深煤层井组CO2注入提高采收率关键参数模拟和试验

叶建平，张　兵，韩学婷，张春杰

(1.中联煤层气有限责任公司,北京　100011；2.中国矿业大学 煤层气资源与成藏过程教育部重点实验，江苏 徐州　221116)



深煤层井组CO2注入提高采收率关键参数模拟和试验

叶建平1，张兵1，韩学婷1，张春杰2

(1.中联煤层气有限责任公司,北京100011；2.中国矿业大学 煤层气资源与成藏过程教育部重点实验，江苏 徐州221116)

摘要:深部煤层井组注入CO2开采煤层气技术主要通过CO2的强吸附效应，能够置换出更多的CH4，同时实现CO2的长期大量的埋藏。通过试验分析，柿庄北地区CO2的吸附能力是CH4的2倍，随着解吸压力的降低，CH4比CO2会更快的解吸，能够有效的置换CH4。CO2的注入引起煤储层物性的变化，主要是由于CO2的吸附和解吸引起的基质膨胀与收缩效应造成渗透率的变化，并且呈现随着压力的降低先降低后迅速增加的变化规律。基于渗透率变化规律，应用模拟软件建立地质模型和数值模型，分析了CO2注入量、频率和注入方式对井组或单井的产量、采收率和CO2埋藏量的影响。模拟结果认为注入量10～15 t/d，连续注入90 d，关井90 d，反复实施2 a后，可以实现采收率的提高。通过现场试验验证，该区3号煤层吸附CO2的能力在8 t/d，井组的埋藏潜力约为12 616 t。

关键词:深煤层；采收率；二氧化碳；数值模拟；沁水盆地

CO2的地质埋藏越来越引起人们的关注，它能够有效的减少温室气体的排放。而煤层中埋藏CO2不同于常规油气藏或者盐水层中的埋藏。煤层中埋藏主要靠CO2强的吸附效应。常规煤层气的开采主要通过排水降低煤储层内的压力，使得甲烷从煤的表面解吸出来，通过扩散作用，甲烷扩散到大的裂隙中，随水运移到井筒，排出井口。常规的排采符合等温吸附Langmuir曲线规律，当压力降低到一定程度，煤层中甲烷很难再解吸出来，单井的采收率很难提高。

早在20世纪90年代就认为注入CO2能够有效地提高煤层气的产量和采收率[1]。通过注入CO2或者N2能够降低甲烷的分压，避免储层在较低的压力下渗透率迅速降低[2]。混合气体中的N2最能够降低CH4的分压，因为它的吸附能力比甲烷弱，它更多的存在于孔隙当中。而CO2的分压作用较小，但是CO2的吸附能力比甲烷要强很多，它能够有效的让甲烷解吸出来[3]。

通过实验认为，CO2的吸附能力是甲烷的2～10倍，因此注入CO2提高煤层气井的产量，同时能够实现CO2在深部非开采煤层中的埋藏[4]。

目前，美国、加拿大、中国、波兰和日本已经开展了煤层中注入CO2开采煤层气的现场试验。美国圣胡安盆地的Allison 区块的注入项目是第1个CO2注入开采煤层气的现场试验[5]。圣胡安盆地是美国煤层气开发比较成熟的地区，这个注入项目有9口生产井和4口注入井，总占地1.3 km2，从1995年4月开始到2001年8月，注入大约6 a的时间，共计注入263 000 t的CO2，最终有很少的CO2产出。在注入的过程中，一个突出的问题就是CO2注入到深部非开采煤层中，基质膨胀引起的渗透率的迅速降低，使注入效率低下。

中联公司在沁水盆地已经开展了3次CO2注入开采煤层气的现场试验。试验从浅部煤层单井吞吐开始，2004年在沁水盆地南部的TL-003井成功的实施了CO2注入试验。共计注入CO2190 t，经过4个月的生产，产量达到原来日产量的2倍[6]。为了实现CO2的长期埋藏，2009年又开展了深部煤层的单井吞吐试验，深部煤层渗透率明显降低，注入CO2共计230 t，最终试验有效地实现了单井产量的提高和CO2的埋藏[7-8]。

