Файл: Магистерская диссертация тема работы Потенциал закачки со 2 в истощенные месторождения васюганской свиты Томской.pdf

28
Во-вторых, объект должен залегать на глубине, которая обеспечивает безопасность горизонтов с питьевой водой, а также позволяет удерживать СО
2
в состоянии сверхкритического флюида (СКФ), для увеличения эффективности захоронения. Переход в сверхкритическое состояние проявляется как исчезновение каких-либо различий между жидкой и газовой фазами.
СКФ обладает высокой плотностью (близкой к жидкой фазе), низкой вязкостью
(близкой к газовой фазе), а при отсутствии межфазных границ исчезает поверхностное натяжение. Углекислый газ переходит в сверхкритическое состояние при температуре 31,3
о
С и давлении 7,4 МПа. Фазовая диаграмма для углекислого газа в координатах давление-температура представлена на Рисунке 1.6.
Рисунок 1.6 – Фазовая диаграмма диоксида углерода
Принято, что для обеспечения таких термобарических условий, удовлетворяющих переходу СО
2
в сверхкритическое состояние, глубина закачки должна составлять условно не менее 800 метров (хотя фактический переход в
СКФ также зависит от температуры и местного геотермического градиента) [46].
На Рисунке 1.7 приведена упрощенная диаграмма изменения плотности СО
2
от глубины захоронения. Переход в сверхкритическое состояние сопровождается кратным увеличением плотности – при пластовых температуре и давлении,

29 соответствующих области сверхкритического состояния, плотность СО
2
меняется в пределах от 600 кг/м
3
до 900 кг/м
3
, что ведет к уменьшению в объеме в 316-459 раз, что положительно сказывается на эффективности захоронения.
Зависимость плотности СО
2 от давления при разных температурах показана на
Рисунке 1.8.
Рисунок 1.7 – Упрощенная диаграмма плотности СО
2
от глубины захоронения [46]
Рисунок 1.8 – Зависимость плотности СО
2 от давления при разных температурах [46]
Кроме оценки минимальной глубины, геологическая служба США в своем исследовании [56] приводит максимальную, равную 3962 м – это глубина,

30 на которой СО
2
будет находиться в сверхкритическом состоянии без дополнительного создания давления на поверхности (на устье скважины).
Требование по глубине также непосредственно связано с тем, что резервуар должен быть изолирован от поверхности и горизонтов с питьевой водой. Наиболее простым способом подтверждения изолированности объекта является высокая солёность пластовой воды. Считается, что при солёности свыше 10000 ppm (10 мг/л) можно допустить, что аквифер не сообщается с вышележащими пресноводными горизонтами [56]. При этом стоит помнить, что с увеличением солёности растворимость углекислого газа снижается, так уже при солёности в 50 г/л растворимость CO
2
в воде составляет 80% от значения для пресной воды. При высокой солёности воды растворимость углекислого газа может снижаться до пяти раз. Также стоит отметить, что некоторый вклад вносит зависимость растворимости от температуры и давления (Рисунок 1.9) – растворимость СО
2
в воде падает с ростом температуры и увеличивается с ростом давления.
Рисунок 1.9 – Зависимость растворимости СО
2 в воде от температуры и давления [56]

31
В практике CCUS проектов принято, что несмотря на положительную связь давления и растворимости CO
2
, приоритетными объектами закачки считаются пласты с нормальным пластовым давлением (геостатический градиент < 12 кПа/м), это объясняется тем, что разработка пластов с аномально- высоким пластовым давлением (АВПД) связана с дополнительными рисками при бурении, а также необходимы дополнительные компрессорные мощности для закачки, что перекрывает положительный эффект большей растворимости.
Кроме негативного влияния на растворимость углекислого газа температура также снижает и его сжимаемость, так при градиенте в 50
о
С/км достаточно быстро достигается предельное значение плотности порядка 500 кг/м
3
, в то время как при градиенте в 25
о
С/км плотность может достигать более
700 кг/м
3
(Рисунок 1.10). Таким образом, высокие температурные градиенты потенциального объекта закачки значительно снижают эффективность захоронения CO
2
Рисунок 1.10 – Зависимость плотности СО
2 от геотермического градиента [56]
Третьим основным аспектом геологического захоронения, и наиболее важной частью подземного хранилища СО
2
является флюидоупор. Для предотвращения вертикальной миграции CO
2
из целевого в вышележащие

