二氧化碳驅(qū)替與埋存一體化數(shù)值模擬

高 冉，呂成遠，倫增珉，王 銳

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院博士后工作站，北京 100083；2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

0 引 言

CO2捕集利用和封存技術(shù)(CCUS)可減少CO2排放，提高經(jīng)濟效益，具有環(huán)保意義[1-2]。據(jù)全球碳捕集與封存研究院(GCCSI)統(tǒng)計，截至2018年8月，全球37個CCUS項目中的22個處于運行階段，綜合CO2捕集能力約為3 700×104t/a，已向地下注入CO2約為2.2×108t。多數(shù)CCUS項目為CO2氣驅(qū)提高原油采收率[3-4]，涉及CO2驅(qū)替與埋存。目前，油藏數(shù)值模擬軟件均能模擬CO2驅(qū)替過程[5]，在模擬過程中，CO2作為烴類組分之一，可以存在于油、氣兩相中，但此類模型無法考慮CO2在水中溶解、碳酸與地層礦物之間的化學反應以及礦化過程對儲層滲透率的影響。同時，部分商業(yè)數(shù)值模擬軟件能夠單獨模擬CO2的埋存過程[6]，模擬CO2在水中溶解、礦物沉淀等埋存機理，但無法計算CO2在油相中溶解和驅(qū)替過程。因此，提出了CO2驅(qū)替與埋存一體化數(shù)值模擬方法，該方法可同時模擬驅(qū)替過程中CO2在油氣兩相中的分配及埋存過程中CO2在水中的溶解和溶蝕作用對儲層物性的影響。

1 數(shù)值模擬方法建立

1.1 方法原理

CO2驅(qū)替與埋存一體化數(shù)值模擬是耦合CO2在油氣兩相中的分配、CO2在水中溶解及溶蝕作用3個過程的一體化程序。CO2注入地下后，首先進行驅(qū)替過程，利用油氣兩相閃蒸計算氣相CO2和溶解在油中的CO2質(zhì)量；之后為埋存過程，計算溶解在水中的CO2質(zhì)量，模擬溶解CO2形成的碳酸對儲層物性的影響。

1.2 計算流程

CO2驅(qū)替與埋存一體化數(shù)值模擬流程見圖1。計算過程分為4個步驟：①輸入地質(zhì)模型信息和初始化數(shù)據(jù)模擬CO2驅(qū)替過程，計算氣相中及溶解在油相中的CO2質(zhì)量，獲得壓力場、含水飽和度場、含氣飽和度場等流場數(shù)據(jù)。②根據(jù)流場數(shù)據(jù)模擬CO2埋存過程，計算溶解在水中的CO2質(zhì)量。③判斷模擬時間是否超過計算截止時間，若超過計算截止時間，模擬的是較短時間的CO2驅(qū)替與埋存過程，不考慮溶蝕對儲層物性的影響，直接輸出氣相中CO2質(zhì)量、溶解在油中的CO2質(zhì)量和溶解在水中的CO2質(zhì)量；反之，則模擬較長時間的CO2驅(qū)替與埋存過程，計算溶蝕對儲層物性的影響。④基于溶蝕影響計算新的滲透率場，并與之前計算得到的流場數(shù)據(jù)一并返回至步驟①重新計算，不斷迭代以模擬溶蝕作用導致滲透率隨時間的變化。

圖1 CO2驅(qū)替與埋存一體化數(shù)值模擬方法流程Fig.1 The process of the integrated numerical simulation method for CO2 displacement and sequestration

油氣兩相閃蒸計算參考文獻[7-8]方法，CO2在水中的溶解質(zhì)量由溶解公式[9]得到，其中相關系數(shù)ai、bi、ci的取值見表1。

表1 相關系數(shù)取值Table 1 The relevant coefficient values

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

Rsw0=ap0(1-b3)

(6)

(7)

式中：Rsw為CO2在水中的溶解度，m3/m3；T為溫度，℃；p為地層壓力，MPa；p0為原始地層壓力，MPa；Rsw0為原始CO2在水中的溶解度，m3/m3。

由差分公式確定CO2溶于水后形成的碳酸溶液對儲層礦物的溶蝕作用程度：

(8)

式中：K0為儲層原始滲透率，mD；K為溶蝕作用結(jié)束后的滲透率，mD；t為碳酸與儲層巖石發(fā)生反應的時長，d；t0為碳酸與儲層巖石開始發(fā)生反應的時間，d；B為擬合系數(shù)。

假設碳酸溶液的質(zhì)量濃度與溶蝕程度、水相的飽和度與溶蝕程度均呈線性關系，為了在CO2驅(qū)替與埋存一體化數(shù)值模擬中體現(xiàn)水相飽和度和碳酸質(zhì)量濃度對溶蝕的影響，引入等效溶蝕時間τ：

