高礦化度地層水對廢棄氣藏注CO2埋存影響研究

龔琦，王彬，華杰

（1.西南石油大學，四川成都610500；2.中國石化西南油氣分公司川東北采氣廠，四川閬中637400；3.中國石油西南油氣田分公司蜀南氣礦，四川瀘州646000）

高礦化度地層水對廢棄氣藏注CO2埋存影響研究

龔琦1，王彬2，華杰3

（1.西南石油大學，四川成都610500；2.中國石化西南油氣分公司川東北采氣廠，四川閬中637400；3.中國石油西南油氣田分公司蜀南氣礦，四川瀘州646000）

本文開展了高礦化度地層水對廢棄氣藏注CO2埋存影響研究。高礦化度氣藏體系在生產中伴隨著結鹽顆粒和凝析液的產生，地層水蒸發促使體系液相重質化，凝析液量增加；礦化度抑制了凝析液量產生，礦化度越高，凝析液量越小。對于廢棄高礦化度氣藏，隨著CO2注入量增加，凝析液量減小，露點壓力降低，反蒸發區域減小，液相密度減小。生產中，地層水礦化度越高，體系CO2埋存量越小，注入CO2加速了地層水蒸發，促使氣相中水含量增加，體系結鹽量增加。

高礦化度地層水；廢棄氣藏；CO2；埋存

Key words：high salinity formation water；depletion gas reservoir；carbon dioxide；sequestration

隨著全球溫室效應加速，碳排放量急劇增加，CO2埋存技術逐漸受到各國的重視[1]。由于氣體的可壓縮性很強，廢棄氣藏是CO2埋存的理想場所，埋存量是鹽水層、油藏和煤層氣藏的好幾倍。CO2在儲層條件下以超臨界性質存在，傾向于沉于CH4等輕組分底部，有利于提高氣藏采收率和埋存效率。

國外對于廢棄氣藏的研究主要集中在數學模型和實驗方面。國內方面，孫揚等[2]研究了PY干氣藏注CO2過程中高壓物性變化和CO2-CH4過渡帶特征；王長權等[3]開展了CO2封存過程中氣水互溶特性實驗，分析了CO2注入對氣藏體系相態的影響；程志偉等[4]推導了廢棄凝析氣藏CO2埋存的物質平衡方程；侯大力[5]開展了近臨界凝析氣藏注CO2物理實驗、相態特征及數值模擬等研究；湯勇等[6]進行了系列CO2驅提高采收率及埋存實驗。目前，針對廢棄氣藏注CO2埋存主要集中在CO2-CH4、CO2巖石的相互作用、CO2注入效率和埋存變化等方面，關于高礦化度地層水對廢棄氣藏注CO2的影響研究較少。

本文從廢棄氣藏CO2埋存的地質評價著手，開展了考慮高礦化度地層水的氣相相態特征和廢棄氣藏注CO2相態及生產特征研究，對于研究廢棄氣藏注CO2埋存具有一定意義。

1 廢棄氣藏CO2地質埋存評價

氣藏采出程度達到90%左右時，氣井產量很難達到工業氣流標準，難以滿足經濟和管線要求，氣藏廢棄。

對廢棄氣藏進行CO2埋存，需要進行以下幾方面的評價：

（1）埋存安全性評價：構造完整性，水泥塞及固井水泥完整性，蓋層巖石承壓能力，CO2腐蝕；

（2）地質評價：儲層儲集特征，流體性質，溫度壓力（深度），水文地質特征，力學性質，非均質性，示蹤劑技術；

（3）氣藏評價：已有地質模型及數值模擬，物理實驗，氣藏工程設計；

（4）地面工程評價：現有井場及油井適應性評價，注氣井布置；

（5）氣體來源評價：地下氣體，發電廠，化工廠等。

表1 不同組成凝析氣藏體系

2 考慮高礦化度地層水的氣藏相態特征

本文以一個實際凝析氣藏PVT參數為基礎，通過氣液水固四相相平衡理論模擬計算相態變化，凝析氣藏原始地層壓力和溫度分別為33 MPa和135℃，凝析油密度為0.758 g/cm3，氣油比為869 m3/m3，露點壓力為19.8 MPa，地露壓差較大。模擬計算凝析氣藏組成（見表1），其氣態凝析水含量為3%，地層水礦化度為200 g/L。

