基于二氧化碳驅油技術的碳封存潛力評估研究進展

葉 航，劉 琦，彭 勃

(中國石油大學(北京) 非常規(guī)油氣科學技術研究院 溫室氣體封存與石油開采利用北京市重點實驗室,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的主要能源[1]。截至2019年，全球范圍內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，實現(xiàn)化石能源的大規(guī)模低碳化利用、減少碳排放，是當前社會發(fā)展的趨勢。

碳捕集利用與封存(CCUS)技術能夠有效實現(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，注氣驅油技術越來越受重視[5]。其中，CO2具有降低原油黏度、膨脹原油等優(yōu)勢，使得CO2強化采油(CO2-EOR)技術兼具經(jīng)濟與環(huán)境效益，能夠在提高采收率的同時實現(xiàn)碳封存，備受工業(yè)界青睞[4,6-7]。

CO2-EOR技術已在國外發(fā)展40余年，技術相對成熟，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項目被注入地層中，有效減少了CO2排放[8-9]。CO2-EOR技術在各類CCUS技術中脫穎而出，國內外實施了多項礦場先導試驗項目或商業(yè)項目[10]。與國外相比，我國CO2-EOR技術起步較晚，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驅油與埋存關鍵技術”等國家重點科研專項的支持下，我國吉林、勝利、大慶、中原等油田相繼開展了CO2-EOR先導試驗研究，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)模實施的重要基礎[13]。盡管許多研究人員和組織已對我國CO2-EOR技術的CO2封存潛力進行了評估[14-16]，但由于缺乏標準化的方法和全面數(shù)據(jù)，不同科研工作者對CO2封存潛力的評估結果也各不相同。本文在分析CO2-EOR技術封存機理的基礎上，總結了國內外權威機構提出的CO2-EOR封存潛力評估公式，討論了近年來CO2-EOR封存潛力評估領域的最新研究進展，以期建立一個相對完善的評估標準，為實際封存潛力評估工作提供理論依據(jù)。

1 CO2-EOR驅油封存機理

實施CO2-EOR過程中，能夠同時實現(xiàn)CO2驅油提高采收率和CO2封存，二者同時進行，但機理卻有所區(qū)別，下面將分別介紹該過程中的CO2驅油及封存機理。

1.1 CO2驅油機理

CO2驅油機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，最終導致水驅波及體積擴大[19]。③ 萃取輕質組分。CO2溶于原油后會與其中的輕質組分發(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到溶解-抽提平衡，從而達到萃取原油中輕質組分的效果[20]。④ 混相效應。油藏壓力大于最小混相壓力(MMP)時，CO2與原油多次接觸傳質后能與原油發(fā)生混相，此時，CO2不僅可以萃取原油中的輕質組分，還可與輕質組分形成特殊的混相帶，大大促進驅油過程[21-22]。

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

1.2 CO2封存機理

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，進行油田開發(fā)時已對油藏基本屬性有所認識，能夠提高CO2封存的安全性和有效性；另一方面，CO2驅油能夠進一步提高原油采收率，增加經(jīng)濟效益[17]。CO2-EOR過程中進行CO2封存主要依靠地質構造俘獲、束縛空間俘獲、溶解俘獲和礦化俘獲4種機理(圖1)[17,26-28]。

圖1 CO2-EOR過程中CO2封存機理示意[29]

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

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

2)束縛空間俘獲機理：CO2在油藏中運移時會因毛細管力的存在被吸附到巖石表面，進而被束縛在較小的巖石孔隙或裂隙內，是實現(xiàn)CO2有效封存的一種重要機理[30]。束縛空間俘獲機理一般和溶解俘獲機理同時作用，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，結果表明，由于該氣相的存在，CO2在兩相體系中的擴散速度更快，且釋放出的氣體中CO2被毛細管力束縛在多孔介質中，使得儲層碳封存能力顯著提高。Lashgari等[35]研究了分子擴散作用和吸附作用對碳封存的影響，指出當頁巖油層中存在較多有機孔隙時，吸附作用較為顯著，CO2易被束縛儲層孔隙內；而對于良好滲透率儲層，分子擴散作用更為明顯，因為與吸附在礦物和有機質表面相比，CO2更易與石油混溶。

