延長油田化子坪油區(qū)長6油層CO2驅(qū)油與封存潛力分析

趙習(xí)森，楊 紅，陳龍龍，吳 波，康宇龍，江紹靜，汪 杰，湯瑞佳，王 宏

(1.陜西延長石油(集團) 有限責(zé)任公司 研究院，陜西 西安 710075； 2.西部鉆探 克拉瑪依鉆井公司，新疆 克拉瑪依 834000； 3.中國石油大學(xué)(北京) 非常規(guī)天然氣研究院，北京 102249)

引 言

2030年，預(yù)計我國CO2排放總量將達到67×108t，并超越美國成為世界第一大CO2排放國[1-4]。由于CO2作為主要溫室氣體，其排放會直接影響全球氣候變化和國民經(jīng)濟發(fā)展，加之國際上要求我國減少CO2排放的壓力不斷增大以及我國作為世界大國在兌現(xiàn)國家減排承諾方面的迫切需要，深入開展CO2減排技術(shù)研究，助力CO2減排勢在必行[5-7]。

CCUS作為一項應(yīng)對溫室氣體減排的新興技術(shù)，能夠在實現(xiàn)CO2大規(guī)模減排中發(fā)揮重要作用。國際能源署2014年的研究表明，2010年至2050年的CO2減排量中，CCUS技術(shù)的貢獻率將達到14%，是溫室氣體減排中貢獻最大的單體技術(shù)[8-10]。在開展CCUS項目過程中，CO2驅(qū)油與封存作為其中的重要環(huán)節(jié)，主要是將所捕集的CO2通過注入井注入目的層以達到提高原油采收率、同時將CO2進行有效封存的目的。

延長油田先后于2012年和2014年在靖邊喬家洼油區(qū)和吳起油溝油區(qū)建立了兩個CO2注入先導(dǎo)試驗區(qū)，截至目前，兩試驗區(qū)已累計注入液態(tài)CO2約11.04×104t，并取得了顯著的驅(qū)油與封存效果?；诖?，為進一步加強CCUS技術(shù)在延長油田的應(yīng)用，在前期CO2驅(qū)油與封存適宜區(qū)研究的基礎(chǔ)上，以化子坪油區(qū)長6油層為研究對象，開展了目標(biāo)區(qū)域CO2驅(qū)油規(guī)律及潛力分析，同時以長4+5蓋層為研究對象，從孔喉特征、滲流特征和力學(xué)特征三個方面對其密封性進行評價基礎(chǔ)上對目標(biāo)油藏CO2地質(zhì)封存潛力進行計算。

1 目標(biāo)區(qū)概況

區(qū)域延長組長6油層為典型的巖性油藏，無明顯邊底水，油藏驅(qū)動類型為彈性-溶解氣驅(qū)。區(qū)域含油面積28.27 km2，地質(zhì)儲量1.46×107t，油藏溫度46 ℃，原始地層壓力8.9 MPa，當(dāng)前地層壓力5.2 MPa，平均油層厚度14.10 m，平均孔隙度7%～12%，平均滲透率0.94×10-3μm2，平均含油飽和度42.2%，地層原油密度0.79 g/cm3，地層原油黏度3.4 MPa·s，平均含蠟量10.46%，地層水為CaCl2水型，總礦化度為32.14～79.39 g/L。另外，長6油層上部長4+5蓋層發(fā)育，厚度為70～90 m。

區(qū)域有生產(chǎn)井385口，注水井100口，采用近似反九點井網(wǎng)開發(fā)，投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油2.0 t，綜合含水率10.0%。目前，區(qū)域平均單井日產(chǎn)油0.5 t，綜合含水率36.3%，累計采出程度7.11%，累計注采比0.51。

2 實驗部分

2.1 實驗儀器

細管(Φ3 mm×10 m)、100DX高精度注射泵、MINI-MR型核磁共振儀、耐高壓巖心夾持器、耐高壓中間容器、高精度回壓閥、ASPE-730恒速壓汞儀、PM33GY-17高壓壓汞儀、高溫高壓反應(yīng)釜、D8X-射線衍射儀、PYC-1型排替壓力測量裝置、RTR-1000三軸應(yīng)力測試儀。

實驗巖心：均為天然巖心，其中蓋層密封性評價實驗所用1號、2號和3號巖心孔隙度分別為3.79%、5.06%、3.42%，滲透率分別為0.01×10-3μm2、0.08×10-3μm2、0.03×10-3μm2。

實驗用油(水和氣)：實驗用油為地層脫氣原油，其地面原油密度0.86 g/cm3，地面原油黏度4.6 MPa·s；實驗用水為按照地層水礦化度配制的模擬地層水(地層水中加入濃度為15 000 mg/L的氯化錳)；實驗用CO2氣體純度為99.99%。

