二氧化碳羽流地热系统中地层水回流和岩石-流体作用对采热能力的影响

崔国栋, 任韶然, 张 亮, 庄 园, 王延永, 宫智武, 苏帅杰



二氧化碳羽流地热系统中地层水回流和岩石-流体作用对采热能力的影响

崔国栋, 任韶然, 张 亮, 庄 园, 王延永, 宫智武, 苏帅杰

(中国石油大学(华东) 石油工程学院油藏工程系, 山东青岛266580)

针对超临界CO2(SCCO2)开采地热过程中的渗流特征和可能产生的储层伤害，基于热力学原理和地化反应机理，建立了考虑地层水蒸发、CO2-地层水-岩石地化反应、盐沉淀/溶解和储层孔渗变化的SCCO2地热开采综合模型，分析了流体渗流特征和岩石-流体作用对采热速率的影响，并提出了提高SCCO2采热速率的相应方法。研究结果表明，干燥SCCO2持续注入会加剧地层水蒸发，造成注入井附近地层水饱和度梯度增加，使得气液毛管力大于驱替压差情况，导致地层水回流。地层水回流加剧了地化反应和盐析对注入井区域的伤害，使得SCCO2渗流速度和采热速率降低。敏感性分析表明，储层温度、压力、孔隙度、渗透率和注采压差均会影响SCCO2采热速率，其中地层水矿化度是影响储层盐析及采热速率降低的最重要因素。注SCCO2前预注低矿化度水可有效缓解盐析对储层的伤害。

超临界二氧化碳；地层水回流；地化反应；地热开采；蒸发盐析；采热速率

1 前 言

CO2资源化利用的思想应用于地热能开发，是一种新颖的地热开采技术[1~6]。同时，该技术还可将大部分注入的CO2埋存于地热储层，实现温室气体减排作用[7~10]。Brown等人首先提出利用超临界CO2(SCCO2)优良的流动能力和热力学性质开采干热岩地热的概念(CO2-EGS)，随后Pruess等人对CO2-EGS渗流特征和采热能力做了详细研究[1~3]。但由于CO2-EGS需要超深井钻探技术，同时其深部压裂技术可能诱发地震活动，导致CO2泄露风险，经济效益和储层封闭性均不明朗[9]。针对此等问题，Randolph 等人提出注SCCO2开采天然高渗储层地热能新方法(CO2-plume geothermal CPG)[7,8]。CPG系统中，采用天然高孔隙度渗透率储层作为地热开发储层，无需压裂；同时其较大的储层体积使得采热潜力大于CO2-EGS，且具有更好的CO2埋存前景[9~11]。

但是天然高渗储层中充满地层水，SCCO2注入后会与地层水发生复杂的物理化学反应，影响流体渗流能力和储层物性，最终影响地热开采[11,13~20]。研究指出，干燥的SCCO2注入后不仅与地层水、岩石发生复杂的化学反应[11,13~15]，还会持续蒸发地层水从而导致水中溶解的NaCl析出，最终损害储层[17~21]。更有研究指出，地层水的快速蒸发会导致注入井区域形成较大的地层水饱和度梯度，导致地层水在气液毛管力作用下回流至注入井端，加剧盐析对储层的伤害[18~20]。

对于CPG系统中地层水回流现象，特别是地层水回流对地化和盐析的综合影响，相关研究较少，目前鲜有文献。本文在能量守恒和多相渗流过程原理的基础上，建立了地层水蒸发模型、CO2-地层水-岩石地化反应模型、NaCl沉淀/溶解模型和孔隙度-渗流模型，有效刻画了CPG系统地热开发中相关物理化学反应及对储层孔渗的影响。分析了地层水蒸发-毛管力综合作用下地层水回流现象和地化盐析反应，及其对采热速率的影响，同时做了相应的敏感性分析。针对储层伤害问题，提出了相关预防和解决措施，提高了SCCO2采热速率。研究结果对地热能开发及CO2地质埋存技术的应用推广具有一定的指导意义。