单井吞吐虽然可以实现产量的提高和CO2的埋藏，但是开井后会有部分CO2随着CH4产出。为了实现CO2的长期大量埋藏，2011—2015年在沁水盆地柿庄北区块开展了深煤层井组(SX006井组)注入CO2的现场试验，共由11口井组成，注入井3口，生产井8口，目前累计注入3 963 t CO2，少量井实现了CO2的突破，具体如图1所示。

图1　沁水盆地柿庄北区块SX-006试验井组井位分布Fig.1　Distribution of SX-006 pilot wells in North Shizhuang Block

1CO2注入后气体置换特征

在CO2与CH4混合条件下，CO2的吸附能力明显大于甲烷。注入混合气体后，在解吸过程中，CO2和CH4组分浓度变化均具有相同的变化规律，即甲烷含量下降，CO2含量上升，这说明在解吸过程中，CO2和甲烷气体发生了置换作用，将更多的CH4从煤的表面解吸出来。对潞安矿高阶煤实验，CO2的吸附量是CH4吸附量的1.84～2.63倍，CO2对CH4的置换能力随着压力的增加而小幅度降低。压力对置换效率没有明显的影响(图2)。

图2　30 ℃条件下CO2置换实验吸附相组分变化Fig.2　Component variation of adsorption phase in CO2displacement experiment under 30 ℃

为了更好地说明CO2对甲烷解吸的影响，通过计算出解吸过程中单位压力下解吸量的大小，即单位压降下的解吸率来比较置换的效果。单位压降下气体解吸率的计算公式为

单位压降下解吸率越大，说明解吸效果越好，由图3可以看出煤样解吸过程中，CO2和甲烷组分吸附量均具有相同的变化规律。解吸过程中，高压状态下，甲烷的解吸速率相对较高，CO2的解吸速率较低，当达到2 MPa后，CO2解吸速率大于甲烷。这是2种气体的吸附特性决定的。

图3　甲烷与CO2的解吸率Fig.3　Desorption rate of CH4 and CO2

2CO2注入后渗透率变化规律

通过实验分析，CO2置换CH4过程中渗透率呈现先减小后增加的变化趋势。注入过程，渗透率呈现减小的趋势，相同压力点下，初始含气饱和度越大，渗透率减小的越快；混合气体解吸过程，渗透率呈现增加的趋势，相同压力点下，含气饱和度越低，渗透率增加的越快；压力大于3.5 MPa时，随着压力降低，渗透率缓慢增加，当压力小于2 MPa时，随压力降低，渗透率开始急剧增加。分析主要因为小于2 MPa后，CH4和CO2的解吸速率迅速增加，大量气体的解吸导致基质的收缩效应明显，渗透率急剧增加(图4)。

图4　CO2置换过程渗透率变化Fig.4　Permeability variation in CO2 displacement process

根据多孔弹性介质的本构方程，气体渗流质量守恒方程，结合气体吸附变形规律[9-10]，得出了煤层注CO2后孔隙度和渗透率的方程：

(1)

其中，

3地质模型建立

注入井区位于柿庄北区块东南部，该区东西构造简单，断层不发育，中部发育断层，煤层埋深变化在850～1 500 m，中部受褶皱影响煤层埋深变化较大。SX006井组位于区块的东部缓坡带，断层基本不发育，3号煤层埋深在950 m左右，适合CO2-ECBM项目实施。目的煤层3号煤层位于山西组下部，厚度4.6～6.4 m，发育稳定，煤级为无烟煤。由北向南厚度总体上逐渐增大。

基于上述地质原型模型的分析，针对实施CO2-ECBM试验的柿庄区块SX-006井区，选择3号煤层为目标煤层，将地质上绘制的煤储层构造等值线图、厚度等值线图件进行数值化，输入到模拟软件中，同时导入井位坐标文件，形成井组的构造模型。

