凝析氣藏CO₂構造埋存量評估方法研究

摘 要：凝析氣藏中復雜的氣液相態變化為CO2埋存潛力評估帶來很大困難.為了進一步提高凝析氣藏CO2構造埋存量的計算準確性，基于物質的量守恒原理，考慮注入CO2與凝析氣體混合、反凝析變化、巖石和束縛水形變等因素，推導了凝析氣藏生產階段及CO2埋存階段物質平衡通式，進一步建立了凝析氣藏CO2構造埋存量評估方法.結果表明，該方法計算的CO2構造埋存量與數值模擬結果吻合度較好，誤差在6.42%以內.忽略混合氣體偏差因子變化會導致CO2構造埋存量計算結果偏大，誤差達到18.61%.忽略反凝析變化則會導致CO2構造埋存量計算結果偏小，這一誤差在低埋存壓力區間內高達9.93%.該方法對凝析氣藏中CO2構造埋存量評估及CO2埋存方案優化具有重要意義.

關鍵詞：凝析氣藏； CO2構造埋存量； 物質平衡； 埋存潛力評估

中圖分類號：TE09

文獻標志碼： 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

近年來，氣候變化問題引發了全世界的空前關注.2015年，國際社會一致達成《巴黎氣候變化協定》，將全球平均溫升較工業革命前控制在2 ℃以內作為長期目標［1］.CO2捕集、利用和儲存技術（CCUS）具有安全環保、節能減排、成本可控和技術可行等諸多優勢，被認為是實現雙碳目標的托底技術［2，3］.國際能源署呼吁，在2050年通過CCUS減少50～100億噸的CO2排放，CCUS相對貢獻需要達到14%以上［4］.作為世界上最大能源消費國和碳排放國，中國也作出了積極的響應.在2020年的第75屆聯合國大會上，中國宣告力爭在2030年實現碳達峰，在2060年實現碳中和［5］.“雙碳”目標的提出為我國碳中和技術發展提供了廣闊的前景.

煤層、鹽水層、枯竭油氣藏和深海是目前進行CO2埋存的主要地質場所［6］.相對于煤層、鹽水層和深海，枯竭油氣藏勘探開發程度更高，地質認識較為完善，注入CO2后泄露風險減小.同時油氣藏本身具備的注采井網和地面管線也可以有效減少CO2地質埋存的投資成本.然而目前國內開展的CO2埋存項目多開展于含水層和枯竭油藏中，對于凝析氣藏中的CO2埋存研究還處于探索階段［7］.

凝析氣藏中CO2埋存主要包含以下四種形式，構造埋存、礦化埋存、溶解埋存和束縛埋存，其中構造埋存的方式在CO2埋存的早期作出了主要的貢獻［8］.準確快速地評估構造埋存量是評價CO2埋存潛力的基礎，對于量化CO2埋存的環境、經濟和社會效益具有重要意義［9］.目前關于CO2埋存潛力的評價方法主要包括面積法、容積法、容量系數法、類比法、溶解度法、物質平衡法和數值模擬法等［10，11］.歐盟委員會采用Koide等［12］提出的面積法對含水層中的CO2埋存量進行了估算.

沈平平等［13］基于物質平衡法和類比法系統研究了不同類型油藏中CO2理論埋存量和有效埋存量的計算方法，該方法同時考慮了儲集空間和流體溶解等因素對于埋存量的影響.谷麗冰等［14］基于容積法和溶解度法對中國主要的沉積盆地中的CO2埋存量進行評估，估算中國CO2地質埋存的總容量為14 548億噸.張亮等［15］引入容量系數對不同區域的CO2埋存效率進行約束，提出了更為精確的CO2埋存量計算方法.寧雅潔［16］分別采用面積法、容積法、容量系數法和溶解度法對CO2埋存潛力進行預測，結果表明不同預測方法下CO2埋存量竟然相差十余倍.趙豐年等［17］建立了CO2極限埋存量計算方法，并結合數值模擬法對油藏中CO2埋存潛力進行預測.Hosseininoosheri 等［18］通過數值模擬對不同注入方式下油藏中CO2埋存機制和埋存潛力展開了研究.崔傳智等［19］基于CO2埋存過程中的物質平衡方程，建立了含水層CO2構造埋存潛力評估模型.湯勇等［20］建立了氣藏注采和CO2埋存過程中的物質平衡方程，提出了一種氣藏中CO2埋存量的計算方法.

