天然气地下储气库CO2作垫层气研究现状

杜思宇,柏明星,张志超,刘敬源

(1.东北石油大学,黑龙江 大庆 163318;2.提高采收率教育部重点实验室,黑龙江 大庆 163318)

随着近年来我国经济的高速发展,天然气消费量和需求量逐年增加,季节性、区域性差异更加明显,同时天然气供需之间的矛盾加大,储气库用于应急调峰和战略储备的意义也愈加凸显。建设天然气地下储气库,能够有效缓解天然气供需矛盾,调节供求不均衡性[1-4]。储气库库容量的25%～75%气体被用作垫层气,为储气库开采工作气提供压力,并抑制地层水流动、防止水体侵入、保障储气库稳定性[5-8]。CO2在超临界状态下的高可压缩和高粘度的特性,使其成为天然气地下储气库垫层气的合理选择[9]。尽管CO2作天然气地下储气库垫层气还没有实际的工程实践,但油气田开发中已积累了大量CO2埋存经验,为CO2作垫层气提供了一定的理论基础。采用CO2作垫层气不仅可以节省大量资金,而且可实现CO2地质埋存、减轻温室气体效应[10-11]。所以,对CO2作天然气地下储气库垫层气的研究就显得尤为重要。为此,从CO2作垫层气可行性分析、CO2与CH4的混合机理以及CO2对储层岩石的影响进行总结梳理,旨在为CO2作天然气地下储气库垫层气的实施提供技术支持。

1 CO2作垫层气的可行性

1.1 CO2与CH4的物性差异

垫层气是初期建设天然气地下储气库极其重要的一部分。常用的垫层气有氮气(N2)和天然气(天然气的主要成分是CH4)[12-14]。N2易与天然气发生混合,导致采出工作气杂质增多,热焓值降低,影响正常使用;而天然气本身作垫层气,部分天然气存留在储气库内不易被采出,无法进行售卖,从而造成直接经济损失。因此,作垫层气的气体不仅要经济廉价,同时要满足与天然气的物性差异较大。最早,Oldenburg等[15]首次提出将CO2注入气藏作为储气库垫层气的可能,研究指出当地层温度略高于CO2临界温度时,CO2密度、黏度都比CH4大。CO2相对较大的黏度有利于CH4的迁移,降低了CH4与CO2相互混合的趋势,使得CO2在运移中更倾向于驱替CH4,形成倾斜的混相过渡带,而不是发生大面积的混合。谭羽非[16]、李勇凯等[17]研究也同样表明,枯竭油气田和地下含水层改建的天然气地下储气库内的温度、压力使得CO2刚好处在超临界区间内,能充分发挥CO2高密度和高粘度的特性。同时在重力梯度的作用下,CO2作垫层气会集中在储层底部,由此可置换出更多工作气。压缩系数代表气体在空间的储存能力,也是垫层气物性考量之一。Zhang等[18]指出,CO2超临界条件下的压缩系数远高于CH4,若采用CO2作垫层气,在注采阶段可为工作气提供更多的存储空间和更强大的推动力,但并不代表CO2在超临界区间内温度和压力越大越能发挥其物理特性。李国韬等[19]模拟研究表明,当温度在40 ℃左右、压力范围为6～10 MPa,CO2的压缩系数会发生大幅度变化,CO2作垫层气将有利于增加工作气的储气空间;当温度超过40 ℃时,CO2的压缩系数较大,CO2作垫层气的优势就会降低。

上述对CO2和CH4物性差异的对比分析表明,CO2作天然气地下储气库垫层气具有巨大的优势和潜力,既可以“激活”地下储气库中的“死气”,又能起到缓解温室效应的效果。

