CN109033737B - 一种co2地质封存过程中泄漏风险区的评价方法 - Google Patents

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Abstract

一种CO2地质封存过程中泄漏风险区的评价方法，利用沉积微相约束原理，如何获取盖层的岩石力学参数，并选取适合的破裂压力预测模型进行盖层力学封闭性评价问题，利用精细地质模型和数值模型，应用油藏数值模型理论，通过建立的封存体数值模型深入研究CO2注入过程直至封存200年中封存体内压力及CO2饱和度动态变化。利用油气运移理论中的流体势和势梯度概念结合CO2饱和度动态分布分析CO2的运移方向及聚集区，进而根据封存体中CO2的运移方向与分布特征结合封存体砂体边界进行横向CO2泄漏风险预测；以盖层的破裂压力分布特征与封存体内压力的动态分布特征为基础，通过提出的盖层破裂风险区判别公式定量研究CO2运移路径上纵向可能存在的泄漏风险区。该方法在低渗透油藏CO2中驱油的同时，实现安全高效的碳封存具有重要实际应用价值。

Description

一种CO2地质封存过程中泄漏风险区的评价方法
技术领域
本发明属CO2地质封存安全性评估领域，涉及一种CO2地质封存过程中CO2通过盖层发生泄漏的风险区的综合评价和预测方法。
背景技术
气候变化是当今人类社会面临的共同挑战，减少大气中CO2的排放，保护人类环境已成为全球共识。在各种减排方案中，CO2捕集与封存技术 (CCS-Carbon Capture andStorage)因其能够显著减少大气中化石燃料产生的CO2排放，且具有很大的减排潜力而被世界各国所重视。而在现有的CO2地质封存技术中，将CO2注入废弃或开发中后期的油气田内进行驱油并封存以其经济性被世界各国优先采用。封存于油气储层中的CO2需要实现封存成百上千年，一旦发生泄漏，可能对地表生物、建筑及人类生命财产造成威胁。因此，CO2地质封存的重中之重在于安全封存，对于可能存在的泄漏风险的评估是其核心问题。一般认为注入封存目的层中的CO2可以像油气一样发生运移，认识CO2在封存目的层中的运移规律，对可能存在的泄漏风险进行评估，是实现安全高效CO2封存的必要前提。
目前针对CO2驱油过程中CO2注入储层封存后的泄漏风险评估仍处于探索阶段，更多的是CO2封存注入前期的选址与可能的泄漏通道分析，对注入后期CO2泄漏风险的评估多基于监测结果进行定性－半定量评价。
本发明需要考虑的问题：
(1)在油田开发阶段钻井取芯少，少量探井的资料不足且不匹配的情况下，如何对CO2封存体的破裂压力分布进行准确预测，以便从岩石力学特征上评价盖层的封闭能力。(2)注入到地层内的CO2与其它流体一样，在流体动力作用下，同样可发生运移、聚集和散失，如何刻画其封存过程中的流体压力变化与CO2运移聚集动态分布情况，是目前最为薄弱的环节。 (3)CO2地质封存的核心在于“封存”，对于可能发生CO2泄漏的风险区，如何才能定量预测风险区的分布，最大限度地降低CO2的泄漏风险。
发明内容
为了克服上述现有技术的不足，本发明的目的是提供一种CO2地质封存过程中泄漏风险区的评估方法，以开发中后期的油气田为CO2封存体，在CO2驱油的同时实现封存过程中，预测可能发生的CO2泄漏风险区，通过盖层的岩石封闭性评估及数值模型封存体压力动态分布与CO2动态分布情况，以油气运移理论为指导从横、纵两个维度预测CO2封存体潜在泄漏风险区的方法。针对CO2封存安全性评估问题，该方法首先通过预测CO2封存体的盖层破裂压力分布了解盖层岩石的封闭能力；其次，以流体的运移、聚集理论为指导，通过建立高精度封存体地质模型，以不超过盖层破裂压力为CO2安全注入的约束条件，结合数值模型技术，分析封存体内压力的动态分布与CO2运移、聚集的动态分布情况；最终通过分析CO2羽状流的分布，叠加分析盖层的破裂压力与封存体内流体压力的分布特征，对封存体横向、纵向上可能存在的泄漏风险区进行评估。