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人工回灌过程中所发生的水-岩相互作用是影响回灌层位地下水环境质量的重要因素。采用室内实验和水文地球化学模拟等技术对人工回灌过程中的水-岩相互作用机理进行了分析。研究结果表明：受混合作用影响,随着回灌水比例的增加,混合水中TDS质量浓度降低,水化学类型由Cl·HCO3-Na型水逐渐转变为HCO3·Cl-Na·Ca型水;受水-岩作用影响,在同一混合比例条件下,随着水-岩作用的进行,混合水中TDS质量浓度升高,各主要离子质量浓度呈现升高的趋势,但只有回灌水比例占10%时,混合水TDS质量浓度才大于原始地下水（涨幅约5%）。实验介质溶解于水的离子中,Ca2+、Mg2+和HCO-3主要来源于碳酸盐矿物的溶解, Na+主要来自岩盐的溶解。在人工回灌过程中,发生的水-岩相互作用主要包括方解石、白云石、钾长石、岩盐、CO2的溶解和伊利石的沉淀。其中:钾长石溶解量与伊利石沉淀量、碳酸盐矿物溶解量与CO2溶解量的相关性较强,其相关系数分别为1.00和0.78（显著性水平为0.05）;硅酸盐矿物反应量和回灌水比例之间的相关系数为0.97（显著性水平为0.01）,相关性极强;而碳酸盐矿物反应量和回灌水比例之间的相关系数为0.52（显著性水平为0.01）,相关性较弱。上述相关性分析为确定人工回灌过程中的水-岩相互作用机理、地下水中主要离子组分的来源途径以及定量分析人工回灌对含水层介质的影响提供了依据。 相似文献
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二氧化碳羽流地热系统(CPGS)是利用CO2地质储存场地进行地热能开发的一种工程技术,也是整合CO2减排与开发深部地热资源的理想方式。但伴随着对深部地热的提取,注入储层的超临界CO2使深部咸水的pH值降低,导致周围岩体产生溶解和沉淀,从而引起孔隙度、渗透率等地层物性的变化,最终改变系统的生产能力和净热提取效率。以松辽盆地泉头组为目标储层,采用室内实验、数值模拟等技术手段,通过实验和数值计算结果的对比,揭示系统水-岩-气相互作用对热储矿物组分的改变。研究结果显示:实验过程中矿物溶解对温度和盐度变化较为敏感,而受压力影响较小;在实验和模拟时间内发生溶解的矿物主要是长石类矿物,方解石在反应后全部溶解;石英、伊利石和高岭石的矿物组分体积分数有所增加,并有少量菱铁矿生成。 相似文献
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深部煤层CO2地质封存与CH4强化开采(CO2–ECBM)技术在提高煤层气采收率的同时可实现碳减排,具有能源和环境双重效益。超临界CO2(ScCO2)、水和煤层顶板之间的地球化学反应可改变其物理力学性质,增加CO2泄漏的风险。以沁水盆地胡底煤矿3号煤层顶板岩石为研究对象,开展“ScCO2–水–岩”地球化学反应模拟实验,探讨CO2煤层封存条件下ScCO2–水–顶板岩样地球化学反应过程及其对岩石纵波速度和力学性质的影响。结果表明:ScCO2–水–岩之间化学溶蚀反应造成岩样Ca、Mg元素显著降低,促使岩样表面形成孤立状溶蚀孔,并随着反应时间的持续,进而形成大量的“溶蚀坑”和“溶蚀缝”;增加了岩样结构不连续性,使得声波传播路径增大、能量损失加剧,导致纵波波速降低;ScCO2–水–岩反应后岩样的峰值强度和弹性模量降低,泊松比升高,且三者之间的变化率与反应时间之间呈现Logistic函数的变化关系。对于胡底煤矿而言,ScCO2–水–岩反应过程中顶板力学性质的弱化不足以造成盖层的破裂和CO2泄漏,但在评价煤层CO2封存安全性时,还应考虑煤层吸附膨胀应力对顶板的影响。 相似文献
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鄂尔多斯盆地深部咸水层二氧化碳地质储存热-水动力-力学(THM)耦合过程数值模拟 总被引：1，自引：0，他引：1
注入CO2到深部咸水层(CO2地质储存)被认为是一种直接有效地减少CO2向大气排放的途径。CO2地质储存涉及到热、水动力和力学耦合过程,该耦合过程是预测CO2在储层中的迁移转化、评价储层储存能力和分析潜在风险的关键。基于Terzaghi固结理论,在热-水动力(TH)耦合软件TOUGH2框架中加入了力学模块,形成了新的热-水动力-力学(THM)模拟器。结合鄂尔多斯盆地CO2捕获和储存(CCS)示范工程场地的地质、水文地质条件,采用新的THM模拟器数值分析了CO2注入后地层中的温度、压力、CO2饱和度、位移和有效应力的时空变化特征。结果显示:在井口保持8 MPa和35℃情况下,能够实现10万 t/a的CO2注入量;压力上升的范围远远大于CO2运移和温度降低的范围,注入20 a后,其最大距离分别达到接近边界10 km、620 m和100 m;位移和应力变化主要与压力变化相关,注入引起最大抬升为0.14 m,在注入井附近位置储层中有效应力变化水平方向要大于垂直方向,而在远井位置相反;注入引起井附近有效应力明显减小,从而导致了孔隙度和渗透率的增大,增强了CO2注入能力。 相似文献
