基于二氧化碳驅(qū)油技術(shù)的碳封存潛力評估研究進(jìn)展

葉 航，劉 琦，彭 勃

(中國石油大學(xué)(北京) 非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院 溫室氣體封存與石油開采利用北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 102249)

0 引 言

根據(jù)國際能源署(IEA)的報道，化石燃料仍將是未來半個世紀(jì)的主要能源[1]。截至2019年，全球范圍內(nèi)由于化石燃料燃燒所排放的CO2量已增至33億t[2]。為緩解氣候變化所帶來的各種影響，實(shí)現(xiàn)化石能源的大規(guī)模低碳化利用、減少碳排放，是當(dāng)前社會發(fā)展的趨勢。

碳捕集利用與封存(CCUS)技術(shù)能夠有效實(shí)現(xiàn)溫室氣體的減排及利用，是解決全球氣候變化的重要手段之一[3-4]。近年來，隨著油氣勘探的不斷深入，我國低滲透油藏比例逐漸增大，約占全國已探明油藏儲量的2/3。為解決低滲透油藏開發(fā)難度大、開采效率低等問題，注氣驅(qū)油技術(shù)越來越受重視[5]。其中，CO2具有降低原油黏度、膨脹原油等優(yōu)勢，使得CO2強(qiáng)化采油(CO2-EOR)技術(shù)兼具經(jīng)濟(jì)與環(huán)境效益，能夠在提高采收率的同時實(shí)現(xiàn)碳封存，備受工業(yè)界青睞[4,6-7]。

CO2-EOR技術(shù)已在國外發(fā)展40余年，技術(shù)相對成熟，且CO2封存潛力較大。據(jù)估算，全球用于CO2-EOR油藏的總CO2封存量可達(dá)733億t～2 388億t，在過去40年間已有近10億t CO2通過CO2-EOR項(xiàng)目被注入地層中，有效減少了CO2排放[8-9]。CO2-EOR技術(shù)在各類CCUS技術(shù)中脫穎而出，國內(nèi)外實(shí)施了多項(xiàng)礦場先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目或商業(yè)項(xiàng)目[10]。與國外相比，我國CO2-EOR技術(shù)起步較晚，但在“溫室氣體提高石油采收率的資源化利用及地下埋存”、“CO2驅(qū)油與埋存關(guān)鍵技術(shù)”等國家重點(diǎn)科研專項(xiàng)的支持下，我國吉林、勝利、大慶、中原等油田相繼開展了CO2-EOR先導(dǎo)試驗(yàn)研究，后續(xù)發(fā)展?jié)摿薮骩11-12]。

確定不同地層的CO2封存潛力是CCUS大規(guī)模實(shí)施的重要基礎(chǔ)[13]。盡管許多研究人員和組織已對我國CO2-EOR技術(shù)的CO2封存潛力進(jìn)行了評估[14-16]，但由于缺乏標(biāo)準(zhǔn)化的方法和全面數(shù)據(jù)，不同科研工作者對CO2封存潛力的評估結(jié)果也各不相同。本文在分析CO2-EOR技術(shù)封存機(jī)理的基礎(chǔ)上，總結(jié)了國內(nèi)外權(quán)威機(jī)構(gòu)提出的CO2-EOR封存潛力評估公式，討論了近年來CO2-EOR封存潛力評估領(lǐng)域的最新研究進(jìn)展，以期建立一個相對完善的評估標(biāo)準(zhǔn)，為實(shí)際封存潛力評估工作提供理論依據(jù)。

1 CO2-EOR驅(qū)油封存機(jī)理

實(shí)施CO2-EOR過程中，能夠同時實(shí)現(xiàn)CO2驅(qū)油提高采收率和CO2封存，二者同時進(jìn)行，但機(jī)理卻有所區(qū)別，下面將分別介紹該過程中的CO2驅(qū)油及封存機(jī)理。

