基于物质的量平衡的气藏CO_(2)埋存潜力评估方法.pdf

文章编号：10007393(2023)02019706DOI:10.13639/j.odpt.2023.02.011基于物质的量平衡的气藏 CO2埋存潜力评估方法汤勇1刘梦云1秦佳正1汪勇1袁权2李相宏2何佑伟11.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室；2.中国石油西南油气田公司川中油气矿引用格式：汤勇，刘梦云，秦佳正，汪勇，袁权，李相宏，何佑伟.基于物质的量平衡的气藏 CO2埋存潜力评估方法J.石油钻采工艺，2023，45（2）：197-202.摘要：枯竭气藏是进行 CO2埋存的有利场所之一，进行气藏 CO2埋存潜力评估至关重要。基于气藏生产和 CO2埋存采注过程中物质的量平衡原理，考虑气体偏差系数随着温度和压力的变化，依据气体状态方程，建立了气藏 CO2埋存潜力评估模型，分析了采出程度和气体偏差系数对气藏 CO2埋存量的影响。结果表明，采出程度和气体偏差系数越大，越有利于 CO2埋存。结合川中A 区块 L1 井的实际参数进行了 CO2埋存潜力评估，考虑气体偏差系数随储层温度和压力变化预测的 CO2埋存量比传统物质平衡法计算的埋存量高 27%。该方法对 CO2埋存潜力评价研究及埋存方案优化具有重要意义。关键词：枯竭气藏；CO2埋存量；物质的量平衡；气体偏差系数；CO2埋存潜力评估中图分类号：TE319文献标识码：AA evaluation method of CO2 sequestration potential in gas reservoirs based on mole balanceTANGYong1,LIUMengyun1,QINJiazheng1,WANGYong1,YUANQuan2,LIXianghong2,HEYouwei11.State Key Laboratory of Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,Sichuan,China;2.Central Sichuan Oil and Gas District,PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company,Suining 629000,Sichuan,ChinaCitation:TANGYong,LIUMengyun,QINJiazheng,WANGYong,YUANQuan,LIXianghong,HEYouwei.AevaluationmethodofCO2sequestrationpotentialingasreservoirsbasedonmolebalanceJ.OilDrilling&ProductionTechnology,2023,45(2):197-202.Abstract:DepletedgasreservoirsareoneofthefavorablesitesforundergroundCO2sequestration,anditisvitaltoevaluatetheCO2sequestrationpotentialofgasreservoirs.BasedontheprincipleofmolebalanceinthegasrecoveryandCO2sequestration,productionandinjectionprocesses,thegasreservoirCO2sequestrationpotentialevaluationmodelwasdeveloped,whichincorporatesthegasstateequationandthevariationofgasdeviationfactorwithtemperatureandpressure.Withthismodel,theeffectsofthegasrecoveryefficiencyandgasdeviationfactorontheCO2sequestrationcapacitywereanalyzed.TheresultsshowthathigherrecoveryefficiencyandgasdeviationfactoraremorefavorableforCO2sequestration.TheCO2sequestrationpotentialevaluationforWellL1inblockA,centralSichuanBasin,revealsthattheCO2sequestrationcapacitypredictedbythepresentedmethodconsideringthevariationofgasdeviationfactorwithreservoirtemperatureandpressureis27%higherthanthatestimatedbytheconventionalmaterialbalancemethod.ThepresentedmethodisvaluableforCO2sequestrationpotentialevaluationandschemeoptimization.Key words:depletedgasreservoir;CO2sequestrationcapacity;molebalance;gasdeviationfactor;CO2sequestrationpotentialevaluation基金项目:国家自然科学基金“超低渗透油藏 CO2强化采油过程中多孔介质相态及微观渗流机理研究”(编号：51974268)；四川省科技计划项目“特低渗透油藏 CO2驱微观渗流理论及影响机制研究”(编号：2019YJ0423)。