二氧化碳储存评估与美洲湾枯竭储层的石油回收相结合

《International Journal of Greenhouse Gas Control》：CO 2 storage evaluation combined with oil recovery in depleted gulf of America reservoirs

碳捕集与封存增强石油开采（CCS-EOR）在墨西哥湾枯竭储层中显著提升CO?封存能力与原油采收率，相比传统CO?存储增量达5.24-71.56 Bscf，油品采收率提升46.3%-87.8%。分阶段注入策略使总封存潜力从79,811 Bscf（理论值）降至46,362 Bscf（实际值），降幅58%。储层异质性导致采收率不确定性达28%-50%，高渗透储层（k×h＞3000 md·ft）与低渗透-薄层组合（k×h＜500 md·ft）封存效率差异显著。研究建立了基于孔隙度（φ）、含水饱和度（Sw）和储层厚度（h）的分阶段封存容量预测模型。

　　
本研究针对美国墨西哥湾地区（Gulf of America, GOA）已探明的油气枯竭储层，系统评估了碳捕集与封存增强油 recovery（CCS-EOR）技术相对于传统CO?封存的存储能力提升机制，并量化了实际操作约束对封存潜力的影响。研究通过两阶段分析，首次构建了从理论封存潜力到可实施 contingent storage资源的完整评估框架。

### 一、研究核心发现
1. **技术路径对比**
CCS-EOR通过"生产-注入"协同机制，在提升封存效率的同时创造经济价值。传统CO?封存主要依赖地质封闭性，而CCS-EOR通过维持储层低压（比初始压力降低15-40%）、优化CO?驱替路径（接触面积提升30-60%），使单储层封存能力提高5-72倍。例如，Eugene Island F3储层CCS-EOR封存量达137.9 Bscf，是传统方法的1.6倍。

2. **封存效能提升机制**
- **压力控制**：持续生产使储层压力保持低于CO?混溶最低压力（MMP），确保驱替效率。模拟显示，CCS-EOR操作期间储层压力稳定在初始值的60-80%，而传统封存压力下降至初始值的30-50%。
- **空间优化**：采用分阶段井网布局（单储层配置20-40口注入井、15-25口生产井），使CO?波及体积从传统方法的40-60%提升至65-85%。典型案例如EW947_6900储层，通过优化井间距（15-30米）和分层注入策略，CO?波及效率提高至78%。
- **气油协同**：在组合储层（如Ewing Banks 947）中，CO?同时封存气（占OGIP 45-60%）和油（占OOIP 20-30%），实现双重收益。

3. **经济性关键参数**
- **CO?注入规模**：单井日注入能力限制在20 MMscf（566 m3/d），当实际供应降至10 MMscf/d时，采收率下降34%。
- **储层筛选标准**：优先选择渗透率×厚度积（k×h）>2000 md·ft（6072 mD·m）的储层，此类储层分阶段开发后仍能保持>85%理论封存潜力。

### 二、技术实现路径
1. **地质建模创新**
采用BOEM三维地质数据库（2013年更新），构建0.1-1.5 km网格的储层模型，重点处理：
- 压力场动态（通过BPWAP方法模拟注采协同压力变化）
- 相态转换（开发CO?溶解度与原油混溶临界压力预测模型）
- 多层耦合（建立5-8层分段的地质模型）

2. **数值模拟优化**
COZSim仿真器实现：
- 四相（油/气/水/CO?）动态耦合模拟
- 混溶过渡带（混溶区宽度0.5-2.5 m）的精确刻画
- 气窜流控制（通过调整井距>200 m降低气窜率至5%以下）

3. **分阶段开发策略**
开发三阶段实施流程：
```
阶段一（0-5年）：建立注入井网（单井日注量15-25 MMscf）
阶段二（5-10年）：切换至生产井主导（采收率提升至60-80%）
阶段三（10-15年）：优化封存周期（封存量提升20-35%）
```
案例显示，分阶段开发可使单储层封存时间延长30-50%。

### 三、储层性能差异分析
1. **气砂特性**
- 典型案例：West Cameron 533储层（OGIP 349.51 Bscf）
- 封存效率：分阶段开发后仍保持理论值的78%
- 关键制约：渗透率<500 md时，分阶段操作导致封存量下降42%

2. **油砂特性**
- 高渗透储层（k>1000 md）：采收率稳定在85-95%
- 低渗透储层（k<200 md）：分阶段操作后采收率下降至60-75%

3. **组合储层**
- 混溶临界压力（MMP）区间：1700-4500 psia（12-31 MPa）
- 油气比（ORR）>0.3时，CCS-EOR封存量提升3-5倍

### 四、工程实践启示
1. **开发优先级**
建立"四象限"评估模型：
```
┌─────────┬─────────┐
│ 高k×h+高MMP储层（如EI198_F3） │ 中k×h+低MMP储层（如MP253_LK1） │
├─────────┼─────────┤
│ 优先开发（封存量>80%理论值） │ 暂缓开发（封存量<60%） │
└─────────┴─────────┘
```

2. **成本控制要点**
- 注入井完井成本：$500-800/口（随k值下降）
- 生产井改造成本：$120-200/口（需安装气液分离设备）
- 单吨CO?封存成本：传统方法$50-80/t，CCS-EOR $30-60/t（含油采收收益覆盖）

3. **风险管控**
- 地质风险：采用5种以上随机模型验证，储层非均质性使封存量波动±15%
- 工程风险：CO?腐蚀防护（阴极保护+缓蚀剂）成本增加20-30%
- 运营风险：注入压力>5000 psia时需增加安全系数1.2-1.5倍

### 五、资源转化成效
1. **封存资源转化率**
- 气砂：理论值→实际值转化率从32%提升至41%
- 油砂：从28%提升至38%
- 组合砂：从45%提升至52%

2. **油藏服务周期优化**
通过动态调整注入/生产井组合，使单储层开发周期从传统8-10年缩短至5-7年，设备利用率提升40%。

### 六、实施建议
1. **储层分级管理**
建立"ABC"分类体系：
- A类（k×h>3000 md·ft）：优先开发（占研究储层23%）
- B类（2000- C类（k×h<2000）：暂缓开发（占36%）

2. **动态调整机制**
- 每季度评估CO?注入能力（波动范围±15%）
- 设置压力预警阈值（MMP-15%→启动分阶段切换）
- 储层切换周期：根据注入井数与采收率曲线动态调整（建议周期3-5年）

3. **技术经济包**
推荐"封存-采收"一体化包：
```
┌───────────────┬───────────────┐
│ 核心技术 │ 配套服务 │
├───────────────┼───────────────┤
│ CO?混溶驱油技术 │ 油气分离回收系统 │
│ 多层分阶段注入 │ 储层健康监测平台 │
│ 实时压力调控 │ 碳足迹认证体系 │
└───────────────┴───────────────┘
```

### 七、研究局限与展望
1. **模型简化**
未考虑矿物封存（矿物化学沉淀预计可提升封存量15-25%）、地质构造演化（断层活动率误差±10%）等复杂因素。

2. **数据缺口**
关键参数（如MMP实测值）依赖模型内推，建议开展现场混溶实验（每储层至少3口验证井）。

3. **扩展方向**
- 煤层气CCS-EOR开发（预测封存量提升40%）
- 海上多储层协同开发（需建立跨海管道网络经济模型）

该研究为《巴黎协定》温控目标下的CCUS商业化提供了量化决策依据，特别是建立了"理论封存量→实际可实施量"的转换模型，为国际能源署（IEA）的碳封存路线图提供了关键参数支撑。