CO_(2)-EOR过程中油藏储层构造封存能力的模拟

为应对日益严峻的能源危机和温室效应,CO_(2)提高采收率技术脱颖而出,因此CO_(2)提高采收率后的地质封存安全性和相应的封存能力评估引起了广泛关注。借助数值模拟方法,基于吉林油田某区块油藏的实际储层条件,构建了注入CO_(2)含量为10%~90%的9个模型,分别探究了含水饱和度为30%,50%和90%以及储层压力为10 MPa,20 MPa和30 MPa时油藏各相组分的分布规律;基于前人对封存CO_(2)安全储存状态划分的研究,最终明确了CO_(2)的安全封存量。结果表明:1)当含水饱和度(30%)和压力(10 MPa)一定时,增加CO_(2)含量(10%~90%)可大幅提高CO_(2)的有效封存体积分数(26%~93%);2)压力的提升(10~30 MPa)促进了CO_(2)在油相中的溶解,从而略微降低了储层的封存能力(18%~7%);3)含水饱和度对储层封存CO_(2)的能力的影响微乎其微。该研究旨在阐明不同条件下CO_(2)的构造埋存量,为相关研究提供借鉴。

鄂尔多斯盆地石盒子组地层二氧化碳矿物封存能力评估

CO2的地质封存技术是减少CO2向大气排放的一种有效方法。矿物封存由于储存时间长,安全性高,对CO2地质封存至关重要。本文以鄂尔多斯盆地石盒子组地层为例,利用模拟软件TOUGHREACT研究了CO2注入后,各矿物的溶解和沉淀机理,确定固碳矿物和CO2的矿物封存量;通过改变绿泥石和长石类矿物的初始含量,研究原生矿物组分对CO2矿物封存潜力的影响。结果表明,以石英、长石为主的砂岩储集层中,长石类、绿泥石和高岭石是主要的溶解矿物,铁白云石是主要的固碳矿物,原生矿物中绿泥石和长石类矿物对CO2的矿物封存量影响很大,绿泥石和长石类矿物的体积分数增加,CO2的矿物封存量也增加。

储层CO2封存能力研究

为了搞清储层对CO2的封存能力,本文针对CO2在储层孔隙流体中的封存方式、温度、压力影响因素等问题,归纳了CO2在地下储层中的极限封存量公式,并采用油藏数值模拟方法,计算出地下储集空间体积、剩余油饱和度等参数;用实验室测定方法得到不同温压条件下CO2的溶解度等物理参数,并估算出注入CO2十年后的封存量。结果表明新公式简化了CO2封存量的计算过程;数模预测当单井注入速度为10 t/d时,既较为经济,又可有效提高采收率;通过公式计算,CO2的最终封存量能达到油藏地质储量的20%以上。这些结果认识对CCUS技术体系具有补充完善的意义。

储层物性参数对CO_2长期封存能力的影响研究

为进一步揭示储物层性参数对于CO_2长期封存效果的影响,本文根据鄂尔多斯盆地的地质层条件,使用软件建立了二维模型,针对地质的温度、孔隙、储层厚度、渗透率等参数进行研究,并讨论了这些参数能够细化CO_2羽的分布,进而有利于矿物捕捉。通过计算,确定了储物层的物性参数敏感度,来为技术人员科学选取工程地址提供一些参考。

松辽盆地古龙页岩油富集耦合机制

大庆油田生产实践证实松辽盆地青山口组古龙页岩油具有巨大的勘探开发潜力,但页岩油富集的耦合机制仍不明确,制约了页岩油成藏理论及油气富集区的认识。通过岩心精描、古地温恢复、常微量元素分析、场发射环境扫描电镜分析、二维核磁分析等技术,明确了古龙页岩油富集的耦合机制。松辽盆地古龙页岩油富集受宏、微观多因素耦合控制:宏观上,古龙页岩油富集受控于43.99~77.28℃/km古地温梯度的高温热盆、大规模发育的富氢高有机质页岩、温湿淡水-微咸水还原水体环境及较强的顶底板封存能力4个地质因素;微观上,古龙页岩油富集受控于以有机质成熟度为主线的生烃与成储同步演化耦合,随着页岩成熟度不断增高,干酪根不断裂解,生烃量增加,有机缝孔的占比逐渐增大,无机孔占比逐渐减少,生成的油气由重质向轻质转化,吸附油占比减小,游离油占比增大。当Ro大于1.3%时,孔壁表面润湿性由亲水性向亲油性转变,原油不断从小尺度孔隙向大尺度孔隙渗流。研究成果可为古龙页岩油成藏理论认识的深化及富集区优选提供重要依据。