第一作者:汤勇(1975-)，现从事油气相态理论及测试、气田及凝析气田开发、注气提高采收率方面的教学及科研工作，教授，博士生导师。通讯地址：(610500)四川省成都市新都大道 8 号。电话：[phone]。E-mail：通讯作者:秦佳正(1993-)，现从事 CO2提高采收率与埋存、人工智能在油气领域的应用、复杂油气藏渗流理论方面教学及科研工作，副研究员，硕士生导师。通讯地址：(610500)四川省成都市新都大道 8 号。E-mail：第45卷第2期石油钻采工艺Vol.45No.22023年3月OILDRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGYMar.2023随着世界范围内化石燃料的大量使用，CO2排放量在不断增大，过量排放 CO2将会给地球环境和人类生活带来严重的影响。为解决和应对 CO2排放量过大带来的环境问题，国内外的研究学者Bachu 等1(2003)、沈平平等2(2009)对 CO2捕集、利用和埋存技术(CCUS)进行研究，确定 CCUS技术是减少碳排放的有效途径。王敏生等3(2021)对碳中和约束下的油气行业发展形势及应对策略进行了分析。Wang 等4(2021)认为 CCUS是实现碳达峰和碳中和所需的关键技术路径。CCUS 技术的发展将会给世界带来巨大的环境效益和经济效益。CO2埋存潜力与经济效益直接相关，准确快速评价 CO2埋存潜力能够量化 CCUS 技术给社会和环境带来的经济效益，因此需要进行 CO2埋存潜力评估。目前常见的 CO2埋存量计算方法包括：容积法、压缩系数法、类比法、概率预测法、数值模拟法等。Zhou 等5(2008)、李琴等6(2011)使用容积法和压缩系数法对盐水层进行了埋存潜力评估。Frailey7(2009)回顾总结了类比法、容积法、压缩系数法、物质平衡法和数值模拟法预测埋存潜力的异 同。Jonathan 等 8(2021)、Noureldin 等 9(2022)运用概率法对储层 CO2埋存潜力进行了评估，同时分析了与该方法相关的不确定性。高冉等10(2021)提出一种基于数值模拟组分闪蒸运算的 CO2驱动态埋存潜力计算方法。赵丰年等11(2020)、唐良睿等12(2021)运用数值模拟方法结合理论计算公式对储层 CO2封存能力进行了研究。王锐等13(2021)使用实验和数值模拟的方法，建立了深部咸水层埋存过程中有效埋存量评估方法。Agartan 等14(2018)使用物质平衡方法对枯竭气藏进行 CO2埋存量评估。常规 CO2埋存潜力评估方法，如容积法、类比法、经验公式法存在误差大、计算精度较低的缺点；概率预测法、数值模拟法能够满足一定的精度要求，但建模及运算计算过程复杂，且耗时较长，要求参数过多。目前仍缺乏考虑埋存过程中气体偏差系数随温度、压力变化且建模过程快速简单的 CO2埋存潜力评估方法。笔者建立了基于物质的量平衡的气藏 CO2埋存潜力评估方法，考虑气体偏差系数随着温度和压力的变化，并基于川中地区实际资料计算了 A 区块 L1 井CO2埋存量。1 CO2埋存潜力评估模型根据物质的量平衡原理，建立考虑气藏生产和CO2埋存等采注过程的摩尔守恒关系式。ngm=nginp+nco2(1)ngm=pgmVgmZgmRTgm(2)其中Vgm=VHCiVHCicf+Swccw1Swi(pi pgm)(3)ngi=piVHCiZgiRTi(4)np=pscGpZscRTsc(5)nco2=pscGco2ZscRTsc(6)式中，ngm为目前状态下混合气摩尔量，kmol；ngi为原始气相摩尔量，kmol；np为采出的井流物摩尔量，kmol；nCO2为注入 CO2摩尔量，kmol；pgm、pi、psc分别为目前状态下储层压力、原始地层压力、标况压力，MPa；Zgm、Zgi、Zsc分别为目前状态下混合气偏差系数、原始烃类偏差系数、标况下偏差系数；Vgm、VHCi分别为目前状态下混合气孔隙体积、原始烃类孔隙体积，m3；Gp、Gp、GCO2分别为原始地质储量、累计井流物产量、注入 CO2体积，m3；Tgm、Ti、Tsc分别为目前状态下的储层温度、原始储层温度、标况温度，K；Bgi为原始状态下气体的体积系数，m3/m3；R 为通用气体常数，0.008314MPa m3/(kmol K)；Vp、Vwc分别为孔隙体积变化量、束缚水体积变化量15，m3；Swc、Swi分别为束缚水饱和度、原始含水饱和度；ce、cf、cw分别为有效压缩系数、岩石压缩系数、地层水压缩系数，MPa1。