基于物質的量平衡的氣藏CO2 埋存潛力評估方法

湯勇 劉夢云 秦佳正 汪勇 袁權 李相宏 何佑偉

1. 西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室；2. 中國石油西南油氣田公司川中油氣礦

隨著世界范圍內化石燃料的大量使用，CO2排放量在不斷增大，過量排放CO2將會給地球環境和人類生活帶來嚴重的影響。為解決和應對CO2排放量過大帶來的環境問題，國內外的研究學者Bachu 等［1］(2003)、沈平平等［2］(2009)對CO2捕集、利用和埋存技術(CCUS)進行研究，確定CCUS技術是減少碳排放的有效途徑。王敏生等［3］(2021)對碳中和約束下的油氣行業發展形勢及應對策略進行了分析。Wang 等［4］(2021)認為CCUS是實現碳達峰和碳中和所需的關鍵技術路徑。CCUS 技術的發展將會給世界帶來巨大的環境效益和經濟效益。

CO2埋存潛力與經濟效益直接相關，準確快速評價CO2埋存潛力能夠量化CCUS 技術給社會和環境帶來的經濟效益，因此需要進行CO2埋存潛力評估。目前常見的CO2埋存量計算方法包括：容積法、壓縮系數法、類比法、概率預測法、數值模擬法等。Zhou 等［5］(2008)、李琴等［6］(2011)使用容積法和壓縮系數法對鹽水層進行了埋存潛力評估。Frailey［7］(2009)回顧總結了類比法、容積法、壓縮系數法、物質平衡法和數值模擬法預測埋存潛力的異同。Jonathan 等［8］(2021)、Noureldin 等［9］(2022)運用概率法對儲層CO2埋存潛力進行了評估，同時分析了與該方法相關的不確定性。高冉等［10］(2021)提出一種基于數值模擬組分閃蒸運算的CO2驅動態埋存潛力計算方法。趙豐年等［11］(2020)、唐良睿等［12］(2021)運用數值模擬方法結合理論計算公式對儲層CO2封存能力進行了研究。王銳等［13］(2021)使用實驗和數值模擬的方法，建立了深部咸水層埋存過程中有效埋存量評估方法。Agartan 等［14］(2018)使用物質平衡方法對枯竭氣藏進行CO2埋存量評估。常規CO2埋存潛力評估方法，如容積法、類比法、經驗公式法存在誤差大、計算精度較低的缺點；概率預測法、數值模擬法能夠滿足一定的精度要求，但建模及運算計算過程復雜，且耗時較長，要求參數過多。目前仍缺乏考慮埋存過程中氣體偏差系數隨溫度、壓力變化且建模過程快速簡單的CO2埋存潛力評估方法。筆者建立了基于物質的量平衡的氣藏CO2埋存潛力評估方法，考慮氣體偏差系數隨著溫度和壓力的變化，并基于川中地區實際資料計算了A 區塊L1 井CO2埋存量。

1 CO2 埋存潛力評估模型

根據物質的量平衡原理，建立考慮氣藏生產和CO2埋存等采注過程的摩爾守恒關系式。

其中

式中，ngm為目前狀態下混合氣摩爾量，kmol；ngi為原始氣相摩爾量，kmol；np為采出的井流物摩爾量，kmol；為注入CO2摩爾量，kmol；pgm、pi、psc分別為目前狀態下儲層壓力、原始地層壓力、標況壓力，MPa；Zgm、Zgi、Zsc分別為目前狀態下混合氣偏差系數、原始烴類偏差系數、標況下偏差系數；Vgm、VHCi分別為目前狀態下混合氣孔隙體積、原始烴類孔隙體積，m3；Gp、Gp、分別為原始地質儲量、累計井流物產量、注入CO2體積，m3；Tgm、Ti、Tsc分別為目前狀態下的儲層溫度、原始儲層溫度、標況溫度，K；Bgi為原始狀態下氣體的體積系數， m3/m3；R為通用氣體常數，0.008 314 MPa · m3/(kmol · K)；ΔVp、ΔVwc分別為孔隙體積變化量、束縛水體積變化量［15］，m3；Swc、Swi分別為束縛水飽和度、原始含水飽和度；ce、cf、cw分別為有效壓縮系數、巖石壓縮系數、地層水壓縮系數，MPa-1。

