二氧化碳地质存储与煤层气强化开发有效性研究述评_桑树勋.pdf

第 46 卷 第 5 期煤田地质与勘探Vol. 46 No.5 2018 年 10 月COALGEOLOGY 2. Key Laboratory of Coalbed Methane Resources and Reservoir ation Process of the Ministry of Education, China ChaoXing 2煤田地质与勘探第 46 卷 University of Mining enhanced coalbed methane recovery; technical effectiveness; research status CO2地质存储有望成为碳减排的有效方法而受 到全球高度关注，深部不可采煤层 CO2存储是其重 要方式之一， 深部煤层800 m 以深是 CO2存储的潜 在地质体图 1；同时，CO2驱煤层气也被视为煤层 气高效开发的可能手段，注入煤层的 CO2因 CO2竞 争吸附优势可大量置换驱替煤层 CH4，从而实现煤 层气强化生产和提高煤层气采收率。煤层 CO2地质 存储与 CH4强化开采CO2Geological Storage-Enhanced Coalbed Methane Recovery， 简称 CO2-ECBM技术融 温室气体减排与新能源开发为一体， 极具发展前景， 但其有效性、经济性、长期性和安全性仍是当前 CO2-ECBM 面临的主要理论和技术难题，其中有 图 1CO2地质存储潜在模式据 M. D. Aminu 等[5] Fig.1Potential CO2geological storage patterns 效性是基础和前提[1]。CO2-ECBM 有效性的内涵即 CO2可 注 性 Injectivity 、 CO2封 存 与 存 储 容 量 Containment and Storage Capacity 和 CH4井 产 能 Productivity。深部煤层具有相对高地温、高地层 压力、高地应力且相对低渗透率的特征，所以，深 部煤层 CO2-ECBM 有效性受控于深部煤层温、压、 水和地应力条件下，CO2/H2O 体系与吸附甲烷煤储 层间作用的体积应力效应煤基质收缩膨胀、地球化 学反应效应煤层成分、结构、物性、力学强度动态变 化和吸附解吸置换–封存–扩散渗流–驱替作用过程。 煤层CO2地质存储与煤层气强化开发有效性研究的主 要方法有实验模拟、数值模拟和工程探索[2-4]。 不论减少碳排放，还是高效开发煤层气，都是 我国重大需求， 煤层CO2-ECBM具有更大实际意义。 中国深部煤层埋深≥800 m发育广泛，但相比美国 等国家煤级显著偏高、渗透率总体偏低，深部煤层 CO2-ECBM 的 难 度 相 对 更 大 ， 中 国 深 部 煤 层 CO2-ECBM 有效性值得特别关注。建立深部煤层 CO2-ECBM 有效性理论和生产技术在中国的需求更 为迫切。 1气体竞争吸附置换与 CO2-ECBM 有效性 煤层多元组分气体竞争吸附和超临界 CO2吸附 的大量实验研究工作初步证实了含 CH4煤层具有 CO2 存储能力和 CO2注入的 CH4增产效果[6-9]。众多学者 ChaoXing 第 5 期桑树勋 二氧化碳地质存储与煤层气强化开发有效性研究述评3 相继开展了 CH4、CO2、N2等多元气体等温吸附解吸 实验，形成了较为成熟的实验方法，获得了温、压、 水等条件下多元组分气体吸附解吸实验数据[7-12]；建 立了煤层多组分气体吸附解吸规律表述方程，主要有 理想吸附溶液理论IAS[13-14]、扩展的 Langmuir 方 程[15]、 埃林和维里状态方程[16]、 Zhou-Gasem-Robinson 二维状态方程[7]；CO2较 CH4、N2具有竞争吸附优势， 其中 CO2/CH4吸附比可达 1.19.1图 2。CH4较 CO2 优先解吸，随煤级、水分和实验温度变化，CO2、CH4 相对吸附解吸能力不同[17-18]；应力作用下煤吸附 CO2 的能力可降低50[19]。 S. Day等[20]、 R. Sakurovs等[21-22] 建立了以吸附势理论为基础的超临界 CO2吸附模型， 该模型用气体密度和吸附相密度代替压力，与实验数 据呈现最好的拟合度，并合理解释了温度、煤级、孔 隙度等对超临界气体吸附作用的影响。