简介:为了计算二氧化碳和氯盐水在温度为12~300℃、压力为l-600bar(0.1-60Mbar)、Nacl含盐量为0~6m的情况下的混合溶解度,这里提出了对比相关性。所列方程的计算是高效率的,主要打算用于碳持留和地热研究中的二氧化碳一水流液的数字模拟。这个物相分离模型依靠文献提供的关于二氧化碳和NaCI盐水的物相分离实验数据,并且把以前公布的相关性提升到更高的温度。该模型依靠富水(水状)相的活动系数和富二氧化碳相的有效压力系数。利用一个纯水中的Margules表达式、和一个盐析作用的Pitzer表达式来处理活动系数。利用一个修改的Redlich-Kwong状态方程、以及结合不对称二元相互作用参数的混合规则来计算有效压力系数。使计算活动系数和有效压力系数的参数适合于关注的P-T范围公布的溶解度资料。这样作,通常能在有用资料散布的范围内重现混合溶解度和气相体积的资料。提供了~个在该混合溶解度模型上实施的多相流模拟实例,该实例中、假设的增强地热系统以二氧化碳作为热的提取液。这个模拟中,将20℃的干燥超临界二氧化碳注入到200℃的热水储层。成果指出,注入的二氧化碳迅速地取代了地层水,但是,产生的二氧化碳中却在长时间内含有大量的水。该二氧化碳中的水量可能与储层岩石和工程材料的反应有关。
简介:本文研究目的旨在提供一种最优的二氧化碳(CO2)地质储存实例——注入二氧化碳并储存于油藏下深部咸水层。这即包含油藏中油水接触面(OWE)之下的单独咸水层(该储层在现有二氧化碳存储容量评估中常被忽略),也包括油藏下部的高孔隙度、高渗透性的咸水层。这是一种非常特殊的注入目标层,这种咸水层具有相当大的二氧化碳存储能力,我们推断在美国绝大多数油藏盆地内均存在大量此类地层。本研究主要目的是评估这种假定的可行性。通过试验测试不同含盐度、温度、压力条件下二氧化碳、二氧化碳-油以及二氧化碳-咸水的热物理参数,定量对比油藏和咸水层中的二氧化碳特性。此外,我们对比重系数(N)的分布和迁移性比率(M)进行了对比。其中:N用于描述浮力驱动二氧化碳的趋势;M用于描述二氧化碳在油藏和咸水层中迁移受阻的情况。本研究介绍了油藏/咸水层中二氧化碳注入的优缺点,包括以下方面:(1)二氧化碳在油中的溶解度明显高于咸水(超出约30倍);(2)油藏中二氧化碳浮力驱动迁移趋势较弱,其原因是与咸水和油的密度差相比,二氧化碳与油的密度差较小(二氧化碳与原油密度差约100kg/m^3,二氧化碳与咸水的密度差约350kg/m^3);(3)由二氧化碳溶解所造成的油或咸水密度增量并不明显(约7~15kg/m^3):(4)二氧化碳的溶解会使油的粘滞性显著下降(从5,790降至98mPas)。我们通过数值模拟计算并对比这些关键参数和过程。模拟结果表明,油藏下深咸水层的二氧化碳注入降低了二氧化碳浮力驱动的迁移率。同时,与传统深部咸水层二氧化碳注入相比(即二氧化碳注入非油藏以下的咸水层),这种方案使二氧化碳迁移率达到最小值。最终,从实践和场地应用层面看,我们将储油地层和�
简介:在水力压裂施工中,压裂液的滤失性质直接影响压裂液的工作效率,从而影响形成的水力裂缝几何尺寸和导流能力,故准确地测试施工过程中压裂液滤失情况对评价改造效果很重要。以大牛地某气井压裂为例,在二维裂缝扩展模型(PKN)下,利用该模型的净压力公式建立施工压力计算模型,计算施工过程中的施工压力曲线,最后通过计算的施工压力曲线与实际施工压力曲线反演获取压裂液综合滤失系数。研究结果表明,该井施工中压裂液综合滤失系数为0.1mm/min0.5,利用该反演结果,采用统一压裂设计(UFD)方法优化主要的压裂施工参数,优化后,前置液量为490m3,施工排量为9m3/min。该方法反演效果较好,利用该方法可为判断压裂施工效果和优化施工参数提供一定依据。