CO2驱提高气藏采收率及埋存实验

汤勇，张超，杜志敏，崔书姮，马勇新，米洪刚

（1.西南石油大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司，广东 湛江 524057；3.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057）

CO2驱提高气藏采收率及埋存实验

汤勇1，张超1，杜志敏1，崔书姮2，马勇新3，米洪刚3

（1.西南石油大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司，广东 湛江 524057；3.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057）

温室气体CO2在枯竭气藏中埋存和提高气藏采收率是目前世界研究热点。为了揭示气藏中CO2埋存与提高气藏采收率之间的关系和影响因素，开展了高温高压条件下CO2驱替CH4的长岩心实验。通过8 MPa、80℃下长岩心驱替实验研究了驱替速度、地层倾角、储层渗透率和束缚水存在对CH4采收率、CO2突破时间及埋存的影响。实验结果表明：CO2驱替CH4过程采收率在86.92%～98.63%，CO2突破时间在0.702 PV～0.879 PV，CO2突破时CH4采收率在71.73%～87.56%。有束缚水存在时储层中CO2饱和度约为55%，溶解在水中部分占1.9%PV。驱替速度越小，CO2突破越快，最终CH4采收率越小；高注低采45°比低注高采10°、45°时CO2突破要分别早0.1 PV、0.17 PV，采收率低约3.3%；束缚水存在使CO2突破滞后0.11 PV，最终CH4采收率增加约3%；渗透率越低时，相同注入PV时CO2突破时间越早，最终CH4采收率越低。研究结果说明，气藏中注CO2可提高气藏采收率及实施CO2埋存，CO2超临界性质、重力作用、低速下扩散以及CO2在地层水中溶解不容忽视。

温室气体；超临界CO2；CO2埋存；提高气藏采收率；长岩心驱替；实验测试

无论是对人类肩负的责任，还是我国长期可持续和谐发展，都迫切要求我们重视和解决CO2排放问题[1]。CO2捕集、封存与利用（CCUS）是应对全球气候变化的关键技术之一，为大规模CO2处置和化石能源使用的CO2近零排放提供了一种可能[1-2]。CO2地质埋存靶场的选择主要集中在地下含水层、盐穴、煤层、衰竭油藏、气藏等[1-3]。由于气藏地质结构体的储气性和圈闭封盖的完整性已经在长期天然气开发阶段得到充分的验证，CO2提高天然气采收率配套的碳封存技术（CS-EGR）在国外得到青睐[4]。在美国[5]、加拿大[6]、荷兰[7]及匈牙利[8]等国都开展了气藏实施超临界CO2埋存和提高天然气采收率的矿场试验，并取得了成果。目前，我国CO2注入油藏在吉林油田已经开展了矿场实施，并取得了较好的经济效益和社会效益，但CO2注入气藏的相关室内实验研究不多[9]。而我国存在大量的低效气藏或处于废弃边沿的气藏（封闭气藏或有水气藏），天然气藏作为潜在的CO2地下埋存靶场具有客观的埋存潜力。

目前有关气藏CS-EGR的基础研究，均将气藏天然气体系简化为CH4。大量研究表明[10-11]：在地层温度压力略高于CO2临界点的气藏中，由于CO2是超临界流体，密度很大，和液体接近，地下体积小；而地层天然气，特别是CH4，密度和黏度都比超临界CO2小很多。两者物理性质的巨大差别使得超临界CO2在运移过程中倾向于驱替天然气，而不是与天然气大规模地混合[3,10,11]。S S K Sim[12]在室温和压力0.7～3.5 MPa条件下，开展了系列气驱气的长岩心实验，采用直径5 cm，长度200 cm，渗透率2 000×10－3μm2，孔隙度43%的填砂管。研究了注入气性质、驱替速度、驱替压力和束缚水的影响。结果显示烟道气低渗驱替的时候分子扩散对CH4采收率影响很大，烟道气驱最终采收率较纯CO2/N2驱高。A T TURTA等[13]应用直径3.8 cm和长度30.4 cm的Berea岩心（渗透率500×10-3μm2，孔隙度25%）在6.2 MPa和70℃条件下开展了N2，CO2在有束缚水（Swi为18%）和无束缚水条件下的的驱替CH4实验，也认为可以优化利用直接注入烟道气来实施CS-EGR项目。孙扬设计了不同压力下超临界CO2驱替天然气长岩心实验，分析了超临界CO2驱替效率及渗流机理[15]。国内外研究和实践显示，气藏中实现超临界CO2埋存的同时可以实现天然气采收率的提高，从而降低CCS的成本，这已获得业内专家的认可[1-2，14-17]。

