基于物质平衡方程的CO2理论构造埋存量计算新方法

为进一步提高盐水层中CO₂埋存潜力评价的准确性，基于物质平衡方法，建立CO₂构造埋存过程的物质平衡方程，在对CO₂可埋存地下体积准确计算的基础上，提出了一种新的CO₂理论构造埋存量计算方法。结果表明：新方法计算的CO₂理论构造埋存量，与面积法、容积法相比，误差更小，仅约为10%;新方法可同时预测CO₂增压埋存条件下和保压埋存条件下的理论构造埋存量，且随着注入时间或注采比的增加，CO₂理论构造埋存量和地层压力均呈现不断增加的趋势。该方法对CO₂构造埋存量研究及CO₂注入量实时动态控制具有重要意义。     

低渗透油藏CO2驱不同注入方式对提高采收率与地质封存的适应性

低渗透油藏已成为中国油气开发的重要领域，开展CO₂驱可实现提高采收率和CO₂地质封存的双重目的，但不同的注入方式对其适应性存在差异。以某低渗透油藏典型物性和流体参数为例，利用数值模拟手段论证了CO₂连续注入(CGI)、水气交替注入-气水段塞比恒定(CWAG)和水气交替注入-气水段塞比逐渐减小(TWAG)3种不同注入方式对提高采收率和地质封存的适应性。研究结果表明，3种注入方式对于渗透率为1 mD的储层累积产油量和CO₂埋存量最高，采用生产气油比约束的工作制度更有利于CO₂驱提高采收率或地质封存。CGI注入方式在生产气油比界限为0.4倍的最大生产气油比约束下生产，更适合CO₂地质封存项目，CWAG注入方式在生产气油比界限为0.2倍的最大生产气油比约束下生产，更适合CO₂驱提高采收率和地质封存相结合的项目，而TWAG注入方式在生产气油比界限为0.6倍的最大生产气油比约束下生产，更适合CO₂驱提高采收率项目。     

地质封存过程中CO2泄漏途径及风险分析

CO₂捕集和地质封存可望成为减少温室气体排放的重要且有效的方法,但其安全性一直受到广泛关注。在研究各种CO₂地质封存体及其圈闭机理的基础上,根据不同封存体中潜在的泄漏途径及主控因素,结合实例对可能的CO₂泄漏进行了描述和相应的风险分析。研究结果表明,枯竭油气藏的地质封闭性已得到证实,井的失效将是CO₂泄漏的主要途径。通过与提高油气采收率技术相结合,在油气藏中封存CO₂具有一定的经济性,但由于油气田分布不广,封存潜力有限,仅适合于中短期的CO₂处置。深部盐水层分布较广,可选择的圈闭和封存机理较多,泄漏途径和未知因素也较多,泄漏风险较高,但封存潜力巨大,是最具前景的CO₂封存体。煤层通过吸附可达到封存CO₂的目的,但其圈闭机理单一,对煤层压力的依附性较大,且影响未来煤资源的利用,其安全性和经济性相对较差。海底水合物封存方案具有热力学可行性,但海底水合物层埋深浅,地质圈闭性差,CO₂泄漏风险较高,其封存和泄漏机理以及CO₂注入方法有待进一步研究和关注。     

基于物质的量平衡的气藏CO2埋存潜力评估方法

枯竭气藏是进行CO₂埋存的有利场所之一，进行气藏CO₂埋存潜力评估至关重要。基于气藏生产和CO₂埋存采注过程中物质的量平衡原理，考虑气体偏差系数随着温度和压力的变化，依据气体状态方程，建立了气藏CO₂埋存潜力评估模型，分析了采出程度和气体偏差系数对气藏CO₂埋存量的影响。结果表明，采出程度和气体偏差系数越大，越有利于CO₂埋存。结合川中A区块L1井的实际参数进行了CO₂埋存潜力评估，考虑气体偏差系数随储层温度和压力变化预测的CO₂埋存量比传统物质平衡法计算的埋存量高27%。该方法对CO₂埋存潜力评价研究及埋存方案优化具有重要意义。     

