La simulación numérica de la migración subterránea de fluidos de múltiples componentes y múltiples fases es un modelo matemático de movimiento de fluidos de múltiples fases y migración y difusión geoquímica basado en la conservación de masa y energía. Una gran cantidad de ecuaciones lineales o no lineales se establecen mediante discretización y luego se resuelven mediante cálculos por computadora, y luego los resultados de la simulación se muestran a través de imágenes, para lograr el propósito de estudiar problemas de ingeniería, problemas físicos e incluso otros problemas relacionados. La simulación numérica del almacenamiento geológico de CO2 utiliza métodos de simulación por computadora para resolver la migración y transformación del CO2 después de ingresar al sistema de almacenamiento geológico, la interacción agua-roca-gas, el impacto de las fugas de CO2 en los acuíferos poco profundos y los cambios físicos de los reservorios y las rocas de cobertura. serie de cuestiones para guiar la implementación de proyectos de almacenamiento geológico de CO2.
En la actualidad, los trabajos de investigación sobre simulación numérica del almacenamiento geológico de CO2 en el país y en el extranjero incluyen los siguientes aspectos:
1. Simulación del movimiento de fluidos multifásicos de CO2 supercrítico.
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Pruess et al. (2003) simularon el flujo radial no isotérmico alrededor de un pozo de inyección de agua bajo la condición de flujo constante de CO2 en una capa salina homogénea e isotrópica. Cuando se ignoran los efectos de la gravedad y las fuerzas de inercia, hay variables similares en los resultados de la simulación ζ = R2/t (donde R es la distancia del flujo radial, T es el tiempo), saturación de CO2, fracción de masa de CO2 disuelto, volumen de sal precipitada Las presiones de fracción y fluido son funciones de variables similares. Esto es consistente con los resultados de O'Sullivan (1981) y Doherty y Pruss (1992). Las simulaciones de flujo de dos fases tienen en cuenta las permeabilidades relativas y las fuerzas capilares del CO2 y el agua (Van Genuchten, 1980), los cambios en la densidad del fluido, la viscosidad y la solubilidad del CO2 con la presión, la temperatura y la salinidad, así como la penetración del acuífero debido a a la tasa de precipitación de sal disminuye.
Doughty y Pruess (2004) utilizaron datos de monitoreo del almacenamiento de CO2 en capas de agua salina para inferir los procesos físicos y químicos después de la inyección de CO2. Utilizaron el software de simulación numérica TOUGH2 para simular un sistema bifásico (líquido, gas) y tres componentes (CO2, agua y NaCl disuelto). Considerando que el CO2 supercrítico es un fluido inmiscible en salmuera y puede disolverse parcialmente en salmuera a 15MPa y 65°C, se analizó el impacto de la configuración de límites del sistema de flujo multifásico y la selección de la permeabilidad relativa, es decir, en la simulación, El límite lateral está configurado para estar completamente abierto (o completamente cerrado), lo que hace que los resultados de la simulación de presión sean demasiado bajos (o demasiado altos) en comparación con la situación real. Los estudios han demostrado que debido al efecto de bloqueo de las fallas superpuestas sobre el CO2, los límites laterales tienen poco impacto en la columna de difusión de CO2. Los resultados de la simulación también muestran que la función de permeabilidad relativa tiene una gran influencia en la evolución de la columna de difusión de CO2. Cómo determinar una permeabilidad relativa adecuada para caracterizar los cambios en los acuíferos salinos inyectados con CO2 sigue siendo un problema urgente por resolver. Doughty y Pruess simularon los cambios en la difusión de la columna de CO2 a lo largo del tiempo bajo dos condiciones de saturación residual de CO2 y descubrieron que las diferencias eran grandes. Cuando la saturación residual es grande, la columna de CO2 es densa y se mueve lentamente bajo la acción de la flotabilidad. Por el contrario, cuando la saturación residual es pequeña, la columna de CO2 se dispersa rápidamente y la solubilidad aumenta significativamente.
