深煤層井組CO2注入提高采收率關鍵參數模擬和試驗

葉建平，張　兵，韓學婷，張春杰

(1.中聯煤層氣有限責任公司,北京　100011；2.中國礦業大學 煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗，江蘇 徐州　221116)

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深煤層井組CO2注入提高采收率關鍵參數模擬和試驗

葉建平1，張兵1，韓學婷1，張春杰2

(1.中聯煤層氣有限責任公司,北京100011；2.中國礦業大學 煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗，江蘇 徐州221116)

摘要:深部煤層井組注入CO2開采煤層氣技術主要通過CO2的強吸附效應，能夠置換出更多的CH4，同時實現CO2的長期大量的埋藏。通過試驗分析，柿莊北地區CO2的吸附能力是CH4的2倍，隨著解吸壓力的降低，CH4比CO2會更快的解吸，能夠有效的置換CH4。CO2的注入引起煤儲層物性的變化，主要是由于CO2的吸附和解吸引起的基質膨脹與收縮效應造成滲透率的變化，并且呈現隨著壓力的降低先降低后迅速增加的變化規律。基于滲透率變化規律，應用模擬軟件建立地質模型和數值模型，分析了CO2注入量、頻率和注入方式對井組或單井的產量、采收率和CO2埋藏量的影響。模擬結果認為注入量10～15 t/d，連續注入90 d，關井90 d，反復實施2 a后，可以實現采收率的提高。通過現場試驗驗證，該區3號煤層吸附CO2的能力在8 t/d，井組的埋藏潛力約為12 616 t。

關鍵詞:深煤層；采收率；二氧化碳；數值模擬；沁水盆地

CO2的地質埋藏越來越引起人們的關注，它能夠有效的減少溫室氣體的排放。而煤層中埋藏CO2不同于常規油氣藏或者鹽水層中的埋藏。煤層中埋藏主要靠CO2強的吸附效應。常規煤層氣的開采主要通過排水降低煤儲層內的壓力，使得甲烷從煤的表面解吸出來，通過擴散作用，甲烷擴散到大的裂隙中，隨水運移到井筒，排出井口。常規的排采符合等溫吸附Langmuir曲線規律，當壓力降低到一定程度，煤層中甲烷很難再解吸出來，單井的采收率很難提高。

早在20世紀90年代就認為注入CO2能夠有效地提高煤層氣的產量和采收率[1]。通過注入CO2或者N2能夠降低甲烷的分壓，避免儲層在較低的壓力下滲透率迅速降低[2]。混合氣體中的N2最能夠降低CH4的分壓，因為它的吸附能力比甲烷弱，它更多的存在于孔隙當中。而CO2的分壓作用較小，但是CO2的吸附能力比甲烷要強很多，它能夠有效的讓甲烷解吸出來[3]。

通過實驗認為，CO2的吸附能力是甲烷的2～10倍，因此注入CO2提高煤層氣井的產量，同時能夠實現CO2在深部非開采煤層中的埋藏[4]。

目前，美國、加拿大、中國、波蘭和日本已經開展了煤層中注入CO2開采煤層氣的現場試驗。美國圣胡安盆地的Allison 區塊的注入項目是第1個CO2注入開采煤層氣的現場試驗[5]。圣胡安盆地是美國煤層氣開發比較成熟的地區，這個注入項目有9口生產井和4口注入井，總占地1.3 km2，從1995年4月開始到2001年8月，注入大約6 a的時間，共計注入263 000 t的CO2，最終有很少的CO2產出。在注入的過程中，一個突出的問題就是CO2注入到深部非開采煤層中，基質膨脹引起的滲透率的迅速降低，使注入效率低下。

中聯公司在沁水盆地已經開展了3次CO2注入開采煤層氣的現場試驗。試驗從淺部煤層單井吞吐開始，2004年在沁水盆地南部的TL-003井成功的實施了CO2注入試驗。共計注入CO2190 t，經過4個月的生產，產量達到原來日產量的2倍[6]。為了實現CO2的長期埋藏，2009年又開展了深部煤層的單井吞吐試驗，深部煤層滲透率明顯降低，注入CO2共計230 t，最終試驗有效地實現了單井產量的提高和CO2的埋藏[7-8]。

單井吞吐雖然可以實現產量的提高和CO2的埋藏，但是開井后會有部分CO2隨著CH4產出。為了實現CO2的長期大量埋藏，2011—2015年在沁水盆地柿莊北區塊開展了深煤層井組(SX006井組)注入CO2的現場試驗，共由11口井組成，注入井3口，生產井8口，目前累計注入3 963 t CO2，少量井實現了CO2的突破，具體如圖1所示。

