【摘 要】
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高温废弃气田埋藏深、渗透率低、地热能丰富,适合循环注采CO2开发.为实现CO2现场应用及地热高效开发,可在地热开采前注入CO2提高天然气采收率并恢复气藏压力.但对地下CO2采热过程还缺少系统研究,利用地面CO2发电热力循环过程也未见相关报道,CO2采热发电的经济性更需详细分析.为此,首先基于典型高温废弃气田建立了地热开发模型,全过程分析了地下CO2采热各阶段储层温压变化和采热速率;随后提出了有机朗肯循环和CO2直接循环发电方式,对发电热力循环过程进行了优化计算;最后采用平准化发电成本计算方法,对CO2采热
【机 构】
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中国地质大学(武汉)工程学院 湖北武汉430074;中国石油大学(华东)石油工程学院 山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院 山东青岛266580;中国石油天然气集团有限公司科技管理部
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高温废弃气田埋藏深、渗透率低、地热能丰富,适合循环注采CO2开发.为实现CO2现场应用及地热高效开发,可在地热开采前注入CO2提高天然气采收率并恢复气藏压力.但对地下CO2采热过程还缺少系统研究,利用地面CO2发电热力循环过程也未见相关报道,CO2采热发电的经济性更需详细分析.为此,首先基于典型高温废弃气田建立了地热开发模型,全过程分析了地下CO2采热各阶段储层温压变化和采热速率;随后提出了有机朗肯循环和CO2直接循环发电方式,对发电热力循环过程进行了优化计算;最后采用平准化发电成本计算方法,对CO2采热发电成本进行了评价.研究结果表明,对于120℃、1500 m×1000 m×50m的废弃气藏,提高采收率和压力恢复阶段可埋存CO211.75×108 m3;CO2注采方式对地热阶段CO2埋存量影响较大,但30年内CO2采热速率均可维持在约10 MW;有机朗肯循环系统发电速率最高为132.7 kW,而CO2直接循环系统可达718.5kW;CO2购买费用对发电成本影响较大,价格低于7～10美元/t时,低渗废弃气藏注CO2采热发电成本与现有煤电成本持平.
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合油气盆地深层—超深层是全球油气勘探的“三新”领域之一,整体低渗-致密背景下相对高孔/高渗的优质储层是深层—超深层勘探的甜点.勘探实践和研究表明,含油气盆地深层—超深层(深度为4～8 km)碎屑岩仍可发育原生孔隙主导型、次生孔隙主导型、孔-缝复合型和裂缝主导型优质储层;在深层—超深层碎屑岩优质储层中,古生界储层以次生孔隙型为主、原生孔隙型为辅,中生界侏罗系—白垩系储层以原生孔隙型为主、次生孔隙型为辅,新生界储层原生孔隙型和次生孔隙型均可大量发育,且中生界勘探突破深度整体深于古生界和新生界.浅层—深层多成因
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随着“湖盆成气”和“汇聚脊控藏”认识的提出,渤海海域深层潜山和中—浅层成为“十三五”(2016-2020年)规划以来渤海油田取得勘探突破的主要领域,获得多个亿吨级油气田.结合渤海湾盆地的勘探实践,明确了该盆地凝析油气和轻质油藏的成藏条件及控制因素.渤海湾盆地凝析油气成藏的关键要素在于在生油岩到储油层之上覆盖区域性超压厚层泥岩盖层.在渤中凹陷和辽东湾坳陷北部,盖层的压力系数超过1.4,其下部低位潜山是凝析油气勘探的重要方向;而渤海海域中—浅层中—轻质油的成藏则受控于深层“汇聚脊”,深层大型“汇聚脊”是油气的
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