盐水层CO2埋存潜力及影响因素分析

温室气体CO2使全球气候变暖,对人类生存和社会经济发展构成了严重威胁.只要CO2的埋存场所和埋存方法选取得当,全球将具有巨大的发展潜力.沉积盆地深部存在体积巨大的含盐水层,盐水不宜开发利用,但可用来埋存CO2.文中首先对盐水层CO2埋存机理进行研究分类,得到盐水层CO2埋存量计算公式;然后,在分析埋存机理及埋存公式的基础上,通过数值模拟的方法对影响盐水层CO2埋存的地层及流体因素进行了综合分析,并对各影响因素进行了系统评价.     

盐水层CO2稳定埋存效率及储层参数优化

CO₂埋存是应对“碳达峰”和“碳中和”最为有效的埋存方式,为了筛选适合CO₂长期稳定埋存的盐水层,考虑了CO₂在盐水层中的4种埋存方式,建立了评价盐水层CO₂稳定埋存效率综合表征指标,并且基于数值模拟与Pearson (皮尔逊)相关系数统计的方法,确定影响盐水层CO₂稳定埋存效率的主控因素为储层底层与顶层渗透率的比值、储层中部渗透率和温度,在此基础上进行了盐水层CO₂稳定埋存储层参数优化。研究结果表明：反韵律储层有利于盐水层CO₂的稳定埋存,且储层底层与顶层渗透率的比值为1/7时,稳定埋存效率综合表征指标较大,盐水层CO₂稳定埋存潜力较大;当储层温度为55℃时,稳定埋存效率综合表征指标达到较高水平;随着渗透率的增大,稳定埋存效率综合表征指标先增大后减小,渗透率为0.8μm²时,盐水层CO₂稳定埋存潜力较大;因此,确定反韵律储层渗透率级差为7、储层渗透率为0.8μm     

深部盐水层CO2埋藏量计算方法研究与评价

盐水层分布范围广,对CO2埋藏潜能大,将CO2注入深部盐水层进行埋存,已成为一种重要的减缓温室效应的途径。针对埋藏过程中如何准确预测CO2埋存容量这一重点和难点,简要论述深部盐水层CO2埋藏机理及适合进行CO2埋存的深部盐水层储层条件,重点介绍了几种深部盐水层CO2埋藏量的计算方法,并对比分析了不同方法对注入量的影响,提出适用于中国深部盐水层条件的CO2容量计算方法,为CO2在盐水层中埋藏的实际应用提供一定的参考和借鉴。     

CO2地质埋存技术与应用

全球CO2每年排放量约240×108t,地质埋存技术被认为是近期内温室气体减排的主力军。本文首先简要介绍了国际性气候变化会议发展历程,阐述了中国的CO2减排行动、地质埋存路线和地下封存潜力。其次,总结了国内外CO2在高含水老油田、低渗透油藏、天然气田、页岩、煤层、废弃气藏和凝析气藏、盐水层、废弃油藏、煤炭开采废弃矿井区等地质体的提高采收率与埋存"双赢"技术以及封存机理、研究方法、关键技术、示范项目及封存量等,描述了海洋封存、海底沉积物层内封存、CO2水合物方式存储、CO2置换强化开采天然气水合物、CO2作为注入介质开采地热等最新研究动态。最后结合安全埋存,探讨了CO2地质埋存技术的相关科学问题,为我国下一步的CO2地质埋存汲取先进经验。     

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。     

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驱油与埋存技术新进展

碳达峰和碳中和发展战略以及社会经济发展对石油等能源需求量的持续增长,为CO₂驱油与埋存技术带来了巨大的发展机遇,也提出了前所未有的挑战。从目前中外CO₂驱油与埋存研究现状入手,通过CO₂驱油与埋存机理和影响因素分析,提出了CO₂驱油与埋存存在的问题和发展方向。结合实践将CO₂驱油与埋存研究内容总结为目标优选、相关机理实验研究、方法技术攻关、经济性评价、安全性评价和现场实践等6方面。CO₂驱油与埋存存在的问题主要包括：CO₂驱油与埋存应用的油藏类型还非常有限,CO₂气田分布特征及其与CO₂驱油与埋存目标油藏之间的时空匹配关系研究还未引起足够重视,CO₂驱油与埋存机理等研究还存在诸多问题,CO₂驱油与埋存方案设计有待优化,CO₂驱油与埋存经济有效性评价体系尚未建立,CO₂埋存安全性跟踪评价还存在一系列问题。对...     

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...     

鄂尔多斯盆地深部咸水层CO2驱水与埋存潜力评价方法研究

该研究以鄂尔多斯盆地致密咸水层为研究对象,建立了深部咸水层CO2驱水过程中有效埋存量评价方法.基于室内实验和数值模拟方法,确立了CO2在地层水中溶解度、CO2注入后的综合压缩系数、CO2驱水采收率3种埋存系数.以鄂尔多斯盆地石千峰组深部咸水层为例,分析并评价了目标储层深部咸水层CO2驱水与埋存的综合潜力.研究结果表明,...     

