侯大力 龔鳳鳴 陳 濤 孫 雷 趙 銳 蘇 杰

（1. 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程全國重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），四川 成都 610059；2. 成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川 成都 610059；3. 四川越盛能源集團(tuán)有限公司，四川 成都 610066；4. 中國石油西南油氣田公司川東北作業(yè)分公司，四川 成都 610021；5. 中國石化勝利油田分公司海洋采油廠，山東 東營 257237）

0 引 言

在環(huán)境退化和氣候變化等問題日益加劇的背景下，碳捕集與封存（CCS）被國際社會確定為減緩溫室效應(yīng)和實(shí)現(xiàn)可持續(xù)能源生產(chǎn)的關(guān)鍵技術(shù)，預(yù)計(jì)到2050 年，該技術(shù)將貢獻(xiàn)全球32%的CO2減排量［1-3］。中國在CCS 技術(shù)的基礎(chǔ)上引入“CO2利用”的概念，提出了碳捕集、利用和封存（CCUS）技術(shù)。目前中國的CCUS 技術(shù)整體上還處于實(shí)驗(yàn)室測試和礦場試驗(yàn)階段，CO2在石油工業(yè)上的應(yīng)用主要為提高油藏采收率［4-6］。中國低滲透油藏的探明儲量逐年增加，近年來探明石油儲量中低滲透油藏所占比例達(dá)到80%以上，因此低滲透油藏已成為目前新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)和油田上產(chǎn)的主體［7］。低滲透油藏具有儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜和微納米級孔喉發(fā)育等特點(diǎn)，常規(guī)的衰竭開發(fā)和注水開發(fā)存在能量補(bǔ)充差、采出程度低和遇水敏性儲層發(fā)生孔隙堵塞等問題［8-9］。注氣驅(qū)油經(jīng)過不斷的發(fā)展，已經(jīng)成為了較為成熟的提高采收率技術(shù)，主要應(yīng)用于低滲透油藏［9］。相較于天然氣和N2，在相同條件下，CO2具有更低的混相壓力、更強(qiáng)的抽提能力和原油降黏效果［10-13］。自20 世紀(jì)50 年代起，世界各國便陸續(xù)開展了CO2驅(qū)油與埋存的技術(shù)攻關(guān)和礦場試驗(yàn)［14］。總結(jié)國內(nèi)外Ekofisk 油田、Seminole Unit-Main Pay Zone 油田、Little Creek 油田、大慶油田宋芳屯區(qū)塊、江蘇油田富14 區(qū)塊和吉林油田大情字井區(qū)塊等項(xiàng)目的開發(fā)試驗(yàn)成果，發(fā)現(xiàn)通過注CO2不僅可以提高10%~30%的原油采收率，還可以實(shí)現(xiàn)CO2的有效埋存，具有廣闊的推廣應(yīng)用前景［15-20］。需要注意的是，雖然在國內(nèi)已經(jīng)開展了大量的CO2驅(qū)油和埋存研究，但是主要集中在少數(shù)油藏的實(shí)驗(yàn)?zāi)M和礦場試驗(yàn)階段。針對不同類型的油藏，仍需要大量的工作來研究CO2混相驅(qū)油和CO2埋存機(jī)理。

本文以X 低滲透油藏為研究對象，首先對目標(biāo)區(qū)塊油藏進(jìn)行了注CO2混相驅(qū)及埋存適應(yīng)性分析，同時構(gòu)建了區(qū)塊數(shù)值原油和模型組分模型；其次通過一維細(xì)管實(shí)驗(yàn)及模擬開展了原油注CO2混相特征分析，明確了注CO2驅(qū)的最小混相壓力和注CO2驅(qū)混相機(jī)理；然后對X 低滲透油藏進(jìn)行了注CO2驅(qū)開發(fā)方案設(shè)計(jì)和注采參數(shù)優(yōu)化，確定了區(qū)塊的最佳注采井網(wǎng)、注采井距以及各井組的最佳注入壓力、注入速度和注入量；最后對X 低滲透油藏進(jìn)行了注CO2后50 a 和100 a 的CO2埋存效果評價，評價了X 低滲透油藏CO2埋存潛力并分析了CO2埋存過程中在地層的運(yùn)移規(guī)律。

