注热CO2驱替增产煤层气试验研究

黎 力，梁卫国，李治刚，贺 伟

(1.太原理工大学 矿业工程学院，山西 太原 030024; 2.太原理工大学 原位改性采矿教育部重点实验室，山西 太原 030024)

注热CO2驱替增产煤层气试验研究

黎 力1,2，梁卫国1,2，李治刚1，贺 伟1,2

(1.太原理工大学 矿业工程学院，山西 太原 030024; 2.太原理工大学 原位改性采矿教育部重点实验室，山西 太原 030024)

当前煤变质程度高、割理不发育及煤储层压力低等因素严重制约着我国煤层气的开采与利用。为完善注CO2驱替增产煤层气的基础理论研究，利用自主研发的煤层瓦斯驱替装置探讨了不同注气温度与注气压力条件下CO2对煤层瓦斯驱替置换的效果，并分析了注气温度与压力对煤体的变形与渗透率的影响。研究发现：驱替气体注气压力与温度是影响CH4产出率与CO2储存量的关键因素，提高注气温度与注气压力能够在单位时间内驱替出更多的CH4并存储更多的CO2;注气压力由2 MPa增至4 MPa，CH4产出率可提高6.7%～17.4%，CO2储存量可提高78.6%～99.7%;注气气体温度从28 ℃上升至60 ℃，CH4产出率与CO2储存量分别增加40.0%～43.8%和23.8%～38.4%，而驱替置换比降低8.4%～20.2%;驱替压力与温度的增加会使得煤体轴向应变增加98.1%和104.7%;常温注气试验后煤体渗透性下降37.1%～71.3%，提高驱替温度可使渗透率下降幅度降低19.8%～64.3%。

增产;煤层气;温度;驱替效率;应变

我国为煤层气赋存大国，据统计我国埋深2 000 m以浅的煤层气储量为36.81 万亿m3[1]。但是由于煤层气原始压力低以及煤层渗透性普遍偏低(小于10-15m2)[2-3]等因素的制约以及缺乏有效的增产技术，煤层气开发一直没有达到预期效果。受注气增产天然气启发，向煤体中注气增产煤层瓦斯成为研究热点。实验证明，煤对CO2的吸附能力高于CH4[4-6]，在含瓦斯煤体中注入CO2不仅能够通过竞争吸附等作用提高煤层瓦斯的采收率，同时也能够实现CO2这一温室效应气体的地质封存[7-10]。为进一步提高注气增产煤层气效果，结合高温对煤体以及气体吸附的影响[11-13]，以及超临界CO2的特殊性质[14]，超临界CO2驱替也渐渐成为了研究热点，试验表明超临界CO2较常态CO2驱替对煤体有明显的增渗作用[15-16]，并发现超临界CO2驱替具有很好的增产效果[17]。然而，CO2达到超临界态的要求较为苛刻(压力>7.38 MPa，温度>31.1 ℃)，对于浅埋煤层以及部分深部岩体，气体压力无法达到临界压力值，而常规CO2注气增产又无法达到理想的增产效果，利用高温对煤体孔裂隙及气体吸附特性的影响，通过注热CO2进行煤层气驱替增产越来越受到人们的关注。

1 样品与实验

1.1 样 品

试验样品取自于大同煤田12号煤层，煤层埋深为300～450 m，煤阶为弱黏煤，其工业分析见表1。

表1煤体工业分析
Table1Industrialanalysisofthecoal%

为使实验能够更真实的反映实际情况，试件采用原煤试样。大块煤样在现场采集后精心包裹运输至太原理工大学实验室进行加工，为了减少在制件过程中对煤体的破坏以及提高煤体样品尺寸的精确性，所用煤样均采用数控线切割机床加工成φ50 mm×100 mm的圆柱形试件(图1)，试件表面光滑平整，仅有少量可见的微小裂隙。由于现场注气与排采瓦斯过程中气体主要流动方向为平行于煤体赋存层理方向，所以试件轴向方向与煤层层理方向平行。

图1 试验试件Fig.1 Test specimens

1.2 试验装置

本试验采用太原理工大学自行研发设计的MCQ-Ⅱ型煤层瓦斯驱替装置[18-19]，该套试验装置可以模拟不同围岩应力条件下，不同煤样试件中气体的渗流、吸附以及驱替过程，并可以精确测量驱替过程中煤体的膨胀特性，试验装置原理如图2所示。

