我国碳捕集利用与封存技术发展研究

基于TOUGH+软件架构,结合更为准确的物理性质计算模型,建立了适用于咸水层CO₂封存的热-流耦合模拟方法,并使用固定应力分割迭代耦合模型将其与RGMS软件耦合,改进了热-流-固双向耦合模拟方法,建立了准确性更高的热-流-固迭代耦合模拟方法。基于鄂尔多斯盆地地质特征构建的地质模型,使用热-流与热-流-固迭代耦合方法模拟咸水层CO₂溶解封存过程,研究了水气交替及间歇注入方案对CO₂溶解量、孔隙压力和地层形变的影响。结果表明：热-流-固迭代耦合模拟能帮助设计更加合理的注入方案;仅用水气交替注入方式可提高CO₂溶解量;间歇注入有助于孔隙压力与地层形变恢复。研究结果可为咸水层CO₂溶解封存提供理论指导。

     

特/超低渗透油藏不同气驱方式物理模拟

 选取大庆外围特/超低渗透储层岩心进行物理模拟实验,结合核磁共振,通过注水转注气、CO₂混相驱、CO₂非混相驱和周期注气4 种驱替方式,研究不同渗透率级别岩心的驱油效率和剩余油分布,以此对大庆现场注CO₂先导实验区开发提供参考意见。结果表明,在相同条件下,常规注水开发的效果最差,但转注气后能有较大的提升;对于特低渗岩心,周期注气的驱油效率最高;对于超低渗岩心,注水转注气的效果高于其他3 种方式。剩余油分布研究表明,注水转注气、CO₂混相驱和CO₂非混相驱3 种方式动用的主要是大-中孔隙中的油,对于黏土微孔隙中的原油很难进行动用,但是通过周期注气过程中的停注时间,在毛管力和弹性能的作用下,微孔隙中的原油向中-大孔隙中流动,从而增加小孔隙中难动用的原油的动用程度。     

CO2在页岩储层中的绝对吸附量及其影响因素分析

准确测定页岩对CO₂的吸附能力是研究页岩能否长期稳定封存CO₂以及评价注CO₂提高页岩油气采收率的关键。基于质量守恒原理,在考虑CO₂吸附相体积对吸附系统自由空间体积影响的基础上,推导了绝对吸附量与吉布斯吸附量之间的转换关系式。并通过开展重量法等温吸附实验,研究了黏土矿物含量、CO₂注入压力、相态类型、温度和页岩颗粒粒径对CO₂吸附量的影响。实验结果表明,液态CO₂比气态和超临界态具有更高的吸附量,且CO₂吸附量随注入压力的增加先快速增大后趋于稳定,随温度的升高而降低,但受颗粒粒径影响较小。CO₂绝对吸附量大于吉布斯吸附量,两者差值随页岩黏土矿物含量和页岩颗粒粒径的增加而增大,随储层温度的升高而降低,随CO₂注入压力的增加先增大后减小。当CO₂为液态时两者差值最大,其次为超临界和气态。目标区页岩CO₂吸附能力与已成功实施封存的...     

苏北盆地溱潼凹陷页岩油SD1井万吨级CO2压吞矿场试验及效果评价

通过调研页岩油CO₂压吞提高采收率机理,结合SD1井地质背景和室内岩心CO₂吞吐实验,利用数模分析确定CO₂压吞最佳参数组合,最终成功进行万吨级CO₂压吞矿场试验,研究结果表明：SD1井脆性矿物含量较高,压裂后形成的密集缝网体系有利于进行大规模CO₂压吞试验,数模结果的注CO₂最小混相压力为45.14 MPa;随着驱替吞吐次数增加,页岩油动用程度逐渐增大,但增幅逐渐放缓;应选择的最优压吞参数组合为自喷后期的注入时机,1.7×10⁴ t的注入量,550～600 t/d的注气速度,50 d的焖井时间或实际井口单日压降小于0.1 MPa时开井放喷;注入CO₂推进方向基本不发生变化,近似向四周均匀推进,覆盖范围大,有利于提高动用程度;停注后3 d,平面波及面积为81 671.04 m²,较停注时增加8.82%,波及体积为4 316 273.73 m³,较停注时仅增加0.1%。矿...     