32 пласты обязательно необходимо наличие породы-покрышки. Как правило, ими служат пласты глин или отложения эвапоритов.
Так как углекислый газ легче чем пластовый флюид, он всплывает к кровельной части пласта коллектора, где создает перепад давления:
∆???????? = �????????
????????
− ????????
????????????????
2
� ∙ ???????? ∙ ℎ,
(1.1) где ∆???????? – перепад давления на границе покрышки, Па;
????????
????????
, ????????
CO2
– плотности воды и углекислого газа, кг/м
3
; g – ускорение свободного падения, м/с
2
; h – высота плюма (газовой шапки) CO
2
, м.
Все горные породы (может быть за исключением солей) так или иначе проницаемы, а их поровые каналы могут быть настолько узкими, что создают эффективный барьер для фильтрации СО
2
. Здесь существенной концепцией является капиллярное давление. Величина капиллярного давления зависит от радиуса поровых каналов и величины межфазного натяжения, и может быть описана по закону Лапласа:
????????
????????
∗
= ????????
CO2
− ????????
????????
=
???????? ∙ σ ∙ ????????????????????????????????
????????
∗
,
(1.2) где ????????
????????
∗
– капиллярное давление прорыва, Па;
???????? – множитель, характеризующий форму порового пространства, ???????? = 4 – для трубок,
???????? = 2 – для параллельных пластинок;
σ – поверхностное натяжение, Н/м;
???????? – угол смачивания, град;
????????
∗
– радиус поровых каналов, м.
Обычно осадочные породы имеют логнормальное распределение радиусов поровых каналов с некоторым средним значением ????????, которое можно определить как функцию от удельной поверхности, пустотности и плотности породы:
????????(????????) =
2 ∙ ????????
????????
????????
∙ ????????
????????
,
(1.3) где e – коэффициент пустотности пространства, д. ед;
????????
????????
– удельная поверхность, м
2
/кг;

33
????????
????????
– плотность минералов породы, кг/м
2
Глины и эвапориты характеризуются маленьким радиусом поровых каналов, за счёт чего они обладают высоким входным капиллярным давлением, что препятствует дальнейшей миграции CO
2
. Для глин пористость варьируется от 1 до 12%, средний радиус порового канала при этом изменяется от 5 до 100 нм, а проницаемость составляет 10
-6
– 10
-4
мД. Как правило, способность пород- покрышек удерживать СО
2
за счет капиллярных сил определяется в лаборатории с помощью экспериментов с применением ртути в качестве несмачивающей фазы и с помощью микроскопического анализа поровых каналов.
Принимая во внимание, что физические свойства углекислого газа зависят от температуры и давления в пласте, его плотность обычно варьируется от 500 до 800 кг/м
3
, межфазное натяжение сверхкритического СО
2 с пластовой водой составляет порядка 25±5 мН/м, а угол смачивания составляет для гидрофильных пород составляет порядка 40
о и 8-30° для богатых органическим веществом глин, группой исследователей [37] было определено максимальное значение капиллярного давления прорыва СО
2
для эвапоритов (11,2 МПа) и для аргиллитов и глин (6,2 МПа).
Для определения качества флюидоупора вводятся два расчётных показателя: удерживающая способность и стабильность покрышки.
Под удерживающей способностью подразумевается отношение капиллярного давления прорыва к перепаду давления на покрышке за счёт выталкивающих сил. С учётом формулы (4) удерживающую способность флюидоупора можно оценить по формуле:
????????
1
=
????????
????????
∗
∆???????? =
???????? ∙ ????????
????????
∙ ???????????????????????????????? ∙ ????????
????????
∙ ????????
????????
2 ∙ ???????? ∙ �????????
????????
− ????????
????????????????
2
� ∙ ???????? ∙ ℎ
(1.4)
Вторым показателем качества покрышки является механическая стабильность ????????
2
:

34
????????
2
=
????????`
????????????????
∆???????? =
(????????
????????
∙ ???????? ∙ ????????
????????
− ???????? ∙ ???????? ∙ ????????
????????????????????????????????
) − ????????
????????
�????????
????????
− ????????
????????????????
2
� ∙ ???????? ∙ ℎ
,
(1.5) где ????????`
????????????????
– начальный эффективный стресс на заданной глубине;
????????
????????
– высота водного столба над уровнем дна, м;
????????
????????????????????????????????
– плотность горных пород, кг/м
3
; z – глубина залегания, м;
????????
????????
– начальное давление флюида на границе покрышка – резервуар, Па.
Изменение пластового давления влияет на распределение напряжений, которые могут вызвать раскрытие естественных трещин горных пород.
Механическая стабильность характеризует способность скелета породы сопротивляться изменениям, возникающим из-за дополнительного перепада давления при закачке.
Высокачественный флюидоупор характеризуется значениями π
1
≫1 и высокими значениями π
2
. На Рисунке 1.11 представлено распределение данных параметров для некоторых реализованных проектов CCUS, верхняя и нижняя границы демонстрируют неопределенность параметров
????????
????????
∗
, ∆???????? и ????????`
????????????????
Рисунок 1.11 – Распределение значений параметров качества флюидоупора для различных СCUS проектов [37]
Как видно из Рисунка 1.11 флюидоупор проекта «Sleipner» характеризуется относительно низкими параметрами качества флюидоупора, так

35 как закачка ведется в неглубокий пласт с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и большой мощностью коллектора, за счёт чего может развиваться значительный перепад давления на границе покрышка – резервуар.
Однако, надежность захоронения CO
2
в пласте в случае «Sleipner» обеспечивается большой мощностью флюидоупора (50-150 метров).
Несмотря на достаточные показатели надежности необходимо производить выбор потенциальных объектов закачки с флюидоупорами наибольшей мощности – общепринятое значение составляет 20 метров. Это объясняется тем, что даже при высоком качестве покрышки через неё происходит диффузия растворенного в воде CO
2
(без захода основной части плюма в покрышку) со скоростью около 10 метров за 1000 лет. При этом утечка углекислого газа составляет примерно 3 кг/м
2
год. Проходя через покрышку углекислый газ снижает pH среды, что приводит к дополнительной деградации покрышки. Мощность флюдоупора в 20 м обеспечивает надежность захоронения
СО
2
в течение достаточного времени, чтобы значительная часть углекислого газа перешла в связанное состояние за счёт взаимодействия с водой и породой
(Рисунок 1.12).
Рисунок 1.12 – Вклад механизмов захвата СО
2 в зависимости от времени
В основе удержания CO
2
в геологическом пласте лежат 4 основных механизма. Первый и самый важный на начальной стадии процесса захоронения

