咸水层CO_(2)残余埋存机理的微观数值模拟研究

基于矿场岩心铸体电镜扫描图生成的二值化图片建立二维气液两相渗流模型,利用相场法研究微观条件下CO_(2)的赋存状态与埋存机理,并分析了储层润湿性、气液两相界面张力及地层水回流速度等因素对CO_(2)残余埋存效果的影响。结果表明:当地层水回流后,CO_(2)被大量封存下来,此时CO_(2)赋存状态主要以柱状、孤滴状和盲端状为主;地层水回流时的速度对于残余气饱和度影响较大,而储层润湿性与气液两相界面张力对于残余气饱和度影响较小。此研究对于从微观角度认识CO_(2)残余埋存机理具有指导意义。

一种基于“四区”的低渗透油藏CO_(2)埋存量计算方法及应用

CO_(2)驱油和埋存能有效减少温室气体排放量达到碳中和目标,已有的CO_(2)埋存量计算方法主要针对CO_(2)的静态埋存量进行粗略计算,未考虑实际生产过程中CO_(2)埋存量的变化。针对上述问题,运用CO_(2)溶解、CO_(2)波及体积和驱油机理,将CO_(2)驱油与埋存过程分为气相区、两相或近混相区、扩散区和油相区,并基于“四区法”计算CO_(2)埋存量,得到了不同烃类的注入孔隙体积倍数、注入压力、注气速度下的CO_(2)动态埋存量的变化规律。将研究成果应用于W油田低渗储层,结果表明:注入烃类孔隙体积倍数、压力、注气速度与总埋存量呈正相关性,当压力由12 MPa升至30 MPa,CO_(2)埋存总量增加15.53×10^(4)t;当注气速度由5 t/d增加至30 t/d,峰值CO_(2)埋存总量由3.51×10^(4)t提高至12.62×10^(4)t。研究成果可为同类油藏开展CO_(2)驱油与埋存项目提供新的思路。

利用化学助剂强化CO_(2)埋存实验设计

结合储层CO_(2)埋存技术,自主搭建了地层温度压力条件下CO_(2)埋存实验装置,开展了多介质辅助CO_(2)埋存实验研究。研究结果表明,乙醇-KOH体系能够有效进行CO_(2)矿化埋存,其中96%乙醇+3 g KOH 500 mL溶液捕集CO_(2)能力最强,是最佳的CO_(2)矿化埋存溶液配比。经CO_(2)矿化埋存后,低渗透岩心孔隙度平均降低7.07%,孔隙度变化率与孔隙度呈正相关关系,渗透率平均降低16.01%。因此,96%乙醇+3 g KOH能够加速CO_(2)在储层中的CO_(2)沉淀过程,缩短CO_(2)在储层中的矿化埋存时间。该研究可重复性、准确性和可扩展性较强,能够激发学生自主设计实验的积极性及创新意识,培养学生的独立思考能力,有利于学生将理论知识与实际工程问题相结合,实现科研能力与创新能力的相互促进。

低渗透油藏注CO_(2)混相驱及CO_(2)埋存评价

注CO_(2)开发低渗透油藏不仅能增加原油采收率,还能将CO_(2)埋存在地下,实现双赢。为了明确X低渗透油藏注CO_(2)混相驱油机理、CO_(2)在地层中的运移规律以及埋存机理,利用实验和数值模拟相结合的方法,从注CO_(2)混相特征、注CO_(2)参数优化和CO_(2)埋存评价3方面对X低渗透油藏进行研究。结果表明:地层原油注CO_(2)最小混相压力为26.03 MPa,CO_(2)有降低原油黏度和密度的作用;通过参数优化确定的推荐注采方案与衰竭开采相比,累计增油量为96.21×10^(4)t,主力开发层系X4⁃2、X4⁃3提高采收率分别为9.37百分点、6.02百分点;CO_(2)注入地层后,随着时间的推移,在平面上不断向四周扩散,在纵向上受重力分异的作用向上运移;评价区块注CO_(2)驱推荐方案预计CO_(2)埋存量为68.08×10^(4)t,其中构造埋存量、束缚埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量分别为42.20×10^(4)、17.79×10^(4)、6.24×10^(4)和1.85×10^(4)t。研究成果为低渗透油藏注CO_(2)驱及CO_(2)埋存提供了实验和理论的借鉴意义。

