天然气藏超临界CO_2埋存及提高天然气采收率机理

【摘要】：根据国内外已取得的研究成果,CO2捕集与埋存技术(Carbon Dioxide Capture and Storage,简称CCS)是实现CO2明显减排首选的技术之一,但成本高昂。我国海上以及松辽平原已发现许多富含CO2的气田。而(含CO2)天然气藏是最适合通过主动注入大量CO2实现CO2地下封存的埋存靶场之一。气藏含气产层的储气性以及圈闭封盖的完整性在长期的天然气赋存阶段和天然气开发阶段已经得到充分的地质验证。在气藏中实施CO2长期稳定埋存可以结合提高天然气采收率(CO2Sequestration with Enhanced Gas Recovery,简称CSEGR),从而实现CO2的规模化综合利用,降低CCS成本,这无疑会具有很大的潜力。 本文以一个真实的含CO2天然气藏为埋存靶场,设计了在气藏温度、压力下的超临界CO2—天然气体系非平衡态相行为观测实验和超临界CO2与天然气之间的对流扩散观测实验,结合相态计算和数值模拟方法,研究气藏超临界CO2埋存过程中气体运移与同时提高天然气采收率的机理。 主要研究重点是超临界CO2埋存带、超临界CO2-天然气过渡带以及气藏剩余天然气带的相态行为；超临界CO2驱替天然气过程中的渗流行为；地层温度、压力下气体运移速度和地层非均质性对流体运移的影响。在对气藏实施超临界CO2稳定埋存过程中的气体运移有足够认识的基础上,运用一维线性、二维剖面、以及三维气藏数值模拟模型评价其提高天然气采收率的可行性,筛选出最适合超临界CO2埋存的气藏储层分布类型,并开展超临界CO2埋存及同时提高天然气采收率效果最理想的方案设计。 通过上述系统研究,获得了以下研究成果和认识： 1)超临界CO2所特有的超临界物理性质使得在气藏中实施超临界CO2稳定埋存的同时驱替天然气在原理上具有可行性。深度在1000m左右气藏是最为理想的超临界CO2埋存靶场。超临界CO2所特有的高密度等超临界特性,使得超临界CO2和天然气之间的扩散很弱,超临界CO2-天然气过渡带的厚度因此受到限制,从而使超临界CO2驱替天然气带成为可能。 2)超临界CO2-天然气体系非平衡态相行为使得超临界CO2在埋存的同时驱替天然气在流体相行为上具有可行性。超临界CO2-天然气体系非平衡态对流扩散结果使得超临界CO2永久埋存稳定性受天然气的影响不大,即超临界CO2在埋存的同时驱替天然气不会影响超临界CO2永久埋存。 3)长岩芯超临界CO2驱替天然气渗流行为的实验研究以及数值模拟研究表明,多孔介质中超临界CO2呈现为较强的活塞式驱替天然气的特征,高的驱替压力对CO2驱替天然气更为有利,但在超临界CO2近临界区压力(10MPa)已能满足驱替要求。气体运移速度过大会削弱驱替的稳定性。 4)在气藏中实施超临界CO2稳定埋存的同时增加天然气的采出程度,应有效利用气体运移过程中超临界CO2与天然气的重力分异作用,使超临界CO2能稳定地“沉积”在气藏的下部作为“垫气”埋存。但储层渗透率的非均质性和韵律会对超临界CO2驱替天然气的渗流行为和CO2稳定埋存的分布状态产生一定的影响。注超临界CO2方案设计数值模拟计算结果显示,废弃的反韵律气藏实施注超临界CO2埋存的同时提高剩余天然气采收率效果会更好,更有利于增加超临界CO2永久埋存的稳定性。 【关键词】：天然气藏 碳埋存 超临界CO_2 非平衡相态 提高天然气采收率
【学位授予单位】：西南石油大学
【学位级别】：博士
【学位授予年份】：2012
【分类号】：TE377
【目录】：