CO2地质封存系统泄漏风险评价

CO₂地质封存是缓解温室效应的重要手段，而封存系统的泄漏风险评价是安全封存的基础。首先，综合分析影响CO₂地质封存系统泄漏的因素，认为诱发泄漏风险的原因主要是CO₂低温冷流体产生对井筒和盖层的交变应力和CO₂-水-岩腐蚀反应综合作用下导致井筒和盖层的完整性失效。考虑多因素综合作用对CO₂地质封存系统泄漏的影响，并基于模糊综合评价理论(FCE)，建立了CO₂泄漏风险因素间的层次关系模型，进行了CO₂地质封存系统泄漏风险评价，其过程包括应用非线性正态隶属函数建立CO₂泄漏风险因素对评语的隶属度矩阵，并应用层次分析方法构建泄漏风险影响因素间的比较矩阵，以获得泄漏风险因素的权重子集，并对给定实例CO₂地质封存系统泄漏风险进行评价，进而得出所评价的CO₂地质封存井筒当前处于泄漏低风险，盖层处于泄漏中风险，封存系统处于泄漏中风险。通过采集CO₂地质封存过程中泄...     

沁水盆地二氧化碳埋存潜力评价模型

为了确定沁水盆地二氧化碳驱煤层气（CO₂-ECBM）的增产潜力和煤层CO₂的埋存量,通过对已有埋存量评价方法的局限性的分析,依据煤层气的不同赋存状态将埋存量分为吸附埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量,根据中国煤层气“三低一高”的特征和勘探开发现状,认为适合埋存CO₂的煤层埋深在1 000 m以上,并给出了考虑探明率、CO₂与CH₄的置换比、采收率、灰分、水分、有效孔隙体积、含气饱和度等因素的埋存潜力评价新方法。沁水盆地的评价结果表明：CO₂驱可增加煤层气可采储量1 696×10⁸m³,CO₂可埋存量为4.5×10⁸t,考虑经济和技术水平CO₂可埋存量为1.4×10⁸t,表明沁水盆地有较大的CO₂-ECBM应用潜力和CO₂埋存潜力。该研究可为其他地区二氧化碳埋存评价提供借鉴。     

珠江口盆地CO2地质封存适宜性GCA评价

珠江三角洲地区CO₂大量集中排放,利用毗邻的珠江口盆地进行CO₂地质封存是破解区域经济发展与降碳需求矛盾的重要途径。本文以珠江口盆地7个二级构造单元,即北部隆起、珠一坳陷、珠三坳陷、中央隆起、珠二坳陷、南部隆起、潮汕坳陷为研究对象,基于构造、沉积、储盖组合、地温、热流等条件,采用灰色关联分析法对7个评价单元的CO₂封存适宜性进行综合评价,同时结合层次分析法计算评价因子权重。研究建立了3个准则层、8个指标的评价指标体系,该指标体系的建立对珠江口盆地筛选CO₂封存有利靶区具有借鉴意义;珠一坳陷关联度最大,具有较好的封存适宜性,是开展CO₂地质封存的首选区域。本文研究成果为珠江三角洲地区开展CO₂地质封存指明了方向。     

低渗透油藏注CO2混相驱及CO2埋存评价

注CO₂开发低渗透油藏不仅能增加原油采收率，还能将CO₂埋存在地下，实现双赢。为了明确X低渗透油藏注CO₂混相驱油机理、CO₂在地层中的运移规律以及埋存机理，利用实验和数值模拟相结合的方法，从注CO₂混相特征、注CO₂参数优化和CO₂埋存评价3方面对X低渗透油藏进行研究。结果表明：地层原油注CO₂最小混相压力为26.03 MPa,CO₂有降低原油黏度和密度的作用；通过参数优化确定的推荐注采方案与衰竭开采相比，累计增油量为96.21×10⁴ t，主力开发层系X4-2、X4-3提高采收率分别为9.37百分点、6.02百分点；CO₂注入地层后，随着时间的推移，在平面上不断向四周扩散，在纵向上受重力分异的作用向上运移；评价区块注CO₂驱推荐方案预计CO₂埋存量为68.08×10⁴ t，其中构...     

