高 冉，吕成远，伦增珉，王 锐

(1.中国石化石油勘探开发研究院博士后工作站，北京 100083；2.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引 言

CO2捕集利用和封存技术(CCUS)可减少CO2排放，提高经济效益，具有环保意义[1-2]。据全球碳捕集与封存研究院(GCCSI)统计，截至2018年8月，全球37个CCUS项目中的22个处于运行阶段，综合CO2捕集能力约为3 700×104t/a，已向地下注入CO2约为2.2×108t。多数CCUS项目为CO2气驱提高原油采收率[3-4]，涉及CO2驱替与埋存。目前，油藏数值模拟软件均能模拟CO2驱替过程[5]，在模拟过程中，CO2作为烃类组分之一，可以存在于油、气两相中，但此类模型无法考虑CO2在水中溶解、碳酸与地层矿物之间的化学反应以及矿化过程对储层渗透率的影响。同时，部分商业数值模拟软件能够单独模拟CO2的埋存过程[6]，模拟CO2在水中溶解、矿物沉淀等埋存机理，但无法计算CO2在油相中溶解和驱替过程。因此，提出了CO2驱替与埋存一体化数值模拟方法，该方法可同时模拟驱替过程中CO2在油气两相中的分配及埋存过程中CO2在水中的溶解和溶蚀作用对储层物性的影响。

1 数值模拟方法建立

1.1 方法原理

CO2驱替与埋存一体化数值模拟是耦合CO2在油气两相中的分配、CO2在水中溶解及溶蚀作用3个过程的一体化程序。CO2注入地下后，首先进行驱替过程，利用油气两相闪蒸计算气相CO2和溶解在油中的CO2质量；之后为埋存过程，计算溶解在水中的CO2质量，模拟溶解CO2形成的碳酸对储层物性的影响。

1.2 计算流程

CO2驱替与埋存一体化数值模拟流程见图1。计算过程分为4个步骤：①输入地质模型信息和初始化数据模拟CO2驱替过程，计算气相中及溶解在油相中的CO2质量，获得压力场、含水饱和度场、含气饱和度场等流场数据。②根据流场数据模拟CO2埋存过程，计算溶解在水中的CO2质量。③判断模拟时间是否超过计算截止时间，若超过计算截止时间，模拟的是较短时间的CO2驱替与埋存过程，不考虑溶蚀对储层物性的影响，直接输出气相中CO2质量、溶解在油中的CO2质量和溶解在水中的CO2质量；反之，则模拟较长时间的CO2驱替与埋存过程，计算溶蚀对储层物性的影响。④基于溶蚀影响计算新的渗透率场，并与之前计算得到的流场数据一并返回至步骤①重新计算，不断迭代以模拟溶蚀作用导致渗透率随时间的变化。

图1 CO2驱替与埋存一体化数值模拟方法流程Fig.1 The process of the integrated numerical simulation method for CO2 displacement and sequestration

油气两相闪蒸计算参考文献[7-8]方法，CO2在水中的溶解质量由溶解公式[9]得到，其中相关系数ai、bi、ci的取值见表1。

表1 相关系数取值Table 1 The relevant coefficient values

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

Rsw0=ap0(1-b3)

(6)

(7)

式中：Rsw为CO2在水中的溶解度，m3/m3；T为温度，℃；p为地层压力，MPa；p0为原始地层压力，MPa；Rsw0为原始CO2在水中的溶解度，m3/m3。

由差分公式确定CO2溶于水后形成的碳酸溶液对储层矿物的溶蚀作用程度：

(8)

式中：K0为储层原始渗透率，mD；K为溶蚀作用结束后的渗透率，mD；t为碳酸与储层岩石发生反应的时长，d；t0为碳酸与储层岩石开始发生反应的时间，d；B为拟合系数。

假设碳酸溶液的质量浓度与溶蚀程度、水相的饱和度与溶蚀程度均呈线性关系，为了在CO2驱替与埋存一体化数值模拟中体现水相饱和度和碳酸质量浓度对溶蚀的影响，引入等效溶蚀时间τ：

