周银邦，王 锐，赵淑霞，何应付
(中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083)
CO2捕集、利用与封存(CCUS)技术是应对全球气候变化的关键技术之一。目前全球共有26个在运行的大型CCUS项目，年捕集封存CO2约有4×107t。在目前碳达峰、碳中和“双碳”目标下，开展CO2捕集、利用与封存“多角度、多层次、全链条”的CCUS技术研究与示范具有重要的意义[1]。建立封存区的地质模型就是整个CCUS全链条示范工程过程中一个有效纽带，可以更为精准地回答CO2封存在哪里，封存量有多少，以及如何安全封存CO2的问题。然而目前油气藏勘探开发过程中的地质模型都是基于圈闭级别建立目标区块和目标储层的地质模型，在平面和纵向上范围有限，难以满足CO2地质封存过程中时间和空间尺度的要求；
另外油气藏地质模型关注的重点多在于储层的非均质性，在盖层封闭性、储盖组合、地应力分布特征等CO2封存安全性方面很少涉及。基于CO2地质封存的特殊性，需要形成针对CO2地质封存的地质建模方法及流程，以明确封存单元中控制注入和封存能力的动态过程，明确在封存单元之外的可能会影响CO2长期封存的潜在迁移通道。该文从CO2封存地质建模的特殊性出发，通过对国外典型CCUS示范工程中地质建模方法的归纳和总结，建立CO2地质封存“适应性”建模方法和流程，并通过挪威Sleipner咸水层和阿尔及利亚In-Salah这2个典型案例，重点阐述CO2地质封存过程中“适应性”建模方法的侧重点和应用，对于开展“双碳”目标下CCUS示范工程具有重要意义，为今后CO2地质封存示范工程中开展地质建模工作提供思路和参考。
CO2地质封存不同于油气田开发，除了注入和采出模式不同，地质封存尺度和安全性方面具有很强的特殊性，致使CO2封存地质建模与常规勘探开发中地质建模有很大的差异性。
1.1 CO2封存尺度差异
CO2封存具有空间尺度和时间尺度的差异性，在空间范围内CO2封存具有延伸超过100 km2的羽流。CO2在空间尺度的埋存范围可以是一个区块、一个圈闭或者是一个盆地，模拟范围不同，建立的模型尺度差异大，不同尺度的模拟结果差异大。另外从时间尺度来讲，CO2封存的时间可以从十年、百年到数千年，不同的埋存机理封存时间不同，初期以构造埋存为主，后期以溶解和滞留作用为主，长期来讲矿化埋存最为稳定。由于CO2封存具有空间和时间的差异性，所以在封存过程中既需要大尺度、长历史周期和全油藏范围的岩石物理模型，也需要小尺度、短周期和局部范围的流体模型。不同尺度的非均质性影响储层的性质，通过描述和模拟油藏中不同尺度的沉积非均质性，利用流动尺度升级方法，明确储层孔隙度和渗透率分布，结合沉积学特征，从岩石到流体角度建立多尺度地质模型，如图1所示。
图1 咸水层中CO2封存机理演化示意图Fig.1 Schematic diagram of the evolution of CO2 storage mechanism in saline aquifers
1.2 CO2封存安全性差异
安全性是CO2封存的一个重点，CO2封存泄漏将会带来很多环境和安全问题。从CO2封存机理的角度出发，CO2的安全性主要在于圈闭构造特征，包括盖层溢出、断层和裂缝泄漏以及井筒泄漏等。断层和裂缝结构的构造特征，储盖层的产状与空间展布将直接影响CO2地质埋存效果及埋存安全。综合地质、地球物理和岩石力学等多种学科，采用地质研究、实验室测试、测井解释、地震反演及地震属性预测等方法综合建立了研究区的断层、裂缝、储盖层一体化构造模型。
CO2封存对油藏地质建模带来了新挑战。初始简单模型都需要储量评估，资料详细的精细模型需要明确注入方式和长期埋存的完整性评估。CO2封存的地质建模与常规建模有相似之处，比如都需要寻找良好的渗流通道，识别重要的渗流屏障等[2-3]；