基于COMT3D模拟软件中的常规笛卡尔网格系统，研究区的网格划分为：平面网格用等步长，均为20 m×20 m，垂直方向网格为1个，总网格数为109×115×1=11 040个，即研究区X方向2 180 m，Y方向2 300 m，控制面积约5.02 km2。

为分析注入后研究区物性变化、置换以及运移能力，基于追踪注入施工，完善注采地质模型的基础上，进行井组历史拟合，获得储层参数(表1)。

表1　煤层气井拟合参数结果

4注入参数模拟

4.1定压或定注入量模拟

为了探讨注入方式变化对注入效果影响，分别设定了定注入量和定注入压力下模拟方案，见表2。

表2　注入方案设计

分析相对于不注入CO2井组采收率百分增量结果显示：同等注入量(定注入压力条件下注入量按平均值换算)条件下，定注入压力增产效果相对定注入量较差；在第4年左右，两者增产效果恢复到同一水平(图5)。

产出气体中CO2的浓度分析，同等注入量条件下，定注入压力下产气中CO2浓度增产效果相对定注入量较高，但都未超过10%，因此浓度不是主要的影响因素。

综合判定，定注入量相对定压力，在同等条件下，提高井组早期采收程度，并愈早实现单井CO2突破。

4.2注入频率模拟

为了分析不同注入周期对提高产量的影响，分别设定了连续注入2 a注入45 d年停45 d(第1种模式)、连续注入2 a注入90 d停90 d(第2种模式)和连续注入2 a注入180 d停180 d(第3种模式)3种模式。

同等日CO2注入量(4 000 m3/d)和CO2注入总量，不同注入周期注入增产效果差异显著。由图6来看，随着注入周期增加，SX006-3井未来4 a内最大采收率百分增量与产气中CO2浓度呈先迅速增加后平稳态势。这暗示要确保提高最大采收率必须保证一定连续注入时间周期，当注入周期90 d后，注入周期对采收率百分增量影响不明显。井组甲烷收率百分增量在未来4 a年内达不到10%，单井增产可达10%。

受日最高注入量限制，本次模拟进一步分析了不同注入周期对采收率和甲烷体积分数影响，分别对2 a和3 a注入做了对比模拟。结果显示，随着注入年限的增加，井组和单井未来4 a内最高甲烷采收率和CO2浓度呈增加趋势。

4.3单日注入量模拟

采用连续注入90 d停90 d方式，分析3 000,6 500,10 000及15 000 m3/d注入速率下对注入增产效果影响。

就井组而言，随着注入量增加，井组甲烷累计产量和采出程度增加(图7)。相对不注入CO2情形，井组甲烷累计产量和采出程度在注入后产生下降阶段，其显示出：一方面CO2影响产气具有相对滞后性，即注入时间为240 d而产量下降期在700 d左右；分析原因是CO2的注入引起井组储层压力的增加，在生产井周围，CO2置换出的甲烷未扩散到达之前，生产井的产气量会因为储层中的甲烷未解吸而降低。另一方面影响下降段持续性，即注入量越高，该下降段持续时间越短，即注入量的增加可以有效的增加CO2的置换速率，使得置换的甲烷更快的到达生产井。

图5　注入CO2井组采收率对比Fig.5　Recovery comparison diagram in CO2-injection

图6　不同CO2注入持续时间对增产效果的影响Fig.6　Stimulation effect of different CO2 injection duration

就日产CH4和CO2来看，随着排采时间增加，注入CO2后井组甲烷产量呈现出二次或者多次产气高峰，而不注入下呈经典单一峰，而日产CO2在3 600 d内总体呈递增趋势。

