An Integrated Decision Support System for Management of CO2 Geologic Storage in the Weyburn Field

Abstract

Geologic storage of CO₂ in depleted oil reservoirs is considered to be an effective approach for both facilitating GHG sequestration and enhancing oil recovery. However, as a potential problem in the long run, risks associated with geological storage of CO₂, such as leakage to the groundwater and atmosphere, might pose significant threats to local communities and surrounding environment. Identification and evaluation of such risks are essential for the long-term management of CO₂ storage. Doing so requires a set of advanced technologies in order to well understand the long-range transportation of CO₂ and its impact mechanisms. This study developed an integrated decision support framework for the Weyburn Field. This system included modules of data management, inexact hybrid numerical simulation, optimization for CO₂ EOR processes, hybrid fuzzy-stochastic risk assessment, and post-modeling analysis. A user-friendly interface was designed through visual language programming. Such an effort would provide project managers with a collection of measures for analyzing and visualizing operations and development of different applicable technologies. Valuable information can be provided to EOR project operators about what might be required for new projects or project expansions and how to go about gathering and using the data they will need.     

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。     

页岩油藏CO2提高采收率技术现状及展望

我国陆相页岩油面临单井产量低、递减快、最终采收率低的开发瓶颈,需超前布局CO₂提高采收率技术。在系统解析北美页岩油CO₂提高采收率技术发展历程的基础上,结合我国陆相页岩油资源现实,详细讨论了该技术在国内页岩油开发的适用性与发展前景。分析表明,我国各页岩油区块原油黏度、地层压力、矿物组成等储层特征迥异,效益开发面临的瓶颈各不相同,CO₂提高采收率的主要作用机理差异显著。因此,需针对性建立各区块CO₂提高采收率技术应用指标,制定合理的技术适应性评价标准,加大力度攻关现场应用各环节的关键技术,并积极争取明确的国家财政支持。综合考虑技术发展前景与资源现实,建议在新疆准噶尔盆地吉木萨尔页岩油区块建立CO₂提高采收率技术先导示范区,建立完整的产业技术与政策支撑体系,推动CO₂提高采收率技术发展,保障我国能源安全,助力国家碳中和战略目标实现。     

SCREENING CRITERIA FOR CO2 STORAGE IN OIL RESERVOIRS

Oil fields are likely to the first category of geologic formation where carbon dioxide (CO₂) is injected for sequestration on a large scale, if geologic sequestration proves feasible. About 1.4 BCF per day (69 300 tonnes/day) of CO₂ are currently injected for oil recovery in the U.S. Replacing this naturally occurring CO₂ with anthropogenic CO₂ would have a minor, but measurable, effect on overall CO₂ emissions. However, CO₂ is injected into only a small fraction of reservoirs and it is estimated that upwards of 80% of oil reservoirs worldwide might be suitable for CO₂ injection based upon oil recovery criteria alone. These facts combined with the generally extensive geologic characterization of oil reservoirs and the maturity of CO₂-oil recovery technology make oil reservoirs attractive first targets as CO₂ sinks. This paper lays the groundwork necessary to evaluate whether an oil reservoir might be suitable for CO₂ storage. As such, a series of criteria for injection into currently producing, depleted, or inactive reservoirs are proposed. Aspects considered include the reservoir depth, storage capacity, water and oil volumes in place, formation thickness, and permeability. Importantly, the effect of oil production on reservoir properties, especially fault movement and induced fractures must be gauged and included in assessments. It is demonstrated that CO₂ density with depth alone is not a sufficient criterion for choosing candidate sites. It is necessary to consider also porosity and the amount of water and oil that are displaceable. The end result is a criteria table for rapid screening of candidate reservoirs.     

CO2驱油及其地震监测技术的国内外研究现状

CO₂ 驱油是通过注气井将液态 CO₂ 注入到地下储层,进而驱替油气到生产井的一项特殊采油技术,它不仅能提高采收率,而且还可以封存 CO₂,减少碳排放,对环境保护和油田生产具有双重效益。 结合课题研究,在文献调研的基础上,阐述了 CO₂ 驱油技术的基本原理,总结了 CO₂ 驱油技术的国内外发展现状,对 CO₂ 驱油关键技术进行了分析,并重点对时移地震、井间地震、微地震、VSP 及 AVO 等 CO₂ 驱油地震监测技术进行了讨论,为 CO₂ 驱油技术的应用提供了依据。     

