碳達峰碳中和目標下采油廠的綠色低碳發展

李金永

中國石油華北油田分公司第三采油廠

2010—2019 年全球溫室氣體年平均排放量處于人類歷史上的最高水平，雖然目前增長速度已經放緩，但全球CO2總排放量仍在上升。習總書記在世界經濟論壇“達沃斯議程”對話會上對世界莊嚴承諾：“中國力爭于2030 年前二氧化碳排放達到峰值、2060 年前實現碳中和[1]?！敝袊头e極響應國家號召，按照“清潔替代、戰略接替、綠色轉型”三步走總體部署，建設化石能源與清潔能源全面融合發展的“低碳能源生態圈”，不斷探索企業綠色發展新路徑，一是實現油氣天然氣生產與新能源融合發展轉型；二是從油氣產品向化工產品與新材料轉型；三是向節能減排、減污降碳與綠色節能產業化發展轉型，“中國石油將力爭2025 年左右實現‘碳達峰’，2050 年左右實現‘近零’排放。”CCUS 技術將二氧化碳資源化，CO2和地下原油互相融合混相，降低原油的黏度和界面張力，既可以提高原油采收率，又可以把CO2封存在地下，達到減少碳排放，是目前實現大規模化石能源零排放利用的唯一技術選擇[2]。

CO2的捕集利用與封存（CCUS）是指將CO2從工業過程、能源利用或大氣中分離出來，直接加以利用或注入地層以實現CO2永久減排的過程。我國CCUS 正處于工業化示范階段，與國際整體發展水平相當。CCUS 主要包括碳捕集、運輸、利用和封存4 個環節，目前各環節技術發展水平不均衡，不同地區的陸上封存潛力差異較大[3]。全過程密閉是CCUS 提高封存率和采收率的核心，其中二氧化碳長距離超臨界壓力管輸和液態二氧化碳易氣化外排及多井同時注入計量分配，技術相對比較落后；在采出端創新實施采出氣液全程密閉集輸與處理工藝，技術相對比較成熟。國內外碳酸鹽巖開發技術相對成熟，形成以注水、注氣、水平井開發為主體的技術，目前碳酸鹽巖油藏提高采收率技術主要是CO2混相、烴類混相及火燒油層[4]。八里西潛山碳驅油、碳埋存項目在CO2驅油理論、注氣重力驅技術、開發技術等方面取得了重要進展，采出氣分水后輸送至回注站直接增壓回注至地層進行二次驅油與封存，確?！坝筒宦涞?、水不外排、氣不上天”，使我國油田CCUS 技術獲得提升，CO2驅油技術步入快速發展階段。

1 油藏概況

華北油田八里西潛山油藏適宜開展CO2驅的地質儲量為3×108t，其所處的饒陽凹陷內分布10個潛山油藏，在構造上處于冀中坳陷饒陽凹陷東部潛山帶中段八里西潛山群，油藏類型為塊狀底水低飽和油藏，儲層高角度裂縫發育，上覆沙二段、三段穩定砂泥巖蓋層，儲蓋組合優越，溫壓條件適合，構造傾角大、儲層厚度大，十分有利于注氣重力驅。潛山頂面相接觸地層巖性均為泥巖，單層厚度5～37 m，整個沙二段加三段地層平均厚度263 m，泥地比77.2%，預測八里西潛山蓋層貫穿壓力為48 MPa，試注氮氣1.31×106m3，形成穩定氣頂，蓋層密封性好；對接地層為沙二段加三段的一套砂、泥巖地層，斷層下降盤的馬46 井在該段地層無油氣顯示，斷層封閉阻斷油氣運移；潛山構造溢出點為4 250 m，低于原始油水界面200 m，之間巖石體積為油藏巖石體積的6.68 倍，估算碳埋存量達5 645×104t。

室內研究表明，八里西霧迷山潛山油藏注CO2、空氣和氮氣為非混相驅，注氣重力驅能夠大幅度提高油藏采收率，注CO2為發展較快的提高采收率新方法。根據八里西潛山油藏碳驅油、碳埋存先導試驗總結出一套頂部注氣穩定重力驅提高采收率的機理，充分認識油藏的潛力，并形成一套能夠實現效益開發的模式，全面盤活八里西潛山油藏。

