提高CO2封存强度的多层协同抽注技术
作者简介:
李小春（1964—），男，研究员，博士. 研究方向：二氧化碳地质利用与封存相关技术研发与推广. E-mail：xcli@whrsm.ac.cn
李小春，1984年毕业于重庆大学采矿系，中国科学院“百人计划”A类引进专家。中国科学院武汉岩土力学研究所研究员，博士生导师，CO2地质封存学科组创始人。中国能源学会常务理事、中国岩石力学与工程学会理事、科技部及自然科学基金委国际合作项目评审专家、国家科技进步奖评审专家。长期从事岩石反应−流动−力学耦合过程的研究工作。1989年，参与开发了岩石真三轴试验机，首次直接测出了花岗岩的破坏曲面，提出修正的双剪强度准则、基于应变的岩石破坏准则。1998年，在日本地质调查所期间，开发了具有中间主应力方向渗透性测试功能的岩石真三轴试验机，深入研究了真三轴应力对砂岩渗透系数的影响规律，提出渗透系数的应力敏感度张量、应力−渗透系数关系式、密封断层的定义与发生应力条件等一系列概念。2000年以来，围绕CO2减排地质利用与封存技术，提出N2自分离CO2含水层封存和混合气体驱替煤层气的思路，主持开发了煤岩吸附−渗透系数测量的双计量泵方法、变容水量压力脉冲渗透系数测量方法、盖层密封性测试装置、反应−流动−力学耦合特性测试装置等，研究了气体或溶液与岩石反应的渗流后效与力学后效及其机理，评价了中国主要盆地的地质封存容量、经济性、技术障碍与开发路线。主持编写科技部《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图（2019版）》，研究成果被气候变化框架条约组织IPCC、国际能源署、亚洲开发银行、世界煤炭协会、自然资源保护委员会、清洁空气组织等数十个国际机构报告及中国科技部、环保部、自然资源部等部门的政策文件采用。作为全国碳排放管理标准化技术委员会TC548 CCUS标准化工作组副组长，主持和参编了多个碳封存相关标准，参与了国内大多数相关规范的编写。获美国能源部杰出贡献奖、澳大利亚CAGS国际合作奖、国家科技进步一等奖等国内外奖励。
通信作者:
Improvement of CO2 Sequestration Intension with Collaborative Pumping-injection Technologies in Multi-formations
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摘要: 中国已提出2030年碳达峰、2060年碳中和的碳减排目标，提高CO2捕集、地质利用与封存（CCUS）技术发展水平与商业化规模，是实现中国碳减排目标的关键所在。“十四五”规划已明确提出要开展碳捕集利用与封存（CCUS）重大项目示范。然而，由于中国大多数CO2储层的低渗透、非均质等特征，导致单一储层的CO2封存能力有限，无法满足CCUS重大项目示范所需的CO2地质封存量。本文提出将CO2封存强度（单位土地面积的CO2封存量）作为评价CCUS项目储层封存能力的关键指标，并计算了中国主要CO2咸水层封存和CO2强化驱油场地的CO2封存强度，结果表明，现有CO2咸水层封存和CO2强化驱油项目的封存强度大多在105 t/km2以下，无法满足中国双碳目标的需要。为显著提高CO2封存强度，提出CO2多层协同抽注技术的概念，通过注入井在多个储层射孔注入CO2，并利用采水井从多个储层中采出咸水，实现储层可用孔隙和储层压力的最优化调控，最终实现CO2封存强度的大幅度提高。为验证CO2多层协同抽注技术的效果，利用T2Well模拟软件，构建3种CO2多层统注及协同抽注的数值模型，模拟了CO2定压注入过程，分析了注入60 d后的储层压力分布、储层内CO2饱和度分布及CO2累计注入量。结果表明：在多层协同抽注条件下，储层压力聚集现象有明显缓解，从而降低了封存区域因压力聚集导致的力学不稳定性。通过分析CO2饱和度可知，注入CO2后，在抽注井间压力差的驱使下，羽流将向采出井偏移；此外，受岩石性质的影响，羽流形状和范围略有差异。根据3种条件下的模拟结果计算CO2封存强度可知，各向异性砂岩条件下多层协同抽注的封存强度最高达到1.115×106 t/km2，远大于现在已实施项目的封存强度。因此，多层协同抽注技术将较大地提高CO2封存强度，有利于节约中国国土资源，促进CO2封存技术的推广。