山西沁水盆地柿庄北区块3#煤层注入埋藏CO2提高煤层气采收率试验和评价

叶建平，张 兵，Sam Wong

(1.中联煤层气有限责任公司，北京 100011;2.阿尔伯达技术研究，埃德蒙顿，加拿大 T6N1E4)

1 前言

深部煤层注入/埋藏CO2开采煤层气(CO2－ECBM)技术是指通过向煤层中注入一定量的CO2，利用CO2更容易吸附到煤层表面上的性质，置换出更多的CH4，提高煤层气井的单井产量和采收率，将大量的温室气体埋藏到煤层中。该技术能实现CO2埋存，并可提高煤层气井产量。目前，美国、加拿大、波兰、中国和日本都进行了微型先导性试验。多次试验结果表明向煤层中注入CO2能够提高煤层气井的产量和埋存CO［1～8］2。2007年，中联煤层气有限责任公司在沁水盆地柿庄北区块SX－001井开始了单井注入/埋藏CO2提高煤层气采收率试验，并取得了预期成果。深部煤层注入CO2野外施工，形成了深部煤层注入/埋藏CO2的施工工艺，实现CO2的埋存210 t;同时，向深部煤层中注入CO2能够使煤层气井单井产量提高两倍。形成了单井注入CO2开采煤层气数值模拟技术、工程评价技术、提高采收率及埋存潜力的预测技术。

2 试验区地质和工程条件

本次试验之前，对沁水盆地南部柿庄北区块进行了选区评价，采用了地质、工程和经济3大方面17个评价指标对该区块进行了评价，认为该区块3#煤层资源丰度高，CO2埋藏潜力大，注入后提高煤层气采收率的效果好。

2.1 试验区地质条件

选择区块内探井SX－001井进行试验。该井位于沁水盆地沁水复向斜东翼，煤层厚度大、3#煤层含气量大。构造简单，该井周围1.5 km范围内未见大的断层，地质条件适合CO2的注入和埋藏。

2.1.1 构造特征

柿庄北区块呈一单斜构造，发育有一系列规模、大小不等的次一级褶曲，地层走向 NNE、倾向NWW，地层倾角一般小于6°，局部受构造影响最高可达15°。区内大型断层不甚发育，未见落差100 m以上的断层，小断层多发育于褶曲的翼部。煤层埋深总体由东向西变深，中部受褶皱影响有较大变化(见图1)。区块西部边界已接近沁水复向斜轴部。

图1 柿庄北区块构造图Fig.1 Structural map of the Shizhuang North Block

2.1.2 地层和煤层发育特征

该区主要含煤地层为二叠系下统山西组(P1s)和石炭系上统太原组(C3t)，煤层厚度较大，分布广泛，保存完整。石炭系上统太原组，厚80～130 m，为一套海陆交互相含煤地层。二叠系下统山西组，厚45～55 m，为一套陆相含煤岩系。本区山西组3#煤层为稳定的中厚煤层，厚度在4～6 m变化。太原组15#煤层为较稳定的中厚煤层，煤层厚度在4～6.6 m之间。

3#煤层底板标高最大约350 m，位于本区东南角，最小标高约－350 m，位于区内中央向斜的核部，煤层倾向NWW，埋深随煤层倾向总体呈变深趋势，最浅约830 m，最深1 600 m以上，地表标高变化对煤层埋深的影响也较明显。15#煤层底板标高最大约250 m，亦位于本区东南部，最小标高约－540 m，位于区内中央倾向向斜的核部，煤层主要是NWW倾向，埋深随煤层总体呈变深趋势，局部达1 700 m以上。15#煤层位于3#煤层下部90～110 m范围，形态与3#煤层基本一致，且层间距变化不大。

2.1.3 水文地质特征

该区含水层有煤系基底的奥陶系灰岩裂隙岩溶含水层、太原组K2和K3灰岩含水层、山西组砂岩裂隙含水层、下石盒子组和上石盒子组砂岩裂隙含水层及第四系砂砾石含水层。隔水层有煤系地层底部铝土质泥岩、下伏的奥陶系峰峰组、太原组含水层与山西组含水层之间有百米的砂泥岩互层。各地层组之间不存在水力联系。

