低渗煤层注CO2增抽瓦斯数值模拟与应用

针对低渗透性煤层瓦斯抽采难度大、抽采效率低等问题,基于CO₂-CH₄多组分气体竞争吸附作用,开展了注CO₂提高煤层瓦斯抽采率数值模拟与试验研究。首先,建立了考虑气-水两相流与Klinkenberg效应的煤层注CO₂促抽瓦斯流-固耦合模型,利用COMSOL软件进行了煤层注CO₂后煤层瓦斯压力、瓦斯含量和瓦斯抽采率等参数变化规律,并应用于工程试验。结果表明:构建的气-水两相流瓦斯抽采流-固耦合数学模型可靠、合理;注入CO₂抽采煤层气瓦斯压力、瓦斯含量均比未注入CO₂抽采下降速率快;现场试验后,注气抽采条件下瓦斯抽采浓度平均值是未注气条件下的2.02倍,瓦斯抽采纯量是后者的3倍。煤层注入CO₂气体后,瓦斯抽采量增加,显著促进了煤层瓦斯抽采。      

CO2强化煤层气产出与其同步封存实验研究

长期以来针对CO₂-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,CO₂封存逐渐受到重视,煤储层可否作为CO₂的封存空间、可否实现CO₂驱替CH₄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CO₂与CH₄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CO₂-ECBM和CO₂吸附封存潜力的影响。结果表明,随着混合气体CO₂比例减少,CH₄驱替效果降低,其中40%CH₄+60%CO₂混合气体的CO₂残余量最多,在解吸至0.7 MPa时已有83.05%的CH₄产出,而83.62%的CO₂吸附残余在煤中,表明其C...     

东海盆地丽水凹陷CO2分布特征及成藏主控因素

基于丽水凹陷钻井和地震资料,综合天然气地球化学参数、基底断裂和岩浆底辟发育特征等,研究丽水凹陷CO₂的分布特征及其成藏主控因素.研究结果表明,丽水凹陷CO₂纵向上主要分布在灵峰组、明月峰组下段及元古界基底片麻岩中,不同层位CO₂的含量差别很大;平面上,温州13-1、丽水35-7和南平5-2 CO₂气藏均位于岩浆底辟体之上或者附近,同时周围亦发育断层,而丽水36-1高含CO₂气藏和LF-1井含CO₂气藏周围底辟不发育,均紧邻灵峰凸起西侧的控洼断裂.丽水凹陷幔源CO₂成藏主要受早中新世和晚中新世两期火山岩浆活动的影响,这两期火山活动将幔源CO₂带到地壳浅层,通过砂体侧向输导进入有利圈闭聚集成藏.      

巴西桑托斯盆地高含CO2油气藏类型、特征及成因模式

桑托斯盆地盐下油气藏中CO₂分布广泛,局部摩尔分数极高,给勘探、开发都带来了巨大挑战。通过对典型油气藏解剖分析,并利用流体取样、闪蒸实验测试分析等资料,将盆内油气藏分为3类：类型Ⅰ,含CO₂溶解气的高气油比常规油藏;类型Ⅱ,CO₂气顶+油环型油气藏;类型Ⅲ,（含溶解烃）CO₂气藏。其中类型Ⅰ油藏和类型ⅢCO₂气藏中流体性质均匀、稳定,油-水界面、气-水界面清晰;类型Ⅱ气顶+油环型油气藏流体成分和性质不均匀、不稳定,流体界面复杂。物理热模拟实验表明盆内3种类型油气藏是地层条件下,超临界状态CO₂和烃类有限互溶,动态成藏过程不同阶段的产物。动态成藏过程中,CO₂对烃类进行抽提、萃取,烃类（原油）对CO₂进行溶解,两者相互作用存在一个动态平衡（范围）。烃类和CO₂相对量大小决定了最终的油气藏类型,温-压条件变化和油气藏开发可改变油气藏平衡状态,造成流体相态变化和3类油气藏间的相互转化。     