天然气藏 CO2驱及地质埋存技术研究进展

目前,随着 CO₂ 排放量的增加,全球温室效应日趋显著, CO₂ 的处理问题显得愈加重要。 中国现阶段的 CO₂ 埋存点均为油藏或盐水层,将干气藏 CO₂ 驱与其埋存相结合的研究甚少,现场试验更是没有。为此,调研了大量国外的相关研究,综述了目前已有的衰竭干气藏 CO₂ 驱及地质埋存示范工程,并结合已发表的气藏 CO₂ 驱室内实验与数值模拟研究成果,分析了影响 CO₂ 驱提高气藏采收率(EGR）的各个因素, CO₂ 驱的优缺点及发展方向,以及今后在低渗致密气藏 CO₂ 驱方面应做的工作。 结果表明： CO₂ 埋存于干气藏中安全可靠、存储量大、成本低,同时可采出部分剩余天然气;束缚水可减弱储层非均质性对干气藏 CO₂ 驱的影响;在中高渗气藏中,与气态 CO₂ 驱相比,液态或超临界态 CO₂ 驱效果更好;进行气CO₂ 驱开注时气藏压力越小,注入压力和注入速度越大,其提高采收率效果越好。     

稠油油藏注CO2提高采收率影响因素研究

与稀油注CO₂提高采收率机理不同,CO₂与稠油无法达到混相,因此影响其开发效果的主要因素差别很大,特别是在热化学复合采油过程中,注入的CO₂主要发挥隔热、降黏、增能的作用。为了进一步研究不同因素对稠油油藏注CO₂驱替效果的影响,在稠油样品物性分析的基础上,利用正交实验方法研究了原油黏度、温度、压力和渗透率对稠油油藏注CO₂提高采收率的影响。温度对采收率影响最大,其他因素由大到小依次为:渗透率、压力、油样类型。根据实验结论及认识,综合考虑地层温度、油藏渗透率等因素,在胜利油田开展了稠油油藏注CO₂吞吐提高采收率矿场试验。从矿场实际生产结果来看,油藏温度增加以及油藏渗透率提高,都有利于注CO₂吞吐开发,都能够有效提高油井产量。      

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。     

中国石化东部老油田提高采收率技术进展及攻关方向

针对中国石化东部老油田的油藏特点和开发矛盾,介绍了水驱、化学驱、稠油热采、CO2驱等不同开发方式下提高采收率技术的主要进展和矿场应用效果.水驱调整以局部注-采关系完善为主,配套工艺采取智能分注分采技术,特低渗油藏开展了压驱注水试验;化学驱形成了无碱二元复合驱和非均相复合驱技术并已工业化推广应用,研发了耐温、耐盐、抗钙镁...     

裂缝性低渗油藏注气提高采收率实验研究

HH油田为典型的低孔特低渗油藏,部分地层伴有裂缝发育,现面临衰竭式开采后注水开采压力高的难题.通过基质单管岩心驱替实验,探究目标地层进行注气开发的可能性,明确何种注入气体及驱替方式具有较好提高采收率效果.通过基质+裂缝双管并联岩心驱替实验,确定目标地层中微裂缝对提高采收率效果影响.结果表明,CO2较减氧空气是更好的注入...     

考虑流体非均质性的低渗透油藏CO2驱试井分析

CO₂ 驱是提高低渗透油藏采收率的一种重要方式,但目前对驱替过程中压力响应动态的认识不足。CO₂ 的注入使地层流体性质发生改变,形成CO₂ 区、CO₂ -原油过渡区和未波及原油区。基于复合油藏渗流理论,引入幂律型公式和牛顿插值公式来描述CO₂ -原油过渡区内流体非均质性的变化特征,建立了低渗透油藏CO₂ 驱试井模型,并采用数值方法进行求解。对CO₂ -原油过渡区内2 种流体非均质性变化形式下的试井曲线特征进行了分析。结果表明：当CO₂ -原油过渡区内流体黏度与综合压缩系数均呈幂律型变化时,其变化指数均增大,CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区流度比和导压系数比均增加,压力导数曲线斜率增大;当CO₂ -原油过渡区综合压缩系数呈非连续性变化时,压力导数曲线因CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区导压系数比的增加而呈现下凹趋势。最后,通过实例应用提出了CO₂ 驱试井解释方法。     

