油气开发 | 张守仁等：CO2驱煤层气关键技术研发及应用

文摘 2024-08-06 07:30 湖北

摘要：

CO2驱煤层气(CO2-ECBM)工业化应用是促进煤炭清洁高效利用、加快国家天然气发展、实现“碳达峰”和“碳中和”目标的重要途径。立足CO2注入、运移、封存和产出的全过程控制和监测技术需求，结合理论和现场工程实践，提出地质适配性的CO2-ECBM技术体系。研究成果表明，构建“分子—微纳米—岩心—近工程—工程”衔接的CO2,CH4和H2O多尺度赋存和流动实(试)验体系是揭示CO2-ECBM机理与技术应用的前提。实施CO2-ECBM需综合考虑CO2可注入性、CH4可增产性和CO2可封存性，结合高精度三维地质和数值模型优选有利井区。CH4增产效果受CO2注入方式、注入压力、注入速度和井底流压等多因素协同影响，为实现长期增产和有效封存双重目标，提出了包含“阶梯式增注提压、限压注入驱替、气驱水产能抑制、采气井增产、间歇式排采、采气井井场复垦”6个阶段的CO2注-采技术体系。为监测CO2运移和封存效果，形成了涵盖“注入—驱替—封存”全过程的“空-天-地-井”立体监测网络，可通过地表微形变与环境变化遥感监测、近地表被动地震裂缝层析成像、动态多向多分量VSP监测技术和深井实时温压监测装置有效跟踪CO2运移路径。依托上述技术在沁水盆地柿庄TS-634井区实现CO2注入2 001.04 t,并有效监测了CO2运移方向和增产效果。上述技术可服务于CO2-ECBM,进一步推动CO2-ECBM工业化进程，需从政策制定、市场机制和需求驱动等多方面综合优化，以期为我国能源结构调整和“双碳”战略实现提供技术支撑。

作者|张守仁桑树勋吴见周效志张兵杨瑞召郭建春刘旭东张伟祺李勇

原题|CO2驱煤层气关键技术研发及应用

来源|煤炭学报

小编|小油

→这是"油气研究前瞻"的第247篇文章

CO₂是地球上主要的温室气体，有效实施CO₂封存是实现“碳达峰”和“碳中和”目标的重要途径。CO₂驱煤层气(CO₂-ECBM)将碳封存和提高煤层气采收率相结合，具有促进天然气开发和降低温室气体排放的经济、资源和环境多重效益^[1]。以煤为主的能源结构是我国基本国情，CO₂-ECBM有助于解决和突破制约我国煤炭清洁高效利用和新型节能技术发展的瓶颈问题，科学有序推动能源绿色低碳转型，为经济社会高质量发展提供坚实能源保障^[2-3]。

CO₂-ECBM在国内外经过了多年探索和实践。1995年美国在San Juan盆地北部建立了最早也是迄今最大的CO₂-ECBM试验项目，占地面积约1.295×10⁶m²,包括有4口CO₂注入井和16口煤层气生产井，先后累计共注入33.6×10⁴t的CO₂^[4]。加拿大阿尔伯塔地区^[5]、日本北海道夕张地区^[6]、波兰上西里西亚盆地^[7]、斯洛文尼亚韦莱涅煤田^[8]等相继开展CO₂-ECBM尝试。其中加拿大的阿尔伯塔地区采用N₂和CO₂混合注入方式，对煤层气增产起到了促进作用^[5]。2004—2007年日本北海道夕张地区在900 m煤层进行了多次超临界CO₂注采试验，提升了煤层气产量，后期随着CO₂注入，煤骨架膨胀，注入效率下降^[7]。2008—2010年美国分别在伊利诺伊盆地、圣胡安盆地、威利斯顿盆地和黑勇士盆地开展CO₂-ECBM试验，并评价了封存潜力和对地下环境的影响^[8-12]。