但是CO2封存有一些特殊的问题需要在地质模型中反映，比如明确压力特征及CO2溶解在盐水中的反应，CO2通常被压缩为液体埋存在地下深处，所以理解流体的行为也是重要因素。CO2封存需要相当大的网格分辨率来描述埋存空间(含水层或油层)的容积。
2.1 CO2封存过程中“适应性”地质建模
1)资源模型与决策模型
目前成熟油田一般是建立一个单一、详细并完整的历史拟合模型。随着目前硬件和软件能力的提升，表征方法变得越来越复杂。长期开采的老油田一般都拥有大量的现场数据，根据这些数据建立详细完整的地质模型是不可避免的，但是不可避免并不代表有用，而且这种方法也存在很多缺陷，并不是数据越多就越精细，不确定性依然存在。大多时候这种模型要反映的内容比较多，因此网格比较多，给后期数值模拟带来了很多难题。而CO2封存过程中选址有很大的不同，从盆地到目标区尺度差异大，在这种情况下更应该针对具体问题建立地质模型，如果没有明确的目的，就可以直接使用数据库，不需要建立地质模型。在明确目的的时候都有一个隐含的尺度，在做出决策时确定模型的规模，对于老油田来说通常是井距的问题，关于加密井、定量油井增产及CO2封存效果的问题通常需要小井距精细网格的决策模型来反映模型的非均质性[4]。在计算整个CO2封存区封存潜力时如果用这种精细模型就很难实现了，实际上计算封存量时并不要求多么精细的渗透率和孔隙度描述，通过粗化可以将数值平均而得到一个相对的资源潜力，称之为资源模型。总的来说，资源模型适应于大井距、长历史和全油田体积，而决策模型适应于小尺度、短周期和局部流体模型，在建立模型时需要明确建模目的，最终在合适的范围内选择建立合适的地质模型。
2)地质-岩石力学-流体力学一体化模型
在三维建模过程中，对储盖层的产状与空间展布、结构构造、物理属性及岩石地球化学特征等信息概化是否科学合理，将直接影响CO2地质存储过程的数值模拟评价和预测结果。因此需要综合地质、地球物理、地球化学和岩石力学等多种学科来综合反映研究区的地质模型，采用地质研究—实验室测试—测井解释—地震反演—地层属性预测环环相扣的方法依次开展。
2.2 CO2封存“适应性”地质建模流程
鉴于CO2封存地质模型的特殊性，应该放弃建立全面、详细、完整的地质模型，代之以灵活、便捷、能够快速用于决策的“适应性”模型。在基于目的的思维模式下，地质学家用于CO2封存建立的模型不止一套，在初期油藏建模时，一个整体的工作流必须是以“适应性”为主，解决具体问题，实现更多的细节。一旦明确CO2封存，首先需要寻找封存地点，地质沉积构造以及储层内部流体流动都是非常复杂的过程，需要进行详细的表征预测，因此在地质建模过程中需要明确3D地质模型(静态模型)和流体流动模拟模型(动力学模型)这2个模型。
地质模型是一个描述顶底以及边界断层的“容器”，只有有限的地震数据和相应的油井数据可以描述一个相对简单的地质模型；
井数较多且数据充足的情况下可以将复杂的岩相信息描述的较为清楚，可以有效表征地下储层非均质性和岩石物理特征。Ringrose和Bentley[5]描述了模型构建的工作流程和过程，强调了地质建模随机性和确定性之间平衡的重要性，更加明确了建模时储层岩相流体的多尺度性质。在实践中，可能需要几个可供选择的地质模型用来控制流体流动特征，且模型还需要不断地更新和完善。以往的地质建模由于受到时间和成本的限制，只是建立一个确定性的静态网络模型，这种做法会将模型“锁定”到一个定义不明确、甚至是错误的网格概念中，因此应该避免出现这种确定性的情况，并且建议始终有不确定性的替代模型能够确保模型的结果存在一个范围，以使其更加具有不确定性。在未来，随着建模技术的快速发展，建模过程会更加灵活和独立。