τ=SwcCO2t

(9)

式中：cCO2為CO2的溶解度，m3/m3；Sw為含水飽和度；τ為等效溶蝕時間，d。

將式(9)代入式(8)，可得：

(10)

利用式(10)可計算在一定含水飽和度和碳酸質(zhì)量濃度某一個時間步的溶蝕量。式中的參數(shù)B及τ0由擬合獲得，通過對巖心實驗結(jié)果進行數(shù)值模擬，反復調(diào)整B及τ0的取值，當巖心實驗結(jié)果與數(shù)值模擬結(jié)果一致時，確定最終的B與τ0。

2 數(shù)值模擬驗證

以濮城油田沙一段下儲層為例，驗證模型準確性。模擬采用五點井網(wǎng)開發(fā)，井網(wǎng)結(jié)構(gòu)見圖2。根據(jù)非滲流邊界原理，選取一注一采的單元井區(qū)，即圖2中藍色底紋部分，采用封閉邊界條件模擬。

圖2 五點井網(wǎng)模型Fig.2 The five-point well pattern model

模擬工區(qū)的長、寬均為500 m，水平面內(nèi)被劃分50×50共2 500個網(wǎng)格。地層有效厚度為5.4 m，為體現(xiàn)CO2受浮力作用在縱向上運移，將縱向劃分為3層，每層厚度為1.8 m，且縱向滲透率為水平方向的1/10。注入井以定井底流壓30 MPa注入CO2，生產(chǎn)井以定井底流壓15 MPa生產(chǎn)。

當模擬時間較短時，一體化模型可只模擬CO2的驅(qū)替過程，而行業(yè)常用商業(yè)數(shù)值模擬軟件Eclipse模擬CO2驅(qū)替過程。因此，利用CO2驅(qū)替與埋存一體化方法和Eclipse數(shù)值模擬軟件分別模擬CO2注入350 d、生產(chǎn)30 d的驅(qū)替過程，并進行對比分析。

圖3、4分別為注入井日注入CO2的質(zhì)量及生產(chǎn)井日產(chǎn)油曲線。由圖3、4可知，2種數(shù)模結(jié)果相同，證明CO2驅(qū)替與埋存一體化數(shù)值模擬方法計算準確。

圖3 注入井日注CO2量曲線Fig.3 The curve of daily CO2 injection of injection wells

3 數(shù)值模擬CO2在油氣水相中的溶解

CO2驅(qū)替與埋存一體化方法不僅可以計算CO2在油相和氣相中的分配(驅(qū)替過程)，還可以模擬CO2在水相中的溶解(埋存過程)。采用濮城油田注采單元模型，模擬了100 a內(nèi)CO2驅(qū)替與埋存過程，其中，驅(qū)替過程為5 a，隨后油井進入廢棄狀態(tài)，持續(xù)埋存95 a，觀察CO2的溶解和運移情況。

圖4 生產(chǎn)井日產(chǎn)油曲線Fig.4 The curve of daily oil production of producer wells

圖5為驅(qū)替結(jié)束和埋存停止時儲層水相中CO2的摩爾分數(shù)。由圖5a可知，驅(qū)替結(jié)束時油藏水相幾乎均有CO2溶解，且大部分網(wǎng)格中溶解的CO2已經(jīng)接近飽和；由圖5b可知，隨著埋存時間的增加，幾乎所有網(wǎng)格中溶解的CO2均達到飽和。因此，在驅(qū)替與埋存過程中，CO2在水相中的溶解不能忽略。

圖5 不同階段水相中溶解的CO2摩爾分數(shù)Fig.5 The mole fraction of CO2 dissolved in water at different stages

圖6為不同形式CO2的摩爾分數(shù)隨時間的變化規(guī)律。由圖6可知：無論驅(qū)替還是埋存階段，CO2均主要以氣相存在，摩爾分數(shù)占總體積的90%以上，其次為溶解于原油中的CO2，摩爾分數(shù)約占總體積的5%，而溶解于地層水中的CO2摩爾分數(shù)占總體積的1%。驅(qū)替階段早期，溶解于原油中的CO2較多，隨后迅速下降，而氣態(tài)的CO2逐漸上升。這是由于注入初期原油中沒有CO2存在，原油可迅速溶解大量CO2；當氣相前緣的原油溶解CO2達到飽和后，繼續(xù)溶解逐漸困難；隨著氣相波及體積不斷增大，氣相中CO2摩爾分數(shù)迅速增高，而油相中CO2的摩爾分數(shù)迅速下降。