Abstract: China has put forward a carbon emission reduction target to reach CO2 emission peak in 2030 and carbon neutrality in 2060. It is vital for China to improve the development and commercialization scale of carbon capture, utilization and storage (CCUS) technology, to achieve the carbon emission reduction target. According to the 14th Five-Year Plan, large-scale demonstration CCUS projects will be carried out in China. However, due to the low permeability and heterogeneity of most CO2 storage formations in China, the capacity of CO2 storage is limited, which cannot provide enough subsurface CO2 storage space for the operation of large-scale CCUS projects. In this study, the concept of CO2 storage intensity (the amount of CO2 storage per unit area) was proposed to evaluate the CO2 storage capacity of China’s ongoing CCUS projects as the key indicator. The CO2 storage intensity indicator was calculated in both deep saline aquifer CO2 storage and CO2–EOR projects. The results showed that the CO2 storage intensities of all the listed projects were lower than 105 t/km2, which was unable to meet the needs of China’s dual carbon target. To substantially improve the CO2 storage intensity, a multi-layer coordinative injection and pumping technology was proposed in this study. This technology can substantially improve the CO2 storage intensity by injecting CO2 through multiple perforation tunnels and extracting saline water from multiple formations. The available pore spaces are increased and the formation pressure is optimized with this technology, which favors improvement of the CO2 storage intensity. To validate the performance of this technology, a multi-layer CO2 injection model was built by T2Well code for the numerical simulations of three different scenarios. CO2 injection was set as a constant pressure process during the 60 days injection. By looking at the pressure and CO2 saturation distributions, it was noted that the accumulation of pressure was reduced by the cooperation of injection and pumping, which decreased geomechanically instability. Based on the CO2 saturation distribution maps, migration of CO2 was driven by the pressure difference between the injection and pumping wells, which made the plume move toward the pumping wells. In addition, rock properties changed