τ=SwcCO2t

(9)

式中：cCO2为CO2的溶解度，m3/m3；Sw为含水饱和度；τ为等效溶蚀时间，d。

将式(9)代入式(8)，可得：

(10)

利用式(10)可计算在一定含水饱和度和碳酸质量浓度某一个时间步的溶蚀量。式中的参数B及τ0由拟合获得，通过对岩心实验结果进行数值模拟，反复调整B及τ0的取值，当岩心实验结果与数值模拟结果一致时，确定最终的B与τ0。

2 数值模拟验证

以濮城油田沙一段下储层为例，验证模型准确性。模拟采用五点井网开发，井网结构见图2。根据非渗流边界原理，选取一注一采的单元井区，即图2中蓝色底纹部分，采用封闭边界条件模拟。

图2 五点井网模型Fig.2 The five-point well pattern model

模拟工区的长、宽均为500 m，水平面内被划分50×50共2 500个网格。地层有效厚度为5.4 m，为体现CO2受浮力作用在纵向上运移，将纵向划分为3层，每层厚度为1.8 m，且纵向渗透率为水平方向的1/10。注入井以定井底流压30 MPa注入CO2，生产井以定井底流压15 MPa生产。

当模拟时间较短时，一体化模型可只模拟CO2的驱替过程，而行业常用商业数值模拟软件Eclipse模拟CO2驱替过程。因此，利用CO2驱替与埋存一体化方法和Eclipse数值模拟软件分别模拟CO2注入350 d、生产30 d的驱替过程，并进行对比分析。

图3、4分别为注入井日注入CO2的质量及生产井日产油曲线。由图3、4可知，2种数模结果相同，证明CO2驱替与埋存一体化数值模拟方法计算准确。

图3 注入井日注CO2量曲线Fig.3 The curve of daily CO2 injection of injection wells

3 数值模拟CO2在油气水相中的溶解

CO2驱替与埋存一体化方法不仅可以计算CO2在油相和气相中的分配(驱替过程)，还可以模拟CO2在水相中的溶解(埋存过程)。采用濮城油田注采单元模型，模拟了100 a内CO2驱替与埋存过程，其中，驱替过程为5 a，随后油井进入废弃状态，持续埋存95 a，观察CO2的溶解和运移情况。

图4 生产井日产油曲线Fig.4 The curve of daily oil production of producer wells

图5为驱替结束和埋存停止时储层水相中CO2的摩尔分数。由图5a可知，驱替结束时油藏水相几乎均有CO2溶解，且大部分网格中溶解的CO2已经接近饱和；由图5b可知，随着埋存时间的增加，几乎所有网格中溶解的CO2均达到饱和。因此，在驱替与埋存过程中，CO2在水相中的溶解不能忽略。

图5 不同阶段水相中溶解的CO2摩尔分数Fig.5 The mole fraction of CO2 dissolved in water at different stages

图6为不同形式CO2的摩尔分数随时间的变化规律。由图6可知：无论驱替还是埋存阶段，CO2均主要以气相存在，摩尔分数占总体积的90%以上，其次为溶解于原油中的CO2，摩尔分数约占总体积的5%，而溶解于地层水中的CO2摩尔分数占总体积的1%。驱替阶段早期，溶解于原油中的CO2较多，随后迅速下降，而气态的CO2逐渐上升。这是由于注入初期原油中没有CO2存在，原油可迅速溶解大量CO2；当气相前缘的原油溶解CO2达到饱和后，继续溶解逐渐困难；随着气相波及体积不断增大，气相中CO2摩尔分数迅速增高，而油相中CO2的摩尔分数迅速下降。

图6 不同形式CO2的摩尔分数随时间变化Fig.6 The variation of mole fraction ofdifferent forms of CO2 with time