3)溶解俘獲機理：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，評估了各封存機理對長期碳封存效果的影響。結果表明，CO2封存機理強烈依賴于流體飽和度，且鹽析效應的存在會降低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)礦化俘獲機理：注入的CO2溶于地層水會生成碳酸，導致地層水pH值降低，能夠將部分巖石礦物溶解為Ca2+、Mg2+等離子，進而與CO2發(fā)生礦化反應，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制。

Welch等[40]的地球化學模擬指出，所預測的CO2通過溶解無機碳形式存在于儲層中溶解度遠大于實測值，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，導致次生碳酸鹽礦物的沉淀。

綜上，不同形式封存機理的特征見表1。此外，崔國棟等[42]研究了以上4種機理封存形式下的CO2封存量，結果表明CO2封存量大小順序依次為：地質構造俘獲、束縛空間俘獲、溶解俘獲和礦化俘獲。郝永卯等[43]探究了不同驅油方式下的CO2封存，指出CO2混相驅的主要封存機理為地質構造俘獲，CO2非混相驅的主要封存機理為地質構造封存及油中的溶解俘獲。Hosseininoosheri等[44]認為CO2在儲層中的封存是一個動態(tài)過程，盡管地質構造俘獲是CO2注入后最主要的封存機理，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，并將部分CO2轉變?yōu)樘妓猁}礦物。由此可見，地質構造俘獲和束縛空間俘獲是CO2-EOR過程中的主要封存機理，因此進行CO2-EOR封存潛力評估的關鍵是確定油藏能夠提供CO2封存的空間大小。

表1 CO2封存機理特征

2 CO2-EOR封存潛力評估

2.1 CO2-EOR封存潛力層次

基于碳封存領導人論壇(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、實際封存能力、匹配封存能力4個層次，其關系構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，是地質系統(tǒng)能夠接受的物理極限，代表了油藏內空間能夠封存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、儲層密閉性、埋藏深度、油藏壓力及孔隙體積等因素的影響。實際封存能力是有效封存能力的一部分，通過考慮CO2地質封存的技術條件、法律政策、基礎設施和經(jīng)濟條件而獲得。匹配封存能力是實際封存能力的子集，通過將CO2源與CO2封存站點的注入能力和供給能力進行詳細匹配獲得[45-46]。

進行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的計算公式。一般情況下，對實際封存能力和匹配封存能力的計算只能在油藏參數(shù)及相關條件完備的條件下開展。而在油藏初步篩選時，所評估的結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，完整的流程應包括：① 建立一個全面的油藏數(shù)據(jù)庫；② 制定篩選標準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行討論。

近年來，許多機構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準化。目前，較權威的計算方法由美國能源部(US-DOE)、碳封存領導人論壇(CSLF)以及美國地質調查局(USGS)等機構提出，但各自適用條件也有差異[46,49-50]。我國CCUS項目尚處于初期階段，數(shù)據(jù)不夠完善，且油藏實際情況與國外差距較大，難以直接照搬國外經(jīng)驗進行評估。國內當前應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(北京)(RIPED & CUP)共同在國外經(jīng)驗公式基礎上改進的版本[29,51]。

本文將對以上4種方法進行總結比較，并闡述當前國內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。

應用式(1)進行CO2封存潛力估算的關鍵是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等因素影響。

2.2.2CSLF評價方法

CSLF方法以物質平衡理論為基礎，對不同油藏的CO2封存能力進行評價。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、非均質性、含水飽和度及地下含水層強度等因素影響時，CO2實際封存量會減少[52]，式(3)可進一步通過封存系數(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封存潛力進行估算。該方法估算技術上可獲得的封存量，即可以封存在油藏儲層孔隙體積中的CO2質量，主要考慮地質構造俘獲和束縛空間俘獲2種機理，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為通過地質構造俘獲機理封存的CO2體積，m3；BpV為可用于地質構造俘獲的孔隙體積，m3；BSE為地質構造俘獲效率；RSV為通過束縛空間俘獲機理封存的CO2體積，m3；RSE為束縛空間俘獲效率；TASR為技術上可獲得的CO2封存量，106t。

