CO_(2)原位矿化选址关键参数及其封存潜力评估研究进展

温室气体特别是二氧化碳的大量排放,是导致全球变暖的主要原因之一。根据国际能源署的报道,碳捕集利用和封存(CCUS)技术是缓解全球气候变化的重要措施之一,约占累计碳减排量的15%。原位矿化封存技术基于快速CO_(2)矿化机制,以镁铁质岩石和超镁铁质岩石(玄武岩、橄榄岩等)地层为碳封存位点,利用CO_(2)与富含Ca、Mg元素矿物的矿化反应,转变为稳定的碳酸盐,从而达到永久且高效封存CO_(2)的目的。冰岛和美国的中试项目已经证明了该技术的可行性,但中国尚未进行相关示范项目。本文介绍了原位矿化封存技术的机理、CO_(2)封存潜力的评估手段及其面临的风险与挑战,讨论了已开展的案例项目及其技术细节,梳理了实施该技术所必需的选址关键参数(包括源-汇距离、矿物类型、注入性、封闭性等),并基于目前研究对其前景进行展望,以期提高我国对原位矿化技术的认识和重视,为推动该领域进一步发展提供理论指导。

玄武岩CO_(2)矿化反应效率与封存潜力评价

玄武岩矿化封存技术是CO_(2)地质封存领域的重要方法,是实现安全固碳最具潜力的技术之一,可作为大规模CO_(2)减排的重要组成。采集了海南洋浦、海口及福建漳州地区的天然玄武岩样品,采用高温高压矿化反应实验,探究了不同温度和反应时间对玄武岩矿化反应效率的影响,并利用XRD、XRF、ICP、SEM-EDS和CT-scan等表征技术对矿化反应前后岩石及溶液样品进行分析。实验结果表明,玄武岩矿化反应效率随温度升高和反应时间延长而增大,反应过程遵循典型的溶解-沉淀机制。其中,海南地区样品的矿化效果更为显著,适合开展大规模矿化封存实践。此外,基于室内矿化实验数据,构建了更加合理的封存潜力评估公式,并以海南地区为例进行了封存潜力评估,结果显示海南地区玄武岩具有较大的碳封存潜力,该潜力评价方法具有较高可信度与适用性。本研究为玄武岩矿化封存项目的开展提供了重要理论依据,以期推进“双碳”目标下的CO_(2)矿化封存技术的发展。

储盖界面水岩反应耦合响应机制

二氧化碳(CO_(2))地质封存是最直接有效的减少大规模温室气体排放的重要技术手段之一,在实际的地质条件下咸水层中CO_(2)会由于压力差和浮力作用不断向上运移,最终被封存在由咸水层、储层顶部和盖层底部构成的储盖界面中。因此对储盖界面内CO_(2)—水—岩反应耦合机制的研究至关重要。

干热岩地热开发实践及技术可行性研究

干热岩地热资源潜力大且具有较好的安全环保性,是未来重要的清洁可再生能源。干热岩多为花岗岩体,发育区通常具有较高的大地热流值和良好的盖层条件,地质上主要分布在大地板块碰撞带及其周边区域、断陷盆地、新生代花岗岩体发育区等。由于岩体致密、缺少流体,干热岩需要压裂激发形成增强型地热系统(EGS)才能进行开发。水热型地热发电的成功实践,为干热岩地热开发奠定了良好的基础,而美国、欧洲成功的工程实践,说明了干热岩地热发电的技术可行性。干热岩地热发电涉及到勘查靶区优选、钻探测录井、EGS工程、高效发电/供暖和尾水回灌等勘查开发技术。我国干热岩资源主要分布在青藏地区、东南沿海、沉积盆地等地,尚处于勘查阶段。干热岩勘查选址应采用大地电磁测深法,并辅以人工地震或重力勘探等其他地球物理方法。致密岩体常用水力压裂进行激发并需微地震监测造储效果。开展循环试验时进行THCM耦合模拟,发电方式应采用双工质循环发电。建议我国应尽快制定干热岩勘查开发相关标准及政策,加大技术攻关力度,建立干热岩地热高效利用示范工程。

天然裂缝角度对水力压裂的影响数值分析

为了分析天然裂缝对水力压裂的裂纹发育影响情况,开展了页岩水力压裂模型试验,实验结果显示天然裂缝对裂纹有多种不同的影响效果。通过cohesive单元设置不同的天然裂缝角度分析天然裂缝角度对水力压裂的影响,得到当岩层处于均匀的地应力状态下,天然裂缝角度会影响水力裂缝的扩展路径以及裂缝宽度。水力裂缝沿着天然裂缝延伸时,天然裂缝角度不同会影响水力裂缝的裂缝宽度。天然裂缝的角度θ会影响压裂液向周围岩体的渗流方向以及渗流速度,随着角度的增加,渗流速度降低。天然裂缝角度θ会影响孔压的大小,孔压的影响范围以及应力分布。

