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。

盐水层地质参数对CO_(2)封存效果的评价

在二氧化碳捕集、利用与封存技术中,盐水层封存CO_(2)由于具有分布面积广和封存潜力大等多重优势,逐渐成为应对全球气候变暖、实现2050年世界净零目标、减少CO_(2)排放的有效方法。为提高盐水层中CO_(2)的封存效果,以国内外现有的相关地质封存项目数据为基础,采用Petrasim软件中的TOUGHREACT/ECO_(2)N模块,选取CO_(2)溶解质量和气态CO_(2)饱和度为评价指标,通过数值模拟方法,从盐溶液体系和储层物性参数2个方面,揭示地层盐水盐度、地层盐水组分、地层压力、地层温度和渗透率5个地质参数对盐水层CO_(2)封存的影响机制,并定量评价CO_(2)封存效果。结果表明:①各地质参数主要通过改变CO_(2)、地层盐水的密度和黏度、CO_(2)溶解度以及CO_(2)–盐水–岩石的化学反应等,进而控制地层流体的溶解度、流动性和传质性;②CO_(2)的溶解度和地层盐水密度分别随盐度的增加而降低、增大,但前者受其影响程度更大,从而盐度对CO_(2)的溶解表现出抑制作用,因此低盐度的盐水层更有助于增加CO_(2)封存量及提高埋存安全性;③根据苏林分类法得到的4种盐溶液组分中,CaCl_(2)水型对应的CO_(2)溶解质量略低于其他3种水型,但整体上不同盐溶液组分对CO_(2)封存效果影响不大;④在CO_(2)溶解度和气液两相黏度比的共同作用下,CO_(2)溶解质量随压力和温度的增大而减少,气态CO_(2)饱和度变化相反;渗透率对气体流动性和运移距离起直接控制作用,因此地层压力和温度越低,渗透率越大的盐水层越有利于CO_(2)封存。

底水砂岩气藏注CO_(2)驱气提高采收率机理及埋存效果

注CO_(2)已被广泛应用于提高油气藏采收率,但有关底水砂岩气藏注CO_(2)驱及CO_(2)埋存协同开发的研究较少,气态CO_(2)和超临界态CO_(2)驱替天然气的机理和差异尚不明确。为了改善底水砂岩气藏水侵情况和明确气态与超临界态CO_(2)驱提高采收率及CO_(2)埋存机理,以X底水砂岩气藏为例,开展了注CO_(2)驱适宜度评价,提出了X气藏CO_(2)驱最优开发方案,并对比了气态和超临界态CO_(2)驱提采机理和效果,最后对注CO_(2)驱最优方案开展了生产及埋存预测。研究结果表明:①X气藏适合进行注CO_(2)驱,注CO_(2)提高采收率的最优方案即注采井网为低注高采、关井时机为采出气CO_(2)浓度达10%~20%、转注时机为地层压力7.5 MPa、压力恢复水平为地层压力7.5 MPa、注气速度为3.5×10^(4) m^(3)/d、注入量为0.25 HCPV,最优方案相对于衰竭式开发预计提高气藏采收率13.83%。②超临界CO_(2)驱抑制底水锥进效果和提高采收率效果优于气态CO_(2)驱。③注CO_(2)驱最优开发方案下,该气藏的CO_(2)总埋存量为4.7×10^(6) t,其中超临界埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量占比分别为86.05%、11.33%和2.62%。结论认为,底水砂岩气藏在发生气井水淹后采用超临界CO_(2)驱可以有效改善储层水侵情况,提高了气藏采收率,该认识为底水砂岩气藏的高效开发提供了理论支撑。