1.1 CO2驅(qū)油機(jī)理

CO2驅(qū)油機(jī)理主要包括以下方面[5,11,17]：① 引起原油體積膨脹。CO2易與原油互溶，使其體積膨脹110%～200%，導(dǎo)致地層彈性能量及孔隙含油飽和度增加，大大改善原油流動性[18]。② 降低原油黏度，改善油水流度比。CO2溶于水后生成碳酸，原油經(jīng)碳酸酸化后黏度和流度均會降低，從而使得油水流度比減小，最終導(dǎo)致水驅(qū)波及體積擴(kuò)大[19]。③ 萃取輕質(zhì)組分。CO2溶于原油后會與其中的輕質(zhì)組分發(fā)生交換與抽提，使剩余油飽和度降低。CO2將持續(xù)溶解直至原油體系達(dá)到溶解-抽提平衡，從而達(dá)到萃取原油中輕質(zhì)組分的效果[20]。④ 混相效應(yīng)。油藏壓力大于最小混相壓力(MMP)時，CO2與原油多次接觸傳質(zhì)后能與原油發(fā)生混相，此時，CO2不僅可以萃取原油中的輕質(zhì)組分，還可與輕質(zhì)組分形成特殊的混相帶，大大促進(jìn)驅(qū)油過程[21-22]。

根據(jù)驅(qū)替方式不同，CO2驅(qū)油可分為混相驅(qū)、非混相驅(qū)和近混相驅(qū)3類[4,23]。結(jié)合我國實(shí)際情況，若油藏地層壓力比MMP高1 MPa以上，稱為混相驅(qū)；若油藏地層壓力比MMP低1 MPa以內(nèi)，稱為近混相驅(qū)；若油藏地層壓力比MMP低1 MPa以上，稱為非混相驅(qū)；若油藏地層壓力低于MMP的75%，考慮到注入性差且氣竄嚴(yán)重等原因，不建議實(shí)施CO2驅(qū)油[4]。對于混相驅(qū)而言，混相效應(yīng)是最主要的驅(qū)油機(jī)理，CO2與原油相間傳質(zhì)后形成的混合油帶流動性好，能夠有效提高CO2波及體積和驅(qū)油效率[24]。而非混相驅(qū)則通過提高驅(qū)油效率和恢復(fù)儲層能量兩方面來提升驅(qū)替效果，CO2通過引起原油體積膨脹、降低界面張力和萃取輕質(zhì)組分提高驅(qū)油效率，通過溶解膨脹原油恢復(fù)儲層能量[25]。

1.2 CO2封存機(jī)理

現(xiàn)階段，油藏可作為比較理想的CO2封存場所。這是由于一方面，進(jìn)行油田開發(fā)時已對油藏基本屬性有所認(rèn)識，能夠提高CO2封存的安全性和有效性；另一方面，CO2驅(qū)油能夠進(jìn)一步提高原油采收率，增加經(jīng)濟(jì)效益[17]。CO2-EOR過程中進(jìn)行CO2封存主要依靠地質(zhì)構(gòu)造俘獲、束縛空間俘獲、溶解俘獲和礦化俘獲4種機(jī)理(圖1)[17,26-28]。

圖1 CO2-EOR過程中CO2封存機(jī)理示意[29]

1)地質(zhì)構(gòu)造俘獲機(jī)理：受油藏地質(zhì)構(gòu)造特征的影響，注入油藏中的CO2會因浮力作用而存在向上運(yùn)移的趨勢，當(dāng)遇到蓋層、斷層或隔擋層后，由于浮力遠(yuǎn)小于不滲透層的毛管壓力，使得CO2停止繼續(xù)向上運(yùn)移，被滯留在地質(zhì)構(gòu)造中從而達(dá)到封存的效果，該機(jī)理也是CO2得以長期封存的主要機(jī)理[30]。

Al-Bayati等[31]通過XCT成像技術(shù)研究了CO2驅(qū)前后儲層流體分布的3D斷層成像，發(fā)現(xiàn)CO2驅(qū)后高滲透層是CO2的主要分布區(qū)間，這是因?yàn)镃O2傾向于優(yōu)先填充高滲透率地質(zhì)構(gòu)造區(qū)域，而繞過低滲透率地區(qū)。汪傳勝等[32]指出構(gòu)造單元較多的地質(zhì)構(gòu)造條件有利于碳封存，構(gòu)造小單元能夠形成相對獨(dú)立的圈閉空間，既能為CO2提供封存空間又有利于后期封存，但地質(zhì)構(gòu)造俘獲機(jī)理更適用于枯竭油藏。