1.2 CO2作垫层气相关实验研究

通过对CO2与CH4物性差异分析,从理论角度证明了CO2可以作为天然气地下储气库垫层气。开展CO2作垫层气的相关混气实验并同物性分析研究结果对比,有利于深入了解CO2和CH4的混合扩散机理,同时再次有力论证CO2作天然气地下储气库垫层气的可行性。胡书勇等[20]混气实验表明,CO2相态对混气现象的影响很大。在常温常压下,色谱检测到8%的CO2,可推测CO2和CH4在中间容器内发生了明显的混气现象;在CO2超临界条件下,气体出口端仅检测到微量的CO2,说明在该条件下,两种气体保持良好的分层状态而非趋于混合。但该组实验是在中间容器内完成的,并没有考虑CO2和CH4在实际岩石介质中的混气现象。为此,李勇凯[17]开展了长岩心驱替实验,实验结果表明,CO2驱替CH4过程具有活塞式驱替的部分特征,两种气体呈现出混合带型,包括纯CH4流动带、CO2与CH4混合带和纯CO2流动带,实验探究结果与物性分析结果一致。再次论证有介质存在时,在储气库运行条件下,CO2作储气库垫层气的可行性。Zhang等[18]对CO2作垫层气的整个注采工作气过程进行实验,通过测定中间容器上、中、下层气体CO2摩尔百分比含量的比较得出,在注气过程中,CO2逐渐被置换到底部,在下层形成了明显的CO2与CH4混气区;在采气阶段,中间层CO2摩尔百分比增大,混气区上移,但大部分CO2集中在下层为CH4提供动力。当混气区位于下层区域,CO2不仅可以被用作垫层气,同时可实现CO2地质埋存,一举两得。

2 CO2作垫层气与工作气混合的影响因素

由于受到分子扩散、对流扩散以及储气库运行条件等因素的影响,垫层气势必会与工作气发生混合。混合程度过大,会导致采出天然气的热焓值降低,影响正常使用,甚至使储气库内动力学特性发生改变,产生局部阻塞的危险。因此,有必要对影响CO2和CH4混合程度的因素深入研究,准确预测和调控混合带的运移,为CO2作垫层气的天然气地下储气库的运行提供参考。

2.1 静态因素

2.1.1 孔隙度 孔隙度决定了垫层气和工作气在储层内部运移扩散的空间条件。孔隙度越大,气体分子之间的扩散越快,两种气体的混合扩散能力越强,但气体在储层中的运移速度会减慢,CO2和CH4混合带的发展缓慢。胡书勇[20]、Sadeghi等[21]模拟结果表明,孔隙度越大,采出工作气中混有CO2含量越低,但从整体来看孔隙度对CO2和CH4的混合影响不大。王玉洁[22]在对枯竭型储气库CO2作垫层气的模拟研究中指出,当孔隙度为0.1时,采出气中CO2摩尔含量明显高于其它孔隙度,并随着时间的推移,采出程度接近于某一定值。可能的原因是孔隙度太小,供气体活动的空间变小,反而增加了流体速度,加快了工作气和垫层气的混合。因此,为能合理的控制混气带的发展,当储气库的孔隙度较低时,应相对减少CO2垫层气比例。

2.1.2 绝对渗透率 一般来说,储层物性越好,流体流动性越好。地下储气库的注气能力和产能受到岩石物性的制约,主要是绝对渗透率的制约。绝对渗透率越大,气体之间扩散越容易,导致气体的混合程度增大。但从储气库注采能力和库容量角度来分析,绝对渗透率越大越好。李勇凯[17]研究表明,从采气质量和混气角度来分析,储层的绝对渗透率应越小越好。但注采井的注采能力变差,注采井周围储层平均压力变化幅度大,对于提高储气库库容来说是不利的。胡书勇等[20]模拟结果认为,如果从经济化的角度出发,只要混气带在合理的控制范围内,取工作气采出程度增幅明显降低的渗透率最合适。同时两位研究者都指出,在实际工程实践中,要根据实际的工程参数,从经济角度和混气程度两个方面综合分析,选取适合的渗透率储层,对天然气地下储气库的运行优化具有重要意义。