2004年我国在沁水盆地南部开展了CO₂-ECBM先导试验，煤层气单井产量和采收率明显提升^[13]。2011—2012年中联煤层气有限责任公司与澳大利亚联邦科学与工业研究组织(CSIRO)合作，在山西柳林地区560 m煤层开展了约8个月间歇式单井注采试验，并示踪监测了CO₂运移情况，实现CO₂注入460 t^[14]。2013—2015年再次在沁水盆地开展注入试验^[15],通过捕集燃煤电厂进行CO₂,在900 m深煤层实现CO₂注入4 491 t^[16]。

上述工程和技术试验，揭示了CO₂-ECBM可行性。但是针对CO₂注入、流动、封存和产出的全过程监测和控制技术尚不完善，主要体现在：① CO₂-ECBM过程中煤层孔渗性变化规律及主控因素不清，尚未形成针对性选址评价技术；② CO₂-ECBM注入和采出的关键工艺技术和设备有待进一步完善；③ CO₂在地下流动特征有待揭示，如何有效监测CO₂流动和封存效果；④ 产出气CO₂/CH₄分离回收技术和工艺尚不完善。本文依托国家重点研发计划“煤炭清洁高效利用和新型节能技术”重点专项“CO₂驱煤层气关键技术”,针对煤层中有效埋藏CO₂,CO₂置换CH₄提高煤层气抽采率实际需求，在已有研究成果基础上，从分子-工程的不同尺度实(试)验手段相结合的方式，揭示CO₂-ECBM过程中孔渗性变化规律及主控因素并进行连续性建模，开展CO₂-ECBM注采工艺技术优化，集成形成具有地质适配性差异化的深煤层井组CO₂-ECBM工艺技术体系，地表、近地表以及监测井实时采样及温压监测相结合，构建CO₂-ECBM运移范围及安全封存低成本、有效评价的空-天-地-井联合立体综合监测技术体系，并结合现场示范应用评价，集成具有地质适配性的CO₂-ECBM工艺技术体系，以期为“双碳”目标下的煤层气产业发展和煤炭清洁高效利用提供技术支持。

CO-ECBM机理及研究技术体系

构建科学合理的CO2-ECBM技术体系是相关关键技术研发的前提(图1),离不开CO2与CH4在多尺度条件的运移、流动和产出规律的系统认识[17-18]。CO2-ECBM涉及多个尺度物理化学作用，主要包括有：① 分子尺度上CO2和CH4的竞争吸附作用，包括煤本身的固体有机质分子、地层水和气体分子之间的热力学和物理化学作用[19];② 微纳米尺度上气体分子运移流动机制，CH4和CO2在煤基质表面达到了吸附解吸平衡之后，在微纳米级别的孔隙中流动运移；③ 气体分子在裂缝中的运移流动，受井筒尺度物理模拟实验的难度局限，岩心(常规2.5或3.8 cm直径)和大岩心尺度(10 cm直径×30 cm长度)的模拟是评价气体流动产出的重要手段[20];④ 工程尺度CO2-ECBM模拟评价，建立具有地质适用性的地质和物理模型是驱替和增产效果跟踪评价的重要手段[21]。基于此，笔者提出了“分子尺度—微纳米尺度—岩心尺度—近工程尺度—工程尺度”相衔接的CO2-ECBM多尺度实(试)验研究方法体系(图2),将煤大分子建模与分子动力学模拟、数字岩石物理+流体物理仿真、岩心尺度CO2-ECBM实验模拟、近工程尺度煤矿井下工程试验、工程尺度三维地质结构建模等研究方法相结合，为CO2驱煤层气地质机理研究、示范工程实施井组优选和储层参数预测提供了技术支撑。