基于气−水两相流的注热CO_(2)增产CH_(4)数值模拟研究

注CO_(2)增产煤层气技术(CO_(2)−ECBM)可以降低温室气体排放,具有清洁能源生产和环境保护的功能。为研究气−水两相流条件下,在含水煤层中注CO_(2)增产CH_(4)的排采规律以及不同初始含水饱和度、不同CO_(2)注入条件对CH_(4)产量、CO_(2)储存和储层渗透率的影响,构建了竞争吸附、温度变化、煤体变形以及水运移的流−固−热耦合模型,通过与现场数据、已有试验以及现有模型的数值解结果,对比证明了模型有较高的准确性并对模型的优势做出具体阐述,随后利用COMSOL开展了CO_(2)−ECBM数值模拟。结果表明:注CO_(2)可以提升CH_(4)产气速率和产气量,这表明了注CO_(2)增产的可行性。随着CO_(2)持续注入,储层CH_(4)浓度降低,CO_(2)浓度升高,注气井附近温度升高,生产井附近温度降低且从注气井到生产井的温度缓慢下降;注气抽采期间,水相相对渗透率逐渐减小,气相相对渗透率逐渐增大。由于有效应力、基质收缩/膨胀共同作用,储层渗透率呈现“降低—升高—降低”的趋势;煤层初始含水饱和度越大,CH_(4)产量越低,渗透率下降幅度越小。累计CH_(4)产量最大下降15.19%,忽略煤层中水的影响会高估CH_(4)产量,在进行数值模拟时要考虑煤层水的影响;CO_(2)注入温度与注入压力越大,CH_(4)产量越大,渗透率下降幅度越大。累计CH_(4)产量分别增加13.27%、39.77%,渗透率分别下降20.4%、46.14%,提高CO_(2)注入温度和注入压力有利于提高CH_(4)产量。

缝洞型油藏填充介质含水饱和度对CO_(2)和N_(2)溶解扩散影响实验

为深入认识缝洞型油藏注CO_(2)、N_(2)启动缝洞体内部填充介质中剩余油的作用机理,采用压力衰竭实验方法,测量气体扩散系数和溶解度,研究含水饱和度对2种注入气的扩散压力、溶解度和扩散系数的影响规律,分析真实油藏条件下填充介质含水饱和度对CO_(2)和N_(2)溶解扩散的作用机理。实验结果表明:填充介质内部含水饱和度由束缚水条件增至完全饱和,CO_(2)和N_(2)的压力降幅分别为41.62%、43.22%,溶解度降幅分别为40.16%、42.50%,扩散系数均降低一个数量级;填充介质中地层水的存在降低了注入气的溶解和扩散传质能力,地层流体物性和地层流体与多孔介质间的差异是其主要影响因素。该研究为缝洞型油藏高含水阶段的剩余油注气开发以及相关参数优化提供参考。

多因素对液态CO_(2)冻融致裂煤体的影响试验研究

为研究多因素耦合对液态CO_(2)冻融致裂煤体的影响,采用自主研发的液态CO_(2)冻融致裂试验装置,利用核磁共振测试技术,测定不同影响因素下液态CO_(2)冻融致裂后煤体的孔隙度,分别研究液态CO_(2)冻结时间(t)、冻融循环次数(n)和煤体含水饱和度(W)对煤体孔隙度(φ)的影响;采用响应曲面法设计试验,构建φ与t、n和W的二次回归响应曲面模型,分析t、n和W单独及耦合作用时对φ的敏感程度及影响特征,并预测优化与验证不同影响因素下的φ。结果表明:随着t的延长和n的增多,φ呈指数函数关系变化,随W的增大,φ呈线性关系增加;影响因素t、n和W均为φ的极显著项(显著性判别值P<0.01),对φ影响的主次关系为:n>W>t。交互项nt交互作用极显著,nW交互作用次之,Wt交互作用不显著,对φ影响的主次关系为:nt>nW>Wt。模型预测当t、n和W分别为57 min、19次、96%时,φ达到最大值(9.47%),4组试验值与模型预测值平均误差为2.98%,所测φ平均值为9.58%,φ较优化之前(8.94%)提高了7.16%。

CO_(2)纯度对咸水层碳封存过程中残余水的影响

CO_(2)在地下深部咸水含水层的封存过程中,岩石孔隙内形成的残余水对CO_(2)可注入性、封存量及安全性都有负面影响,因此深入探究各因素影响下残余水的形成演化具有重要意义。文章利用取自鄂尔多斯盆地深部储层的天然岩心,在40℃和8 MPa的实验条件下利用3种纯度的CO_(2)(99.999%CO_(2)、75%CO_(2)+25%N_(2)以及50%CO_(2)+25%N_(2))进行饱水岩心驱替实验,以探究CO_(2)纯度对残余水的影响。实验表明,在3种CO_(2)纯度下的岩心驱替实验中,达到突破点和排水终点所需时间排序均为:99.999%CO_(2)<75%CO_(2)+25%N_(2)<50%CO_(2)+50%N_(2);不可再降残余水饱和度大小排序为:99.999%CO_(2)<75%CO_(2)+25%N_(2)<50%CO_(2)+25%N_(2)。分析发现,CO_(2)纯度变化会导致界面张力、湿润性以及黏度比等两相流系统重要性质的变化。通过对LogCa-LogM驱替稳定性图进行分析,确定了毛细力是影响本实验结果的主导因素。研究结果对不同条件下残余水饱和度的预测以及CO_(2)封存量的评价等方面有重要价值。

