油藏CO2驅(qū)及封存過程中地化反應(yīng)特征及埋存效率

崔國棟, 張 亮, 任韶然, 章 楊

(1.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266580; 2.大港油田采油工藝研究院,天津 300280)

油藏CO2驅(qū)及封存過程中地化反應(yīng)特征及埋存效率

崔國棟1, 張 亮1, 任韶然1, 章 楊2

(1.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266580; 2.大港油田采油工藝研究院,天津 300280)

油藏CO2驅(qū)過程中,CO2與地層水和巖石礦物發(fā)生化學(xué)反應(yīng),影響地層物性和CO2的埋存形式?；诩钟吞锬掣邷赜筒氐牡貙蛹傲黧w性質(zhì),建立考慮地層水蒸發(fā)、水中CO2溶解擴散、CO2-地層水-巖石地化反應(yīng)和孔滲關(guān)系的CO2驅(qū)及埋存綜合模擬模型,分析不同階段的地化反應(yīng)特征和CO2埋存形式,研究CO2注入方式對提高采收率和埋存效率的影響。結(jié)果表明:在CO2驅(qū)油階段,地化反應(yīng)對儲層孔隙度和滲透率產(chǎn)生一定影響,但對采收率的影響較小,CO2主要以構(gòu)造形式埋存于油藏內(nèi);在后續(xù)埋存階段,氣態(tài)CO2通過地化反應(yīng)不斷轉(zhuǎn)化為礦物形式,造成地層壓力下降;水氣交替注入方式可提高原油最終采收率和CO2一次埋存效率,應(yīng)為首選注入方式;對于其CO2埋存量的不足,可在CO2驅(qū)后注入一定的CO2進行補充，同時起到維持地層壓力的作用。

高溫油藏; CO2驅(qū); CO2埋存; 地化反應(yīng); 埋存效率

CO2作為一種有效的驅(qū)油劑,其較高的可注性及較低的混相壓力等特點,使注CO2提高油藏采收率技術(shù)得到了較為廣泛的應(yīng)用[1-2]。CO2地質(zhì)埋存作為一種有效的溫室氣體處置方法,也得到了重點關(guān)注[3-6]。二者的結(jié)合(CO2驅(qū)和地質(zhì)埋存)成為目前應(yīng)用最廣的碳捕集利用與封存技術(shù)(CCUS);CO2驅(qū)可以在有限的油田開發(fā)期限內(nèi)提高原油采收率,并在油藏開采后期將注入的CO2永久地埋存于儲層中,實現(xiàn)經(jīng)濟效益與環(huán)境保護的雙重目的[7]。針對CO2驅(qū)油和地質(zhì)埋存,已有大量學(xué)者進行了研究[4,6,7-9]。CO2驅(qū)油過程分為混相驅(qū)和非混相驅(qū),其中混相驅(qū)可以顯著提高CO2波及體積及洗油效率,在儲層條件滿足時應(yīng)首先選擇[8]。儲層中CO2埋存形式主要有構(gòu)造封存、溶解封存、殘余氣封存和礦物封存[9]。驅(qū)油過程中CO2會不斷驅(qū)替并占據(jù)原油體積,同時溶解至地層水和殘余油中;溶解于地層水中的CO2繼而會與儲層巖石發(fā)生地化反應(yīng)[10-11],將CO2以礦物形式埋存于儲層中[12],同時注入過程中一部分CO2受氣液毛管力作用被圈閉于儲層中。但已有的研究通常將CO2驅(qū)油階段和后續(xù)埋存階段分開,采用物質(zhì)平衡或經(jīng)驗公式等方法評估CO2埋存量,未能有效地將兩者統(tǒng)一研究[6];且常忽視CO2驅(qū)油階段CO2-地層水-巖石地化作用對儲層及埋存的影響,未能準(zhǔn)確地描述CO2在驅(qū)油及后續(xù)埋存過程中的連續(xù)作用[13]。對于部分高溫油藏,其較高的儲層溫度會加劇CO2-巖石-地層水之間的地化反應(yīng)速度,使儲層孔隙度和滲透率在CO2驅(qū)階段發(fā)生變化[14]。較快的地化反應(yīng)更會在后續(xù)埋存階段加速CO2埋存形式的轉(zhuǎn)化,影響儲層壓力和蓋層密封性,增加CO2埋存的泄露風(fēng)險。為此,筆者基于吉林油田某典型區(qū)塊儲層,建立考慮地層水蒸發(fā)、水中CO2擴散、CO2-地層水-巖石地化反應(yīng)和孔滲關(guān)系的CO2驅(qū)及埋存綜合模型,分析CO2驅(qū)及后續(xù)埋存過程中地化反應(yīng)特征及其影響,并在整體分析提高采收率及埋存的基礎(chǔ)上,研究不同CO2注入方式下的采收率和埋存量,對高溫油藏開發(fā)方式進行優(yōu)選。

