延川南注二氧化碳置换煤层气技术可行性分析

岳小金 李 辉 张婷婷 程 伟 朱一川

(中国石油化工股份有限公司华东油气分公司,江苏 225000)

1 区域概况及评价

延川南区块位于鄂尔多斯盆地东南缘，隶属于渭北隆起和晋西挠褶带交汇处(图1)。该区块北部和南部的大宁-吉县区块，韩城合阳区块均已取得工业性突破。目前，该区块已经取得了单井突破，部分煤层气井已获得工业气流，展现出煤层气勘探的良好前景。其中，2号煤层为主采气煤层。

图1 延川南区块构造位置

基于延川南26口钻井资料及首批9口井的详细数据统计，结合煤层气评价重要参数分级表，延川南区块2号煤层厚度为2.70～7.50m，平均5.03m，属于中等及较薄厚度；含气量为4.73～20.37m3/t，平均10.15m3/t，多数煤层气井大于8m3/t，属于中等含气量；含气饱和度为32%～82%，平均55%，属于中等及低含气饱和度；地解比分布在0.16～0.92之间，平均0.41，属于中等及低地解比，少数为高地解比；煤样平均孔径分布在7.6～9.3nm之间，平均8.15nm，以微孔为主；原始渗透率为0.017×10-3～0.9054×10-3um2，平均渗透率为0.19×10-3um2，处于中等水平(表1)。

表1 延川南2号煤煤层气评价分级表

根据压汞数据，该煤层孔隙类型以微孔为主，具有良好的吸附潜能，煤样进汞-退汞曲线以Ⅰ型为主(图2)，退汞效率极高，介于82.09%～95.2%，平均89.57%，反映孔隙具有良好的连通性和渗流能力；排驱压力变化较大，分布在7.1kPa～192.78kPa，平均58.61kPa，显示煤层气可解吸性可能变化较大。基于上述资料，延川南区块2号煤各重要评价参数多处于中等及中等偏低水平，开发过程中难度较大。

图2 Ⅰ型进汞曲线

2 排采现状及预测

目前煤层气井排采中，一般采用排水降压技术，降低储层压力，使甲烷气体逐步解吸、运移，同时利用水力加砂压裂等手段改善储层渗透率，提高产量。延川南区块几口典型煤层气井的排采情况见表2。

表2 延川南区块典型煤层气井排采情况

通过Simedwin天然气产能数值模拟软件对上述煤层气井进行了产能预测，得出了相应的产能预测曲线(图3～7)。

图3 M1井产能预测曲线图

图4 M3井产能预测曲线图

图5 M5井产能预测曲线图

图6 M7井产能预测曲线图

图7 M10井产能预测曲线图

利用模拟预测的气井产气量与其控制的泄气面积内的煤层气资源量之比预测煤层气采收率得到下面结果。根据预测结果，研究区五口煤层气井连续排采15年的累计产气量和采收率统计结果如表3。

表3 典型煤层气井产能和采收率动态预测

从表3中可以看出，M1井和M5井的产气量较高，在排采第2年的日均产气量分别达到1878.17m3和1775.66m3；连续排采15年的采收率也较高，分别为73.17%和68.3%。M10井采收率中等，连续排采15年的煤层气资源采收率为36.18%。而M3井由于产气效果不好，且气井控制面积内煤层气资源量很大，资源量大会导致采收率低么？因此预测得到的煤层气资源采收率很低，只有13.79%。M7井由于渗透率很低，产气效果较差，因此预测得到的采收率也只有23.62%。

整体上看，延川南区块2号煤煤层气日产气量及采收率偏低，制约了区域商业化开发进展。

3 注二氧化碳技术分析

3.1 提高煤层气采收率机理分析

提高煤层气采收率需要从煤层气生成、储集和运移机理出发，主要包含两个方面：一是促使煤层气更多更快的解吸出来，使得煤基质孔隙内表面上的吸附甲烷气体尽可能由吸附状态转变为游离状态，从而增强煤层甲烷气体由基质和微孔向裂隙的扩散能力；二是增大气体运移通道的通过能力，让煤层气通过较多的裂隙流向生产井筒。