上述方法中的面積法、容積法和類比法等方法計算過程相對簡單，計算精度依賴于埋存校正系數取值，同時對于CO2埋存機制、巖石流體性質變化以及儲層非均質考慮不足，計算結果往往偏離實際［10］.數值模擬方法是評估各類儲層CO2埋存潛力的有效手段，然而高精度的數值建模過程難度大，生產歷史擬合和數值模擬運算時間長，在實際的應用中存在難度［21］.

目前，CO2埋存量的研究多集中于含水層注氣、油藏氣驅提高采收率以及干氣藏注氣，仍缺少對于凝析氣藏CO2構造埋存量的評估方法.因此，本文基于物質的量守恒原理，考慮了注入CO2與烴類氣的混合、儲層流體凝析及反凝析變化以及巖石流體彈性形變等因素，推導了凝析氣藏中CO2構造埋存量計算模型，并結合數值模擬方法驗證模型準確性，并分析了凝析氣藏CO2構造埋存量的變化規律及影響因素.

1 凝析氣藏CO2構造埋存量計算模型

對于凝析氣藏的開發過程和后續CO2的埋存過程來說，地層壓力的變化會導致氣液相平衡發生改變，進而使得氣液兩相的組成會重新分配.但是氣藏內地層流體物質的量不受壓力和注采過程的影響，無論是氣藏開采過程和CO2埋存過程中地層中剩余的地層流體，還是被開采出到地面的地層流體，其總物質的量是恒定的.因此，采用物質的量守恒方法來描述廢棄凝析氣藏的CO2埋存階段物質交換過程，即：

nig+nCO2=npg+npo+nro+nrg

（1）

式（1）中：nig為凝析氣藏原始物質的量，kmol；nCO2為氣藏開發階段或CO2埋存階段注入氣體物質的量，kmol；npg為產出氣體物質的量，kmol；npo為產出烴類液體物質的量，kmol;nro為當前地層剩余烴類液體物質的量，kmol；nrg為當前地層剩余氣體物質的量，kmol.

（1）地層中原始物質的量計算

原始地層壓力下凝析氣保持在露點壓力以上，以氣相形式存在.因此，原始地層壓力下凝析氣物質的量為：

ni=piVigZgiRT

（2）

式（2）中：pi為原始地層壓力，MPa；Vig為氣藏原始地層條件下烴類流體孔隙體積，m3；Zgi為原始地層條件下凝析氣偏差因子；R為通用氣體常數；T為地層溫度，K.

氣藏原始孔隙體積為：

V=Vig（1-Sw）

（3）

式（3）中：V為氣藏原始孔隙體積，m3；Sw為氣藏原始含水飽和度.

（2）地層中采出烴類物質的量計算

對于氣藏開發階段和CO2埋存階段，采出烴類氣體主要為凝析氣的地面分離氣，采出烴類液體主要為凝析氣的地面分離油，其中采出的凝析氣的地面分離氣的物質的量為：

npg=GppscZscRTsc

（4）

式（4）中：Gp為凝析氣藏已采出天然氣的量，m3；psc為地面標準狀況下壓力，MPa；Zsc為地面標準狀況下氣體偏差因子；Tsc為地面標準狀況下溫度，K.

采出的凝析氣分離油物質的量為：

npo=VpoρoMo

（5）

式（5）中：Vpo為采出凝析油的量，m3；ρo為采出凝析油的密度，kg/m3；Mo為采出凝析油地面條件下液體分子量，kg/kmol.

（3）注入CO2氣體物質的量：

nCO2=GCO2pscZscRTsc

（6）

式（6）中：GCO2為氣藏注入CO2的量，m3.

（4）剩余地層流體物質的量計算

剩余氣體主要由氣藏剩余凝析氣和注入CO2組成.當前條件下氣藏剩余含氣孔隙體積存在關系：剩余含氣孔隙體積=原始氣藏孔隙體積-目前凝析油孔隙體積-束縛水孔隙體積-巖石及束縛水形變體積，即

Vrg=Vig-Vro-Vig（CwSw+Cf）1-SwΔp

（7）

式（7）中：Vrg為剩余含氣孔隙體積，m3；Cw為地層水壓縮系數；Cf為地層巖石壓縮系數；Δp為壓差，MPa.

