📝 摘要

对含水层封存能力和安全性的评估通常假设油藏工程仅限于场地选择和注入井的布置。在先前的工作中，我们已经证明，通过主动的油藏工程——从欠饱和区域抽取盐水并将其注入CO₂占据的区域——可以加速CO₂在盐水中的溶解。本文报告了有/无水平封闭层和有无非均质性情况下含水层的二维和三维油藏模拟。对于水平封闭的储层几何结构，我们发现可以在300年内以低于CO₂从大气压压缩到储层条件所需能量10%的能量成本溶解几乎所有注入的CO₂。我们预期，通过油藏工程加速溶解可以简化封存项目的风险评估和审批，并扩大可接受封存的储层数量和地理范围。

🖥️ CMG软件应用情况总结

项目 内容
所用软件 • CMG GEM-GHG：GEM组分模拟器的衍生版本，专门为CO₂封存应用开发，用于CO₂和盐水注入的模拟
• CMG IMEX：黑油油藏模拟器，用于盐水-CO₂系统模拟（将CO₂溶解于盐水类比为气体溶解于油）
• Schlumberger ECLIPSE 100：黑油油藏模拟器，用于与CMG结果进行交叉验证
模型类型 • 二维轴对称模型（“礼帽”式几何：圆柱对称垂直台阶作为CO₂水平运移的屏障）
• 三维笛卡尔网格模型（用于非均质性研究和注入井几何验证）
• 无限水平含水层模型（无封闭层）
• 水平封闭储层模型（“礼帽”式几何，图1）
模拟对象 深层盐水含水层中的CO₂地质封存，通过主动油藏工程（盐水注入和/或生产）加速CO₂溶解
应用方式 • 加速溶解方案：从远端欠饱和区域抽取盐水并将其注入CO₂“气泡”区域，加速质量传递
• 盐水注入模拟：使用CMG模拟不同注入速率（0-1 Mt/年）、不同注入井位置（半径）、不同几何条件下的CO₂溶解行为
• 循环注入模拟：模拟周期性盐水注入（~20年间隔）以增强溶解并降低泵送能量
• 多软件验证：使用CMG GEM-GHG、CMG IMEX和ECLIPSE 100三种商业模拟器进行交叉验证
储层参数（图1） • 深度：~1000 m（典型，与压缩能耗基准相关）
• 盖层：假设不渗透
• 水平封闭：圆柱对称垂直台阶（“礼帽”几何）
• 水平范围：100 km半径（足够大以忽略边界压力效应）
• 注入速率：~1 Mt/年，持续15年
• 盐水注入速率：0-1 Mt/年
• 模拟时间：最长300年
非均质性/各向异性测试（图4） • 各向异性：Kv = Kh/3（垂向渗透率为水平渗透率的1/3）
• 非均质性：周期扰动Kh = 200 × exp[γ·cos(2πx/l)·cos(2πy/m)·cos(2πz/n)]，γ=0.2，l=m=1/120 m，n=1/5 m
能量效率指标 ε = (Δ泵送功 / ΔCO₂溶解量) × (1/300 kJ/kg)，其中300 kJ/kg为CO₂从STP压缩到储层条件的参考能量
主要结论 • 水平封闭几何中，盐水注入可在300年内溶解几乎所有注入CO₂
• 能量成本低于压缩能耗的10%（ε~7%）
• 循环盐水注入可进一步降低泵送能量并提高溶解效率
• 使用CMG GEM-GHG、IMEX和ECLIPSE 100三种模拟器结果一致
• 非均质性和各向异性对溶解加速效果影响有限

文中明确指出（Case131.pdf）：

“Injection of CO₂ and brines was simulated using three commercial reservoir simulators: GEM-GHG (a derivative of the GEM Compositional simulator which being developed for CO₂ storage applications by CMG); Schlumberger’s ECLIPSE-100 and CMG’s IMEX (both are Black-Oil reservoir simulators).” （第2页，Methodology部分）

“In order to use a Black-Oil simulator for gas storage simulation one needs to represent brine and CO₂ by oil and gas, respectively. The CO₂ solubility in brine then can be represented by gas dissolution in oil using solution gas-oil ratio function.” （第2页，Methodology部分）