压裂液与煤岩相互作用实验研究

煤层气通常需要借助压裂改造措施来实现经济开采,但常用压裂液与煤岩之间相互作用的规律仍不清楚,这不利于煤层的压裂液选择和压裂施工设计。文中通过开展压裂液(CO2压裂液、活性水)与煤岩相互作用实验,研究了不同压裂液对煤岩性质的影响规律。结果表明:煤岩经CO2压裂液浸泡后,其矿物组成发生变化,方解石质量分数显著降低,黄铁矿次之,石英、有机质及黏土矿物质量分数略微增加,伊利石和高岭石被轻微溶蚀,煤岩溶蚀孔隙数量增多,孔隙度和渗透率增大,抗压强度降低幅度为46.0%;煤岩经活性水浸泡后,其矿物组成基本不变,高岭石发生轻微水化膨胀,煤岩孔隙度及渗透率降低,抗压强度降低幅度为1.6%;CO2压裂液比活性水压裂液更有利于煤层气压裂改造。

海相页岩有机质石墨化特征研究:以渝东南地区牛蹄塘组为例

我国南方上扬子地区广泛发育上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组2套烃源岩,为近年来的页岩气勘探事业提供了坚实的物质保障。四川盆地及周缘牛蹄塘组具有富有机质页岩厚度大、TOC丰度高、岩石脆性较好等特点,整体具备页岩气发育的有利条件,但其含气性明显不及上部的五峰组-龙马溪组。从渝东南地区YY1井牛蹄塘组的极低电阻率测井响应入手,基于干岩样岩电实验、全岩X射线衍射定量分析等测试成果的分析初步认为:在测井曲线和岩电数据中出现的极低电阻率值是由高演化有机质中的高导矿物——石墨引起;石墨为生烃进入高温生气阶段的标志性产物之一,预示着有机质炭化程度达到区域高值。另外,通过对比牛蹄塘组和五峰组-龙马溪组的电性参数、地球化学数据与测井曲线可知,YY1井牛蹄塘组富有机质泥页岩层已发生石墨化,其生气能力、基质孔隙发育等方面均不及上部五峰组-龙马溪组,属于研究区页岩气勘探相对不利层位;此外,电阻率测井可作为页岩气勘探前期预判的重要指标之一,极低电阻率可指示对应层位有机质演化成熟度过高,含气性和生烃能力欠佳,不利于后期页岩气的勘探开发。

地热供暖经济性评价与主控因素分析——以雄安地区为例

现行地热供暖方面的区域评价工作主要都是针对地热资源情况所开展的,并未形成一套可直接在区域平面上进行地热供暖经济性评价的有效方法。基于多项地热经济性参数和资源性参数,建立了水热型地热供暖经济性评价模型,以投资回报率(ROI)等为评价指标,定量反映不同区域的地热供暖经济性。为进一步验证该模型的适用性和可靠性,以地热资源丰富、供暖事业相对规范成熟的雄安地区为例开展地热供暖经济性评价研究。研究结果表明:容城凸起和牛驼镇凸起是地热供暖工作最优质的两个构造单元;第一推荐选址牛驼镇凸起雄县以北10km、昝岗镇以西10km附近,ROI值可达20%;第二推荐选址容城凸起容城县-大王镇地区和雄县地区,ROI值可达12%;容城凸起与牛驼镇凸起均具有广阔的经济开采价值;出水量是控制地热供暖经济性的决定性因素,地温梯度、年运维费用单价、换热效率也显著控制地热供暖,应在选址时也应同时关注,重视降低年运维费用单价、提高换热效率,并选取高地温梯度区域;就雄安地区而言,除个别情况外,整体可满足8%的投资回报率要求。