将式(2)式(6)代入式(1)可得pgmVHCiVHCice(pi pgm)ZgmRTgm=piVHCiZgiRTipscGpZscRTsc+pscGco2ZscRTsc(7)VHCi=GiBgi(8)将式(8)代入式(7)得pgmGiBgiGiBgice(pi pgm)ZgmTgm=piGiBgiZgiTipscGpZscTsc+pscGco2ZscTsc(9)198石油钻采工艺2023 年3月（第45卷）第2期Bgi=pscZscTscZgiTipi(10)将式(10)代入式(9)并化简得Gipgmce(pi pgm)ZgmTgmZgiTipi=GiGp+Gco2(11)最终的 CO2埋存体积为Gco2=Gipgmce(pi pgm)ZgmTgmZgiTipi1+Gp(12)左右同除以 Gi得Rco2 i=PZ(1+ce)TiTgmceZgiTiZgmTgm1+RF(13)其中Rco2 i=Gco2Gi；RF=GpGi；PZ=pgmZgiZgmPi(14)式中，Rco2i为累计注入的 CO2体积与气藏地质储量的比值；PZ为目前混合气下的储层压力和烃类偏差系数的乘积与原始储层压力和目前混合气下的偏差系数的乘积的比值16；RF为气藏采出程度。2 气藏 CO2埋存量影响因素分析采出程度决定气藏能够直接埋存的空间，气体偏差系数体现气体随着温度、压力的变化，在埋存潜力评估时不能忽略这 2 个因素的影响。2.1 采出程度的影响采出程度为累计井流物产量与地质储量的比值，通过改变累计井流物产量，运用上述模型进行埋存量计算。模型主要参数见表 1，控制其他参数不变，如：原始烃类偏差系数固定为 0.9803 不变，改变采出程度，分析采出程度对 CO2埋存量的影响。表1模型参数Table1Modelparameters参数数值气藏地质储量/108m30.8气藏累计井流物量/108m30.5159储层原始温度/79储层原始压力/MPa37储层废弃压力/MPa20原始烃类偏差系数0.601.10采出程度/%40100设置压力为原始地层压力 37MPa，计算不同采出程度下的气藏 CO2埋存量，结果见图 1，绘制出不同采出程度对应的气藏 CO2埋存量随储层压力变化曲线(图 2)和 RCO2-i随 PZ变化曲线(图 3)。0510152025405060708090100CO2埋存量/104 t采出程度/%图1地层压力37MPa时气藏CO2埋存量随采出程度变化曲线Fig.1CO2sequestrationcapacityvs.gasrecoveryefficiencyofgasreservoiratreservoirpressureof37MPa0369121518212420.024.529.033.538.0CO2埋存量/104 tpgm/MPaRF:40%100%40%45%50%55%60%65%70%75%80%85%90%95%100%图2不同采出程度对应的气藏 CO2埋存量随储层压力变化曲线Fig.2CO2sequestrationcapacityvs.reservoirpressureunderdifferentrecoveryefficiencies00.20.40.60.81.01.21.41.60.60.70.80.91.01.11.21.31.4RCO2-iPZ40%45%50%55%60%65%70%75%80%85%90%95%100%RF:40%100%图3不同采出程度对应的 RCO2i随 PZ变化曲线Fig.3RCO2ivs.PZunderdifferentrecoveryefficiencies从图 1 可看出，随采出程度的增大，CO2埋存量增大。亏空体积越大，越有利于 CO2埋存。采出程度较低的气藏，因其孔隙体积内仍然有地层水、烃类气体等存在，对 CO2埋存不利。采出程度越高，能够用于埋存的孔隙空间越多。从图 2 可看出，随着采出程度的增加，CO2埋存量随储层压力变化曲线的斜率不断增大，与图 1 变化趋势相符合。图 3 为CO2埋存潜力评估图版，根据原始状态下和目前状汤勇等：基于物质的量平衡的气藏 CO2埋存潜力评估方法199态下的气体偏差系数和压力，计算出对应的 PZ值，结合气藏地质储量即可算出气藏 CO2埋存量。2.2 气体偏差系数的影响通过 Standing-Katz 图版17得到不同温度和压力下(压力 20100MPa、温度 79)天然气和CO2的气体偏差系数。分别计算出单一气体的偏差系数，拟合得到烃类和 CO2偏差系数随压力变化的关系式(15)、(16)，多项式系数见表 2。模型主要参数见表 1，控制其他参数不变，如采出程度固定为60%不变，改变气体偏差系数，分析其对气藏CO2埋存量的影响。