基于物質(zhì)的量平衡的氣藏CO2 埋存潛力評估方法

湯勇 劉夢云 秦佳正 汪勇 袁權(quán) 李相宏 何佑偉

1. 西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室；2. 中國石油西南油氣田公司川中油氣礦

隨著世界范圍內(nèi)化石燃料的大量使用，CO2排放量在不斷增大，過量排放CO2將會給地球環(huán)境和人類生活帶來嚴重的影響。為解決和應(yīng)對CO2排放量過大帶來的環(huán)境問題，國內(nèi)外的研究學(xué)者Bachu 等［1］(2003)、沈平平等［2］(2009)對CO2捕集、利用和埋存技術(shù)(CCUS)進行研究，確定CCUS技術(shù)是減少碳排放的有效途徑。王敏生等［3］(2021)對碳中和約束下的油氣行業(yè)發(fā)展形勢及應(yīng)對策略進行了分析。Wang 等［4］(2021)認為CCUS是實現(xiàn)碳達峰和碳中和所需的關(guān)鍵技術(shù)路徑。CCUS 技術(shù)的發(fā)展將會給世界帶來巨大的環(huán)境效益和經(jīng)濟效益。

CO2埋存潛力與經(jīng)濟效益直接相關(guān)，準確快速評價CO2埋存潛力能夠量化CCUS 技術(shù)給社會和環(huán)境帶來的經(jīng)濟效益，因此需要進行CO2埋存潛力評估。目前常見的CO2埋存量計算方法包括：容積法、壓縮系數(shù)法、類比法、概率預(yù)測法、數(shù)值模擬法等。Zhou 等［5］(2008)、李琴等［6］(2011)使用容積法和壓縮系數(shù)法對鹽水層進行了埋存潛力評估。Frailey［7］(2009)回顧總結(jié)了類比法、容積法、壓縮系數(shù)法、物質(zhì)平衡法和數(shù)值模擬法預(yù)測埋存潛力的異同。Jonathan 等［8］(2021)、Noureldin 等［9］(2022)運用概率法對儲層CO2埋存潛力進行了評估，同時分析了與該方法相關(guān)的不確定性。高冉等［10］(2021)提出一種基于數(shù)值模擬組分閃蒸運算的CO2驅(qū)動態(tài)埋存潛力計算方法。趙豐年等［11］(2020)、唐良睿等［12］(2021)運用數(shù)值模擬方法結(jié)合理論計算公式對儲層CO2封存能力進行了研究。王銳等［13］(2021)使用實驗和數(shù)值模擬的方法，建立了深部咸水層埋存過程中有效埋存量評估方法。Agartan 等［14］(2018)使用物質(zhì)平衡方法對枯竭氣藏進行CO2埋存量評估。常規(guī)CO2埋存潛力評估方法，如容積法、類比法、經(jīng)驗公式法存在誤差大、計算精度較低的缺點；概率預(yù)測法、數(shù)值模擬法能夠滿足一定的精度要求，但建模及運算計算過程復(fù)雜，且耗時較長，要求參數(shù)過多。目前仍缺乏考慮埋存過程中氣體偏差系數(shù)隨溫度、壓力變化且建模過程快速簡單的CO2埋存潛力評估方法。筆者建立了基于物質(zhì)的量平衡的氣藏CO2埋存潛力評估方法，考慮氣體偏差系數(shù)隨著溫度和壓力的變化，并基于川中地區(qū)實際資料計算了A 區(qū)塊L1 井CO2埋存量。

1 CO2 埋存潛力評估模型

根據(jù)物質(zhì)的量平衡原理，建立考慮氣藏生產(chǎn)和CO2埋存等采注過程的摩爾守恒關(guān)系式。

其中

式中，ngm為目前狀態(tài)下混合氣摩爾量，kmol；ngi為原始氣相摩爾量，kmol；np為采出的井流物摩爾量，kmol；為注入CO2摩爾量，kmol；pgm、pi、psc分別為目前狀態(tài)下儲層壓力、原始地層壓力、標況壓力，MPa；Zgm、Zgi、Zsc分別為目前狀態(tài)下混合氣偏差系數(shù)、原始烴類偏差系數(shù)、標況下偏差系數(shù)；Vgm、VHCi分別為目前狀態(tài)下混合氣孔隙體積、原始烴類孔隙體積，m3；Gp、Gp、分別為原始地質(zhì)儲量、累計井流物產(chǎn)量、注入CO2體積，m3；Tgm、Ti、Tsc分別為目前狀態(tài)下的儲層溫度、原始儲層溫度、標況溫度，K；Bgi為原始狀態(tài)下氣體的體積系數(shù)， m3/m3；R為通用氣體常數(shù)，0.008 314 MPa · m3/(kmol · K)；ΔVp、ΔVwc分別為孔隙體積變化量、束縛水體積變化量［15］，m3；Swc、Swi分別為束縛水飽和度、原始含水飽和度；ce、cf、cw分別為有效壓縮系數(shù)、巖石壓縮系數(shù)、地層水壓縮系數(shù)，MPa-1。