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。

碳埋存环境下油井水泥耐CO_(2)腐蚀研究

CO_(2)是一种酸性气体,遇水或含水介质将形成腐蚀性极强的酸性流体,极易与井筒环空油井水泥石发生化学反应,特别是在CCUS、CO_(2)驱提高采收率、碳埋存等工况下,通常面临着CO_(2)压力高、温度高的极端苛刻条件,井筒封隔系统面临着极大的腐蚀和失效风险。通过系统梳理CO_(2)对油井水泥石腐蚀机理、腐蚀条件及影响规律、耐CO_(2)腐蚀材料和水泥浆体系的研究进展,分析碳埋存环境下CO_(2)腐蚀油井水泥及其对井筒完整性的影响等方面的研究现状,寻找未来碳埋存环境下油井水泥耐CO_(2)腐蚀的重点研究方向。分析结果表明:①CO_(2)溶解在水中之后侵入水泥石并与之反应的整个过程会出现CO_(2)溶解区、Ca(OH)2消耗区、CaCO_(3)沉淀区,由于Ca^(2+)浸出和CSH分解而发生降解的硅胶区4个不同的区域,应对每个反应区域的动态进行定量评价;②应对CCUS环境下的各种影响因素与腐蚀程度之间的定量关系进行攻关研究;③目前改善油井水泥耐CO_(2)腐蚀的材料主要有火山灰材料、特种添加剂体系和非波特兰基水泥体系3类,但其封隔系统的长期密封性、非波特兰基水泥在严苛工况下的施工性能等依旧存在缺陷,亟待解决。

钠基蒙脱石狭缝中CH_(4)-CO_(2)竞争吸附与CO_(2)埋存

页岩主要由有机质干酪根和无机质黏土矿物等组成,其中干酪根和黏土矿物对CH_(4)的吸附作用是页岩吸附气的主要来源。为了研究无机质黏土矿物中CH_(4)吸附行为、CH_(4)-CO_(2)竞争吸附行为和CO_(2)埋存规律,利用钠基蒙脱石来表征页岩中的黏土矿物,基于巨正则蒙特卡洛方法,利用Lammps软件开展不同压力、温度和孔径下的流体吸附模拟。结果表明:随着压力增大,各孔径下CH_(4)超额吸附量先增加后减少,并在11~12 MPa间达到峰值;随着温度升高,各孔径下CH_(4)超额吸附量逐渐减少;随着孔径的增大,CH_(4)超额吸附量逐渐减少。小孔径下,CH_(4)在钠基蒙脱石中主要以吸附态赋存,随着孔径的增大,CH_(4)在钠基蒙脱石中处于吸附态和游离态共存的状态,并且钠基蒙脱石对CH_(4)的作用类型为物理吸附。CO_(2)的驱替效率随CO_(2)初始压力的升高而增大,随孔径的增大而增大。CO_(2)埋存量随温度的升高而降低,随注入压力的升高而升高,随孔径的增大而降低。CO_(2)与CH_(4)竞争吸附比随压力的增大而降低,随孔径的增大而升高。

CO_(2)增强页岩气开采及地质埋存的三维数值模拟

将CO_(2)注入页岩储层中,既可以提高气藏天然气采收率,又可以达到CO_(2)地质埋存的目的,是实现减少碳排放的有效途径之一。页岩储层非均质性强,将CO_(2)注入页岩储层后,储层纵向非均质性对于CO_(2)增强CH_(4)开采效果的影响机理研究还存在不足。为此以四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩储层为对象,以考虑CO_(2)和CH_(4)竞争吸附的热—流—固多场耦合数值模拟方法为基础,建立了页岩非均质储层CO_(2)增强CH_(4)开采及地质埋存一体化三维数值模型,最后通过CO_(2)驱替CH_(4)室内实验结果验证该数值模拟方法的可靠性。研究结果表明:①当注入井所在层位保持不变时,随着开采井埋深增加,各小层内CH_(4)剩余量呈增加趋势,CO_(2)埋存量表现出逐渐减小的趋势;②当开采井所在层位保持不变时,各小层内CH_(4)的剩余量随注入井埋深的增加而减小,各小层内CO_(2)的埋存量随注采井纵向间距的增加而提高;③增加注采井纵向距离能够提高CH_(4)增产量和CO_(2)埋存量。结论认为,页岩对CO_(2)和CH_(4)有较强的竞争吸附特性,相关过程是一个复杂的热—流—固耦合过程,该基础理论模拟研究对注CO_(2)置换CH_(4)提高页岩气采收率并实现碳封存具有现实意义,且研究认识对今后相关技术的现场应用提供了理论支撑。

