注超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地?zé)釞C(jī)制與采熱能力分析

任韶然,崔國棟,李德祥,莊　園,李　欣,張　亮

(中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266580)

?

注超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地?zé)釞C(jī)制與采熱能力分析

任韶然,崔國棟,李德祥,莊園,李欣,張亮

(中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266580)

高溫廢棄氣藏具有巨大的地?zé)衢_采潛力。在對比分析超臨界CO2和常規(guī)攜熱介質(zhì)水的熱物性基礎(chǔ)上,提出注超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地?zé)岬姆椒?。利用?shù)值模擬方法對CO2在高溫廢棄氣藏中的采熱能力及影響因素進(jìn)行評估。結(jié)果表明,由于CO2具有很高的可注性和流動(dòng)性,超臨界CO2的采熱速率可達(dá)到水的1.5倍;利用CO2循環(huán)開采高溫氣藏地?zé)?不僅可以實(shí)現(xiàn)高效地?zé)衢_發(fā),還可以實(shí)現(xiàn)CO2地質(zhì)埋存;對廢棄氣藏而言,可以充分利用現(xiàn)有井網(wǎng)和地面設(shè)施,減少初期資本投入,實(shí)現(xiàn)高溫廢棄氣藏地?zé)岬挠行Ш徒?jīng)濟(jì)開發(fā),進(jìn)一步提高氣藏的利用價(jià)值,延長其經(jīng)濟(jì)壽命。

超臨界CO2; 高溫廢棄氣藏; 地?zé)衢_采; 采熱能力; 攜熱介質(zhì)

引用格式:任韶然,崔國棟,李德祥,等.注超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地?zé)釞C(jī)制與采熱能力分析[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2016,40(2):91-98.

REN Shaoran,CUI Guodong,LI Dexiang,et al.Development of geothermal energy from depleted high temperature gas reservoir via supercritical CO2injection[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2016,40(2):91-98.

地?zé)崾蔷哂袕V泛應(yīng)用前景的可再生能源之一,與其他新能源如太陽能、風(fēng)能和生物質(zhì)能相比,具有分布廣、受外界影響小(如晝夜,風(fēng)速,溫差)、碳排放量及維護(hù)成本低等特點(diǎn)。中國地處環(huán)太平洋地?zé)釒Ш偷刂泻?喜馬拉雅地?zé)釒^(qū)域,地?zé)豳Y源豐富。傳統(tǒng)地?zé)崮荛_采以水作為攜熱介質(zhì),利用地下高溫巖石具有的能量,加熱注采井間的循環(huán)水,提取熱能。傳統(tǒng)地?zé)醿?chǔ)層通常坐落在地面溫度較高、地質(zhì)構(gòu)造活躍和/或火山附近[1],受限于其儲(chǔ)層地點(diǎn)和儲(chǔ)量限制,豐富的地?zé)崮軣o法合理利用。研究發(fā)現(xiàn),僅中國區(qū)域就有干熱巖地?zé)峥刹蓛?chǔ)量1.49×1021J,鹽水層地?zé)峥刹蓛?chǔ)量3.28×1019J,地壓型地?zé)峥刹蓛?chǔ)量2.74×1019J[2]。美國區(qū)域內(nèi)可采地?zé)醿?chǔ)量更高達(dá)2×1023J[3]。豐富的地?zé)崮苓h(yuǎn)超過2011年全球主要能源總消耗額(5.4×1020J)[4]。Brown[5]于2000年首次提出注超臨界CO2開采干熱巖地?zé)?CO2-enhanced geothermal system,CO2-EGS)概念:利用超臨界CO2具有的攜熱優(yōu)勢,壓裂干熱巖儲(chǔ)層并作為攜熱介質(zhì)在儲(chǔ)層內(nèi)循環(huán)流動(dòng)[6]。由于EGS系統(tǒng)需要超深鉆井技術(shù)和壓裂技術(shù),經(jīng)濟(jì)效益并不明顯。且有研究指出[7],深部壓裂技術(shù)有可能造成儲(chǔ)層傷害、CO2泄露并引發(fā)地震活動(dòng)。針對此問題,Randolph等[8]于2011年提出注超臨界CO2開采深部鹽水層地?zé)崮芊椒?，為區(qū)別于CO2-EGS,他命名此種開采地?zé)岱绞綖镃O2羽流式地?zé)嵯到y(tǒng)(CO2-plume geothermal,CPG)。采用超臨界CO2作為采熱介質(zhì),循環(huán)攜帶高溫儲(chǔ)層地?zé)崮?是一種新型地?zé)衢_采方式。利用超臨界CO2開采干熱巖地?zé)崮?、深部鹽水層地?zé)崮芎偷貕盒偷責(zé)崮?作為地?zé)崮荛_采新方式被廣泛研究。但是針對高溫氣藏地?zé)岬拈_采[9-13]研究不多。筆者結(jié)合高溫氣藏儲(chǔ)層條件,以150 ℃高溫氣藏為研究對象,在分析超臨界CO2和水熱物性基礎(chǔ)上,提出注超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地?zé)崮艿姆椒ā?/p>

