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。     

深部咸含水层CO2注入的流体迁移模拟研究 ——以松辽盆地三肇凹陷为例

CO2地质封存是减少温室气体向大气排放的有效措施之一,而深部咸含水层CO2地质封存是目前可行的最有潜力的封存技术。先前研究表明,松辽盆地是一个潜在的封存场地。基于对松辽盆地地质资料的初步分析,选取三肇凹陷的姚家组1段和青山口组2、3段地层作为CO2的注入层,建立一个典型二维模型,研究CO2注入后的迁移规律。结果表明,CO2注入后会向上和侧向迁移,后期可能出现的对流作用能促进CO2的溶解。残留气体饱和度、注入层水平和垂直渗透率的比值对模拟结果影响最大。此外,储层中的薄页岩夹层有利于CO2的溶解,因此,在保证注入性和封存量的情况下,储层中低渗透性夹层是允许的。     

地质封存二氧化碳沿断层泄漏数值模拟研究

安全性和封存效果是二氧化碳（CO2）地质封存（GCS）最受关注的问题,其中以断层/裂缝引起的场地不确定性因素较为复杂。利用储层多相流模拟软件TOUGH2/ECO2N,研究了不同情境下注入深部咸水层中的CO2沿断层发生泄漏的时间、速率、泄漏量等特征。通过15个场地尺度的模型结果分析表明,CO2注入方案、断层性质（发育位置、产状、几何形态、内部结构）、系统内岩层的组合形态对CO2泄漏均有影响。相同储存环境和断层发育条件下,CO2注入速率从1.59 kg/s增加至6.34 kg/s,CO2泄漏时间提前3 706 d,泄漏量在20 a后增加至注入总量的32.43%。断层发育位置对CO2封存影响极为显著,本次研究,距注入井100 m位置的断层可造成CO2的泄漏量在20 a后高达总注入量的63.39%。相同条件下,倾斜/窄小的断层比垂直/宽厚的断层对CO2及储层咸水的泄漏影响更小。断层渗透率增加一倍,可导致CO2泄漏量增加2.11%,泄漏速率约提高0.006~0.01 kg/s。     

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。     

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.     

海洋直接注入CO2封存技术方法综述

人类活动造成的CO2排放是全球气候变暖面临的主要挑战之一。CO2封存有望成为全世界减少碳排放份额最大的单项技术。海洋碳捕获、利用和封存（OCCUS）可以在较短时间内提供最大的碳封存能力,与其他地质封存方法相比更加安全有效。而且,多相态形式的CO2（气态、液态、固态和水合物）可以在海洋纵深尺度上实现直接注入。海洋碳封存是一项发展潜力巨大、优势明显的新兴碳封存技术,是实现大规模碳减排的重要措施之一,具有广阔的应用前景。因此,笔者等系统地阐述了海洋CO2直接注入、封存（OCS）的基本原理、技术现状、监测与评估,以及环境方面的影响,并对高效CO2注入技术,CO2泄漏的检测、防范与补救技术,以及海洋碳封存的生态后效等方面进行了展望。     

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。     

深部咸水层CO2地质储存地质安全性评价方法研究

CO2地质储存工程属于环保型工程项目,地质安全性是影响CO2长期封存的首要因素。深部咸水层CO2地质储存地质安全性影响因素主要包括盖层适宜性、场地地震安全性、水文地质条件、地面场地地质条件四个方面,其中盖层适宜性是CO2安全储存的最关键因素,场地地震安全性和水文地质条件次之,而地面场地地质条件也是影响工程施工的重要因素。本文基于CO2地质储存的地质安全性影响因素分析,建立了层次分析结构的地质安全性评价指标体系,并初步计算了评价指标的权重;提出可以利用模糊综合评价方法进行深部咸水层CO2地质储存地质安全性综合评价,为中国深部咸水层CO2地质储存的地质安全性评价方法和安全选址指明了方向。     

碳封存项目井喷CO2扩散危险水平分级方法研究

针对碳封存（CCS）项目井喷后的二氧化碳（CO2）气体泄漏扩散对附近居民的影响问题,提出将CO2井喷速率作为分级指标进行扩散危险水平分级。以内蒙古自治区鄂尔多斯市伊金霍洛旗地形、气候等条件为环境背景,以神华CCS示范项目为参考,运用CALPUFF高斯扩散模型模拟发生井喷事故,计算CO2气体扩散影响范围。根据扩散范围与井喷速率变化的相关关系,对CO2扩散危险水平进行分级。根据50 000 ppm浓度的最大扩散范围将CO2井喷扩散分为3个等级：Level 1、Level 2、Level 3,对应的井喷速率范围分别为0～2.5、2.5～10.0、10～20 m/s,对应扩散距离分别为0～130、130～180、180～420 m。通过与模拟场地周围环境条件和人群分布特点的交叉分析,当危险性等级为3级时,会威胁到泄漏井筒附近420 m范围内CCS场地内工作人员、散户居民以及附近公路上的过往行人的安全。该项危险水平分级研究工作有助于健全国家相关部门对CCS的监管,同时有利于推动CCS示范项目的健康发展。     