多孔介质中CO_(2)埋存机理物理模拟实验评价

为了弄清高温高压多孔介质中CO_(2)的埋存机理,采用室内物理模型,对多孔介质中CO_(2)埋存机理进行了物理模拟实验评价。结果表明,CO_(2)溶解埋存主要受温度、压力和地层水矿化度的影响;CO_(2)溶于地层水后与岩石中的矿物发生矿化反应,反应前后岩石矿物质量分数发生显著变化;气水交替驱可有效地延缓CO_(2)的突破,提高CO_(2)埋存率,从而提高原油采收率。

基于核磁共振与微观数值模拟的CO_(2)埋存形态及分布特征研究

CO_(2)排放加剧,环境问题日益严峻,碳减排刻不容缓。CO_(2)-EOR是地质封存CO_(2)的主要手段,但国内外针对CO_(2)-EOR方面的研究大多是对剩余油进行研究,驱油时针对CO_(2)埋存形式的相关研究较少。研究利用核磁共振技术结合数值模拟手段,分析不同岩心饱和油进行气驱后CO_(2)埋存形态及分布特征,结果表明:核磁共振技术结合微观气驱油数值模拟方法可以分析CO_(2)的微观埋存形态,岩心中CO_(2)驱替原油时,首先进入大孔道驱油,大孔隙中的压力达到一定程度后,原油向周围毛细管力分布不均的小孔喉流动,气体不断驱动原油,直到小孔压力累计至一定值小孔隙内原油才被驱走。数值模拟采用COMSOL Multiphysics软件进行,微观模拟结果显示大孔道中CO_(2)主要以连片的自由气形态存在,而细小孔隙中CO_(2)首先以溶解形式留存,大小孔隙中均没有完全以自由气或溶解气埋存的CO_(2)。

碳酸盐岩气藏注CO_(2)埋存及提高采收率机理研究进展

四川盆地碳酸盐岩气藏具有分布广、埋藏深、高温高压、含H2S、边底水活跃、非均质性强等特征,若能将CO_(2)注入到高含硫碳酸盐岩有水气藏中,可以达到CO_(2)埋存和提高天然气采收率双重目的;但常规实验和经典理论难以揭示其复杂机理。为此,文中分析了高含硫碳酸盐岩气藏注CO_(2)埋存及提高天然气采收率开采过程中存在的主要问题,详细论述了高含硫碳酸盐岩气藏注CO_(2)埋存及提高采收率机理研究进展,并提出了未来发展方向。

CO_(2)驱油与埋存技术新进展

碳达峰和碳中和发展战略以及社会经济发展对石油等能源需求量的持续增长,为CO_(2)驱油与埋存技术带来了巨大的发展机遇,也提出了前所未有的挑战。从目前中外CO_(2)驱油与埋存研究现状入手,通过CO_(2)驱油与埋存机理和影响因素分析,提出了CO_(2)驱油与埋存存在的问题和发展方向。结合实践将CO_(2)驱油与埋存研究内容总结为目标优选、相关机理实验研究、方法技术攻关、经济性评价、安全性评价和现场实践等6方面。CO_(2)驱油与埋存存在的问题主要包括:CO_(2)驱油与埋存应用的油藏类型还非常有限,CO_(2)气田分布特征及其与CO_(2)驱油与埋存目标油藏之间的时空匹配关系研究还未引起足够重视,CO_(2)驱油与埋存机理等研究还存在诸多问题,CO_(2)驱油与埋存方案设计有待优化,CO_(2)驱油与埋存经济有效性评价体系尚未建立,CO_(2)埋存安全性跟踪评价还存在一系列问题。对应的CO_(2)驱油与埋存技术研究未来发展方向包括:探索攻关CO_(2)驱油与埋存适用油藏类型和开发阶段,CO_(2)气田分布规律及其与适合CO_(2)驱油与埋存油藏之间的时空匹配关系研究,CO_(2)驱油与埋存机理研究持续攻关,CO_(2)驱油与埋存方案优化设计,CO_(2)驱油与埋存经济有效性评价和CO_(2)埋存安全性跟踪监测评价。

