CO2驱提高煤层气开采效果注入参数的实验研究

郭 辉，李 想，曾 云，王有良，梅光远

（1. 长江大学 石油工程学院， 湖北 武汉 430100； 2. 中海石油有限公司深圳分公司， 广东 深圳 518000；3. 荆州水务集团， 湖北 荆州 434000； 4. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司， 天津 300200）

CO2驱提高煤层气开采效果注入参数的实验研究

郭 辉1，李 想2，曾 云3，王有良1，梅光远4

（1. 长江大学 石油工程学院， 湖北 武汉 430100； 2. 中海石油有限公司深圳分公司， 广东 深圳 518000；3. 荆州水务集团， 湖北 荆州 434000； 4. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司， 天津 300200）

我国煤层气面临低渗、含气饱和度低和储层压力低等问题，CO2具有较好的置换、驱替煤层气的效果，同时可以减少碳排放量，对CO2注入参数优化至今尚没有具体研究。采用正交设计原理对影响CH4采收率的参数：注气时机、注气方式、注气速度和温压体系进行合理的水平设置和实验方案设计，通过室内长岩心驱替实验得到最佳的注气方式为衰竭式开采采收率为20%时转注CO2，注入方式采用间歇注入，段塞大小为0.2 PV，注入速度为0.2 mL/min，室温、压力9 MPa条件下，注气约17 PV后衰竭式开采效果最好。注气时机和注气方式对CH4采收率有显著影响，注气速度影响比较显著，温压体系影响较小。希望对我国煤层气开采提供一定的借鉴和参考。

煤层气；注入参数；正交试验；CO2驱；方案优化

我国的煤层气储量丰富，主要成分CH4在煤层中以吸附态、分离态和游离态存在，其中大部分以吸附态吸附在基质微孔隙表面[1]。传统排水降压开采通过降低井底压力使煤层气从基质中解吸，进入裂缝等通道采出，开采效果差，并且大量煤层受到埋藏深和渗透性差等因素的影响，使得大量煤层气难以采出[2]。

针对这一问题，目前国内对向煤层气注入非烃类气体提高煤层气开发效果已有大量的室内及现场研究，并取得了较好的效果。研究表明利用煤层对CO2比CH4有更好的吸附特性，通过向煤层中注CO2可以置换大量吸附于煤基质上的甲烷气体，强化煤层气的产出，延长煤层气井的生产期。在取得较好的提高煤层气采收率的实际经济效益的同时，更能将引起温室效应的CO2气体封存于地下，达到节能减排的目的[3-5]。而关于CO2注入时机、注入量、CO2注入速度和注入方式对煤层气增产效果的影响尚未有研究报告，本文对此进行了实验研究，以期对现场采用 CO2驱提高煤层气藏开发效果提供参考。

1 注CO2提高煤层气产能的基本原理

我国煤层含气饱和度低、渗透率低和储层压力低，通过注入CO2可以保持煤层压力，延长煤层气开采期[6]。从分子角度分析煤层孔隙裂缝内侧碳原子受力处于平衡状态，而表面的碳原子外侧不受力的作用具有较大的表面自由能，因而基质对裂缝孔隙中的气体分子具有吸附作用，不同分子吸引能力各不相同，注入CO2依靠其相比CH4有更好的吸附用，可以促进CH4解吸，从而驱替游离态的CH4尽快流入井底。此外通过注CO2降低CH4的分压，可以促进CH4从煤基质内表面解吸。游离在孔隙裂缝中的 CO2活塞式驱替煤层裂缝中的甲烷向井底流动，达到纯甲烷生产期长，驱替效率高的目标[7,8]。

2 实验设计及实验结果分析

2.1 实验仪器和样品准备

为避免短岩心驱替过程中存在CO2和CH4竞争吸附、置换和驱替过程不充分及CO2突破快的问题，实验采用CO2气体多功能驱替物理模拟系统（如图1所示）。该装置可以在体积应力105 MPa、温度100 ℃的范围内进行室内长岩心（30 cm）驱替实验。采用长岩心驱替，CO2有足够时间和空间竞争吸附、置换驱替，能够更好的模拟煤层真实情况。通过恒温箱对温度的控制及回压泵对出口压力控制模拟地层温压条件，采用高压泵对夹持器加围压模拟岩心处于地层静水压力条件，并通过计量系统对注入和产出CO2、瓦斯气体准确计量。

实验采用的岩样取自山西某煤层，岩心的基本数据如下表1所示，岩心排列顺序采用调和平均法，由于岩心数量有限且为了方便比较不同注入方式对瓦斯产量影响，每次实验结束后对岩心重新抽真空、饱和CH4，进行下一次实验。

