中国南海北部枯竭气田CO2封存潜力展望：以崖城13-1气田和东方1-1气田为例

黄前峰，丁 蓉，李清平

（1. 中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2. 中石油煤层气有限责任公司，北京 100028）

0 引言

我国是碳排放大国，实现2030年碳达峰的目标减排压力巨大，对碳捕集与封存（CCS）技术有着迫切的需求。从20世纪70年代开始，国外启动了CCS技术的研究及工程示范[1-3]。我国也开展了相关技术的研究及实践，对陆上四川盆地、鄂尔多斯盆地、准格尔盆地等盆地的CCS潜力进行了评价[4-7]，并开展了CO2地质封存工程[8]，于2010年启动了首个CO2捕集与地质封存全流程示范项目，将浓度达到87%的CO2尾气通过加压输送到附近储-盖组合良好的盐水层[9]，整个项目总注入量约为30×104t；同时，在海上也首次启动了二氧化碳封存示范工程，选择珠江口盆地高含CO2的恩平15-1油田为目标，将海上油田伴生的二氧化碳分离和脱水后，回注至地下咸水层，设计每年CO2封存量30×104t。枯竭的油气藏具有良好的圈闭构造，地质条件十分适合CO2封存。同时，由于油气勘探、开采过程中积累了丰富的地质资料，为CO2油气藏封存研究及应用奠定了良好基础，部分原有的生产装置可以用来注入CO2，因此，枯竭油气藏是未来碳封存的一个重要场所[10]。然而，目前对于南海北部沉积盆地枯竭油气藏CO2储存的研究相对较少，尚未有公开文献报道。自1971年在南海西部海域成功钻探第一口井以来，我国在南海的油气勘探开发已历经半个世纪，目前已投产的油气田超过50个，其中，气田17个，2021年油气年产量约为2900 × 104t油当量，部分气田的投产时间超过了20年，甚至达30年，开发生产进入了末期（枯竭期）。因此，本文选取典型的枯竭气田，评估其CO2封存潜力，以为未来海上碳封存研究提供支持。

1 国内外实例分析

早在20世纪70年代初，美国就开展了注入CO2提高石油采收率（Enhanced Oil Recovery，EOR）项目。虽然EOR技术已有40余年的工程实践历史，但将CO2埋存作为首要目的、缓解温室效应却是近20年发展起来的新技术。目前美国、荷兰等发达国家都在进行相关研究和工程实践，显示出良好的应用前景。

例如荷兰近海的K12-B气田天然气组分中高含CO2，占比达到13%，为满足CO2含量低于2%的管道输送要求，需要将天然气中CO2分离出来就地回注。该项目于2002年开始对回注方案进行可行性研究，2004年进行现场试验，先后将CO2注入气藏的一个废弃区块进行埋存和注入一个即将废弃的区块进行强化采气技术（Enhanced Gas Recovery，EGR）处理，CO2的年注入量最高可达31.0～47.5×104t[11]。又如澳大利亚Otway项目，该项目是首个在枯竭的天然气储层中进行二氧化碳储存的严格监测试点。Otway盆地（海域）位于澳大利亚维多利亚省西南部，分布多个废弃油气田及Buttres富CO2（>90%）气田，地化指标显示CO2为火山来源。该项目于2004年开始进行选址和特征描述，制定CO2生产、运输和回注的运营计划，定量风险评估设计了一个广泛的监控和验证计划。注入从2008年3月开始，混合气体在地面进行干燥和压缩，然后通过地下管道输送2.25 km的距离，以平均每周870 t的速度重新注入深度约2000 m的枯竭的Naylor气田，大约注入了6.5×104t的CO2和甲烷。目标层为2000 m之下的砂-粗砂为主的储层，该储层具有高孔隙度、高渗透率特征，盖层为多个碳质薄层，能够提供良好封闭条件[12]。

我国于1999年在吉林油田开展油田注入CO2的小规模现场试验，探索CO2在提高原油采收率（Enhanced Oil Recovery，EOR）中的应用，取得了一些初步成果[13]，并逐步形成了陆相油藏碳捕集、利用与封存（Carbon Capture，Utilization and Storage，CCUS）-提高原油采收率（EOR）全产业链配套技术系列，建成了国内首个全产业链、全流程CCUS-EOR示范项目，实现了累计埋存CO2约225×104t、覆盖地质储量1183×104t、年产油能力10×104t、年CO2埋存能力35×104t。