2)束縛空間俘獲機(jī)理：CO2在油藏中運(yùn)移時會因毛細(xì)管力的存在被吸附到巖石表面，進(jìn)而被束縛在較小的巖石孔隙或裂隙內(nèi)，是實(shí)現(xiàn)CO2有效封存的一種重要機(jī)理[30]。束縛空間俘獲機(jī)理一般和溶解俘獲機(jī)理同時作用，最終使CO2溶解于儲層流體中[33]。

Mahzari等[34]通過數(shù)值模擬研究了巖活油中輕烴氣相的釋放對CO2-EOR過程的影響，結(jié)果表明，由于該氣相的存在，CO2在兩相體系中的擴(kuò)散速度更快，且釋放出的氣體中CO2被毛細(xì)管力束縛在多孔介質(zhì)中，使得儲層碳封存能力顯著提高。Lashgari等[35]研究了分子擴(kuò)散作用和吸附作用對碳封存的影響，指出當(dāng)頁巖油層中存在較多有機(jī)孔隙時，吸附作用較為顯著，CO2易被束縛儲層孔隙內(nèi)；而對于良好滲透率儲層，分子擴(kuò)散作用更為明顯，因?yàn)榕c吸附在礦物和有機(jī)質(zhì)表面相比，CO2更易與石油混溶。

3)溶解俘獲機(jī)理：CO2注入油藏后會不斷與原油和地層水接觸，最終溶解其中。盡管大多數(shù)溶解CO2會與采出流體一起排出，但仍有相當(dāng)一部分會和殘余油與殘余水一起滯留在油藏中，CO2因此而被封存[36]。

CO2溶解俘獲主要受原油及地層水中CO2飽和度、原油組分、接觸率等因素影響[33]。Sun等[37]采用歷史匹配的油藏數(shù)值模擬模型，評估了各封存機(jī)理對長期碳封存效果的影響。結(jié)果表明，CO2封存機(jī)理強(qiáng)烈依賴于流體飽和度，且鹽析效應(yīng)的存在會降低CO2在地層水中的溶解，CO2在油中的溶解度顯著大于在地層水中的溶解度，這與Jin等[38]研究結(jié)果一致。Cho等[39]研究了甲烷對CO2-EOR過程的影響，指出通過溶解作用封存的CO2量隨著甲烷濃度的增加而減少，但這種減少主要是由于注入CO2體積減少導(dǎo)致，并不意味著甲烷的加入會降低溶解封存的性能。

4)礦化俘獲機(jī)理：注入的CO2溶于地層水會生成碳酸，導(dǎo)致地層水pH值降低，能夠?qū)⒉糠謳r石礦物溶解為Ca2+、Mg2+等離子，進(jìn)而與CO2發(fā)生礦化反應(yīng)，生成新的碳酸鹽礦物，將CO2以固體碳酸鹽的形式封存起來，是最安全的碳封存機(jī)制。

Welch等[40]的地球化學(xué)模擬指出，所預(yù)測的CO2通過溶解無機(jī)碳形式存在于儲層中溶解度遠(yuǎn)大于實(shí)測值，且鹵水相對于碳酸鹽礦物過飽和，表明無論是溶解形式還是礦物形式的CO2都有很大的封存潛力。Ampomah等[41]研究表明，礦化封存依賴于二氧化碳在地層水中的溶解，CO2在地層水中的溶解降低了地層水的pH值，使得地層巖石中許多礦物的溶解度增加。因此，CO2直接或間接地與地層巖石中的礦物反應(yīng)，導(dǎo)致次生碳酸鹽礦物的沉淀。

