鄂尔多斯盆地深部咸水层CO2驱水与埋存潜力评价方法研究

2021-11-13锐李阳吕成远唐永强崔茂蕾贾会冲刘玄刘建党

非常规油气 2021年5期

王锐李阳吕成远唐永强崔茂蕾贾会冲刘玄刘建党

(1.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院,北京 100083;2.中国石油化工集团公司,北京 100728;3.中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,郑州 450006)

0 引言

碳捕集利用与封存技术(CCUS)目前被认为是温室气体减排最具前景的技术。IPCC,IEA,GCCSI等国际组织研究表明,要实现温室气体减排目标,CCUS技术不可或缺[1-2]。据国际能源署预计,CCUS在2040年实现全球温度控制2℃情景中贡献超过9%,在实现2℃情景以下的目标更是必不可少。CCUS是一项实现电厂改造和工业升级,甚至负碳排放的最具前景的战略性技术[3-5]。

CO2地质封存是CCUS的重要环节,主要包括废弃油气田、不可开采煤层、深部咸水层等。深部咸水层因封存潜力巨大,技术可行,目前已获得了大量的实践。1996年,世界上第一个商业运行的咸水层CO2封存项目在挪威北海运行。2004 年和2008年,另外2个项目分别在阿尔及利亚和挪威陆续实施。截至2010年,这3个项目共成功注入1600万t的CO2,并证实未发生泄漏。此外,澳大利亚的Gorgon项目和Ot way项目、美国的Frio项目、德国的Ketzin项目等也在规划和运行中。在中国,神华集团于2010年在内蒙古鄂尔多斯盆地开展了国内第一个全流程的咸水层封存试验项目,对于我国掌握CCS相关技术及推动CCS工程示范具有重大意义[6]。

深部咸水层的埋存潜力巨大,但其埋存能力和注入性方面存在较大不确定性,特别是CO2注入过程中的压力积聚效应将对咸水层中CO2埋存产生巨大影响。CO2驱水与埋存技术是一种将咸水资源开采与CO2埋存有机结合的技术,一方面扩大了CO2在地层中的封存规模,另一方面采出的咸水及盐矿副产品经处理后可用于工农业生产和生活饮用,解决水资源短缺的问题,特别是对于我国西部水资源缺乏地区具有深远的战略意义[7-15]。

该文以鄂尔多斯深层咸水层为例,开展CO2驱水与埋存室内实验和数值模拟研究,确立了CO2驱水过程中3种埋存机理的有效埋存系数,以此建立深部咸水层CO2驱水过程中有效埋存潜力的评价方法,并对目标储层的埋存与咸水资源综合利用潜力进行了评价,为未来开展大规模咸水层CO2驱水与埋存提供了参考依据。

1 深部咸水层CO2驱水与埋存潜力评价方法

深部咸水层CO2驱水、埋存过程和深部咸水层CO2埋存存在一定的差异,其有效埋存量计算方法需要结合封闭体系与开放体系评价方法[4,6,17]。其CO2有效埋存量主要考虑CO2驱水替出的孔隙空间、CO2溶解在水体中、地层综合压缩效应等3种形式,其产生埋存量的计算方法如下述。

1.1 CO2驱水替换作用形成的埋存量

CO2驱水过程相当于开放体系,其驱替作用有效埋存量系数可由如下公式表示:

式中:EE为CO2在咸水层中的总的埋存系数;Egeol为CO2在咸水层中构造埋存系数;ED为驱替埋存系数。

式中:EAn/At为有效面积系数;Ehn/hg为有效厚度系数;Eφeff/φtot为有效孔隙系数。

式中:Ed为驱替效率;Evol为波及效率。

则CO2驱水替换作用形成的埋存量可由下式表示:

式中:MD为CO2驱水替换出的埋存量;A为深部咸水层面积;H为咸水层的厚度;φ为深部咸水层岩石的孔隙度;ρCO2为储层条件下CO2密度。

1.2 CO2在水体中溶解产生的埋存量

CO2在深部咸水层埋存过程中受到储层非均质性、CO2的浮力、CO2的波及效率及CO2在整个深部咸水层空间散开和溶解的影响。其溶解作用主要是CO2驱水后剩余水饱和度中的溶解量,理想情况下,在足够长时间CO2通过扩散作用能够波及剩余水饱和度。因此,由于溶解作用产生的有效理论埋存量可用下式计算:

式中:MCO2e为CO2在咸水层中溶解产生的有效埋存量;A为深部咸水层面积;H为咸水层的厚度;φ为深部咸水层岩石的孔隙度;Sg为CO2饱和度;ρCO2为储层条件下CO2密度;R为CO2在地层水中的溶解度。

