油藏封存CO2微逃逸机理研究

聂向荣 黄春霞 江绍静 余华贵 王维波 汤瑞佳

(1. 西安石油大学石油工程学院， 西安 710065； 2. 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院， 西安 710075)

油藏封存CO2微逃逸机理研究

聂向荣1黄春霞2江绍静2余华贵2王维波2汤瑞佳2

(1. 西安石油大学石油工程学院， 西安 710065； 2. 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院， 西安 710075)

明确地质封存后的CO2逃逸机理，是CCUS工程成功应用的关键。通过理论分析，提出油藏封存后的CO2微逃逸新概念；明确了扩散逃逸、微泡逃逸和渗流逃逸等逃逸方式，并给出了其力学控制方程。

油藏； CO2封存； 逃逸； 扩散； 微泡； 渗流

CO2充注油藏时，会在垂向上和平面上运移。通常认为，平面运移不会导致CO2泄漏，当CO2垂向运移到达地表时，会在一定程度上导致CO2封存失效。明确CO2在油藏封存体中的垂向逃逸机理，是有效预防CO2逃逸的前提。目前关于CO2逃逸问题的基本理论构架还未建立，仅有少数学者作了初步探索。本次研究将针对油藏封存体中的CO2微逃逸机理进行分析。

1 CO2微逃逸新概念

CO2封存的目的是使CO2能长久安全地埋存于地下，然而在工程实施中不可避免地存在CO2逃逸问题。造成逃逸的原因可能是封存体自身物性存在问题，也有可能是施工过程存在问题。CO2逃逸不但会削弱封存效果，而且也会对封存体周围的生态环境造成危害，因此明确逃逸路径十分重要。

2006年IPCC(Intergovernmental Panel on Climate Change)温室气体清单指南总结出4类CO2地质封存的潜在逃逸方式：通过盖层孔隙系统逃逸；通过盖层中断层和裂缝通道逃逸；通过废弃井或者灌注井逃逸；通过周围岩层的水文动力系统逃逸[7]。张森琦等人在此基础上提出了3类逃逸路径：人为逃逸路径(CO2灌注井、监测井和场地原有废弃井)；地质构造逃逸路径(断裂构造逃逸路径、盖层扩散裂隙构造逃逸路径、构造成因地裂缝路径、地震成因的CO2逃逸路径)；跨越水力圈闭逃逸[8]。对于已经开展CO2封存的封存体或即将投入施工的封存体，在工程论证阶段就已经舍弃了存在大量CO2快速逃逸路径的封存体。

相对而言，选作CO2封存场所的油藏，其开发中的地震、测井、动态等资料较丰富。根据岩性、地质构造、沉积微相等方面的研究和评价，一般选作封存体的油藏不存在断裂带，盖层也不存在广泛发育的裂缝。油气藏能够经历漫长的地质年代而保存良好，说明封存体所在区域不存在活跃的强烈地震。相对于整个封存体地表而言，注入井、监测井和采油井导致的CO2泄漏，视为点泄漏。点泄漏的泄漏速度快，易监测，易治理。

此次新定义的CO2微逃逸新概念区别于上述几种CO2逃逸方式。通常CO2微逃逸具有2类特点：第一，CO2微逃逸在整个封存体广泛发生，微逃逸CO2是形成整个封存体地表及大气CO2浓度背景值的主要原因；第二，CO2微逃逸速率小，在短时间内不会形成大量CO2泄漏。具有这2方面特点的油藏封存CO2逃逸，称为CO2垂向微逃逸。根据此CO2垂向微逃逸概念，又提出3种CO2垂向微逃逸机理，分别是扩散逃逸、微泡逃逸、渗流逃逸[9-10]。

