含杂质CO2提高气藏采收率实验及数值模拟

王梦雨; 彭先; 赵梓寒; 李隆新; 罗瑜; 侯钧圃; 陈星宇; 熊伟; 曹成; 赵玉龙

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2500890

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (3) :1007-1020 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2500890

论文：石油、天然气工业

含杂质CO₂提高气藏采收率实验及数值模拟

王梦雨 ¹ ,
彭先 ¹ ,
赵梓寒 ¹ ,
李隆新 ¹ ,
罗瑜 ¹ ,
侯钧圃 ² ,
陈星宇 ² ,
熊伟 ² ,
曹成 ²^,^* ,
赵玉龙 ²

作者信息 +

Experimental and Numerical Simulation on Enhanced Gas Recovery in Gas Reservoirs with Impure CO₂

WANG Meng-yu ¹ ,
PENG Xian ¹ ,
ZHAO Zi-han ¹ ,
LI Long-xin ¹ ,
LUO Yu ¹ ,
HOU Jun-pu ² ,
CHEN Xing-yu ² ,
XIONG Wei ² ,
CAO Cheng ²^,^* ,
ZHAO Yu-long ²

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摘要

在“双碳”目标背景下,为推动CO₂驱气提高采收率技术发展,明确注气提高采收率关键参数,模拟研究基于长岩心驱替实验,通过拟合实验数据建立数值模拟模型,系统研究了注气时机、注气速度、束缚水饱和度以及开发方式等关键参数对采收率的影响。研究结果表明:①裂缝性气藏中裂缝是主要渗流通道,注入气体驱替天然气过程分为未突破和突破两阶段,未突破阶段持续时间越长,采收率越高;②提高转注压力可以增强气体驱替能力、延迟CO₂突破,对提高天然气采收率和CO₂埋存率有积极影响;③注气速度越快,气体波及范围越大,CH₄采收率越高,但CO₂埋存率降低;④束缚水饱和度对采收率和埋存率具有一定影响,束缚水饱和度增加,CH₄采收率提高,CO₂埋存率降低;⑤提前注气增压可缩短开采时间并提升CH₄采收率,但会降低CO₂埋存率。结论认为,本次模拟研究成果为优化CO₂-EGR(enhanced gas recovery)技术参数、降低成本、提高经济效益提供了理论依据,对推动天然气资源高效开发和实现碳减排具有重要意义。

Abstract

Under the background of the “dual carbon” target, to promote the development of CO₂ gas flooding enhanced oil recovery technology and clarify the key parameters of gas injection enhanced oil recovery, a numerical simulation model was established by fitting experimental data based on long core flooding experiments. The impact of key parameters such as gas injection timing, gas injection rate, irreducible water saturation, and development methods on recovery rate was systematically studied. The results show these as follows. In fractured gas reservoirs, fractures are the main seepage channels. The process of injected gas displacing natural gas is divided into two stages: unbroken and broken. The longer the duration of the unbroken stage, the higher the recovery rate. Increasing the injection pressure can enhance the gas displacement capacity and delay CO₂ breakthrough, which has a positive impact on improving the recovery rate of natural gas and the sequestration rate of CO₂. The faster the gas injection rate, the larger the gas sweep range, and the higher the CH₄ recovery rate, but the CO₂ sequestration rate will decrease. Irreducible water saturation has a certain impact on the recovery rate and sequestration rate. An increase in irreducible water saturation will improve the CH₄ recovery rate but reduce the CO₂ sequestration rate.Advanced gas injection and pressurization can shorten the development time and improve the CH₄ recovery rate, but it will reduce the CO₂ sequestration rate. The results provide a theoretical basis for optimizing CO₂-EGR(exhaust gas recirculation) technology parameters, reducing costs, and improving economic benefits, and it is of great significance for promoting the efficient development of natural gas resources and achieving carbon emission reduction.

