文摘

有限公司2地质封存在页岩是一种很有前途的方法来减轻全球变暖造成的温室气体排放以及提高气体恢复在某种程度上,它有效地解决了能源需求和气候变化相关的问题。与新奥尔巴尼的数据在美国伊利诺斯州盆地页岩,CMG-GEM模拟器应用于建立一个数学模型来评估公司的可行性2封存在页岩气储层与潜在增强气体恢复(EGR)。代表矩阵、天然裂缝和水力裂缝在页岩气储层,一个multicontinua多孔介质模型将被开发。达西和Forchheimer模型和desorption-adsorption模型与混合规则将被纳入multicontinua三级流数值模型描述机制,主要包括对流气流在骨折,分散在大孔隙气体运输和CH4有限公司2竞争吸附作用的现象。与建立了页岩储层模型,不同的公司2注入方案(连续注入与脉冲注入)有限公司2封存在页岩气储层研究。同时,储层渗透率的灵敏度分析液压骨折之间的产量和注水井进行量化其对储层性能的影响。渗透率乘数是10,100年和1000年的敏感性研究。结果表明,有限公司2可以有效地隐藏在页岩储层。但苛刻的注入方案不执行预期的好。该领域的应用程序,需要采取补充能源利用的效率,公司2封存比率,注入公司的影响2产生甲烷的纯度考虑设计一个最优的执行计划。渗透率乘法器1000的情况符合公司的需求2封存和苛刻的,这表明一个温和的二次刺激区之间形成需要注入和生产井的主要液压骨折促进井间之间的能量转移效率以及防止有限公司2从引导。满足公司的需求2封存在页岩气储层与EGR技术、先进、有效的水力压裂技术是至关重要的。

1。介绍

目前,化石燃料是世界上能源消耗的主要来源(1- - - - - -3),导致丰富的公司2被释放到大气中通过燃烧化石燃料(石油、天然气和煤炭)。在工业革命之前,公司的平均浓度2在大气中0.03%,增加到2005年的0.04%,预计到2100年将达到0.01%没有任何干预(4- - - - - -6]。释放大量的有限公司2到大气中导致全球变暖,海洋酸化,这将是有害的整个世界。因此,减轻公司的贡献2排放,全球变暖已经成为各国面临的共同问题。预计中国有限公司2排放将达到 t和2030年超过美国,成为世界上最大的公司2发射器(7,8]。CCS,作为一个新兴技术,预计在公司扮演着重要的角色2减排(9,10]。从2010年到2050年,14%的有限公司2减排起源于CCS技术的应用,使其成为最大的贡献者温室气体减排(11]。

与商业页岩气开发的蓬勃发展,许多研究人员关注公司的可行性研究2封存在页岩气储层与增强气体恢复(12- - - - - -14]。基于不同的页岩样品,几个研究人员广泛研究了互动有限公司2和CH4在页岩。Nuttal et al。15系统地调查了CH的吸附能力4和有限公司2在俄亥俄州的页岩上泥盆世东肯塔基。,结果表明,俄亥俄州黑色页岩的有机质有复杂的微孔结构类似于煤炭,可促进大量气体的吸附。与富含有机物从沃思堡盆地页岩样品,康et al。16)检测CO的吸附能力2和CH4。实验数据表明,超过40%的公司2是优先吸附。CH相比4的优先吸附CO2通过页岩有利于强化开采的页岩气有限公司2注射的同时有效地隔离一定数量的股份有限公司2。但实际储层性能是高度相关的储层地质条件和工程参数。高戴克et al。17)表明,页岩气的主要经济复苏在马塞勒斯页岩储层或页岩储层类似于马塞勒斯页岩是20% - -35%,平均回收率25%。与一个合适的注射器和生产者之间的间距,7%的恢复增量可获得的有限公司2注入。张(18)进行内部实验有限公司2注射加强页岩气恢复陆地鄂尔多斯盆地的页岩样本抚仙。实验室结果表明,CO的恢复2注射是80.29%,贫化发展相比高出7.66%。

