二氧化碳输送与封存方式利弊分析

面对二氧化碳排放导致环境急剧恶化的问题,CO_2捕集与封存(CCS)作为一种新兴的减排技术,成为了各国研究的热点,CCS不是一项单一的技术,它是多项技术的组合体,主要包括收集或捕获、输送和封存等三部分,其中CO_2的输送和封存是实现CCS技术的关键所在。本文介绍了CO_2的不同输送与封存方法,讨论了各方法存在的优缺点,为CO_2输送与封存提供理论依据。     

二氧化碳在油气田地质封存中溶解物性的研究进展

为减缓温室气体的排放,二氧化碳(CO_2)地质封存技术已成为研究热点。由于CO_2封存于油气田既能实现CO_2减排又能提高原油采收率(EOR),是一项具有大规模CO_2减排潜力、控制温室气体排放、提高原油采收率的重要技术之一。CO_2注入油气中溶解时的CO_2溶解度、扩散系数及因溶解而引起的体系密度、体积变化等是该技术发展的重要理论基础。本文介绍了CO_2油气封存技术,综述了CO_2封存于油气田溶解过程中的CO_2溶解度和扩散系数,及体系膨胀系数和密度等溶解物性参数的研究进展,指出当前研究中存在的不足和今后的发展方向。     

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。     

我国石油工业二氧化碳地质封存研究

石油工业二氧化碳地质封存,既能提高石油采收率又可实现二氧化碳永久封存.应用实证研究和对比分析的方法,研究我国与美国的油藏条件、技术水平等相关状况的差异,分析我国二氧化碳地质封存的潜力与现实障碍,发现我国需要通过国际合作开展温室气体地质封存.<京都议定书>规定的清洁发展机制提供了项目合作平台,温室气体封存项目合作,不仅能使我国实现经济开发和环境保护的双赢,还为发达国家提供"经核证的减排量",帮助其完成国际碳减排任务,项目合作前景广阔.但当前政治、成本、技术风险等因素制约着合作项目的广泛开展,由此,贯彻落实科学发展观,借鉴国外经验,进行自主技术创新,是我国现阶段实现二氧化碳地质封存的现实选择.     

二氧化碳地质封存地球物理监测：现状、挑战与未来发展

全球气候变暖成为人类生存和可持续发展面临的重大挑战,碳中和与绿色低碳化发展成为世界各国的普遍共识与共同行动。将无法减排的二氧化碳等温室气体捕集应用和封存,是绿色低碳化发展道路上实现零碳甚至负碳目标必不可少的技术途径、关键托底技术和最后手段,也是化石能源清洁化利用的重要配套技术,是构建兼具韧性与弹性能源系统的关键技术。二氧化碳地质封存具有规模化应用的巨大潜力和较好的商业化应用前景,并已有较长时间的技术探索和示范应用基础。地球物理技术在二氧化碳地质封存工程中具有独特且不可或缺的作用,其作用主要表现在3个方面：(1)二氧化碳地质封存空间的选择和评价;(2)封存有效性监测与评价;(3)封存安全性监测与评价。二氧化碳地质封存的地球物理监测以时延地球物理方法为主,即通过地球物理重复观测实现对二氧化碳封存过程的动态监测。地球物理方法以地震方法为主,包括三维地震、井间地震、井中地震、微地震等,其它还有卫星遥感、时延电磁、时延重力和测井等方法。相对油气勘探来说,二氧化碳地质封存中的地球物理监测技术应用存在一些特殊要求,包括永久性(或长期重复性和连续性)、动态性和低成本,尚面临着一系列技术性与经济性问题与...     