J. E. Fitzgerald 等[7]与S. Ottiger等[18]对超临界CO2与煤岩的相互作用 开展了理论探索， 建立了一种用来描述 CO2-ECBM 过 程的液–液或液–固分子间作用能和描述微小孔隙几何 特征的统计热力学方程，对超临界或近超临界状态条 件下吸附气体在不同孔径孔隙中的行为状态有了一定 认识[18,23]； N. Siemons 等[8]发现了煤层吸附超临界 CO2 的体积效应及其影响因素；P. N. K. De Silva[24]等在深 化对封存机理认识的基础上，提出了煤层 CO2存储能 力评估方法。 图 2平衡水煤样与干燥煤样不同煤级 CO2/CH4吸附比 据 A. Busch 等[28]，修改 Fig.2Sorption ratio of CO2/CH4in moisture-equilibrated and dry coals of different ranks 以沁水盆地煤储层为主要代表，国内多组分竞 争吸附机理研究取得了积极进展。实验模拟表明， 注入煤层气体数量越大、注入气体中 CO2组分浓度 越高， 单位压降下的 CH4解吸率和 CO2吸附率越 高[25-26]，随着注入气体压力的升高，煤对 CO2选择 性吸附能力增加；在气体竞争吸附理论基础上，开 展了置换解吸实验和理论探讨，对沁水盆地单井注 入–生产效果给予了理论解释[27]。 2体积应力效应与 CO2-ECBM 有效性 CO2注入后煤基质体积变化研究取得显著进 展，已发现煤基质体积变化规律及其对渗透率的明 显影响。用不同的实验方法均观察到吸附气体后煤 基质体积发生变化图 3[18,29-30]。随着煤吸附气体量 的增加，煤体的膨胀可能呈现单调递增的现象，其 中吸附 CO2的膨胀效应大于 CH4[29,31]；使用 CO2置 换 CH4会导致煤体的净膨胀，煤体随压力的膨胀曲 线可以用 Langmuir 方程进行描述[31-32]； 煤的膨胀具 有可逆性，当作用在煤上的压力卸掉时，煤就会恢 复到最初的形态[29,33]；煤的膨胀具有方向性，即在 垂直层理面产生的膨胀现象大于平行层理面方 向[29]，气体吸附所产生的膨胀不会改变煤的各向异 性[34]。CO2注入后煤体膨胀的可能原因吸附 CO2 导致了煤的比表面能发生变化，而这种变化可以用 由于体积变化而引起的弹性能改变来相互抵消[31]； 煤是具有拉张性的、相互联结的大分子结构系统， 其在高压下 CO2吸附会引起煤的结构改变[34-35]。同 时，CO2的注入可能会导致煤的软化和增塑，从而 引起煤力学性能的改变，如在 CO2长期埋藏后引起 软化温度和弹性模量的变化[36-37]。CO2-ECBM 过程 中所发生的煤体积变化直接影响到煤层渗透率的变 化，随 CO2注入，煤储层有效应力显著增大，渗透 率显著降低[38-41]，但长时间注入后煤层渗透率会出 现部分恢复[42]。煤岩发生气体吸附或解吸后，其体 积会发生膨胀和收缩， 并产生膨胀应力和收缩应力， 导致煤储层有效地应力和孔隙度、 渗透率等煤储层物 性的显著变化，这种现象称之为体积应力效应。CO2 注入煤层的体积应力效应显著且为负效应， 煤层渗透 图 3CO2吸附引起的煤基质膨胀效应随煤级变化趋势 据 M. S. A. Perera[46] Fig.3Variation of coal matrix swelling with its rank after CO2 adsorption ChaoXing 4煤田地质与勘探第 46 卷 率急剧衰减，是制约煤层 CO2可注性的基本机制。 国内在沁水盆地高阶煤储层 CO2-ECBM 体积应力效 应及其有效性研究领域开展了卓有成效的工作[43-44]， 特别在 CO2注入煤层的岩石力学研究方面已取得了 重要认识[45]。 3地球化学效应与 CO2-ECBM 有效性 煤层 CO2储存中超临界 CO2/H2O 与煤岩地球化 学反应及其煤储层结构演化研究取得诸多认识，初 步确认煤储层地球化学反应可导致煤储层储存能力 和渗透性的变化。一般 800 m 埋深的煤层温、压均 达到 CO2临界点，使得 CO2在煤储层中的存在状态 为超临界状态。煤储层超临界 CO2/H2O 和煤地球化 学反应系统引起了众多学者的关注[8,20,29,47]，J. Hayashi 等[48]分别用盐酸和碳酸对煤样品进行处理， 结果发现在室温条件下， 后者对于 Ca 和 Mg 的迁移 具有相对更强的作用；同时发现，在实验中有水存 在的条件下，方解石、白云石以及菱镁矿等均会被 淋滤出来； S. W. Hedges 等[49]则把研究重点放在 CO2 在煤储层储存过程中水的地球化学变化上，同时从 岩石学方面对模拟埋藏过程中煤割理中的矿物变化 进行了研究。