🧪 模拟方案与主要结果

1. 储层几何与模拟方案（图1）

两种几何对比：

  • 无限水平含水层：水平盖层，无横向封闭

  • “礼帽”式几何：圆柱对称垂直台阶（水平封闭层），CO₂被台阶阻挡

盐水注入井位置（图1）：

  • 位于盖层与封闭壁交界处（最大半径处）

  • 注入速率：0-1 Mt/年，CO₂注入15年，总模拟200-300年

2. 盐水注入对溶解的加速效果（图2-3）

“礼帽”几何结果（图2）：

  • 63% CO₂在200年内溶解（1 Mt/年盐水注入）

  • 形成饱和盐水羽流，从封闭壁向外移动

无限水平几何结果（图3，虚线）：

  • 盐水注入将CO₂推离注入点，降低后续注入效果

  • 无盐水注入时，水平几何中溶解略高（CO₂注入停止后继续扩展）

对比总结（图3）：

几何 无盐水注入（200年） 1 Mt/年盐水注入（200年） 效果
无限水平 极低 中等 盐水推离CO₂
“礼帽”式 可忽略 63% 显著加速

3. 注入井位置优化（图4）

注入井半径 vs 溶解分数（200年）：

  • 数据点1-4：2D模拟，不同径向网格尺寸（dR=30,40,20 m）和时间步（1天,0.3天）→ 离散化误差小

  • 数据点5-6：3D笛卡尔网格模拟 → 与2D结果一致

  • 最佳位置：最大半径处（台阶边缘）

4. 各向异性和非均质性测试（图4）

测试 参数 结果
各向异性（数据7） Kv = Kh/3 与各向同性结果一致
非均质性（数据8） γ=0.2周期扰动 与均质结果一致
网格敏感性（数据1-4） 不同网格尺寸 离散化误差可忽略

5. 注入速率与溶解行为（图5）

关键观察：

  • 溶解分数呈双线性行为

  • 转变点：注入点CO₂饱和度降至零

  • 转变后：欠饱和盐水直接从注入井流到储层底部（开辟无CO₂路径）

  • 注入速率越低，转变出现越晚

6. 循环盐水注入（图6）

参数：

  • 注入井半径：500 m

  • 循环周期：~20年间隔，1 Mt/年注入速率

结果：

  • 200年后溶解分数：~0.28（循环）vs ~0.20（恒定）

  • 泵送能量：循环注入约减半

  • 无量纲效率ε ≈ 7%

✅ 主要结论

  1. 主动油藏工程的有效性：从欠饱和区域抽取盐水注入CO₂“气泡”区域，可显著加速CO₂在含水层中的溶解。

  2. 水平封闭几何的优势：在“礼帽”式几何（有水平封闭层）中，盐水注入可在300年内溶解几乎所有注入CO₂，能量成本低于压缩能耗的10%（ε~7%）。在无限水平几何中效果较差（盐水将CO₂推离）。

  3. 注入井位置优化：在“礼帽”几何中，最佳注入井位置在最大半径处（台阶边缘），位于盖层与封闭壁交界处。

  4. 循环注入的优势：周期性盐水注入（~20年间隔）可进一步降低泵送能量（约减半）并提高溶解效率。

  5. 多软件验证的可靠性：使用CMG GEM-GHG、CMG IMEX和ECLIPSE 100三种不同原理的模拟器获得了一致的结果，增强了结论的可信度。

  6. 黑油模拟方法的有效性：将CO₂-盐水系统类比为气-油系统（CO₂溶解于盐水类比为气体溶解于油），使用黑油模拟器（IMEX, ECLIPSE 100）可提供数值更稳健且计算更快的解决方案。

  7. 对实际应用的启示：非均质性和各向异性对溶解加速效果影响有限，表明该方法可应用于实际储层。加速溶解可降低泄漏风险，简化封存项目的风险评估和审批。

🏛️ 作者及单位信息

作者 单位
Yuri Leonenko 卡尔加里大学（University of Calgary），化学与石油工程系
David W. Keith 卡尔加里大学（University of Calgary），化学与石油工程系
Mehran Pooladi-Darvish 卡尔加里大学（University of Calgary），化学与石油工程系
Hassan Hassanzadeh 卡尔加里大学（University of Calgary），化学与石油工程系

💡 补充说明

该论文是CO₂地质封存中主动油藏工程方法的研究，核心创新点在于：

  1. 主动油藏工程加速溶解：首次系统研究了通过盐水注入（从欠饱和区域抽取盐水注入CO₂区域）来加速CO₂在含水层中溶解的方法，不同于被动等待自然溶解。

  2. “礼帽”式封闭几何的发现：发现水平封闭几何（圆柱对称垂直台阶）中，CO₂被台阶阻挡，盐水注入可实现63%溶解率（200年内），而在无限水平几何中效果较差（盐水将CO₂推离注入点）。

  3. 能量效率的量化指标：引入无量纲效率ε（以CO₂压缩能耗300 kJ/kg为基准），量化了主动溶解的能量成本（ε~7%），证明该方法在经济上可行。

  4. 多软件交叉验证：同时使用CMG GEM-GHG（组分模拟器）、CMG IMEX（黑油模拟器）和ECLIPSE 100（黑油模拟器）三种不同原理的商业软件进行模拟，结果一致，增强了结论的可靠性。

  5. 黑油模拟方法的创新应用：将CO₂-盐水系统类比为气-油系统，使用黑油模拟器模拟CO₂溶解，为CO₂封存模拟提供了更稳健和快速的替代方案。

  6. 循环注入策略的优化：发现周期性盐水注入（~20年间隔）可降低泵送能量（约减半）同时提高溶解效率，为现场实施提供了更经济的操作方案。

  7. 非均质性和各向异性的验证：通过引入周期扰动和Kv/Kh=1/3的测试，验证了该方法在实际储层非均质条件下的适用性。

该研究对从事CO₂地质封存、含水层封存、主动油藏工程以及CCS（碳捕集与封存）技术研究的工程师和科研人员具有重要的参考价值。

case131

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