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。     

地下咸水层封存CO_2的关键技术研究

CO2 地质储存是减缓温室气体排放的重要手段之一,根据对全球范围内不同形式 CO2 地质埋存能力的计算,地下咸水层以分布广泛,埋存潜力大而成为最有效的地质埋存方式之一.在总结国内外 CO2 地质埋存工程现状的基础上,介绍了利用地下咸水层埋存 CO2 的原理、地下咸水层的关键参数、埋存能力计算、场地调查、数值模拟和监测技术等.并提出了相关建议.     

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。     

琼东南盆地崖南凹陷崖13-1构造与崖21-1构造成藏条件的比较

中国的最大气田--崖13-1气田位于崖南凹陷西缘,位于崖南凹陷东南缘的崖21-1构造就目前几口钻井显示成藏条件并不理想。总体来说,崖21-1构造烃源条件差、储层条件差、区域能量条件差。崖13-1气田天然气主要来自于琼东南盆地的崖南凹陷和莺歌海盆地埋深分别大于4450m和4700m的崖城-陵水组烃源岩。崖21-1构造的主要源岩为乐东凹陷,其浅海A型和浅海B型源岩的发育条件均很差。据沉积相的研究,崖21-1构造的陵水组为滨海相沉积,相对于崖13-1构造来说,粒度变细,以细砂岩为主。两构造的能量场配置和流体活动     

松辽盆地中央坳陷区深部咸水层二氧化碳储存潜力评价及其不确定性分析

地质储存是减少CO2等温室气体向大气中人为排放的有效措施,深部咸水层是优先考虑的地下储存空间之一,准确评价CO2在深部成水层中的储存潜力是进行CO2地质储存研究的重要基础.本次研究以松辽盆地中央坳陷区深部咸水层为例,评价其储存CO2的潜力,并考虑储层物性参数的随机性,进行储存潜力的不确定分析.研究结果表明,中央坳陷区深部咸水层CO2地质储存理论潜力为5.34×10<'11>t,若考虑孔隙度不确定性,则储存潜力的随机分布区间为4.14×10<'11>-5.72×10<'11>t,且大于理论储存潜力值的概率约为58.3%,说明孔隙度的不确定性对储存潜力评价结果影响较大,在实际工程中应重点考虑这一问题.     

琼东南盆地深水区中央峡谷天然气成藏条件与成藏模式

利用钻井岩芯、岩屑地质化验资料及测井、二维、二维地震数据,综合分析了琼东南盆地深水区中央峡谷储层的发育特征、天然气成藏条件及成藏主控因素.结果表明,峡谷中、下部堆积的多期浊积砂岩,储集物性好,是该区带的优质储层;峡谷内发育的大量岩性、构造-岩性复合型圈闭为天然气聚集造就了重要场所;凹陷中的渐新统崖城组煤系烃源岩及广厚的半封闭浅海泥岩生气潜力大,提供了丰富的烃源基础;峡谷下方的底辟/微裂隙是深部崖城组烃源岩生成的天然气向上运移的重要通道.可见,中央峡谷成藏条件优越,圈闭有效性和运移是该区天然气成藏的关键要素;由于峡谷内圈闭大多数定型于上新世莺歌海组沉积时期,与下伏崖城组烃源岩主生气期形成合理配置,因此,天然气成藏较晚,L1、L2和L3气田的重大发现就是很好的例证.     

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.     

南海北部边缘盆地天然气成因类型及成藏时间综合判识与确定

20世纪90年代以来,南海北部边缘盆地天然气勘探进展迅速,除早期在琼东南盆地发现YC13-1气田以外,陆续在莺歌海盆地发现了DF气田群和LD气田群,在珠江口盆地发现了WC气田群及PY气田群,近期在珠江口盆地南部深水区则发现了LW-LH气田群。这些气田群气藏天然气组成,主要以烃类气为主,但莺歌海盆地气田群部分区块及层段亦含有丰富的CO2(二氧化碳)和N2(氮气)等非烃气。根据天然气地质地球化学特征,借鉴国内外通用判识划分方法及指标,该区烃类气可综合判识与划分为生物气及亚生物气、成熟油型气、成熟-高熟煤型气及高熟-过熟气等成因类型;该区非烃气CO2可划分为壳源型(有机/无机)、壳幔混合型及火山幔源型等三大成因类型。非烃气N2则可划分为大气成因、壳源型有机成因和壳源型有机-无机混合成因等3种主要成因类型。对于不同气藏烃类气形成及成藏时间判识与厘定,主要依据其地球化学特征及生烃动力学、同位素动力学模拟实验和含烃盐水包裹体及自生伊利石Ar-Ar同位素定年,并结合具体成藏地质条件分析而综合判识与确定;对于非烃气形成及成藏时间,则主要根据伴生烃类气形成时间,并结合温压双控热模实验结果及地质条件综合判识与确定。     