閃蒸過程4種方案的凝析液量變化（見圖1），考慮地層水蒸發計算的露點壓力為19.7 MPa，略小于無水情況下的露點壓力，體系中含有水蒸氣時，體系中凝析液量的析出量更大，氣態凝析水的存在使得重質烴類組分更易凝析出來。方案3和方案4的露點壓力與方案2基本沒有差別，當地層水礦化度不為零時，體系凝析液量更小，說明鹽類的存在抑制了地層水的蒸發，從而降低了體系凝析液量的產生。

圖1 不同方案凝析液量

方案4的體系相圖（見圖2），隨著體系壓力的降低，地層出現結鹽現象，結鹽量逐漸增加，當體系壓力降低到露點壓力以下時，體系中出現凝析油，凝析油存在反蒸發現象。壓力的下降，促使儲層結鹽，地層水相改變了2%，地層結鹽2.3 mol%（見圖3），體系相態發生改變，體系由氣-液-水三相變成了氣-液-水-固四相，流動機理和流動能力發生明顯改變。

圖2 含高礦化度地層水氣藏相圖

圖3 方案4的固相析出量和水相摩爾分數

表2 不同注入量的樣品組成

3 廢棄氣藏注CO2相態特征

利用CO2-烴-水-鹽系統相平衡閃蒸計算方法，模擬計算考慮高礦化度地層水不同CO2注入量對體系相態的影響，不同注入量組成（見表2）。

隨著CO2注入量的增加，凝析液量減小，特別是注入量由0.1 HCPV上升到0.3 HCPV時，凝析液量大幅度降低，當CO2注入量繼續增加時，凝析液飽和度降低的幅度越來越小。注入量越大，體系的露點壓力越低，凝析液消失的時間越早，反蒸發作用越明顯（見圖4）。

圖4 不同CO2注入量體系凝析液含量

相同注入量下，隨著壓力的增加，水相密度先降低后增加，密度增加主要是由于體系處于超臨界區，CO2具有液相性質，促使地層水密度增加。相同壓力下，CO2注入量增加，水相密度增加，且增加的幅度越明顯（見圖5）。

圖5 不同注入量地層水相密度

4 高礦化度地層水對埋存的影響

以表1的氣藏組成為基礎，建立考慮高礦化度地層水的氣藏模型，分別設置地層水礦化度為0 g/L、100 g/L、200 g/L、300 g/L，生產12年后，氣藏采出程度達到80%，開始注入CO2，注入終止壓力為地層壓力。

不同地層水礦化度體系CO2埋存量（見圖6），礦化度越高，體系埋存量越小，礦化度為300 g/L的體系埋存量比不含礦化度氣藏體系少了1%左右。礦化度對于CO2溶解于水相中有抑制作用（見圖7），礦化度越高，水相中CO2量越低。由于體系中含有鹽，在氣藏生產和埋存過程中出現結鹽現象，不同礦化度體系結鹽量（見圖8），礦化度越高地層水結鹽量越高，CO2的注入加速了地層水蒸發，加速地層結鹽。

圖6 不同地層水礦化度體系CO2埋存量

圖7 不同礦化度地層水體系水相中CO2量

圖8 不同礦化度方案地層結鹽量變化

5 結論

（1）含高礦化度地層水的氣藏在開采過程中有凝析液和結鹽顆粒產生，地層水礦化度超過溶鹽極限時，體系出現固相；體系壓力下降到露點壓力以下時，出現凝析液相。

（2）考慮地層水蒸發在相同衰竭壓力下反凝析液量更大，地層水蒸發加速了重質組分的析出；地層水礦化度越高，凝析液含量越低，說明礦化度抑制了地層水蒸發，降低了地層流體重質化。

