任韶然,崔國棟,李德祥,莊　園,李　欣,張　亮

(中國石油大學石油工程學院,山東青島 266580)

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注超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地熱機制與采熱能力分析

任韶然,崔國棟,李德祥,莊園,李欣,張亮

(中國石油大學石油工程學院,山東青島 266580)

高溫廢棄氣藏具有巨大的地熱開采潛力。在對比分析超臨界CO2和常規(guī)攜熱介質水的熱物性基礎上,提出注超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地熱的方法。利用數值模擬方法對CO2在高溫廢棄氣藏中的采熱能力及影響因素進行評估。結果表明,由于CO2具有很高的可注性和流動性,超臨界CO2的采熱速率可達到水的1.5倍;利用CO2循環(huán)開采高溫氣藏地熱,不僅可以實現高效地熱開發(fā),還可以實現CO2地質埋存;對廢棄氣藏而言,可以充分利用現有井網和地面設施,減少初期資本投入,實現高溫廢棄氣藏地熱的有效和經濟開發(fā),進一步提高氣藏的利用價值,延長其經濟壽命。

超臨界CO2; 高溫廢棄氣藏; 地熱開采; 采熱能力; 攜熱介質

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熱機制與采熱能力分析[J].中國石油大學學報(自然科學版),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.

地熱是具有廣泛應用前景的可再生能源之一,與其他新能源如太陽能、風能和生物質能相比,具有分布廣、受外界影響小(如晝夜,風速,溫差)、碳排放量及維護成本低等特點。中國地處環(huán)太平洋地熱帶和地中海-喜馬拉雅地熱帶區(qū)域,地熱資源豐富。傳統(tǒng)地熱能開采以水作為攜熱介質,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)地熱儲層通常坐落在地面溫度較高、地質構造活躍和/或火山附近[1],受限于其儲層地點和儲量限制,豐富的地熱能無法合理利用。研究發(fā)現,僅中國區(qū)域就有干熱巖地熱可采儲量1.49×1021J,鹽水層地熱可采儲量3.28×1019J,地壓型地熱可采儲量2.74×1019J[2]。美國區(qū)域內可采地熱儲量更高達2×1023J[3]。豐富的地熱能遠超過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開采干熱巖地熱(CO2-enhanced geothermal system,CO2-EGS)概念:利用超臨界CO2具有的攜熱優(yōu)勢,壓裂干熱巖儲層并作為攜熱介質在儲層內循環(huán)流動[6]。由于EGS系統(tǒng)需要超深鉆井技術和壓裂技術,經濟效益并不明顯。且有研究指出[7],深部壓裂技術有可能造成儲層傷害、CO2泄露并引發(fā)地震活動。針對此問題,Randolph等[8]于2011年提出注超臨界CO2開采深部鹽水層地熱能方法，為區(qū)別于CO2-EGS,他命名此種開采地熱方式為CO2羽流式地熱系統(tǒng)(CO2-plume geothermal,CPG)。采用超臨界CO2作為采熱介質,循環(huán)攜帶高溫儲層地熱能,是一種新型地熱開采方式。利用超臨界CO2開采干熱巖地熱能、深部鹽水層地熱能和地壓型地熱能,作為地熱能開采新方式被廣泛研究。但是針對高溫氣藏地熱的開采[9-13]研究不多。筆者結合高溫氣藏儲層條件,以150 ℃高溫氣藏為研究對象,在分析超臨界CO2和水熱物性基礎上,提出注超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地熱能的方法。

1　高溫廢棄氣藏地熱開采潛力與優(yōu)勢

1.1高溫廢棄氣藏地熱理論采熱潛力

中國石油天然氣礦區(qū)內地熱資源豐富,隨著油氣勘探開發(fā)向縱深方向發(fā)展,發(fā)現了越來越多的高溫氣藏,如普光氣田飛仙關組氣藏溫度為120～133 ℃,大港千米橋凝析氣藏溫度達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,轉變工作制度,合理開采高溫廢棄氣藏儲層中地熱能,有利于油氣田產業(yè)轉型。表1為部分高溫氣藏地質特征及理論采熱潛力。

表1　部分高溫氣藏地質特征與采熱潛力

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量熱容采用818.8 J/(kg·℃),火山巖與致密砂巖質量熱容采用740.5 J/(kg·℃);標準煤熱值取2.927 1×107J/kg。

地熱儲層理論采熱潛力計算公式為

Q=ρV(1-φ)CP(T-T0).

