基于物质的量平衡的气藏CO2 埋存潜力评估方法

汤勇 刘梦云 秦佳正 汪勇 袁权 李相宏 何佑伟

1. 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室；2. 中国石油西南油气田公司川中油气矿

随着世界范围内化石燃料的大量使用，CO2排放量在不断增大，过量排放CO2将会给地球环境和人类生活带来严重的影响。为解决和应对CO2排放量过大带来的环境问题，国内外的研究学者Bachu 等［1］(2003)、沈平平等［2］(2009)对CO2捕集、利用和埋存技术(CCUS)进行研究，确定CCUS技术是减少碳排放的有效途径。王敏生等［3］(2021)对碳中和约束下的油气行业发展形势及应对策略进行了分析。Wang 等［4］(2021)认为CCUS是实现碳达峰和碳中和所需的关键技术路径。CCUS 技术的发展将会给世界带来巨大的环境效益和经济效益。

CO2埋存潜力与经济效益直接相关，准确快速评价CO2埋存潜力能够量化CCUS 技术给社会和环境带来的经济效益，因此需要进行CO2埋存潜力评估。目前常见的CO2埋存量计算方法包括：容积法、压缩系数法、类比法、概率预测法、数值模拟法等。Zhou 等［5］(2008)、李琴等［6］(2011)使用容积法和压缩系数法对盐水层进行了埋存潜力评估。Frailey［7］(2009)回顾总结了类比法、容积法、压缩系数法、物质平衡法和数值模拟法预测埋存潜力的异同。Jonathan 等［8］(2021)、Noureldin 等［9］(2022)运用概率法对储层CO2埋存潜力进行了评估，同时分析了与该方法相关的不确定性。高冉等［10］(2021)提出一种基于数值模拟组分闪蒸运算的CO2驱动态埋存潜力计算方法。赵丰年等［11］(2020)、唐良睿等［12］(2021)运用数值模拟方法结合理论计算公式对储层CO2封存能力进行了研究。王锐等［13］(2021)使用实验和数值模拟的方法，建立了深部咸水层埋存过程中有效埋存量评估方法。Agartan 等［14］(2018)使用物质平衡方法对枯竭气藏进行CO2埋存量评估。常规CO2埋存潜力评估方法，如容积法、类比法、经验公式法存在误差大、计算精度较低的缺点；概率预测法、数值模拟法能够满足一定的精度要求，但建模及运算计算过程复杂，且耗时较长，要求参数过多。目前仍缺乏考虑埋存过程中气体偏差系数随温度、压力变化且建模过程快速简单的CO2埋存潜力评估方法。笔者建立了基于物质的量平衡的气藏CO2埋存潜力评估方法，考虑气体偏差系数随着温度和压力的变化，并基于川中地区实际资料计算了A 区块L1 井CO2埋存量。

1 CO2 埋存潜力评估模型

根据物质的量平衡原理，建立考虑气藏生产和CO2埋存等采注过程的摩尔守恒关系式。

其中

式中，ngm为目前状态下混合气摩尔量，kmol；ngi为原始气相摩尔量，kmol；np为采出的井流物摩尔量，kmol；为注入CO2摩尔量，kmol；pgm、pi、psc分别为目前状态下储层压力、原始地层压力、标况压力，MPa；Zgm、Zgi、Zsc分别为目前状态下混合气偏差系数、原始烃类偏差系数、标况下偏差系数；Vgm、VHCi分别为目前状态下混合气孔隙体积、原始烃类孔隙体积，m3；Gp、Gp、分别为原始地质储量、累计井流物产量、注入CO2体积，m3；Tgm、Ti、Tsc分别为目前状态下的储层温度、原始储层温度、标况温度，K；Bgi为原始状态下气体的体积系数， m3/m3；R为通用气体常数，0.008 314 MPa · m3/(kmol · K)；ΔVp、ΔVwc分别为孔隙体积变化量、束缚水体积变化量［15］，m3；Swc、Swi分别为束缚水饱和度、原始含水饱和度；ce、cf、cw分别为有效压缩系数、岩石压缩系数、地层水压缩系数，MPa-1。

