低渗煤层注CO2增抽瓦斯数值模拟与应用

白 刚，周西华，魏士平，范超军，李雪明



低渗煤层注CO2增抽瓦斯数值模拟与应用

白 刚1,2，周西华1,2，魏士平3，范超军4，李雪明1,2

(1. 辽宁工程技术大学安全科学与工程学院，辽宁 阜新 123000；2. 矿山热动力灾害与防治教育部重点实验室(辽宁工程技术大学)，辽宁 阜新 123000；3. 山西潞安环保能源开发股份有限公司常村煤矿，山西 长治 046100；4. 辽宁工程技术大学矿业学院，辽宁 阜新 123000)

针对低渗透性煤层瓦斯抽采难度大、抽采效率低等问题，基于CO2-CH4多组分气体竞争吸附作用，开展了注CO2提高煤层瓦斯抽采率数值模拟与试验研究。首先，建立了考虑气–水两相流与Klinkenberg效应的煤层注CO2促抽瓦斯流–固耦合模型，利用COMSOL软件进行了煤层注CO2后煤层瓦斯压力、瓦斯含量和瓦斯抽采率等参数变化规律，并应用于工程试验。结果表明：构建的气–水两相流瓦斯抽采流–固耦合数学模型可靠、合理；注入CO2抽采煤层气瓦斯压力、瓦斯含量均比未注入CO2抽采下降速率快；现场试验后，注气抽采条件下瓦斯抽采浓度平均值是未注气条件下的2.02倍，瓦斯抽采纯量是后者的3倍。煤层注入CO2气体后，瓦斯抽采量增加，显著促进了煤层瓦斯抽采。

低渗透性煤层；煤层注CO2气体；气–水两相流；流–固耦合模型；产气率

我国煤层地质条件复杂，渗透性较差，渗透率普遍在0.987×10-7~0.987×10-6μm2[1]，瓦斯抽采难度大，特别是随着煤矿开采深度与强度增加，我国大部分矿区煤层具有低透气性、可压密性和易流变性的“三性”与低压、低渗和低饱和的“三低”的显著特征。从20世纪60年代开始，我国多数矿区进行了水力压裂、水力割缝、深孔预裂爆破、液态CO2相变等强化增透措施，但由于技术本身局限性与地质条件限制，技术很难推广应用。鉴于油气行业CO2-ECBM启发，杨宏民等[2]将注气驱替煤层瓦斯技术应用于煤矿瓦斯治理领域，构建了注N2或CO2驱替煤层瓦斯流–固耦合数学模型，采用COMSOL数值软件研究了注气工艺参数对瓦斯抽采效果影响，并在阳泉矿区进行了井下工业性试验。煤层气(瓦斯)抽采数学模型方面，孙可明等[3-5]确定了瓦斯与水的渗流关系，构建了单一抽采气–水两相流流–固耦合数学模型；袁梅[6]建立了考虑滑脱效应的煤变形方程、流–固耦合模型。尹光志等[7]、梁冰等[8]等建立了考虑煤体吸附膨胀变形瓦斯抽采流–固耦合模型。Lin Jia等[9-10]构建了N2促抽富含CO2煤层数值模型，并进行了物理模拟实验。桑树勋[11]从CO2可注性、CO2封存机制与存储容量、CH4增产效果方面研究分析了二氧化碳地质存储与煤层气强化开发有效性。

煤层瓦斯抽采是瓦斯、地下水渗流与煤体固体骨架变形相互耦合作用的复杂过程[12-14]。前期研究主要集中在单一瓦斯抽采、热–流–固耦合以及深部不可采煤层CO2封存与非常规天然气利用等方面，而考虑地下水对瓦斯抽采影响数学模型、煤层井下注CO2促进瓦斯抽采技术研究甚少。为此，笔者考虑实际煤层含有地下水的情况，从煤岩体的孔隙结构、煤层瓦斯、地下水赋存及运移入手，建立了煤层注CO2促抽瓦斯流–固耦合模型，采用COMSOL软件进行注CO2促抽瓦斯的可行性研究，并在山西潞安矿业常村煤矿进行工程应用。研究成果对提高瓦斯抽采率，减少瓦斯事故以及深部不可采煤层CO2地质封存与非常规天然气利用等方面具有重要意义。

