基于固井二界面窜流风险的CO2地质封存工程地质参数优选

王能昊; 连威; 李军; 李佳琦; 陶谦; 李美俊

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2504632

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (12) :5051-5062 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2504632

石油、天然气工业

基于固井二界面窜流风险的CO₂地质封存工程地质参数优选

王能昊 ¹ ,
连威 ²^,³^,^* ,
李军 ¹^,²^,³ ,
李佳琦 ¹ ,
陶谦 ⁴ ,
李美俊 ¹^,²^,³

作者信息 +

Optimization of Engineering Geological Parameters of CO₂ Geological Storage Based on the Risk of Channeling at the Second Bonding Surface

WANG Neng-hao ¹ ,
LIAN Wei ²^,³^,^* ,
LI Jun ¹^,²^,³ ,
LI Jia-qi ¹ ,
TAO Qian ⁴ ,
LI Mei-jun ¹^,²^,³

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摘要

CO₂地质封存过程中地层孔隙压力会升高,可能诱发CO₂沿固井胶结面窜流,威胁井筒安全。目前针对CO₂注入过程中地层压力响应的研究多关注储层的封存潜力及盖层的封闭性能,且在分析固井界面窜流风险时并未考虑储层压力累积对界面脱黏的影响。以鄂尔多斯陆上咸水层封存项目为例,结合实际工程地质参数,建立了CO₂地质封存地层压力动态响应分析模型,分析了地层压力动态响应规律;在此基础上构建了固井二界面窜流风险分析模型,以窜流风险系数作为评价固井二界面窜流风险的依据,对储层厚度、渗透率及注入速率进行了敏感性分析,厘清了影响CO₂注入过程中地层压力累积及固井二界面窜流的主要因素。结果表明:注入初期注入点地层压力会迅速上升,达峰值后先迅速降低再缓慢下降,直至达到最小维持压力,且注入停止后压力迅速降低;地层压力峰值及维持压力与注入速率呈线性正相关,与储层厚度及渗透率呈非线性负相关;影响地层压力累积及固井二界面窜流的影响因素权重依次为储层渗透率、注入速率、储层厚度;建议CO₂地质封存项目在优选注入目标层位时,选择渗透率≥10 mD、厚度≥30 m的层位,且在进行CO₂注入过程中,保证单个层位的注入速率不超过6 kg/s。研究成果可为中国CO₂地质封存项目选址选层及注入方案设计提供参考。

Abstract

In the process of CO₂ geological storage, the pore pressure of the formation will increase, which may induce CO₂ to flow along the bonding surface and threaten the safety of the wellbore. At present, the research on the formation pressure response in the process of CO₂ injection pays more attention to the sealing potential of the reservoir and the sealing performance of the cap rock, and the influence of reservoir pressure accumulation on the interface debonding is not considered when analyzing the risk of bonding surface channeling. Taking the Ordos onshore saline aquifer storage project as an example, combined with the actual engineering geological parameters, a dynamic response analysis model of formation pressure for CO₂ geological storage was established, and the dynamic response law of formation pressure was analyzed. On this basis, the risk analysis model of channeling at the second bonding surface was constructed. The risk coefficient of channeling was used as the basis for evaluating the risk of channeling at the second bonding surface. The sensitivity analysis of reservoir thickness, permeability and injection rate was carried out, and the main factors affecting the accumulation of formation pressure and channeling at the second bonding surface during CO₂ injection were clarified. The results show that the formation pressure at the injection point will rise rapidly at the initial stage of injection, and then decreases rapidly and then decreases slowly until the minimum maintenance pressure is reached, and the pressure decreases rapidly after the injection stops. The peak formation pressure and maintenance pressure are linearly positively correlated with the injection rate, and nonlinearly negatively correlated with the reservoir thickness and permeability. The weight of the influencing factors affecting the accumulation of formation pressure and the channeling of the second bonding surface is reservoir permeability, injection rate and reservoir thickness in turn. It is recommended that the CO₂ geological storage project should select the layer with permeability≥10 mD and thickness≥30 m when optimizing the injection target layer, and ensure that the injection rate of a single layer does not exceed 6 kg/s during the CO₂ injection process. The research can provide reference for the site selection and layer selection and injection scheme design of CO₂ geological storage project in China.