澳大利亚Otway盆地二氧化碳地质封存示范工程介绍

澳大利亚Otway盆地二氧化碳地质封存示范工程是澳大利亚第一个完整的从源到汇的碳封存研究项目,也是碳封存领导论坛（CSLF）和国际能源总署（IEA）认可的二氧化碳地质封存国际合作项目,由澳大利亚CO2CRC牵头开展相关研究。项目封存场地位于澳大利亚维多利亚州的Otway盆地,分两个阶段进行。第一阶段,2004~2010年开展衰竭气田的二氧化碳地质封存研究,已向位于地下深处2000m的晚白垩系Waarre C粗砂岩地层灌注二氧化碳混合气体65000多吨,并成功实现构造圈闭封存,同时开展了地下水、土壤气体、大气、地球化学、地球物理等综合监测;第二阶段,2010 ~2015年开展地下咸水层封存二氧化碳的研究,将向位于地下1500m深处的晚白垩系Paaratte细砂岩咸水含水层注入10000t二氧化碳,实现二氧化碳毛细滞留圈闭封存,目前正在开展前期抽注试验。     

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。     

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.     

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。     

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。     

Potential assessment of CO2 geological storage based on injection scenario simulation: A case study in eastern Junggar Basin

Carbon Capture and Storage (CCS) is one of the effective means to deal with global warming, and saline aquifer storage is considered to be the most promising storage method. Junggar Basin, located in the northern part of Xinjiang and with a large distribution area of saline aquifer, is an effective carbon storage site. Based on well logging data and 2D seismic data, a 3D heterogeneous geological model of the Cretaceous Donggou Formation reservoir near D7 well was constructed, and dynamic simulations under two scenarios of single-well injection and multi-well injection were carried out to explore the storage potential and CO₂ storage mechanism of deep saline aquifer with real geological conditions in this study. The results show that within 100 km² of the saline aquifer of Donggou Formation in the vicinity of D7 well, the theoretical static CO₂ storage is 71.967 × 10⁶ tons (P50)^①, and the maximum dynamic CO₂ storage is 145.295 × 10⁶ tons (Case2). The heterogeneity of saline aquifer has a great influence on the spatial distribution of CO₂ in the reservoir. The multi-well injection scenario is conducive to the efficient utilization of reservoir space and safer for storage. Based on the results from theoretical static calculation and the dynamic simulation, the effective coefficient of CO₂ storage in deep saline aquifer in the eastern part of Xinjiang is recommended to be 4.9%. This study can be applied to the engineering practice of CO₂ sequestration in the deep saline aquifer in Xinjiang.     

深部咸水层CO2地质储存工程场地选址技术方法

CO₂地质储存作为环保型工程项目,其合理的工程场址是实现长期、安全封存CO₂的首要前提。我国CO₂地质储存工作刚刚起步,尚未形成成熟的选址技术方法体系。CO₂地质储存工程场地选址应遵循目标储层有效储存量大、安全、经济、符合一般建设项目环境保护选址条件、不受外部不良地质因素影响的原则,选址技术宜采用多尺度目标逼近法,选址程序包括规划选址和工程选址两大阶段。规划选址包括国家级、盆地级和目标区级潜力评价3个阶段;工程选址旨在通过目标靶区确定、综合地质调查、钻探及灌注试验和选定场地多因子排序综合评价,最终选出良好的工程场址。深部咸水层CO₂地质储存工程场地多尺度目标逼近选址技术方法对我国批量开展CO₂地质储存工程场地选址具有一定的指导意义。     

A Numerical Simulation Study of Temperature and Pressure Effects on the Breakthrough Pressure of CO2 in Unsaturated Low-permeability Rock Core

Gas breakthrough pressure is a key parameter to evaluate the sealing capacity of caprock, and it also plays important roles in safety and capacity of CO2 geological storage. Based on the published experimental results, we present numerical simulations on CO2 breakthrough pressure in unsaturated low-permeability rock under 9 multiple P-T conditions (which can keep CO2 in gaseous, liquid and supercritical states) and thus, a numerical method which can be used to accurately predict CO2 breakthrough pressure on rock-core scale is proposed. The simulation results show that CO2 breakthrough pressure and breakthrough time are exponential correlated with P-T conditions. Meanwhile, pressure has stronger effects on experimental results than that of temperature. Moreover, we performed sensitivity studies on the pore distribution index λ (0.6, 0.7, 0.8, and 0.9) in van Genuchten-Muale model. Results show that with the increase of λ, CO2 breakthrough pressure and breakthrough time both show decreasing trends. In other words, the larger the value of λ is, the better the permeability of the caprock is, and the worse the CO2 sealing capacity is. The numerical method established in this study can provide an important reference for the prediction of gas breakthrough pressure on rock-core scale and for related numerical studies.