馬含含，侯夢瑤，潘曉甜，張春曉

（西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安 710065）

隨著水平鉆井和多級水力壓裂的廣泛應(yīng)用，致密地層越來越受歡迎。然而，超低孔隙度和滲透率對致密儲層中的石油耗竭有不利影響。因此，石油回收率很低，大部分石油被困在原地，未能得到開采。

致密油藏在衰竭開采初期時，原油產(chǎn)量較高，開采中期原油產(chǎn)量遞減快、整體采出程度低[2-3]。故衰竭開采后補充地層能量實現(xiàn)二次采油是提高致密油藏采收率的重中之重[4]。伴隨二氧化碳捕集技術(shù)的飛速發(fā)展，回收了大量之前無法回收的工業(yè)排放的二氧化碳，大幅降低了二氧化碳?xì)庠闯杀綶5]，且二氧化碳具有較低的最小混相壓力，使得二氧化碳驅(qū)成為具有良好前景的提高致密油藏采收率技術(shù)。

經(jīng)過研究表明，注二氧化碳可以補充地層能量，從而改善開發(fā)效果。致密油衰竭開采后，采用二氧化碳吞吐可進一步提高采收率，另外作為一種高效的開采方式，不僅能夠彌補許多開采技術(shù)上的不足，還可以獲得不錯的經(jīng)濟效益；同時，二氧化碳注入地層后，還可以進行有效封存[6-7]，也實現(xiàn)了環(huán)境保護的效果，故注二氧化碳技術(shù)日益受到業(yè)界重視[8]。

1 二氧化碳驅(qū)研究現(xiàn)狀

1.1 二氧化碳驅(qū)發(fā)展歷程

20 世紀(jì)中葉，大西洋煉油公司發(fā)現(xiàn)，作為制氫副產(chǎn)品的二氧化碳能夠提高石油的流動性。后續(xù)研究發(fā)現(xiàn)，二氧化碳驅(qū)油過程中，相間傳質(zhì)作用、原油體積膨脹、原油黏度、界面張力下降、原油與二氧化碳的混合溶解等是二氧化碳驅(qū)油機制。在此基礎(chǔ)上，產(chǎn)生了世界上最早的二氧化碳驅(qū)油，并由此產(chǎn)生了第一個二氧化碳驅(qū)油技術(shù)專利[9]。美國Shell 公司于1958 年首次在二疊系油藏開展了二氧化碳驅(qū)采油實驗。實驗結(jié)果證明，將二氧化碳注入到油藏中，能夠有效地補充油藏的能源，增加油藏的采收率[10-12]。雪佛龍于1972 年在美國德克薩斯州的凱利施奈德油田的SACROC 區(qū)啟動了全球首個二氧化碳驅(qū)油的商用項目，其初始的平均采收率超過三倍[13]。本工程的順利實施，標(biāo)志著二氧化碳驅(qū)油技術(shù)進入了成熟期。

自20 世紀(jì)90 年代以來，亞太地區(qū)快速發(fā)展，對礦物能源的需求量急劇上升，二氧化碳的排放也在不斷增長。化石能源的高效開采面臨著新的難題，因此，二氧化碳捕獲-淹沒-封存的一體化理念應(yīng)運而生。隨著石油生產(chǎn)國、企業(yè)和科研院所的積極響應(yīng)，二氧化碳驅(qū)替封存技術(shù)的研發(fā)與應(yīng)用已成為國際上新的研究熱點[14-18]。從本世紀(jì)開始，油價一路攀升，這讓二氧化碳驅(qū)油計劃變得更加賺錢。所以，新的工程一直在增加。截至2014 年，世界上正在運行的二氧化碳驅(qū)油工程共有152 個，年均增產(chǎn)1 470×104t[19]。二氧化碳驅(qū)在我國經(jīng)歷了60 余年的探索與實踐，已經(jīng)逐漸形成了一套較為成熟的二氧化碳驅(qū)工藝。美國在全球應(yīng)用二氧化碳驅(qū)油技術(shù)方面居首位。截至2014 年，我國二氧化碳-EOR年度產(chǎn)油量為1 371×104t，占全球總產(chǎn)油量的93%。