2. Simulación de migración geoquímica de reacción multicomponente
La interacción agua-arenisca-CO2 a menudo forma una serie de minerales secundarios o combinaciones de minerales secundarios. Worden et al. (2006) utilizaron simulaciones petrológicas y geoquímicas de la inyección de CO2 en arenisca feldespática, lo que indica que la ankerita, la caolinita y la ankerita en la arenisca de feldespato turbidita del Jurásico superior en el campo petrolífero Magnus en el Mar del Norte pueden tener una relación genética. Entre ellos, el carbono de la ankerita proviene del CO2 orgánico. Watson et al. (2004) realizaron estudios petrológicos comparativos sobre areniscas de yacimientos de gas CO2 y CH4 y confirmaron que la combinación mineral secundaria relacionada con la inyección de gas CO2 en la arenisca del yacimiento de gas CO2 de Ladbrokegrove en la cuenca de Otway, Australia, es ankerita-caolinita. -tiempo secundario.
Xu et al. (2005) utilizaron un modelo de sistema unidimensional de arenisca y lutita para simular el proceso de reacción química entre el CO2 inyectado en el yacimiento y los minerales y su impacto en el entorno del yacimiento.
Las simulaciones muestran que el CO2 es fijado principalmente por la calcita en ambientes de arenisca, y la precipitación de la calcita conduce a una reducción de la porosidad, lo que a su vez conduce a una correspondiente reducción de la permeabilidad. En 654,38 millones de años, la capacidad de almacenamiento de la arenisca alcanzó los 90 kg/metro cúbico, y este CO2 fijado por los minerales se puede almacenar de forma permanente. La simulación de Zwingmann et al. de la interacción agua-mineral-CO2 utilizando el software de simulación geoquímica EQ3/6 también demostró que si se inyecta CO2 en la arenisca de la Formación Garra Gris del Pleistoceno en la cuenca de Niigata en el centro y norte de la isla Honshu, Japón , El CO2 se disolverá en agua y se formarán y almacenarán dos formas de minerales carbonatados. Este último tiene una capacidad máxima de almacenamiento de 21,3 mol/kgH2O, que puede alcanzar el 90% de la capacidad total de almacenamiento. también formado.
3. Simulación de la mecánica de rocas acopladas
Se puede ver en artículos publicados e informes completos de planes de investigación en varios países que en el estudio del almacenamiento de CO2 en acuíferos salinos, el mecanismo de migración de CO2. Este análisis y simulación rara vez consideran el efecto de acoplamiento de los campos de tensión. De hecho, la presión de la inyección de CO2 y la flotabilidad del CO2 supercrítico cambiarán el estado de tensión de la formación, es decir, durante la migración ascendente y la difusión lateral del CO2, la presión de poro puede afectar las fracturas y fisuras primarias. El almacenamiento a largo plazo de CO2 en acuíferos salinos (a escala de milenios) cambiará el estado geoquímico del acuífero, y la interacción química del CO2, el agua salada y los minerales del acuífero puede provocar cambios en las propiedades mecánicas e hidráulicas del macizo rocoso.
Japón concede gran importancia al estudio de la estabilidad mecánica del almacenamiento geológico de CO2 porque está situado en la unión de cuatro placas principales y en el cinturón tectónico de la Cuenca del Pacífico, con densas fallas activas, frecuentes terremotos y complejos Distribución de tensiones in situ (Li Qi et al., 2002; Li Xiaochun et al., 2003). Li Qi et al. (2002; 2004; (2006)) propusieron un marco de simulación de acoplamiento térmico-hidromecánico (THM) que considera el campo de tensión inicial in situ, la presión de la inyección, la flotabilidad del CO2 y la conducción de calor, y considera diferentes inclinaciones. ángulos cerca del fondo de la roca de cubierta. El problema del almacenamiento geológico de tensión plana bidimensional de las fallas. El impacto de la inyección de fluido de CO2 en la estabilidad de la falla se simuló utilizando el método de elementos finitos. Se debe prestar especial atención al control de la presión de inyección, porque la presión de inyección de CO2 tiene un impacto en las fallas. El impacto del deslizamiento es mucho mayor que la flotabilidad de la columna de CO2. Una vez que se detiene la inyección de CO2, la columna de CO2 aumenta. se convierte en el factor principal en la perturbación del campo de tensión.