36
– структурный (стратиграфичекий) механизм, подразумевающий физическое удержание в куполах структурных/стратиграфических ловушек. Физический механизм подразумевает удержание CO
2
за счет капиллярных сил и гистерезиса фазовых проницаемостей. Закачиваемый диоксид углерода при этом образует шлейф остаточной насыщенности СO
2
. Химический механизм удержания подразумевает растворение диоксида углерода в пластовой воде и последующее образование карбонизированной воды. Последний и самый поздно- проявляющийся механизм – минералогическое удержание, в основе которого лежит геохимичесное взаимодействие минералов горной породы и углекислого газа с адсорбцией СО
2
на поверхности глинистых минералов и последующим образованием карбонатных минералов.
Также отдельно выделяют гидродинамическое улавливание, представляющее сложное сочетание физических и геохимических механизмов улавливания. Каждый из этих механизмов захвата происходит на разных временных масштабах и поэтому имеет разную степень важности на разных временных промежутках (Рисунок 1.12). В период закачки и сразу после него основным механизмом улавливания является физическое улавливание либо в стратиграфических, либо в структурных ловушках. В случае закачки в достаточно мощный аквифер с отсутствием какой-либо значительной покрышки, основным механизмом захвата будет являться гидродинамическое удержание.
Все эти механизмы и их сложные взаимодействия, происходящие в течение жизненного цикла CCUS проекта, необходимо тщательно учитывать при оценке емкостного потенциала для захоронения. Когда дело доходит до определения емкости захоронения CO
2
, первостепенное значение имеют механизмы активные в краткосрочной и среднесрочной перспективе – т.е. структурное и гидродинамическое удержание. Химический и минеральный механизмы захвата существенно не увеличивают общий емкостной потенциал целевого пласта, но значительно повышают надежность захвата [40].
Выбранный под закачку геологический объект должен иметь достаточный объём для того, чтобы вместить себя утверждённую долю выбросов

37
СО
2
, которую производит предприятие-эмитент в течение всего срока жизни проекта.
Классификация ресурсов хранения СО
2
построена по аналогии с нефтегазовой сферой, так как в обоих случаях достаточно много общего.
Разработка классификации необходима для упрощения работ в следующих направлениях:
1. Обеспечение конкретных критериев для принятия финансовых решений;
2. Учёт активов хранения СО
2
на государственном балансе и у частных компаний;
3. Увеличение эффективности управления проектами.
На сегодняшний день, наиболее общепризнанной и распространённой классификацией запасов углеводородов является система оценки нефтяных ресурсов Petroleum Resources Management System (PRMS), разработанная
Обществом инженеров-нефтяников [24]. Данная классификация (Рисунок 1.13) обеспечивает более точное отражение совокупных запасов, т.к. она в большей степени привязана к геологическим характеристикам пласта, а не к ожидаемым показателям добычи.
Рисунок 1.13 – Схема PRMS классификации запасов и ресурсов углеводородов [24]

38
Несмотря на то, что процесс поиска объектов для секвестрации СО
2
во многом схож с обнаружением нефтегазовых залежей, между ними существуют различия. Так, например, если при разведочных работах на нефть обнаружена залежь углеводородов, то это автоматически подтверждает, что эта структура может удерживать флюид в течение долгого времени. В случае захоронения СО
2
аналогичного заключения сделать нельзя поскольку качество флюидоупора необходимо дополнительно подтверждать. Другим отличием является то, что при добыче нефти идёт отбор флюида из исследованного порового пространства, а при закачке СО
2
идёт увеличение давления и вытеснение пластового флюида в неисследованную часть пласта, что увеличивает неопределенность.
В связи c необходимостью стандартизации емкостных ресурсов захоронения СО
2
обществом инженеров-нефтяников была создана адаптированная к закачке СО
2
версия классификации PRMS (Рисунок 1.14) [36].
Вся структура подразделяется на неоцененные и оцененные ресурсы.
Первая группа включает в себя один класс «вероятные ресурсы хранения», который в зависимости от этапа разведочных работ подразделяется на подклассы. Неоцененные ресурсы не имеют достаточного объема исходной информации (данные скважин, керн, каротажи, опробования, сейсмики) для подтверждения ёмкости, приёмистости и выдержанности резервуара. После того как в ходе проекта собран достаточное количество информации и подтверждены свойства резервуара и флюидоупора, ресурсы хранения могут быть переквалифицированы как «оцененные», которые в зависимости от стадии проекта разделяются на «условно-рентабельные ресурсы» и «запасы хранения».
Класс «возможные ресурсы хранения» представляет собой перспективные резервуары для захоронения СО
2
, которые были обнаружены при выполнении этапов поиска, выбора и оценки объектов.
Подкласс «возможные субрегионы» означает, что рассматриваемый объект ассоциирован с некоторыми перспективными участками внутри геологических регионов, и соответствует поисково-оценочному этапу поиска месторождений нефти.