 MPa 和8×104m3/d，2 個井組CO2總注入量為0.2 PV。推薦方案與衰竭開采相比，累計增油量為96.21×104t，X4-2、X4-3 層分別提高采收率9.37 和6.02 百分點。

（3）注入壓力和注入速度主要影響束縛埋存量和構造埋存量，對溶解埋存量、礦化埋存量和埋存率影響較小，注入量對4 種埋存量和埋存率都有影響。區塊注CO2驅推薦開發方案預計CO2埋存量為68.08×104t，并且有較好的地下封存效果。隨著埋存時間的增加，平面上注入井周邊和縱向上低部位地層水中的CO2濃度不斷降低。HCO3-離子濃度和地層水pH 分布規律與地層水中的CO2濃度分布規律相似。