可以看到，地質構造俘獲和束縛空間俘獲所得CO2封存量是分開計算的，這是受地質不確定性和封存效率的影響。一般情況下，地質構造俘獲效率為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，溶解俘獲機理不可忽略。RIPED & CUP在CSLF方法基礎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際狀況。在利用以上公式計算時，確定原油采收率是關鍵步驟，一般通過現(xiàn)場經(jīng)驗或數(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)的關聯(lián)式預測近混相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為毛細管數(shù)；Ng為重力數(shù)；Nd為擴散數(shù)；?為達西速度，m/s；μ為驅替流體黏度，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驅各階段黏性和重力的相互作用。

王高峰等[51]認為資源金字塔中所提到的實際封存量過于籠統(tǒng)，應將其細化為同步封存量和深度封存量，前者表示CO2驅油項目評價期間的碳封存量，后者表示油藏廢棄后的碳封存量?？梢?，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、氣驅產(chǎn)量、氣驅生產(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驅產(chǎn)量水平，t/a；s為換油率，t/t；COR為CO2驅生產(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平衡理論。其中，US-DOE和USGS方法是以體積平衡理論為基礎的估算方法，依托封存效率，通過多種封存機理的組合來估算CO2封存量。然而，資源容量估算只能代表最有利經(jīng)濟技術條件下的地質儲量。CSLF方法以物質平衡理論為基礎，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理。溶解俘獲機理很重要，在估算時應占一定比例，不能忽視。RIPED & CUP方法實則是CSLF方法的改進版，在其基礎上考慮了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項目進行封存潛力評估時，要綜合考慮油藏特征、封存機理、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)需要對已知方法進行修正與補充，以保證估算結果的準確性。

表2 US-DOE、CSLF、USGS、RIPED & CUP評價方法比較

3 封存潛力評估實例

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)域為例，詳細論述評估體系。

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封存潛力進行改進估算。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)，然后將其應用于NPRT內其他珊瑚礁(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、提高采收率結束前的封存量和CO2總注入量，并使用加權平均程序合并。

評估結果表明，該地區(qū)CO2-EOR項目增加了1.18億BBL(1.88×107Sm3)的石油，相當于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]在充分調查延長油田數(shù)據(jù)庫儲層特征的基礎上，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個油藏適合進行CO2-EOR地質封存，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混相驅提高采收率遠高于CO2非混相驅，但非混相驅的封存系數(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)庫基礎上，從油藏尺度上對CO2-EOR封存潛力進行評價，為我國CO2-EOR項目選址和區(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，應用該方法對渤海灣盆地2 891個油藏進行篩選，共識別出613個CO2-EOR候選油藏，其中混相驅CO2-EOR候選油藏354個，非混相驅CO2-EOR候選油藏259個。根據(jù)估算結果，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225 Mt。

4 結語與展望

CO2-EOR技術兼具經(jīng)濟與環(huán)境效益，能夠在提高采收率的同時實現(xiàn)碳封存，是CCUS工作的重要環(huán)節(jié)。進行CO2-EOR礦場試驗前，有必要對目標油藏的碳封存潛力進行評估。本文基于CO2-EOR封存機理，討論了當前較權威的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平衡理論和體積平衡理論確定，其中的關鍵參數(shù)需通過現(xiàn)場經(jīng)驗或數(shù)值模擬獲得。此外，相較于評價方法的選擇，油藏地質參數(shù)的不確定性對CO2封存潛力總體估計的影響更大，這是導致不同評價方法估算結果出現(xiàn)差異的重要原因。因此為保證估算結果的準確性，應根據(jù)油藏的地質特征選用最合適的評價方法。

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

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

2)考慮滯后效應。由于儲層流體性質不同，相對滲透率和毛細壓力一般會出現(xiàn)滯后效應，如果在不考慮滯后效應的情況下進行碳封存潛力評估，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、非均質性、含水飽和度、氣油比等)對評價模型進行修正，以得到更準確的評價結果。

4)加強安全風險評估。CO2驅油過程中可能存在的泄漏是該技術最大的風險隱患，為了解決這一問題，需進行長周期室內試驗評估和數(shù)值模擬研究，以確定CO2與井筒、固井水泥以及相關條件下地層礦物之間的反應動力學關系。