沁水盆地深煤层注入CO2提高煤层气采收率可行性分析

申　建，秦　勇，张春杰，胡秋嘉，陈　伟

(1.中国矿业大学 资源与地球科学学院，江苏 徐州　221116；2.中国石油华北油田分公司，河北 任丘　062552)



沁水盆地深煤层注入CO2提高煤层气采收率可行性分析

申建1，2，秦勇1，张春杰1，胡秋嘉2，陈伟2

(1.中国矿业大学 资源与地球科学学院，江苏 徐州221116；2.中国石油华北油田分公司，河北 任丘062552)

摘要:探讨CO2注入深煤层提高煤层气采收率可行性对于解放我国丰富深部煤层气资源具有积极意义。分析了沁水盆地不同深度条件下储层参数的变化规律，开展了CO2注入煤层增产效应的数值模拟研究。结果显示，煤储层参数随埋深呈非线性变化且各参数显著变化深度具有较好的对应性，存在500～600 m，950～1 150 m两个关键转折界限，据此将煤层划分为浅部、过渡、深部三带。随着埋深增加煤储层强非均质向均质转换，即所有参数在浅部较为离散而深部收敛。通过不同深度煤层的CO2注入生产效果模拟显示，注入CO2后煤层气采收率均得到不同幅度提高；注入CO2提高煤层气采收率效果由过渡带、浅部、深部逐步递减；注入时间越早和越长，提高采收率效果越显著；要实现深部煤层气采收率显著增加必须保证一定的CO2注入量；深部CO2封存优势显著。

关键词:沁水盆地；深煤层；CO2注入；采收率；封存

我国埋深1 200～2 000 m的煤层气地质资源量约为16.77万亿m3，主要盆地埋深2 000～3 000 m的煤层气地质资源量达18.47亿m3[1-2]，由于缺乏适合的增产技术尚难动用。研究显示，煤层CO2吸附量约为甲烷的2倍，当煤层注入CO2后能有效置换甲烷，可提高20%煤层气采收率，且CO2可被安全封存在煤层中[3-4]，对于我国丰富深部煤层气资源开发具有积极意义[5]。Puri等最早提出了CO2注入煤层提高煤层气采收率设想[6]，至此学界从理论、实验和数值模拟等方面进一步验证了该项技术的可行性[7-15]。工业界开展了相关先导性试验，例如1995—2001年美国圣胡安盆地首次实施了井组CO2注入煤层提高煤层气产量(CO2-ECBM)工程，大约有335 000 t CO2被注入到900 m深煤层，其采收率约增加了18%。随后加拿大在Alberta、日本在Ishikari、德国在勃兰登堡州的克尔钦、波兰在Silesian含煤盆地、中国在沁水盆地等亦开展了试验[8,10,16-20]。

然而，这些工程在实施过程中，或多或少存在问题，理论和实践存在差距，其CO2-ECBM效果仍然不明确。针对我国深部煤储层特点，CO2注入煤层是否可行？哪些因素制约着其增产效果？以及为了实现CO2强化开采目标，在选区上应该注意哪些关键问题？针对这些问题，以沁水盆地为例，在系统总结沁水盆地不同埋深条件下煤层气储层特性变化规律基础上，通过分类对比模拟研究，探讨我国高阶煤深煤层CO2注入提高采收率可行性。

1深部煤层界定及储层特性

1.1地质背景

图1　沁水盆地含煤地层岩性叠置和剖面形态Fig.1　Lithology and profile of coal bearing strata in Qinshui Basin