总体上，虽然有部分文献[12-14]介绍传统气藏直接气驱气的室内实验，但更多的是煤层气注气提高采收率[18]。而且，针对实际地层岩心考虑地层倾角、渗透率和束缚水影响的CO2驱CH4长岩心实验未见报道。本文通过80℃和8 MPa条件下真实地层岩心CO2驱替CH4长岩心实验研究了驱替速度、地层倾角、储层渗透率和束缚水存在对CO2埋存和提高CH4采收率的影响规律。该研究对于枯竭气藏中CO2地下封存与提高天然气采收率技术发展具有实际意义，同时对我国CO2节能减排的技术储备和能源开发战略具有现实意义[1,19]。

1 实验样品及流程

1.1 实验样品

实验用气：工业高纯CO2（摩尔浓度＞99.9%），高纯CH4（摩尔浓度＞99%）；实验用水按现场地层水离子含量和矿化度配置而成（表1）。

表1 实验所用地层水样组成Table 1 Composition of formation water used in experiments mg·L-1

实验所用岩心包括3组，分别来自地层取样和人造岩心，分为相对高渗、中渗和低渗。岩心按一定排列方式拼成长岩心。为消除岩石的末端效应每块短岩心之间用滤纸连接。岩心的排列顺序按渗透率调和平均的方式进行排列[4]。低、中、高渗岩心基本参数如表2～4，岩心从上至下依次按从出口到入口进行排序。

1.2 实验设计

设计了10组CO2驱替CH4长岩心实验。分别考虑了4个驱替速度：0.1 mL/min，0.2 mL/min，0.4 mL/ min和0.8 mL/min；4个倾角：注入端45°、水平、-10°和-45°；3个不同渗透率：低渗、中渗和高渗，调和平均渗透率分别为2.180×10-3μm2、9.663×10-3μm2和103.631×10-3μm2；以及是否存在束缚水影响1组，见表5。

表2 低渗长岩心驱替实验岩心排序Table 2 Order and properties of core samples with low permeability

表3 中渗长岩心驱替实验岩心排序Table 3 Order and properties of core samples with medium permeability

表4 高渗长岩心驱替实验岩心排序Table 4 Order and properties of core samples with high permeability

表5 实验设计内容Table 5 Content of designed experiments

1.3 实验设备及流程

实验设备为加拿大进口的Hycal长岩心驱替装置。长岩心驱替实验流程主要分为3个部分：注入系统，岩心夹持器系统和采出系统，三个系统为独立的板块结构（如图1所示）。辅助设备包括恒压恒速驱替泵、气量计、密度仪和气相色谱仪等。实验压力范围在0～70 MPa，温度范围在室温～150℃。压力精度为0.01 MPa，温度精度为0.1℃。完全能满足本次实验要求。

图1 长岩心驱替实验流程Fig.1 Flow chart of long core flooding test

1.4 实验条件及主要步骤

实验温度为80℃，实验压力为8 MPa（即控制回压为8 MPa），采用恒速驱替方式。主要步骤如下：

1）将短岩心按排序装填入长岩心夹持器根据实验角度放入恒温箱，连接驱替流程。

2）加围压10 MPa，用平流泵（以5 mL/min速度，限定最大压力为5 MPa）驱替石油醚和无水乙醇混合液清洗长岩心，直至出口流体无变色无杂质为止。

3）用氮气以2 MPa恒压驱替长岩心12小时，并对吹干后的长岩心抽真空（5小时）。

4）饱和高纯CH4气体。围压加至12 MPa，采用恒压8 MPa饱和CH4，饱和过程中关闭出口端阀门。当入口压力稳定为8 MPa达到4小时后CH4饱和完毕。

5）连接高纯CO2中间容器，以设计速度驱替岩心中的CH4，回压设置为8 MPa，每隔0.1 PV记录气量和测试采出气组成。利用气色谱仪分析CH4和CO2含量，据此计算CH4采收率。当CO2含量达到98%以上或CH4采收率不再增加时，停止驱替，实验完毕。

