新疆准东地区场地尺度二氧化碳地质封存联合深部咸水开采潜力评估

2021-11-20李旭峰文冬光罗兴旺刁玉杰杨国栋尹书郭

水文地质工程地质 2021年6期

马鑫，李旭峰，文冬光，罗兴旺，刁玉杰，杨国栋，尹书郭，曹伟

（1.中国地质调查局水文地质环境地质调查中心，河北保定 071051；2.中国地质调查局二氧化碳地质储存重点实验室，河北保定 071051；3.中国石油新疆油田公司准东采油厂勘探开发研究所，新疆阜康 831511；4.武汉科技大学资源与环境工程学院，湖北武汉 430081；5.武汉科技大学冶金矿产资源高效利用与造块湖北省重点实验室，湖北武汉 430081；6.中国石化中原油田濮东采油厂地质研究所，河南濮阳 457001）

以CO2为主的温室气体效应已引起了一系列全球环境问题。大气中CO2的平均浓度由工业革命前（1750年）的0.028%增加到目前的0.037%，如不加以限制，预计到2100年将达到0.110%[1−3]。CO2减排已成为人类共同关注的热点问题[4−6]。CO2深部咸水层封存被认为是最有效的碳减排途径之一[7]，国内外学者结合CO2深部咸水层封存已经开展了大量的研究工作[8−13]。我国深部咸水层分布广泛，主要咸水含水层1～3 km 的CO2封存潜力可达1.44×1011t[7]。但是大规模CO2深部咸水层封存会引起储层压力急剧积累，CO2泄露风险大，因此有学者提出了CO2地质封存联合咸水开采技术（CO2-EWR）[14−15]。该技术不仅可以实现CO2安全封存，还可以获取大量的卤水资源[16]。

国内外学者针对CO2-EWR 技术开展了大量研究。Li 等[17]结合我国准噶尔盆地利用均质模型研究了储层孔隙度、渗透率以及咸水溶解性总固体对CO2封存容量和咸水开采量的影响。Heath 等[18]研究表明CO2注入与咸水开采过程中，储层物性参数、盐度、边界条件都会影响压力变化和CO2封存效率，而压力是限制CO2封存量的重要因素[19]；CO2-EWR 注采模式不同，CO2最大注入量与咸水最大开采量有很大差异[20−21]。前人多聚焦于CO2-EWR 技术的初期研究，结合实际场地开展工程尺度CO2-EWR的研究较少[22]。

新疆是我国主要能源输出地，特别是煤炭资源，新疆有准东、吐哈、伊犁、库拜以及和丰-克拉玛依5大煤炭开发和加工基地。但是煤化工企业是高污染、高耗水的行业，对水资源的需求非常大。同时，新疆是我国西部水资源最短缺的地区之一，仅准东能源基地2015年就缺水2×108t。水资源已经成为制约西部经济发展，尤其是煤化工企业发展的主要瓶颈[15]。

规模化二氧化碳地质封存工程主要通过管道将排放源释放的CO2输送至封存场地。准噶尔盆地CO2源汇匹配情况较好。适宜性良好的咸水层封存场地基本分布在盆地中北部，源汇直线路径一般在70 km 以内（管道运输CO2），例如克拉玛依、富蕴县的喀拉布勒根乡和准东五彩湾工业园区的排放源。采用CO2-EWR 技术获取的深部咸水资源通过反渗透法、反向电渗析法、结晶法、蒸馏法等技术处理后，可直接用于工农业生产，处理成本约4～7 元/t[15]。准东五彩湾工业园区附近分布有大面积的咸水层封存场地，同时也是多个大型油田所在地，在该区域开展CO2-EWR 技术示范具有重要的战略意义和现实意义。

鉴于新疆准东能源基地水资源短缺现状和CO2减排的迫切要求，2018年自然资源部中国地质调查局联合中国石油新疆油田公司率先在新疆准东地区实施了国内首个CO2-EWR 野外先导性试验。本研究主要以此次野外先导性试验为依托，以准东地区侏罗系西山窑组下段砂岩储层为研究对象，开展场地尺度CO2理论封存量计算以及不同情景下CO2地质封存联合咸水开采潜力研究，获取了CO2驱水封存的关键技术参数，验证了CO2地质封存联合深部咸水开采技术的可行性与安全性，可为新疆准东地区实施规模化CO2地质封存联合深部咸水开采工程提供理论依据和技术支撑。

1 研究区概况

拟选准东CO2-EWR 场地位于新疆准噶尔盆地东部能源基地，交通便利（图1），区域地质构造位于准噶尔盆地中央隆起带东段白家海凸起东斜坡带上，受基底构造活动的影响和控制。研究区东临五彩湾凹陷，北临东道海子北断陷，西南为阜康凹陷，西北为漠区凹陷，为一被断裂切割的低幅度背斜构造。区域东南侧被东道海子断裂及次级断裂夹持形成断鼻构造，轴部地层平缓，两翼地层倾角2°～3°[23−24]。