图2 试验系统示意Fig.2 Sketch of experimental equipment

试验设备轴压与围压加载系统均采用PLC加载泵进行伺服控制以保证在试验期间轴压与围压保持恒定，试验过程中煤体轴向变形由精密LVDT传感器实时监测并计入计算机系统，注入CH4过程中，由于三轴压力室出口封闭，通过理想气体状态方程计算CH4储气罐中气体摩尔减小量，并减去管线中气体摩尔量得到煤体中CH4储存量。注不同温度CO2驱替试验时，由称重天平称量得到气体质量减少量换算为体积量再减去管线中气体量得到注入CO2体积，预热装置对注入气体进行预热，所有管线为防止热量消耗均取用最短长度并采用保温棉层层包裹，以保证注气温度为试验所需温度。后端通过高浓度NaOH溶液吸收产出的CO2气体并通过前后两流量计差值计算产出CO2气体量，末端流量计计量驱替过程中产出CH4气体量并通过排水集气法收集气体，以校正流量计偏差。所有数据均实时记入计算机系统，便于以后数据处理工作。

1.3 试验方案

为探究注入不同温度不同压力条件下CO2气体对于驱替煤层瓦斯的促进作用，并依据CO2相态图确定驱替压力与温度以保证注入CO2状态为气态，试验注气温度以及注气压力分为6组，即注气温度为室温(28 ℃)，45 ℃和60 ℃，每个注气温度下的注气压力分为2 MPa与4 MPa。驱替试验前，对煤体进行CH4注气处理，使煤样中原始瓦斯饱和压力为1 MPa。

1.4 试验过程

(1)将试件放入恒温烘干箱中，恒温烘干12 h，去除水分对试验的影响。

(2)将烘干后的试样在干燥环境中冷却后放入试验釜体，进行围压与轴压交替加载直至轴压和围压均为9 MPa。

(3)利用真空泵对试验釜体内煤体进行抽真空。注入1 MPa CH4，待出口端流量稳定时记录出口流量，进行煤体渗透率测量。测量结束后，用真空泵再次进行抽真空作业，持续24 h。

(4)关闭出口阀门，打开进口阀向装置中注入1 MPa的CH4，注气时间为24 h。

(5)关闭进口阀门，气体预热装置进行预热直至加热到设定温度(常温条件下驱替试验省略该步)，调节调压阀，将CO2压力调至试验方案所指定驱替压力。

(6)打开进口阀门同时打开出口阀门，进行驱替试验，持续12 h，电脑实时记录试验数据。

(7)关闭进口阀，对煤样抽真空24 h，重复步骤(3)～(6)试验(驱替温度不变，改变驱替压力)。

(8)每做完一组注气温度更换一个煤样，改变驱替温度，重复上述步骤，得到不同驱替温度下的实验数据。

2 结 果

2.1 气体运移及驱替效果

2.1.1CH4注气过程中储存量变化

本试验中，由于试验条件所限，甲烷注气过程中赋存于煤体基质孔隙与裂隙中的气体量无法单独表征，因此采用“储存量”这一概念表示煤体中游离CH4与吸附CH4量的总和。

图3为注气温度为为常温(28 ℃)注气压力为1 MPa条件下，单位体积煤体中CH4储存量随时间变化曲线。可见，在注气过程中煤体中CH4储存量随时间变化可以分为3个阶段。第1阶段，在短时间内(0～1 500 s)单位质量煤体中CH4储存量急速升高至1.85 mL/cm3左右,占注气过程最大单位体积煤体储存CH4的14.8%。第2阶段，煤体中气体储存量进入近似线性的稳步上升阶段(1 500～35 000 s)，该阶段储存的CH4体积占最大量的72.8%。第3阶段，CH4储存量上升趋势减缓(35 000～60 000 s)并逐渐趋于平缓(60 000～86 400 s)。最终，单位体积煤体最大储气量平均值可达12.50 mL/cm3。

图3 28 ℃注气压力1 MPa条件下单位体积煤体中 CH4储存量随时间变化曲线Fig.3 Change of CH4 storage in coal with time under 1 MPa injecting pressure and 28 ℃

单一气体在煤体中运移主要包含渗流与扩散两个过程，对于注入气体而言，气体先以渗流形式进入煤体裂隙空间，再以扩散形式从裂隙中进入煤体基质块体[20]。该试验过程中，第1阶段以渗流为主，该阶段主要是由于原煤试件中原始的孔裂隙结构，且裂隙具有很好的渗透性，当注气压力施加到垂直于层理面的注气面后，由于注气面与煤体内部气体的压力差异，气体能够快速的沿着裂隙进入煤体，致使煤体中储存CH4量急剧攀升;第2阶段以扩散为主并伴随气体在裂隙表面吸附，该阶段中，裂隙中的游离气体已经达到饱和，气体由微观孔裂隙结构进入煤体基质并吸附在煤孔隙表面;第3阶段即为稳定饱和阶段，该阶段由于煤体基质气压与裂隙中气体压力与浓度差的降低，CH4由裂隙进入基质的量逐渐减少，直至煤体中储存CH4达到饱和。