• 摘要4-6
• Abstract6-11
• 第1章 绪论11-23
• 1.1 研究的目的意义11
• 1.2 国内外技术现状11-17
• 1.2.1 CCS技术概述11-13
• 1.2.2 CSEGR技术对我国的意义13-14
• 1.2.3 CSEGR技术基础研究现状14-17
• 1.3 研究背景、内容和技术路线17-20
• 1.3.1 研究背景17-18
• 1.3.2 研究内容18-19
• 1.3.3 技术路线19-20
• 1.4 主要认识和创新点20-23
• 1.4.1 主要认识20-21
• 1.4.2 主要创新点21-23
• 第2章 CO_2和天然气的超临界态特性23-49
• 2.1 超临界特性实验测试技术24-27
• 2.1.1 实验装置和实验流程24-26
• 2.1.2 实验方法和实验方案设计26-27
• 2.2 CO_2超临界特性的实验研究27-43
• 2.2.1 超临界态CO_2的奇异光学特征27-30
• 2.2.2 超临界态CO_2高压物性的显著涨落特征30-34
• 2.2.3 超临界态CO_2对天然气的溶解能力34-38
• 2.2.4 超临界态CO_2的传递特性38-43
• 2.3 远离临界点的天然气强气态特性43-49
• 2.3.1 强气态天然气的光学特征43-44
• 2.3.2 强气态天然气高压物性的平缓变化特征44-46
• 2.3.3 强气态天然气的传递特性46-49
• 第3章 超临界态CO2_—天然气拟二元体系相态特征49-68
• 3.1 超临界CO_2-天然气拟二元体系相态实验方法49-52
• 3.1.1 实验装置和实验流程50
• 3.1.2 实验方法和实验方案设计50-52
• 3.2 超临界态CO_2加注天然气非平衡过程相态特征52-63
• 3.2.1 超临界态CO_2加注天然气过程的奇异光学特征52-57
• 3.2.2 等温P—X相图特征分析57-60
• 3.2.3 强气态天然气扩散作用对超临界态CO_2相态特征的影响60-63
• 3.3 典型比例CO_2+天然气混合体系平衡态相态特征63-68
• 3.3.1 p—T等温线的模拟计算64
• 3.3.2 偏差系数Z的实验测试及模拟计算64-65
• 3.3.3 地下体积比的模拟计算65-66
• 3.3.4 密度的实验测试及模拟计算66-67
• 3.3.5 粘度的模拟计算67-68
• 第4章 超临界CO_2驱替天然气渗流机理及驱替效率68-82
• 4.1 长岩心实验测试技术68-72
• 4.1.1 实验装置和实验流程68-71
• 4.1.2 实验内容71-72
• 4.1.3 实验程序72
• 4.2 超临界CO_2驱渗流特征实验研究72-82
• 4.2.1 35℃,10MP下超临界CO_2驱渗流特征72-76
• 4.2.2 35℃,20MPA下超临界CO_2驱渗流特征76-78
• 4.2.3 不同驱替压力渗流特征对比分析78-82
• 第5章 超临界CO_2埋存及驱气渗流机理数值模拟研究82-118
• 5.1 长岩心超临界CO_2驱气渗流机理实验拟合82-90
• 5.1.1 超临界CO_2驱气对流扩散模型82
• 5.1.2 考虑对流扩散作用的数值模拟模型82-84
• 5.1.3 长岩心驱替实验拟合84-90
• 5.2 气藏主控因素对超临界CO_2驱替天然气及稳定埋存的影响90-118
• 5.2.1 气藏温度对超临界CO_2驱替效率及稳定埋存的影响90-93
• 5.2.2 气藏压力对超临界CO_2驱替效率及稳定埋存的影响93-96
• 5.2.3 超临界CO_2注入速度对驱替效率和埋存稳定性的影响96-99
• 5.2.4 储层非均质性对超临界CO_2驱替效率和埋存稳定性的影响99-118
• 第6章 气藏超临界CO_2稳定埋存及提高采收率方案概念设计118-140
• 6.1 气藏地质模型118-122
• 6.1.1 气藏构造模型118-119
• 6.1.2 储层参数分布模型119-120
• 6.1.3 纵向非均质组合三维地质模型设计120-122
• 6.1.4 超临界CO_2—天然气相对渗透率模型122
• 6.2 注采井组及注采方案设计122-125
• 6.2.1 注采井网、井型及部位122-123
• 6.2.2 注采大方案井组射孔位置123
• 6.2.3 气藏超临界CO_2埋存注采大方案设计123-125
• 6.3 超临界CO_2埋存注采方案筛选数值模拟研究125-140
• 6.3.1 方案实施效果对比分析125-130
• 6.3.2 最优埋存采气方案实施过程130
• 6.3.3 最优埋存采气方案气体运移特征分析130-140
• 第7章 结论和建议140-143
• 7.1 结论140-142
• 7.2 建议142-143
• 致谢143-144
• 参考文献144-151
• 附录1 高压物性参数计算模型151-154
• F1.1 偏差系数Z计算模型151
• F1.2 相对密度计算模型151-152
• F1.3 粘度计算模型152-154
• 附录2 改进的状态方程模型154-165
• F2.1 改进的P-R状态方程(PR-EOS)154-162
• F2.1.1 PR-EOS基本结构154-156
• F2.1.2 基于体积平移法和混合规则对PR-EOS的改进156-162
• F2.2 PATEL-TEJA状态方程(PT-EOS)162-164
• F2.3 偏差系数Z预测效果对比164-165
• 附录3 对流扩散渗流模型165-168
• F3.1 质量守恒微分方程165-166
• F3.2 流动方程166
• F3.3 相平衡方程166-168
• 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果168

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