图1 CO

Fig.1 Logical relationship diagram of CO

图2 CO

Fig.2 Multi-scale experimental research method system of CO

研究结果显示，微纳米尺度孔裂隙结构控制了CO2吸附置换CH4过程和流体运移行为，微孔(孔径<2 nm)的强吸附势作用造成微孔越发育，煤对CO2与CH4混合气体的吸附能力越强，不利于CO2置换CH4。因此，微孔决定了CO2与CH4吸附能力。宏孔(>50 nm)和介孔(2～50 nm)直接影响CO2与CH4扩散运移行为[19]。在微纳米尺度孔裂隙中，CO2和CH4微观流动形态可动态转换，流体压差或压力变化是动态转变的主要原因，连续流与非连续流赋存孔径界限为100～200 nm, 并因气体压力改变而变化[20]。对于大致<100 nm的孔裂隙，CO2与CH4以非连续性流动(Fick 型扩散)为主；在较大孔径中，气体流动形态受压力影响显著，在高压下发生连续性流动，但是在低压下仍以扩散和滑流为主[20]。煤层本身发育大量微孔和介孔，在气体从煤分子表面解吸后进入裂隙，发育多种类型的流动方式。因此，在工程实验中，需要着重考虑CO2注入压力、注采井间距和煤层渗透率等直接影响CO2-ECBM效率的因素，其中CO2注入压力可以直接控制且对驱替效率影响显著(图3)[22-23]。

图3 CO

Fig.3 Schematic diagram of the CO

CO-ECBM工艺技术及应用实践

在上述理论认识基础上，通过依托不同尺度试验数据，建立了研究区高精度三维地质模型，开展了CO2-ECBM地质物理模型构建，形成了CO2驱煤层气煤储层动态变化规律与流体连续性过程模型及数值模拟技术，优选出TS-634井组作为注采井组。采用CO2驱煤层气过程数值模拟与示范工程数据分析相结合的方法，优化了CO2高效驱煤层气注采工艺技术，形成了示范工程CO2注入评价效果与高效注采工艺技术。通过建立多尺度、多空间一体化监测体系，形成了空-天-地-井立体监测网络，综合评价了CO2驱煤层气工程实施效果。

2.1 选区评价技术

CO2-ECBM实施井组优选需要综合考虑CO2可注入性、CH4可增产性和CO2可封存性(图4)。其中CO2可注入性需要煤层厚度、煤层稳定性和煤储层物性等参数。CH4可增产性需要考虑煤层的原始和剩余含气量、井间干扰情况和地下流体场等因素。CO2可封存性需要考虑煤层顶底板的稳定性、断层的封闭性等因素。综合来看，有利井组区和有利井组选择的原则包括但不限于：① 井组控制范围内构造简单；② 煤层稳定性好、含气量较高、可采性好；③ 煤储层物性、原始渗透性较好；④ 地下水流动的规律性较明显；⑤ 井组中流体势呈现注入井较高的平面特征；⑥ 有利区范围内应力分布情况清晰；⑦ 井组存在高产气、高产水历史；⑧ 井组中各井之间存在明显井间干扰。

图4 选区评价主要考虑因素

Fig.4 Main concerning factors during area selection

基于此，在沁水盆地柿庄南区块开展CO2-ECBM选址。研究区TS-634井组3号煤层发育稳定，平均煤厚6.1 m; 煤层顶板标高345～380 m, 展布平缓、构造简单；煤层含气量大于15 m3/t, 含气性好；煤储层孔隙发育较好且渗透率相对较高(0.35×10-15～0.45×10-15m2)。

工程特征方面，前期压裂施工压力较低，所形成的裂缝以复杂网状裂缝为主，压裂改造效果好；排采效果方面，目前处于低产气期，前期排采过程中压降平面扩展快且已形成明显的井间干扰，预期示范工程实施过程中CO2注入难度将相对较低，适宜开展CO2驱煤层气工作。因此，将TS-634井组作为注采井组，其中TS-634井为CO2注入井，邻近井为煤层气产出井(图5)。