2 岩石-流体作用数学模型

SCCO2注入地热储层后，溶解至地层水中的CO2会与储层岩石发生复杂的地化反应；同时，SCCO2更会不断蒸发地层水从而导致水中NaCl析出。CPG系统中发生的岩石-流体作用会严重伤害储层，改变储层孔隙度和渗透率，最终影响采热速率。

2.1 地层水蒸发模型

地热储层高温将加速地层水蒸发，同时增加水蒸气在SCCO2相中的溶解度。干燥SCCO2的持续注入，也会导致水蒸气不断在SCCO2相中溶解。CO2与H2O的相互溶解度可以采用Spycher-Pruess (2010年)的相分离模型计算[21,22]。相关公式如下所示：

采用Spycher-Pruess模型计算的CO2-H2O相互溶解度数据如图2所示，可以看出，模型计算结果与文献中实验数据吻合度较好[23,24]，仅在温度高于300℃、压力高于45 MPa时误差较大，该条件下CO2和H2O将要达到混相。典型地热储层条件下(压力>10 MPa，温度> 120℃)，随着温度升高，水相中CO2溶解度从2% 上升至10% 以上，CO2相中水蒸气溶解度从5% ~10% 上升至60%以上，地层水蒸发和溶解现象不可忽略。

2.2 CO2地化反应模型

地热储层的高温高压会加剧CO2-地层水-岩石地化反应速率，从而在短时间内即可影响储层物性。本文模拟中将CO2地化反应分为水相反应和矿物反应。认为水相反应可以瞬间达到平衡，而矿物反应由于速度较慢，采用偏平衡方程描述[25]：

水相反应：

其中，

矿物反应：

地化反应中化学平衡常数随着温度变化而变化，上式Keq,α与Keq,β均采用依赖于温度的四阶多项式计算[26,27]，相关反应及参数见表5[25]：

2.3 NaCl沉淀/溶解模型

高渗储层中地层水盐度一般较高，由于注入的SCCO2不断蒸发，会造成水中的NaCl析出，降低储层孔隙度和渗透率，最终影响采热速率。不同于Pruess等人的模拟方法[16]，本文采用基于阿仑尼乌斯方程的局部平衡反应(Partial Equilibrium Reactions)来模拟地层水中NaCl沉淀/溶解过程：

在式(12)基础上，建立考虑NaCl溶解度的偏平衡方程，描述NaCl的沉淀/溶解过程，NaCl反应浓度系数为：

由于压力和地层水盐度对水相中NaCl溶解度影响不大，模拟中忽略压力和地层水盐度对NaCl溶解度的影响，仅考虑温度对溶解度的影响(不同温度下NaCl溶解度如图2所示，实验数据由文献[28]所得)。模拟中，采用公式14，写入不同温度下的equilw。

图2 不同温度下水中NaCl溶解度

2.4 孔隙度-渗透率关系模型

地层水蒸发盐析，CO2地化反应引起的矿物溶解/沉淀以及储层压力的变化，均会造成储层孔隙度的变化，进而影响储层渗透率。因此，模型中必须考虑储层孔隙度及渗透率的变化。不考虑盐析时孔隙度计算公式为[27]：

考虑盐析后储层孔隙度计算公式如下：

储层孔隙度-渗透率关系可采用Kozeny-Carman方程描述为[27,29]：

储层复杂的孔隙结构，导致孔隙度轻微的变化便可严重影响储层的渗透率。为此本文进行了岩心静态盐析实验，测试了孔隙度-渗透率的变化关系，实验结果如图3所示。为了确定模型中(公式17)参数值，将不同值下的计算数据与实验数据进行比较，误差分析结果如表1所示。可见，= 4时，模型计算值与实验数据方差最小。