綜上，不同形式封存機(jī)理的特征見表1。此外，崔國棟等[42]研究了以上4種機(jī)理封存形式下的CO2封存量，結(jié)果表明CO2封存量大小順序依次為：地質(zhì)構(gòu)造俘獲、束縛空間俘獲、溶解俘獲和礦化俘獲。郝永卯等[43]探究了不同驅(qū)油方式下的CO2封存，指出CO2混相驅(qū)的主要封存機(jī)理為地質(zhì)構(gòu)造俘獲，CO2非混相驅(qū)的主要封存機(jī)理為地質(zhì)構(gòu)造封存及油中的溶解俘獲。Hosseininoosheri等[44]認(rèn)為CO2在儲層中的封存是一個動態(tài)過程，盡管地質(zhì)構(gòu)造俘獲是CO2注入后最主要的封存機(jī)理，但隨著時間推移，束縛空間封存的CO2會變成殘留氣體并溶解于原油和地層水中。殘留和溶解的CO2都會與巖石反應(yīng)，并將部分CO2轉(zhuǎn)變?yōu)樘妓猁}礦物。由此可見，地質(zhì)構(gòu)造俘獲和束縛空間俘獲是CO2-EOR過程中的主要封存機(jī)理，因此進(jìn)行CO2-EOR封存潛力評估的關(guān)鍵是確定油藏能夠提供CO2封存的空間大小。

表1 CO2封存機(jī)理特征

2 CO2-EOR封存潛力評估

2.1 CO2-EOR封存潛力層次

基于碳封存領(lǐng)導(dǎo)人論壇(CSLF)所提出的資源與儲備的概念，CO2-EOR封存潛力可分為理論封存能力、有效封存能力、實(shí)際封存能力、匹配封存能力4個層次，其關(guān)系構(gòu)成了資源儲備金字塔，如圖2所示[45-47]。

圖2 CO2封存資源儲備金字塔[46]

理論封存能力是指資源總量涵蓋了整個資源金字塔，是地質(zhì)系統(tǒng)能夠接受的物理極限，代表了油藏內(nèi)空間能夠封存CO2的全部能力。有效封存能力是理論封存能力的一個子集，考慮了諸如儲層性質(zhì)、儲層密閉性、埋藏深度、油藏壓力及孔隙體積等因素的影響。實(shí)際封存能力是有效封存能力的一部分，通過考慮CO2地質(zhì)封存的技術(shù)條件、法律政策、基礎(chǔ)設(shè)施和經(jīng)濟(jì)條件而獲得。匹配封存能力是實(shí)際封存能力的子集，通過將CO2源與CO2封存站點(diǎn)的注入能力和供給能力進(jìn)行詳細(xì)匹配獲得[45-46]。

進(jìn)行CO2-EOR封存潛力評估時，要根據(jù)不同評估目的和種類選取相應(yīng)的計算公式。一般情況下，對實(shí)際封存能力和匹配封存能力的計算只能在油藏參數(shù)及相關(guān)條件完備的條件下開展。而在油藏初步篩選時，所評估的結(jié)果主要是理論封存能力和有效封存能力[29]。

2.2 CO2-EOR封存潛力計算方法

在評估油藏的CO2-EOR封存潛力時，完整的流程應(yīng)包括：① 建立一個全面的油藏數(shù)據(jù)庫；② 制定篩選標(biāo)準(zhǔn)以有效確定最佳候選油藏；③ 使用通用方程式計算各自的CO2-EOR封存潛力[48]。本文主要針對步驟③涉及到的常用公式進(jìn)行討論。

近年來，許多機(jī)構(gòu)和組織都提供了評估不同地層中CO2-EOR封存能力的方法，但由于各地油藏屬性的差異和研究階段不同，各方法存在特異性，方法本身的適用性無法標(biāo)準(zhǔn)化。目前，較權(quán)威的計算方法由美國能源部(US-DOE)、碳封存領(lǐng)導(dǎo)人論壇(CSLF)以及美國地質(zhì)調(diào)查局(USGS)等機(jī)構(gòu)提出，但各自適用條件也有差異[46,49-50]。我國CCUS項(xiàng)目尚處于初期階段，數(shù)據(jù)不夠完善，且油藏實(shí)際情況與國外差距較大，難以直接照搬國外經(jīng)驗(yàn)進(jìn)行評估。國內(nèi)當(dāng)前應(yīng)用較多的評估方法為中國石油勘探開發(fā)研究院和中國石油大學(xué)(北京)(RIPED & CUP)共同在國外經(jīng)驗(yàn)公式基礎(chǔ)上改進(jìn)的版本[29,51]。