2 南海北部富CO2气藏地质条件

南海北部发育多个新生代沉积盆地（图1），且CO2含气构造分布广泛，勘探证实莺歌海盆地、珠江口盆地、琼东南盆地共有35个构造钻遇CO2，地质储量超过7000×108m3，这些富CO2构造可以作为地质封存的优选目标。一方面，可以就地取材，降低成本，将产出的CO2回注，验证封存工艺的可行性和封存效果；另一方面，为推动海上油气田的绿色开发探出一条新路，并为未来推动“岸碳入海”做好技术储备。

图1 中国南海北部新生代沉积盆地分布Fig. 1 Distribution of Cenozoic sedimentary basins in Northern South China Sea

2.1 莺歌海盆地富含CO2气藏的地质特征

莺歌海盆地位于南海北部大陆架西北部，是一个新生代转换-伸展富含气盆地[14-15]。受红河裂谷系控制，盆地呈NNW走向的长条形，长约750 km，宽约200 km，面积约12.7×104km2。莺歌海盆地的形成演化大致可划分为3个阶段，分别为古近纪的断陷阶段、早中新世-上新世的热沉降坳陷阶段及上新世之后的快速热沉降阶段。根据构造发育特征，莺歌海盆地划分为4个构造单元，分别为莺西斜坡带、中央坳陷带、临高凸起带和莺东斜坡带（图2）[16]。盆地沉积地层自下而上依次为古近系始新统领头组、渐新统崖城组和陵水组、新近系中新统三亚组、梅山组和黄流组、上新统莺歌海组和第四系更新统乐东组[16-17]。莺歌海盆地油气勘探始于1957年，经过几十年的勘探，在盆地浅层（莺歌海组及以上地层）和中深层（黄流组和梅山组）均取得了天然气勘探发现，先后发现了东方1-1气田、乐东22-1气田、乐东15-1气田、东方13-1气田、东方13-2气田、东方1-4气田等一批气田。莺歌海盆地的天然气资源主要集中在中央坳陷带的东方区和乐东区，超过95%的资源量和100%的产量均位于这两个勘探区内[18-20]。

图2 莺歌海盆地构造单元划分及油气田位置Fig. 2 Division of tectonic units and location of oil and gas fields in Yinggehai Basin

莺歌海盆地是一个高温超压盆地，地温梯度为2.94～4.81 ℃/100 m，平均达4.04±0.37 ℃/100 m；热流为60～95 mW/m2，平均为77.8±7.2 mW/m2。自20世纪80年代以来，在莺歌海盆地相继勘探发现了东方1-1、东方13-1、乐东8-1等10余个富含CO2气田。平面上，CO2主要富集于中央坳陷带泥底辟发育区，具有分区分块性。CO2在莺歌海盆地的分布较为广泛，从盆地中心到盆地边缘均有分布，但含量大于60%的富CO2气藏主要分布在盆地中央坳陷泥底辟带的北部东方区和中南部乐东区2个底辟集中发育的区域。其中，目前在东方区已发现富CO2的局部构造主要有东方1-1气田、东方13-1气田等4个气田，CO2含量最高达88.91%。在乐东区已发现富CO2的局部构造主要有乐东8-1气田、乐东15-1气田、乐东20-1气田等6个气田，CO2含量最高达95%。总体而言，在莺歌海盆地中央泥底辟带核部及邻近核部的构造中CO2含量较高，远离底辟带核部的构造中CO2含量逐渐降低，且横向上总体具有数量南多北少、含量南高北低的特征。就同一构造而言，位于底辟构造中心（核部）的井或与深部断层连通的井CO2含量较高，而位于构造翼部及断层不发育的井CO2含量低。以东方1-1气田为例（图3），位于底辟核部附近且紧邻断层的东方1-1-2井、东方1-1-3井及东方1-1-7井钻遇的CO2含量较高，均在55%以上，而距底辟中心较远且断层不发育的东方1-1-5井、东方1-1-8井及东方1-1-9井钻遇的CO2则较低，都小于1%。

图3 莺歌海盆地东方1-1构造CO2含量平面分布图Fig. 3 Distribution map of CO2 content in DF1-1 structure of Yinggehai Basin

