493. 非常规储层压裂后的二氧化碳利用与地质储存

CO₂ Utilization and Geological Storage in Unconventional Reservoirs After Fracturing

循环注入在减少二氧化碳排放和提高非常规油开采方面具有巨大潜力。然而，目前对于储层尺度上二氧化碳在地下随时间的分布、迁移和转化过程缺乏深入理解。为解决这一问题，本文通过严格的数值模拟，结合微地震事件、多地质力学和多地球化学反应，模拟复杂的裂缝几何形状、岩石应力敏感性和二氧化碳-油-盐水-岩石相互作用。流体模型、储层模型和地球化学反应动力学均通过实验数据进行了仔细验证和校准。

全面研究了二氧化碳利用和地质储存的效果，包括油产量、二氧化碳储存、碳分布和岩石物理性质的变化。结果表明，经过十个周期（十年）后，48.3%的注入二氧化碳稳定地储存于地下，油采收率提高了3.4%。二氧化碳存在多种形式，如溶解于水中和矿化碳酸盐，这阻碍了二氧化碳与油的相互作用，导致二氧化碳-油混合区体积减少了25.9%，累积油产量减少了2.2%，但储存率提高了7.7%。循环注入模式对二氧化碳在储层中的迁移和转化有显著影响。尽管溶解于油中的二氧化碳占总储存量的一半以上，但在生产过程中有释放的可能性。经过十个周期后，20%的注入二氧化碳（约12000吨）达到了长期储存，形式包括矿化碳酸盐（6%）、水溶二氧化碳（6%）、水溶液离子（4%）和捕集气体（4%）。值得注意的是，受捕集储层体积（SRV）内的非裂缝区域是残余气体的主要捕集区域。

本工作为理解循环注入下的动态二氧化碳传输和转化过程提供了宝贵的见解，并为评估非常规储层压裂后的二氧化碳捕获、利用和储存与提高油采收率（CCUS-EOR）效果提供了更全面和精确的框架。

CMG软件应用情况

• 本文使用CMG-GEM软件建立了储层模型，用于模拟二氧化碳、原油、盐水和岩石之间的相互作用，并评估二氧化碳提高采收率（EOR）和二氧化碳储存过程。
• 模型整合了二氧化碳溶解度、分子扩散、气相对渗透率滞后、地球化学反应以及由多地质力学和多地球化学影响引起的孔隙度和渗透率变化。
• 通过实验数据对储层模型和流体模型进行了仔细验证和校准，确保了模拟结果的可靠性。
• 模型还考虑了岩石应力敏感性和裂缝渗透率滞后性，以更准确地反映实际储层的物理性质变化。

结论

• 经过十个周期的二氧化碳注入，该储层的油采收率提高了3.4%的原始油量（OOIP），48.3%的注入二氧化碳被储存。
• 二氧化碳储存过程减弱了二氧化碳与原油的相互作用，导致二氧化碳-原油混合区体积减少了25.9%，累积油产量减少了2.2%。
• 二氧化碳储存机制的演变与常规二氧化碳驱油存在显著差异。在所有二氧化碳储存形式中，溶解于原油和水中的二氧化碳、可动气体和残余气体受生产动态影响显著，而水溶液离子和矿化作用受操作影响较小。
• 二氧化碳在储层中的长期储存形式包括矿化碳酸盐（6%）、水溶二氧化碳（6%）、水溶液离子（4%）和捕集气体（4%），其中白云石、道森石和方解石是主要的二氧化碳捕获矿物。
• 由于地球化学反应，储层的孔隙度和渗透率发生了变化。经过十个周期后，非裂缝区和裂缝区的孔隙度分别下降了0.86%和0.81%，渗透率分别下降了2.51%和2.39%。
• 本研究对二氧化碳在储层中的动态传输过程的理解，可以为注入-生产方案的设计和优化提供支持。未来的研究应关注二氧化碳EOR和储存的协同优化、生命周期评估以及储存效率的提高，以开发更有效的注入策略和管理技术，以最大化油采收和长期储存。

作者单位

• 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室
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• Abstract

• Cyclic injection holds great potential for CO₂ emission reduction coupled with enhanced unconventional oil recovery. There is, however, a lack of a thorough understanding of carbon distribution, migration, and transformation underground over time at the reservoir scale. To address this issue, we conducted a rigorous numerical simulation integrating microseismic events, multi-geomechanics, and multi-geochemistry to represent the complex fracture geometry, rock stress sensitivity, and CO₂–oil–brine–rock interactions. The fluid model, reservoir model, and geochemical reaction kinetics were carefully validated and calibrated using experimental data. The performance of CO₂ utilization and geological storage was comprehensively investigated in terms of changes in oil production, CO₂ storage, carbon distribution, and petrophysical properties. The results indicate that 48.3% of the injected CO₂ was stored stably underground after ten cycles (ten years), with a 3.4% increase in oil recovery. The presence of multiple CO₂ storage forms, such as dissolved in water and mineralized carbonate, impeded CO₂–oil interaction, leading to a 25.9% reduction in the volume of the CO₂–oil mixing zone and a 2.2% decrease in cumulative oil production, albeit with a 7.7% increase in the storage rate. The cyclic injection mode had a significant impact on the migration and transformation of CO₂ in the reservoir. While dissolved CO₂ in oil accounted for over half of the total storage, it had the possibility of being released during production. After ten cycles, 20% of the injected CO₂ (approximately 12 000 t) reached long-term storage in four forms: mineralized carbonate (6%), water-dissolved CO₂ (6%), aqueous ions (4%), and trapped gas (4%). Notably, the non-fracture zone within the stimulated reservoir volume (SRV) served as the primary trapping area for residual gas. This work provides valuable insights into dynamic CO₂ transport and transformation processes under cyclic injection and presents a more comprehensive and precise framework for assessing CO₂ capture, utilization, and storage with enhanced oil recovery (CCUS-EOR) performance in unconventional reservoirs after fracturing.