本文將對以上4種方法進(jìn)行總結(jié)比較，并闡述當(dāng)前國內(nèi)外提出的最新評價方法，為我國油藏CO2-EOR封存潛力評估工作提供思路，根據(jù)實(shí)際選用最合適的評估方法。

2.2.1US-DOE評價方法

US-DOE方法是基于體積平衡理論對CO2封存潛力進(jìn)行估算，計算公式[49]為

Mt(CO2)=ρr(CO2)·Ahφ(1-Swi)·BE,

(1)

式中，Mt(CO2)為油藏中CO2理論封存量，106t；ρr(CO2)為CO2在油藏條件下的密度，kg/m3；A為油藏面積，m2；h為油藏厚度，m；φ為油藏孔隙度；Swi為油藏束縛水飽和度；B為儲層流體體積系數(shù)；E為CO2封存效率因子。

應(yīng)用式(1)進(jìn)行CO2封存潛力估算的關(guān)鍵是CO2封存效率因子E的確定，反映了已從中產(chǎn)生石油并可由CO2填充的總儲層孔隙體積的比例，包括原始石油儲量和采收率，可根據(jù)經(jīng)驗(yàn)或數(shù)值模擬得出。此外，式(1)未考慮CO2在石油中的混溶性、CO2在采出水和注入水中的溶解、原油開采和CO2注入過程中的滯后效應(yīng)等因素影響。

2.2.2CSLF評價方法

CSLF方法以物質(zhì)平衡理論為基礎(chǔ)，對不同油藏的CO2封存能力進(jìn)行評價。與資源儲量金字塔概念一致，該方法中CO2理論封存量與CO2有效封存量分開計算，計算公式[46]為

Mt(CO2)=ρr(CO2)·(Rf·OOIP/B-Viw+Vpw)，

(2)

若基于油藏數(shù)據(jù)庫中給出的儲層幾何形狀(面積范圍和厚度)進(jìn)行計算，則可演變?yōu)?/p>

Mt(CO2)=ρr(CO2)·[RfAhφ(1-Swi)-Viw+Vpw]，

(3)

式中，OOIP為原始石油地質(zhì)儲量，m3；Rf為原油采收率；Viw為注入水體積，m3；Vpw為注入水體積，m3。

考慮到儲層特征，如浮力、重力超覆、流動性、非均質(zhì)性、含水飽和度及地下含水層強(qiáng)度等因素影響時，CO2實(shí)際封存量會減少[52]，式(3)可進(jìn)一步通過封存系數(shù)(C<1)表示為

Me(CO2)=CmCbChCwCaMt(CO2)=CeMt(CO2)，

(4)

式中，Me(CO2)為油藏中CO2有效封存量，106t；Cm為流度造成影響的封存系數(shù)；Cb為浮力造成影響的封存系數(shù)；Ch為非均質(zhì)性造成影響的封存系數(shù)；Cw為含水飽和度造成影響的封存系數(shù)；Ca為地下含水層強(qiáng)度造成影響的封存系數(shù)；Ce為各因素綜合影響的有效封存系數(shù)。

比較US-DOE和CSLF兩種方法發(fā)現(xiàn)，二者等效。在不考慮注采水且E=RfCe的情況下，式(1)與式(3)、(4)基本等價。

2.2.3USGS評價方法

USGS方法是基于蒙托卡洛法的概率評價方法，也是依靠體積平衡理論對CO2封存潛力進(jìn)行估算。該方法估算技術(shù)上可獲得的封存量，即可以封存在油藏儲層孔隙體積中的CO2質(zhì)量，主要考慮地質(zhì)構(gòu)造俘獲和束縛空間俘獲2種機(jī)理，計算公式[50]為

SFPV=ASFTPIφPI，

(5)

BSV=BpVBSE，

(6)

RSV=(SFpV-BpV)RSE，

(7)

TASR=(RSV+BSV)ρr(CO2)，

(8)

