二氧化碳在油藏中埋存量计算方法

文章编号:100020747(2009)022*******

二氧化碳在油藏中埋存量计算方法

沈平平1,廖新维2,刘庆杰1

(1.中国石油勘探开发研究院;2.中国石油大学(北京))

基金项目:国家重大基础研究发展计划(973计划)“温室气体提高石油采收率的资源化利用

及地下埋存研究”项目(2006CB705800);教育部新世纪优秀人才支持计划

摘要:二氧化碳在油藏中埋存是减少温室气体排放最有效的途径之一,主要通过构造空间储存、束缚空间储存、溶解储存和矿化储存等机理来实现。二氧化碳在油藏中的地质埋存潜力可分成理论埋存量、有效埋存量、实际埋存量和匹配埋存量4个层次。对注水开发油藏和二氧化碳驱油藏,二氧化碳在油藏中的埋存潜力可用类比法和物质平衡法计算,得到理论埋存量和有效埋存量,理论埋存量是油藏所能接受的物理极限量,有效埋存量表示从技术层面上综合考虑了储集层及流体特性各种因素影响的埋存量,是理论埋存量的子集。用物质平衡法计算埋存量时二氧化碳在原油中溶解量占有较大比例,不可忽略,用类比法计算埋存量的关键问题是确定二氧化碳利用系数。实例表明该计算方法简便实用,可用于中国油田二氧化碳埋存潜力评价。图1表3参15

关键词:二氧化碳;埋存;注水油藏;二氧化碳驱油藏;溶解;计算方法

中图分类号:TE357.45;TE992.1 文献标识码:A

Methodology for estimation of CO2storage capacity in reservoirs

Shen Pingping1,Liao Xinwei2,Liu Qingjie1

(1.Pet roChi na Research I nstitute of Pet roleum Ex ploration&Development,B ei j ing100083,China;

2.China Universit y of Pet roleum,B ei j ing102249,China)

Abstract:The CO2storage in reservoirs is one of the most effective ways of reducing the greenhouse gas emission,which is based on the mechanisms of structural and stratigraphic trapping,residual gas trapping,dissolution trapping and mineral trapping.The CO2storage capacity in oil reservoirs includes theoretical,effective,practical and matched storage capacities.

In the estimation of the CO2storage capacity in both waterflooding and CO2flooding oil reservoirs,theoretical and effective storage capacities can be obtained by the material balance and analogy methods.The theoretical storage capacity represents the physical limit of what the reservoir system can accept.The effective storage capacity represents a subset of the theoretical capacity and is obtained by applying a range of technical cut2off limits to a storage capacity assessment which incorporate the cumulative effects of reservoir and fluid parameter.When the material balance method is used,the amount of CO2dissolution is not negligible.In using the analogy method,the key is to determine CO2utilization factor.Examples show that the method is simple and convenient for the estimation of the CO2storage capacity in China.

K ey w ords:carbon dioxide;storage;waterflooding;carbon dioxide flooding;dissolution;algorithm

0引言

由于人类对石化燃料的过度依赖,工业生产和人类生活中产生的温室气体(主要是二氧化碳)排放量日益增加,由此导致的空气污染和温室效应正在严重地威胁着人类赖以生存的环境。二氧化碳在煤层、深部盐水层、油气藏等地质体中埋存是减少温室气体排放最有效的途径之一。相对于煤层和深部盐水层,油层的勘探与开发程度更高,对其特征了解更清楚,数据资料也更多,同时,二氧化碳在油藏中埋存不仅可以实现温室气体减排,还可提高石油采收率,因此二氧化碳在油藏中的埋存技术是目前最经济、最可靠的技术。要实施该技术,首先必须对二氧化碳在油藏中的埋存潜力进行评价,确定二氧化碳在油藏中最大的理论埋存量和有效埋存量。

前人对二氧化碳在油藏中埋存量的计算方法(主要针对衰竭油藏)进行了研究[1212],并对所研究的区域进行了评价。笔者对这些方法进行梳理,结合中国油藏注水开发的实际情况,并考虑二氧化碳在原油和水中溶解的问题,系统研究了二氧化碳在油藏中埋存量计算方法,从理论埋存量和有效埋存量计算方法两方面进行阐述,从而为中国二氧化碳在油藏中埋存潜力

612

石　油　勘　探　与　开　发

2009年4月 PETROL EUM EXPLORA TION AND DEV ELOPM EN T Vol.36　No.2　

评价提供技术手段。

1二氧化碳在油藏中埋存机理与埋存量

分级

由图1可见[325],二氧化碳在油藏中埋存主要通过构造空间储存、束缚空间储存、溶解储存和矿化储存等机理来实现,其中最主要的储存方式是构造空间和束缚空间储存,因此,计算油藏中二氧化碳理论埋存量的关键是确定油藏中可供给二氧化碳储存的几何空间。但是随着埋存时间的延长,二氧化碳在原油和水中的

