沁水盆地CO_2地质封存及驱替煤层气选区数值模拟研究

以山西省沁南盆地深部煤层为研究对象,结合研究区周边地质资料、深部钻井数据,利用Eclipse软件对该区域CO_2地质封存及驱替煤层气(CO_2-ECBM)过程进行数值模拟及相关研究。结果表明,该研究区适合开展CO_2-ECBM相关工作的优选区为Q-2,其模拟所得煤层气的产气量、CO_2封存量数据均优于区内其他区域。同时研究结果也揭示了深部煤储层渗透率的改善,是将来CO_2封存和ECBM取得理想效果的关键。

注CO_2提高煤层气采收率及CO_2封存技术

针对柿庄北区块煤层注CO_2提高甲烷采收率的关键因素及现场工程选区,基于研究区储层特征,结合正交试验设计,开展了影响煤层注CO_2提高甲烷采收率的数值模拟研究,评价了注入效果,指出了CO_2-ECBM工程选区的储层渗透率门限。结果显示:研究区地质构造简单,顶底板封盖性好,煤层气成藏具有埋深大、煤层厚、含气量高、临界解吸压力高以及渗透率中等偏低、储层压力低的"四高两低"的基本特点;影响研究区注CO_2促甲烷增产的关键因素是煤储层渗透率;在较高渗透率煤层注入CO_2,有利于提高采收率;较低渗透率煤层可较好地实现CO_2封存;要实现柿庄北区块煤层注入CO_2显著提高甲烷采收率,储层渗透率应高于0.05×10^(-3)μm^2;兼顾提高采收率和CO_2的有效埋藏,储层渗透率宜为(0.05~0.22)×10^(-3)μm^2。

基于CCUS的深部煤层煤层气采收及CO_2封存效果

针对我国深部煤层气资源丰富,但因经济和技术条件有限,很难对其进行常规开采的问题,提出了CO2捕获、利用与封存(CCUS)技术,采用该技术不但可提高深部不可采煤层中CH4的采收率,而且可将CO2有效地封存在深部煤层中,从而达到减排的目的。研究发现:煤阶、煤层压力、煤层渗透率、注入时间、注入气体的组分等都会对生产井中CH4的采收率产生影响,储层的盖层、埋深、构造发育情况、地震活动情况以及地下水条件等会对CO2的封存产生一定的影响。因此,在实施CCUS技术前,要对选区进行合理的评价,以提高项目实施的可行性。

CO_2驱煤层气中煤层膨胀对套管稳定性的影响

随着中国经济的快速发展,能源供需矛盾日益突出,由于过度依赖化石能源,大量排放CO2,致使面临的环境压力越来越大。CO2驱煤层气(CO2 enhanced coal-bed methane)技术可同时增产煤层气和大规模减排CO2,在我国具有良好应用前景,但应用该技术在注采生产过程中因煤层吸附CO2产生的膨胀效应对套管稳定性的影响尚未引起重视。通过建立考虑CO2煤岩吸附膨胀效应的套管-充填材料-煤岩平面应变模型计算的套管应力和变形理论解与ABAQUS数值模拟结果具有良好的一致性,并分析了CO2吸附膨胀条件下套管应力的影响因素。分析结果表明,膨胀对套管应力和变形具有显著影响。在给定CO2吸附浓度和套管内径条件下,套管和充填材料的壁厚、充填材料和煤岩的力学参数是影响套管应力的主要因素,可通过增加套管或(和)充填材料壁厚以及改变充填材料力学参数来降低套管应力。开发超低弹模和较大泊松比的充填材料是降低套管应力的有效途径。

注CO_2驱替煤层气过程中煤基质膨胀应变的测量方法

对注CO2驱替煤层气过程中煤基质膨胀应变的测量方法的现状与进展进行了综述。煤基质膨胀应变的测量方法主要有应力法与光学法,但要根据煤样是否处于约束条件下来做最佳选择。其中光学法是新近发展起来的一种非接触式测量方法。最后认为光学法应成为今后煤在超临界CO2中的膨胀应变的主要测量方法。