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近年来的油气勘探表明, 含硅热液是碳酸盐岩层系中一种重要的溶蚀性流体, 查明其与碳酸盐岩的水-岩反应机理是揭示“硅化碳酸盐岩”储层发育机制并实现储层分布预测的基础和关键问题之一。文章采用熔融毛细硅管和水热反应釜为反应腔,开展了200~375℃范围内方解石和含硅流体的水岩反应实验。利用原位拉曼光谱技术在线描述反应过程中体系组成的变化,对于淬火后的固相样品,则采用扫描电镜—能谱分析进行形貌观测和成分鉴定。首先,查明了含硅流体与方解石脱碳反应发生的温度条件。方解石和含硅流体在275℃以上反应形成CO2,固相为非硅灰石的钙硅酸盐,其结构有待进一步揭示。该结果表明单纯的硅质组分难以在储层温度条件下与灰岩发生反应;其次,提出高盐度、富CO2流体作用是造成灰岩溶蚀的重要因素;最后, CO2的存在能够促进硅质（含石英）沉淀。在上述实验认识的基础上,结合前人研究结果探讨了塔里木盆地顺托果勒地区“硅化碳酸盐岩”储层的发育机制。含硅热液沿深大断裂上移,途径震旦系—下奥陶统白云岩层系,其中的硅质组分将与白云石反应形成富镁硅酸盐和CO2。CO2是重要的酸性组分,有利于鹰山组碳酸盐的溶蚀和孔隙的保存。流体温度和压力的降低以及CO2的存在促进了石英沉淀,并形成了大量的石英晶间孔隙。 相似文献
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深部煤层CO2地质封存是助力“碳达峰碳中和”战略的重要途径,煤层含水性对以CO2吸附封存为主的深部煤层CO2地质封存能力影响显著。以无烟煤为例,开展了45℃下干燥、平衡水、饱和水煤样高压CO2等温吸附实验,校正了饱和水煤样过剩吸附曲线,利用改进的D-R吸附模型拟合得到三者吸附能力与吸附热,对比了不同含水条件下CO2绝对吸附曲线,阐释了饱和水增强无烟煤吸附能力的微观作用机理。结果表明:(1)干燥、平衡水、饱和水煤样CO2吸附能力分别为56.72、45.19和48.36 cm3/g,吸附热分别为29.42、26.23和27.24 kJ/mol。(2) CO2密度小于0.16 g/cm3(6.48 MPa)时,无烟煤CO2绝对吸附量大小顺序为干燥煤样、饱和水煤样和平衡水煤样,而CO2进入超临界状态后,顺序变为饱和水煤样、干燥煤样和平衡水煤样。(3)水分子优先占据高能吸附位是平衡水煤样吸附能力减弱的主要原因,而煤?水体系与CO2相互作用强于CO2与H2O竞争吸附下的煤?CO2相互作用是饱和水煤样在CO2超临界阶段吸附能力高于干燥煤样的根本原因。(4)吸附封存是煤层CO2地质封存的主要形式,深部煤储层条件下,煤层饱和水对超临界CO2增储作用更为明显,高压注水是提高深部煤层CO2地质封存潜力,改善煤储层渗透性的有效手段。 相似文献
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桑托斯盆地盐下油气藏中CO2分布广泛,局部摩尔分数极高,给勘探、开发都带来了巨大挑战。通过对典型油气藏解剖分析,并利用流体取样、闪蒸实验测试分析等资料,将盆内油气藏分为3类：类型Ⅰ,含CO2溶解气的高气油比常规油藏;类型Ⅱ,CO2气顶+油环型油气藏;类型Ⅲ,（含溶解烃）CO2气藏。其中类型Ⅰ油藏和类型ⅢCO2气藏中流体性质均匀、稳定,油-水界面、气-水界面清晰;类型Ⅱ气顶+油环型油气藏流体成分和性质不均匀、不稳定,流体界面复杂。物理热模拟实验表明盆内3种类型油气藏是地层条件下,超临界状态CO2和烃类有限互溶,动态成藏过程不同阶段的产物。动态成藏过程中,CO2对烃类进行抽提、萃取,烃类（原油）对CO2进行溶解,两者相互作用存在一个动态平衡（范围）。烃类和CO2相对量大小决定了最终的油气藏类型,温-压条件变化和油气藏开发可改变油气藏平衡状态,造成流体相态变化和3类油气藏间的相互转化。 相似文献
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研究工作对完善区内高温地热系统成因机理和后期勘探及钻探工作提供一定的参考意义.为进一步研究贵德盆地地热资源赋存状态及热源来源,在充分了解贵德盆地地热地质条件的基础上,采集区内地热流体样品,进行水化学全分析和氢氧同位素分析,得到该区地热流体化学特征和氢氧同位素特征,估算了区内高温热田-扎仓寺热田的热储温度.分析结果表明:该区高温地下热水的水化学类型主要为SO4·Cl-Na型,低温水水化学类型较为复杂,主要为SO4-Na、SO4·HCO3-Na型;扎仓寺热田地下热水中Li+、F-、Sr2+、As3+与Cl-存在很好的正相关性,显示了相同的物质来源,SiO22-与Cl-极高的正相关性进一步验证了扎仓寺地热为深部热源;氢氧同位素数据都集中在当地大气降水线附近,说明地下热水主要为大气降水补给.选用合理的水文地球化学温标计算了扎仓寺热田的热储温度,并利用硅-焓模型分析了该热田地热流体中冷水混入比例及冷水混入前的热储温度,分析认为扎仓寺热田4 000 m以内存在两个热储层,第一热储层热储温度约为133 °C,热循环深度为1 800 m;第二热储层热储温度约为222 °C,热循环深度约为3 200 m. 相似文献