(1)

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

以大慶徐深高溫氣藏為例,其儲層體積為62.8×108m3,儲層溫度為150 ℃,儲層巖石孔隙度為0.07,巖石類型為火山巖,故密度采用2.2×103kg/m3,質量熱容采用740.5 J/(kg·℃)。由采熱潛力公式計算可得理論采熱潛力為56.4×1016J,標準煤當量為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)地熱資源豐富,6個高溫氣藏地熱能標準煤當量均在百萬噸以上。在氣藏開發(fā)后期,轉變工作制度,合理開采利用高溫廢棄氣藏地熱資源,可促進油田節(jié)能減排、延長氣田經濟壽命,具有廣闊的發(fā)展前景。

1.2高溫廢棄氣藏地熱開采優(yōu)勢

相對于常規(guī)地熱類型,開采高溫廢棄氣藏地熱具有以下優(yōu)點:①高溫廢棄氣藏已建立相對完善的鉆井井網,地熱開采期間可以充分利用原有的氣井,節(jié)省大量鉆井成本(干熱巖地熱單井鉆井成本約為50萬美元[19]),大幅減少了地熱開采初期經濟投入;②氣藏儲層認識程度高,有詳細的地質資料可以利用,可準確地預測地熱儲量,降低地熱資源的勘探成本;③高溫廢棄氣藏具有天然的孔隙結構,無須壓裂(或開采天然氣時已壓裂),滲透性高,換熱面積大,有利于攜熱介質與地熱儲層間的熱交換;④氣藏本身具有完善的圈閉結構,地質條件安全,攜熱介質注入后在相對獨立的地熱儲層中滲流,向圍巖或蓋層中泄露危險較小。

2　超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地熱機制

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出與常規(guī)攜熱介質不同的變化規(guī)律。本文中為方便不同攜熱介質間攜熱能力對比,定義表征采熱速率IE,計算公式為

IE=IQCL.

(2)

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

IQ=ρ0/μ.

(3)

式中,ρ0為攜熱介質密度,kg/m3;μ為攜熱介質黏度,mPa·s。

采用PR狀態(tài)方程計算攜熱介質密度,結合Passut-Danner熱焓系數求出超臨界CO2和水熱容值CL[20](圖1(a)、(b));結合Pedersen黏度經驗公式[21-22],利用式(3)計算出CO2和水質量流量評價參數IQ,得到CO2與水質量流量比(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,但壓力達到35 MPa后,攜熱能力幾乎不再變化?？梢?5 MPa為高溫氣藏(150 ℃)地熱開采最佳壓力,此條件下開采氣藏地熱時攜熱介質熱物性變化如圖1中紅線所示(恒壓差開采)。地熱開采初始時刻,CO2質量熱容約為1.75 kJ/(kg·℃),雖然僅約為水質量熱容的45%,但CO2質量流量約為水質量流量的2.5倍,由式(2)可知,CO2攜熱能力約為水攜熱能力的1.5倍。隨著氣藏地熱能開采,儲層溫度持續(xù)下降,CO2質量熱容逐漸增加,CO2與水質量流量比亦逐漸增大,CO2采熱優(yōu)勢增強。

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

進行高溫氣藏地熱開采時,注入井井筒溫度遠低于生產井井筒溫度。由于不同井筒內溫度分布不同,攜熱流體在注入井和生產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層溫度和壓力更為敏感,注采情況相同時,超臨界CO2密度變化遠大于水密度的變化,因此具有更強的熱虹吸作用,可有效減小地面驅動壓差,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熱