2.2 實驗方案

細管實驗中，分別在7 MPa、9 MPa、12 MPa、15 MPa、20 MPa及25 MPa的注入壓力下開展CO2驅(qū)油，氣體突破前注入速度為0.1 mL/min，氣體突破后注入速度為0.4 mL/min，累計注入量為1.2 PV。

長巖心驅(qū)替實驗中，對實驗巖心進行抽真空、滲透率測試、飽和水、飽和油后開展核磁共振測試，計算巖心中的原始可動油分布；在12 MPa壓力條件下以0.1 mL/min的注入速度開展水驅(qū)油實驗，直至采出端含水率為98%，進行核磁共振測試以計算水驅(qū)后巖心中剩余油分布；在相同條件下開展CO2驅(qū)油直至采出端不出油，進行核磁共振測試，計算CO2驅(qū)后巖心中剩余油分布。

蓋層密封性評價實驗分別按照相應(yīng)的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《SY/T 5346-2005巖石毛管壓力曲線的測定》、《SY/T 5/843-1997氣水相對滲透率測定》、《SY/T 6940-2014巖樣核磁共振參數(shù)實驗室測定規(guī)范》、《SY/T 5163-2010沉積巖中黏土礦物和常見非黏土礦物X射線衍射分析方法》、《SY/T 5748-2013巖石氣體突破壓力測定方法》和國家標(biāo)準(zhǔn)《GB/T 50266-2013工程巖體試驗方法標(biāo)準(zhǔn)》進行。

3 CO2驅(qū)油規(guī)律及潛力分析

圖1為化58井注入壓力與驅(qū)油效率關(guān)系曲線。由圖1可知，在指定實驗壓力下CO2驅(qū)油效率依次為70.72%、76.46%、83.98%、90.46%、93.68%、96.37%，利用回歸方程得到目標(biāo)區(qū)最小混相壓力值為14.28 MPa。結(jié)合區(qū)域原始地層壓力(8.90 MPa)，可知在目標(biāo)區(qū)開展CO2驅(qū)油實為非混相驅(qū)。

圖1 化58井CO2驅(qū)油注入壓力與驅(qū)油效率關(guān)系Fig.1 Relationship between displacement efficiency and injecting pressure of CO2 flooding in well Hua58

根據(jù)鄂爾多斯盆地致密砂巖儲層特征[11-15]，利用弛豫時間可將孔隙大小分為微孔隙(<1 ms)、小孔隙(1～10 ms)、中孔隙(10～100 ms)和大孔隙(>100 ms)。圖2為不同驅(qū)替方式下巖心核磁共振T2圖譜，由圖2可知，巖心孔隙結(jié)構(gòu)呈現(xiàn)雙峰偏細歪度型，且初始狀態(tài)下巖心中原油主要分布在中孔隙、小孔隙和微孔隙中。

圖3為巖心經(jīng)過不同方式驅(qū)替后，與巖心原始狀態(tài)相比，不同孔隙空間原油飽和度下降幅度，其中不同驅(qū)替方式下含油飽和度下降幅度是指該驅(qū)替方式(水驅(qū)或CO2驅(qū))T2弛豫時間曲線與巖心原始狀態(tài)曲線圍成的面積占巖心原始狀態(tài)T2弛豫時間曲線與橫坐標(biāo)所圍成面積的百分比。結(jié)合圖3可知，隨著巖心由初始狀態(tài)逐步轉(zhuǎn)為水驅(qū)和CO2驅(qū)，兩者對應(yīng)的T2弛豫時間曲線幅度逐漸降低，說明隨著不同驅(qū)替方式的進行，巖心中的剩余油被逐漸地驅(qū)替出來，且CO2驅(qū)可以在水驅(qū)基礎(chǔ)上進一步驅(qū)替出巖心中的剩余油。具體為：水驅(qū)后，不同孔隙空間中含油飽和度在原始狀態(tài)基礎(chǔ)上共降低48.35%，CO2驅(qū)在水驅(qū)基礎(chǔ)上不同孔隙空間含油飽和度進一步降低28.83%。另外，這與實驗中計量得到的水驅(qū)驅(qū)油效率49.02%和CO2驅(qū)在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高驅(qū)油效率28.32%基本一致，說明CO2驅(qū)可在水驅(qū)基礎(chǔ)上較大幅度地提高采收率。

水驅(qū)過程T2弛豫時間曲線幅度在大于10 ms階段下降幅度較大，而在小于10 ms階段則變化很小，這說明巖心中所驅(qū)替出的剩余油均為賦存在大孔隙和中孔隙中的剩余油，小孔隙中的剩余油動用極少，微孔隙中的剩余油則幾乎未被動用。具體為：水驅(qū)后微孔隙中原油飽和度基本不變；小孔隙中原油飽和度下降15.21%，且主要集中在T2弛豫時間曲線為5～10 ms的孔隙空間中；中孔隙中的含油飽和度下降44.93%；大孔隙中的原油飽和度下降幅度達64.07%。

