在未开发油田中的CO2封存与EOR：一项技术-经济-环境研究

《International Journal of Coal Science & Technology》：CO2 storage and EOR in an underdeveloped field: A techno-economic-environmental study

　　

地质封存二氧化碳（CO₂）被认为是减缓大气CO₂浓度增加的重要技术。最常见的CO₂地质封存方法之一是将CO₂注入枯竭油藏，从而在一次和二次采收方法之后采出部分剩余油。与以往研究不同，本研究调查了在未开发油田中进行CO₂封存和提高采收率（EOR）的实际机会，这些油田尚未完全枯竭且仅有少量井。研究人员构建了一个实际组分模拟模型，代表墨西哥湾盆地的一个碳酸盐油藏。通过改变操作条件，研究了一系列CO₂水气交替注入（WAG）策略，并分析了石油采收率和CO₂封存。研究人员建立了一个综合经济模型来评估净现值（NPV），并用于不同情景，例如碳封存激励和油价。结果表明，石油采收率和CO₂封存之间存在反比关系。即，高于最小混相压力（MMP）的驱替压力可实现最大CO₂封存，但石油采收率水平欠佳。这与在已开发油田中CO₂-EOR/封存的广泛已知观察结果形成对比，在已开发油田中，高于MMP操作可同时最大化石油采收率和CO₂封存。此外，高于MMP操作压力案例的净利用因子小于典型CO₂-EOR操作。分析表明，在未开发油田中使用少量井进行压力管理可在优化CO₂-EOR/封存中发挥重要作用，因为石油采收不仅来自CO₂-EOR机制，还来自有限井数引起的石油流动势。在当前经济条件下，即使不考虑碳封存激励（即45Q税收抵免）的累积，所研究案例的NPV仍为正。然而，具有最大NPV的CO₂-WAG情景与最小的CO₂封存量和净利用因子相关，从环境角度看并不理想。通过根据油价适当调整碳封存激励，可以实现协同情景，同时增加CO₂封存、净利用因子和NPV。

**研究背景与存在问题**
自工业革命以来，大气二氧化碳（CO₂）浓度持续上升，引发长期气候变化等环境问题。化石燃料仍将在未来满足能源需求中发挥作用，因此碳捕获与封存（CCS）及碳捕获、利用与封存（CCUS）被视为可行解决方案。通过CO₂提高采收率（CO₂-EOR）将CO₂注入枯竭油藏，在采油同时实现地质封存，是一项成熟技术。然而，现有研究大多聚焦于已开发油田——这些油田拥有大量井位、通常处于三次采油阶段，且操作压力常高于最小混相压力（MMP）以同时最大化采收率和封存量。相比之下，未开发油田（仅含少量井，处于一次或二次采油阶段）的CO₂-EOR/封存研究十分匮乏。随着能源转型中社会与环境关切加剧，多国限制新井钻探，使得早期在未开发油田实施CO₂-EOR成为潜在机遇。但这类油田的井数少、开发程度低，可能导致CO₂驱油机制与已开发油田显著不同，其技术-经济-环境表现尚不明确。因此，开展此项研究以填补这一空白。

**研究内容与结论**
研究人员以墨西哥湾盆地一个碳酸盐油藏为对象，构建实际组分模拟模型，通过改变操作条件（CO₂注入速率、水注入速率、液产速率及WAG半周期时长）设计16种CO₂水气交替注入（WAG）方案，分析石油采收率与CO₂封存。同时建立综合经济模型计算净现值（NPV），评估不同碳封存激励（如45Q税收抵免）和油价情景。结果表明：在未开发油田中，高于MMP的高压（HP）情景虽实现更大CO₂封存量，但石油采收率反而低于低于MMP的低压（LP）情景，这与已开发油田的规律相反。压力管理（通过少量井）对优化CO₂-EOR/封存至关重要，因为油流不仅来自CO₂驱替，还来自有限井数诱导的流动势。经济分析显示，即使无税收抵免，所有案例NPV均为正；但最大NPV对应最小的CO₂封存和净利用因子，存在环境与经济目标冲突。通过降低油价（从80美元/桶降至40美元/桶）并提高碳封存激励（从60美元/吨升至120美元/吨CO₂），可实现高压情景下NPV与CO₂封存同时增加。论文发表在《International Journal of Coal Science》。