相對于常規(guī)攜熱介質水,CO2不僅具有前文分析的攜熱優(yōu)勢,還具有避免采熱設備結垢等優(yōu)點[24-25]。結合CO2地質埋存技術,提出注超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地熱方法:首先，利用CO2與天然氣的重力分異作用,底部注CO2驅替剩余天然氣,提高天然氣最終采收率(EGR);然后,調整工作制度,利用超臨界CO2作為攜熱介質開采高溫廢棄氣藏地熱;最后,在氣藏不再具有地熱開采價值時,關閉生產井和注入井,埋存作為攜熱介質的超臨界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驗公式[26]估算得到)地熱開采為例,前期注入CO2恢復儲層壓力,至最佳壓力35 MPa左右(圖1黃點所示),忽略此過程中氣藏溫度變化,打開生產井,恒壓差驅替出剩余天然氣。在天然氣不再具有開采價值后,調整注采井及現場工作制度(地熱開采流速較大),改換地面管線,開采氣藏地熱能。結合實際采熱速率和經濟效益,在氣藏地熱不再具有開采價值時,關閉注采井,將大部分循環(huán)流動的CO2埋存于氣藏儲層中。

3　超臨界CO2開采高溫氣藏地熱

采用油藏數值模擬方法建立注超臨界CO2開采高溫廢棄氣藏地熱模型。首先，對比分析注超臨界CO2開采高溫氣藏地熱與注水開采高溫氣藏地熱兩種采熱方式,證明注超臨界CO2開采高溫氣藏地熱具有更高的采熱速率這一結論;其次,分析高溫氣藏儲層流體對地熱開采的影響;最后,分析儲層物性對高位廢棄氣藏地熱開采的影響,提出高溫氣藏選址依據。

3.1高溫氣藏地熱開采數值模擬模型

采用具有熱動力學模塊的油藏數值模擬軟件,建立注超臨界CO2開采高溫氣藏地熱的數值模擬模型。根據前文整理的高溫氣藏儲層參數,設置模型基本參數: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),儲層比定壓熱容2.65×106J/(m3·℃),儲層導熱系數1.496×105J/(m·d·℃),蓋層比定壓熱容2.347×106J/(m3·℃),蓋層導熱系數1.496×105J/(m·d·℃),注采井布置在氣藏底、頂部,地熱開采期限40 a。恒定壓差注入CO2(地熱能開采速率較大),維持儲層壓力穩(wěn)定。模擬氣藏為一背斜構造,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階段,同時由于儲層壓力恢復階段生產井為關井狀態(tài),可忽略該階段對采熱速率的影響。 地熱開采過程中不同溫度條件下CO2和水的比定壓熱容計算式分別為

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層流體對采熱速率影響,設置了不同模擬方案(表2)。

表2　數值模擬方案及結果

注:表中開采速率和采熱速率等結果均為模擬40 a時結果;由于儲層含有多種流體且各流體流速隨時間變化,“*”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,設置方案case 1、case 2,對比分析注超臨界CO2開采高溫氣藏地熱與注水開采高溫水藏地熱兩種采熱方式采熱規(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在高溫廢棄氣藏地熱開采中表現出更好的采熱能力。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在高溫廢棄氣藏地熱開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累積采熱量與儲層溫度Fig.3　Accumulative heat mining and reservoir temperature in cases 1 and case 2

圖4為地熱開采40 a后氣藏與水藏儲層溫度與壓力分布剖面。可以看出,注入井附近(橫坐標0 m處),水藏儲層具有較大的壓降,開采井附近氣藏儲層壓降較大。氣藏與水藏儲層壓力分布差異主要受攜熱介質熱物性影響所致。注入井附近溫度低于儲層平均溫度,低溫導致攜熱介質具有較高的黏度,水的黏度受溫度影響大于超臨界CO2黏度受溫度影響,進而導致case 2中注入井附近壓降較大。開采井附近攜熱介質主要受徑向流影響,超臨界CO2高壓縮性導致了其滲流阻力高于水,進而增加了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在儲層中流動。