图1 准噶尔盆地CO2 源汇匹配Fig.1 Matching of CO2 source and sink in the Junggar Basin

准东地区侏罗系西山窑组属湖成三角洲前缘亚相沉积，以煤层为标准层，根据沉积旋回和电性特征，自上而下分为2 段（J2x2、J2x1）。西山窑组上段（J2x2）岩性主要以泥岩和致密砂岩为主，在整个研究区均有分布，沉积厚8～22 m，孔隙度一般小于5.0%，渗透率一般小于1.0 mD，该段可以作为区域盖层。西山窑组下段（J2x1）砂体为储层，属砂质分流河道沉积，该套砂体在拟选碳储区域分布较稳定，属叠加沉积的块状储集体。该区自上而下分为6 小层，沉积厚度33～60 m，储集层平均孔隙度为14.6%，平均渗透率为2.81 mD，高程约−1 550 m[23−25]。研究区为低幅度背斜构造，圈闭性较好。

2 研究方法

2.1 模型构建

基于野外地质勘查、二维地震、钻探等数据，构建准东地区拟选碳储场地侏罗系西山窑组三维非均质地质模型。目标层有效厚度约为15 m，垂向网格划分为6 层，平面网格为30 m×30 m，共有158 622 个网格。模型平均海拔高程约为−1 550 m（图2）。目标储集层顶部埋深2 194 m，底部埋深2 337 m。

图2 拟选准东CO2-EWR 工程场地模型Fig.2 The proposed site model for the CO2-EWR project ineastern Junggar of Xinjiang

2.2 参数设置

储层的非均质性受砂体发育程度及展布方向控制。根据测井数据，研究区西山窑组储层孔隙度范围为0.1%～25.7%，平均孔隙度为14.6%。渗透率范围为0.02～232 mD，平均渗透率为2.81 mD[23−24]。利用测井数据开展协同模拟，得到拟选场地孔隙度与渗透率分布情况，如图3所示。其中X、Y方向渗透率相同，Z方向渗透率为X方向的0.3 倍。地层温度为76 ℃，注入层位地层破岩压力约为50 MPa。目标层地下水水化学类型为HCO3—Na 型，pH 值约为8.3，平均溶解性总固体为10.21 g/L，其中Cl-浓度为4.83 g/L[25]。

图3 研究区三维静态地质模型Fig.3 Static reservoir models of the study area孔隙度模型渗透率模型（X、Y 方向）

采用亨利定律计算CO2在咸水中的溶解与析出[26]：

式中：fiW—组分i在气相中的逸度/kPa；

xiW—组分i在水相中的摩尔分数；

Hi—组分i的亨利定律常数/kPa。

其中每个组分的亨利常数受压力与温度的影响。

计算CO2气体逸度采用Peng-Robinson 状态方程[27−28]：

式中：P—压力/kPa；

T—热力学温度/K；

R—通用气体常数，为8.314 J/（K·mol）；

V—偏摩尔体积/（L·mol−1）；

a、b—状态方程式参数。

计算气水相对渗透率Corey 模型[29−30]：

式中：krl—液相的相对渗透率；

krg—气相的相对渗透率；

Sl—液体饱和度；

Slr—残余液体饱和度；

Sgr—残余气体饱和度。

模型中液体饱和度（Sl）设置为0.999，残余液体（Slr）、气体（Sgr）饱和度分别设置为0.200 和0.060，最大残留气体饱和度设为0.200。根据测井数据设定模型中部储层初始压力为25.0 MPa。

2.3 注采方案

本文采用多井注入模式，注采井在模型范围内均匀布设，主要设计2 种注采情景，如图4所示。模型边界条件设置为封闭边界。

图4 情景设置Fig.4 Scenario settings

方案1（单纯的咸水层CO2地质封存）：5 口注入井，模拟时间为50 a。注入井射孔位置在储层中下部，单井CO2设计注入量为10×104t/a，最大注入压力50 MPa（不大于注入层破岩压力），连续注入30 a，后续持续模拟20 a。

方案2（CO2-EWR 技术）：5 注5 采，模拟时间为50 a。注入井射孔位置在储层中下部，单井CO2设计注入量为10×104t/a，最大注入压力50 MPa，连续注入30 a，后续持续模拟20 a。生产井主要设置在注入井下方（构造面较低的位置），生产井单井设计产水量为500 m3/d，井底最大压降为10 MPa，气体（抽出水中的CO2气体）累计产出量达到500 m3/d 时，停止产水。