表1 煤层岩心基本物性参数Table 1 Seam core basic physical parameters

实验采用工业用 CO2、CH4气体溶度都达到99.99%。

2.2 驱替实验流程建立

①检查体系封闭性。将岩心放入夹持器中，设定围压3 MPa，回压1 MPa，控制入口压力1 MPa注入CH4，待系统稳定后，以0.5 MPa的梯度交替增加围压、入口压力和回压，至围压22 MPa、入口压力20 MPa和回压20 MPa，检查整个过程是否有泄漏现象；②抽真空，饱和。用真空泵抽取煤样中的杂质气体，设定围压为3 MPa、回压0 MPa和入口压力1 MPa，注入CH4，以0.5 MPa的梯度交替增加围压、入口压力和回压达到预定值，待系统稳定后，将回压提升至与入口压力相等，老化24 h使煤样充分吸附CH4，并记录CH4注入量V0；③将回压降低1 MPa，利用压差生产至注气阶段；④采用实验方案所设计的注入方式注入 CO2，至产出气体中CO2含量达到 99%，停止实验，实验过程中记录每个时间段注入和产出 CH4、CO2体积；⑤重复②～④，完成剩余的实验方案。

图1 岩心驱替流程图Fig.1 Core drive flow chart

2.3 实验方案设计

我国煤层埋藏深浅不一，随着煤层深度的增加温压体系增大，当地层温度超过31.1 ℃，压力超过7.38 MPa时，处于超临界状态的CO2具有表面张力低、粘度低和扩散能力强的特点，实验研究不同温压体系，用来模拟不同深度煤层特征下CO2驱替效果。单位时间流量影响CO2在裂缝孔隙中的分布和与CH4的竞争吸附，因此注入速度也是需要考虑的因素之一。按注气方式可以分为连续注气可间歇注气，其中不同间歇周期对注气、置换有影响。开发阶段中煤层CH4溶度不同也会对注入CO2后，两者间的竞争吸附产生影响。

对此将注入时机、注入速度、注入方式和温压体系甄选出来，作为影响 CH4采收率的因素[9]。研究不同因数下CH4采收率，优选出最佳的注气方式。对于多因素多水平实验，采用常规试验法，工作量大某些参数下的实验难以实现。对此，采用正交试验法[10]，选取对CH4产量有较大影响的参数：温压体系、注入压力、注气方式和CH4含量选择有代表性的水平（因素水平取值见表2）进行合理的正交设计。

表2 影响因素水平取值Table 2 Factors affecting level value

既能减少试验次数，又能达到较好的统计效果，找到最优CO2驱方案（实验方案见表3）。

表3 影响因素正交设计表Table 3 Factors influencing design table

2.4 实验结果分析

对正交试验结果分析通常有两种，一种是极差分析法，通过对各因素不同水平引起采收率增加值变化的极差进行分析，确定最优的注入方案；另外一种是方差分析法，通过将因素水平变化与试验误差两者对采收率增加值的影响区分开，对影响采收率的各因素的重要程度进行定量估计。两种方法在实际应用中各有特点，相互补充。

（1）比较同一因素不同水平的均值可以看出各水平的优劣，由于K21＞K11＞K31，所以衰竭式开采采收率达到20%左右时采用CO2驱效果最好，同样可得到其他因素的最优水平。因此采收率增加最大的方案是：衰竭式开采采收率20时转注CO2，注入方式采用间歇注入，段塞大小为0.2 PV，注入速度为0.2 mL/min时效果最好，而地层温度压力大小对开采效果没有很大的影响，分析原因可能是因为实验采用的岩心不是取自不同深度对应温压体系下媒阶的岩样。

（2）通过分析各因素水平变化引起的极差大小对采收率的影响程度进行定性的分析，由于R1＞R3＞R2＞R4，所以各因素对采收率的影响大小分别为注入时机、注入方式、注气速度、温压体系。

（3）由因素-采收率关系图可以看出：选取高产期注入CO2效果较好，原因在于过早的注入造成储层压力过大，后续气体难以注入，造成CH4解吸不充分，并且存在部分CO2在煤层气未达到高产前突破进入生产井，进而导致CH4产量降低，而煤层气进入衰竭式开采期后大量孔隙裂缝通道含气量少，注入CO2沿着这些高渗通道流动，进入微孔缝中的CO2明显减少，相同的注入量置换出的CH4含量大大减少，这不利于注CO2提高煤层气产量。采用段塞式注入 CO2效果也明显比连续注入效果要好，连续注气气体容易过早突破，影响开发效果，采用间歇注气一方面可以补充地层压力，增加开采的压力梯度，渗流速度变大，衰减时间延长，此外间歇注气造成的渗流速度变化引起孔裂隙中煤层气分压的变化，使得更多的煤层气解吸和重复注气的实施。注入速度较小，在0.2～0.4 mL/min时，CO2可以更广泛的分布在煤体内的孔裂隙中，从时间和空间上能够进入更多微裂缝孔隙中和CH4发生竞争吸附，置换出更多的CH4。温压体系的影响在（1）中已经给出说明，这里不再赘述（图2）。