当煤在接触超临界 CO2时，某些有机 物也会被抽提出来[50]， 同时物理性质也会发生变化， 其中部分原因可能是由于煤体膨胀所致[29,51]；在 CO2的模拟埋藏过程中，CO2与水所生成的碳酸将 会与煤中的矿物发生反应，从而改变整个煤的孔隙 结构[52-53]，原本一些处于封闭或者半封闭的孔在这 个过程中可能被打开图 4， 这个过程与 CO2注入到 深部盐水层具有相似之处[54-55]。在 CO2的注入过程 中，随着流体不断地吸附和解吸，煤的孔径分布和 渗透率都会随之发生变化，出现孔隙度、渗透率和 煤层吸附能力增大的现象[56-57]，也有研究认为煤层 结构变化的结果会导致煤层 CO2的储集能力降低[58], 同时，煤的原始裂隙结构对 CO2注入后的煤体力学 性质产生显著影响[59]。高压 CO2进入煤中导致煤大 分子的再排列和明显增塑，煤的物理化学结构发生 改变[60-61]。煤岩–水–CO2体系会发生较为强烈的水 岩作用等地球化学反应，煤中矿物质发生不同程度 溶解和新矿物沉淀，甚至超临界 CO2会对煤中有机 质产生萃取作用，导致煤储层中物质迁移和岩石物 理结构、煤储层物性的改变，这种现象称之为 CO2-ECBM 的地球化学效应。由于地层条件和工程 条件的不同，一般会发生不同程度的正效应，即煤 储层的渗透性和可注性随 CO2注入和反应时间得到 一定改善，对煤层的吸附特征、存储能力和煤层气 增产效果也有不同的影响。相对于体积应力效应， 国内在CO2-ECBM地球化学效应研究领域的研究工 作更具有开拓性和探索性[53,62-64]。 图 4煤岩–水–CO2反应前后煤中矿物与孔裂隙对比其 中 a,b 据 H. Wen 等[52] Fig.4Comparison of minerals and pores in coals before and after coal-H2O-CO2reactions 4流体过程建模、数值模拟技术与 CO2-ECBM 有效性 关于 CO2注入煤层的解吸扩散、渗流、驱替模 型研究取得长足进展，特别是将三维应力状态和热 传导引入耦合模型，数值模拟技术已成为揭示、描 述 煤 层 CO2存 储 地 质 、 物 理 化 学 过 程 、 预 测 CO2-ECBM 工程效果的有效手段，其流体连续性过 程如图 5 所示。J. E. Fitzgerald 等[7]应用改进的 SLD-PR 模型和 Gibbs 等温吸附方程， 考虑超临界状 态吸附相密度， 描述了煤吸附气体特征。 煤层中 CO2 运移是煤层 CO2注入有效性的重要影响因素，随气 体压力的增加，煤层中气体扩散过程变得缓慢，吸 附平衡时间变长[8]。A. Busch 等[17]、T. Gumrah 等[65] 应用双扩散模型来描述吸附解吸–扩散动力学过 程，获得了与实验结果较为吻合的数值模拟结果， CO2注入煤层渗透率最大可减少 99；S. R. Kelemen 等[66]认为单孔扩散模型能够描述 CO2注入 吸附扩散动力学过程，并得到了煤层变形量和吸附 图 5CO2置换吸附–CH4解吸扩散–渗流驱替连续性过程 模型据 J. Cervik1967[77]，修改 Fig.5Model of displacement continuity of CH4 desorption-CO2adsorption-diffusion-seepage ChaoXing 第 5 期桑树勋 二氧化碳地质存储与煤层气强化开发有效性研究述评5 量没有线性关系的认识；H. X. Hu 等[67]基于煤分子 模型、煤分子与气体分子作用，模拟了煤层气体吸 附和扩散特征。被广泛采用的 CO2注入煤层渗透率 模型有 Palmer-Mansoori 模型、Shi-Durucan 模型、 the Advanced Resources International 模型， 其基础是 煤储层体积、应力变化与渗透率的关系，进一步考 虑煤层结构、 力学性质和非均质性， G. X. Wang 等[68] 提出了煤层渗透率改进模型； H. B. Zhang 等[69]、 H. Y. Qu 等[70]建立基于原位地应力的吸附相和煤基质吸 附变形的孔隙度和渗透率变化有限元模型，模拟结 果表明 CO2注入煤层孔隙度和渗透率变化是有效应 力和孔隙体积变化竞争影响的结果。X. R. Wei 等[38] 利用建立的 CO2注入煤层动态多组分流体运移模型 来定量表述吸附解吸–扩散–渗流过程，通过数值模 拟预测得到了注入气体组分对渗透率和生产气体成 分的影响。