利用CO2-ECBM技术在沁水盆地开采煤层气和埋藏CO2的潜力

利用CO₂-ECBM技术在深部煤层进行CO₂埋藏不仅对减缓全球气候变暖具有重大意义,而且能够促进煤层气增产,是CO₂减排最有效方式之一。沁水盆地为一NNE复向斜构造,其边缘地区由于断裂发育、强水动力条件和煤矿的开采,不利于CO₂埋藏。盆地中心区稳定的构造环境、弱水动力条件及良好的区域性盖层为CO₂埋藏提供了很好的保存条件。依据前人关于CO₂/CH₄等温吸附特性相关实验参数,初步评价了CO₂-ECBM技术在沁水盆地开采煤层气和埋藏CO₂的潜力。结果表明：CO₂-ECBM技术可使沁水盆地煤层气可采量增加1.04×10¹² m³,埋藏CO2量可达47.7×10⁸ t。     

一种基于组分闪蒸运算的CO2驱动态埋存潜力计算方法

CO₂驱油与埋存具有经济效应和环保作用,计算CO₂埋存潜力对油藏开发方案设计和安全封存意义重大。已有的潜力计算方法主要针对CO₂的静态埋存潜力进行粗略估算,不能考虑油田的生产实际。为此,提出了一种基于组分闪蒸运算的CO₂驱动态埋存潜力计算方法, 方法基于组分闪蒸运算,考虑了油田的生产实际和CO₂驱的埋存机理,可以计算溶解CO₂、束缚CO₂、自由CO₂和总的CO₂埋存潜力。研究表明:随着埋存时间的增加,会有自由CO₂转变成束缚CO₂和溶解CO₂;经历过水驱开发的油藏,地层水含量高,不能忽略CO₂在地层水中的溶解。基于组分闪蒸运算的CO₂驱动态埋存潜力计算方法可以计算不同种类油藏不同开发方式的动态埋存潜力,方法简单实用且符合生产实际。     

基于物质的量平衡的气藏CO2埋存潜力评估方法

枯竭气藏是进行CO₂埋存的有利场所之一，进行气藏CO₂埋存潜力评估至关重要。基于气藏生产和CO₂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CO₂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CO₂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CO₂埋存。结合川中A区块L1井的实际参数进行了CO₂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CO₂埋存量比传统物质平衡法计算的埋存量高27%。该方法对CO₂埋存潜力评价研究及埋存方案优化具有重要意义。     

CO2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CO₂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CO₂驱油与埋存研究现状入手,通过CO₂驱油与埋存机理和影响因素分析,提出了CO₂驱油与埋存存在的问题和发展方向。结合实践将CO₂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。CO₂驱油与埋存存在的问题主要包括：CO₂驱油与埋存应用的油藏类型还非常有限,CO₂气田分布特征及其与CO₂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,CO₂驱油与埋存机理等研究还存在诸多问题,CO₂驱油与埋存方案设计有待优化,CO₂驱油与埋存经济有效性评价体系尚未建立,CO₂埋存安全性跟踪评价还存在一系列问题。对...     

基于物质平衡方程的CO2理论构造埋存量计算新方法

为进一步提高盐水层中CO₂埋存潜力评价的准确性，基于物质平衡方法，建立CO₂构造埋存过程的物质平衡方程，在对CO₂可埋存地下体积准确计算的基础上，提出了一种新的CO₂理论构造埋存量计算方法。结果表明：新方法计算的CO₂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CO₂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，CO₂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CO₂构造埋存量研究及CO₂注入量实时动态控制具有重要意义。     

底水砂岩气藏注CO2驱气提高采收率机理及埋存效果

注CO₂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CO₂驱及CO₂埋存协同开发的研究较少,气态CO₂和超临界态CO₂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CO₂驱提高采收率及CO₂埋存机理,以X底水砂岩气藏为例,开展了注CO₂驱适宜度评价,提出了X气藏CO₂驱最优开发方案,并对比了气态和超临界态CO₂驱提采机理和效果,最后对注CO₂驱最优方案开展了生产及埋存预测。研究结果表明：(1) X气藏适合进行注CO₂驱,注CO₂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CO₂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3.5×10⁴ m^...     