图3 静态盐析前后孔隙度-渗透率关系图

表1 不同n值下孔隙度-渗透率模型误差分析(%)

3 CPG系统综合数值模拟模型

依据上述岩石-流体相关数学模型，根据油藏数值模拟软件建立了考虑CO2-地层水-岩石地化反应、地层水蒸发盐析和孔渗变化的CPG综合数值模型。针对松辽盆地的某目标储层[30,31]，设置了模型基本参数(表2)。其中孔隙度为0.1，渗透率为50 md，初始温度150℃，初始压力35 MPa。储层毛管力如图4所示。模型尺寸为600 m´500 m´100 m，网格数目为80´10´10，模型中上下层设为封闭边界，仅有能量传递。采用一注一采模式开采地热，注采压差为2 MPa。

表2 数值模拟基本模型主要参数设置

Note:a.Heat capacity of water under different temperature is calculated by the formulaH2O= 4086.2-0.3403´+0.0004´2+2´10-5´3.b. Heat capacity of CO2under different temperature is calculated by the formulaCO2= 1759.8+7.4´-0.05´2.c. Parameters used in the Corey model,wn= 0.3,gn= 0.05.d. Mutual solubility of CO2and water is calculated by the Spycher-Pruess model, mole fraction.e. Diffusion coefficient of CO2in water under different temperature is calculated by the Wilke and Chang model.f. Thermal conductivity of formation water under different temperature is calculated by the formula= 571.72+2.3679´0.0133´2+2´10-5´3.g. Thermal conductivity of CO2under different temperature is calculated by the formula= 134.64-4.0617´+0.0502´2-0.0002´3.

图4 气-水毛管力曲线

模型中采用的地层水及矿物组成如表3所示：总矿化度为51526 ppm左右，其中NaCl的含量为50000 ppm。不同地层产生的地化反应相差较大，针对地化反应对储层及采热速率的影响，本文仅模拟有代表性的三种矿物所参与的地化反应，其反应动力学参数及反应平衡系数见表4和表5[25]。为分析CPG中地层水蒸发、不同地化反应和盐析等对地热开采的影响，在基本模型基础上，设计了敏感性模拟方案(如表6所示)。

表3 地层水及矿物组成

表4 矿物反应动力学参数取值

表5 化学反应式及其反应平衡系数

表6 敏感性模拟方案

4 CPG数值模拟结果及分析

4.1 地层水回流现象分析

表6中方案1、2和3，用于分析SCCO2开采地热过程中地层水蒸发和毛管力对渗流的影响，第5层网格模拟结果如图5~8所示。由图5可以看出，相同井距处，方案2中地层水饱和度始终低于方案1中地层水饱和度；而方案3中地层水饱和度始终高于方案1中地层水饱和度，显然，地层水蒸发和毛管力对地层水的流动起到相反作用。进一步分析注入井区域方案1和方案2地层水饱和度变化可知(图7)，毛管力存在不利于地层水向生产井的流动；而由方案1和方案3地层水饱和度变化可知，地层水饱和度小于0.5时，蒸发作用对地层水饱和度降低起主要作用。

图5 不同时间下地层水饱和度分布

图6 不同时间下地层水流速分布

图7 注入井所在网格含水饱和度变化

图8 注入井所在网格地层水流速变化

分析储层中地层水流速分布可知(图6)，方案2和方案3中地层水流速始终为正值，即流向生产井；而方案1中地层水流速在注入井区域存在负值，说明产生了地层水回流现象。更可以看出(图8)，0.4年之前，方案1注入井区域水相流速存在负值。