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东海盆地台北坳陷有机包裹体化学成分及成因 总被引：1，自引：0，他引：1
利用LAM、热爆-气相色谱等方法对东海盆地台北坳陷第三系储层中有机包裹体成分进行了系统研究,结果表明:1矿物包裹体中以CO2为主,同时含有一定的N2和F2等,气态烃包裹体中CO2含量一般可达40%～78%,液态烃包裹体中CO2含量一般23%～41%;2烃类含量一般<30%,其中甲烷含量较低,C2～C7轻烃含量比甲烷含量高,甲苯含量较高(达18.8%);3对主要烃源岩加水热模拟实验也具有同样的特点。这些特点说明CO2的成因与烃源岩中碳酸盐矿物热解有关,有机包裹体的成因类型偏腐植型,气态烃以湿气为主,且含有一定的凝析油成分,和南海盆地第三系储层中有机包裹体具有相似的特征。 相似文献
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针对低渗透性煤层瓦斯抽采难度大、抽采效率低等问题,基于CO2-CH4多组分气体竞争吸附作用,开展了注CO2提高煤层瓦斯抽采率数值模拟与试验研究。首先,建立了考虑气-水两相流与Klinkenberg效应的煤层注CO2促抽瓦斯流-固耦合模型,利用COMSOL软件进行了煤层注CO2后煤层瓦斯压力、瓦斯含量和瓦斯抽采率等参数变化规律,并应用于工程试验。结果表明:构建的气-水两相流瓦斯抽采流-固耦合数学模型可靠、合理;注入CO2抽采煤层气瓦斯压力、瓦斯含量均比未注入CO2抽采下降速率快;现场试验后,注气抽采条件下瓦斯抽采浓度平均值是未注气条件下的2.02倍,瓦斯抽采纯量是后者的3倍。煤层注入CO2气体后,瓦斯抽采量增加,显著促进了煤层瓦斯抽采。 相似文献
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CO_2流体与储层砂岩相互作用机理实验 总被引：1，自引：0，他引：1
储存于地下岩层中的CO2与矿物发生化学反应导致次生碳酸盐矿物的沉淀,CO2将以碳酸盐矿物的形式长时间地固结在储层岩石中,从而有效减少CO2向大气中的排放。通过对不同温度下CO2-H2O-砂岩相互作用机理的研究,以及反应后样品的扫描电镜观察、质量损失量和剩余反应液中总矿化度变化的分析发现:砂岩样品的溶蚀程度随温度的升高而逐渐增强;100℃和175℃时样品表面分别有方解石和白云石生成,250℃时新生成的矿物因温度过高而溶解。这表明CO2能够以碳酸盐矿物的形式固定在矿物中,175℃为本实验所证明较适合的贮存温度。 相似文献
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国内某著名煤炭企业计划实施每年10万吨的CO2地质储存（CCS）项目,拟选了5组地层做为目标储层。但所选封存层平均渗透率在0.15~0.6mD,平均孔隙度在2~6%,属于低渗低孔地层,如不进行人工压裂提高注入层渗透率,要实现预定存储目标尚有一些困难。笔者在研究中发现,除对目标层进行一定的水裂酸化处理提高地层渗透特性可以显著提高注入性和存储能力外,CO2注入速率的变化对地层的封存能力和注入性也有明显影响。运用TOUGH2-ECO2N软件分别模拟了无水裂及水裂情况下8种不同注入速率下这些目标存储层的压力变化及CO2封存状态比例及理论最大封存能力。模拟结果表明使用水裂酸化方法对储层进行处理后,不仅可以使注入总量达到项目要求,还可使系统理论最大储存能力提高55%;并且在灌注过程中采用变速灌注方式,可以有效控制系统压力积聚,对将来实际灌注压力控制具有重要意义。 相似文献
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酸化是一种广泛应用于碳酸盐岩储层的增渗改造技术,其基本原理是将酸液注入储层裂隙,通过溶蚀反应使矿物溶解形成虫孔等通道,从而提高储层的渗透性和生产效率。以往的研究主要聚焦于优化注酸条件以提高成孔效率,忽略了碳酸盐岩酸化副产物CO2的影响。本研究针对三个含单裂隙的碳酸盐岩试样,开展不同浓度盐酸溶液的酸化实验,监测试样渗透率的变化;并在试验前后分别进行裂隙表面形貌激光扫描和内部空隙CT扫描,基于扫描结果对比分析了注酸条件对溶蚀效果的影响。研究结果表明：在流速、酸液浓度与种类等条件相同的条件下,CO2是否进入超临界态对虫孔形态有重要影响;超临界CO2可有效促进虫孔的生长,生成窄而长的虫孔,并显著提高溶蚀效果,试样的渗透率可提高3~9倍;而在CO2未进入超临界态的条件下,溶蚀形态接近面溶蚀或锥形虫孔,未贯通试样,试验前后渗透率没有显著变化,这是因为酸化反应产生的气态CO2会阻碍酸液的流动,从而降低酸化效果。本文结果揭示了在酸化中正面利用副产物CO2的可能性,有助于对现有酸化工程方案的优化和提升。 相似文献