整体来说，“适应性”建模的流程首先需要明确建立模型的目的，要确认针对CO2地质封存建立的是资源模型还是决策模型；
之后可以按照常规建模方法建立构造框架模型、岩相模型和属性模型等，按照模型的“适应性”建立流体属性模型并对其进行粗化，粗化过程中以反映CO2地质封存特征为原则，准确选择保留和放弃的地质属性，基于目的提供给数值模拟进行预测；
最终根据所评估的明确储层的不确定性，建立经济和工程方案。如果建立的方案无法满足CO2地质封存要求，则保留数据和模型，基于其他目的重复建立“适应性”模型。建模流程如图2所示[5]。
图2 CO2地质封存“适应性”建模流程Fig.2 Geological “fit to purpose” modeling of CO2 storage process
下面通过2个CO2封存经典实例来说明CO2封存“适应性”建模的方法。每一个封存点都有特殊的地质情况，对模型也有特殊的目的和要求。油藏建模应该是一个决策主导的过程，建模的整体过程和步骤在一定程度上可以让决策过程变得更为简单。
3.1 挪威北海Sleipner CO2储存模型
挪威北海Sleipner CO2捕集和封存(CCS)项目是世界上首个CO2咸水层封存工程，运行时间长、封存量大。长期运行的Sleipner CCS项目于1996年开始向深海咸水层注入CO2，是了解CO2封存流体动力学最重要的研究案例。Sleipner位于挪威近海，主要为海相浊积岩沉积，砂体稳定，规模大，构造简单，断层不发育。封存地层为Utsira砂岩层，位于海平面以下800～1 000 m深度(水深82 m)，孔隙度为38%，面积为2.6×104km2，渗透率为1～8 mD，地层厚度200～300 m，累计封存CO2约有1 980×104t，目前已形成封存量计算方法、水平井注入及地表-监测井CO2运移动态的全流程监测系统[4]。挪威CCS项目咸水层面积广，厚度大，无大级别断层，实施20多年压力无明显变化，无泄漏现象。
由于Sleipner面积广、封存层位厚，如果用一个精细的模型来表征封存地必然会导致数值模拟网格数增大，模拟无法进行，采用“适应性”建模可以有效解决网格数量大、难以模拟的问题。首先需要明确建模的目的，对于Sleipner CO2封存来说有2个重要目的：1)通过建立三维地质模型来了解Sleipner CO2的封存量；
2)明确表征Sleipner CO2封存的多层羽流分布，掌握影响CO2羽流迁移的关键因素。Sleipner CO2封存体由9个砂岩和页岩交替组成，从注入点下方的Utsira组底部到储层上方的盖层。基于这2个目的采用“适应性”建模方法分别建立了资源模型和决策模型。初期的地质模型都是为了描述整个注入封存地的资源量，尺度相对较大，以网格较粗的资源模型为主，对于封存体内部的非均质性和页岩层描述不够精细；
在注入一段时间后CO2羽流的展布是CO2封存地质模型的重点，为了描述CO2羽流特征建立了更为精确的决策模型，针对CO2羽流扩散的范围从平面和垂向对封存体进行了精细描述，如后期应用Permedia软件建立的决策模型平面网格为50 m×50 m，垂向网格厚为0.5 m，用以表征夹层的页岩屏障分布。网格边界与地震边界一致，横向延伸为3.4 km×6.1 km。三维模型总共有大约520×104个网格(68×122×626)，由9个储层代表横向夹层展布。地震成像数据能够估算CO2横向羽流，通过多次反复地震解释后精度提高，羽流的多层特征变的非常明显[5-7]。当然最成功的还是最上层第9层砂岩区域，由于有高质量地震成像使得羽流分布非常明显。从30年(2001—2030年)的羽流模拟可以看出，随着地震精度的提高，决策模型越来越精准。早期羽流预测的多为更圆的几何形状，后来的研究能够捕捉到更多细长形状的羽流(如图3所示)。受不确定性的影响，模拟整个多层CO2羽流的地质条件(特别是薄页岩流动通道的位置)和流体性质非常具有挑战性[7]，经过多次4D地震监测可以更为精确地表征薄页岩层及充满CO2的层，这些都会进一步改进Sleipner模型匹配[8-9](如图4所示[5])。