2.1.2不同温度与压力条件下CH4产出率与CO2储存量变化规律

图4为不同注气温度与压力条件下CH4产出率以及CO2在煤体中的储存体积随时间变化关系。由图4(a)可以看出，CH4的产出率随时间的变化大约可分为两个阶段，即CH4的产出率随时间的变化增长阶段以及最终平衡阶段。驱替压力为2 MPa时，注气温度为常温时，整个驱替阶段中CH4产出率一直升高，而当气体温度提高到45 ℃时，CH4产出率在33 000 s时达到峰值0.56并稳定，注气温度进一步提高至60 ℃时，达到峰值0.75产出率时间缩短至28 920 s;驱替压力为4 MPa时注气温度为常温、45 ℃和60 ℃时CH4产出率达到峰值0.60,0.66和0.82所需时间分别为28 140,25 868以及24 480 s。

图4 不同注气温度与压力条件下CH4产出率、CO2储存体积随时间变化曲线Fig.4 Change of CH4 output rate and CO2 storage with time under the conditions of different injecting pressure and temperature

与CH4的产出率变化相类似，CO2储存体积随时间的变化也存在两个阶段，所不同的是CO2储存量随时间的改变却不存在稳定期，在快速增加阶段之后，整个驱替过程中单位体积煤体中CO2储存量一直以较缓的速度增加，如图4(b)所示。随着注气压力与注气温度的增加，单位体积下CO2储存量快速增加阶段的结束时间由1 250 s降至725 s，而该阶段储存量却从13.77 mL/cm3增至28.98 mL/cm3，最终CO2存储量也有着明显的提升。

在驱替过程中，首先是裂隙以及孔隙中的自由气体被快速驱替出来，之后由于煤体对CO2的亲和性要高于CH4，CO2与CH4在煤体表面进行竞争吸附[21]，驱替出煤体表面CH4并将其带出煤体，最终CH4产出率趋于不变，而CO2在煤体中继续储存。

可以明显看出驱替压力与气体温度的增加能够提高CH4产出率并使其更快的达到峰值，同时提高CO2在煤体中的存储量。

如图5所示驱替最终CH4产出量和CO2储存体积随驱替压力和温度的变化趋势基本一致，都是随着驱替压力和驱替温度的增加。驱替压力为2 MPa时注气温度为常温时CH4产出量与CO2储存量分别为1 280 mL和6 439 mL,当注气温度为45 ℃时相应量增加到1 366 mL和6 491 mL，较常温驱替时分别增加了6.7%和0.8%，注气温度进一步升高至60 ℃时，CH4产出体积增至1 960 mL，CO2储存体积达到7 862 mL，较常温驱替时分别增加53.1%和21.9%。驱替压力为4 MPa时注气温度为常温时CH4产出量与CO2储存量分别为1 442 mL和11 501 mL,分别比同注气温度2 MPa注气压力时增加12.7%和44.0%，当注气温度为45 ℃时相应量增加到1 604 mL和12 504 mL，较常温时增加11.2%和8.7%，进一步升高温度则增加量变为49.1%和36.5%。驱替压力的升高使得驱替过程中煤基质表面活化能增加，CO2与CH4有了更多的接触碰撞，驱替产出的CH4量越多，温度的升高对气体起到了明显的活化作用，通过对煤体的加热让吸附在煤体表面CH4更加易于解吸，使得更多的CH4离开煤体基质表面并提供更多吸附位供CO2吸附，并且由于温度的升高，煤体由于热作用会产生新的裂隙结构[22]，使得煤体中出现更多的CO2吸附空间上述两个原因造成了煤体中存储的CO2体积增加。但是可以明显看出随着温度的升高产出CH4气体量与储存CO2气体量的差值越来越小。

图5 不同注气压力条件下CH4产出体积以及CO2储存体积随注气温度变化曲线Fig.5 Change of volume of CH4 output and CO2 storage with injection temperature under injection different pressure

