盐水层温室气体地质埋存机理及潜力计算方法评价

针对盐水层CO2地质埋存评价要求,提出了盐水层CO2埋存机理以及埋存潜力计算方法。CO2在盐水层中的埋存机理包括水力圈闭、残余气圈闭、溶解埋存和矿物埋存等4种基本方式。水力圈闭是CO2向上运动到达致密隔层受到遮挡后,在地质体中聚集,形成CO2气相埋存;残余气圈闭是由于驱替和吸吮相渗滞后现象存在,部分CO2以残余气形式被圈闭;溶解埋存是CO2溶解在水中,与水中的钙、镁、铁等离子发生反应生成碳酸盐矿物,实现CO2圈闭;矿物埋存是CO2与储层岩石发生缓慢的化学反应,形成碳酸盐矿物或HCO3-实现CO2封存。各种埋存方式随埋存时间不同,发挥的作用不一样,埋存安全性级别各不相同。埋存潜力只由残余气圈闭和溶解圈闭两部分构成。在此基础上,提出了埋存潜力计算公式及参数确定方法。埋存机理及潜力计算方法的提出为盐水层目标区CO2地质埋存评价提供了方法基础。     

CO2地质埋存渗漏风险及补救对策

目前,将CO2埋存于地下深部地质构造（如油气藏、煤层、地下含水层及岩溶盐腔）的减排方案能有效地减缓温室效应而备受关注。无论什么储集体,我们都希望CO2在地下埋存的时间越长越好。然而,对于一项具体工程的实施,必然存在一些客观和主观因素造成CO2渗漏,比如废弃井的不完善或不合理处理、地层断裂系统和水动力系统以及地震所造成的渗漏等等。存在渗漏就可能会对周围人和生态环境造成危害。因此,进行CO2地质埋存的风险评估是相当有必要的,是我们能长期有效安全地进行该项减排方案必不可少的基础和保证。本文即想从建立一套完整的风险评估、管理和监测体系的角度并以加拿大Weyburn油田为例,深入分析CO2地质埋存中可能存在的渗漏风险和途径,建立CO2渗漏风险评估机制,并针对具体的渗漏可能性提出相应的补救对策,为全球范围内,尤其对我国刚刚开展CO2地质埋存研究工作提供一些有益的思路。     

CO2的地质埋存与资源化利用进展

把CO2注入油气藏、煤层提高油气采收率的方法(CO2-EOR、CO2-EGR、CO2-ECBM),因其在提高石油、天然气和煤层气采收率的同时,又能使一部分CO2永久地埋存于地下,实现油气增产和CO2减排的双赢效果,而成为当今CO2减排最具潜力的现实选择.CO2-EOR(Enhanced Oil Recovery)方法适用于油田开发晚期,通过把CO2注入到比较稳定的油藏,一般可提高油藏采收率达10%～15%;另外把CO2注入到气田中,实施CO2-EGR(Enhanced Gas Recovery).一方面,接近枯竭的气田在没有地层水入侵之前具有巨大的埋存能力,为CO2提供巨大的埋存空间;另一方面注入CO2后,使地层重新增压保持储层中原始的压力,可以保持储层的完整性和安全性.同时,原有的油气圈闭可作为良好的埋存箱能有效地阻止CO2泄漏,使部分CO2能永久地埋存于地下.此外,也可以把CO2注入到煤层中,实施CO2-ECBM(Enhanced Coalbed Methane Recovery),利用煤层对CO2和煤层气(主要为甲烷)吸附能力的差异,实现CO2排替CH4,提高CH4的采收率.     

华北平原CO2地下埋存潜力研究

以CO2地质埋存的观点开展华北平原CO2埋存地质学研究,通过对主要地质要素的分析,阐述冀中坳陷的地质背景和构造演化,提出在华北平原具有3层区域性的CO2封盖-储存结构: 即顶层馆陶组-明化镇组组合,中层古近系多次湖盆演化形成的储盖组合以及底层古潜山碳酸盐岩储层,并且对它们的岩石性质、圈闭类型与水文地质特征进行较详细的论述,同时讨论了埋存地区的构造稳定性,初步评估冀中坳陷CO2埋存潜力,建议将冀中坳陷列为CO2地下封存的试验候选区。     