表2烃类气体和 CO2偏差系数拟合参数Table2Parametersofhydrocarbongas-CO2deviationfactorfitting参数数值参数数值a10.000000000023384b10.000000000453922a20.000000004392886b20.000000031647204a30.000000296430714b30.000000420549037a40.000005987165885b40.000069538204790a50.000275815977575b50.000837208846688a60.009451566705109b60.022409037735424a71.000013806871578b70.998299784705177Zg=a1p6gm+a2p5gm+a3p4gm+a4p3gm+a5p2gm+a6pgm+a7(15)Zco2=b1p6gm+b2p5gm+b3p4gm+b4p3gm+b5p2gm+b6pgm+b7(16)式中，Zg为烃类气体偏差系数；ZCO2为 CO2偏差系数；a1a7为烃类气体偏差系数拟合参数；b1b7为CO2偏差系数拟合参数。基于式(17)计算不同压力对应的混合气体偏差系数15。Zgm=ZCO2RF+Zg(1RF)(17)式中，Zgm为烃类气体和 CO2混合状态下的气体偏差系数。图 4 为 CO2、烃类气体、混合气体的偏差系数随着储层压力的变化曲线，可以看出，在相同的温度和压力条件下，烃类气体的偏差系数大于 CO2，且当压力大于 32MPa 时，烃类气体的偏差系数大于 1，与理想气体相比更难压缩，体积更大。CO2和混合气体的偏差系数都小于 1，表示其与理想气体相比更易于压缩，体积更小。0.60.70.80.91.01.11823283338pgm/MPaZCO2ZgmZg气体偏差系数图4气体偏差系数随储层压力变化曲线Fig.4Gasdeviationfactorvs.reservoirpressure按照混合气体偏差系数的计算公式，在相同温度、压力条件下，CO2的气体偏差系数比烃类气体更小，表明当气藏的烃类气体采出越多时，CO2埋存的越多，混合气性质(偏差系数)越接近于 CO2。3 应用示例 3.1 目标气藏概述四川盆地是一个大型富含天然气盆地，已发现常规和非常规两大类油气资源，油气产层多，资源丰富，油气勘探潜力大18-19。川中地区上三叠统须家河组蕴藏着巨大的天然气资源，是典型的气藏储层20-21。目标气藏储集类型为裂缝孔隙型，以孔隙作为主要的储集空间，裂缝作为油气渗流的重要通道。储层厚度在 1050m 之间，岩性以中细粒长石岩屑砂岩为主，具有低孔、低渗特征。气藏储层非均质性强，连通性普遍较差。A 区块 L1 井开发已接近尾声，累产量高，储层具有亏空，满足气藏储存CO2能力的原则，可作为 CO2埋存层。结合四川盆地川中地区 A 区块 L1 井的相关资料，评估该井埋存潜力。L1 井埋深 2672.05m，储层压力 37MPa，储层温度 79。储层埋深大于 800m，小于最大注入深度 5000m，埋深处于中等适应条件22；储层原始压力较大，但到开发后期枯竭状态时地层压力较小，地层压力处于较好适应条件；储层温度 79，处于较好适应条件23，能够满足 CO2以超临界流体的形态储存于地下22。对应气藏厚度 54m，具有较大的气藏亏空体积。地层倾角较低，气藏岩性以砂岩为主，表明 L1 井气藏相关层位具有 CO2埋存的潜力。上覆盖层为泥岩，盖层厚度较大，渗透率小于 0.01103m2，能够满足 CO2埋存后的密封性能。总结该气藏能够进行 CO2储存，也具备埋存后200石油钻采工艺2023 年3月（第45卷）第2期密封的能力，因此需要进行 CO2埋存潜力评估。3.2 气体偏差系数计算基于 SK 图版17分别得到压力 20100MPa、温度 79 状态下烃类气体和 CO2的偏差系数，分别拟合得到烃类和 CO2偏差系数随着地层压力的变化。由式(15)、(16)可以计算出 20100MPa 区间内任意压力条件下两种气体对应的偏差系数。A 区块 L1 井原始地层压力为37MPa，该压力下混合气体偏差系数为 0.8313。3.3 计算结果对气藏 CO2埋存量进行编程计算，绘制 L1 井对应气藏 CO2埋存量随压力变化曲线(图 5)和RCO2i随 PZ变化曲线(图 6)。可以看出，考虑气体偏差系数随储层温度和压力的变化预估的 CO2埋存量为 86493t，比不考虑其随温度、压力变化的传统物质平衡法的气藏 CO2埋存量增加 27%，计算结果更符合实际，对评估气藏 CO2埋存潜力具有一定的现实意义。2345678920232629323538CO2埋存量/104 tpgm/MPa考虑气体偏差系数随温度、压力变化不考虑气体偏差系数随温度、压力变化图5L1 井 CO2埋存质量随压力变化曲线Fig.5CO2sequestrationcapacityvs.pressureforWellL10.40.50.60.70.80.90.70.80.91.01.11.2RCO2-iPZ图6RCO2i随 PZ变化曲线Fig.6RCO2ivs.PZ 4 结论(1)运用物质的量平衡方法，考虑了气体偏差系数随着温度、压力的变化，建立了气藏 CO2埋存潜力评估模型，能够更准确地预测埋存量，为气藏CO2埋存量计算提供了一种新的计算方法。(2)采出程度和气体偏差系数对计算模型具有重要影响，采出程度直接决定能够埋存 CO2的亏空体积，又决定了混合状态下气体偏差系数的计算，本文的 CO2埋存潜力评估模型更适合于采出程度大于 40%的气藏。