1 CO2地化反應(yīng)模型

基于多相滲流方程及P-R狀態(tài)方程,采用兩相閃蒸方法[15],計算模型中的油、氣相平衡。同時采用熱力學(xué)平衡方程模擬地層水的蒸發(fā)[16-18]。利用Henry定律計算CO2在地層水中的溶解度[19],采用Will-Change方程計算CO2在地層水中的擴散系數(shù)[20]。

1.1 CO2地化反應(yīng)模型

模型中認(rèn)為水相反應(yīng)可以瞬間達(dá)到平衡,而礦物反應(yīng)由于速度較慢,采用偏平衡方程描述[21]。

水相反應(yīng)式為

Qa=Keq,a.

(1)

其中

礦物反應(yīng)式為

(2)

(3)

地化反應(yīng)中化學(xué)平衡常數(shù)隨著溫度變化而變化,Keq,a與Keq,β均采用依賴于溫度的四階多項式計算[21-23],

logKeq=?0+?1T+?2T2+?3T3+?4T4.

(4)

式中,?i為平衡常數(shù)Keq的計算參數(shù)。

1.2 孔隙度-滲透率模型

CO2地化反應(yīng)引起的礦物溶解和沉淀以及儲層壓力的變化均會造成儲層孔隙度的變化,影響儲層滲透率。地化反應(yīng)對儲層孔隙度的影響[14,23]為

(5)

儲層孔隙度-滲透率關(guān)系可采用Kozeny-Carman方程描述[23-24]為

(6)

式中,Φ為考慮礦物溶解/沉淀及壓力變化后的儲層孔隙度;Φ0為初始儲層孔隙度;ρβ為礦物β的物質(zhì)的量濃度;CΦ為巖石壓縮系數(shù);p為當(dāng)前儲層壓力;p0為參考壓力;k為當(dāng)前儲層滲透率;k0為初始儲層滲透率;n為關(guān)系指數(shù),一般取整數(shù);Rmn為礦物反應(yīng)的個數(shù)。

2 CO2驅(qū)及埋存綜合數(shù)值模型

建立考慮地層水蒸發(fā)、CO2溶解擴散、CO2-地層水-巖石地化反應(yīng)和孔滲關(guān)系的CO2驅(qū)及埋存綜合模型,研究地層水蒸發(fā)和地化反應(yīng)對CO2驅(qū)油以及后續(xù)CO2長期埋存的影響。模型中采用油田常用的反五點井網(wǎng)布局方式,1口注入井位于儲層中心,4口生產(chǎn)井位于四周,儲層尺寸為1 000 m×1 000 m×25 m?？紤]到模型計算時間及儲層的對稱性,模擬時僅考慮井網(wǎng)的1/4,網(wǎng)格為20×20×1。考慮到油藏前期注水開發(fā)造成儲層非均質(zhì)性,本文中采用如圖1所示的儲層模型進行分析,其平均孔隙度為0.125,平均滲透率為3.5×10-3μm2。儲層埋深2 500 m,壓力為25 MPa,溫度為100 ℃。該儲層條件下水中CO2擴散系數(shù)約為11×10-9m2·s-1。模擬時CO2注入溫度為40 ℃,速度為5 m3/d。整個模型的CO2驅(qū)替時間為40 a,后續(xù)埋存時間為300 a。