1　高溫廢棄氣藏地?zé)衢_采潛力與優(yōu)勢

1.1高溫廢棄氣藏地?zé)崂碚摬蔁釢摿?/p>

中國石油天然氣礦區(qū)內(nèi)地?zé)豳Y源豐富,隨著油氣勘探開發(fā)向縱深方向發(fā)展,發(fā)現(xiàn)了越來越多的高溫氣藏,如普光氣田飛仙關(guān)組氣藏溫度為120～133 ℃,大港千米橋凝析氣藏溫度達(dá)168 ℃,大慶徐家圍子氣藏溫度為145～170 ℃,以及一些海上高溫氣田等[14-18]。在開采氣藏后期,轉(zhuǎn)變工作制度,合理開采高溫廢棄氣藏儲(chǔ)層中地?zé)崮?有利于油氣田產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型。表1為部分高溫氣藏地質(zhì)特征及理論采熱潛力。

表1　部分高溫氣藏地質(zhì)特征與采熱潛力

注:碳酸鹽巖與白云巖密度采用2.8×103kg/m3,火山巖與致密砂巖密度采用2.2×103kg/m3;碳酸鹽巖與白云巖質(zhì)量熱容采用818.8 J/(kg·℃),火山巖與致密砂巖質(zhì)量熱容采用740.5 J/(kg·℃);標(biāo)準(zhǔn)煤熱值取2.927 1×107J/kg。

地?zé)醿?chǔ)層理論采熱潛力計(jì)算公式為

Q=ρV(1-φ)CP(T-T0).

(1)

式中,ρ為儲(chǔ)層巖石密度,kg/m3;V為儲(chǔ)層體積,m3;φ為儲(chǔ)層巖石孔隙度;CP為儲(chǔ)層巖石質(zhì)量熱容,J/(kg·℃);T為儲(chǔ)層地?zé)衢_采初始溫度,℃;T0為儲(chǔ)層采熱溫度下限,本文中取80 ℃。

以大慶徐深高溫氣藏為例,其儲(chǔ)層體積為62.8×108m3,儲(chǔ)層溫度為150 ℃,儲(chǔ)層巖石孔隙度為0.07,巖石類型為火山巖,故密度采用2.2×103kg/m3,質(zhì)量熱容采用740.5 J/(kg·℃)。由采熱潛力公式計(jì)算可得理論采熱潛力為56.4×1016J,標(biāo)準(zhǔn)煤當(dāng)量為19.27×106t。

由表1可以看出,高溫氣藏溫度高于110 ℃,壓力分布在30 MPa以上。高溫氣藏區(qū)地?zé)豳Y源豐富,6個(gè)高溫氣藏地?zé)崮軜?biāo)準(zhǔn)煤當(dāng)量均在百萬噸以上。在氣藏開發(fā)后期,轉(zhuǎn)變工作制度,合理開采利用高溫廢棄氣藏地?zé)豳Y源,可促進(jìn)油田節(jié)能減排、延長氣田經(jīng)濟(jì)壽命,具有廣闊的發(fā)展前景。

