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...     

咸水层CO2地质封存测井资料评价研究进展

利用深部咸水层进行CO₂封存是缓解全球气候变暖的有效手段之一,作为获取地层信息最直接的手段,测井资料的应用对深部咸水层的评价至关重要。通过对咸水层评价的文献进行调研,得出咸水层矿化度、电阻率、纵波速度、孔隙度、渗透率以及渗透率各向异性是影响咸水层CO₂溶解机制、储存容量和储存时限的重要因素。其中,咸水层矿化度对咸水层的CO₂溶解机制和储存容量有直接的影响。在调研总结的基础上,重点讨论了咸水层矿化度测井评价方法,针对CO₂地质封存,对比了各种矿化度测井评价方法的优缺点,利用测井方法评价咸水层矿化度可为CO₂在咸水层中的地质封存提供重要的理论指导。     

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...     

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...     

咸水层CO2地质封存典型案例分析及对比

咸水层封存是CO2地质封存方式中潜力最大的。目前全球比较成功的典型咸水层CO2地质封存示范工程有挪威的Sleipner和Sn?hvit、阿尔及利亚的In Salah、中国鄂尔多斯盆地神华,这些工程提供了长期CCS的经验,对于未来CO2地质封存项目实施具有借鉴意义。从构造、储层、盖层等地质特征出发,结合各示范工程的注入方案和监测方案将各案例进行了剖析,提取了地质及工程参数,分析了各地质特征对CO2地质封存的影响,明确了背斜、断块、裂缝等不同构造特征CO2地质封存的可行性,对比了咸水层CO2地质封存注入方案和监测方案。Sleipner CO2地质封存项目成功的原因在于构造简单、面积大、储层物性好,盖层厚度大且稳定;Sn?hvit发育的断层和In Salah的裂缝也验证了不同构造特征CO2地质封存的可能性,CO2羽流分布受地质特征的控制。咸水层CO2地质封存注入井相对比较少,但是注入量比较大,多以水平井为主。高质量的监测数据可有效降低潜在泄漏风险,多种监测组合有助于CO2长期安全地质封存。     

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。     

高含水油藏CO2驱油与地质封存机理研究现状及待解决的关键问题

为实现中国碳达峰、碳中和的长远目标,将化石能源燃烧生成的CO2捕集后注入到高含水油藏,不仅可提高原油采收率,而且能在油层中实现CO2地质封存,有利于实现油气增产和降低碳排放的双重目标。针对高含水油藏的特点,从CO2驱油和地质封存机理、赋存方式、埋存量计算方法以及CO2运移、泄漏风险预测与评价等方面进行了全面回顾。基于高含水油藏CO2驱油与地质封存的中外研究现状,结合与之密切相关的科学领域及其矿场面临的难题,提出了CO2与储层岩石和流体反应、驱油机理和封存方式、赋存量、封存效率、泄漏与风险防控等亟需深入研究的10个关键问题,为CO2驱油与地质封存研究方向及产业化技术储备提供参考。CO2驱油与地质封存问题的解决,对服务于“碳减排”和“碳增汇”,实现中国的碳达峰、碳中和战略目标具有重要意义。     

低渗透-致密油藏CO2驱油与封存协同评价方法

针对目前CO2驱油与封存（CCUS-EOR）油藏工程理论缺少对CO2驱油与封存协同评价指标及协同评价方法相关研究的问题,从CO2驱油与封存双目标协同设计的角度出发,明确CO2驱油与封存油藏工程方案设计原则,构建CO2驱油与封存油藏工程评价指标体系。分析驱油与封存双目标评价指标间的内在联系,构建CO2驱油指数和CO2埋存指数。在此基础上,构建CO2驱油与封存油藏工程协同评价指标：CO2驱油与封存协同指数,建立CO2驱油与封存协同评价模型,形成CO2驱油与封存协同评价方法。低渗透-致密油藏试验井区的应用实例表明,该协同评价方法有助于明确CO2驱油与封存油藏工程方案中关键注采参数的技术政策界限,所推荐方案能够同时实现驱油效果好和埋存量大的双重目标。     