Graphical abstract

关键词

CO₂地质封存 / 地层压力累积 / 固井胶结面 / 微环隙 / 窜流

Key words

CO₂ geological storage / formation pressure accumulation / bonding surface / micro annulus / crossflow

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王能昊, 连威, 李军, 李佳琦, 陶谦, 李美俊. 基于固井二界面窜流风险的CO₂地质封存工程地质参数优选[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(12): 5051-5062 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2504632

WANG Neng-hao, LIAN Wei, LI Jun, LI Jia-qi, TAO Qian, LI Mei-jun. Optimization of Engineering Geological Parameters of CO₂ Geological Storage Based on the Risk of Channeling at the Second Bonding Surface[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(12): 5051-5062 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2504632

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自工业革命以来,碳排放问题日益严峻。CO₂等温室气体的大量排放导致全球变暖,极端气候事件频发,对自然生态系统构成了严重威胁^[1]。截至2025年,全球已有165个国家提出了碳中和或净零排放目标,52个国家将其写入了政策文件, 124个国家发布了国家层面的实施计划^[2],代表性政策包括欧盟的“欧洲绿色新政”(European Green Deal)^[3]及美国的《通胀削减法案》(Inflation Reduction Act)、日本的“绿色增长战略”^[4]。作为全球最大的碳排放国,中国于2020年正式提出“双碳”目标,即力争在2030年前实现二氧化碳排放达峰,2060年前实现碳中和^[5]。

碳捕集、利用与封存(carbon capture, utilization and storage,CCUS)技术是实现碳中和目标的关键技术路径之一^[6],尤其在难以通过直接减排实现碳中和的工业领域(如钢铁、水泥、化工等)具有不可替代性。联合国政府间气候变化专门委员会(Intergovernmental Panel on Climate Change,IPCC)《全球升温1.5 ℃特别报告》指出,在将全球升温幅度控制在1.5℃以内的几乎所有情景中,CCUS技术均被列为必要减排手段^[7]。CO₂地质封存作为CCUS技术的核心环节,指将CO₂注入地下咸水层、废弃油气藏或深部不可开采煤层等地质结构中,利用地层的自然封闭能力实现CO₂的永久封存^[8]。然而,在全球范围内部分CO₂地质封存项目已监测到泄漏风险。例如,2011年加拿大Weyburn-Midale碳捕集与封存(carbon capture and storage,CCS)项目监测发现,部分封存的CO₂通过断层裂隙迁移至地表,导致周边农场土壤CO₂浓度异常^[9];2012年中国神华鄂尔多斯CCS项目MW2监测井也检测到CO₂浓度异常波动,表明存在局部泄漏风险^[10]。有研究指出,CO₂的泄漏通道可归纳为沿井筒泄漏、盖层渗透与扩散、断层泄漏。其中,通过优选储盖层组合可有效降低CO₂沿盖层及断层泄漏的风险,而井筒由于存在潜在的窜流通道,被认为是CO₂泄漏的主要路径^[11]。德国Ketzin试验场开展CO₂注入过程中,井口出现了明显的环空带压,分析认为是胶结面剥离导致CO₂沿微环隙窜流^[12]。进一步研究表明,CO₂注入使地层产生的压力累积是导致高压流体侵入胶结面并向上窜流的重要原因。此外,油田现场多以现有的老井为基础开展地质封存项目,老井经过多年服役后受腐蚀、温度压力交变、地层应力变化等影响,存在井筒密封性能减退的现象,导致CO₂沿井筒窜流的风险更大^[13-14]。因此,有必要研究CO₂注入导致的地层压力累积对井筒密封完整性的影响,量化不同工程地质参数条件下对CO₂沿固井胶结面窜流的风险。