式中，SFPV為儲層孔隙體積，m3；ASF為儲層平均面積，m2；TPI為孔隙層厚度(孔隙度為8%或更高的儲層地層厚度)，m；φPI為孔隙層的平均孔隙度；BSV為通過地質(zhì)構(gòu)造俘獲機(jī)理封存的CO2體積，m3；BpV為可用于地質(zhì)構(gòu)造俘獲的孔隙體積，m3；BSE為地質(zhì)構(gòu)造俘獲效率；RSV為通過束縛空間俘獲機(jī)理封存的CO2體積，m3；RSE為束縛空間俘獲效率；TASR為技術(shù)上可獲得的CO2封存量，106t。

可以看到，地質(zhì)構(gòu)造俘獲和束縛空間俘獲所得CO2封存量是分開計算的，這是受地質(zhì)不確定性和封存效率的影響。一般情況下，地質(zhì)構(gòu)造俘獲效率為10%～60%；束縛空間俘獲基于巖石類別，介于1%～15%[53]。

2.2.4RIPED&CUP評價方法

上述方法均未考慮溶解俘獲機(jī)理對CO2封存量的影響，但我國油藏大多數(shù)為高含水油藏，溶解俘獲機(jī)理不可忽略。RIPED & CUP在CSLF方法基礎(chǔ)上考慮了注采水問題和CO2在地層流體中的溶解問題，建立以下計算方法[29]，即

CO2突破前：

(9)

CO2突破后：

(10)

式中，Rfb為CO2突破前的原油采收率；Rfh為CO2突破后的原油采收率；Cws為CO2在水中的溶解系數(shù)；Cos為CO2在油中的溶解系數(shù)。

RIPED & CUP只對CSLF方法中的理論封存量作了修正，有效封存量仍按照原方法計算，修正后的公式更貼近我國油田的實(shí)際狀況。在利用以上公式計算時，確定原油采收率是關(guān)鍵步驟，一般通過現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)或數(shù)值模擬獲得。

2.2.5新型評價方法

Rezk等[54]提出了一個無量綱數(shù)來研究CO2-EOR過程中除CO2擴(kuò)散外，其他作用力的聯(lián)合作用。最后，引入2個基于組合無量綱數(shù)的關(guān)聯(lián)式預(yù)測近混相CO2-EOR過程的原油采收率和CO2封存效率，計算公式為

St.eff(CO2)=2.987 4lnNCO+64.794，

(11)

(12)

(13)

(14)

(15)

式中，St.eff(CO2)為CO2封存效率，%；NCO為無量綱數(shù)；Nc為毛細(xì)管數(shù)；Ng為重力數(shù)；Nd為擴(kuò)散數(shù)；?為達(dá)西速度，m/s；μ為驅(qū)替流體黏度，Pa·s；σ為界面張力，N/m；Δρ為注入液(氣)與原油密度差，kg/m-3；g為重力加速度，m/s-2；k為巖石滲透率，m-2；H/L為油藏高長比；D為CO2在原油中的擴(kuò)散系數(shù)，m2/s。

該方法只考慮了束縛空間俘獲和溶解俘獲2種機(jī)理，通過考慮毛管數(shù)和重力數(shù)等無量綱數(shù)，研究了CO2驅(qū)各階段黏性和重力的相互作用。

王高峰等[51]認(rèn)為資源金字塔中所提到的實(shí)際封存量過于籠統(tǒng)，應(yīng)將其細(xì)化為同步封存量和深度封存量，前者表示CO2驅(qū)油項(xiàng)目評價期間的碳封存量，后者表示油藏廢棄后的碳封存量。可見，同步封存量更能代表CO2-EOR過程的碳封存潛力。同步封存量與CO2換油率、氣驅(qū)產(chǎn)量、氣驅(qū)生產(chǎn)氣油比3個參量密不可分，基于此，王高峰等創(chuàng)新提出了“三參量法”同步封存量評價方法：

(16)

式中，M(CO2)為CO2同步封存量，106t；Qog為某年CO2驅(qū)產(chǎn)量水平，t/a；s為換油率，t/t；COR為CO2驅(qū)生產(chǎn)氣油比，m3/m3；ρings為CO2地面密度，kg/m3；Rsi為原始溶解氣油比，m3/m3；n為CO2-EOR項(xiàng)目評價期年限，a。