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。     

CO2捕集、利用和封存在能源行业的应用：全球案例分析和启示

为了实现中国21世纪中叶达到碳中和,大规模应用CO₂捕获、利用和封存(CCUS)技术可以减少能源行业的温室气体排放。通过对国内外CCUS技术、项目的调研,得出了关于未来CCUS部署的3个见解,这些见解有助于能源行业实现转型。首先,碳源浓度较低导致碳捕集效率低,从而导致碳捕集的经济成本较高的问题是目前CCUS项目无法商业化的主要因素,在发展当前的碳捕集技术,提高捕集效率和降低捕集成本的同时也应大力研究空气捕集技术,尤其是在工艺设计和新型吸附材料研发方面,争取实现弯道超车;其次,CO₂在油气藏和咸水层的封存与利用应当作为CCUS技术研究的重点,逐步实现大规模推广,并在技术升级和体系完善的基础上推广CO₂增强地热、煤层气等其他耦合技术;最后,应当在当前国际上较成熟的碳政策的基础上研究适合中国的激励政策,建立有效的法律法规。论文总结了当前CCUS的关键挑战,并为未来的CCUS研究方向提供了指导方向。     

CO2在非常规油气增产领域应用研究进展

针对CO₂在非常规油气增产领域的研究现状与挑战,概述了CO₂在压裂、驱油、封存过程中的12项应用机理;分析了近年来CO₂干法压裂技术、CO₂泡沫压裂技术、CO₂混合压裂技术和CO₂驱油技术的国内外研究现状与技术需求;展望了CO₂在非常规油气增产领域的未来研究重点。     

南海富CO2天然气分类利用技术

南海丰富的天然气资源普遍具有CO₂含量高(20%～80%)的特点,现有工艺只适宜于加工CO₂含量相对较低的天然气资源,且过程中均有大量CO₂排放,碳资源利用率较低,在一定程度上限制了南海大气田的大规模开发利用。本文介绍了南海富CO₂天然气脱碳后商用及尿素和甲醇等化工利用两方面的现状,基于南海天然气的组成特点,提出了按CO₂含量小于20%、20%～30%、大于30%的3种区间,分别采用脱碳+海洋封存、CO₂捕集+化工利用、CH₄-CO₂干重整+费托合成方案的分类利用新思路,并介绍了CH₄-CO₂干重整、CO₂捕集、 CO₂海洋封存、 CO₂矿化、CO₂化工利用等南海富CO₂天然气分类利用核心技术以及中国海油在这5类核心技术方面的研究进展。本文研究有助于推动富CO<...     

咸水层CO2地质封存泄漏监测的示踪剂优选

碳捕集与封存(CCS)是大规模减少温室气体排放最经济、可行的方法。在CO₂地质封存过程中,由于地质原因造成的封存泄漏会对人体健康、生态环境带来巨大的危害和影响,因此亟需寻求一种对CO₂封存的安全性进行持续监测的方法。本文针对我国第一个咸水层CO₂封存全流程CCS项目—神华10×10⁴t/a CCS,基于鄂尔多斯盆地CO₂封存的地质条件,通过对各示踪剂的稳定性、安全性和经济可行性的比较分析,建立了一种用于监测咸水层CO₂地质封存泄漏的气体示踪剂优选标准,优选出化学性质稳定、环境背景值低的六氟化硫(SF6)作为鄂尔多斯盆地CO₂地质封存的气体示踪剂,并考察了SF₆-CO₂体系在咸水层和空气中的吸附扩散行为。结果表明,SF₆具有咸水层吸附量少,示踪配伍性好的特点,可作为神华CCS项目的CO₂封存泄漏监测的一种气体示踪剂。     

页岩油井缝网改造后CO2吞吐与埋存特征及其主控因素

为了明确裂缝性页岩储层注CO₂吞吐后的埋存效果,探究注CO₂吞吐实现CO₂有效埋存的可行性,通过建立含复杂缝网的页岩油井CO₂吞吐与埋存数值模型,对比不同生产与裂缝参数下的吞吐与埋存特征,并引入灰色关联分析方法确定了影响CO₂吞吐与埋存效果的主控因素。结果表明：CO₂吞吐不仅可以提高页岩油的采收率,而且可以实现部分CO₂的有效埋存,埋存系数可达0.40;注CO₂吞吐开发页岩油藏时,吞吐和埋存效果随着吞吐轮次、注入速度、闷井时间和周期注入量等生产参数的增大而增强,其中吞吐轮次对吞吐效果影响最大,可使累计产油量增加22.12%,注入速度对埋存效果影响最大,可使埋存系数达到0.40;CO₂吞吐时间越晚,累计产油量越少,但埋存系数越大,累计产油量每年减少3.47%,埋存系数每年增加39.48%;页岩储层裂缝条数、长度的增加有利于提高采收率、实现更多的CO₂埋藏,累计产油量最大可...     

