不同排采程度煤储层注CO2驱煤层气模拟评价

张松航，唐书恒，张守仁，王敬宇

(1.中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083；2.非常规天然气地质评价与开发工程北京市重点实验室，北京 100083；3.中联煤层气有限责任公司，北京 100015)

近两年全球气象灾害频发，温室气体排放和全球变暖现象日益受到重视。我国着力推进新发展理念，提出了“双碳”目标(CO排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和)，彰显了国家应对气候变化的态度。CO地质封存技术作为实现“碳中和”的重要手段之一吸引了诸多的研究和工业实践，其中煤层CO地质存储与CH强化开采(COGeological Storage-Enhanced Coalbed Methane Recovery，简称 CO-ECBM)融温室气体减排与新能源开发为一体，具有环境、经济、减灾等多重效益，具有巨大的发展前景。总体上CO-ECBM技术当前处于工程示范阶段。自1995年以来，美国、加拿大、日本、波兰及我国开展了近20个先导试验项目，将少至百余吨，多至几十万吨的CO注入煤层/煤系地层取得了一系列的成果、认识。特别是我国在沁水盆地南部(主要在柿庄区块)针对高煤阶煤分别开展了TL-003井单井吞吐、SX-006井组注入驱替、SX018-5H深煤层水平井注入吞吐，TS-634井组和TS-669井组深煤层井组注入驱替等系列试验，研发了成套的技术装备，形成了自主的知识产权，积累了大量的科学数据。从气田开发早期(2004年，TL-003井)直井吞吐的CO-ECBM过程看，CO注入过程中，存在井底压力快速升高现象，同时为保证注入安全性，井底压力需小于地层的破裂压力。因此，为缓解地层压力的快速升高，早中期的CO-ECBM工程试验主要采用间歇式注入的方式。近年来随着气田开发年限的增长，有些井已经排采近10 a，CO-ECBM工程CO注入的难度明显降低，CO连续注入时井底压力升高不明显，无论是单日的CO注入量(单日40 t)还是注入连续性都明显提高。由此可见煤储层的排采程度对CO注入的难易程度有重要的影响。此外，受CO总注入量(几百到几千吨)限制和项目周期短的影响，多数试验在项目结束时均未监测到监测井/邻近煤层气生产井CO的突破，以及CO注入对邻近煤层气生产井的影响。不同排采程度的煤储层对CO的注入有多大的影响？注入井CO的注入如何影响邻近煤层气井的生产？以上问题对CO-ECBM项目实施的时效性、经济性和可控性都有重要的影响，需要深入的讨论。鉴于研究数据的可及性及全面性，数值模拟手段是当前研究以上问题较有效且切合实际的研究方法。

笔者结合柿庄北区块煤层气基础地质条件和工程实际，以SX018-5H井煤层气地质条件为参考，构建了1个包括1口深部水平井(CO注入井)和2口直井(排采井)的CO-ECBM 井组，通过SIMEDWIN软件数值模拟，评价在不同水平井排采阶段注入万吨CO，水平井-直井井组的CO封存和CO驱煤层气效果，着重探讨了煤层气采出程度对CO-ECBM项目的影响。以期对沁水盆地南部深煤层的CO-ECBM项目提供一定的指导。

1 方法原理

CO-ECBM数值模拟技术以地质条件下储层的煤、气、水三相共存形态为基础，考虑煤基质微孔隙和天然裂隙组成的独特的孔、裂隙系统，在气体吸附/解吸理论、扩散理论和流体渗流理论指导下，以数学方法为手段，建立数值计算模型，并通过计算机进行解算，可视化输出煤储层的气、水产量、储层压力变化、储层气、水相对渗透率变化、储层孔隙性变化等结果。煤层气数值模拟的核心问题是煤层气的吸附/解吸、扩散和渗流过程的数学表达及求解。国内外专家在这方面发表了大量的研究成果，并形成了多个数值模拟软件，包括如COMET,CMG和SIMEDWin等，其中SIMEDWin是1990年代由澳大利亚新南威尔士大学(UNSW)和澳大利亚联邦科工组织(CSIRO)开发的商业化煤层气模拟专业软件，被广泛应用于煤层气开发及煤矿瓦斯治理，并在对现场数据模拟及与其他模拟软件进行比较的过程中，经历了全面彻底的实践检验。