綜上所述，不同CO2-EOR封存潛力評估方法計算方式不同，所得評估結(jié)果也不同，以上4種評估方法的比較見表2。發(fā)現(xiàn)各類評估方法均遵循體積平衡理論或物質(zhì)平衡理論。其中，US-DOE和USGS方法是以體積平衡理論為基礎(chǔ)的估算方法，依托封存效率，通過多種封存機(jī)理的組合來估算CO2封存量。然而，資源容量估算只能代表最有利經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下的地質(zhì)儲量。CSLF方法以物質(zhì)平衡理論為基礎(chǔ)，為封存能力提供了一個資源儲備金字塔，但該方法未考慮溶解俘獲機(jī)理。溶解俘獲機(jī)理很重要，在估算時應(yīng)占一定比例，不能忽視。RIPED & CUP方法實(shí)則是CSLF方法的改進(jìn)版，在其基礎(chǔ)上考慮了CO2在地層流體中的溶解問題，使計算公式更貼合我國油藏實(shí)際，但各階段原油采收率的確定是難題。因此，針對不同地區(qū)的CO2-EOR項(xiàng)目進(jìn)行封存潛力評估時，要綜合考慮油藏特征、封存機(jī)理、現(xiàn)場數(shù)據(jù)等多方面因素的影響，選用合適的評估方法，并盡可能根據(jù)需要對已知方法進(jìn)行修正與補(bǔ)充，以保證估算結(jié)果的準(zhǔn)確性。

表2 US-DOE、CSLF、USGS、RIPED & CUP評價方法比較

3 封存潛力評估實(shí)例

美國是開展CO2-EOR最早且規(guī)模最大的國家，延長油田被納入中美元首氣候變化聯(lián)合聲明雙邊合作的區(qū)域，對其進(jìn)行碳封存潛力評估具有代表性。以美國和中國的3個CO2-EOR區(qū)域?yàn)槔?，詳?xì)論述評估體系。

3.1 美國密歇根州NPRT區(qū)域CO2-EOR封存潛力評估

Mishra等[55]對美國密歇根州Northern Pinnacle Reef Trend(NPRT)區(qū)域油田的CO2-EOR封存潛力進(jìn)行改進(jìn)估算。之前的方法由Barnes等[56]和Tolle[57]基于US-DOE方法提出，新方法則是基于NPRT目前正在進(jìn)行CO2-EOR作業(yè)的珊瑚礁(被監(jiān)測珊瑚礁)油藏性能的捕獲數(shù)據(jù)，然后將其應(yīng)用于NPRT內(nèi)其他珊瑚礁(目錄珊瑚礁)。估算了被監(jiān)測珊瑚礁的部分一次采收率、部分增量提高采收率、凈利用率和封存效率因子；估算目錄珊瑚礁的提高采收率、提高采收率結(jié)束前的封存量和CO2總注入量，并使用加權(quán)平均程序合并。

評估結(jié)果表明，該地區(qū)CO2-EOR項(xiàng)目增加了1.18億BBL(1.88×107Sm3)的石油，相當(dāng)于4 900萬t的CO2封存和2.66 億t的總CO2注入。若提高采收率的經(jīng)濟(jì)門檻為50萬BBL(8×104Sm3)增量油，則約1/3珊瑚礁能夠提供2/3的CO2-EOR封存潛力。

3.2 中國延長油田CO2-EOR封存潛力評估

He等[58]在充分調(diào)查延長油田數(shù)據(jù)庫儲層特征的基礎(chǔ)上，利用CO2ProphetTM模型和RIPED&CUP評估方法，計算了延長油田27個油藏的封存系數(shù)、理論封存量和有效封存量，其中只有8個油藏適合進(jìn)行CO2-EOR地質(zhì)封存，具體見表3。

由表3可知，這8個潛在候選油藏的封存系數(shù)介于0.06～0.23，提高采收率介于4.98～12.44。此外，CO2混相驅(qū)提高采收率遠(yuǎn)高于CO2非混相驅(qū)，但非混相驅(qū)的封存系數(shù)相對較大。通過估算，CO2理論封存量為7.375億t，有效封存量為1.99億t。