3 结果分析与讨论

3.1 静态理论封存潜力评估

USDOE 提出了单纯的咸水层CO2地质封存计算方法。在相同边界条件限定下，对于一套固定的咸水层，CO2-EWR 技术的CO2封存量要比单纯的咸水层CO2地质封存量大的多。但由于目前尚无成熟的CO2-EWR 技术封存潜力评估公式，本文仅对单纯的咸水层CO2地质封存潜力进行了评价。静态地质建模结果显示岩石总体积为9.16×108m3，孔隙体积为1.01×108m3，即为理论地下水资源量。

计算单纯的咸水层CO2地质封存潜力采用USDOE潜力评估公式[31]：

式中：A—咸水层有效分布面积/m2；

h—咸水层有效厚度/m；

φe—咸水层平均有效孔隙度；

ρCO2—地层条件下CO2密度/（kg·m−3）；

Esaline—封存效率（有效系数）/%。

根据地层条件（温度76 ℃以及压力25.0 MPa）下，CO2密度大约为707 kg/m3。计算结果见表1。

表1 基于静态地质建模的CO2 埋存量Table 1 CO2 storage capacity from static geological modeling

3.2 CO2 注入量

方案1 与方案2 中CO2由注入井以10×104t/a 的设计量持续注入30 a，最大注入压力设置为50 MPa。从图5 中可以看出，方案1 中CO2累计注入量为2.14×106t，累计注入时间约5 a；方案2 模型中CO2累计注入量为11.18×106t，累计注入时间约23 a。模拟50 a 之后方案1 储层中平均压力达到了46.70 MPa，方案2 储层中平均压力达到了43.85 MPa。由此可以看出，单纯注入情景下，注入井井底压力在较短时间内就达到了设计关井压力，CO2注入量仅为2.14×106t；在注采结合的情景下，生产井抽取储层咸水可以有效腾出储层空间，减缓了CO2注入过程中储层压力增速，CO2可累计注入11.18×106t，注入总量为方案1 的5.22 倍。

图5 CO2 累计注入量与储层平均压力变化Fig.5 Variation of the cumulative amount of CO2 injection and the average reservoir pressure

不同情景下，CO2单井注入量存在很大差异。方案1 中CO2单井累计注入量均低于0.60×106t，方案2 中CO2单井累计注入量均在2.00×106t 以上。从CO2注入速率可以明显看出，方案1 储层中CO2的总体注入速率呈持续下降趋势，方案2 储层中CO2的总体注入速率呈现先上升后下降的趋势，CO2的注入速率与储层平均压力变化（图5、图6）呈现极好的负相关关系。由此可见CO2注入过程中，注入井井底压力的变化对CO2注入量起着关键性作用，这与Buscheck等[19]的研究结果是一致的。

图6 单井CO2 注入量与整体注入速率的变化Fig.6 Variation of the cumulative amount of CO2 injection in a single well and the overall injection rate

3.3 CO2 空间分布

CO2进入咸水层后，在注入压力与地层压力的共同作用下主要沿着岩体层面向上部、周围扩散。单井注入条件下，底部岩层气相CO2封存量明显少于上部，主要是因为CO2密度明显小于咸水，在注入压力、浮力等作用下会快速向上部运移，同时也向周围扩散，Wen 等[33]的研究也证实了这一点。CO2向上扩散的过程中遇到渗透率较低的岩层时，会减缓垂向扩散速度而向周围加速扩散。从图7 可以看出，储层中的CO2主要沿着岩体层面发育方向向地势高的地方扩散运移，垂向最大扩散距离已达到整个储层。气相CO2主要由下部向上部扩散、由两翼向轴部扩散，扩散过程中受地层物性参数的影响较大，气相CO2优先进入渗透性较好的区域[34]。

图7 气相CO2 饱和度空间分布Fig.7 Distribution of CO2（g）saturation

不同注入井气相CO2羽的空间分布特征也不相同，局部岩体渗透性以及地形差异导致CO2进入储层空间后的迁移途径与分布差异显著。从空间分布上可以明显看出，方案1 中气相CO2的空间分布范围明显小方案2（水平分布与垂向分布范围），进一步印证了注采结合的CO2咸水封存方式可以充分利用储层空间，增大CO2咸水封存量，同时获取丰富的地下水资源[22]。与此同时，CO2注入过程中方案2 中气相CO2始终没有扩散至生产井，表明注采结合的CO2咸水封存方式安全系数较高。

CO2进入咸水层后另外一种赋存形式是溶解态。咸水层中溶解态CO2主要在浓度差的驱动下向周围运移，主要受储层温度、压力、溶解性总固体、渗透率等因素的影响。储层中溶解态CO2的分布与气相CO2的分布趋势大体相同，但其分布范围大于气相CO2。从图8 可以看出，方案1 中两翼的溶解态CO2分布范围已基本相连，而方案2 中溶解态CO2几乎分布于整个储层融为一体，远远大于方案1 中溶解态CO2的分布范围，储层空间得到高效利用。