该方法重点解决了在储、盖层岩心资料不足且不配套情况下，盖层岩石力学参数的获取及破裂压力预测模型的选取问题；CO2注入封存过程中封存体内压力动态变化及 CO2运移聚集动态分布以及CO2泄漏风险区预测方法。所涉及的方法技术包括：(1)针对油田开发阶段钻井取心少，少量探井的储层、盖层岩心资料不对应且与实测压裂数据不匹配情况下，CO2地质封存体盖层岩石物性参数的获取；(2)CO2地质封存体盖层破裂压力分布预测；(3)CO2注入封存过程中压力动态分布与CO2羽状流的运移聚集动态分布分析；(4)地质封存体内CO2横向、纵向的泄漏风险区预测。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案是：
一种CO2地质封存过程中泄漏风险区的评估方法，步骤如下：
步骤1、收集CO2封存区的基础地质资料，包括：基础数据、测井资料、压裂数据、生产动态数据、岩心资料、分析测试数据、区域构造背景资料作为研究的依据和参考；
步骤2、预测全区封存体盖层破裂压力分布特征，评价盖层的力学封闭能力，并为封存体CO2运移聚集、压力演化模拟提供约束条件以及后续的泄漏风险分析提供参考，步骤如下：
首先，油田开发阶段岩心资料普遍不足的情况下，通过沉积相约束的方法在封存区外围收集钻井取心资料，经分析测试确认所选外围岩心与区内样品属同一个沉积体系且物源一致，用该部分取心资料做补充；
其次，通过少量岩心进行岩石力学实验，实测盖层岩石力学参数，利用分类统计回归分析，建立封存体盖层岩石力学参数之间的关系，结合研究区的地质实际，对目前盖层岩石破裂压力预测中常用的四种模型，即 Eaton模型、Anderson模型、黄荣樽模型、朱义东简便模型进行了优选，找出适合本地区的破裂压力预测模型，对全区封存体盖层破裂压力分布进行刻画，精度可达±5％；础上，结合研究区的地质特点，优选出适合该地区的破裂压力预测模型；
最后，应用合适的破裂压力预测模型对全区封存体盖层破裂压力分布进行预测；
步骤3、地质封存体压力、CO2饱和度动态分布模拟及CO2羽状流运移聚集动态分析；以封存区三维地质模型为基础，在封存区三维构造模型和属性模型的基础上建立该地区的数值模型，通过流体高压物性实验数据，以及试油、试采生产动态数据资料，进行PVT试验拟合及生产动态历史拟合，完成数值模型参数的调整，建立符合地下真实情况的CO2注入封存的数值模型；为了防止封存体内压力过高导致盖层发生破裂引起泄漏，将盖层破裂压力值的95％设为安全预警压力，即阈值，在安全压力的约束下，以CO2注入区的注入速率及注入压力，模拟不同时期封存体中压力及CO2饱和度动态变化，并运用油气运移理论中的流体势及势梯度概念，分析CO2羽状流的运移聚集规律；
步骤4、CO2封存体泄漏风险评估；以横向和纵向两个维度对可能存在的泄漏风险区进行评估，主要根据地下CO2的运移方向与CO2分布特征结合封存体砂体边界进行横向CO2泄漏风险预测；根据盖层的破裂压力分布特征与封存体内压力的动态分布特征，通过研究CO2运移路径上的盖层岩石破裂区评估纵向可能存在的泄漏风险区，具体实现包括如下：
第一步：CO2横向泄露风险区预测，封存体内CO2饱和度横向上的展布情况反映了CO2在封存体内横向的运移路径及聚集情况，主要运移路径和聚集地的CO2饱和度较高，通过分析不同注入时间节点CO2的运移聚集分布情况，分析判断该时间段内CO2的饱和度分布是否超出封存体内砂体边界、是否遇到封闭性差的废弃油(气)水井或者活断层的情况，若有即可认为有发生泄漏的风险，则可视为在封存一定时间内CO2横向可能的泄漏路径及泄露风险区；
