赵丰年，辛翠平.

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

能源短缺与温室效应问题是当今世界面临的两大难题，CO2-EOR驱所要达成的目标是要把CO2注入油层，驱替原油提高采收率的同时，将CO2封存在地下储层中，从而达到双赢结果。经过几十年的发展，二氧化碳驱已经取得长足进步[1-7]，这主要体现在油田的增产能力方面。但CO2在储层中的封存情况及封存量的研究较少。本文在实验室研究CO2地下各种性质的基础上，通过建立CO2封存量计算模型，并利用地质建模技术和数值模拟技术，对储层的CO2封存能力予以评估，以期能对CO2的捕集—利用—封存(CCUS)技术提供参考。

1 CO2在储层中的极限封存量

CO2在储层中的封存状态和存储介质可分为以下4类[8-10]：以气态、液态或超流体态封存于地层孔隙中，溶解或以离子形态封存在地层水中，溶解或以离子形态封存在原油中，以沉淀的形势封存于地层骨架中。前人的研究[11-13]都是从注入开始，研究CO2在储层中的流动、驱替、波及范围等一系列过程，由于影响因素众多，计算过程极为烦琐。本文采用逆向思维的方式，从CO2在储层中最终的存储状态出发，当注入结束后，CO2在每一类储层介质中的封存量达到饱和时，所消耗的总量即为CO2的极限封存量。具体做法是从理想状态出发，分别求取单一存储介质中的CO2封存量计算方法，继而综合建立CO2在真实储层中的极限封存量模型。

1.1 CO2在空构造圈闭中的封存量

当存在空圈闭时，CO2将以气态、液态或超临界流体的形式储存在地层孔隙中。储层的孔隙体积即为其极限封存体积。此时根据储层的温度和压力计算出该条件下CO2的密度，即可求得CO2的极限封存量。

1.2 CO2在地层水中的封存

CO2在地层水中的封存主要通过扩散与对流作用溶解于地层水中[14]。其溶解度受到地层温度、压力和地层水矿化度的影响[15]，在纯地层水的储集空间，CO2在地层水中的封存量(HCO2)公式可归纳为：

HCO2=Vw×R

(1)

式中Vw——地层水总量，m3；

R——地层水温压条件下CO2的溶解度，t/m3。

1.3 CO2在原油中的封存

同样，CO2在原油中的封存主要以溶解作用为主[16]，其在原油中的溶解度也受到多种因素的影响，除了温度和压力外，原油性质也影响二氧化碳在原油中的溶解。类似地，在理想的纯油藏中，CO2在原油中的封存量公式可归纳为：

(2)

式中pCO2——二氧化碳在原油中的溶解封存量，t；

Voil——原油地质储量，m3；

Co——二氧化碳在原油中的溶解度，t/m3；

β——溶解平衡后的膨胀系数。

1.4 CO2的矿物封存

CO2注入砂岩储层中经过一系列的化学反应，最终会沉淀方解石、菱镁矿等碳酸盐矿物，从而完成CO2的矿物封存。但从反应时间来看，矿物圈闭需要几百年甚至是上千年才能发生作用[17]，不是短期内CO2封存的主要方式。

因此在CO2注入的几十年内，地层孔隙空间中的封存在CO2从注入开始就产生作用。而溶解贮存相对比较缓慢，因此只需要求取注入CO2若干年后储层的采出程度和剩余油情况，即可估算出CO2的封存量：

(3)

式中TCO2——CO2总封存量，t；

GCO2——CO2在孔隙中的理论封存量，t；

HCO2——CO2在地层水中的理论封存量，t；

pCO2——CO2在原油中的理论封存量，t；

Φt——地层总孔隙体积，%；

Φj——净采出的流体体积，%。

2 油藏生产模拟

选择延长油田某区块作为实验工区[18]，该工区面积为2.55 km2，总井数为61口，生产层位为长2，油藏埋深为1 350～1 560 m，原始地层压力为10.26 MPa，温度为41.16 ℃，平均储层厚度为15.8 m，平均孔隙度为16%，平均含油饱和度为56%。经计算工区地质储量为176×104t，平均储量丰度为69×104t/km2。

2000年7月投产长2层，日产油为12.5 t，不含水。此后开始大规模建产，截至2006年3月，工区完成对所有井的投产。2002年11月开始陆续投入注水开发，2006年4月所有水井投注完毕。投产完成后工区内油井数为50口，水井为11口，高峰时期月产油量为3 000 t，月注水量为6 600 m3。

2.1 油藏地质建模

地质建模过程使用了PETREL软件，根据工区的规模和井距的大小，将网格步长设置为20 m×20 m，为了保证隔夹层对油层生产的影响，垂向上按1 m划分网格，总网格数为411 588个。总体上采取确定性建模与随机模拟相结合的方法，平面上使用沉积相控制，空间内进行随机插值。通过模型计算的产量为172×104t，平均孔隙度为15.8%，孔隙体积为618×104m3，平均含油饱和度为56.2%，与原始数据相对误差在2%以内，可见模型较为精确。