咸水层CO2不同捕获机理封存量计算方法及应用范围

通过分析咸水层CO₂地质封存过程中不同捕获机理,探究不同CO₂捕获机理下的封存量计算方法,在CO₂咸水层地质封存工程或数值模拟调研分析的基础上,探讨咸水层CO₂不同捕获机理封存量计算方法的应用范围。综合分析表明,容积法可应用于地质评价阶段的不同尺度地质单元的CO₂构造捕获封存量计算,代表了评价单元的最大封存潜力,在选取合理的工程、经济等参数基础上,可进行更高潜力级别封存量的计算;长时间尺度的CO₂束缚气捕获、溶解捕获、矿物捕获3种计算方法,应用范围为场地级或灌注级的某一时间点或时间段的实际封存量计算,只有依据封存工程或封存场地建立地质模型,并进行长时间尺度的数值模拟才能获得。     

深层低渗透砂砾岩油藏注CO2吞吐提高采收率实验研究

深层低渗透砂砾岩油藏地层天然能量较低，压裂后产能递减较快，并且由于地层水敏性以及非均质性较强，采取注水开发的效果较差，采出程度较低。为进一步提高此类油藏的开发效率，开展了注CO₂吞吐提高采收率实验研究，分析了生产压力、焖井时间、吞吐周期以及岩心渗透率对吞吐采收率的影响，并结合核磁共振分析实验研究了CO₂吞吐微观孔隙动用特征。结果表明：生产压力越低、焖井时间越长，吞吐采收率越高；随着吞吐周期的增加，周期吞吐采收率和换油率均逐渐降低；岩心的渗透率越大，不同周期的吞吐采收率就越高；注CO₂吞吐的最佳生产压力为26 MPa,最佳焖井时间为8 h,最佳吞吐周期为5次。岩心的孔隙结构对CO₂吞吐过程中原油的微观动用特征影响较为明显，大孔隙发育较少、物性较差的岩心，吞吐初期主要动用大孔隙中的原油，而吞吐后期采收率的贡献主要来自小孔隙，此类岩心整体采出程度较低；而对于大孔隙发育较多、物性较好的岩心，大孔隙中原油的动用程度一直高于小孔隙，并且总体采出程度较高。S-1Y井实施注CO₂吞吐措施后，日...     

高温高压下N2和CO2对CH4/C2H6/C3H8混合气抑爆效果研究

油田伴生气经常会发生燃爆事故,为提升采油过程的安全性,需研究N₂与CO₂在井筒高温高压条件下的抑爆效果. 目前对于高温高压条件下固定可燃气体积分数,不同体积分数N₂和CO₂对爆炸特性影响的研究较少. 对40 °C,初始压力0.5、1.0、2.0 MPa,不同N₂和CO₂体积分数下CH₄/C₂H₆/C₃H₈混合气到达最大爆炸超压的时间、最大爆炸超压和爆燃指数K_G进行了相关研究,分析了不同初始压力和2种惰性气体对爆炸特性参数的影响. 试验结果表明:不同初始压力下N₂和CO₂各自的惰化机理相同;CO₂的惰化效果优于N₂且存在最优点,该点之前CO₂的惰化效果与N₂相比优势逐渐增强,由化学作用占主导地位,该点之后化学作用已达到最大效果,因此CO₂的惰化效果虽仍强于N₂,优势却逐渐减小.      