2.2 动态因素

2.2.1 压力 压力对气体混合的影响主要有以下几个方面:①压力主导着气体的流动,压力改变直接影响储气库的运行;②压力变化会影响两种气体的分子扩散系数,从而影响气体混合;③压力影响着气体的物理性质,包括密度、黏度以及压缩因子等,物性的改变直接影响CO2和CH4混合。李勇凯[17]、胡书勇等[20]对比在未注入CO2垫层气时储气库压力对回采气中CO2摩尔含量的影响时认为,只要压力设定在8 MPa以上,压力对CO2和CH4混合及运行的影响较小。CO2的超临界压力为7.38 MPa,当低于临界压力时,CO2是以气态形式进入储气库内,气体分子之间扩散加剧,CO2和CH4之间的混合程度较大;当高于CO2临界压力时,CO2以超临界流体进入储层,能充分发挥CO2的物性,CO2和CH4混合程度降低。王玉洁[20]的模拟结果指出,在实际生产中,无论是边缘或是底部注入CO2垫层气,储气库的初始压力均不能过低,同时也要控制储气库工作气和总储量的比例。这可能的原因是,工作气量占比过高,在采气时压力下降过快,储气库内压力变化速率过大,导致CO2和CH4混合加剧。因此,在生产过程中应监测压力变化幅度在合理范围内,确保在下限压力以上,压力对CO2和CH4混合程度影响不大。

2.2.2 温度 通过对CO2作垫层气可行性分析知晓,储层温度影响CO2和CH4的物性参数。此外,温度越高,气体分子扩散系数越大,进而影响CO2与CH4的混合。王玉洁[22]、李勇凯[17]采用数值模拟方法探究温度对CO2垫层气和CH4混合程度的影响,研究结果都表明:随着储气库温度的升高,采气中CO2摩尔含量增大,说明两种气体混合程度越高。但对比不同温度,采出气中CO2摩尔含量变化较小,温度对储气库混气影响相对较弱。Ma等[23]通过建立多组分渗流模型模拟结果认为,随着温度升高,混合区有减小的趋势,但变化趋势并不明显。在天然气地下储气库建设初期,尽量避免采用温度过高的储气库建库,虽然在储气库运行过程中,储气库内温度会发生变化,但对于CO2和CH4混合影响不明显。

2.2.3 CO2垫层气比例 储气库中CO2垫层气比例,是指在天然气地下储气库最小运行压力下,储气库内处于超临界状态的CO2含量占储气库总含气量的比值。CO2垫层气比例对储气库的产气质量和稳定运行至关重要。Sadeghi等[21]分析了不同CO2垫层气比例,采出气中CO2含量和滞留率的变化得出,随着CO2比例增加,采气中CO2含量会显著增加,导致天然气可能达不到热值标准。但CO2垫层气占比越高,储气库能维持的压力越高,可减少工作气滞留。胡书勇[20]、李勇凯等[17]采用数值模拟方法分析指出,CO2垫层气比例为30%时,天然气采出程度较高,但回采气中CO2含量也大幅度上升。CO2垫层气比例为20%时,天然气采出程度也相对较高,与垫层气比例为10%的混气程度相差不到3%。从运行状况、资金投入以及混气方面综合来看,CO2垫层气比例为20%时效果更好。对于裂缝型天然气地下储气库来说,尽管CO2垫层气从边缘气井注入,在很大程度上减小了混合带的波及范围,但CO2垫层气比例增大,混合带的影响范围将会大幅上升。牛传凯[22]根据模拟的计算结果分析,在裂缝型枯竭气藏储气库中,CO2垫层气比例在19.5%～32.5%,并采用边缘注CO2垫层气的方式,CO2和CH4的混合对储气库运行调峰过程不会产生影响。

2.2.4 注采速度 天然气地下储气库的运行特点是高强度的注采过程,这将导致CO2和CH4混合更容易发生。控制混合带发展是保障工作气质量的前提。在天然气地下储气库的注气阶段,分段注气方式要好于连续性的注气方式。胡书勇等[20]指出,在储气库注气初期,应采用较小的速度注入工作气,中期可适当的加大注气速度,注气末期平稳减小注气速度,能很好的保证混气带的平稳推进,降低注气速度对CO2和CH4混合的扰动。采气速度是储气库生产中最重要也是最受关注的参数之一。采气速度越快,储气库内的地层压力下降越快,并且较早地达到储气库下限压力,对储气库的高效运行产生不利影响。李勇凯[17]、Sadeghi等[21]以定产量的生产方式,通过控制回采天数来探究不同采气速度对混气的影响。研究表明:回采速度越快,采出气体中混有CO2气体越早出现,混合带发展也越快。由此来看,天然气地下储气库采气速度越小越有利,但速度太小又无法满足用气调峰和用户需求。因此,最佳采气速度应是在能保证用气调峰和用户需求前提下的最小采气速度。