Graphical abstract

关键词

CO₂-EGR / 杂质CO₂ / 数值模拟 / 采收率 / 埋存率

Key words

CO₂-EGR / impurity CO₂ / numerical simulation / recovery rate / sequestration rate

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王梦雨, 彭先, 赵梓寒, 李隆新, 罗瑜, 侯钧圃, 陈星宇, 熊伟, 曹成, 赵玉龙. 含杂质CO₂提高气藏采收率实验及数值模拟[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(3): 1007-1020 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2500890

WANG Meng-yu, PENG Xian, ZHAO Zi-han, LI Long-xin, LUO Yu, HOU Jun-pu, CHEN Xing-yu, XIONG Wei, CAO Cheng, ZHAO Yu-long. Experimental and Numerical Simulation on Enhanced Gas Recovery in Gas Reservoirs with Impure CO₂[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(3): 1007-1020 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2500890

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近年碳排放总量逐年攀升,2023年较2022年碳排放总量增长1.1%,达到历史新高^[1],CO₂的过度排放对生态环境造成了严重破坏^[2]。2023年,中国天然气探明储量预估新增17 000×10⁸ m³^[3],20世纪90年代,Boutkan等^[4]提出的注CO₂提高气藏采收率(CO₂- enhanced gas recovery,CO₂-EGR)技术引起了广泛关注。向储层中注入CO₂可以恢复地层压力,驱替剩余天然气,提高天然气采收率^[5],同时可以将CO₂地质封存^[6],减少CO₂排放^[7]。CO₂-EGR技术对中国实现“双碳”目标的保障能源安全有重大意义^[8-9]。

已有研究证明了CO₂-EGR的可行性。前人对CO₂-EGR机理的研究表明,注入CO₂可以恢复储层压力,延长生产周期^[10]。储层条件下CO₂和CH₄的密度差导致CO₂在储层底部沉降,作为“垫气”向上驱替CH₄^[11],并在驱替过程中形成有利的流度比^[12]。CO₂可以置换吸附在岩石表面上的CH₄,即发生竞争吸附作用^[13]。CO₂溶解在地层水中可以延缓CO₂突破,与储层岩石发生反应,改善储层条件^[14]。对CO₂-EGR影响因素的研究表明,CO₂纯度影响驱替和提高采收率效果^[15-17]。在气藏达到废弃压力后注入CO₂有助于最大限度地提高最终采收率^[18]。在一定范围内,注入速度越高,采收率越高^[19]。由于CO₂溶解地层水中延迟突破,存在束缚水饱和度时的采收率比没有束缚水饱和度时的采收率高^[20]。受重力分异作用影响,“低注高采”可以提高天然气采收率^[21],提前注气增压能减少开采时间,提高CH₄采收率。

总体而言,虽然部分研究者对CO₂-EGR的作用机理和影响参数进行了探讨,但对高温高压条件下CO₂驱替天然气的研究仍然有限。另一方面,CO₂常来源于天然气净化厂的烟气和尾气,其中含有大量的N₂、硫氧化物、氮氧化物等杂质,CO₂提纯成本较高,缺少对非纯CO₂-EGR的相关研究。针对上述问题,以数值模拟为主要手段,研究纯CO₂以及4种非纯气体EGR效果,并考虑注气时机、注气速度、束缚水饱和度以及开发方式对提采效果的影响,研究结果对实际工程中CO₂注入参数优化提供指导意义。

1 长岩心驱替实验

设计5组长岩心驱替实验,研究不同气体组分对气体突破时机的影响,实验在高温高压长岩心驱替系统中进行,采用6块人工裂缝性碳酸盐岩岩心,岩心参数如表1所示。渗透率介于0.68~2.79 mD,孔隙度介于1.67%~3.02%,平均渗透率为1.56 mD,平均孔隙度为2.22%,总长度为26.80 cm。为保证流体在岩心中的渗流能力,对岩心人工造缝,形成水平向裂缝,裂缝内充填细粒石英砂作为支撑剂。实验系统模拟储层压力8 MPa,温度84 ℃。实验系统如图1所示。主要步骤如下:首先,向岩心注入CH₄,达到饱和状态后分别转注8种杂质气体,在驱替过程中使用色谱仪进行监测,当产出气气体中CH₄降低到5%以下,实验停止。整个实验过程中,实时记录进、出口压力、产气量、出口气体组分和气体注入量。采出气组分变化如图2所示。

由图2可知采出气含量随注入量变化关系,可将气体组分变化分为未突破阶段和突破阶段。在未突破阶段,气体注入时间短,尚未通过裂缝到达出口端,此时采出气为天然气。随着气体连续注入,注入气体逐渐穿透岩心基质和裂缝运移到出口端,此时采出气中注入气体产量迅速提高,CH₄产量迅速降低。对比不同气体注入发现非纯气体突破时间随CO₂、N₂含量改变无规律性变化,随O₂含量增多而延长,5种气体中纯CO₂突破时间最晚,CO₂完全突破前CH₄采收率最高。