圖6 不同形式CO2的摩爾分數(shù)隨時間變化Fig.6 The variation of mole fraction ofdifferent forms of CO2 with time

4 溶蝕作用對儲層滲透率的影響

在實際CO2驅(qū)替與埋存過程中，溶解作用和溶蝕作用是同時發(fā)生的，CO2最終的存在狀態(tài)由各種效應共同決定。因此，在濮城油田模型中加入溶蝕作用，并重新進行計算。圖7為注采單元各階段滲透率。由圖7可知：在開采過程中，水相溶解CO2形成的碳酸溶液波及到的地方滲透率均有一定程度的升高，且該過程速度較快(圖7a)；驅(qū)替結(jié)束時，儲層大部分地區(qū)滲透率已接近溶蝕極限滲透率860 mD(圖7b)；受碳酸溶液的持續(xù)溶蝕作用，埋存結(jié)束后，注采單元內(nèi)儲層均達到了溶蝕極限(圖7c)。

圖7 不同階段注采單元滲透率分布Fig.7 The permeability distribution of injection-production units at different stages

表2為不考慮溶解、考慮溶解但不考慮溶蝕以及同時考慮溶解和溶蝕3種情況的累計產(chǎn)油和CO2埋存量。由表2可知，溶解對累計產(chǎn)油影響不大，但會使CO2的埋存量略有增加，而考慮溶蝕效應以后，累計產(chǎn)油和CO2埋存量均有小幅增加。

表2 不同埋存機理的累計產(chǎn)油量和CO2埋存量Table 2 The cumulative oil production and CO2 sequestrationof different sequestration mechanisms

5 實例應用

濮城油田沙一下位于濮城長軸背斜構(gòu)造的東北翼，屬于巖性-構(gòu)造油藏，油層埋深為2 280～2 437 m，油水界面為2 437 m。含油面積為14.5 km2，有效厚度為5.4 m，孔隙度為28.1%，滲透率為690 mD，石油地質(zhì)儲量為1 135×104t。沙一下油藏平均地層原油黏度為1.82 mPa·s，地層原油密度為0.75 g/cm3，體積系數(shù)為1.257，地層溫度為82.5 ℃，原始氣油比為85 cm3/t，原始含油飽和度為0.80，殘余油飽和度為0.33，原始地層壓力為23.1 MPa，壓力系數(shù)為1.0，原始飽和壓力為9.6 MPa，原始地飽壓差為13.5 MPa。平均地面原油黏度為11.12 mPa·s，地面原油密度為0.86 g/cm3，凝固點為27.2 ℃。溶解氣相對密度為0.717 1，甲烷含量為78.16%。地層水礦化度為24×104mg/L，Cl-含量為16×104mg/L，水型為CaCl2，地層水黏度為0.5 mPa·s。根據(jù)參數(shù)建立一體化模型，模擬CO2的驅(qū)替和埋存過程。模擬時間為50 a，前5 a為注入CO2驅(qū)替階段，后45 a為埋存階段。圖8為不同階段儲層滲透率分布，由圖8可知：CO2溶于地層水后形成碳酸溶蝕巖石，導致儲層滲透率增加。隨著作用時間的增長，溶蝕效果越來越明顯。驅(qū)替階段結(jié)束時，滲透率變化較?。宦翊骐A段結(jié)束時，滲透率明顯升高。此外，溶蝕作用與CO2沖刷強度成正比，而近井地帶沖刷時間長，沖刷強度高，因此近井地帶滲透率變化幅度更大；而原始儲層中的高滲透率區(qū)域作為流體的主要流動通道，沖刷程度更強，因此，滲透率變化幅度較其他區(qū)域更大。

圖8 不同階段儲層滲透率分布Fig.8 The reservoir permeability distribution at different stages

6 結(jié)論與建議

(1) CO2驅(qū)替與埋存一體化數(shù)值模擬方法是耦合CO2驅(qū)替、CO2在水相中溶解、碳酸溶蝕作用3個過程的一體化程序，能夠模擬CO2在油氣水三相中的溶解以及溶蝕作用導致的儲層滲透率變化，考慮的機理更全面。

(2) CO2溶于地層水后形成碳酸，溶蝕巖石導致儲層滲透率增加。隨著作用時間的增長，溶蝕效果越來越明顯。

(3) 針對濮城油田沙一下儲層進行數(shù)值模擬研究，結(jié)果證明CO2驅(qū)替與埋存一體化數(shù)值模擬方法準確。

(4) CO2在水相中溶解和溶蝕作用對累計產(chǎn)油量和CO2埋存量均有影響，在研究CO2驅(qū)替與埋存問題時需要同時考慮溶解和溶蝕作用，才能反映生產(chǎn)實際。