二氧化碳強化致密油藏開發與地質封存研究

馬含含，侯夢瑤，潘曉甜，張春曉

（西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065）

隨著水平鉆井和多級水力壓裂的廣泛應用，致密地層越來越受歡迎。然而，超低孔隙度和滲透率對致密儲層中的石油耗竭有不利影響。因此，石油回收率很低，大部分石油被困在原地，未能得到開采。

致密油藏在衰竭開采初期時，原油產量較高，開采中期原油產量遞減快、整體采出程度低[2-3]。故衰竭開采后補充地層能量實現二次采油是提高致密油藏采收率的重中之重[4]。伴隨二氧化碳捕集技術的飛速發展，回收了大量之前無法回收的工業排放的二氧化碳，大幅降低了二氧化碳氣源成本[5]，且二氧化碳具有較低的最小混相壓力，使得二氧化碳驅成為具有良好前景的提高致密油藏采收率技術。

經過研究表明，注二氧化碳可以補充地層能量，從而改善開發效果。致密油衰竭開采后，采用二氧化碳吞吐可進一步提高采收率，另外作為一種高效的開采方式，不僅能夠彌補許多開采技術上的不足，還可以獲得不錯的經濟效益；同時，二氧化碳注入地層后，還可以進行有效封存[6-7]，也實現了環境保護的效果，故注二氧化碳技術日益受到業界重視[8]。

1 二氧化碳驅研究現狀

1.1 二氧化碳驅發展歷程

20 世紀中葉，大西洋煉油公司發現，作為制氫副產品的二氧化碳能夠提高石油的流動性。后續研究發現，二氧化碳驅油過程中，相間傳質作用、原油體積膨脹、原油黏度、界面張力下降、原油與二氧化碳的混合溶解等是二氧化碳驅油機制。在此基礎上，產生了世界上最早的二氧化碳驅油，并由此產生了第一個二氧化碳驅油技術專利[9]。美國Shell 公司于1958 年首次在二疊系油藏開展了二氧化碳驅采油實驗。實驗結果證明，將二氧化碳注入到油藏中，能夠有效地補充油藏的能源，增加油藏的采收率[10-12]。雪佛龍于1972 年在美國德克薩斯州的凱利施奈德油田的SACROC 區啟動了全球首個二氧化碳驅油的商用項目，其初始的平均采收率超過三倍[13]。本工程的順利實施，標志著二氧化碳驅油技術進入了成熟期。

自20 世紀90 年代以來，亞太地區快速發展，對礦物能源的需求量急劇上升，二氧化碳的排放也在不斷增長。化石能源的高效開采面臨著新的難題，因此，二氧化碳捕獲-淹沒-封存的一體化理念應運而生。隨著石油生產國、企業和科研院所的積極響應，二氧化碳驅替封存技術的研發與應用已成為國際上新的研究熱點[14-18]。從本世紀開始，油價一路攀升，這讓二氧化碳驅油計劃變得更加賺錢。所以，新的工程一直在增加。截至2014 年，世界上正在運行的二氧化碳驅油工程共有152 個，年均增產1 470×104t[19]。二氧化碳驅在我國經歷了60 余年的探索與實踐，已經逐漸形成了一套較為成熟的二氧化碳驅工藝。美國在全球應用二氧化碳驅油技術方面居首位。截至2014 年，我國二氧化碳-EOR年度產油量為1 371×104t，占全球總產油量的93%。

我國20 世紀60 年代就對二氧化碳驅油技術給予了高度重視，并在大慶油田Pu I4-7儲層及南薩拉圖東段地區開展了室內及外場二氧化碳驅油實驗。20 世紀90 年代，江蘇省富民油田進行了二氧化碳吞吐采油的現場試驗[20]。但是，我國的二氧化碳驅油技術在2000年以前，因缺乏相關的經驗和認識，導致了氣源供給的局限性，限制了二氧化碳驅油技術在我國的推廣應用。近十年來，我國一直致力于開發二氧化碳驅替與埋存的關鍵技術。2005 年，由中國科學院和中國油氣勘探開發研究所在香山召開的“中國溫室氣體減排戰略與發展”大會上，提出了“碳捕獲、利用與封存”和“二氧化碳驅油”的新理念。根據我國大陸油氣藏的原油和地層特征，進行了具體的研究，并取得了很大進展。目前，中國石油正在長慶油田黃3 井和新疆油田8 區塊530 井分別進行高鹽度油藏二氧化碳驅油和封存技術的研究和中試。這些做法一旦成功，將對鄂爾多斯盆地和準噶爾盆地的石油開采和二氧化碳地質封存產生積極影響。

1.2 二氧化碳-EOR 機理

1.2.1 降低原油黏度 二氧化碳具有相當低的最小混相壓力，二氧化碳在原油中的溶解降低了原油的黏度，提高了原油的流動性。使二氧化碳能夠獲得更大的波及范圍，對原油產量的增加具有明顯效果。致密油藏的原油黏度越大，原油降黏的程度也會越大。