1 油藏?cái)?shù)值模型

1.1 油藏概況

X 低滲透油藏為斷層發(fā)育的層狀構(gòu)造砂巖油藏，有7 條斷層，沒有天然裂縫。儲層膠結(jié)比較致密，分選中等，磨圓較差，呈次棱角狀，孔隙度平均為10.8%，滲透率平均為2.65×10-3μm2，碳酸鹽平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為16.4%，屬于低孔低滲儲層。當(dāng)?shù)貙訅毫?9 MPa 時，地層原油的黏度和密度分別為1.98 mPa?s 和0.791 8 g/cm3。油藏的地溫梯度為3.7 ℃/hm，壓力系數(shù)為1.44，屬于正常溫度系統(tǒng)、異常高壓油藏。

1.2 CO2混相驅(qū)和埋存適應(yīng)性

X 低滲透油藏已經(jīng)投產(chǎn)17 a，目前面臨地層能量不足、采收率低和注水見效差等問題，需要通過開展注CO2混相驅(qū)來提高油井的單井產(chǎn)量，延長油藏的壽命。在注CO2提高采收率及CO2埋存研究開始之前，對X 低滲透油藏的CO2混相驅(qū)及埋存適應(yīng)性進(jìn)行分析，評價結(jié)果如表1 和表2 所示。

表1 X低滲透油藏CO2混相驅(qū)適應(yīng)性評價結(jié)果Table 1 Adaptability evaluation results of CO2 miscible flooding in low permeability X reservoir

通過對比油藏初始參數(shù)和注CO2混相驅(qū)候選油藏篩選標(biāo)準(zhǔn)，發(fā)現(xiàn)目標(biāo)油藏除地層溫度略高外，其余參數(shù)均處于合理參數(shù)區(qū)間，其中滲透率、原油密度和原油黏度等參數(shù)處于最佳參數(shù)區(qū)間［21］（表1）。通過對比油藏初始參數(shù)和CO2埋存候選油藏篩選標(biāo)準(zhǔn)，發(fā)現(xiàn)目標(biāo)油藏僅有儲層封閉性為警告指標(biāo)，其余參數(shù)為正指標(biāo)［22］。綜上所述，X 低滲透油藏可以實(shí)施CO2混相驅(qū)并具有埋存的潛力（表2）。

1.3 數(shù)值模型的建立

利用CMG 軟件的GEM 組分模塊構(gòu)建的X 低滲透油藏的數(shù)值模型如圖1 所示，模型的網(wǎng)格數(shù)為80×19×17=25 840，平面網(wǎng)格長×寬為20 m×20 m。模型物性參數(shù)：構(gòu)造深度為2 800~3 200 m，初始地層壓力為33.0 MPa，油藏溫度為126.0 ℃，孔隙度平均為10.8%，滲透率平均為2.65×10-3μm2。X低滲透油藏共有1 口注入井和8 口生產(chǎn)井，開發(fā)的主力含油層系為X4 段，通過精細(xì)對比將X4 段細(xì)分為4 個小層。本文以X4-2 和X4-3 為主力開采層，2 個層的平均砂巖厚度分別為35.0 m 和27.5 m。

圖1 油藏三維數(shù)值模型Fig. 1 3D numerical model of reservoir

在已有的原油組分和注氣膨脹實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，利用CMG 軟件的WINPROP 模塊開展原油的PVT 相態(tài)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)擬合，劈分歸并后的地層原油擬組分如表3 所示，原油PVT 擬合結(jié)果如圖2 所示。從圖2 中可以看出擬合精度較高，模擬值與實(shí)驗(yàn)值的相對誤差小于2%，說明該流體相態(tài)模型能夠準(zhǔn)確地反映真實(shí)地層原油的PVT 性質(zhì)，為后面的CO2-地層原油混相機(jī)理和注CO2驅(qū)及CO2埋存方案優(yōu)化設(shè)計(jì)的數(shù)值模擬奠定了基礎(chǔ)。

圖2 地層原油PVT擬合結(jié)果Fig. 2 PVT fitting results of formation oil

表3 地層原油擬組分Table 3 Pseudo-component of formation oil

2 注CO2混相驅(qū)實(shí)驗(yàn)

參考最低混相壓力實(shí)驗(yàn)測定方法行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6573―2016 《最低混相壓力實(shí)驗(yàn)測定方法——細(xì)管法》，利用細(xì)管實(shí)驗(yàn)測試CO2-原油最小混相壓力，細(xì)管長度為20 m，滲透率為10 μm2，孔隙度為40%，細(xì)管實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3 所示。