CO_2驱提高煤层气开采效果注入参数的实验研究

我国煤层气面临低渗、含气饱和度低和储层压力低等问题,CO_2具有较好的置换、驱替煤层气的效果,同时可以减少碳排放量,对CO_2注入参数优化至今尚没有具体研究。采用正交设计原理对影响CH_4采收率的参数:注气时机、注气方式、注气速度和温压体系进行合理的水平设置和实验方案设计,通过室内长岩心驱替实验得到最佳的注气方式为衰竭式开采采收率为20%时转注CO_2,注入方式采用间歇注入,段塞大小为0.2 PV,注入速度为0.2 m L/min,室温、压力9 MPa条件下,注气约17 PV后衰竭式开采效果最好。注气时机和注气方式对CH_4采收率有显著影响,注气速度影响比较显著,温压体系影响较小。希望对我国煤层气开采提供一定的借鉴和参考。

胜利油田CO_(2)高压混相驱油与封存理论技术及矿场实践

针对胜利油田开展CO_(2)驱油与封存面临的原油轻烃含量低混相难、储层非均质性强波及效率低、易气窜全过程调控难等问题,通过室内实验、技术攻关和矿场实践,形成CO_(2)高压混相驱油与封存理论及关键技术。研究发现,提高地层压力至1.2倍最小混相压力之上,可以提高原油中的中重质组分混相能力,增大小孔隙中的原油动用程度,均衡驱替前缘,扩大波及体积。通过超前压驱补能实现快速高压混相,采用梯级气水交替、注采耦合、多级化学调堵等技术全过程动态调控渗流阻力,实现采收率与封存率的协同最优。研究成果应用于高89-樊142 CCUS(二氧化碳捕集、利用与封存)示范区,区块日产油由254.6 t提高至358.2 t,预计实施15年可提高采出程度11.6个百分点,为CCUS规模化应用提供理论和技术支撑。

CO_(2)驱油封存泄漏风险管理系统及应用研究

CO_(2)驱油封存技术在提高原油采收率的同时能实现大规模CO_(2)封存。然而,驱油封存过程伴随着多种CO_(2)泄漏风险。针对以往CO_(2)泄漏风险管理系统的缺乏,特别是缺少基于在线监测的管理系统,难以支撑动态的风险管理,研究基于CO_(2)驱油封存泄漏风险管理体系的构建,开发了集成多环境实时风险识别和评估、多空间风险预测、多层级风险预警和全过程风险控制的动态CO_(2)泄漏风险管理系统,并应用于鄂尔多斯盆地延长石油CO_(2)驱油封存示范项目。案例应用研究表明,所开发的CO_(2)泄漏风险管理系统可以全空间动态识别CO_(2)驱油封存过程的各种泄漏风险,有效支撑泄漏风险的动态管理,为CO_(2)驱油封存项目提供全面及时的安全保障。

超临界CO_2驱替煤层CH_4装置及试验研究

自主研发了MCQ-Ⅱ型大试件(100mm×100mm×200mm)超临界CO2驱替煤层CH4试验装置,该装置不仅能够保障试验过程中CO2始终处于超临界状态,而且可测量煤体吸附过程中的体积膨胀。借助本装置对同一温度不同体积应力条件下的超临界CO2的渗透性及其驱替CH4效果进行了试验研究。试验结果表明:在50℃、恒定体积应力为48~60MPa条件下,超临界CO2的渗透率与注入渗透压呈正相关关系,与体积应力呈负相关关系。超临界CO2在煤体中的渗透特性远远高于其在常态条件下的渗透性。试验同时发现,超临界CO2在煤体中的吸附量与孔隙压力及体积应力均呈正相关,在48和60MPa的体积应力下,单位体积的煤体分别可累计吸附10.82~17.52体积和16.12~20.40体积的CO2;试验还测得了不同条件下煤体吸附CH4、超临界CO2及超临界CO2驱替煤体CH4过程中,煤体体积膨胀百分比。在超临界CO2驱替CH4试验中,2号焦煤煤样试件中注入气体体积(包括CH4,CO2)均小于1号弱黏煤煤样,但是两煤样中的CO2/CH4置换比及CO2最终储存率相当,分别为4.01/4.16,20.05%/20.09%。