然而,泥盆纪和密西西比州的页岩在伊利诺斯州盆地和志留纪俄亥俄在肯塔基州东部页岩的EGR技术有限公司2注入不执行和预期,经济复苏增加不到1%。在泥盆纪和密西西比州的页岩,能量转移效率是由于液压骨折之间的紧,如果矩阵的注射器和制片人。俄亥俄州的页岩,油层压力仍然高而注入有限公司2限制数量的有限公司2注射和相应的页岩气的复苏。在中国,有一些公司的CCS项目2封存在枯竭油藏或盐碱含水层,如神华鄂尔多斯半工业规模工程有限公司2存储(咸水层深19]。页岩储层的CS-EGR仍在初步阶段即使有丰富的页岩气资源(20.]。但CS-EGR页岩水库已经吸引了广泛关注最近在中国21,22]。仍有许多挑战来证明封存的可行性和增强复苏页岩储层由于复杂的机理过程和工程公司的复杂性2注射在页岩储层。

在报纸上,客观地评价公司的可行性2封存在页岩气储层与潜在增强气体恢复(EGR),数值模拟研究调查过程的机制和几个主导工程的影响参数对储层性能,探索工程有限公司的复杂性2在页岩储层注入新奥尔巴尼页岩为例。multicontinua多孔介质模型将开发代表域(矩阵、天然裂缝和液压骨折)在页岩气储层。不同的领域有自己的规模和相应的传输机制。达西和Forchheimer模型和desorption-adsorption模型与混合规则将被纳入multicontinua数值模型来模拟气体迁移在不同领域。网格方案,局部网格加密与对数间隔,是用来详细准确地模拟瞬态气体流动现象在液压骨折。与建立了页岩储层模型,不同的公司2注入方案(连续注入与脉冲注入)有限公司2封存在页岩气储层研究。同时,储层渗透率的灵敏度分析液压骨折之间的生产者和喷射器进行了量化其对储层性能的影响。从研究获得的见解不仅会改善公司的理解2封存在页岩储层也为加强页岩气复苏提供新方法,有效地促进了技术的发展和广泛应用的CCS在中国和世界各地。

2。储层模型和仿真方案

2.1。概述新奥尔巴尼的页岩

原始的天然气地质储量(OGIP)和技术上可开采天然气的新奥尔巴尼页岩估计2.43 - 米3和5.4 - 米3。新奥尔巴尼页岩处于一个相对较浅的深度,从0到1524米(23]。厚30.5 - -42.7米在印第安纳州东南部和下降变稠向伊利诺斯州西南盆地,它达到的厚度超过140.2 m交界处附近的伊利诺斯州,印第安纳州和肯塔基州(图1)。

(一)
(一)
(b)
(b)
图1
(一)新奥尔巴尼伊利诺斯州盆地页岩高程;(b)新奥尔巴尼页岩厚度范围和伊利诺斯州盆地(23]。
2.2。数值模拟方法

随着新奥尔巴尼页岩的数据,CMG-GEM模拟器实现建立油藏模型。没有发生的一般的控制方程采用EOS组分模拟器(宝石),描述了每个组件的总质量平衡包括累积项以及对流项和水槽/源项,由连续性方程表示如下(24]: 在哪里 表示相的密度 ,在哪里 代表了阶段(o是油相,g是气相,和w是水阶段); 每个阶段的是达西流速; 每个阶段的饱和度; 组件的摩尔分数吗 在气相; 组件的摩尔分数吗 在油相; 孔隙度;和 表示注入/组件的生产 。

满足热力学平衡的需要,Peng-Robinson状态方程通常是应用于珠宝来确定每个阶段的组件组成和压缩因子。

朗缪尔等温线的模拟,得到了广泛的采用单组分吸附: 在哪里 吸附的气体体积压力吗 ; 朗缪尔卷,称为最大吸附气体体积在无限的压力;和 是代表压力朗缪尔压力,对应于一个1/2朗缪尔体积。