1.2高溫廢棄氣藏地?zé)衢_采優(yōu)勢

相對于常規(guī)地?zé)犷愋?開采高溫廢棄氣藏地?zé)峋哂幸韵聝?yōu)點(diǎn):①高溫廢棄氣藏已建立相對完善的鉆井井網(wǎng),地?zé)衢_采期間可以充分利用原有的氣井,節(jié)省大量鉆井成本(干熱巖地?zé)釂尉@井成本約為50萬美元[19]),大幅減少了地?zé)衢_采初期經(jīng)濟(jì)投入;②氣藏儲(chǔ)層認(rèn)識程度高,有詳細(xì)的地質(zhì)資料可以利用,可準(zhǔn)確地預(yù)測地?zé)醿?chǔ)量,降低地?zé)豳Y源的勘探成本;③高溫廢棄氣藏具有天然的孔隙結(jié)構(gòu),無須壓裂(或開采天然氣時(shí)已壓裂),滲透性高,換熱面積大,有利于攜熱介質(zhì)與地?zé)醿?chǔ)層間的熱交換;④氣藏本身具有完善的圈閉結(jié)構(gòu),地質(zhì)條件安全,攜熱介質(zhì)注入后在相對獨(dú)立的地?zé)醿?chǔ)層中滲流,向圍巖或蓋層中泄露危險(xiǎn)較小。

2　超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地?zé)釞C(jī)制

2.1超臨界CO2攜熱優(yōu)勢

典型高溫氣藏(150 ℃,壓力大于7.4 MPa)條件下,CO2達(dá)到超臨界狀態(tài)。Pruess等[6]研究指出,超臨界CO2熱物性隨溫度壓力變化敏感,高溫高壓條件下表現(xiàn)出與常規(guī)攜熱介質(zhì)不同的變化規(guī)律。本文中為方便不同攜熱介質(zhì)間攜熱能力對比,定義表征采熱速率IE,計(jì)算公式為

IE=IQCL.

(2)

式中,IE為表征采熱速率,103s-1·K-1;IQ為質(zhì)量流量評價(jià)參數(shù),s·m-2;CL為攜熱介質(zhì)體的質(zhì)量熱容,kJ/(kg·K)。式(2)中質(zhì)量流量評價(jià)參數(shù)IQ由達(dá)西公式變形而來:

IQ=ρ0/μ.

(3)

式中,ρ0為攜熱介質(zhì)密度,kg/m3;μ為攜熱介質(zhì)黏度,mPa·s。

采用PR狀態(tài)方程計(jì)算攜熱介質(zhì)密度,結(jié)合Passut-Danner熱焓系數(shù)求出超臨界CO2和水熱容值CL[20](圖1(a)、(b));結(jié)合Pedersen黏度經(jīng)驗(yàn)公式[21-22],利用式(3)計(jì)算出CO2和水質(zhì)量流量評價(jià)參數(shù)IQ,得到CO2與水質(zhì)量流量比(圖1(c))。由圖1(a)、(c)虛線可知,150 ℃條件下,CO2攜熱能力隨壓力增高而增大,但壓力達(dá)到35 MPa后,攜熱能力幾乎不再變化?？梢?5 MPa為高溫氣藏(150 ℃)地?zé)衢_采最佳壓力,此條件下開采氣藏地?zé)釙r(shí)攜熱介質(zhì)熱物性變化如圖1中紅線所示(恒壓差開采)。地?zé)衢_采初始時(shí)刻,CO2質(zhì)量熱容約為1.75 kJ/(kg·℃),雖然僅約為水質(zhì)量熱容的45%,但CO2質(zhì)量流量約為水質(zhì)量流量的2.5倍,由式(2)可知,CO2攜熱能力約為水?dāng)y熱能力的1.5倍。隨著氣藏地?zé)崮荛_采,儲(chǔ)層溫度持續(xù)下降,CO2質(zhì)量熱容逐漸增加,CO2與水質(zhì)量流量比亦逐漸增大,CO2采熱優(yōu)勢增強(qiáng)。

圖1　CO2和水的質(zhì)量熱容和CO2與水質(zhì)量流量指數(shù)Fig.1　Heat capacities and mass flow indexes of CO2 and water

進(jìn)行高溫氣藏地?zé)衢_采時(shí),注入井井筒溫度遠(yuǎn)低于生產(chǎn)井井筒溫度。由于不同井筒內(nèi)溫度分布不同,攜熱流體在注入井和生產(chǎn)井中的壓力梯度亦有所不同。超臨界CO2熱物性較水熱物性對儲(chǔ)層溫度和壓力更為敏感,注采情況相同時(shí),超臨界CO2密度變化遠(yuǎn)大于水密度的變化,因此具有更強(qiáng)的熱虹吸作用,可有效減小地面驅(qū)動(dòng)壓差,降低注采泵功效[5-6,23]。

