東方1-1氣田伴生CO2鹽水層埋存可行性研究

張 亮,任韶然,王瑞和,易 平,米洪剛,李俊廷

（1.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東東營 257061;2.中海油湛江分公司,廣東湛江 524000）

東方1-1氣田伴生CO2鹽水層埋存可行性研究

張 亮1,任韶然1,王瑞和1,易 平2,米洪剛2,李俊廷2

（1.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東東營 257061;2.中海油湛江分公司,廣東湛江 524000）

通過篩選論證,將位于鶯歌海盆地的嶺頭13-1構(gòu)造作為鹽水層埋存體,用于處置東方1-1氣田在海南島陸上終端分離出的CO2。油藏數(shù)值模擬結(jié)果表明,CO2年埋存量在10～20萬t時,可實現(xiàn)20 a的安全穩(wěn)定注入。根據(jù)礦場條件,

采用島上處理加壓、海底管線長距離液態(tài)輸送、海底井口注入的工藝流程,整個流程中的節(jié)點壓力低于25M Pa;海底管線內(nèi)徑采用0.10m或0.13m,注入水平井油管管徑采用0.115m。由于管線費用較大,CO2埋存成本稍高于國外,為

211～229 元/t,引入碳稅將會非常有利于中國CO2埋存工程的開展。

東方1-1氣田;CO2;鹽水層;地質(zhì)埋存;可行性分析

隨著2005年2月16日《京都議定書》的生效, CO2等溫室氣體在大氣中的排放將受到法律、經(jīng)濟及道義上越來越多的制約,許多國家都在致力于研究永久處置CO2的方法。將CO2直接注入到地層中進行地質(zhì)埋存是一種技術(shù)可行、環(huán)境安全的方案。其主要技術(shù)包括:將CO2注入地下鹽水層中達到永久地質(zhì)埋存;注入到廢棄油氣藏中儲存或注入到正在開發(fā)的油氣藏中提高采收率（CO2吞吐或CO2驅(qū)）;注入煤層增加煤層氣的采收率[1-6]。南海西部天然氣田伴生大量CO2,如何利用和處置這一伴生CO2,不僅是南海天然氣生產(chǎn)中的一大挑戰(zhàn),也是中國及東南亞天然氣資源開發(fā)的重要研究課題。筆者以在鶯歌海盆地篩選出的嶺頭13-1構(gòu)造作為鹽水層埋存體,將東方1-1氣田在海南島陸上終端分離出的CO2作為處置對象,進行地質(zhì)埋存技術(shù)和經(jīng)濟可行性分析,為中國CO2埋存示范工程項目的設(shè)計和先導(dǎo)試驗提供參考。

1 處置方案

中國南海天然氣田具有CO2含量高的特點,氣體主要成分見表1。目前正在生產(chǎn)的東方1-1天然氣田氣體成分主要以CH4和CO2為主,探明天然氣地質(zhì)儲量為996.8×108m3,其中烴類氣體為612× 108m3,CO2為224.97×108m3,開采出的天然氣通過海底管線在海南島登陸,每年分離出的CO2約為1.8×108m3。

表1 南海CO 2伴生天然氣田（藏）氣體主要成分Tab le 1 M a in gas com position of associa ted CO 2 gas fields in Sou th Ch ina Sea%

對于東方1-1氣田每年分離出來的CO2,在過去幾年中海油公司考慮過很多處置方法,包括工業(yè)利用、將CO2船運至渤海注入油藏提高采收率等。雖然CO2作為一種可利用的資源及重要的工業(yè)氣體在很多行業(yè)都有廣泛應(yīng)用,但目前中國對工業(yè)CO2的需求量每年僅為70多萬噸,廣東省為5～6萬t/ a。應(yīng)當(dāng)承認,CO2可被直接利用的量有限,如不考慮其他方法,以現(xiàn)有的技術(shù)及市場需求量直接利用南海氣田的伴生CO2是不可能的,即使充分利用東方1-1氣田已登陸的CO2氣體也有很多困難,需要多項投資以滿足不同用戶對CO2的需求標(biāo)準(zhǔn)。對于目前已經(jīng)分離出來的大量CO2以及尚待開發(fā)的中國南海天然氣田伴生CO2,從技術(shù)及環(huán)境保護上考慮,注入地下進行地質(zhì)埋存是最有效的途徑。