贵州牛蹄塘组页岩气表面自由能研究

为了研究页岩对气体的吸附机理,在50℃、60℃、80℃ 3个温度点对贵州凤参1井和天马1井的页岩样品进行等温吸附实验,并绘制出了CH₄和CO₂等温吸附曲线图,计算得到页岩表面自由能,从自由能角度分析页岩对CH₄和CO₂气体的吸附特性。研究结果表明:当温度一定时,随着压力的增加,页岩对2种气体的表面自由能变化值均呈现出不断增加的趋势,当压力一定时,随着温度的增加,表面自由能会逐渐减小,这与等温吸附曲线上气体吸附量随压力的变化是一致的;页岩对CO₂的表面自由能变化值均要大于CH₄,表明页岩对CO₂的吸附能力比CH 4 更强,可以通过向页岩层中注入CO₂来提高采收率;对于吸附能力较强的页岩气藏,可以通过注入表面活性剂的方法,增强活性剂与页岩表面的结合能力,降低CH₄占有面积及其与页岩的表面自由能,以此达到促使CH₄解吸的目的。      

玄武岩封存CO2技术方法及其进展

玄武岩封存CO₂为碳捕集与封存（CCS）提供了一种新的具有潜在意义的选择。当今世界上已有三个示范工程案例,即日本Nagaoka、美国Wallula和冰岛Carbfix,这些实例初步证实了CO₂玄武岩封存的技术和经济可行性。玄武岩封存CO₂相关技术研究进展包括:（1）Carbfix项目采用水溶液替代胺溶剂来捕集烟气中的CO₂气体,以便同时对CO₂和其他可溶于水的气体进行捕获,而在排放点源只需简单加装水洗塔等设备作为气体分离装置;（2）冰岛提出了适用于CO₂饱和溶液注入与封存的Carbfix方法,设计出能分别注入气体和水溶液的专用系统;（3）Carbfix在注入与封存CO₂过程中首次采用示踪元素监测方法,并通过质量平衡方法定量估算注入CO₂发生碳酸盐化的百分比,发现往玄武岩里注入CO₂不到2年就有95%被完全矿化。今后仍需进一步研究的技术问题包括:（1）CO₂饱和溶液与超临界CO₂两种注入形式如何选择;（2）能否用海水替代淡水溶解CO₂;（3）如何提高地球化学模拟的准确性;（4）如何降低碳捕集、分离和运输环节成本。相关探讨对我国利用基性超基性岩进行CO₂封存具有一定借鉴意义。     

莺歌海盆地乐东区片钠铝石特征及其对浅层CO2充注的指示

作为天然CO₂的示踪矿物,片钠铝石的形成与CO₂充注密切相关.莺歌海盆地乐东区乐东X构造莺歌海组-黄流组CO₂气藏内发育含片钠铝石砂岩,在开展的岩石学和地球化学研究基础上,确定了研究区片钠铝石的产状和纵向分布特征,分析了形成片钠铝石的“碳来源”和气水条件,进而探讨了与片钠铝石具有成因联系的CO₂的成因.乐东X构造含片钠铝石砂岩为细—极细粒长石石英砂岩和岩屑石英砂岩,片钠铝石主要以充填孔隙及交代颗粒的形式产出,是成岩共生序列中形成较晚的自生矿物之一.在纵向上,片钠铝石仅集中发育于高含CO₂气层的底部以及其下的水层中,这一分布特征以地质实例的形式证实了片钠铝石的形成需要水的参与.研究区浅层CO₂充注后形成的碳酸盐矿物为片钠铝石和铁白云石.片钠铝石的碳氧同位素特征表明形成片钠铝石的“碳”与LDX构造气层中CO₂具有相同的碳来源,以无机幔源成因CO₂为主.红河断裂以及莺歌海盆地中央坳陷内一系列底辟构造及伴生的垂向裂隙可能为CO₂的运移通道.      

