凝析气藏CO2构造埋存量评估方法研究

摘 要：凝析气藏中复杂的气液相态变化为CO2埋存潜力评估带来很大困难.为了进一步提高凝析气藏CO2构造埋存量的计算准确性，基于物质的量守恒原理，考虑注入CO2与凝析气体混合、反凝析变化、岩石和束缚水形变等因素，推导了凝析气藏生产阶段及CO2埋存阶段物质平衡通式，进一步建立了凝析气藏CO2构造埋存量评估方法.结果表明，该方法计算的CO2构造埋存量与数值模拟结果吻合度较好，误差在6.42%以内.忽略混合气体偏差因子变化会导致CO2构造埋存量计算结果偏大，误差达到18.61%.忽略反凝析变化则会导致CO2构造埋存量计算结果偏小，这一误差在低埋存压力区间内高达9.93%.该方法对凝析气藏中CO2构造埋存量评估及CO2埋存方案优化具有重要意义.

关键词：凝析气藏； CO2构造埋存量； 物质平衡； 埋存潜力评估

中图分类号：TE09

文献标志码： A

Research on the evaluation method for CO2 structural storagecapacity in condensate gas reservoirs

ZHANG Ling-feng1， LIAO Xin-wei1*， TANG Kang2， WANG Xiao-chen3， ZOU Jian-dong2

（1.Key Laboratory of Petroleum Engineering， Ministry of Education， China University of Petroleum （Beijing）， Beijing 102249， China; 2.Changqing Oilfield Company of PetroChina， Xi′an 710018， China; 3.Tarim Oilfield Company of PetroChina， Korla 841004， China）

Abstract：The complex phase behavior changes in condensate gas reservoirs make it difficult to evaluate CO2 storage potential.In order to improve the calculation accuracy of CO2 tectonic storage capacity of condensate gas reservoir，based on the principle of conservation of mole，considering the mixing of injected CO2 and condensate gas，retrograde condensate，rock and bound water deformation，the general formula of material balance in production stage and CO2 storage stage of condensate gas reservoir is derived，and the CO2 tectonic storage capacity evaluation method is established.The results show that the CO2 tectonic storage capacity calculated by this method is in good agreement with the numerical simulation results，and the error is less than 6.42%.If the variation of deviation factor is ignored，the calculation result of CO2 tectonic storage capacity is too large，and the error reaches 18.61%.If the variation of retrograde condensate is ignored，the calculation result of tectonic storage capacity is too small，and the error is as high as 9.93% at the low storage pressure.This method is of great significance for CO2 tectonic storage capacity assessment and CO2 storage optimization in condensate gas reservoirs.

Key words：condensate gas reservoir; CO2 tectonic storage capacity; material balance; storage potential assessment

0 引言

近年来，气候变化问题引发了全世界的空前关注.2015年，国际社会一致达成《巴黎气候变化协定》，将全球平均温升较工业革命前控制在2 ℃以内作为长期目标［1］.CO2捕集、利用和储存技术（CCUS）具有安全环保、节能减排、成本可控和技术可行等诸多优势，被认为是实现双碳目标的托底技术［2，3］.国际能源署呼吁，在2050年通过CCUS减少50～100亿吨的CO2排放，CCUS相对贡献需要达到14%以上［4］.作为世界上最大能源消费国和碳排放国，中国也作出了积极的响应.在2020年的第75届联合国大会上，中国宣告力争在2030年实现碳达峰，在2060年实现碳中和［5］.“双碳”目标的提出为我国碳中和技术发展提供了广阔的前景.

煤层、盐水层、枯竭油气藏和深海是目前进行CO2埋存的主要地质场所［6］.相对于煤层、盐水层和深海，枯竭油气藏勘探开发程度更高，地质认识较为完善，注入CO2后泄露风险减小.同时油气藏本身具备的注采井网和地面管线也可以有效减少CO2地质埋存的投资成本.然而目前国内开展的CO2埋存项目多开展于含水层和枯竭油藏中，对于凝析气藏中的CO2埋存研究还处于探索阶段［7］.

凝析气藏中CO2埋存主要包含以下四种形式，构造埋存、矿化埋存、溶解埋存和束缚埋存，其中构造埋存的方式在CO2埋存的早期作出了主要的贡献［8］.准确快速地评估构造埋存量是评价CO2埋存潜力的基础，对于量化CO2埋存的环境、经济和社会效益具有重要意义［9］.目前关于CO2埋存潜力的评价方法主要包括面积法、容积法、容量系数法、类比法、溶解度法、物质平衡法和数值模拟法等［10，11］.欧盟委员会采用Koide等［12］提出的面积法对含水层中的CO2埋存量进行了估算.