the shape and migration range of the plume during CO2 injection. The CO2 storage intensities were calculated under the three simulated conditions. Among them, the CO2 storage intensity for the heterogeneous sandstone was the highest, which reached 1.115×106 t/km2. This value was far larger than China’s existing CCUS projects. In summary, the multi-layer injection and pumping technology can greatly increase the amount of CO2 injection, which is beneficial for the conservation of land in China and promotes the deployment of large-scale CCUS projects in China.
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近年来，以二氧化碳（CO2）为主的温室气体排放导致的全球温室效应日益显著，造成了极端天气频发、农作物减产、海平面上升等一系列危及人类社会与经济发展的严重后果。因此，以实现温室气体减排为目的的政策及技术应用已成为当今国际社会热点议题之一[1]。CO2捕集、地质利用与封存（CCUS）作为一项可高效降低碳排放，推进全球经济低碳转型的关键技术，受到国际社会的高度关注[2-3]。目前，中国CO2排放量已居世界首位，但中国经济与能源消耗仍处于快速上升期，CO2减排压力巨大[4]。2011年以来，中国政府先后发布了《“十二五”国家碳捕集利用与封存科技发展专项规划》《关于推动碳捕集、利用和封存试验示范的通知》及《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》等鼓励CCUS技术发展的文件[5]。中国国家主席习近平在2020年9月22日的第七十五届联合国大会上明确提出“中国争取2030年前实现碳排放达峰，2060年前实现碳中和”的目标，为CCUS技术在中国的应用推广提供了前所未有的新机遇。综上所述，中国将成为CCUS技术推广应用的热点地区，CCUS技术的相关研究和推广应用将成为中国实现2060年碳中和目标的重要构成部分[6]。
据中国《第三次气候变化国家评估报告》测算，2030年中国CCUS减排量将达到2.0×108～8.8×108 t。CO2地质利用与封存技术是CCUS技术集群的关键技术之一，主要分为地质利用和地质封存两方面[7]。其中，CO2地质利用是指将CO2注入能源与资源储层以提高开采效率的技术，如强化采油技术（EOR）、强化天然气/煤层气开采技术（EGR/ECBM）及增强地热系统技术（EGS）等[8]；CO2地质利用技术通过将CO2与地层资源置换的方式，降低CO2利用成本，有利于大规模的工业推广与应用[9]。随着CCUS技术成本及能耗显著降低，CO2封存技术作为CO2地质利用的补充，可大幅提高CO2减排能力，为实现碳中和目标、促进经济可持续发展提供技术支撑。
深部咸水层广泛分布于中国内陆及海洋的沉积盆地中，因其巨大的CO2储存空间和较长的CO2注入持续时间，有利于大容量的CO2地质封存项目实施[10-11]。因此，CO2深部咸水层封存技术被认为是最具CO2封存潜力的技术之一[12-13]。随着大量的CO2注入咸水层，深部咸水层将出现压力聚集与传递、CO2运移等现象，若压力增加到一定程度，将影响储层和盖层的力学稳定性；若CO2运移到有缺陷的井筒、断层等处，将增加CO2发生泄漏的风险，最终影响整个封存区域的封存安全性[14-16]。随着相关研究技术手段的不断发展，国内外已利用现场试验与数值模拟相结合的方法深入研究CO2咸水层封存过程，并利用地球物理监测、水质监测等技术手段对储层中CO2运移、污染物泄漏、储盖层应变、地表位移等指标进行监测[17-18]。中国已开展了CO2深部咸水层封存的工程示范，具有代表性的是中国神华煤制油深部咸水层CO2捕集和存储（CCS）示范工程。该项目工程已累计向鄂尔多斯盆地深部咸水层注入3×105 t的CO2，目前是亚洲最大的CO2咸水层封存项目[19-20]。
随着中国双碳目标的提出，中国CO2减排压力剧增。为满足中国CO2减排需求，需要提出显著增加CO2封存量的CO2咸水层封存技术。因此，本文提出CO2封存强度的概念，即单位土地面积的CO2封存量；并以CO2封存强度为指标，评价现已实施项目的CO2封存效率。为解决现有项目CO2封存强度较低的问题，提出CO2多层协同抽注的技术方案，并利用T2Well软件建立多层协同抽注的CO2注入与咸水采出模型，对CO2多层协同抽注过程进行深入研究。