CO2垂向微逃逸新概念的提出，将这类逃逸行为从多种多样的逃逸路径中分离出来，更便于界定和研究。

2 几种CO2微逃逸机理分析

2.1 扩散逃逸

扩散逃逸指的是CO2分子在浓度差作用下呈分子状态进行物质传递，CO2分子从高浓度区向低浓度区迁移，直至浓度达到平衡。CO2充注油藏之后，会向四周扩散，在封存体内部，能够形成有效逃逸途径的只有垂向扩散[11]。CO2在油藏封存体中通过扩散行为越过盖层逃逸，其细观机理可描述如下：通常盖层饱和了地层水，CO2发生扩散前先溶解于地层水中，和盖层底部接触的地层水中CO2分子向盖层内部开始扩散，直至到达封存体地表。

为了使计算更加简便，采用稳态Fick扩散第一定律描述扩散逃逸控制方程：

(1)

式中：Q—— CO2扩散体积，m3；

t—— CO2扩散时间，s；

D—— CO2有效扩散系数，m2s；

C—— CO2浓度，m3m3；

x—— 垂向距离，m。

针对不同的地质封存体，选取符合实际情况的参数值。如图1所示，建立CO2垂向扩散逃逸数学计算模型时，通常有2种建模思路：(1)将盖层底部至地表整个垂向岩体的厚度作为扩散迁移路径，并且认为迁移至地表的CO2瞬间因大气流动被带走，地表CO2浓度C2近似为零；(2)将盖层底部至盖层顶部的厚度视为扩散迁移距离，只考虑CO2在盖层中的扩散，认为只要CO2通过盖层，迟早会逃逸到地表，因而盖层顶部CO2浓度C2不为零。计算实际油藏封存体的扩散逃逸量时，应选择不同的建模思路。

CO2充注油藏进行地质封存，扩散逃逸的现象无法避免。当充注大量CO2后，封存体逃逸面积扩大。漫长地质年代中的累计扩散逃逸量是否对封存效果产生较大影响，需要针对不同封存体特征参数进行建模计算。

图1 CO2扩散逃逸示意图

2.2 微泡逃逸

微泡逃逸指的是，CO2微泡和油水相比密度较小，总是垂向向上浮游，直至油藏封存体地表。CO2微泡的形成是由于油水溶解CO2量有限，当超过溶解度界限之后，多余的CO2就以微泡形式存在。微泡的几何尺寸一般为胶体粒径(1～100 nm)，又称之为胶体微泡。

微泡逃逸的力学机制为浮力，微泡逃逸控制方程可表示为：

F=V(ρw-ρc)g

(2)

式中：F—— 浮力，N；

V—— 微泡体积，m3；

ρw—— 封存体中流体密度，kgm3；

ρc—— 封存体中CO2微泡密度，kgm3；

g—— 重力加速度，Nkg。

为了简化计算，将CO2微泡在垂向上的迁移视为匀速上升，其临界斯托克速率为：

(3)

式中：u—— 微泡上升速率，ms；

a—— CO2微泡半径，m；μ—— 微泡通过流体(水)时的运动黏度，m2s。

一般而言，盖层孔喉半径较小，CO2微泡不易在孔隙内以微泡的形式逃逸，大多情况下是通过盖层中发育的一些微裂隙逃逸。在评价微泡逃逸量时，应重点研究盖层中的微裂隙发育情况和CO2微泡在不同条件下的几何尺寸。

2.3 渗流逃逸

渗流逃逸指的是由压力差造成的CO2以游离相或者水溶相克服盖层毛管压力后，通过孔隙和微裂隙等通道逃逸的方式。

渗流逃逸发生的力学条件是，CO2压力pCO2与盖层底部静水压力pw之差超过了CO2与水之间的毛管压力，这个临界值就是CO2的突破压。如图2所示[12]，突破压与盖层中水和CO2之间的毛管压力接近。突破压可表示为：

pc=pCO2-pw=2σcosθr

(4)

式中：σ—— CO2和地层水之间的界面张力，Nm；

θ—— CO2— 水—岩石的接触角，(°)；

r—— 盖层岩石内部最大连通孔隙的孔喉半径，m。

图2 盖层孔喉内部毛管密封机制示意图

当发生渗流逃逸时，其逃逸行为的控制方程用达西定律表征：

(5)