早在1996年,挪威的Sleipner氣田將天然氣（含9.5%CO2）中分離出來的伴生CO2以100萬t/ a的速度注入到氣藏上方的U tsira鹽水層,成為世界上第一個工業(yè)規(guī)模的CO2地質(zhì)埋存工程,也為日后CO2伴生天然氣藏的開發(fā)起到了很好的示范作用[7]。其他正在進行和將要進行的氣藏伴生CO2地質(zhì)埋存示范工程還有阿爾及利亞的Insalah工程[8]、荷蘭的K12-B工程[9]、挪威的Sn?hvit工程[10]等。這些示范工程大都選擇鹽水層作為埋存體,因為鹽水層普遍存在、埋存潛力大,且注入工藝簡單、容易實施,有望成為目前和將來大規(guī)模處置CO2的優(yōu)良地質(zhì)場所。

因此,本著安全可靠無泄漏、與海水和淡水層無連通、儲存潛力大及CO2可注性好的埋存地質(zhì)體選擇基本原則,在南海西部鶯歌海附近篩選出6個備選埋存體（5個鹽水層、1個廢棄氣藏）,并從構(gòu)造特征、儲蓋層特征、流體性質(zhì)、溫壓容積特性、埋存風(fēng)險等方面對地質(zhì)體進行了比較詳細的評估和技術(shù)排序。由于嶺頭13-1鹽水層具有密封性較好、埋深適中、無斷層,且距離海南島CO2氣源較近等優(yōu)點,最終被確定為埋存體,對其進行埋存方案設(shè)計和可行性分析。

2 嶺頭13-1鹽水層

嶺頭13-1鹽水層位于東方1-1氣田的東面,距離東方1-1氣田海南島陸上終端約60 km（圖1）,所處海區(qū)屬低緯熱帶,氣候、海況均受臺風(fēng)和季風(fēng)影響,水深約為55m,最高氣溫36.4℃,海水表層年平均溫度為25℃,海底年平均水溫為26.5℃。

圖1 嶺頭13-1鹽水層的地理位置F ig.1 L oca tion of L T13-1 sa line aqu ifer

該鹽水層是一個處于緩坡背景下、低水位期發(fā)育的巖性圈閉,無任何斷層,封閉性較好,由A,B,C 3個砂體疊置而成,埋深為2.0～2.7 km（圖2）。其

圖2 嶺頭13-1鹽水層的砂體分布F ig.2 Sandbod ies d istr ibu tion of LT13-1 sa line aqu ifer

中,A,C砂體可提供較大的埋存空間,且在橫向上具有較好的連續(xù)性,有利于CO2的充注和運移。

LT13-1-1井鉆探揭示,A,C砂體均屬常壓,非均質(zhì)性較弱,礦化度較高,巖石顆粒分選中等,磨圓度次棱-次圓,膠結(jié)差,屬于高孔低滲,儲層物性見表2。此外,A,C砂體是發(fā)育在T23面上的三角洲砂體,頂面和側(cè)面均被半深海相泥巖封堵,儲蓋組合條件優(yōu)良,儲層上方的鶯黃組泥巖含量高、厚度大、分布廣,是良好的區(qū)域蓋層。按照溶解度法計算,A,C兩砂體至少可提供0.952億tCO2的埋存潛力。

表2 A,C砂體儲層特征參數(shù)Tab le 2 Reservoir cha racter istic param eters of sandbod iesA and C

3 油藏數(shù)值模擬

采用組分模型進行油藏數(shù)值模擬,研究注入的CO2在鹽水層中的分布及由于CO2注入引起的儲層壓力變化。根據(jù)嶺頭13-1鹽水層A,C砂體地質(zhì)資料建立三維地質(zhì)模型,網(wǎng)格數(shù)為200×190×3= 114000,平面上網(wǎng)格為100m×100m,3小層網(wǎng)格厚度分別為69,14和2m。A,C砂體的注入水平段長度分別為500和400 m,井底流壓限制在47.6M Pa （地層破裂壓力）,注氣速度（vi）為（14～28）×104m3/d,注入期20 a。由模擬結(jié)果可知:

（1）注氣啟動壓力較高,井底流壓快速上升后較快回落,之后緩慢上升,注氣結(jié)束后未達到地層破裂壓力,可以實現(xiàn)20 a穩(wěn)定安全注入。由于存在啟動壓力,建議注氣初期采用較低注氣速度。

（2）注氣20 a后,地層平均壓力增加幅度沒有超過原始地層平均壓力的20%,不會對儲層邊界的封閉性造成破壞。停注后,地層平均壓力基本沒變化,井底流壓逐漸降低,與地層平均壓力趨于一致。

（3）注入期間及停注1 000 a后,CO2氣體始終分布在注入井段周圍1 km以內(nèi)。由于C砂體較薄,注入期間及停注初期CO2氣體分布范圍略大于A砂體,與地層水較充分地接觸溶解,1000 a后CO2氣體分布范圍小于A砂體（圖3）。

圖3 注入期及關(guān)井后砂體中CO 2氣體分布F ig.3 CO 2 gas d istr ibu tion rad ius in sandbody dur ing and after in jection

4 埋存方案

以技術(shù)和經(jīng)濟示范為主要目的,將投資較少、工藝簡單、安全可靠作為埋存方案的設(shè)計原則。

一是對不同人員的培訓(xùn)內(nèi)容分類上不夠細化。廳直屬各單位盡管每年明確了培訓(xùn)的方向、制定了培訓(xùn)計劃，但是對不同級別、不同群體開展培訓(xùn)的內(nèi)容細化程度還不夠。二是培訓(xùn)內(nèi)容和形式上對實際工作的指導(dǎo)性需要增強。在日常干部教育培訓(xùn)工作中更多地重視理論知識的學(xué)習(xí)，而缺乏足夠的實際案例教學(xué)環(huán)境，有組織、有目的、有針對性的實踐教學(xué)相對較少。 三是培訓(xùn)內(nèi)容設(shè)定的廣度不夠。很多單位為了工作效率，更多地重視業(yè)務(wù)知識的學(xué)習(xí)培訓(xùn)，而對現(xiàn)代管理、科技信息化、文化建設(shè)、人文素養(yǎng)等方面知識的培訓(xùn)卻相對較少，這樣就直接影響隊伍綜合素質(zhì)的全面提升。

4.1 注入流程

注入流程設(shè)計主要考慮氣源條件、埋存體的儲層性質(zhì)、氣源與埋存體的地理位置等因素,既要滿足設(shè)計的注入速度、注入壓力,還要考慮設(shè)備的承壓能力,留有足夠的安全系數(shù)及較大的操作靈活性。埋存方案采用的注入流程如圖4所示。將所有的CO2處理、壓縮設(shè)備放在海南島上,可方便地進行設(shè)備操作和維護,采用海底井口注入,無須建造井口平臺,降低工程投資。

圖4 嶺頭13-1鹽水層CO 2埋存注入流程F ig.4 In jec tion process of CO 2 storage in L T13-1 sa line aqu ifer

CO2氣源（97%CO2+3%CH4）來自東方1-1氣田海南島陸上終端,設(shè)計注入速度為（14～28）× 104m3/d,年埋存量為10～20萬,注入期限20 a,埋存總量200～400萬t。由于兩相輸送會造成壓力損耗及波動,考慮到海底水溫年變化為23.6～29.3℃,恰在CO2的液相溫度條件范圍內(nèi),故采用不保溫長距離海底高壓液態(tài)輸送至海底井口注入。注入20 a后,流程各節(jié)點的操作參數(shù)預(yù)測值見表3。

表3 注入20 a后,注入流程中關(guān)鍵節(jié)點的操作參數(shù)Tab le 3 O pera ting param etersa t key nodes of the in jection processafter 20-year CO 2 in jection

4.2 注入井

為達到注入要求,在A,C砂體疊置區(qū)域內(nèi)合適位置新鉆一口水平井,同時穿過A,C兩砂體（圖5）,將原來的LT13-1-1探井作為觀察井。根據(jù)地層出砂情況,采用裸眼篩管完井,目的層井段采用防砂工藝管柱。注入井井筒工藝管柱設(shè)計具有以下特點:

（1）油管管徑0.115m,選用具有高質(zhì)量氣密性能的FOX特殊接頭。井下工具盡可能采用金屬對金屬的鋼性密封,以提高管柱的密封性能,延長使用壽命。

（2）選用合適的井下單流閥,一旦井口破壞,能自動切斷氣流,保證井下安全閥的安全可靠性。

（3）為了防止溫度、壓力變化造成對封隔器及油管的損壞,配置伸縮短接,并能傳遞扭矩。

（4）為了封隔油套環(huán)形空間,保護套管,配置錨定性及密封性可靠的液壓封隔器。封隔器采用水力座封,密封可靠,具有解封徹底、耐高溫、高壓等優(yōu)點。

（6）油套管及配套的井下工具采用13Cr馬氏體不銹鋼,其防腐能力是普通鋼級的10倍以上,抗腐蝕的時間能夠達到20 a。

根據(jù)工藝要求,輸氣管線直接連接到海底井口注入CO2,因此海底井口裝置及采氣樹要選用高強度、耐腐蝕的材料,采用特殊的處理工藝,裝置外防腐按照本地海底井口防腐要求執(zhí)行,能夠適合在海上高濕度、高腐蝕等惡劣工作條件下使用。按照API標(biāo)準(zhǔn)取1.5的安全系數(shù),注氣量為10和20萬t/a時,井口設(shè)備的耐壓分別為30和40M Pa,溫度為-20～80℃。需選用300或400型水下專用井口裝置,并配備相應(yīng)的安全配套設(shè)施（井口安全閥和井口止回閥）以及監(jiān)測工作參數(shù)的儀器、儀表等配件。

圖5 注入井井眼軌道示意圖Fig.5 Schem a tic d iagram of in jec tion w ell tra jectory

4.3 CO2海底長輸管線

CO2在海南島壓縮液化后,通過長約60 km的海底管線輸送到嶺頭13-1鹽水層的海底井口直接注入。預(yù)測注入20 a后,不同注氣量和管線內(nèi)徑下海底管線的入口壓力及管線內(nèi)液態(tài)CO2的平均流速如圖6所示。從圖中可知,管線內(nèi)徑越小,摩擦阻力越大,所需要的入口壓力越大,但當(dāng)管線內(nèi)徑分別大于0.10和0.13m時,管線的入口壓力幾乎不變。因此,綜合考慮技術(shù)難度、經(jīng)濟性和管線鋪設(shè)要求,注氣量為10和20萬t/a時,分別選擇內(nèi)徑為0.10和0.13m的管線。

圖6 海底管線的入口壓力及液態(tài)CO 2的平均流速分布F ig.6 D istr ibu tion of in let pressure of subsea p ipeline and flow veloc ity of liqu id CO 2

316和317不銹鋼是含鉬不銹鋼,耐海洋和侵蝕性工業(yè)大氣的侵蝕,通常用于海洋環(huán)境。在H2OCO2-C l-腐蝕環(huán)境中,可以優(yōu)選使用317和316L奧氏體型不銹鋼,也可以選用13Cr和9Cr-1Mo馬氏體型不銹鋼。奧氏體型不銹鋼有較好的力學(xué)性能,便于進行機械加工、沖壓和焊接,而馬氏體型不銹鋼焊接性較差,不宜采用。因此,海底長輸管線選用317或316L不銹鋼管,采用焊接方式連接。綜合考慮材質(zhì)、國家標(biāo)準(zhǔn)和價格,優(yōu)選317管材。注氣量為10萬t/a時,管線規(guī)格采用Φ127mm×15.0mm;注氣量為20萬t/a時,管線規(guī)格采用Φ177.8mm×25mm。

4.4 監(jiān) 測

除了采用常規(guī)的注入監(jiān)測技術(shù)外,為了保證埋存的長期安全和更新所建立的預(yù)測模型,還要對CO2在鹽水層中的溶解、運移等情況進行監(jiān)測。4D地震（時移3D地震）是CO2埋存工程中最有應(yīng)用前景的監(jiān)測技術(shù)之一,這一技術(shù)已在國外CO2埋存示范工程中得到了廣泛應(yīng)用。此外,可定時測量注入井周圍大氣和海水中的CO2含量,將LT13-1-1探井作為觀察井,監(jiān)測流體性質(zhì)和井口壓力的變化。

