延长油田化子坪油区长6油层CO2驱油与封存潜力分析

2019-02-13赵习森陈龙龙康宇龙江绍静汤瑞佳

西安石油大学学报（自然科学版） 2019年1期

赵习森，杨红，陈龙龙，吴波，康宇龙，江绍静，汪杰，汤瑞佳，王宏

(1.陕西延长石油(集团) 有限责任公司研究院，陕西西安 710075； 2.西部钻探克拉玛依钻井公司，新疆克拉玛依 834000； 3.中国石油大学(北京) 非常规天然气研究院，北京 102249)

引言

2030年，预计我国CO2排放总量将达到67×108t，并超越美国成为世界第一大CO2排放国[1-4]。由于CO2作为主要温室气体，其排放会直接影响全球气候变化和国民经济发展，加之国际上要求我国减少CO2排放的压力不断增大以及我国作为世界大国在兑现国家减排承诺方面的迫切需要，深入开展CO2减排技术研究，助力CO2减排势在必行[5-7]。

CCUS作为一项应对温室气体减排的新兴技术，能够在实现CO2大规模减排中发挥重要作用。国际能源署2014年的研究表明，2010年至2050年的CO2减排量中，CCUS技术的贡献率将达到14%，是温室气体减排中贡献最大的单体技术[8-10]。在开展CCUS项目过程中，CO2驱油与封存作为其中的重要环节，主要是将所捕集的CO2通过注入井注入目的层以达到提高原油采收率、同时将CO2进行有效封存的目的。

延长油田先后于2012年和2014年在靖边乔家洼油区和吴起油沟油区建立了两个CO2注入先导试验区，截至目前，两试验区已累计注入液态CO2约11.04×104t，并取得了显著的驱油与封存效果。基于此，为进一步加强CCUS技术在延长油田的应用，在前期CO2驱油与封存适宜区研究的基础上，以化子坪油区长6油层为研究对象，开展了目标区域CO2驱油规律及潜力分析，同时以长4+5盖层为研究对象，从孔喉特征、渗流特征和力学特征三个方面对其密封性进行评价基础上对目标油藏CO2地质封存潜力进行计算。

1 目标区概况

区域延长组长6油层为典型的岩性油藏，无明显边底水，油藏驱动类型为弹性-溶解气驱。区域含油面积28.27 km2，地质储量1.46×107t，油藏温度46 ℃，原始地层压力8.9 MPa，当前地层压力5.2 MPa，平均油层厚度14.10 m，平均孔隙度7%～12%，平均渗透率0.94×10-3μm2，平均含油饱和度42.2%，地层原油密度0.79 g/cm3，地层原油黏度3.4 MPa·s，平均含蜡量10.46%，地层水为CaCl2水型，总矿化度为32.14～79.39 g/L。另外，长6油层上部长4+5盖层发育，厚度为70～90 m。

区域有生产井385口，注水井100口，采用近似反九点井网开发，投产初期平均单井日产油2.0 t，综合含水率10.0%。目前，区域平均单井日产油0.5 t，综合含水率36.3%，累计采出程度7.11%，累计注采比0.51。

2 实验部分

2.1 实验仪器

细管(Φ3 mm×10 m)、100DX高精度注射泵、MINI-MR型核磁共振仪、耐高压岩心夹持器、耐高压中间容器、高精度回压阀、ASPE-730恒速压汞仪、PM33GY-17高压压汞仪、高温高压反应釜、D8X-射线衍射仪、PYC-1型排替压力测量装置、RTR-1000三轴应力测试仪。

实验岩心：均为天然岩心，其中盖层密封性评价实验所用1号、2号和3号岩心孔隙度分别为3.79%、5.06%、3.42%，渗透率分别为0.01×10-3μm2、0.08×10-3μm2、0.03×10-3μm2。

实验用油(水和气)：实验用油为地层脱气原油，其地面原油密度0.86 g/cm3，地面原油黏度4.6 MPa·s；实验用水为按照地层水矿化度配制的模拟地层水(地层水中加入浓度为15 000 mg/L的氯化锰)；实验用CO2气体纯度为99.99%。

2.2 实验方案

细管实验中，分别在7 MPa、9 MPa、12 MPa、15 MPa、20 MPa及25 MPa的注入压力下开展CO2驱油，气体突破前注入速度为0.1 mL/min，气体突破后注入速度为0.4 mL/min，累计注入量为1.2 PV。

长岩心驱替实验中，对实验岩心进行抽真空、渗透率测试、饱和水、饱和油后开展核磁共振测试，计算岩心中的原始可动油分布；在12 MPa压力条件下以0.1 mL/min的注入速度开展水驱油实验，直至采出端含水率为98%，进行核磁共振测试以计算水驱后岩心中剩余油分布；在相同条件下开展CO2驱油直至采出端不出油，进行核磁共振测试，计算CO2驱后岩心中剩余油分布。