圖1　沁水盆地柿莊北區塊SX-006試驗井組井位分布Fig.1　Distribution of SX-006 pilot wells in North Shizhuang Block

1CO2注入后氣體置換特征

在CO2與CH4混合條件下，CO2的吸附能力明顯大于甲烷。注入混合氣體后，在解吸過程中，CO2和CH4組分濃度變化均具有相同的變化規律，即甲烷含量下降，CO2含量上升，這說明在解吸過程中，CO2和甲烷氣體發生了置換作用，將更多的CH4從煤的表面解吸出來。對潞安礦高階煤實驗，CO2的吸附量是CH4吸附量的1.84～2.63倍，CO2對CH4的置換能力隨著壓力的增加而小幅度降低。壓力對置換效率沒有明顯的影響(圖2)。

圖2　30 ℃條件下CO2置換實驗吸附相組分變化Fig.2　Component variation of adsorption phase in CO2displacement experiment under 30 ℃

為了更好地說明CO2對甲烷解吸的影響，通過計算出解吸過程中單位壓力下解吸量的大小，即單位壓降下的解吸率來比較置換的效果。單位壓降下氣體解吸率的計算公式為

單位壓降下解吸率越大，說明解吸效果越好，由圖3可以看出煤樣解吸過程中，CO2和甲烷組分吸附量均具有相同的變化規律。解吸過程中，高壓狀態下，甲烷的解吸速率相對較高，CO2的解吸速率較低，當達到2 MPa后，CO2解吸速率大于甲烷。這是2種氣體的吸附特性決定的。

圖3　甲烷與CO2的解吸率Fig.3　Desorption rate of CH4 and CO2

2CO2注入后滲透率變化規律

通過實驗分析，CO2置換CH4過程中滲透率呈現先減小后增加的變化趨勢。注入過程，滲透率呈現減小的趨勢，相同壓力點下，初始含氣飽和度越大，滲透率減小的越快；混合氣體解吸過程，滲透率呈現增加的趨勢，相同壓力點下，含氣飽和度越低，滲透率增加的越快；壓力大于3.5 MPa時，隨著壓力降低，滲透率緩慢增加，當壓力小于2 MPa時，隨壓力降低，滲透率開始急劇增加。分析主要因為小于2 MPa后，CH4和CO2的解吸速率迅速增加，大量氣體的解吸導致基質的收縮效應明顯，滲透率急劇增加(圖4)。

圖4　CO2置換過程滲透率變化Fig.4　Permeability variation in CO2 displacement process

根據多孔彈性介質的本構方程，氣體滲流質量守恒方程，結合氣體吸附變形規律[9-10]，得出了煤層注CO2后孔隙度和滲透率的方程：

(1)

其中，

3地質模型建立

注入井區位于柿莊北區塊東南部，該區東西構造簡單，斷層不發育，中部發育斷層，煤層埋深變化在850～1 500 m，中部受褶皺影響煤層埋深變化較大。SX006井組位于區塊的東部緩坡帶，斷層基本不發育，3號煤層埋深在950 m左右，適合CO2-ECBM項目實施。目的煤層3號煤層位于山西組下部，厚度4.6～6.4 m，發育穩定，煤級為無煙煤。由北向南厚度總體上逐漸增大。

基于上述地質原型模型的分析，針對實施CO2-ECBM試驗的柿莊區塊SX-006井區，選擇3號煤層為目標煤層，將地質上繪制的煤儲層構造等值線圖、厚度等值線圖件進行數值化，輸入到模擬軟件中，同時導入井位坐標文件，形成井組的構造模型。

基于COMT3D模擬軟件中的常規笛卡爾網格系統，研究區的網格劃分為：平面網格用等步長，均為20 m×20 m，垂直方向網格為1個，總網格數為109×115×1=11 040個，即研究區X方向2 180 m，Y方向2 300 m，控制面積約5.02 km2。

為分析注入后研究區物性變化、置換以及運移能力，基于追蹤注入施工，完善注采地質模型的基礎上，進行井組歷史擬合，獲得儲層參數(表1)。

表1　煤層氣井擬合參數結果

4注入參數模擬

4.1定壓或定注入量模擬

為了探討注入方式變化對注入效果影響，分別設定了定注入量和定注入壓力下模擬方案，見表2。

表2　注入方案設計

分析相對于不注入CO2井組采收率百分增量結果顯示：同等注入量(定注入壓力條件下注入量按平均值換算)條件下，定注入壓力增產效果相對定注入量較差；在第4年左右，兩者增產效果恢復到同一水平(圖5)。