第二步：CO2纵向泄露风险区预测，主要将盖层岩石力学封闭特征与 CO2封存过程中数值模型相结合，通过评估CO2横向运移路径上的盖层破裂风险区进行CO2纵向泄漏风险预测，该方法基于注入封存区封存体地质特点，通过精细刻画全区封存体盖层破裂压力分布了解盖层岩石破裂分布特征，以建立的封存区数值模型研究注入封存过程中CO2封存体压力动态分布特征，通过盖层破裂风险区判别公式(1)定量分析CO2的高压造成的纵向封存体盖层岩石破裂风险区；
Pp≥K·Pf (1)
其中Pp为注入封存过程中CO2封存体当前压力；K为安全预警系数，考虑到盖层破裂压力值预测精度为±5％带来的破裂风险，将安全预警系数K取 0.95；Pf为盖层岩石破裂压力；
再通过叠加分析相应时间段内的CO2横向运移分布特征与盖层岩石破裂风险区，将CO2运移路径上的盖层破裂区视为纵向泄漏风险区。
进一步，步骤2)中所述资料普遍不足的情况下，通过沉积相约束的思路在封存区外选取岩心资料进行粒度、全岩、铸体薄片、扫描电镜分析、测试，确定在封存区外围收集相同微相类型的钻井取心资料作为补充，利用少量岩心进行岩石力学测试获得封存体的岩石力学参数，将这些参数分不同层位统计分析建立各层样品物性各参数之间的回归关系，预测破裂压力实测值对应井段的岩石力学参数，通过对比分析不同破裂压力预测模型预测值与实测值之间的误差，并结合本地区的地质实际，优选出误差最小、适合研究区的破裂压力预测模型，预测相对精度可达±5％以内。
进一步，步骤3)所述的封存体内压力动态分布和CO2羽状流运移聚集动态分布情况研究方法，以石油地质为基础，应用油藏数值模型及油气运移成藏思想，通过建立精确CO2封存体数值模型，以数值模型为手段，对 CO2注入封存过程中封存体压力动态分布和CO2饱和度的动态分布进行定量预测，利用油气运移理论中的流体势和势梯度的概念来描述封存体内CO2流体活动规律，根据CO2气势的高低及饱和度动态分布分析CO2的运移方向及聚集区，其中，在建立数值模型过程中，为了防止封存体内压力过高导致盖层发生破裂引起泄漏，将盖层破裂压力Pf的95％设为盖层封闭的安全预警压力，封存体压力不超过Pf的95％，否则即要关井停止注入CO2。要求模拟设定时间为封存体达到安全压力上限后持续封存50年或100年 150年200年。
与现有技术相比，本发明主要具有以下几方面优点：
(1)针对CO2驱油过程中CO2注入储层封存后的泄漏风险评估，从盖层的岩石力学特征入手，综合考虑了盖层岩石的破裂压力分布特征与封存体内压力动态变化和CO2的运移聚集动态分布情况，首次提出了一种CO2泄漏风险的定量评估方法。
(2)油田开发阶段钻井取芯少，仅仅少量探井有岩芯资料，因此在封存体盖层破裂压力预测过程中普遍遇到的岩心不足且不配套的问题，本发明提出了通过对比分析封存区外围类似沉积微相约束下相关井的钻井资料及岩心样品，获得与封存区内性质相似的样品；为了解决破裂压力资料井与岩心力学测试井不匹配的矛盾，发明中通过分类统计样品的力学参数，回归分析得出本地区相应层位岩石泊松比与围压之间的关系参数，从而为不同层位岩心力学参数匹配相应的破裂压力实测值。再通过对比不同地层破裂压力模型下破裂压力预测值与实测值之间的误差，结合CO2封存区地质实际，优选出适合研究区的破裂压力预测模型，并将相对误差控制在±5％以内。
(3)本发明将CO2地质封存过程视为CO2流体运移、成藏和散失过程，应用油气地质领域内成熟的数值模型方法及油气运移成藏理论，系统评价了注入封存过程中封存体内的压力动态分布与CO2羽状流的运移、聚集动态分布情况，其结果更为可靠、直观。
与现有技术多是定向分析可能的泄漏通道相比，本发明的特色、创新之处是将封存体盖层岩石力学封闭特征与封存体内压力动态分布和CO2运移聚集动态分布情况相结合，通过分析CO2运移聚集路径，以及封存体岩石破裂区的定量分析和对比，预测CO2的高压造成的纵、横向泄漏风险区。