1 煤层注CO2促抽瓦斯流–固耦合模型

1.1 基本假设

根据煤层瓦斯赋存特点和前人构建数学模型依据的合理假设和定律，提出如下假设：①煤体是一种孔隙–裂隙双重结构、单渗透率的弹性连续介质；②注气过程中，系统处于等温状态，忽略煤体中CH4、CO2吸附–解吸过程中的热效应；③煤吸附/解吸所导致的基质膨胀/收缩是各向同性的；④煤层中裂隙由水和瓦斯所饱和，瓦斯从裂隙渗流到钻孔中，满足Darcy渗流定律；⑤忽略气体的体积力；⑥地下水仅赋存、运移于煤体裂隙中。

1.2 注CO2促抽煤层瓦斯气–水两相流流–固耦合模型

1.2.1 煤变形场控制方程

含瓦斯煤体应力场控制方程[14]为：

式中e,ij为张量形式(代表变量，或)，其中第1个下标表示变量的方向分量，第2个下标表示对e求方向偏导数，第3个下标表示对e求方向偏导数；、分别为煤的弹性模量、剪切模量和体积模量，MPa；s、s分别为煤颗粒的体积模量和弹性模量，MPa；为Biot系数；为煤的泊松比；f为孔隙内气体压力，MPa；F(=,,)为方向的体力，N/m3；s为煤体吸附瓦斯骨架应变，kg/m3。其中：

式中sg为吸附应变系数；1、1为CH4的Langmuir常数，单位分别为m3/kg、MPa-1；22为CO2的Langmuir常数，单位分别为m3/kg、MPa-1；1为瓦斯压力，MPa；2为CO2压力，MPa。

煤体孔隙同时含有瓦斯和水，所以孔隙压力[15]为：

式中f、w分别为孔隙压力和水压力，MPa；w、g分别为水饱和度和瓦斯饱和度，且w+g=1。

1.2.2 煤层CH4–CO2气体渗流控制方程

忽略重力影响，考虑气体滑脱效应，结合气–水两相渗流的广义Darcy定律，达西速率g为：

式中为煤体绝对渗透率，m2；rg为气相相对渗透率；g为气体动力黏度，Pa·s；为滑脱因子，MPa；为气体压力，MPa。

当CO2或N2注入煤层及其围岩中时，煤岩体系平衡状态受到扰动，CH4不断从吸附态转化为游离态， CO2、N2则不断由游离态转化为吸附态。考虑气体Klinkenberg效应，不考虑气体质量源项，根据广义Darcy定律，煤层中注入CO2时，双组分气体运移方程为式(4)和式(5)，其中瓦斯渗流符合式(4)。