式中：v—— 渗流速度，ms；

K—— 盖层渗透率，m2；

dpdx—— 垂向压力梯度，MPam；

μ—— 流体黏度，MPa·s。

盖层一般为渗透率极小的泥页岩，即便是发生了渗流逃逸，逃逸速率也极小；但是相比扩散逃逸而言，渗流逃逸量仍很大。渗流逃逸一旦发生，就表明盖层封闭性严重失效，极可能对封存体的封闭性造成严重影响。

3 CO2微逃逸研究展望

CO2微逃逸是油藏封存CO2安全性评价的重要内容。目前针对该问题的研究还较薄弱。结合相关文献及在延长石油靖边油田CCUS项目的工作实践，在此对CO2微逃逸机理室内试验方向的研究趋势进行分析。

(1) 复杂相态下CO2溶解度和扩散系数测量。CO2通常以超临界态封存在地层中，但是CO2在垂向逃逸时，随着温度和压力的变化，CO2相态在超临界态 — 液态 — 气态之间转变。目前，大多数CO2溶解度和扩散系数都是在非超临界状态下测试的，少数学者探索了CO2在超临界状态的溶解度和扩散系数的测试[13-14]。但是不同相态转变临界点附近的CO2溶解度和扩散系数测量的理论基础及试验方法仍然没有得到完善。

(2) 盖层岩石CO2突破压力测量。盖层岩石CO2突破压力受到CO2— 水 — 岩石的表面张力、接触角和岩石内部最大连通孔隙半径等影响。但是，CO2— 水 — 岩石之间的物理化学反应机制十分复杂。学者们初步探索了温度、压力、应力条件、含盐度、岩石物性及CO2— 水 — 岩石相互作用等条件对突破压力的影响，然而仅得到了部分定量认识，未建立可准确表征不同因素对突破压力影响的数学模型[12，15]。今后仍需开展能够反映长时间封存CO2后盖层突破压力演化规律的试验研究，为准确描述盖层封闭能力提供基础参数。

(3) 充注CO2后储盖层物性的影响规律研究。CO2充注封存体之后，会和储盖层岩石发生溶解和矿化地球化学反应，对储盖层的物性造成影响。储盖层的矿物组成、地层水化学成分和温度压力系统共同决定了溶解和矿化反应的结果。但一般情况下，岩石矿物的溶解过程需要较长时间，而矿化过程则需要数十年甚至数百年的时间，通过室内试验很难对其进行完全模拟。目前，一般采用温度补偿的方式来加快溶解和矿化反应进程，采用远高于实际封存条件下的温度场来模拟CO2充注后和岩石之间的地球化学反应[16-17]。试验难度在于，如何测定不同矿物反应速率及准确描述矿化反应之间的化学反应机制。

(4) 大型模拟油藏封存CO2后的微逃逸试验装置研制。利用试验装置模拟油藏封存CO2逃逸行为，是研究CO2逃逸机理的直观方法。程同锦等人利用水泥与石英砂加水固结体制作了模拟天然气微渗漏过程的大型试验装置[18]，但是模拟过程没有考虑到真实的地层情况。目前，国内外还未见能够直接模拟CO2油藏封存的大型试验装置及相关研究成果。

4 结 语

本次研究提出了CO2微逃逸新概念。CO2微逃逸具有广泛发生和逃逸速率小的特点，需要重点关注与研究其逃逸途径。明确了3种微逃逸的方式 —— 扩散逃逸、微泡逃逸和渗流逃逸，并给出了每种逃逸方式的控制方程，为CO2逃逸行为的进一步研究提供了理论基础。从CO2溶解度和扩散系数、突破压力、CO2— 水 — 岩石反应和大型CO2油藏封存试验设备研制等方面，给出了今后在CO2微逃逸方向的研究趋势。

[1] 孙亮，陈文颖.中国陆上油藏CO2封存潜力评估[J].中国人口·资源与环境，2012，22(6):76-81.