沁水盆地为一大型NNE向展布复式向斜。盆地内部以开阔的短轴褶皱为主，次级褶皱发育为特征，南北翘起端呈箕状斜坡；东西两翼基本对称，西翼地层倾角相对稍陡，东翼相对平缓。断裂以NE，NNE和NEE向高角度正断层为主，集中分布于盆地的西北部、西南部以及东南部边缘，盆地东北部及腹部地带断裂稀少。含煤地层为上石炭统～下二叠统的太原组和山西组。太原组厚80～130 m，以碳酸盐泻湖-潮坪-障壁体系积为主，主要由砂岩、粉砂岩、砂质泥岩、黑色泥岩、煤和深灰色灰岩组成。山西组发育以滨海三角洲为主的岩相古地理格局，主要由砂岩、粉砂岩、泥岩和煤层组成。整体而言，沁水盆地内部构造简单，且主力煤层顶底板砂岩层连续性差且致密，泥岩层发育较为稳定，封闭性好，注入CO2泄漏风险低(图1)。3，15号煤层为区内煤层气勘探开发的主要目标层，其中3号煤层厚度介于0.8～6.4 m之间，厚度大于5 m的富煤带主要分布在西部的郑庄—马必—沁源以及东部的柿庄—长子—屯留一带；15号煤层厚度介于1.0～5.0 m，厚度大于3.5 m的富煤带分布在寨疙瘩—安泽—端氏之间的地带。两个主煤层间距相对稳定，其煤层埋深均从盆地边缘向盆地中心逐渐增加。主煤层埋深最大的区域位于两个地带：一是沁源区块东部和东北部，最大埋深1 600～2 300 m；二是郑庄区块北部和沁南区块南部，最大埋深可达1 000～1 300 m。

3号煤层镜质组最大反射率介于1.3%～4.0%之间，平均3.19%；15号煤层镜质组最大反射率变化范围为1.1%～3.8%，平均2.91%，以无烟煤为主。宏观煤岩类型以光亮型煤和半亮型煤为主，部分地点半暗型煤和暗淡型煤较为发育。煤体结构以原生结构为主，天然裂隙较为发育。主煤层显微煤岩组分以镜质组占优势，3号煤层镜质组含量59.8%～93.1%，平均80.4%；惰质组含量6.9%～35.2%，平均18.9%；壳质组含量介于0～10.5%之间，平均0.7%。15号煤层镜质组含量70.7%～92.5%，平均82.0%；惰质组含量7.5%～28.4%，平均17.6%；壳质组含量0～6.2%，平均0.4%。镜惰比高，总体上形成于偏还原环境。

1.2煤储层参数特性及深部煤层界定

图2　煤储层参数垂向变化特征及分带Fig.2　Variations of coalbed methane reservoir with burial depth

煤层气储层相关参数统计结果显示，最小地应力介于3.3～23.7 MPa，总体随深度增加呈阶跃式变化，在煤层埋深浅于500 m，其值低于10 MPa；在50～950 m，其值低于20 MPa；当埋深大于950 m，其值多在20 MPa以上(图2)。地温介于16.97～40 ℃，随煤层埋深增加呈快速—缓慢—快速增大的变化趋势。储层压力梯度介于0.15～1.12 MPa/100 m，随着埋深增加压力梯度趋近于正常压力状态，且浅部压力梯度变化大而深部变化较小(图2)。含气量介于0.33～37.93 m3/t，随埋深呈现典型三段式分布；当埋深小于500 m，地层压力正效应主导导致煤层含气量升高；当埋深介于500～1 000 m，温度负效应增强和压力正效应导致平衡吸附段；当埋深进一步增加地层温度负效应主导煤层含气量降低(图2)。煤层试井渗透率介于(0.01～41.08)×10-15m2，随埋深增加呈降低趋势，埋深超过600 m，渗透率基本在1×10-15m2以下；当埋深超过900 m，渗透率低于0.1×10-15m2(图2)。Langmuir体积和压力及孔隙率外包络线值总体随着埋深增加呈递减趋势，且浅部数据均较为离散，而深部同样趋近一致，暗示了相对浅部，深部煤层吸附能力降低且其更难解吸(图2)。综上，随着煤层埋深的增加，煤层气储层参数呈现如下变化规律：