基于物质平衡方程的CO_(2)理论构造埋存量计算新方法

为进一步提高盐水层中CO_(2)埋存潜力评价的准确性,基于物质平衡方法,建立CO_(2)构造埋存过程的物质平衡方程,在对CO_(2)可埋存地下体积准确计算的基础上,提出了一种新的CO_(2)理论构造埋存量计算方法。结果表明:新方法计算的CO_(2)理论构造埋存量,与面积法、容积法相比,误差更小,仅约为10%;新方法可同时预测CO_(2)增压埋存条件下和保压埋存条件下的理论构造埋存量,且随着注入时间或注采比的增加,CO_(2)理论构造埋存量和地层压力均呈现不断增加的趋势。该方法对CO_(2)构造埋存量研究及CO_(2)注入量实时动态控制具有重要意义。

页岩油CO_(2)非混相吞吐与埋存实验及影响因素

将CO_(2)注入页岩,不但能提高页岩油采收率,还能达到埋存CO_(2)的目的,但CO_(2)吞吐和埋存的影响因素较多且相互作用。为搞清楚页岩油CO_(2)非混相吞吐与埋存特征,通过开展页岩岩心CO_(2)吞吐、吸附实验,定量评价了CO_(2)注入压力、CO_(2)相态类型、储层温度、闷井时间、裂缝、吞吐次数对CO_(2)吞吐效果以及颗粒直径、CO_(2)注入压力、储层温度对CO_(2)埋存效果的影响程度。研究表明:增大注入压力不但有利于CO_(2)吞吐,还能增大吸附量;增加注入压力会诱导天然微裂缝的扩展、延伸,有利于扩大CO_(2)波及面积,减小原油渗流阻力;当储层温度小于50℃时,温度升高有利于提高吞吐采收率,但会降低CO_(2)吸附量;当温度大于等于50℃时,温度升高不利于CO_(2)吞吐和埋存;在超临界条件(7.4 MPa、31℃)下CO_(2)吞吐采收率最大,最佳闷井时间为10 h左右;裂缝扩展有助于提高吞吐采收率,CO_(2)吸附量受页岩颗粒直径影响很小。研究成果可为鄂尔多斯盆地页岩油CO_(2)吞吐及埋存提供借鉴。

盐水层CO_(2)稳定埋存效率及储层参数优化

CO_(2)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CO_(2)长期稳定埋存的盐水层,考虑了CO_(2)在盐水层中的4种埋存方式,建立了评价盐水层CO_(2)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CO_(2)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CO_(2)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CO_(2)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CO_(2)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0.8μm^(2)时,盐水层CO_(2)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^(2)、储层温度为55℃时的储层更适合CO_(2)的稳定埋存。研究成果为盐水层CO_(2)稳定埋存储层筛选提供了依据。

煤炭地下气化腔CO_(2)埋存的研究进展及发展趋势

CO_(2)捕集与埋存(CCS)可助力碳达峰、碳中和战略目标实现,是解决温室效应的重要手段.在众多地质埋存空间中,煤炭地下气化(UCG)后的气化腔近年来成为埋存研究的热点,但与传统埋存方式相比,相关工作仍处于理论探索阶段,缺乏现场实施案例.为推动该埋存方式的发展,文章从以下3方面开展工作.(1)介绍UCG和CO_(2)气化腔埋存的国内外研究进展,并将后者的发展划分为概念提出阶段、潜力评价和可行性分析阶段以及机理分析阶段,目前尚处于理论探索阶段.(2)从注入性、密闭性、经济性、储容量和CO_(2)埋存机理等多个角度出发,通过与其他埋存方式对比,分析了气化腔埋存的特点与优势:注入性良好;密闭性与未开发煤层类似,但更为复杂;显著节约CO_(2)运输成本;埋存潜力巨大;埋存机理非常复杂,需要考虑气化腔形态、边壁性质以及超临界CO_(2)与气化腔流体间复杂相互作用对注入和长期埋存过程的影响.(3)阐明CO_(2)气化腔埋存所涉及的关键科学问题和工程问题,并指出未来发展趋势.在以上工作的基础上,建议国家出台相关政策鼓励和支持UCG及后续的CO_(2)气化腔埋存,丰富CCS体系,推动煤炭资源的清洁化和低碳化利用.