圖3 細(xì)管實(shí)驗(yàn)和模擬結(jié)果Fig. 3 Slim tube experiment and simulation result

從圖3（a）、（b）可以看出，隨著注入壓力的增加，注入CO2的突破時間變長，原油采收率增加。當(dāng)CO2未突破之前，采收率上升快，氣油比基本不發(fā)生變化；CO2突破后，采收率提升緩慢且基本保持不變，氣油比快速增加。由于注CO2混相驅(qū)時，CO2突破時間較長，注CO2混相驅(qū)最終原油采收率大于注CO2非混相驅(qū)的原油采收率。根據(jù)混相和非混相直線的交點(diǎn)，得到區(qū)塊地層原油注CO2驅(qū)最小混相壓力為26.75 MPa，低于原始地層壓力33.00 MPa，因此注CO2驅(qū)容易實(shí)現(xiàn)多次接觸混相驅(qū)替。

在實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，利用CMG 數(shù)值模擬軟件中的GEM 組分模塊，對目前地層原油注CO2驅(qū)開展一維細(xì)管模擬研究，分析地層原油注CO2混相特征。細(xì)管參數(shù)設(shè)置跟實(shí)驗(yàn)參數(shù)一致，I、J和K方向網(wǎng)格數(shù)為50×1×1，網(wǎng)格步長I=0.4 m，J=K=0.004 4 m。模擬得到的CO2-原油最小混相壓力為26.03 MPa，與實(shí)驗(yàn)值的誤差為2.77%，說明本次細(xì)管模擬實(shí)驗(yàn)擬合較好，可用于CO2-原油混相特征分析。

將CO2-原油非混相壓力和混相壓力下的模擬結(jié)果進(jìn)行對比分析。注入壓力分別為22、33 MPa時，注入0.3 PV 的CO2后原油物性變化的模擬結(jié)果如圖4 所示。圖4（a）、（b）表明，2 個注入壓力下原油的密度和黏度均有所降低，說明CO2有降低原油黏度和密度的作用。圖4（（a）―（c））表明，注入壓力為33 MPa 時，油氣兩相密度和黏度出現(xiàn)了交點(diǎn)，注氣前緣界面張力降為0 mN/m，說明在33 MPa 時，CO2與地層原油通過多次接觸達(dá)到混相狀態(tài)。注入壓力為22 MPa 時，油氣兩相的黏度和密度未見交點(diǎn)，CO2與地層原油之間界面張力不為零，說明CO2與地層原油通過多次接觸未達(dá)到混相狀態(tài)。

圖4 不同壓力下注0.3 PV CO2后油氣物性的變化Fig. 4 Oil and gas property changes after 0.3 PV CO2 injection at different pressures

3 注CO2參數(shù)優(yōu)化

3.1 井網(wǎng)與井距優(yōu)選

以X4-2、X4-3 層為目的層，進(jìn)行注CO2驅(qū)的井網(wǎng)與井距優(yōu)選。2 層系物性相近，流體物性相同，具有統(tǒng)一的巖石物性、流體及壓力系統(tǒng)，因此，將2 層采用同1 套開發(fā)方案進(jìn)行開采。從工區(qū)模型中截取出一個I、J、K方向網(wǎng)格數(shù)為17×17×17的模型，模型的網(wǎng)格尺寸和參數(shù)設(shè)置與大模型保持一致。依次開展了注采井網(wǎng)和注采井距的優(yōu)化，模擬結(jié)果如圖5 所示。

圖5 不同方案的累計(jì)產(chǎn)油量和采收率Fig. 5 Cumulative oil production and recovery in different schemes

從圖5（a）可以看出，開發(fā)10 a 后反七點(diǎn)法井網(wǎng)累計(jì)產(chǎn)油量、采收率最高，因此推薦反七點(diǎn)法布井方式。從圖5（b）可以看出，隨著井距的減小，累計(jì)產(chǎn)油量增加，但當(dāng)井距小于300 m 時，相較于井距由400 m 降低至300 m 時累計(jì)產(chǎn)油量增幅變緩，且井距為100、200 m 時，井?dāng)?shù)較高，經(jīng)濟(jì)成本也就更高。井距越小，注入的CO2突破越早，后期氣油比越高，產(chǎn)出氣中CO2的含量也越高，使驅(qū)替過程中地層壓力保持越差。綜合考慮后認(rèn)為300 m 井距為本油藏注CO2驅(qū)的合理井距。