2 CCUS 技術可行性研究

2.1 氣源分析及源匯匹配

華北石化提供八里西潛山油藏碳驅油、碳埋存整個項目的碳源，碳源均由石油煉化過程中附屬產業產生，來自2 套能力為80 000 m3/h（標況）制氫裝置的副產品制氫解吸氣，設計可捕集碳量為40×104t/a，2020 年該裝置實際碳排放量為38.24×104t，近5 年可提供碳源35×104t/a，5～10年可提供約40×104t/a（表1），基本可以滿足本項目后續開采的碳源需求。

表1 碳捕集預測Tab.1 Carbon capture forecast

CO2回收采用TSA（變溫吸附）脫水、VPSA（低壓吸附真空解吸）提濃工藝、增壓后采用中壓液化工藝進行液化，液態CO2產品組成滿足GB6052—2011《工業液體二氧化碳》標準中CO2含量99.0%（摩爾分數），無游離水，采用CO2產品儲槽進行存儲[3]，工藝流程如圖1 所示。

圖1 CO2提純工藝流程Fig.1 CO2 purification process flow

我國的CO2管道輸送工程應用尚處于低氣壓氣體輸送階段，高壓、低溫和超臨界輸送方式都剛剛起步，只在小管徑、短距離、高壓輸送方面進行過嘗試，適合大輸量的CO2超臨界長距離輸送方式還沒有形成[4]。八里莊油田位于河間市八里莊村附近，距離華北石化約35 km，車程約為1 h。根據工程注入量要求，公路拉運需20～30 車/日，一次性投入低、無需新建輸氣管道、較為靈活，適合先導試驗類項目。如果新建CO2氣相輸送管道，設計壓力2.5 MPa，運行壓力2 MPa，采用20#鋼，管徑為DN300，全長46 km，路由涉及拆遷較多，一次性投資較高，可實施性存在不確定性，壓縮機數量較多，運維管理工作量大。綜合考慮本次試驗項目各項因素，采用拉運方式，按照華北油田CCUS 產業規劃擴大實施區塊時，可再次進行輸送工藝的比選。

2.2 CO2埋存機理分析

油藏內碳埋存形式主要分為構造埋存、溶解埋存及礦物埋存3 種。構造埋存是當CO2氣、液體遇到不滲透層無法繼續運移而埋存在不滲透層；溶解埋存為CO2溶解度隨著壓強的增大、溫度的降低、鹽度的增加及與地層水的接觸而增大，CO2溶解于鹽水使鹽水密度增加，導致重力不穩定性，進而會形成密度驅使的指進[5]；礦物埋存是CO2與微孔中的流體或者地層中的礦石發生化學反應，從而使其以碳酸鹽或水合物的形式被固定下來。影響CO2在油藏儲集層中埋存的主要因素有：構造圈閉大小、蓋層封閉性、地層水礦化度、原油和地層水的組分組成、油藏溫度和壓力、CO2-地層水-巖石礦化作用的反應時間等。八里西潛山的蓋層滲透率非常低、孔隙度非常小，蓋層密封性好，斷層封閉阻斷油氣運移，可以保證被注入的CO2長期穩定地埋存在地下，且該油藏地層水鹽度高、溫度低，與CO2溶解性良好，因此八里西潛山構造對CO2的埋存最適宜，其次為溶解埋存。

采用八里西潛山天然巖心，通過薄片鑒定、黏土礦物及全巖X-射線衍射等實驗，確定潛山組巖石成分以白云巖碳酸鎂為主。120 ℃、26 MPa 下開展靜態腐蝕實驗，水中Ca2+、Mg2+、HCO3-濃度及總礦化度持續增加（圖2），表明二氧化碳腐蝕不斷加?。▓D3）；通過稱取20 塊巖心質量進行前后試驗對比，40 天巖心質量減輕0.94%～1.66%。實驗結果表明，CO2溶于水后，與巖石發生化學反應，可有效改善儲層物性。

圖2 離子濃度變化示意圖Fig.2 Schematic diagram of ion concentration change

圖3 巖心表面腐蝕前、后掃描電鏡（2 000 倍）Fig.3 SEM before and after the surface corrosion of the core (2 000 times)