6）该组实验结束后，重新对岩心抽真空并饱和CH4，进行下一组驱替实验。

7）不同倾角通过改变长岩心夹持器的角度来实现高注低采或低注高采。

8）束缚水饱和度影响实验是在中渗岩心中，先饱和地层水，然后用CH4在实验温度压力条件下驱替地层水直到不出水为止，完成原始束缚水饱和度的建立。最后用CO2在0.2 mL/min速度条件下驱替CH4。

2 结果与讨论

实验主要测试结果如表6和图2～9所示。CO2驱替CH4过程采收率在86.92%～98.63%，CO2突破时间在0.702 PV～0.879 PV。CO2突破时，CH4采收率在71.73%～87.56%，突破时间越早，突破时的采收率越低。

表6 实验测试结果Table 6 Test results

2.1 驱替速度的影响

图2 驱替速度对采出气体中CO2摩尔含量的影响Fig.2 Effect of displacement velocity on CO2molar content in the produced gas

图3 驱替速度对CH4采收率的影响Fig.3 Effect of displacement velocity on CH4recovery

不同驱替速度下出口端CO2组成和CH4采收率与CO2注入孔隙体积倍数关系如图2、3所示。由图2、3和表6可见，当驱替相同孔隙体积时，驱替速度越小，CO2突破时间越早。在0.1 mL/min和0.2 mL/min驱替速度下注入约0.76 PV时CO2突破，而驱替速度为0.4 mL/min和0.8 mL/min时CO2突破时间在0.87 PV～0.88 PV，较前两者晚突破约0.1 PV，同时可见当速度增加到一定程度时，突破时间基本接近。CH4最终采出程度随着驱替速度增加略有增加，驱替速度0.8 mL/min比0.1 mL/min的CH4采收率高约2.6%。分析认为低渗岩心CO2扩散所起的作用更大，因此突破较早，这和Sigmund[20]和Sim等人[12]的认识一致。

2.2 倾角的影响

不同驱替角度下CO2突破时间和CH4采收率测试结果如图4、5。由图4、5可见，倾角45°高注低采时CO2突破时间更早，约在0.7 PV；而低注高采45°时突破时间相对更晚，约0.88 PV，最终采收率相对更高。分析认为，在实验条件下CO2为超临界态，密度较大，当岩心入口端抬高时，受重力作用明显，CO2更容易驱替至低部位，CO2突破较早，过渡带（出口见CO2到CO2达到100%阶段）的时间更长；反之，当出口端抬高时，突破将滞后，过渡带时间更短。

图4 驱替角度对采出气中CO2摩尔含量的影响Fig.4 Effect of core angle on CO2molar content in produced gas

图5 驱替角度对CH4采收率的影响Fig.5 Effect of core angle on CH4recovery

2.3 渗透率的影响

不同渗透率岩心CO2驱替CH4长岩心实验结果如图6、7所示。由图6、7可知，高渗岩心CO2突破时的PV数略晚、略慢，岩心渗透率越高CH4最终采收率越高。分析认为低渗岩心由于CO2分子扩散作用更显著，因此突破时注入的PV数更小，最终CH4采收率更低。

图6 渗透率对采出气中CO2摩尔含量的影响Fig.6 Effect of core permeability of EGR on CO2molar content in produced gas