竞争多组分adsorption-desorption建模过程,延长朗缪尔等温线实现(25]: 在哪里 摩尔吸附组件吗 每单位质量或岩石; 的最大吸附组分摩尔吗 每单位质量或岩石; 是朗缪尔等温线的参数关系; 是压力;和 是吸附组分的摩尔分数吗 在气相。

这两个 和 朗缪尔等温线的单一组件的参数吗 (CH4和有限公司2),决心与新奥尔巴尼页岩样品在实验室里。

页岩储层的模拟与多级水力压裂水平井开发,一些方程或模型应用于解决专业。通过实现提出的相关Evan和Civan Forchheimer模型与非达西β系数可以用来模拟湍流气流在液压骨折,占惯性对流动特性的影响(26]: 在哪里 是速度, 磁导率, 粘度, 是密度, 是压力, 非达西β因子,由埃文和Civan提出的相关决定。

可获得局部网格加密与对数间隔储层细度液压骨折和周边地区更多的粗远离液压骨折,实现精确的描述了详细的瞬态气流在液压骨折现象。双重渗透率模型采用采取自然骨折作为边界矩阵元素三个方向考虑,双重渗透率模型的控制方程是一个扩展的单孔隙系统的方程。有两套质量平衡方程,一个矩阵系统,另一个用于天然裂缝系统。与此同时,新条款,占matrix-fracture转移在每一个阶段对于每一个组件,包括在双重渗透率模型的质量平衡方程。局部细化,对数间隔和双渗透率(LS-LR-DK)方法已被广泛应用于模拟气体流入液压破碎页岩气储层,既验证了之前的工作准确高效地模拟刺激骨折页岩储层(23,27,28]。

2.3。储层模型

基于齐次CMG-GEM模拟器,3 d multicontinua多孔介质模型来评估公司的可行性2封存在页岩气储层与潜在增强气体恢复(EGR)。数值模型的尺寸 ,对应长度、宽度和厚度的页岩气藏,分别如图2。两个模拟水平井压裂阶段有四个,每个压裂阶段有一个穿孔的间隔。对数间隔的局部网格加密是采用液压骨折模型中显式地通过定义矩阵部分高水力裂缝渗透率值和低页岩的渗透率值矩阵。竞争CH4有限公司2adsorption-desorption模拟基于扩展朗缪尔模型。


图2
整个储层的三维模型。

由于昂贵的计算时间和成本对整个领域的情况下,在这项研究中,带有一个为每个水平井水力压裂阶段的子模型是从整个储层模型中提取的。子模型的尺寸 ,如图3。整个仿真周期是30年。首先,页岩储层是五年内耗尽。甲烷是CH的恢复4生产者在页岩储层钻最大气体速度(STG)的表面条件 米3每天和最小井底压力(必和必拓)的1379 kPa。每日注射速率恒定 米3/天,有限公司2分别是由连续和脉冲注入注射。注射时间是5年。具体数值模型中使用的参数表中列出1。


图3
三维子模型。
表1
模型参数的列表。
2.4。模拟方案

与建立了页岩储层模型,不同的公司2注入方案(连续注入与脉冲注入)有限公司2封存在页岩气储层研究。以下三个方案进行了仿真。方案1是一个消耗没有公司发展计划2注入。在方案2和方案3中,有限公司2注入从5年到10年。方案2是连续注入,方案3是脉冲注入。

方案1:消耗发展。基于此方案, 米3CH的4生产30多年,如图4。


图4
仿真结果的方案1:累计天然气生产。

方案2:连续注入。在方案2中,有限公司2注入不断从5年到10年。五年注入期间,累计注入有限公司2是 米3通过单程液压骨折。和总天然气生产 米3最后的模拟。每个组件都是CH的天然气生产4( 米3)和有限公司2( 米3),分别如图5。储层压力提高了公司2注射,导致更高的天然气总产量。方案1相比,CH的减少4生产计划2是由于有限公司组成的变化2注入,减少产生甲烷的纯度。的EGR技术方案不执行预期的好。大部分的补充能量是被困在一个注射器由于紧形成阻碍有效压力注射器和生产商之间的通信,控制EGR的成功,如图6(一)。这就是为什么水库增强了生产力注入过程。但是增量并不可观。总的来说,有效补充的能量并不用来抵消公司的影响2注入的纯度产生甲烷。但注射有限公司2有效隔离。模拟的最后30年,87.9%的有限公司2仍然是有效地隐藏在页岩储层。

