二氧化碳强化致密油藏开发与地质封存研究

2023-12-15马含含侯梦瑶潘晓甜张春晓

石油化工应用 2023年9期

马含含，侯梦瑶，潘晓甜，张春晓

（西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065）

随着水平钻井和多级水力压裂的广泛应用，致密地层越来越受欢迎。然而，超低孔隙度和渗透率对致密储层中的石油耗竭有不利影响。因此，石油回收率很低，大部分石油被困在原地，未能得到开采。

致密油藏在衰竭开采初期时，原油产量较高，开采中期原油产量递减快、整体采出程度低[2-3]。故衰竭开采后补充地层能量实现二次采油是提高致密油藏采收率的重中之重[4]。伴随二氧化碳捕集技术的飞速发展，回收了大量之前无法回收的工业排放的二氧化碳，大幅降低了二氧化碳气源成本[5]，且二氧化碳具有较低的最小混相压力，使得二氧化碳驱成为具有良好前景的提高致密油藏采收率技术。

经过研究表明，注二氧化碳可以补充地层能量，从而改善开发效果。致密油衰竭开采后，采用二氧化碳吞吐可进一步提高采收率，另外作为一种高效的开采方式，不仅能够弥补许多开采技术上的不足，还可以获得不错的经济效益；同时，二氧化碳注入地层后，还可以进行有效封存[6-7]，也实现了环境保护的效果，故注二氧化碳技术日益受到业界重视[8]。

1 二氧化碳驱研究现状

1.1 二氧化碳驱发展历程

20 世纪中叶，大西洋炼油公司发现，作为制氢副产品的二氧化碳能够提高石油的流动性。后续研究发现，二氧化碳驱油过程中，相间传质作用、原油体积膨胀、原油黏度、界面张力下降、原油与二氧化碳的混合溶解等是二氧化碳驱油机制。在此基础上，产生了世界上最早的二氧化碳驱油，并由此产生了第一个二氧化碳驱油技术专利[9]。美国Shell 公司于1958 年首次在二叠系油藏开展了二氧化碳驱采油实验。实验结果证明，将二氧化碳注入到油藏中，能够有效地补充油藏的能源，增加油藏的采收率[10-12]。雪佛龙于1972 年在美国德克萨斯州的凯利施奈德油田的SACROC 区启动了全球首个二氧化碳驱油的商用项目，其初始的平均采收率超过三倍[13]。本工程的顺利实施，标志着二氧化碳驱油技术进入了成熟期。

自20 世纪90 年代以来，亚太地区快速发展，对矿物能源的需求量急剧上升，二氧化碳的排放也在不断增长。化石能源的高效开采面临着新的难题，因此，二氧化碳捕获-淹没-封存的一体化理念应运而生。随着石油生产国、企业和科研院所的积极响应，二氧化碳驱替封存技术的研发与应用已成为国际上新的研究热点[14-18]。从本世纪开始，油价一路攀升，这让二氧化碳驱油计划变得更加赚钱。所以，新的工程一直在增加。截至2014 年，世界上正在运行的二氧化碳驱油工程共有152 个，年均增产1 470×104t[19]。二氧化碳驱在我国经历了60 余年的探索与实践，已经逐渐形成了一套较为成熟的二氧化碳驱工艺。美国在全球应用二氧化碳驱油技术方面居首位。截至2014 年，我国二氧化碳-EOR年度产油量为1 371×104t，占全球总产油量的93%。

我国20 世纪60 年代就对二氧化碳驱油技术给予了高度重视，并在大庆油田Pu I4-7储层及南萨拉图东段地区开展了室内及外场二氧化碳驱油实验。20 世纪90 年代，江苏省富民油田进行了二氧化碳吞吐采油的现场试验[20]。但是，我国的二氧化碳驱油技术在2000年以前，因缺乏相关的经验和认识，导致了气源供给的局限性，限制了二氧化碳驱油技术在我国的推广应用。近十年来，我国一直致力于开发二氧化碳驱替与埋存的关键技术。2005 年，由中国科学院和中国油气勘探开发研究所在香山召开的“中国温室气体减排战略与发展”大会上，提出了“碳捕获、利用与封存”和“二氧化碳驱油”的新理念。根据我国大陆油气藏的原油和地层特征，进行了具体的研究，并取得了很大进展。目前，中国石油正在长庆油田黄3 井和新疆油田8 区块530 井分别进行高盐度油藏二氧化碳驱油和封存技术的研究和中试。这些做法一旦成功，将对鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地的石油开采和二氧化碳地质封存产生积极影响。