3.2 CO2-EOR方案設(shè)計(jì)

生產(chǎn)區(qū)初始9 口井，其中生產(chǎn)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）。初始井網(wǎng)采用衰竭開采18 a，X4-2 層與X4-3 層的采收率僅為11%左右，為提高原油采收率，需要進(jìn)行井網(wǎng)加密調(diào)整，加密后井網(wǎng)共24 口井，其中生產(chǎn)井16 口，注入井8 口。將加密井網(wǎng)劃分為Ⅰ1 井組和Ⅰ6 井組。Ⅰ1 井組有10 口生產(chǎn)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 井組有6 口生產(chǎn)井（W1 井、W2 井、W7 井、W24 井—W26 井）和3口注入井（Ⅰ6 井、Ⅰ7 井、W15-in 井）基礎(chǔ)方案僅采用生產(chǎn)井衰竭開采方式生產(chǎn)，用以對比CO2的驅(qū)油效果。在井網(wǎng)加密調(diào)整后注采井網(wǎng)布置的基礎(chǔ)上開展了2 個井組的CO2混相驅(qū)注入壓力、注入速度和注入量優(yōu)化設(shè)計(jì)。推薦CO2-EOR 最優(yōu)方案的參數(shù)如表4所示。

表4 參數(shù)指標(biāo)優(yōu)選結(jié)果Table 4 Optimization results of parameters indexes

推薦方案與衰竭開采的基礎(chǔ)方案相比，累計(jì)增油量為96.21×104t。推薦方案與衰竭開采的基礎(chǔ)方案X4-2、X4-3 采收率對比如圖6 所示，CO2-EOR 最優(yōu)方案下X4-2、X4-3 層采收率分別為20.23%、20.16%，X4-2、X4-3 層與初始井網(wǎng)衰竭相比提高采收率分別為9.37 百分點(diǎn)、6.02 百分點(diǎn)。通過分析推薦方案注CO2結(jié)束后的含油以及含氣飽和合度可以發(fā)現(xiàn)，推薦方案下，CO2波及效果較好，注采井之間的含油飽和度下降程度較大，注CO2驅(qū)油效果較好。

圖6 推薦方案與衰竭開發(fā)采收率對比Fig. 6 Comparison of recovery between recommended scheme and depleted development

4 CO2埋存評價

4.1 CO2埋存影響因素

CO2的臨界溫度和壓力分別為31.1 ℃和7.38 MPa，該區(qū)塊溫度與壓力遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于CO2的臨界溫度與壓力，因此，CO2以超臨界態(tài)存在于該油藏中。CO2在地層中的埋存機(jī)理包括物理埋存（構(gòu)造埋存和束縛埋存）和化學(xué)埋存（溶解埋存和礦化埋存）。物理埋存是指CO2因蓋層、隔擋層和毛細(xì)管力等作用而滯留在地下，其穩(wěn)定性相對較低；化學(xué)埋存是指CO2溶解于地層流體中并與巖石礦物發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，其穩(wěn)定性較高但所需的作用時間較長［23-24］。

為了分析CO2驅(qū)油過程中注入壓力、注入速度和注入量對CO2埋存的影響，自生產(chǎn)結(jié)束時（2040年1 月1 日）預(yù)測50 a 后儲層中CO2的構(gòu)造埋存量、束縛埋存量、溶解埋存量以及礦化埋存量。不同注入方案下的CO2埋存情況如圖7 所示。

圖7 注入?yún)?shù)與埋存關(guān)系Fig. 7 Relationship between injection parameters and storage

從圖7 中可以發(fā)現(xiàn)，隨著注入壓力的增大，溶解埋存量逐漸增大，構(gòu)造埋存量逐漸減小，束縛埋存量、礦化埋存量和埋存率幾乎不變。隨著注入速度的增大，溶解埋存量先逐漸增大后趨于穩(wěn)定，構(gòu)造埋存量逐漸減小，束縛埋存量、礦化埋存量和埋存率幾乎不變。CO2的注入量越大，CO2波及范圍越大，前緣越接近生產(chǎn)井，注采過程中CO2隨原油被生產(chǎn)井產(chǎn)出的量就越大。因此隨著注入量的增大，構(gòu)造埋存量、束縛埋存量、溶解埋存量和礦化埋存量都逐漸增大，但埋存率逐漸減小。