CO2吞吐技术应用进展

CO₂吞吐工艺是一种可应用于常规与非常规油藏的有效提高采收率技术。从室内实验研究到重点领域的应用实践方面总结了CO₂吞吐技术应用进展,对不同技术路线的现场试验进行了回顾与分析。应用结果表明:CO₂吞吐技术对不同油品、不同类型的油藏都有广泛的适用性,在国内外矿场应用中均取得了良好效果;CO₂复合吞吐、CO₂协同吞吐、超临界CO₂吞吐、纳米颗粒辅助CO₂吞吐技术将是未来的主要发展方向,其中,超临界CO₂吞吐和纳米颗粒辅助CO₂吞吐技术目前仍然局限于实验室阶段,还需进一步研究并通过矿场应用证实其实用性。在2060年前实现碳中和的背景下,CO₂吞吐技术应用规模将进一步扩大,该研究也将对CO₂吞吐技术的推广应用提供技术支持。     

低渗透油藏二氧化碳混相驱油机理数值模拟

二氧化碳混相驱是大幅提高油藏采收率的重要增产措施,但目前对二氧化碳驱油机理的研究多停留于室内实验阶段,对其混相驱油机理和影响因素缺乏全面系统的认识,因此,采用油藏数值模拟研究方法,以大情字油田黑59井区低渗透油藏为例,对二氧化碳混相驱油机理和影响因素进行了系统研究,对比了注水和注二氧化碳开发的效果。结果表明,注二氧化碳提高采收率的驱油机理是,二氧化碳溶于油相中增加了油藏流度,其与油相组分交换达混相,从而达到提高驱油效率的目的。注二氧化碳开发单井产油量可达注水开发的2倍以上,最终采收率提高14%以上,为研究区及同类低渗透油藏注二氧化碳混相驱开发提供了理论指导,为现场方案的实施提供了重要依据。在吉林大情字油田黑59井区实施混相驱方案后,初期平均单井产油量达10.2 t/d,是注水开发最高产油量的2.4倍,含水率下降了23.2%,与理论研究结果一致。     

CO_2输送管道工程设计标准的探讨

我国碳排放总量目前已位居世界首位,但国内CO2输送管道的建设尚处于起步阶段,设计建设经验较少。为此,介绍了国内外CO2输送管道工程建设现状,研究了相关标准的制订情况。分析结果表明,国内外对于CO2输送管道设计的标准较少,由于输送介质物性差异,在CO2输送管道设计中沿用现有油气管道设计标准会带来诸多问题,如对防爆要求过高,缺少针对窒息、溶胀等危险因素的防范措施,增加了工程建设投资和存在安全隐患等。从而提出了CO2输送管道工程标准的编制原则和技术思路,并建议以国外标准中CO2有关内容为基础,利用国内外CO2输送领域的最新研究成果,参照国内的油气管道标准模式,编制CO2输送管道设计标准。同时还对标准编制过程中所需要特别注意的问题进行了探讨,结论指出目前编制的CO2管道标准仅适用于陆上CO2输送管道工程设计,适用气相、液相两种输送相态;随着超临界相在国内的建设与其技术的发展,今后应将其内容补充进标准中。     

基于层次分析法的CO2驱注采工程安全风险评价

注采工程安全风险管理是CO₂驱油技术现场实施的关键环节。为保障CO₂驱现场注采施工安全和提高注采工程安全风险管理水平,梳理了注采过程中存在的安全风险,同时应用层次分析法对注采工程安全风险进行量化评价,建立了CO₂驱注采工程安全风险层次结构模型。通过构造判断矩阵、一致性检验和权重计算,得出了注采工程安全风险影响因素的排序。CO₂驱注采工程安全风险可分为注采施工风险、CO₂腐蚀风险、安全管理风险、环境保护及人身安全风险等类别。CO₂驱注采安全风险量化评价结果表明,CO₂腐蚀是CO₂驱注采工程安全面临的最大风险,施工人员的安全意识也是影响注采工程安全的重要因素。注采工程安全风险的量化分析与评价为CO₂驱油安全风险决策和管理提供可靠依据,能够有效降低CO₂驱注采安全风险和指导注采安全施工。     

二氧化碳驱替与埋存一体化数值模拟

目前数值模拟无法同时计算CO2在油、气、水相中的分配及水相中溶解CO2对储层物性的影响.针对该问题,应用CO2驱替与埋存一体化数值模拟,通过耦合油气两相闪蒸、CO2在水中的溶解和溶蚀作用,同时模拟CO2在油气水三相中的分配、溶解CO2对储层物性的影响、CO2驱油与埋存全过程.研究结果表明:CO2溶于地层水后形成碳酸溶蚀...     