天然气水合物新型联动开发系统可行性研究

天然气水合物是天然气(主要成分甲烷)和水在极地、高原冻土带环境和深水地层内的高压、低温环境中形成的一种类似"冰笼"状的固体化合物,属于一种具有替代传统燃料的巨大资源潜力的新型、高效清洁能源。目前已形成了降压法、热激发法、CO2置换法等一系列天然气水合物开发技术,但出于技术性或经济性考虑,单独使用某一开发技术难以实现对天然气水合物的持续、稳定、经济开发。提出了天然气水合物新型联动开发系统,以降压法为基础,充分利用热电厂的高温流体和分布式热源进行热激发,同时将电厂捕集的CO2注入海底,采用"降压-热激发-CO2置换"联合法,提高海底天然气水合物的开采效率。新型联动开发系统主要实现热量循环系统、CO2-CH4碳循环系统和流体循环系统等三大循环系统。可行性分析结果表明,由于电厂余热提供的热能满足注热功率的最低要求,并且注入的CO2可进一步提高CH4产气率,因此新型联动开发系统在技术上可行;由于采用充分利用电厂余热的热流体激发法,因此新型联动开发系统在经济上可行;由于可促进电厂对CO2的捕集,并利用CO2取代CH4水合物的自发转化优势将CO2稳定封存于海底,相当于实现了电厂碳的"零排放",因此新型联动开发系统在环保方面也具有可行性。

页岩水力压裂模拟实验研究

文章为了分析页岩的水力压裂过程,制作了边长30 cm立方体试样,采用实验室大型实验设备,设置了不同的注射方向,对试样进行了水力压裂模拟实验。对比分析了试样的破坏形态,可以看出割缝注射方向对裂缝的发育有着重要影响;水力压裂的极限强度与裂纹和层面之间的夹角有一定的关系,当裂纹方向接近层面时,对应的水力压裂的强度较小;结合水力压裂的水压曲线,阐述了裂纹发育和压裂液压力之间的关系;分析了不同压力条件下页岩的水力压裂裂纹发育状态。该文结合工程提出了提高页岩体积改造的有效途径,对实际水力压裂有一定的指导意义。

页岩压裂影响因素三维模型数值分析

不同影响因素对页岩水力压裂效果有不同的影响。基于三维数值计算模型介绍了水力压裂的典型过程,针对水平最小主应力、页岩的弹性模量和渗透系数对压裂的影响进行了分析。结果表明:随着水平最小主应力的增加,裂缝高度也随之增加;随着页岩的弹性模量增加,裂缝的高度随之降低;随着渗透系数的增加,裂缝高度也随之增加;随着压裂液的黏度系数提高,裂缝的高度降低。

圆柱形页岩试样水力压裂模拟试验分析

为了分析不同注射孔位置对页岩水力压裂的影响效果,介绍了实验室内圆柱形试验系统和方法。通过选取不同注射孔分布的井筒对圆柱形页岩样品进行水力压裂试验,探寻注射孔对水力压裂的影响情况。结果表明:层面对裂纹发育、转向有重要的影响,是裂纹网络化形成的有利因素,试验说明层面是压裂液流动的水力路径;射孔布置对于裂纹发育有一定的作用,多方向射孔布置可以引起复杂裂纹的发育;在泵压作用下试样内部发生剪切或拉伸破坏,在试验中拉伸裂纹较多;水压曲线曲线呈多次波动,对应裂纹的发育过程,其峰值压力约在20MPa左右。

中国年封存量百万吨级CO_(2)地质封存选址策略

CO_(2)地质封存是实现碳中和背景下难减排产业可持续发展的重要支撑技术。相较一些发达国家已经成功实现封存量为每年百万吨级CO_(2)封存项目工业化,中国的CO_(2)地质封存项目起步较晚,以封存量为每年十万吨级CO_(2)封存项目为主,而针对年封存量百万吨级及以上大型CO_(2)封存项目的选址、封存和监测尚缺乏经验。在针对世界上15个年封存量百万吨级CO_(2)地质封存项目成功案例调研基础上,按照封存场地圈闭地质类型划分了构造型圈闭(背斜型、断层型和裂缝型)和岩性型圈闭(砂岩型和碳酸盐岩型)两大类。在统计不同类型封存场地地质特征参数基础上,从“规模性、注入性、安全性和经济性”4大指标入手,提出了“大(Big)、通(Permeable)、保(Preserved)、值(Value)”BPPV选址原则,明确了年封存量百万吨级CO_(2)地质封存场地选址原则及参数标准。我国盆地类型多样差异大,需要采取不同的CO_(2)封存策略。针对鄂尔多斯、大庆油田等大型坳陷型盆地,由于其构造规模大、砂体分布面广、大规模背斜和岩性圈闭发育,寻找大型整装深层盐水层或者衰竭型油气藏封存场地的潜力大;针对东部渤海湾及近海断陷型盆地,由于断层发育、断层相关圈闭多、单圈闭容量较小,封存有效性受断层影响大,宜采取圈闭群综合评价与断层活动性动态评价相结合的策略;对西部叠合盆地,盆地边缘构造冲断带一般构造应力强、地层压力高、CO_(2)注入难度大,但盆地中央古隆起斜坡可以成为有效的封存场地,因此对西部盆地需要采取分区分带分层评价策略。