图5 CO

Fig.5 Optimal parameters of CO

2.2 注入采出工艺

2.2.1 注入方式

基于TS-634井区内各煤层气井钻井和测井数据，在Petrel上分别构建了包含注采井区的构造模型和属性模型。根据煤层气井分布情况，确立注采井区模拟研究范围为1 200 m×1 200 m, 并将其从地质模型内切割分离。将分离后包含构造模型和属性模型的地质模型从Petrel平台导出，经MATLAB数据处理软件转换后导入COMSOL Multiphysics数值模拟平台(图6)。在煤层气生产模拟过程中，所有井均为生产井；在CO2-ECBM模拟过程中，TS-634井为注气井，其余井为生产井。模型内所有井筒直径皆为0.1 m, 共划分8 370个域单元和864个边界元。在历史拟合基础上开展不同CO2注入方式、注入压力、注入速度以及生产井不同井底流压对CO2-ECBM的影响研究，井区地质参数取值见表1。

在此基础上，设计了不同注入方式、注入参数、排采管控方式的CO2驱煤层气数值模拟方案(表2)。模拟结果表明：储层压力、储层含气量、储层温度、储层化学场受CO2注入方式、注入压力、注入速度影响较大，而受生产井井底流压影响不明显。CH4增产效果受CO2注入方式、注入压力、注入速度和井底流压影响均较大。在模拟时间内，连续恒压/恒速注入、高压注入、高速注入、低压排采可获得较高的CH4产气速度。因此，提高注采井区煤层气采收率，宜在注入井采用CO2连续恒压/恒速、高压/高速注入方式，在生产井采用低压排采技术。相对于阶梯增压/增速注入，恒压/恒速注入方式下的CO2最大有效注入量相对较低，随CO2注入压力/速度增加而增加，随排采压力的增加而减小(图7)。在CH4增产方面，相较于自然生产，注入CO2后的煤储层各生产井CH4产气速度在CO2注入一段时间后均有所提高。相较连续恒速注入，阶梯增速注入方式的CH4产气速度在CO2注入初期相对较低，随着CO2注入时间增加，两者差距在后期则逐渐变小甚至出现逆转；相同注入时间内，CO2注入压力和速度越大，CH4产气速度越快。

图6 TS-634井组煤储层参数非均值模型

Fig.6 Heterogeneous model of coal reservoir parameters of TS-634 well group

2.2.2 注入效果

基于上述模拟结果，以采气井长期增产、煤层CO2安全封存为目标，提出了煤层气生产井组中注CO2高效驱煤层气注采工艺技术。其技术内涵为：优选已连续生产4～6 a的煤层气生产井组，以中心井为CO2注入井，周边井为采气井，利用CO2对CH4的驱替、置换作用，提高采气井的日产气量，延长煤层气生产井组服务年限。注CO2高效置换驱替煤层气注采过程包括：阶梯式增注提压、限压注入驱替、气驱水产能抑制、采气井增产、间歇式排采、采气井井场复垦6个阶段(图8)。其中，阶梯式增注提压阶段通过阶梯式增加CO2注入速度快速提高注入井井底压力，限压注入驱替阶段控制CO2注入井井底压力低于煤储层最小主应力，气驱水产能抑制阶段通过提高排水强度消除气驱水前缘对采气井产能的抑制，间歇式排采阶段通过不定期关井控制采出气CO2体积分数超限。

TS-634井组注CO2驱煤层气示范工程注入时间为2020-06-01—2021-06-05,CO2注入历时370 d。其中，进行CO2注入时间为150 d, 受降雨、道路维修、罐车检修等原因等停时间为220 d, CO2注入工作时间与注入历时时间的比值为40.5%。CO2累计注入量为2 001.04 t, 注入排量55～59 L/min, 日注入量集中在10～13 t。在CO2注入初期及末期(3 d),日注入量较低，为8.0 t左右；在2021-02-03—2021-05-14中有16 d日注入量较高，最高达到24.8 t。总体来说，该井注入比较顺利，在预定的时间内完成了设计要求的注入量，没有发生异常情况。注入施工之前，地层压力较低(0.086 MPa),随着注入CO2数量的增加，井口及井底压力逐步升高，注入施工结束时，井底压力达到了12.92 MPa(表3)。