综上可知，CPG中地层水流动主要受驱替压差和气液毛管力控制。地热储层的高温特性和干燥SCCO2的持续注入使得地层水快速蒸发，从而增加了气液毛管力值。毛管力值大于驱替压差时，地层水便产生回流现象。值得注意的是，含水饱和度须在束缚水饱和度以上时，同时应处于毛管力曲线斜率最大处(本文中对应地层水饱和度0.3~0.4)，才可能发生回流现象。当地层水饱和度低于束缚水饱和度时，地层水不再流动只发生蒸发作用。注入井区域受到干燥SCCO2持续注入，地层水回流现象最为严重。由于SCCO2渗流过程中不断溶解水蒸气，使得储层深部地层水饱和度梯度平缓，不易发生地层水回流现象。

4.2 地化盐析对采热影响分析

为分析CO2-地层水-岩石地化反应对储层物性及采热速率的影响，设置了方案4。图9为模拟结束时，方案4中储层矿物及孔隙度变化。可以看出，储层中钙长石主要发生溶解反应，方解石和高岭石主要发生沉淀反应，部分注入CO2以方解石的形式埋存于储层。值得注意的是，注入井区域受地层水回流影响，水中离子(Ca2+、Al3+和SiO2(aq))浓度不断降低，打破了原有的CO2-地层水-岩石化学平衡(见表2)，加剧了钙长石的溶解。而生产井区域由于温度始终较高，较快的地化反应速率使得矿物变化明显。

图9 方案4模拟结束时矿物及孔隙度分布图

为分析盐析对储层物性及采热速率的影响，设置了方案5，考虑了地化反应和盐析现象，模拟结果如图10所示。钙长石在注入井区域受盐析影响较大，溶解量远小于方案4模拟结果。说明地层水中NaCl的析出会影响储层矿物的沉淀/溶解反应，改变储层矿物最终沉淀/溶解量。同时可以发现，受地层水回流影响，盐析现象主要发生于注入井区域，使得注入井区域孔隙度由初始0.1降至0.09。

图10 方案5模拟结束时矿物及孔隙度分布

由图11和图12可以看出，地层水的存在会影响地热开采前期采热速率。随着SCCO2在生产井突破，受产出流体影响，采热速率呈先降低然后迅速升高的趋势。同时，地层水导致的地化反应和蒸发盐析现象，均会降低SCCO2采热速率。地化反应虽然使得近井区域孔隙度变大，但储层大部分方解石的生成会造成孔隙度下降，最终降低SCCO2渗流速度。而受地层水回流影响，盐析对注入井区域影响较大，使得SCCO2渗流速度显著下降。总体而言，盐析对SCCO2渗流速度的影响远大于地化反应对SCCO2渗流速度的影响。真实储层注SCCO2开采地热时(方案5)，受地化反应和蒸发盐析影响，SCCO2渗流速度会降幅2/5左右，采热速率亦会大幅下降。

图11 储层流体开采速率

图12 地热开采速率及储层平均温度变化

4.3 CPG采热敏感性分析

在考虑地化反应和蒸发盐析基础上(方案5)，近一步分析了不同储层条件及注采条件下CPG系统采热速率，模拟结果如图13所示。可以看出，受SCCO2热物性影响，较高的储层初始温度会增加采热速率，而较高的储层初始压力则会降低采热速率，可见CPG系统选址时，尽量选择低压高温储层。注采压差、孔隙度和渗透率的增加均会增加采热速率，但过高时会导致储层地热开采过快，围岩无法及时对储层补充热量导致后期采热速率下降。同时，孔隙度过低时，会加剧地化和盐析对储层的影响，使得孔隙度降低导致采热速率逐渐下降。值得注意的是，随着地层水中NaCl浓度升高，盐析对储层的伤害急剧增加，当水中NaCl为3 mol×L-1时，盐析甚至完全堵塞储层。可见CPG系统选址时，尽量选择地层水盐度较低储层。此外，CPG选址时，应针对储层矿物组成和地层水组成，做相应的地化分析。

图13 采热速率敏感性模拟结果

5 提高SCCO2采热速率措施

上述模拟结果表明，CPG系统地热开采时，地层水对SCCO2初期开采速率有较大影响。采热前期，可通过提高注采压差等措施缩短产水时间，使SCCO2尽快发挥其携热介质优势。采热中后期，由于采出CO2中始终含有少量水蒸气，需增加地面气液分离或高压干燥装置等设施。

