氢燃料燃气轮机研究现状与技术进展

《Energies》：Research Status and Technical Progress of Hydrogen-Fueled Gas Turbine Yongfang Xia, Xiaohu Guan, Xiangyang Zhou, Xi Xu, Zude Cheng and Yafei Li

　　

由天然气燃烧产生的二氧化碳（CO₂）排放是大气温室气体的重要来源，通过加剧全球变暖对地球气候构成重大风险。作为回应，石油行业和政府当局正在积极探索通过碳捕集、利用与封存（CCUS）以及减少天然气燃烧和油田CO₂泄漏来缓解温室气体排放不利后果的经济有效策略。本研究对CO₂用于提高采收率（EOR）及相关的CO₂滞留进行了数值研究，以巴肯组（Bakken Formation）为代表案例。研究人员建立了一个组分储层模型来模拟裂缝水平井中的CO₂吞吐（Huff-n-Puff, HnP）过程。该模型采用了双重孔隙度和双重渗透率公式、流体-岩石相互作用以及基于状态方程的组分框架来捕捉多相流动行为。系统评估了关键操作参数，包括储层压力、注入速率、注入持续时间和CO₂分子扩散，以分析它们对原油采收率和CO₂滞留的影响。结果表明，较低的井底压力通过增加压降提高了原油采收率，而接近最小混相压力（MMP）的操作压力则改善了CO₂溶解度和整体滞留。延长注入时间和增加扩散系数提高了CO₂在油相中的溶解，但超过最佳注入时间后边际效益递减。该研究量化了CO₂-EOR操作时间范围内的残余捕集和溶解捕集机制，并为优化非常规致密储层中CO₂-HnP性能提供了机理见解。所提出的框架为将CO₂-EOR与非常规储层中的减排策略相结合奠定了技术基础。

**论文解读：二氧化碳吞吐提高非常规储层采收率及伴生封存机制的数值模拟研究**

**研究背景、问题与意义**

全球变暖主要由人类活动导致的温室气体排放（如二氧化碳CO₂和甲烷CH₄）引起，其中天然气燃烧排放的CO₂是重要贡献者。北达科他州2021年因燃烧损失了1484兆瓦（MW）能源，并每日排放11607吨CO₂。尽管州政府要求91%的伴生气被收集，但运营商因项目周期短、井位分散而难以达标。为应对这一挑战，碳捕集、利用与封存（CCUS）技术以及减少天然气燃烧和泄漏被提出作为解决方案。将捕集的燃烧气体与CO₂提高采收率（CO₂-EOR）及伴生封存相结合，可提供协同效应：捕集的燃烧气体可作为CO₂压缩和回注的能源，同时支持提高原油采收率和长期碳封存，从而将废物流转化为循环能源系统中的宝贵资源。然而，非常规储层极低的渗透率严重限制了原油流动性，给CO₂注入技术的有效实施带来障碍。水平钻井和多级水力压裂技术通过人工创建高渗透率裂缝实现了经济开发，而CO₂吞吐（Huff-n-Puff, HnP）技术可有效提高产量并封存CO₂。现有研究大多聚焦于增量原油采收率，对CO₂捕集机制的同步优化关注不足，且常未区分残余气体捕集与溶解捕集，也未分析操作参数如何控制其相对贡献。因此，本研究旨在通过组分双重孔隙度建模框架，系统评估CO₂-HnP操作过程中残余捕集和溶解捕集的贡献，并分析注入压力（相对于最小混相压力MMP）、注入持续时间、注入速率和分子扩散等参数的影响。该研究为CO₂-EOR与减排策略在非常规储层中的整合提供了理论框架。论文发表在《Energies》。

**主要关键技术方法**

研究人员采用计算机模拟集团（CMG）的组分模拟器GEM建立了单口水平井模型，井长5255英尺，含8段水力裂缝，每段仅有一条水力裂缝。模型采用双重孔隙度和双重渗透率方法表征基质和天然裂缝特性，并利用局部网格细化（LGR）技术创建水力裂缝。流体表征使用CMG-WinProp模拟器，将巴肯原油组分归并为八个拟组分（CO₂、N₂、CH₄、C₂、C₃–C₇、C₈–C₁₂、C₁₃–C₁₉、C₂₀₊），并采用彭-罗宾逊状态方程（Peng-Robinson EOS）计算相行为。模型参数基于北达科他州巴肯和三叉组（Three Forks）地层的典型测井、岩心数据及文献，并与实际生产数据进行了历史拟合，拟合误差在1.22%和0.94%以内。