将式(2)～式(6)代入式(1)可得

将式(8)代入式(7)得

将式(10)代入式(9)并化简得

最终的CO2埋存体积为

左右同除以Gi得

其中

式中，为累计注入的CO2体积与气藏地质储量的比值；PZ为目前混合气下的储层压力和烃类偏差系数的乘积与原始储层压力和目前混合气下的偏差系数的乘积的比值［16］；RF为气藏采出程度。

2 气藏CO2 埋存量影响因素分析

采出程度决定气藏能够直接埋存的空间，气体偏差系数体现气体随着温度、压力的变化，在埋存潜力评估时不能忽略这2 个因素的影响。

2.1 采出程度的影响

采出程度为累计井流物产量与地质储量的比值，通过改变累计井流物产量，运用上述模型进行埋存量计算。模型主要参数见表1，控制其他参数不变，如：原始烃类偏差系数固定为0.980 3 不变，改变采出程度，分析采出程度对CO2埋存量的影响。

表1 模型参数Table 1 Model parameters

设置压力为原始地层压力37 MPa，计算不同采出程度下的气藏CO2埋存量，结果见图1，绘制出不同采出程度对应的气藏CO2埋存量随储层压力变化曲线(图2)和随PZ变化曲线(图3)。

图1 地层压力 37 MPa 时气藏 CO2 埋存量随采出程度变化曲线Fig. 1 CO2 sequestration capacity vs. gas recovery efficiency of gas reservoir at reservoir pressure of 37 MPa

图2 不同采出程度对应的气藏CO2 埋存量随储层压力变化曲线Fig. 2 CO2 sequestration capacity vs. reservoir pressure under different recovery efficiencies

从图1 可看出，随采出程度的增大，CO2埋存量增大。亏空体积越大，越有利于CO2埋存。采出程度较低的气藏，因其孔隙体积内仍然有地层水、烃类气体等存在，对CO2埋存不利。采出程度越高，能够用于埋存的孔隙空间越多。从图2 可看出，随着采出程度的增加，CO2埋存量随储层压力变化曲线的斜率不断增大，与图1 变化趋势相符合。图3 为CO2埋存潜力评估图版，根据原始状态下和目前状态下的气体偏差系数和压力，计算出对应的PZ值，结合气藏地质储量即可算出气藏CO2埋存量。

2.2 气体偏差系数的影响

通过Standing-Katz 图版［17］得到不同温度和压力下(压力20～100 MPa、温度79 ℃)天然气和CO2的气体偏差系数。分别计算出单一气体的偏差系数，拟合得到烃类和CO2偏差系数随压力变化的关系式(15)、(16)，多项式系数见表2。模型主要参数见表1，控制其他参数不变，如采出程度固定为60%不变，改变气体偏差系数，分析其对气藏CO2埋存量的影响。

表2 烃类气体和CO2 偏差系数拟合参数Table 2 Parameters of hydrocarbon gas-CO2 deviation factor fitting

式中，Zg为烃类气体偏差系数；为CO2偏差系数；a1～a7为烃类气体偏差系数拟合参数；b1～b7为CO2偏差系数拟合参数。

基于式(17)计算不同压力对应的混合气体偏差系数［15］。

式中，Zgm为烃类气体和CO2混合状态下的气体偏差系数。

图4 为CO2、烃类气体、混合气体的偏差系数随着储层压力的变化曲线，可以看出，在相同的温度和压力条件下，烃类气体的偏差系数大于CO2，且当压力大于32 MPa 时，烃类气体的偏差系数大于1，与理想气体相比更难压缩，体积更大。CO2和混合气体的偏差系数都小于1，表示其与理想气体相比更易于压缩，体积更小。