1. CO2封存强度
CO2封存技术主要依托石油工业中钻井、固井、测井、注采及物探等技术，随着石油工业技术的不断提高，CO2封存技术可以更加经济、有效、可靠地开展。CO2封存场地评估作为CCUS项目开展的前提，其储存条件应综合考虑以下因素：1）封存层地质稳定，潜在泄漏风险低；2）盖层渗透性差，封存气体无法穿透；3）储层孔隙度和渗透率高，封存空间充足。
根据美国能源部（DOE）提出的CO2地质封存系数法，计算CO2地质封存量，以衡量CO2地质利用与封存技术对碳减排的贡献[21]。其中，封存系数法的计算公式为：
$$ {M_{{\text{C}}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}{\text{ = }}A\cdot h \cdot \varphi \cdot {\rho _{{\text{C}}{{\text{O}}_{\text{2}}}}} \cdot E $$ (1) 式中：
$ {{M}}_{{\text{CO}}_{\text{2}}} $ 为地层中CO2封存总量，t；$A $ 为地层覆盖范围，m2；h为封存层高度，m；$\varphi $ 为封存层平均孔隙度，%；$ {\;\rho}_{{\text{CO}}_{\text{2}}} $ 为某条件下超临界CO2密度，kg/m3；E为地质封存系数。地质封存系数与各地区地下储层条件密切相关，美国CO2地质封存储层的E值主要为0.4%～5.5%。中国多数CO2储层的渗透系数低于美国，且非均质特征明显[22]，故而封存系数E值显著低于美国（中国大部分储层E值小于1%），这导致中国CO2地质封存储层的封存能力要低于美国。此外，中国多数CO2地质封存储层层厚不足，若仅将CO2注入单一储层封存，封存能力将十分有限[23-24]。因此，传统的CO2单储层注入方法无法满足中国大量CO2储层需要。
为评价已实施项目的CO2减排能力，提出使用CO2封存强度法评价实施项目地层的CO2封存能力，即单位作业面积内封存层的CO2封存量。CO2封存强度的计算公式为：
$$ S=\frac{{\displaystyle\sum {\mathop M\nolimits_{\mathop {{\rm{InCO}}}\nolimits_{\text{2}} } } }}{{\mathop A\nolimits_{\rm{W}} }} $$ (2) 式中：S为封存强度，t/km2；
$ {{M}}_{{\text{In}\text{CO}}_{\text{2}}} $ 为实际注入量，t；$A_{{\rm{W}}} $ 为实际占用地下空间面积，km2。值得注意的是，根据式（2）计算得到的为封存场地的实际封存强度，该值一般低于封存场地的最大封存强度Smax。Smax与储层的孔隙度、渗透率、注入方式（是否多层注入、是否同时抽取咸水）等相关，可表征储层单位面积的CO2封存能力。S与Smax的关系为：$$ S=S_{\max}\alpha $$ (3) 式中，α为比例系数。
目前，中国中石油、中石化、神华集团等企业在全国各地已开展了多井次的CO2–EOR、CCS应用示范项目，取得了良好的效果，同时提供了表1所示的工程应用数据。本文结合CO2封存强度计算方法，得到了中国主要CO2咸水层封存和CO2–EOR项目的CO2封存强度结果。
表 1 中国主要CO2咸水层封存和CO2–EOR项目的CO2封存强度Table 1 CO2 sequestration intensity of major CO2 saline sequestration and CO2–EOR projects in China实施单位 封存区块 占用面积/
km2累计注入量/
(104 t)封存强度/
(104 t·km–2)截止年份 中石化胜利油田 高89区块[25–26] 4.10 4.70 1.15 2010 中石油吉林油田 黑59区块[27–28] 1.90 2.80 1.47 2011 2.20 1.70 0.77 2013 中石油大庆油田 贝14区块[29–30] 1.70 1.00 0.59 2012 中石化中原油田 濮城区块[31] 1.50 3.60 2.40 2015 中石油长庆油田 黄3区长8[32] 60.80 1.89 0.03 2018 延长石油 靖边乔家洼乔44区块[33] 1.20 9.31 7.76 2018 神华集团 刘家沟/石千峰组[34-36] — 30.00 — 2018 中石化中原油田 胡96区块[37–38] 8.80 1.50 0.17 2020 注：作业面积以文献中区块面积为准，累计注入量以截止年份为准。 由表1可知，除延长石油靖边乔家洼乔44区块外，其余CO2封存区块的封存强度均低于3×104 t/km2，封存强度的均值为1.79×104 t/km2。