1.3 CO2注入后地层综合压缩效应导致的埋存量

对于封闭体系来说,CO2埋存能力主要取决于地层水、注入气、岩石的综合压缩系数,以及地层初始压力和最终压力,埋存系数可通过下式计算:

式中:Ecomp为CO2在咸水层中的有效压缩埋存系数;ΔP为CO2注入过程中产生的压差,为0.8倍的岩石破裂压力值与原始地层压力之差,MPa;Ct为综合压缩系数,1/MPa。

其由于压缩效应产生的有效埋存量可由下式表示:

式中:Mcomp为压缩作用产生的有效埋存量;A为深部咸水层面积;H为咸水层的厚度;φ为深部咸水层岩石的孔隙度;ρCO2为储层条件下CO2密度。

在CO2驱水与埋存过程中,总的有效埋存量可由上述3种方式加和,即:

式中:Mt为总的有效埋存量;MD为CO2驱替产出水的有效埋存量;MCO2e为CO2在咸水层中溶解产生的有效埋存量;Mcomp为压缩作用产生的有效埋存量。

2 深部咸水层CO2驱水过程中埋存机理及有效埋存系数确立方法

深部咸水层CO2驱水过程中的埋存机理可分为3种形式:CO2在地层水中的溶解作用、CO2注入地层后的综合压缩效应及CO2驱水替换出的孔隙空间。通过室内实验和数值模拟手段,开展CO2驱水过程中埋存机理研究,明确在不同条件下CO2滞留机理及影响因素,为深部咸水层CO2驱水与埋存潜力评价提供基础参数。

2.1 CO2在地层水中的溶解实验

为了研究CO2在目标地层的溶解作用,选用与目的层接近的大牛地气层的盒1组地层水作为研究对象,该地层水样品矿化度为22 930 mg/L,水型为CaCl2型,离子组成见表1。

表1 目标储层模拟地层水离子组成Table 1 Ion composition of simulated for mation water in the target reservoir

按照表1离子组成配制模拟地层水,运用该水样进行不同温度和压力条件下的溶解实验,结果如图1所示。

图1 CO2在地层水中的溶解度曲线Fig.1 CO2solubility in brine at different conditions

图1中横坐标为压力水平,纵坐标为单位质量地层水中溶解CO2的质量。从图1可知,随着压力的升高,CO2在地层水中溶解度越大,低压下增加幅度明显,在压力较高时,增加幅度变缓。另外,随着温度的升高,CO2在地层水中的溶解度降低。

2.2 CO2注入地层后的综合压缩效应

CO2注入地层后,地层中存在CO2、地层水和岩石三相,3种物质的综合压缩系数可以反应体积压缩造成增加的CO2注入能力的增加。运用真实气体状态方程计算65℃时,不同压力下CO2的压缩系数,结果图2所示。

从图2可知,随着压力的增大,CO2的压缩系数呈幂指数递减关系变化,通过上述经验关系式,可以计算不同压力条件下的气体压缩系数。

图2 不同压力下CO2压缩系数曲线Fig.2 CO2compressibility factor at different pressure

根据目标地层水矿化度和水型条件,运用Duan的计算方法[18],计算地层温度65 ℃、地层压力条件下的压缩系数,结果如图3所示。

从图3中可知,在目标地层压力范围内,地层水的压缩系数为(4.187×10-4～4.217×10-4)1/MPa,显然地层水的压缩性较小,且随着压力升高,压缩系数逐步降低。

图3 不同压力条件下的地层水压缩系数曲线Fig.3 The compressibility factor of for mation water at different pressure

根据前人实验数据统计的结果得到岩石压缩系数Cp与孔隙度φ间的经验公式,矿场上普遍采用Hall图版曲线,其中Cp与φ关系如下:

式中:Cp为岩石压缩系数,1/MPa;φ为孔隙度,%。

目标储层孔隙度为6%～9%,平均孔隙度为7.5%,根据式(9)计算得到目标地层条件下的压缩系数为1.075×10-41/MPa。

深部咸水层CO2驱水与埋存过程中的地层总压缩系数由岩石骨架、孔隙中的饱和CO2和地层水组成,具体可由下式表示:

式中:Ct为综合压缩系数,1/MPa;Cg为CO2压缩系数,1/MPa;Cw为地层水压缩系数,1/MPa;Cp为岩石压缩系数,1/MPa;Sg为含气饱和度,小数;Sw为含水饱和度,小数。