图4 气体偏差系数随储层压力变化曲线Fig. 4 Gas deviation factor vs. reservoir pressure

按照混合气体偏差系数的计算公式，在相同温度、压力条件下，CO2的气体偏差系数比烃类气体更小，表明当气藏的烃类气体采出越多时，CO2埋存的越多，混合气性质(偏差系数)越接近于CO2。

3 应用示例

3.1 目标气藏概述

四川盆地是一个大型富含天然气盆地，已发现常规和非常规两大类油气资源，油气产层多，资源丰富，油气勘探潜力大［18-19］。川中地区上三叠统须家河组蕴藏着巨大的天然气资源，是典型的气藏储层［20-21］。目标气藏储集类型为裂缝～孔隙型，以孔隙作为主要的储集空间，裂缝作为油气渗流的重要通道。储层厚度在10～50 m 之间，岩性以中～细粒长石岩屑砂岩为主，具有低孔、低渗特征。气藏储层非均质性强，连通性普遍较差。A 区块L1 井开发已接近尾声，累产量高，储层具有亏空，满足气藏储存CO2能力的原则，可作为CO2埋存层。结合四川盆地川中地区A 区块L1 井的相关资料，评估该井埋存潜力。

L1 井埋深2 672.05 m，储层压力37 MPa，储层温度79 ℃。储层埋深大于800 m，小于最大注入深度5 000 m，埋深处于中等适应条件［22］；储层原始压力较大，但到开发后期枯竭状态时地层压力较小，地层压力处于较好适应条件；储层温度79 ℃，处于较好适应条件［23］，能够满足CO2以超临界流体的形态储存于地下［22］。对应气藏厚度54 m，具有较大的气藏亏空体积。地层倾角较低，气藏岩性以砂岩为主，表明L1 井气藏相关层位具有CO2埋存的潜力。上覆盖层为泥岩，盖层厚度较大，渗透率小于0.01×10-3μm2，能够满足CO2埋存后的密封性能。总结该气藏能够进行CO2储存，也具备埋存后密封的能力，因此需要进行CO2埋存潜力评估。

3.2 气体偏差系数计算

基于SK 图版［17］分别得到压力20～100 MPa、温度79 ℃状态下烃类气体和CO2的偏差系数，分别拟合得到烃类和CO2偏差系数随着地层压力的变化。由式(15)、(16)可以计算出20～100 MPa 区间内任意压力条件下两种气体对应的偏差系数。A 区块L1 井原始地层压力为37 MPa，该压力下混合气体偏差系数为0.831 3。

3.3 计算结果

对气藏CO2埋存量进行编程计算，绘制L1 井对应气藏CO2埋存量随压力变化曲线(图5)和随PZ变化曲线(图6)。可以看出，考虑气体偏差系数随储层温度和压力的变化预估的CO2埋存量为86 493 t，比不考虑其随温度、压力变化的传统物质平衡法的气藏CO2埋存量增加27%，计算结果更符合实际，对评估气藏CO2埋存潜力具有一定的现实意义。

图5 L1 井CO2 埋存质量随压力变化曲线Fig. 5 CO2 sequestration capacity vs. pressure for Well L1

图6 随PZ 变化曲线Fig. 6 vs. PZ

4 结论

(1)运用物质的量平衡方法，考虑了气体偏差系数随着温度、压力的变化，建立了气藏CO2埋存潜力评估模型，能够更准确地预测埋存量，为气藏CO2埋存量计算提供了一种新的计算方法。

(2)采出程度和气体偏差系数对计算模型具有重要影响，采出程度直接决定能够埋存CO2的亏空体积，又决定了混合状态下气体偏差系数的计算，本文的CO2埋存潜力评估模型更适合于采出程度大于40%的气藏。

(3)下一步将结合构造埋存量，将溶解埋存量、矿化埋存量、残余气埋存量等对应不同机理的埋存量考虑进模型，建立更加精确的计算枯竭气藏CO2埋存量模型。