根据国际能源署（IEA）报告预测，到2050年，CCUS将贡献约14%的CO2减排量，即中国每年至少109 t的减排量需依靠CCUS相关技术实现。中国现有CO2咸水层封存和CO2强化驱油项目的封存强度均在105 t/km2以下，每年CO2减排109 t，需占用至少104 km2的国土面积，即中国陆地面积的0.1%。大量国土面积的占用将引起巨大的资源开发冲突及国土利用冲突，对中国的社会稳定和经济发展带来诸多不利影响。因此，在现有封存强度条件下，CCUS无法满足中国碳中和目标需求。为满足碳中和目标需要，显著降低CCUS项目地下空间占用，必须探索可大幅度提高中国CO2封存强度的技术方法。
2. CO2–咸水协同抽注技术
基于上述实际需求，为有效提高CO2封存过程中CO2在地层中的总封存量，神华集团先行开展了CO2多层统注试验。试验发现，CO2运移过程受不同地层间巨大渗透系数差影响，导致CO2向渗透率高的地层富集，在满足封存安全的条件下，封存能力仅较单储层注入提高了约17%。因此，单纯的多层统注技术不能实现封存强度量级的提高，无法满足长期大量CO2封存需求。
基于CO2强化驱水[39]的技术思路，本文充分考虑单纯多层统注技术的缺陷，提出CO2–咸水协同抽注的技术方案，以提高CO2的封存能力。该技术采用多层射孔方法，在CO2注入井不同深度进行射孔，使得CO2能够通过多组注入孔道，进入不同封存层；层与层间用封隔器分开，每层的注入压力可分别控制，而不像传统的多层统注技术采用统一的注入压力。这样可大幅提高单口注入井的CO2封存效率与封存量。在CO2多层注入的同时，利用采水井从封存层采出咸水，在降低由于CO2注入导致的封存层压力的同时，释放封存层孔隙空间，提高封存层封存系数，最终使得CO2在地下的封存总量显著提高，技术方案及管柱结构简图如图1和2所示。
图 1 CO2–咸水协同抽注技术示意图Fig. 1 Schematic diagram of CO2–saline collaborative pumping-injection technologies in multi-formations
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图 2 CO2–咸水协同抽注技术管柱结构示意图Fig. 2 Schematic diagram of pipe string structure during CO2–saline collaborative pumping-injection technologies operation下载:
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为实现该技术方案，结合中国CO2地质封存储层的地质特征分析，该技术开展的主要特点可归纳为：
1）由于中国CO2地质封存层多为上下重叠的薄层，在传统单层注入CO2无法满足封存量需求时，多层注入和注入压力分层控制技术通过增加封存层数量，同时显著提高了CO2封存总量和封存效率。
CO2多层统注的层数应该根据各地区地质特点进行选择。以鄂尔多斯盆地含油层为例，满足渗透率、层厚等封存要求的储层为三叠系延长组长8、长6、长4+5、长2储层，对应CO2多层统注层数为2～4层[40]。CO2注入层数不宜过多，因过多的注入层对井下分层控压管柱及控压技术要求过高，大大增加了分层控压的难度，不利于CO2封存，且协同抽注的压力调节更为复杂，需要开发更为复杂的调控、监测技术作为辅助。同时，过多层数注入会增加CO2泄漏风险。除控制注入层数外，为保证注入的CO2以超临界态存在于封存层，CO2封存层的深度均应超过1 000 m。这是由于当CO2封存层过浅时，注入的超临界CO2会转变为气态CO2，在密度大大降低的同时，体积膨胀，导致封存空间不能充分利用，显著降低CO2的封存量。
2）封存系数为封存层的特征参数，为提高CO2封存量，通过采出封存层咸水的方法提高封存层的封存系数。该方法需要在封存井附近设置咸水采出井，并在每个封存层对应深度进行射孔。封存层的咸水通过射孔采出，一方面，可在CO2注入井与采水井间形成压力梯度，随着CO2在储层中的运移压力不断均匀化，改善了单纯注入带来的储层压力升高的问题；另一方面，将封存层孔隙中的咸水采出，为CO2注入提供充足的孔隙空间，从而增大CO2的可注性，实现显著增大封存系数的目的。咸水的采出量与场地储层的替换系数Er直接相关，对于不同的场地，咸水合理的采出量不同[41]。为确定合理的咸水采出量，需要先结合各封存层渗透率、注入井与采出井间距离等开展相关模拟计算，得到抽注平衡控制的压力范围，再进行采出量估计。对于采出的咸水，可在进行脱盐处理后作为工业用水或用于农业灌溉。咸水脱盐需满足《工业用水软化除盐设计规范》（GB/T50109—2014）[42]和《农田灌溉水质标准》（GB5084—2005）[43]要求。成本方面，目前CO2多层统注及协同抽注环节每吨CO2成本约为12～30美元（不包含捕集和运输成本）[41]，具体取决于咸水脱盐要求。尽管目前CO2多层统注及协同抽注环节成本仍偏高，但若CO2多层统注及协同抽注实现集群规模化部署，且咸水脱盐技术在反渗透膜的制备和规模化集成方面取得新进展，则CO2多层统注及协同抽注环节的成本可望进一步降低。