二氧化碳地质封存系统泄漏风险研究进展

CO₂地质封存技术是缓解温室效应的重要手段,而对于地质封存系统泄漏风险的评价是确保CO₂安全高效封存的前提。针对CO₂泄漏风险,系统论述了CO₂地质封存系统中井筒和盖层因素对CO₂泄漏风险的影响机理,包括固井质量、CO₂腐蚀及井筒组合体受交变应力损坏等,以及盖地比、盖层厚度、岩性等对盖层低速渗漏和高速泄漏的影响。最后,论述了基于上述影响因素综合作用下的井筒泄漏风险评价方法、盖层泄漏风险评价方法和CO₂封存系统泄漏风险综合评价方法,并指出了不同评价方法的优缺点。该研究可为CO₂地质封存工程中的选址、选层和泄漏风险评估提供理论支持。     

不同注采方式下CO2埋存与驱油效果优化评价

工业和人类生活过程中产生的温室气体CO₂排放量日益增加,由此导致的空气污染和温室效应正在严重地威胁着人类赖以生存的环境。实行CO₂高效利用与地质埋存相结合的一体化技术思路是缓解环境污染压力、提高石油采收率的有效途径。针对这一问题,建立了目标函数,并应用商业软件对注CO₂驱的9套注采方案进行了数值模拟对比研究。结果表明：溶剂驱比纯CO₂驱的采收率更高,但减少了CO₂的埋存量;进行溶剂驱或水气交替驱到CO₂驱的转换可以使目标函数值更大;井控方法是CO₂埋存与EOR的最优方法,该方法累计产油量最大,储集的CO₂也最多。这些结论为油田三次采油提供了技术参考,也为减排CO₂提供依据。     

HPAM聚合物与离子型表面活性剂协同稳定CO2泡沫的分子模拟研究

CO₂泡沫驱可以有效地控制CO₂相的流度从而提高波及效率,同时它还能够进行CO₂地质封存,减少碳排放以应对全球气候变暖的挑战。表面活性剂能降低CO₂泡和水相液膜之间的界面张力(IFT),从而增加因拉普拉斯毛细管自吸效应导致的泡沫液膜中液体析出的阻力。聚合物可以提高泡沫液膜黏度,也可以减缓液膜中的液体析出并缓解气泡聚并现象。二者同时被用作提高泡沫稳定性的化学试剂,然而表面活性剂分子根据亲水头基电荷正负属性不同会具有不同的界面行为,在微观尺度下不同类型表面活性剂和聚合物分子之间的协同作用还不明确。本研究采用分子动力学模拟的方法,研究了油藏条件下阴离子型(SDS)和阳离子型(CTAB)表面活性剂分别与水解聚丙烯酰胺(HPAM,水解度25%)在CO₂与水相界面处的相互作用。研究结果表明,CTAB比SDS具有更强的降低CO₂与水之间IFT的能力,IFT的大小与界面宽度和界面覆盖率呈正相关性。具有相同电性的HPAM与平衡离子Br^-在CTAB界面膜...     

人工裂缝参数对CO2-ESGR中CO2封存和CH4开采的影响

目的 页岩储层中的裂缝系统对CH₄产量和CO₂封存量有着重要的影响,不同的储层地质特征有其对应的最优压裂方案。对鄂尔多斯盆地延长组页岩储层人工裂缝参数对CO₂封存和CH₄开采的影响进行分析。方法 基于鄂尔多斯盆地延长组页岩储层地质条件建立了页岩基质-裂缝双孔双渗均质模型,分析CO₂增强页岩气开采技术(CO₂-ESGR)中人工裂缝半长、裂缝宽度、裂缝高度、裂缝间距和裂缝数量对CO₂封存量和CH₄产量的影响。结果 CO₂封存量和CH₄产量与裂缝半长、裂缝宽度和裂缝高度呈正相关,其中裂缝宽度的影响最大,从5 mm增加到25 mm时,最多可使CO₂封存量和CH₄产量分别增加112.69%和87.11%。裂缝间距和裂缝数量增加可提高CO₂封存量和CH₄产量,但水平井长度相同时裂缝数量增加对CO...     