我国吉林油田大情字井区块CO2地下埋存试验区地质埋存格架

目前,我国在CO2地质埋存的试验研究才刚刚开始,其研究方法与研究思路需要不断探索。本文立足于吉林油田大情字井区块,从储层埋存潜力、埋存体稳定性及水文地质条件三个方面对试验区实施CO2地质埋存工程进行评价。通过对注CO2层段的储层砂体有效厚度、空间展布范围、储层物性及储层微观结构,以及在此基础上,对各砂体横向和垂向上的连续性、砂体间的连通性等等方面的分析和评价,试验区具备一定的埋存潜力,其有效储层厚度平均为273m;同时对试验区盖层的封盖性、断裂的稳定性及井筒的密封性三方面的评价,建立试验区埋存体稳定性评价体系。研究表明,试验区具备厚层泥岩封盖层、盖层内断裂不发育且比较单一以及储层内广泛发育隔夹层,可以有效地对CO2的运移或渗漏实施封盖和遮挡;另外,结合试验区矿化度、水化学成分的研究表明,试验区与邻近区域存在明显的矿化度分带特点、水化学成分也相对较单一以及含水层和隔水层均较发育。在一定程度上说明,试验区目的层段具有相对独立的地下水水体环境,比较有利于适合注入CO2,并进行地质埋存。通过这三方面的研究,建立大情字井区块适合CO2地质埋存的埋存格架,为该区实现CO2长期有效安全埋存奠定基础。     

中国CO2地质埋存关联技术的现状

CO2地质埋存是减少CO2净排放量的有效措施之一。CO2地质埋存技术在发达国家已有十几年的研究历史。目前,我国这方面的研究工作刚刚起步,因此,很有必要对我国CO2地质埋存的技术现状进行调查。CO2地质埋存过程主要包括3个要素：从发电厂或者工业生产过程中回收CO2;将CO2运送到埋存场地;CO2注入与埋存。其中的很多技术在现有工业以及石油、天然气开采等行业中已经存在。对我国现有工业以及石油、天然气开采等行业中涉及到的CO2回收、运输以及注入与埋存等技术的现状进行了初步调查,并与国外进行对比。结果表明,我国CO2地质埋存技术现状与国外存在一定的差距,但还是有一定的技术基础,尤其是在CO2回收与注入方面有一定的实践经验。     

松辽盆地咸含水层埋存CO2储存容量初步估算

沉积盆地深部存在体积巨大的咸含水层,是很好的埋存CO2的地质储体。可靠合理的估计CO2储存容量是选择场址的重要前提。目前国际上较为通用的评价CO2储存容量是金字塔评价方法。松辽盆地咸含水层岩性以白垩系的嫩江组砂岩和青山口组砂岩为主,空隙发育较好,盖层连续完整且封闭良好,决定了其可以作为储存CO2的地质储体。以松辽盆地为实例,估算了咸含水层CO2理论储存容量大约为6916Gt。     

松辽盆地南部保康体系上白垩统CO2埋存条件与潜力

CO₂地下埋存是一项缓解全球气候变暖的措施.采用沉积地质学的研究方法, 首次对松辽盆地南部长岭凹陷的保康沉积体系沿水流方向进行连井剖面分析, 结合室内显微镜薄片鉴定和岩心观察等手段, 对保康体系的沉积相类型及其时空分布规律、储盖层沉积特征、水文地质及构造特征等进行了研究.结果表明, 研究区青山口组-嫩江组是CO₂地下埋存的良好储盖组合, 同时计算研究区CO₂埋存量为7.43×109 t, 大约相当于2002年中国CO₂排放量的2倍、2009年中国的全年排放量.      

我国沉积盆地CO2地质储存的地热条件适宜性评价

CO2地质储存是减少人类活动产生的CO2向大气排放的有效措施之一。目前CO2地质储存适宜性评价中仅把地热条件作为单一因子进行考虑,难以准确评价地热条件对CO2地质储存的影响,评价精度较差。为此本文采用加权法将地热条件三因素(大地热流、地温梯度与地表年均气温)进行CO2地质储存适宜性评价,提高了精度。表明:我国总体上较适宜CO2地质储存,储存空间大。2.1%(8.5×104km2)沉积盆地适宜CO2地质储存,68.6%(274.0×104km2)较适宜,24.6%(98.4×104km2)一般适宜,4.7%较不适宜(18.7×104km2),无不适宜区。     

