基于马尔科夫理论优化的地下咸水层CO2溶解性能灰色预测模型

在地下咸水层封存过程中，CO₂的溶解反应将会影响其封存容量和稳定性，并对周围环境和生态系统造成不利影响。为合理分析CO₂在地下咸水层中的溶解性能，基于马尔科夫理论对灰色GM(1,1)模型进行优化，构建CO₂溶解性能灰色预测模型。通过预测单因素影响下CO₂在地下咸水层中的溶解性能，科学分析模型预测值与实测值的平均相对误差。结果表明：通过压强、温度及矿化度分析不同影响因素对CO₂在水中溶解性能，得出CO₂溶解性能灰色马尔科夫优化预测模型预测值与实测值的平均相对误差分别为0.37%、17.73%、0.21%；与灰色GM(1,1)模型相比，预测结果的平均相对误差分别降低了0.35、1.56、3.41百分点，CO₂溶解性能灰色预测模型预测精度更高。研究成果为CO₂在地下咸水层中的溶解封存提供数据支撑。     

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。     

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。     

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...     

二氧化碳地质封存中盖层力学完整性数值模拟研究综述

要保证CO₂稳定封存不逸散,关键是正确评价盖层力学完整性。数值模拟方法能定量分析CO₂封存中复杂的耦合过程,具有速度快、精度高等显著优点。对CO₂封存中盖层力学完整性问题的数值模拟研究现状进行了分析总结,对比分析了用于CO₂封存数值模拟研究的力学本构模型、耦合分析方法及模拟软件,归纳总结了数值模拟在CO₂咸水层封存中盖层力学完整性分析方面的研究现状,讨论了当前研究面临的问题和挑战,并指出了未来的研究方向。该研究结论可为CO₂封存的相关研究提供有益参考。     

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。     

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     

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。     

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...     

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。     

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。     

深源CO2对沉积盆地油气成藏的影响

深部地壳和沉积盆地中已经有大量深部来源的CO₂被发现,这些CO₂的存在已经对油气的成藏产生了重大影响。研究表明,在地质条件下,CO₂不仅能与H₂发生费托反应生成烃类物质,还可以被Fe₂SiO₄还原为CH₄;地球深部的这些CO₂是以超临界状态存在的,这种状态的CO₂可以大量吸附和溶解壳幔中分散的有机质,并促使其运移;CO₂还能与盆地流体构成酸性介质,溶解盆地中的碳酸盐矿物和铝硅酸盐矿物,显著改善储层物性。加强这方面研究,不仅对于油气的勘探开发有重大指导作用,而且对于油气资源评价也有深远影响。     

CO2与砂岩相互作用机理与形成的自生矿物组合

当CO₂以天然方式或人工方式注入到含水砂岩时,成岩流体将转变成弱酸性流体,引起宿主砂岩中不稳定矿物(如碳酸盐、长石)的分解和新矿物的沉淀,进而使砂岩的孔隙度、渗透率和地层水地球化学特征发生改变。CO₂注入砂岩后,仅有少量CO₂溶解于水中以气体形式存在,大部分CO₂以次生矿物形式(如方解石、白云石、菱铁矿等)被“固化”在宿主砂岩中,形成的典型自生矿物组合为:片钠铝石±含铁碳酸盐矿物±其它碳酸盐矿物组合和铁白云石+高岭石+自生石英组合。其中,前一种矿物组合是示踪CO₂运移、聚集的典型自生矿物组合。CO₂与砂岩相互作用机理及形成的自生矿物组合研究不仅拓宽了沉积盆地中流体-岩石相互作用研究领域,揭示了深部流体与浅部储集层之间、浅部烃源岩或其它岩石与附近储集层之间的物质转移,而且为储集砂岩品质评价、CO₂气藏(田)预测、CO₂地下储存等研究提供了基础地质信息。     