基于物质的量平衡的气藏CO_(2)埋存潜力评估方法

枯竭气藏是进行CO_(2)埋存的有利场所之一,进行气藏CO_(2)埋存潜力评估至关重要。基于气藏生产和CO_(2)埋存采注过程中物质的量平衡原理,考虑气体偏差系数随着温度和压力的变化,依据气体状态方程,建立了气藏CO_(2)埋存潜力评估模型,分析了采出程度和气体偏差系数对气藏CO_(2)埋存量的影响。结果表明,采出程度和气体偏差系数越大,越有利于CO_(2)埋存。结合川中A区块L1井的实际参数进行了CO_(2)埋存潜力评估,考虑气体偏差系数随储层温度和压力变化预测的CO_(2)埋存量比传统物质平衡法计算的埋存量高27%。该方法对CO_(2)埋存潜力评价研究及埋存方案优化具有重要意义。

海上CO_(2)埋存井井筒温度压力影响因素研究

准确预测CO_(2)埋存过程中井筒温度压力场以及CO_(2)的物性参数变化对安全埋存至关重要。为此,建立了埋存井井筒温度、压力与CO_(2)物性参数的耦合计算模型,计算得到了实例井井筒温度压力分布以及CO_(2)物性参数随井深的变化规律,并对注入参数对于井筒温度压力分布影响规律进行分析。研究结果表明:井筒内CO_(2)流体的流速、努塞尔特数和对流换热系数随井深的增加而增大,密度、黏度、摩阻系数、导热系数和普朗特数随井深增加而减小,定压比热容在温度压力综合作用下有一定波动;注入温度对井筒压力和井底温度压力影响很小;注入速率增大会使相同井深处温度降低、压力升高,调节注入速率可以在对压力影响较小的同时有效调节井筒温度分布;注入压力的变化对压力梯度几乎无影响,在压力较大时对温度梯度影响较大,通过调节注入压力可以有效调节井筒压力分布。研究结果可为海上CO_(2)埋存井井筒完整性的准确评价提供理论基础。

盐水层CO_(2)溶解埋存潜力确定方法

盐水层CO_(2)埋存是一种较为普遍的缓解温室效应的对策之一,而溶解埋存是埋存过程中较为稳定的埋存方式,因此亟需建立一种准确计算溶解埋存潜力的方法。首先利用DUAN等提出的模型计算CO_(2)在水中的溶解系数,进而求得理论溶解埋存量;然后建立有效埋存系数表征指标,并考虑溶解埋存的主控因素,基于数值模拟与回归分析的方法,建立溶解埋存有效埋存系数的预测模型。研究发现:当水平渗透率和地层倾角一定时,溶解埋存有效埋存系数随着初始压力的增大而增大;当初始压力一定时,溶解埋存有效埋存系数随着水平渗透率的增大而增大,随着地层倾角的增大而减小。预测模型预测结果与数值模拟计算结果吻合程度较高。利用孤东油田七区实际参数计算得到理论溶解埋存量为65.382 Mt,溶解埋存有效埋存系数为0.079,溶解埋存有效埋存量为5.178 Mt。

页岩油井缝网改造后CO_(2)吞吐与埋存特征及其主控因素

为了明确裂缝性页岩储层注CO_(2)吞吐后的埋存效果,探究注CO_(2)吞吐实现CO_(2)有效埋存的可行性,通过建立含复杂缝网的页岩油井CO_(2)吞吐与埋存数值模型,对比不同生产与裂缝参数下的吞吐与埋存特征,并引入灰色关联分析方法确定了影响CO_(2)吞吐与埋存效果的主控因素。结果表明:CO_(2)吞吐不仅可以提高页岩油的采收率,而且可以实现部分CO_(2)的有效埋存,埋存系数可达0.40;注CO_(2)吞吐开发页岩油藏时,吞吐和埋存效果随着吞吐轮次、注入速度、闷井时间和周期注入量等生产参数的增大而增强,其中吞吐轮次对吞吐效果影响最大,可使累计产油量增加22.12%,注入速度对埋存效果影响最大,可使埋存系数达到0.40;CO_(2)吞吐时间越晚,累计产油量越少,但埋存系数越大,累计产油量每年减少3.47%,埋存系数每年增加39.48%;页岩储层裂缝条数、长度的增加有利于提高采收率、实现更多的CO_(2)埋藏,累计产油量最大可增加85.18%,埋存系数最大可增加20.90%。研究成果对页岩油注CO_(2)提高采收率现场实践具有参考意义。