为表征储存CO2体积与产出CH4体积对比的量化关系，定义驱替置换比为两个体积量的商值。不同条件下的驱替置换比变化如图6所示，由图6可以看出，相同驱替温度条件下，当驱替压力从2 MPa增加至4 MPa时，驱替置换比增加约1.7倍。而相同注气压力条件下温度升高导致驱替置换比呈下降趋势，2 MPa与 4 MPa注气压力时，驱替CO2温度为60 ℃时置换比分别为常温气体驱替时的79.7%和91.6%，这是由于虽然温度的升高使得更多的CH4离开煤体基质表面并提供场所供CO2吸附，但是温度的增加也增加了CO2的活性，使其在煤体表面吸附能力降低[23]，因此导致驱替出相同体积的CH4的情况下，储存在煤体中的CO2体积有所下降。

图6 不同条件下的注气驱替置换比Fig.6 Change of replacement ratio under injection condition

2.2 煤体力学特性分析

2.2.1注气及驱替过程中煤体轴向应变变化规律

图7为注气温度为常温(28 ℃)注气压力为1 MPa条件下，单位体积煤体中CH4储存量与轴向应变之间的关系，可以明显的看出，煤体中气体储存量与煤体的轴向应变有着较好的线性关系[24]，其拟合公式可以表述为

式中，ε为轴向应变;Q为单位体积煤体中CH4储存量，mL/cm3;a,b为拟合常数，其根据不同的煤体而有所不同。

图7 28 ℃注气压力1 MPa条件下CH4储存量与 轴向应变的关系Fig.7 Change of axial strain of coal with CH4 storage under 1 MPa injecting pressure and 28 ℃

整个注气过程结束煤体轴向应变最大值为0.033%，但是在轴向应变随着CH4储存量的增加而改变之前，存在一个储量增加而无轴向应变的阶段，此阶段结束的CH4临界储量为1.85 mL/cm3左右，这恰好与储存量随时间变化的第1阶段临界值一致，该阶段中CH4只是随着易流通的裂隙通道进入煤体并占据自由气体空间，进入煤体的 CH4没有对煤体产生力的作用而且煤体并没有大量吸附气体而产生膨胀。

恒温注气情况下，煤体的膨胀主要由有效应力引起的膨胀与吸附膨胀组成，根据相关文献[19],恒温注气状态下，煤体轴向应变与气体储存量可表示为

将式(3)代入式(2)可得

式中，ν为泊松比;E为弹性模量，GPa;c为拟合常数;Q′为造成煤体轴向应变的气体储存量;ρ为煤的视密度，kg/m3;R为摩尔气体常数，8.314 J / (mol·K);T为绝对温度,K;V为摩尔体积，m3/mol;α为比奥特系数;Q为气体储存量，L。

式(4)与试验所得拟合公式ε=aQ+b一致，煤体轴向应变与煤体中存储CH4体积量呈线性关系。

注气驱替过程中，煤体存在着明显的变形，图8显示了不同驱替温度以及压力条件下煤体的轴向应变随CO2储存体积变化的关系。相同温度条件下，随着驱替压力的升高，存储相同体积的CO2煤体轴向膨胀越大，这是由于注气气体进入煤体内部，在围压与轴压不变的情况下，注气压力的升高导致有效应力降低，使得煤体产生膨胀变形。当注气压力相同时，煤体储存相同体积的CO2的情况下，注气气体温度的升高带来煤体轴向变形的增大，导致该现象的原因主要是在注气过程中气体所代入的热量使得煤体受热膨胀。

图8 不同注气温度与压力条件下煤体轴向应变随CO2储存体积变化曲线Fig.8 Change of axial strain of coal with CO2 storage amount under injection condition

非恒温条件下煤体轴向应变[25]可表示为

式中，K为体积模量;αT为煤体热膨胀系数，1/K;εS为吸附造成的轴向应变。

注不同温度与压力CO2驱替CH4过程中，煤体由于有效应力，热膨胀以及CH4与CO2竞争吸附造成的吸附膨胀的共同作用，使得在注气驱替过程中煤体的轴向应变与气体储存量的关系呈非线性关系。

2.2.2不同温度与压力驱替后煤体渗透性改变

煤体结构的改变必然导致煤体渗透率的变化，表2中分别为不同驱替条件前后的煤体渗透率的测试结果，其计算公式[26]为

式中，k为煤体渗透率，10-15m2;p0为大气压力，MPa;μ为气体动力黏度，Pa·s;L为煤样轴向长度，cm;Q1为稳定时气体流量，cm3/s;A为渗流过程中气体煤体的有效渗透面积，cm2；p1和p2分别为进出口压力，MPa。