[2] 李波.应对气候变化的有效途径:二氧化碳捕集与封存[J].中国人口·资源与环境，2011，21(3):517-520.

[3] EASTERLING W E，KATES R W.Indexes of leading climate indicators for impact assessment[J].Climatic Change，1995，31(234):623-648.

[4] 王欢，廖新维，赵晓亮.特低渗透油藏注CO2驱参数优化研究[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2014，36(6):95-104.

[5] 汪传胜，田蓉，季峻峰，等.苏北盆地油田封存二氧化碳潜力初探[J].高校地质学报，2012，18(2):225-231.

[6] 任韶然，李德祥，张亮，等.地质封存过程中CO2泄漏途径及风险分析[J].石油学报，2014，35(3):591-601.

[7] IPCC.2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories[G].Tokyo: IGES，2006.

[8] 张森琦，刁玉杰，程旭学，等.二氧化碳地质储存逃逸通道及环境监测研究[J].冰川冻土，2010，32(6):1251-1261.

[9] 汤玉平，王国建，程同锦.烃类垂向微渗漏理论研究现状及发展趋势[J].物探与化探，2008，32(5):465-469.

[10] 杨俊.油气微渗漏方式定量判别思考[J].石油实验地质，2011，33(3):317-322.

[11] 黄志龙，赵宝顺，肖中尧，等.盖层微渗漏散失机理与定量模型[J].天然气地球科学，2007，18(1):37-40.

[12] 高帅，魏宁，李小春.盖岩CO2突破压测试方法综述[J].岩土力学，2015，36(9):2716-2727.

[13] 赵仁保，敖文君，肖爱国，等.CO2在原油中的扩散规律及变扩散系数计算方法[J].中国石油大学学报(自然科学版)，2016，40(3):136-142.

[14] 张超，李兆敏，王舒华，等.超临界CO2在饱和水多孔介质中扩散系数的测定[J].应用基础与工程科学学报，2014(4):733-743.

[15] SHUKLA R，RANJITH P，HAQUE A，et al.A review of studies on CO2，sequestration and caprock integrity[J].Fuel，2010，89(10):2651-2664.

[16] 李晓媛，常春，于青春.CO2矿化封存条件下玄武岩溶解反应速率模型[J].现代地质，2013(6):1477-1483.

[17] PHAM V T H，LU P，AAGAARD P，et al.On the potential of CO2-water-rock interactions for CO2，storage using a modified kinetic model[J].International Journal of Greenhouse Gas Control，2011，5(4):1002-1015.

[18] 程同锦，王国建，范明，等.油气藏烃类垂向微渗漏的实验模拟[J].石油实验地质，2009，31(5):522-527.

Study on CO2Microleakage Mechanism After Reservoir Storage

NIEXiangrong1HUANGChunxia2JIANGShaojing2YUHuagui2WANGWeibo2TANGRuijia2

(1.College of Petroleum Engineering, Xi′an Shiyou University, Xi′an 710065, China; 2.Research Institute of ShannxiYanchang Petroleum (Group) Co., Ltd., Xi′an 710075, China)

The mechanism study of CO2leakage after reservoir storage is critical to the success of CCUS project. Through theory analysis, a new concept named CO2microleakage after reservoir storage is presented. Three microleakage ways, such as diffusion leakage, microvesicle leakage and seepage leakage were defined and the mechanics control equations were also presented.

reservoir; CO2storage; leakage; diffusion; microvesicle; seepage

2017-02-23

国家科技支撑计划项目“陕北煤化工CO2捕集、埋存与提高采收率技术示范”(2012BAC26B00)；陕西省科技统筹创新工程计划项目“陕北致密砂岩油藏 CO2驱提高采收率关键技术研究及先导试验”(2014KTZB03-02)

聂向荣(1986 — )，男，博士，工程师，研究方向为油气田开发理论与方法。

P618

A

1673-1980(2017)04-0005-04