CO2渗流符合式(5)。

式中g2为CO2摩尔质量，kg/mol；g2为CO2动力黏度，Pa·s。

1.2.3 地下水渗流控制方程

根据广义Darcy定律，裂隙中地下水渗流控制方程为：

式中w为水密度，1 000 kg/m3。rw为水相的相对渗透率；w为水相动力黏度，Pa·s；fw为裂隙中水压力，MPa。

气–水两相流的相对渗透率模型[16]为：

式中wr为束缚水饱和度；gr为残余气饱和度；rg0为气相端点相对渗透率；rw0为水相端点相对渗透率。

1.2.4 耦合项

孔隙率和渗透率与煤层的应力状态、力学性质密切相关，煤层孔隙率模型[17]可表示为：

式中v为煤的体积应变；下标“0”代表初始值。

采用立方定律描述渗透率与孔隙率之间的关系：

式中0为煤层初始渗透率，m2。

煤层渗透率动态演化方程为：

将式(1)、式(4)、式(5)和式(6)联立，即构成注CO2促抽煤层瓦斯气–水两相流流–固耦合模型。

1.3 数值模型验证

王立国[18]通过物理模拟实验研究了CO2驱替煤体瓦斯的效果。实验煤样取自甘肃省窑街井田海石湾煤矿煤二层，加工后煤样长300 mm、宽70 mm、高70 mm。顶端施加19 MPa应力，煤体孔隙瓦斯压力1.0 MPa，注气压力1.5 MPa，基于此物理模型(图1)及模拟实验结果验证本文数值模型合理性与准确性，数值模拟历史匹配参数见表1。

图1 数值模型

利用构建的数学模型得到CO2促抽煤体瓦斯孔隙压力变化规律，如图2所示。

图2 模拟结果与实验数据比较(注气压力1.5 MPa)

由图2可知，实验与模拟结果的总体趋势比较吻合，但数值模拟突破时间比物理实验有所提前，这主要是由于数值模拟中煤层渗透率设置为定值，而物理模拟中煤层的渗透率受垂直应力、水平应力和孔隙流体压力的影响，非恒定值。总的来说，构建的数学模型与数值模拟结果是合理的。因此，应用建立的数学模型对CO2-ECBM技术进行模拟是可行和合理的。

表1 数值模拟历史匹配参数

2 低渗煤层注CO2促抽瓦斯数值模拟

2.1 物理模型与定解条件

笔者对山西潞安矿业常村煤矿2103辅助运输巷瓦斯抽采工程实践进行简化，采用二维平面模型进行模拟，煤层埋深为425 m，物理模型尺寸为16 m×6 m。在煤层中部布置3个抽采孔和2个注气孔，钻孔间距2.0 m，钻孔直径94 mm，如图3所示。煤层原始渗透率为0.025 6×10-3μm2、温度为298.15 K。模型上侧受到覆岩重力作用，瓦斯和水只在煤层中运移。注气压力为1.0 MPa，瓦斯抽采负压为20 kPa，将以上参数带入模型进行数值模拟，数值模拟参数取值见表2。

图3 煤层注CO2促进瓦斯抽采数值模型

表2 数值模拟参数

2.2 模拟结果与分析

未注入CO2和注入CO2两种情况下，瓦斯抽采10 d，45 d，60 d瓦斯压力分布规律如图4与图5所示。由图中可知，随着抽采不断进行，抽采钻孔附近压力逐渐降低并扩展到周围煤层，最终在抽采钻孔周围形成低压抽采区域，随抽采时间的进行抽采低压区域不断扩大，最后形成一个整体低压煤层区域，注入CO2抽采对降低煤层瓦斯压力的影响较未注入CO2的影响大。

未注CO2与注CO2抽采10 d压力漏斗如图6与图7所示。由图中可知，注气抽采瓦斯压力下降幅度与压降漏斗影响区域均大于未注气抽采，这主要是由于注气压力(正压)与抽采负压综合作用，抽采钻孔附近形成较大流体压力梯度导致。抽采10 d时，压降漏斗位于抽采钻孔附近的中心区域，随着抽采的进行，压降漏斗逐渐向边界扩展。注入CO2与未注入CO2抽采压力漏斗形状相似，但由于CO2注入，促进吸附态CH4解吸，裂隙中瓦斯渗流量增加，煤体原始压力降增加，注入CO2后漏斗口、侧面面积相比未注入CO2均增加。注入CO2抽采比未注入CO2抽采压降漏斗扩展速率快。