研究发现地层条件下，CO2扩散速度 将近 CH4的 2 倍[71]；煤层水分对气体解吸和运移有 显著影响，湿度对 CH4扩散的影响较 CO2要大。G. Liu 等[58]建立了基于饱和度变化的 CO2注入存储与 CH4生产数值模型，模拟计算了中国深部煤层 CO2 注入量为 12 Gt。 最新的研究工作已建立了基于煤变 形、气体运移和热传导的全耦合有限元模型[72]和基 于三维有效应力、孔隙弹性、吸附解吸、煤基质体 积变化的数值模型[12,19]。数值模拟可以得到 CO2注 入煤层有效性参数随时间的变化， 煤层渗透率 313 a 后出现部分恢复，注入的 CO2在 30 a 后可到达煤层 气生产井[73]，并可获得含 CH4煤层 CO2理论存储容 量和有效存储容量[71]。近年来，国内在注气开采煤 层吸附解吸、扩散、渗流实验研究和数值模拟方面 取得了积极进展[74-75]，例如，评估 CO2-ECBM 技术 可使沁水盆地煤层气可采量增加 1.041012m3， 存储 CO2量可达 47.7108t[76]。 5工程探索与 CO2-ECBM 有效性 关于 CO2-ECBM 有效性， 国际上总体处于工程 示范研究阶段，国内尚处于模拟研究与工程试验阶 段表 1。美国在 19952001 年在美国圣胡安盆地 Burlington Allison 试验区首次进行了 CO2-ECBM 表 1世界主要 CO2-ECBM 工程实施概况[4,81] Table 1Global main CO2-ECBM projects 工程位置注入时间CO2注入量井口布置/监测手段国家 柿庄南煤层气区块 ECBM 工程，沁水盆地2004-042004-06192 t/13 d单井间歇式/压力，水化学，气体组分 中国 柿庄北煤层气区块 ECBM 工程，沁水盆地2010-042010-05233.6 t/17 d单井间歇式/压力，气体组分 柳林煤层气区块 APP ECBM 工程，鄂尔多斯 盆地东缘 2011-092012-03460 t/70 d 多分支水平注入井1口； 监测井1口/ U 型管系 统示踪 柿庄北煤层气区块多井组注入工程， 沁水盆地201320154 491 t/460 d注入井3口，生产井8口/瞬变电磁，水样 Allison 试验区，圣胡安盆地 1995-04, 2001-0833.6104t注入井4口，生产井16口，压力监测井1口 美国 Pump 峡谷，圣胡安盆地 2008-072009-0816 699 t注入井1口，生产井3口 Tanquary 农场试验，伊利诺伊盆地 2008年夏 92.3 t注入井1口，监测井3口 Virginia，阿巴拉契亚盆地中部试验2009-01-152009-02-09 约900 t 注入井1口，生产井7口 褐煤区块有效性试验，威利斯顿盆地， 北达科达州 2009-0390 t/16 d注入井1口，监测井4口 黑武士盆地，阿拉巴马州2010-062010-08225 t注入井1口，水力压裂，监测井3口 Marshall 县，阿巴拉契亚盆地北部， 西弗吉尼亚 2009-092013-124 500 t水平注入井2口，相邻生产井若干 Buchanana 县，阿巴拉契亚盆地中部， 弗吉尼亚 2015-072015-081 470 t注入井3口 FBV 4A 微型先导试验工程，Fenn，Big 区， 阿尔伯塔 1998201 t注入井1口 加拿大 CSEMP，Alder Flats，阿尔伯塔 2006-06 2次注入，注 入量未知 RECOPOL，Kaniow 区，卡托维兹南2004-082005-05 692 t注入井1口，生产井1口波兰 Yubari，Ishikari 盆地 20042007-09约800 t注入井1口，生产井1口日本 ChaoXing 6煤田地质与勘探第 46 卷 实验。2001 年欧盟在波兰启动 RECOPOL 项目，它 是欧洲第一个在煤层中埋藏 CO2和提高煤层气采收 率的先导性试验示范项目，目前仍在进行注入后的 运移监测研究；20042005 年，由日本经济贸易工 业部组织、 通用环境技术公司实施， 开展 CO2-ECBM 实验室研究、先导性试验、野外监测、模拟计算和 评价。我国“十五”攻关项目开始启动 CO2-ECBM 基 础研究、经济技术评价研究工作，20022012 年中 联煤层气公司与加拿大 ARC 公司、 澳大利亚 CSIRO 合作等在沁水盆地开展了 CO2-ECBM 工程试验研 究，2013 年后在国家“大型油气田及煤层气开发项 目”重大科技专项的资助下开始了 CO2-ECBM 自主 工程探索。