鄂尔多斯盆地马家沟组二氧化碳地质封存有利区优选

CO_2地质封存(CCS)技术是目前国际上实现CO_2大规模低成本减排的最佳选择之一,而CO_2地质封存的首要问题是CO_2封存有利区优选。针对鄂尔多斯盆地马家沟组CO_2地质封存有利区优选研究不足的现状,本文借助大量的地质、钻井、地球物理及测试分析,对鄂尔多斯盆地马家沟组地层水矿化度条件、温压条件、储层条件、构造条件及盖层条件进行研究分析,从而对CO_2地质封存区域边界进行确定。在此基础上,出于CO_2地质封存技术性和经济性考虑,进一步再优选出储层条件优越、距离CO_2捕集装置较近、勘探程度较高、地层埋深合适且对其他矿产开发影响甚微的地区进行CO_2地质封存。结果表明:(1)确定鄂尔多斯盆地适宜CO_2地质封存的地区位于摆宴井—沙井子断裂以东、渭北隆起北缘断裂以北、黄河断裂以西、伊盟隆起以南的广大地区,主要包括伊陕斜坡和天环坳陷内的除中央古隆起缺失区以外的马家沟组分布地区;(2)乌审旗—靖边—延安岩溶斜坡区(Ⅰ_1)为盆内最佳CO_2地质封存区;(3)榆林—米脂岩溶盆地区(Ⅰ_2)是CO_2地质封存的有利场所。     

黏土矿物含量对CO_2地质埋存体盖层封闭性的影响

为了解CO_2地质储存过程中黏土矿物含量对盖层封闭性的影响,本文以鄂尔多斯盆地三叠系和尚沟组泥岩盖层为研究对象,利用TOUGHREACT软件研究了不同黏土矿物含量、储层厚度对盖层封闭性的影响。研究表明,当盖层黏土矿物含量达到50%时,渗透率最大可减降低36%,有效封存厚度可达70 m;当黏土矿物含量减少至10%时,盖层自封闭性大幅降低,有效封存厚度为4 m,且盖层中的蒙脱石也由沉淀转化为溶解。黏土矿物含量越高,盖层封闭性越强,有效封存厚度越大。储层厚度对盖层封闭性有直接影响,当储层厚度大于盖层有效封存厚度时,则会发生泄漏;当储层厚度达到100 m时,CO_2将在125年后穿透黏土矿物含量为50%的盖层。本研究可为CO_2地质储存的储盖层选择和安全性评价提供理论依据。     

鄂尔多斯盆地马家沟组二氧化碳地质封存有利区优选

CO2地质封存技术（CCS）是目前国际上实现CO2大规模低成本减排的最佳选择之一,而CO2地质封存的首要问题是CO2封存有利区优选。针对鄂尔多斯盆地马家沟组CO2地质封存有利区优选研究不足的现状,本文借助大量的地质、钻井、地球物理及测试分析,对鄂尔多斯盆地马家沟组地层水矿化度条件、温压条件、储层条件、构造条件及盖层条件进行研究分析,从而对CO2地质封存区域边界进行确定。在此基础上,出于CO2地质封存技术性和经济性考虑,进一步再优选出储层条件优越、距离CO2捕集装置较近、勘探程度较高、地层埋深合适且对其他矿产开发影响甚微的地区进行CO2地质封存。结果表明：①确定鄂尔多斯盆地适宜CO2地质封存的地区位于摆宴井-沙井子断裂以东、渭北隆起北缘断裂以北、黄河断裂以西、伊盟隆起以南的广大地区,主要包括伊陕斜坡和天环坳陷内的除中央古隆起缺失区以外的马家沟组分布地区;②乌审旗—靖边—延安岩溶斜坡区（Ⅰ1）为盆内最佳CO2地质封存区;③榆林—米脂岩溶盆地区（Ⅰ2）是CO2地质封存的有利场所。     

