中國南海北部枯竭氣田CO2封存潛力展望：以崖城13-1氣田和東方1-1氣田為例

黃前峰，丁 蓉，李清平

（1. 中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；2. 中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028）

0 引言

我國是碳排放大國，實現2030年碳達峰的目標減排壓力巨大，對碳捕集與封存（CCS）技術有著迫切的需求。從20世紀70年代開始，國外啟動了CCS技術的研究及工程示范[1-3]。我國也開展了相關技術的研究及實踐，對陸上四川盆地、鄂爾多斯盆地、準格爾盆地等盆地的CCS潛力進行了評價[4-7]，并開展了CO2地質封存工程[8]，于2010年啟動了首個CO2捕集與地質封存全流程示范項目，將濃度達到87%的CO2尾氣通過加壓輸送到附近儲-蓋組合良好的鹽水層[9]，整個項目總注入量約為30×104t；同時，在海上也首次啟動了二氧化碳封存示范工程，選擇珠江口盆地高含CO2的恩平15-1油田為目標，將海上油田伴生的二氧化碳分離和脫水后，回注至地下咸水層，設計每年CO2封存量30×104t。枯竭的油氣藏具有良好的圈閉構造，地質條件十分適合CO2封存。同時，由于油氣勘探、開采過程中積累了豐富的地質資料，為CO2油氣藏封存研究及應用奠定了良好基礎，部分原有的生產裝置可以用來注入CO2，因此，枯竭油氣藏是未來碳封存的一個重要場所[10]。然而，目前對于南海北部沉積盆地枯竭油氣藏CO2儲存的研究相對較少，尚未有公開文獻報道。自1971年在南海西部海域成功鉆探第一口井以來，我國在南海的油氣勘探開發已歷經半個世紀，目前已投產的油氣田超過50個，其中，氣田17個，2021年油氣年產量約為2900 × 104t油當量，部分氣田的投產時間超過了20年，甚至達30年，開發生產進入了末期（枯竭期）。因此，本文選取典型的枯竭氣田，評估其CO2封存潛力，以為未來海上碳封存研究提供支持。

1 國內外實例分析

早在20世紀70年代初，美國就開展了注入CO2提高石油采收率（Enhanced Oil Recovery，EOR）項目。雖然EOR技術已有40余年的工程實踐歷史，但將CO2埋存作為首要目的、緩解溫室效應卻是近20年發展起來的新技術。目前美國、荷蘭等發達國家都在進行相關研究和工程實踐，顯示出良好的應用前景。

例如荷蘭近海的K12-B氣田天然氣組分中高含CO2，占比達到13%，為滿足CO2含量低于2%的管道輸送要求，需要將天然氣中CO2分離出來就地回注。該項目于2002年開始對回注方案進行可行性研究，2004年進行現場試驗，先后將CO2注入氣藏的一個廢棄區塊進行埋存和注入一個即將廢棄的區塊進行強化采氣技術（Enhanced Gas Recovery，EGR）處理，CO2的年注入量最高可達31.0～47.5×104t[11]。又如澳大利亞Otway項目，該項目是首個在枯竭的天然氣儲層中進行二氧化碳儲存的嚴格監測試點。Otway盆地（海域）位于澳大利亞維多利亞省西南部，分布多個廢棄油氣田及Buttres富CO2（>90%）氣田，地化指標顯示CO2為火山來源。該項目于2004年開始進行選址和特征描述，制定CO2生產、運輸和回注的運營計劃，定量風險評估設計了一個廣泛的監控和驗證計劃。注入從2008年3月開始，混合氣體在地面進行干燥和壓縮，然后通過地下管道輸送2.25 km的距離，以平均每周870 t的速度重新注入深度約2000 m的枯竭的Naylor氣田，大約注入了6.5×104t的CO2和甲烷。目標層為2000 m之下的砂-粗砂為主的儲層，該儲層具有高孔隙度、高滲透率特征，蓋層為多個碳質薄層，能夠提供良好封閉條件[12]。

我國于1999年在吉林油田開展油田注入CO2的小規模現場試驗，探索CO2在提高原油采收率（Enhanced Oil Recovery，EOR）中的應用，取得了一些初步成果[13]，并逐步形成了陸相油藏碳捕集、利用與封存（Carbon Capture，Utilization and Storage，CCUS）-提高原油采收率（EOR）全產業鏈配套技術系列，建成了國內首個全產業鏈、全流程CCUS-EOR示范項目，實現了累計埋存CO2約225×104t、覆蓋地質儲量1183×104t、年產油能力10×104t、年CO2埋存能力35×104t。