中外研究者对CO₂地质封存过程中的地层压力累积效应与井筒界面窜流问题开展了系列研究。王展鹏等^[15]分析了CO₂注入引起的压力累积、压力传导等地层响应特征,认为压力累积是限制封存容量和封存安全性的主要因素。Pavan等^[16]研究了CO₂注入过程中的储层压力响应特征,认为孔隙压力受渗透率和注入速率影响较大。Wang等^[17]考虑CO₂物理束缚及溶解扩散机制的影响,对CO₂注入及封存过程中的地层压力演化进行了分析,结果表明注入速率、储层厚度、储层渗透率对地层压力累积的影响较大。谢健等^[18]基于夹杂理论和格林函数方法,分析了多断裂切穿型含水层封存条件下的地质力学响应,结果表明,高注入速率下的压力累积更为显著,CO₂连续注入100年后,储层中心的压力累积增幅可达42 MPa。马鑫等^[19]通过数值模拟开展了场地尺度CO₂强化深部咸水开采(CO₂ enhanced water recovery,CO₂-EWR)技术潜力研究,结果表明,CO₂累计注入量与储层平均压力呈正相关,采用CO₂强化深部咸水开采技术可使储层平均压力降低约15%。在井筒密封完整性方面,Dou等^[20]考虑了CO₂注入可能导致的井筒完整性问题,基于断裂准则对水泥结构裂纹缺陷引起的失效进行了判别,分析了温度及压力条件、水泥环热力学参数等对裂纹扩展的影响。Reppas等^[21]使用双孔隙度有限元模型计算了井筒周围岩石的孔隙压力,分析了不同深度条件下CO₂注入压力对井筒完整性的影响,认为孔隙压力可能引发裂缝的扩展,但随着CO₂填充孔隙,裂缝内压力趋于稳定。杨广国等^[22]通过实验研究了周期性套管内压对水泥环密封失效的影响,结果表明考虑地层岩石约束时,水泥环更倾向于发生塑性屈服破坏并产生微环隙。Yan等^[23]建立了三维有限元模型,模拟了固井第一、二界面脱黏及扩展过程,量化了脱黏长度、宽度及其对裂缝扩展的影响。王涛等^[24]基于连续-非连续单元法,建立了含砾石二维流-固耦合裂缝扩展模型,结果表明砾石影响下裂缝扩展会憋压形成“高压区”,其促进了局部微裂缝的扩展。Lai等^[25]研究了固井界面裂缝扩展的影响因素,认为水泥环的弹性模量、水平应力差对界面裂纹扩展的影响较大。研究者们从地层压力累积、胶结面脱黏判定和裂纹扩展的长度、宽度及速率等方面对CO₂注入导致的地层压力响应及固井界面裂纹扩展进行了分析,但针对CO₂注入过程中地层压力响应的研究多关注储层的封存潜力及盖层的封闭性能,而压力累积对固井界面密封完整性的影响研究较为匮乏。此外,研究者们针对固井界面裂纹扩展的研究,多关注井筒组合体的热力学参数、温度及压力条件等,CO₂注入导致的压力累积对固井界面裂纹扩展方面的研究涉及较少。

为此,以神华CCS项目的工程地质参数为基础,建立CO₂地质封存过程中地层压力动态响应及胶结面窜流风险分析模型,分析地层压力的动态响应规律,明晰了影响地层压力累积的主控因素,研究了储层厚度、渗透率及注入速率对地层压力累积的影响,量化了CO₂注入过程中固井二界面的窜流风险,优选了工程地质参数。研究成果可为CO₂地质封存项目选址选层及注入参数的优选提供参考。

1 模型建立

1.1 工程地质条件

神华鄂尔多斯CCS项目于2011年开始注入,2015年4月停注,期间总注入量为30.3 万t。该项目围绕单一注入井INJW展开,平均注入速率3.17 kg/s。该井为三开结构,采用射孔完井,考虑到CO₂注入后的腐蚀问题,固井水泥浆采用基质防腐蚀水泥浆体系。

该井钻至2 826 m,穿过六套具备封存潜力的储层,累积厚度110 m,主要由粗粒砂岩、泥质粉砂岩、碳酸盐岩以及煤岩等多种岩性构成,孔隙度和渗透率范围分别为0.01%~20%、0.01~50 mD;储层上下为盖层,由密封性能较好地深灰色泥岩、淤泥质泥岩、纯泥岩等组成^[26]。

选择深度为1 576~1 699 m的LJG地层作为研究对象,层内1 658 m处存在注入点,该地层作为神华CCS项目的主要封存地层,储存了70%以上的CO₂。该层以粒状、团聚状砂岩、淤泥质泥岩及淤泥质粉砂岩为主,单个储层渗透率不超过20 mD、厚度不超过10 m,层间1 576~1 615 m和1 680~1 690 m处存在密封层,有效储层厚度为50~70 m。