則剩余混合氣體物質的量為：

nrg=pcVrgZcRT

（8）

式（8）中：pc為當前地層壓力，MPa；Zc為當前地層條件下混合氣體偏差因子.

凝析油占據孔隙體積為：

Vro=VigSoc

（9）

式（9）中：Vro為當前地層條件下凝析油占據的孔隙體積，m3；Soc為當前地層條件下凝析油的飽和度.

凝析油剩余物質的量為：

nro=VigSocρocMoc

（10）

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

將公式（2）～（10）代入公式（1），整理得到考慮凝析氣反凝析以及巖石形變的凝析氣藏CO2埋存物質平衡方程如下：

piVigZgiRT+GCO2pscZscRTsc=GppscZscRTsc+VpoρoMo+

pcVig-VigSoc-Vig（CwSw+Cf）1-SwΔpZcRT+

VigSocρocMoc

（11）

則地面條件下CO2埋存體積為：

GCO2=VpoρoMo+VigSocρocMoc-piVigZgiRT+

pcVig-VigSoc-Vig（CwSw+Cf）1-SwΔpZcRT

ZscRTscpsc+Gp

（12）

最終地面條件下CO2構造埋存量為：

MCO2=VpoρoMo+VigSocρocMoc-piVigZgiRT+

pcVig-VigSoc-Vig（CwSw+Cf）1-SwΔpZcRT

ZscRTscρCO2psc+GpρCO2

（13）

式（13）中：ρCO2為CO2的密度，kg/m3.

2 關鍵計算參數獲取

在凝析氣藏降壓開發過程和CO2埋存過程中，由于地層壓力的改變和注入CO2對地層凝析油的蒸發作用，導致在各個開發階段地層中的凝析油飽和度發生改變.此外，在地層溫壓條件下CO2通常以超臨界狀態存在，其密度遠大于氣體.在與地層凝析氣混合后，混合氣體壓縮后的體積與理想氣體壓縮體積存在偏差［22，23］.為了準確的計算凝析氣藏CO2構造埋存量，需要進一步計算這些參數.

2.1 混合氣體偏差因子

針對凝析氣藏CO2埋存過程中注入CO2氣體與剩余凝析氣形成混合氣體偏差因子的校正問題，基于PR狀態方程模擬計算不同壓力條件下凝析氣和CO2混合體系偏差因子.PR狀態方程基于對SRK方程中引力項與分子密度的關系的改進，提高了強極性組分體系的氣液相平衡計算精度，更適宜于凝析氣藏流體的相態計算［24］.

PR狀態方程具體如下：

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為壓力，MPa；pc為臨界壓力，MPa；Tc為臨界溫度，K；Vm為比容；a為常數，MPa·m3/（kmol·K）；b為常數，m3/kmol；ω為偏心因子.

圖1為凝析氣、CO2以及混合氣體偏差因子計算結果對比圖.由圖1可知，在同溫同壓的條件下，凝析氣的偏差因子大于CO2的偏差因子，說明相較于凝析氣，CO2具有更好的壓縮性，與理想氣體偏差更大.混合氣體的偏差因子則取決于剩余凝析氣與注入CO2氣體的比例，其變化曲線始終位于兩者之間.

2.2 凝析油飽和度

對凝析氣藏CO2埋存過程中凝析油的析出和蒸發現象，開展相關PVT試驗，獲取不同CO2注入比例下地層流體混合后反凝析油飽和度隨地層壓力變化規律.圖2為不同CO2注入比例下地層反凝析油飽和度變化曲線.由圖2可知，伴隨CO2注入量的增加，地層中凝析油飽和度逐漸降低，露點壓力和最大反凝析壓力逐漸減小，說明CO2對地層凝析油具有顯著的抽提和蒸發的作用.