(1)埋深呈非线性关系，参数显著转折深度具有较好对应性。据此，按照各地质与储层参数外包络线明显转折处，即以500～600，950～1 150 m为关键界限，可将煤层划分为浅部、过渡、深部3个带(图2)；

(2)强非均质向均质转换，即所有参数在浅部较为离散而深部收敛。在“转折”和“转换”双重特殊性作用下，深部煤储层增产改造的方式适应性必然与浅部存在显著差异。

2CO2注入数值模拟

2.1模拟方案与参数设置

为了分析深部条件下煤层注入CO2提高采收率可行性，本模拟基于研究区实际储层参数，按照前述及煤层浅部、过渡带及深部等3深度段划分标准进行模拟对比研究。各深度带的储层参数选取采用参数与埋深的关系予以确定(图2)，见表1。

表1　CO2注入煤层模拟关键参数

模拟采用101 m×101 m均质方形模拟区块，产注井距为100 m，方形网格且大小2 m。为了防止注入CO2速率过快导致井底压力增长过高，超过煤层破裂压力而使得注入的CO2逸散，注入速率采用双控制，即首先限定注入速率为10 000 m3(标准状态，下同)条件下再限定注入井井底压力极大值为该深度下煤层破裂压力(表 1)。注入时间按照开井后连续注入1 800 d CO2，然后关闭注入井；煤层气排采1 800 d后，开始往注入井连续注入CO21 800 d，然后关闭注入井；开井后连续注入CO23 600 d，然后关闭注入井。

2.2模拟结果与讨论

2.2.1深部CO2注入效果

图3为在不同的注入方式条件下深部煤储层累积甲烷产量随排采时间增加变化规律。分别采用表1中平均储层参数模拟(图3(a))和最大储层参数(图3(b))模拟显示，深部煤层气储层产气表现为如下特点：① 随着排采时间增加，累积甲烷产量增加；② 煤层气排采1 800 d后注入CO2，前期生产规律与不注入CO2相同，后期由于注入CO2导致储层压力升高，阻滞了煤层甲烷的解吸，导致在30 a内其累积产气量低于不注入，但其在25 a处甲烷产量增加趋势明显，在30 a后甲烷产量将超过不注入CO2条件；③ 开井注入CO21 800 d与开井注入3 600 d早期产气量一致，中期受注入影响后者产气量低于前者，后期CO2置换效应体现，后者甲烷产量迅速升高，并在17 a超过了不注入CO2的累积甲烷产量；④ 30 a内未有CO2产出，即CO2完全储存在煤层中。

图3　不同注入条件甲烷累积产量对比分析Fig.3　Methane production comparison under different CO2 injection condition

无论采用平均储层参数还是最大储层参数，不同深度条件下提高采收率量随着累积CO2注入量呈先快速增加，当达到一定界限后呈缓慢增加趋势(图4)。按照平均储层参数计算，当累积注入量达到约5×107m3，研究区煤层气采收率能够提高20%。

图4　不同条件下累积CO2注入量与提高采收率量关系Fig.4　Relationship between accumulated CO2 injection quantity and enhanced coalbed methane recovery

据此，取得3点基本认识：① 较早和更长时间的注入，在同等时间有利于提高采收率；② 通过注入CO2能够提高深部煤层气采收率，前提必须要确保一定的注入量；③ 深部煤储层可较好的实现CO2封存。

2.2.2不同深度条件下CO2注入效果对比

采用研究区不同深度储层参数，模拟了30 a煤层气井甲烷产气量情况(表2)。由表2结果显示，随着煤层深度增加，30 a煤层气井甲烷的采收呈降低趋势；无论采用平均参数还是最大储层参数，浅部带和过渡带注入CO2提高采收率均较为显著，而过渡带注入增产效果优于浅部；3 600 d注入增产效果优于1 800 d，说明同等注入方式注入时间越长，增产效果越显著；同等注入时间(1 800 d)，越早注入增产效果来临越早；深部煤层注入CO2由于其自然渗透率极低，要实现显著增产效果其注入量必须要达到一定界限。