图3 Sleipner第9层CO2羽流地震响应及30年模型预测Fig.3 Sleipner layer 9 CO2 plume seismic response and 30 years model prediction
图4 Sleipner项目CO2羽流分布地质模型Fig.4 Geological model of CO2 plume distribution in Sleipner project
另外，在Sleipner模型中,砂岩由于埋深较浅并且几乎没有固结,颗粒形状变化很小。因此,基于每个岩性特征的目的,应用了一种简单的“适应性”建模方法,页岩内的压力通过迭代实验来定义,用以捕获在Sleipner CO2封存中观察到的CO2羽流层垂直分布。系统将页岩内岩心盖层的输入压力降低1.7 MPa,直到达到允许突破的每个页岩屏障的值。CO2羽流L5是地震中最大的观测层,其估计的突破压力略高于其他层。为了一致性,将平均渗透率-突破压力变换应用到0.001 mD的岩心输入来定义盖层突破压力,1.7 MPa的突破压力输入值提供0.000 5 mD的等效渗透率值。
针对每个具体目的建立不同的“适应性”地质模型，既有效地反映了不同的地质特征和封存目的，也解决了数值模拟过程中网格局限性的问题，对于制定CO2地质封存工程方案和经济方案起到了决定性作用。多个“适应性”模型的建立为Sleipner封存场地、封存量以及CO2羽流分布的认识提供了重要的基础和建模思路。
3.2 阿尔及利亚In-Salah CO2储存模型
在阿尔及利亚中部的In-Salah CCS项目是多油田天然气开发项目，属于In-Salah合资企业的一部分，其中包括一个CO2捕集和封存示范项目。该项目将捕集的CO2注入到1.9 km深的盐水层地层单元中，该地层单元为Krechba地区石炭系砂岩储层。该项目在2004—2011年期间注入CO2约为3.8×104t。Krechba小层为平缓背斜，形成于晚石炭世挤压构造阶段时期(约3亿年前)。构造挤压作用使之变形，古生代形成一系列褶皱；
持续的挤压导致其中一些褶皱被走滑破坏。Krechba地层构造相对未断裂，厚度为20 m，所有的断层都是隐蔽的并且接近地震分辨率的极限，以海西期不整合为代表的隆升导致裂缝的形成[10-11]。构造的复杂性对建模过程中断层和裂缝的性质描述及其对CO2注入性能的影响造成了困难。
In-Salah JIP开发了许多模型和建模方法来描述注气井和监测情况[12]。井资料和地震资料已整合成一套地质和储层模型，其中包括静态地质模型(如Gocad和RMS)、流体模型(如STARS和Eclipse)、裂缝模型(如Fraca和4D Move)和地质力学模型(如Abaqus,STARS和Stimplan)，这些模型已经用于运营决策，并对目标区CO2储存的完整性和长期安全性提供长期预测(如图5所示)。JIP也受益于美国最先进的建模能力，包括利弗莫尔和伯克利能源部国家实验室(LLNL和LBNL)、挪威岩土研究所Europa(TRE)和欧盟资助的CO2排放合作伙伴项目等许多研究伙伴的技术贡献[13-16]。广泛的地质力学和地球化学研究方案使研究者能够利用地下模型监测数据了解CO2注入和储存情况。
图5 In-Salah CO2封存“适应性”建模流程Fig.5 “Fit to purpose”modeling process of CO2 storage in In-Salah