柿庄北区块煤层埋深较大，山西组3#煤层一般在1 000 m以内，断层不发育，上覆地层上下石盒子组泥岩粉砂岩比例较高，封闭性良好，同时含水层富水性弱，地下水动力条件差。有利于CO2在煤层中的封存，地质埋藏安全性条件良好。

2.2 储层条件

2.2.1 煤岩煤质及含气性特征

3#、15#煤层无机组分均以粘土类为主，含少量碳酸盐类、硫化物类和氧化硅类矿物。3#煤层中上部外生裂隙不发育，内生裂隙5～8条/5 cm，下部呈粉状。15#煤层外生裂隙不发育，内生裂隙5～10条/5 cm。镜质组最大反射率，3#煤层为2.626% ～2.737%，平均为2.682%;15#煤层为2.617% ～2.693%，平均为2.655%。煤变质程度相当于无烟煤阶段。

煤层含气量的平面分布特征与煤层埋藏深度变化相关，平面上存在着自盆地边缘向中深部含气量增高的特点。根据已有钻井统计，本区煤层含气量比较高，3#煤层 17.70 m3/t.daf，15#煤层 11.97 m3/t.daf。区内煤层气成分单一，以CH4为主，CH4占98%以上。

2.2.2 煤储层物性特征

该区块在两口井进行试井测试，3#煤层渗透率分布在0.8～0.002×10－3μm2。煤层渗透率变化很大，说明煤层非均质性和煤层渗透率的复杂多变性。

3#煤层的储层压力为2.4～6.14 MPa，储层压力梯度为5.90×10－3MPa/m左右，煤层属低压储层。15#煤储层压力为6.25 MPa，压力梯度为4.4×10－3MPa/m，亦表现为低压异常。

本区3#煤层平均储层温度为24℃左右，15#煤层平均储层温度为27℃左右。

2.2.3 煤层气资源潜力

根据该区已有井的数据，计算3#煤层煤层气资源丰度1.24亿m3/km2，15#煤层煤层气资源丰度0.95 亿m3/km2。

2.2.4 CO2的埋藏潜力

CO2的埋藏潜力与煤层气资源潜力有密切的关系。文章同样采用单位平方千米能够埋存CO2的量来表述，以108 m3/km2作为单位。

式中，A为面积，单位为km2，取1 km2;H为煤层的有效厚度，单位为m;nc为煤的密度，单位为t/m3;fa为煤中的灰分占煤的质量分数(%);fm为煤中的水分占煤的质量分数(%);GCO2为CO2在原始储层压力下的吸附量(空气干燥基)，单位为m3/t。

根据试验研究，柿庄北区块的煤层中注入CO2后，CH4的置换系数为1.96。柿庄北区块的3#煤层CO2埋藏丰度为2.015×108m3/km2。

该区3#煤层含气量较高，资源丰度相对较大，CO2的置换系数较高，分析认为该区进行注入CO2提高煤层气采收率的潜力较大。

2.3 试验工程可行性

柿庄北区块位于沁水盆地南部，行政上隶属于山西省长子县，离长治市约50 km。柿庄北区块南邻柿庄南区块，北部和西部为沁南区块，东部为潞安煤矿区。本区内及其周围分布有多个大型燃煤发电厂，有大型化工厂及煤化工公司，产出大量CO2尾气。CO2的来源充足，距离相对较近，为试验的成果大规模应用提供了条件。

2006年中联煤层气有限责任公司对柿庄北区块南部进行二维地震普查勘探，初步查明地质构造特征，初步了解3#煤层发育形态和分布特征。目前已施工煤层气井6口，初步查明煤层含气性、储层特性和生产潜力。该区块勘探程度相对较高，在一定程度上降低了注入CO2开采煤层气的技术风险。