椰壳活性炭低温变压吸附天然气中CO2/CH4实验

结合天然气液化储运过程中低温与常规变压吸附（PSA）工艺,提出低温变压吸附净化天然气工艺.用椰壳活性炭对CO₂和CH₄单组份气体进行静态吸附,以及CO₂/CH₄二元混合气体动态模拟吸附分离.利用静态体积法研究-30~25 ℃,1.2~2.5 MPa下CO2和0~4 MPa下CH₄在椰壳活性炭上的吸附行为,椰壳活性炭对两者的吸附量均随温度降低而增大.动态吸附分离实验压力为0.45,0.85,1.85 MPa,随温度或压力的降低,椰壳活性炭对CO₂/CH₄二元混合气体的分离因子不断增大,温度对其影响效果大于压力的影响,且在实验温度范围内CH₄的动态吸附量呈先增大后减小的变化趋势.研究表明,椰壳活性炭对天然气脱碳具有广阔的应用前景.     

聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能

利用微观刻蚀、层间非均质平板、层内非均质平板模型驱油实验研究聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能。结果表明,残余油多以膜状、岛状、喉道、盲端、柱状、簇状等6种形式存在。微观上,二元驱转向水驱无法波及的含油孔隙区域内驱替残余油;宏观上,其对高渗透区域产生封堵,迫使其进入渗流阻力较小的低渗透区域内驱替残余油,扩大波及体积效果显著,提高采收率13.4%~14.3%。二元驱通过聚合物增加驱替液黏度,使其吸附及滞留在孔隙中,降低驱替相渗透率,驱替相流度减小;二元驱对油黏度影响很小,油聚集在驱替液前缘,增加油相渗透率,油相流度变大。由此,两相流度比减小,克服注水指进,增加吸水厚度,提高波及系数,进而提高采收率。     

地层孔隙两相渗流非平衡效应研究进展

地层孔隙两相渗流过程中,毛管力不仅是湿相流体饱和度的函数,往往还与饱和度随时间的变化率相关。对国内外毛管力非平衡效应及其对地层孔隙两相渗流研究进行了调研分析。影响毛管力非平衡效应的因素主要有岩石与流体的性质、饱和度的大小、饱和度随时间的变化率、驱替速度、体系温度等因素。毛管力的非平衡效应随着地层渗透率的降低而不断增大。因而毛管力非平衡效应在均质砂岩中不能很好体现,而在低渗致密地层中对流体流动影响较大。     

低渗透油藏CO2非混相驱前缘移动规律研究

低渗透油藏CO₂非混相驱不同流体间相互作用复杂,前缘描述困难。为此,基于改进的CO₂驱相对渗透率模型,并考虑CO₂在原油中溶解及油相启动压力梯度的影响,推导出低渗透油藏CO₂驱分流量方程;引入渗流阻滞系数,对B-L方程进行修正,确立CO₂驱替前缘移动速度及饱和度剖面计算方法。通过与CO₂驱实验数据获取的含气饱和度剖面相对比,验证了计算方法的准确性。分析CO₂溶解作用、不同原油黏度及注入压力对CO₂驱前缘移动规律的影响,结果表明,考虑CO₂在原油中的溶解,前缘移动速度降低幅度超过50%;原油黏度越高,前缘移动速度越大;前缘移动速度随注入压力的增大而减小,并在最小混相压力处出现拐点。针对吉林、胜利与延长油田典型CO₂驱试验区,通过对比3者含气饱和度剖面分布,对3个区块CO₂驱的适应性进行了评价。     

鄂尔多斯盆地柴窑区延长组油气二次运移动力

计算了浮力要克服毛细管压力所需的连续油柱的高度和长度,发现计算的克服毛细管压力所需油相连续长度远大于目前延长组已发现油藏含油带宽度.因此,浮力无法克服毛细管压力,不能成为研究区长3—长6油层组油气进行二次运移的主要动力.根据平衡深度法,计算了各个层位的孔隙剩余压力.发现自长3油层组之下,各套地层均存在孔隙剩余压力,且在长7油层组达到最大值.源储压力远大于毛细管压力,可以克服毛细管压力而使油气运移.因此孔隙剩余压力是研究区长3—长6油层组油气进行二次运移的主要动力.     