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CO_2可以来源于地幔,也可以来源于围岩与热液的反应,也可以来源于有机物质的分解等等,但是不管什么来源的CO_2,都对很多金属矿床,尤其是对金矿床和铀矿床的形成起着重要的作用。在成矿作用过程中,CO_2可以作为流体以气相或液相携带金属元素;也可以起着pH缓冲剂的作用,改变溶液的pH值,使成矿元素溶解或沉淀;也可以起着矿化剂的作用,和成矿元素络合,形成络合物并运移到地球化学障处沉淀成矿;也可以起着活化剂的作用,使成矿物质活化便于和硫等矿化剂淋滤成矿物质并富集成矿。 相似文献
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目前国内关于CO2咸水层封存尚处于先导性和试验性研究阶段,对超临界CO2注入过程中岩层力学响应和流体运移的理论与技术方面的认识还不完善。为研究CO2注入下岩层变形和流体运移,基于两相流动数学模型,给出了超临界CO2和咸水质量守恒方程;采用毛细压力和有效饱和度的关系式,将质量守恒方程变换成以毛细压力为变量的表达式,以便于考虑流体压力对岩层的影响。提出了无流体压力影响下的岩层力学本构模型,该模型能够同时考虑岩层的塑性变形和损伤。分析了两相流体-岩层相互作用机制:一方面,采用有效应力原理,考虑流体压力对岩层的力学影响;另一方面,通过岩层固有渗透率变化考虑岩层变形对流体运移的影响。 相似文献
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超临界CO2是一种介于气体和液体之间的特殊状态的CO2流体,具有低黏、高扩散性和零表面张力等独特的性质。利用超临界CO2作为压裂液,有助于裂缝的起裂和扩展,同时可避免储层伤害。通过研究超临界CO2射流破岩和压裂特性,分析得到了超临界CO2岩石致裂机制。研究结果表明,超临界CO2低黏等特性使其更容易进入岩石微孔和微缝之中,在岩石内部建立大小不一的流体压力系统,使岩石发生拉伸和剪切破坏;常规流体压裂起裂压力较高,裂缝一般为单条或多条平直裂缝,大多沿着同一方向贯穿强度较高的胶结颗粒,且裂缝断面光滑、平整;超临界CO2压裂起裂压力相比于常规流体压裂低,在岩石中形成的裂缝网络较为复杂,裂缝互相连通,一般沿着强度较低的胶结物开裂,较少贯穿胶结颗粒,裂缝断面较为粗糙。该研究结果可为超临界CO2压裂技术的实施提供理论支撑。 相似文献
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干热岩(HDR)是指不含或仅含少量流体,温度高于180 ℃,其热能在当前技术经济条件下可以利用的岩体。作为一种重要的非常规地热资源,干热岩的开发利用可以借鉴页岩油气的成功经验,采用相似的技术发展路径,找到“地热甜点”,开发出低成本且高效的钻完井技术,逐步形成和完善技术体系,建立与对象相适应的生产运行模式,以期实现对这种巨大资源的有效开发利用。增强型地热系统(EGS)被认为是干热岩资源开采的一种重要方式。EGS最初被称为工程型地热系统,后来才统称为增强型地热系统,是指通过实施特殊的工程工艺,改善地层储集性能或(和)向地层中注入流体,以实现对地热资源的有效开发。其基本方法原理为在干热岩体内钻两口或多口井,将低温流体通过注入井注入干热岩体的天然裂缝系统,或注入通过压裂技术在钻井之间建立的具有水力联系的人工裂缝中加热,通过吸收干热岩内所蕴含的热能,将流体温度提高到一定程度后从生产井采出至地表或近地表进行利用,形成人工热交换系统,用于发电或取暖等。采用EGS技术开发干热岩地热资源,选区选址恰当与否是能否取得成功的最关键环节之一。中深层地热资源可分为水热型和干热岩型两大类、五亚类。其中,干热岩根据其热储孔渗条件差异又可分为无水优储、无水差储和无水无储三亚类,适合作为EGS开发对象的干热岩资源为其中的无水优储和无水差储两种类型。五类地热资源规模呈金字塔形,开发技术难度逐渐增加。基于由热储埋深、热储温度、热储岩性、热储物性、盖层厚度、盖层断裂发育条件等组成的地质资源条件,由钻探成井技术、储层改造技术、管理运营技术组成的工程技术条件,以及由地热需求和资源经济性组成的经济市场条件三个因素,本文建立了三因素分析与多层次指标分解法相结合的干热岩EGS选区评价方法和关键指标,在国内干热岩资源条件较好的17个候选区中,优选出西藏羊八井高温地热区和渤海湾盆地济阳坳陷潜山分布带作为EGS试验有利区。 相似文献