敏感性模拟结果表明，储层盐析对采热速率有很大影响。在地热储层选址时，应尽可能选择低矿化度储层。为预防SCCO2开采地热过程中盐析对储层，尤其是注入井区域的伤害，可以在注SCCO2前预注低矿化度水段塞，产生驱替并稀释地层水的效果，并在SCCO2和地层水中间起到隔绝作用。图14、15为在方案5基础上，注SCCO2前预注1个月去离子水段塞模拟结果。可以看出，预注去离子水段塞后CO2渗流速率明显增加，稳定期采热速率从19 MW提高到25 MW(接近方案1)。预注去离子水可以显著缓解地层水盐析对储层的伤害，提高SCCO2采热速率，建议现场采用预注低矿化度水方法。

图14 盐析措施前后流体开采速度

图15 盐析措施前后采热速度

6 结 论

本文基于CO2-地层水热力学和地化反应机理，建立了SCCO2天然储层地热开发综合模型。分析了注SCCO2开采地热过程中产生的物理化学反应，及其对渗透率的影响。得到以下主要结论：

(1) CPG系统储层温度高，干燥SCCO2的持续注入，会导致地层水快速蒸发至SCCO2相中，使注入井区域地层水饱和度梯度加剧，增加了气液毛管力。当毛管力大于驱替压差时，将产生地层水回流现象。

(2) CO2-地层水-岩石地化反应会导致地热储层矿物的溶解和沉淀，从而影响采热速率。本文中，储层大部分区域受地化影响导致孔隙度减小，部分注入的CO2以碳酸钙形式得以埋存。但受地层水回流影响，注入井区域钙长石溶解较多，造成注入井区域孔隙度增加。总体上地化反应会降低SCCO2采热速率。

(3) 地层水蒸发会导致水中NaCl析出。受地层水回流影响，地层水不断回流至注入井区域，使得该区域NaCl不断沉淀富集，降低储层孔隙度。敏感性分析表明，盐析对采热速率的影响最大。注SCCO2前预注去离子水可显著缓解盐析对储层的伤害，维持和提高SCCO2采热速率。

符号说明

ai¾组分i在水相的活度，mol×kg-1ri¾系数，计算不同浓度下NaCl饱和溶解度，℃-(i-1) ak¾反应离子k的活度，mol×kg-1R¾通用气体常数，8.314 J·(mol·K)-1 ¾离子k的尺寸参数Rα¾水相反应个数 ¾单位体积岩石矿物β反应比表面积，m2×m-3Rβ¾矿物反应的个数 ¾初始时刻的反应比表面积，m2×m-3rβ¾矿物β的溶解/沉淀速率，mol×m-3×s-1 Aγ, Bγ,¾与温度相关的参数，常数Sw¾地层水饱和度 bi¾化学平衡常数Keq计算参数，℃-iT¾储层实际温度，℃ Ckw¾离子k在水相中的浓度，mol×kg-1Tabs¾参考温度，℃ cequilw¾水中NaCl饱和溶解度，%(mol)v¾单位体积水中NaCl沉淀速率，mol×m-3×s-1 csaltw¾ NaCl在水中的实际浓度，%(mol)vka¾水相反应a中离子k的化学计量数 CΦ¾岩石压缩系数，Pa-1xco2¾水相中CO2溶解度，%(mol) Csalts¾单位岩石体积析出盐摩尔浓度，mol×m-3XH2O¾水相中H2O溶解度，%(mol) ∆Csaltw¾ NaCl反应浓度系数，%(mol)yco2¾ CO2相中CO2溶解度，%(mol) Eβ¾矿物反应β的活化能，J×mol-1yH2O¾CO2相中H2O溶解度，%(mol) Esalt¾盐析中活化能，本文取值0，J×mol-1zk¾离子k电荷数 fi¾组分i的在气相的逸度，PaγH2O¾ H2O在水相中的活度系数 I¾离子强度，mol×kg-1γco2¾ CO2在水相中活度系数 Kco2¾ CO2在两相中的平衡常数，Paγk¾离子活度系数 Keq,α¾水相反应α的化学平衡常数γi¾组分i在水相中的活度系数 Keq,β¾矿物反应β的化学平衡常数κ¾盐析反应频率因子，本文取10000，s-1 KH2O¾ H2O在两相中的平衡常数，PaΦi¾组分i的在气相中的逸度系数 k¾当前储层渗透率，mdΦ¾变化后的储层孔隙度 k0¾初始储层渗透率，mdΦ0¾初始孔隙度 kβ¾矿物反应β的反应速率常数，mol×m-2×s-1ρw¾地层水摩尔密度，mol×m-3 k0β¾参考温度T0下的速率常数，本文取25，℃ρβ¾矿物β的摩尔密度，mol×m-3 Nβ0¾初始时刻矿物β的摩尔浓度，mol×m-3ρsalts¾析出盐的摩尔密度，mol×m-3 Nβ¾当前时刻矿物β的摩尔浓度，mol×m-3上标 naq¾水相反应α中参与反应的离子个数n¾关系指数，本文取4 P¾当前储层压力，Pa下标 P*¾参考压力，Paα¾水相反应 Qα¾水相反应α的离子活度积β¾矿物反应 Qβ¾矿物反应β的离子活度积