將式(2)～式(6)代入式(1)可得

將式(8)代入式(7)得

將式(10)代入式(9)并化簡得

最終的CO2埋存體積為

左右同除以Gi得

其中

式中，為累計注入的CO2體積與氣藏地質(zhì)儲量的比值；PZ為目前混合氣下的儲層壓力和烴類偏差系數(shù)的乘積與原始儲層壓力和目前混合氣下的偏差系數(shù)的乘積的比值［16］；RF為氣藏采出程度。

2 氣藏CO2 埋存量影響因素分析

采出程度決定氣藏能夠直接埋存的空間，氣體偏差系數(shù)體現(xiàn)氣體隨著溫度、壓力的變化，在埋存潛力評估時不能忽略這2 個因素的影響。

2.1 采出程度的影響

采出程度為累計井流物產(chǎn)量與地質(zhì)儲量的比值，通過改變累計井流物產(chǎn)量，運用上述模型進行埋存量計算。模型主要參數(shù)見表1，控制其他參數(shù)不變，如：原始烴類偏差系數(shù)固定為0.980 3 不變，改變采出程度，分析采出程度對CO2埋存量的影響。

表1 模型參數(shù)Table 1 Model parameters

設(shè)置壓力為原始地層壓力37 MPa，計算不同采出程度下的氣藏CO2埋存量，結(jié)果見圖1，繪制出不同采出程度對應(yīng)的氣藏CO2埋存量隨儲層壓力變化曲線(圖2)和隨PZ變化曲線(圖3)。

圖1 地層壓力 37 MPa 時氣藏 CO2 埋存量隨采出程度變化曲線Fig. 1 CO2 sequestration capacity vs. gas recovery efficiency of gas reservoir at reservoir pressure of 37 MPa

圖2 不同采出程度對應(yīng)的氣藏CO2 埋存量隨儲層壓力變化曲線Fig. 2 CO2 sequestration capacity vs. reservoir pressure under different recovery efficiencies

從圖1 可看出，隨采出程度的增大，CO2埋存量增大。虧空體積越大，越有利于CO2埋存。采出程度較低的氣藏，因其孔隙體積內(nèi)仍然有地層水、烴類氣體等存在，對CO2埋存不利。采出程度越高，能夠用于埋存的孔隙空間越多。從圖2 可看出，隨著采出程度的增加，CO2埋存量隨儲層壓力變化曲線的斜率不斷增大，與圖1 變化趨勢相符合。圖3 為CO2埋存潛力評估圖版，根據(jù)原始狀態(tài)下和目前狀態(tài)下的氣體偏差系數(shù)和壓力，計算出對應(yīng)的PZ值，結(jié)合氣藏地質(zhì)儲量即可算出氣藏CO2埋存量。

2.2 氣體偏差系數(shù)的影響

通過Standing-Katz 圖版［17］得到不同溫度和壓力下(壓力20～100 MPa、溫度79 ℃)天然氣和CO2的氣體偏差系數(shù)。分別計算出單一氣體的偏差系數(shù)，擬合得到烴類和CO2偏差系數(shù)隨壓力變化的關(guān)系式(15)、(16)，多項式系數(shù)見表2。模型主要參數(shù)見表1，控制其他參數(shù)不變，如采出程度固定為60%不變，改變氣體偏差系數(shù)，分析其對氣藏CO2埋存量的影響。

表2 烴類氣體和CO2 偏差系數(shù)擬合參數(shù)Table 2 Parameters of hydrocarbon gas-CO2 deviation factor fitting

式中，Zg為烴類氣體偏差系數(shù)；為CO2偏差系數(shù)；a1～a7為烴類氣體偏差系數(shù)擬合參數(shù)；b1～b7為CO2偏差系數(shù)擬合參數(shù)。

基于式(17)計算不同壓力對應(yīng)的混合氣體偏差系數(shù)［15］。

式中，Zgm為烴類氣體和CO2混合狀態(tài)下的氣體偏差系數(shù)。

圖4 為CO2、烴類氣體、混合氣體的偏差系數(shù)隨著儲層壓力的變化曲線，可以看出，在相同的溫度和壓力條件下，烴類氣體的偏差系數(shù)大于CO2，且當壓力大于32 MPa 時，烴類氣體的偏差系數(shù)大于1，與理想氣體相比更難壓縮，體積更大。CO2和混合氣體的偏差系數(shù)都小于1，表示其與理想氣體相比更易于壓縮，體積更小。