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

3.3儲層流體對高溫廢棄氣藏采熱的影響

在case 1基礎上,考慮實際高溫廢棄氣藏儲層流體對采熱速率的影響。case 4和case 5分別對應兩種高溫廢棄氣藏儲層流體情況，同時設置case 3模擬方案,分析地層水對地熱開采的影響。儲層流體對高溫廢棄氣藏采熱的影響如圖5所示。

圖5　儲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,儲層初始流體的存在會影響超臨界CO2滲流速度和采熱速度。高溫廢棄氣藏儲層流體為CH4時,由于CH4具有較高的熱容,導致超臨界CO2在生產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,受CH4與水共同影響,地熱開采初期采熱速率存在波動,呈現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采熱速率波動是由儲層流體產出時間和儲層流體熱容兩者作用所致。結合case 3可知,儲層流體為水時,會影響儲層滲流形式,最終減小采熱速率。可見,注超臨界CO2開采高溫氣藏地熱時,水的存在會降低采熱速率,為提高采熱速率,應盡量縮短產水時間。

3.4儲層物性對高溫廢棄氣藏采熱的影響

在case 5基礎上,改變儲層物性(滲透率、孔隙度、儲層壓力和儲層溫度),分析不同儲層物性對地熱開采的影響,結果如圖6所示?？梢钥闯?儲層孔隙度和儲層壓力對采熱速率影響較小,在其他條件不變時,采熱速率隨孔隙度的增加減小,隨儲層壓力的增加而增加。儲層滲透率和儲層溫度對采熱速率影響較大,當儲層滲透率和儲層溫度增加時,采熱速率上升較快。可見,在開采高溫廢棄氣藏地熱選址時,應首先開采溫度較高、滲透率較大的廢棄氣藏,必要時可改造儲層物性(如壓裂技術)以達到地熱開采高產效果。

圖6　儲層物性對地熱開采的影響Fig.6　Effect of reservoir physical properties on heat mining rate

4　結　論

(1)相對于常規(guī)地熱能開采,高溫廢棄氣藏地熱能開采可節(jié)約大量鉆井成本,同時具有熱交換面積大、儲層認識程度高、泄露危險小等優(yōu)點。高溫氣藏開采后期,合理調整工作制度,變氣田為地熱田,合理利用氣藏地熱資源,可促進節(jié)能減排,延長氣藏經濟壽命。

(2)與高溫水藏注水開采地熱相比,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,且隨著地熱持續(xù)開采,儲層溫度可維持在較高溫度。

(3)高溫廢棄氣藏儲層流體的存在會影響超臨界CO2開采氣藏地熱的采熱速率。儲層流體為CH4時,地熱開采初期具有較高采熱速率;儲層流體為CH4+水時,受水影響,地熱開采初期采熱速率波動較大,采熱速率較低。注超臨界CO2開采氣藏地熱時須縮短產水時間,最大化提高采熱速率。

(4)不同儲層物性對高溫廢棄氣藏地熱能開采影響差異較大。儲層溫度與滲透率對采熱速率的影響遠大于儲層壓力與儲層孔隙度對采熱速率的影響。高溫廢棄氣藏地熱開采選址時,應首選溫度高、滲透率大的廢棄氣藏,必要時,可改造儲層物性(如壓裂技術)以達到地熱開采高產效果。

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(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

山東省自然科學青年基金項目(ZR2013EEQ032);青島市科技計劃項目(13-1-4-254-jch)

任韶然(1960-),男,泰山學者特聘教授,博士,博士生導師,研究方向為注氣提高采收率、CO2地質埋存、新能源開發(fā)。E-mail:rensr@upc.edu.cn。

張亮(1983-),男,副教授,博士,碩士生導師,研究方向為注氣提高采收率、非常規(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

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