砂岩中绿泥石含量对CO_2矿物封存影响的模拟研究

二氧化碳地质储存是实现二氧化碳减排的有效手段,砂岩储层是二氧化碳地质储存的主要储层类型之一。砂岩储层中的绿泥石溶解对二氧化碳地质储存形式和储存量有着重要的影响。依据某砂岩储层的实测资料,采用数值模拟技术,分析了绿泥石作用下CO2矿物封存机理和绿泥石含量对CO2的矿物封存量的影响。研究结果表明,绿泥石体积分数增大,溶解后可以向溶液中提供更多的Mg2+、Fe2+,有利于固碳矿物菱铁矿和铁白云石生成;绿泥石的体积分数与CO2矿物封存量有良好的正相关性,高绿泥石含量有助于砂岩储层的CO2矿物捕获。     

CO_2地质封存泄漏研究进展

CO_2地质封存(GCS)是一项将CO_2注入并且永久封存于地下含水层或废弃油气储层等地质体内的CO_2减排技术。由于场地地质条件和人类开发活动导致的不确定性,注入储层的CO_2可通过泄漏废弃井、断层或裂缝以及盖层的"薄弱带"等途径发生泄漏。基于对国内外文献的广泛调研,综述了GCS泄漏及封存安全的研究进展。CO_2沿钻井泄漏一般是因为化学或力学作用导致CO_2沿钻井环空水泥、井筒桥塞或围岩破碎带发生泄漏。CO_2注入储层可能导致盖层破裂,激活原本闭合的断层或断层面滑动。CO_2沿断层/裂缝泄漏主要受有效渗透率、裂缝开度等因素影响。盖层泄漏的方式可归纳为渗透泄漏、扩散泄漏和沿裂隙泄漏3种。CO_2透过盖层的扩散泄漏对于大时空尺度CO_2地质封存泄漏评估不应忽视。CO_2泄漏通常会导致受影响的含水层内地下水的p H值减小、盐度升高、离子增多等地球化学响应,甚至存在自由态CO_2。含水层内流体压力和地球化学特征可用于有效监测封存CO_2、咸水与其他流体的泄漏。GCS泄漏研究目前还十分有限,我国尤其缺乏泄漏的定量研究。     

四川盆地理论CO_2地质利用与封存潜力评估

结合CO_2地质利用与封存技术机理,在国际权威潜力评估公式的基础上,系统地提出了适合中国地质背景的次盆地尺度CO_2封存潜力评估方法及关键参数取值。同时,以四川盆地为例,依次开展了枯竭油田地质封存与CO_2强化石油开采、枯竭气田与CO_2强化采气、不可采煤层地质封存与CO_2驱替煤层气,以及咸水层地质封存技术的CO_2地质封存潜力。结果表明,四川盆地利用深部咸水层与枯竭天然气田CO_2地质封存潜力最大,期望值分别达154.20×10~8t和53.73×10~8t。其中,枯竭天然气田因成藏条件好、勘探程度高、基础建设完善,为四川盆地及其周边利用枯竭气田CO_2地质封存技术实现低碳减排提供了早期示范机会。CO_2地质利用与封存潜力评估方法,对进一步开展全国次盆地尺度理论封存潜力评估与工程规划具有重要意义。     

