低渗透油藏注CO2混相驱及CO2埋存评价

侯大力 龚凤鸣 陈 涛 孙 雷 赵 锐 苏 杰

（1. 油气藏地质及开发工程全国重点实验室（成都理工大学），四川 成都 610059；2. 成都理工大学能源学院，四川 成都 610059；3. 四川越盛能源集团有限公司，四川 成都 610066；4. 中国石油西南油气田公司川东北作业分公司，四川 成都 610021；5. 中国石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东 东营 257237）

0 引 言

在环境退化和气候变化等问题日益加剧的背景下，碳捕集与封存（CCS）被国际社会确定为减缓温室效应和实现可持续能源生产的关键技术，预计到2050 年，该技术将贡献全球32%的CO2减排量［1-3］。中国在CCS 技术的基础上引入“CO2利用”的概念，提出了碳捕集、利用和封存（CCUS）技术。目前中国的CCUS 技术整体上还处于实验室测试和矿场试验阶段，CO2在石油工业上的应用主要为提高油藏采收率［4-6］。中国低渗透油藏的探明储量逐年增加，近年来探明石油储量中低渗透油藏所占比例达到80%以上，因此低渗透油藏已成为目前新区产能建设和油田上产的主体［7］。低渗透油藏具有储层非均质性强、孔隙结构复杂和微纳米级孔喉发育等特点，常规的衰竭开发和注水开发存在能量补充差、采出程度低和遇水敏性储层发生孔隙堵塞等问题［8-9］。注气驱油经过不断的发展，已经成为了较为成熟的提高采收率技术，主要应用于低渗透油藏［9］。相较于天然气和N2，在相同条件下，CO2具有更低的混相压力、更强的抽提能力和原油降黏效果［10-13］。自20 世纪50 年代起，世界各国便陆续开展了CO2驱油与埋存的技术攻关和矿场试验［14］。总结国内外Ekofisk 油田、Seminole Unit-Main Pay Zone 油田、Little Creek 油田、大庆油田宋芳屯区块、江苏油田富14 区块和吉林油田大情字井区块等项目的开发试验成果，发现通过注CO2不仅可以提高10%~30%的原油采收率，还可以实现CO2的有效埋存，具有广阔的推广应用前景［15-20］。需要注意的是，虽然在国内已经开展了大量的CO2驱油和埋存研究，但是主要集中在少数油藏的实验模拟和矿场试验阶段。针对不同类型的油藏，仍需要大量的工作来研究CO2混相驱油和CO2埋存机理。

本文以X 低渗透油藏为研究对象，首先对目标区块油藏进行了注CO2混相驱及埋存适应性分析，同时构建了区块数值原油和模型组分模型；其次通过一维细管实验及模拟开展了原油注CO2混相特征分析，明确了注CO2驱的最小混相压力和注CO2驱混相机理；然后对X 低渗透油藏进行了注CO2驱开发方案设计和注采参数优化，确定了区块的最佳注采井网、注采井距以及各井组的最佳注入压力、注入速度和注入量；最后对X 低渗透油藏进行了注CO2后50 a 和100 a 的CO2埋存效果评价，评价了X 低渗透油藏CO2埋存潜力并分析了CO2埋存过程中在地层的运移规律。

1 油藏数值模型

1.1 油藏概况

X 低渗透油藏为断层发育的层状构造砂岩油藏，有7 条断层，没有天然裂缝。储层胶结比较致密，分选中等，磨圆较差，呈次棱角状，孔隙度平均为10.8%，渗透率平均为2.65×10-3μm2，碳酸盐平均质量分数为16.4%，属于低孔低渗储层。当地层压力为29 MPa 时，地层原油的黏度和密度分别为1.98 mPa‧s 和0.791 8 g/cm3。油藏的地温梯度为3.7 ℃/hm，压力系数为1.44，属于正常温度系统、异常高压油藏。

1.2 CO2混相驱和埋存适应性

X 低渗透油藏已经投产17 a，目前面临地层能量不足、采收率低和注水见效差等问题，需要通过开展注CO2混相驱来提高油井的单井产量，延长油藏的寿命。在注CO2提高采收率及CO2埋存研究开始之前，对X 低渗透油藏的CO2混相驱及埋存适应性进行分析，评价结果如表1 和表2 所示。