注二氧化碳提高煤层气采收率数值模拟

随着全球温室效应的逐渐增强,CO2的处理已成为各国关注的问题。在煤层气开采中,利用CO2提高煤层气采收率也成为研究热点。针对煤层气开发过程中的产气量低的问题,从物理模拟方法和数值模拟角度出发,进行了CO2置换煤层气的等温吸附实验以及置换过程中的浓度测定研究,并对山西晋城地区运用ECLIPSE软件进行了数值模拟研究。研究结果表明,CO2能提高煤层气的产量和采收率,使产量保持稳定,采收率高达94%,同时也能有效地减少CO2的排放,缓解温室效应。     

数值盆地模拟方法在地质研究中的应用

数值盆地模型既可以定量描述地质对象的特征 ,又综合考虑不同方面地质因素及其相互间的耦合关系 ,模拟结果的好坏在很大程度上受控于参数选择、边界条件、地质模型、地质认识 ,使用不当 ,盆地模拟工作就可能成为数学游戏。阐述了数值盆地模拟方法在地质研究中的应用思路、效果及意义。应用数值模型方法研究异常流体压力机制及演化过程 ,得出与传统认识不一致的观点之例有 :①地热梯度的增加使得地层压力变小 ,水热增压机制的效率在绝大多数盆地地质条件下可忽略不计。②与压实增压效应相比 ,蒙脱石的脱水增压效应可忽略不计 ,与蒙 伊转化过程有关的效率更高的增压机制是硅质胶结和蒙脱石逐渐解体而伊利石逐步重结晶的岩石结构变化。③并不是地层渗透率越低 ,有机质裂解生成气态烃的增压效应越显著。针对所获得的地质分析结果建立地质模型和数学模型 ,定量恢复和再现盆地演化的地质过程是可行的 ,并可能获得更深入的认识 ,检验原有地质认识的合理性。     

二氧化碳混相驱数值模拟结果的主要影响因素

结合胜利油区开展的低渗透油藏CO2混相驱先导试验，应用数值模拟方法，利用概念模型和实际油藏模型，确定了影响CO2混相驱数值模拟结果的主要因素，分析了模型设计及状态方程的选取等因素对CO2混相驱的影响程度。研究结果表明，网格参数的选取会对模拟结果产生重大影响，模型对储层参数的描述精度也是模拟成败的关键。     

二氧化碳油藏封存工程经济建模与研究

二氧化碳驱油封存技术因其经济优势而成为节能减排的重要手段。文章基于二氧化碳埋存的工程模型和经济模型,分析讨论了有关影响因素。研究表明,二氧化碳在临界条件下溶解度最小,从而影响总埋存量;溶解埋存量占总埋存量的比例较小,可用空间埋存量来表示总埋存能力;温度是影响埋存量的主要因素。二氧化碳深井埋存所需成本会增大,平均增长率为1.608%每百米;埋存量越大成本越高,在二氧化碳临界条件下总成本最低。     

二氧化碳强化致密油藏开发与地质封存研究

致密油在世界范围分布广,储量丰富,但开发难度大,开发过程产量递减非常快。即使水平井压裂技术取得了良好的效果,但采收率依旧不高,故需对地层能量进行补充^[1]。国内外大量研究表明,注气开发致密油是一种有效提高采收率的方法。随着社会的快速发展,在了解到能源消耗逐年增加,二氧化碳气体日益增多的背景,且通过实验表明二氧化碳具有较低的最小混相压力(MMP)的情况下。人们提出了注二氧化碳来提高原油采收率,并通过实现地质封存来减小环境压力,实现经济效益的方案。本文综述了二氧化碳强化致密油藏开发与地质封存的国内外研究现状,总结了注二氧化碳提高采收率以及地质封存机理,并进行了二氧化碳吞吐的数值模拟,解析了影响吞吐效果的因素;为进一步研究二氧化碳提高致密油采收率与地质封存一体化,缓解环境压力,实现可持续发展,提供了理论依据与基础。     

应用数值模拟技术认识气藏地质特征——一个气藏实例

数值模拟分析技术,作为油气藏工程分析工具,不仅能帮助油藏工程师在已有的地质模型基础上,进行常规的动态规律模拟和预测,还能对储层地质特征和压力系统动态特征进行再认识.数值模拟在五百梯石炭系气藏的应用实例,表明了数值模拟技术不仅是简单地再现油气藏动态变化规律,而且是深入到对地质特征的再认识后,因而数值模拟技术的优势和活力就真正体现出来了.     