溶解不可忽视,计算时应充分考虑这个问题。

图1　油藏中二氧化碳埋存机理示意图

据文献[325],二氧化碳地质埋存潜力可分为理论埋存量、有效埋存量、实际埋存量和匹配埋存量4个层次。理论埋存量表示地质系统所能接受的物理极限量,它构成整个资源金字塔;有效埋存量表示从技术层面上考虑了储集层性质、储集层封闭性、埋存深度、储集层压力系统及孔隙体积等因素影响的埋存量,它是理论埋存量的子集;实际埋存量表示考虑到当前技术条件、法律及政策、基础设施和经济条件等因素影响的埋存量,它是有效埋存量的子集;匹配埋存量表示考虑到二氧化碳源、注入能力和供给能力等因素影响的埋存量,它是实际埋存量的子集。在计算二氧化碳地质埋存潜力时,根据评价目的和种类的不同,需要选取不同的计算方法。通常实际埋存量和匹配埋存量计算只针对一个确定性的油藏及相关条件开展。在油藏中二氧化碳埋存场所初始筛选时主要是确定理论埋存量和有效埋存量,本文主要阐述这2种埋存量的计算方法。

2二氧化碳在油藏中埋存量的计算方法

二氧化碳在油藏中埋存量计算方法与埋存机理相

关,同时和油藏所处的状态有关。国内埋存二氧化碳的油藏主要可以分为两类,即注水开发后的油藏和二氧化碳驱油藏(主要是注水难动用油藏),以下就这两类油藏的理论埋存量和有效埋存量计算方法及相关问题进行阐述。

2.1理论埋存量计算方法

目前二氧化碳在油藏中理论埋存量的计算方法主要是以物质平衡方程为基础建立起来的。其假设条件是油气采出所让出的空间都可用于二氧化碳的存储。美国能源部(U SDO E )、欧盟(European Commission )及碳埋存领导人论坛(t he Carbon Sequest ration Leadership Forum ,CSL F )的相关研究人员对二氧化碳在油藏中的理论埋存潜力计算方法进行了深入研究,这些计算方法是在假设油藏不与含水层接触或油藏在二次和三次采油中未被水淹的基础上建立起来的。而中国油田大多是采用注水开发,因此本文结合中国油藏开发特点以及二氧化碳在油藏中的埋存机理,提出考虑溶解问题的理论埋存量计算方法。2.1.1注水开发油藏的理论埋存量计算方法

该方法基本的假设条件为二氧化碳被注入到油藏中直到储集层压力恢复到原始储集层压力,即油气采出所让出的自由空间都用于二氧化碳的埋存,同时二氧化碳在注入过程中会溶解到原油和水中。计算公式如下:

M t =

ρr

109

E R A h <(1-S wi )-V iw +V pw +C ws × (A h

(1)

式中　M t ———二氧化碳在油藏中的理论埋存量,106t ;ρr —

——二氧化碳在油藏条件下的密度,kg/m 3;E R ———原油的采收率,f ;A ———油藏面积,m 2;h ———油藏厚度,m ;<———油藏孔隙度,f ;S wi ———油藏束缚水饱和度,f ;

V iw ———注入油藏的水量,m 3

;V pw ———从油藏产出水

量,m 3;C ws ———二氧化碳在水中溶解系数,f ;C os ———二氧化碳在油中溶解系数,f 。

(1)式中二氧化碳理论埋存量由储存于构造空间中(包括束缚空间)、溶解于水中和溶解于原油中的二氧化碳3部分构成。

2.1.2二氧化碳驱油藏的理论埋存量计算方法

美国是开展利用二氧化碳提高采收率技术最多的国家,美国的经验表明,注入的二氧化碳大约有40%的量被采出。Bachu S 等人[7]据此建立了利用二氧化碳提高石油采收率时二氧化碳突破之前和突破之后二氧化碳在油藏中的理论埋存量计算方法。在此基础上,

7

12　2009年4月 沈平平等:二氧化碳在油藏中埋存量计算方法

笔者考虑到注入水和采出水问题以及二氧化碳在油藏流体中的溶解问题,建立如下计算方程。

二氧化碳突破之前:

M t=ρ

r

109

E Rb A h<(1-S wi)-V iw+V pw+C ws×(A h

E Rb)A h<(1-S wi)(2)

二氧化碳突破之后:

M t=ρ

r

109

(0.4E Rb+0.6E Rh)A h<(1-S wi)-V iw+ V pw+C ws(A h

0.4E Rb-0.6E Rh)A h<(1-S wi)(3)