圖4 氣體偏差系數(shù)隨儲層壓力變化曲線Fig. 4 Gas deviation factor vs. reservoir pressure

按照混合氣體偏差系數(shù)的計算公式，在相同溫度、壓力條件下，CO2的氣體偏差系數(shù)比烴類氣體更小，表明當氣藏的烴類氣體采出越多時，CO2埋存的越多，混合氣性質(zhì)(偏差系數(shù))越接近于CO2。

3 應(yīng)用示例

3.1 目標氣藏概述

四川盆地是一個大型富含天然氣盆地，已發(fā)現(xiàn)常規(guī)和非常規(guī)兩大類油氣資源，油氣產(chǎn)層多，資源豐富，油氣勘探潛力大［18-19］。川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組蘊藏著巨大的天然氣資源，是典型的氣藏儲層［20-21］。目標氣藏儲集類型為裂縫～孔隙型，以孔隙作為主要的儲集空間，裂縫作為油氣滲流的重要通道。儲層厚度在10～50 m 之間，巖性以中～細粒長石巖屑砂巖為主，具有低孔、低滲特征。氣藏儲層非均質(zhì)性強，連通性普遍較差。A 區(qū)塊L1 井開發(fā)已接近尾聲，累產(chǎn)量高，儲層具有虧空，滿足氣藏儲存CO2能力的原則，可作為CO2埋存層。結(jié)合四川盆地川中地區(qū)A 區(qū)塊L1 井的相關(guān)資料，評估該井埋存潛力。

L1 井埋深2 672.05 m，儲層壓力37 MPa，儲層溫度79 ℃。儲層埋深大于800 m，小于最大注入深度5 000 m，埋深處于中等適應(yīng)條件［22］；儲層原始壓力較大，但到開發(fā)后期枯竭狀態(tài)時地層壓力較小，地層壓力處于較好適應(yīng)條件；儲層溫度79 ℃，處于較好適應(yīng)條件［23］，能夠滿足CO2以超臨界流體的形態(tài)儲存于地下［22］。對應(yīng)氣藏厚度54 m，具有較大的氣藏虧空體積。地層傾角較低，氣藏巖性以砂巖為主，表明L1 井氣藏相關(guān)層位具有CO2埋存的潛力。上覆蓋層為泥巖，蓋層厚度較大，滲透率小于0.01×10-3μm2，能夠滿足CO2埋存后的密封性能?？偨Y(jié)該氣藏能夠進行CO2儲存，也具備埋存后密封的能力，因此需要進行CO2埋存潛力評估。

3.2 氣體偏差系數(shù)計算

基于SK 圖版［17］分別得到壓力20～100 MPa、溫度79 ℃狀態(tài)下烴類氣體和CO2的偏差系數(shù)，分別擬合得到烴類和CO2偏差系數(shù)隨著地層壓力的變化。由式(15)、(16)可以計算出20～100 MPa 區(qū)間內(nèi)任意壓力條件下兩種氣體對應(yīng)的偏差系數(shù)。A 區(qū)塊L1 井原始地層壓力為37 MPa，該壓力下混合氣體偏差系數(shù)為0.831 3。

3.3 計算結(jié)果

對氣藏CO2埋存量進行編程計算，繪制L1 井對應(yīng)氣藏CO2埋存量隨壓力變化曲線(圖5)和隨PZ變化曲線(圖6)。可以看出，考慮氣體偏差系數(shù)隨儲層溫度和壓力的變化預(yù)估的CO2埋存量為86 493 t，比不考慮其隨溫度、壓力變化的傳統(tǒng)物質(zhì)平衡法的氣藏CO2埋存量增加27%，計算結(jié)果更符合實際，對評估氣藏CO2埋存潛力具有一定的現(xiàn)實意義。

圖5 L1 井CO2 埋存質(zhì)量隨壓力變化曲線Fig. 5 CO2 sequestration capacity vs. pressure for Well L1

圖6 隨PZ 變化曲線Fig. 6 vs. PZ

4 結(jié)論

(1)運用物質(zhì)的量平衡方法，考慮了氣體偏差系數(shù)隨著溫度、壓力的變化，建立了氣藏CO2埋存潛力評估模型，能夠更準確地預(yù)測埋存量，為氣藏CO2埋存量計算提供了一種新的計算方法。

(2)采出程度和氣體偏差系數(shù)對計算模型具有重要影響，采出程度直接決定能夠埋存CO2的虧空體積，又決定了混合狀態(tài)下氣體偏差系數(shù)的計算，本文的CO2埋存潛力評估模型更適合于采出程度大于40%的氣藏。

(3)下一步將結(jié)合構(gòu)造埋存量，將溶解埋存量、礦化埋存量、殘余氣埋存量等對應(yīng)不同機理的埋存量考慮進模型，建立更加精確的計算枯竭氣藏CO2埋存量模型。