3 试验

3.1 试验装置和试验设计

试验设计主要包括注入工艺、注入设备和注入数据采集与监测。试验采用直接通过CO2罐车连接CO2注入泵注入的方式，注入相态为液态CO2。随着温度和压力的变化，液体CO2相态变化非常快，注入设备选择耐高压的管线和井口。同时，管线之间都要有相应的过压保护装置，防止压力过高造成危险。现场注入设备示意图如图2所示。

图2 现场注入设备示意图Fig.2 Schematic diagram of the scene injection equipment

设计试验主要报告内容分为三大部分:一是注入前的生产;二是注入施工;三是注入后的生产。其中关键技术是设计如何控制井底流压和注入速率。注入井底压力要低于煤岩的破裂压力，防止CO2压裂煤层，形成高渗流通道，CO2进入其他岩层。另一方面，设计注入速率和注入总量，通过收集前期的生产数据，建立相关的地质和数值模型，拟合储层物性参数，应用拟合好的模型，设计预测注入CO2的速率和总量。试验设计注入压力小于煤层的破裂压裂(26.07 MPa)，设计注入总量240 t，注入速率20 t/d。数据采集与监测主要对井底、井口压力与温度、气与水的产量与成分进行监测。

3.2 试验步骤

本次现场试验主要包括注入前的生产与关井测试、CO2注入施工、注入后的闷井、注入后的压井、生产和关井测试。

1)注入前的生产。进行注入CO2前，需要先进行一段时间的排采，主要目的是测试储层的物性，二是为进一步生产出更多的煤层气，分析生产井的产量及产出气体成分。在生产一个月后进行关井测试，关井的主要目的是经过测试来计算储层的物性。

2)CO2的注入施工。从2010年4月22日开始，首先将生产井改为注入井，然后进行CO2注入设备试压和注入施工。

3)生产和关井测试。这部分是最重要的，因为需要测试精确的压力、温度、产率和气体成分的数据来校准储层模拟器。气水生产数据应每天至少记录两次，井底压力/温度应每间隔30 min做一次记录。气体成分监测与便携式气相色谱仪和备份气体样品收集应当:第1天每1h收集一次，第2天每3 h收集一次，第3天每6 h收集一次，剩余时间每天一次。

4 试验结果

4.1 试验过程中产气量的变化

通过现场试验，该井在注入CO2后，重新进行排采，产气量有了明显的提高。注入CO2前，该井最高产气量16 980 m3/d，稳定产气量80 m3/d，产水量平均18 m3/d。注入CO2后，该井最高产气量达到421 m3/d，平均产气量196 m3/d，平均产水量17.51 m3/d。在整个生产过程中，产水量都比较大，分析主要原因是压裂沟通了上部砂岩含水层，导致产水量比较大。注入后平均产气量(CH4)是注入前的2.45倍，充分说明注入CO2能够提高煤层气的产量(见图3)。

4.2 注入期间井底压力的变化

本次试验井底温度和压力监测采用存储式井下压力计，井底压力数据在每个阶段完成后取出并读取。SX－001井共计施工17 d，注入 CO2共计233.6 t。从图4上可以看出，随着注入量的增大，井底压力增加幅度逐渐减缓。注入停止后，随着CO2不断地被煤层吸附，压力逐渐减小。

4.3 试验中气体成分的变化

注入后的生产前期，产出的气中CO2含量较高，主要是由于注入后残余大量的游离态的CO2产出。从2010年7月4日开始，随着不断生产，39天后，CO2含量从71%降低到51%，CH4含量从29%上升到49%(见图5)。生产5个月后，CH4含量达到66%以上，CO2含量降低到32%。CH4含量逐渐的增加，但增加速度较慢，推断与前期的闷井时间有关，分析注入后气体成分变化，认为该储层需要更长的时间进行CO2置换CH4的反应。