参考文献：

[1] Brown D W. A hot dry rock geothermal energy concept utilizing supercritical CO2instead of water [C]. Proceedings of the twenty-fifth workshop on geothermal reservoir engineering. Stanford: Stanford Geothermal Program, 2000: 24-26..

[2] Pruess K. Enhanced geothermal systems (EGS) using CO2as working fluid – a novel approach for generating renewable energy with simultaneous sequestration of carbon [J]. Geothermics, 2006, 35(4): 351-367.

[3] ZHANG Liang (张亮), PEI Jing-jing (裴晶晶), REN Shao-ran (任韶然). Heat mining capacity and energy utilization efficiency of SCCO2-HDR geothermal system (超临界CO2在干热岩中的采热能力及系统热量利用效率的研究) [J]. Renewable Energy Resources (可再生能源), 2014, 32(1):114-119.

[4] Randolph J B, Saar M O. Coupling carbon dioxide sequestration with geothermal energy capture in naturally permeable, porous geologic formations: implications for CO2sequestration [J]. Energy Procedia, 2011, 4: 2206-2213.

[5] REN Shao-ran (任韶然), CUI Guo-dong (崔国栋), LI De-xiang (李德祥),. Development of geothermal energy from depleted high temperature gas reservoir via supercritical CO2injection (注超临界CO2开采高温废弃气藏地热机制与采热能力分析) [J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science) (中国石油大学学报(自然科学版)), 2016, 40(2): 91-98.

[6] Cui G D, Zhang L, Ren B,. Geothermal exploitation with considering CO2mineral sequestration in high temperature depleted gas reservoir by CO2injection [C]// Carbon Management Technology Conference. Sugarland: 2015.

[7] Randolph J B, Saar M O. Coupling geothermal energy capture with carbon dioxide sequestration in naturally permeable, porous geologic formation: a comparison with enhanced geothermal systems [J]. GRC Transactions, 2010, 34(1): 433-437.

[8] Randolph J B. Coupling geothermal energy capture with carbon dioxide sequestration in naturally permeable, porous geologic formations - a novel approach for expanding geothermal energy utilization [D].Twin Cities: University of Minnesota, 2011.

[9] Zhang L, Ezekiel J, Li D,. Potential assessment of CO2injection for heat mining and geological storage in geothermal reservoirs of China [J]. Applied Energy, 2014, 122: 237-246.