2.2 油藏数值模拟

油藏历史生产数据拟合工作是未来开发指标预测的基础，本次研究使用ECLIPSE软件对工区的开发历程进行了拟合。整理的拟合思路采取从整体到局部的过程，首先在全区块采用定油量、拟合含水的方法，当区块产油量及含水符合到一定程度时，重点关注各个井组的数据拟合情况，考虑到油藏的非均质性，在含水拟合时采用就近使用邻井相渗曲线的方法，除了相渗曲线，还考虑各井的表皮因子。经过拟合，月产油速度与历史产油速度平均相对误差为5%。累计产油量与历史累计产油量平均相对误差在6%以内，单井含水符合率也达到90%以上，达到了拟合精度要求。

图1 工区内产油量、综合含水拟合曲线Fig.1 Fitting curves of oilfield oil production & water cut

2.3 注CO2生产预测

不同的CO2注入方式将最终决定油藏的采收率以及CO2的封存状况[19]，根据CO2的物理性质和油藏特征，实验室分别测定了不同注入压力(14 MPa、18 MPa、22 MPa、25 MPa、28 MPa)和注入速度下(0.3 cm3/min、0.6 cm3/min、1.2 cm3/min、1.8 cm3/min和2.4 cm3/min)的驱油效率，结果表明：注入压力越高，CO2驱油效果越好，其原因主要是在地层条件下，压力越高，原油中溶解的CO2越多，原油黏度降低得越显著；同时，高压力条件下CO2与原油之间的界面张力减小，驱替阻力减小，采出程度更高。但注入压力越高，对设备的要求越高，且注入压力不能超过地层破裂压力。注入速度越快，见气时采出程度和最终采出程度越大，但随着注入速度的增加，压力增加，容易形成气窜。

图2 不同注入速度下的采出程度Fig.2 Recovery ratio under different injection speed

本次研究在实验分析的基础上，分别模拟了后续5 t/d、10 t/d、15 t/d、20 t/d、25 t/d的单井注气速度，预测结果如图2所示。结果显示10年后，注CO2能提高采收率5%以上，当注气速度大于10 t/d以后，采收率的提高幅度有限。因此，从经济和获得更高采收率的角度出发，合理单井注气速度为10 t/d。

2.4 剩余油分布情况

从模拟的结果来看(图3)，剩余油主要分布在工区边界及渗透率相对较低的条带上，当地层的非均质性较强时，CO2驱替波及范围与水驱相比变化不大。如ZA18-3井组，在注水期间油井已较高含水，但当地层非均质性较弱时(如ZA27井组)，CO2气驱能大幅度提高波及体积，从而有效提高采出程度。储层段末期地层压力为16 MPa，剩余地质储量为117×104t，平均含油饱和度为26.9%。

3 CO2封存量计算

由于工区构造情况较为简单，不存在能够封存CO2的空构造，并且注入时间不足以形成矿物封存，因此CO2的封存主要依靠其在地层水和剩余油中的

图3 剩余油分布情况Fig.3 Distribution of remaining oil after simulation

溶解，公式可简化为：

TCO2=HCO2+pCO2

(4)

公式TCO2——CO2总封存量，t；

HCO2——CO2在地层水中的理论封存量，t；

pCO2——CO2在原油中的理论封存量，t。

要计算CO2在地层水中的封存量，根据公式(1)，只需计算地层水总体积Vw、CO2在地层温压条件下的溶解度R即可。通过注入末期的含水饱和度(1-So%)与总的孔隙体积，可计算出地层水体积。CO2在地层水中的溶解度随着温度升高而降低，随着压力升高而升高；地层矿化度同样影响CO2的溶解度，高地层水矿化度会导致溶解度降低。关于CO2的溶解度与密度的求取，前人做过大量研究[20]，本次研究为准确确定CO2的封存量，直接用现场取样、实验室测定的方法确定出在地层压力为16 MPa、地层温度为41.2 ℃的条件下，CO2在地层水中的溶解度为27.5 g/L。

同样，根据公式(2)可计算出CO2在剩余油中的封存量。对于原油来说，压力越高，CO2的溶解度越大；随着温度的升高，CO2在原油中的溶解度会降低；随着原油中重质油含量的增多，CO2的溶解度降低。与CO2在地层水中的溶解不同，CO2在原油中溶解后也会导致原油的体积膨胀，取决于原油的物性，一般可增加10%～100%。剩余油体积可通过总孔隙体积与剩余油饱和度两个参数求取，其他则通过现场取样与实验室测定获得。CO2在地层原油中的溶解度为206.9 g/L，溶解饱和后的体积膨胀系数为1.4。

通过地质建模与数值模拟确定油藏参数，实验室方法确定CO2物性参数，公式计算工区内CO2的总封存量可达到36.98×104t，其中原油中溶解24.56×104t，地层水中溶解12.42×104t，总溶解量可占工区内地质储量的21.01%。

4 结论与认识

(1)CO2在地层中的封存可分为圈闭封存、溶解封存和矿物封存三大类，对于构造圈闭不发育的油藏来说，主要以溶解在地层水和剩余油中为主。对于构造圈闭发育的油藏，则需要进一步计算出圈闭的有效容量。

(2)不同注入压力和注入速度对提高采收率以及最终封存CO2体积作用不同，压力和注入速度越快，采收率提升越快，CO2封存量越大，但超过一定速度后，对采收率的提高有限，推荐注入速度为10 t/d。

(3)由于CO2在原油中的溶解度与地层水的溶解度不同，因此其最终埋存量受剩余油饱和度的影响。在CO2溶解完全且保存完整的情况下，该区块CO2的储层封存量可达到油藏地质储量的20%以上。