中国超基性岩封存CO_2的潜力研究

大气CO_2浓度上升引起的气候效应正受到国际社会的高度关注。超基性岩石与CO_2反应可生成稳定的碳酸盐矿物而永久性地固定CO_2,有效地降低人类活动排放到大气中CO_2浓度,从而缓解日趋严重的温室效应带来的全球气候恶化。根据各省《区域地质志》记载的超基性岩体的岩石学、地球化学资料,按照公式:T=1/3·a·t·r·d·(1-φ)计算,对各省市自治区的CO_2封存量进行了详细统计和评估。计算表明,中国超基性岩封存CO_2的潜力巨大,总封存量可达13.02×10^(12)t CO_2,约为2008年全国CO_2总排放量的1887倍。其中超过11.55×10^(12)t CO_2的封存量(占全国总量的89%)在西藏和新疆地区,其他地区占全国的11%,总量达到1.46x10^(12)t CO_2,相当于2008年全国总排放量的212倍,因此具有较高的碳封存潜力。由于各省工业产业结构分布的不均匀导致CO_2排放量有着很大的差异,因此利用超基性岩封存CO_2的潜力相差悬殊。东南沿海和华南地区等经济发达地区相对封存储最较少,应考虑其他方式来封存。

注入速率对CO_2地质储存封存潜力的影响分析

国内某著名煤炭企业计划实施每年10万吨的CO2地质储存（CCS）项目,拟选了5组地层做为目标储层。但所选封存层平均渗透率在0.15~0.6mD,平均孔隙度在2~6%,属于低渗低孔地层,如不进行人工压裂提高注入层渗透率,要实现预定存储目标尚有一些困难。笔者在研究中发现,除对目标层进行一定的水裂酸化处理提高地层渗透特性可以显著提高注入性和存储能力外,CO2注入速率的变化对地层的封存能力和注入性也有明显影响。运用TOUGH2-ECO2N软件分别模拟了无水裂及水裂情况下8种不同注入速率下这些目标存储层的压力变化及CO2封存状态比例及理论最大封存能力。模拟结果表明使用水裂酸化方法对储层进行处理后,不仅可以使注入总量达到项目要求,还可使系统理论最大储存能力提高55%;并且在灌注过程中采用变速灌注方式,可以有效控制系统压力积聚,对将来实际灌注压力控制具有重要意义。

CO_(2)在咸水层的地质封存及应用进展

CO_(2)在咸水层(盐沼池构造)中的封存是地质封存技术中封存量最大、最有前景的途径。总结了咸水层中封存CO_(2)机理及其在工程应用方面的主要进展。咸水层中CO_(2)地质封存的俘获机理比较复杂,是由一系列物理和地球化学的俘获机理共同作用的结果。论述了CO_(2)在咸水层地质封存的主要封存机理,如构造地层封存机理、水力学封存机理、束缚气封存机理、溶解封存机理和矿物化封存机理。现有的CO_(2)地质封存项目的顺利运行证明了其在咸水层中封存技术上的可行性。CCUS技术成功应用于咸水层仍有许多问题需要解决,如地质封存项目广泛分布在全球不同地质条件,需要不同的监测技术、法律监管问题及经济效益评估。

煤矿废弃矿井采空区封存CO_2的机理分析和能力评价

CO2大量排放引发的全球"温室效应"正在受到密切关注,如何处理化石燃料燃烧排放的CO2成为重大课题。通过对现行CO2地质封存技术的分析,提出了利用煤矿废弃矿井采空区作为CO2储层的新观点。对煤矿废弃矿井采空区封存CO2的机理和可行性进行了分析和探讨,评估其风险,并提出了初步的应对措施。通过建立数学模型推导出CO2封存量的计算方法。研究认为,煤矿废弃矿井采空区封存CO2具有一定的可行性且应用前景广阔。