(2) Introducción principal del software
En los últimos años, la tecnología de simulación por computadora se ha utilizado ampliamente en muchos campos de investigación, y muchos de ellos son excelentes. Se han desarrollado software y programas de simulación De manera similar, existen muchos software de simulación numérica que se pueden utilizar para estudiar el almacenamiento geológico de CO2, incluidos principalmente PHREEQC, GEM, ECLIPSE y TOUGHREACT, PetroMod, MUFTE-UG y NUFT, etc. El software tiene sus propias características y aplicabilidad. Antes de realizar la simulación numérica, es necesario evaluar y analizar este software de simulación numérica y elegir el software de simulación adecuado para el problema en estudio. A continuación se presentan varios software de uso común en el mundo.
1.PHREEQC
PHREEQC es un software informático para calcular varias reacciones hidrogeoquímicas a baja temperatura. Basado en el modelo de agua asociado a iones, PHREEQC puede completar las siguientes tareas: (1. ) Calcular los tipos de sustancias y el índice de saturación de disolución de los minerales; (2) Simular el proceso de inversión geoquímica; (3) Calcular reacciones intermitentes y reacciones de migración unidimensionales. Además, PHREEQC se combina con el modelo de transporte de solutos de múltiples componentes. Junto con esto, se puede generar el simulador de transporte de reacción tridimensional PHAST para simular el sistema de flujo de agua subterránea. Sin embargo, PHREEQC es un modelo basado en un flujo de agua monofásico, por lo que no puede simular el flujo de dos fases de agua con CO2 supercrítico.
La aplicación más sencilla de PHREEQC es calcular la distribución de diversas sustancias químicas en la solución, así como el estado de saturación de minerales y gases en la solución. La función de simulación inversa puede derivar y cuantificar ecuaciones de reacciones químicas. que pueden reflejar los cambios de sustancias químicas en el proceso de flujo.
Las ecuaciones de reacción que PHREEQC puede manejar incluyen el establecimiento de reacciones de transporte de materiales para minerales, complejos superficiales, intercambiadores de cationes, soluciones de suelo, presiones parciales unitarias de componentes gaseosos, equilibrio de fases gaseosas a una presión determinada o un volumen determinado. Mientras simula estas reacciones de equilibrio, PHREEQC también puede modelar reacciones químicas y biológicas cinéticas, simulando velocidades de reacción que van desde una simple desintegración lineal (degradación de metabolitos o desintegración radiactiva) hasta velocidades de reacción complejas determinadas por la composición química de la solución y la cantidad de microorganismos. Estas funciones de manejo de reacciones se pueden utilizar en simulaciones de reacciones por lotes o en simulaciones unidimensionales de convección, difusión y migración de reacciones.
2.GEM
GEM v.2009.13 (Nghiem et al., 2004) es un simulador para el uso de CO2 y gases ácidos para la recuperación mejorada de petróleo. El simulador está totalmente acoplado a la ecuación de estado de la composición geoquímica. GEM utiliza un método de solución de un solo paso para resolver la ecuación de estado. GEM se puede utilizar para simular equilibrios entre fluidos convectivos y dispersivos, petróleo (o CO2 supercrítico), gases y salmueras, equilibrios químicos entre especies en la fase acuosa y disolución y precipitación dinámica de minerales. El simulador utiliza tecnología de discretización implícita adaptativa para simular el transporte de solutos en medios porosos utilizando modelos unidimensionales, bidimensionales o tridimensionales. Las fases de petróleo y gas se simulan mediante la ecuación de estado y la solubilidad del gas en la fase acuosa se calcula mediante el modelo de la Ley de Henry. GEM también se puede utilizar para modelar la penetración de agua en la fase gaseosa a través de la evaporación, la roca protectora, los efectos térmicos y el sellado de fracturas.