2.2超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地?zé)?/p>

相對于常規(guī)攜熱介質(zhì)水,CO2不僅具有前文分析的攜熱優(yōu)勢,還具有避免采熱設(shè)備結(jié)垢等優(yōu)點(diǎn)[24-25]。結(jié)合CO2地質(zhì)埋存技術(shù),提出注超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地?zé)岱椒?首先，利用CO2與天然氣的重力分異作用,底部注CO2驅(qū)替剩余天然氣,提高天然氣最終采收率(EGR);然后,調(diào)整工作制度,利用超臨界CO2作為攜熱介質(zhì)開采高溫廢棄氣藏地?zé)?最后,在氣藏不再具有地?zé)衢_采價(jià)值時(shí),關(guān)閉生產(chǎn)井和注入井,埋存作為攜熱介質(zhì)的超臨界CO2,起到溫室氣體減排的作用。

以150 ℃、5 MPa廢棄氣藏(廢棄壓力采用梅克經(jīng)驗(yàn)公式[26]估算得到)地?zé)衢_采為例,前期注入CO2恢復(fù)儲(chǔ)層壓力,至最佳壓力35 MPa左右(圖1黃點(diǎn)所示),忽略此過程中氣藏溫度變化,打開生產(chǎn)井,恒壓差驅(qū)替出剩余天然氣。在天然氣不再具有開采價(jià)值后,調(diào)整注采井及現(xiàn)場工作制度(地?zé)衢_采流速較大),改換地面管線,開采氣藏地?zé)崮?。結(jié)合實(shí)際采熱速率和經(jīng)濟(jì)效益,在氣藏地?zé)岵辉倬哂虚_采價(jià)值時(shí),關(guān)閉注采井,將大部分循環(huán)流動(dòng)的CO2埋存于氣藏儲(chǔ)層中。

3　超臨界CO2開采高溫氣藏地?zé)?/h2>

采用油藏?cái)?shù)值模擬方法建立注超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地?zé)崮Ｐ?。首先，對比分析注超臨界CO2開采高溫氣藏地?zé)崤c注水開采高溫氣藏地?zé)醿煞N采熱方式,證明注超臨界CO2開采高溫氣藏地?zé)峋哂懈叩牟蔁崴俾蔬@一結(jié)論;其次,分析高溫氣藏儲(chǔ)層流體對地?zé)衢_采的影響;最后,分析儲(chǔ)層物性對高位廢棄氣藏地?zé)衢_采的影響,提出高溫氣藏選址依據(jù)。

3.1高溫氣藏地?zé)衢_采數(shù)值模擬模型

采用具有熱動(dòng)力學(xué)模塊的油藏?cái)?shù)值模擬軟件,建立注超臨界CO2開采高溫氣藏地?zé)岬臄?shù)值模擬模型。根據(jù)前文整理的高溫氣藏儲(chǔ)層參數(shù),設(shè)置模型基本參數(shù):氣藏埋深4 000 m,體積1 000 m×500 m×50 m,氣藏溫度150 ℃,氣藏初始壓力35 MPa,采熱壓力35 MPa,孔隙度0.1,滲透率20×10-3μm2,注入溫度20 ℃,注采壓差4 MPa,傾斜度5°,CO2比定壓熱容77 J/(mol·K),水比定壓熱容80 J/(mol·K),儲(chǔ)層比定壓熱容2.65×106J/(m3·℃),儲(chǔ)層導(dǎo)熱系數(shù)1.496×105J/(m·d·℃),蓋層比定壓熱容2.347×106J/(m3·℃),蓋層導(dǎo)熱系數(shù)1.496×105J/(m·d·℃),注采井布置在氣藏底、頂部,地?zé)衢_采期限40 a。恒定壓差注入CO2(地?zé)崮荛_采速率較大),維持儲(chǔ)層壓力穩(wěn)定。模擬氣藏為一背斜構(gòu)造,傾角為5°。注采井分別位于氣藏底部與頂部。模擬不考慮高溫廢棄氣藏壓力恢復(fù)階段,同時(shí)由于儲(chǔ)層壓力恢復(fù)階段生產(chǎn)井為關(guān)井狀態(tài),可忽略該階段對采熱速率的影響。 地?zé)衢_采過程中不同溫度條件下CO2和水的比定壓熱容計(jì)算式分別為

CCO2=-329.71+3.375K-0.007 6K2+6×10-6K3,

C水=20.403+0.666 2K-0.002 5K2+3×10-6K3.