根据上式及气体、地层水、岩石压缩系数,计算65 ℃,16.5 MPa条件下不同饱和度条件下的综合压缩系数,结果见表2。

表2 地层综合压缩系数数据Table 2 Thecomposite compressibility factor

从表2可知,随着CO2注入咸水层,CO2饱和度逐步增大,咸水产出导致的含水饱和度逐步降低,储层的综合压缩系数逐步增大。表2为不同含气饱和度条件下的压缩效应对CO2埋存的影响提供基础参数。

2.3 CO2驱水过程中的空间替换作用

2.3.1 CO2驱水室内实验

选用鄂尔多斯盆地目标储层不同渗透率岩心,分别进行岩心清洗、抽真空、饱和水后,再分别进行地层条件下的CO2驱水实验。地层压力为20 MPa,储层温度为65 ℃,注入速度为0.05 ml/min,实验结果如图4所示。

图4 不同渗透率条件下CO2驱水效率曲线Fig.4 CO2displacement efficiency curve at different per meability

从图4可知,渗透率为0.122 mD时,CO2驱水效率仅为9.15%。随着渗透率的增大,CO2驱水效率逐步增加。显然,渗透率对CO2驱替作用效果影响明显。在致密储层中,CO2驱水效果较差,而在低渗、中高渗储层中,CO2驱水效果较为明显。

2.3.2 CO2驱水数值模拟研究

为了进一步确定目标储层CO2驱水过程中的波及效率及驱水效率,以鄂尔多斯盆地石千峰组为例,应用Eclipse软件开展CO2驱水过程的一注一采模型的数值模拟研究,其模型示意图如图5所示。其中,模型面积为23 k m2,埋深为1 800 m,厚度为140 m,地层倾角10°。根据石千峰组地层的测井数据对模型孔、渗进行赋值,孔隙度为5.3%～14.1%,渗透率为0.019～9.003 mD;模型有效地层厚度约为70 m。模型纵向上共50层网格,平均网格厚度约3 m;平面12×12个网格,各网格尺寸为100 m×100 m,为精确模拟CO2运移过程,对原模型平面上进行网格加密,最终精细模型平面网格数为60×60,网格尺寸为20 m×20 m。注采模式选用顶注底采模式,注入井定20 t/d注入CO2,生产井定井底流压为5 MPa。生产井产气超过10 t/d后关井,注入井仍持续注入,当注入井井底流压达到破裂压力后,转为定压注入。井口温度20℃,模拟时间为25年,模拟结果如图6和图7所示。

图5 鄂尔多斯盆地二叠系储层实际地质模型Fig.5 The geological model for oneinjector and one producer

从图6、图7可知,CO2注入25年以后,CO2驱水波及效率为61.1%,CO2驱水效率为15.8%,最终的CO2驱水采收率为9.65%。显然,由于目标储层构造幅度较为平缓,基质岩心较为致密,CO2驱水的采收率较低,采水替换出的空间相对较小。

图6 CO2驱波及效率曲线Fig.6 Sweep efficiency curve for CO2EWR

图7 CO2驱驱水效率曲线Fig.7 Displacement efficiency curve for CO2EWR

3 鄂尔多斯盆地深部咸水层CO2驱水与埋存潜力评价

3.1 目标区储层基础参数概况

该文以鄂尔多斯盆地深部咸水层为研究对象。该盆地地层较为完整,整体发育为单斜构造,盆地内部为一西倾的大型斜坡,平均坡降一般为5～8 m/km。目标层位选取二叠系某层位,位于大牛地气田产层山西、太原组和马家沟组上覆,储层整体构造一致性较好,其主要物性参数见表3。

表3 目标储层参数表Table 3 Reservoir properties of target for mation

3.2 目标区储层CO2驱水与埋存综合潜力评价

针对目标咸水层,利用式(1)～式(9),对CO2驱水与埋存综合潜力进行评价。其中,CO2水驱采收率选取数值模拟最终采收率,CO2溶解埋存以CO2驱后剩余水饱和度完全波及为准,结果见表4。

表4 目标储层CO2驱水与埋存潜力评价Table 4 Storage capacity of CO2EWRfor target for mation

综上所述,目标工区二叠系储层CO2驱水与埋存过程中的CO2有效理论埋存量为474×106t。同时,根据CO2替换效应埋存量计算,可获得CO2驱产出地层水量,总计101.71×106m3。若按照每年埋存10×106t的CO2量来计算,理论上可满足该排放源埋存时间约47.4年,年产地层咸水量约为2.15×106m3。上述埋存量是理论最大埋存量,表明深部咸水层CO2驱水与埋存潜力巨大,实际工程实施过程中埋存量的确定仍要进一步深入评价。