盖层密封性评价实验分别按照相应的行业标准《SY/T 5346-2005岩石毛管压力曲线的测定》、《SY/T 5/843-1997气水相对渗透率测定》、《SY/T 6940-2014岩样核磁共振参数实验室测定规范》、《SY/T 5163-2010沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法》、《SY/T 5748-2013岩石气体突破压力测定方法》和国家标准《GB/T 50266-2013工程岩体试验方法标准》进行。

3 CO2驱油规律及潜力分析

图1为化58井注入压力与驱油效率关系曲线。由图1可知，在指定实验压力下CO2驱油效率依次为70.72%、76.46%、83.98%、90.46%、93.68%、96.37%，利用回归方程得到目标区最小混相压力值为14.28 MPa。结合区域原始地层压力(8.90 MPa)，可知在目标区开展CO2驱油实为非混相驱。

图1 化58井CO2驱油注入压力与驱油效率关系Fig.1 Relationship between displacement efficiency and injecting pressure of CO2 flooding in well Hua58

根据鄂尔多斯盆地致密砂岩储层特征[11-15]，利用弛豫时间可将孔隙大小分为微孔隙(<1 ms)、小孔隙(1～10 ms)、中孔隙(10～100 ms)和大孔隙(>100 ms)。图2为不同驱替方式下岩心核磁共振T2图谱，由图2可知，岩心孔隙结构呈现双峰偏细歪度型，且初始状态下岩心中原油主要分布在中孔隙、小孔隙和微孔隙中。

图3为岩心经过不同方式驱替后，与岩心原始状态相比，不同孔隙空间原油饱和度下降幅度，其中不同驱替方式下含油饱和度下降幅度是指该驱替方式(水驱或CO2驱)T2弛豫时间曲线与岩心原始状态曲线围成的面积占岩心原始状态T2弛豫时间曲线与横坐标所围成面积的百分比。结合图3可知，随着岩心由初始状态逐步转为水驱和CO2驱，两者对应的T2弛豫时间曲线幅度逐渐降低，说明随着不同驱替方式的进行，岩心中的剩余油被逐渐地驱替出来，且CO2驱可以在水驱基础上进一步驱替出岩心中的剩余油。具体为：水驱后，不同孔隙空间中含油饱和度在原始状态基础上共降低48.35%，CO2驱在水驱基础上不同孔隙空间含油饱和度进一步降低28.83%。另外，这与实验中计量得到的水驱驱油效率49.02%和CO2驱在水驱基础上提高驱油效率28.32%基本一致，说明CO2驱可在水驱基础上较大幅度地提高采收率。

水驱过程T2弛豫时间曲线幅度在大于10 ms阶段下降幅度较大，而在小于10 ms阶段则变化很小，这说明岩心中所驱替出的剩余油均为赋存在大孔隙和中孔隙中的剩余油，小孔隙中的剩余油动用极少，微孔隙中的剩余油则几乎未被动用。具体为：水驱后微孔隙中原油饱和度基本不变；小孔隙中原油饱和度下降15.21%，且主要集中在T2弛豫时间曲线为5～10 ms的孔隙空间中；中孔隙中的含油饱和度下降44.93%；大孔隙中的原油饱和度下降幅度达64.07%。

与水驱T2弛豫时间曲线相比，CO2驱过程T2弛豫时间曲线在小于10 ms阶段下降幅度最大，在10～100 ms阶段曲线下降幅度次之，在大于100 ms阶段曲线则下降幅度最小，这说明CO2驱可在水驱基础上大幅度驱替出水驱难以波及到的微孔隙和小孔隙中的剩余油，同时说明水驱已驱替出绝大部分大孔隙和部分中孔隙中的剩余油。具体为：水驱后开展CO2驱，微孔隙中原油饱和度下降幅度最大，达到33.25%；小孔隙、中孔隙和大孔隙中原油饱和度分别下降27.09%、26.71%和23.86%。

对比水驱和CO2驱不同孔隙空间中原油饱和度下降幅度可知：水驱提高驱油效率以驱替出中孔隙和大孔隙中赋存的剩余油为主，两类孔隙空间中的原油饱和度降低幅度占总孔隙空间原油饱和度降低幅度的96.93%，而CO2驱可波及到水驱难以波及的微孔隙和小孔隙，微孔隙和小孔隙中原油饱和度降低幅度占全部孔隙空间含油饱和度降低幅度的比例由水驱时仅3.07%上升至10.25%，这说明尽管目标区为CO2非混相驱，但与水驱相比，依然可以有效驱替出水驱难以动用的部分剩余油。

图2 不同驱替方式下岩心核磁共振T2图谱Fig.2 NMR T2 spectra of core sample under different displacement ways

图3 不同孔隙空间中剩余油分布Fig.3 Residual oil distribution in pores of different sizes under water flooding and CO2 flooding