表1 X低渗透油藏CO2混相驱适应性评价结果Table 1 Adaptability evaluation results of CO2 miscible flooding in low permeability X reservoir

通过对比油藏初始参数和注CO2混相驱候选油藏筛选标准，发现目标油藏除地层温度略高外，其余参数均处于合理参数区间，其中渗透率、原油密度和原油黏度等参数处于最佳参数区间［21］（表1）。通过对比油藏初始参数和CO2埋存候选油藏筛选标准，发现目标油藏仅有储层封闭性为警告指标，其余参数为正指标［22］。综上所述，X 低渗透油藏可以实施CO2混相驱并具有埋存的潜力（表2）。

1.3 数值模型的建立

利用CMG 软件的GEM 组分模块构建的X 低渗透油藏的数值模型如图1 所示，模型的网格数为80×19×17=25 840，平面网格长×宽为20 m×20 m。模型物性参数：构造深度为2 800~3 200 m，初始地层压力为33.0 MPa，油藏温度为126.0 ℃，孔隙度平均为10.8%，渗透率平均为2.65×10-3μm2。X低渗透油藏共有1 口注入井和8 口生产井，开发的主力含油层系为X4 段，通过精细对比将X4 段细分为4 个小层。本文以X4-2 和X4-3 为主力开采层，2 个层的平均砂岩厚度分别为35.0 m 和27.5 m。

图1 油藏三维数值模型Fig. 1 3D numerical model of reservoir

在已有的原油组分和注气膨胀实验数据的基础上，利用CMG 软件的WINPROP 模块开展原油的PVT 相态实验数据拟合，劈分归并后的地层原油拟组分如表3 所示，原油PVT 拟合结果如图2 所示。从图2 中可以看出拟合精度较高，模拟值与实验值的相对误差小于2%，说明该流体相态模型能够准确地反映真实地层原油的PVT 性质，为后面的CO2-地层原油混相机理和注CO2驱及CO2埋存方案优化设计的数值模拟奠定了基础。

图2 地层原油PVT拟合结果Fig. 2 PVT fitting results of formation oil

表3 地层原油拟组分Table 3 Pseudo-component of formation oil

2 注CO2混相驱实验

参考最低混相压力实验测定方法行业标准SY/T 6573―2016 《最低混相压力实验测定方法——细管法》，利用细管实验测试CO2-原油最小混相压力，细管长度为20 m，渗透率为10 μm2，孔隙度为40%，细管实验结果如图3 所示。

图3 细管实验和模拟结果Fig. 3 Slim tube experiment and simulation result

从图3（a）、（b）可以看出，随着注入压力的增加，注入CO2的突破时间变长，原油采收率增加。当CO2未突破之前，采收率上升快，气油比基本不发生变化；CO2突破后，采收率提升缓慢且基本保持不变，气油比快速增加。由于注CO2混相驱时，CO2突破时间较长，注CO2混相驱最终原油采收率大于注CO2非混相驱的原油采收率。根据混相和非混相直线的交点，得到区块地层原油注CO2驱最小混相压力为26.75 MPa，低于原始地层压力33.00 MPa，因此注CO2驱容易实现多次接触混相驱替。

在实验的基础上，利用CMG 数值模拟软件中的GEM 组分模块，对目前地层原油注CO2驱开展一维细管模拟研究，分析地层原油注CO2混相特征。细管参数设置跟实验参数一致，I、J和K方向网格数为50×1×1，网格步长I=0.4 m，J=K=0.004 4 m。模拟得到的CO2-原油最小混相压力为26.03 MPa，与实验值的误差为2.77%，说明本次细管模拟实验拟合较好，可用于CO2-原油混相特征分析。

将CO2-原油非混相压力和混相压力下的模拟结果进行对比分析。注入压力分别为22、33 MPa时，注入0.3 PV 的CO2后原油物性变化的模拟结果如图4 所示。图4（a）、（b）表明，2 个注入压力下原油的密度和黏度均有所降低，说明CO2有降低原油黏度和密度的作用。图4（（a）―（c））表明，注入压力为33 MPa 时，油气两相密度和黏度出现了交点，注气前缘界面张力降为0 mN/m，说明在33 MPa 时，CO2与地层原油通过多次接触达到混相状态。注入压力为22 MPa 时，油气两相的黏度和密度未见交点，CO2与地层原油之间界面张力不为零，说明CO2与地层原油通过多次接触未达到混相状态。