二氧化碳地质埋存研究进展

对二氧化碳地下封存的基本地质学问题及其他相关技术进行阐述,包括地下封存的基本原理、适合的封存场所、油气藏的筛选、储存潜力估算、动态监测、安全性及环境问题、及我国二氧化碳地质储存面临的问题.二氧化碳被注入地下后,以分子状态、溶解状态和化合物状态储存于岩石孔隙中,从而得到封存;合适的封存场所包括:深部盐水层、深部煤层和枯竭的油气藏;对于气驱和水驱油藏可以分别采用不同的公式进行模拟,根据模拟结果可以得到适合埋存的油气藏条件;对于3种不同的埋存场所可以采用不同的公式计算其埋存量以评价它们的地质埋存潜力.     

深部咸水层CO2地质储存适宜性评价方法研究

随着温室效应的加剧,CO₂地质储存已成为减缓全球气候变暖的有效方法之一. 可用于CO₂ 地下储存的场地主要有枯竭的油气田、深部咸水层和深部不可开采的煤层等,我国深部咸水层CO₂地质储存潜力占总潜力的98%以上. 在全面分析CO₂ 地质储存适宜性影响因素的基础上,建立了适宜于沉积盆地深部咸水层CO₂ 地质储存的适宜性评价体系,主要包括地质安全性、储存规模、社会环境风险和经济适宜性4大指标层,共计28个评价指标,评价方法以层次分析法及指标叠加法为主. 以西宁盆地为研究实例,通过基于排除法的地质条件综合分析与层次分析法的定量评价相互验证,表明该指标体系和评价方法具有广泛的应用价值. 结果表明,西宁盆地一级构造单元中双树坳陷最适宜CO₂地质储存,可作为CO₂地质储存的优先选区.     

减少温室气体向大气层的排放--CO2地下储藏研究

本文中简要介绍了CO2收集的基本原理和技术,提出了我国进行CO2收集技术预研究的建议。     

地下热-水动力-力学耦合过程数值模拟:以CO_2地质储存为例

在地下流动系统问题的研究中,热-水动力-力学(THM)耦合过程是研究的热点问题。在地下多相非等温数值模拟软件TOUGH2的框架内,基于Biot固结理论和摩尔-库仑破坏判定准则,建立了THM耦合模型;采用积分有限差和有限元联合的空间离散方法,开发了THM模拟器TOUGH2Biot。该模拟器中热和水动力过程是全耦合,力学过程是部分耦合。通过与解析解的对比,验证了其正确性。基于鄂尔多斯盆地CCS示范工程,采用TOUGH2Biot研究了CO2注入地层后的THM响应。结果显示CO2的注入引起流体压力急剧增加,地层有效应力减小,地表隆起,隆起大小在几十个厘米,同时孔渗增加,利于CO2注入引起的压力上升向外消散。CO2注入最有可能导致剪切破坏的位置位于最大速率注入点上部盖层,其次为靠近地表的位置。     

Feasibility study of CO2 geological storage in China

It has been proved to be one effective means to reduce emissions of CO2 to mitigate the worsening global climate change through lots of projects and tests about CO2 geological storage. The sites that are suitable for CO2 geological storage include coal seams that can not be mined, deep saline aquifers, oil fields, and depleted gas fields. The emission of CO2 from fuel combustion is about 3.54 Gt in China in 2003, which is the second biggest in the world. Because the energy consumption in China mainly depends on fossil fuels for a long time in the future, China will become a country with the biggest emission of CO2 in the world, which will make China have to reduce the emissions of CO2 by some methods including geological storage. Based on lots of information about the reserves of coal seam methane and the rank of coal in the 68 coal basins in China, the total CO2 storage capacity in these coal basins was estimated according to the recovery coefficient and exchange ratio of CO2 to CHa.The total storage capacity in deep saline aquifers can be regarded as the total quantity of CO2 that can be dissolved in the saline aquifers at the depth from 1000m to 3000m under ground. The quantity can be estimated by multiplying the solubility of CO2 in the saline water and the volume of the appropriate aquifers. According to the reserve and quality of crude oil in 46 main oil basins in China, the CO2 storage capacity and the quantity of enhanced oil were calculated. The storage capacity of depleted gas fields can be derived from the reserve and depth of the gas fields. The total CO2 geological storage capacity is about 196.2 Gt CO2 that is as against 55.4 times the CO2 emission from fuel combustion in China in 2003. According to the results of the finished projects and tests about CO2-EOR and CO2-ECBM, the CO2 geological storage capacities in coal seams, deep saline aquifers, oil fields and depleted gas fields will be estimated.     