已有的先导性试验和野外监测表明， CO2-ECBM 技术具有发展前景，特别是在有效性的工 程研究领域已取得了积极进展[24,78]，同时也凸显出其 技术难度[39,79-80]，CO2高效注入技术尚未成熟，CO2 实际存储容量尚不确定，CH4增产效果还有待提升。 国内CO2-ECBM工程探索也主要集中于沁水盆 地。TL-003 井间歇式注入液态 CO2192.8 t，生产和 储层模拟数据表明，大部分注入 CO2被煤层吸附， 单井 CH4产量和采收率显著提高[82-83]；在 TL-003 井 CO2注入试验和系统测试的基础上，已开展了 5 点式井组数值模拟和 100 口井的经济评价，试验工 程较为成功，初步证实 CO2-ECBM 技术在沁水盆地 有效且经济上可行[66]。最新 11 口井试验井组3 口 注入井、8 口产气井，间歇式注入单井注入速率可 达 15 000 m3/d，单井注入量可达 4 862 t，平均吨煤 存储容量可达 8 t，增产迟滞时间为 460 d300 m 井 距，增产幅度最高可达 3.8 倍，预计采收率可提高 35[81,83]。 6结论与展望 6.1主要结论 a. 有效性是 CO2-ECBM 技术最迫切解决的难 题，是经济性、长期性和安全性的基础和前提；CO2 可注性、CO2封存机制与存储容量、CH4增产效果 构成了 CO2-ECBM 有效性的核心内涵，其中 CO2 可注性更为关键。 b. CO2/CH4竞争吸附与置换是主要的 CO2封存 机制，其次为构造圈闭或空隙发育部位封存，水溶 和矿物固定相对次要。地层条件下 CO2/CH4竞争吸 附与置换封存决定了有效存储容量的主体，这部分 有效存储容量可以用扩展的 Langmuir、EOS、DR、 DA 等多种理论模型表征计算， 对于超临界 CO2， 改 进的吸附势模型Modified D-R model表征计算结果 与实验模拟结果的拟合度最好。 c. CO2注入时煤储层渗透率快速衰减及其导致 的可注性变差制约着 CO2-ECBM 的有效性，CO2注 入时煤储层渗透率变化是体积应变效应和地球化学 反应效应的综合结果，前者为负效应，后者为正效 应，短期来看前者更为显著。 d. 通过优化注入参数、 间歇性注入、 先压后注、 与 N2交替注入等方式可以提高深部煤层的 CO2可 注性，试验井组煤层气生产井产量最高可增加 3.8 倍，采收率可增加 35，增产效果明显。 e. 沁水盆地深部无烟煤 CO2-ECBM 技术的有 效性已得到实验模拟、数值模拟和工程试验的初步 证实。 6.2问题与展望 尽管煤层 CO2地质存储与进一步煤层气强化开 发的长期性、安全性和经济性问题需要回答，但 CO2-ECBM 有效性仍有诸多关键科学技术问题尚待 破解，例如，注入 CO2与煤层中 CH4的竞争吸附置 换与驱替作用关系机理，超临界 CO2可注性、封存 机制与存储容量，CO2置换驱替煤层气的流体连续 过程及其建模，压–注–采工艺与煤层气增产效果提 升等。 以模拟温、 压、 水、 地应力条件下 CO2-ECBM 流体连续性过程为主要功能的大型实验模拟平台的 研制、煤储层数字岩石物理结构重构和流体过程仿 真技术的发展、基于地质建模和理论模型粗化的生 产数值模拟技术、工程试验数据积累与工艺探索为 上述关键科学技术问题的解决提供了条件和可能。 在国家科技重大专项课题和国家自然科学基金 重点项目等研究基础上，国家又启动了“CO2驱煤层 气关键技术”国家重点研发计划项目， 我们有理由相 信，中国科学家在不远的将来能够攻克 CO2-ECBM 技术有效性、长期性、安全性和经济性难题，实现 CO2-ECBM 技术的工业突破。 致谢感谢博士研究生韩思杰在成文过程中给 予的协助， 特别是协助完成了资料整理与补充收集、 图表处理、稿件校对排版等工作。 参考文献 [1] RODOSTA T ， LITYNSKI J ， PLASYNSKI S ， et al. US DepartmentofEnergy’sregionalcarbonsequestration partnership initiative Update on validation and development phases[J]. Energy Procedia，2011，43457–3464. 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