式中,K為溫度,K。

為對比分析不同采熱方式與儲(chǔ)層流體對采熱速率影響,設(shè)置了不同模擬方案(表2)。

表2　數(shù)值模擬方案及結(jié)果

注:表中開采速率和采熱速率等結(jié)果均為模擬40 a時(shí)結(jié)果;由于儲(chǔ)層含有多種流體且各流體流速隨時(shí)間變化,“*”表示沒有列出。

3.2高溫廢棄氣藏注CO2采熱優(yōu)勢

不考慮高溫廢棄氣藏初始流體,設(shè)置方案case 1、case 2,對比分析注超臨界CO2開采高溫氣藏地?zé)崤c注水開采高溫水藏地?zé)醿煞N采熱方式采熱規(guī)律。由圖2可以看出,相同壓差下,超臨界CO2開采速率約為6.3 kg/s,水開采速率約為2.5 kg/s(兩者約為2.5倍關(guān)系,與圖1(c)分析相符);超臨界CO2采熱速率約為1.82 MW,而水采熱速率約為1.15 MW(前者是后者的1.58倍),得益于超臨界CO2優(yōu)良的滲流能力,超臨界CO2在高溫廢棄氣藏地?zé)衢_采中表現(xiàn)出更好的采熱能力。由圖3可以看出,開采40 a后,超臨界CO2累積采熱量約為水累積采熱量1倍,超臨界CO2在高溫廢棄氣藏地?zé)衢_采過程中具有更好的采熱優(yōu)勢。

圖2　case 1和case 2開采速率與采熱速率對比Fig.2　Comparsion of mining rate and heat mining rate in cases 1 and case 2

圖3　case 1和case 2累積采熱量與儲(chǔ)層溫度Fig.3　Accumulative heat mining and reservoir temperature in cases 1 and case 2

圖4為地?zé)衢_采40 a后氣藏與水藏儲(chǔ)層溫度與壓力分布剖面?？梢钥闯?注入井附近(橫坐標(biāo)0 m處),水藏儲(chǔ)層具有較大的壓降,開采井附近氣藏儲(chǔ)層壓降較大。氣藏與水藏儲(chǔ)層壓力分布差異主要受攜熱介質(zhì)熱物性影響所致。注入井附近溫度低于儲(chǔ)層平均溫度,低溫導(dǎo)致攜熱介質(zhì)具有較高的黏度,水的黏度受溫度影響大于超臨界CO2黏度受溫度影響,進(jìn)而導(dǎo)致case 2中注入井附近壓降較大。開采井附近攜熱介質(zhì)主要受徑向流影響,超臨界CO2高壓縮性導(dǎo)致了其滲流阻力高于水,進(jìn)而增加了case 1中開采井附近壓差。注采井間較均勻的壓差分布有利于超臨界CO2在儲(chǔ)層中流動(dòng)。

圖4　case 1和case 2儲(chǔ)層溫度壓力分布(開采40 a)Fig.4　Pressure and temperature distribution in cases 1 and case 2 (40 years)

3.3儲(chǔ)層流體對高溫廢棄氣藏采熱的影響

在case 1基礎(chǔ)上,考慮實(shí)際高溫廢棄氣藏儲(chǔ)層流體對采熱速率的影響。case 4和case 5分別對應(yīng)兩種高溫廢棄氣藏儲(chǔ)層流體情況，同時(shí)設(shè)置case 3模擬方案,分析地層水對地?zé)衢_采的影響。儲(chǔ)層流體對高溫廢棄氣藏采熱的影響如圖5所示。

圖5　儲(chǔ)層流體對高溫廢棄氣藏采熱影響Fig.5　Effect of reservoir fluid on heat mining rate of high temperature abandon gas reservoir