附图说明
图1不同模型下各井实测值与估测值对比图；
图2Eaton模型地层破裂压力预测误差对比图；
图3研究区长4+51地层破裂压力分布图；
图4封存模拟区CO2地质封存体压力场动态分布，其中，a为45543-09 时间-压力曲线图，b为CO2封存体压力场动态分布图；
图5封存模拟区CO2饱和度动态分布图；
图6封存区注入5年CO2气势及气势梯度分布图；
图7封存模拟区CO2连续注入6年封存体压力分布图；
图8封存模拟区CO2连续注入6年CO2饱和度分布图；
图9封存模拟区CO2连续注入6年泄漏风险区图。
具体实施方式
针对以上问题，该方法在充分获取封存体内盖层的岩石力学特征基础上，通过分析注入过程中封存体内压力的动态变化与盖层破裂压力分布特征，分析高压引起的盖层破裂区，并与CO2在地下的运移、聚集动态分布情况进行叠加分析，分别从纵、横两个维度预测CO2运移路径中可能存在的泄漏风险区。在研究盖层岩石破裂压力分布特征时，解决了油田开发阶段岩芯资料严重不足且不匹配的情况下如何进行破裂压力的预测问题与模型优选问题。方法通过沉积微相约束的思路，利用封存区外相同微相内的钻井岩芯资料作为有效补充，并与开发区块内的少量CO2封存体资料进行对比研究，进行岩石力学测试，并根据CO2封存体、盖层的差异，分类统计回归分析，对比分析不同破裂压力预测模型预测值与实测值的误差，结合研究区的地质实际，优选出适合的破裂压力预测模型，依此可获全区的盖层破裂压力分布特征，同时也为研究CO2注入过程提供了压力约束条件。根据油气运移和成藏理论，采用油藏数值模型的方法动态评估封存体压力分布，以及CO2的运移、聚集动态分布特征，结合盖层破裂压力分布特征，以期实现CO2封存过程中流体高压引起纵、横向泄漏风险区域的评估和预测。
本发明适用于CO2驱油过程中封存体内CO2泄漏风险区的有效评价。实例选用鄂尔多斯盆地陕北斜坡的靖边乔家洼油田作为CO2地质封存点。鄂尔多斯盆地构造平缓、结构简单、沉降稳定，且勘探程度高，地质资料完善，可为研究开展提供了很大便利。该封存点发育多套含油层系，具有良好的区域盖层和有利储盖层配置关系，区内井网完善，资料齐全，各项条件均满足CO2长期封闭在地下的要求，是CO2封存的理想场所。
下面对本发明的具体实施方式进行详细说明：
选择该油田长4+5段作为盖层、长6段作为储层，构成CO2地质封存的有效场所，充分考虑CO2地质封存的整个动态过程，进行CO2注入前期的封存体盖层岩石封闭能力评价、CO2注入过程流体压力动态分布和流体的运移聚集、以及CO2注入过程及其后的泄露风险评估。在该油田区块内具体的泄漏风险评价工作按照以下步骤展开：
步骤1：收集CO2封存区的基础地质资料。
所述基础地质资料包括：区域地质构造特征资料、钻井资料(井位、补心海拔数据)、测井资料、压裂数据、生产动态数据、岩心资料、分析测试数据数据并进行分类整理及可靠性分析，建立CO2封存区基础资料库作为研究的依据和参考。
步骤2：全区封存体盖层破裂压力分布特征预测。
该步骤可评价盖层的岩石力学封闭能力，为封存体内压力动态分布和 CO2运移聚集模拟提供约束条件，并为后续的泄漏风险分析提供参考。具体包括以下几步：
第一步：针对油田开发阶段钻井取芯少，少量探井的岩心资料不足的普遍情况，根据沉积(微)相控原则，选取封存区内部及其外围探井相应盖层岩心样品进行相应的粒度分析、全岩分析、铸体薄片分析、扫描电镜观察，确认封存区外的钻井资料与封存区内的盖层属同一个沉积微相，能够反映储层与盖层之间的差异性。
第二步：获取盖层的岩石静态力学参数。选取CO2封存区内外有关钻井(T188井、T174井、H2-02井及J45220-03井)不同深度封存体盖层岩心样品制成直径为25mm、高度50mm的圆柱体。通过岩石三(单)轴力学实验、岩石抗拉强度实验、有效应力系数实验获得了岩石的弹性模量、泊松比、抗张强度、有效应力系数岩石静态力学参数。