2.3 CO2驅油機理分析

（1）混相驅替。通過細管實驗確定混相壓力，流程見圖4。其關鍵部件細管模型的主要參數為：最高溫度150 ℃、最高壓力70 MPa、長度20.0 m、內徑4.00 mm、外徑6.00 mm、填充物（石英砂）200～300 目、孔隙度30.0%、氣體滲透率3.50 μm2。確定最小混相壓力的方法是在保證細管實驗實現混相驅替和非混相驅替各有三次的情況下，繪制各次細管實驗注入1.2 倍孔隙體積時的采出程度與驅替壓力的關系曲線圖，非混相段與混相段曲線的交點所對應的壓力即為最小混相壓力（MMP）[6]。在實驗溫度和預定的驅替壓力下，以6.00 cm3/h 的速度恒速注入CO2氣驅替細管模型中的地層油。每注入一定量的CO2，收集計量產出油、氣體積，記錄泵讀數、注入壓力、回壓并計算驅油效率，通過高壓觀察窗觀察流體相態和顏色變化[7]。當累積注入1.2倍孔隙體積的天然氣后，停止驅替，實驗結果如表2 和圖5 所示。

圖4 細管實驗流程Fig.4 Flow of slim-tube test

圖5 馬76 地層油細管實驗CO2驅替采出程度與驅替壓力關系曲線Fig.5 Curve of the relationship between CO2 flooding recovery degree and displacement pressure in slim-tube test of Ma 76 Formation oil

表2 馬76 地層油注CO2細管驅替實驗結果Tab.2 Results of CO2 flooding slim-tube test of Ma 76 Formation oil

由北京勘探院通過細管實驗測得八里西潛山馬76 地層原油樣品的混相壓力為33.9 MPa，故得出目前地層壓力36.3 MPa 下可以達到混相條件，實現混相驅替。CO2注入地層形成碳酸，與水中的Ca2+、Mg2+作用產生碳酸鹽沉淀，碳酸鹽再次遇到溶有CO2的水時，生成能溶于水的碳酸氫鹽；同時CO2溶蝕巖石中的碳酸鹽、白云巖等礦物，連通性好的孔隙中水可流動，孔隙直徑變大，巖心中大孔隙增加，巖石滲透率增加，使地層的敏感性發生變化[8]。

（2）膨脹降黏特性。本實驗所用的地層原油樣品為馬76 井原油樣品和CO2氣體，CO2注入氣樣品來自北京兆格氣體廠，對馬76 井底層油開展注氣膨脹實驗，實驗結果如表3 所示。

表3 原油注氣膨脹實驗數據統計Tab.3 Data statistics of crude oil gas injection expansion experiment

實驗結果表明：注入CO2后，地層原油的飽和壓力明顯升高，注入CO2越多，飽和壓力越高，當注入CO2在地層原油中摩爾分數為80.09%時，CO2-地層原油體系的飽和壓力達到20.82 MPa；CO2-地層原油體系飽和壓力的變化規律還反映出CO2在地層原油中的溶解度隨壓力的升高而增大；注氣壓力越高，CO2在原油中的溶解能力越強，從而越有利于提高驅油效率。注入CO2后，地層原油體積明顯膨脹，加入原油中的CO2越多，體積膨脹系數越大；地層原油的黏度大幅度下降，體系黏度隨著加入原油中的CO2量增多而降低，但減黏幅度也隨CO2量的增加逐漸趨??；地層原油密度逐漸減少；地層原油相對分子質量逐漸減小。

馬76 井底層油注入的CO2在地層原油中摩爾分數為80.09%時，CO2-地層原油體系的飽和壓力達到20.82 MPa，原油膨脹99.2%，黏度可降低75.2%，從2.13 mPa·s 降至0.528 mPa·s。實驗結果表明，注入CO2對試驗區地層油有較強的膨脹能力以及很好的減黏效果，可在一定程度上提高原油采收率。提高注入壓力，CO2膨脹原油體積和降低原油黏度的能力增強，有利于提高原油采收率。

（3）穩定重力驅。八里西潛山開展長巖心CO2重力驅油實驗，實驗巖心采用人工造縫的潛山組天然露頭取芯，長度1.95 m，75°傾斜放置，實驗溫度120 ℃、壓力26.4 MPa。室內實驗結果表明，底部水驅過程中，水突破后含水率快速上升（圖6），仍能采出較多原油（水驅采出程度7.8%），在水驅基礎上，CO2氣驅提高采收率幅度可達19.8%。數值模擬發現水驅產量88.3%來自大、中縫洞組成的裂縫系統，而氣驅主要動用巖塊系統中的剩余油，巖塊系統采出程度由11.2%提高至42.2%（表4）。