2 南海北部富CO2氣藏地質條件

南海北部發育多個新生代沉積盆地（圖1），且CO2含氣構造分布廣泛，勘探證實鶯歌海盆地、珠江口盆地、瓊東南盆地共有35個構造鉆遇CO2，地質儲量超過7000×108m3，這些富CO2構造可以作為地質封存的優選目標。一方面，可以就地取材，降低成本，將產出的CO2回注，驗證封存工藝的可行性和封存效果；另一方面，為推動海上油氣田的綠色開發探出一條新路，并為未來推動“岸碳入海”做好技術儲備。

圖1 中國南海北部新生代沉積盆地分布Fig. 1 Distribution of Cenozoic sedimentary basins in Northern South China Sea

2.1 鶯歌海盆地富含CO2氣藏的地質特征

鶯歌海盆地位于南海北部大陸架西北部，是一個新生代轉換-伸展富含氣盆地[14-15]。受紅河裂谷系控制，盆地呈NNW走向的長條形，長約750 km，寬約200 km，面積約12.7×104km2。鶯歌海盆地的形成演化大致可劃分為3個階段，分別為古近紀的斷陷階段、早中新世-上新世的熱沉降坳陷階段及上新世之后的快速熱沉降階段。根據構造發育特征，鶯歌海盆地劃分為4個構造單元，分別為鶯西斜坡帶、中央坳陷帶、臨高凸起帶和鶯東斜坡帶（圖2）[16]。盆地沉積地層自下而上依次為古近系始新統領頭組、漸新統崖城組和陵水組、新近系中新統三亞組、梅山組和黃流組、上新統鶯歌海組和第四系更新統樂東組[16-17]。鶯歌海盆地油氣勘探始于1957年，經過幾十年的勘探，在盆地淺層（鶯歌海組及以上地層）和中深層（黃流組和梅山組）均取得了天然氣勘探發現，先后發現了東方1-1氣田、樂東22-1氣田、樂東15-1氣田、東方13-1氣田、東方13-2氣田、東方1-4氣田等一批氣田。鶯歌海盆地的天然氣資源主要集中在中央坳陷帶的東方區和樂東區，超過95%的資源量和100%的產量均位于這兩個勘探區內[18-20]。

圖2 鶯歌海盆地構造單元劃分及油氣田位置Fig. 2 Division of tectonic units and location of oil and gas fields in Yinggehai Basin

鶯歌海盆地是一個高溫超壓盆地，地溫梯度為2.94～4.81 ℃/100 m，平均達4.04±0.37 ℃/100 m；熱流為60～95 mW/m2，平均為77.8±7.2 mW/m2。自20世紀80年代以來，在鶯歌海盆地相繼勘探發現了東方1-1、東方13-1、樂東8-1等10余個富含CO2氣田。平面上，CO2主要富集于中央坳陷帶泥底辟發育區，具有分區分塊性。CO2在鶯歌海盆地的分布較為廣泛，從盆地中心到盆地邊緣均有分布，但含量大于60%的富CO2氣藏主要分布在盆地中央坳陷泥底辟帶的北部東方區和中南部樂東區2個底辟集中發育的區域。其中，目前在東方區已發現富CO2的局部構造主要有東方1-1氣田、東方13-1氣田等4個氣田，CO2含量最高達88.91%。在樂東區已發現富CO2的局部構造主要有樂東8-1氣田、樂東15-1氣田、樂東20-1氣田等6個氣田，CO2含量最高達95%。總體而言，在鶯歌海盆地中央泥底辟帶核部及鄰近核部的構造中CO2含量較高，遠離底辟帶核部的構造中CO2含量逐漸降低，且橫向上總體具有數量南多北少、含量南高北低的特征。就同一構造而言，位于底辟構造中心（核部）的井或與深部斷層連通的井CO2含量較高，而位于構造翼部及斷層不發育的井CO2含量低。以東方1-1氣田為例（圖3），位于底辟核部附近且緊鄰斷層的東方1-1-2井、東方1-1-3井及東方1-1-7井鉆遇的CO2含量較高，均在55%以上，而距底辟中心較遠且斷層不發育的東方1-1-5井、東方1-1-8井及東方1-1-9井鉆遇的CO2則較低，都小于1%。

圖3 鶯歌海盆地東方1-1構造CO2含量平面分布圖Fig. 3 Distribution map of CO2 content in DF1-1 structure of Yinggehai Basin

