沁水盆地二氧化碳埋存潜力评价模型

姜 凯，李治平，窦宏恩，曹振义，洪 垚

(1.非常规天然气能源地质评价与开发工程重点实验室，北京 100083；2.中国地质大学，北京 100083；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)



沁水盆地二氧化碳埋存潜力评价模型

姜 凯1，2，李治平1，2，窦宏恩3，曹振义2，洪 垚2

(1.非常规天然气能源地质评价与开发工程重点实验室，北京 100083；2.中国地质大学，北京 100083；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

为了确定沁水盆地二氧化碳驱煤层气(CO2-ECBM)的增产潜力和煤层CO2的埋存量，通过对已有埋存量评价方法的局限性的分析，依据煤层气的不同赋存状态将埋存量分为吸附埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量，根据中国煤层气“三低一高”的特征和勘探开发现状，认为适合埋存CO2的煤层埋深在1 000 m以上，并给出了考虑探明率、CO2与CH4的置换比、采收率、灰分、水分、有效孔隙体积、含气饱和度等因素的埋存潜力评价新方法。沁水盆地的评价结果表明：CO2驱可增加煤层气可采储量1 696×108m3，CO2可埋存量为4.5×108t，考虑经济和技术水平CO2可埋存量为1.4×108t，表明沁水盆地有较大的CO2-ECBM应用潜力和CO2埋存潜力。该研究可为其他地区CO2埋存评价提供借鉴。

煤层气；CO2埋存；潜力评价；CO2与CH4置换比；沁水盆地

0 引 言

CO2埋存和提高煤层气采收率技术是实现碳减排的有效方式之一，全球范围内对煤层的CO2埋存量评价模型仍未有统一的认识，文献[1-6]根据不同的评价方法对不同地区的煤层CO2埋存量进行了评价，但计算时未考虑探明率及中、美煤层置换率的不同，只考虑了CO2吸附作用的埋存评价模型，没有考虑煤层中水的溶解埋存模型，也未考虑温度、压力、水分等因素对埋存效果的影响。基于以上分析，以沁水盆地为例，提出CO2埋存潜力评价模型。由实例计算可知，沁水盆地南部的无烟煤储层不仅能大幅度提高煤层气采收率，而且适合进行长期CO2的埋存减排[7]。

1 新模型的提出

基于已有评价模型的局限性，考虑中国煤层的实际条件，在提出新模型时考虑了以下5个方面。

(1) 中国煤层以吸附气为主(占70%～95%)，其次是游离气(占10%～20%)，溶解气可以忽略不计。CO2提高煤层气采收率的机理主要为CO2与CH4的竞争吸附机制，因此，在评价模型中，将埋存量分为3个部分，其大小依次为吸附埋存量、溶解埋存量、矿化埋存量。

(2) 目前中国煤矿井的开采深度在1 000 m以浅。若在1 000 m以浅的煤层埋存CO2，则煤炭无法继续开采，造成巨大的资源浪费。Zuber[8]认为只有渗透率大于1×10-3μm2的地层才可以进行煤层气开发，而与其对应的深度极限值为1 500 m，因此，首先将CO2的埋存深度定为1 000～1 500 m。另外，由于开发技术的进步，埋藏深度在1 500 m以深的煤层气资源可借助压裂手段提高渗透率，进而开发煤层气资源；但是煤层气的勘探进展缓慢，2 000 m以深的资源探明率极低(全国平均为9‰)，不具有商业化开发的潜力。因此，认为1 500～2 000 m的煤层气资源是可开发利用的。借鉴文献[4]和文献[6]的经验，认为埋深1 500～2 000 m的煤层气无法用常规方法开采，但可利用CO2-ECBM采收煤层气和实现CO2的埋存。综上所述：评价模型的埋藏深度为1 000～1 500 m和1 500～2 000 m。

(3) 煤层气开采包括常规开采和注气开采，CO2煤层埋存量包括常规开采后煤所能埋存的CO2和CO2驱煤层气后吸附或溶解在煤层的埋存量。

(4) 在煤层气生产过程中，随着有效应力增加，煤层孔隙度和渗透率减小，模型需考虑有效应力的影响。

(5) 矿化埋存影响因素众多，储层水的组成、矿物岩石组成、体系温度、压力、固液界面张力、流体流速等在矿化过程中都发挥作用，评价模型尚不能定量描述矿化埋存的影响。

理论埋存量评价方法为：

MCO2t=ρCO2NECBM(1-fa-fm)DR

(1)

式中：MCO2t为CO2的理论埋存量，t；NECBM为已探明的煤层气资源量，m3；ρCO2为标准状况下CO2的密度，取值为1.873 kg/m3；fa为煤中煤灰的质量分数；fm为煤中湿度质量分数；DR为CO2与CH4的置换比。

有效埋存量评价方法为：

MCO2e=MCO2tλE

(2)

λ=λfdλvd

(3)

E=EVESgEφ

(4)