油藏中CO2埋存潜力评价模型与关键参数确定方法

油藏是CO₂地质埋存的重要场所,同时向油藏中注入CO₂能够提高油藏采收率,是一项双赢技术。在国内外CO₂埋存潜力评价方法基础上,针对中国油藏具有高含水、非均质性强、混相压力高等特点,提出了考虑溶解、CO₂波及体积、驱油机理的埋存潜力评价方法,并分别采用分流理论、热力学理论、统计分析等手段确定了溶解系数、最小混相压力、埋存系数、采收率、波及系数等关键参数的计算方法,建立了一套完整的油藏中CO₂埋存潜力评价体系。采用该评价体系对新疆油田进行了埋存潜力评价,结果表明该体系具有非常好的实用价值,值得在CO₂埋存领域推广。     

低渗透油藏注CO2混相驱及CO2埋存评价

注CO₂开发低渗透油藏不仅能增加原油采收率，还能将CO₂埋存在地下，实现双赢。为了明确X低渗透油藏注CO₂混相驱油机理、CO₂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CO₂混相特征、注CO₂参数优化和CO₂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CO₂最小混相压力为26.03 MPa,CO₂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96.21×10⁴ 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；CO₂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CO₂驱推荐方案预计CO₂埋存量为68.08×10⁴ t，其中构...     

吉林油田二氧化碳捕集、驱油与埋存技术及工程实践

系统总结吉林油田在CO₂捕集、驱油与埋存技术研究和工程实践方面形成的成型技术和矿场应用经验，阐述形成的全产业链配套技术系列。采用“模拟计算+中试试验+矿场应用”方法，研究证实了不同CO₂浓度捕集工艺在油田的适应性，研发了以新型活化剂为主的低耗能活化N-甲基二乙醇胺脱碳工艺技术，建立了主干网CO₂气相输送、井口超临界注入、采出流体气液分输的运行模式。根据不同气源条件，应用液相、超临界相、高压密相增压技术和设施，形成了气密封管、连续油管等井下注入工艺及配套防腐防堵技术。驱油实践中研发了锥形水气交替驱、CO₂泡沫驱、高气油比CO₂驱等采油技术与采出流体处理技术。通过数值模拟和现场试验探索，形成了直接回注、分离提纯后回注、混合回注3种产出气循环注入CO₂驱技术，并完建10×10⁴ m³/d循环注入站，实现了伴生气“零排放”。形成了碳通量、流体组分、碳同位素等监测一体分析的CO₂埋存安全监测技术，并确...     

低渗废弃气藏注超临界CO2采热发电技术及经济性分析

高温废弃气田埋藏深、渗透率低、地热能丰富,适合循环注采CO₂开发。为实现CO₂现场应用及地热高效开发,可在地热开采前注入CO₂提高天然气采收率并恢复气藏压力。但对地下CO₂采热过程还缺少系统研究,利用地面CO₂发电热力循环过程也未见相关报道,CO₂采热发电的经济性更需详细分析。为此,首先基于典型高温废弃气田建立了地热开发模型,全过程分析了地下CO₂采热各阶段储层温压变化和采热速率;随后提出了有机朗肯循环和CO₂直接循环发电方式,对发电热力循环过程进行了优化计算;最后采用平准化发电成本计算方法,对CO₂采热发电成本进行了评价。研究结果表明,对于120℃、1 500 m×1 000 m×50 m的废弃气藏,提高采收率和压力恢复阶段可埋存CO₂ 11.75×10⁸m³;CO₂注采方式对地热阶段CO₂埋存量影响较大,但30年内CO₂采热速率均可维持在约10 MW;有机朗肯循环系统发电速率最高为132.7 kW,而CO₂直接循环系统可达718.5 kW;CO₂购买费用对发电成本影响较大,价格低于7~10美元/t时,低渗废弃气藏注CO₂采热发电成本与现有煤电成本持平。     