莺歌海盆地LD10区高含CO2天然气充注期次精细厘定与成藏模式

莺歌海盆地LD10区中深层黄流组?梅山组重力流水道、海底扇储层已被证实具有重大的天然气资源潜力.但是前期测试结果显示气藏中混有高含量CO₂气体.因此,精细厘定天然气充注期次,明确CH₄、CO₂等时空分布规律对规避高CO₂风险至关重要.本研究在对不同产状流体包裹体岩相学特征精细观察的基础上,综合激光拉曼光谱分析和包裹体显微测温技术识别出3幕不同成分天然气充注,时间分别为:4.0~2.9 Ma、2.0~1.2 Ma和0.8~0.3 Ma.其中,第一幕充注以烃类气为主,伴有少量有机CO₂和N₂;第二幕和第三幕充注以大量无机CO₂、烃类气为主,伴有少量N₂.结合天然气及烃源岩地化特征、天然气组分分析及输导体系识别,总结了LD10区的成藏模式,以期为研究区下一步天然气勘探开发和规避高含量CO₂风险提供依据.      

考虑Klinkenberg因子状态的CO2-ECBM模拟研究

为了探究Klinkenberg效应及不同状态的Klinkenberg因子在注CO₂提高煤层气采收率(CO₂-Enhanced Coal Bed Methane,CO₂-ECBM)过程中的作用,借助COMSOL有限元软件模拟分析了Klinkenberg因子为0、固定Klinkenberg因子与动态Klinkenberg因子3种状态对CO₂-ECBM及有效渗透率的影响,以及CH4与CO₂压力随该因子的动态变化情况,并将CH4产气量与工程实际作了对比验证。结果表明,CH4与CO₂有效渗透率呈先缓慢增长再急速下降后逐渐趋于平缓的态势,相较于固定Klinkenberg因子或Klinkenberg因子为0,动态Klinkenberg因子影响下的CH4与CO₂有效渗透率更大,当Klinkenberg因子为动态变量时,受不同气体的摩尔质量与动力黏度影响,CO₂有效渗透率小于CH4有效渗透率。在动态Klinkenberg因子作用下...     

长庆油田黄3区长8特低渗油藏二氧化碳驱油与埋存先导试验

为了评价CO₂驱在长庆油田特低渗油藏中的适应性及应用潜力,中国石油长庆油田进行了CO₂驱油与埋存先导试验技术研究,取得了令人满意的初步效果。在综合对比周边气源条件、油藏条件、现场道路及CO₂试运输的基础上,确定姬源油田黄3区长8油藏为先导试验区块。该区块油藏规模大,油藏条件具有达到混相驱的条件,周边气源丰富,现场道路条件好,属于低渗透开发早期油藏,但水驱开采效率低,开发效果逐年下降。先导试注效果显示:在CO₂驱的作用下,黄3区长8油藏部分油井的日产液量及日产油量明显上升,且含水率下降。与水驱注入压力相比较,CO₂注入压力无明显上升,且不随注入量的多少而变化,说明黄3区长8油藏具有较好的CO₂注入性和良好的吸气能力。同时结果表明,所选取的CO₂注入参数设计基本合理,CO₂驱具有进一步在长庆油田推广的良好前景。然而,由于CO₂注入压力较水驱上升幅度较低,原方案的周期注气方式、注入速率及注入压力上限等仍有实行进一步优化的空间。此外,为了提升试验效果,可逐步扩大试验规模,以便CO₂驱试验在长庆油田范围内的整体性评价分析。     