我國20 世紀(jì)60 年代就對二氧化碳驅(qū)油技術(shù)給予了高度重視，并在大慶油田Pu I4-7儲層及南薩拉圖東段地區(qū)開展了室內(nèi)及外場二氧化碳驅(qū)油實驗。20 世紀(jì)90 年代，江蘇省富民油田進行了二氧化碳吞吐采油的現(xiàn)場試驗[20]。但是，我國的二氧化碳驅(qū)油技術(shù)在2000年以前，因缺乏相關(guān)的經(jīng)驗和認(rèn)識，導(dǎo)致了氣源供給的局限性，限制了二氧化碳驅(qū)油技術(shù)在我國的推廣應(yīng)用。近十年來，我國一直致力于開發(fā)二氧化碳驅(qū)替與埋存的關(guān)鍵技術(shù)。2005 年，由中國科學(xué)院和中國油氣勘探開發(fā)研究所在香山召開的“中國溫室氣體減排戰(zhàn)略與發(fā)展”大會上，提出了“碳捕獲、利用與封存”和“二氧化碳驅(qū)油”的新理念。根據(jù)我國大陸油氣藏的原油和地層特征，進行了具體的研究，并取得了很大進展。目前，中國石油正在長慶油田黃3 井和新疆油田8 區(qū)塊530 井分別進行高鹽度油藏二氧化碳驅(qū)油和封存技術(shù)的研究和中試。這些做法一旦成功，將對鄂爾多斯盆地和準(zhǔn)噶爾盆地的石油開采和二氧化碳地質(zhì)封存產(chǎn)生積極影響。

1.2 二氧化碳-EOR 機理

1.2.1 降低原油黏度 二氧化碳具有相當(dāng)?shù)偷淖钚』煜鄩毫Γ趸荚谠椭械娜芙饨档土嗽偷酿ざ?，提高了原油的流動性。使二氧化碳能夠獲得更大的波及范圍，對原油產(chǎn)量的增加具有明顯效果。致密油藏的原油黏度越大，原油降黏的程度也會越大。

1.2.2 改善原油與水的流度比 二氧化碳在溶入原油以后，原油黏度會降低，改善原油流動性，提高了原油的流度[21]。原油的流度增加，水的流度減少，故原油與水的流度比得以改善。

1.2.3 降低界面張力 原油和二氧化碳之間的持續(xù)相互作用使氣相更加豐富，從而降低了二氧化碳進一步溶解到原油中的壓力屏障，即降低了界面張力。

1.2.4 原油體積膨脹 二氧化碳在原油中的溶解增加了原油的體積，從而將原油從多孔介質(zhì)中擠出。此外，由于水飽和度降低，原油的相對滲透率提高，水的相對滲透率下降。

1.2.5 原油中輕烴抽提、萃取作用 二氧化碳具有相當(dāng)?shù)偷淖钚』煜鄩毫?，?dāng)原油與二氧化碳產(chǎn)生混相效應(yīng)后，在一定壓力條件下，對原油中的輕質(zhì)組分進行抽提、萃取。同時隨著壓力的增大，二氧化碳的波及范圍會進一步增大，從而攜帶出更多的原油。

1.2.6 混相效應(yīng) 二氧化碳與原油的混相取決于原油的組成、油藏壓力和溫度。當(dāng)油藏溫度較高，油藏壓力也較高時，二氧化碳進入油藏后與地層原油不斷接觸，接觸過程中二氧化碳會抽提原油中輕油組分，進而二氧化碳與地層原油達到動態(tài)混相的狀態(tài)。

1.2.7 分子擴散作用 在二氧化碳的非混相驅(qū)替中，因為其具有致密的地層巖石以及具有復(fù)雜的石油性質(zhì)，所以在二氧化碳的非混相驅(qū)替中，會出現(xiàn)注入到石油中的二氧化碳向石油中的滲透速度很慢，而且與石油和天然氣的相互影響也很小，因此，會造成非混相驅(qū)的開采效率比混相驅(qū)要差[22]。

1.2.8 溶解氣驅(qū)效應(yīng) 將二氧化碳注入到地層之后，有很大一部分會溶于石油之中。在油井生產(chǎn)的時候，隨著油層壓力的下降，二氧化碳就會從石油中擴散出來，在石油中產(chǎn)生了一種氣體驅(qū)力量，最終會產(chǎn)生一種溶解氣驅(qū)，進而對驅(qū)油效果進行了提升[23]。