2.2 瓊東南盆地富CO2氣藏的地質特征

瓊東南盆地是發育在南海北部大陸架西緣的新生代裂陷盆地，整體呈NE-SW向展布，面積約6.5×104km2，其中深水區（>300 m）面積大約占盆地面積的70%[21]。受基底斷裂控制，整體呈現出“東西分塊、南北分帶”的構造格局[22-23]，即北部坳陷帶、崖城-松濤中央凸起帶、中央坳陷帶、南部隆起帶和南部坳陷帶（圖4）。瓊東南盆地經歷了裂陷和裂后兩大構造演化階段，具有明顯的“下斷上坳”的雙層構造格架。瓊東南盆地新生代沉積蓋層最大厚度在12 km以上，主要由陸相、海陸交互相和海相碎屑巖沉積構成。瓊東南盆地內部目前鉆遇的沉積蓋層主要包括古近系下漸新統崖城組、上漸新統陵水組，新近系下中新統三亞組、中中新統梅山組、上中新統黃流組、上新統鶯歌海組及第四系。瓊東南盆地的地溫梯度變化在3.0～4.4 ℃/100 m之間，受到巖漿侵入影響，局部地區出現了熱異常，地溫梯度可高達到4.83℃/100 m。

圖4 瓊東南盆地淺水區構造單元劃分Fig. 4 Division of tectonic units in shallow water areas of Qiongdongnan Basin

瓊東南盆地鉆探發現的含CO2的構造主要包括崖城13-1構造、崖城13-4構造、寶島19-2構造、寶島15-3構造及陵水4-2構造等。其中，位于瓊東南盆地東部的寶島19-2構造和寶島15-3構造的CO2含量高，最高分別達到98.62%和97.15%，均屬CO2氣藏；而位于瓊東南盆地西部的崖城13-1構造與崖城13-4構造CO2含量則較低，均在10%左右。在橫向分布上，瓊東南盆地現已發現的富CO2氣藏主要分布于基底深大斷裂（2號斷裂）附近，如位于寶島凹陷東北緣的寶島15-3構造CO2氣藏即為受幔源型火山活動與溝通深部氣源的基底深大斷裂控制而富集成藏。

2.3 珠江口盆地富CO2氣藏的地質特征

珠江口盆地位于南海北部大陸架和陸坡邊緣，是在加里東褶皺、海西褶皺和燕山期褶皺基底上形成的中、新生代含油氣盆地。珠江口盆地總體上呈NE-SW向展布，面積約17.5×104km2；受NE向斷裂和NWW向斷裂共同控制，具有“東西分塊、南北分帶”的構造特征和“三隆兩坳”的構造格局，自北西至南東依次為北部隆起帶、北部坳陷帶、中央隆起帶和南部坳陷帶（圖5）。珠江口盆地歷經晚白堊世-漸新世初裂谷、晚漸新世-早中新世沉降及中中新世-第四紀斷塊升降三個構造演化階段。珠江口盆地被古近紀、新近紀及第四紀地層沉積充填，自下至上依次為古新統神狐組、中始新統文昌組和上始新統-下漸新統恩平組、上漸新統珠海組、下中新統珠江組、中中新統韓江組、上中新統粵海組、上新統萬山組及第四系。

圖5 珠江口盆地構造單位劃分Fig. 5 Division of tectonic units in Pearl River Mouth Basin

珠江口盆地地處減薄的大陸地殼背景之上，上地幔的隆起與升溫使盆地具有較高的地溫梯度，主要介于2.6～5.1 ℃/100 m之間，平均為3.35 ℃/100 m。珠江口盆地鉆遇揭示的含CO2的氣藏數量相對較多，包括珠江口盆地西部的文昌13-1氣藏、文昌14-3氣藏、文昌15-1氣藏、文昌19-1氣藏和盆地東部的惠州18-1氣藏、惠州22-1氣藏、番禺16-2氣藏、番禺28-2氣藏、荔灣21-1氣藏等，且不同氣藏的CO2含量差異較大，但絕大多數氣藏CO2含量在50.72%～99.53%范圍內，其中，惠州凹陷的氣藏CO2含量總體較高（含量＞90%），惠州22-1氣藏在珠海組CO2含量高達99.53%。另外，在白云凹陷與荔灣凹陷之間南部隆起帶上的荔灣21-1構造也鉆遇含量高達93.90%的CO2氣藏。橫向上，珠江口盆地CO2分布較為廣泛，在已發現的9個含CO2氣藏中，有4個分布在珠三坳陷，2個分布在珠一坳陷，2個分布在番禺低隆起，另外還有1個分布在珠二坳陷，但均位于溝通深部CO2氣源的基底深大斷裂帶及其附近。