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在所能实施CO2地质封存的场所中,含水层的封存潜力最大。而在影响封存量的各种机理中,地层构造封存是最基本的机制。本文提出了一种测定影响地层构造封存量的关键参数——残余水饱和度的实验方法,并将该方法实际应用于富含油气资源的塔里木盆地奥陶系礁灰岩。首先根据饱和称重法和渗透实验测得样品有效孔隙度和渗透系数分别为00283,556×10-9m/s。残余水饱和度的值是在40℃,8Mpa条件下,通过超临界CO2驱替饱水岩心实验得到,测定结果为0451。同时,还得到了超临界CO2驱替饱水岩心压力、流量变化特性。 相似文献
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Safety assessment of geosequestration of CO2 into deep saline aquifers requires a precise understanding of the study of hydro‐chemo‐mechanical couplings occurring in the rocks and the cement well. To this aim, a coupled chemo‐poromechanical model has been developed and implemented into a research code well‐suited to the resolution of fully coupled problems. This code is based on the finite volume methods. In a 1D axisymmetrical configuration, this study aims to simulate the chemo‐poromechanical behaviour of a system composed by the cement well and the caprock during CO2 injection. Major chemical reactions of carbonation occurring into cement paste and rocks are considered in order to evaluate the consequences of the presence of CO2 on the amount of dissolved matrix and precipitated calcium carbonates. The dissolution of the solid matrix is taken into account through the use of a chemical porosity. Matrix leaching and carbonation lead, as expected, to important variations of porosity, permeability and to alterations of transport properties and mechanical stiffness. These results justify the importance of considering a coupled analysis accounting for the main chemical reactions. It is worth noting that the modelling framework proposed in the present study could be extended to model the chemo‐poromechanical behaviour of the reservoir rock and the caprock when subjected to the presence of an acidic pore fluid (CO2‐rich brine). Copyright © 2013 John Wiley & Sons, Ltd. 相似文献