由圖5可以看出,儲(chǔ)層初始流體的存在會(huì)影響超臨界CO2滲流速度和采熱速度。高溫廢棄氣藏儲(chǔ)層流體為CH4時(shí),由于CH4具有較高的熱容,導(dǎo)致超臨界CO2在生產(chǎn)井突破前采熱速率較高。高溫廢棄氣藏流體組成為50%CH4+50%水時(shí),受CH4與水共同影響,地?zé)衢_采初期采熱速率存在波動(dòng),呈現(xiàn)先升高后降低最終又緩慢升高的變化規(guī)律。由圖5可以看出,case 5采熱速率波動(dòng)是由儲(chǔ)層流體產(chǎn)出時(shí)間和儲(chǔ)層流體熱容兩者作用所致。結(jié)合case 3可知,儲(chǔ)層流體為水時(shí),會(huì)影響儲(chǔ)層滲流形式,最終減小采熱速率?？梢?注超臨界CO2開采高溫氣藏地?zé)釙r(shí),水的存在會(huì)降低采熱速率,為提高采熱速率,應(yīng)盡量縮短產(chǎn)水時(shí)間。

3.4儲(chǔ)層物性對高溫廢棄氣藏采熱的影響

在case 5基礎(chǔ)上,改變儲(chǔ)層物性(滲透率、孔隙度、儲(chǔ)層壓力和儲(chǔ)層溫度),分析不同儲(chǔ)層物性對地?zé)衢_采的影響,結(jié)果如圖6所示。可以看出,儲(chǔ)層孔隙度和儲(chǔ)層壓力對采熱速率影響較小,在其他條件不變時(shí),采熱速率隨孔隙度的增加減小,隨儲(chǔ)層壓力的增加而增加。儲(chǔ)層滲透率和儲(chǔ)層溫度對采熱速率影響較大,當(dāng)儲(chǔ)層滲透率和儲(chǔ)層溫度增加時(shí),采熱速率上升較快?？梢?在開采高溫廢棄氣藏地?zé)徇x址時(shí),應(yīng)首先開采溫度較高、滲透率較大的廢棄氣藏,必要時(shí)可改造儲(chǔ)層物性(如壓裂技術(shù))以達(dá)到地?zé)衢_采高產(chǎn)效果。

圖6　儲(chǔ)層物性對地?zé)衢_采的影響Fig.6　Effect of reservoir physical properties on heat mining rate

4　結(jié)　論

(1)相對于常規(guī)地?zé)崮荛_采,高溫廢棄氣藏地?zé)崮荛_采可節(jié)約大量鉆井成本,同時(shí)具有熱交換面積大、儲(chǔ)層認(rèn)識程度高、泄露危險(xiǎn)小等優(yōu)點(diǎn)。高溫氣藏開采后期,合理調(diào)整工作制度,變氣田為地?zé)崽?合理利用氣藏地?zé)豳Y源,可促進(jìn)節(jié)能減排,延長氣藏經(jīng)濟(jì)壽命。

(2)與高溫水藏注水開采地?zé)嵯啾?高溫廢棄氣藏注超臨界CO2開采具有更高的采熱速率。不僅得益于超臨界CO2優(yōu)良的滲流能力,還得益于注采井間較為均勻的壓差分布。對于典型高溫(150 ℃)廢棄氣藏儲(chǔ)層條件,超臨界CO2采熱速率約為注水采熱速率的1.5倍,且隨著地?zé)岢掷m(xù)開采,儲(chǔ)層溫度可維持在較高溫度。

(3)高溫廢棄氣藏儲(chǔ)層流體的存在會(huì)影響超臨界CO2開采氣藏地?zé)岬牟蔁崴俾?。?chǔ)層流體為CH4時(shí),地?zé)衢_采初期具有較高采熱速率;儲(chǔ)層流體為CH4+水時(shí),受水影響,地?zé)衢_采初期采熱速率波動(dòng)較大,采熱速率較低。注超臨界CO2開采氣藏地?zé)釙r(shí)須縮短產(chǎn)水時(shí)間,最大化提高采熱速率。

(4)不同儲(chǔ)層物性對高溫廢棄氣藏地?zé)崮荛_采影響差異較大。儲(chǔ)層溫度與滲透率對采熱速率的影響遠(yuǎn)大于儲(chǔ)層壓力與儲(chǔ)層孔隙度對采熱速率的影響。高溫廢棄氣藏地?zé)衢_采選址時(shí),應(yīng)首選溫度高、滲透率大的廢棄氣藏,必要時(shí),可改造儲(chǔ)層物性(如壓裂技術(shù))以達(dá)到地?zé)衢_采高產(chǎn)效果。

[1]CHAPMAN D S.Geothermal map of north america[M].Boulder,Colorado:Geological Society of America,1992.