1.2 二氧化碳-EOR 机理

1.2.1 降低原油黏度二氧化碳具有相当低的最小混相压力，二氧化碳在原油中的溶解降低了原油的黏度，提高了原油的流动性。使二氧化碳能够获得更大的波及范围，对原油产量的增加具有明显效果。致密油藏的原油黏度越大，原油降黏的程度也会越大。

1.2.2 改善原油与水的流度比二氧化碳在溶入原油以后，原油黏度会降低，改善原油流动性，提高了原油的流度[21]。原油的流度增加，水的流度减少，故原油与水的流度比得以改善。

1.2.3 降低界面张力原油和二氧化碳之间的持续相互作用使气相更加丰富，从而降低了二氧化碳进一步溶解到原油中的压力屏障，即降低了界面张力。

1.2.4 原油体积膨胀二氧化碳在原油中的溶解增加了原油的体积，从而将原油从多孔介质中挤出。此外，由于水饱和度降低，原油的相对渗透率提高，水的相对渗透率下降。

1.2.5 原油中轻烃抽提、萃取作用二氧化碳具有相当低的最小混相压力，当原油与二氧化碳产生混相效应后，在一定压力条件下，对原油中的轻质组分进行抽提、萃取。同时随着压力的增大，二氧化碳的波及范围会进一步增大，从而携带出更多的原油。

1.2.6 混相效应二氧化碳与原油的混相取决于原油的组成、油藏压力和温度。当油藏温度较高，油藏压力也较高时，二氧化碳进入油藏后与地层原油不断接触，接触过程中二氧化碳会抽提原油中轻油组分，进而二氧化碳与地层原油达到动态混相的状态。

1.2.7 分子扩散作用在二氧化碳的非混相驱替中，因为其具有致密的地层岩石以及具有复杂的石油性质，所以在二氧化碳的非混相驱替中，会出现注入到石油中的二氧化碳向石油中的渗透速度很慢，而且与石油和天然气的相互影响也很小，因此，会造成非混相驱的开采效率比混相驱要差[22]。

1.2.8 溶解气驱效应将二氧化碳注入到地层之后，有很大一部分会溶于石油之中。在油井生产的时候，随着油层压力的下降，二氧化碳就会从石油中扩散出来，在石油中产生了一种气体驱力量，最终会产生一种溶解气驱，进而对驱油效果进行了提升[23]。

1.2.9 提高渗透率部分地层岩石可以被二氧化碳和水反应中形成的碳酸溶解，形成更宽或额外的油气流动通道。

1.3 二氧化碳地质封存机理

二氧化碳在注入地层封存过程中，主要的封存机理有4 种：构造封存（静态封存）、溶解封存、残余气封存（束缚气封存）和矿化封存。

1.3.1 构造封存二氧化碳封存最早期的封存机理是构造封存，即静态封存。当注入的二氧化碳遇到上覆不渗透的盖层无法继续向上运移而滞留在盖层下部时，就形成了构造地层圈闭，与此同时构造地层储存机理开始作用。二氧化碳注入此类圈闭（即背斜、断块、构造和地层尖灭）构造之前一般都含有油气或地下水，由于不渗透盖层的隔挡作用，尽管注入的二氧化碳浮力较大，但二氧化碳仍无法进行垂向运移。

1.3.2 残余气封存当二氧化碳在地层中迁移时，由于毛细管力和表面张力，二氧化碳被永久地捕获在岩石颗粒的孔隙中。这种封存机理就是残余气封存。在地质封存过程中，残余气封存机理持续时间最长，因此，是主要的封存机理[24]。

1.3.3 溶解封存二氧化碳溶解在地下流体中，其溶解程度随温度、压力、盐度和二氧化碳饱和度而变化[25]。溶解的发生主要取决于储层的垂直渗透率和厚度。溶解和储存将减少游离二氧化碳的数量以及二氧化碳迁移和泄漏的风险；因此，它被认为是一种相对安全和稳定的封存方式。

1.3.4 矿化封存在二氧化碳封存过程中，受岩石矿物成分和流体类型等因素的影响，二氧化碳会与岩石和地下水中的某些成分发生化学反应，进而产生碳酸盐矿化。矿化是一种稳定和长期封存二氧化碳的机理，其时间尺度非常长，通常需要数百至数千年才能完成[26]。

2 二氧化碳吞吐数值模拟

2.1 方法论

本节将解释模拟中使用的一些主要原理，包括Peng－Robinson 状态方程（PR-EOS）。PR-EOS 模型用于CMG-GEM 成分模拟中的相平衡计算。二氧化碳分子扩散会影响储层的渗透深度和注入气饱和度分布。