SIMEDWin为一款气、水两相多组分，包含单孔和双孔隙模型的三维储层模拟软件，软件包括笛卡尔坐标系和极坐标系2种坐标系；扩展兰格缪尔模型，理想气体溶液吸附模型和二维状态方程模型3种吸附模型；孔隙度、净应力、储层气体压力和Shi-Durucan4种渗透性解析模型；能够定义生产井、注入井、连通型封闭井和非连通型封闭井4种井类型。SIMEDWin属于拟稳态-非吸附平衡模型，此外，SIMEDWin采用全隐式多元牛顿方法和正交极小化方法求解物质守恒方程。软件介绍详见文献[18-19]。

2 储层地质及模拟参数设置

数值模拟基础地质条件依据沁水盆地柿庄北区块SX018-5H～SX018-5V“U”型井组设计。该井组为国家科技支撑计划“燃煤电厂CO捕集、驱替煤层气利用与封存技术研究与试验示范”项目的注入井组。注入井SX018-5V井位于山西省长治市长子县石哲镇高家庄东北300 m，柿庄北区块向西北倾的斜坡带上。区内地层包括第四系(Q)，三叠系刘家沟组(T)，二叠系石千峰组(P)、上石盒子组(P)、下石盒子组(P)、山西组(P)，石炭系太原组(C)。山西组3号煤层为主力煤层，也是当前煤层气开发的主力层位。注入井目的层埋深1 037.96～1 043.01 m，厚5.05 m，属中厚煤层，结构简单，在层位和厚度上均较稳定。宏观上，3号煤色黑、质轻、性脆，呈似金属光泽，贝壳状断口，为半亮型煤。3号煤层顶板岩性为灰色厚层状泥岩，厚16.70 m，底板岩性为灰色粉砂质泥岩，厚14.80 m，封闭性良好。

由于SX018-5V非参数井，部分储层资料参考邻近参数井SX-018井和SX-27井。总体上，注入区3号煤层镜质体反射率为2.83%，为无烟煤；空气干燥基含气量为12.67～16.96 cm/g，平均15.35 cm/g，吸附时间为2.32～23.27 d，平均9.23 d，兰氏体积介于29.79～35.62 m/t，平均33.16 m/t，兰氏压力介于2.09～2.45 MPa，均值2.25 MPa(样品数4)；煤层中点(1 019 m)，地层压力为8.64 MPa，储层压力梯度为0.859 MPa/hm，为微欠压储层；煤岩的杨氏模量为1.85 GPa，泊松比为0.29，煤岩破裂压力为26.8 MPa，闭合压力25.27 MPa；试井渗透率为0.03×10m，为低渗储层；3号煤层温度为26.6 ℃。

SX018-5H～SX018-5V井组，属于U型井，煤层总进尺718.90 m，井身结构如图1所示。本文地质参数选取见表1，2。

图1 SX018-5H和SX018-5V井身结构示意Fig.1 Schematic diagram of wellbore structure of well SX018-5H and SX018-5V

表1 晋城3号无烟CO2-ECBM数值模拟参数

表2 晋城3号煤层无烟煤吸附解吸参数

3 模拟设计

3.1 数值网格

图2 模拟网格和井位示意(Prod：水平井；Z1和Z2：直井)Fig.2 Simulation grid and location of wells (Prod：horizontal well;Z1 and Z2；vertical well)

本次模拟，依据SX018-5H井的钻完井情况，采用常规笛卡尔坐标系建立了数值网格。网格设计为单层结构(图2)，深度为1 040 m(底深)，横向(方向)26个网格，每个网格50 m，合计1 300 m；纵向(方向)16个网格，底部3排网格，自下而上依次为20,20,30 m，其余网格为50 m，合计700 m。模拟井场中包括1口水平井和2口直井，为减少模拟工作量，水平井设计为1/2井场模拟，位于井场底部，水平段长700 m，两侧据井场边界各300 m；两口直井(Z1，Z2)，间距300 m，距水平井300 m平行居中布置。由于水平井SX018-5H的完井方式为筛管完井，未进行分段压裂，因此水平段未设计压裂裂缝。Z1和Z2为2口虚拟的直井，用来探讨水平井注入CO对邻近直井排采效果的影响，地层参数与SX018-5H井一致，钻完井参数参考周边直井，并依据套管完井、压裂改造，设计了垂向的压裂裂缝，压裂缝长设计为40 m(据区内部分井压裂施工及储层物性参数算得)。