1.2 地层压力动态响应分析模型

研究重点关注CO₂注入过程中的地层压力累积问题,因CO₂注入引起的孔隙压力对孔隙度的影响并不显著^[27],故不考虑孔隙度的变化。地层非均质性对CO₂运移的影响较大,而神华项目目标地层的非均质性并不显著,因此本文模型不考虑地层非均质性的影响。考虑到二维模型可能无法准确反映岩石孔隙的几何形状、大小、分布等三维特征;同时,二维模型在计算孔隙压力时,无法充分考虑流体在三维空间中的流动和扩散情况,从而导致计算结果存在偏差,故采用三维模型。数值模型的基本假设如下:①流动服从达西定律,地层在注入前处于完全饱和状态且已达到静水压力平衡;②不考虑CO₂注入导致的化学反应;③不考虑流体注入产生的热应力。

CO₂在咸水层中的运移涉及多相流体的流动,地层水与CO₂在岩石孔隙中的流动遵循多相流达西定律,表达式为^[28]

(1)q_p=-$\frac{{k}_{\mathrm{r}p}K}{{\mu }_{p}}$(▽P_p-ρ_pg)

式(1)中:对于p相而言,q_p为达西通量,定义为每单位面积每单位时间流动的流体相p的体积,m³/s;k_r_p为p相的相对渗透率,无量纲;K为绝对渗透率,无量纲;μ_p为p相的流体黏度,Pa·s;P_p为p相的压力,Pa;ρ_p为p相的流体密度,kg/m³;g为重力加速度,m/s²。

1.2.1 三维地质建模

建立以INJW注入井为中心并涵盖储层、盖层、上下部岩层的三维多岩相物理模型,模型长、宽、高分别为1 500、1 500、1 000 m,纵向埋深1 400~2 400 m,注入点位于1 658 m处。模型中设置储层厚度为60 m,储层上部盖层厚度为40 m,盖层上部岩层厚度为200 m,储层下部岩层厚度为700 m,上下部岩层的孔渗参数与盖层相近,如图1所示。

对该三维模型进行网格剖分:①垂直方向采用非等距网格并在储层、盖层处加密;②水平方向采用等距网格,并在井筒及注入点处加密。不同岩性通过不同颜色网格进行区分,网格剖分如图2所示。

1.2.2 地质参数及边界条件

针对神华鄂尔多斯CCS项目地质参数进行参数设置,地层初始压力为静水压力,模型顶部压力为13.42 MPa,底部压力为22.88 MPa,地温梯度3.19 ℃/100 m,初始气体饱和度(S_g)为0。模型外边界为一类定压边界,上下边界为零流量边界。数值模型中使用的主要参数如表1^[29-30]所示。

1.2.3 模型验证及案例分析

基于神华CCS项目LJG层实际工程地质参数,对压力累积问题进行模拟^[31]。通过对比现场情况与本文模型的计算结果,验证了本文模型的可靠性,如图3所示。地层压力动态响应的数值解与监测值基本吻合,证明了模拟计算结果的正确性。

此外,使用本文模型模拟挪威Snøhvit项目Tubåen层的CO₂注入过程,并与该项目的现场实际情况进行对比分析,采用的实际工程地质参数如表2所示。该项目位于挪威巴伦支海Hammerfest盆地,为挪威第2个商业化CCS项目^[32],2008—2011年,累计110万t CO₂被注入Tubåen储层,平均注入速率约为8.7 kg/s。Tubåen层埋深2 600 m,厚度范围从东向西由45 m逐渐增加至130 m。Tubåen以砂岩为主,孔隙度范围1%~16%,渗透率为130~880 mD,储层温度、压力分别为98 ℃和28.5 MPa^[33-34]。现场实际表明,Snøhvit项目注入过程中遇到了严重的问题,即早期阶段地层压力急剧上升,关井后重新开始注入时地层压力达36.8 MPa,整个期间地层压力峰值达38 MPa,已严重接近该地层的破裂压力39 MPa^[35],因此该项目在2011年停止了在Tubåen层的注入。

Tubåen层在不同渗透率条件下,CO₂注入早期所产生的地层压力峰值如图4所示。结果显示,当渗透率为Tubåen层的渗透率下限130 mD时,地层压力峰值可达37.26 MPa,这与挪威Snøhvit项目注入过程中实测的地层压力峰值误差不超过3%^[35],验证了地层压力动态响应分析模型的正确性。

1.3 固井胶结面窜流分析模型

CO₂注入会使地层产生压力累积,对胶结面存在局部缺陷或固井质量较差的井筒组合体而言,地层压力的增加可能会使固井界面产生微环隙,严重时导致CO₂沿胶结面向上窜流^[36]。