表2　不同深度条件下30 a注入CO2提高采收率效果

图5　不同条件下采出CO2与注入CO2量百分比Fig.5　Percent of drained and sequestrated CO2 quantity under different conditions

进一步分析基于储层参数平均值(图5(a))和最大值(图5(b))模拟预测CO2产出效果显示，浅部和过渡带30 a CO2采出量与注入量百分比介于60.04%～97.44%，封存在煤层的CO2量较少，且存在2个递减规律:一是由浅部、过渡带到深部呈递减趋势；二是同等条件注入时间越短百分率越低。

综上，最佳注入CO2增产煤层深度为过渡带。换言之，中高渗透率储层更适合CO2注入增产方式，而深部煤储层更有利于CO2封存。

3结论

(1)沁水盆地构造简单，主力煤层顶底板泥岩层发育稳定，CO2注入泄漏风险低。

(2)储层参数随埋深增加呈非线性变化且由浅部较为离散向深部收敛转换，在500～600 m，950～1 150 m存在2个关键转折界限，对应将煤层划分为浅部、过渡、深部3个带。

(3)CO2注入不同深度煤层均能提高煤层气采收率，同等时间过渡带煤层采收率增加效果最为显著，而要实现深煤层采收率显著增加，CO2注入量需达到一定界限值。

(4)深部煤储层可实现CO2安全封存。

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Feasibility of enhanced coalbed methane recovery by CO2sequestration into deep coalbed of Qinshui Basin

SHEN Jian1,2，QIN Yong1，ZHANG Chun-jie1，HU Qiu-jia2，CHEN Wei2

(1.SchoolofResourceandGeoscience,ChinaUniversityofMiningandTechnology,Xuzhou221116,China;2.PetroChinaHuabeiOilfieldCompany,Renqiu062552,China)

Abstract:Feasibility analysis of enhanced coalbed methane recovery by CO2 sequestration is important for the development of abundant deep coalbed methane resource in China.In this study,the relationships between reservoir parameters and burial depth were analyzed,and the simulation on CO2 sequestration into coal were carried out.The results show that reservoir parameters vary nonlinearly with the increase of burial depth and their transition burial depths are close.The coalbed in Qinshui Basin are divided into shallow,transition and deep part according to two key proposed transition burial depth of 500-600 m and 950-1 150 m.Strongly heterogeneous of reservoir parameters in shallow coal seams transform into homogeneous in deep coal seams.Through the contrasting simulations of CO2 sequestration into different burial depth coal seams,the coalbed methane recoveries are enhanced in all the cases,and the increments of coalbed methane recovery comparing with none injection decrease in the order of transition,shallow and deep coal seams.More early and longer injection time have higher improvement on coalbed methane recovery.To achieve an obvious coalbed methane recovery,a certain amount of CO2 should be sequestrated into coal seams.Deep coalbed has higher CO2 storage capacity than shallow and transition part coal seams.

Key words:Qinshui Basin;deep coalbed;CO2 sequestration;coalbed methane recovery;storage

中图分类号:P618.11

文献标志码:A

文章编号:0253-9993(2016)01-0156-06

作者简介:申建(1983—)，男，四川遂宁人，副教授，博士。Tel：0516-83592253，E-mail:cumtshenjian@126.com

基金项目:国家自然科学基金资助项目(41302131);国家科技重大专项资助项目(2011ZX05042);华北油田分公司博士后资助项目(2013E-2208-2015-M08)

收稿日期:2015-09-02修回日期:2015-11-01责任编辑:张晓宁

申建，秦勇，张春杰，等.沁水盆地深煤层注入CO2提高煤层气采收率可行性分析[J].煤炭学报,2016,41(1):156-161.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9030

Shen Jian，Qin Yong，Zhang Chunjie，et al.Feasibility of enhanced coalbed methane recovery by CO2sequestration into deep coalbed of Qinshui Basin[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):156-161.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9030