二氧化碳捕集、利用和封存(carbondioxide capture,utilization and storage,CCUS)被认为是应对气候变化的一项重要储备技术[1]。 为了深入认识CO2地质封存的现象和规律,准确评估封存在地下的CO2泄漏风险[2],国内外很多研究机构展开了实验研究和数值模拟研究,如在孔隙尺度采用格子Boltzmann方法[3, 4, 5, 6]、在岩心尺度采用可视化实验[7, 8, 9]研究超临界压力CO2在含水多孔中的两相流动和驱替规律。在场地尺度,开发采用ECLIPSE、TOUGH和NUFT等数值模拟软件对大尺度下的CO2地质封存进行模拟分析[10]。为了对各个数值模拟软件有一个很好的比较,许多研究机构展开合作,对CO2地质封存中的3个基准问题进行数值计算[11, 12]。在综合比较之后本文作者发现,不论是从数值计算的时间还是从计算精度和资源占用等一些性能来看,由美国加州大学伯克利劳伦斯国家实验室(Lawrence Berkeley National Laboratory)地球科学部的Pruess等在TOUGH 软件的基础上开发的TOUGH2软件[12, 13]都有着良好的表现。中国科学院的李琦[14]针对指进现象考察了化学势、密度差、温度差和黏度差对指进过程的影响。
CO2注入地下盐水层后,在实际地下的温度和压力条件下,CO2的密度小于盐水,因此CO2会有一个向上迁移的趋势,从而大量的超临界CO2聚集在 盖层底部,使盖层承受很大的压差。但是,CO2在长时间大尺度的迁移过程中也会溶于盐水,产生密度梯度从而形成沉降,这对于减少盖层承受压力、降低CO2的泄露风险以及提高地下CO2的封存容量具有很重要的意义。因此,本文使用TOUGH2对地层的压力、盐水层温度、盐水的盐度(水中含盐的质量浓度)等因素对CO2在多孔结构盐水层中对流扩散的影响进行了数值计算。
1 数理模型物理模型如图1所示。计算区域为1 m×1 m的2维盐水层区域。左右边界以及下边界为无渗流绝热边界,上边界为自由CO2富集区,气相饱和度Sg=0.1%。计算区域孔隙度为30%,压强p分别为10 MPa、13 MPa、16 MPa,温度T分别为45 ℃、65 ℃、75 ℃,盐水层内初始溶解CO2质量浓度X0CO2=0,盐度Xsalt分别为 0%、2%、12.6%,并以孔隙度为30%、压强为10 MPa、温度为45 ℃、盐度为2%为基准工况。在考虑上述因素影响时,固定其他参数取值。需要指出,计算区域距离注入井筒位置的距离足够远以保证注入过程压力增幅小到可以忽略。
假定 1) 计算模拟区域相对于地下封存的大场相比尺寸很小,因此温度为定值; 2) 在此区域内没有流动,只有CO2溶于盐水后产生的弥散作用; 3) 地下盐水层的渗透系数为10.03~11.15 Darcy范围内的随机数,孔隙度为30%,并且是各向同性的; 4) CO2在盐水中的扩散系数Daq=2.2×10-9 m2/s。
计算使用TOUGH2软件中的ECO2N模型,盖层边界条件设置为恒压边界条件,两侧及底部为无渗流边界条件,初始条件为稳态无CO2弥散的重力场下的压力分布。连续性方程为
$ \frac{{d{G_k}}}{t} = \nabla \left( {{f_k}} \right) + {\dot q_k}. $ | (1) |
且盐水中CO2的质量扩散符合Fick扩散定律,即:
$ C = \frac{{M{N_{{\rm{c}}{{\rm{o}}_2}}}}}{{{N_A}\rho }}. $ | (2) |
式(1)中: k是盐水层中各种组分(k取1代表的是水,取2是气体,取3是盐分),Gk是盐水层中各种组分的单位体积的质量(kg/m3),fk是不同组分的质量流量(kg/(m2·s)),q·k是不同组分的源汇项(kg/(m3·s))。由于计算区域内的温度为定值,因此能量方程式守恒。式(2)中: G2是单位时间内CO2扩散过区域A的质量(kg/s),Daq是CO2的质量扩散系数(m2/s),C是CO2的质量分数。式(3)中: M是CO2的分子量(44 g/mol),NCO2是单位体积的CO2的分子数,NA是Avogadro常数(6.02×1023mol-1),ρ是在给定压力和温度下混合物的密度(kg/m3)。
2 结果与讨论 2.1 盐度的影响由于适宜于CO2地质封存的深度为1 000~2 500 m 的盐水层,实际封存盐水层的盐度是 0.01~0.2,因此本文选取封存盐水层盐度分别为0%、 2%、 12.6%来研究盐度对CO2弥散的影响。
图2给出了不同盐度下盐水层中溶解的CO2的质量分数分布图。从图2a和2b可见,由于CO2溶解于盐水导致盐水层的物性差异,引起CO2与盐水混合物前缘的指进现象。由图2可见,高盐度会对CO2在水中的溶解产生抑制作用,使得区域内的密度梯度减小,进而弱化了产生CO2在盐水层中弥散现象的驱动力,导致在高盐度的含水层中,在第10 d,并没有产生CO2指进现象,抑制了指进现象的产生。图3分析了单位体积盐水层溶解的CO2的质量随时间变化关系。 在100 d的时间内,低盐度含水层对流扩散的自由CO2的质量要多于高盐度的含水层。因此,在进行CO2封存地点的选择时,可以尽量选取盐度较低的含水层,从而增加封存过程中CO2溶解俘获所占的比例,减小盖层承受压力,降低盖层CO2的泄露风险。