CO_(2)驱煤层气关键技术研发及应用

CO_(2)驱煤层气(CO_(2)-ECBM)工业化应用是促进煤炭清洁高效利用、加快国家天然气发展、实现“碳达峰”和“碳中和”目标的重要途径。立足CO_(2)注入、运移、封存和产出的全过程控制和监测技术需求,结合理论和现场工程实践,提出地质适配性的CO_(2)-ECBM技术体系。研究成果表明,构建“分子—微纳米—岩心—近工程—工程”衔接的CO_(2),CH 4和H 2 O多尺度赋存和流动实(试)验体系是揭示CO_(2)-ECBM机理与技术应用的前提。实施CO_(2)-ECBM需综合考虑CO_(2)可注入性、CH 4可增产性和CO_(2)可封存性,结合高精度三维地质和数值模型优选有利井区。CH 4增产效果受CO_(2)注入方式、注入压力、注入速度和井底流压等多因素协同影响,为实现长期增产和有效封存双重目标,提出了包含“阶梯式增注提压、限压注入驱替、气驱水产能抑制、采气井增产、间歇式排采、采气井井场复垦”6个阶段的CO_(2)注-采技术体系。为监测CO_(2)运移和封存效果,形成了涵盖“注入—驱替—封存”全过程的“空-天-地-井”立体监测网络,可通过地表微形变与环境变化遥感监测、近地表被动地震裂缝层析成像、动态多向多分量VSP监测技术和深井实时温压监测装置有效跟踪CO_(2)运移路径。依托上述技术在沁水盆地柿庄TS-634井区实现CO_(2)注入2001.04 t,并有效监测了CO_(2)运移方向和增产效果。上述技术可服务于CO_(2)-ECBM,进一步推动CO_(2)-ECBM工业化进程,需从政策制定、市场机制和需求驱动等多方面综合优化,以期为我国能源结构调整和“双碳”战略实现提供技术支撑。

不同排采程度煤储层注CO_(2)驱煤层气模拟评价

在“双碳”战略背景下,开展煤中封存CO_(2)和提高煤层气采收率(CO_(2)-ECBM)研究有重要现实意义,我国也已开展多方位的先导性试验和工程示范。已有的工程实验表明,煤储层的排采程度对CO_(2)注入的难易程度有重要影响,然而还缺少定量数据的支撑以及对CO_(2)注入及驱煤层气的效果的评价。借助数值模拟手段,以沁水盆地柿庄北区块SX018-5H井煤层气地质和工程条件为基础,构建了含1口水平井和2口直井的3号煤层CO_(2)-ECBM工区,设计了水平井排采0,1,2,3和4 a后,在1 a内连续注入万吨CO_(2),以及排采4 a后持续注入CO_(2)共计6个注入驱替方案,对比了10 a模拟时间内注入CO_(2)各方案及不注入CO_(2)方案的气井产出和储层动态变化情况。研究结果表明,在沁水盆地南部柿庄北区块3号煤层地质条件下,水平井具有较高的CO_(2)注气效率,3号煤层具有较大的封存潜力,注入万吨CO_(2)主要封存在水平井筒(长700 m)附近60 m范围内;煤储层的排采程度,也就是注入CO_(2)前储层的含气/含水饱和度,对CO_(2)注入有重要影响,储层中甲烷排采越充分,越有利于CO_(2)注入;CO_(2)注入对邻近煤层气井的生产存在增加储层压力的“负”效应和驱替甲烷的“正”效应。要在CO_(2)-ECBM项目中达到较好的驱替效果,一方面应增加煤储层的排采程度,另一方面应适当降低CO_(2)注入井和煤层气生产井距。

深部煤层封存CO_2的地质主控因素探讨

目前世界上多数国家都以CO2捕获和封存作为CO2减排的有效措施之一。向深部不可采煤层中封存CO2能一举两得,既可实现CO2减排的目的,又能置换出煤层甲烷气体。从实验室研究角度出发,分析了煤级、温度、压力、水分及氮气对煤吸附CH4、CO2的影响,并结合煤层气开发选区评价方法,探讨了影响煤层封存CO2的地质主控因素,认为煤种、煤厚、煤层埋深、渗透率是主要控制因素,而地质构造、水文地质、甲烷气含量等为次一级控制因素。综合分析认为,我国煤层封存CO2的潜力很大,而华北地区是深部煤层封存CO2的首选地区。