1.2.9 提高滲透率 部分地層巖石可以被二氧化碳和水反應(yīng)中形成的碳酸溶解，形成更寬或額外的油氣流動通道。

1.3 二氧化碳地質(zhì)封存機理

二氧化碳在注入地層封存過程中，主要的封存機理有4 種：構(gòu)造封存（靜態(tài)封存）、溶解封存、殘余氣封存（束縛氣封存）和礦化封存。

1.3.1 構(gòu)造封存 二氧化碳封存最早期的封存機理是構(gòu)造封存，即靜態(tài)封存。當(dāng)注入的二氧化碳遇到上覆不滲透的蓋層無法繼續(xù)向上運移而滯留在蓋層下部時，就形成了構(gòu)造地層圈閉，與此同時構(gòu)造地層儲存機理開始作用。二氧化碳注入此類圈閉（即背斜、斷塊、構(gòu)造和地層尖滅）構(gòu)造之前一般都含有油氣或地下水，由于不滲透蓋層的隔擋作用，盡管注入的二氧化碳浮力較大，但二氧化碳仍無法進行垂向運移。

1.3.2 殘余氣封存 當(dāng)二氧化碳在地層中遷移時，由于毛細(xì)管力和表面張力，二氧化碳被永久地捕獲在巖石顆粒的孔隙中。這種封存機理就是殘余氣封存。在地質(zhì)封存過程中，殘余氣封存機理持續(xù)時間最長，因此，是主要的封存機理[24]。

1.3.3 溶解封存 二氧化碳溶解在地下流體中，其溶解程度隨溫度、壓力、鹽度和二氧化碳飽和度而變化[25]。溶解的發(fā)生主要取決于儲層的垂直滲透率和厚度。溶解和儲存將減少游離二氧化碳的數(shù)量以及二氧化碳遷移和泄漏的風(fēng)險；因此，它被認(rèn)為是一種相對安全和穩(wěn)定的封存方式。

1.3.4 礦化封存 在二氧化碳封存過程中，受巖石礦物成分和流體類型等因素的影響，二氧化碳會與巖石和地下水中的某些成分發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，進而產(chǎn)生碳酸鹽礦化。礦化是一種穩(wěn)定和長期封存二氧化碳的機理，其時間尺度非常長，通常需要數(shù)百至數(shù)千年才能完成[26]。

2 二氧化碳吞吐數(shù)值模擬

2.1 方法論

本節(jié)將解釋模擬中使用的一些主要原理，包括Peng－Robinson 狀態(tài)方程（PR-EOS）。PR-EOS 模型用于CMG-GEM 成分模擬中的相平衡計算。二氧化碳分子擴散會影響儲層的滲透深度和注入氣飽和度分布。

Peng－Robinson 狀態(tài)方程（PR-EOS）是石油工業(yè)中使用的一個基本模型，因此，使用PR-EOS 模型作為狀態(tài)方程來描述溶劑-二氧化碳石油系統(tǒng)的相行為。PREOS 模型[27]可以表示為：

式中：α（Tr，ω ）-與還原溫度Tr和偏心因子ω 相關(guān)的α 函數(shù)；V-摩爾體積；R-通用氣體常數(shù)；Pc-臨界壓力；Tc-臨界溫度。PR-EOS 模型中使用的Soave 型α 函數(shù)如下所示：

2.2 模型建立及歷史擬合

本文用數(shù)值模擬的方法研究二氧化碳對提高致密油藏采收率及地質(zhì)封存的可行性?；赑R-EOS 狀態(tài)方程，利用WINPROP 模塊對各組分進行相態(tài)模擬，同時，結(jié)合實驗及文獻，得到的油水，油氣的相對滲透率、裂縫數(shù)據(jù)、注采井及射孔數(shù)據(jù)、油藏數(shù)據(jù)等建立了GEM（組分）模型。

模型建立成功后，驗證仿真模型的可靠性是非常重要的，故需要對模型結(jié)果進行歷史擬合。擬合數(shù)據(jù)來自實際油藏的歷史數(shù)據(jù)，擬合目標(biāo)包括累計采油量、注采量、井底壓力、含水率等。

2.3 二氧化碳吞吐敏感性分析

影響二氧化碳吞吐效果的因素有很多，本次模擬設(shè)計了四個情景進行敏感性分析，分別是二氧化碳注入速率、每次循環(huán)生產(chǎn)時間、二氧化碳燜井時間以及二氧化碳吞吐循環(huán)次數(shù)。

2.3.1 二氧化碳注入速率 該模型中，在保持其他參數(shù)不變的情況下，二氧化碳注入速率分別設(shè)置為600、1 200、2 400、3 600、4 800 Mscf/day，初始油藏壓力設(shè)置為13.776 MPa。在燜井期間，BHP 降低，因為井筒周圍的二氧化碳由于壓力梯度而滲入地層，從而對整個儲層進行再加壓。平均壓力隨不同的噴射速率而變化。在平均儲層壓力高于BHP 之前，不會產(chǎn)生石油或天然氣。