含杂质气态CO_(2)环境中X65钢腐蚀行为

通过腐蚀模拟实验、表面分析技术及水化学模拟计算与腐蚀预测等方法,研究含O_(2)、SO_(2)和H_(2)S杂质的气态CO_(2)环境中X65钢的腐蚀行为,对比分析X65钢在富CO_(2)相和富H_(2)O相中的腐蚀差异,并探讨杂质对X65钢腐蚀机制的影响。结果表明在富CO_(2)相中X65裸钢具有更高的初始腐蚀速率,但随着腐蚀进行,X65钢在富H_(2)O相中的腐蚀更为严重;在两种环境中X65钢的腐蚀过程均由CO_(2)和杂质的直接腐蚀效应、杂质的交互作用及腐蚀膜的氧化作用共同控制;而两种环境中X65钢腐蚀速率及腐蚀膜沉积状态不同的原因在于杂质对二者液相化学环境、阴极过程及腐蚀膜特性的影响程度存在差异。

基于地质工程一体化的CO_(2)泡沫压裂优化设计与实践——以苏里格气田苏X区块为例

CO_(2)泡沫压裂是提高致密砂岩气藏开发效果的有效手段。苏里格气田苏X区块中部为下一步稳产重要接替区,相对于北部主产区,其储层连续性、物性均较差,可动水饱和度较高,导致常规水基压裂气井水锁伤害现象严重、压裂液返排难度增大。以苏X-A3井为例,基于CO_(2)泡沫压裂地质工程一体化理念,首先应用建模数模一体化,研究储层物性、含气性与可动水分布等生产特征选井选层,避水布井射孔;其次应用地质压裂一体化,研究储层物性与压裂工艺匹配性,优化压裂液体系与压裂规模、泵注程序;最后应用评估修正一体化,根据返排试气试采资料,评价压裂效果与工艺的适应性,修正压裂前地质模型,完成地质工程一体化技术闭环。研究结果表明:地质工程一体化理念应用于CO_(2)泡沫压裂优化设计,能够更全面准确地认识储层品质与生产动态,提高CO_(2)泡沫压裂设计的针对性,为CO_(2)泡沫压裂效果提供保障。现场实践表明,该方法较以往常规水基压裂设计更符合实际需求。

电催化二氧化碳还原制备气态产物的研究进展

随着工业化进程的快速推进,CO_(2)排放量预计将持续上升,CO_(2)捕获、储存和再利用受到研究者们的广泛关注。在各类CO_(2)转化技术中,电催化技术因其反应条件温和可控、能耗低、环境污染小等优点,是最有前途的策略之一。近些年来,CO_(2)选择性地转化为气态产物如一氧化碳、合成气、甲烷、乙烯和乙烷已有许多报道。本文对电催化CO_(2)还原生成气体产物的反应机理和催化剂设计策略进行了介绍;对电催化CO_(2)还原进行了总结与展望,包括新型电催化剂、机理研究、外部因素的影响以及级联反应。

松辽盆地古龙页岩油储层可动流体饱和度测定方法

针对松辽盆地古龙页岩页理缝发育,孔隙度、渗透率极低,页岩油难以动用的问题,利用古龙页岩天然柱塞岩心,基于核磁共振扫描分析,分别开展离心法和气驱法2种方法的页岩可动流体饱和度评价,并与古龙地区致密砂岩进行了对比实验分析。结果表明:普通砂岩离心力选择标准已经不适合古龙页岩油,离心法也已经不适用于古龙页岩油可动流体评价,采用离心机最高转速,页岩岩心出现了严重的破碎,可动流体饱和度最高只达到了6.32%,远小于普通砂岩的可动流体饱和度,采用CO_(2)驱替可动用的页岩油达到了32.61%,远高于离心实验结果,显示CO_(2)驱替法在研究页岩油可动流体方面优于离心法。该方法评价古龙页岩油的可动流体饱和度是可行的,为古龙页岩油高效益开发提供了理论依据。