一种基于组分闪蒸运算的CO2驱动态埋存潜力计算方法

CO₂驱油与埋存具有经济效应和环保作用,计算CO₂埋存潜力对油藏开发方案设计和安全封存意义重大。已有的潜力计算方法主要针对CO₂的静态埋存潜力进行粗略估算,不能考虑油田的生产实际。为此,提出了一种基于组分闪蒸运算的CO₂驱动态埋存潜力计算方法, 方法基于组分闪蒸运算,考虑了油田的生产实际和CO₂驱的埋存机理,可以计算溶解CO₂、束缚CO₂、自由CO₂和总的CO₂埋存潜力。研究表明:随着埋存时间的增加,会有自由CO₂转变成束缚CO₂和溶解CO₂;经历过水驱开发的油藏,地层水含量高,不能忽略CO₂在地层水中的溶解。基于组分闪蒸运算的CO₂驱动态埋存潜力计算方法可以计算不同种类油藏不同开发方式的动态埋存潜力,方法简单实用且符合生产实际。     

CO2地质埋存目标区优选体系与评价方法研究

在中国对CO₂地质埋存的研究已有10多年的历程,但至今尚未建立完善的CO₂地质埋存目标区优选体系,这也制约了我国CO₂地质埋存应用的发展步伐。在收集国内外大量的CO₂埋存基础资料和借鉴前人研究成果的基础上,详细分析了盆地特征条件、盆地资源条件和储层特征条件等因素对CO₂地质埋存的影响,建立了相应的CO₂地质埋存评价指标体系。通过层次分析法确定权重,利用无量纲化指标处理方法对指标进行标准化处理,采用加权平均模型对目标区进行模糊综合评价。最后以中国部分CO₂地质埋存试验区为例进行了综合评价、排序,实际应用效果良好,同时研究结果还能够有效地指导利用CO₂地质埋存技术提高油气藏开采效率。     

CO2地质利用与封存中碳迁移及其相态分布规律

CO₂地质利用与封存技术是“双碳”战略下重要的碳减排手段,前人的研究多集中于地质利用方面,而对地层的碳封存潜力尤其是CO₂矿化潜力的定量评价存在不足。为此,通过程序开发手段,将闪蒸计算加入开源的反应溶质运移模拟软件中,利用改进后的软件建立了松辽盆地大情字井油田H59区块的三维地质模型,通过历史拟合注采过程校正模型地层参数,最后采用校正后模型量化表征了不同注入阶段及注采结束后CO₂迁移与相态转化的时空演化过程。研究结果表明：(1)在油藏CO₂混相驱条件下,CO₂在注入井端的小范围内呈现气相,在接触到油相前缘后,CO₂受浮力影响减弱,在垂向上逐渐趋于均匀分布,并向开采井端均匀推进;(2)气水同注阶段与注气阶段均有超过70%注入的CO₂溶解于油相,但气水同注阶段溶解于水相的CO₂含量明显增加;(3)注采结束后的相态演化特征表现为溶解水相CO₂逐渐转变为矿物相,而溶解油相CO₂...     

全球海上CO2封存现状及中国近海机遇与挑战

海上CO₂封存是碳封存的路径之一。全球已广泛开展的CO₂海洋封存研究与商业示范案例对中国近海盆地CO₂封存研究具有借鉴意义。本文从全球CO₂海洋封存发展现状出发,结合典型CO₂海洋封存示范工程,根据项目背景、政策/资金/技术支持、国际合作以及地质工程特性等相关项目概况,对比分析中国实施CO₂海洋封存项目潜在的机遇与挑战,最后对CO₂海洋封存技术在中国近海的发展进行了展望。未来中国近海盆地CO₂海洋封存研究应从全海域级、盆地级、区带级以及场地级,由面到点、逐级递进、不断聚焦,构建适合中国近海盆地特点评价优选体系标准和相应的客观量化评价方法体系。     