图4 未注CO2抽采10 d、45 d、60 d瓦斯压力云图

图5 注CO2抽采10 d、45 d、60 d瓦斯压力云图

图6 未注气抽采10 d瓦斯压力漏斗

图7 注气抽采10 d瓦斯压力漏斗

不同抽采时刻OB监测线(见图3标注)上瓦斯压力与瓦斯含量变化曲线如图8与图9所示。

由图8可知，抽采时间越长，相同位置处的瓦斯压力值越小，靠近抽采钻孔处的瓦斯压力降低值较大。距3号抽采钻孔2 m处，未注气抽采时，抽采时间分别为10 d、20 d、45 d、60 d时瓦斯压力分别为0.77 MPa、0.74 MPa、，0.68 MPa、0.65 MPa；注气抽采时，抽采时间分别为10 d、20 d、45 d、60 d时瓦斯压力分别为0.57 MPa、0.42 MPa、0.21 MPa、0.14 MPa，瓦斯压力降低值与抽采时间呈现出非线性关系，两种抽采情况下，由于负压抽采卸压作用导致气体向压力较低的抽采孔流动，随着抽采时间增加，瓦斯压力均降低，在距3号抽采钻孔2 m处抽采60 d时，未注CO2抽采残余瓦斯压力是注CO2抽采残余瓦斯压力的4.64倍，注气抽采后，煤层瓦斯压力显著降低。

图8 不同抽采时刻OB线上瓦斯压力变化曲线

图9 不同抽采时刻OB线上瓦斯含量变化曲线

由图9可知，随之抽采进行，瓦斯含量逐渐下降，距离3号抽采钻孔越近，瓦斯含量越低。距3号抽采孔2 m处，相同抽采时间10 d时，未注气抽采煤层瓦斯含量由注气前的12.37 cm3/g降至12.08 m3/t，60 d后降到10.60 m3/t，分别下降了2.34%和14.31%。注CO2抽采使煤层瓦斯含量由注气前的10.88 cm3/g降至8.33 m3/t，60 d后降至2.06 m3/t，分别下降了23.44%和81.07%。因此，注CO2抽采有利于瓦斯含量快速降低。

由图10可知，注CO2抽采瓦斯初期，由于煤体原始瓦斯压力、注气压力与钻孔负压综合作用形成了较大的压差，瓦斯渗流速率大，瓦斯压力下降速率快。距离3号抽采钻孔越近的位置，受钻孔影响越明显，瓦斯压力下降速率也越快。随着抽采时间延长，瓦斯压力下降缓慢。注CO2与未注CO2瓦斯抽采量对比如图11所示。

图10 注CO2后距3号钻孔不同位置不同抽采时间瓦斯压力变化曲线

图11 注CO2与未注CO2瓦斯抽采量对比

由图11可知，注CO2瓦斯抽采速率高于未注气瓦斯抽采速率。未注气抽采，初期煤层中赋存的地下水通过钻孔排出，贯通了瓦斯运移通道，瓦斯渗流速率增大，且靠近钻孔位置，渗流速率增加的幅度更大；注气后，在注入气体压力与抽采负压共同作用下，瓦斯由吸附态转变为游离态，并向钻孔附近移动。未注气抽采模式下，随着煤层瓦斯压力的降低，瓦斯抽采速率逐渐降低，抽采60 d时抽采速率为260.11 m3/d；注气抽采后，瓦斯抽采速率逐渐降低，在抽采初期，受高压水的驱赶，煤层裂隙中的游离瓦斯聚集在抽采孔附近，在抽采负压作用下首先被抽出，在第1 d形成相对高的瓦斯抽采速率，为633.39 m3/d，随着抽采的进行，瓦斯压力降低，作用在煤体骨架上的有效应力增大，煤层渗透率降低，瓦斯渗流速率减缓，抽采速率逐渐降低，抽采60 d时抽采速率为293.58 m3/d。注气后促进了低透气性煤层的瓦斯抽采。

3 工程试验

3.1 注气增抽瓦斯过程及钻孔布置

井下工程应用共设计2套方案，以对比分析试验效果。实验方案：注气抽采模式下压注CO2试验采用“一”字布孔方式，布置1个注气孔Z1，1个抽采孔(C1)，钻孔均垂直煤壁，孔深60 m，孔径94 mm，沿煤层走向布置，孔口距煤层底板高1.7 m，抽采钻孔C1距Z1钻孔2 m；原始抽采模式下布置1个抽采孔C2。