水平井精细地质建模及数值模拟技术研究

萨北油田开发至今已进入特高含水期,尤其是厚油层顶部剩余油挖潜成为难以攻克的难题,利用水平井开采已成为该项难题的有效技术手段,现已逐步得到应用。文中利用厚层精细地质建模、夹层粗化、近井模型和多段井描述等相关技术,实现水平井三维地质建模及数值模拟一体化研究,并完善水平井多学科研究技术流程。通过对北部过渡带B5-8-A53水平井的数值模拟分析,优选出该水平井下泵时机、井日产液量和生产压差。研究结果表明,下泵时含水率为10%左右、合理产液量为50 t·d-1、合理生产压差保持在2.0 MPa以下时,开发效果最为理想。     

榆林气田井区地质建模与数值模拟研究

在深化气藏地质认识的基础上,建立该区气藏三维地质模型,结合单井生产动态特征,开展数值模拟技术研究,通过对拟合、修正好的数值模型,预测开发技术指标,最终优选最佳的开发方式,为该井区合理开发提供依据。     

宿南向斜煤层气地质演化史数值模拟研究

为了查明宿南向斜煤层气生成、运移、聚集和散失的地质演化历程,建立了煤层气地质演化史动态平衡动力学模型,并研制了模拟软件。分析了本区构造史、埋藏史和热演化史,对宿南向斜煤层气演化史进行的模拟计算。结果表明,宿南向斜煤层气地质演化历程可分为煤层气低水平聚集的第一和第二阶段、煤层气大量聚集且散失作用较发育的第三阶段和以散失作用为主的第四阶段。在横向上,煤层现今含气量总体上表现为向斜边缘较低而核部较高的特点。     

榆某井区三维地质建模及数值模拟研究

该井区为榆林气田低渗、低产区,储层物性差,单井产量低,压力下降较快,大部分井采取低配长稳或间歇开采方式。因此,在该井区开展三维地质建模和数值模拟研究,对气藏进行三维描述,加深地质认识,确定适合低产区的开发指标,对指导气田合理开发和下一步开发调整具有十分重要的意义。     

二氧化碳地质存储过程中注入井完整性分析

二氧化碳沿井筒渗漏是二氧化碳地质埋存过程中所面临的重要风险之一,因此在注入二氧化碳前须对套管、水泥环及岩石组合体进行完整性评价。利用数值模拟的方法对二氧化碳注入井注气过程中温降及盐岩蠕变对井筒完整性的影响进行了分析,并得出井筒温降的极限值。模拟方法包括 3个主要步骤:钻井过程的模拟、盐岩蠕变的模拟及注气过程中温降的模拟。研究对象为套管及水泥环在温降条件下应力场的分布及位移的变化。结果显示,在一定条件下套管与水泥环之间的微环隙可以通过盐岩蠕变的方式进行弥补甚至愈合,同时应该选择适合二氧化碳注入过程中的低温环境的材料。该方法即将应用于德国某大型二氧化碳存储及提高天然气采收率项目中。     

姬塬油田X区地质建模及数值模拟研究

首先在深化油藏地质认识的基础上,利用地质、测井等测试资料建立三维地质模型,其次通过数值模拟技术,利用生产动态测试资料,进行历史拟合,调整完善数值模型;最后优选合理生产压差,保持在5 MPa左右时开发效果最为理想。     

东营凹陷高89 地区二氧化碳驱油及封存过程中断层纵向安全性评价体系

东营凹陷高89地区断层按活动期次可划分为一期活动断层、同生活动断层和多期活动断层3类,其活动停止时间依次变晚,纵向安全性依次降低;断层延伸与盖层的配置关系可划分为嵌入式、下断式和断穿式3种模式,其纵向盖层的结构完整性依次变差,纵向安全性依次降低;断层断距与直覆盖层厚度的配置关系可划分为顶部完整型、盖层见面型和盖层相隔型3种类型,其直覆盖层的完整性依次变差,纵向安全性依次降低。依据断层活动期次、断层延伸与盖层的配置关系、断层断距与直覆盖层厚度的配置关系、盖层粘结段厚度和断层倾角,建立高89地区断层纵向安全性综合评价体系,对研究区二氧化碳驱油及封存过程中断层的纵向安全性进行了综合评价。研究结果表明,高89地区断层主要发育嵌入式和下断式模式,发育顶部完整型和盖层见面型2种类型,断层倾角为40°~65°,综合分析认为高89地区断层纵向安全性较高。     

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。