CO_（2）泡沫改善吸水剖面实验评价研究

针对注水开发油田高含水开发期平面水驱不均、纵向吸水差异大、水驱采收率低的问题,开展了CO_2泡沫驱改善吸水剖面室内评价试验研究,建立了三组渗透率级差分别为3、6、9的高、低渗透率并联岩心组合驱替模型,采用CO_2泡沫驱替岩心,研究CO_2泡沫驱替过程中渗透率级差以及含油饱和度级差对吸水剖面改善效果的影响及CO_2泡沫驱油效率。研究表明,渗透率极差越小,CO_2泡沫对注入剖面的改善效果越好,并考虑到不同渗透率级差下CO_2的驱油效率,实际应用中应当将同一层系的渗透率级差控制在6以内;含油饱和度越高,CO_2泡沫对剖面的改善效果越好,在实际应用中注入时机应当选择含油饱和度级差的范围为4~6。目前该研究成果已在吉林油田A区块CO_2泡沫驱矿场试验中得到应用。

莺歌海盆地深层高含CO_(2)高含水气藏气相渗流机理

南海莺歌海盆地深层气藏具有高温、高压、高含水和高含CO_(2)等典型特征,其渗流机理十分特殊。为揭示该类气藏渗流特征,剖析产气能力的影响因素,通过搭建超高温高压长岩心驱替实验系统来模拟实际储层的温压条件,开展不同含水条件及不同CO_(2)含量下的气相渗流实验。研究表明:该类气藏渗流特征可划分为产生启动压力、低速非达西渗流、达西渗流和偏离达西渗流4个阶段;束缚水会引起低速非达西渗流,可动水会导致启动压力产生,且束缚水在高压差下会转为可动水,导致气相渗流偏离达西渗流,形成或加剧气水两相流动,降低高压差下气相渗流能力;气组分中CO_(2)不仅会导致低速非达西渗流阶段时间延长,高含量下还会促进束缚水转为可动水,形成启动压力,并使高压差下偏离达西渗流阶段提前到来。因此,此类气藏含水饱和度和CO_(2)含量的增加均会抑制产气能力,应严格控制气藏生产压差,避免低速非达西渗流和高压差下偏离达西渗流产生。研究结果可为该类气藏的高效开发提供理论依据。

温度压力对岩心尺度CO_(2)–水–岩系统中残余水影响的实验研究

在深部咸水层中进行CO_(2)地质储存,主要排水过程中形成的残余水对地质储层的容量和安全性都有负面影响。本研究通过超临界CO_(2)排驱饱水岩心实验,研究了不同温度(40、50和60℃)、不同压力(8、10和12MPa)对CO_(2)–水–岩系统中残余水的影响及作用机制。实验结果表明:超临界CO_(2)排驱去离子水的残余水饱和度为S_(w40℃)<S_(w50℃)<S_(w60℃)和S_(w8MPa)>S_(w10MPa)>S_(w12MPa)。分析发现,残余水饱和度的差异归因于温度压力导致CO_(2)-H_(2)O系统间界面张力变化,且压力对其影响较大;另外,较小的黏度比和较大的密度差会使残余水饱和度增大。低温高压储层具有较好的储气效果,亦可选择低盐度的储层或是注入高密度CO_(2)来降低残余水饱和度,使得毛细残余储存量增加。

CO_(2)体积分数对燃煤细颗粒物在水汽环境中凝结长大的影响

为研究燃煤烟气中CO_(2)体积分数对细颗粒物在水汽环境中凝结长大效果的影响,建立了计算模型并搭建了实验平台,分别从理论计算和实验研究两方面探讨了CO_(2)体积分数对细颗粒物凝结长大效果的影响。结果表明:随着CO_(2)体积分数升高,混合烟气的热、质扩散系数均降低,生长管内平均过饱和度增加,细颗粒物长大效果明显;管壁温度越高,随着CO_(2)体积分数的提高,细颗粒物粒径越大。

小儿腹腔镜阑尾切除术CO_2气腹对呼吸的影响

目的研究小儿经腹腔镜阑尾切除术CO_2气腹对呼吸的影响。方法 2006年8月—2010年8月行腹腔镜阑尾切除术的患儿52例,观察气腹前以及气腹后呼气末二氧化碳(P_(ET)CO_2)、气道峰压(Ppeak)、血氧饱和度(SpO_2)等参数值的变化。结果行CO_2气腹后5、15 min SpO_2值较气腹前降低,而P_(ET)CO_2、Ppeak较术前上升(P<0.05)。放气5 min后、拔管前,各项数值基本恢复到术前水平。52例患儿中1例术中发生低氧血症。结论在行腹腔镜治疗时,CO_2气腹对小儿呼吸有一定影响,术中应加强对生命体征的监测,合理用药,使手术安全、顺利地完成。