1.2.2 改善原油與水的流度比 二氧化碳在溶入原油以后，原油黏度會降低，改善原油流動性，提高了原油的流度[21]。原油的流度增加，水的流度減少，故原油與水的流度比得以改善。

1.2.3 降低界面張力 原油和二氧化碳之間的持續相互作用使氣相更加豐富，從而降低了二氧化碳進一步溶解到原油中的壓力屏障，即降低了界面張力。

1.2.4 原油體積膨脹 二氧化碳在原油中的溶解增加了原油的體積，從而將原油從多孔介質中擠出。此外，由于水飽和度降低，原油的相對滲透率提高，水的相對滲透率下降。

1.2.5 原油中輕烴抽提、萃取作用 二氧化碳具有相當低的最小混相壓力，當原油與二氧化碳產生混相效應后，在一定壓力條件下，對原油中的輕質組分進行抽提、萃取。同時隨著壓力的增大，二氧化碳的波及范圍會進一步增大，從而攜帶出更多的原油。

1.2.6 混相效應 二氧化碳與原油的混相取決于原油的組成、油藏壓力和溫度。當油藏溫度較高，油藏壓力也較高時，二氧化碳進入油藏后與地層原油不斷接觸，接觸過程中二氧化碳會抽提原油中輕油組分，進而二氧化碳與地層原油達到動態混相的狀態。

1.2.7 分子擴散作用 在二氧化碳的非混相驅替中，因為其具有致密的地層巖石以及具有復雜的石油性質，所以在二氧化碳的非混相驅替中，會出現注入到石油中的二氧化碳向石油中的滲透速度很慢，而且與石油和天然氣的相互影響也很小，因此，會造成非混相驅的開采效率比混相驅要差[22]。

1.2.8 溶解氣驅效應 將二氧化碳注入到地層之后，有很大一部分會溶于石油之中。在油井生產的時候，隨著油層壓力的下降，二氧化碳就會從石油中擴散出來，在石油中產生了一種氣體驅力量，最終會產生一種溶解氣驅，進而對驅油效果進行了提升[23]。

1.2.9 提高滲透率 部分地層巖石可以被二氧化碳和水反應中形成的碳酸溶解，形成更寬或額外的油氣流動通道。

1.3 二氧化碳地質封存機理

二氧化碳在注入地層封存過程中，主要的封存機理有4 種：構造封存（靜態封存）、溶解封存、殘余氣封存（束縛氣封存）和礦化封存。

1.3.1 構造封存 二氧化碳封存最早期的封存機理是構造封存，即靜態封存。當注入的二氧化碳遇到上覆不滲透的蓋層無法繼續向上運移而滯留在蓋層下部時，就形成了構造地層圈閉，與此同時構造地層儲存機理開始作用。二氧化碳注入此類圈閉（即背斜、斷塊、構造和地層尖滅）構造之前一般都含有油氣或地下水，由于不滲透蓋層的隔擋作用，盡管注入的二氧化碳浮力較大，但二氧化碳仍無法進行垂向運移。

1.3.2 殘余氣封存 當二氧化碳在地層中遷移時，由于毛細管力和表面張力，二氧化碳被永久地捕獲在巖石顆粒的孔隙中。這種封存機理就是殘余氣封存。在地質封存過程中，殘余氣封存機理持續時間最長，因此，是主要的封存機理[24]。

1.3.3 溶解封存 二氧化碳溶解在地下流體中，其溶解程度隨溫度、壓力、鹽度和二氧化碳飽和度而變化[25]。溶解的發生主要取決于儲層的垂直滲透率和厚度。溶解和儲存將減少游離二氧化碳的數量以及二氧化碳遷移和泄漏的風險；因此，它被認為是一種相對安全和穩定的封存方式。

1.3.4 礦化封存 在二氧化碳封存過程中，受巖石礦物成分和流體類型等因素的影響，二氧化碳會與巖石和地下水中的某些成分發生化學反應，進而產生碳酸鹽礦化。礦化是一種穩定和長期封存二氧化碳的機理，其時間尺度非常長，通常需要數百至數千年才能完成[26]。

2 二氧化碳吞吐數值模擬

2.1 方法論

本節將解釋模擬中使用的一些主要原理，包括Peng－Robinson 狀態方程（PR-EOS）。PR-EOS 模型用于CMG-GEM 成分模擬中的相平衡計算。二氧化碳分子擴散會影響儲層的滲透深度和注入氣飽和度分布。

Peng－Robinson 狀態方程（PR-EOS）是石油工業中使用的一個基本模型，因此，使用PR-EOS 模型作為狀態方程來描述溶劑-二氧化碳石油系統的相行為。PREOS 模型[27]可以表示為：

式中：α（Tr，ω ）-與還原溫度Tr和偏心因子ω 相關的α 函數；V-摩爾體積；R-通用氣體常數；Pc-臨界壓力；Tc-臨界溫度。PR-EOS 模型中使用的Soave 型α 函數如下所示：