儲層流體參考吉林油田某區(qū)域油藏特性,油藏初始含水飽和度較高,平均為45%。原油平均黏度約為1.85 mPa·s,密度約為0.765 g/cm3。將原油組分歸并為CO2、N2～C1、C2～C6和C7～C45擬組分,各擬組分含量及性質(zhì)如表1所示。地層水組成:Na+、Al3+、H+、SiO2、Cl-、HCO3-、CO32-和OH-物質(zhì)的量濃度分別為0.15、2.3×10-11、1.0×10-6、9.12×10-5、0.15、2.5×10-2、1.2×10-5和5.5×10-6mol/L?？紤]到地化反應(yīng)的特殊性,不同區(qū)塊之間發(fā)生的地化反應(yīng)差異較大,本文中僅分析具有代表性的3種礦物:鈣長石、方解石和高嶺石所發(fā)生的地化反應(yīng)。其初始體積分?jǐn)?shù)分別為0.036、0.153和0.001 35,相應(yīng)礦物反應(yīng)動力學(xué)參數(shù)及反應(yīng)平衡系數(shù)如表2和表3所示。模型中氣液相滲和油水相滲數(shù)據(jù)由巖心室內(nèi)試驗測得,如圖2所示。

圖1 儲層孔隙度及滲透率分布Fig.1 Distributions of porosity and permeability in reservoir

擬組分臨界壓力/MPa臨界溫度/℃臨界體積/(cm3·mol-1)離心因子平均摩爾質(zhì)量/(g·mol-1)偏摩爾體積/(cm3·mol-1)亨利常數(shù)/MPa含量/%CO27.28030.4294.002.25044.0136.095.10×1020.343N2～C14.42018.3597.891.13717.3035.911.01×102118.710C2～C64.12438.7121.451.60548.8876.731.01×102115.389C7～C451.53573.5487.695.85124.5637.701.01×102165.558

表2 礦物反應(yīng)動力學(xué)參數(shù)取值

表3 化學(xué)反應(yīng)式及其反應(yīng)平衡系數(shù)

圖2 模型相滲曲線Fig.2 Relative permeability curves in model

3 地化反應(yīng)及埋存形式

3.1 地化反應(yīng)

圖3為開發(fā)40 a后儲層相關(guān)物性分布。由圖3可以看出,受儲層高滲區(qū)域影響,CO2主要沿著高滲通道運移,無法有效地驅(qū)替出遠(yuǎn)離高滲區(qū)域的原油。受相滲影響,地層水飽和度在CO2驅(qū)替下幾乎未發(fā)生變化,僅在高滲區(qū)域受到CO2的持續(xù)沖涮,部分地層水蒸發(fā)至CO2中,使含水飽和度降至束縛水飽和度之下。同時,由于受低溫CO2影響,注入井附近50 m區(qū)域內(nèi)溫度有所下降。

受CO2波及范圍影響,地化反應(yīng)主要發(fā)生在高滲區(qū)域。由儲層中pH值分布可知,CO2注入后與地層水反應(yīng)生成H+離子,造成儲層大部分區(qū)域pH值約降至5。生成的H+繼而打破了儲層中原有的地層水-巖石化學(xué)平衡,造成儲層中鈣長石發(fā)生溶解。由表3可以看出,鈣長石的溶解造成水中Ca2+、Al3+和水中溶解的SiO2物質(zhì)的量濃度升高,使方解石和高嶺石反應(yīng)向左進行,造成兩者產(chǎn)生沉淀。同時可以看出,除注入井區(qū)域,儲層礦物反應(yīng)強度沿注入井至生產(chǎn)井呈現(xiàn)逐漸降低的變化規(guī)律。這是因為離注入井越近,地層水與CO2接觸時間越早,地化反應(yīng)時間越長,礦物變化越多。注入井區(qū)域由于地層水飽和度和溫度較低,使礦物變化較小。受地化反應(yīng)影響,40 a后儲層孔隙度和滲透率有所降低,可見方解石與高嶺石沉淀量大于鈣長石分解量。同時方解石的生成說明CO2驅(qū)階段可實現(xiàn)部分CO2的礦物封存。

3.2 CO2埋存

CO2驅(qū)階段,CO2在驅(qū)替原油的過程中不斷占據(jù)被驅(qū)替原油的孔隙,以自由氣形式封存于儲層中;同時在毛管力作用下,部分CO2氣體滯留于儲層孔隙中;在CO2與儲層流體接觸下,CO2會溶解于殘余水和殘余油中;溶解至殘余水中的CO2與地層水及巖石發(fā)生礦物反應(yīng),以固體碳酸鹽形式封存起來。原則上,在地層水充足條件下,注入的CO2經(jīng)過足夠長時間會全部轉(zhuǎn)化成碳酸鹽礦物。在CO2驅(qū)過程中埋存的CO2可定義為“一次埋存”。圖4為不同埋存形式下的CO2埋存量。由圖4可知,CO2驅(qū)階段,埋存量由大到小依次為構(gòu)造埋存、殘余氣埋存、溶解埋存和礦物埋存,各形式下埋存CO2比例分別為68%、24%、6%和2%。大部分注入的CO2以自由氣形式埋存于儲層中,礦物埋存所占比例最小。