苏北盆地黄桥地区富CO2流体对油气储-盖系统的改造作用

查明富CO₂流体对储-盖系统的改造作用,对于研究CO₂活动与油气成藏效应、CO₂储存和CO₂驱油提高采收率有着重要意义。选取下扬子苏北盆地黄桥地区和句容地区的二叠系龙潭组储层和大隆组盖层组合,分别作为有无CO₂流体活动的对比研究对象。通过薄片观察统计、矿物成分和碳同位素分析,查明了两个地区储层的异同点。黄桥地区储层的自生矿物以石英次生加大边和高岭石充填为主,发育少量片钠铝石,句容地区不发育片钠铝石,且次生石英含量不高;黄桥地区储层孔隙度明显高于句容地区,薄片下观察到大量长石溶蚀孔隙,偶见长石溶蚀孔内生长片钠铝石雏晶,是CO₂与长石发生水岩相互作用的直接证据;黄桥地区和句容地区盖层均为黑色块状泥岩,黄桥地区盖层发育微裂隙,但裂隙均已再充填方解石脉,碳同位素数据表明方解石脉为富CO₂流体活动结果,在句容地区泥岩盖层中未见大量裂隙和矿物脉。综合研究分析表明,富CO₂流体充注引起储层砂岩中长石大量溶蚀,增加了孔隙空间,片钠铝石、次生石英和高岭石自生矿物组合序列沉淀,同时富CO₂流体的连续活动导致泥岩盖层发生方解石沉淀,充填盖层裂缝,有利于提高盖层的封盖能力。     

高含水油藏CO_2驱油机理

CO_2驱油能够有效提高原油采收率,但在高含水油藏中,水能够溶解CO_2,并影响CO_2与原油接触,从而影响驱油效果。针对这一问题,开展了CO_2在油、水中的浓度分配实验,通过建立CO_2在油、水中扩散的数学模型,使用核磁共振研究CO_2驱替实验,探索了CO_2在高含水油藏中的溶解扩散机理以及对综合驱油效果的影响。结果表明,在高含水油藏中,CO_2在水中溶解损失的比例不高,同时CO_2能够快速渗透水膜,与被水屏蔽的剩余油接触,波及水驱未波及区域内的剩余油。由于水膜阻隔了原油与CO_2的直接接触,在CO_2驱替过程中会首先驱出水膜,使油、气直接接触,再驱出剩余油。其宏观表现为注气早期含水率较高、采油速度较低,当CO_2突破后,含水率急剧下降,采油速度升高。研究明确了高含水油藏CO_2驱油机理,解释了其见效特征,并为改善高含水油藏CO_2驱油效果提供了参考。     

页岩油注CO2动用机理

CO₂由于良好的注入性及与原油的混相能力,可能是页岩油藏提高采收率最有效的方法。与常规油藏不同,页岩储层裂缝及微纳米孔隙发育,CO₂能否进入页岩微纳米孔隙并动用孔隙中的原油是利用CO₂提高页岩油采收率的关键。因此,设计开展了页岩油注CO₂实验,基于核磁共振方法研究了页岩微纳米孔隙中原油动用特征及动用机理,并研究了接触时间及接触次数对采出程度的影响。核磁共振T2谱及核磁成像结果表明注CO₂可以有效动用页岩微纳孔隙中的原油,一次接触实验采收率为32.63%。随着CO₂与原油接触时间增加,在初始阶段采油速度高,然后采油速度逐渐变缓。CO₂溶解扩散作用是动用页岩微纳孔隙原油的主控机理。研究成果证实注CO₂可以有效提高页岩油藏采收率,为陆相页岩油有效开发提供参考。     

特低渗油藏不同CO2注入方式微观驱油特征

为研究特低渗油藏CO₂不同注入方式的微观驱油特征和孔隙动用下限,利用核磁共振技术,分析了连续CO₂驱、水驱后CO₂驱以及水气交替驱后岩心的微观剩余油分布。实验结果表明,水驱后CO₂驱和水气交替驱均能获得较好的驱油效果,连续CO₂驱能够动用更小孔隙中的原油,水驱后CO₂的注入弥补了水驱难以动用微、小孔隙（孔径小于0.5 μm）中原油的缺点,水气交替驱在中孔隙（0.5~5.0 μm）中取得更好的驱油效果。对于不同孔隙结构的岩心,储集层微观非均质性越强,小孔隙比例越高,不同注入方式下的孔隙动用下限也越高。综合来看,水气交替驱能够在长庆油田黄3区块长8油藏取得较好的微观驱油效果。