4 溶蚀作用对储层渗透率的影响

在实际CO2驱替与埋存过程中，溶解作用和溶蚀作用是同时发生的，CO2最终的存在状态由各种效应共同决定。因此，在濮城油田模型中加入溶蚀作用，并重新进行计算。图7为注采单元各阶段渗透率。由图7可知：在开采过程中，水相溶解CO2形成的碳酸溶液波及到的地方渗透率均有一定程度的升高，且该过程速度较快(图7a)；驱替结束时，储层大部分地区渗透率已接近溶蚀极限渗透率860 mD(图7b)；受碳酸溶液的持续溶蚀作用，埋存结束后，注采单元内储层均达到了溶蚀极限(图7c)。

图7 不同阶段注采单元渗透率分布Fig.7 The permeability distribution of injection-production units at different stages

表2为不考虑溶解、考虑溶解但不考虑溶蚀以及同时考虑溶解和溶蚀3种情况的累计产油和CO2埋存量。由表2可知，溶解对累计产油影响不大，但会使CO2的埋存量略有增加，而考虑溶蚀效应以后，累计产油和CO2埋存量均有小幅增加。

表2 不同埋存机理的累计产油量和CO2埋存量Table 2 The cumulative oil production and CO2 sequestrationof different sequestration mechanisms

5 实例应用

濮城油田沙一下位于濮城长轴背斜构造的东北翼，属于岩性-构造油藏，油层埋深为2 280～2 437 m，油水界面为2 437 m。含油面积为14.5 km2，有效厚度为5.4 m，孔隙度为28.1%，渗透率为690 mD，石油地质储量为1 135×104t。沙一下油藏平均地层原油黏度为1.82 mPa·s，地层原油密度为0.75 g/cm3，体积系数为1.257，地层温度为82.5 ℃，原始气油比为85 cm3/t，原始含油饱和度为0.80，残余油饱和度为0.33，原始地层压力为23.1 MPa，压力系数为1.0，原始饱和压力为9.6 MPa，原始地饱压差为13.5 MPa。平均地面原油黏度为11.12 mPa·s，地面原油密度为0.86 g/cm3，凝固点为27.2 ℃。溶解气相对密度为0.717 1，甲烷含量为78.16%。地层水矿化度为24×104mg/L，Cl-含量为16×104mg/L，水型为CaCl2，地层水黏度为0.5 mPa·s。根据参数建立一体化模型，模拟CO2的驱替和埋存过程。模拟时间为50 a，前5 a为注入CO2驱替阶段，后45 a为埋存阶段。图8为不同阶段储层渗透率分布，由图8可知：CO2溶于地层水后形成碳酸溶蚀岩石，导致储层渗透率增加。随着作用时间的增长，溶蚀效果越来越明显。驱替阶段结束时，渗透率变化较小；埋存阶段结束时，渗透率明显升高。此外，溶蚀作用与CO2冲刷强度成正比，而近井地带冲刷时间长，冲刷强度高，因此近井地带渗透率变化幅度更大；而原始储层中的高渗透率区域作为流体的主要流动通道，冲刷程度更强，因此，渗透率变化幅度较其他区域更大。

图8 不同阶段储层渗透率分布Fig.8 The reservoir permeability distribution at different stages

6 结论与建议

(1) CO2驱替与埋存一体化数值模拟方法是耦合CO2驱替、CO2在水相中溶解、碳酸溶蚀作用3个过程的一体化程序，能够模拟CO2在油气水三相中的溶解以及溶蚀作用导致的储层渗透率变化，考虑的机理更全面。

(2) CO2溶于地层水后形成碳酸，溶蚀岩石导致储层渗透率增加。随着作用时间的增长，溶蚀效果越来越明显。

(3) 针对濮城油田沙一下储层进行数值模拟研究，结果证明CO2驱替与埋存一体化数值模拟方法准确。

(4) CO2在水相中溶解和溶蚀作用对累计产油量和CO2埋存量均有影响，在研究CO2驱替与埋存问题时需要同时考虑溶解和溶蚀作用，才能反映生产实际。