2.2 琼东南盆地富CO2气藏的地质特征

琼东南盆地是发育在南海北部大陆架西缘的新生代裂陷盆地，整体呈NE-SW向展布，面积约6.5×104km2，其中深水区（>300 m）面积大约占盆地面积的70%[21]。受基底断裂控制，整体呈现出“东西分块、南北分带”的构造格局[22-23]，即北部坳陷带、崖城-松涛中央凸起带、中央坳陷带、南部隆起带和南部坳陷带（图4）。琼东南盆地经历了裂陷和裂后两大构造演化阶段，具有明显的“下断上坳”的双层构造格架。琼东南盆地新生代沉积盖层最大厚度在12 km以上，主要由陆相、海陆交互相和海相碎屑岩沉积构成。琼东南盆地内部目前钻遇的沉积盖层主要包括古近系下渐新统崖城组、上渐新统陵水组，新近系下中新统三亚组、中中新统梅山组、上中新统黄流组、上新统莺歌海组及第四系。琼东南盆地的地温梯度变化在3.0～4.4 ℃/100 m之间，受到岩浆侵入影响，局部地区出现了热异常，地温梯度可高达到4.83℃/100 m。

图4 琼东南盆地浅水区构造单元划分Fig. 4 Division of tectonic units in shallow water areas of Qiongdongnan Basin

琼东南盆地钻探发现的含CO2的构造主要包括崖城13-1构造、崖城13-4构造、宝岛19-2构造、宝岛15-3构造及陵水4-2构造等。其中，位于琼东南盆地东部的宝岛19-2构造和宝岛15-3构造的CO2含量高，最高分别达到98.62%和97.15%，均属CO2气藏；而位于琼东南盆地西部的崖城13-1构造与崖城13-4构造CO2含量则较低，均在10%左右。在横向分布上，琼东南盆地现已发现的富CO2气藏主要分布于基底深大断裂（2号断裂）附近，如位于宝岛凹陷东北缘的宝岛15-3构造CO2气藏即为受幔源型火山活动与沟通深部气源的基底深大断裂控制而富集成藏。

2.3 珠江口盆地富CO2气藏的地质特征

珠江口盆地位于南海北部大陆架和陆坡边缘，是在加里东褶皱、海西褶皱和燕山期褶皱基底上形成的中、新生代含油气盆地。珠江口盆地总体上呈NE-SW向展布，面积约17.5×104km2；受NE向断裂和NWW向断裂共同控制，具有“东西分块、南北分带”的构造特征和“三隆两坳”的构造格局，自北西至南东依次为北部隆起带、北部坳陷带、中央隆起带和南部坳陷带（图5）。珠江口盆地历经晚白垩世-渐新世初裂谷、晚渐新世-早中新世沉降及中中新世-第四纪断块升降三个构造演化阶段。珠江口盆地被古近纪、新近纪及第四纪地层沉积充填，自下至上依次为古新统神狐组、中始新统文昌组和上始新统-下渐新统恩平组、上渐新统珠海组、下中新统珠江组、中中新统韩江组、上中新统粤海组、上新统万山组及第四系。

图5 珠江口盆地构造单位划分Fig. 5 Division of tectonic units in Pearl River Mouth Basin

珠江口盆地地处减薄的大陆地壳背景之上，上地幔的隆起与升温使盆地具有较高的地温梯度，主要介于2.6～5.1 ℃/100 m之间，平均为3.35 ℃/100 m。珠江口盆地钻遇揭示的含CO2的气藏数量相对较多，包括珠江口盆地西部的文昌13-1气藏、文昌14-3气藏、文昌15-1气藏、文昌19-1气藏和盆地东部的惠州18-1气藏、惠州22-1气藏、番禺16-2气藏、番禺28-2气藏、荔湾21-1气藏等，且不同气藏的CO2含量差异较大，但绝大多数气藏CO2含量在50.72%～99.53%范围内，其中，惠州凹陷的气藏CO2含量总体较高（含量＞90%），惠州22-1气藏在珠海组CO2含量高达99.53%。另外，在白云凹陷与荔湾凹陷之间南部隆起带上的荔湾21-1构造也钻遇含量高达93.90%的CO2气藏。横向上，珠江口盆地CO2分布较为广泛，在已发现的9个含CO2气藏中，有4个分布在珠三坳陷，2个分布在珠一坳陷，2个分布在番禺低隆起，另外还有1个分布在珠二坳陷，但均位于沟通深部CO2气源的基底深大断裂带及其附近。