第三步：相应井力学参数与实测破裂压力数据的匹配。若收集到的井有实测破裂压力值，但无法通过岩石力学实验测得其静态力学参数，则根据将不同岩性的已测样品力学参数的回归分析模型，求得对应井段的岩石力学参数。确定研究区的砂岩有效应力系数为0.48，泥岩有效应力系数为 0.25。通过回归分析，建立砂岩、泥岩的泊松比与围压之间的关系，据此求取有破裂压力实测值井(H2-02井、J45220-03井等)所在井段的岩石泊松比。
第四步：优选适合注入和封存区的破裂压力预测模型。根据实验所得岩石力学参数及基础资料库中的其它参数，分别应用朱义东简便模型、黄荣樽模型、Eaton模型以及Anderson模型分别进行岩石破裂压力预测见表1。用有实测破裂压力值的T188井、T174井、H2-02井及J45220-03井进行破裂压裂预测模型优选。将收集到的T188井、T174井、H2-02井及J45220-03 井破裂压力实测值分别与四个破裂压力模型预测值对比(图1)。可见，黄荣樽模型对破裂压力的预测值与实测值明显差异很大，相对误差高达 +105％以上。因此，黄荣樽模型在该地区不适用。与之相比，Anderson模型下二者相对误差分别为+0.4％、-5.7％、+38.0％和+51.3％，Eaton模型下二者的相对误差分别为-1.8％、-1.6％、-1.2％、+3.8％，朱义东简便模型下二者的相对误差分别为-1.4％、-0.4％、-18.3％、-17.8％。通过对上述四种模型的对比分析，采用Eaton模型计算的地层破裂压力与实测值的相对误差均保持在±5％以内(表2，图2)，符合精度要求。所以在研究区选取了Eaton 模型作为适合研究区的破裂压力预测模型预测全区破裂压力分布情况。
表1
表2
第五步：研究区盖层破裂压力的预测及特征分析。根据Eaton破裂压力预测模型，对全区封存体盖层长4+51地层进行破裂压力预测(图3)，掌握封存区盖层破裂压力分布的特点，了解盖层岩石力学封闭能力。根据预测的封存体盖层长4+51段地层破裂压力分布情况，该区破裂压力分布呈西高东低的趋势，西部地层破裂压力普遍较高，在21.9MPa以上，最高22.4MPa。东部地层破裂压力较西部地层破裂压力低，分布在21.2MPa-21.7MPa之间，并且从全区中部向东部破裂压力逐渐降低。CO2注入封存区内盖层破裂压力呈西南高、东北低的趋势，从22.3MPa逐渐降低到21.4MPa左右。
步骤3：地质封存体压力、CO2饱和度动态分布模拟及CO2羽状流运移聚集动态分析。
该部分主要通过建立封存体数值模型，以盖层破裂压力的95％做为封存体安全预警压力，在安全预警压力的约束下，研究注入封存过程中封存体内的压力及CO2饱和度动态变化，从油气运移的角度探讨CO2的运移聚集规律，并作为分析评价泄漏风险的重要依据。具体包括以下几步：
第一步：CO2封存体数值模型的建立。选用Eclipse2012油藏数值模型软件中的组分模型(E300)作为数值模型工具，模型中采用可以模拟CO2流体在油藏中三相组分的CO2SOL作为主要关键字模型，以及经典的 Peng-Robinson状态方程计算不同组分之间的相态平衡。具体如下：
(1)模型导入及初始化。研究区CO2注入试验区现有5口注入井，主要分布在注入区东北部。由于油藏数值模型软件在模拟计算过程中运算量非常大，地质模型节点数不宜太多。因此，为了更有效进行模拟，本次模拟截取注入区东部面积约10km2的区域，将模拟区地质模型粗化为 83×76×36个网格，平面网格大小为40m×40m，垂向每层约为0.67m。根据Eclipse 2012E300模型的输入要求，输入本地区CO2封存体基本参数如表3 所示的初步定义数值模型。