**研究结果**

**5.1 储层压力对CO₂-EOR及伴生封存的影响**
通过设置三种井底压力（BHP=1000 psi、2400 psi、2950 psi）进行模拟，发现低于MMP的BHP（1000 psi）获得了最高的采收率（20.15%），而BHP为2950 psi时采收率最低（16.06%），这是因为低BHP增大了压降，促进了流体从储层向井筒的流动。但CO₂捕集效率方面，BHP=2950 psi时最高（49%），BHP=1000 psi时最低（38%），原因是低BHP下CO₂从油相蒸发到气相，增加了气体饱和度并阻碍了CO₂注入。捕集机制分析表明，高BHP（2950 psi）下CO₂在油相中的溶解效率最高（84%），而低BHP（1000 psi）下残余捕集效率增至38.9%，油相溶解捕集效率降至62.8%。

**5.2 CO₂注入体积与操作时间对EOR及伴生封存的影响**
模拟了0.8、1、1.5、5、10 MMscf/d五种注入速率，发现采收率随注入速率增加而提高，但5和10 MMscf/d时采收率相同（15.25%），表明超过阈值后效益递减。捕集效率在5 MMscf/d时最大（47.84%），且溶解在油相的CO₂捕集效率最高（约84%–90%）。注入时间方面，从10天延长至120天，采收率显著增加，但边际效益递减；最长注入时间（120天）获得最大捕集效率（50.66%），且油相溶解捕集效率占主导（87%–90%），残余捕集效率极低（0%–2%）。

**5.3 CO₂分子扩散对EOR及伴生封存机制的影响**
设置无扩散、扩散系数0.001 cm²/s和0.01 cm²/s三种情景，发现扩散系数越大采收率越高（0.01 cm²/s时15.08%，无扩散时14.07%），且扩散促进了CO₂向基质的渗透和与油的混合。捕集效率在0.01 cm²/s时高达91%，远高于无扩散时的37%。扩散还增强了油相中CO₂的溶解，并选择性地保留了较重烃组分。

**讨论与结论**

**讨论部分**：本研究评估了CO₂-HnP操作时间范围内的捕集机制，残余捕集和溶解捕集占主导，而矿物捕集由于时间尺度很长（数十年至数百年）在操作窗口内影响有限。吸附捕集因目标地层（Three Forks）有机质含量低而可忽略。研究指出，模型假设均质渗透率和孔隙度以隔离操作参数影响，但实际巴肯地层存在强非均质性，可能改变绝对结果，但相对趋势在合理范围内应保持一致。此外，注入速率受压力约束，实际注入率随储层压力升高而动态下降，反映了更真实的操作行为。

**结论部分**：本研究对二氧化碳（CO₂）用于提高采收率（EOR）及非常规储层伴生封存进行了定量分析。建立了数值模型模拟代表性巴肯水平井，并通过不同操作设置评估了CO₂-EOR和捕集机制的性能。研究了储层压力、注入体积、注入时间和CO₂扩散系数对EOR和捕集机制的影响。主要发现如下：平均储层压力显著影响增量原油采收率，压力为1000 psi时采收率高于2400和2950 psi的条件。CO₂捕集效率在BHP为2950 psi时最高（49%），维持MMP可提高CO₂溶解度和注入能力。不同BHP下的捕集机制显示，高BHP提高了油相中CO₂溶解效率，低BHP则增加了残余捕集并降低了油相溶解捕集。注入速率与采收率存在明显关联，但达到特定储层压力阈值后，增加注入速率的优势减弱。高注入速率获得最大捕集效率，更多CO₂通过溶解在油相和水相中增强封存。注入时间对产油和CO₂封存效率有显著影响，更长的注入时间使更多CO₂扩散进入基质，改善油相和盐水中的溶解捕集。扩散系数显著影响采收率、封存效率和捕集机制，CO₂分子扩散增强促进了更有利的相混合，提高CO₂封存效率。CO₂扩散还改善了油组分选择性，降低了界面张力和粘度，建立了压力梯度，共同加速了原油从储层基质向井筒的运移。