莺歌海盆地晚期构造的应力效应

莺歌海盆地处于南海北部边缘,直接发育在红河断裂带之上,呈北东向延伸。盆地以大规模的超压热流体活动为特征,并在中央底辟带形成了以DF1-1为代表的气田群,使莺歌海盆地成为我国重要的大气区之一。盆地新近纪以来具有独特的热沉降特征,出现了一系列重要的构造活动,这一阶段的构造事件及其相关的应力分布特征对流体的运移和晚期成藏意义重大。     

中国二氧化碳地质储存研究进展

2010年以来,中国地质调查局组织实施了"全国二氧化碳地质储存潜力评价与示范工程"项目。依据我国沉积盆地的地质条件,基本建立了中国CO2地质储存潜力与适宜性评价体系,初步评估了417个(面积大于200 km2)陆域及浅海沉积盆地的CO2地质储存潜力与适宜性;在内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗参与并合作实施了中国首个、也是世界上规模最大的煤基全流程深部咸水层CO2地质储存示范工程,突破了钻探、灌注、采样、监测等一系列科学技术难题;在储存过程中的物理化学与生物作用、仿真模拟、环境影响与安全风险评价等基础理论研究方面取得了实质性进展。     

神华碳封存示范项目中CO2注入分布模拟

CO2咸水层封存被广泛认为是一种具有大规模温室气体减排潜力的地学前缘技术。选取中国第一个全流程CCS项目为研究背景,结合工程实际情况,选取鄂尔多斯盆地为具体研究对象,提取相关参数,建立相应的地质模型,通过数值模拟研究咸水层多层统注时CO2在咸水中的主要封存机制、CO2在地层中的运移分布特征及其与注入能力的关系,并观测由于CO2注入引起的地层压力、CO2摩尔分数、酸碱度等的变化情况,为方案的进一步优化奠定基础。研究表明,CO2注入咸水层后,大部分进入储层上部,且注入能力越大时,注入的层位越多,注入量越大;CO2在咸水层中的存在形式有自由态、束缚态和溶解态。所有探索性研究的目的是给示范性项目的未来提供一个良好的基础优化方案。     

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.     

规模化深部咸水含水层CO2地质储存选址方法研究

本文依据中国沉积盆地CO2地质储存潜力评价结果,认为深部咸水含水层是实现规模化CO2地质储存的主体,进而对适宜CO2地质储存的深部咸水含水层属性进行了界定。提出了深部咸水含水层CO2地质储存选址原则,合理划分了选址工作阶段。建立了选址技术指标、安全性评价指标、经济适宜性和地面地质-社会环境选址指标4个指标层,60余个指标的选址指标体系,提出了基于层次分析(AHP)的多因子排序选址评价方法。本文的研究成果对中国深部咸水含水层CO2地质储存场地选址具有一定的指导意义。     

CO2地质封存时移垂直地震监测技术

神华CO2捕获和封存（carbon capture and storage,CCS）示范项目是我国首个全流程煤基CO2捕获和在低孔低渗深部咸水层进行多层注入的CO2封存示范项目,意在通过时移垂直地震（VSP）监测CO2地质封存状况。介绍了CO2地质封存时移VSP技术和监测效果。通过注气前后3次VSP观测,得到了高品质时移VSP资料,研究了一致性处理技术、矢量波场分离和多波成像技术,获得了高分辨率的多波时移VSP剖面,通过深度域标定和多种属性解释对比,分析了注气前后VSP地震响应特征,预测了CO2地下运移范围,达到CCS项目预期监测目标。结果证明,时移VSP技术是监测CO2地质封存与运移的有效技术手段。     