富CO_2流体与砂岩储层水-岩反应实验研究与应用:以黄桥油气藏龙潭组砂岩为例

黄桥油气田是CO_2和油气共存的一个特殊油气田,不同井的原油和CO_2产量差异很大,且与之相关的储层差异也非常明显,富CO_2流体对储层的改造作用十分显著。基于以上背景,通过密闭容器中CO_2-地层水-砂岩体系相互作用实验,模拟地层埋深介于1500~4000 m的环境条件下(温度:60~120℃、压力:10~40 MPa),富CO_2流体对砂岩储层的溶蚀作用。实验结果表明:富CO_2流体对砂岩具有显著的溶蚀作用,溶蚀矿物主要是碳酸盐矿物,72 h即可达到平衡,平衡后的溶液中Ca离子浓度比其他离子高出两个数量级。碳酸盐矿物溶解强度与温度负相关,与压力正相关。综合来看,压力是决定性元素,它控制着CO_2在溶液中的溶解度,特别是在较高温度下,压力的溶蚀效应更为显著。长石类矿物也发生一定的溶蚀现象,但是很微弱(本次实验中尚未达到平衡)。结合该区地质背景,认为CO_2主要来自深部(幔源),受深大断裂控制,沿着断裂进入龙潭组砂岩储层,其上被巨厚的细粒碎屑岩覆盖,构成了相对封闭的高温高压流体作用系统,靠近断裂带部位,流体作用强,储层溶蚀改造显著,次生孔隙发育(如溪3井),离开断裂的部位,流体作用减弱,储层发育较差(如溪2井)。因此,断裂控制下的富CO_2流体作用模式,是控制龙潭组砂岩储集性能的主要机制。     

CO_2驱油后的流体-岩石相互作用实验

<正>为了降低空气中温室气体的含量,同时兼顾提高原油采收率的要求,在世界多个国家已开展碳捕获、利用和封存项目(CCUS),其中CO2-EOR工程是应用最广泛的工程之一。将CO2注入到咸水层后,将以四种机制捕获:结构地层捕获、束缚气捕获、溶解捕获和矿物捕获。然而,实施CO2-EOR工程后,虽然提高油田的原油采收率,但是储层孔隙中仍会有大量原油残留。受原油和盐水物理性质的控制(原油与盐水不混溶),含油流体环境中的流体-岩石相互作用实验研究较少。本次研究通过开展针对地层条件下,两     

鄂尔多斯深部咸水层CO_2地质封存效果评价

中国首个陆上咸水层CO_2地质封存全流程示范项目于2010年正式实施。为更加清晰、准确地了解注入场地储层的注入性能和注入封存过程中可能遇到的潜在问题,基于场地储层结构和注入监测数据,采用储层多相流模拟软件TOUGH2-MP/ECO_2N对鄂尔多斯105 t/a CO_2注入1 620 m以深的特低渗砂岩咸水含水层进行数值模拟,对储层的压力积聚和CO_2羽体扩散的动态演化以及储层封存量进行评估。结果表明,所建立的模型比较准确地反映了实际注入过程和注入效果。3a注入引起的最大压力抬升小于15 MPa,CO_2在含水层中总体呈均匀扩散,CO_2注入地下3a和53a后,羽体在刘家沟储层中的横向迁移距离分别为550 m和700 m左右。在目前的统注方案下,CO_2主要封存层位在储层上部的刘家沟组(埋深为1 690~1 699 m),其吸气量占整个储层封存量的80%以上,储层吸气能力具有由浅到深变差的特征。53a模拟期内,进入泥岩盖层的CO_2总量不及注入总量的0.05%。     

马朗凹陷牛东地区卡拉岗组火山岩储层建模研究

火山岩储层比碎屑岩具有更强的非均质性,储层的地质建模工作变得非常复杂。针对马朗凹陷牛东地区卡拉岗组玄武岩和火山岩的储层地质特征,运用petrel建模软件对储层进行三维地质建模。首先利用钻井、测井、录井、地震、岩心分析化验等资料完成了地层对比,建立地层格架。在此基础上,综合测井与地震资料,建立该地区的构造模型、岩相模型和含油饱和度模型,应用蚂蚁体示踪的方法建立了裂缝分布模型。建模结果检验与实际情况相吻合,为油藏开发方案控制提供了主要依据。     