松辽盆地幔源成因CO2气藏分布规律及控制因素

通过深部15s大剖面解译和典型CO₂气藏解剖,深入剖析了松辽盆地幔源成因CO₂气藏分布规律及控制因素。纵向上CO₂气主要富集在营城组火山岩和泉头组三、四段砂岩储层中。与深部热流体（热流底辟体和侵入体）直接相连的、控陷的、控制火山通道的铲式基底断裂控制着CO₂气藏呈串珠状分布的特征,断裂走向拐点、端点和侧列叠覆区控制了CO₂气出气点。深部热流体是CO₂气藏主要的气源。与之相衔接的基底断裂活动导致幔源岩浆充注盆地,同时携带的CO₂气释放进入早期喷发的火山岩中形成营城组火山岩CO₂气藏。基于控藏断裂多为断陷期和泉头组晚期-青山口组早期活动的基底断裂,推测营城组CO₂气藏主要成藏时期为泉头组晚期-青山口组早期。松辽盆地强烈的构造反转发生在明水组末期,挤压应力自南南东向北北西方向衰减的过程中,基底断裂复活形成正反转断层,CO₂气从热流底辟体中脱出上运而聚集在反转构造带上,断层式反转构造南部比北部发育,西部比东部发育,因此松辽盆地南部比北部、西部比东部CO₂气更富集。     

三峡澎溪河水域CO2与CH4年总通量估算

以2010年6月~2011年5月三峡澎溪河回水区CO₂与CH₄通量监测数据为基础,参考澎溪河高阳平湖水域全年4次的24 h昼夜连续跟踪观测结果,对每月各采样点的日通量值进行估算。提出了水下地形划分法和环境因素控制法,将各采样点日通量数据外延至整个回水区水域,并估算了澎溪河回水区水域CO₂与CH₄年总通量值。研究期间,澎溪河回水区全年各采样点CO₂通量均值为(3.05±0.46)mmol/(m2·h);CH₄为(0.050 1±0.009 6)mmol/(m2·h)。以水下地形法为基础,该水域全年CO₂和CH₄总通量分别为40 060.5 t和540.9 t;以环境因素控制法为基础,全年CO₂与CH₄总通量分别为39 073.0 t和467.2 t。以环境要素控制法为参考,该水域CO₂全年平均释放强度为43.26 mmol/(m2·d),在全球水库数据序列中处于中等略偏高水平,CH₄全年平均释放强度为1.42 mmol/(m2·d),在全球水库序列中处于中等水平。     

CO2/N2二元气体对甲烷在煤中吸附影响的分子模拟研究

二元气驱技术(CO₂/N₂-ECBM)已成为煤层气增产的重要手段,明确CO₂/N₂在煤层中的竞争吸附规律以及对煤层物性的影响具有重大意义。利用分子模拟软件Materials Studio建立延川南煤层气实际区块温度、压力条件下的煤分子模型。基于巨正则蒙特卡洛(GCMC)方法研究CO₂/N₂交替驱替煤层气技术中各注入阶段对CH₄吸附的影响,明确CO₂、N₂对煤层孔渗物性的影响规律。结果表明:在CO₂注入阶段,煤层中甲烷迅速解吸;煤中气体吸附总量上升,煤基质膨胀效应增强,导致煤的孔隙体积降低。而转N₂注入后,由于N₂分压作用使得CH₄、CO₂吸附量呈现出不同程度的降低;当ω_N2/ω_CO2≤0.6时煤分子中气体总吸附量迅速降低,而当N₂饱和吸附后气体总吸附量保持稳定。煤层孔渗物性随着气体吸附总量呈现出迅速增大后趋于平缓的趋势。此外,ω_N2/ω_CO2>0.6后N₂吸附率迅速降低,这会使得产出气中CH₄纯度较低,导致后期提纯成本大大增加。因此,当ω_N2/ω_CO2=0.6左右时,CH₄解吸量为最大值,煤孔隙率较高,最有利于煤层气的开发。      