[2]ZHANG L,EZEKIEL J,LI D,et al.Potential assessment of CO2injection for heat mining and geological storage in geothermal reservoirs of China[J].Applied Energy,2014,122(2):237-246.

[3]TESTER J W,ANDERSON B,BATCHELOR A,et al.The future of geothermal energy:impact of enhanced geothermal systems (EGS) on the United States in the 21st century[R].Cambridge,MA,USA:Massachusetts Institute of Technology,2006:1-209.

[4]OUTLOOK A E.Energy information administration[R].Washington:Department of Energy,2010.

[5]BROWN D W.A hot dry rock geothermal energy concept utilizing supercritical CO2instead of water[D].Stanford:Stanford University,2000:233-238.

[6]PRUESS K.Enhanced geothermal systems (EGS) using CO2as working fluid——a novel approach for generating renewable energy with simultaneous sequestration of carbon[J].Geothermics,2006,35(4):351-367.

[7]SALIMI H,WOLF K.Integration of heat-energy recovery and carbon sequestration[J].International Journal of Greenhouse Gas Control,2012(6):56-68.

[8]RANDOLPH J B,SAAR M O.Coupling carbon dioxide sequestration with geothermal energy capture in naturally permeable,porous geologic formations:implications for CO2sequestration[J].Energy Procedia,2011,4:2206-2213.

[9]CHENG W L,LI T T,NIAN Y L,et al.Evaluation of working fluids for geothermal power generation from abandoned oil wells[J].Applied Energy,2014,118(118):238-245.

[10]CHENA P L L C.400 kW geothermal power plant at chena hot springs,Alaska[R].Fairbanks,Alaska:Alaska Energy Authority,2007:1-37.

[11]JOHNSON L A,WALKER E D.Oil production waste stream,a source of electrical power:proceedings of Thirty-fifth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering 2010,Stanford University,Stanford,February 1-3,2010[C].Curran Associates,Inc,2010.

[12]BERTANI R.Geothermal power generation in the world 2005—2010 update report[J].Geothermics,2012,4(11):1-29.

[13]劉均榮,于偉強(qiáng),李榮強(qiáng).油田地?zé)豳Y源開發(fā)利用技術(shù)探討[J].中國石油勘探,2013,18(5):68-73.

LIU Junrong,YU Weiqiang,LI Rongqiang.Discussion on technology for development and utilization of geothermal resources in oilfields[J].China Petroleum Exploration,2013,18(5):68-73.

[14]湯勇,杜志敏,張哨楠,等.高溫氣藏近井帶地層水蒸發(fā)和鹽析研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào),2007,29(2):96-99.

TANG Yong,DU Zhimin,ZHANG Shaonan,et al.Formation water vaporization and salt out at near well bore zone in high temperature gas reservoir [J].Journal of Southwest Petroleum University,2007,29(2):96-99.

[15]楊樹合,王樹紅,王連敏,等.裂縫性潛山凝析氣藏評價(jià)與開發(fā):以千米橋潛山凝析氣藏為例[J].天然氣地球科學(xué),2006,17(6):857-861.

YANG Shuhe,WANG Shuhong,WANG Lianmin,et al.Evaluation and development of fractured buried-hill condensate gas reservoir——taking Qianmiqiao buried-hill condensate gas reservoir as an example[J].Natural Gas Geoscience,2006,17(6):857-861.

[16]邵銳.徐深氣田火山巖氣藏開發(fā)方案評價(jià)與優(yōu)選[D].大慶:東北石油大學(xué),2011.

SHAO Rui.Evaluation and optimization of development program for volcanic gas reservoir in Xushen gas field [D].Daqing:Northeast Petroleum University,2011.

[17]何光懷,李進(jìn)步,王繼平,等.蘇里格氣田開發(fā)技術(shù)新進(jìn)展及展望[J].天然氣工業(yè),2011,31(2):12-16.

HE Guanghuai,LI Jinbu,WANG Jiping,et al.New progress and outlook of development technologies in the Sulige gas field[J].Natural Gas Industry,2011,31(2):12-16.