CO2深部咸水层封存选址的地质评价

深部咸水层封存是目前最具前景的CO2地质封存方式。本文通过调研CO2地质封存相关文献，对CO2咸水层封存选址地质评价依据进行分类，总结咸水层封存涉及的定量研究方法并探讨目前CO2地质封存中的不确定性问题。主要认识有：① CO2咸水层封存选址的地质依据可根据在评价中的作用分为两类，第一类是用于可行性评价的通用依据，第二类是用于进一步筛选优选靶区的封存适宜性和安全性指标，其中封存适宜性评价针对的是更加细致的储层特征（相较于可行性评价），而安全性评价则集中在盖层适宜性、场地地震安全性、水文地质条件、地面场地地质条件、储层盖层空间分布和构造六个方面；② 封存潜力评价方面，大范围的可行性评价可首选资料要求较低的面积法进行封存潜力评价，对小范围的优选靶区采取精度更高的容积法和包含更多封存机制的容量系数法；③ 目前CO2地质封存中的不确定性问题主要在于相同依据在不同评价方面产生的不同影响、CO2- 水- 岩反应对储集物性的影响、研究发现的特殊现象、多场耦合模拟研究不系统以及封存潜力计算中参数不确定问题。     

苏北盆地油田封存二氧化碳潜力初探

油田二氧化碳封存是减少温室气体排放量最有效的途径之一,油藏中封存CO2 主要有构造地层储存、束缚气储存、 溶解储存和矿化储存等四种方式,CO2 在油藏中的地质储存容量采用国际上通用的资源储量金字塔理论来进行潜力评价。 本文通过分析油田CO2 封存机理,结合江苏省苏北盆地的地质和构造条件,对苏北盆地油田进行CO2 封存潜力研究。苏北 盆地油田多为低渗透和含水油藏,在储存CO2 的潜力上,东台坳陷优于盐阜坳陷,次级单元中又以高邮凹陷、金湖凹陷封 存CO2 潜力最大,一系列小型构造单元比较适合于CO2 封存,并有利于后期的保存。在封盖能力上,苏北盆地在垂向上有 明显的两分性,下部上白垩系和古新统盖层相对上部始新统盖层对CO2 封盖性更好。估算得到苏北盆地油田埋存CO2 的理 论储存容量为1.5054×108 t,有效储存容量为0.0828×108 t~0.4421×108 t,表明苏北油田封存CO2 的潜力较大。     

长春油田C区块双阳组二段油气藏特征及潜力分析

长春油田C区块双阳组二段是主要勘探层段,双二段划分出5个砂组,其中Ⅲ砂组和Ⅳ砂组是主要产油砂组。通过沉积特征研究,认为双二段为扇三角洲沉积。Ⅰ砂组和V砂组是扇三角洲前缘沉积,Ⅱ砂组-Ⅳ砂组为扇三角洲平原沉积,砂体的分布受沉积相带控制比较明显,砂体沿北西向展布。在明确该区地层沉积特征的基础上,开展了研究区油气藏成藏条件研究,认为大南凹陷具有供烃能力,双阳组是供烃层组,双三段暗色泥岩是区域盖层,17号断层及派生出的一系列近南北向正断层前期沟通油源、疏导油气,后期具有良好的封堵作用。C区块单井纵向上整体为油层-油水层-水层组合,上倾部位为油层,下倾部位为同层、水层。油水易于在构造圈闭范围内平衡,在-1 695 m形成统一的油水界面。双二段为一个成藏体系,整体为断块类型油气藏。低渗-中孔、低渗-低孔、特低渗-低孔储层是剩余油主要分布区,剩余油的形成受相控和构造控的影响,主要发育在河道储层中。     