產出氣體中CO2的濃度分析，同等注入量條件下，定注入壓力下產氣中CO2濃度增產效果相對定注入量較高，但都未超過10%，因此濃度不是主要的影響因素。

綜合判定，定注入量相對定壓力，在同等條件下，提高井組早期采收程度，并愈早實現單井CO2突破。

4.2注入頻率模擬

為了分析不同注入周期對提高產量的影響，分別設定了連續注入2 a注入45 d年停45 d(第1種模式)、連續注入2 a注入90 d停90 d(第2種模式)和連續注入2 a注入180 d停180 d(第3種模式)3種模式。

同等日CO2注入量(4 000 m3/d)和CO2注入總量，不同注入周期注入增產效果差異顯著。由圖6來看，隨著注入周期增加，SX006-3井未來4 a內最大采收率百分增量與產氣中CO2濃度呈先迅速增加后平穩態勢。這暗示要確保提高最大采收率必須保證一定連續注入時間周期，當注入周期90 d后，注入周期對采收率百分增量影響不明顯。井組甲烷收率百分增量在未來4 a年內達不到10%，單井增產可達10%。

受日最高注入量限制，本次模擬進一步分析了不同注入周期對采收率和甲烷體積分數影響，分別對2 a和3 a注入做了對比模擬。結果顯示，隨著注入年限的增加，井組和單井未來4 a內最高甲烷采收率和CO2濃度呈增加趨勢。

4.3單日注入量模擬

采用連續注入90 d停90 d方式，分析3 000,6 500,10 000及15 000 m3/d注入速率下對注入增產效果影響。

就井組而言，隨著注入量增加，井組甲烷累計產量和采出程度增加(圖7)。相對不注入CO2情形，井組甲烷累計產量和采出程度在注入后產生下降階段，其顯示出：一方面CO2影響產氣具有相對滯后性，即注入時間為240 d而產量下降期在700 d左右；分析原因是CO2的注入引起井組儲層壓力的增加，在生產井周圍，CO2置換出的甲烷未擴散到達之前，生產井的產氣量會因為儲層中的甲烷未解吸而降低。另一方面影響下降段持續性，即注入量越高，該下降段持續時間越短，即注入量的增加可以有效的增加CO2的置換速率，使得置換的甲烷更快的到達生產井。

圖5　注入CO2井組采收率對比Fig.5　Recovery comparison diagram in CO2-injection

圖6　不同CO2注入持續時間對增產效果的影響Fig.6　Stimulation effect of different CO2 injection duration

就日產CH4和CO2來看，隨著排采時間增加，注入CO2后井組甲烷產量呈現出二次或者多次產氣高峰，而不注入下呈經典單一峰，而日產CO2在3 600 d內總體呈遞增趨勢。

圖7　井組累計甲烷產量及采出程度隨時間變化Fig.7　Cumulative production and recovery percentage vs.time

5實際效果分析

在完成敏感性分析的基礎上，設計最佳的注入方案：每天注入10～15 t，連續注入90 d，然后關井90 d，反復注入2個周期。

5.1井底壓力變化規律

由于在注入前期，注入井經過一段時間的生產，井底壓力和含氣飽和度都有所降低。根據注入壓力變化，將注入壓力分為補空階段、上升階段和穩定階段。

補空階段：初期SX006-3,SX006-7,SX006-13處于生產階段。隨著SX006-1,SX-006,SX006-2的相繼注入，生產井井底壓力尚未受其影響，沒有出現井底壓力升高的現象。初期注入壓力相對平穩。說明井筒近井地帶地層流體還未達到飽和狀態，煤層孔隙壓力相對較低，注入的CO2氣體很容易將地層流體推走。

上升階段： 注入47 d后，隨著CO2注入量的增加，地層流體逐步達到飽和狀態，煤層孔隙壓力逐步升高，所以，注入時井口壓力隨之升高。注入壓力逐步升高，油管壓力5.8～10.0 MPa。

穩定階段：井底壓力14.94～19.01 MPa，井底溫度17.39～29.04 ℃。井底壓力每天增加速度較慢，注入后的CO2經過地層的運移和吸附，井底壓力緩慢降低。說明地層擴散CO2越來越慢，但穩定在8 t的吸附能力(圖8)。