图7　井组累计甲烷产量及采出程度随时间变化Fig.7　Cumulative production and recovery percentage vs.time

5实际效果分析

在完成敏感性分析的基础上，设计最佳的注入方案：每天注入10～15 t，连续注入90 d，然后关井90 d，反复注入2个周期。

5.1井底压力变化规律

由于在注入前期，注入井经过一段时间的生产，井底压力和含气饱和度都有所降低。根据注入压力变化，将注入压力分为补空阶段、上升阶段和稳定阶段。

补空阶段：初期SX006-3,SX006-7,SX006-13处于生产阶段。随着SX006-1,SX-006,SX006-2的相继注入，生产井井底压力尚未受其影响，没有出现井底压力升高的现象。初期注入压力相对平稳。说明井筒近井地带地层流体还未达到饱和状态，煤层孔隙压力相对较低，注入的CO2气体很容易将地层流体推走。

上升阶段： 注入47 d后，随着CO2注入量的增加，地层流体逐步达到饱和状态，煤层孔隙压力逐步升高，所以，注入时井口压力随之升高。注入压力逐步升高，油管压力5.8～10.0 MPa。

稳定阶段：井底压力14.94～19.01 MPa，井底温度17.39～29.04 ℃。井底压力每天增加速度较慢，注入后的CO2经过地层的运移和吸附，井底压力缓慢降低。说明地层扩散CO2越来越慢，但稳定在8 t的吸附能力(图8)。

图8　井底压力随注入量的变化Fig.8　Bottom hole pressure vs.injection rate

5.2注入产量预测

随着注入的进行，产气量呈先降低而后增加的趋势，在2015年9月注入后的产气量相对不注入日产气量。井组的采收率百分增量亦呈相似趋势，在2017年1月附近其CO2-ECBM正向效应开始显现(图9)。

图9　井组产气量预测Fig.9　Production forecast curves

5.3CO2埋藏潜力估算

采用CO2-ECBM技术，理论上煤层气可采系数可以达到100%，结合历史拟合，CO2在煤层中的吸附量理论上可达到35.5 m3/t。3号煤层样品的工业分析结果表明水分为0.55%～1.01%，平均为0.81%；灰分为8.48%～15.63%，平均为11.24%。单井的最终影响半径本次估算按200 m，煤层厚度依据各井结果为5.7～6.9 m，平均为6.24 m，该区煤的密度依1.4 t/m3估算。分别估算单井、井组及其区域的CO2埋藏潜力。单井的理论最大埋藏量为2 240×104～3 790×104m3；井组的理论最大埋藏量约为13.3×108m3。

通过模拟地层实际压力和物性，设定周边生产井产出气体中CH4含量大于20%即停止注入，连续注入3次、各注入井注入量为165×104m3/t(3 240 t)之后，生产井SX006-3检测到CO2突破，此时井组累计CO2注入量为643.42×104m3(12 616 t)，各注入井累计注入量分别为：SX006(4 278 t)、SX006-1(4 862 t)、SX006-2(3 476 t)。实际埋藏只占理论最大埋藏量的0.5%左右。

6结论

(1)试验区CO2的吸附能力是CH4的2倍左右，能够有效的置换CH4。

(2)CO2注入后引起的煤储层物性的变化，直接影响了储层渗透率的变化。其中，因为CO2的吸附引起的基质膨胀和收缩效应造成的渗透率的变化更大。

(3)通过试验任务试验区3号煤层对CO2的吸附能力在8 t/d。

(4)通过注入CO2能够有效的实现CO2的埋藏和煤层气井产量、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

中图分类号:P618.11

文献标志码:A

文章编号:0253-9993(2016)01-0149-07

作者简介:叶建平(1962—)，男，浙江宁海人，教授级高级工程师，博士。E-mail:yejp01@163.com

基金项目:国家科技重大专项资助项目(2011ZX05042-003)

收稿日期:2015-10-10修回日期:2015-11-28责任编辑:韩晋平

叶建平，张兵，韩学婷,等.深煤层井组CO2注入提高采收率关键参数模拟和试验[J].煤炭学报,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