3.2 数值模型选择

本次模拟多元吸附模型使用兰氏扩展模型，渗透率模型采用考虑高煤阶煤层储层渗透性动态变化的S-D模型，具体模型参数见表1。相渗模型不易获取，笔者采用SIMEDWin软件推荐的经验模型，如图3所示。此外，在模拟过程中存在以下假设：① 在排采过程中煤储层的温度不变；② 储层原始状态下割理裂隙被水100%饱和。

图3 数值模型中采用的气、水相渗曲线Fig.3 Curves of the gas and water relative permeability used in simulation

3.3 井设计及操作

水平井包括正常排采的生产井和CO注入井2种工作状态。根据SX018-5H～SX018-5 V“U”型井组周边煤层气井排采的实际情况，正常排水采气时，控水排采，其生产制度设计为产水量不超过10 m/d，同时防止煤层暴露，控制井底压力不低于0.2 MPa，当井底流压降低至0.2 MPa时，自动降低产水量；作为CO注入井时，控气注入，其注入制度设计为每天注入标准状况下CO不超过15 000 m/d(约合29.46 t/d)，同时为了保证井底流压不超过煤层破裂压力，控制井底流压不超过20 MPa，当井底流达到20 MPa时，自动降低CO的注入量。2口直井始终作为正常排采井，设计最高产水量为5 m/d，井底流压不低于0.2 MPa。

3.4 注入/排采方案设计

为了对比不同排采程度储层对CO注入和驱煤层气效果的影响，笔者设计了以下几种模拟方案。零方案(P0)，也就是零注入对比方案，水平井和2口直井均为生产井，按照各自的排采制度正常排采。方案1(P1)，水平井不排采，直接注入CO约1 a，随后停注停采,直井正常生产。按每天注入29.46 t算，年注入量约1.08万t，超过目前最大的CO-ECBM工程实验(注入约3 400 t)。方案2(P2)，水平井排采1 a后，改为注入井，注入CO约1 a，然后停采停注，直井一直正常生产。同理，方案3(P3)，4(P4)，5(P5)分别为水平井排采2,3,4 a后注入CO,然后停采停注，直井正常排采。方案6(P6)，水平井生产4 a后，保证注入压力不超过20 MPa，日注入量不少于标况下6 000 m(11.78 t)条件下，持续注入CO。直井正常排采。每种方案的模拟时间均为10 a。以上各方案，地质参数一致，仅考虑水平井由排采井转为CO注入井时间对CO封存和邻近煤层气直井排采的影响，增加了对比的可靠性。

4 模拟结果与讨论

4.1 水平井的排采/注入情况

由于区块总体渗透率较低，且水平段未压裂，在不注入CO的情况下，水平井的产量呈单峰型，在排采初期产量快速上升，产气1 a后日产气量达到顶峰，约6 881.5 m/d。相对而言，气井的稳产期较短，在排采第700天下降到3 000 m/d，第1 000天下降到1 400 m/d，随后气井产量基本稳定在1 000 m/d以上(图4(a))。气井产水初始稳定在10 m/d，在排采400 d以后，水产量逐渐下降，在800～1 000 d产水一个相对稳定期，基本在4～5 m/d，随后产水量继续下降。由于注入操作不改变之前的产气、产水情况，各个方案注入CO前的产出情况一致(图4(a))，累积产气和产水情况见表3。从方案P1～P5，受排采时间影响，水平井累积甲烷产量依次降低，累积水产量依次升高。P5和P6气、水产量基本一致。水平井注入曲线如图4(b)所示，累积注入量见表3。总体上，P1 CO注入总量略低，为1.03万t，原因是后期井底压力达到了20 MPa，为防止储层压力超过破裂压力，逐渐降低了日注入量； P2～P5，注入期(1 a)内CO日注入量基本一致为15 000 m/d，总注入量为1.06万t。P6为持续注入方案，注入量在1 440～2 160 d维持在15 000 m/d，同样受井底流压约束，随后日注入量逐渐递减，直到第3 600 d缩减至6 441.67 m/d。累积注入量达到23 517 679 m，约 4.61万t。可见由于水平井井筒与煤储层接触面积较大，较直井有天然的注入优势，这与在鄂尔多斯盆地东缘和柿庄北开展的CO-ECBM工程实践水平井中CO的易注入性相一致。