枯竭型酸性气藏封存CO2过程中的油管腐蚀行为及选材

为了研究不同材质油管钢在枯竭型酸性油气藏CO₂封存工况下的腐蚀行为，优选出适用性好的钢材，采用高温高压釜模拟CO₂封存工况，在不同CO₂分压(5、8、11 MPa)条件下，对N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢进行腐蚀失重测试，从腐蚀速率、腐蚀产物微观形貌和局部腐蚀深度进行研究，并对油管进行腐蚀寿命预测。结果表明：在模拟工况下N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢的腐蚀速率都随着CO₂分压的升高而增大，N80钢腐蚀速率为0.067 4～0.097 9 mm/a,L80-13Cr钢腐蚀速率为0.022 7～0.027 7 mm/a,BG2532钢腐蚀速率为0.001 3～0.002 9 mm/a;3种钢材的腐蚀产物主要为立方体状的FeCO₃和少量的FeS，且随分压的升高，腐蚀产物逐渐增多并出现融合现象；N80钢主要表现为均匀腐蚀，而L80-13Cr钢出现点蚀，穿孔年限为5 a左右；N80钢的剩余抗拉强度和抗拉安全系数随服役年限的增长而降低，安全服役年限为27 a。研...     

CO2-水-岩相互作用对CO2地质封存体物性影响研究进展及展望

CO₂-水-岩相互作用是CO₂地质封存的核心问题,CO₂的注入打破了岩石-地层水化学平衡,引发的地层水化学性质改变、原生矿物溶蚀和次生矿物沉淀,会导致储层和盖层岩石孔隙度、润湿性、力学性质等物性变化并进而影响CO₂的注入能力、封存效率以及封存安全性与稳定性。从CO₂-水-岩相互作用机制出发,系统阐述了CO₂-水-岩相互作用对地层岩石孔隙度、渗透率、润湿性、力学性质的影响研究进展。研究表明,CO₂-水-岩相互作用导致岩石孔隙度和渗透率的变化与其初始孔渗特征和矿物组成密切相关,岩石孔渗特征的改变直接影响储层的注入能力与封存潜力和盖层的封闭能力。润湿性的变化与初始亲水亲油特征有关,CO₂-水-岩相互作用通常会减弱亲水岩石而增强亲油岩石的水润湿性,进而影响多相流体在岩石孔隙中的微观分布与渗流特征。由于胶结物溶蚀以及溶蚀孔的形成,CO₂-水-岩相互作用会引起岩石损伤,抗压强度、抗拉强度、弹性模量等力学参数减小,一定程度上影响封存安全性。碳中和背景下,微纳米尺度孔隙、深地微生物介导、非纯CO₂或工业尾气注入、封存全周期等情景下的CO₂-水-岩相互作用及岩石物性响应仍有待深入研究。     

低渗透致密油藏CO2驱油与封存技术及实践

延长油田将煤化工CO2减排和CO2资源化利用创新结合,开创了陕北地区煤化工低碳发展和低渗透致密油藏绿色高效开发联动发展的产业模式。系统阐述了延长油田全流程一体化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术及矿场试验,形成了煤化工低温甲醇洗低成本CO2捕集技术,提出了低渗透致密油藏CO2非混相驱“溶蚀增渗、润湿促渗”新理论,形成了以提高CO2混相程度和CO2驱立体均衡动用为主的CO2高效驱油技术,明确了储层上覆盖层封闭机理,完善了盖层封盖能力和CO2封存潜力评价方法,丰富了油藏CO2安全监测技术体系。矿场实践表明CO2驱油与封存技术在低渗透致密油藏具有广阔的应用前景。     

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     

密相/超临界CO2管道全尺寸爆破试验综述

密相/超临界CO₂管道止裂韧性预测是世界范围内研究的热点和难点问题,目前已有的止裂韧性预测模型尚不能准确预测密相/超临界CO₂管道的止裂韧性。超临界CO₂管道全尺寸爆破试验是确定超临界CO₂管道止裂韧性的最佳方法,目前全球范围内仅有11次超临界CO₂管道全尺寸爆破试验,国内尚属空白。从基本情况、试验工况和参数、试验目的和结果等几个主要方向细致分析、总结和对比现有CO₂管道全尺寸爆破试验,为后续国内CO₂管道全尺寸爆破试验的开展提供理论指导和数据支撑,为CO₂管道设计和工程应用提供有力的参考依据。