中心静脉-动脉血二氧化碳分压差及中心静脉血氧饱和度对住院危重患者拔管失败的预测价值

目的探讨中心静脉-动脉血二氧化碳分压差[pressure(central venous-arterial)carbon dioxide,P(cv-a)CO_(2)]、中心静脉血氧饱和度(central venous oxygen saturation,ScvO_(2))对重症监护室(ICU)机械通气(MV)患者拔管失败的预测效能。方法选择2017年7月至2021年3月在周口骨科医院ICU行MV治疗的患者147例,根据ICU患者拔管结局将其分为拔管成功组和拔管失败组。对比分析两组患者的一般资料及拔管前后的血流动力学参数、呼吸参数和血气分析参数。应用受试者工作特征(ROC)曲线分析P(cv-a)CO_(2)拔管前后差值[ΔP(cv-a)CO_(2)]和ScvO_(2)拔管前后差值(ΔScvO_(2))对MV患者拔管失败的预测评估价值。结果年龄≥60岁、MV应用时间≥7 d、感染、ΔP(cv-a)CO_(2)≥40%是危重患者拔管失败的危险因素;ΔScvO_(2)≤5.4%是危重患者拔管失败的保护因素。ΔP(cv-a)CO_(2)、ΔScvO_(2)和ΔP(cv-a)CO_(2)联合ΔScvO_(2)预测患者拔管失败的ROC曲线下面积(AUC)(95%CI)分别为0.802(0.649~0.952)、0.803(0.659~0.938)、0.884(0.782~0.982)。结论ΔP(cv-a)CO_(2)和ΔScvO_(2)是预测危重患者拔管失败的独立危险因素,ΔP(cv-a)CO_(2)和ΔScvO_(2)的联合预测价值高于单独应用。

含杂质气态CO_(2)输送管道腐蚀研究进展

气态CO_(2)输送管道是CO_(2)捕集与储存(CCS)过程中的重要一环,含杂质气态CO_(2)输送管道的腐蚀控制对于管道的安全运行尤为重要。本文综述了目前含杂质气态CO_(2)输送管道腐蚀的研究成果,总结了气态CO_(2)输送管道腐蚀的影响因素,阐述了杂质与环境条件对水与CO_(2)的互溶度、管道钢腐蚀行为、腐蚀产物膜特征及腐蚀机理的影响,分析了气态CO_(2)输送管道临界含水量的确定,归纳了适用于气态CO_(2)输送管道的腐蚀预测模型。本文指出当前气态CO_(2)输送管道腐蚀研究亟待解决的科学问题包括:含杂质气态CO_(2)环境中水与CO_(2)互溶度的计算;杂质对气态CO_(2)环境中腐蚀产物膜特征及腐蚀机理的影响;含杂质气态CO_(2)输送管道不发生腐蚀临界含水量的确定;含杂质气态CO_(2)输送管道内腐蚀预测模型的建立。

多因素影响下多孔介质中气体突破渗透率衰减模型

突破渗透率是评价页岩气开发和CO_(2)地质封存的重要指标,但是,突破渗透率的影响因素及其协同影响机制尚不明确。为此,基于部分饱和多孔介质突破压力“S”形曲线模型和滑脱效应理论,建立了部分饱和多孔介质突破渗透率衰减模型,并分别通过较高渗透率玻璃平面孔隙网络可视化空气突破渗流实验,结合前人低渗透率砂岩和页岩岩样CO_(2)、CO_(2)—CH_(4)突破渗流实验成果,验证了衰减模型的有效性,最后分析了突破渗透率的影响因素及其协同影响机理。研究结果表明:①可以同时考虑润湿相初始饱和度、出口背压以及滑脱因子协同作用建立气体突破渗透率衰减模型;②玻璃平面孔隙网络可视化空气突破渗流实验结果以及前人低渗透率岩心突破渗流实验成果验证了气体突破渗透率衰减模型的有效性;③衰减模型比指数模型更能准确地揭示突破渗透率随润湿相初始饱和度的指数式衰减和倒“S”形曲线衰减特征;④润湿相初始饱和度、出口背压以及滑脱因子三者协同影响气体突破渗透率,初始润湿相饱和度较低时,出口背压的升高会引起滑脱因子较高气体的突破渗透率显著降低,而润湿相初始饱和度较高时,无论气体的滑脱因子高或低,出口背压对气体突破渗透率的影响均会变小。结论认为,所建立的气体突破渗透率衰减模型对于加大非常规气藏开发力度、指导CO_(2)地质封存具有重要的意义,有助于推动我国实现“碳中和”目标。