基于响应面分析的辉光等离子体解离CO2的工艺参数优化

采用辉光等离子体设备开展了CO₂解离及工艺参数优化试验。分别探究CO₂,CO₂/N₂,CO₂/N₂/He 3种试验气体中4种因素(时间、电流、体积及温度)对CO₂解离效果的影响,采用响应面分析法(RSM)优化并确定了最佳工艺参数,同时研究了3种气体最佳工艺下CO₂的解离效果。结果表明：纯CO₂解离时间85 min,电流16 mA,温度21℃,体积250 mL;CO₂/N₂解离时间87 min,电流24 mA,体积54 mL,温度20℃;CO₂/N₂/He解离时间51 min,电流32 mA,体积288 mL,温度20℃。CO₂/N₂/He混合气体CO₂解离效果最佳,CO₂/N₂混合气体CO     

准噶尔盆地乌尔禾组凝灰岩孔隙特征及其主控因素

为明确东道海子凹陷乌尔禾组凝灰岩孔隙结构与主控因素,基于低压CO₂吸附、低温N₂吸附以及高压压汞实验,对凝灰岩全尺寸孔隙孔径进行表征;基于分形理论,对凝灰岩微孔和介孔的孔隙复杂程度和非均质性进行定量表征,阐明影响与控制凝灰岩孔隙结构的主要因素。结果表明,凝灰岩主要发育锥形管孔、开口的锥形平板孔和狭窄的平行板孔等形态孔隙,孔径呈多峰分布;凝灰岩总孔体积介于0.005 4～0.047 8 cm³/g,各类孔隙发育程度差异较大,凝灰岩总孔体积主要由介孔所提供,介孔体积介于0.004 2～0.041 3 cm³/g,平均0.026 0 cm³/g,平均占比75.10%;其次是微孔和宏孔,微孔体积介于0.000 6～0.005 5 cm³/g,平均0.003 1 cm³/g,宏孔体积介于0.000 6～0.005 3 cm³/g,平均0.002 8 cm³/g,二者的占比分别为11.5%和13.4%;...     

纳米SiO2强化CO2地质封存页岩盖层封堵能力机制试验

页岩为CO₂盐水层地质封存常见盖层岩石类型,强化盖层封堵能力有利于提高CO₂地质埋存量和安全性。为探究随CO₂混注纳米SiO₂(SNPs)强化盖层封堵能力的有效性和可行性,对CO₂地质封存页岩盖层样品开展原地条件下的超临界CO₂酸蚀反应试验,基础组为页岩样品-地层水、对照组为页岩样品-地层水+超临界CO₂、优化组为页岩样品-地层水+SNPs+超临界CO₂,并采用核磁共振测试、场发射扫描电镜可视化观测、X射线衍射测试和岩石力学试验,探究CO₂酸蚀反应前后的页岩孔隙结构、表面形貌、矿物成分及力学性质特征。结果表明：优化组的大孔孔隙分量及孔隙度和渗透率增大幅度低于对照组;与对照组相比,优化组黏土矿物与碳酸盐岩矿物相对含量损失少,表明随CO₂混注SNPs可使岩样内部酸蚀作用减弱;SNPs在岩石端面吸附聚集或进入岩心孔喉,可使优化组页岩样品力学性能损伤程度降低;随CO_2...     

缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐EOR效果评价

缝洞型碳酸盐岩稠油油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,非均质性极强,针对此类油藏,注气吞吐是一种有效的开发方式。为了探索缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐开发效果,设计并制作了适用于缝洞型油藏吞吐室内物理模拟实验装置,从换油率、产气速率、产气量等方面对比分析了4种吞吐介质（CO₂、N₂、先注CO₂后注N₂、先注N₂后注CO₂）的吞吐效果,分析了作用机理。实验结果表明：注气吞吐提高采收率效果显著,最低换油率的N₂吞吐也能达到0.422;CO₂与N₂混合气吞吐中,CO₂溶于原油中能使其黏度降低,N₂由于重力分异作用占据缝洞高部位形成气顶,这种协同作用使得CO₂与N₂混合气吞吐效果好于单一注气吞吐;而在注气顺序上先注N₂后注CO₂吞吐效果更加明显,换油率可达0.861。缝洞型油藏注气吞吐开采是一种行之有效提高采收率的方法,先注N₂后注CO₂混合气吞吐可获得更显著的开发效果。     