表3
(2)利用流体高压物性实验数据进行实验拟合，调整EOS状态方程的参数。用PVT软件创建组分膨胀实验、差异分离实验，选择Peng-Robinson EOS(PR3)三参数状态方程，计算不同组分之间的相态平衡。利用实验数据调整EOS状态方程参数，使PVT软件用EOS状态方程计算的结果与实测结果匹配，并输出相应的EOS状态方程参数。
(3)加载EOS状态方程参数及生产动态数据，利用生产动态数据对数值模型进行历史拟合，并校正数值模型参数，建立符合油田生产实际的数值模型。
第二步：CO2封存体压力场分布特征分析。在封存体安全压力的约束下5口注入井连续注入5年后压力达到上限，关闭注入井并封存200年，模拟研究封存体压力变化特征。由图4b封存体内压力场分布特征可知，在注入 CO2后，封存体内原有的压力平衡被打破，注入井井筒周围压力的迅速升高，随着注入量的增加压力逐渐扩大至整个封存区。从第5年停止注入CO2后，封存体内压力达到最大值，直到模拟封存200年，封存体内的压力场缓慢减小。
第三步：封存体内CO2的运移、聚集动态分布分析。将封存体安全预警压力设置为盖层破裂压力的95％，在安全预警压力的约束下，设置研究区5口注入井以实际生产记录注入速度向封存体中注入CO2，随着注入量的增加，封存体压力逐渐增大，直至封存体安全压力上限，然后将井关闭。模拟监测3年、5年、50年、100年、150年、200年后CO2封存体压力动态分布情况。根据油气运移理论，CO2处于流体势场中，在其作用下由高势区向低势区沿势梯度较大的方向运移。利用流体势和势梯度的概念来描述封存体内CO2流体活动规律，将势能原理应用到注入封存体的CO2中，根据数值模型恢复出封存区各封存时期的封存体压力数据，结合CO2密度因素计算出封存体中CO2气势和气势梯度，根据气势的高低及CO2饱和度动态分布判断 CO2的运移方向及聚集地带。
注入初级阶段(CO2连续注入3年后)，CO2在封存体内水平方向由注入井四周的高势区向低势区运移，CO2饱和度以注入井为中心向四周递减 (图5)；注入5年后封存体压力达到安全预警上限，停止注入CO2。从CO2气势来看，其整体以注入井为中心递减，分布范围在2080～2294m之间， CO2运移整体指向四周低势区。从气势梯度分布来看，在封存体内非均质性的影响下，注入井南部、西部以及东北方向具有160～170m/km以上的CO2气势梯度，能够促使CO2沿这几个方向优先运移(图6)。同时，在浮力作用下CO2克服毛细管阻力从封存体底部向顶部垂向不断运移，封存体顶部的 CO2饱和度不断增加，越来越多的CO2向封存体顶部运移；注入区内CO2在封存体内分布状态从第5年停止注入后至封存200年展布面积从约3.88km2扩大到8.56km2。CO2运移速率降低是因为CO2停止注入后，由于水平方向的压力梯度几乎为0，在没有外力的作用下CO2羽状流水平向运移动力仅为CO2浓度差引起的扩散作用，运移速度缓慢。
步骤4：CO2封存体泄漏风险评估。
该部分可分为横向和纵向两个维度的泄漏风险预测。
(1)CO2横向泄露风险区预测。封存体内CO2饱和度横向上的展布情况反映了CO2在封存体内横向的运移路径及聚集情况，主要运移路径和聚集地的CO2饱和度较高。通过分析不同注入时间节点CO2的运移聚集规律，分析判断该时间段内CO2的饱和度分布是否超出封存体内砂体边界、是否遇到封闭性差的废弃油(气)水井或者活断层的情况，若有即可认为有发生泄漏的风险，则可视为在封存一定时间内CO2横向可能的泄漏路径及泄露风险区。
CO2封存体内饱和度横向上的展布情况，展现了CO2在封存体内横向上的运移聚集情况。分析CO2注入3年、5年及停止注入后封存50年、100 年、150年、200年封存体CO2饱和度分布(图5)可知，CO2的运移随着停止注入后呈减缓趋势，在封存模拟50年、100年、150年、200年内运移并没有超出砂体边界，且封存区内无封闭不良废弃井和活断层，因此在该时间段内横向封存无泄漏是安全的。
