碳封存与压缩气体地质储能现状、挑战与展望

碳封存与地质储能对于减缓全球变暖、实现我国“双碳”目标都是不可缺少的重要技术。文章首先介绍了碳封存与地质储能的含义,明确两者的储库选择具有共性,含水层、枯竭油气层、盐穴都可作为储层,但碳封存要求长期储存,而地质储能则需多次循环储存和释放,选址评价时需充分考虑。碳捕集与封存(CCS)项目在全球快速增长,正在向网络化和集群化发展,我国CCS项目目前以CO_(2)驱油为主,直接封存项目较少,但未来直接封存项目将成为主流,也在积极向集群式发展。我国碳封存地质条件良好,油气层封存潜力估计比较准确,咸水层封存潜力还存在较大不确定性。目前地质储能项目以盐穴压缩空气储能为主,德、美及我国共有5座压缩空气盐穴储能电站投产运行。我国盐穴资源丰富,但地质条件复杂,适宜的建库地点集中在东部地区,已有多个项目在建。相比盐穴,孔隙地层如含水层和枯竭油气层分布更广,具备储能潜力,但需解决多相流和化学反应等技术问题。现有场地选址、潜力评价、效率优化和监测预警技术与大规模实际工程应用要求仍存在显著差距。目前传统的水文地质勘查方法与技术已不能满足碳封存与地质储能的选址要求,另外也缺乏高效的CO_(2)地质封存的地质环境背景监测与风险控制技术及针对储层及盖层压力和地应力变化的低成本、精准连续监测技术。在碳封存与地质储能工程应用中,一些关键设备组件(如监测、动力等)也比较缺乏自主知识产权的针对性设计与优化。我国储层模拟软件在超大规模实际场地复杂储层的高效模拟方面亟待突破。未来应在碳封存及地质储能资源调查与场地选址关键技术、碳封存与地质储能工程化装备方面加大研发力度,并针对咸水层、枯竭油气藏等主要储库资源开展多类型工程示范研究,建设多类型碳封存及压缩空气储能工程示范基地。

岩性圈闭型压缩气体地质储能场地适宜性评价方法及应用研究

针对目前岩性圈闭型压缩气体地质储能场地适宜性评价多基于静态因素,缺乏动态多因素的耦合分析,导致评估结果与实际工程应用存在较大差异这一问题,开展细化储能场地适宜性评价方法研究。通过考虑储气层储集性、储能安全性、实际操作性等方面,提出场地静态可行性分析与动态性能评估相结合的方法,并以胜利油田孤东辖区A2砂体为例开展应用研究。通过场地地质特征静态分析、GPSFLOW数值模拟软件定量评价以及现场先导性注气试验评估,结果显示A2砂体井口压力在注入标况空气9.4×10^(4)m^(3)结束后下降8.16%,显示密封性良好,符合储能空间要求。表明考虑储能系统动态性能的场地适宜性评价方法可为项目的选址和建设、储能效率的评价及优化提供更准确的数据支撑,有利于促进清洁能源利用与能源转型的可持续发展。

黄河三角洲潜在碳封存区域二氧化碳环境背景基线特征分析

大规模封存CO_(2)可能会发生泄漏并侵入浅地表造成环境影响。由于自然过程复杂变化,准确地掌握基线数值和分布对于近地表泄漏监测控制至关重要。采用移动设备沿预定路径进行流动现场监测和采样实验室测试分析结合的方法,对黄河三角洲潜在碳封存区域的大气、土壤气体组分、CO_(2)浓度进行监测分析,以确定基线值和分布。研究结果表明:①流动监测方法的CO_(2)浓度在3个不同层位的监测图中均显示出与固定监测点连续监测数据的一致性,呈现了监测区域CO_(2)浓度周期性波动的特征,同时,δ^(13)C_(CO_(2))与CO_(2)和O_(2)含量之间的关系显著,验证了流动监测方法的有效性;②查明了2条环境背景基线,第一条是δ^(13)C_(CO_(2))和δ^(13)C OC基线值,土壤δ^(13)C_(CO_(2))值为-14.35‰~-20.95‰,大气δ^(13)C_(CO_(2))值为-16.92‰~-19.89‰,土壤δ^(13)C OC值为-20.59‰~-24.79‰,这些数据反映了温带气候下土壤生物活动产生的C同位素值范围,第二条是大气与土壤CO_(2)浓度基线,大气CO_(2)浓度范围为219.20~416.4 ppm,土壤30 cm深度的CO_(2)浓度范围为1002.793~14808.13 ppm,土壤50 cm深度的CO_(2)浓度范围为1497.26~19658.59 ppm。研究通过确定黄河三角洲潜在封存场所浅地表环境CO_(2)浓度和同位素基线值,为未来实施大规模CO_(2)封存后的地面监测提供了对照基准和监测方案参考。

水动力条件对东营凹陷气藏的制约及对CO_(2)封存靶区的启示

东营凹陷及周边大量的天然气藏预示着这些区域具有良好的CO_(2)地质封存条件。为了优选出东营凹陷及周边适宜CO_(2)封存的靶区,通过收集资料与盆地流场综合分析,总结归纳了东营凹陷及周边埋深为500~1 500 m的天然气成藏的主控因素、赋存模式,以及东营凹陷地下流体动力场对天然气藏形成的制约作用。研究结果显示:(1)按照地下流体运动特征与方式,天然气藏形成的输导方式可划分为侧向型输导体系与垂向型输导体系,侧向型主要分布在凹陷边缘高凸起带,垂向型主要分布在盆内凹陷区。(2)压实流是凹陷中心的深部气源向上运移的主要驱动力,一部分深源气体自凹陷中心向凹陷边缘产生较长距离的运动,在凹陷边缘的高凸起部位压实流与重力流的接合区形成封闭的水动力圈闭,形成侧向型天然气藏;另一部分深源气体在压实流驱动下,沿高孔渗断裂带垂向运移进入顶部的圈闭中聚集成藏。由于断层错断导致的岩性圈闭比较发育,与水动力圈闭一起构成气体的有效圈闭,形成垂向型天然气藏。(3)东营凹陷CO_(2)封存最有利靶区主要位于凹陷西、北方向的青城凸起、林樊家凸起、滨县凸起、陈家庄凸起、广饶凸起等高凸起及其周边;东部的广饶凸起、青坨子凸起等凸起及凹陷区的垂向断裂发育区为CO_(2)封存较有利靶区。研究认识对我国东部沉积盆地高碳排放区CO_(2)地质封存场地优选具有参考意义。

化子坪长6储层长岩心CO_(2)驱替实验及数值模拟评价

二氧化碳驱提高石油采收率(CO_(2)-EOR)在我国大部分低渗透、低孔隙度油藏中的应用越来越重要。鉴于国家净零排放目标,在采用二氧化碳驱提高采收率时,二氧化碳封存是另一个重要考虑因素。针对低渗油藏,开展天然岩心长岩心CO_(2)驱替试验,并利用TOGA(TOUGH Oil,Gas,Aqueous)软件建立岩心尺度数值模型开展模型的识别与验证,对模型的有效性及物性参数进行敏感性分析,结果表明,1)根据出口气油比可将二氧化碳驱油与封存划分为未见气(0~100)、极少量气(100~1 000)、气体突破(1 000~10 000)、大量气窜(>10000)四个不同阶段;2)孔隙度、渗透率及非均质性对模拟结果影响较大,在后续实际场地模型中应予以重点关注。研究结果可为实际场地规模模型提供参数依据。