场地级基础储存量（B级）计算以CO2地质储存工程场地为评价单元，通常需要对CO2注入储层中的状况进行数值模拟，进而获得准确的工程场地的储存年限。在计算过程中要求拥有丰富而精确的数据。基础储存量计算的基本流程见图2-2。
图2-2 基础储存量评价基本流程表
（一）储存场地地质建模
1.地层特征描述
利用获得的场地地质背景资料和钻孔资料，对计算单元的地层岩性、产状变化、地质结构与分布特征进行精细描述。
2.储盖层概化
根据场地地质构造、地层岩性、储盖层组合与空间展布、水文地质条件、资源状况等要素对评价单元内的储、盖层进行精细概化，建立高精度的三维地质模型。
3.储层参数概化
储层参数概化要求参数齐全，并对储、盖层作出精确描述。对储层孔隙度、渗透率、储层类型、储层中的水饱和度、水化学类型等进行细致的参数分区，并且将各个参数分区作叠加处理，针对每个参数分区展开计算。
（二）计算方法
与C级控制潜力评价相比，场地级基础储存量（B级）计算范围仅局限于场地级，要求参数齐全、精细，计算方法精确。计算时，首先要计算出场地的理论储存量，再计算有效储存量，即为B级基础储存量，以静态储存量计算为主。
1.深部咸水层
首先分别计算构造地层储存、束缚气体储存和溶解储存三部分储存量，然后计算场地级基础储存量（B级）基础储存量。
（1）构造地层储存机理
在深部咸水层构造地层圈闭中储存CO2和枯竭油气藏中储存CO2相类似，不同的是圈闭里充满的是水而不是烃类物质。计算公式见式（2-37）。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中：
（2）束缚气体机理
求取B级基础储存量时，孔隙度Φ和相对渗透率（与饱和度有关）可通过岩心分析测试获得。因CO2饱和度
（3）溶解机理
原始地层水饱和时的CO2含量取决于含水层的压力、温度和矿化度等因素。如果在场地内可获得含水层的压力、温度及矿化度分布资料时，则可用式（2-38）计算。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中：
（4）总的深部咸水层中的CO2理论储存量
总的深部咸水层中的CO2理论储存量计算公式见式（2-39）。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中：
（5）有效储存量
针对场地实际状况，考虑CO2在深部咸水层储存过程中受到储层的非均质、CO2的浮力、CO2的波及效率以及CO2在整个深咸水层空间散开和溶解等因素影响，深部咸水层有效储存量计算公式见式（2-40）。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中：
2.油田
计算场地级基础储存量时，应视不同油田的开采现状分别对待，不能完全按照已枯竭油藏的储存量计算方法计算。适宜CO2驱油的油田，要考虑采用该技术情况下的CO2地质储量。
（1）已枯竭油藏的理论储存量计算
该方法用于场地内已衰竭的油藏CO2地质储量计算。基本假设条件时CO2注入枯竭油藏中直到储层压力恢复到原始储层压力，即油气采出所让出的空间都用于CO2地质储存。计算公式可参见式（2-2）、式（2-3）和式（2-18）。
（2）注CO2提高石油采收率（CO2-EOR）油藏的理论储存量计算
如果场地内的油藏尚未达到衰竭状态，仍处于开采中，且有条件采用CO2驱油技术，可利用CO2提高石油采收率（CO2-EOR）油藏的储存量计算方法来计算理论储存量。
1）不考虑注入水、采出水和溶解机理问题，且利用CO2提高石油采收率时，CO2在油藏中的理论储存量可用式（2-41）和式（2-42）两个公式计算。
①在CO2突破之前：
二氧化碳地质储存技术方法概论
②在CO2突破之后：
二氧化碳地质储存技术方法概论
2）考虑注入水、采出水，但不考虑溶解机理问题时，用式（2-43）和式（2-44）两个公式计算。
①在CO2突破之前：
二氧化碳地质储存技术方法概论
②在CO2突破之后：
二氧化碳地质储存技术方法概论
3）考虑注入水、采出水和溶解机理问题时，用式（2-45）和式（2-46）两个公式计算。
①在CO2突破之前：
二氧化碳地质储存技术方法概论
②在CO2突破之后：
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中：
（3）基于物质平衡法的油藏有效储存量计算
计算公式与C级控制潜力评价相似，见式（2-32）。
（4）基于类比法的油田有效储存量计算
利用CO2提高石油采收率项目中获取实际数据的计算方法，通过引入CO2利用系数来计算有效储存量。计算公式见式（2-47）。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中： 1bb1=159L。
不同地区的CO2利用系数是不同的（Ecofys,2004），如表2-2所示，变化范围相对较大，为0.1～0.8t/bbl。Ecofys(2004）提出用最高、中等和最低3个等级表示CO2利用系数，其对应数值分别为0.8、0.45和0.15t/bbl。Np值计算见式（2-48）。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中：EEXTRA为由于CO2注入而获得的额外采收率，％;Nc为与CC2相接触的原始原油地质储量，109m3。
表2-2 各油田项目CO2利用系数统计表
Stevens et al.（1999）根据7个利用驱油项目资料确定出原油重度与由于CO2注入而提高采收率之间的经验关系（图2-3）。Ecofys(2004）根据图2-3将由于CO2注入获得额外的采收率值分成三个等级，即最高、中等和最低3个等级，其数值分别为5,12和20。
图2-3 原油重度与CO2提高采收率关系图
N。表示在注入CO2过程中不可能所有的CO2会和原油接触，因此引人接触系数，则N。可以表示为式（2-49）。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中：N为原始原油地质储量，109m3;C为接触系数，量纲为1。
通常认为在CO2驱油过程中，CO2与原油的接触系数为0.75。国外通常只知道可采储存量，而不知道地质储量，可用式（2-50）计算原始原油地质储量。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中：NR为最终可采储存量，109m3;C为接触系数，量纲为1;API为原油重度，API=141.5/γ。－131.5/γ。为原油相对密度。
适用范围：主要应用于注入CO2提高石油采收率油藏中CO2的基础储存量的计算。从实际油田大量的实践中获得相关系数。
3.气田
计算公式与C级控制潜力相似，见式（2-4）。计算精度要明显提高。
4.煤层
计算公式与C级控制潜力相似，见式（2-34）。计算精度要明显提高。
（三）数值模拟方法应用
在场地级基础储存量计算中，需要对注入储层内的CO2运移状况进行数值模拟。通过数值模拟可以预测未来某一段时间内CO2在储层内的分布状况，进而对CO2地质储量的计算结果予以验证。前文提及的计算方法都是基于CO2最后可溶于储层的总量，但是CO2在储层中的储存过程具有一定的时间尺度，且不同的时段可注入量是不同，需要借助于数值模拟技术来解决这一问题，详见第九章数值模拟技术方法。
内容全部来源于网络收集，如有侵权，请联系网站删除：QQ：24596024