沈平平等［13］基于物质平衡法和类比法系统研究了不同类型油藏中CO2理论埋存量和有效埋存量的计算方法，该方法同时考虑了储集空间和流体溶解等因素对于埋存量的影响.谷丽冰等［14］基于容积法和溶解度法对中国主要的沉积盆地中的CO2埋存量进行评估，估算中国CO2地质埋存的总容量为14 548亿吨.张亮等［15］引入容量系数对不同区域的CO2埋存效率进行约束，提出了更为精确的CO2埋存量计算方法.宁雅洁［16］分别采用面积法、容积法、容量系数法和溶解度法对CO2埋存潜力进行预测，结果表明不同预测方法下CO2埋存量竟然相差十余倍.赵丰年等［17］建立了CO2极限埋存量计算方法，并结合数值模拟法对油藏中CO2埋存潜力进行预测.Hosseininoosheri 等［18］通过数值模拟对不同注入方式下油藏中CO2埋存机制和埋存潜力展开了研究.崔传智等［19］基于CO2埋存过程中的物质平衡方程，建立了含水层CO2构造埋存潜力评估模型.汤勇等［20］建立了气藏注采和CO2埋存过程中的物质平衡方程，提出了一种气藏中CO2埋存量的计算方法.

上述方法中的面积法、容积法和类比法等方法计算过程相对简单，计算精度依赖于埋存校正系数取值，同时对于CO2埋存机制、岩石流体性质变化以及储层非均质考虑不足，计算结果往往偏离实际［10］.数值模拟方法是评估各类储层CO2埋存潜力的有效手段，然而高精度的数值建模过程难度大，生产历史拟合和数值模拟运算时间长，在实际的应用中存在难度［21］.

目前，CO2埋存量的研究多集中于含水层注气、油藏气驱提高采收率以及干气藏注气，仍缺少对于凝析气藏CO2构造埋存量的评估方法.因此，本文基于物质的量守恒原理，考虑了注入CO2与烃类气的混合、储层流体凝析及反凝析变化以及岩石流体弹性形变等因素，推导了凝析气藏中CO2构造埋存量计算模型，并结合数值模拟方法验证模型准确性，并分析了凝析气藏CO2构造埋存量的变化规律及影响因素.

1 凝析气藏CO2构造埋存量计算模型

对于凝析气藏的开发过程和后续CO2的埋存过程来说，地层压力的变化会导致气液相平衡发生改变，进而使得气液两相的组成会重新分配.但是气藏内地层流体物质的量不受压力和注采过程的影响，无论是气藏开采过程和CO2埋存过程中地层中剩余的地层流体，还是被开采出到地面的地层流体，其总物质的量是恒定的.因此，采用物质的量守恒方法来描述废弃凝析气藏的CO2埋存阶段物质交换过程，即：

nig+nCO2=npg+npo+nro+nrg

（1）

式（1）中：nig为凝析气藏原始物质的量，kmol；nCO2为气藏开发阶段或CO2埋存阶段注入气体物质的量，kmol；npg为产出气体物质的量，kmol；npo为产出烃类液体物质的量，kmol;nro为当前地层剩余烃类液体物质的量，kmol；nrg为当前地层剩余气体物质的量，kmol.

（1）地层中原始物质的量计算

原始地层压力下凝析气保持在露点压力以上，以气相形式存在.因此，原始地层压力下凝析气物质的量为：

ni=piVigZgiRT

（2）

式（2）中：pi为原始地层压力，MPa；Vig为气藏原始地层条件下烃类流体孔隙体积，m3；Zgi为原始地层条件下凝析气偏差因子；R为通用气体常数；T为地层温度，K.

气藏原始孔隙体积为：

V=Vig（1-Sw）

（3）

式（3）中：V为气藏原始孔隙体积，m3；Sw为气藏原始含水饱和度.

（2）地层中采出烃类物质的量计算

对于气藏开发阶段和CO2埋存阶段，采出烃类气体主要为凝析气的地面分离气，采出烃类液体主要为凝析气的地面分离油，其中采出的凝析气的地面分离气的物质的量为：

npg=GppscZscRTsc

（4）

式（4）中：Gp为凝析气藏已采出天然气的量，m3；psc为地面标准状况下压力，MPa；Zsc为地面标准状况下气体偏差因子；Tsc为地面标准状况下温度，K.