鄂尔多斯盆地深部咸水层二氧化碳地质储存热-水动力-力学(THM)耦合过程数值模拟

注入CO₂到深部咸水层(CO₂地质储存)被认为是一种直接有效地减少CO₂向大气排放的途径。CO₂地质储存涉及到热、水动力和力学耦合过程,该耦合过程是预测CO₂在储层中的迁移转化、评价储层储存能力和分析潜在风险的关键。基于Terzaghi固结理论,在热-水动力(TH)耦合软件TOUGH2框架中加入了力学模块,形成了新的热-水动力-力学(THM)模拟器。结合鄂尔多斯盆地CO₂捕获和储存(CCS)示范工程场地的地质、水文地质条件,采用新的THM模拟器数值分析了CO₂注入后地层中的温度、压力、CO₂饱和度、位移和有效应力的时空变化特征。结果显示:在井口保持8 MPa和35℃情况下,能够实现10万 t/a的CO₂注入量;压力上升的范围远远大于CO₂运移和温度降低的范围,注入20 a后,其最大距离分别达到接近边界10 km、620 m和100 m;位移和应力变化主要与压力变化相关,注入引起最大抬升为0.14 m,在注入井附近位置储层中有效应力变化水平方向要大于垂直方向,而在远井位置相反;注入引起井附近有效应力明显减小,从而导致了孔隙度和渗透率的增大,增强了CO₂注入能力。     

数值模拟在CO2地质封存示范项目中的应用

CO2深部咸水层地质封存被认为是减缓温室效应的一种有效的工程技术手段。针对神华鄂尔多斯105 t/a CO2捕集与封存(CCS)示范项目,用数值模拟方法对CO2在地层中的运移过程进行了详细地刻画,分析了CO2的流动迁移、地层压力积聚过程及地层封存潜力。数值模型不但可以为工程的顺利进行提供技术支撑,而且可以节省人力财力。首先,根据实际监测数据对模拟参数进行校准,得到了合适的压力拟合曲线,确定了主要的水文地质参数。然后,对为期3 a的CO2续注工程进行预测,详细分析了CO2的晕扩散、溶解情况、地层压力变化情况、储层封存潜力等。得到如下结论：CO2在3 a内的最大迁移距离约为350 m;水裂可以有效提高CO2的注入性;隔离层能有效防止CO2逃逸。研究表明,尽管鄂尔多斯盆地属于低渗咸水层仍然能够有效安全地封存CO2。     

Short term validated geochemical model of CO2 sequestration

In this work we present a new approach to modeling the effects of CO2 sequestration that was tested in the Weyburn test site. The Weyburn oil-pull is recovered from Midale Beds （at 1300-1500 m depth）. This formation consists of Mississippian shallow marine evaporific carbonates that can be divided into two units： （1） the dolomific ＂Marly＂ and ii） the underlying calcitic ＂Vuggy＇, sealed by an anhydrite cap-rock. Presently, about 3 billions mc of supercrifical CO2 have been injected into the ＂Phase Al＂ injection area. The aim of our model is to reconstruct （1） the chemical composition of the reservoir; （2） the geochemical evolution of the reservoir with time as CO2 is injected and （3） the boundary conditions. The geochemical modeling was performed by using the code PRHEEQC （V2.11） software package. The ＂primitive brine＂ composition was calculated on the basis of the chemical equilibriums among the various phases, assuming reservoir equilibrium conditions for the mineral assemblage with respect to a Na-Cl （Cl/Na= 1.2） water, at T of 62℃ and P of 150 bars via thermodynamic corrections to the code database. A comparison between the chemical composition of the ＂primitive brine＂ and that analytically determined on water samples collected before the CO2 injection shows an agreement within 10%. Furthermore, we computed the kinetic evolution of the reservoir by considering the local equilibrium and the kinetically controlled reactions while taking it into account the CO2 injected during four years of monitoring. The calculated chemical composition after CO2 injection is consistent with the analytical data of samples collected in 2004, with the exception of calcium and magnesium contents.