煤层CO2压注系统主要由高压气体钢瓶(CO2)、减压阀、不锈钢管、压力表和封孔器等组成，高压钢瓶最高工作压力5 MPa，注气方式采用沿顺层钻孔注气，压注系统布置如图12所示。

图12 CO2压注系统布置示意图

注气孔与抽采孔均采用“两堵一注”囊袋式封孔方式，封孔长度30 m，在封孔段布置内径25 mm注浆铁管和补浆管，注浆压力保持在2.0 MPa左右，先保证两端囊袋注入浓度按水灰比0.5︰1的水泥浆至密实，中间段用A-B膨胀材料封堵。采用注浆泵补注同配比水泥浆液，能够有效充填注浆段残余空隙与钻孔周围煤体裂隙，起到增强钻孔整体气密性和强度的作用。

根据测定的煤层原始瓦斯压力(0.45 MPa)以及2302辅助运输巷煤吸附CO2气体常数，确定煤体灌注10瓶40 L CO2(折合成气体约125 m3)，为了降低CO2突出危险性，CO2注入方式为间歇式，注气压力为1.0 MPa。

3.2 试验效果分析

3.2.1 瓦斯抽采CH4含量对比

注气抽采模式下抽采钻孔C1与原始抽采模式下抽采钻孔C2抽采钻孔瓦斯浓度对比见表3。两种抽采模式下瓦斯浓度变化规律如图13所示。

由表3和图13可知，注气抽采模式下，CH4含量明显高于原始抽采模式下瓦斯浓度，C1钻孔最大甲烷体积分数是C2钻孔最大值的1.15倍，C1钻孔平均甲烷体积分数51.95%较C2钻孔的25.70%提高了102%。

表3 C1与C2抽采钻孔CH4含量对比

图13 两种抽采模式下钻孔CH4体积分数变化规律

3.2.2 瓦斯抽采纯量对比

为对比分析原始煤层瓦斯抽采与注气抽采煤层瓦斯情况，对布置的C1孔和C2孔持续观测122 d，得到两种抽采模式下瓦斯抽采纯量对比结果，如表4和图14所示。

表4 C1与C2抽采钻孔瓦斯抽采纯量对比

由图14可知，原始抽采钻孔前6 d瓦斯抽采纯量升高，达到最大值0.056 7 m3/min，抽采20 d以后瓦斯抽采纯量开始下降；图中瓦斯抽采纯量变化规律与数值模拟结果(图11)瓦斯抽采量总体变化规律一致，随着时间的推移，因矿山动力显现使得抽采孔塌孔变形，煤体结构变化，瓦斯抽采纯量出现短期升高，但很快又下降，因此，不改变煤体自身渗透性仅靠普通抽采技术，瓦斯抽采效率较低。

注气抽采过程中抽采纯量相对于未注气有大幅度的提升，平均抽采纯量值达到0.060 6 m3/min，相较于未注气的抽采纯量平均值0.020 2 m3/min提升了66.67%，注气抽采日平均抽采纯量是未注气时抽采纯量的3倍。CO2注入后期，瓦斯抽采纯量下降，主要是由于煤体吸附CO2后渗透率略有下降，导致CH4解吸量降低。

图14 注气抽采与原始抽采瓦斯抽采纯量对比

综上分析，注气抽采模式下瓦斯浓度是未注气的2.02倍，瓦斯抽采纯量平均值提高200%，注气抽采日平均抽采纯量是未注气时抽采纯量的3倍。煤层注入CO2后瓦斯抽采浓度和纯量明显提高的原因在于：煤对CO2吸附能力大于CH4，CO2注入煤体后，煤优先吸附CO2，从而促进煤基质中吸附态CH4解吸，同时由于注入的CO2为正压，解吸出的CH4在CO2压力作用下沿煤体裂隙流向抽采钻孔，从而提高了煤层CH4浓度与抽采量。由此可见，CO2注入煤体促进了煤体瓦斯解吸，表明CO2置换驱替煤层CH4效果显著。