以水泥环-地层界面为例,水泥环-套管界面原理与之相同。为了模拟流体驱动的界面脱黏,本研究重点关注多孔介质中孔隙流体的流动、损伤裂缝的扩展及裂缝内的流体孔隙压力变化。模型的基本假设如下:①流体不可压缩,且流动服从达西定律;②套管、水泥环及地层均为各向同性;③不考虑流体侵入裂缝时产生的化学反应;④不考虑流体侵入过程中的热应力。

引入CZM(cohesive zone method)单元来表示水泥环-地层的胶结面性质。CO₂羽流会沿着CZM单元进行流动,包括方向垂直于CZM单元所在平面的法向流动、平行于CZM单元所在平面的切向流动,如图5所示。

1.3.1 有限元建模

建立尺寸为2 m(长)×2 m(宽)×20 m(高)的水泥环-地层界面窜流模型,并采用结构化网格对模型进行网格划分,如图6所示。模型中的套管、水泥环、地层简化为弹性多孔材料,胶结面采用CZM单元,其属性代表水泥环-地层胶结面的性能。

在水泥环-地层界面的右侧预设一个初始破坏单元,以此表示因射孔、注水、固井质量差等导致的胶结面初始缺陷。其中,破坏单元内设有一个流体侵入点,模拟CO₂从该点侵入胶结面。

1.3.2 井筒参数及边界条件

基于构建的水泥环-地层界面窜流模型,根据神华CCS项目注入井参数及鄂尔多斯盆地LJG层地质参数进行设置,水平最大、最小及垂向地应力分别为29、26、40 MPa。破坏单元内流体侵入胶结面的流速为1×10^-5 m³/s。水泥环-地层胶结面内聚力刚度为8.5 GPa,胶结强度为0.42 MPa,界面断裂能为100 J/m²,胶结面裂缝内流体滤失系数为 5.9×10^-14 m/(s·Pa),流体黏度为0.001 mPa·s。套管、水泥环、地层的物性参数如表3所示。

1.3.3 模型验证及阈值计算

Feng等^[37]对水泥环-地层界面裂缝脱黏过程进行了计算,并与试验结果进行了对比。陈祝兴等^[38]采用相同的参数对水泥环-地层界面脱黏过程进行了计算。采用与Feng等^[37]相同的方法,对水泥环-地层界面脱黏过程中裂缝内的流体压力进行了计算,结果如图7(a)所示。通过与Feng等^[37]的计算结果对比可知,该方法能够较为准确地计算水泥环-地层界面的脱黏过程。由图7(a)可知,流体压力会逐渐增加到峰值,后下降到相对稳定的值。其中,流体压力达到峰值意味着胶结面开始发生裂纹扩展,通常称为裂缝破裂压力(FBP);相对稳定的压力意味着裂缝已达到稳定扩展阶段,通常称为裂缝扩展压力(FPP)^[37]。

以神华CCS项目INJW注入井的参数为依据^[39],利用该模型计算了该井水泥环-地层界面的裂缝破裂压力(FBP) 与裂缝扩展压力(FPP),如图7(b)所示。其中,裂缝破裂压力(FBP)为34.89 MPa,裂缝扩展压力(FPP)为29.82 MPa。这表明当井底的地层压力超过FBP时,该井水泥环-地层界面将会发生裂纹扩展并引起CO₂窜流。

1.4 研究方案与分析方法

为确保对开展地质封存项目具有指导意义,调研了中外典型的CO₂地质封存项目的注入情况,如表4^{[10,33,35,40-44]}所示。可以看出,挪威Snøhvit、德国Ketzin等项目均出现了较为严重的压力累积问题,导致这些项目被关停或者被限制注入速率、注入压力。根据其注入层位的地质参数进行分析可知,压力累积的原因与储层厚度及渗透率关系密切,当储层厚度不超过130 m或渗透率不超过100 mD时,压力累积增幅均高于25%且最高超过60%,影响了项目的注入进度,甚至导致项目被迫关停。

基于以上压力累积问题的分析,采用神华CCS项目的工程地质参数作为基准参数,分别在基准参数的30%~300%进行变量取值,以涵盖目前大多数CCS项目可能遇到的井底高压问题。模拟过程中,采用控制变量法,通过对比分析计算结果来评估不同参数对固井二界面窜流风险的影响程度。其中,基准参数主要参考文献[10]。