2 模型建立与实验拟合

在CO₂长岩心驱替实验的基础上,依据真实岩心的孔渗参数,利用CMG软件建立长岩心数值模型,模型x、y、z方向网格数分别为180×14×10,总网格数25 200。该模型由6块岩心组成,总长30 cm,直径2.6 cm,孔隙度1.67%~3.02%,渗透率0.68~2.79 mD。考虑真实岩心中间有人造裂缝,在模型裂缝处进行局部网格加密,以提高裂缝带的渗透率。模型中采用纯CH₄模拟天然气,开采方式为一注一采。真实岩心如图3所示,岩心模型网格划分、孔渗分布如图4所示。

利用模拟分析软件对长岩心驱替实验数据进行数模拟合,纯CO₂注入不同PV时含量分布图如图5所示,拟合采出气组分变化结果如图6所示。结果显示,由于人造裂缝的渗透率极高,CO₂在裂缝中的驱替速度显著大于在基质中的驱替速度,表明在裂缝性气藏中裂缝是CO₂主要的运移通道。

根据拟合实验数据结果,对不同注入压力下采出气CO₂含量变化结果进行模拟。如图7所示,先分别衰竭至2、4、6、8 MPa,再以0.05 mL/min的注入速度注入5种非纯气体,结果显示转注时压力越高,气体突破越晚。压力升高,CO₂、N₂与CH₄之间的物性差异增大,在7.3 MPa下CO₂呈现超临界态,在超临界状态下CO₂具有高气体扩散性、高密度和作为液体的溶解性、低黏度和低表面张力的特性,CO₂与CH₄的密度、黏度比增大,注入气体与CH₄混合带缩短,驱替CH₄方式类似活塞状,延迟气体的突破时间。

3 不同杂质气体提采关键参数分析

借助CMG软件对8种不同杂质气体的数值开展模拟研究,旨在明确其在驱气提采过程中的关键参数。研究将从注气时机、注气速度、束缚水饱和度及开发方式等方面进行系统分析,以揭示不同杂质气体对气藏采收率的具体影响,为优化CO₂-EGR技术参数提供科学依据。

3.1 注气时机

模拟压力分别衰竭至2、4、6、8 MPa后,以0.05 mL/min的注入速度注入气体,研究不同注气时机对提高采收率效果以及CO₂埋存率的影响,不同注入时机采出气中CO₂含量变化如图8所示,不同注入时机采出气中CH₄含量变化如图9所示,不同注入时机天然气采收率变化如图10所示,不同注入时机CO₂埋存率变化如图11所示。

如图8所示,提高CO₂注入压力,CO₂延迟突破,延长了CO₂的突破持续时间(开始突破到结束突破的时间)。在较高压力下,CO₂的相态发生变化,CO₂与CH₄之间的密度、黏度比增大。不断增长的物性差异缩短了CO₂/CH₄混合过渡带的长度,驱替方式逐渐靠近活塞式,在活塞式推进中流体以更加均匀和连贯的方式在储层中前沿移动。这种现象对CO₂的突破具有重要影响,因为它不仅延迟了CO₂的突破时间,还减缓了CO₂突破的速度。这意味着在相同的注入时间内,更多的CO₂可以被注入进储层,从而提高了天然气的采收率。活塞式驱替的效率提升有助于更有效地利用CO₂进行天然气的增强回收,同时也为CO₂的长期封存提供了有利条件。这种延迟和减缓CO₂突破的效应,对于优化CO₂注入策略和提高EGR项目的经济效益具有重要意义。

如图9、图10所示,提高气体注入压力会延迟气体突破,但天然气总采收率下降。在低压力下进行驱替时,气-气界面张力以及驱替气体和天然气之间的物性差异较小,驱替气体会与天然气发生互溶现象,导致注入气体提前突破。随着注入压力上升,驱替气体和天然气之间的物性差异增大,注入气体延迟突破,驱替效率提高。但低压力下气藏的衰竭采收率远高于高压力下的衰竭采收率,故转注气体的压力越低,天然气采收率越高,但驱替效果较差。如图11所示,得益于高压力下气体的突破时间推迟,在相同注入时间内,更多的CO₂被注入进储层,增加了CO₂最终埋存率。