表2不同条件下的驱替试验后煤体渗透率
Table2Permeabilityofthecoalafterexperimentsofdifferentinjectionconditions

驱替条件温度压力渗透率/10-15m2k/k0驱替前0094971常温2MPa0059790629564MPa002730028740驱替前009005145℃2MPa0063980710524MPa002937032614驱替前009439160℃2MPa0075690801944MPa003374035744

由表2可以看出，驱替之后煤体渗透率有着明显的降低，相同驱替温度条件下，驱替压力越大，驱替结束后渗透率下降的越为明显。在相同注气压力条件下，随着注气温度的升高，煤体渗透率相对的降低变小，呈负相关关系，说明注入更高温度的CO2进行驱替能够对煤体渗透性破坏有一定阻滞作用。

3 结 论

(1)注入驱替气体的压力以及温度的提高能够明显的加快驱替产气以及CO2存储过程。

(2)注入驱替气体的压力以及温度对CH4产出以及CO2存储有重要影响，相同注气温度条件下，注气压力增大CH4产出量可提高6.7%～17.4%，驱替结束时CO2储存量可提高78.6%～99.7%;相同注气压力条件下，注气气体温度的升高使得CH4产出率与CO2储存量的分别增加40.0%～43.8%和23.8%～38.4%。

(3)注气压力与注气温度的升高会使煤体产生明显膨胀变形并改变其渗透率，在储存相同CO2的条件下注气压力与注气温度的升高都会带来轴向应变的增加，其最大增大幅度可达到98.1%和104.7%，且轴向应变的增加与CO2的存储量呈非线性关系。注气驱替会使得煤体渗透率降低，而注气温度的升高能够阻滞驱替对渗透性的破坏。

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ExperimentalinvestigationonenhancingcoalbedmethanerecoverybyinjectinghightemperatureCO2

LI Li1,2，LIANG Weiguo1,2，LI Zhigang1，HE Wei1,2

(1.CollegeofMiningEngineering,TaiyuanUniversityofTechnology,Taiyuan030024,China; 2.KeyLaboratoryofIn-situProoperty-ImprovingUnderMiningofMinistryofEducation,TaiyuanUniversityofTechnology,Taiyuan030024,China)

The high metamorphic grade and low bedding development of coal,along with the low reservoir pressure of gas have seriously restricted the development and usage of coalbed methane.In order to promote the fundamental research on enhanced coal bed methane recovery,a series of laboratory experiments were conducted on raw coal specimens by using special equipment,which is designed and developed independently,to investigate the effect of different injecting pressure and temperature of CO2The results show that,the pressure and temperature of injected CO2are the main factors which have impact on output rate of CH4and CO2storage,higher injection pressure and temperature can lead to more CH4output and CO2storage and more rapider rate of CH4output and CO2storage,the increase of CO2pressure,from 2 MPa to 4 MPa,can result in the increase of CH4output rate,from 6.7% to 17.4%,and CO2storage (78.6%-99.7%);the increase of injecting temperature (28 ℃ to 60 ℃) can lead to the increase of CH4output rate (40.0%-43.8%) and CO2storage (23.8%-38.4%),but reduce the replacement ratio,which is from 8.4% to 20.2%.The increase of injection pressure and temperature can cause greater deformation of coal samples,the axial strain can increase by 98.1% and 104.7%.The permeability of coal decreases about 37.1%-71.3% after room temperature displacement experiment but the reduction become less when the injection temperature increases,which become 19.8%-64.3%.

ECBM;coalbed methane;temperature;displacement efficiency;strain

10.13225/j.cnki.jccs.2016.1612

P618.11

:A

:0253-9993(2017)08-2044-07

国家杰出青年科学基金资助项目(51225404);“三晋学者”支持计划资助项目(2013);山西省研究生教育创新基金资助项目(2016SY014)

黎 力(1991—)，男，江苏南京人，硕士研究生。Tel:0351-6010100,E-mail:lili0661@link.tyut.edu.cn。

:梁卫国(1972—)，男，教授，博士。Tel:0351-6010100,E-mail:liangweiguo@tyut.edu.cn

黎力，梁卫国，李治刚,等.注热CO2驱替增产煤层气试验研究[J].煤炭学报,2017,42(8):2044-2050.

LI Li，LIANG Weiguo，LI Zhigang,et al.Experimental investigation on enhancing coalbed methane recovery by injecting high temperature CO2[J].Journal of China Coal Society,2017,42(8):2044-2050.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2016.1612