式中　E Rb———二氧化碳突破之前原油的采收率,f;

E Rh———注入某一体积二氧化碳时原油的采收率,f。

以上各式计算中,确定原油采收率是关键,可通过油藏数值模拟或经验公式获得[11215]。

2.2有效埋存量计算方法

有效埋存量是在理论埋存量基础上考虑了储集层性质、储集层封闭性、埋存深度、储集层压力系统及孔隙体积等因素影响的埋存量,即它受到流体流度、重力分离作用、油藏非均质性和地下水体等因素的影响,不能达到理想状态的理论埋存量。

在理论埋存量计算方法基础上,考虑浮力、重力超覆、流度比、非均质性、含水饱和度以及水体强度等因素的影响,有效埋存量计算式为:

M e=C e M t=C m C b C h C w C a M t(4)式中　M e———油藏中二氧化碳有效埋存量,106t;

C e———各因素综合影响的有效埋存系数,f;C m———流度不同造成影响的有效埋存系数,f;C b———浮力作用造成影响的有效埋存系数,f;C h———油藏非均质性造成影响的有效埋存系数,f;C w———含水饱和度造成影响的有效埋存系数,f;C a———地下水体造成影响的有效埋存系数,f。

这些有效埋存系数的确定往往需要通过数值模拟方法或经验方法[7]获得。(4)式既可应用于注水开发油藏二氧化碳有效埋存量的计算,也可以用于二氧化碳驱油藏二氧化碳有效埋存量的计算。

2.3基于类比法的埋存量计算方法

类比法主要是参照已开展的二氧化碳驱提高采收率矿场试验项目的经验,根据油藏参数和开发状况的类比,计算出二氧化碳的埋存量,因此该类方法主要应用于注二氧化碳提高采收率油藏中二氧化碳埋存量计算。美国及欧盟等国家及组织开展了大量的注二氧化碳提高石油采收率工作,并取得了许多宝贵经验,在此基础上,通过引入二氧化碳利用系数来获得埋存量,即

M e=10-6N p R CO

2

(5)式中　N p———由于注入二氧化碳获得的原油量,m3;

R CO

2

———二氧化碳利用系数,即净二氧化碳注入量与原油采出量之比值,t/m3。

类比法计算二氧化碳在油藏中埋存量的关键问题是如何确定二氧化碳利用系数及增油量。利用系数可以通过已开展项目的经验来确定,也可以通过数值模拟方法计算获得。国外主要二氧化碳驱项目中二氧化碳的利用系数[12]见表1。

表1　国外各油田项目二氧化碳利用系数表[12]

项目二氧化碳利用系数/(t?m-3)资料来源

Weyburn0.9435Wilson,2000 Willard2Wasson 1.0693～1.3838Stalkup,1984

SAROC主注气区 1.6354Stalkup,1984 SACROC先导实验区 1.7612～4.9062Stalkup,1984 Little Creek 4.7804Stalkup,1984 Permian,Nort h Sea 1.8870Espie,2000混相驱平均值 2.1134Stevens,1999

非混相驱平均值 3.5161Stevens,1999

从表1可以看出,不同地区二氧化碳利用系数不同,其变化范围大致为0.9～5.0t/m3。文献[12]提出用最高、中等和最低3个等级表示二氧化碳利用系数,在此基础上设定其数值分别为5.0t/m3、3.0t/m3和1.0t/m3。

(5)式中需要确定由于二氧化碳注入获得的原油量,如果该参量未知,可以用下式计算:

N p=E Re N o C(6)

式中　E Re———注入二氧化碳获得的采收率增幅,f; N o———原始原油地质储量,m3;C———二氧化碳与原油接触系数,f,一般取0.75[6]。

注入二氧化碳增加的采收率需主要通过类比法、油藏数值模拟方法或经验公式确定。Stevens[6]对7个二叠纪盆地利用二氧化碳提高石油采收率的资料进行了研究,确定出原油重度与注入二氧化碳获得的采收率增幅的经验关系。文献[12]根据该关系将由于二氧化碳的注入而获得的采收率增幅分成最高、中等和最低3个等级,其数值分别为0.20、0.12和0.05。

3计算实例

中国某油田可以用于二氧化碳埋存的区块有21个,其当前地质储量119212×104t,原油最终采收率

812石油勘探与开发?油气田开发 Vol.36　No.2　

为0.2,地层平均压力为22MPa,平均温度为93℃,在地层条件下二氧化碳的密度为750.0kg/m3,原油密度为856.0kg/m3,原油的体积系数为1.17,二氧化碳在原油中的溶解系数为0.35,在水中的溶解系数为0.05。3.1理论埋存量计算