图7 渗透率对CH4采收率的影响Fig.7 Effect of core permeability of EGR on CH4recovery

2.4 束缚水的影响

束缚水存在和不含束缚水长岩心对比结果如图8、9所示，其中CO2注入量扣除束缚水饱和度44.4%，按烃孔隙体积计算。由图8、9可知，存在束缚水时CO2突破时间明显推迟，突破得更慢，过渡段更长；相同CO2注入烃孔隙体积下CH4采收率更低。这和文献[21]中考虑CO2溶解的驱油过程结论一致。因为CO2在水中溶解性大于CH4，初期注入的CO2均会溶解在束缚水中，当溶解达到饱和以后才起到驱替CH4的作用，因此有效CO2降低，CO2突破和CH4采出程度均滞后。同时，束缚水的存在使得岩心的微小孔隙部分主要为水充满，CH4更容易被CO2驱替，使得最终CH4采收率略高于干岩心。

图8 束缚水存在对采出气中CO2摩尔含量的影响Fig.8 Effect of connate water on CO2molar content in produced gas

图9 束缚水存在对CH4采收率影响Fig.9 Effect of connate water on CH4recovery

图10 CO2埋存比例与CO2注入量之间的关系Fig.10 Relations of CO2storage ratio and CO2injection volume

图11 岩心中CO2埋存饱和度与CO2注入体积关系Fig.11 Relations of CO2storage saturation and CO2injection volume

2.5 CO2埋存效果分析

通过CO2埋存（或滞留）比例（CO2滞留量/CO2总注入量）和岩心中CO2滞留饱和度（CO2滞留量/岩心孔隙体积）来分析不同实验条件下CO2埋存效果（图10、11）。由图10、11可见，随着注入量的增加，初期CO2在岩心中的滞留比例100%，当CO2突破后埋存比例逐渐降低。不考虑束缚水的实验当注入1.5 PV～1.9 PV的CO2后滞留率在50%左右，一半的CO2被采出。但存在束缚水的时候，相同注入PV时CO2滞留率明显增加（图10），说明地层水的存在有利于CO2在地下的封存。同时可见，埋存后CO2地下饱和度和CH4采出程度一致，说明CO2是占据了CH4的储集空间；当束缚水存在时，CO2除了占据驱替出的CH4的空间外（饱和度为55%），另有少部分溶解于地层水中，在8 MPa和80℃条件下溶解的CO2约占孔隙体积的1.89%，压力越高，溶解量占据比例越大。

3 CO2驱提高气藏采收率及埋存影响因素分析

本次实验主要测试了不同渗透率岩心、注入速度、注入角度和束缚水对提高天然气采收率和CO2埋存的影响。结合国外文献，对CO2中的杂质，扩散作用，超临界作用和溶解能力等影响因素进行分析。

1）Nogueira M，Mamora D等人于2005年研究认为：驱替气的纯度会影响CO2在CH4中的扩散系数，从而影响采收率。该学者研究表明[22]，CO2在脱水烟道气（CO2占 13.574%）和处理烟道气（CO2占99.443%）中的扩散系数分别为0.18～0.25 cm2/min和0.13～0.18 cm2/min，而纯CO2的扩散系数最低仅为0.15 cm2/min，说明用纯CO2驱替CH4时，扩散影响较小，多孔介质中两种纯气体形成的稳定混相区有利于提高CH4采收率。

2）实验过程中，驱替相CO2和被驱替相CH4的混合气体性质将影响最终采收率。通过PR状态方程计算了8 MPa和80℃时，不同CO2和CH4比例混合气体的物理性质。在8 MPa、80℃时，CO2密度是CH4的3.4倍，黏度是CH4的1.5倍，CO2的高密度有利于使其向下运移，从而限制该方向两种气体的混合。另一方面，CO2的高黏度特性会使驱替时形成有利的流度比减少内部指进[23]，增加驱替的稳定性。另外实验条件下CO2为超临界状态，压缩性强，也有利于注入CO2的埋存。

3）国外学者利用三种不同的亨利常数计算纯CO2驱替CH4时CO2溶解度情况（计算中，扩散和弥散系数设为0）。结果表明：CO2在地层水中溶解度远大于CH4，会使水中CH4更容易逸出；随着CO2溶解度的增加，驱替前缘更像是活塞驱替，因为驱替前缘的CO2溶解在束缚水中造成一定损失，从而使得混相带变窄，突破时间延迟；另一方面地层水的存在会增加CO2的溶解埋存量，提高埋存能力。