3. Eclipsado
ECLIPSE es un software paralelo y maduro que puede simular petróleo negro, componentes y recuperación térmica. En 1994, la Administración de Petróleo de Shengli lanzó la serie ECLIPSE de software de simulación numérica de yacimientos de petróleo, que se ha utilizado ampliamente en muchos aspectos, desde yacimientos de petróleo hasta yacimientos de gas, desde campos petroleros ordinarios hasta campos especiales de petróleo y gas, y desde la investigación de simulación convencional hasta investigación de simulación especial. Los módulos principales incluyen modelo principal, petróleo negro, composición, recuperación térmica, método de racionalización, plataforma operativa y Oficina ECLIPSE.
ECLIPSE es un software comercial, su parte principal está cerrada durante el uso y los usuarios solo pueden operarlo como una "caja negra". Sus desventajas son: no se puede obtener de forma gratuita y se puede utilizar y modificar a voluntad; no se puede combinar con el modelo termodinámico de fluidos geológicos más avanzado y es imposible agregar más factores influyentes para estudiar problemas específicos; Por tanto, ECLIPSE no es adecuado para investigaciones científicas de vanguardia.
4.TOUGH2/TOUGHREACT
TOUGH2 es la abreviatura de agua subterránea insaturada y transferencia de calor. Es un programa de simulación numérica para simular flujos de agua multifásicos, multicomponentes y no isotérmicos y transferencia de calor en medios porosos o fracturados de una, dos y tres dimensiones. TOUGH2 utiliza el método integral de diferencias finitas (IFD) (Figura 3-8) para resolver el problema de discretización espacial en simulaciones de flujo multifásico y transporte químico de múltiples componentes (Pruess et al., 1999; Xu et al., 2004). Para satisfacer las necesidades de la informática a gran escala, Zhang et al (2008) desarrollaron una versión informática paralela de TOUGH2, a saber, TOUGH2-MP.
Este método es flexible para la discretización de medios geológicos, permite el uso de cuadrículas irregulares y es muy adecuado para la simulación del flujo de fluidos, la migración y la interacción agua-roca en sistemas heterogéneos multirregionales y fracturados. sistemas rocosos. Para la generación regular de redes, el método integral de diferencias finitas es equivalente al método tradicional de diferencias finitas. Entre ellos, para cualquier región Vn, sus ecuaciones de conservación de masa (para componentes químicos como agua y gas) y energía (para calor) se pueden expresar de forma integral (Fórmula 3-5):
Figura 3-8 Diagrama de composición de datos de parámetros geométricos y discretización espacial en el método integral de diferencias finitas
Investigación sobre las pautas de selección de sitios para el almacenamiento geológico de dióxido de carbono en China
En la fórmula, el subíndice n representa una celda; el subíndice m representa la red m conectada a la unidad n; δ t es el paso de tiempo; Mn es la masa promedio o densidad de energía de la batería n; el canal de masa o energía a través del área de cantidad Anm Qn es el tipo de cambio de fuente promedio por unidad de volumen en la celda n;
Xu Tianfu et al. (1998) agregaron la función de simulación del transporte de solutos de múltiples componentes y reacciones geoquímicas sobre la base del marco TOUGH2, formando un conjunto relativamente completo de modelos no isotérmicos en geología saturada variable. Software de simulación de transporte geoquímico de reacción de fluidos multifásicos: Tough React. El software no sólo incluye todas las funciones de TOUGH2, sino que también es adecuado para procesos termo-físico-químicos bajo diferentes condiciones hidrogeológicas y geoquímicas como temperatura, presión, saturación de agua, fuerza iónica, valor de pH, potencial redox (Eh), etc. . También se puede aplicar a investigaciones de simulación numérica relacionadas en medios fracturados o porosos heterogéneos (físicos y químicos) de una, dos o tres dimensiones. En teoría, puede acomodar cualquier número de componentes químicos en fase sólida, líquida o gaseosa (pero en la simulación real, estará limitado por las condiciones del hardware, como la potencia de cálculo y el tiempo de cálculo), y considera una serie de reacciones de equilibrio químico. tales como reacciones de coordinación en solución, disolución o desolvatación de gases, adsorción iónica, intercambio catiónico y reacciones de disolución o precipitación de minerales controladas por el equilibrio o la cinética de reacción. Se puede decir que TOUGHREACT es una versión mejorada de TOUGH2. En los últimos años, se ha utilizado ampliamente en la investigación y la práctica de ingeniería del almacenamiento geológico de CO2 en todo el mundo.