3 計算結果驗證

渤海灣盆地存在大量偏腐殖型烴源巖，在其成烴過程中，短支鏈結構脫落，形成低分子量烴，為凝析油體系形成提供了場所［25］.目標凝析氣藏位于某背斜構造帶上，儲層厚度在30～60 m之間，初始地層壓力為28.6 MPa，初始溫度為85 ℃，露點壓力為24.4 MPa，地露壓差較小.儲集層空間為原生粒間孔為主，孔隙度為18.4%，滲透率為76.61 mD.凝析油含量為266 g/m3，凝析油密度為0.741 g/cm3，凝析油含量中等.目前該凝析氣藏A區塊已接近開發尾聲，地層能量虧空.此外，其上覆泥巖蓋層厚度較大，區域封閉性良好，適宜于CO2埋存選址.為了驗證本文CO2埋存量評估方法的可靠性，將新方法計算A區塊的理論CO2埋存量的計算結果與數值模擬模型的計算結果進行對比分析.基于tNavigator數值模擬軟件組分模擬模塊建立A區塊均質數值模擬模型來模擬衰竭開發和CO2埋存過程，模型網格步長為10×20×4，網格總數為5 000，地層傾角為15°，模型上部設置一口氣井.

數值模擬方法和本文所提出的新方法所計算的不同壓力下CO2埋存量如圖3所示.顯然，新方法在全壓力區間內計算得CO2埋存量與數值模擬結果吻合較好，誤差保持在6.42%以內，說明該模型能夠準確可靠的評估任一壓力下的凝析氣藏中CO2埋存量.

4 影響因素分析

4.1 混合氣體偏差因子的影響

根據本文所提出的CO2構造埋存量評估方法，分別計算了考慮混合氣體偏差因子變化和忽略混合氣體偏差因子變化下的CO2構造埋存量，如圖4所示.由圖4可知，與考慮混合氣體偏差因子變化相比，忽略混合氣體偏差因子計算的CO2構造埋存量偏大，最大誤差可達18.61%.這是因為在地層壓力下凝析氣的偏差因子大于CO2，廢棄壓力下剩余凝析氣與注入CO2形成的混合氣體的偏差因子也大于CO2氣體，混合氣體的壓縮性低于CO2氣體，因此忽略混合氣體偏差因子變化會導致CO2埋存潛力被高估.

4.2 反凝析變化的影響

根據本文所提出的CO2構造埋存量評估方法，分別計算考慮反凝析液變化和忽略反凝析液變化變化下的CO2構造埋存量，結果如圖5所示.由圖5可知，與考慮反凝析液變化相比，忽略反凝析液變化在低埋存壓力區間內CO2構造埋存量計算結果偏大，誤差高達9.93%，在高埋存壓力區間內兩者計算結果基本相同.這是因為埋存過程中CO2注入會對地層中剩余凝析油形成抽提作用，伴隨CO2的注入，地層壓力逐漸升高，CO2對于凝析油的抽提作用會更加顯著，地層中剩余凝析油越來越少，因此是否考慮反凝析液飽和度變化對CO2埋存量的影響也就越來越小.然而，若埋存選址凝析氣藏為高含凝析油氣藏，CO2注入不足以對地層中滯留凝析油形成有效抽提，反凝析液飽和度變化對CO2埋存量的影響會更加顯著.

5 結論

主要結論如下：

（1）基于物質的量守恒原理，考慮了反凝析變化、混合氣體偏差因子變化以及巖石和束縛水形變對CO2構造埋存量影響，建立了凝析氣藏CO2構造埋存量評估方法.

（2）基于實際案例，計算不同埋存壓力下的CO2構造埋存量，并與數值模擬計算結果對比，結果表明新方法計算結果可靠，計算流程簡潔，適宜于礦場應用.

（3）氣體偏差因子和反凝析變化是影響凝析氣藏CO2構造埋存量的重要因素.忽略混合氣體偏差因子變化會導致混合氣體壓縮性被高估，CO2構造埋存量計算結果偏大.忽略反凝析變化則會導致低埋存壓力區間內CO2構造埋存量計算結果偏小，而在高埋存壓力區間內，地層中滯留的凝析油被注入的CO2抽提，反凝析變化因素對CO2構造埋存量計算結果的影響也逐漸減小.

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【責任編輯：陳 佳】