为保证咸水采出对封存层孔隙影响，根据本文及前人模拟结果，建议咸水采出井与CO2注入井间隔0.5～10.0 km为宜，具体间隔距离和采、注井的具体布局需结合封存层地质条件进行合理规划[44-46]。若采–注井间距离过短，注入的CO2可能溶解于咸水中并被采出，造成CO2泄漏，导致封存效率大大降低；若采出井和注入井间距过长，则咸水采出井无法对CO2注入井影响范围内的地层压力进行有效控制，难以有效提高CO2的可注性。
3）为进一步提高CO2多层注入与咸水多层采出的协同作用，各层CO2注入压力与咸水层采出压力需进行精细化控制，可利用预模拟结果及井下监测控制设备相结合的方法，通过调控注入层顺序、层内压力梯度、层间压力差等参数实现。其中，每个封存层两井间的压力差值，应根据井间封存层的平均渗透率，采用达西定律计算确定。为提高CO2封存量，注入井注入压力应高于采水井采水压力，但考虑到实际应用过程中地层和井筒稳定性等因素，两端的抽注压力差不宜过高。
3. 多层统注及协同抽注技术模拟与分析
为初步验证本文提出的多层协同抽注技术的可行性，利用T2Well/ECO2N软件建立3维井筒–储层耦合模型，如图3所示，模拟不同情况下CO2的注入过程。图3中：地层顶部埋深700 m，长10 km，宽9.5 km，厚190 m；其中，包括3个层厚10 m的高渗封存层及3个层厚40 m的低渗盖层。注入井及采出井位于模型中间，沿地层长度方向分布，相距500 m，井筒长890 m，井径0.124 m。模拟地层及井筒初始处于静水平衡状态，地表温度13 ℃，地温梯度3 ℃/100 m。注入井井口定压6.0 MPa，定温8 ℃；抽水井井底定压0.1 MPa，地层边界定压。本文考虑了3种CO2注入情景，相关模型设置及岩石性质如表2所示。
图 3 数值模型网格剖分示意图Fig. 3 Plan view of grid used for simulations下载:
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表 2 3种CO2注入情景模型参数设置Table 2 Parameters of three CO2 injection scenariosCO2抽注条件 岩性 渗透率 孔隙度/% 多层单注–
各向同性封存层：砂岩 Kx=Ky=Kz=250 mD 20 盖层：泥岩 Kx=Ky=Kz=0.001 mD 6 多层协同
抽注–各向同性封存层：砂岩 Kx=Ky=Kz=250 mD 20 盖层：泥岩 Kx=Ky=Kz=0.001 mD 6 多层协同
抽注–各向异性封存层：
各向异性砂岩Kx=Ky=250 mD，
Kz=25 mD20 盖层：泥岩 Kx=Ky=Kz=0.001 mD 6 注：Kx、Ky、Kz为岩石在x、y、z方向上的渗透率。 在3种抽注条件下运行60 d后的模拟结果如图4所示。由图4（a）可知：在多层单注条件下，受井口定压条件约束，CO2注入时随着地层深度增加、温度升高，储层压力也逐渐升高，封存层1#中CO2压力已传递至距注入井约500 m的范围处，封存层2#和3#压力传递范围更为广泛；由此可知，多层单注条件下，CO2的注入将增加封存区域地下压力的聚集程度，导致CO2封存区域存在更高的潜在风险，不利于CO2在地下的稳定封存。在多层协同抽注条件下，随着地下水的采出，在采出井附近较小范围形成了低于静水压力的区域，而且相比于多层单注条件，此时抽注井间压力明显减小，即使在压力聚集明显的封存层3#中的压力传递范围最远端也仅有350 m左右。这说明协同抽注可有效缓解CO2注入带来的地层压力聚集，在提高了CO2注入强度的同时，降低了CO2封存区域存在的风险。除此之外，模拟结果表明，封存层的各向异性对多层协同抽注技术影响较小，同样可以缓解CO2注入导致的压力聚集现象。
图 4 3种抽注条件下运行60 d后地层压力、CO2饱和度分布模拟结果Fig. 4 Simulation results of pressure and CO2-saturation distribution after 60 days injection under three scenarios下载:
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由图4（b）可粗略评估CO2在储层中的运移及分布情况。在多层单注条件下，注入的CO2均匀地向井周围运移，注入60 d后，CO2羽流前端运移距离小于250 m。在多层协同抽注条件下，随着封存层咸水的抽出，CO2羽流明显向抽出井偏移；当CO2注入60 d后，羽流前端基本超过250 m；与各向异性封存层条件相对比，虽然羽流形状受各向异性影响而改变，但羽流仍向抽出井方向偏移，且羽流前端运移距离与各向同性砂岩相近。以上模拟结果说明，协同抽注在缓解CO2注入带来的压力聚集的同时，将加速CO2的运移过程，这有利于提高CO2注入效率及CO2封存强度。
图5为3种抽注条件下CO2累计注入量，注入周期为60 d时3种抽注条件下CO2累计注入量见表3。由此可得：注入60 d后，多层协同抽注比多层单注条件的CO2注入量高11.91%；当地层内为各向异性岩性时，仍有7.69%的提高。根据CO2饱和度在XY方向上投影，计算各抽注条件下的最大运移面积，可知：多层协同抽注各向同性的条件有利于CO2快速运移，此时的封存强度为9.968×105 t/km2，远大于现有技术条件下各工程项目实现的CO2封存强度。多层统注条件下的封存强度虽然略高于多层协同抽注，但根据压力场模拟计算结果可知，多层单注将导致较大的压力聚集，影响地质结构的稳定性。多层协同抽注各向异性条件下，CO2运移受到岩石各向异性影响，运移范围较小，故而其封存强度略高于其他两种抽注条件。
图 5 3种抽注条件下60 d累计注入CO2的质量Fig. 5 Cumulative mass of CO2 injection after 60 days under three scenarios下载:
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表 3 3种抽注条件下60 d CO2累计注入量及其封存强度模拟结果Table 3 Cumulative mass and sequestration intensity of CO2 injection after 60 days under three scenariosCO2抽注条件 累计
注入量/
(104 t)相对
注入量/
%CO2运移
最大范围/
km2封存强度/
(104 t·km–2)多层统注–各向同性 18.98 100.00 0.19 102.36 多层协同抽注–各向同性 21.24 111.91 0.21 99.68 多层协同抽注–各向异性 20.44 107.69 0.18 111.50 结合表1数据，当采用多层统注+协同抽注技术向储层注入CO2时，CO2的封存强度可达到106 t/km2，是中国现有CCUS项目平均CO2封存强度（1.79×104 t/km2）的56倍，与国外主要CCUS项目的CO2封存强度达到了同一量级（挪威Sleipner CO2封存项目的封存强度约为4.5×106 t/km2）。以中国每年减排109 t CO2为例，利用多层协同抽注技术在大幅度提高CO2封存效率的同时，每年可为中国节约9×103 km2的国土面积，这将大大缓解CO2封存工程土地占用带来的地下空间资源冲突，更有利于中国长期、大规模的CO2封存技术的实施。
4. 总结与建议
中国现有CO2咸水层封存和CO2强化驱油项目的封存强度（单位面积的CO2封存量）较低，无法满足中国碳达峰、碳中和的减排需求。为显著提高中国CO2封存强度，本文提出CO2多层协同抽注技术。该技术通过在CO2注入井不同深度进行射孔，使得CO2能够注入多个封存层。在CO2多层注入的同时，利用采水井从多个封存层抽出咸水，释放各封存层孔隙空间，使得CO2在地下的封存总量显著提高。该技术在经济方面具有节约钻井费用、降低监测设备部署成本等优点。模拟计算结果表明，由于多层协同抽注可通过咸水抽出平衡地层压力变化，因此，CO2多层协同抽注技术可以大大缓解CO2注入导致的压力聚集，降低CO2注入导致的地层形变和地表位移风险。CO2多层协同抽注系统将在相同注入时间内提高7.69%～11.91%的CO2注入量，在60 d注入期内，CO2封存强度可达到106 t/km2。更高的CO2封存强度可大幅度提高CO2注入的效率，节约大量的国土资源，减少国土资源利用冲突，更有利于CO2封存技术的大规模推广应用。
然而，CO2多层协同抽注技术的实施仍有诸多挑战：从技术层面，为实现多层注入过程中各层抽注压力的精细控制，需要开发高性能的多层注入与抽吸井下器具及配套设备，对多层抽注过程控制的逻辑算法也亟需开展相应研究；从稳定性层面，CO2多层协同抽注可能引起地层力学稳定性降低和井筒失稳，因此需开发可模拟多储层地下结构力学稳定性演化的试验系统和数值模拟软件；从管理层面，需优化现有管理流程及风险评价要素，制定集风险预测和风险管控为一体的CO2多层协同抽注技术风险管理方案。
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图 1 CO2–咸水协同抽注技术示意图