(2)CO2纵向泄露风险区预测。主要将盖层岩石力学封闭特征与CO2封存过程中数值模型相结合，通过评估CO2横向运移路径上的盖层破裂风险区进行CO2纵向泄漏风险预测。该方法基于注入封存区封存体地质特点，通过精细刻画全区封存体盖层破裂压力分布了解盖层岩石破裂分布特征，以建立的封存区数值模型研究注入封存过程中CO2封存体压力动态分布特征，通过盖层破裂风险区判别公式(公式1)定量分析CO2的高压造成的纵向封存体盖层岩石破裂风险区，再通过叠加分析相应时间段内的CO2横向运移分布特征与盖层岩石破裂风险区，将CO2运移路径上的盖层破裂区视为纵向泄漏风险区。
研究区在封存体安全压力的约束下，连续注入5年CO2后封存体的压力达到安全极限，此时停止注入CO2模拟封存50年或100年或150年或200 年。封存体压力动态分布情况表明，停止注入CO2后封存体压力达到峰值不再升高，直至封存200年，封存体压力缓慢下降。因此，在封存的200 年中封存体压力始终不会超过上覆盖层岩石的最大破裂压力，即盖层始终完好，CO2纵向上不会突破盖层发生泄漏。但是，如果在封存体压力大于安全上限值时继续注入，封存体压力会继续升高，当压力大于盖层破裂压力时就会导致上覆盖层破裂，而在此时，若注入的CO2恰好运移至盖层破裂风险区，则会导致CO2纵向上的泄漏。
图7为CO2连续注入6年后封存体的压力分布特征。根据盖层破裂风险区判别公式(公式1)，将CO2连续注入6年后封存体内的流体压力分布与上覆盖层的破裂压力分布进行叠加分析，取封存体压力超过盖层破裂压力95％的区域定为该时间段内高压引起的盖层破裂风险区。再通过封存体数值模型模拟分析连续注入6年后CO2的横向运移情况(图8)，叠加分析 CO2运移路径上的盖层破裂风险区即为CO2泄漏风险区(图9)，可以看出研究区的盖层破裂风险区主要集中在封存区盖层破裂压力较低的东北区域，CO2泄漏风险区主要集中在各注入井周围。

Claims (3)

1.一种CO2地质封存过程中泄漏风险区的评价方法，其特征在于，步骤如下：
步骤1、收集CO2封存区的基础地质资料，包括：基础数据、测井资料、压裂数据、生产动态数据、岩心资料、分析测试数据、区域构造背景资料作为研究的依据和参考；
步骤2、预测全区封存体盖层破裂压力分布特征，评价盖层的力学封闭能力，并为封存体CO2运移聚集、压力演化模拟提供约束条件以及后续的泄漏风险分析提供参考，步骤如下：
首先，油田开发阶段岩心资料普遍不足的情况下，通过沉积相约束的方法在封存区外围收集钻井取心资料，经分析测试确认所选外围岩心与区内样品属同一个沉积体系且物源一致，用该部分取心资料做补充；
其次，通过少量岩心进行岩石力学实验，实测盖层岩石力学参数，利用分类统计回归分析，建立封存体盖层岩石力学参数之间的关系，结合研究区的地质实际，对目前盖层岩石破裂压力预测中常用的四种模型，即Eaton模型、Anderson模型、黄荣樽模型、朱义东简便模型进行了优选，找出适合本地区的破裂压力预测模型，对全区封存体盖层破裂压力分布进行刻画，精度可达±5％基础上，结合研究区的地质特点，优选出适合该地区的破裂压力预测模型；
最后，应用选出的破裂压力预测模型对全区封存体盖层破裂压力分布进行预测；
步骤3、地质封存体压力、CO2饱和度动态分布模拟及CO2羽状流运移聚集动态分析；以封存区三维地质模型为基础，在封存区三维构造模型和属性模型的基础上建立该地区的数值模型，通过流体高压物性实验数据，以及试油、试采生产动态数据资料，进行PVT试验拟合及生产动态历史拟合，完成数值模型参数的调整，建立符合地下真实情况的CO2注入封存的数值模型；为了防止封存体内压力过高导致盖层发生破裂引起泄漏，将盖层破裂压力值的95％设为安全预警压力，即阈值，在安全压力的约束下，以CO2注入区的注入速率及注入压力，模拟不同时期封存体中压力及CO2饱和度动态变化，并运用油气运移理论中的流体势及势梯度概念，分析CO2羽状流的运移聚集规律；