3 典型目標CO2地質封存潛力評價

任何碳儲存項目的基本要求都是對儲存容量的估計，即使可用數據非常少，也需要估計存儲容量。國外學者將地質儲層中CO2封存量分為理論封存量、有效封存量和實際封存量[26]。理論封存量表示圈閉系統中所提供給CO2的物理空間極限量；有效封存量表示從實際地質情況以及技術層面上考慮了儲集層性質、儲集層封閉性、埋存深度、儲集層壓力系統及孔隙體積等因素影響的埋存量；實際封存量表示考慮到當前技術條件、法律及政策、基礎設施和經濟條件等因素影響的埋存量。在枯竭氣田儲存的情況下，專注于“有效”的能力，考慮到填充孔隙空間的技術約束，但不考慮經濟約束或源庫匹配。第一種方法是使用已知的碳氫化合物產出量，并將該值轉換為具有應用貼現系數的注入CO2的當量體積。第二種方法是使用靜態地質模型，用于計算可用空隙體積，并將該值轉換為注入CO2的當量體積。根據儲層巖石和流體參數的可用信息量，任何一種方法的因素都可能有不同程度的復雜性（包括使用動態模型）和相關的不確定性。

本文基于油氣田儲層儲量數據計算評估油氣儲層的CO2儲存容量。STEVENS[27]通過儲層中的油氣含量（Original Oil in Place，OOIP和Original Gas in Place，OGIP）計算其理論CO2儲存容量MCO2t。對于氣層，本文采用了STEVENS的計算公式，見式（1）。

式中：RCO2/CH4=2×10-7D2-0.0015D+4.1707；0.75為天然氣開采后形成的孔隙體積的75%能夠用于儲存CO2；OGIP為天然氣資源量；a為校正系數；Rf為采收率；ρCO2t為注入CO2密度；RCO2/CH4為天然氣田條件下的相同體積CO2與CH4的摩爾數比；D為天然氣的存儲深度。

崖城13-1氣田從構造來看位于鶯-瓊盆地之間的生長背斜低凸起帶，從區域來看位于瓊東南盆地的西部邊緣，發現于1983年。崖城13-1氣田水深約100 m，探明儲量為803×108m3，儲層深度約3800 m，是我國第一個海上氣田。崖城13-1氣田于1996年開始投產，氣體組分中CO2含量約12%至今已超過25年，自2011年進入產量遞減期，目前處于開發末期（枯竭期），預計采收率為75%，擬選為CO2地質封存目標氣藏。根據式（1），天然氣存儲深度為3800 m，采收率取0.75，探明儲量取803×108m3，校正系數取1.00，充注二氧化碳密度取1.98 kg/m3[28]，計算的結果：MCO2tl0=1.2×108t。

東方1-1氣田位于鶯歌海盆地西北部、中央坳陷帶泥底辟構造帶北部，發現于1992年，平均水深約67 m，是我國目前最大的海上自主開發氣田[29]。底辟構造是鶯歌海盆地的一大特色，其作為鶯歌海凹陷內重要的正向構造，是該盆地重要的油氣聚集帶[30]。東方1-1氣田圈閉與泥底辟有關，為大型泥底辟簡單短軸背斜構造，儲層較疏松，以中高孔、中滲儲層為主，局部發育低滲儲層[31]。東方1-1氣田埋深1200～1600 m，天然氣成分變化大，CO2含量變化范圍為0.1%～93.0%，形成了CO2型氣與烴類型氣藏，探明地質儲量951×108m3，為我國海上最大的自營氣田。東方1-1氣田2003年開始投產，至今近20年，目前開發井42口，采出程度約49%，預計最終采收率為66%，擬選為CO2地質封存目標氣藏。根據式（1），天然氣存儲深度為1400 m，采收率取0.66，探明儲量取951×108m3，校正系數取1.00，充注二氧化碳密度取1.98 kg/m3，計算的結果：MCO2tl0=2.3×108t。

4 結論與展望

南海油氣勘探開發已經歷了半個世紀，目前已建成荔灣氣區、東方氣區、樂東氣區、崖城氣區和陵水中央峽谷帶氣區等五大氣區，17個氣田投產，“南海萬億方大氣區”建設穩步推進；同時，南海高含CO2氣藏分布廣泛，優選枯竭（開發末期）氣藏作為目標，開展CO2地質封存的研究具有現實的意義。李小春等[4]利用溶解度法計算的中國陸地區的儲存容量約為773.80×108t，大陸架區的儲存容量約為661.25×108t。通過對崖城13-1氣田和東方1-1氣田進行估算，兩個氣田的CO2有效封存量分別為1.2×108t和2.3×108t，顯示了巨大的封存潛力，考慮到當前技術條件、基礎設施和經濟條件等因素，其實際封存量有待進一步深入研究。