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。     

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。     

咸水层CO2地质封存地下利用空间评估方法研究

咸水层CO₂地质封存技术是我国实现碳中和目标的重要支撑技术,也是一项深部地下空间开发利用技术。咸水层CO₂地质封存工程利用的深部地下空间,需要在确定CO₂羽流、扰动边界和经济因素“三级边界”的基础上进行综合评估。以我国唯一的深部咸水层CO₂地质封存项目——国家能源集团鄂尔多斯碳捕集与封存(Carbon Capture and Storage, CCS)示范工程为实例,基于封存场地储层CO₂羽流监测以及扰动边界的推断预测结果综合评估,认为示范工程平面上4个1'×1'经纬度范围可作为地下利用空间平面边界,垂向上以纸坊组顶界(深度约958 m)为地下封存体顶部边界,以深度2 800 m为底板封隔层底界。提出的咸水层CO₂地质封存地下利用空间评估方法,能够为未来封存工程地下利用空间审批与监管提供一定参考,但也需要进一步结合已有法律法规及规模化封存工程实践完善提升。     

基于数值模拟探讨提高咸水层CO2 封存注入率的途径

咸水层CO2地质封存是减少大气中CO2排放量的有效途径。CO2注入率是衡量咸水层中CO2注入能力的有效因素,因此,研究注入速率的变化规律及提高的措施是很有工程价值的。在很多区域,地层的低渗透性限制了CO2的注入率。针对鄂尔多斯盆地的水文地质条件,通过数值模拟,探讨在低渗透性咸水层中提高CO2注入率的途径,包括改变储层中的盐度、采用水平井注入、增加注入井段的长度以及采取水力压裂等工程措施。其中改变储层中的盐度可通过在注入CO2前向储层中注入一定量的水来实现。模拟结果表明,这些方式可以有效地提高CO2注入率,其中水平井改造方式和水力压裂工程措施效果显著,盐度改造措施在地层初始含盐度较高时,会有更好的效果。研究结果可为鄂尔多斯盆地和类似地区的咸水层CO2地质封存项目提供参考。     

Potential and Suitability Evaluation of CO2 Geological Storage in Major Sedimentary Basins of China, and the Demonstration Project in Ordos Basin

From 2010 to 2012, the China Geological Survey Center for Hydrogeology and Environmental Geology Survey (CHEGS) carried out the project “Potential evaluation and demonstration project of CO2 Geological Storage in China”. During this project, we developed an evaluation index system and technical methods for the potential and suitability of CO2 geological storage based on China’s geological conditions, and evaluated the potential and suitability of the primary basins for CO2 geological storage, in order to draw a series of regional scale maps (at a scale of 1:5000000) and develop an atlas of the main sedimentary basins in China. By using these tools, we delineated many potential targets for CO2 storage. We also built techniques and methods for site selection and the exploration and assessment of CO2 geological storage in deep saline aquifers. Furthermore, through cooperation with the China Shenhua Coal to Liquid and Chemical Co., Ltd., we successfully constructed the first coal-based demonstration project for CO2 geological storage in deep saline aquifers in the Yijinhuoluo Banner of Ordos in the Inner Mongolia Autonomous Region, which brought about the basic preliminary theories, techniques, and methods of geological CO2 storage in deep saline aquifers under China’s geological conditions.     

中国二氧化碳地质储存潜力评价与示范工程

2010—2012年,中国地质调查局水文地质环境地质调查中心承担完成的“全国二氧化碳地质储存潜力评价与示范工程计划项目”,全面建立了我国二氧化碳地质储存潜力与适宜性评价指标体系与评价技术方法,评价了主要沉积盆地的二氧化碳地质储存潜力与适宜性,完成了全国1∶500万评价图系和主要盆地评价图集编制,圈定出一批二氧化碳地质储存目标靶区;构建了深部咸水层二氧化碳地质储存工程选址、场地勘查与评价技术方法;与神华集团合作,在内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗成功实施了我国首个深部咸水层二氧化碳地质储存示范工程,基本形成了我国二氧化碳地质储存基本理论和技术方法体系。