將式(2)～式(6)代入式(1)可得

將式(8)代入式(7)得

將式(10)代入式(9)并化簡得

最終的CO2埋存體積為

左右同除以Gi得

其中

式中，為累計注入的CO2體積與氣藏地質儲量的比值；PZ為目前混合氣下的儲層壓力和烴類偏差系數的乘積與原始儲層壓力和目前混合氣下的偏差系數的乘積的比值［16］；RF為氣藏采出程度。

2 氣藏CO2 埋存量影響因素分析

采出程度決定氣藏能夠直接埋存的空間，氣體偏差系數體現氣體隨著溫度、壓力的變化，在埋存潛力評估時不能忽略這2 個因素的影響。

2.1 采出程度的影響

采出程度為累計井流物產量與地質儲量的比值，通過改變累計井流物產量，運用上述模型進行埋存量計算。模型主要參數見表1，控制其他參數不變，如：原始烴類偏差系數固定為0.980 3 不變，改變采出程度，分析采出程度對CO2埋存量的影響。

表1 模型參數Table 1 Model parameters

設置壓力為原始地層壓力37 MPa，計算不同采出程度下的氣藏CO2埋存量，結果見圖1，繪制出不同采出程度對應的氣藏CO2埋存量隨儲層壓力變化曲線(圖2)和隨PZ變化曲線(圖3)。

圖1 地層壓力 37 MPa 時氣藏 CO2 埋存量隨采出程度變化曲線Fig. 1 CO2 sequestration capacity vs. gas recovery efficiency of gas reservoir at reservoir pressure of 37 MPa

圖2 不同采出程度對應的氣藏CO2 埋存量隨儲層壓力變化曲線Fig. 2 CO2 sequestration capacity vs. reservoir pressure under different recovery efficiencies

從圖1 可看出，隨采出程度的增大，CO2埋存量增大。虧空體積越大，越有利于CO2埋存。采出程度較低的氣藏，因其孔隙體積內仍然有地層水、烴類氣體等存在，對CO2埋存不利。采出程度越高，能夠用于埋存的孔隙空間越多。從圖2 可看出，隨著采出程度的增加，CO2埋存量隨儲層壓力變化曲線的斜率不斷增大，與圖1 變化趨勢相符合。圖3 為CO2埋存潛力評估圖版，根據原始狀態下和目前狀態下的氣體偏差系數和壓力，計算出對應的PZ值，結合氣藏地質儲量即可算出氣藏CO2埋存量。

2.2 氣體偏差系數的影響

通過Standing-Katz 圖版［17］得到不同溫度和壓力下(壓力20～100 MPa、溫度79 ℃)天然氣和CO2的氣體偏差系數。分別計算出單一氣體的偏差系數，擬合得到烴類和CO2偏差系數隨壓力變化的關系式(15)、(16)，多項式系數見表2。模型主要參數見表1，控制其他參數不變，如采出程度固定為60%不變，改變氣體偏差系數，分析其對氣藏CO2埋存量的影響。

表2 烴類氣體和CO2 偏差系數擬合參數Table 2 Parameters of hydrocarbon gas-CO2 deviation factor fitting

式中，Zg為烴類氣體偏差系數；為CO2偏差系數；a1～a7為烴類氣體偏差系數擬合參數；b1～b7為CO2偏差系數擬合參數。

基于式(17)計算不同壓力對應的混合氣體偏差系數［15］。

式中，Zgm為烴類氣體和CO2混合狀態下的氣體偏差系數。

圖4 為CO2、烴類氣體、混合氣體的偏差系數隨著儲層壓力的變化曲線，可以看出，在相同的溫度和壓力條件下，烴類氣體的偏差系數大于CO2，且當壓力大于32 MPa 時，烴類氣體的偏差系數大于1，與理想氣體相比更難壓縮，體積更大。CO2和混合氣體的偏差系數都小于1，表示其與理想氣體相比更易于壓縮，體積更小。

