石油学报

作者：崔国栋, 任韶然, 裘智超, 张亮

单位：1. 中国地质大学(武汉)工程学院 湖北武汉 430074;2. 中国石油大学(华东)石油工程学院 山东青岛 266580;3. 中国石油天然气集团有限公司科技管理部 北京 100007

关键词：废弃气藏,CO₂采热,CO₂地质封存,有机朗肯循环,CO₂直接循环

基金：崔国栋,男,1990年12月生,2019年获中国石油大学(华东)博士学位,现为中国地质大学(武汉)副教授,主要从事地热开发及优化、CO2地质封存、流动反应模拟研究。Email:cuiguodong@cug.edu.cn

摘要： 高温废弃气田埋藏深、渗透率低、地热能丰富，适合循环注采CO2开发。为实现CO2现场应用及地热高效开发，可在地热开采前注入CO2提高天然气采收率并恢复气藏压力。但对地下CO2采热过程还缺少系统研究，利用地面CO2发电热力循环过程也未见相关报道，CO2采热发电的经济性更需详细分析。为此，首先基于典型高温废弃气田建立了地热开发模型，全过程分析了地下CO2采热各阶段储层温压变化和采热速率；随后提出了有机朗肯循环和CO2直接循环发电方式，对发电热力循环过程进行了优化计算；最后采用平准化发电成本计算方法，对CO2采热发电成本进行了评价。研究结果表明，对于120℃、1 500 m×1 000 m×50 m的废弃气藏，提高采收率和压力恢复阶段可埋存CO2 11.75×108m3；CO2注采方式对地热阶段CO2埋存量影响较大，但30年内CO2采热速率均可维持在约10 MW；有机朗肯循环系统发电速率最高为132.7 kW，而CO2直接循环系统可达718.5 kW；CO2购买费用对发电成本影响较大，价格低于7~10美元/t时，低渗废弃气藏注CO2采热发电成本与现有煤电成本持平。

来源：2022年第1期

《石油学报》期刊编辑部

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