4.2 直井的排采情况

由于煤层气生产的基本原理为排水降压采气，排水(特别是单相水流阶段)对储层压力的控制及气井的连续、稳定、高效产气有决定性的影响。直井的零方案(P0)排采情况如图5所示，初始阶段产水为设计最大值5 m/d，约200 d后井底流压降低为最低设计值0.2 MPa，随后单井产水持续下降，在约400 d时逐渐下降至3 m/d；随后受井间干扰影响，产水略有回升后持续降低。与产水曲线相对应，P0方案直井产气曲线呈现明显的双峰型。第1峰与煤层气井的压裂效果和储层本身的含气性和渗透性相关，由于储层渗透性差，设计压裂裂缝长度有限，第1峰出现在排采约1 a，最高日产气792 m；第2峰由于井组压降漏斗连片叠加形成，出现在排采第4年。

图4 水平井排采及CO2注入曲线Fig.4 Production curves and CO2 injection curves of horizontal well

表3 不同排采制度下水平井的排采/注入情况

图5 直井排采曲线Fig.5 Production curves of vertical well

对比各方案的产水情况，探讨水平井CO注入对直井产水的影响(图5(a))，可见水平井未经排采及排采较早期注入CO的方案(P1，P2，P3方案)与P0方案相比，显著增加了直井的日水产量，这也与同方案中直井的产气量下降相呼应。方案P4和P5由于CO注入时间相对较晚，日产水量在排采2 000 d后开始低于零方案。P6方案由于存在CO的连续注入，日产水量在2 000～3 000 d排采段，小幅高于P0方案，而其他时段略低于P0方案。从整个井组看，未经过相对长期排采的水平井，储层含水本身采出有限，CO注入后会将水平井周围储层可动水驱向直井，造成直井日产水量的增加，日产气量的降低；而经过相对长期排采的水平井，本身累积产水量较大(表3)，井控范围内可动水排采相对充分，整个井组内储层含水减少，虽然CO注入后也影响邻井产水，但邻近直井后期产水也总体呈减少趋势，并对直井产气产生正效应。

对比不同方案下直井的产气情况(图5(b))，可见水平井不排采、直接注入方案(P1)，排采1，2 a后再注入CO的方案P2和P3，与零方案(P0)相比，均不同程度降低了直井的日产气量。特别是P1方案，煤层气直井的产气高峰直接后延1 a，而且煤层气井的最高日产气量，也由原来的792 m下降到了500 m。P1，P2和P3方案，在水平井由开发井转为注入井之前，产气曲线与P0方案一致，但在CO注入之后，都不同程度的降低了直井的产气量；直到模拟后期，接近排采10 a后才达到或略微超过P0方案的日产气量。可见CO-ECBM项目CO的注入与封存，对煤层气采收率的提高，并非一直是正效应，也存在对甲烷排采的“负效应”。本次模拟P4方案直井的产气曲线与P0方案的产气曲线基本一致，也就是水平井排采3 a后再注入1万t的CO，对井距300 m处的直井的排采在10 a内基本无影响。P5方案直井在排采2 000 d后较P0方案有明显的提升。P6方案为水平井排采4 a后、连续注入甲烷方案，显示直井在排采2 500 d后开始明显增加，由低点时的295.67 m/d逐渐增加到模拟结束的901.19 m/d，并且呈持续快速增加趋势。可见CO注入ECBM的效果与CO注入时的储层条件和注入量均有较大的关系。