(5)

式中：MCO2e为CO2有效埋存量，t；λ为煤层气的采收率；E为埋存有效因子；λfd为煤质平面驱替率；λvd为煤质垂向驱替率；EV为适合埋存的有效体积百分数；ESg为含气量校正因子；Eφ为有效应力影响下的孔隙度变化率；φ为煤岩孔隙度；φ0为煤岩原始孔隙度。

CO2密度随地层条件的不同而变化，且温度、压力、矿化度及溶解度不同。因此，评价模型中采用地热梯度和压力梯度区别CO2在不同条件下的溶解度。煤层中CO2的溶解埋存量评价模型为：

Ms=ρCO2McoalfmS

(6)

式中：Ms为溶解埋存量，t；Mcoal为探明资源量对应的煤炭资源量，t；S为CO2在水中的溶解度，10-3m3/kg。

2 实例应用

沁水盆地是中国煤层气勘探开发程度最高、产量最大的盆地，煤层较为密集，含气量高[9]，平均资源丰度超过1×108m3/km2，目前探明率为3.0%。评价所需参数如表1所示，其中，探明率是基于全国常规天然气探明率平均值(19.6%)的远景预测值。

表1 沁水盆地评价参数

在评价中需要注意的是：①并不是所有的常规煤层气生产所剩余的煤层气资源都可采用CO2-ECBM技术[3]；②埋存深度大于1 500 m的煤层勘探程度极低，根据希尔顿定律，埋藏深度越深，煤的变质程度越高，解吸附能力越低。因此，把埋深小于1 500 m的CO2与CH4置换比减去0.2作为埋深为1 500～2 000 m煤层的置换比。

评价结果表明，沁水盆地煤层气CO2驱可增加可采储量1 696×108m3；煤层CO2的理论埋存量为10×108t，有效埋存量为4×108t，溶解埋存量为0.44×108t，且埋深在1 500～2 000 m的埋存量比1 000～1 500 m的埋存量大，这是由于勘探程度不同造成的。随着勘探和开发技术的创新与发展，深层煤的埋存潜力将会更大。

表2为目前国内已公开发表的沁水盆地煤层CO2埋存量的评价结果。于洪观评价结果基于其实验数据得到的CO2与CH4置换比回归方程，但其对所有盆地不具有共性，结果偏大；刘岩峰等的评价仅考虑了埋深在300～1 500 m的煤层，虽然考虑了可采气区面积占煤层总面积的比例、不同煤阶煤的可采系数、采收率及CO2与CH4置换比，但没有考虑探明率和Reeves结论的局限性，评价结果偏大；FANG Zhiming等评价时考虑的因素与新模型较为一致，但没有将不同埋深的煤层分开讨论和评价，且没有考虑溶解埋存量，评价结果偏小；王烽等[9]的评价包含了埋深1 000 m以浅的煤层，借鉴了于洪观的置换比数据，且没有考虑多个限制因素的影响，评价结果偏大。而新模型根据盆地实际勘探开发数据，得出的评价结果介于较大值与较小值之间，从而证明了煤层埋存CO2评价潜力新方法具有较好的适用性。

表2 沁水盆地CO2埋存量的不同评价结果比较

3 结论和建议

(1) 提出的新评价模型针对中国煤层特点，考虑了探明率、CO2与CH4的竞争吸附机制、有效埋存体积等因素，构建了适应中国煤层特点的吸附埋存量和溶解埋存量评价模型，同时也证明了新模型的适用性。

(2) 沁水盆地的煤层气资源丰富，勘探开发程度较高，具有较大的CO2-ECBM应用潜力和CO2埋存潜力：CO2驱可增加沁水盆地煤层气可采储量1 696×108m3，采收率可达到72%，CO2埋存量为4.5×108t，考虑经济和技术水平CO2埋存量为1.4×108t。

(3) 虽然深层煤的勘探程度较低，但评价结果表明其CO2埋存潜力大于浅层煤，所以1 500～2 000 m的煤层是理想的埋存深度。

(4) CO2煤层埋存技术研究在中国仍处于理论阶段，因此，应以沁水盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地为主要研究对象，开展全国范围内的埋存量评价、深层煤吸附、解吸附机理、埋存选址评价、CO2-ECBM经济评价、风险评估等研究，提高煤炭开采的安全性，减少大气中的温室气体，为中国实践工程提供可靠依据。

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编辑 刘 巍

20151014；改回日期：20160106

国家“973”项目“二氧化碳减排、存储和资源化利用的基础研究”(2011CB707302)；国家油气重大专项课题“新一代油藏数值模拟软件”(2011ZX05009006)

姜凯(1990-)，男，2013年毕业于中国石油大学胜利学院石油工程专业，现为中国地质大学(北京)石油与天然气工程专业在读硕士研究生，主要从事碳捕集、运输、利用和封存(CCUS)与油藏工程研究。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.02.027

TE357

A

1006-6535(2016)02-0112-03