4 结论

a.构建了考虑地下水渗流的注入CO2气体促抽瓦斯煤变形方程、气–水两相流流–固耦合数学模型，并进行了数学模型可靠性与合理性验证。

b.注入CO2抽采对煤层瓦斯压力下降影响较未注入CO2抽采煤层瓦斯压力下降影响大；注入CO2抽采比未注入CO2抽采压降漏斗扩展速率快；相同位置相同抽采时间，注CO2气体抽采煤层瓦斯压力、瓦斯含量、瓦斯压力绝对下降量均比未注入CO2下降速率快；注入CO2气体瓦斯抽采速率比未注入CO2气体瓦斯抽采速率高，注入CO2明显增加了煤层瓦斯抽采量。

c. 工程试验结果表明：随着抽采时间进行，瓦斯浓度呈现衰减规律，注气抽采模式下瓦斯浓度是原始抽采模式下的2.02倍，平均瓦斯抽采纯量是原始抽采的3倍，日平均抽采量是原始抽采的3倍。

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Simulation and test of enhancement of gas drainage through CO2injection into coal seam of low permeability

BAI Gang1,2, ZHOU Xihua1,2, WEI Shiping3, FAN Chaojun4, LI Xueming1,2

(1. College of Safety Science & Engineering, Liaoning Technical University, Fuxin 123000, China; 2. Key Laboratory of Mine Thermodynamic Disasters & Control of Ministry of Education, Fuxin 123000, China; 4. Changcun Coal Mine, Shanxi Lu’an Environment and Energy Development Co.,Ltd.,Changzhi 046100, China; 4. College of Mining Engineering, Liaoning Technical University, Fuxin 123000, China)

In view of the difficulty of gas extraction and low drainage efficiency in coal seam of low permeability, based on multi component gas competitive adsorption of CO2-CH4, simulation and test for improving seam gas extraction rate through CO2injecting CO2into coal seam were carried out. A fluid-solid coupling model considering gas-water phases and Klinkenberg effect of CO2injection into coal seam for enhancement of gas drainage was established, parameters of gas pressure, gas content and gas extraction rate after coal seam CO2injection were analyzed by using COMSOL software and applied in engineering test. The results show that mathematical model of fluid-solid coupling is reliable and reasonable. Gas pressure and gas content in CO2-injected coal seam decreased faster than those without CO2injection. After the field test, the gas concentration increased by 2.02 times and the pure gas extraction volume increased by 3 times. Gas extraction increased after CO2had been injected in coal seam, which promotes obviously the gas extraction.

coal seam of low permeability; CO2injection into coal seam; gas-water two-phase flow; fluid-solid coupling model; gas extraction rate

National Natural Science Foundation of China(51274115)；The Key Program of Liaoning Province Education Department Urban Research Institute(LJCL001)

白刚，1991年生，男，安徽灵璧人，博士，讲师，研究方向为矿井瓦斯灾害与火灾防治. E-mail：baigang_1992@163.com

白刚，周西华，魏士平，等. 低渗煤层注CO2增抽瓦斯数值模拟与应用[J]. 煤田地质与勘探，2019，47(3)：77–84.

BAI Gang，ZHOU Xihua，WEI Shiping，et al.Simulation and test of enhancement of gas drainage through CO2injection into coal seam of low permeability[J]. Coal Geology & Exploration，2019，47(3)：77–84.

1001-1986(2019)03-0077-08

X936；TD75+2.2

A

10.3969/j.issn.1001-1986.2019.03.013

2018-08-09

国家自然科学基金项目(51274115)；辽宁省教育厅城市研究院重点项目(LJCL001)

(责任编辑 范章群)