圖8　井底壓力隨注入量的變化Fig.8　Bottom hole pressure vs.injection rate

5.2注入產量預測

隨著注入的進行，產氣量呈先降低而后增加的趨勢，在2015年9月注入后的產氣量相對不注入日產氣量。井組的采收率百分增量亦呈相似趨勢，在2017年1月附近其CO2-ECBM正向效應開始顯現(圖9)。

圖9　井組產氣量預測Fig.9　Production forecast curves

5.3CO2埋藏潛力估算

采用CO2-ECBM技術，理論上煤層氣可采系數可以達到100%，結合歷史擬合，CO2在煤層中的吸附量理論上可達到35.5 m3/t。3號煤層樣品的工業分析結果表明水分為0.55%～1.01%，平均為0.81%；灰分為8.48%～15.63%，平均為11.24%。單井的最終影響半徑本次估算按200 m，煤層厚度依據各井結果為5.7～6.9 m，平均為6.24 m，該區煤的密度依1.4 t/m3估算。分別估算單井、井組及其區域的CO2埋藏潛力。單井的理論最大埋藏量為2 240×104～3 790×104m3；井組的理論最大埋藏量約為13.3×108m3。

通過模擬地層實際壓力和物性，設定周邊生產井產出氣體中CH4含量大于20%即停止注入，連續注入3次、各注入井注入量為165×104m3/t(3 240 t)之后，生產井SX006-3檢測到CO2突破，此時井組累計CO2注入量為643.42×104m3(12 616 t)，各注入井累計注入量分別為：SX006(4 278 t)、SX006-1(4 862 t)、SX006-2(3 476 t)。實際埋藏只占理論最大埋藏量的0.5%左右。

6結論

(1)試驗區CO2的吸附能力是CH4的2倍左右，能夠有效的置換CH4。

(2)CO2注入后引起的煤儲層物性的變化，直接影響了儲層滲透率的變化。其中，因為CO2的吸附引起的基質膨脹和收縮效應造成的滲透率的變化更大。

(3)通過試驗任務試驗區3號煤層對CO2的吸附能力在8 t/d。

(4)通過注入CO2能夠有效的實現CO2的埋藏和煤層氣井產量、采收率的提高。

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Well group carbon dioxide injection for enhanced coalbed methane recovery and key parameter of the numerical simulation and application in deep coalbed methane

YE Jian-ping1,ZHANG Bing1,HAN Xue-ting1,ZHANG Chun-jie2

(1.ChinaUnitedCoalbedMethaneCorporation,Ltd.,Beijing100011,China;2.KeyLaboratoryofCBMResourcesandReservoirProcess,MinistryofEducation,ChinaUniversityofMiningandTechnology,Xuzhou221116,China)

Abstract:CO2-ECBM technology in deep coal seam is that CO2 can replace more CH4 and be buried in a long-term because of its strong adsorption effect.Experimental analysis in northern Shizhuang shows that the CO2 adsorption capacity is two times of CH4.With desorption pressure decrease,CH4 has higher desorption speed than CO2 so that it can be displaced effectively.CO2 injection causes the change of the physical property of coal reservoir,mainly refers to permeability variation caused by matrix shrinkage and swelling during CO2 adsorption and desorption,and the permeability decreases at first and increases rapidly with the decrease of pressure.By applying the permeability change rule,the geological model and numerical model were established.The influences of CO2 injection quantity,frequency and injection mode on the yield,recovery ratio and CO2 burial of the well group or single well were analyzed.The simulation results show that the gas recovery increases after two years CO2 injection with the injection rules such as the injection rate of 10-15 tons per day,continuous injection for 90 days,closing well for 90 days.Field test indicates that the CO2 adsorption capacity of No.3 coal seam is 8 tons/day.The group well burial potential is about 12 616 t.

Key words:deep coal seam;recovery;carbon dioxide;numerical simulation;Qinshui Basin

中圖分類號:P618.11

文獻標志碼:A

文章編號:0253-9993(2016)01-0149-07

作者簡介:葉建平(1962—)，男，浙江寧海人，教授級高級工程師，博士。E-mail:yejp01@163.com

基金項目:國家科技重大專項資助項目(2011ZX05042-003)

收稿日期:2015-10-10修回日期:2015-11-28責任編輯:韓晉平

葉建平，張兵，韓學婷,等.深煤層井組CO2注入提高采收率關鍵參數模擬和試驗[J].煤炭學報,2016,41(1):149-155.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9033

Ye Jianping,Zhang Bing,Han Xueting,et al.Well group carbon dioxide injection for enhanced coalbed methane recovery and key parameter of the numerical simulation and application in deep coalbed methane[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):149-155.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9033