图8 溶解态CO2 空间分布Fig.8 Distribution of dissolved CO2

模拟结束后，方案1 中CO2累计注入2.14×106t，其中气相CO2为1.94×106t，溶解态CO2为0.21×106t，分别占注入总量的90.41%、9.61%。方案2 采用注采结合模式，CO2累计注入11.18×106t，其中气相CO2为10.36×106t，溶解态CO2为0.82×106t，分别占注入总量的92.71%和7.31%，溶解态CO2所占比例略低于方案1。但从CO2的溶解总量看，远大于方案1。

3.4 CO2 驱水封存可行性讨论

上文基于静态模型，计算了研究区西山窑组单纯的咸水层CO2静态理论储量为：P10=0.86×106t，P50=1.72×106t，P90=2.94×106t（表1）。通过开展2 种注采情景模式的动态封存潜力评估得出，单纯的咸水层CO2地质封存（方案1），CO2的累计注入量为2.14×106t，略高于理论储量P50。采用CO2-EWR 技术（方案2），CO2累计注入量可达11.18×106t，CO2的封存潜力大幅提升，同时可以获取深部咸水资源10.17×106t（图9），CO2吨采水率达到0.91。方案1 中CO2注入井压力持续上升至50 MPa 后停止注入，而方案2 由于采用CO2-EWR 技术，咸水开采大幅降低储层压力，CO2注入前10 a 井底压力一直小于地层初始压力（图10），注入井压力增速大幅减缓，这与Hosseini 等[35]的结果是一致的，注入结束后，方案2 中各注入井井底压力平均增幅比方案1 低11.28%。由此可见，CO2-EWR 技术可以有效降低注入井井底压力，增加CO2注入量，提升CO2地质封存的安全性，同时获取大量咸水资源。

图9 方案2 中CO2 累计注入量与产水量Fig.9 Cumulative amount of CO2 injection and water production in Case 2

图10 方案1 和2 中各注入井井底压力Fig.10 Bottom-hole pressure of injection well in Case 1 and Case 2

3.5 环境影响分析

CO2进入深部咸水后溶于水，除引起短暂水环境pH 值减小外（长期CO2-水-岩相互作用后将趋于平衡），对深部地下水影响较小。拟选碳储场地盖层封闭性较好，注入的CO2不会通过地层发生泄漏，但有可能通过生产井进入地表环境[36]。单纯注入（方案1）模式，无CO2逸出地表。注采（方案2）模式，整个过程中CO2累计注入11.18×106t，随深部咸水累计采出地表的溶解态CO2为229.44 t（约合98.19×104m3，1bar，25 ℃），约占CO2注入总量的0.002 05%，CO2最大采出速率为186.84 kg/d（约104.70 m3/d），一般低于100.00 kg/d（约56.04 m3/d）（图11），CO2逸出率远小于0.01%[37]。由于采出CO2与采出咸水体积比最大不超过0.2（图12），而地表环境（1 bar，25 ℃）下1 体积水可溶解约0.734 体积的气相CO2[38]，因此采出的CO2可以全部溶解在水中，不会进入大气中。由此可见，CO2地质封存联合咸水开采对地表环境的影响也微乎其微。

图11 CO2 累计采出量与采出速率Fig.11 Cumulative production amount and production rate of CO2

图12 采出CO2 与采出咸水体积比（1 bar，25 ℃）Fig.12 Volume ratio of produced CO2 to produced saline water（1 bar,25 ℃）

3.6 经济效益分析

在新疆准东地区开展CO2地质封存联合咸水开采，在减排CO2的同时可以获取大量地下水资源，其中白垩系东沟组地层CO2采水率（封存1 tCO2与驱出深部咸水质量的比率）可达1.3[22]，准东地区侏罗系西山窑组地层CO2采水率可达0.91。准东地区工业用水价格约10 元/t，而CO2-EWR 采出地下水处理费用约为4～7 元/t，可获取巨大经济效益，为企业减负，同时还可获取大量盐类资源（每吨采出水可获取盐类资源30～35 kg）用于工业生产。CO2的注入成本约300元/t，由于需要抽采地下水，CO2注采结合的能耗成本略高于CO2只注不采模式，但是CO2-EWR 技术可获取大量的深部地下水资源以及盐类资源，从而获取额外的经济效益，降低CO2注采结合的综合成本。CO2-EWR 技术相对于单纯的CO2地质封存技术经济效益明显，或将成为未来准东工业园区有发展前景的碳中和技术。