这些模拟研究表明，构造地质和岩石力学系统研究在早期注入阶段最为关键，而在考虑中长期影响时(10～1 000年)，孔隙空间和裂缝流动特征变得更为重要。表征储集单元的必要数据包括地质、地球化学、流体以及地质力学数据等，这些数据类型和范围都比常规油气藏大。在该项目运行期间，详细描述盖层特征的重要性变得越来越明显，通过多项研究描述了盖层样品以及三维地震成像中盖层的特征[17-19]。
下面通过In-Salah CO2封存的具体例子说明如何使用一系列“适应性”地质模型来管理CO2封存项目的有关决策。表1说明了哪些断层和裂缝会影响CO2的储存，从而形成了一套详细的“适应性”建模工作流程，主要步骤如下：
1)识别出各种断层和断裂及其与地层的关系。该区断裂群为东西向和北东—西南向2组，它们主要是由走滑构造作用形成的， 受到海西造山运动过程的影响。CO2封存场地主要由背斜形成了构造圈闭，该构造单元在挤压构造(盆地反转)作用下形成，走滑断层发育。
2)识别断层和裂缝。这些断层和裂缝严格对应相应的应力场，有潜在的渗流通道，在提高注入压力的时候或者会受到影响。这项工作通过使用构造恢复地应力、地质力学建模以及基质构造建模等来了解断层分布和断裂破坏模式，包括断层相关的裂缝和褶皱相关的裂缝，其中一个重要成果是在监测井KB-5井中观测到了CO2的早期突破，这突破与断层相关的应力裂缝有关。之后需要解决的主要问题是明确裂缝是如何控制CO2流动的，通过建立高分辨率裂缝网络，有效估计油藏网格单元下裂缝渗透率分布，有效渗透率为140～1 000 mD，平均渗透率为300 mD，比基质渗透率(1～10 mD)高2个数量级。
表1 CO2地质封存建模问题及分类Table 1 Problems and classification of CO2 geological storage modeling
该研究从近井裂缝研究中获得的产生裂缝的整个石炭系Tournasian砂岩单元的模型，估计了具有水平渗透率的各向异性渗透率张量的2/3由应力敏感模型控制。从具体的实际封存问题出发，选择不同的建模类型，建立了基于地震和地应力的构造模型、储层的DFN裂缝网络模型以及基于DFN模型改进的渗透率模型，从多个角度考虑了地质-岩石力学-流体力学一体化地质模型。通过InSAR数据检测，与预测的各向异性渗透率张量吻合良好，有效解决了CO2封存的安全性问题。
1)CO2地质封存建模在时空尺度和安全性方面不同于常规油气藏勘探开发地质建模，空间尺度可以从区块到盆地，时间尺度从十年到数千年；
安全性建模方面除了常规建模之外，还须考虑盖层封闭性、储盖组合、地应力分布特征及井筒泄漏等；
2)选定封存地址，计算封存量，需要建立粗网格、大面积资源模型，且长期预测和封存量估算需要基于经过短期监测数据验证的模型。具体封存过程中的决策模型需要以目的为出发点建立“适应性”模型，不局限在单一模型，可基于目的建立多个模型；
考虑多相流的决策模型需建立多尺度储层流体模型，整合不同尺度参数，有效反映不同尺度封存机理，有望把复杂过程(溶解、矿化、相渗滞后)加入到长期模型中；
3)Sleipner案例为代表的常规咸水层封存应使用资源模型和决策模型来建立“适应性”模型，资源模型适应于大井距、长历史、全油田体积，而决策模型适应于小尺度、短周期、局部流体模型；
In-Salah案例为代表的断裂发育的封存项目须基于目的和阶段建立不同“适应性”模型，早期注入阶段以构造断层模型和地应力模型为主，中长期注入阶段以储盖层模型和裂缝模型特征为主；
CO2封存引起的岩石力学变形需要详细地质力学模型合并断层/裂缝和储层的一体化整合，更加需要多学科融合建立“适应性”模型。