一种简化方法的开发与应用：用于初步评估提高石油采收率（EOR）及二氧化碳地质储存（CO2GS）在石油储层中的效果

《Greenhouse Gases: Science and Technology》：Development and Application of a Simplified Method for Preliminary Assessment of Enhanced Oil Recovery and CO2 Geological Storage in Petroleum Reservoirs

二氧化碳地质封存与驱油增采协同增效技术经济评价体系构建及巴西Buracica油田应用研究。摘要：提出一种基于油藏参数与文献关联的简化的地质碳封存技术经济评价体系，通过计算注入井数量、封存容量、增油产量及时间等关键参数，结合成本效益分析，为石油枯竭区碳封存与驱油增采协同开发提供初步评估方法。案例研究显示该方法在巴西Buracica油田预测增油时间23年，封存容量32.7Mt，单吨碳封存成本7.11美元，与详细开发计划吻合度达92%。

　　
本文聚焦于利用枯竭油气储层进行二氧化碳（CO?）封存及油藏强化采油（EOR）技术的研究。通过整合地质学、工程学和经济学多学科方法，提出了一套简化的初步评估体系，旨在为新兴或未充分开发的油气盆地筛选潜在封存场地提供高效工具。研究以巴西Rec?ncavo盆地的Buracica油田为案例，验证了该方法的可行性和实用性，为全球同类项目提供参考范式。

### 一、技术背景与核心挑战
当前全球CO?封存面临两大核心矛盾：其一，封存容量与碳排放量的匹配问题，国际能源署（IEA）数据显示，现有封存设施仅能覆盖2020年排放量的15%；其二，技术经济性瓶颈，传统封存成本高达$50-150/吨CO?，而EOR技术虽能提升经济效益，但需精准控制注入参数。研究团队通过构建"地质封存潜力-工程实施成本-经济收益"的耦合模型，破解了这一双重难题。

### 二、方法论创新与实施路径
1. **多源数据融合机制**
整合盆地构造演化史（如Gondwana裂解期构造活动）、现有油田开发数据（ANP数据库）、实验室岩心实验（矿物碳化率测定）及数值模拟结果（多相流耦合分析），建立参数关联矩阵。该方法突破传统单维度评估局限，实现地质非均质性与工程经济性的动态耦合。

2. **三阶段递进式评估框架**
- **地质封存潜力初筛**：基于储层孔隙度（21.9%-27%）、渗透率（150-1450mD）和剩余油饱和度（35°API）构建封存容量预测模型，创新性引入"有效封存厚度"概念，将储层非均质性量化为可调节参数。
- **工程经济耦合优化**：开发"注入-采出"双循环决策树，通过敏感性分析确定最优井网配置（如5-8井网密度）、注入压力梯度（0.25-0.5MPa）和CO?循环率（50%-67%），实现资本支出与运营收入的帕累托优化。
- **全生命周期成本核算**：创新性纳入"碳信用时间价值"指标，建立动态贴现模型，将未来收益折算为当前成本，使经济评估更符合金融决策逻辑。

### 三、Buracica油田实证分析
1. **地质特征与工程参数**
该油田发育于Tithonian期河流-风成砂岩储层（孔隙度23.5%±2.1%，渗透率800mD基准值），具有典型新生代盆地"三叠层序"沉积特征。通过建立地质力学模型，精确测定当前储层压力（15MPa）和CO?相态参数（密度700kg/m3，粘度0.07MPa·s）。

2. **封存能力与工程配置**
- **封存容量**：采用"地质封存上限-工程可实施量"双约束模型，计算得理论封存容量32.7Mt，考虑裂缝网络渗透率衰减后实际可用容量28.4Mt。
- **注入井优化**：通过构建井间距-渗透率关联矩阵，确定最优井距配置（500m×600m网格），计算得出2-3口注入井即可满足设计注入速率（2960t/d）。
- **EOR增效机制**：开发"CO?-原油相态调控"技术，在35°API油藏中实现0.336bbl/tCO?的采油增益，较传统EOR方法提升18%采收率。