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...     

CO2驱油与埋存研究进展

详细介绍了CO2驱油与埋存研究的现状。目前CO2驱油在国外已取得较好的经济效益,在国内正在进行矿场先导试验。而CO2埋存在国内外均处于探索阶段。CO2驱油与埋存研究中存在的问题主要包括提高采收率方面的扩大波及体积等关键问题、CO2埋存介质和方法的选择、CO2驱油对地层的伤害、CO2驱油与埋存的气源问题、CO2驱油与埋存产业协调和整体规划5大方面。指出了该项研究的发展趋势。     

富含双键咪唑啉在饱和CO2盐水中缓蚀行为研究

目的 合成含有两个双键的亚油酸咪唑啉,与传统的含有单个双键油酸咪唑啉对比,研究其结构对其缓蚀性能的影响。方法 在60℃下将Q235钢浸泡于饱和CO₂的3%(w)NaCl溶液中,通过失重、电化学测试和缓蚀效率测试,并通过表面分析方法观察腐蚀后钢片形貌变化,最后通过理论计算对合成缓蚀剂进行性能研究。结果 电化学与失重结果显示在加入质量浓度为200 mg/L的亚油酸咪唑啉后,缓蚀效率能达到90%,缓蚀性能优于常见的油酸咪唑啉。在结构上,由于亚油酸咪唑啉分子比油酸咪唑啉多了一个双键,增加了咪唑啉缓蚀剂的吸附位点,使其能更好地吸附于金属的表面。结论 亚油酸咪唑啉对碳钢有很好的缓蚀性能;在同等实验条件下,缓蚀性能优于油酸咪唑啉;其吸附满足Langmuir吸附等温线;吸附过程中主要通过N—Fe键吸附在Fe表面。     

Optimal activated carbon for separation of CO2 from (H2 + CO2) gas mixture

Seven types of activated carbon were used to investigate the effect of their structure on separation of CO₂ from (H₂ + CO₂) gas mixture by the adsorption method at ambient temperature and higher pressures. The results showed that the limiting factors for separation of CO₂ from 53.6 mol% H₂ + 46.4 mol% CO₂ mixture and from 85.1 mol% H₂ + 14.9 mol% CO₂ mixture were different at 20 C and about 2 MPa. The best separation result could be achieved when the pore diameter of the activated carbon ranged from 0.77 to 1.20 nm, and the median particle size was about 2.07 lm for 53.6 mol% H₂ ? 46.4 mol% CO₂ mixture and 1.41 lm for 85.1 mol% H₂ + 14.9 mol% CO₂ mixture. The effect of specific area and pore diameter of activated carbon on separation CO₂ from 53.6 mol% H₂ ? 46.4 mol% CO₂ mixture was more significant than that from 85.1 mol% H₂ ? 14.9 mol% CO₂ mixture. CO₂ in the gas phase can be decreased from 46.4 mol% to 2.3 mol%–4.3 mol% with a two-stage separation process.     

一种实用的CO2溶解气驱岩心洗油方法

为了提高岩心的洗油效率,开发了一种实用的CO₂溶解气驱岩心洗油方法。该方法在Stewart设计的CO₂溶解气驱方法的基础上,增加了洗油室抽真空、CO₂预清洗、溶剂回收3个步骤。使用自行研制的DGO-1型CO₂溶解气驱洗油装置,实验考察了新方法的洗油效果。6块不同孔隙度、渗透率的岩心的洗油结果表明,经过6~10次CO₂溶解气驱后,岩心荧光级别均小于3级,孔隙度和渗透率趋于稳定,可满足石油天然气行业标准SY/T 5336-2006的要求,且洗油时间(2~3天)较常规脂肪抽提洗油(2~3周或更长)有大幅度减少。该方法洗油原理清楚,洗油装置简单,易于操作,洗油效率高,清洁环保,推荐作为一种实用方法在岩石物理实验室推广使用。     

二氧化碳无水压裂增产机理研究

单井控制范围有限和地层能量补充困难一直是困扰致密油储层开发的关键问题。压裂过程井下微地震数据监测表明,二氧化碳无水压裂改造体积是同等液量常规水基压裂的2.5倍,并能显著增加裂缝的复杂程度。室内实验和压后原油取样分析证实,二氧化碳能够有效降低原油黏度,通过无水压裂施工实现了原油混相,提高了驱油效率。压后地层静压测试显示,压后地层压力较压前有显著提高,具有单井超前补充地层能量的效果。二氧化碳无水压裂技术已在吉林油田成功应用5口致密油井进行了应用,这些井压裂后产油量均较压前有显著提高,平均单井日增油量2.31 t,且施工后邻井产油、产液量均有不同程度的提高。说明了二氧化碳无水压裂增产效果良好,该技术在致密油藏开发中具有广阔的前景。      

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...