CO_(2)强化煤层气产出与其同步封存实验研究

长期以来针对CO_(2)-ECBM已做了大量研究工作,然而有限的工业试验没能达到预期目的,使得这一煤层气强化技术推广应用欠缺。近些年随着各国碳中和路线的制定,CO_(2)封存逐渐受到重视,煤储层可否作为CO_(2)的封存空间、可否实现CO_(2)驱替CH_(4)和封存同步进行,又重新回归人们的视野。为此,以新疆准南区块目标煤层样为研究对象,采用不同CO_(2)与CH_(4)混合比例气体进行煤的吸附/解吸实验,探索混合气体比例对CO_(2)-ECBM和CO_(2)吸附封存潜力的影响。结果表明,随着混合气体CO_(2)比例减少,CH_(4)驱替效果降低,其中40%CH_(4)+60%CO_(2)混合气体的CO_(2)残余量最多,在解吸至0.7 MPa时已有83.05%的CH_(4)产出,而83.62%的CO_(2)吸附残余在煤中,表明其CO_(2)吸附封存潜力最佳。根据道尔顿分压分体积理论和Langmuir方程,对降压解吸阶段各混合气体解吸量与解吸率进行理论计算,结果显示,随混合气体CO_(2)含量减少,煤中CO_(2)的残余率、残余量以及CH_(4)最终解吸率均降低。理论计算与实验中CH_(4)解吸率和CO_(2)残余量随混合气体组成变化趋势基本一致,表明混合气体中CO_(2)占比越高,越有利于最大限度地提升CH_(4)采收率以及煤储层CO_(2)吸附封存潜力。研究认识为CO_(2)-ECBM和煤储层CO_(2)封存现场应用提供理论依据,为这一技术的推广应用提供实验支撑。

CO_2驱油封存区域土壤气监测技术及应用

针对二氧化碳驱油封存技术(CO2-EOR)国内尚无通用的环境监测方法的情况下,文章提出了土壤气CO2的通量以及δ13C监测的重要性,并结合胜利油田CO2-EOR项目开展的环境监测工作,提出了几点监测过程值得注意的问题:为识别CO2泄漏风险,注气前的环境监测数据至关重要;监测区域除了涵盖注气井和采油井,必须考虑注气过程中CO2地下运移的范围,但目前尚无明确的方法计算延伸的距离;在数据分析和挖掘过程中,由于参数的表征方式不同,借助统计学分析软件的类比功能实现监测方法之间的相互印证。

致密油藏CO_(2)吞吐驱油和封存注采参数敏感性分析——以鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油藏典型储集层为例

致密油藏CO_(2)吞吐开发具有提高原油采收率和封存CO_(2)的双重效果。目前,对致密油藏CO_(2)吞吐驱油和封存研究中,鲜有学者将CO_(2)封存量相关参数作为评价指标。以鄂尔多斯盆地延长组长7段某致密油藏典型储集层为例,利用数值模拟技术分别选取吞吐时机、注气速度、注气时间、焖井时间、生产时间和吞吐轮次为注采参数,以换油率、CO_(2)滞留系数及驱油-封存协同综合系数为评价指标,采用单因素控制变量法和多因素正交试验设计,结合极差分析方法,分析了6个注采参数对3个评价指标的敏感性。结果表明:当注重CO_(2)驱油时,建议注气时间为30~60 d,注气速度为0.001 0~0.003 0 PV/d,吞吐时机小于0.5年;当注重CO_(2)封存时,建议生产时间为30~230 d,注气速度为0.0075~0.010 0 PV/d,注气时间为145~180 d;当CO_(2)驱油和封存协同优化时,建议注气时间为30~65 d,吞吐时机为6个月前,焖井时间为10~20 d。

