一种用于估算二氧化碳储存注入压力限制的工作流程：对德国北海海域一个候选储库地点进行的储层-地质力学分析

《International Journal of Greenhouse Gas Control》：A workflow for estimating injection pressure limits for CO 2 storage: A reservoir-geomechanical analysis of a candidate site in the German North Sea sector

地质碳捕获与封存（CCS）在盐岩层中的压力极限研究。通过开发集成的工作流程，结合三维地质模型和数值模拟，确定德国北海地区三叠纪砂岩储层的注入压力限制。垂直井的极限压力为17.9 MPa/km，水平井为19.7 MPa/km，盖层压力极限达28.6 MPa/km。模拟显示30年注入量可达1.7 Mt/年，长期压力稳定，储层-盖层相互作用显著影响裂缝扩展机制。

　　
本文聚焦于地质碳捕获与封存（CCS）技术中注入压力极限的确定方法，以德国北海地区Triassic砂岩层为研究对象，通过储层流体模型与地机理模型的耦合分析，揭示了不同井型（垂直井、水平井）和地质条件（储层、封存层）对压力极限的影响机制。研究团队创新性地提出了一种自动化集成工作流程，将大规模储层模型与近井筒地机理模型相结合，有效解决了地质异质性与多尺度建模的矛盾，为同类研究提供了方法论参考。

### 研究背景与意义
全球气候变化背景下，地质封存作为CO?长期储存的重要方式，其安全性直接依赖于压力控制技术。当前研究普遍存在两个局限：其一，传统泄漏测试（LOT）方法依赖现场实测，成本高昂且难以推广至大规模区域；其二，现有理论模型多基于均质介质假设，忽略地质构造的复杂性。本文通过建立储层-地机理耦合模型，首次实现了从三维地质模型自动提取近井筒区域参数，解决了多尺度建模难题，为北海地区CO?封存提供了精确的工程指导。

### 关键技术突破
1. **多尺度建模体系**
研究团队开发了分层建模策略：在整体尺度（36km×22.4km×4.3km）使用开源OPM Flow模拟器处理储层流动，而在近井筒区域（直径40m）采用ABAQUS进行高精度地机理模拟。这种分尺度耦合方法使计算效率提升93%（模型#3元素数从121,000降至30,625），同时保持误差在5%以内。

2. **智能参数提取技术**
通过地质模型自动生成近井筒区域的三维网格（C3D8P单元），并利用井位坐标（H15-1井）提取岩石力学参数（弹性模量10GPa、泊松比0.25、内摩擦角31°、凝聚力10MPa），实现参数空间异质性的动态匹配。

3. **双重安全验证机制**
- **储层层面**：采用最大主应力准则（σ'v > σ'hmax > σ'hmin），计算垂直井压力极限17.9MPa/km，相当于每公里深度允许17.9MPa的压差
- **封存层层面**：引入保守的2MPa抗拉强度参数，模拟出28.6MPa/km的极限值，形成安全缓冲带达10MPa/km

### 核心发现与工程启示
1. **井型优化效应**
水平井因接触面积增大（较垂直井增加约4倍），允许更高的注入压力（19.7 vs 17.9MPa/km）。这源于更优的应力扩散路径，例如水平井中应力变化沿纵向传播更均匀，避免局部应力集中。

2. **地质构造的放大效应**
在双垂直井模型中，50米间距可减少相互干扰，压力梯度降低3.4%；而100米间距仅降1.6%。这验证了北海地区地质结构中天然裂缝的导流作用，建议实际部署时保持最小50米间距。

3. **封存层动态响应**
封存层（硅质页岩）在28.6MPa/km压力梯度下，其有效应力状态从初始压缩（σ'v=-23.4MPa/km）逐步过渡到拉压复合状态。模拟显示封存层中存在局部拉伸应变（1.3×10^-4 MPa），需重点关注这些区域的长期稳定性。

4. **压力传递规律**
储层与封存层间存在明显的应力传递壁垒。当储层压力达到34.69MPa时，封存层仅产生2.06MPa的应力变化，表明该层具有有效隔挡功能。但研究同时发现，封存层与储层的接触带（约100米范围）可能因应力释放产生微裂缝，建议采用阶段性注采策略。

### 方法论创新与局限性
1. **耦合模拟流程**
开发出"整体-局部"双阶段耦合方法：
- 第一阶段：OPM Flow完成全尺度流动计算，输出孔隙压力场
- 第二阶段：ABAQUS提取近井筒区域参数，进行地应力场耦合分析
这种处理方式使计算时间从121,157秒（全尺度耦合）降至8,471秒（分阶段耦合）

2. **材料参数不确定性**
研究显示弹性模量在8-12GPa范围内变化，会导致压力梯度误差±15%。但通过引入空间变异性参数（密度、渗透率等），可将误差控制在±5%以内。

3. **未考虑因素分析**
- 温度效应：50℃储层温度下，CO?密度变化仅0.3%，可忽略短期影响
- 渗透率各向异性：储层水平渗透率是垂直方向1.5倍，需在后续研究中优化模型
- 诱发地震风险：当前模型未考虑微震监测，建议部署时集成地震阵列传感器

### 工程应用建议
1. **注入策略优化**
- 垂直井适用15-18MPa/km压力窗口，建议采用分阶段注采（每阶段不超过3年）
- 水平井可提升至20MPa/km，推荐使用多段封隔器实现分层注入

2. **安全监测体系**
- 储层层面：每50米布设应力传感器，实时监测最大主应力变化
- 封存层层面：重点监测硅质页岩与泥岩接触带（应变率>10^-5/MPa）
- 建议采用4D地质建模技术，每季度更新参数

3. **设备选型指南**
- 垂直井需配备耐压150MPa的管柱（按17.9MPa/km×1000m）
- 水平井段使用150-200MPa级PMT管材
- 注入泵组需具备20MPa/km动态调节能力，响应时间<5分钟

### 研究展望
1. **多物理场耦合**
建议未来整合温度场（50-80℃范围）、化学场（CO?溶解度>10 wt%）进行全耦合模拟，目前研究显示温度每变化10℃，压力极限将降低2-3MPa/km。

2. **地质参数细化**
在现有空间异质性模型基础上，应加入：
- 孔隙度变异系数（建议采用15-20%）
- 动态渗透率各向异性（水平方向3倍于垂直）
- 天然裂缝密度（每平方公里>100条）

3. **人工智能辅助**
可应用生成对抗网络（GAN）生成10^6量级的地应力场样本，通过蒙特卡洛方法计算压力极限置信区间（建议95%置信水平）

本研究为北海地区CO?封存提供了首个完整的压力极限评估体系，其方法框架可推广至其他盐岩储层。后续工程应用需重点关注封存层与储层的接触带监测，以及井群间距的优化设计。