圖6 水驅后注入不同介質氣驅實驗Fig.6 Experiments of gas flooding with injection of different media after water flooding

表4 長巖心重力驅實驗（任11 山頭巖心）Tab.4 Gravity flooding experiments with long cores(core from Ren 11 Hilltop)

物理模擬發現，注入氣與地層原油、水存在密度差，存在重力超覆作用，穩定驅替可延緩氣竄。在牙哈凝析氣藏循環注氣實踐中發現，注入干氣與地下凝析氣因較小的密度差（103.28 kg/m3）就產生明顯的重力分異現象（表5），構造高部位聚集形成干氣氣頂。八里西潛山數模研究結果表明，注入CO2氣體后，注入氣與地層原油的密度差160～200 kg/m3，可實現重力驅。

表5 牙哈2 區塊注入氣與地層中凝析氣性質對比Tab.5 Properties comparison of injected gas and condensate gas in Yaha 2 Block

（4）相態變化。CO2在地面條件下為液態，隨著注入井筒中溫度、壓力升高，在1 174 m 附近由液態變為超臨界態，在油藏條件135 ℃和35 MPa下為超臨界CO2，超臨界的CO2密度與液體相近，比氣體高兩個數量級；黏度接近氣體，與液體相比小一個數量級；擴散系數介于氣體和液體之間，比液體大兩個數量級，具有較大的溶解能力。由于重力作用、混相作用，穩定驅替可延緩氣竄，形成超臨近CO2注氣帶、混相過渡帶、富集油柱帶等流體帶?；煜嗪笤宛ざ扔?.2 mPa·s 降至0.8 mPa·s。CO2驅替過程中，抽提攜帶原油中中間烴、重質烴的效率明顯優于N2、CH4等其他氣體[9]。

因此，綜合室內實驗及數值模擬方法論證得出，八里西潛山注CO2可以實現混相驅替，具有較好的原油膨脹降黏效果。

2.4 CCUS 實施情況及預測

通過研究與攻關，CO2驅配套工藝技術日趨成熟，經過多年的現場試驗，形成了CO2捕集、輸送、注入、采出流體集輸、產出氣循環注入五個系統。以八里西潛山油藏開展碳驅油碳埋存先導試驗為例，由于本項目不考慮碳源端CO2捕集，輸送方式確定為公路拉運，因此只對采出流體集輸、產出氣循環處理、注入系統進行研究。八里西潛山碳驅油藏油氣集輸采用密閉集油二級布站方式，油氣混輸進入先導試驗站后，油水通過新建輸油管線輸送至里大站進行處理；氣體經過提純處理后回注；生產中前期采出氣經脫水、提純、液化后回注地下，生產后期采出氣脫水后利用壓縮機直接回注；天然氣通過新建輸氣管道就近接入華港燃氣管道（圖7）。

圖7 CCUS 技術方案工藝流程Fig.7 Process flow of CCUS technical solution

CO2埋存試驗共分為三個階段，第一階段為注氣階段，第二階段分為油氣聚集期和補氣采油期，第三階段為碳埋存階段。預估三個階段累積注入CO2氣體19.23×106t，其中循環注入27.5×105t，累積埋存16.48×106t（表6）。

表6 八里西潛山碳驅油藏階段注入情況分析Tab.6 Analysis of staged injection situation of carbon flooding reservoir in Balixi buried hill

CO2埋存試驗，累積產油43.87×105t（表7），提高采收率35.4%，油藏最終采收率達64.1%，預估可以提高5 個百分點的裂縫性油藏采收率。

表7 八里西潛山碳驅油藏階段采油情況分析Tab.7 Analysis of staged oil production situation of carbon flooding reservoir in Balixi buried hill

本項目的工程節點主要包括油藏、鉆井、注采修和地面四大工程，各節點的實施范圍如圖8 所示，涉及范圍廣、要求標準高、持續時間長，需要在項目進行的過程中持續優化。

圖8 碳驅油碳埋存的工藝節點和實施范圍分析Fig.8 Process node and implementation scope analysis of carbon flooding and carbon sequestration