步骤4：CO2封存体泄漏风险评估；以横向和纵向两个维度对可能存在的泄漏风险区进行评估，主要根据地下CO2的运移方向与CO2分布特征结合封存体砂体边界进行横向CO2泄漏风险预测；根据盖层的破裂压力分布特征与封存体内压力的动态分布特征，通过研究CO2运移路径上的盖层岩石破裂区评估纵向可能存在的泄漏风险区，具体实现包括如下：
第一步：CO2横向泄露风险区预测，封存体内CO2饱和度横向上的展布情况反映了CO2在封存体内横向的运移路径及聚集情况，主要运移路径和聚集地的CO2饱和度较高，通过分析不同注入时间节点CO2的运移聚集分布情况，分析判断该时间段内CO2的饱和度分布是否超出封存体内砂体边界、是否遇到封闭性差的废弃油气水井或者活断层的情况，若有即可认为有发生泄漏的风险，该区域则可视为在封存一定时间内CO2横向可能的泄露风险区；
第二步：CO2纵向泄露风险区预测，主要将盖层岩石力学封闭特征与CO2封存过程中数值模型相结合，通过评估CO2横向运移路径上的盖层破裂风险区进行CO2纵向泄漏风险预测，该方法基于注入封存区封存体地质特点，通过精细刻画全区封存体盖层破裂压力分布了解盖层岩石破裂分布特征，以建立的封存区数值模型研究注入封存过程中CO2封存体压力动态分布特征，通过盖层破裂风险区判别公式(1)定量分析CO2的高压造成的纵向封存体盖层岩石破裂风险区；
Pp≥K·Pf (1)
其中Pp为注入封存过程中CO2封存体当前压力；K为安全预警系数，考虑到盖层破裂压力值预测精度为±5％带来的破裂风险，将安全预警系数K取0.95；Pf为盖层岩石破裂压力；
再通过叠加分析相应时间段内的CO2横向运移分布特征与盖层岩石破裂风险区，将CO2运移路径上的盖层破裂区视为纵向泄漏风险区。
2.根据权利要求1所述的一种CO2地质封存过程中泄漏风险区的评价方法，其特征在于，步骤2)中所述资料普遍不足的情况下，通过沉积相约束的思路在封存区外选取岩心资料进行粒度、全岩、铸体薄片、扫描电镜分析、测试，确定在封存区外围收集相同微相类型的钻井取心资料作为补充，利用少量岩心进行岩石力学测试获得封存体的岩石力学参数，将这些参数分不同层位统计分析建立各层样品物性各参数之间的回归关系，预测破裂压力实测值对应井段的岩石力学参数，通过对比分析不同破裂压力预测模型预测值与实测值之间的误差，并结合本地区的地质实际，优选出误差最小、适合研究区的破裂压力预测模型，预测相对精度可达±5％以内。
3.根据权利要求1所述的一种CO2地质封存过程中泄漏风险区的评价方法，其特征在于，步骤3)所述的地质封存体压力、CO2饱和度动态分布模拟及CO2羽状流运移聚集动态分析的研究方法，以石油地质为基础，应用油藏数值模型及油气运移成藏思想，通过建立精确CO2封存体数值模型，以数值模型为手段，对CO2注入封存过程中封存体压力动态分布和CO2饱和度的动态分布进行定量预测，利用油气运移理论中的流体势和势梯度的概念来描述封存体内CO2流体活动规律，根据CO2气势的高低及饱和度动态分布分析CO2的运移方向及聚集区，其中，在建立数值模型过程中，为了防止封存体内压力过高导致盖层发生破裂引起泄漏，将盖层破裂压力Pf的95％设为盖层封闭的安全预警压力，封存体压力不超过95％Pf，否则即要关井停止注入CO2，要求模拟设定时间为封存体达到安全压力上限后持续封存50年、100年、150年或200年。
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