3.2 注气速度

岩心压力衰竭至2 MPa,分别以0.05、0.10、0.15、0.20 mL/min的注入速度注入CO₂,岩心压力衰竭至6 MPa,分别以0.05、0.10、0.15 mL/min的注入速度注入非纯气体。以研究气体不同注入速度对CO₂-EGR的影响效果,不同注入速度采出气中CO₂含量变化及CO₂含量分布如图12所示,不同注入速度采出气中CH₄含量变化如图13所示,不同注入速度天然气采收率变化如图14所示,不同注入速度CO₂埋存率变化如图15所示。

如图12所示,增加气体注入速度加速了气体的突破时间。当注入速度提升时,单位时间内注入岩心的气体体积相应增加,这有助于扩大气体在岩心中的影响范围,从而提升驱替效率。在高注入速度下,气体能够更有效地在岩心中扩散,优化了气体的驱替过程。当注入速度大于0.1mL/min后,增大注入速度对CO₂突破时间的影响减少。

如图13、图14所示,提高气体注入速度会加快气体突破,并提高天然气采收率。提高气体的注入速度,会使相同时间内气体注入岩心中的体积更大,扩大气体在长岩心中的波及范围,气体在长岩心中驱替效率提高。由于气体在高注入速度下提前突破,如图15所示,随着注入速度的增加,CO₂的埋存率呈现下降趋势,这可能是由于在较高速度下,CO₂更容易提前突破,导致其在岩心中的停留时间减少。当注入速度超过0.1 mL/min后,这种下降趋势开始减弱,这表明在一定速度范围内,提高注入速度对CO₂埋存率的负面影响有所减缓。这一发现对平衡采收率和埋存率,以及优化气体注入策略具有重要的指导意义。通过调整注入速度,可以在提高天然气采收率的同时,尽量减少对CO₂埋存率的不利影响。

3.3 束缚水饱和度

岩心转注CO₂及各种非纯气体的系统压力分别设置为2、6 MPa,注入气体为纯CO₂时岩心束缚水饱和度S_w分别设置为0、0.1、0.2、0.3,注入气体为杂质气体时岩心束缚水饱和度分别设置为0、0.2、0.3。以此研究岩心中不同束缚水饱和度对CO₂-EGR和CO₂埋存率的影响效果,不同束缚水饱和度采出气中CO₂含量变化及CO₂含量分布如图16所示,不同束缚水饱和度采出气中CH₄含量变化如图17所示,不同束缚水饱和度天然气采收率变化如图18所示,不同束缚水饱和度CO₂埋存率变化如图19所示。

如图16所示,岩心的束缚水饱和度与CO₂的突破速度之间存在显著的正相关关系,束缚水的存在占据了岩心的孔隙体积,导致岩心孔隙中CH₄的含量相对降低。根据前人的研究,在注入过程中CO₂会先溶解进地层水,延迟CO₂突破现象发生。然而,在低压条件下,CO₂在水中的溶解度非常有限,因此,溶解作用对CO₂在岩心中的运移影响微乎其微。束缚水减少了可供CO₂和CH₄混合的孔隙空间,在相同的CO₂注入量下,束缚水饱和度越高,CO₂的突破速度就越快。当束缚水饱和度超过0.1时,进一步增加束缚水饱和度对CO₂突破时间的影响开始减弱。这可能是因为在高束缚水饱和度下,岩心孔隙中可供CO₂替代的CH₄空间已经非常有限,因此,即使束缚水饱和度继续增加,对CO₂突破时间的影响也不再显著。这一现象表明,在岩心驱替过程中,存在一个束缚水饱和度的临界值,超过该值后,增加束缚水饱和度对于加快CO₂突破的效果有限。

如图17和图18所示,增大岩心束缚水饱和度会加快气体突破,并提高天然气采收率。束缚水会占据岩心孔隙体积,相比于无束缚水条件,岩心中CH₄含量更低,在相同的气体注入量下,气体会提前突破,CH₄采收率更高,但同时,由于孔隙空间被束缚水占据,CH₄的总开采量会减少。这种效应在岩心束缚水饱和度介于0~0.1低压注入纯CO₂时表现得最为显著。随着束缚水饱和度和注入压力增加以及CO₂注入量的减少,这种效应会逐渐减弱。