結(jié)果表明，較低的注入速率通常對應(yīng)于較高的二氧化碳利用效率（即在注入速率較高的情況下，二氧化碳利用較少）。根據(jù)結(jié)果，較高的注入速率對應(yīng)較高的BHP 和平均儲層壓力。隨著BHP 的增加，在燜井期間，更多的二氧化碳?xì)怏w被迫進入更深的地層，更大體積的石油從地層流向井筒。

2.3.2 每次循環(huán)生產(chǎn)時間 該模型中，在保持其他參數(shù)不變的情況下，每次循環(huán)生產(chǎn)時間分別設(shè)置為10、50、70、80、130 和210 d，總生產(chǎn)時間為1 830 d。由于整個生產(chǎn)時間是固定的，因此，修改了每個案例的最后一個周期，以匹配總生產(chǎn)時間。初始儲層壓力為13.776 MPa。

結(jié)果表明，隨著生產(chǎn)時間的增加，每個周期的IORF在50 d 之前改善得更大，而在50 d 后則沒有那么大。最終IORF 受益于生產(chǎn)時間的強烈影響，直到50 d，之后的積極影響太小，無法彌補不利影響。因此，在特定的情況下，總是有一個最佳的生產(chǎn)時間。除了生產(chǎn)10 d的情況外，在接下來的周期中總是觀察到有效性降低。由于每個循環(huán)的生產(chǎn)時間太短，大量注入的二氧化碳仍留在儲層中。因此，儲層壓力隨著二氧化碳的積累而增加，直到達到53.793 MPa 的極限。

2.3.3 二氧化碳燜井時間 該模型中，在保持其他參數(shù)不變的情況下，二氧化碳燜井時間分別設(shè)置為0、15、30、60、90、120 d，但總的生產(chǎn)時間為1 830 d，故需要調(diào)整最后一個周期的生產(chǎn)時間來保證總的生產(chǎn)時間不變。

結(jié)果表明，隨著浸泡時間的延長，注入的氣體有足夠的時間更好地發(fā)揮其作用。因此，在每個循環(huán)中可以生產(chǎn)更多的石油。然而，產(chǎn)生的額外油很難彌補浸泡時間延長循環(huán)次數(shù)減少帶來的損失。因此，建議在二氧化碳吞吐過程中縮短燜井時間，甚至不燜井。此外，還計算了每個循環(huán)的二氧化碳利用率，從一個循環(huán)到下一個循環(huán)，效率不斷下降，并且隨著浸泡時間的延長，二氧化碳得到了更充分的利用。盡管每個循環(huán)的IORF較高，二氧化碳利用率較高，但由于生產(chǎn)循環(huán)減少的不利影響，延長浸泡時間對最終采油沒有好處。

2.3.4 二氧化碳吞吐循環(huán)次數(shù) 該模型中，在保持其他參數(shù)不變的情況下，同時保證總的生產(chǎn)時間不變的前提下，二氧化碳吞吐循環(huán)次數(shù)分別設(shè)置為1 次、3 次和6 次。

結(jié)果表明，二氧化碳吞吐工藝的所有案例研究的累計石油產(chǎn)量都高于初級產(chǎn)量。說明二氧化碳吞吐對提高采收率肯定是有益的。此外，隨著更多的二氧化碳吞吐循環(huán)，當(dāng)生產(chǎn)時間較長時，累計石油產(chǎn)量較高。然而，隨著生產(chǎn)時間的縮短，累計石油產(chǎn)量會更高。這也是由于高井底壓力和平均儲層壓力提供了高流體生產(chǎn)速率。

3 結(jié)語

通過以上研究，主要得到以下的結(jié)論與認(rèn)識：

（1）本文通過大量的文獻調(diào)研，總結(jié)了二氧化碳-EOR 及二氧化碳地質(zhì)封存的機理，并通過數(shù)值模擬的方式，分析了二氧化碳強化致密油藏開發(fā)及地質(zhì)封存的可行性。

（2）結(jié)果表明，較高的注入速率、較長的生產(chǎn)時間和較長的浸泡時間都有助于每個循環(huán)的IORF。

（3）結(jié)果表明，較高的注入速率更有利于增加最終IORF，并且IORF 在浸泡時間為0 天時達到其最高值。

（4）結(jié)果表明，較低的注入速率和較長的浸泡時間都提高了二氧化碳的利用率。然而，每次循環(huán)后影響都會減少。