與水驅(qū)T2弛豫時間曲線相比，CO2驅(qū)過程T2弛豫時間曲線在小于10 ms階段下降幅度最大，在10～100 ms階段曲線下降幅度次之，在大于100 ms階段曲線則下降幅度最小，這說明CO2驅(qū)可在水驅(qū)基礎(chǔ)上大幅度驅(qū)替出水驅(qū)難以波及到的微孔隙和小孔隙中的剩余油，同時說明水驅(qū)已驅(qū)替出絕大部分大孔隙和部分中孔隙中的剩余油。具體為：水驅(qū)后開展CO2驅(qū)，微孔隙中原油飽和度下降幅度最大，達到33.25%；小孔隙、中孔隙和大孔隙中原油飽和度分別下降27.09%、26.71%和23.86%。

對比水驅(qū)和CO2驅(qū)不同孔隙空間中原油飽和度下降幅度可知：水驅(qū)提高驅(qū)油效率以驅(qū)替出中孔隙和大孔隙中賦存的剩余油為主，兩類孔隙空間中的原油飽和度降低幅度占總孔隙空間原油飽和度降低幅度的96.93%，而CO2驅(qū)可波及到水驅(qū)難以波及的微孔隙和小孔隙，微孔隙和小孔隙中原油飽和度降低幅度占全部孔隙空間含油飽和度降低幅度的比例由水驅(qū)時僅3.07%上升至10.25%，這說明盡管目標(biāo)區(qū)為CO2非混相驅(qū)，但與水驅(qū)相比，依然可以有效驅(qū)替出水驅(qū)難以動用的部分剩余油。

圖2 不同驅(qū)替方式下巖心核磁共振T2圖譜Fig.2 NMR T2 spectra of core sample under different displacement ways

圖3 不同孔隙空間中剩余油分布Fig.3 Residual oil distribution in pores of different sizes under water flooding and CO2 flooding

4 蓋層密封性評價

4.1 孔喉特征

圖4為蓋層巖樣孔隙結(jié)構(gòu)的毛管壓力曲線。由圖4可知， 三組巖樣的毛管壓力曲線均呈現(xiàn)極偏右上方且中間進汞段平緩較長的特征。從圖4(a)巖樣恒速壓汞曲線可知，隨著進汞飽和度的增大，孔隙進汞飽和度和總體進汞飽和度曲線表現(xiàn)出毛管壓力先迅速上升，后平緩上升的趨勢，且這一過程中孔隙進汞飽和度曲線和總體進汞飽和度曲線基本呈重合的態(tài)勢，同時，喉道進汞飽和度曲線則變化很小，且持續(xù)處于較低值，其平均進汞飽和度僅為1.79%，這說明在該壓力條件下，汞難以進入喉道空間。從圖4(b)巖樣高壓壓汞曲線可知，三組巖樣的平均進汞飽和度為83.37%，平均退汞效率僅為33.95%，巖樣進汞和退汞體積差異較大，說明巖樣孔隙中喉道細小，孔喉匹配關(guān)系差，孔喉連通性差，這種孔隙結(jié)構(gòu)對CO2氣體的運移能起到較好的阻隔效果。同時，進汞體積中微孔所占體積平均達到95.30%，說明CO2氣體滲流空間十分狹小，不利于CO2的滲流。

圖4 蓋層巖樣毛管壓力曲線Fig.4 Capillary pressure curves of cap rock

圖5為巖樣的孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)。由圖5可知，三組巖樣喉道和孔隙半徑的分布均呈單峰狀，低于峰值的喉道數(shù)量較多，高于峰值的喉道數(shù)量相對較少，且兩者分布范圍較窄(3號巖樣喉道分布范圍略寬)，喉道半徑多分布于1.0～2.5 μm，孔隙半徑多分布于100～150 μm，主要表現(xiàn)出中-小孔細喉道的特征[16]。另外，2號巖樣的滲透率大于另外兩組巖樣，主要是由于三組巖樣的孔隙結(jié)構(gòu)分布狀態(tài)基本相同，而2號巖樣的喉道分布范圍較寬，且各喉道數(shù)量所占頻率相差較小，這也說明目標(biāo)區(qū)域蓋層的滲流能力主要由喉道大小控制。

圖5 巖樣孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)Fig.5 Characteristic parameters of pore structure