含油气盆地咸水层二氧化碳封存潜力评价方法

以含油气盆地咸水层为对象，针对规模化工程实施需求，综合考虑地质因素、工程因素、经济因素等3方面限制条件，提出了适合于含油气盆地特点的四尺度、三层级碳封存潜力评价方法。结合中国含油气盆地特点，将含油气盆地封存潜力划分为盆地级、坳陷级、区带级与圈闭级4个评价尺度，封存潜力评价划分为理论封存量、工程封存量与经济封存量3个层级。理论封存量基于含油气盆地地质参数、储集层条件及流体性质，可细分为构造封存、束缚封存、溶解封存、矿化封存4种埋存机理；工程封存量受注入能力、安全封存压力、布井数量、注入时间影响；经济封存量基于盈亏平衡原理，主要考虑碳价收益、钻井投资及操作成本的影响。苏北盆地高邮凹陷咸水储集层评价结果表明，咸水储集层理论封存量中构造封存量占比最大，其次为溶解封存量和束缚封存量，矿化封存量最低；考虑注入性、安全性与经济性条件后，CO₂工程封存量和经济封存量与理论封存量相比大幅降低，分别仅为理论封存量的21.0%和17.6%。     

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...     

基于VOF方法的超临界二氧化碳——水两相流动孔隙尺度数值模拟

二氧化碳(CO₂)捕集与封存技术有利于减少CO₂的排放量，近年来针对CO₂地质封存形成了从纳米尺度到油气藏尺度的大量研究成果，大多数研究只针对单一维度多孔介质中流动行为开展研究，且物理实验方法受许多不确定性因素影响，十分耗费时间和成本。为了从微观角度深入理解CO₂地质封存过程中的渗流行为，提高CO₂地质埋存量，基于追踪两相界面动态变化的VOF(Volume of Fluid)方法，分别建立了2D和3D模型，开展了超临界CO₂-水两相流动数值模拟研究，对比了不同润湿性、毛细管数、黏度比条件下的CO₂团簇分布特征、CO₂饱和度变化规律，揭示了孔隙尺度CO₂埋存的内在机理。研究结果表明：①随着岩石对CO₂润湿性增加，CO₂波及范围扩大，同时CO₂团簇的卡断频率减少，CO₂埋存量增加；②随着毛细管数的增加，驱替模...     

“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     

苏北盆地CO2气藏成藏规律及富氦成因

随着“碳达峰”“碳中和”双碳目标的提出,CO₂地质封存研究越来越受到重视。针对苏北盆地已发现的CO₂气藏,利用δ¹³C值、³He/⁴He值等的分析,对CO₂气藏分布、CO₂来源以及富氦气藏He富集成因等进行研究。认为苏北盆地CO₂气藏主要分布于盆地南侧的苏南隆起区、苏南隆起与东台坳陷交接处的断裂带以及断裂带外延断层发育区,苏北盆地CO₂整体为幔源岩浆成因,黄桥气藏中的氦气为混合来源。在前人提出He的富集过程主要与CO₂的溶解与矿化有关的基础上,提出He富集成藏可能是CO₂大量溶解和散失而形成的观点。     

油藏中CO2埋存潜力评价模型与关键参数确定方法

油藏是CO₂地质埋存的重要场所,同时向油藏中注入CO₂能够提高油藏采收率,是一项双赢技术。在国内外CO₂埋存潜力评价方法基础上,针对中国油藏具有高含水、非均质性强、混相压力高等特点,提出了考虑溶解、CO₂波及体积、驱油机理的埋存潜力评价方法,并分别采用分流理论、热力学理论、统计分析等手段确定了溶解系数、最小混相压力、埋存系数、采收率、波及系数等关键参数的计算方法,建立了一套完整的油藏中CO₂埋存潜力评价体系。采用该评价体系对新疆油田进行了埋存潜力评价,结果表明该体系具有非常好的实用价值,值得在CO₂埋存领域推广。     

考虑相态变化的CO2气藏物质平衡方程

在CO₂气藏束缚水、入侵水、产出水中都溶解有CO₂,以摩尔守恒为理论基础,建立了CO₂气藏的物质平衡方程。CO₂的相态及物性变化与气藏压力、温度条件密切相关,同时考虑地层水矿化度对CO₂溶解度的影响,利用牛顿均差插值方法编程计算气藏任意条件下的物性参数。利用物质平衡方程结合CO₂ 的高压物性随压力、温度的变化关系,可以计算CO₂气藏的地质储量和不同采出程度下的平均地层压力,并确定开发过程中的CO₂相态变化。实例验证计算误差为0.131%,说明计算方法切实可行。