[18]張博文.普光氣田飛仙關(guān)組儲(chǔ)層特征及其主控因素研究[D].成都:西南石油大學(xué),2012.

ZHANG Bowen.Research of main controlling factor and reservoir characteristics in Feixianguan group of Puguang gas field [D].Chengdu:Southwest Petroleum University,2012.

[19]萬志軍,趙陽升,康建榮.高溫巖體地?zé)衢_發(fā)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)評價(jià)[J].能源工程,2004,4:30-34.

WAN Zhijun,ZHAO Yangsheng,KANG Jianrong.Technology assessment and economic evaluation of geothermal extraction from hot dry hot (HDR) [J].Energy Engineering,2004,4:30-34.

[20]PASSUT C A,DANNER R P.Correlation of ideal gas enthalpy,heat capacity and entropy[J].Ind Eng Chem Process Des Dev,1972,11(4):543-546.

[21]PEDERSEN K S,FREDENSLUND A,CHRISTENSEN P L,et al.Viscosity of crude oils[J].Chemical Engineering Science,1984,39(6):1011-1016.

[22]PEDERSEN K S,FREDENSLUND A.An improved corresponding states model for the prediction of oil and gas viscosities and thermal conductivities[J].Chemical Engineering Science,1987,42:182-186.

[23]WILKE C R,CHANG P.Correlation of diffusion coefficients in dilute solutions[J].AIChE Journal,1955,1(2):264-270.

[24]REMOROZA A,DOROODCHI E,MOGHTADERI B.CO2-EGS in hot dry rock:preliminary results from CO2-rock interaction experiments:proceedings of 37th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering 2012,Stanford,January 30-February 1,2012[C].Curran Associates,Inc,2012.

[25]張亮,裴晶晶,任韶然.超臨界CO2的攜熱優(yōu)勢及在地?zé)衢_發(fā)中的應(yīng)用潛力分析[J].可再生能源,2014,32(3):330-334.

ZHANG Liang,PEI Jingjing,REN Shaoran,et al.Advantages of supercritical CO2as heat transmission fluid and its application potential in development of geothermal resources[J].Renewable Energy Sources,2014,32(3):330-334.

[26]陳薇.幾種求取氣藏廢棄壓力的方法探討[J].遼寧化工,2013,42(8):934-935.

CHEN Wei.The discussion of several methods to calculate the abandonment pressure of gas reservoirs[J].Liaoning Chemical Industry,2013,42(8):934-935.

(編輯李志芬)

Development of geothermal energy from depleted high temperature gas reservoir via supercritical CO2injection

REN Shaoran,CUI Guodong,LI Dexiang,ZHUANG Yuan,LI Xin,ZHANG Liang

(School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China)

The potential for heat mining from depleted high temperature gas reservoirs is very high.In this study,geothermal energy exploitation from depleted gas reservoirs via injection of supercritical CO2was proposed and investigated using heat transfer and numerical reservoir simulation methods.The heat mining capacity of supercritical CO2was calculated and its related influence factors were analyzed.The simulation results show that the heat mining capacity of supercritical CO2can be 50% higher than that of water due to superior mobility of CO2and good thermophysical properties at high pressure and temperature conditions.Geothermal exploitation via CO2injection can not only produce geothermal energy,but also can achieve the goal of CO2geological storage.Geothermal development from depleted gas reservoirs can significantly reduce its initial capital investment via using the existing wells and surface facilities,and it can prolong the gas reservoirs economic life.

supercritical CO2; high temperature depleted gas reservoirs; geothermal energy exploitation; heat mining capacity; heat transmission fluid

2015-09-25

山東省自然科學(xué)青年基金項(xiàng)目(ZR2013EEQ032);青島市科技計(jì)劃項(xiàng)目(13-1-4-254-jch)

任韶然(1960-),男,泰山學(xué)者特聘教授,博士,博士生導(dǎo)師,研究方向?yàn)樽馓岣卟墒章?、CO2地質(zhì)埋存、新能源開發(fā)。E-mail:rensr@upc.edu.cn。

張亮(1983-),男,副教授,博士,碩士生導(dǎo)師,研究方向?yàn)樽馓岣卟墒章?、非常?guī)能源、CO2EOR及資源化利用。E-mail:zhangliangkb@163.com。

1673-5005(2016)02-0091-08doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2016.02.011

P 314

A