高矿化度地层水对废弃气藏注CO2埋存影响研究

龚琦，王彬，华杰

（1.西南石油大学，四川成都610500；2.中国石化西南油气分公司川东北采气厂，四川阆中637400；3.中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州646000）

高矿化度地层水对废弃气藏注CO2埋存影响研究

龚琦1，王彬2，华杰3

（1.西南石油大学，四川成都610500；2.中国石化西南油气分公司川东北采气厂，四川阆中637400；3.中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州646000）

本文开展了高矿化度地层水对废弃气藏注CO2埋存影响研究。高矿化度气藏体系在生产中伴随着结盐颗粒和凝析液的产生，地层水蒸发促使体系液相重质化，凝析液量增加；矿化度抑制了凝析液量产生，矿化度越高，凝析液量越小。对于废弃高矿化度气藏，随着CO2注入量增加，凝析液量减小，露点压力降低，反蒸发区域减小，液相密度减小。生产中，地层水矿化度越高，体系CO2埋存量越小，注入CO2加速了地层水蒸发，促使气相中水含量增加，体系结盐量增加。

高矿化度地层水；废弃气藏；CO2；埋存

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

随着全球温室效应加速，碳排放量急剧增加，CO2埋存技术逐渐受到各国的重视[1]。由于气体的可压缩性很强，废弃气藏是CO2埋存的理想场所，埋存量是盐水层、油藏和煤层气藏的好几倍。CO2在储层条件下以超临界性质存在，倾向于沉于CH4等轻组分底部，有利于提高气藏采收率和埋存效率。

国外对于废弃气藏的研究主要集中在数学模型和实验方面。国内方面，孙扬等[2]研究了PY干气藏注CO2过程中高压物性变化和CO2-CH4过渡带特征；王长权等[3]开展了CO2封存过程中气水互溶特性实验，分析了CO2注入对气藏体系相态的影响；程志伟等[4]推导了废弃凝析气藏CO2埋存的物质平衡方程；侯大力[5]开展了近临界凝析气藏注CO2物理实验、相态特征及数值模拟等研究；汤勇等[6]进行了系列CO2驱提高采收率及埋存实验。目前，针对废弃气藏注CO2埋存主要集中在CO2-CH4、CO2岩石的相互作用、CO2注入效率和埋存变化等方面，关于高矿化度地层水对废弃气藏注CO2的影响研究较少。

本文从废弃气藏CO2埋存的地质评价着手，开展了考虑高矿化度地层水的气相相态特征和废弃气藏注CO2相态及生产特征研究，对于研究废弃气藏注CO2埋存具有一定意义。

1 废弃气藏CO2地质埋存评价

气藏采出程度达到90%左右时，气井产量很难达到工业气流标准，难以满足经济和管线要求，气藏废弃。

对废弃气藏进行CO2埋存，需要进行以下几方面的评价：

（1）埋存安全性评价：构造完整性，水泥塞及固井水泥完整性，盖层岩石承压能力，CO2腐蚀；

（2）地质评价：储层储集特征，流体性质，温度压力（深度），水文地质特征，力学性质，非均质性，示踪剂技术；

（3）气藏评价：已有地质模型及数值模拟，物理实验，气藏工程设计；

（4）地面工程评价：现有井场及油井适应性评价，注气井布置；

（5）气体来源评价：地下气体，发电厂，化工厂等。

表1 不同组成凝析气藏体系

2 考虑高矿化度地层水的气藏相态特征

本文以一个实际凝析气藏PVT参数为基础，通过气液水固四相相平衡理论模拟计算相态变化，凝析气藏原始地层压力和温度分别为33 MPa和135℃，凝析油密度为0.758 g/cm3，气油比为869 m3/m3，露点压力为19.8 MPa，地露压差较大。模拟计算凝析气藏组成（见表1），其气态凝析水含量为3%，地层水矿化度为200 g/L。

闪蒸过程4种方案的凝析液量变化（见图1），考虑地层水蒸发计算的露点压力为19.7 MPa，略小于无水情况下的露点压力，体系中含有水蒸气时，体系中凝析液量的析出量更大，气态凝析水的存在使得重质烃类组分更易凝析出来。方案3和方案4的露点压力与方案2基本没有差别，当地层水矿化度不为零时，体系凝析液量更小，说明盐类的存在抑制了地层水的蒸发，从而降低了体系凝析液量的产生。

图1 不同方案凝析液量

方案4的体系相图（见图2），随着体系压力的降低，地层出现结盐现象，结盐量逐渐增加，当体系压力降低到露点压力以下时，体系中出现凝析油，凝析油存在反蒸发现象。压力的下降，促使储层结盐，地层水相改变了2%，地层结盐2.3 mol%（见图3），体系相态发生改变，体系由气-液-水三相变成了气-液-水-固四相，流动机理和流动能力发生明显改变。