圖3 40 a后儲層中相關(guān)物性分布Fig.3 Distribution of reservoir physical properties in reservoir after 40 years

圖4 CO2驅(qū)替階段儲層中不同埋存形式下CO2埋存量Fig.4 CO2 storage capacity at each trapping mechanism in reservoir at stage of CO2 displacement

圖5為均質(zhì)儲層CO2停止注入后埋存階段的相關(guān)模擬結(jié)果。由圖5可以看出,隨著地化反應(yīng)進行,以構(gòu)造形式(自由氣狀態(tài))埋存于儲層中的CO2逐漸轉(zhuǎn)化為礦物形式埋存于儲層中,增加了CO2埋存的安全性。300 a后,儲層中約有20%的氣態(tài)CO2轉(zhuǎn)化為礦物形式的CO2,使構(gòu)造埋存、殘余氣埋存、溶解埋存和礦物埋存的比例變?yōu)?9%、19%、5%和17%。但是隨著氣態(tài)CO2的相應(yīng)減少,儲層平均壓力由25 MPa降至約20 MPa。為此,須在CO2驅(qū)后的埋存階段監(jiān)測儲層壓力變化,并采取一定措施避免儲層壓力變化可能引發(fā)的問題。

圖5 后續(xù)埋存階段儲層中CO2埋存量及平均壓力變化Fig.5 CO2 storage capacity at each trapping mechanism and average reservoir pressure at stage of CO2 storage

4 CO2驅(qū)及埋存開發(fā)方案優(yōu)選

雖然地化反應(yīng)在CO2驅(qū)階段對儲層孔隙度和滲透率影響較小,但在后續(xù)埋存階段會嚴(yán)重影響CO2埋存形式和儲層壓力。在整體分析CO2驅(qū)及后續(xù)埋存階段流體及儲層物性變化時,須考慮地化反應(yīng),模擬時不可忽略。

為了提高原油采收率及CO2埋存量,在考慮注入流體溫度變化、地層水蒸發(fā)和地化反應(yīng)的基本模型(方案1)基礎(chǔ)上,改變CO2注入方式,設(shè)計了方案2和3,進行相關(guān)方案分析及優(yōu)選。如表4所示,3種方案中流體均為恒速注入,注入速率為5 m3/d(儲層條件下)。其中方案2為先注水開發(fā)20 a,然后轉(zhuǎn)注CO2繼續(xù)開發(fā)20 a;方案3為水氣交替注入(WAG),水氣段塞比例為2∶1,因為流體注入速率恒定,故單個WAG周期內(nèi),注水時間為12個月,CO2注入時間為6個月。同時,定義CO2驅(qū)結(jié)束時,CO2累積埋存量與CO2累積注入量比值為CO2一次埋存效率,用于定量分析各注入方式下CO2的埋存效率。

表4 CO2驅(qū)及埋存開發(fā)方案

圖6為3種開采方式下的產(chǎn)油速率及原油采收率曲線。由圖6可以看出，方案2采用先注水后注CO2方式,雖可避免CO2持續(xù)注入導(dǎo)致的早期氣竄問題,但由于水無法與原油達(dá)到混相狀態(tài),洗油效率不高,并且注入水約在9 a突破,造成產(chǎn)油速率大幅下降。后期CO2的注入雖會驅(qū)替剩余油,將原油采收率提高至約50%,但依然存在采油速率波動的問題。方案3采用水氣交替注入方式,不僅充分利用了CO2的驅(qū)油效率,同時擴大了波及體積,避免了CO2在生產(chǎn)井的過早突破,使開發(fā)期間原油產(chǎn)量較為穩(wěn)定。雖然約在第22 a時產(chǎn)油速率有所下降,但開發(fā)期間大部分時間內(nèi)產(chǎn)油速率較為穩(wěn)定,最終原油采收率可達(dá)60%?？梢?水氣交替注入方式可提高原油采收率,同時維持原油產(chǎn)量穩(wěn)定。