图4 不同压力下注0.3 PV CO2后油气物性的变化Fig. 4 Oil and gas property changes after 0.3 PV CO2 injection at different pressures

3 注CO2参数优化

3.1 井网与井距优选

以X4-2、X4-3 层为目的层，进行注CO2驱的井网与井距优选。2 层系物性相近，流体物性相同，具有统一的岩石物性、流体及压力系统，因此，将2 层采用同1 套开发方案进行开采。从工区模型中截取出一个I、J、K方向网格数为17×17×17的模型，模型的网格尺寸和参数设置与大模型保持一致。依次开展了注采井网和注采井距的优化，模拟结果如图5 所示。

图5 不同方案的累计产油量和采收率Fig. 5 Cumulative oil production and recovery in different schemes

从图5（a）可以看出，开发10 a 后反七点法井网累计产油量、采收率最高，因此推荐反七点法布井方式。从图5（b）可以看出，随着井距的减小，累计产油量增加，但当井距小于300 m 时，相较于井距由400 m 降低至300 m 时累计产油量增幅变缓，且井距为100、200 m 时，井数较高，经济成本也就更高。井距越小，注入的CO2突破越早，后期气油比越高，产出气中CO2的含量也越高，使驱替过程中地层压力保持越差。综合考虑后认为300 m 井距为本油藏注CO2驱的合理井距。

3.2 CO2-EOR方案设计

生产区初始9 口井，其中生产井8 口（W1 井、W2 井、W3 井、W6 井、W7 井、W10 井、W12 井、W15 井），注入井1 口（Ⅰ1 井）。初始井网采用衰竭开采18 a，X4-2 层与X4-3 层的采收率仅为11%左右，为提高原油采收率，需要进行井网加密调整，加密后井网共24 口井，其中生产井16 口，注入井8 口。将加密井网划分为Ⅰ1 井组和Ⅰ6 井组。Ⅰ1 井组有10 口生产井（W3 井、W10 井、W16井—W23 井）和5 口注入井（Ⅰ1 井、Ⅰ4 井、Ⅰ5井、W6-in 井、W12-in 井），I6 井组有6 口生产井（W1 井、W2 井、W7 井、W24 井—W26 井）和3口注入井（Ⅰ6 井、Ⅰ7 井、W15-in 井）基础方案仅采用生产井衰竭开采方式生产，用以对比CO2的驱油效果。在井网加密调整后注采井网布置的基础上开展了2 个井组的CO2混相驱注入压力、注入速度和注入量优化设计。推荐CO2-EOR 最优方案的参数如表4所示。

表4 参数指标优选结果Table 4 Optimization results of parameters indexes

推荐方案与衰竭开采的基础方案相比，累计增油量为96.21×104t。推荐方案与衰竭开采的基础方案X4-2、X4-3 采收率对比如图6 所示，CO2-EOR 最优方案下X4-2、X4-3 层采收率分别为20.23%、20.16%，X4-2、X4-3 层与初始井网衰竭相比提高采收率分别为9.37 百分点、6.02 百分点。通过分析推荐方案注CO2结束后的含油以及含气饱和合度可以发现，推荐方案下，CO2波及效果较好，注采井之间的含油饱和度下降程度较大，注CO2驱油效果较好。

图6 推荐方案与衰竭开发采收率对比Fig. 6 Comparison of recovery between recommended scheme and depleted development

4 CO2埋存评价

4.1 CO2埋存影响因素

CO2的临界温度和压力分别为31.1 ℃和7.38 MPa，该区块温度与压力远远大于CO2的临界温度与压力，因此，CO2以超临界态存在于该油藏中。CO2在地层中的埋存机理包括物理埋存（构造埋存和束缚埋存）和化学埋存（溶解埋存和矿化埋存）。物理埋存是指CO2因盖层、隔挡层和毛细管力等作用而滞留在地下，其稳定性相对较低；化学埋存是指CO2溶解于地层流体中并与岩石矿物发生化学反应，其稳定性较高但所需的作用时间较长［23-24］。