(一)
(一)
(b)
(b)
图5
(a)方案2仿真结果:累积气体生产、有限公司2注射;(b)累积每个组件的生产。
(一)
(一)
(b)
(b)
图6
压力分布:(一)方案2;(b)方案3。

方案3:脉冲注入。在方案3中,有限公司2是由脉冲注入注射从5年到10年,脉冲注入从5年的第一个月,公司吗2注入了一个月,然后关闭一个月多次在5年。在五年内, 米3的有限公司2通过液压骨折注入。和总天然气生产 米3。每个组件都是CH的天然气生产4( 米3)和有限公司2( 米3),如图7。方案2,注入有限公司2有效隔离。模拟的最后30年,80.8%的有限公司2仍然是有效地隐藏在页岩储层。与公司2注入一半的方案2,方案3的总天然气生产基本上是一样的方案2的区别 米3。天然气总产量的差别方案2和方案3很小,主要是由于补充能源利用的低效率。大部分的补充能量是被困在一个喷射器,无法充分有效开发利用,如图6 (b)。与此同时,累积注入有限公司2是脉冲注入减半,从而减少其对天然气生产纯度的影响,导致更高的CH4生产计划3比方案2。三个方案的仿真结果总结表2。

(一)
(一)
(b)
(b)
图7
(a)仿真结果的方案3:累积气体生产、有限公司2注射;(b)累积每个组件的生产。
表2
三个方案的仿真结果。
2.5。Interfracture储层渗透率的敏感性分析

Yu et al。29日)主要影响因素进行了敏感性分析页岩气发展有限公司2注入。其中,储层渗透率对储层影响最大的性能。基于上述数值模拟的结果,它可以观察到,紧张和如果页岩矩阵液压骨折之间的生产者和喷射器严重影响能量传递效率,导致了低效开发页岩气。因此,interfracture储层渗透率的敏感性分析(储层渗透率液压骨折之间的生产者和注射器)进行了进一步探索和量化潜在的页岩气储层性能的有限公司2注入。液压骨折之间的间距的生产者和喷油器是55米。

方案2的基础上,建立了三个subschemes:方案2.1增加了interfracture渗透到10倍的原始渗透率、计划2.2增加到100倍,计划2.3增加到1000倍。在这里,方案2是为三个subschemes设置作为基准。与模拟的结果(数据8- - - - - -10),发现在同样的注气体积为方案2,2.1的总天然气生产方案 米3与计划相比增加了0.21%,2。CH4生产是 ,增加了0.21%;有限公司2生产是 米3,增加了1.08%。计划2.2总天然气生产 米3增加了1.57%;CH的4生产是 米3,增加了1.18%。有限公司2生产是 米3,增加了16%。计划2.3总天然气生产 米3增加了7.21%;CH4生产是 米3增加了4.73%;有限公司2生产是 米3,增加了100.56%。基于上述数值实验,总之,interfracture渗透率越大,储层性能就越好。由于interfracture渗透率的增加,压力传递更容易从注射器生产商(图11)。补充能源利用效率的提高,整个储层的平均压力下降得更快,这是CH的增加的主要原因4生产。这一发现表明,能源利用效率提高页岩气经济复苏中扮演着重要角色的有限公司2注入。否则,补充能量不会有效地利用油藏开发中获益。网格块的压力状态,以数据突出显示8- - - - - -10也表明,生产商的情况大interfracture渗透率表现出更高的能源利用效率的排水区域。换句话说,一个有效的驱使系统之间建立了注射器和生产者和更多的补充能源利用效益情况大interfracture渗透率的恢复过程。与此同时,不仅CH4生产增加了,但也有限2生产与interfracture渗透率的增加有显著增加(表3),这是有害的封存有限公司2在页岩储层。为了同时满足公司的需求2封存和苛刻,必须建立有效的注入器之间的通信通过水力压裂和生产者,这有利于有效的能源传输。同时,注入器之间的通信和生产者应该适当,防止有限公司2从引导,有利于公司的有效隔离2。成功的公司2固井间洪水策略在页岩储层为现场水力压裂操作过程设置更高的需求。温和的二次刺激区域需要之间形成的主要液压骨折喷射器和生产者促进井间之间的能量转移效率以及防止有限公司2引导,如方案2.3。在现场试验之前,有必要采取补充能源利用的效率,公司2封存比率,注入公司的影响2产生甲烷的纯度考虑设计一个最优的执行计划。