3 典型目标CO2地质封存潜力评价

任何碳储存项目的基本要求都是对储存容量的估计，即使可用数据非常少，也需要估计存储容量。国外学者将地质储层中CO2封存量分为理论封存量、有效封存量和实际封存量[26]。理论封存量表示圈闭系统中所提供给CO2的物理空间极限量；有效封存量表示从实际地质情况以及技术层面上考虑了储集层性质、储集层封闭性、埋存深度、储集层压力系统及孔隙体积等因素影响的埋存量；实际封存量表示考虑到当前技术条件、法律及政策、基础设施和经济条件等因素影响的埋存量。在枯竭气田储存的情况下，专注于“有效”的能力，考虑到填充孔隙空间的技术约束，但不考虑经济约束或源库匹配。第一种方法是使用已知的碳氢化合物产出量，并将该值转换为具有应用贴现系数的注入CO2的当量体积。第二种方法是使用静态地质模型，用于计算可用空隙体积，并将该值转换为注入CO2的当量体积。根据储层岩石和流体参数的可用信息量，任何一种方法的因素都可能有不同程度的复杂性（包括使用动态模型）和相关的不确定性。

本文基于油气田储层储量数据计算评估油气储层的CO2储存容量。STEVENS[27]通过储层中的油气含量（Original Oil in Place，OOIP和Original Gas in Place，OGIP）计算其理论CO2储存容量MCO2t。对于气层，本文采用了STEVENS的计算公式，见式（1）。

式中：RCO2/CH4=2×10-7D2-0.0015D+4.1707；0.75为天然气开采后形成的孔隙体积的75%能够用于储存CO2；OGIP为天然气资源量；a为校正系数；Rf为采收率；ρCO2t为注入CO2密度；RCO2/CH4为天然气田条件下的相同体积CO2与CH4的摩尔数比；D为天然气的存储深度。

崖城13-1气田从构造来看位于莺-琼盆地之间的生长背斜低凸起带，从区域来看位于琼东南盆地的西部边缘，发现于1983年。崖城13-1气田水深约100 m，探明储量为803×108m3，储层深度约3800 m，是我国第一个海上气田。崖城13-1气田于1996年开始投产，气体组分中CO2含量约12%至今已超过25年，自2011年进入产量递减期，目前处于开发末期（枯竭期），预计采收率为75%，拟选为CO2地质封存目标气藏。根据式（1），天然气存储深度为3800 m，采收率取0.75，探明储量取803×108m3，校正系数取1.00，充注二氧化碳密度取1.98 kg/m3[28]，计算的结果：MCO2tl0=1.2×108t。

东方1-1气田位于莺歌海盆地西北部、中央坳陷带泥底辟构造带北部，发现于1992年，平均水深约67 m，是我国目前最大的海上自主开发气田[29]。底辟构造是莺歌海盆地的一大特色，其作为莺歌海凹陷内重要的正向构造，是该盆地重要的油气聚集带[30]。东方1-1气田圈闭与泥底辟有关，为大型泥底辟简单短轴背斜构造，储层较疏松，以中高孔、中渗储层为主，局部发育低渗储层[31]。东方1-1气田埋深1200～1600 m，天然气成分变化大，CO2含量变化范围为0.1%～93.0%，形成了CO2型气与烃类型气藏，探明地质储量951×108m3，为我国海上最大的自营气田。东方1-1气田2003年开始投产，至今近20年，目前开发井42口，采出程度约49%，预计最终采收率为66%，拟选为CO2地质封存目标气藏。根据式（1），天然气存储深度为1400 m，采收率取0.66，探明储量取951×108m3，校正系数取1.00，充注二氧化碳密度取1.98 kg/m3，计算的结果：MCO2tl0=2.3×108t。

4 结论与展望

南海油气勘探开发已经历了半个世纪，目前已建成荔湾气区、东方气区、乐东气区、崖城气区和陵水中央峡谷带气区等五大气区，17个气田投产，“南海万亿方大气区”建设稳步推进；同时，南海高含CO2气藏分布广泛，优选枯竭（开发末期）气藏作为目标，开展CO2地质封存的研究具有现实的意义。李小春等[4]利用溶解度法计算的中国陆地区的储存容量约为773.80×108t，大陆架区的储存容量约为661.25×108t。通过对崖城13-1气田和东方1-1气田进行估算，两个气田的CO2有效封存量分别为1.2×108t和2.3×108t，显示了巨大的封存潜力，考虑到当前技术条件、基础设施和经济条件等因素，其实际封存量有待进一步深入研究。