2.2 温度的影响由于对应CO2地质封存深度为1 000~2 500 m的地层温度为40~77.5 ℃,本文选取45 ℃、65 ℃和75 ℃研究温度对CO2沉降的影响。由图4可见,温度升高会加大CO2在水中的溶解作用,增强了产生CO2在盐水层中弥散现象的驱动力,因此使得在温度较高的含水层中,较快地产生CO2的弥散,促进指进现象的产生。
但是,由图5中可得,温度越高,单位体积溶解的CO2质量越少,产生这种现象的原因是由CO2的物性参数在定压条件下随温度变化所致。
2.3 压强的影响适宜于CO2地质封存的深度为1 000~2 500 m,因此本文选取实际封存深度为1 000 m、1 300 m和 1 600 m 研究压力对突破压力梯度的影响,对应压强分别为10 MPa、13 MPa和16MPa。
如图6所示,随着压强的增大,CO2的指进现象愈加明显,这是因为压强越高,CO2越易溶于盐水,并且有图7可以看出,压强越大,相同温度下的CO2密度越大,所以在相同时间内,单位体积盐水的CO2的弥散质量也随着压强的增加而增大,如图8所示。
3 结 论在超临界CO2地质封存的工程应用中,单位体积盐水层中CO2的弥散质量越大,盖层承受压力越小,盖层封存CO2泄露风险越低。本文研究了超临界CO2盐水层封存过程中,超临界CO2注入储层多孔结构后CO2在盐水中的弥散现象随时间变化,分析了盐度、温度以及压强对一定时间内单位体积盐水层中CO2的弥散质量的影响。研究表明,对于渗透率以及颗粒分布状况相同的储层结构,在CO2自由区气相饱和度相同时:
1) CO2地质封存中盐水层盐度越大,CO2的指进现象越不明显,100 d内单位体积盐水溶解CO2的质量也越小;
2) CO2地质封存中盐水层温度越高,CO2的指进现象越明显,但是由于CO2的密度随温度升高而降低,导致100 d内单位体积盐水溶解CO2的质量减小;
3) 盐水层的压强越大,CO2的指进现象越明显,并且100 d内单位体积盐水溶解CO2的质量也随之增大。
[1] | Metz B, Davidson O R, Bosch P R, et al. Summary for Policymakers [C]// Climate Change 2007: Mitigation. Contribution of Working Group III to the Fourth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Cambridge, UK: Cambridge University Press, 2007. |
[2] | 刘翠兰, 曹东, 张战胜, 等. 二氧化碳捕集、利用与封存环境风险评估技术指南(试行)(征求意见稿) [R]. 北京: 环境保护部环境规划院, 中国科学院武汉岩土力学研究所, 环境保护部环境工程评估中心, 中国地质调查局水文地质环境地质调查中心. 2014.LIU Cuilan, CAO Dong, ZHANG Zhansheng, et al. Environmental Risk Assessment Guidelines for Carbon Dioxide Capture, Utilization and Storage (Trial Version) (Draft) [R]. Beijing: Chinese Academy for Environmental Planning, Ministry of Environmental Protection of China; Institute of Rock and Soil Mechanics, Chinese Academy of Sciences; Appraisal Center of Environmental Engineering, Ministry of Environmental Protection of China; Center of Hydrogeological Environment Geological Survey, China Geological Survey. 2014. (in Chinese) |
[3] | Boek E S, Venturoli M. Lattice-Boltzmann studies of fluid flow in porous media with realistic rock geometries [J]. Comput Math Appl, 2010, 59: 2305-2314. |
[4] | 高诚, 胥蕊娜, 姜培学. 基于二氧化碳封存的超临界两相流动的数值研究[J]. 工程热物理学报, 2014, 35(5): 944-947. GAO Cheng, XU Ruina, JIANG Peixue. The numerical investigation of supercritical two phase fluid flow in support of carbon dioxide storage [J]. Journal of Engineering Thermophysics, 2014, 35(5): 944-947.(in Chinese) |