世界封存CO_2驱油的现状与前景

"碳捕捉与封存"技术有助于减少温室气体排放和控制全球变暖,评述了世界可深层封存CO2的潜力,世界各国封存CO2提高油田采收率的现状和发展趋势,以及中国CO2驱油的前景。

CO_2地下处置与煤层气开采的数值模拟

采用Crank-nisholson差分格式与Richtmyer方法,对单井注入CO2与CH4二组分气体的扩散渗流物理模型进行离散化处理,从而把对非线性微分方程组的求解转化为对线性方程组的求解。基于Matlab语言编制数值计算程序,同时依据永安、双柳和寺河三矿煤层的实际参数进行模拟计算,得到了注气过程中各组分气体分压和基质内组分浓度的变化规律。数值模拟计算表明,向煤层中注入CO2不仅可以驱替、置换煤层气,提高煤层气的回收率,而且煤层对CO2有一定的储存能力。

低渗透和特低渗透油藏CO_2驱油封存监测体系的建立

利用CO_2开展低渗透和特低渗透油藏驱油技术研究,涉及CO_2注入、驱油、采出和回收、回注等多个环节。但是超过一定程度的CO_2泄漏会对环境安全和人体健康产生危害,并且降低CO_2的驱油效果。通过辨识低、特低渗透油藏CO_2驱油封存的泄漏特征,分析了在驱油封存不同运营时期以及各个空间维度上的监测需求,剖析了不同监测技术的应用及技术之间的相互关系,建立了一套完整的低、特低渗透油藏CO_2驱油封存监测体系。该体系贯穿CO_2驱油封存全过程,覆盖地下、地表及大气,可以为低、特低渗透油藏CO_2驱油封存项目的实施提供安全有效的保障,促进二氧化碳的捕集、利用和封存技术的发展。

考虑封存机理的低渗透油藏CO_(2)驱油与封存注采参数敏感性分析

低渗透油藏采用CO_(2)驱油,既可以提高油气采收率,又能实现CO_(2)地质封存。基于CO_(2)封存机理,采用数值模拟方法,建立了考虑CO_(2)构造封存、束缚封存和溶解封存的驱油与封存机理模型,研究在连续注气开发和水气交替注入开发下,不同注采参数(注水年限、CO_(2)注入速度、注采比、生产井井底流压下限、注入井井底流压上限、循环次数和气水段塞比)对低渗透油藏CO_(2)驱油采收率与CO_(2)封存效率的敏感性。结果表明:CO_(2)封存机理会对CO_(2)驱油以及CO_(2)封存造成很大的影响。连续注气开发时,CO_(2)束缚封存有利于驱油,但对CO_(2)封存影响不大;CO_(2)溶解封存不利于CO_(2)驱油,但是有利于CO_(2)封存。水气交替注入开发时,CO_(2)封存机理不利于CO_(2)驱油,但是对CO_(2)封存有促进作用。研究结果可揭示不同CO_(2)注入方式下,封存机理对驱油与封存的影响规律。

高含水油藏CO_(2)驱油与封存联合优化研究

为实现高含水油藏CO_(2)驱采收率最高、CO_(2)封存量最大的多重目的,考虑CO_(2)注入成本、驱油及封存收益等指标,建立基于经济净现值(NPV)的高含水油藏CO_(2)驱油与封存联合优化目标函数,结合油藏数值模拟方法,运用随机扰动近似梯度算法(SPSA)对优化目标函数进行迭代求解。以胜利油田某高含水油藏为例,根据不同时刻油藏含水率不同的特点,设置不同转注CO_(2)时机,分别开展注水和注CO_(2)方案优化,对比2种注入方式下生产动态及NPV差异,分析注CO_(2)时机对累积产油量及CO_(2)封存量的影响,并确定最优转注CO_(2)时机;此外,设置不同CO_(2)注入价格、封存补贴方案,分析其对经济效益的影响。研究结果显示,为使高含水油藏CO_(2)驱项目盈利,转注时含水率应低于0.97;当CO_(2)注入价格为1.2元/m^(3),封存补贴为0.114元/m3时,高含水油藏转注CO_(2)时机越早,收益越高。