苏北盆地层状盐穴储气库CO2封存数值模拟研究

地下盐岩溶腔是CO₂封存的有效地质体,CO₂沿盐岩软弱夹层和盐层-夹层交界面泄漏是制约地下盐岩溶腔CO₂安全封存的关键。以苏北盆地金坛地区CO₂盐穴储气库为研究对象,建立了层状盐穴储气库CO₂封存的流-固耦合数学模型,分析了盐岩及泥岩夹层中CO₂运移泄漏规律及其对CO₂安全封存的影响,并探讨了盐岩及泥岩夹层渗透率的动态响应特征。结果表明：渗透率是决定盐岩层中CO₂运移速率和泄漏范围的关键,在其影响下,相同封存时间内泥岩夹层中CO₂运移速率和影响范围远大于盐岩,但随封存时间延长,盐岩和泥岩夹层中CO₂运移速率和压力增幅均呈降低趋势,并随着CO₂压力传播至模拟边界而趋于稳定。渗透率动态变化是上覆地层压力负效应与盐岩层中CO₂压力正效应共同作用的结果,并受盐岩和泥岩夹层力学性质的影响。CO₂封存时间<3 ...     

不同成分盐水驱CO2的残余气饱和度

CO₂在地下深部咸水含水层地质封存的多种封存机理中,束缚气封存的潜力很大,可占封存总量的30%左右。残余气饱和度是评价束缚气封存量的一个十分重要的参数。通过测定不同成分盐水驱CO₂的残余CO₂饱和度,对不同咸水含水层的束缚气封存潜力进行定性的评价,进一步为深部咸水含水层的CO₂封存量的评估提供了参数依据。同时也对深部咸水含水层CO₂地质封存的工程选址和目标含水层的选择具有一定的指导和借鉴意义。实验使用饱和CO₂的蒸馏水、NaCl溶液、CaCl₂溶液以及NaCl和CaCl₂的混合溶液(质量比1∶1),溶液质量浓度都为10%,驱替饱和CO₂的岩心,最后计算残余CO₂饱和度。饱和CO₂的溶液驱替CO₂的过程可以分为两个阶段：活塞式驱替和携带式驱替。实验结果显示,4种液体驱替实验的残余CO₂饱和度由小到大依次为：蒸馏水、混合溶液、NaCl溶液、CaCl₂溶液。结果表明：在界面张力和流体粘性共同作用下,界面张力对岩心中CO₂驱替效果的影响起主导作用;这3种类型盐水中,Cl-Ca型水束缚气封存潜力最大,其次是Cl-Na型水,Cl-Na·Ca型水最差。     

CO2地质封存与利用示范工程进展及典型案例分析

CO₂地质封存与利用工程实施具有十分可观的CO₂减排效果,推行CO₂地质封存与利用项目对于缓解全球气候变暖、践行我国可持续发展战略具有重要意义。梳理了目前主要的CO₂地质封存与利用方式,统计了全球范围内的CO₂地质封存与利用示范工程,重点介绍了我国典型CO₂地质封存与利用示范工程案例,并对CO₂地质封存与利用技术发展趋势进行了展望。目前,CO₂地质封存与利用方式主要包括CO₂驱油封存、CO₂驱替煤层气封存、CO₂咸水层封存、CO₂枯竭油气藏封存、CO₂驱替页岩气封存、CO₂深部咸水层封存与采水、CO₂封存与增强型地热发电、CO₂封存与铀矿地浸开采等;国内外在CO₂驱油封存、CO₂咸水层封存以及CO...     

晋城无烟煤储存游离态CO2理论容量及其影响因素

深部煤层游离态CO₂理论存储容量随深度增加而变化。基于山西沁水盆地南部煤样测试基本数据,对游离态CO₂煤层存储容量进行计算,并分析其随深度变化规律。基于建立的煤层游离态CO₂存储容量计算模型显示,煤储层游离态CO₂存储容量受孔隙度、含气饱和度、地层温度、地层压力等共同作用的影响。CO₂注入后改变煤储层物性会导致理论存储量有不同程度增加,但存储量增值与实验煤样颗粒大小有关;应力作用下煤储层孔隙度随埋深呈负指数降低规律会显著降低CO₂存储容量,含气饱和度增大会显著增大存储量。      