Fig. 1 Schematic diagram of CO2–saline collaborative pumping-injection technologies in multi-formations
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图 2 CO2–咸水协同抽注技术管柱结构示意图
Fig. 2 Schematic diagram of pipe string structure during CO2–saline collaborative pumping-injection technologies operation
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图 3 数值模型网格剖分示意图
Fig. 3 Plan view of grid used for simulations
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图 4 3种抽注条件下运行60 d后地层压力、CO2饱和度分布模拟结果
Fig. 4 Simulation results of pressure and CO2-saturation distribution after 60 days injection under three scenarios
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图 5 3种抽注条件下60 d累计注入CO2的质量
Fig. 5 Cumulative mass of CO2 injection after 60 days under three scenarios
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表 1 中国主要CO2咸水层封存和CO2–EOR项目的CO2封存强度
Table 1 CO2 sequestration intensity of major CO2 saline sequestration and CO2–EOR projects in China
实施单位 封存区块 占用面积/
km2累计注入量/
(104 t)封存强度/
(104 t·km–2)截止年份 中石化胜利油田 高89区块[25–26] 4.10 4.70 1.15 2010 中石油吉林油田 黑59区块[27–28] 1.90 2.80 1.47 2011 2.20 1.70 0.77 2013 中石油大庆油田 贝14区块[29–30] 1.70 1.00 0.59 2012 中石化中原油田 濮城区块[31] 1.50 3.60 2.40 2015 中石油长庆油田 黄3区长8[32] 60.80 1.89 0.03 2018 延长石油 靖边乔家洼乔44区块[33] 1.20 9.31 7.76 2018 神华集团 刘家沟/石千峰组[34-36] — 30.00 — 2018 中石化中原油田 胡96区块[37–38] 8.80 1.50 0.17 2020 注：作业面积以文献中区块面积为准，累计注入量以截止年份为准。 表 2 3种CO2注入情景模型参数设置
Table 2 Parameters of three CO2 injection scenarios
CO2抽注条件 岩性 渗透率 孔隙度/% 多层单注–
各向同性封存层：砂岩 Kx=Ky=Kz=250 mD 20 盖层：泥岩 Kx=Ky=Kz=0.001 mD 6 多层协同
抽注–各向同性封存层：砂岩 Kx=Ky=Kz=250 mD 20 盖层：泥岩 Kx=Ky=Kz=0.001 mD 6 多层协同
抽注–各向异性封存层：
各向异性砂岩Kx=Ky=250 mD，
Kz=25 mD20 盖层：泥岩 Kx=Ky=Kz=0.001 mD 6 注：Kx、Ky、Kz为岩石在x、y、z方向上的渗透率。 表 3 3种抽注条件下60 d CO2累计注入量及其封存强度模拟结果
Table 3 Cumulative mass and sequestration intensity of CO2 injection after 60 days under three scenarios
CO2抽注条件 累计
注入量/
(104 t)相对
注入量/
%CO2运移
最大范围/
km2封存强度/
(104 t·km–2)多层统注–各向同性 18.98 100.00 0.19 102.36 多层协同抽注–各向同性 21.24 111.91 0.21 99.68 多层协同抽注–各向异性 20.44 107.69 0.18 111.50 -
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