(3)下一步将结合构造埋存量，将溶解埋存量、矿化埋存量、残余气埋存量等对应不同机理的埋存量考虑进模型，建立更加精确的计算枯竭气藏CO2埋存量模型。参考文献：BACHUS,SHAWJ.EvaluationoftheCO2sequestra-tioncapacityinAlbertasoilandgasreservoirsatdeple-tionandtheeffectofunderlyingaquifersJ.JournalofCanadianPetroleumTechnology,2003,42（9）:51-61.1沈平平,廖新维,刘庆杰.二氧化碳在油藏中埋存量计算方法J.石油勘探与开发,2009,36（2）：216-220.SHENPingping,LIAOXinwei,LIUQingjie.Methodo-logy for estimation of CO2 storage capacity in reser-voirsJ.Petroleum Exploration and Development,2009,36（2）:216-220.2王敏生,姚云飞.碳中和约束下油气行业发展形势及应对策略J.石油钻探技术,2021,49（5）：1-6.WANGMinsheng,YAOYunfei.DevelopmentsituationandcountermeasuresoftheoilandgasindustryfacingthechallengeofcarbonneutralityJ.PetroleumDrillingTechniques,2021,49（5）:1-6.3WANGY,GUOCH,CHENXJ,etal.Carbonpeakandcarbon neutrality in China:Goals,implementation pathand prospectsJ.China Geology,2021,4（4）:720-746.4ZHOUQL,BIRKHOLZERJT,TSANGCF,etal.AmethodforquickassessmentofCO2storagecapacityinclosedandsemi-closedsalineformationsJ.Interna-tionalJournalofGreenhouseGasControl,2008,2（4）:626-639.5李琴,李治平,胡云鹏,等.深部盐水层CO2埋藏量计算方法研究与评价J.特种油气藏,2011,18（5）：6-10,32.LIQin,LIZhiping,HUYunpeng,etal.AssessmentofCO2 storage calculation for deep saline aquifersJ.SpecialOil&GasReservoirs,2011,18（5）:6-10,32.6FRAILEYSM.MethodsforestimatingCO2storageinsaline reservoirsJ.Energy Procedia,2009,1（1）:2769-2776.7ASANTEJ,AMPOMAHW,ROSE-COSSD,etal.Prob-8汤勇等：基于物质的量平衡的气藏 CO2埋存潜力评估方法201abilisticassessmentanduncertaintyanalysisofCO2stor-age capacity of the Morrow B Sandstone-FarnsworthFieldUnitJ.Energies,2021,14（22）:7765.NOURELDIN M,ALLINSON W G,CINAR Y,etal.CouplingriskofstorageandeconomicmetricsforCCSprojectsJ.International Journal of Greenhouse GasControl,2017,60:59-73.9高冉,吕成远,周凯,等.一种基于组分闪蒸运算的CO2驱动态埋存潜力计算方法J.石油钻采工艺,2021,43（1）：70-75.GAO Ran,LV Chengyuan,ZHOU Kai,etal.A CO2floodingdynamicstoragepotentialcalculationmethodbased on compositional flash calculationJ.OilDrilling&ProductionTechnology,2021,43（1）:70-75.10赵丰年,辛翠平.储层CO2封存能力研究J.非常规油气,2020,7（3）：72-76,54.ZHAOFengnian,XINCuiping.StudyonCO2storagecapacityofreservoirsJ.UnconventionalOil&Gas,2020,7（3）:72-76,54.11唐良睿,贾英,严谨,等.枯竭气藏CO2埋存潜力计算方法研究J.