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CO2 can be used as an alternative injectant to exploit geothermal energy from depleted high-temperature gas res-ervoirs due to its high mobility and unique thermal properties.However,there has been a lack of systematic anal-ysis on the heat mining mechanism and performance of CO2,as well as the problems that may occur during geothermal energy exploitation at specific gas reservoir conditions.In this paper,a base numerical simulation model of a typical depleted high-temperature gas reservoir was established to simulate the geothermal energy exploitation processes via recycling CO2 and water,with a view to investigate whether and/or at which condi-tions CO2 is more suitable than water for geothermal energy exploitation.The problems that may occur during the CO2-based geothermal energy exploitation were also analyzed along with proposed feasible solutions.The re-sults indicate that,for a depleted low-permeability gas reservoir with dimensions of 1000 m × 500 m × 50 m and temperature of 150℃using a single injection-production well group for 40 years of operation,the heat mining rate of C02 can be up to 3.8 MW at a circulation flow rate of 18 kg s-1 due to its high mobility along with the flow path in the gas reservoir,while the heat mining rate of water is only about 2 MW due to limitations on the injectivity and mobility.The reservoir physical property and injection-production scheme have some effects on the heat mining rate,but CO2 always has better performance than water at most reservoir and operation condi-tions,even under a high water saturation.The main problems for CO2 circulation are wellbore corrosion and salt precipitation that can occur when the reservoir has high water saturation and high salinity,in which serious salt precipitation can reduce formation permeability and result in a decline of CO2 heat mining rate(e.g.up to 24％reduction).It is proposed to apply a low-salinity water slug before CO2 injection to reduce the damage caused by salt precipitation.For high-permeability gas reservoirs with high water saturation and high salinity,the supe-riority of CO2 as a heat transmission fluid becomes obscure and water injection is recommended. 相似文献