受注入液态CO2相变的影响，CO2注入井井底温度经历了前期大幅波动，后期波动较小的变化过程；注入井井底压力变化经历了低压期、突升期、平稳期3个阶段，井底压力变化一方面受CO2注入过程的连续性影响；另一方面，与CO2注入过程中产生的储层高压及储层渗透性(裂缝导流能力)变化有关(图9)。

2.3 监测技术体系

根据CO2封存区的特性和对CO2泄漏和运移监测需求，针对由CO2注入引起的地表形变和环境变化，结合遥感监测手段的优势，建立了空-天-地-井一体化的遥感监测方案(图10)。其中，“空”应用光学卫星和雷达卫星长时序、全天候监测CO2注入引起的地表形变变化和植被等环境的变化，从大尺度观测CO2运移趋势和造成的植被响应。“天”通过无人机携带光学、热红外等镜头，既可以建立地表模型，清晰准确地提供注入现场情况，也可短时间重点观测，找寻泄漏点，对泄漏事件进行快速响应。“地”针对CO2-ECBM注入区地面被动地震监测(长期及短期)信噪比低的特点，创新了被动地震裂缝层析成像技术，实现了地下破裂事件可视化的直观优势裂缝通道成像，实现了CO2羽流运移前缘通道监测。“井”通过大斜度井套外光纤永久布设CO2监测结合深井实时分层气水采样与温压监测装置，跟踪地下压力和流体变化。

研究区CO2注入前与注入后被动地震成像结果所示，在TS-634井400 m范围内无较强能量显示，即无明显活动的天然裂缝或断层活动。注入前成像结果表示TS-634井适合进行CO2注入封存施工。而在TS-634井外围区域，分布不连续较强能量分布，注入分布在注入井的正北方向以及东南方向。注入井东南方向极有可能是天然裂缝或小断层的活动响应，北部强能量活动区域则为天然裂缝的相应结果，与注入后被动地震监测结果中强能量结果分布一致。CO2注入中被动地震监测结果可以看出，能量的叠加结果形成TS-634井至TS06-4D至TS06-1D的强能量分布。强能量的分布表明在监测时间段内该处地震活动相对明显，因此较其他地方能量较高。TS-634至TS06-4D至TS06-1D的强能量分布较为连续，推断为CO2的主要运移通道与运移方向。CO2注入后成像结果表明CO2注入后沿TS-634,TS06-4D,TS06-1D方向有优势运移趋势，TS-634井区域活动性降低，TS06-2D井活动性增强。将InSAR获得累计形变量结果与微地震结果分别叠加至三维模型上，可清晰观察出各自监测结果的运移通道，实现运移前缘的立体观测，将2者结果进行归一化后叠加至无人机三维模型上，进行数据融合得到叠加模型，进一步验证了由TS-634至TS06-1D的CO2运移通道的准确性(图11)。

图7 采气井CH

Fig.7 Variation of CH

图8 注CO

Fig.8 Injection-production process of high-efficiency displacement of CO

图9 CO

Fig.9 Variation of bottom hole pressure during CO

图10 空-天-地-井立体联合监测体系

Fig.10 Space-air-earth-well three-dimensional joint monitoring system

图11 InSAR和微地震结合的CO

Fig.11 Monitoring technology of CO

与此同时，在CO2注入施工过程中监测各井的温度和压力变化(图12)。2020年12月以前监测井井底温度稳定在24.40 ℃,随后井底温度略有下降，并稳定在24.30 ℃。至2021年4月，井底逐渐稳定并缓慢回升至24.40 ℃。可见CO2注入过程中，监测井井底温度虽然有一定波动，但波动幅度较小，液态CO2注入储层后的气化吸热(2021年1月)及CO2吸附放热作用(2021年4月),是导致监测井井底温度变化的重要原因。从CO2注入至2020年12月，监测井井底压力稳定在1.2 MPa并有小幅波动。随后由于监测井采集气水样导致压力产生快速大幅波动，2021年2月监测井井底压力发生大幅度频繁波动(日波动，陡升缓降),推测为CO2注入影响到监测井。