鹤岗盆地煤层气赋存特征及勘探开发潜力

鹤岗盆地煤层气勘探程度很低,目前仅有3口煤层气参数井,对该区开展煤层气勘探开发潜力的评价工作具有重要意义。为此,从区域构造特征、含煤地层特征、储层特征（煤层埋深、煤层厚度、煤岩特征、煤变质程度、煤层气含气量）3个方面入手,分析了该区煤层气的赋存特征。结果显示：主要含煤地层为白垩系城子河组,含煤40余层,可采或局部可采36层,煤层累计厚度为30~70 m,主力煤层为15^#、18^#煤层,单层厚度超过10 m;煤质主要以气煤为主,受岩浆岩作用,煤变质程度由南往北逐渐增高。煤层气资源量预测结果表明：该区煤层气资源量主要分布在1 500 m以浅的范围内,煤炭储量有48.12×10⁸ t,煤层气资源量为496.4×10⁸ m³。其中南山-新一矿为鹤岗矿区的主要含气区,含气量介于7～16 m^3/t,煤层气资源量为352.4×10⁸ m³,占总资源量的70%,说明该区具有良好的勘探开发潜力。     

超临界CO2作用下无烟煤结构响应特征及高压吸附机理

中国深部煤层气资源丰富,将CO₂注入深部煤层,在提高煤层气采收率同时,还可实现CO₂地质封存(CO₂-ECBM)。通常,深部煤层CO₂处于超临界态并显著影响煤体吸附能力,但对于超临界CO₂作用下煤体结构演化及吸附机理尚不清晰。为此,以山西晋城成庄矿二叠系山西组三号煤层为研究对象,开展了无烟煤对超临界CO₂的高压吸附实验,结合傅里叶变换红外光谱(FTIR)、X射线衍射光电子能谱(XPS)测试及比表面积(BET)测试,分析了超临界CO₂高压吸附引起的无烟煤化学结构与孔隙结构响应特征,最后揭示了无烟煤对超临界CO₂的高压吸附特性及吸附机理。研究结果表明：(1)超临界CO₂高压吸附存在突变点,35℃时突变点位于临界压力(8 MPa)附近,在突变点处的吸附能力最小;(2)超临界CO₂可使芳香环枝接官能团、醚氧键、羟基氢键断裂,脂肪结构甲基脱落,可为CO₂提供...     

盐水层CO2稳定埋存效率及储层参数优化

CO₂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CO₂长期稳定埋存的盐水层,考虑了CO₂在盐水层中的4种埋存方式,建立了评价盐水层CO₂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CO₂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CO₂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CO₂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CO₂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0.8μm²时,盐水层CO₂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     

沁水盆地煤岩储层单井产能影响因素

沁水盆地煤层气资源丰富，最新一轮的资源评价结果表明，该区埋深2 000 m以浅的煤层气地质资源量可达3.98×10¹² m³。中联煤层气有限责任公司、中国石油天然气集团公司、蓝焰公司等单位相继在盆地南部的潘庄、寺庄、樊庄等区块获得了煤层气产能；然而该盆地目前煤层气井年产能仍小于20×10⁸ m³，距煤层气大规模产能建设目标差距甚远。由于影响煤层气高产的因素较复杂，导致各井排水采气生产特征差异较大，稳产周期与产能也复杂多变。基于此，重点分析了煤层气井单井产能的主要影响因素。结果表明：盆地煤层气产量较高的井主要分布于煤层厚度大于5 m，含气量大于19 m³/t，含气饱和度高于70%，渗透率为1.0×10^-3 μm²左右，临界解吸压力大于1.8 MPa且地层水动力条件相对较弱的区域。     

CO2地质埋存目标区优选体系与评价方法研究

在中国对CO₂地质埋存的研究已有10多年的历程,但至今尚未建立完善的CO₂地质埋存目标区优选体系,这也制约了我国CO₂地质埋存应用的发展步伐。在收集国内外大量的CO₂埋存基础资料和借鉴前人研究成果的基础上,详细分析了盆地特征条件、盆地资源条件和储层特征条件等因素对CO₂地质埋存的影响,建立了相应的CO₂地质埋存评价指标体系。通过层次分析法确定权重,利用无量纲化指标处理方法对指标进行标准化处理,采用加权平均模型对目标区进行模糊综合评价。最后以中国部分CO₂地质埋存试验区为例进行了综合评价、排序,实际应用效果良好,同时研究结果还能够有效地指导利用CO₂地质埋存技术提高油气藏开采效率。     