采出的凝析气分离油物质的量为：

npo=VpoρoMo

（5）

式（5）中：Vpo为采出凝析油的量，m3；ρo为采出凝析油的密度，kg/m3；Mo为采出凝析油地面条件下液体分子量，kg/kmol.

（3）注入CO2气体物质的量：

nCO2=GCO2pscZscRTsc

（6）

式（6）中：GCO2为气藏注入CO2的量，m3.

（4）剩余地层流体物质的量计算

剩余气体主要由气藏剩余凝析气和注入CO2组成.当前条件下气藏剩余含气孔隙体积存在关系：剩余含气孔隙体积=原始气藏孔隙体积-目前凝析油孔隙体积-束缚水孔隙体积-岩石及束缚水形变体积，即

Vrg=Vig-Vro-Vig（CwSw+Cf）1-SwΔp

（7）

式（7）中：Vrg为剩余含气孔隙体积，m3；Cw为地层水压缩系数；Cf为地层岩石压缩系数；Δp为压差，MPa.

则剩余混合气体物质的量为：

nrg=pcVrgZcRT

（8）

式（8）中：pc为当前地层压力，MPa；Zc为当前地层条件下混合气体偏差因子.

凝析油占据孔隙体积为：

Vro=VigSoc

（9）

式（9）中：Vro为当前地层条件下凝析油占据的孔隙体积，m3；Soc为当前地层条件下凝析油的饱和度.

凝析油剩余物质的量为：

nro=VigSocρocMoc

（10）

式（10）中：ρoc为剩余凝析油密度，kg/m3；Moc为剩余凝析油液体分子量kg/kmol.

将公式（2）～（10）代入公式（1），整理得到考虑凝析气反凝析以及岩石形变的凝析气藏CO2埋存物质平衡方程如下：

piVigZgiRT+GCO2pscZscRTsc=GppscZscRTsc+VpoρoMo+

pcVig-VigSoc-Vig（CwSw+Cf）1-SwΔpZcRT+

VigSocρocMoc

（11）

则地面条件下CO2埋存体积为：

GCO2=VpoρoMo+VigSocρocMoc-piVigZgiRT+

pcVig-VigSoc-Vig（CwSw+Cf）1-SwΔpZcRT

ZscRTscpsc+Gp

（12）

最终地面条件下CO2构造埋存量为：

MCO2=VpoρoMo+VigSocρocMoc-piVigZgiRT+

pcVig-VigSoc-Vig（CwSw+Cf）1-SwΔpZcRT

ZscRTscρCO2psc+GpρCO2

（13）

式（13）中：ρCO2为CO2的密度，kg/m3.

2 关键计算参数获取

在凝析气藏降压开发过程和CO2埋存过程中，由于地层压力的改变和注入CO2对地层凝析油的蒸发作用，导致在各个开发阶段地层中的凝析油饱和度发生改变.此外，在地层温压条件下CO2通常以超临界状态存在，其密度远大于气体.在与地层凝析气混合后，混合气体压缩后的体积与理想气体压缩体积存在偏差［22，23］.为了准确的计算凝析气藏CO2构造埋存量，需要进一步计算这些参数.

2.1 混合气体偏差因子

针对凝析气藏CO2埋存过程中注入CO2气体与剩余凝析气形成混合气体偏差因子的校正问题，基于PR状态方程模拟计算不同压力条件下凝析气和CO2混合体系偏差因子.PR状态方程基于对SRK方程中引力项与分子密度的关系的改进，提高了强极性组分体系的气液相平衡计算精度，更适宜于凝析气藏流体的相态计算［24］.

PR状态方程具体如下：

P=RTVm-b-aαVm（Vm+b）+b（V-b）

（14）

其中，

a=0.457 24R2T2cpc

（15）

α=［1+m（1-T0.5c）］2

（16）

m=0.374 64+1.542 260ω-0.269 92ω2

（17）

式（14）～（17）中：P为压力，MPa；pc为临界压力，MPa；Tc为临界温度，K；Vm为比容；a为常数，MPa·m3/（kmol·K）；b为常数，m3/kmol；ω为偏心因子.

图1为凝析气、CO2以及混合气体偏差因子计算结果对比图.由图1可知，在同温同压的条件下，凝析气的偏差因子大于CO2的偏差因子，说明相较于凝析气，CO2具有更好的压缩性，与理想气体偏差更大.混合气体的偏差因子则取决于剩余凝析气与注入CO2气体的比例，其变化曲线始终位于两者之间.