CO2地质封存技术及其同位素在咸水层的化学行为研究进展

 深部咸水层是CO₂地质封存的主要封存地, 因所处地质背景和在地质历史过程中经历的地球化学环境不同, 其地球化学行为也各不相同。本文综述地质封存空间与封存量、地质封存类型、同位素标记CO₂在咸水层的化学行为的研究进展。分析表明, 目前关于CO₂地质封存的研究在现象实验、模拟和现场实验方面都取得了初步进展, 但对CO₂注入地下后的行为过程仍有很多未解决的理论和技术难题;CO₂地质封存监测方法的选择主要取决于具体的场地条件和场地的风险情况, 未来技术发展主要集中于封存场地评价与储层响应监测技术。     

泡沫在孔隙介质中的微观流动特征研究

泡沫在孔隙中的流动行为影响波及范围和驱油效率,对提高采收率起到重要作用。首先,建立单毛管模型,利用Level-set方法研究了泡沫在单毛管内流动的影响因素,分析了泡沫通孔隙介质中运移产生的贾敏效应、聚并机理和微观选择性运移机理,评价了不同类型泡沫的封堵性能;然后,通过XB油田岩芯的CT图像构建了真实的孔隙介质微观数值模型,研究了泡沫在其中的运移特点。结果表明,泡沫变形程度随管径比的增大而减小,润湿壁接触角对毛细管内泡沫的流变性无影响,半径1.2μm的N₂泡沫破裂时的液相流速临界值为64 mm/s;泡沫通过孔道时所受压力与其表面张力成正比,泡沫具有优先通过大孔道的微观运移特征;N₂泡沫稳定性强,封堵性能好,较适合高含水期的低渗油田进行调驱,为现场采用气液分散体系进行调驱并提高采收率提供有益启示。     

注入压力对CO2驱气窜影响规律及裂缝封堵研究

为了确定注气压力对CO₂驱油过程中气窜的影响规律，结合矿场实际情况，设计不同注气压力方案，测试不同注气压力下的窜逸时间，得出注气压力与CO₂窜逸速度、采出程度的变化规律。实验结果表明，注入速度、基质渗透率、裂缝大小及宽度是影响注入压力主要因素，合理的注入速度是控制注入压力的关键。注入速度越大，注入压力越大；裂缝越大，注入压力越低；基质渗透率越大，注入压力越小，在此基础上优选淀粉体系合理注入速度为0.2 mL/min。通过岩芯造缝模拟实验可知，气体的波及体积受储层裂缝影响严重，当级差大于1 000时，采出程度小于1%，优选了高强度凝胶体系为：淀粉4%+单体4%+交联剂0.05%+成胶控制剂0.18%，该凝胶体系强度高，成胶时间在8~20 h、性能稳定能够能够有效封堵住裂缝，封堵裂缝后采出程度可达19%，有效扩大了CO₂驱的波及体积。     

鄂尔多斯盆地南212井区长4+52储层的非均质性

南泥湾油田延长组长4+5油层组砂体厚度,分布规模在纵、横向变化较大,不同小层储层孔隙结构、物性差异明显,导致储层非均质性强,增大了剩余油分布预测的难度。为了深入研究储层非均质性,高效开发储层剩余油,通过岩心观察、铸体薄片鉴定、物性测试实验及扫描电镜分析,对南212井区长4+5²储层的长4+5^2-1和长4+5^2-2这2个小层非均质性进行详细研究。结果表明：长4+5^2-1小层的层间非均质性强于长4+5^2-2,其平面非均质性弱于长4+5^2-2,两个小层的层内非均质性整体差异不大,而长4+5^2-1的微观非均质性强于长4+5^2-2。