松辽盆地南部无机CO2成藏机理与分布

松辽盆地南部的幔源CO₂气主要存在3种脱气方式：热底辟体脱气、岩浆房脱气和地幔热底垫体脱气。古近纪末-新近纪时期的岩浆活动和岩石圈断裂是无机CO₂气藏形成的主控因素;属于岩石圈断裂的郯庐断裂北部断裂系,当处于活动期时,诱导幔源岩浆上涌,促使无机CO₂气从幔源岩浆脱出,先期富集在下地壳底部,并沿着下地壳的网状剪切带迂回向上运移到达拆离带;当断至拆离带的低角度基底断裂处于活动期时,无机CO₂气体沿着壳源断裂上移进入地壳浅层圈闭富集成藏。气源断裂体系的展布与幔源火成岩活动脱气是无机CO₂气运聚成藏的两大主控因素。幔源CO₂气藏主要分布在长岭断陷和德惠断陷:前者主要沿着孙吴-双辽断裂带分布,后者受控于哈尔滨-四平断裂带。长岭断陷的幔源CO₂气藏埋藏较深,由于向北西的红岗阶地和东部的德惠断陷层位在变新,导致CO₂气藏埋藏深度逐渐变浅。     

二氧化碳地质存储与煤层气强化开发有效性研究述评

煤层CO₂地质存储与CH₄强化开采（CO₂-ECBM）技术融温室气体减排与化石新能源开发为一体,极具发展前景。CO₂-ECBM技术有效性是经济性、长期性和安全性的基础和前提,建立深部煤层CO₂-ECBM有效性理论和生产技术在中国的需求尤为迫切。中国、美国、英国、澳大利亚、日本等国家在该领域开展了大量实验模拟、数值模拟和工程探索研究。研究工作表明:CO₂可注性、CO₂封存机制与存储容量、CH₄增产效果构成了CO₂-ECBM有效性的核心内涵,其中CO₂可注性更为关键;CO₂注入时煤储层发生体积应变效应和地球化学反应效应,其导致的渗透率快速衰减与可注性变差制约着CO₂-ECBM的有效性;CO₂/CH₄竞争吸附与置换是主要的CO₂封存机制,地层条件下CO₂/CH₄竞争吸附与置换封存决定了有效存储容量的主体,对于超临界CO₂,改进的吸附势模型（Modified D-R model）表征计算结果与实验模拟结果的拟合度最好;通过优化注入参数、间歇性注入、先压后注、与N₂交替注入等方式可以提高深部煤层的CO₂可注性,试验井组煤层气生产井可实现最高3.8倍的增产效果;沁水盆地深部无烟煤CO₂-ECBM技术的有效性已得到实验室研究和工程试验的初步证实。中国科学家在持续开展和不断深化CO₂-ECBM技术的研究工作,CO₂-ECBM有效性的关键科学技术问题有望在中国得到破解。      

Status and Advances of Abandoned Process of Wells for CO2 Geological Storage

With the rapid development of CO₂ geological storage and utilization (CCS/CCUS), the abandoned well in the sites of CCS/CCUS projects is becoming an important subject to be solved to check whether it can effectively block the residual CO₂ or not. Up to now, the abandoned process of wells in the field of oil and gas in China and abroad have gained mature operation technology and rich experience. However, in the field of CCS/CCUS, there is only a small number of global public instances about the abandoned process of operational wells of CO₂ including CO₂ injection wells and CO₂ monitoring wells, and the domestic instance is still blank. In this paper, we firstly summarized the required demands, materials, cases of operational experiences, and monitoring requirements of the abandoned process of operational wells of CO₂ in the developed countries, e.g. the Netherlands, the United States and Canada. Then, we figured out the status of the abandoned process of domestic wells in oil and gas industry. Finally, we concluded the differences of the abandoned process between operational wells of CO₂ and traditional wells of oil and gas, and proposed some recommendations for the abandoned process of operational wells of CO₂ in the current and future CCS/CCUS projects in China. This study has important implications for the upcoming abandoned process of all the operational wells at Shenhua CCS demonstration site in 2016.