2.2 模型建立及歷史擬合

本文用數值模擬的方法研究二氧化碳對提高致密油藏采收率及地質封存的可行性。基于PR-EOS 狀態方程，利用WINPROP 模塊對各組分進行相態模擬，同時，結合實驗及文獻，得到的油水，油氣的相對滲透率、裂縫數據、注采井及射孔數據、油藏數據等建立了GEM（組分）模型。

模型建立成功后，驗證仿真模型的可靠性是非常重要的，故需要對模型結果進行歷史擬合。擬合數據來自實際油藏的歷史數據，擬合目標包括累計采油量、注采量、井底壓力、含水率等。

2.3 二氧化碳吞吐敏感性分析

影響二氧化碳吞吐效果的因素有很多，本次模擬設計了四個情景進行敏感性分析，分別是二氧化碳注入速率、每次循環生產時間、二氧化碳燜井時間以及二氧化碳吞吐循環次數。

2.3.1 二氧化碳注入速率 該模型中，在保持其他參數不變的情況下，二氧化碳注入速率分別設置為600、1 200、2 400、3 600、4 800 Mscf/day，初始油藏壓力設置為13.776 MPa。在燜井期間，BHP 降低，因為井筒周圍的二氧化碳由于壓力梯度而滲入地層，從而對整個儲層進行再加壓。平均壓力隨不同的噴射速率而變化。在平均儲層壓力高于BHP 之前，不會產生石油或天然氣。

結果表明，較低的注入速率通常對應于較高的二氧化碳利用效率（即在注入速率較高的情況下，二氧化碳利用較少）。根據結果，較高的注入速率對應較高的BHP 和平均儲層壓力。隨著BHP 的增加，在燜井期間，更多的二氧化碳氣體被迫進入更深的地層，更大體積的石油從地層流向井筒。

2.3.2 每次循環生產時間 該模型中，在保持其他參數不變的情況下，每次循環生產時間分別設置為10、50、70、80、130 和210 d，總生產時間為1 830 d。由于整個生產時間是固定的，因此，修改了每個案例的最后一個周期，以匹配總生產時間。初始儲層壓力為13.776 MPa。

結果表明，隨著生產時間的增加，每個周期的IORF在50 d 之前改善得更大，而在50 d 后則沒有那么大。最終IORF 受益于生產時間的強烈影響，直到50 d，之后的積極影響太小，無法彌補不利影響。因此，在特定的情況下，總是有一個最佳的生產時間。除了生產10 d的情況外，在接下來的周期中總是觀察到有效性降低。由于每個循環的生產時間太短，大量注入的二氧化碳仍留在儲層中。因此，儲層壓力隨著二氧化碳的積累而增加，直到達到53.793 MPa 的極限。

2.3.3 二氧化碳燜井時間 該模型中，在保持其他參數不變的情況下，二氧化碳燜井時間分別設置為0、15、30、60、90、120 d，但總的生產時間為1 830 d，故需要調整最后一個周期的生產時間來保證總的生產時間不變。

結果表明，隨著浸泡時間的延長，注入的氣體有足夠的時間更好地發揮其作用。因此，在每個循環中可以生產更多的石油。然而，產生的額外油很難彌補浸泡時間延長循環次數減少帶來的損失。因此，建議在二氧化碳吞吐過程中縮短燜井時間，甚至不燜井。此外，還計算了每個循環的二氧化碳利用率，從一個循環到下一個循環，效率不斷下降，并且隨著浸泡時間的延長，二氧化碳得到了更充分的利用。盡管每個循環的IORF較高，二氧化碳利用率較高，但由于生產循環減少的不利影響，延長浸泡時間對最終采油沒有好處。

2.3.4 二氧化碳吞吐循環次數 該模型中，在保持其他參數不變的情況下，同時保證總的生產時間不變的前提下，二氧化碳吞吐循環次數分別設置為1 次、3 次和6 次。

結果表明，二氧化碳吞吐工藝的所有案例研究的累計石油產量都高于初級產量。說明二氧化碳吞吐對提高采收率肯定是有益的。此外，隨著更多的二氧化碳吞吐循環，當生產時間較長時，累計石油產量較高。然而，隨著生產時間的縮短，累計石油產量會更高。這也是由于高井底壓力和平均儲層壓力提供了高流體生產速率。

3 結語

通過以上研究，主要得到以下的結論與認識：

（1）本文通過大量的文獻調研，總結了二氧化碳-EOR 及二氧化碳地質封存的機理，并通過數值模擬的方式，分析了二氧化碳強化致密油藏開發及地質封存的可行性。

（2）結果表明，較高的注入速率、較長的生產時間和較長的浸泡時間都有助于每個循環的IORF。

（3）結果表明，較高的注入速率更有利于增加最終IORF，并且IORF 在浸泡時間為0 天時達到其最高值。

（4）結果表明，較低的注入速率和較長的浸泡時間都提高了二氧化碳的利用率。然而，每次循環后影響都會減少。