4.3 水平井井底流压

受排采制度控制，方案P0水平井的井底流压由原始储层压力逐渐降低至0.2 MPa(图6)。当水平井转为注入井时，由于采取定注入量的注入方案，其井底流压会快速上升，且随着水平井正常排采时间的增长，在注入万吨等量CO时，井底流压上升的幅度逐渐降低，且模拟最终水平井的井底压力也依次降低(图6)。P1方案，也就是CO直接注入方案，在注入后期井底流压达到了设定的20 MPa限值，需减少日注入量以控制井底流压，使其总CO注入量略少于其他方案。而其他方案，在1 a的注入时间内，井底流压均未触及设定的上限值，日注入量保持在设计值15 000 m/d，因此总注入量基本一致(表3)。同时P6方案经过约2 a的(1 440～2 160 d)满设计量注入，井底流压方才达到20 MPa，说明经过水平井4 a排采后，储层注入封存CO的时效性大幅提高。这也说明，排采煤储层中的煤层气，首先会降低向地层注入CO的难度，煤储层排采程度越高，储层压力越低，CO注入时效性越强。

图6 各方案水平井井底流压随时间变化曲线Fig.6 Bottom hole flow pressure variation curves of horizontal well with time for each scheme

4.4 地层压力变化

地层压力大小代表地层能量的高低，是控制煤储层物性变化的核心要素，通过气井产水控制地层压力，进而达到煤层气连续、稳定排采是煤层气产出的关键；因此，可以说地层压力也是控制煤储层气、水产出的纽带。针对正常排采的情况(方案P0)，由于生产井的排采制度不变，井底流压由储层压力降低至0.2 MPa后，压降漏斗持续向井筒周围扩展，在工区内形成3个压降中心；同时可以看到水平井的泄压能力明显强于直井，经过10 a的排采，水平井周围储层压力约为直井周围的0.1倍(图7(a))。图7(b)为方案P3在第3 600 d时工区的压力分布，工区最大压力约5.7 MPa，由于水平井在排采2 a后转为了注入井，因此工区内2口直井周围形成压降漏斗，且水平井侧的压力明显大于无水平井侧的压力。图7(c)为方案P6在第3 600 d时工区的压力分布，由于水平井的持续注入，其周围储层接近上限压力20 MPa，并逐渐向上降低；直井周围，由于持续的排采也显示为低压区。对比方案P0～P6工区纵向中线压力的分布情况，可知不同的方案造成水平井周围压力的明显变化，与直排方案(P0)相比，注入方案(P1～P6)各个点位的储层压力均高于直排方案(P0)。由于，煤层气的排采是排水降压过程，是逐渐降低储层能量，诱导储层能量有序释放的过程；而储层注入CO为储层能量增加的过程，是储层的增压过程，因此在储层中甲烷和水含量不变的情况下，储层增压促进甲烷的吸附，而不是解吸，必然降低煤层气井的甲烷产量。而只有在注入CO和煤储层中甲烷充分竞争吸附，降低煤储层吸附甲烷的分压，等效降低煤储层吸附甲烷能力；同时由于驱替作用，推动储层中含水率降低、煤层气井周围吸附甲烷含量降低、游离甲烷含量增高的情况下，才能大幅提高注入井邻近煤层气井的气产量。因此，煤层中注入CO存在增加地层能量(压力)，降低邻近煤层气井产量的“负效应”，也存在增加储层游离甲烷，增加邻近煤层气井产量的“正效应”。同时排采初期及注入和生产井的中间地带，储层一般饱和水，地层能量(压力)的传递以传导和地层水的迁移为主，明显先于储层中CO和甲烷的运移(含吸附/解吸、扩散和渗流)，因此也就造成了注入井周边邻近煤层气井生产“负效应”和“正效应”时间(排采阶段)和空间(井距)差异。方案P1～P3，原始储层能量未有效降低，对邻近直井产气的“负效应”为主，造成CO注入后气井产气的降低；方案P5和P6以“正效应为主”，明显增加了模拟后期直井的产气量。由此，煤储层中注入CO，在一定时间内不仅不增加邻近直井产量，还会使邻近煤层气井产量降低。可见，CO注入影响邻近煤层气井排采的“正、负效应”主要与水平井排采时间、水平井-直井井间距、生产井排采制度以及CO注入量等因素有关，本次模拟其他因素一定时，储层排采2～3 a为直井产气正负效应的中和点。

同时，对比方案P1至P6，水平井排采越久，地层能量越低，在注入等量的CO后储层的压力总体越低。各方案直井无水平井侧压力曲线基本重合(图7(d))，说明水平井的排采/注入压力影响范围主要在水平井和直井井距范围内。