在目前阶段，提高煤层气的采收率还是普遍沿用油气田开采中的割缝增透、水力压裂技术和注水驱气的方式。但其效果一般，常常在压裂后初始阶段产气量有所增加，但很快产气量就衰减，不能形成稳定的气流产出。分析其主要原因，是因为煤层甲烷气体解吸、扩散和渗流过程是个互相制约的藕合过程，尤其对低渗透煤层更为突出。采用注水驱气法也有一定的局限性，因为水分子直径大于储存大量瓦斯基质系统中大部分微孔直径而难以进入基质的微孔内，对提高煤层气的解吸和扩散效率有一定的影响，与此同时，水还对微孔中的甲烷气体起到一种封堵作用，对煤体甲烷解吸扩散起到一种反作用。所以围绕煤层甲烷气体吸附、解吸性能，从研究增加煤层气的解吸方法入手具有重要意义。

根据煤对二氧化碳及甲烷的吸附量和吸附性能存在的明显差别，通过对煤体注入高压二氧化碳的办法来促使煤体对的解吸，降低煤体对甲烷的吸附量，从而实现煤体甲烷从吸附态转化为游离甲烷，促进甲烷解吸，达到增收的目的。

3.2 注二氧化碳置换煤层气理论分析

注二氧化碳置换煤层气技术起源于二氧化碳煤层封存技术。其基本概念是指将二氧化碳注入深部不可开采煤层中封存以减少温室气体的排放，同时将储藏在煤层中的煤层气置换出来。

煤对二氧化碳及甲烷的吸附差异性的根源，不同学者有不同观点。但结果均表明，煤对二氧化碳的吸附能力高于甲烷，在煤储层中，二氧化碳与煤层气吸附竞争时，二氧化碳更有优势。

注二氧化碳置换煤层气技术的主要机制是：(1)煤层对二氧化碳的吸附能力强于对甲烷的吸附能力，当注入二氧化碳是，二氧化碳与甲烷竞争吸附，甲烷被置换，同时二氧化碳的注入也降低了煤层中甲烷的分压，进一步促进甲烷的解吸；(2)二氧化碳的注入，维持了比单纯抽采更高的压力梯度，驱赶甲烷向生产井运移。

3.3 注二氧化碳置换煤层气实验数据分析

针对煤对不同组分气体的吸附能力，国内外学者进行了大量的实验探索。K. Jessen等对注气开采煤层气进行了粉末合成试件(coalpack)试验及模拟研究；T. Theodore等进行了一些煤层CO2储存的试验及模拟研究，主要内容集中于煤层结构对CO2地质处置的影响；冯启言等基于COMSOL Multiphysics建立了二元气固耦合的有限元数值模型，并对气体吸附与煤层变形进行了数值模拟分析；李向东等利用等温吸附仪对晋城无烟煤颗粒(0.3mm)分别进行了40℃不同压力下吸附-解吸及注入CO2置换CH4的试验；唐书恒等对山西沁水盆地的无烟煤与贫煤试样在等温吸附解吸仪上进行了吸附解吸及注CO2驱替甲烷试验。

实验研究表明：煤层对二氧化碳的吸附性强于甲烷气体，注二氧化碳置换煤层气可以有效提高日产气量及采收率。

张兵等对沁水盆地南部煤层气田作为我国煤层气开发的示范性气田，在柿庄北区块对山西组3号煤层利用二氧化碳置换煤层甲烷理论进行了单井注入开发实验。实验表明：单井注入二氧化碳开采煤层气，在二氧化碳影响范围内，采出程度能够提高到80%以上，产量提高2倍以上；通过对井组模型的数值模拟分析认为：注入二氧化碳后采收率提高10%。

3.4 注二氧化碳置换煤层气技术在延川南区块的应用分析

延川南区块目前投产井近200口，在目前产气的100余口井中仅有27口井日产气量超过了1000m3，平均日产气量仅有600m3，制约了区域煤层气产能建设。延川南区块2号煤各储层参数均处于中等及中等偏低水平，煤层气井日产气量及预测采收率普遍偏低，常规开发技术对煤层气井排采过程产生的效果有限。

如图8所示，该煤层气井原始储层压力为4.8MPa，实测含气量为16.5m3/t，根据等温吸附曲线，其理论含气量为30.0m3/t，临界解吸压力为1.70MPa，根据排水降压过程，当压力大于1.70MPa时，以排水为主，当压力小于1.70MPa时，以气、水混排或排气为主，但是根据美国煤层气排采经验，煤层气井排采中枯竭压力约为0.7MPa。在产气的过程中，压力仅有1MPa的变化空间，控制难度较大且采收率较低。

图8 等温吸附曲线

因此，在延川南区块，有选择性的针对低产井或者井组进行注二氧化碳置换煤层气技术实验，在不影响原有产能建设的基础上，可以增加单井日产气量，同时提高煤层气采收率，对煤层气井的短期及长期发展均具有良好的前景。