（3）廢棄氣藏注入CO2量越高，凝析液量越低，露點壓力越低，反蒸發區間越小，氣相中水蒸氣含量越高，說明CO2加速了地層中液態水的蒸發作用，地層水中CO2的含量逐漸增加，且隨著CO2進入超臨界，液相密度增加。

（4）地層水礦化度越高，體系中CO2埋存量越低，水相中CO2的量逐漸降低，體系結鹽量越高。

［1］沈平平，廖新維.二氧化碳地質埋存與提高石油采收率技術［M］.北京：石油工業出版社，2009.

［2］孫揚，杜志敏，孫雷，等.CO2的埋存與提高天然氣采收率的相行為［J］.天然氣工業，2012，32（5）：39-42.

［3］王長權，杜志敏，湯勇，等.氣藏中CO2封存過程氣水互溶特性實驗研究［J］.特種油氣藏，2013，20（3）：118-122.

［4］程志偉，胡志剛，劉歡.廢棄凝析氣藏CO2埋存物質平衡方程研究［J］.新疆石油天然氣，2015，（4）：83-86.

［5］侯大力.近臨界凝析氣藏注CO2提高采收率機理及埋存研究［D］.成都：西南石油大學，2014.

［6］湯勇，杜志敏，張哨楠，等．高溫氣藏近井帶地層水蒸發和鹽析研究［J］．西南石油大學學報，2007，29（2）：96-99.

圖5 低阻軟柱塞抽油泵下行阻力分析曲線

3 結論及認識

（1）聚合物驅會導致柱塞下行阻力增加，抽油泵進液阻力增大，致使注聚受益油井桿管偏磨。

（2）無桿泵采油技術和大流道偏置閥抽油泵技術能一定程度緩解注聚受益油井桿管偏磨問題，可以作為治理注聚受益桿管偏磨油井的技術手段。

參考文獻：

［1］陳輝.聚合物驅采出液對抽油機井桿管偏磨影響的機理研究［D］.青島：中國石油大學（華東），2009.

［2］劉燕寧，楊樹人，張傳芬.含聚濃度對抽油泵柱塞下行阻力影響的實驗研究［J］.油氣田地面工程，2009，28（9）：1-2.

［3］吳奇，劉合，師國臣.聚驅桿管防偏磨低磨阻泵的開發與應用［J］.大慶石油學院學報，2004，28（5）：19-21.

The influence research of carbon dioxide sequestration in the abandon gas reservoir due to the salinity formation water

GONG Qi1，WANG Bin2，HUA Jie3
（1.Southwest Petroleum Univesity，Chengdu Sichuan 610500，China；2.Northeast Sichuan Gas Prodiction Plant，Sinopec Southwest Oil and Gas Branch，Langzhong Sichuan 637400，China；3.Shu'nan Gas-mine Field，Southwest Oil&Gas Field Branch Company，China National Petroleum Corporation，Luzhou Sichuan 646000，China）

The paper carried out the research of high salinity formation water on the carbon dioxide sequestration in depletion gas reservoir.For high salinity gas reservoir,the salting out and the condensate liquid phenomenon would take place.The evaporation of formation water promote the liquid heaviness.Salinity inhibit the amount of condensate liquid.For high salinity depletion gas reservoir,with the increase of carbon dioxide injection rate,the amount of condensate gradually smaller,dew point pressure is reduced,the anti-evaporation area is reduced,the liquid density decreases.During the production,formation water salinity is higher,the smaller the amount of carbon dioxide sequestration,carbon dioxide accelerates the formation water evaporation,promote increased water vapor content,architecture salt increases.

TE357.7

A

1673-5285（2017）01-0021-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.01.007

2016－12-05

國家自然科學基金項目“高溫高壓CO2-原油-地層水三相相平衡溶解度規律”，項目編號：51404037。

龔琦，男（1989-），碩士，主要研究油氣藏工程及滲流力學，郵箱：1570426775@qq.com。