3 CCUS 風險評估

本著“安全第一，預防為主，綜合治理”的方針，從健康、安全、環保三個方面進行有害因素的分析并提出預防措施，以實現提高工程的本質安全性，達到安全生產的目的。項目實施過程中需要確定HSE 組織結構及職責，建立HSE 管理網絡結構，對可能存在的風險進行辨識分析評價，確定風險消減和控制措施、應急預案與預防措施。針對八里西潛山油藏碳驅油碳埋存項目進行環境風險評估，評估在建設運行過程中環境風險種類數量、可能影響的環境風險受體敏感性、環境風險控制水平，對突發性事件或事故進行發生預測，并進行事故后果分析、差距分析，對項目實施過程中引起CO2及其他有毒有害、易燃易爆等物質泄漏對人身健康和周圍環境帶來嚴重的影響和損害，提出合理可行的防范、應急與減緩措施，有效防范風險事故的發生[9]，使項目事故率、損失和環境影響達到可接受水平（圖9）。

圖9 CCUS 風險評估流程圖Fig.9 Flow chart of CCUS risk assessment

采用風險矩陣法進行環境風險水平評估，可以快速將風險劃分為不同的重要性水平，風險重要性等級Z取決于風險影響程度x和風險發生概率y[10]，其表達公式為Z=F(x，y)，函數F用矩陣表示，以要素x(x1，x2，x3，…xm)和要素y(y1，y2，y3，…yn)取值構建一個m×n階矩陣，行列交叉處的z值即為所確定的計算結果[10]。根據方差理論，得出式（1）：

式中：p、q為概率系數。

該公式反映了x、y分別對Z的貢獻，一般情況下各取0.5。CCUS 環境風險評估采用風險矩陣法，將風險程度分為輕微、輕度、中度、重度、嚴重，風險發生的概率分為基本確定、很可能、有可能、不太可能、極小。假定認為，在CCUS 環境風險評估中，風險影響程度比風險發生的概率對風險重要性等級的重要性大一些，取m=0.7，n=0.3，，得出風險重要性等級二維矩陣（表8）和風險重要性等級劃分標準（表9）。

表8 風險重要性等級二維矩陣Tab.8 Two-dimensional matrix of risk importance level

表9 風險重要性等級劃分標準Tab.9 Classification criteria of risk importance level

與常規的開采方式相對比，碳驅油、碳埋存技術可以把捕獲的CO2提純后，投入新的生產過程進行循環再利用，不僅可以實現碳減排，還能產生經濟效益，所以更具有現實操作性，但同時也面臨著泄漏、污染物排放等風險。

4 結論

CCUS 技術開發既是基于當前我國能源結構特點和未來減排的需要，也有利于相關產業的發展、升級和創新。CCUS 設計的技術環節復雜，雖然已有一定的經驗，但其發展仍面臨一系列問題，針對八里西潛山油藏碳驅油、碳埋存試驗提出幾點結論和建議。

八里西潛山是以高角度裂縫為主的雙重介質油藏，已進入水驅開發后期，開展頂部注氣重力驅提高采收率是可行的；油藏蓋層與斷層以泥巖為主，具有良好的密封性，具備注氣的地質條件。先導試驗方案預計氣驅提高采收率35.4%，油藏最終采收率64.1%，累積埋存CO216.48×106t。先導試驗成功對潛山油藏開發具有指導意義，為全面盤活潛山油藏儲量及推進CCUS 項目奠定了基礎。

CO2在地層中處于超臨界狀態，雖縱向上仍形成油、氣、水三個條帶，由于CO2在油、水中的高溶解性及高密度，條帶間的密度差比N2重力驅小，可能影響重力驅富集油采出，需進一步對現有采油工藝深化研究。碳埋存事關百年安全大計，方案編制要整體部署、分步實施，按照先導試驗、擴大試驗、工業化推廣三個階段進行。先導試驗階段要驗證地質認識和鉆注采工藝技術，降低實施風險；對再利用老井進行井筒完整性評估，對不利用老井要有針對性的封井措施；項目實施過程中可能存在爆炸、凍傷、高壓破壞、機械傷害、腐蝕泄漏等風險，為確保試驗效果，實施過程中需要加強動態跟蹤監測，及時調整優化設計方案，持續完善安全風險評估工作。目前，華北石化捕集的二氧化碳采用陸上車輛運輸方式，送至八里莊油田進行驅油封存，下一步在輸送環節需加強二氧化碳長距離超臨界壓力管輸能力，真正做到制、輸、用全過程密閉。