根据(1)式可以得到埋存到自由空间的理论埋存量为24186×104t,水溶解得出的理论埋存量为8062×104t,原油溶解得出的理论埋存量为44632×104t,因此总二氧化碳理论埋存量为76880×104t。从以上计算结果可以看出原油溶解量所占比例比较大。3.2有效埋存量计算

根据(4)式计算有效埋存量,各因素有效埋存系数需要通过油藏数值模拟获得。如果参考文献[1]取各因素综合影响的有效埋存系数为0.25,则得有效埋存量为19220×104t。

3.3类比方法埋存量计算

在类比法中,采用两种方式确定利用系数,第一种为参考国外文献的取值,第二种为该油区典型区块的数值模拟结果。

3.3.1参考国外文献确定埋存量

如前文所述,二氧化碳利用系数可以分为最高、中等和最低3个等级,其数值分别取5.0t/m3、3.0t/m3和1.0t/m3;注入二氧化碳获得的采收率增幅可以取最高、中等和最低3个等级,其数值分别为0.20、0.12和0.05。因此用(5)式和(6)式可以计算埋存量(见表2),这3个等级的总的埋存量分别为89412×104t、32186×104t、4470×104t。从计算结果来看最高等级的埋存量相当于上述计算得到的理论埋存量,有效埋存量在中等与最低等级埋存量之间。

3.3.2基于油藏实例分析确定埋存量

应用该油区某典型区块油藏数值模拟的结果,确定了二氧化碳埋存的利用系数,增加采收率值通过二氧化碳驱的潜力预测模型计算得出。通过实例分析的方法对油区21个油田区块进行埋存量潜力的评价,结果见表3,可以确定A—K11个区块适合利用二氧化碳非混相驱来提高石油采收率(采收率增幅达7.0%～9.0%);L—U10个区块适合利用二氧化碳混相驱来提高石油采收率(采收率增幅达9.0%～15.0%)。同时参照该油田典型区块H油藏数值模拟得到的二氧化碳利用系数(1.5935t/m3),根据(5)式和(6)式计算得总的埋存量为14988×104t,该值相当于上述计算得到的有效埋存量(19220×104t)。

表2　参考国外文献计算有效埋存量结果表区

块

地质储量/

104t

最高埋存量/

104t

中等埋存量/

104t

最低埋存量/

104t A733254991980275

B3412569213

C72454319527

D980873562648368

E19558146695281733

F56742515321

G454934*********

H2227167060184

I10680294

J421131581137158

K140105385

L729254691969273

M13999104993780525

N1230692303322461

O110582929841

P31772383858119

Q980773552648368

R1502112740556

S583843791576219

T1260294523402473

U2021151654676

合计11921289412321864470

表3　基于油藏评价计算有效埋存量结果表

CO2非混相驱有效埋存潜力

区块地质储量/104t提高采收率/%有效埋存量/104t

CO2混相驱有效埋存潜力

区块地质储量/104t提高采收率/%有效埋存量/104t

A73328.0701L729212.01046 B3417.029M1399912.02008 C7248.069N1230614.02059 D98089.01055O110515.0198 E195587.01636P317712.0457 F5677.047Q980712.01406 G45498.0435R150212.0215 H22279.0240S583812.0837 I1068.010T1260212.01907 J42118.0403U20219.0217 K1408.013912

　2009年4月 沈平平等:二氧化碳在油藏中埋存量计算方法

4结论与认识

根据中国油田大多数采用注水开发的特点,本文提出二氧化碳埋存量计算需考虑储集层空间同时必须考虑储集层中流体溶解问题,系统研究了二氧化碳在油藏中埋存的理论埋存量和有效埋存量计算方法,可用于中国油田二氧化碳埋存潜力评价。

二氧化碳在油藏中埋存量的计算方法主要是基于物质平衡法和类比法确定的,而这些方法中的关键参数需要通过油藏数值模拟方法或经验方法获得。

应用物质平衡方法计算埋存量时二氧化碳在原油中溶解量占有较大比例,不可忽略。应用类比方法计算埋存量时二氧化碳利用系数是关键参数,结果显示,在通过实例分析确定利用系数的前提下,类比法可以得到更可靠的埋存量潜力。

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第一作者简介:沈平平(19412),男,浙江慈溪人,中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师,主要从事提高石油采收率和温室气体减排方面的研究工作。地址:北京市海淀区学院路20号,中国石油勘探开发研究院专家室,邮政编码:100083。E2mail:spp@https://www.wendangku.net/doc/f37304346.html, 收稿日期:2008212230 修回日期:2009201210

(编辑　郭海莉 绘图　李秀贤)

022石油勘探与开发?油气田开发 Vol.36　No.2