2.2 凝析油饱和度

对凝析气藏CO2埋存过程中凝析油的析出和蒸发现象，开展相关PVT试验，获取不同CO2注入比例下地层流体混合后反凝析油饱和度随地层压力变化规律.图2为不同CO2注入比例下地层反凝析油饱和度变化曲线.由图2可知，伴随CO2注入量的增加，地层中凝析油饱和度逐渐降低，露点压力和最大反凝析压力逐渐减小，说明CO2对地层凝析油具有显著的抽提和蒸发的作用.

3 计算结果验证

渤海湾盆地存在大量偏腐殖型烃源岩，在其成烃过程中，短支链结构脱落，形成低分子量烃，为凝析油体系形成提供了场所［25］.目标凝析气藏位于某背斜构造带上，储层厚度在30～60 m之间，初始地层压力为28.6 MPa，初始温度为85 ℃，露点压力为24.4 MPa，地露压差较小.储集层空间为原生粒间孔为主，孔隙度为18.4%，渗透率为76.61 mD.凝析油含量为266 g/m3，凝析油密度为0.741 g/cm3，凝析油含量中等.目前该凝析气藏A区块已接近开发尾声，地层能量亏空.此外，其上覆泥岩盖层厚度较大，区域封闭性良好，适宜于CO2埋存选址.为了验证本文CO2埋存量评估方法的可靠性，将新方法计算A区块的理论CO2埋存量的计算结果与数值模拟模型的计算结果进行对比分析.基于tNavigator数值模拟软件组分模拟模块建立A区块均质数值模拟模型来模拟衰竭开发和CO2埋存过程，模型网格步长为10×20×4，网格总数为5 000，地层倾角为15°，模型上部设置一口气井.

数值模拟方法和本文所提出的新方法所计算的不同压力下CO2埋存量如图3所示.显然，新方法在全压力区间内计算得CO2埋存量与数值模拟结果吻合较好，误差保持在6.42%以内，说明该模型能够准确可靠的评估任一压力下的凝析气藏中CO2埋存量.

4 影响因素分析

4.1 混合气体偏差因子的影响

根据本文所提出的CO2构造埋存量评估方法，分别计算了考虑混合气体偏差因子变化和忽略混合气体偏差因子变化下的CO2构造埋存量，如图4所示.由图4可知，与考虑混合气体偏差因子变化相比，忽略混合气体偏差因子计算的CO2构造埋存量偏大，最大误差可达18.61%.这是因为在地层压力下凝析气的偏差因子大于CO2，废弃压力下剩余凝析气与注入CO2形成的混合气体的偏差因子也大于CO2气体，混合气体的压缩性低于CO2气体，因此忽略混合气体偏差因子变化会导致CO2埋存潜力被高估.

4.2 反凝析变化的影响

根据本文所提出的CO2构造埋存量评估方法，分别计算考虑反凝析液变化和忽略反凝析液变化变化下的CO2构造埋存量，结果如图5所示.由图5可知，与考虑反凝析液变化相比，忽略反凝析液变化在低埋存压力区间内CO2构造埋存量计算结果偏大，误差高达9.93%，在高埋存压力区间内两者计算结果基本相同.这是因为埋存过程中CO2注入会对地层中剩余凝析油形成抽提作用，伴随CO2的注入，地层压力逐渐升高，CO2对于凝析油的抽提作用会更加显著，地层中剩余凝析油越来越少，因此是否考虑反凝析液饱和度变化对CO2埋存量的影响也就越来越小.然而，若埋存选址凝析气藏为高含凝析油气藏，CO2注入不足以对地层中滞留凝析油形成有效抽提，反凝析液饱和度变化对CO2埋存量的影响会更加显著.

5 结论

主要结论如下：

（1）基于物质的量守恒原理，考虑了反凝析变化、混合气体偏差因子变化以及岩石和束缚水形变对CO2构造埋存量影响，建立了凝析气藏CO2构造埋存量评估方法.

（2）基于实际案例，计算不同埋存压力下的CO2构造埋存量，并与数值模拟计算结果对比，结果表明新方法计算结果可靠，计算流程简洁，适宜于矿场应用.

（3）气体偏差因子和反凝析变化是影响凝析气藏CO2构造埋存量的重要因素.忽略混合气体偏差因子变化会导致混合气体压缩性被高估，CO2构造埋存量计算结果偏大.忽略反凝析变化则会导致低埋存压力区间内CO2构造埋存量计算结果偏小，而在高埋存压力区间内，地层中滞留的凝析油被注入的CO2抽提，反凝析变化因素对CO2构造埋存量计算结果的影响也逐渐减小.

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【责任编辑：陈 佳】