3. **全周期经济评估**
构建"收入-成本"动态平衡模型：
- **收益端**：考虑油价波动（采用布伦特原油历史价格方差），建立情景分析模型，预测峰值碳信用收益达$8/吨（2022年GEO市场价）。
- **成本端**：创新性分离"封存成本"与"EOR成本"，前者包含地质监测（$0.3/t）和封存设施（$6/t）；后者涵盖注入设备（$2.1M/口）和采油成本（$3.5/bbl）。
- **敏感性分析**：结果显示API度每提升1°，项目周期延长0.8年，CO?封存量增加1.2%，经济收益提升幅度达23%。

### 四、关键技术创新点
1. **地质-工程耦合模型**
突破传统独立评估模式，建立包含储层压力衰减率（-0.3MPa/a）、裂缝开度变化（年变化率1.2%）等动态参数的耦合模型，实现封存潜力与工程可行性的实时匹配。

2. **多尺度封存验证体系**
- **微观尺度**：通过岩心CT扫描（分辨率5μm）分析CO?矿物沉淀速率（0.8mm/年）
- **中观尺度**：数值模拟（CMG软件）预测封存封存效率（矿物封存占比62%，物理封存占比38%）
- **宏观尺度**：盆地级模拟（CMG-Simul8）验证封存容量误差率<15%

3. **风险量化管理**
开发井筒完整性评估矩阵（ICM），整合：
- 水力压裂改造井：裂缝导流能力（2.1mD）与CO?腐蚀速率（0.12mm/年）
- 老化生产井：套管完整性指数（CII=0.87）与水泥环耐蚀性等级（CT-III级）

### 五、应用价值与推广前景
1. **技术经济性突破**
在Buracica油田验证中，项目成本降至$7.11/tCO?（2025年基准价），较行业平均水平降低41%，EOR收益与封存成本实现动态平衡。

2. **标准化评估流程**
建立"五步法"标准化流程：
1) 储层压力衰减预测（10年周期）
2) 多场耦合数值模拟（15年封存期）
3) 井网配置优化（蒙特卡洛模拟10^6次）
4) 全生命周期成本核算（50年基准）
5) 风险收益比（RRR）动态评估

3. **全球适用性验证**
在北海Clair Ridge、美国Permian盆地等5个典型盆地应用，结果显示预测误差率（封存容量误差均值12.7%，EOR采收率误差均值8.3%）处于行业领先水平。

### 六、工程实践启示
1. **基础设施改造策略**
- 注入井改造：采用"双屏障"设计（碳化硅涂层+纤维增强水泥）
- 采油设施升级：集成CO?分馏系统（回收率>92%）
- 监测体系优化：部署分布式光纤传感器（精度±0.01MPa）

2. **安全封存技术路线**
- 井筒保护：应用纳米SiO?改性水泥（抗压强度提升40%）
- 封存层筛选：优先选择硅质岩层（矿物溶蚀率<0.5%/年）
- 动态监测：建立三维地震-地应力耦合监测系统（数据更新频率1次/月）

3. **商业化运作模式**
提出"封存即服务"（CCS-as-a-Service）模式：
- 用户支付封存服务费（$4-6/t）
- CO?捕获-运输-封存全链条服务
- 碳信用收益分成机制（15%-25%）

### 七、未来发展方向
1. **人工智能深度应用**
开发基于机器学习的储层预测系统（ReservoirGPT），融合：
- 地质大数据（10^5+参数点）
- 工程历史数据（20年案例库）
- 物理化学模型（Pvt方程修正）

2. **多场耦合数值模拟**
构建"地质-工程-经济"三位一体模拟平台，集成：
- 储层地质力学模型（多相流耦合）
- EOR动态采油模型
- 碳市场金融模型

3. **全生命周期碳核算**
建立从CO?捕获（$50/t）、运输（$0.8/t·km）、封存（$6/t）到回收（$3/t）的全链条碳足迹数据库。

该研究标志着地质封存技术从概念验证迈向工程实践的关键跨越，其方法论已纳入IEA《碳封存技术路线图2025》推荐方案，为全球碳中和目标提供可复制的技术范式。未来需重点突破高粘度CO?流体输送（当前成本占比35%）和长周期封存监测（>50年）的技术瓶颈，推动CCUS技术从补充能源向主力能源转型。