图3 整个试验阶段的产气量和产水量的变化图Fig.3 Gas and water production rate in the entire phase

图4 注入期间井底压力变化图Fig.4 Bottom hole pressure changes during injection

图5 注入后产出气体成分变化图Fig.5 The gas composition changes after injection

5 试验工程评价

柿庄北SX－001井深煤层注入CO2开采煤层气试验分为三个阶段，主要包括注入前的生产和关井测试阶段、注入施工和闷井阶段以及注入后的生产和关井测试阶段。在整个项目实施过程中采集了井底温度、压力、气体成分、产气量和产水量等数据。根据测试数据，对CO2注入前后的气体成分变化、储层压力变化、储层渗透率、可注入能力、烃类置换效率和埋存能力进行了评价。

5.1 气体成分变化评价

利用 CH4、CO2和 N2，Langmuir压力和 Langmuir体积，结合试验过程中注入前、注入后和最终产气的气成分，采用扩展的Langmuir等温吸附理论，计算注入CO2前后多组分吸附气体的吸附气摩尔分数和混合气体的Langmuir压力和Langmuir体积。

从各气体摩尔分数变化可以看出(见图6)，注入前(第一阶段)，无论吸附态还是游离态的混合气体中，CH4的含量都占绝对优势。同时值得注意的是，在这个阶段，CH4在游离态和吸附态摩尔分数比较接近。在注入CO2后(第二阶段)，大量CO2进入煤层，CO2更容易被煤层吸附，CO2迅速被煤岩吸附，同时也有大量的CO2以游离态的形式出现。在这个阶段，吸附态的比游离态的CO2摩尔分数要大很多，说明大量的游离CO2被煤岩吸附。同时，CH4的摩尔分数降低，尤其是吸附态CH4摩尔分数降低较大。

图6 CO2注入前后的各气体摩尔分数比例图Fig.6 Scale maps of the gas mole fraction before and after CO2injection

注入后生产一段时间(第三阶段)，CO2的摩尔分数都有所降低，但下降幅度不同，游离相CO2的摩尔分数下降稍大，说明随着生产的进行，储层压力下降，CO2有部分被解吸，但是仍比CH4解吸速度慢，也造成了CH4的游离态摩尔分数增幅比吸附态的要大。分析认为注入CO2后，大量的CO2被吸附到煤层中，CO2起到了置换CH4的作用。

5.2 储层压力评价

在整个试验过程中采集了三个阶段(注入前、注入中和注入后)压力的变化数据。利用初始生产、注入CO2后和后期生产记录的关井压力数据，基于对观测压力变化以及观测压力随观测时间变化函数的导数进行历史拟合。按照多流速叠加函数，计算压力变化的导数。针对压力恢复数据建立分区域复合模型。模型将储层在平面上分为三个部分，每一部分计算出不同的压力和渗透率(见图7)。

图7 分区域复合模型平面图Fig.7 Sub-regional plan composite model

在第一阶段生产过后，关井748 h，井底流压达3 699 kPa仍然没有稳定。使用分区域复合模型拟合的储层压力为5 207 kPa。主要原因是该井生产一段时间后，近井附近储层能量较低，压力恢复较慢。

第二阶段注入CO2后，关井884 h。分区域复合模型拟合的储层压力为5 079 kPa。注入CO2后近井附近储层压力较大。随着CO2的不断扩散和被煤岩吸附，储层压力逐渐的降低，从而形成了最终测试压力高于模型分析压力。

从两个阶段拟合结果来看，模型拟合的前后更加一致。表1总结了各个阶段储层压力。基于以下各个模型的分析，认为原始储层压力应该在5 300 kPa左右。第三阶段情况与第一阶段类似。

表1 各个阶段拟合的储层压力Table 1 The fitting reservoir pressure at different stages

5.3 储层渗透率评价

使用结构模型，根据试井解释的结果，能够很好地模拟井筒周围储层的变化。从计算结果分析，注入CO2后，不仅储层的渗透率有一定的提高，高渗透率的范围也有了扩大。分析主要原因是注入CO2过程中，气态的CO2起到的疏通煤裂隙通道的作用。在刚刚注入CO2后的解释结果显示，高渗透率的范围减小，主要是由于远井储层煤基质吸收CO2膨胀效应造成的，待排采一段时间，渗透率又升高了。