2.2.5 储层厚度 一些学者指出,N2作垫层气时,储层越厚,地层平均压力及井点压力上升的趋势越缓慢,从储气量角度来说,储层厚度越大对注气量的提高越有利;但从混气的角度来说,储层厚度越大,气体混合程度越高。因此,采用N2作垫层气时,储层厚度应该越薄越好[24-25]。N2的物性与CH4物性相差不多,而CO2的密度远大于CH4密度,因此在讨论CO2作垫层气储层厚度对气体混合的影响时,应当考虑重力作用。Ma等[23]模拟储层厚度分别为22,50,100 m条件下,CO2和CH4的混合程度。模拟结果显示,在重力作用下,随着储层厚度的增加,CO2和CH4混相界面倾角变小,倾向于水平方向,混合程度降低,CH4的分布区域逐渐呈现出倒锥形状。李国韬等[17]也指出,在采气时,CO2是锥形推进的,较厚的储层,CO2的突进现象缓慢,采出的甲烷气体较纯净。对于储层厚度相对较薄的储层,由于气体流动的主要方向是水平流动,重力突进以及CO2和CH4的接触界面较大,导致混相界面面积变大,增加了两者的混合程度。因此,对于很薄的储层来说,减小注采速度是降低混合程度的有效方法。

2.2.6 注采周期 注采过程中,在保证CO2和CH4混合程度不会过大且储气库内部可以保持正常流动状态的前提下,注采周期越长,对混合的控制是越有利的。而实际的用气需求无法始终保持注采周期的稳定,混合带的发展也会随之改变。由此看来,探究注采周期对混气带的影响十分必要。王玉洁[22]、李勇凯[17]的模拟结果表明,无论是从储气库的边部还是底部注入CO2垫层气,在经历4个注采周期后,储气库内平均地层压力逐渐下降,第4个周期结束后CO2含量是第1个周期的50倍左右,并且CO2出现的时间也随着注采周期的增大越来越早。这是由于,随着注采制度的进行,CO2和CH4的混合程度变高,混合带逐渐向生产井靠近。为能满足调峰的要求,需要通过合理调配注采井的工作制度,来安排注采周期调配方案。牛传凯[22]同样采用两种注气方式对裂缝型天然气地下储气库CO2作垫层气多周期注采进行模拟,该研究结果也表明多周期注采使得气体在储气库内的扰动加剧,混合带波及的范围随之增加。尽管储气库内扰动增加,但整体仍按照分层的形式发展。这可能的原因是,CO2和CH4的密度差异和重力综合作用下的结果。为了降低注采周期对混合程度的影响,在每个注采阶段结束后,关井一段时间在进行下一个周期的注采,更有利于混合带的控制和发展。

2.2.7 垫层气注入方式 CO2垫层气的注入方式不同,储气库在经历多周期注采后,CO2和CH4的混合程度也会受到很大的影响。CO2垫层气注入到储气库主要有两种方式:一是先注入CO2垫层气充满整个储气库,再从含气中心区域注入天然气,利用天然气逐渐向外驱替CO2,形成中心区域为天然气的模式;二是在天然气地下储气库的边缘井注入CO2垫层气,中心井位置注入天然气的模式。牛传凯[24]对比以上两种方式,分析得出,第1种方式在最初时刻,天然气的注采井附近就已经存在大量的CO2垫层气,由于天然气高速注入,加剧了CO2和天然气之间的混合。相比较而言,采用从边缘注入垫层气的方式,CO2垫层气只存在边缘气区,中心井注采天然气时,有效避免流体剧烈流动导致CO2和天然气的混合。因此,CO2作垫层气时从储气库边缘注入的方式更有利于储气库高效运行。王玉洁[22]对比CO2垫层气从外侧注入和底部注入两种不同方式,对比模拟结果,进一步证明了CO2垫层气从储气库的外侧注入,在很大程度上降低了CO2和天然气混合的影响。但并不是所有储气库都满足从边缘注入垫层气的条件,特别是对于含水层型储气库和枯竭油藏型储气库来说,还要考虑排水的问题。此外,尽管作为垫层气的气体不被采出,垫层气的注入也不是一次性完成的,垫层气在储气库内也存在一定的消耗,比如CO2在水中的溶解。因此,还需要及时补充垫层气,维持储气库压力。总而言之,最佳CO2垫层气注入方式就是最大限度发挥CO2物性的同时,还能保障储气库的正常运行,从而降低不同垫层气注入方式对CO2和天然气混合带来的影响。