图7 各方案在3 600 d时地层压力分布情况及工区纵向中线储层压力分布Fig.7 Formation pressure distribution of each scheme at 3 600 days and reservoir pressure distribution of the longitudinal midline of the working area

4.5 CO2封存及驱CH4效果

本文CO的封存主要考虑CO注入后在煤层中的封存情况。总体上，CO注入后主要分布在水平注入井周围，且含量向远离井筒方向逐渐降低(图8(a),(b))。同时由于方案P1～P5向煤层中注入CO的总量基本一致，略超过1万t，从工区纵向中线CO含量分布剖面(图9(a))可知，各方案CO在储层中的分布差别不大。由于P6方案，共向储层中注入4.6万t CO，因此其水平井筒周围的分布面积明显大于方案P1～P5。具体来说，方案P1～P5水平井筒附近的CO含量在33.35 m/t左右，在距离水平井筒100 m处，含量降低到0.2 m/t以下，在150 m处基本为0；方案P6水平井筒附近CO含量近饱和，超过40 m/t，到约距离井筒200 m远的地方，降到了0.5 m/t以下，在250 m远的地方基本为0。针对方案P1～P5，CO注完之后水平井处于关井状态，也就是说水平井经过不同时间的闷井，在注入CO总量相同的情况下CO的分布基本相同，说明水平井关井后，储层缺少驱动作用，CO的封存基本稳定，无移动。

图8 方案P3和方案P6在3 600 d时工区CO2和CH4含量分布Fig.8 Distribution map of CO2 content and CH4 content in the work area of scheme P3 and scheme P6 at 3 600 days.

图9 第3 600 d时各种方案工区纵向中线煤储层CO2和CH4的分布情况Fig.9 Distribution of CO2 and CH4 in vertical midline coal reservoirs in various schemes at the 3 600 th day

煤层气生产井产出气中CO的体积含量是衡量CO封存效果的一项重要参数。从模拟结果看(图10)，注入CO最多的P6方案，直井在排采了约3 000 d时，产气中的CO含量开始由零逐渐上升，然而经过近600 d的持续排采，至模拟结束3 600 d时，产气中的CO体积含量占比不到0.003，说明煤储层中有持续的更大的CO封存能力。工区中甲烷气体的分布也间接反映了煤储层的封存能力，同时非常直观地展示了CO驱煤层气的效果(图8(c),(d)和图9(b))。CO的注入对甲烷存在明显的驱替作用，水平井筒附件甲烷含量很低，随距离水平井筒增加，甲烷含量快速增加，并在驱替前缘形成明显的甲烷的高值区带，其含量甚至超过储层的原始甲烷含量。甲烷含量和CO含量成互为消长关系，水平井井筒附近甲烷含量较低，甲烷和二氧化碳含量变化的过渡带较明显，说明CO对甲烷的驱替作用显著。

以上结果也说明在CO-ECBM先导试验和工程示范中，要想在监测井观察到煤储层气体成分和地下水化学性质的改变，监测井的井位应根据煤储层的封存能力，选择在距离注入井有一定距离但在CO封存范围内的位置。

图10 直井产气中CO2组分体积占随时间变化关系Fig.10 Variation of CO2 component volume with time in gas production from vertical wells

5 结 论

(1)在沁水盆地南部柿庄北区块3号煤层地质条件下，水平井具有较高的CO注气效率，在年注入1万t的CO条件下，水平井可实现连续注入；3号煤层具有较大的封存潜力，以700 m水平井筒为例，注入1万t CO主要封存在井筒附近60 m范围内，注入4.6万t CO主要封存在井筒附近160 m范围内。

(2)井底流压升高是影响CO注入的重要因素，而随着原始煤储层煤层气排采程度的增加，在相同注入制度下，能有效降低井底流压，保持CO的持续、高效注入。也就是说煤层气排采越充分，注入等量CO需要的注入压力越小，如果煤层气未排采/不充分排采，会增大CO的注入难度。

(3)CO注入对邻近煤层气井的生产存在增加储层压力的“负”效应和驱替甲烷的“正”效应。如果煤层气井不充分排采，在煤储层中注入CO会造成邻近生产井在较长的一段时间内增加水产量，降低气产量。要在CO-ECBM项目中达到较好的驱替效果，一方面应增加煤储层的排采程度，另一方面应适当降低CO注入井和煤层气生产井井距。