[5] | Chen L, Kang Q, Robinson B A, et al. Pore-scale modeling of multiphase reactive transport with phase transitions and dissolution-precipitation processes in closed systems [J]. Phys Rev E, 2013, 87, 043306. |
[6] | Dou Z, Zhou Z F. Numerical study of non-uniqueness of the factors influencing relative permeability in heterogeneous porous media by lattice Boltzmann method [J]. Int J Heat Fluid Flow, 2013, 42: 23-32. |
[7] | Perrin J C, Benson S. An experimental study on the influence of sub-core scale heterogeneities on CO2 distribution in reservoir rocks [J]. Transp Porous Med, 2010, 82: 93-109. |
[8] | Rangel-German E R, Kovscek A R. A micromodel investigation of two-phase matrix-fracture transfer mechanisms [J]. Water Resources Research, 2006, 42, W03401. |
[9] | 马瑾, 胥蕊娜, 罗庶, 等. 超临界压力CO2在深部咸水层中运移规律研究[J]. 工程热物理学报, 2012, 33(11): 1971-1975.MA Jin, XU Ruina, LUO Shu, et al. Core-scale experimental study on supercritical-pressure CO2 migration mechanism during CO2 geological storage in deep saline aquifers [J]. Journal of Engineering Thermophysics, 2012, 33(11): 1971-1975.(in Chinese) |
[10] | Pruess K, Garcla J, Kovscek T, et al. Code intercomparison builds confidence in numerical simulation models for geologic disposal of CO2[J]. Energy, 2004, 29: 1431-1444. |
[11] | Class H, Ebigbo A, Helmig R, et al. A benchmark study on problems related to CO2 storage in geologic formations [J]. Computational Geosciences, 2009, 13(4): 409-434. |
[12] | Lindeberg E, Zweigel P, Bergmo P, et al. Prediction of CO2 dispersal pattern improved by geology and reservoir simulation and verified by time lapse seismic [C]// Proceedings of the 5th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies. Cairns, Australia, 2000. |
[13] | Pruess K. The TOUGH codes: A family of simulation tools for multiphase flow and transport processes in permeable media [J]. Vadose Zone Journal, 2004, 3: 738-746. |
[14] | LI Qi. Coupled reactive transport model for heat and density driven flow in CO2 storage in saline aquifers [J]. Journal of Hazardous Toxic and Radioactive Waste, 2011, 15: 251-258. |