油气藏评价与开发,2021,11（6）：858-863.TANGLiangrui,JIAYing,YANJin,etal.Studyoncal-culationmethodofCO2storagepotentialindepletedgasreservoirJ.ReservoirEvaluationandDevelopment,2021,11（6）:858-863.12王锐,李阳,吕成远,等.鄂尔多斯盆地深部咸水层CO2驱水与埋存潜力评价方法研究J.非常规油气,2021,8（5）：50-55,69.WANGRui,LIYang,LVChengyuan,etal.StudyonpotentialevaluationmethodonCO2EWRandstoragefordeepsalinelayersinOrdosBasinJ.Unconven-tionalOil&Gas,2021,8（5）:50-55,69.13AGARTANE,GADDIPATIM,YIPY,etal.CO2stor-ageindepletedoilandgasfieldsintheGulfofMex-icoJ.InternationalJournalofGreenhouseGasCon-trol,2018,72:38-48.14郭平,欧志鹏.考虑水溶气的凝析气藏物质平衡方程 J.天然气工业,2013,33（1）：70-74.GUOPing,OUZhipeng.Materialbalanceequationofacondensate gas reservoir considering water solublegasJ.NaturalGasIndustry,2013,33（1）:70-74.15TSENGCC,HSIEHBZ,HUST,etal.Analyticalap-16proachforestimatingCO2storagecapacityofproducedgasreservoirswithorwithoutawaterdriveJ.Inter-nationalJournalofGreenhouseGasControl,2012,9:254-261.STANDING M B,KATZ D L.Density of NaturalGasesJ.TransactionsoftheAIME,1942,146（1）:140-149.17李国辉,苑保国,朱华,等.四川盆地超级富气成因探讨J.天然气工业,2022,42（5）：1-10.LIGuohui,YUANBaoguo,ZHUHua,etal.Genesisofsuper-richgasintheSichuanBasinJ.NaturalGasIndustry,2022,42（5）:1-10.18戴金星,倪云燕,刘全有,等.四川超级气盆地J.石油勘探与开发,2021,48（6）：1081-1088.DAIJinxing,NIYunyan,LIUQuanyou,etal.SichuansupergasbasininsouthwestChinaJ.PetroleumEx-plorationandDevelopment,2021,48（6）:1081-1088.19陈果,刘哿行,李洪玺,等.四川盆地上三叠统须家河组陆相页岩气资源潜力分析J.天然气技术与经济,2019,13（5）：21-29.CHENGuo,LIUGehang,LIHongxi,etal.ResourcepotentialofcontinentalshalegasinUpperTriassicXuji-aheFormation,SichuanBasinJ.NaturalGasTech-nologyandEconomy,2019,13（5）:21-29.20李新豫,欧阳永林,包世海,等.四川盆地川中地区须家河组气藏地震检测J.天然气地球科学,2016,27（12）：2207-2215.LIXinyu,OUYANGYonglin,BAOShihai,etal.TheseismicdetectionofgasbearingforXujiaheFormationin the middle of Sichuan BasinJ.Natural GasGeoscience,2016,27（12）:2207-2215.21RAZAA,GHOLAMIR,REZAEER,etal.Preliminaryassessment of CO2 injectivity in carbonate storagesitesJ.International Journal of Greenhouse GasControl,2017,3（1）:144-154.22MIZX,WANGFG,YANGYZ,etal.EvaluationofthepotentialityandsuitabilityforCO2geologicalstor-ageintheJunggarBasin,northwesternChinaJ.In-ternational Journal of Greenhouse Gas Control,2018,78:62-72.23（修改稿收到日期2022-12-26）编辑朱伟202石油钻采工艺2023 年3月（第45卷）第2期