图2 因素-CH4产量关系图Fig.2 Factors -CH4yield

（4）通过方差分析对各因素进行显著性检验，注气时机对煤层气产量的影响是显著的，注入方式和注入速度的影响比较显著，而温压体系的影响不显著。

2.5 注气量优化

理论上注入CO2时间越长、注气量越多，煤层气产量越大，实际施工要考虑回收周期、注气成本等因素，目前CO2补集技术还不够成熟，长期注入CO2使得成本增加；另一方面煤层对 CO2的吸附能力有限，随着CO2与CH4吸附置换的进行，当两者煤层中吸附和游离相达到平衡状态时，继续注入CO2置换效果较差。为此在优选的注入条件下对注气量进行研究，以便找出最有利注入量，为现场施工提供可靠指导。

由图3可见：初始注气阶段，采收率增幅不明显，注入气体5～15 PV增幅较大，之后采收率又缓慢增加。采用CO2驱替煤层气时，由于煤层对CO2的吸附使得开发初期见效慢，当吸附达到平衡后，CO2将孔裂隙中大量游离的 CH4驱向井底，产气量迅速上升，两者煤层中吸附和游离相达到平衡状态时，继续注入 CO2置换效果较差，CH4增幅大大降低，大量产出 CO2，使得注气开发效果差。因此在注入CO2约17 PV后应停止注气，利用地层能量衰竭式开采。

图3 注入CO2量与CH4产量关系Fig.3 The amount of CO2injection and CH4yield

3 结论和建议

（1）通过将 CO2注入煤层可以提高煤层气产量，同时也可以实现对CO2的地质埋存；

（2）利用煤层气天然能量开采高产期时，注CO2效果最好，最佳的注气方式是间歇式注入，注气周期约0.2 PV，注气速度为0.4 mL/min，注气17PV后停注，衰竭式开采效果最好；

（3）采用该方式驱替各因素对产量影响大小为：注气时机＞注气方式＞注气速度＞温压体系；

（4）建议建立相应数学模型进行分析，能够更为准确的确定注入参数及各因素对实验结果的影响，为现场煤气田提供更合乎实际的参考。

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Experimental Study on Injection Parameters for CO2Flooding to Enhance the Recovery of Coal Bed Methane Extraction

GUO Hui1，LI Xiang2，ZENG Yun3，WANG You-liang1，FENG Guang-yuan4
（1. Petroleum Engineering College of Yangtze University, Hubei Wuhan 430100，China；2. China National Offshore Oil Corporation Shenzhen branch, Guangdong Shenzhen 518000，China; 3. Jingzhou Water Group Co. ,Ltd，Hubei Jingzhou 430000 , China; 4. China Petroleum Group Bohai Drilling Engineering Co., Ltd, Tianjing 300200，China）

There are the problems of low permeability, low saturation of gas and low reservoir pressure in the coal bed methane extraction of our country. Based on previous researches, we can know that CO2has good replacement, displacement effect of coal bed gas, and can reduce carbon emission. However, there is no specific research on the optimization of injection parameters for CO2flooding. Through the orthogonal experiment method, the parameters of the recovery of CH4including the time of gas injection, the gas injection method, the gas injection rate and the temperature pressure system, were designed. Indoor and long core displacement experiments showed that the best way of gas injection for CO2recovery was to inject CO2when depletion development recovery reached 20%, injection method was intermittent injection, injection slug size was 0.2 PV, injection rate was 0.2 mL/min. Under the condition of room temperature, pressure 9 MPa, after gas injection about 17 PV, gas injection effect of depletion development was the best. Gas injection time and injection gas injection rate had significant effect on CH4recovery, gas injection rate had significant effect, and the influence of temperature and pressure system was relatively small.

coal bed gas; injection parameters; orthogonal test; CO2drive; scheme optimization

TE 357

A

1671-0460（2016）11-2585-04

2016-05-03

郭辉（1992-），男，湖北潜江市人，在读研究生，研究方向：提高采收率。E-m ail：756144822@qq.com。

李想（1991-），男，助理工程师，研究方向：钻完井工程。E-m ail：736296596@qq.com。