4.2 滲流特征

圖6為巖樣在飽和水狀態(tài)和離心后核磁共振T2圖譜，其中離心壓力為2.07 MPa。由圖6可知，三組巖樣飽和水狀態(tài)和離心后T2圖譜均呈單峰狀，且峰值主要分布在小于10 ms的區(qū)間內(nèi)，離心前后的T2圖譜基本重合，這說明孔隙內(nèi)流體主要表現(xiàn)為不可流動的束縛水，其平均飽和度為89.40%，平均可動流體飽和度為9.60%，平均可動流體孔隙度僅為0.43%。另外，氣水相對滲透率測試結(jié)果顯示：三組巖樣氣水兩相區(qū)含水飽和度平均寬度為11.23%，束縛水飽和度下氣相平均相對滲透率為0.23。這說明CO2氣體在巖樣中發(fā)生滲流的毛管阻力極大，氣體難以有效進入孔隙。

圖6 不同狀態(tài)下巖樣核磁共振T2圖譜Fig.6NMR T2 spectra of core samples under different conditions

4.3 力學(xué)特征

表1為CO2與蓋層巖石礦物反應(yīng)前后巖樣礦物組成和力學(xué)參數(shù)。 由表1可知， 三組巖樣反應(yīng)前后其礦物組成基本不變，這說明在地層溫度和壓力條件下，CO2幾乎不影響蓋層的礦物組成。

表1 反應(yīng)前后巖樣礦物組成和力學(xué)參數(shù)Tab.1 Mineral composition and mechanical parameters of rock samples before and after reaction

突破壓力和突破時間是注入CO2后，巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)、礦物成分和流體性質(zhì)及其滲流能力等特征的綜合反應(yīng)。從表1可知，反應(yīng)前三組巖樣的突破壓力和突破時間分別達到10.3 MPa、10.3 MPa、12.6 MPa和398分鐘、457分鐘、412分鐘，較高的突破壓力和較長的突破時間說明CO2在蓋層中滲流極為困難。同時，反應(yīng)后，三組巖樣的突破壓力平均變化僅0.91%，突破時間平均變化僅1.65%，這說明注入的CO2對蓋層的突破壓力和突破時間影響甚微。

反應(yīng)前，三組巖樣的差應(yīng)力分別為72.8 MPa、70.6 MPa、69.9 MPa，反應(yīng)后其差應(yīng)力平均變化僅0.37%，這說明蓋層的抗壓能力較強且CO2注入后對其抗壓強度影響很小，可以有效防止注入的CO2在蓋層中擴散。

5 CO2地質(zhì)封存潛力分析

CO2在油藏中的地質(zhì)封存機理主要包括溶解封存機理、自由氣封存機理、礦物封存機理等，故在計算油藏CO2地質(zhì)封存量時，需要對上述幾種狀態(tài)下的封存量進行單獨計算，同時結(jié)合油田油氣水的實際采出情況進行分析。

文中主要基于薛海濤[17]和S.Bachu建立的原油和地層水溶解度模型[18-19]，建立了一套CO2地質(zhì)封存評價模型，其主要假設(shè)條件有：注入氣與原油是一次接觸混相、驅(qū)替是等溫過程、Koval系數(shù)能夠描述粘性指進、當(dāng)注入方式為水氣交替時，水和CO2以一定的比例同時注入、沒有自由氣存在、油藏不存在大裂縫，注入的CO2不發(fā)生泄漏。另外，由于目標(biāo)區(qū)域為CO2非混相驅(qū)，因此模型中所運用的分流理論必須考慮以單獨相態(tài)存在的氣相。模型主要計算公式如下：

mCO2=mgCO2+moCO2+mwCO2；

(1)

mgCO2=(VφSoRo+Vop+Vwp)×ρCO2；

(2)

moCO2=Nooip/ρo×B(1-Ro)C×44；

(3)

(4)

(5)

在實際計算過程中，通過在模型中輸入儲層參數(shù)和地層流體參數(shù)，進而計算油藏中CO2有效封存量。模型計算結(jié)果表明：延長油田化子坪油區(qū)長6油層CO2有效封存量可達7.43×106t。

6 結(jié) 論

(1)延長油田化子坪油區(qū)長6油層CO2驅(qū)油為非混相驅(qū)，在水驅(qū)基礎(chǔ)上可進一步提高驅(qū)油效率28.83%，其中微孔隙、小孔隙、中孔隙和大孔隙的驅(qū)油效率分別提高33.25%、27.09%、26.71%和23.86%。

(2)長4+5蓋層中-小孔細喉道的孔喉特征，束縛水飽和度極高、氣相相對滲透率極低的滲流特征以及突破壓力和抗壓強度高的力學(xué)特征表明在開展CO2地質(zhì)封存過程中區(qū)域蓋層的密封性良好。

(3)延長油田化子坪油區(qū)長6油層CO2封存潛力較大，其有效封存量可達7.43×106t。