恩平15-1油田开发CO2回注封存工程方案研究

恩平15-1油田CO₂回注封存项目是中国首个海上超百万吨级CO₂回注封存示范工程。该油田部分伴生气CO₂含量高达95%,累产约8.3亿m³。为积极响应国家“双碳”目标和要求,中国海油以此油田为试点首次提出了海上回注地层封存方案。本文从CO₂浓度对脱水工艺的影响和三甘醇与分子筛脱水工艺比选两方面开展了CO₂脱水工艺研究,认为分子筛脱水工艺更适用于海上高含CO₂气体脱水;开展了压缩回注设备选型及国产化研究,首次在海上采用超临界大分子三级往复式压缩机,可以适应本油田压缩流量较小、压比较高的工况;采用高温高压釜室内实验研究超临界CO₂对碳钢的腐蚀情况,发现在不饱和含水工况下釜内和釜底超临界CO₂相中的试样平均腐蚀速率很低;对CO₂回注封存环境监测提出了回注前、回注中和停注后的环境监测方案,对于海上CO₂回注工程安全具有重要意义;开展CO₂     

超临界CO2管道输送流动保障分析要点探讨

近年来,随着碳捕集与封存的需求不断提高,CO₂管道成为关键支撑,大规模发展趋势明显。CO₂管道可采用气相、超临界相或密相输送的方式。相比气相输送,长距离CO₂管道采用超临界输送模式具有更好的经济性。与常规油品输送相比,超临界CO₂在输送过程中存在水击超压、热膨胀超压、降压相变、相变低温等问题,受超临界CO₂物性特点、输送工艺等影响,超临界CO₂流动保障值得系统性探讨。基于超临界CO₂输送工艺与运行特点,识别了超临界CO₂管道输送流动保障分析要点,探讨了超临界CO₂与常规油品的水击超压、热膨胀超压问题,具体开展了超临界CO₂计划性放空管体相态与温度分布研究。研究表明：超临界CO₂管道水击超压影响相对较小,但存在水击点下游降压相变风险;超临界CO₂管道停输后存在热膨胀超压风险;受地形影响,超临界CO₂管道计划...     

页岩油CO2非混相吞吐与埋存实验及影响因素

将CO₂注入页岩,不但能提高页岩油采收率,还能达到埋存CO₂的目的,但CO₂吞吐和埋存的影响因素较多且相互作用。为搞清楚页岩油CO₂非混相吞吐与埋存特征,通过开展页岩岩心CO₂吞吐、吸附实验,定量评价了CO₂注入压力、CO₂相态类型、储层温度、闷井时间、裂缝、吞吐次数对CO₂吞吐效果以及颗粒直径、CO₂注入压力、储层温度对CO₂埋存效果的影响程度。研究表明：增大注入压力不但有利于CO₂吞吐,还能增大吸附量;增加注入压力会诱导天然微裂缝的扩展、延伸,有利于扩大CO₂波及面积,减小原油渗流阻力;当储层温度小于50℃时,温度升高有利于提高吞吐采收率,但会降低CO₂吸附量;当温度大于等于50℃时,温度升高不利于CO₂吞吐和埋存;在超临界条件(7.4 MPa、31℃)下CO₂     

“双碳”愿景下CO2驱强化采油封存技术工程选址指标评价

在国家能源安全和“双碳”战略愿景下，CO₂驱强化采油封存技术(CO₂-EOR)因能助力油气行业转型发展，成为“低碳化”乃至“负碳化”的首选技术和最现实的选择。无论是实验、数值模拟还是现场实践，目前国内外学者对CO₂-EOR研究侧重于CO₂作为高效的驱油“催化剂”本身及油藏CO₂-EOR适应性认识，对于工程选址评价缺乏统一标准和系统研究。在充分调研国内外文献的基础上，结合中国CO₂-EOR应用进展和工程实践，明确了CO₂-EOR工程选址可行性评价所需的通用依据，指出了CO₂-EOR工程选址遵循“CO₂封存与驱油双统一”、安全性、经济性的专属性原则，并从CO₂-EOR工程选址的地质、工程、安全、经济4个要素开展了较详尽系统的研究，定性-定量构建了“4+8+27”CO₂-EOR工程选址三级指标评价体系(GESE)，以期为油藏开展CO₂