羊八井热田生产井监测及变化影响分析

羊八井热田是我国开发最早、最成功的高温地热田,目前尚有较大的地热资源开发潜力.热田在第四系半地堑式断陷内,发育有两组不同方向的断裂,构成了热田流体运移的主要通道.深部高温流体由北区F2断裂处上涌后沿断裂带向南区运移,形成了羊八井热田浅层砂砾岩和风化壳热储以及北区深部花岗岩型热储.从2000年开始对热田井口温度和压力开展了常态化监测,并在2015年增加了热田井内水位监测和热水湖水位观察工作.通过分析热田不同构造位置典型生产井的温度、压力、水位变化情况以及受不同时期回灌、停机养汽的影响,结合热水湖等自然景观水位的变化,认为羊八井热田南区尾水回灌产生的压力升高有助于阻碍北区高温流体向南的快速流动,再结合2015年开始的北区3001井回灌和停机养汽活动,使得热田北区浅层热储的温度和压力得到了较好的恢复,并具有较好的一致性.热田回灌和停机养汽活动可有效恢复和维持热田水位,水位上升幅度最大可达15m.井口温度、压力和水位监测成果能够有效地反映出热田热储的变化情况,采灌平衡对热田可持续开发评价具有重要的实用价值.

Quantitative research method for tectonization intensity:a case study in Tahe-Lunnan oilfield of Xinjiang

The research on tectonization intensity plays an important role in the analyses of basin evolution and hydrocarbon accumulation. At present, methods in this field are almost qualitative, and the quantitative one is still rarely reported. In this study, a quantitative research method for tectonization intensity is proposed. The research result on Tahe-Lunnan oilfield shows that this method can not only quantitatively express the tectonization intensity, but also qualitatively reflect the macroscopic deform property and the evolution history of strata. Therefore, it is an effective method for analyzing the characteristics of tectonization. In addition, the realization of the method also can provide qualitative information for studying the influence and control of tectonization on hydrocarbon accumulation.

Quantitative Analysis on Shale Oil Accumulations Conditions for 4th Member of Shahejie Formation in Liaohe Western Depression

The 4th member of Shahejie Formation in Liaohe Westem Depression had experienced rapid subsidence, which resulted into massive shale with the characteristics of high organic matter abundance and sapropelic kerogen. Most shale samples have the total organic carbon （TOC） over 2%, and the value can excess 4% for dolomitic shale in Leijia area.

页岩基质孔隙水定量表征及微观赋存机制

页岩基质赋水性是影响页岩气富集和运移的重要地质因素之一,但针对基质孔隙内不同状态(吸附与游离)水的定量表征理论和方法尚不成熟、微观赋存机制还不够清楚。基于孔隙内吸附水和游离水两相共存特征,提出了吸附比例方程和液体状态方程两个理论模型,前者可计算饱和页岩基质孔隙内吸附水所占质量比,后者可用于描述饱和页岩中孔隙水赋存状态及评估吸附参数(吸附水的密度和厚度)。进一步结合核磁共振技术,建立了基于核磁共振T2谱的(非)饱和页岩基质孔隙水定量评价方法,并以四川盆地东南部五峰组—龙马溪组海相页岩为例进行了应用。研究结果显示:①在实验室条件(20℃、常压)下,饱和蒸馏水页岩基质孔隙内吸附水质量比(即吸附比例)为26.8%~62.9%、平均为45.5%;吸附水饱和度为19.19%~52.36%,平均为35.71%;吸附水平均密度和平均厚度分别约为1.54 g/cm^3和0.65 nm。②在核磁共振T2谱上,吸附水主要分布于较小的T2值区间,游离水则反之,两者之间有交叉重叠。③存在一个临界孔径,小于该孔径的孔隙内完全被吸附水充填;大于该孔径的孔隙内吸附水和游离水两相共存,且随孔径增大,吸附水饱和度逐渐减小、游离水饱和度逐渐增加;总体上,吸附水主要分布于<50 nm的孔隙内,游离水分布于>50 nm的孔隙内。④同一页岩岩心在不同含水率情况下吸附水含量及分布总体上变化较小;随着含水率减小,游离水含量及分布变化较大,含量逐渐减小、幅度逐渐降低。