基于前人对CO₂注入导致压力累积的研究及前述分析中外典型地质封存项目压力累积影响因素的讨论,影响因素考虑注入速率、储层渗透率及储层厚度,具体设置如表5所示。

以前人^[17,37,45]对地质封存CO₂注入过程中地层压力响应及固井界面窜流的研究为依据,确定如下分析方法。

(1)在模型井底位置设置沿X-Y水平方向上的研究点,记录CO₂注入过程中该平面研究点地层压力随时间的历程变化,并绘制井底处地层压力最大时刻的水平剖面压力云图,分析压力累积在储层水平方向上的分布规律。此外,记录地层压力随时间的变化历程,绘制地层压力随时间变化的曲线,分析CO₂注入过程中地层压力动态响应规律。

(2)根据CO₂注入过程中的地层压力计算结果,将井底地层所能达到的压力累积峰值设为P_max,地层的原始压力设为P_i,定义水泥环-地层界面的窜流风险系数S,并以此为指标定量研究固井二界面的窜流风险,其定义为

(2)S=$\frac{{P}_{\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}-{P}_{\mathrm{i}}}{\mathrm{F}\mathrm{B}\mathrm{P}-{P}_{\mathrm{i}}}$

当压力累积峰值P_max<FBP时,S<1,固井二界面的窜流风险较小;当压力累积不断升高,固井二界面的窜流风险不断上升,直至压力达到或超过FBP(即S≥1),固井二界面的局部缺陷将会发生裂纹扩展,意味着井底的流体会沿固井二界面向上窜流。

2 结果与分析

为了分析地层压力动态响应及压力可能导致的固井二界面窜流,将从以下方面进行研究:一是探究CO₂注入导致地层压力动态响应的变化规律;二是分析压力累积对固井二界面窜流风险的影响;三是基于固井二界面窜流风险,对工程地质参数进行优选。

2.1 压力动态响应规律

2.1.1 储层厚度

不同储层厚度下的井底水平剖面压力云图如图8所示。可以看出,井底中心点的压力、井底高压范围均与储层厚度呈负相关。储层厚度越小,以井底为中心所形成的压力范围越大,中心点的压力也越大,但压力随着距井底中心点距离的增加而递减。当储层厚度由80 m逐渐减小至20 m过程中,井底高压范围由最初的不足25 m逐渐增加至 55 m,且压力峰值由最初的26.3 MPa逐渐升高至 38.1 MPa。由此可知,厚度较薄的储层会导致CO₂注入过程中的井底高压。分析认为,注入的CO₂会首先驱替注入点周围的咸水,从而得到足够的运移空间,此过程导致井底中心点地层压力升高,压力差的作用使得咸水向着四周被驱替。当储层厚度较小时,咸水的驱替空间在纵向上受到限制,其仅能向两侧被驱替,这导致驱替咸水时需要更大的压力差,从而使地层压力进一步升高。

不同储层厚度下的地层压力动态响应曲线如图9所示。可以看出,注入过程中压力累积峰值、维持压力与储层厚度呈负相关,且负相关性逐渐增强。储层厚度越小,压力累积峰值越大,维持压力也更大。当储层厚度由80 m逐渐减小至20 m时,压力累积峰值由26.8 MPa升高至38.5 MPa;当厚度分别减小至40、20 m时,储层内维持压力分别升高了1.25、2.82 MPa。当储层厚度为基准参数时, 地层压力升高了约11 MPa,这与Zhang等^[10]、凌璐璐等^[46]和王能昊等^[47]的研究结果基本一致。分析认为,压力峰值升高且负相关性逐渐增强的原因与前述分析中所提到的驱替咸水有关,储层厚度越小,则需要更大的压力差来驱替咸水以满足CO₂的持续注入。此外,CO₂的持续注入导致整个注入过程中,压力累积会始终维持在一定值以上,但由于纵向上的驱替受到储层厚度的限制,该维持压力会因储层厚度的减小而不断增大,即储层厚度越小,其对驱替咸水所产生的负面效果越大,持续驱替咸水所需的压力差也就越大。