圖6 不同開發(fā)方式下產(chǎn)油速率及原油采收率Fig.6 Oil production rate and recovery under different CO2 injection methods in the reservoir

表5為不同開發(fā)方式下,驅(qū)油結(jié)束時產(chǎn)油量與CO2埋存情況。方案1雖然CO2累積注入量最大,但由于CO2在生產(chǎn)井過早突破,造成大量CO2伴隨原油產(chǎn)出,降低了CO2埋存效率,一次埋存效率僅為0.436;對于方案2,雖然CO2累積埋存量稍小于方案1,但由于CO2累積注入量遠(yuǎn)小于方案1,使其CO2一次埋存效率高于方案1,為0.645;而方案3由于水氣交替注入,波及系數(shù)大,CO2突破時間晚,使其CO2一次埋存效率最高,可達(dá)0.667?？梢?無論從提高采收率角度,還是從CO2埋存效率角度考慮,均應(yīng)選擇水氣交替方案,可提高原油最終采收率,并在開采階段維持原油產(chǎn)量的穩(wěn)定。但方案3中CO2累積埋存量較小,為提高其CO2埋存量,可在CO2驅(qū)停止后或埋存階段注入一定的CO2進行彌補,同時還可起到維持地層壓力穩(wěn)定的作用。

表5 不同開發(fā)方式下驅(qū)油結(jié)束時采油與CO2埋存情況

圖7為CO2驅(qū)后埋存階段不同開發(fā)方式下CO2埋存量及儲層壓力變化?？梢钥闯?相對于方案1和方案2,方案3中CO2礦物埋存量增幅最快,300 a后約有1.3×108mol氣態(tài)CO2轉(zhuǎn)化為礦物形式。這是因為方案3的水氣交替注入方式使大量注入水和CO2在儲層中接觸,增加了地化反應(yīng)量。與CO2埋存形式轉(zhuǎn)化相對應(yīng),方案3中儲層壓力降幅最大,300 a后儲層壓力下降了12 MPa。可見,無論采用哪種開發(fā)方式,埋存階段發(fā)生的CO2地化反應(yīng)均會導(dǎo)致油藏儲層壓力下降。

圖7 埋存階段不同開發(fā)方式下埋存量及儲層壓力變化Fig.7 CO2 storage capacity and average reservoir pressure under different CO2 injection methods at stage of CO2 storage

5 結(jié) 論

(1)基于多相滲流方程及P-R狀態(tài)方程,建立了考慮油氣相平衡、地層水蒸發(fā),水中CO2溶解擴散、CO2-地層水-巖石地化反應(yīng)和孔滲關(guān)系的CO2驅(qū)及埋存綜合模型。該模型能有效描述CO2驅(qū)及后續(xù)埋存階段儲層物性及流體變化,模擬CO2-地層水-巖石地化反應(yīng)及其對儲層物性、驅(qū)油效果和CO2埋存形式的影響,可對油藏注CO2驅(qū)及后續(xù)埋存進行整體分析。

(2)CO2驅(qū)油階段,注入的CO2會與地層水及巖石發(fā)生地化反應(yīng),造成儲層孔隙度和滲透率變化,但其影響較小,可以忽略,此階段CO2埋存形式主要以構(gòu)造埋存為主,CO2在構(gòu)造埋存、殘余氣埋存、溶解埋存和礦物埋存中的比例分別為68%、24%、6%和2%;后續(xù)埋存階段,隨著地化反應(yīng)持續(xù)進行,氣態(tài)CO2逐步向礦物形式轉(zhuǎn)變,顯著提高了礦物埋存的比例,300 a后CO2在各埋存形式下的比例變?yōu)?9%、19%、5%和17%。

(3)持續(xù)注入CO2方式驅(qū)油過程中,CO2會在生產(chǎn)井過早突破,降低了原油最終采收率和CO2埋存效率,40 a后兩者分別為50%和0.436。水氣交替注入方式波及系數(shù)大,CO2突破時間晚,可將原油最終采收率和CO2一次埋存效率分別提高到60%和0.667,應(yīng)為油田首選驅(qū)油方式;對于CO2埋存量的不足,可在CO2驅(qū)停止時或埋存階段注入一定的CO2進行補充,同時起到維持儲層壓力穩(wěn)定的作用。

[1] BLUNT M, FAYERS F J, ORR F M. Carbon dioxide in enhanced oil recovery [J]. Energy Conversion and Management, 1993,34(9/10/11):1197-1204.