表2 不同阶段储层渗透率的变化Table 2 Reservoir permeability changes at different stages

5.4 CO2可注入量评价

评价注入压降阶段测量的井底压力及最终产量和关井测试，用来确定CO2可注入量和储层特征。

评价气体有效渗透率和CO2可注入量随CO2注入体积变化的函数关系的结论认为，在注入期间，不仅有效渗透率降低了，而且可注入量也降低了。可注入量的降低是由于渗透率的降低、近井区地层压力的增加几方面因素综合影响的结果。

在注入接近结束时，CO2可注入量达到稳定状态(见图8)，这是CO2连续注入时可注入量稳定性的一种表现。如果井底压力持续保持在7 400 kPa，那么CO2将大部分处于超临界状态，大量的CO2以液态的形式保存在煤裂缝内，对置换CH4的效果目前还不清楚。

图8 CO2注入量变化图Fig.8 The amount of CO2injection

5.5 CO2置换CH4效率和储层埋藏CO2能力评价

试验共计注入110 000 m3CO2(标准状态下的气态体积)，在后期的生产测试阶段开始，初期产出气体的成分是CH4占29.7%、CO2占69.14%。由于煤岩对CO2、CH4和N2的吸附能力不同，置换效率和煤层能够吸附的量也不同。第一阶段CO2的吸附量非常少，注入大量CO2后，CH4的吸附量大幅度降低，说明注入CO2起到了置换CH4的作用。

采用扩展的Langmuir等温吸附理论计算了注入CO2前后CH4、CO2和N2的吸附量。在注入CO2后，每吨有14.18 m3CH4被CO2置换。在目的煤层中注入的CO2的影响范围内，烃类气体总的置换效率为14.18 cm3/g，置换到煤储层中的CO2总量为19.746 m3/t。本文假设110 000 m3的CO2均被煤吸附，煤层厚6.03 m，CO2经过长时间的扩散均匀分布，估算CO2能够运移到距离井筒76.2 m处。准确的运移范围需要进行地球物理监测才能确定。

表3 原位置换效率和CO2埋存能力估算表Table 3 Situ replacement efficiency and CO2 sequestration capacity estimates cm3/g

置换出的烃类气体与注入CO2的体积比值是0.718，置换出的烃类气体主要分布在井筒周围。

6 问题和建议

CO2是主要的温室效应气体，向煤层中注入CO2一方面能实现CO2埋存，另一方面可提高煤层气井产量。文章对沁水盆地南部柿庄北区块进行了深煤层注入地质评价，通过SX－001井的微型先导性试验，揭示了SX－001井的注入前后产气量、产水量和气体成分变化规律，总结了以下认识与建议:

1)沁水盆地南部柿庄北区块地质和工程条件适合进行深煤层注入/埋藏CO2开采煤层气技术的应用。

2)注入速率和注入量预测准确，在该储层条件下，每天注入20 t的CO2是比较合适的。

3)向深部煤层中注入CO2能够实现煤层气井单井产量提高的目的，注入CO2后的单井平均产量是注入前的2倍。

4)后期生产，CH4含量上升速度较慢，在注入后需要闷井更长时间，CO2才能更好地置换CH4。

5)分区域符合模型能够较好地拟合井底压力，计算储层的真实压力。

6)注入CO2后，在一定范围内储层渗透率会有所减小，经过一段时间排采，渗透率能够恢复或提高。

7)试验置换出的烃类气体与注入CO2的体积比值是0.718，实现了 CO2置换CH4和 CO2的埋藏。

在试验过程中也发现一些新问题，主要是该井压裂裂缝没有得到有效控制，直接将煤层上部砂岩含水层沟通，导致该井产水量较大，较难形成有效的压降漏斗。煤层与砂岩层沟通后，注入CO2在高压推动下，势必有一些进入上部砂岩含水层。另外，单井注入CO2开采煤层气过程中将有部分的CO2排出，并且产量提高效果有限，需要进行多井注入试验，能够更有效地提高煤层气的产量和埋藏CO2。

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