如图19所示,束缚水的存在减少了岩心孔隙中可供CO₂存储的空间,导致CO₂的最终埋存率下降。特别是在岩心束缚水饱和度在0~0.1,且在低压条件下注入纯CO₂时,CO₂埋存率的降低最为明显。随着CO₂含量的降低和注入压力的上升,埋存率的降低程度会有所减缓。

3.4 开发方式

为研究不同开发方式对注气提高天然气采收率的影响,设置注入气体为CO₂的3种不同开发方式:同时注气同时开采、增压至8 MPa后衰竭和增压至8 MPa同注同采;设置注入气体为80%CO₂+20%N₂的3种不同开发方式:注气同时开采、增压至10.4 MPa后同注同采和增压至9 MPa同注同采;设置注入气体为50%CO₂+50%N₂的3种不同开发方式:注气同时开采、增压至10.6 MPa后同注同采和增压至8.3 MPa同注同采;设置注入气体为30%CO₂+70%N₂的3种不同开发方式:注气同时开采、增压至9.7 MPa后同注同采和增压至8.8 MPa同注同采;设置注入气体为10%CO₂+80%N₂+10%O₂注气同时开采、增压至9 MPa后同注同采和增压至12 MPa同注同采。不同开发方式采出气中CH₄含量变化如图20所示,不同开发方式天然气采收率变化如图21所示,不同开发方式CO₂埋存率变化如图22所示。

如图20~图22所示,在增压至8 MPa后进行衰竭式开采时,由于缺乏额外能量的补充,导致部分剩余的CH₄未能被有效开采出来。当以0.05 mL/min的注气速度注入CO₂或非纯气体,并在增压至一定压力后开始生产时,可以观察到CO₂的突破速度加快,同时CH₄的采收率也得到了提升。增压同注同采的操作也伴随着CO₂埋存率的降低。结果表明,提前注入气体进行增压能够有效缩短开采周期并提高CH₄的采收率。此外,模拟结果还发现,通过提前注入气体至较高压力,可以延迟气体在岩心中的突破时间,从而在一定程度上提高天然气的采收率。然而,这种做法可能会导致CO₂埋存率的降低。这种现象强调了在提高天然气采收率与优化CO₂埋存效率之间需要进行权衡。

4 结论

依据长岩心驱替实验,通过拟合实验结果构建了符合真实气藏生产动态的岩心尺度数值模拟模型,并基于此模型开展不同杂质气体驱气提高采收率关键参数研究,杂质气体包括纯CO₂、非纯气体(80%CO₂+20%N₂、50%CO₂+50%N₂、30%CO₂+70%N₂、10%CO₂+80%N₂+10%O₂),研究了注气时机、注气速度、束缚水饱和度以及开发方式对裂缝性气藏采收率的影响,为明确驱气提采关键参数提供了理论依据,最终得到如下结论。

(1)裂缝性气藏以裂缝为主要渗流通道,注入气体驱替天然气过程可分为突破和未突破阶段,未突破阶段持续时间越长,天然气采收率与CO₂埋存率更高,注纯CO₂突破时间最长,采收率最高。

(2)转注压力与CO₂/CH₄物性差异呈正相关性。转注压力升高,气体突破延迟,CO₂驱替效率及埋存率提升;转注压力降低, CH₄衰竭开采效率提高,进而增加CH₄总采收率。

(3)注气速度与气体波及效率呈正相关。提高注气速度可扩大气体在岩心中的波及范围,提高CH₄采收率;但会导致气体提前突破,降低CO₂封存效率。

(4)束缚水饱和度增加,岩心剩余孔隙体积降低,CO₂突破时间提前,导致CO₂埋存率降低,但CH₄采收率提高。束缚水饱和度在0~0.1,且注入气体为纯CO₂时提高幅度最大。

(5)提前注气增压可以达到增压补能的效果,减少开发时间并提高CH₄采收率。研究表明,注气增压压力与天然气采收率呈正相关,但与CO₂埋存效率呈负相关关系。

(6)研究结果表明,在CO₂-EGR技术现场应用中,推荐先将气藏衰竭开采至较低压力,然后注气增压恢复储层能量,气体注入压力和注入速度应尽量提高,并发现非纯CO₂-EGR技术具有发展潜力。

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原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

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