[2] de RUITER R A, NASH L J, SINGLETARY M S. Solubility and displacement behavior of a viscous crude with CO2and hydrocarbon gases [J]. SPE Reservoir Engineering, 1994,9(2):101-106.

[3] CUI Guodong, ZHANG Liang, REN Bo, et al. Geothermal exploitation from depleted high temperature gas reservoirs via recycling supercritical CO2: heat mining rate and salt precipitation effects [J]. Applied Energy, 2016,183:837-852.

[4] GOZALPOUR F, REN S R, TOHIDI B. CO2EOR and storage in oil reservoir [J]. Oil & Gas Science and Technology, 2005,60(3):537-546.

[5] 任韶然,張莉,張亮.CO2地質(zhì)埋存:國外示范工程及其對中國的啟示[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2010,34(1):93-98.

REN Shaoran, ZHANG Li, ZHANG Liang. Geological storage of CO2: overseas demonstration projects and its implications to China [J]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science), 2010,34(1):93-98.

[6] 張亮,王舒,張莉,等.勝利油田老油區(qū)CO2提高原油采收率及其地質(zhì)埋存潛力評估[J].石油勘探與開發(fā),2009,36(6):737-742.

ZHANG Liang, WANG Shu, ZHANG Li, et al. Assessment of CO2EOR and its geostorage potential in mature oil reservoirs, Shengli Oilfield, China [J]. Petroleum Exploration and Development, 2009,36(6):737-742.

[7] BACHU S. Identification of oil reservoirs suitable for CO2-EOR and CO2storage (CCUS) using reserves databases, with application to Alberta, Canada [J]. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2016,44:152-165.

[8] ESHRAGHI S E, RASAEI M R, ZENDEHBOUDI S. Optimization of miscible CO2EOR and storage using heuristic methods combined with capacitance/resistance and Gentil fractional flow models [J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2016,32:304-318.

[9] 任韶然,李德祥,張亮,等.地質(zhì)封存過程中CO2泄漏途徑及風(fēng)險分析[J].石油學(xué)報,2014,35(3):591-601.

REN Shaoran, LI Dexiang, ZHANG Liang, et al. Leakage pathways and risk analysis of carbon dioxide in geological storage [J]. Acta Petrolei Sinica, 2014,35(3):591-601.

[10] CUI G, ZHANG L, TAN C, et al. Injection of supercritical CO2for geothermal exploitation from sandstone and carbonate reservoirs: CO2-water-rock interactions and their effects [J]. Journal of CO2Utilization, 2017,20:113-128.

[11] CUI G, ZHANG L, REN S. Combined effects of geochemical reactions and salt precipitation on geothermal exploitation in the CPG system [J]. Energy Procedia, 2017,105:1276-1281.

[12] CUI G, ZHANG L, REN B, et al. Geothermal exploitation with considering CO2mineral sequestration in high temperature depleted gas reservoir by CO2injection[R].CMTC 439516-MS, 2015.

[13] 朱煥來,曲希玉,劉立,等.CO2流體-長石相互作用實驗研究[J].吉林大學(xué)學(xué)報(地球科學(xué)版),2011,41(3):697-706.

ZHU Huanlai, QU Xiyu, LIU Li, et al. Study on interaction between the feldspar and CO2fluid [J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2011,41(3):697-706.

[14] 崔國棟,任韶然,張亮,等.二氧化碳羽流地?zé)嵯到y(tǒng)中地層水回流和巖石-流體作用對采熱能力的影響[J].高?；瘜W(xué)工程學(xué)報,2016,30(5):1043-1052.

CUI Guodong, REN Shaoran, ZHANG Liang, et al. Effects of rock-fluid interaction and water back flow on heat mining efficiency of geothermal development via carbon dioxide injection [J]. Journal of Chemical Engineering of Chinese Universities, 2016,30(5):1043-1052.

[15] 郭天民.多元汽-液平衡和精餾[M].北京:化學(xué)工業(yè)出版社,1983.

[16] CANJAR L N, MANNING F S. Thermodynamic properties and reduced correlations for gases [M]. Houston: Gulf Pub Co, 1967.