3 CO2作垫层气对储气库库容及稳定性的影响

赵明国等[26]模拟油藏条件下,CO2驱天然岩心的室内实验,实验结果表明:驱替后的岩石,孔隙度、渗透率以及润湿性都逐渐增大。这是因为CO2溶于水,流体环境酸化,与岩石孔隙表面矿物发生地球化学反应,使得岩石的孔隙结构和润湿性发生改变。谷丽冰等[27]在CO2与岩石和流体的相互作用实验中指出,储层不同位置矿物溶解度有所不同,上部岩石的矿物溶解最多。可能的原因是在驱替过程中,CO2从上端注入与岩石和流体最先反应生成部分沉淀和微粒向下运移,与矿物溶解造成的孔隙体积增大相互抵消,生成的沉淀堵塞孔隙吼道,下部的孔隙度变化不明显。此外,胶结物溶解的同时,钾长石在酸性环境下会转化为高岭石。赵仁保等[28]岩心驱替实验也证明了CO2在注入过程中孔隙结构发生了明显变化,同时三轴岩石实验还表明岩石的力学强度明显下降,这是由于岩石抗拉强度与胶结强度有关,CO2溶蚀作用使得岩石胶结物被破坏,岩心变得松散,甚至产生微裂缝,导致岩石力学强度明显下降,CO2溶蚀的影响非常明显,最终导致岩石稳定性降低。对于CO2作垫层气来说,作为垫层气的气体是不被采出的,当天然气地下储气库废弃时,CO2直接深埋于地下进行封存。上述实验“气-水-岩”之间的地球化学反应周期较短,而CO2封存是要经过数千年的时间,“气-水-岩”之间长期的地球化学反应实验方法是很难实现的。贾祎轲[29]、Zhang等[30]的数值模拟方法结果表明,CO2地质封存的有效性在很大程度上受到地层岩石矿物组成成分的影响,在长期的地球化学反应作用下,铁离子和镁离子成分变化显著。数值模拟研究CO2地质封存“气-水-岩”之间的地球化学反应机理是非常有意义的,同时也有利于预测CO2地质封存的稳定性。对于CO2埋存作天然气地下储气库垫层气的具体研究案例非常少,尽管上述研究是针对CO2地质埋存对地层的影响,但也为CO2作垫层气对储层的影响研究提供理论基础和科学依据。

4 结论

(1)CO2与CH4的物性对比可以发现,CO2在储气库条件下呈现超临界状态,其密度、粘度以及压缩系数都远大于CH4。CO2作垫层气在注气时,不仅可以存储更多工作气,同时在重力作用下,CO2沉积在储层底部,较大的粘度使其迁移程度降低。在采气时,CO2为工作气提供“推动力”,维持储层内部压力,防止地下水入侵。CO2作垫层气相关实验的分层现象,进一步说明CO2是作天然气地下储气库垫层气的一个优质的选择。

(2)CO2作垫层气与工作气混合除受分子扩散和对流扩散的影响外,绝对渗透率、注采速度、注采周期以及CO2垫层气比例也是影响CO2与工作气混合的主要因素。对于低孔高渗的储气库来说,减少CO2垫层气的注入量是控制混合带发展的有效措施。对于工作气注采阶段,分段注采的方式能保证混气带稳定推进。尽管研究表明CO2垫层气的最佳比例为20%,但在实际建库前要进行主因素分析才能最终确定CO2最佳比例。

(3)“气-水-岩”相互作用对储层结构和稳定性的影响十分明显。CO2部分溶于水,使水体环境呈酸性,在长时间的作用下,生成碳酸盐沉淀,堵塞孔隙吼道与溶蚀作用下孔隙结构增大相互抵消。在CO2注入井附近储层渗透率增大,储层稳定性降低,而储层底部的渗透率变化不明显,对储层底部稳定性影响不大。