(一)
(一)
(b)
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图8
(一)压力分布方案2.1;(b)累积气体生产、累积CH4、有限公司2生产。
(一)
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(b)
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图9
(一)压力分布方案2.2;(b)累积气体生产、累积CH4、有限公司2生产。
(一)
(一)
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图10
(一)压力分布方案2.3;(b)累积气体生产、累积CH4、有限公司2生产。

图11
油藏平均压力的进化方案2.1,2.3 2.2,计划和计划。
表3
2.2仿真结果2.1计划,计划,计划2.3。

3所示。结论

本文的数据来自伊利诺斯州的新奥尔巴尼页岩储层盆地CMG-GEM模拟器实现建立一个数学模型来评估公司的可行性2封存在页岩气储层与潜在增强气体恢复(EGR)。与建立了页岩储层模型,不同的公司2注入方案(连续注入与脉冲注入)有限公司2封存在页岩气储层研究。同时,储层渗透率的灵敏度分析液压骨折之间的产量和注水井进行量化其对储层性能的影响。基于上述研究,得出以下结论:(1)有限公司2封存在页岩气储层在技术上是可行的。以适当的井距和有效的刺激,提高天然气产量的注入的二氧化碳也降低了生产天然气的纯度(2)由于紧张,如果矩阵之间的水力喷射器和制片人的骨折,两连续注入和传输效率的压力脉冲注入低,导致的低效发展页岩气。但注射有限公司2有效隔离。紧interfracture形成作为一把双刃剑。紧interfracture形成减少了能量传递效率,占据EGR的成功。同时,紧interfracture形成有效地防止公司2通灵的好处有限公司2封存在页岩。该领域的应用程序,需要采取补充能源利用的效率,公司2固比和注入公司的影响2产生甲烷的纯度考虑设计一个最优的执行计划(3)基于灵敏度分析的interfracture储层渗透率进行了量化对储层的影响性能,EGR的成功取决于喷油器和生产者之间的能量传递效率。与此同时,随着interfracture储层渗透率的增加,有限公司2封存比率降低。为了满足公司的需求2封存在页岩气储层与EGR技术、先进、有效的水力压裂技术是至关重要的,这意味着一个温和的二次刺激区之间形成需要注入和生产井的主要液压骨折促进井间之间的能量传递效率,以及防止有限公司2引导,如方案2.3

数据可用性

数据是可用的。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突。

作者的贡献

概念是由J.Z.;方法是由J.Z. X.M.;软件是由J.Z.,Z.N.,和Y.Z.; investigation was performed by J.Z., M.L., and R.W.; writing (original draft preparation) was performed by J.Z.; writing (review and editing) was performed by J.Z., C.F., and Z.N.; funding was acquired by J.Z. and X.M.

确认

石油工程学院西安公司大学是高度赞赏。这项研究是由中国国家自然科学基金一般项目(批准号51974253),中国国家自然科学基金青年项目(批准号52004219),由陕西省教育部资助科研项目(批准号20 js117),陕西省自然科学基金(批准号2020金桥- 781和221717005),国家重点实验室开放基金的页岩油气富集机制和有效的开发(批准号G5800-20-ZS-KFGY018)和国家重点实验室开放基金的石油和天然气储层地质和开发(西南石油大学)(批准号PLN2021-12)。