贵州省织纳煤田煤层特征及煤层气资源潜力

贵州省中西部织纳煤田煤层气资源丰富,但煤层气的系统评价工作比较薄弱,为全面分析、评价该区煤层气资源状况、赋存条件,以煤田地质钻孔、煤层气参数井获取的原始资料为基础,对织纳煤田煤层气地质条件,特别是储层含气特征及煤层渗透性等方面进行了研究,并采用体积法对煤层气资源进行了计算和评价。结果表明：①该区煤层主要为中-薄层、中等灰分、低挥发分、相对富氢无烟煤,除了煤层气勘探主力煤层6号煤煤体结构较大程度地受到构造破坏外,其余煤层原生结构较完整;②虽然该区煤储层渗透性相对较低,但区内含煤面积大,煤层气资源丰度较高,含气量较高,煤储层厚度较大,可采性好,具备较有利的煤层气勘探地质条件与可采性;③煤层气总资源量为1 852.91×10⁸ m³,其中埋深1 000 m以浅煤层气资源量为1 436.59×10⁸ m³,大于15 m^3/t含气带资源量为1 484.34×10⁸ m³,潜在煤层气可采资源量为747.65×10⁸ m³。结论认为：比德向斜化乐勘探区在煤层气资源丰度、平均含气量和试井渗透率3个方面优势相对明显,可作为煤层气勘探最有利靶区。     

基于VOF方法的超临界二氧化碳——水两相流动孔隙尺度数值模拟

二氧化碳(CO₂)捕集与封存技术有利于减少CO₂的排放量，近年来针对CO₂地质封存形成了从纳米尺度到油气藏尺度的大量研究成果，大多数研究只针对单一维度多孔介质中流动行为开展研究，且物理实验方法受许多不确定性因素影响，十分耗费时间和成本。为了从微观角度深入理解CO₂地质封存过程中的渗流行为，提高CO₂地质埋存量，基于追踪两相界面动态变化的VOF(Volume of Fluid)方法，分别建立了2D和3D模型，开展了超临界CO₂-水两相流动数值模拟研究，对比了不同润湿性、毛细管数、黏度比条件下的CO₂团簇分布特征、CO₂饱和度变化规律，揭示了孔隙尺度CO₂埋存的内在机理。研究结果表明：①随着岩石对CO₂润湿性增加，CO₂波及范围扩大，同时CO₂团簇的卡断频率减少，CO₂埋存量增加；②随着毛细管数的增加，驱替模...     

页岩油井缝网改造后CO2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CO₂吞吐后的埋存效果，探究注CO₂吞吐实现CO₂有效埋存的可行性，通过建立含复杂缝网的页岩油井CO₂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CO₂吞吐与埋存效果的主控因素。结果表明：CO₂吞吐不仅可以提高页岩油的采收率，而且可以实现部分CO₂的有效埋存，埋存系数可达0.40；注CO₂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;CO₂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CO₂埋藏，累计产油量最大可...     

页岩油CO2非混相吞吐与埋存实验及影响因素

将CO₂注入页岩,不但能提高页岩油采收率,还能达到埋存CO₂的目的,但CO₂吞吐和埋存的影响因素较多且相互作用。为搞清楚页岩油CO₂非混相吞吐与埋存特征,通过开展页岩岩心CO₂吞吐、吸附实验,定量评价了CO₂注入压力、CO₂相态类型、储层温度、闷井时间、裂缝、吞吐次数对CO₂吞吐效果以及颗粒直径、CO₂注入压力、储层温度对CO₂埋存效果的影响程度。研究表明：增大注入压力不但有利于CO₂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CO₂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CO₂吸附量;当温度大于等于50℃时,温度升高不利于CO₂吞吐和埋存;在超临界条件(7.4 MPa、31℃)下CO₂     

贵州织金牛场向斜煤层气资源分布特征

织纳煤田是贵州重要的煤炭基地,煤炭资源量高达2.22×10¹⁰t,煤层变质程度高,以无烟煤为主,煤层气资源量为1.6×10¹²m³。基于保存较为完整的织金牛场向斜区域地质特征分析,剖析了煤层组成、煤层气含量及煤层气成分等分布差异,对主要煤层M13、M15、M21、M29、M32及M34的煤层特征、瓦斯含量及组成、煤层气资源量等进行估算,获得可采煤层的煤层气资源量为18.39×10⁸m³,并认为向斜轴部含气量高于翼部。
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