松辽盆地徐家围子断陷玄武岩气藏储层的CO2 封存潜力研究

玄武岩油气藏储层一方面含有大量可与CO2 反应生成碳酸盐的造岩矿物,另一方面又有枯竭油气藏的良好储（储集
空间）、运（运移通道）、盖（盖层条件）和保（保存能力）等 CO2 封存优势,是潜力大、实施易、成本低和安全性高的碳
汇靶区。该文选取了位于松辽盆地东北部的徐家围子断陷玄武岩气藏开展CO2 封存潜力研究,在对该气藏地质特征和储层
发育特征详细描述的基础上,结合玄武岩矿物组成和化学成分的鉴定分析结果,探讨该气藏的矿物固碳能力和油气储层固
碳能力,并对其封存CO2 的可行性进行了初步评价。研究表明,徐家围子断陷玄武岩气藏有着良好的储集空间,且易碳酸
盐化,其盖层可阻止所充注CO2 的逸散,稳定的圈闭条件可保证所充注CO2 的安全性,因而是CO2 封存的理想靶区。初步的
定量计算结果表明,徐家围子断陷玄武岩油气藏的矿物固碳潜力约为89.33×108 t,油气储层的封存能力约为6.2×108 t,总
计约95.53×108 t,具有十分可观的固碳潜力。     

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。     

深部咸水层二氧化碳地质储存场地选址储盖层评价

深部咸水层CO2地质储存属于环保型工程项目,开展地质评价来确定良好的储盖层是实现CO2地质储存长期、有效、安全封存的首要前提。储层地质评价内容主要包括储层的物理性质及其注入能力等;盖层地质评价内容主要包括盖层发育特征及封闭能力等。在规划选址到工程选址的不同阶段,储盖层评价的内容和对象应根据不同阶段的目的依次提高精度和量化程度。通过国内深部咸水层CO2地质储存工程场地选址阶段划分,结合储盖层地质评价的主要内容,初步建立了储盖层适宜性评价指标及其分级标准,对国内深部咸水层CO2地质储存工程场地选址中的储盖层地质评价及适宜性评价工作具有一定的指导意义。     

幔源CO_2充注驱油机理——以松辽盆地南部长岭凹陷为例

分析天然气(CH4)驱油、原油驱水原理,建立了幔源CO2流体的充注驱油模型,在模型中CO2能否形成足够驱动力是驱油的关键。松辽盆地南部长岭凹陷泉四段储层与该模型相符合,在储层中发现幔源CO2与油气混层现象,并且CO2充注时间晚于油气注入时间。根据研究区地质条件,对幔源CO2驱油动力和阻力以及影响其大小的参数(CO2与原油的密度、界面张力、孔喉半径和CO2柱高度)进行分析,得出幔源CO2与原油所产生的浮力足可以突破油气运移阻力(毛细管阻力)。从物理和数学的角度证明幔源成因CO2能够对油气运移起到推动作用。     

利用神经网络方法确定薄差层剩余油的分布

根据密闭取芯检查并资料和地质分析方法，通过人工神经网络（ANN）模式预测，即利用ANN方法可以确定薄差储层可动剩余油，首先输入形成剩余油的主要参数，然后通过网络的不断学习，最后输出判别精度较高的含油饱和度，含水率或水淹级别等参数，该方法的技术关键是输入参数类型的确定，它涉及剩余油的形成机制和分布规律等问题，在深入探讨高含水油田开发后期剩余油成因类型的同时，还在诸多的剩余油影响因素中，确定了利用神经网络判别单井，单层剩余油的参数，即井点砂体类型，井点所处位置，注水井砂体类型，注水井距和注水时间，将研究方法应用在大庆长垣萨尔图油田北二区东部三次加试验区，预测薄差层的水淹分布状况，对解决三次加密调整井区存在的问题很有成效，同时指出了该识别方法产生影响的因素。     

准噶尔盆地车排子地区地层水离子参数特征与油气藏的关系

准噶尔盆地车排子地区侏罗系与白垩系地层水矿化度整体较低,以Na HCO3水型为主。根据地层水化学成分特征,计算出多种离子比例系数,分析其与油气聚集的关系。研究表明:离子比例系数有明显的南北分区特征,南部凸起边缘封闭性不好,北部古隆起位于构造高部位,封闭条件较好,南部邻区四棵树凹陷的油气经南部断裂等输导体系运移到北部成藏。侏罗系地层水曾经遭受过比较强烈的大气降水的入渗,使早期油发生水洗氧化作用,形成现今大量的稠油油藏。侏罗系地层水封闭性好于白垩系,更有利于油气聚集和保存。     

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.