[17] SAUL A, WAGNER W. International equations for the saturation properties of ordinary water substance [J]. Journal of Physical and Chemical Reference Data, 1987,16(4):893-901.

[18] ROWE J A M, CHOU J C S. Pressure-volume-temperature-concentration relation of aqueous sodium chloride solutions [J]. Journal of Chemical and Engineering Data, 1970,15(1):61-66.

[19] HARVEY A H. Semiempirical correlation for Henrys constants over large temperature ranges [J]. AIChE Journal, 1996,42(5):1491-1494.

[20] MAZUMDER S, BRUINING J. Anomalous diffusion behavior of CO2in the macromolecular network structure of coal and its significance for CO2sequestration [R].SPE 109506-MS, 2007.

[21] KUMAR A, DATTA G A, SHEKHAR R, et al. Modeling time lapse seismic monitoring of CO2sequestration in hydrocarbon reservoirs including compositional and geochemical effects [J]. Petroleum Science and Technology, 2008,26(7/8):887-911.

[22] STUMM W, MORGAN J J. Aquatic chemistry: chemical equilibria and rates in natural waters [J]. Cram 101 Textbook Outlines to Accompany, 1996,179(11):A277.

[23] NGHIEM L, SAMMON P, GRABENSTETTER J, et al. Modeling CO2storage in aquifers with a fully-coupled geochemical eos compositional simulator [R]. SPE 89474-MS, 2004.

[24] LZGEC O, DEMIRAL B, BERTIN H, et al. Experimental and numerical modeling of direct injection of CO2into carbonate formations [R]. SPE 100809-MS, 2006.

GeochemicalreactionsandCO2storageefficiencyduringCO2EORprocessandsubsequentstorage

CUI Guodong1, ZHANG Liang1, REN Shaoran1, ZHANG Yang2

(1.SchoolofPetroleumEngineeringinChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China;2.OilProductionTechnologyInstitute,DagangOilfieldCompany,Tianjin300280,China)

Geochemical reactions among CO2-fromation water-rocks can occur and affect the physical properties of the reservoir and the CO2trapping mechanisms during CO2EOR process. In this paper, based on the properties of the reservoir and fluids in a typical high-temperature oil reservoir in Jilin Oilfield, a comprehensive model was established to simulate the CO2EOR and the subsequent storage, processes, in which formation water evaporation, dissolution and diffusion of CO2in water, CO2-water-rock geochemical reactions and variations of porosity and permeability were considered. The geochemical reactions and various CO2trapping forms in different stages were analyzed using the model, and the influences of different CO2injection methods on EOR and CO2storage were evaluated. The results show that, though the geochemical reactions can change reservoir porosity and permeability, their effect is not significant and most of the injected CO2can be trapped as supercritical gas during CO2EOR process. During CO2storage, gaseous CO2can be continuously converted into mineral forms due to geochemical reactions, which results in a reduction of reservoir pressure. A WAG (water alternative gas injection) method can be applied to enhance oil recovery and increase CO2storage efficiency. Further injection of CO2after CO2EOR process can increase the CO2storage capacity, and simultaneously maintain the reservoir pressure.

high-temperature oil reservoir; CO2displacement; CO2storage; geochemical reactions; storage efficiency

2016-12-07

國家自然科學(xué)基金項目(51674282)；中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)費專項(17CX06006)；中國石油大學(xué)(華東)研究生創(chuàng)新工程項目(YCX2017022)；“十三五”國家油氣重大專項(2016ZX05056004-003)

崔國棟(1990-)，男，博士研究生，研究方向為提高采收率、CO2地質(zhì)埋存及地?zé)衢_發(fā)。E-mail：cgdcui@163.com。

任韶然(1960-)，男，泰山學(xué)者特聘教授，博士，博士生導(dǎo)師，研究方向為注氣提高采收率、CO2地質(zhì)埋存、新能源開發(fā)。E-mail：rensr@upc.edu.cn。

1673-5005(2017)06-0123-09

10.3969/j.issn.1673-5005.2017.06.015

P 618.13

A

崔國棟,張亮,任韶然,等.油藏CO2驅(qū)及封存過程中地化反應(yīng)特征及埋存效率[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2017,41(6):123-131.

CUI Guodong, ZHANG Liang, REN Shaoran, et al. Geochemical reactions and CO2storage efficiency during CO2EOR process and subsequent storage [J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2017,41(6):123-131.

(編輯 李志芬)