[10] Salimi H, Wolf K H. Integration of heat-energy recovery and carbon sequestration [J]. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2012, 6: 56-68.

[11] Xu T, Feng G, Shi Y. On fluid–rock chemical interaction in CO2-based geothermal systems [J]. Journal of Geochemical Exploration, 2014, 144: 179-193.

[12] ZHANG Liang (张亮), PEI Jing-jing (裴晶晶), REN Shao-ran (任韶然). Advantage of supercritical CO2as heat transmission fluid and its application potential in development of geothermal resources (超临界CO2的携热优势及在地热开发中的应用潜力分析) [J]. Renewable Energy Resources (可再生能源), 2014, 32(3): 330-334.

[13] Xu T, Kharaka Y K, Doughty C,. Reactive transport modeling to study changes in water chemistry induced by CO2injection at the Frio-I Brine Pilot [J]. Chemical Geology, 2010, 271(3): 153-164.

[14] Wan Y, Xu T, Pruess K. Impact of fluid-rock interactions on enhanced geothermal systems with CO2as heat transmission fluid [C]//Thirty-Sixth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford: Stanford Geothermal Progam, 2011.

[15] Apps J, Pruess K. Modeling geochemical processes in enhanced geothermal systems with CO2as heat transfer fluid [C]//Proceedings, Thirty-Sixth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering. Stanford: Stanford Geothermal Progam, 2011: 583-590.

[16] Borgia A, Pruess K, Kneafsey T J,. Numerical simulation of salt precipitation in the fractures of a CO2-enhanced geothermal system [J]. Geothermics, 2012, 44: 13-22.

[17] CUI Guo-dong (崔国栋), REN Shao-ran (任韶然), ZHANG Liang (张亮),. Formation water evaporation induced salt precipitation and its effect on gas production in high temperature natural gas reservoirs (高温气藏地层水蒸发盐析规律及对产能的影响) [J]. Petroleum Exploration and Development (石油勘探与开发), 2016, 43(5):1-9.

[18] Zhang Liang, Cui Guo-dong, Zhang Yin,. Influence of pore water on heat mining performance of supercritical CO2injected for geothermal development [J]. Journal of CO2Utilization, 2016, 16: 287-300.

[19] Giorgis T, Carpita M, Battistelli A. 2D modeling of salt precipitation during the injection of dry CO2in a depleted gas reservoir [J]. Energy Conversion and Management, 2007, 48(6): 1816-1826.

[20] Ott H, Roels S M, De Kloe K. Salt precipitation due to supercritical gas injection: I. Capillary-driven flow in unimodal sandstone [J]. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2015, 43, 247-255.

[21] Spycher N, Pruess K. A phase-partitioning model for CO2–brine mixtures at elevated temperatures and pressures: application to CO2-enhanced geothermal systems [J]. Transport in Porous Media, 2010, 82(1): 173-196.

[22] Spycher N, Pruess K. CO2-H2O mixtures in the geological sequestration of CO2. II. Partitioning in chloride brines at 12~100℃ and up to 600 bar [J]. Geochimica et Cosmochimica Acta, 2005, 69(13): 3309-3320.

[23] King Jr A D, Coan C R. Solubility of water in compressed carbon dioxide, nitrous oxide, and ethane. Evidence for hydration of carbon dioxide and nitrous oxide in the gas phase [J]. Journal of the American Chemical Society, 1971, 93(8): 1857-1862.

[24] Wiebe R, Gaddy V L. The solubility in water of carbon dioxide at 50, 75 and 100, at pressures to 700 atmospheres [J]. Journal of theAmerican Chemical Society, 1939, 61(2): 315-318.

[25] Kumar A, Datta-Gupta A, Shekhar R,. Modeling time lapse seismic monitoring of CO2sequestration in hydrocarbon reservoirs including compositional and geochemical effects [J]. Petroleum Science and Technology, 2008, 26(7-8): 887-911.