Peng－Robinson 状态方程（PR-EOS）是石油工业中使用的一个基本模型，因此，使用PR-EOS 模型作为状态方程来描述溶剂-二氧化碳石油系统的相行为。PREOS 模型[27]可以表示为：

式中：α（Tr，ω ）-与还原温度Tr和偏心因子ω 相关的α 函数；V-摩尔体积；R-通用气体常数；Pc-临界压力；Tc-临界温度。PR-EOS 模型中使用的Soave 型α 函数如下所示：

2.2 模型建立及历史拟合

本文用数值模拟的方法研究二氧化碳对提高致密油藏采收率及地质封存的可行性。基于PR-EOS 状态方程，利用WINPROP 模块对各组分进行相态模拟，同时，结合实验及文献，得到的油水，油气的相对渗透率、裂缝数据、注采井及射孔数据、油藏数据等建立了GEM（组分）模型。

模型建立成功后，验证仿真模型的可靠性是非常重要的，故需要对模型结果进行历史拟合。拟合数据来自实际油藏的历史数据，拟合目标包括累计采油量、注采量、井底压力、含水率等。

2.3 二氧化碳吞吐敏感性分析

影响二氧化碳吞吐效果的因素有很多，本次模拟设计了四个情景进行敏感性分析，分别是二氧化碳注入速率、每次循环生产时间、二氧化碳焖井时间以及二氧化碳吞吐循环次数。

2.3.1 二氧化碳注入速率该模型中，在保持其他参数不变的情况下，二氧化碳注入速率分别设置为600、1 200、2 400、3 600、4 800 Mscf/day，初始油藏压力设置为13.776 MPa。在焖井期间，BHP 降低，因为井筒周围的二氧化碳由于压力梯度而渗入地层，从而对整个储层进行再加压。平均压力随不同的喷射速率而变化。在平均储层压力高于BHP 之前，不会产生石油或天然气。

结果表明，较低的注入速率通常对应于较高的二氧化碳利用效率（即在注入速率较高的情况下，二氧化碳利用较少）。根据结果，较高的注入速率对应较高的BHP 和平均储层压力。随着BHP 的增加，在焖井期间，更多的二氧化碳气体被迫进入更深的地层，更大体积的石油从地层流向井筒。

2.3.2 每次循环生产时间该模型中，在保持其他参数不变的情况下，每次循环生产时间分别设置为10、50、70、80、130 和210 d，总生产时间为1 830 d。由于整个生产时间是固定的，因此，修改了每个案例的最后一个周期，以匹配总生产时间。初始储层压力为13.776 MPa。

结果表明，随着生产时间的增加，每个周期的IORF在50 d 之前改善得更大，而在50 d 后则没有那么大。最终IORF 受益于生产时间的强烈影响，直到50 d，之后的积极影响太小，无法弥补不利影响。因此，在特定的情况下，总是有一个最佳的生产时间。除了生产10 d的情况外，在接下来的周期中总是观察到有效性降低。由于每个循环的生产时间太短，大量注入的二氧化碳仍留在储层中。因此，储层压力随着二氧化碳的积累而增加，直到达到53.793 MPa 的极限。

2.3.3 二氧化碳焖井时间该模型中，在保持其他参数不变的情况下，二氧化碳焖井时间分别设置为0、15、30、60、90、120 d，但总的生产时间为1 830 d，故需要调整最后一个周期的生产时间来保证总的生产时间不变。

结果表明，随着浸泡时间的延长，注入的气体有足够的时间更好地发挥其作用。因此，在每个循环中可以生产更多的石油。然而，产生的额外油很难弥补浸泡时间延长循环次数减少带来的损失。因此，建议在二氧化碳吞吐过程中缩短焖井时间，甚至不焖井。此外，还计算了每个循环的二氧化碳利用率，从一个循环到下一个循环，效率不断下降，并且随着浸泡时间的延长，二氧化碳得到了更充分的利用。尽管每个循环的IORF较高，二氧化碳利用率较高，但由于生产循环减少的不利影响，延长浸泡时间对最终采油没有好处。

2.3.4 二氧化碳吞吐循环次数该模型中，在保持其他参数不变的情况下，同时保证总的生产时间不变的前提下，二氧化碳吞吐循环次数分别设置为1 次、3 次和6 次。

结果表明，二氧化碳吞吐工艺的所有案例研究的累计石油产量都高于初级产量。说明二氧化碳吞吐对提高采收率肯定是有益的。此外，随着更多的二氧化碳吞吐循环，当生产时间较长时，累计石油产量较高。然而，随着生产时间的缩短，累计石油产量会更高。这也是由于高井底压力和平均储层压力提供了高流体生产速率。