**主要关键技术方法**
（1）**组分模拟模型**：基于Peng-Robinson状态方程（EOS）构建12组分流体模型，利用恒质量膨胀（CME）、溶胀试验等数据标定，并通过特征线法确定MMP（2727 psia）。
（2）**油藏模拟**：使用CMG-GEM软件，结合实际地震、岩心分析及测井数据，建立含73×30×33网格的闭边界模型，采用顺序高斯模拟（SGS）生成20个随机实现，通过历史匹配（调谐气-液相对渗透率）选择最优实现。
（3）**非均质性表征**：采用Dykstra-Parsons系数（0.95）和Lorenz系数（0.75）量化渗透率非均质性。
（4）**经济模型**：计算NPV，考虑采油收入、CO₂销售、操作成本（采油、注水、CO₂捕获压缩及循环）及45Q税收抵免，假设无资本投资。样本来源为墨西哥湾盆地碳酸盐油藏。

**研究结果**
**3.1 EOR与CO₂封存的CO₂-WAG注入分析**
通过16种WAG方案比较，发现高压（HP，高于MMP）情景与低压（LP，低于MMP）情景存在系统差异。HP情景的CO₂封存量更大，但石油采收率显著低于LP情景；净利用因子（CO₂封存/采油）在HP情景中更高但仍低于已开发油田的典型值（约6 MSCF/STB）。LP情景的CO₂突破更快，且油产在突破后急剧增加。总体上，油产与CO₂封存及净利用因子呈负相关。

**3.2 潜在机制分析**
HP与LP情景在波及效率和微观驱替效率上不同：HP情景中CO₂整体摩尔分数接近1，微观驱替高效，但部分驱替油向上运移至顶层（重力数更大），导致油流向生产井受阻；LP情景中CO₂摩尔分数约0.5，但油流路径更畅通，且来自井间区域以外的油贡献显著。研究还发现，油产不仅来自CO₂驱替，还来自水驱及有限井数诱导的压力梯度和流动势。重力数计算表明HP情景更易发生油向上迁移，解释了其采收率更低的现象。

**3.3 经济分析**
所有案例NPV在无税收抵免时均为正，证明未开发油田早期CO₂-EOR的经济可行性。但具有最高NPV的LP案例对应最小的CO₂封存和净利用因子，表明当前经济条件下（油价80美元/桶，税收抵免60美元/吨CO₂）环境目标与收益存在矛盾。当油价降至40美元/桶、税收抵免升至120美元/吨时，HP情景的NPV和CO₂封存同时提升，实现协同。

**讨论与结论**
讨论部分强调，未开发油田的压力管理（仅使用少量井）不同于已开发油田，需同时考虑EOR机制和井数诱导的流动势。经济与环境目标的冲突可通过调整碳封存激励（如绩效分级体系）来缓解。
研究结论翻译如下：
（1）未开发油田早期CO₂-EOR/封存中的压力管理不仅通过EOR机制影响油产，还通过有限井数诱导的油流势显著影响。本研究中，高于MMP的混相CO₂-WAG导致油产低于非混相CO₂-WAG，因为生产井造成的背压使部分可动油在顶部聚集并被CO₂绕流。
（2）高于MMP的HP情景的CO₂封存量大于非混相情景，这与已开发油田的文献一致，因为高压下CO₂密度更大、驱替更高效。
（3）上述两点导致在未开发油田早期CO₂-EOR/封存中，最大化油产并不最大化CO₂封存。这种技术-环境矛盾可通过调整经济参数（如油价、CO₂获取成本和碳封存激励）解决。本研究中，降低油价并提高激励使混相CO₂-WAG在油产和封存两方面均更优。
（4）HP情景的净利用因子仍小于已开发油田典型混相CO₂-EOR，因为部分产油来自有限井数诱导的流动势，而非注入CO₂的直接驱替。