3.3 中國渤海灣盆地CO2-EOR封存潛力評估

Yang等[48]基于Azzolina等[59]提出的評估方法，即USGS方法的衍生方法，在已建立的油藏數(shù)據(jù)庫基礎(chǔ)上，從油藏尺度上對CO2-EOR封存潛力進(jìn)行評價，為我國CO2-EOR項(xiàng)目選址和區(qū)域CO2減排提供依據(jù)。此外，還提出了渤海灣盆地油藏評價方案。

表3 延長油田CO2-EOR封存潛力

分析表明，應(yīng)用該方法對渤海灣盆地2 891個油藏進(jìn)行篩選，共識別出613個CO2-EOR候選油藏，其中混相驅(qū)CO2-EOR候選油藏354個，非混相驅(qū)CO2-EOR候選油藏259個。根據(jù)估算結(jié)果，CO2-EOR候選油藏可額外采油683 Mt，同時這些候選油藏還將附帶封存CO21 345 Mt。此外，勝利油田混相驅(qū)CO2-EOR候選油藏是最有前景的地區(qū)，CO2-EOR可增加采油140 Mt，注入兼封存了CO2達(dá)225 Mt。

4 結(jié)語與展望

CO2-EOR技術(shù)兼具經(jīng)濟(jì)與環(huán)境效益，能夠在提高采收率的同時實(shí)現(xiàn)碳封存，是CCUS工作的重要環(huán)節(jié)。進(jìn)行CO2-EOR礦場試驗(yàn)前，有必要對目標(biāo)油藏的碳封存潛力進(jìn)行評估。本文基于CO2-EOR封存機(jī)理，討論了當(dāng)前較權(quán)威的4種評價方法，比較其差異，以期為現(xiàn)場工作提供思路。

CO2-EOR封存潛力的計算方法主要是基于物質(zhì)平衡理論和體積平衡理論確定，其中的關(guān)鍵參數(shù)需通過現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)或數(shù)值模擬獲得。此外，相較于評價方法的選擇，油藏地質(zhì)參數(shù)的不確定性對CO2封存潛力總體估計的影響更大，這是導(dǎo)致不同評價方法估算結(jié)果出現(xiàn)差異的重要原因。因此為保證估算結(jié)果的準(zhǔn)確性，應(yīng)根據(jù)油藏的地質(zhì)特征選用最合適的評價方法。

當(dāng)前我國CO2-EOR技術(shù)整體上仍處于工業(yè)試驗(yàn)階段，距離大規(guī)?，F(xiàn)場應(yīng)用還有很長的路要走，為更加精確進(jìn)行碳封存潛力評價，下一步工作應(yīng)從以下方面開展：

1)明確油藏開發(fā)策略。不同注氣方式(CO2驅(qū)、水氣交替、CO2吞吐等)會導(dǎo)致不同的封存機(jī)理，因此進(jìn)行碳封存潛力評估工作前需明確開發(fā)策略，以便根據(jù)封存機(jī)理選擇最適宜的評價方法。

2)考慮滯后效應(yīng)。由于儲層流體性質(zhì)不同，相對滲透率和毛細(xì)壓力一般會出現(xiàn)滯后效應(yīng)，如果在不考慮滯后效應(yīng)的情況下進(jìn)行碳封存潛力評估，則可能會高估CO2封存量。

3)使用現(xiàn)場數(shù)據(jù)修正。碳封存潛力的影響因素是由綜合參數(shù)構(gòu)成，很難明確主要因素，因此需要大量的地層數(shù)據(jù)(如儲層孔隙度、非均質(zhì)性、含水飽和度、氣油比等)對評價模型進(jìn)行修正，以得到更準(zhǔn)確的評價結(jié)果。

4)加強(qiáng)安全風(fēng)險評估。CO2驅(qū)油過程中可能存在的泄漏是該技術(shù)最大的風(fēng)險隱患，為了解決這一問題，需進(jìn)行長周期室內(nèi)試驗(yàn)評估和數(shù)值模擬研究，以確定CO2與井筒、固井水泥以及相關(guān)條件下地層礦物之間的反應(yīng)動力學(xué)關(guān)系。