图2 含高矿化度地层水气藏相图

图3 方案4的固相析出量和水相摩尔分数

表2 不同注入量的样品组成

3 废弃气藏注CO2相态特征

利用CO2-烃-水-盐系统相平衡闪蒸计算方法，模拟计算考虑高矿化度地层水不同CO2注入量对体系相态的影响，不同注入量组成（见表2）。

随着CO2注入量的增加，凝析液量减小，特别是注入量由0.1 HCPV上升到0.3 HCPV时，凝析液量大幅度降低，当CO2注入量继续增加时，凝析液饱和度降低的幅度越来越小。注入量越大，体系的露点压力越低，凝析液消失的时间越早，反蒸发作用越明显（见图4）。

图4 不同CO2注入量体系凝析液含量

相同注入量下，随着压力的增加，水相密度先降低后增加，密度增加主要是由于体系处于超临界区，CO2具有液相性质，促使地层水密度增加。相同压力下，CO2注入量增加，水相密度增加，且增加的幅度越明显（见图5）。

图5 不同注入量地层水相密度

4 高矿化度地层水对埋存的影响

以表1的气藏组成为基础，建立考虑高矿化度地层水的气藏模型，分别设置地层水矿化度为0 g/L、100 g/L、200 g/L、300 g/L，生产12年后，气藏采出程度达到80%，开始注入CO2，注入终止压力为地层压力。

不同地层水矿化度体系CO2埋存量（见图6），矿化度越高，体系埋存量越小，矿化度为300 g/L的体系埋存量比不含矿化度气藏体系少了1%左右。矿化度对于CO2溶解于水相中有抑制作用（见图7），矿化度越高，水相中CO2量越低。由于体系中含有盐，在气藏生产和埋存过程中出现结盐现象，不同矿化度体系结盐量（见图8），矿化度越高地层水结盐量越高，CO2的注入加速了地层水蒸发，加速地层结盐。

图6 不同地层水矿化度体系CO2埋存量

图7 不同矿化度地层水体系水相中CO2量

图8 不同矿化度方案地层结盐量变化

5 结论

（1）含高矿化度地层水的气藏在开采过程中有凝析液和结盐颗粒产生，地层水矿化度超过溶盐极限时，体系出现固相；体系压力下降到露点压力以下时，出现凝析液相。

（2）考虑地层水蒸发在相同衰竭压力下反凝析液量更大，地层水蒸发加速了重质组分的析出；地层水矿化度越高，凝析液含量越低，说明矿化度抑制了地层水蒸发，降低了地层流体重质化。

（3）废弃气藏注入CO2量越高，凝析液量越低，露点压力越低，反蒸发区间越小，气相中水蒸气含量越高，说明CO2加速了地层中液态水的蒸发作用，地层水中CO2的含量逐渐增加，且随着CO2进入超临界，液相密度增加。

（4）地层水矿化度越高，体系中CO2埋存量越低，水相中CO2的量逐渐降低，体系结盐量越高。

［1］沈平平，廖新维.二氧化碳地质埋存与提高石油采收率技术［M］.北京：石油工业出版社，2009.

［2］孙扬，杜志敏，孙雷，等.CO2的埋存与提高天然气采收率的相行为［J］.天然气工业，2012，32（5）：39-42.

［3］王长权，杜志敏，汤勇，等.气藏中CO2封存过程气水互溶特性实验研究［J］.特种油气藏，2013，20（3）：118-122.

［4］程志伟，胡志刚，刘欢.废弃凝析气藏CO2埋存物质平衡方程研究［J］.新疆石油天然气，2015，（4）：83-86.

［5］侯大力.近临界凝析气藏注CO2提高采收率机理及埋存研究［D］.成都：西南石油大学，2014.

［6］汤勇，杜志敏，张哨楠，等．高温气藏近井带地层水蒸发和盐析研究［J］．西南石油大学学报，2007，29（2）：96-99.

图5 低阻软柱塞抽油泵下行阻力分析曲线

3 结论及认识

（1）聚合物驱会导致柱塞下行阻力增加，抽油泵进液阻力增大，致使注聚受益油井杆管偏磨。

（2）无杆泵采油技术和大流道偏置阀抽油泵技术能一定程度缓解注聚受益油井杆管偏磨问题，可以作为治理注聚受益杆管偏磨油井的技术手段。

参考文献：

［1］陈辉.聚合物驱采出液对抽油机井杆管偏磨影响的机理研究［D］.青岛：中国石油大学（华东），2009.

［2］刘燕宁，杨树人，张传芬.含聚浓度对抽油泵柱塞下行阻力影响的实验研究［J］.油气田地面工程，2009，28（9）：1-2.

［3］吴奇，刘合，师国臣.聚驱杆管防偏磨低磨阻泵的开发与应用［J］.大庆石油学院学报，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

国家自然科学基金项目“高温高压CO2-原油-地层水三相相平衡溶解度规律”，项目编号：51404037。

龚琦，男（1989-），硕士，主要研究油气藏工程及渗流力学，邮箱：1570426775@qq.com。