4 结论

1）CO2驱替CH4可提高采收率实现CO2在气藏中的地质封存。CO2驱替CH4过程采收率在86.92%～97.52%，CO2突破时间在0.702 PV～0.879 PV。CO2突破时，CH4采收率在71.73%～87.56%。注入1.5 PV～2.4 PV之后埋存率约在50%。CO2占据储层中CH4空间，有束缚水存在时，储层中CO2饱和度约为55%，溶解在水中部分占1.9%PV。

2）CO2分子扩散作用在低渗岩心和低速驱替时作用更显著。驱替速度越小，CO2突破时间越早。CH4最终采出程度随着驱替速度增加略有增加。渗透率越低时，相同注入PV时CO2突破时间越早，最终CH4采收率更低。

3）重力作用对CO2埋存及提高采收率影响较大。高注低采CO2突破更早，过渡带时间更长，CH4采收率比低注高采低约3.3%。

4）CO2在地层水中溶解影响CO2驱替CH4过程的突破时间和采收率。束缚水的存在会使驱替相CO2部分溶解与地层水中，使得CO2突破滞后约0.11 PV，最终CH4采收率和CO2埋存率比干岩心驱替更高。

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（编辑 杨友胜）

Experiments on enhancing gas recovery and sequestration by CO2displacement

Tang Yong1,Zhang Chao1,Du Zhimin1,Cui Shuheng2,Ma Yongxin3and Mi Honggang3
（1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu, Sichuan 610500,China;2.CNOOC Energy Development Co.,LTD.,Zhanjiang Engineering Technology Company,Zhanjiang, Guangdong 524057,China;3.CNOOC(China)Co.,LTD.,Zhanjiang Company,Zhanjiang,Guangdong 524057,China）

CO2sequestration with enhanced gas recovery in depleted gas reservoirs gains its worldwide attention and popularity at present.In this study,high temperature and high pressure experiments performed on CO2flooding in long core samples,aiming to provide a relationship between CO2sequestration and enhanced gas recovery.Effects of displacing velocity,formation dip,reservoir permeability and connate water on methane recovery,CO2breakthrough time and carbon storage have been investigated experimentally by using the long core flooding under 8 MPa of pressure and 80℃of temperature respectively.The recovery ratio is between 86.92%～98.63%when CO2flooding,the CO2breakthrough between 0.702 PV～0.879 PV,and the CH4recovery ratio is between 71.73%～87.56%when CO2breakthrough.The CO2saturability is about 55%with connate water,while the part dissolved in water is 1.9%PV.Results demonstrate that the smaller displacing velocity is,the faster the CO2breakthrough,and the lower the ultimate CH4recovers.Besides,the CO2breakthrough time is 0.1 PV and 0.17 PV earlier respectively with the scenario of high position injection and low position production of 45°than the opposite scenario of 10°and 45°,and the ultimate recovery of former scenario is 3.3%lower than the latter ones.On the other hand,connate water will cause a delay about 0.11 PV in CO2breakthrough and an increase of 3%in methane recovery.With the same injection amount,the lower the permeability is,the faster the CO2breakthrough,and the lower the ultimate methane recovers.Results show that CO2injection into gas reservoirs can enhance gas recovery and implement CO2sequestration.Moreover,CO2supercritical properties,gravity effect,CO2diffusion under low speed and CO2dissolution in formation water cannot be ignored.

greenhouse gases,supercritical-CO2,CO2sequestration,enhance gas recovery,long core flooding,experimental test

TE377

：A

2015-06-18。

汤勇（1975—），男，博士，副研究员，油田开发。

国家自然科学基金项目“废弃气藏CO2地质封存机制及运移规律研究”（51274173）和国家科技重大专项“CO2驱油与埋存潜力评价及战略规划”（2011ZX05016-006）。