4 盖层密封性评价

4.1 孔喉特征

图4为盖层岩样孔隙结构的毛管压力曲线。由图4可知，三组岩样的毛管压力曲线均呈现极偏右上方且中间进汞段平缓较长的特征。从图4(a)岩样恒速压汞曲线可知，随着进汞饱和度的增大，孔隙进汞饱和度和总体进汞饱和度曲线表现出毛管压力先迅速上升，后平缓上升的趋势，且这一过程中孔隙进汞饱和度曲线和总体进汞饱和度曲线基本呈重合的态势，同时，喉道进汞饱和度曲线则变化很小，且持续处于较低值，其平均进汞饱和度仅为1.79%，这说明在该压力条件下，汞难以进入喉道空间。从图4(b)岩样高压压汞曲线可知，三组岩样的平均进汞饱和度为83.37%，平均退汞效率仅为33.95%，岩样进汞和退汞体积差异较大，说明岩样孔隙中喉道细小，孔喉匹配关系差，孔喉连通性差，这种孔隙结构对CO2气体的运移能起到较好的阻隔效果。同时，进汞体积中微孔所占体积平均达到95.30%，说明CO2气体渗流空间十分狭小，不利于CO2的渗流。

图4 盖层岩样毛管压力曲线Fig.4 Capillary pressure curves of cap rock

图5为岩样的孔隙结构特征参数。由图5可知，三组岩样喉道和孔隙半径的分布均呈单峰状，低于峰值的喉道数量较多，高于峰值的喉道数量相对较少，且两者分布范围较窄(3号岩样喉道分布范围略宽)，喉道半径多分布于1.0～2.5 μm，孔隙半径多分布于100～150 μm，主要表现出中-小孔细喉道的特征[16]。另外，2号岩样的渗透率大于另外两组岩样，主要是由于三组岩样的孔隙结构分布状态基本相同，而2号岩样的喉道分布范围较宽，且各喉道数量所占频率相差较小，这也说明目标区域盖层的渗流能力主要由喉道大小控制。

图5 岩样孔隙结构特征参数Fig.5 Characteristic parameters of pore structure

4.2 渗流特征

图6为岩样在饱和水状态和离心后核磁共振T2图谱，其中离心压力为2.07 MPa。由图6可知，三组岩样饱和水状态和离心后T2图谱均呈单峰状，且峰值主要分布在小于10 ms的区间内，离心前后的T2图谱基本重合，这说明孔隙内流体主要表现为不可流动的束缚水，其平均饱和度为89.40%，平均可动流体饱和度为9.60%，平均可动流体孔隙度仅为0.43%。另外，气水相对渗透率测试结果显示：三组岩样气水两相区含水饱和度平均宽度为11.23%，束缚水饱和度下气相平均相对渗透率为0.23。这说明CO2气体在岩样中发生渗流的毛管阻力极大，气体难以有效进入孔隙。

图6 不同状态下岩样核磁共振T2图谱Fig.6NMR T2 spectra of core samples under different conditions

4.3 力学特征

表1为CO2与盖层岩石矿物反应前后岩样矿物组成和力学参数。由表1可知，三组岩样反应前后其矿物组成基本不变，这说明在地层温度和压力条件下，CO2几乎不影响盖层的矿物组成。

表1 反应前后岩样矿物组成和力学参数Tab.1 Mineral composition and mechanical parameters of rock samples before and after reaction

突破压力和突破时间是注入CO2后，岩石微观孔隙结构、矿物成分和流体性质及其渗流能力等特征的综合反应。从表1可知，反应前三组岩样的突破压力和突破时间分别达到10.3 MPa、10.3 MPa、12.6 MPa和398分钟、457分钟、412分钟，较高的突破压力和较长的突破时间说明CO2在盖层中渗流极为困难。同时，反应后，三组岩样的突破压力平均变化仅0.91%，突破时间平均变化仅1.65%，这说明注入的CO2对盖层的突破压力和突破时间影响甚微。

反应前，三组岩样的差应力分别为72.8 MPa、70.6 MPa、69.9 MPa，反应后其差应力平均变化仅0.37%，这说明盖层的抗压能力较强且CO2注入后对其抗压强度影响很小，可以有效防止注入的CO2在盖层中扩散。

5 CO2地质封存潜力分析

CO2在油藏中的地质封存机理主要包括溶解封存机理、自由气封存机理、矿物封存机理等，故在计算油藏CO2地质封存量时，需要对上述几种状态下的封存量进行单独计算，同时结合油田油气水的实际采出情况进行分析。

文中主要基于薛海涛[17]和S.Bachu建立的原油和地层水溶解度模型[18-19]，建立了一套CO2地质封存评价模型，其主要假设条件有：注入气与原油是一次接触混相、驱替是等温过程、Koval系数能够描述粘性指进、当注入方式为水气交替时，水和CO2以一定的比例同时注入、没有自由气存在、油藏不存在大裂缝，注入的CO2不发生泄漏。另外，由于目标区域为CO2非混相驱，因此模型中所运用的分流理论必须考虑以单独相态存在的气相。模型主要计算公式如下：

mCO2=mgCO2+moCO2+mwCO2；

(1)

mgCO2=(VφSoRo+Vop+Vwp)×ρCO2；

(2)

moCO2=Nooip/ρo×B(1-Ro)C×44；

(3)

(4)

(5)