Además de todas las capacidades de TOUGH2, TOUGHREACT se puede aplicar a una variedad de problemas de migración geoquímica y de fluidos reactivos. Por ejemplo: (1) Migración de contaminantes por adsorción lineal de Kd y desintegración radiactiva; (2) Evolución química del agua subterránea natural en condiciones ambientales; (3) Evaluación de sitios de eliminación de desechos nucleares (4) Diagénesis sedimentaria profunda; eliminación de CO2. Movimiento de fluidos multifase, geoquímica de reacción multicomponente, capacidad de almacenamiento de diversas formas de almacenamiento y sus cambios con el tiempo y el espacio (6) Deposición de minerales (como el enriquecimiento de depósitos de cobre supergénicos) (7) Cambios naturales y de recarga de minerales en sistemas de agua caliente; bajo condiciones ambientales.
A través de los incansables esfuerzos de investigadores relevantes en los últimos años, TOUGHREACT se ha mejorado y perfeccionado aún más en aplicaciones prácticas, agregando algunas funciones nuevas, como la cinética de reacción interna y la biodegradación acuosa, y mejorando la relación entre minerales y El método de cálculo del área de superficie de reacción del agua corrige el coeficiente de actividad del gas en la reacción gas-agua.
5.PetroMod
La plataforma de integración de software de simulación de sistemas petroleros multicomponente, multifase y multidimensional PetroMod desarrollada por la empresa alemana IES (Integrated Exploration System) ha sido reconocida por la industria petrolera mundial. El software integra actividad de fallas, surgencia y perforación de domos de sal, intrusión volcánica, efectos de difusión de gas, migración trifásica de petróleo, gas y agua, modelos de adsorción de petróleo y gas y otras tecnologías relacionadas.
El Hybird introducido y adoptado por la plataforma de software de simulación es actualmente el algoritmo de simulación de migración de petróleo y gas más avanzado, que no solo puede garantizar la precisión de la simulación, sino también mejorar en gran medida la velocidad de ejecución de la simulación. Entre ellos, PetroFlow3D se utiliza para simular la migración, acumulación, captura y pérdida de petróleo y gas, y PetroCharge Express nos proporciona una herramienta de análisis rápido basada en mapas para la migración y simulación de trampas de petróleo y gas.
6.MUFTE-UG
MUFTE-UG es una combinación de MUFTE y UG. MUFTE MUFTE es un modelo de flujo, transporte y energía multifásico. El paquete de software incluye principalmente los conceptos de modelos físicos y métodos discretos para flujo y migración multifase isotérmica, no isotérmica y multicomponente en medios porosos y fracturados (Helmig, 1997; Helmig et al., 1998). medios porosos. Discreción (Dietrich et al., 2005). UG es la abreviatura de cuadrícula no estructurada. La estructura de datos que proporciona puede resolver rápidamente ecuaciones diferenciales parciales discretas basadas en el método de cuadrícula múltiple adaptativa paralela. La estructura modular de MUFTE-UG puede resolver fácilmente diversos problemas con requisitos especiales.
La estructura modular de MUFTE-UG tiene muchas aplicaciones ambientales y técnicas diferentes. Por ejemplo, en el campo de las aplicaciones medioambientales, MUFTE-UG puede simular los dos problemas siguientes.
(1)NAPL penetra en suelos saturados e insaturados.
La tecnología de reparación optimizada y mejorada tiene un amplio espacio para la investigación y el desarrollo en el futuro.
(2) Disipación del CO2 subterráneo. El CO2 se inyecta en la formación a cientos de metros debajo de la superficie terrestre a alta temperatura y presión. MUFTE-UG se puede utilizar para evaluar la evolución de penachos (migración convectiva y dispersiva) en acuíferos heterogéneos, acompañada de efectos de temperatura (debido a expansión y compresión) y disolución mutua de componentes (agua de salmuera y CO2).