2.1.2 储层渗透率

不同储层渗透率下的井底水平剖面压力云图如图10所示。可以看出,井底中心点的压力、井底高压范围均与储层渗透率呈负相关。储层渗透率越小,以井底为中心所形成的压力范围越大,中心点的压力也越大,但压力随着距井底中心点距离的增加而递减。当储层渗透率从60 mD逐渐减小至10 mD的过程中,井底高压范围由最初的10 m逐渐增加至45 m,且压力峰值由最初的21.7 MPa逐渐升高至40 MPa。由此可见,渗透率较低的储层会导致CO₂注入过程中的井底高压,且高压范围会随渗透率呈非线性变化。分析认为,注入的CO₂在驱替注入点周围的咸水时,咸水及CO₂的运移均会受储层渗透率的影响。储层渗透率越小,咸水及CO₂在储层中的运移所受限制越大,类似于咸水被驱替时所受的阻力越大。这导致驱替咸水时需要更大的压力差以抵抗低渗储层对咸水及CO₂运移的限制作用,进而使井底中心处地层压力逐渐升高。

不同储层渗透率下的地层压力动态响应曲线如图11所示。可以看出,在注入过程中,压力累积峰值、维持压力与储层渗透率呈负相关,且负相关性逐渐增强。储层渗透率越小,压力累积峰值越大,维持压力也更大。当储层渗透率由最初的60 mD降低至10 mD时,压力累积由21.6 MPa升高至40.7 MPa,这与澳大利亚Gorgon项目被限制注入速率的情况基本一致,该项目储层厚度大于200 m但储层渗透率仅为25 mD,因而产生了较大的压力累积^[42];同时,随着储层渗透率的减小,最小维持压力由7.8 MPa升高至27.5 MPa。分析认为,在持续注入CO₂的整个过程中,随着咸水被不断驱替,井底的CO₂相对渗透率不断升高,压力累积在达到峰值后开始逐渐减小。但由于CO₂需要持续不断地注入,压力累积仍会维持在一定水平。且储层渗透率越低,其对整个注入过程中的CO₂运移限制作用越强烈,这导致低渗储层条件下的压力累积会维持在更高值。

2.1.3 注入速率

不同注入速率下的井底水平剖面压力云图如图12所示。可以看出,井底中心点的压力、井底高压范围均与注入速率呈正相关。注入速率越大,以井底为中心所形成的压力范围越大,中心点的压力也越大,但压力随着距井底中心点距离的增加而递减。当注入速率由1.58 kg/s逐渐升高至6.34 kg/s的过程中,井底的高压范围由10 m逐渐扩展至60 m,且压力峰值也由最初的25 MPa逐渐升高至36 MPa。分析认为,注入速率越高,相同时间内注入地层的CO₂量更多。这表明相同时间内,需要更大的运移空间来容纳CO₂,即需要更大的压力差来驱替更多的咸水从而获得运移空间。

不同注入速率下的地层压力动态响应曲线如图13所示。在注入过程中,压力累积峰值、维持压力与注入速率呈正相关。注入速率越大,压力累积峰值越大,维持压力也更大。当注入速率由1.58 kg/s升高至6.34 kg/s时,压力累积显著升高,由最初的23.5 MPa逐渐升高至36.2 MPa,这与德国Ketzin^[40]、澳大利亚Gorgon^[42]、中国神华^[10]等项目因压力累积而限制注入速率或压力的情况基本一致。同时,随着注入速率的不断升高,井底最小维持压力由18.2 MPa升高至26.4 MPa。但需要指出的是,高注入速率下,压力累积达峰值后递减的速度较快。分析认为,压力累积与注入速率的正相关性与前述分析中提到的驱替咸水以获得更大的运移空间有关,注入速率越高,相同时间内注入储层的CO₂量更多,需要的运移空间和驱替的咸水更多。此外,在持续注入CO₂的整个过程中,随着咸水被不断驱替,运移空间不断增大,驱替咸水所需的压差逐渐减小,压力累积开始逐渐减小。在其他条件不变的情况下,注入速率越高,其驱替咸水的速率越快,相同时间内得到的运移空间更大,进而压力累积也会减小的更快。

对比上述注入速率、储层厚度及渗透率对地层压力动态响应规律的影响可知,压力累积峰值及维持压力与注入速率呈线性正相关,与储层厚度及渗透率呈非线性负相关。其中,从井底剖面云图结果和压力累积峰值及维持压力可以看出,储层渗透率作为最主要的因素,当渗透率≥40 mD时,近井高压力范围、压力累积峰值及维持压力均明显减小。