4.2 CO2埋存效果評價

為了評價X 低滲透油藏的CO2埋存潛力和分析埋存過程中CO2在地層的運(yùn)移規(guī)律，自生產(chǎn)結(jié)束時（2040 年1 月1 日）預(yù)測100 a 后CO2的埋存量，2個井組的CO2埋存情況如表5 所示。推薦方案的CO2注入量為137.72×104t，總埋存量為68.08×104t，埋存率為49.43%。其中構(gòu)造埋存量為42.20×104t，占總埋存量的比例最大，為61.99%，礦化埋存量為1.85×104t，占總埋存量的比例最小，為2.72%。

表5 CO2埋存情況統(tǒng)計(jì)Table 5 Statistics of CO2 storage

生產(chǎn)結(jié)束時、50 a 后和100 a 后地層中CO2濃度、地層水中CO2濃度、HCO3-離子濃度和地層水pH 的對比結(jié)果如圖8 和圖9 所示。隨著時間的推移，CO2在平面上不斷向四周擴(kuò)散，在縱向上受重力分異的作用向上運(yùn)移。從地層中CO2濃度分布可以看出隔夾層與斷層的遮擋效果好，X 低滲透油藏對CO2具有較好的地下封存效果。由于CO2在地層中的運(yùn)移，導(dǎo)致平面上注入井周邊和縱向上低部位地層水中的CO2濃度不斷降低（圖8）。HCO3-離子濃度和地層水pH 的分布與運(yùn)移規(guī)律反映了CO2和地層水的礦化反應(yīng)的情況。隨著埋存時間的增加，礦化反應(yīng)產(chǎn)生的HCO3-離子和H+離子也逐漸增加，因此HCO3-離子濃度和地層水pH 也產(chǎn)生了和地層水中CO2濃度相同的分布規(guī)律。埋存時間越長，平面上HCO3-離子的分布范圍和pH 的變化范圍越廣，縱向上高部位的HCO3-離子的分布范圍和pH 的變化范圍大于低部位（圖9）。

圖8 不同埋存時間地層和地層水中CO2濃度分布Fig. 8 Distribution of CO2 concentration in formation and formation water at different storage times

圖9 不同埋存時間地層水中HCO3-離子濃度和pH分布Fig. 9 Distribution of HCO3- ions and pH in formation water at different storage times

5 結(jié) 論

（1）通過注CO2混相驅(qū)和CO2埋存篩選標(biāo)準(zhǔn)對X 低滲透油藏進(jìn)行適應(yīng)性分析，明確X 低滲透油藏具有實(shí)施CO2混相驅(qū)和埋存的潛力。從不同注入壓力下的原油物性變化對比結(jié)果可以看出，CO2降低了原油的黏度和界面張力，并且混相驅(qū)的降黏效果好于非混相驅(qū)。

（2）區(qū)塊開發(fā)方案優(yōu)化結(jié)果表明：注采井網(wǎng)選用反七點(diǎn)法，注采井距為300 m，Ⅰ1 井組注入壓力和注入速度分別為32 MPa 和7×104m3/d，Ⅰ6 井組注入壓力和注入速度分別為34 MPa 和8×104m3/d，2 個井組CO2總注入量為0.2 PV。推薦方案與衰竭開采相比，累計(jì)增油量為96.21×104t，X4-2、X4-3 層分別提高采收率9.37 和6.02 百分點(diǎn)。

（3）注入壓力和注入速度主要影響束縛埋存量和構(gòu)造埋存量，對溶解埋存量、礦化埋存量和埋存率影響較小，注入量對4 種埋存量和埋存率都有影響。區(qū)塊注CO2驅(qū)推薦開發(fā)方案預(yù)計(jì)CO2埋存量為68.08×104t，并且有較好的地下封存效果。隨著埋存時間的增加，平面上注入井周邊和縱向上低部位地層水中的CO2濃度不斷降低。HCO3-離子濃度和地層水pH 分布規(guī)律與地層水中的CO2濃度分布規(guī)律相似。