圖4 氣體偏差系數隨儲層壓力變化曲線Fig. 4 Gas deviation factor vs. reservoir pressure

按照混合氣體偏差系數的計算公式，在相同溫度、壓力條件下，CO2的氣體偏差系數比烴類氣體更小，表明當氣藏的烴類氣體采出越多時，CO2埋存的越多，混合氣性質(偏差系數)越接近于CO2。

3 應用示例

3.1 目標氣藏概述

四川盆地是一個大型富含天然氣盆地，已發現常規和非常規兩大類油氣資源，油氣產層多，資源豐富，油氣勘探潛力大［18-19］。川中地區上三疊統須家河組蘊藏著巨大的天然氣資源，是典型的氣藏儲層［20-21］。目標氣藏儲集類型為裂縫～孔隙型，以孔隙作為主要的儲集空間，裂縫作為油氣滲流的重要通道。儲層厚度在10～50 m 之間，巖性以中～細粒長石巖屑砂巖為主，具有低孔、低滲特征。氣藏儲層非均質性強，連通性普遍較差。A 區塊L1 井開發已接近尾聲，累產量高，儲層具有虧空，滿足氣藏儲存CO2能力的原則，可作為CO2埋存層。結合四川盆地川中地區A 區塊L1 井的相關資料，評估該井埋存潛力。

L1 井埋深2 672.05 m，儲層壓力37 MPa，儲層溫度79 ℃。儲層埋深大于800 m，小于最大注入深度5 000 m，埋深處于中等適應條件［22］；儲層原始壓力較大，但到開發后期枯竭狀態時地層壓力較小，地層壓力處于較好適應條件；儲層溫度79 ℃，處于較好適應條件［23］，能夠滿足CO2以超臨界流體的形態儲存于地下［22］。對應氣藏厚度54 m，具有較大的氣藏虧空體積。地層傾角較低，氣藏巖性以砂巖為主，表明L1 井氣藏相關層位具有CO2埋存的潛力。上覆蓋層為泥巖，蓋層厚度較大，滲透率小于0.01×10-3μm2，能夠滿足CO2埋存后的密封性能。總結該氣藏能夠進行CO2儲存，也具備埋存后密封的能力，因此需要進行CO2埋存潛力評估。

3.2 氣體偏差系數計算

基于SK 圖版［17］分別得到壓力20～100 MPa、溫度79 ℃狀態下烴類氣體和CO2的偏差系數，分別擬合得到烴類和CO2偏差系數隨著地層壓力的變化。由式(15)、(16)可以計算出20～100 MPa 區間內任意壓力條件下兩種氣體對應的偏差系數。A 區塊L1 井原始地層壓力為37 MPa，該壓力下混合氣體偏差系數為0.831 3。

3.3 計算結果

對氣藏CO2埋存量進行編程計算，繪制L1 井對應氣藏CO2埋存量隨壓力變化曲線(圖5)和隨PZ變化曲線(圖6)。可以看出，考慮氣體偏差系數隨儲層溫度和壓力的變化預估的CO2埋存量為86 493 t，比不考慮其隨溫度、壓力變化的傳統物質平衡法的氣藏CO2埋存量增加27%，計算結果更符合實際，對評估氣藏CO2埋存潛力具有一定的現實意義。

圖5 L1 井CO2 埋存質量隨壓力變化曲線Fig. 5 CO2 sequestration capacity vs. pressure for Well L1

圖6 隨PZ 變化曲線Fig. 6 vs. PZ

4 結論

(1)運用物質的量平衡方法，考慮了氣體偏差系數隨著溫度、壓力的變化，建立了氣藏CO2埋存潛力評估模型，能夠更準確地預測埋存量，為氣藏CO2埋存量計算提供了一種新的計算方法。

(2)采出程度和氣體偏差系數對計算模型具有重要影響，采出程度直接決定能夠埋存CO2的虧空體積，又決定了混合狀態下氣體偏差系數的計算，本文的CO2埋存潛力評估模型更適合于采出程度大于40%的氣藏。

(3)下一步將結合構造埋存量，將溶解埋存量、礦化埋存量、殘余氣埋存量等對應不同機理的埋存量考慮進模型，建立更加精確的計算枯竭氣藏CO2埋存量模型。