为了分析CO2驱油过程中注入压力、注入速度和注入量对CO2埋存的影响，自生产结束时（2040年1 月1 日）预测50 a 后储层中CO2的构造埋存量、束缚埋存量、溶解埋存量以及矿化埋存量。不同注入方案下的CO2埋存情况如图7 所示。

图7 注入参数与埋存关系Fig. 7 Relationship between injection parameters and storage

从图7 中可以发现，随着注入压力的增大，溶解埋存量逐渐增大，构造埋存量逐渐减小，束缚埋存量、矿化埋存量和埋存率几乎不变。随着注入速度的增大，溶解埋存量先逐渐增大后趋于稳定，构造埋存量逐渐减小，束缚埋存量、矿化埋存量和埋存率几乎不变。CO2的注入量越大，CO2波及范围越大，前缘越接近生产井，注采过程中CO2随原油被生产井产出的量就越大。因此随着注入量的增大，构造埋存量、束缚埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量都逐渐增大，但埋存率逐渐减小。

4.2 CO2埋存效果评价

为了评价X 低渗透油藏的CO2埋存潜力和分析埋存过程中CO2在地层的运移规律，自生产结束时（2040 年1 月1 日）预测100 a 后CO2的埋存量，2个井组的CO2埋存情况如表5 所示。推荐方案的CO2注入量为137.72×104t，总埋存量为68.08×104t，埋存率为49.43%。其中构造埋存量为42.20×104t，占总埋存量的比例最大，为61.99%，矿化埋存量为1.85×104t，占总埋存量的比例最小，为2.72%。

表5 CO2埋存情况统计Table 5 Statistics of CO2 storage

生产结束时、50 a 后和100 a 后地层中CO2浓度、地层水中CO2浓度、HCO3-离子浓度和地层水pH 的对比结果如图8 和图9 所示。随着时间的推移，CO2在平面上不断向四周扩散，在纵向上受重力分异的作用向上运移。从地层中CO2浓度分布可以看出隔夹层与断层的遮挡效果好，X 低渗透油藏对CO2具有较好的地下封存效果。由于CO2在地层中的运移，导致平面上注入井周边和纵向上低部位地层水中的CO2浓度不断降低（图8）。HCO3-离子浓度和地层水pH 的分布与运移规律反映了CO2和地层水的矿化反应的情况。随着埋存时间的增加，矿化反应产生的HCO3-离子和H+离子也逐渐增加，因此HCO3-离子浓度和地层水pH 也产生了和地层水中CO2浓度相同的分布规律。埋存时间越长，平面上HCO3-离子的分布范围和pH 的变化范围越广，纵向上高部位的HCO3-离子的分布范围和pH 的变化范围大于低部位（图9）。

图8 不同埋存时间地层和地层水中CO2浓度分布Fig. 8 Distribution of CO2 concentration in formation and formation water at different storage times

图9 不同埋存时间地层水中HCO3-离子浓度和pH分布Fig. 9 Distribution of HCO3- ions and pH in formation water at different storage times

5 结 论

（1）通过注CO2混相驱和CO2埋存筛选标准对X 低渗透油藏进行适应性分析，明确X 低渗透油藏具有实施CO2混相驱和埋存的潜力。从不同注入压力下的原油物性变化对比结果可以看出，CO2降低了原油的黏度和界面张力，并且混相驱的降黏效果好于非混相驱。

（2）区块开发方案优化结果表明：注采井网选用反七点法，注采井距为300 m，Ⅰ1 井组注入压力和注入速度分别为32 MPa 和7×104m3/d，Ⅰ6 井组注入压力和注入速度分别为34 MPa 和8×104m3/d，2 个井组CO2总注入量为0.2 PV。推荐方案与衰竭开采相比，累计增油量为96.21×104t，X4-2、X4-3 层分别提高采收率9.37 和6.02 百分点。

（3）注入压力和注入速度主要影响束缚埋存量和构造埋存量，对溶解埋存量、矿化埋存量和埋存率影响较小，注入量对4 种埋存量和埋存率都有影响。区块注CO2驱推荐开发方案预计CO2埋存量为68.08×104t，并且有较好的地下封存效果。随着埋存时间的增加，平面上注入井周边和纵向上低部位地层水中的CO2浓度不断降低。HCO3-离子浓度和地层水pH 分布规律与地层水中的CO2浓度分布规律相似。