CO-ECBM技术及工程实施效果

图13展示了CO2注入过程中井底压力变化，注入井呈现快速稳定期(压力低)、缓慢稳定期(压力陡升)、快速稳定期(压力高)三阶段变化特征。随着气井生产的继续，不同井的气体组分出现变化，其中TS06-4D井存在CO2突破(图13(a)),与图8显示的裂缝和形变监测结果一致。CO2运移至TS06-4D井控范围内，大量游离态CO2进入气水流动通道，使煤储层中含气饱和度升高、含水饱和度下降，引起液相相对渗透率降低，气体侵占地层水流动通道，导致TS06-4D井日产水量快速下降(图13(b))。从TS06-4D井井底流压与套压的变化来看，CO2注入过程中套压稳定在0.1 MPa, 井底流压在2020年10月日产水量下降后由0.1 MPa快速升高至0.4 MPa左右，随后缓慢下降至0.2 MPa。TS06-4D井降低流压的快速升高主要受CO2注入后期煤层气井日产水量快速下降的影响，进入井筒内的地层水难以排出，导致管套环空液面位置升高，导致套压稳定的条件下井底流压上升。

TS-632井不在上述主要裂隙通道上，产出的气体仍然以CH4为主要成分(图13(c))。至2020年6月CO2注入时，该井为低产水、低产气井。CO2注入期内产气量相对稳定，在300 m3/d左右。从日产水量来看，CO2注入过程中日产水量略有升高(图13(d))。

图12 监测井井底温压变化

Fig.12 Variation of temperature and pressure changes in the bottom of the monitoring well

图13 典型井排采情况变化

Fig.13 Variation of drainage characteristics in typical wells

井底流压与套压变化显示CO2注入过程中套压稳定在0.1 MPa, 井底流压由0.2 MPa持续升高至0.4 MPa。CO2注入导致地层水产出量略有增加，引起井底流压略有回升，但对煤层气井日产气量尚未产生显著影响。在此基础上，结合多源监测信息提取高渗通道位置及方向数据，基于实际注入方式及注入量，调整高渗通道等效渗透率，拟合产出气井CO2见气时间和浓度变化，基于前述修正的含高渗通道的地质-数值模型，开展长期注入增产模拟，注入速率为12 t/d, 模拟时长为10 a, 采收率可以提高10.1%。

结语

CO2-ECBM涉及CH4,CO2和H2O等流体在纳米尺度的相关作用以及纳米—千米级的渗流变化，需要进一步发展和优化多尺度实(试)验研究技术体系。CO2-ECBM关键技术序列包括地质选区评价、CO2注入-采出工艺和CO2运移及封存监测等，同时产出气高效分离回收一体化技术也有待进一步发展。大力发展煤层气产业，将其打造为我国增强天然气资助保障能力的重要气源，有助于推动双碳目标实现。探索和实施CO2-ECBM,具有提高煤层气采收率和实现CO2封存的多重经济、资源和环境效益。我国CO2-ECBM技术探索早，紧跟国际发展趋势，初步具备了工业化能力，可以为天然气提产和碳封存提供保障。我国在煤层气税收补贴和资源管理方面发布一系列激励政策，要推动CO2-ECBM仍然需要技术政策方面有效支持。当前发展和应用CO2-ECBM技术仍然存在技术应用成本较高、市场激励机制不足、缺乏统一技术标准规范、政策相对分散且关联性差等问题，需要在后续进一步完善发展。

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