7. Nuft
Nuft (modelo de migración y flujo no isotérmico, no estacionario y saturado) es un conjunto de modelos utilizados para resolver flujo no isotérmico multifase y multicomponente. y transporte de solutos en medios porosos. Solucionador numérico de la migración de contaminantes subterráneos durante la migración. El software utiliza un código simple para aprovechar utilidades y formatos de archivos de entrada comunes. Recientemente, este código se ejecutó con éxito en sistemas Unix y DOS.
Este programa utiliza un conjunto completo de métodos de discretización de espacios en diferencias finitas para resolver ecuaciones de equilibrio. El método de Newton-Raphson se utiliza para resolver el sistema de ecuaciones no lineal en cada paso de tiempo, y el método de solución directa y el método de gradiente prejugado se utilizan para resolver el sistema de ecuaciones lineal en cada iteración. El modelo puede resolver problemas de flujo de agua y transporte de solutos unidimensionales, bidimensionales y tridimensionales. En el futuro, el modelo se combinará con características como histéresis capilar, discretización de rejilla no ortogonal, partición de elementos finitos y adsorción isotérmica no lineal de sólidos.
(3) Métodos de investigación
Normalmente, la simulación numérica del almacenamiento geológico de CO2 incluye los siguientes procesos principales.
(1) Establecer un modelo conceptual: basándose en los datos reales obtenidos mediante diversos métodos, generalmente se establece un modelo conceptual de almacenamiento geológico de CO2, que incluye el rango límite, la elevación de la formación o la tapa del depósito, y la altura del casquete del reservorio. Determinar parámetros y particiones, términos de fuente y sumidero, principales procesos físicos y químicos y dimensiones del modelo (unidimensional, bidimensional y tridimensional).
(2) Establecer un modelo matemático: establecer un sistema de ecuaciones diferenciales parciales que describan el flujo multifásico y el transporte de solutos reactivos multicomponente en acuíferos salinos profundos, incluidas las condiciones iniciales y las condiciones de contorno.
(3) Discretización del modelo: diversa información en el modelo conceptual se discretiza mediante la división de malla para formar una gran cantidad de unidades de malla y luego se convierte en unidades mediante diferencias finitas, elementos finitos y diferencias finitas integrales. Luego, las ecuaciones de conservación de masa y energía se linealizan mediante varios métodos para formar un sistema de ecuaciones algebraicas lineales, que luego se resuelven.
(4) Identificación y corrección del modelo: compare y ajuste los resultados del cálculo del modelo con los datos de monitoreo reales y ajuste los parámetros de manera adecuada y razonable para que el modelo pueda reflejar completamente la situación real. Hay grandes errores en el proceso de cotejo histórico y el modelo conceptual debería reexaminarse y revisarse. Para el análisis de sensibilidad de los parámetros del modelo, los parámetros más sensibles deben seleccionarse cuidadosamente e incluso es posible que se requiera una gran cantidad de experimentos para determinarlos.
(5) Predicción del modelo: después de establecer un modelo confiable, se puede realizar una predicción de simulación.
La clave de la simulación numérica es la generalización del modelo geológico, la precisión del cálculo y la velocidad de cálculo. Debido a que la precisión del cálculo depende del grado de discretización, y el grado de discretización determina la velocidad de cálculo, esto es una contradicción. Debemos elegir el grado de discretización y la velocidad de cálculo de acuerdo con las necesidades de resolución del problema.
La migración y disolución del CO2 en el yacimiento y la reacción química con la roca circundante forman un sistema de reacción multifase y multicomponente. Las principales ecuaciones matemáticas involucradas incluyen la bifásica CO2 supercrítica-agua. fluido Ecuaciones que rigen el movimiento, ecuaciones que rigen el transporte de solutos y ecuaciones de reacciones químicas. Para establecer modelos numéricos se suelen utilizar el método de diferencias finitas, el método de elementos finitos y el método integral de diferencias finitas.
En aplicaciones prácticas, el software de simulación numérica existente se utiliza a menudo para simular un proceso de almacenamiento geológico de CO2 y no implica desarrollo de software ni escritura de código de programa. Simplemente elija el software adecuado para la simulación y predicción de acuerdo con las necesidades de la investigación. Una vez seleccionado el software, básicamente se determina el modelo matemático y el modelo numérico.