[26] Stumm W, Morgan J J. Aquatic chemistry: chemical equilibria and rates in natural waters [M]. Hoboken: John Wiley & Sons, Inc, 2012.

[27] Nghiem L, Sammon P, Grabenstetter J,. Modeling CO2storage in aquifers with a fully-coupled geochemical EOS compositional simulator [C]. SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery. Tulsa: Society of Petroleum Engineers, 2004.

[28] Pinho S P, Macedo E A. Solubility of NaCl, NaBr, and KCl in water, methanol, ethanol, and their mixed solvents [J]. Journal of Chemical & Engineering Data, 2005, 50(1): 29-32.

[29] Lzgec O, Demiral B, Bertin H,. Experimental and numerical modeling of direct injection of CO2into carbonate formations [C]. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio: Society of Petroleum Engineers, 2006.

[30] HOU Qi-jun (侯启军), FENG Zhi-qiang (冯志强), FENG Zi-hun (冯子辉). Continental petroleum geology of Songliao basin (松辽盆地陆相石油地质学) [M]. Beijing (北京): Petroleum Industry Press (石油工业出版社), 2009.

[31] REN Zhan-li (任战利), XIAO De-ming (萧德铭), CHI Yuan-lin (迟元林). Restoration of the palaeogeotherm in Songliao Basin (松辽盆地古地温恢复) [J]. Petroleum Geology and Oilfield Development in Daqing (大庆石油地质与开发), 2001, 20(1): 13-14.

Effects of Rock-Fluid Interaction and Water Back Flow on Heat Mining Efficiency of Geothermal Development via Carbon DioxideInjection

CUI Guo-dong, REN Shao-ran, ZHANG Liang, ZHUANG Yuan, WANG Yan-yong, GONG Zhi-wu, SU Shuai-jie

(Department of Reservoir Engineering, School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (East China), Qingdao 266580, China)

Complicated fluid flow characteristics and rock-CO2interaction can cause geothermal reservoir damage and reduce CO2heat mining rate during geothermal exploitation via supercritical CO2(SCCO2) injection. Based on thermodynamics and geochemistry principles, an integrated numerical model for heat mining via SCCO2injection was established, and different processes including formation water evaporation, CO2geochemical reaction with formation water and rocks, salt precipitation and dissolution, and the variation of formation porosity and permeability were considered and simulated. The model can be used to analyze the effects of CO2flow and fluid-rock interaction on CO2heat mining rate. The simulation results show that high formation temperature and continuous injection of SCCO2can facilitate formation water evaporation and cause a reversed water saturation gradient, which lead to back flow of formation water toward the injection well when the capillary pressure is greater than the differential displacement pressure. The back flow of formation water can accelerate salt precipitation and geochemical reactions，which can reduce SCCO2flow rate by ~40% and greatly decrease heat mining rate. Sensitivity analysis shows that the salinity of formation water is the most significant factor on salt precipitation and heat mining rate, while temperature, pressure, porosity, permeability and injection-production pressure difference also have certain effects. Water injection with low salinity before SCCO2injection can diminish the damage caused by salt precipitation and increase heat mining rate.

supercritical carbon dioxide; back flow of formation water; geochemical reaction; geothermal exploitation ; water evaporation and salt precipitation; heat mining rate

1003-9015(2016)05-1043-10

TK52

A

10.3969/j.issn.1003-9015.2016.05.009

2016-01-25；

2016-05-16。

国家自然科学基金(51674282)；山东省自然科学青年基金(ZR2013EEQ032)；青岛市科技计划项目产学研合作引导计划(13-1-4-254-jch)；中央高校基本科研业务费专项资金(15CX05036A)。

崔国栋(1990-)，男，河北沧州人，中国石油大学(华东)博士生。通讯联系人：张亮，E-mail：zhlupc@upc.edu.cn