2.2 界面窜流风险分析

2.2.1 储层厚度

以窜流风险系数S定量研究储层厚度对固井二界面窜流风险的影响,如图14所示。可以看出,储层厚度越小,固井二界面的窜流风险越高,呈负相关性,这与前述分析中厚度较小时压力累积更大的结果相一致。当储层厚度由80 m减小至20 m时,窜流风险系数由最初的0.77上升至1.12,且负相关性逐渐增强。同时,当储层厚度≤30 m时,固井二界面将会产生微环隙并发生窜流。建议选择注入目标层位时,考虑该层位的厚度,低厚度的储层可能导致固井胶结面发生窜流,威胁CO₂地质封存项目的安全性。

2.2.2 储层渗透率

进一步分析储层渗透率对固井二界面窜流风险的影响,设置储层渗透率在10~60 mD变化,结果如图15所示。可以看出,储层渗透率越小,固井二界面的窜流风险越高。当储层渗透率由60 mD逐渐减小至10 mD时,窜流风险系数由最初的0.62上升至1.17。同时,当储层渗透率≤15 mD时,固井二界面将会产生微环隙并发生窜流。

2.2.3 注入速率

设置CO₂注入速率在1.58~6.34 kg/s变化,进一步分析注入速率对固井二界面窜流风险的影响,结果如图16所示。可以看出,注入速率越大,固井二界面的窜流风险越高。当注入速率由1.58 kg/s逐渐升高至6.34 kg/s时,窜流风险系数由最初的0.69上升至1.05。同时,当注入速率≥6 kg/s时,固井二界面将会产生微环隙。建议地质封存项目进行CO₂注入时,考虑注入目标层位的可注入性,减小井底高压导致界面产生微环隙的风险。

对比上述注入速率、储层厚度及渗透率对固井二界面窜流风险的影响可知,基本参数条件下,当储层厚度≤30 m或储层渗透率≤15 mD或注入速率≥6 kg/s时,固井二界面窜流风险系数将会达到阈值。其中,对比窜流风险系数与注入速率、储层厚度及渗透率的相关性变化可以看出,储层渗透率作为最主要的因素,当其减小至≤20 mD的范围时,随着渗透率的降低,窜流风险系数迅速增大。

3 结论

(1)注入初期地层压力会因驱替咸水而迅速上升,达峰值后先迅速降低再缓慢下降,直至达到最小维持压力,且注入停止后压力迅速降低。水平方向上,压力随距离的增加逐渐减小。注入初期地层压力的迅速上升与下降的速度主要与储层厚度及渗透率有关,注入速率仅影响压力累积峰值及维持压力的大小。

(2)压力累积峰值及维持压力与注入速率呈线性正相关,与储层厚度及渗透率呈非线性负相关。其中,储层渗透率作为最主要的因素,当其增至≥40 mD时,井底高压范围、压力累积峰值及维持压力均明显减小。

(3)当储层厚度≤30 m或储层渗透率≤15 mD或注入速率≥6 kg/s时,固井二界面窜流风险系数将会达到阈值。其中,储层渗透率作为最主要的因素,当其减小至≤20 mD的范围时,随着渗透率的降低,窜流风险系数迅速增大。

(4)建议CO₂地质封存项目在选择注入目标层位时,选择渗透率≥10 mD、厚度≥30 m的储层作为目标层位,且在进行CO₂注入过程中,应对注入速率进行约束,从而降低CO₂沿固井胶结面窜流的风险。

MW2监测井在井深1 540 m监测到少量CO₂的泄漏,该监测点位于LJG层顶部,其可能是由于CO₂注入引起的局部高压导致固井胶结面发生窜流。因此,以此为依据,考虑了CO₂注入导致的地层高压对固井胶结面的影响,以地层压力动态响应及井筒界面窜流风险系数为指标,定量研究了CO₂注入过程中井筒二界面的窜流风险。

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基金资助

新疆维吾尔自治区重点研发项目(2024B01012)

新疆维吾尔自治区重点研发项目(2024B01012-2)

中石油科技创新基金(2022DQ02-0605)

新疆维吾尔自治区自然科学基金(2023D01B08)

新疆维吾尔自治区“一事一议”引进战略人才项目(XQZX20240054)

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Received	Published	Revised
2025-06-21	2026-04-28	2025-11-19
Online Date
2026-05-29

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