5 經(jīng)濟分析

作為一個純CO2埋存減排項目,由于CO2鹽水層埋存不像CO2EOR/EGR那樣具有額外收益,因此本經(jīng)濟評估只簡單考慮工程的固定資產(chǎn)投資和操作費用。假設(shè)工程期限為20 a,CO2年埋存量為10～20萬t,基準(zhǔn)折現(xiàn)率為12%,有效年利率為10.47%,固定資產(chǎn)投資貸款比率為50%。通過分析得到,工程的固定資產(chǎn)投資為41 797～75 849萬元,年操作費用為539～1 175萬元,總費用現(xiàn)值為45823～84625萬元,CO2的單位埋存成本在211～229元/t。CO2埋存量越大,單位埋存成本越低,在所有固定資產(chǎn)投資中,海底管線所占比例最大。

雖然目前國外正在實施的CO2埋存示范工程各具特點,但大部分工程都是選擇就地埋存（不存在長距離輸送過程）或存在油氣增產(chǎn)所帶來的效益,使得埋存成本大大降低,一般為5～20美元/t,而目前國外所實施的碳稅一般為19.2～147.5美元/t,因此碳稅的征收在很大程度上促進了國外CO2埋存示范工程的廣泛實施。

6 結(jié) 論

（1）嶺頭13-1鹽水層無斷層,密封性較好,預(yù)測可提供0.952億tCO2的埋存潛力,CO2年埋存量在10～20萬t時,可實現(xiàn)20 a安全穩(wěn)定的注入。

（2）根據(jù)礦場條件,采用海底管線長距離液態(tài)輸送CO2至海底井口注入鹽水層的工藝流程,將所有CO2處理、壓縮設(shè)備放在海南島上,可方便地操作和維護。

（3）海底管線內(nèi)徑采用0.10或0.13m,注入水平井管徑采用0.115m,依次穿過A,C兩砂體實現(xiàn)注入。整個流程中,節(jié)點壓力最高低于25M Pa,在目前設(shè)備和管線的安全承壓范圍內(nèi)。

（4）方案埋存成本為211～229元/t,稍高于國外水平,主要原因是海底管線費用較大,實施碳稅將會在一定程度上降低埋存成本,促進國內(nèi)CO2埋存工程的開展。

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Feasib ility study on assoc ia ted CO2geo log ica l storage in a sa line aqu ifer for developm en t of Dongfang 1-1 gas field

ZHANG L iang1,REN Shao-ran1,WANGRui-he1,YIPing2,M IHong-gang2,L IJun-ting2

（1.College of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Dongying257061,China; 2.Zhanjiang B ranch Com pany ofChina N ationa lOffshoreO ilCorporation,Zhanjiang524000,China）

Dongfang 1-1 gas field,in thew estof South China Sea,isassociatedw ith high concentration ofCO2.A fter screening and assessment,the LT13-1 structure located in YinggehaiBasin was chosen as the saline aquifer to sequestrate the CO2discharged from the term inalof gas field on Hainan Island.The reservoir simulation results show thatCO2can be injected safely and steadily for 20 yearsat the rate of（10-20）×104t/a.According to field conditions,CO2is considered to be p rocessed at firstand comp ressed on the island,and then transpo rted by long-distance subsea p ipeline at liquid state,finally in jected into LT13-1 saline aquifer via a subseawellhead.In thewhole p rocess,the node p ressure is lower than 25M Pa.The recomm ended p ipeline internal diameter and horizontalwell tubing diameter are 0.10m（or0.13m）and 0.115m respectively.The economic analysis results show thatCO2sto rage cost is211-229 RMB/t,a little higher than thatofotheroverseasdemonstration projectsbecauseof the hugep ipeline cap ital.If carbon tax is imp lem ented in China,itw illp romo teCO2geological storagep ro jects to be pu t into p rac tice.

Dongfang 1-1 gas field;CO2;saline aquifer;geo logical sto rage;feasibility analysis

P 736;S 551.701

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.03.019

1673-5005（2010）03-0089-05

2009-06-03

國家“973”項目（2006CB 705805）;中海油科技攻關(guān)項目（Z2007SLZJ-FN0295）

張亮（1983-）,男（漢族）,山東泰安人,博士研究生,主要從事CO2地質(zhì)埋存方面的研究。

（編輯 李志芬）