低渗煤层注CO-sub-2-_sub-增抽瓦斯数值模拟与应用_白刚.pdf

第 47 卷 第 3 期 煤田地质与勘探 Vol. 47 No.3 2019 年 6 月 COAL GEOLOGY 2. Key Laboratory of Mine Thermodynamic Disasters 4. Changcun Coal Mine, Shanxi Lu’an Environment and Energy Development Co., Ltd., Changzhi 046100, China; 4. College of Mining Engineering, Liaoning Technical University, Fuxin 123000, China Abstract In view of the difficulty of gas extraction and low drainage efficiency in coal seam of low permeability, based on multi component gas competitive adsorption of CO2-CH4, simulation and test for improving seam gas ex- traction rate through CO2 injecting CO2 into coal seam were carried out. A fluid-solid coupling model considering gas-water phases and Klinkenberg effect of CO2 injection into coal seam for enhancement of gas drainage was es- tablished, parameters of gas pressure, gas content and gas extraction rate after coal seam CO2 injection were ana- lyzed by using COMSOL software and applied in engineering test. The results show that mathematical model of fluid-solid coupling is reliable and reasonable. Gas pressure and gas content in CO2-injected coal seam decreased faster than those without CO2 injection. After the field test, the gas concentration increased by 2.02 times and the pure gas extraction volume increased by 3 times. Gas extraction increased after CO2 had been injected in coal seam, which promotes obviously the gas extraction. Keywords coal seam of low permeability; CO2 injection into coal seam; gas-water two-phase flow; fluid-solid coupling model; gas extraction rate 我国煤层地质条件复杂，渗透性较差，渗透率 普遍在 0.98710-70.98710-6 μm2[1]，瓦斯抽采难度 大，特别是随着煤矿开采深度与强度增加，我国大 部分矿区煤层具有低透气性、可压密性和易流变性 ChaoXing 78 煤田地质与勘探 第 47 卷 的“三性”与低压、低渗和低饱和的“三低”的显著特 征。从 20 世纪 60 年代开始，我国多数矿区进行了 水力压裂、水力割缝、深孔预裂爆破、液态 CO2相 变等强化增透措施，但由于技术本身局限性与地质 条件限制，技术很难推广应用。鉴于油气行业 CO2-ECBM 启发，杨宏民等[2]将注气驱替煤层瓦斯 技术应用于煤矿瓦斯治理领域， 构建了注 N2或 CO2 驱替煤层瓦斯流–固耦合数学模型，采用 COMSOL 数值软件研究了注气工艺参数对瓦斯抽采效果影 响，并在阳泉矿区进行了井下工业性试验。煤层气 瓦斯抽采数学模型方面，孙可明等[3-5]确定了瓦斯 与水的渗流关系，构建了单一抽采气–水两相流流– 固耦合数学模型；袁梅[6]建立了考虑滑脱效应的煤 变形方程、流–固耦合模型。尹光志等[7]、梁冰等[8] 等建立了考虑煤体吸附膨胀变形瓦斯抽采流–固耦 合模型。Lin Jia 等[9-10]构建了 N2促抽富含 CO2煤层 数值模型， 并进行了物理模拟实验。 桑树勋[11]从 CO2 可注性、CO2封存机制与存储容量、CH4增产效果 方面研究分析了二氧化碳地质存储与煤层气强化开 发有效性。 煤层瓦斯抽采是瓦斯、地下水渗流与煤体固体 骨架变形相互耦合作用的复杂过程[12-14]。前期研究 主要集中在单一瓦斯抽采、热–流–固耦合以及深部 不可采煤层 CO2封存与非常规天然气利用等方面， 而考虑地下水对瓦斯抽采影响数学模型、煤层井下 注 CO2促进瓦斯抽采技术研究甚少。为此，笔者考 虑实际煤层含有地下水的情况，从煤岩体的孔隙结 构、煤层瓦斯、地下水赋存及运移入手，建立了煤 层注 CO2促抽瓦斯流–固耦合模型，采用 COMSOL 软件进行注 CO2促抽瓦斯的可行性研究，并在山西 潞安矿业常村煤矿进行工程应用。 研究成果对提高瓦 斯抽采率，减少瓦斯事故以及深部不可采煤层 CO2 地质封存与非常规天然气利用等方面具有重要意义。 1 煤层注 CO2促抽瓦斯流–固耦合模型 1.1 基本假设 根据煤层瓦斯赋存特点和前人构建数学模型依 据的合理假设和定律，提出如下假设① 煤体是一 种孔隙–裂隙双重结构、单渗透率的弹性连续介质； ② 注气过程中，系统处于等温状态，忽略煤体中 CH4、CO2吸附–解吸过程中的热效应；③ 煤吸附/ 解吸所导致的基质膨胀/收缩是各向同性的；④ 煤层 中裂隙由水和瓦斯所饱和，瓦斯从裂隙渗流到钻孔 中，满足 Darcy 渗流定律；⑤ 忽略气体的体积力； ⑥ 地下水仅赋存、运移于煤体裂隙中。 1.2 注 CO2促抽煤层瓦斯气–水两相流流–固耦 合模型 1.2.1 煤变形场控制方程 含瓦斯煤体应力场控制方程[14]为 ,,,s, 0 12 i jjj jiff iii G GuupKF    ss fs /21 /312 /312 1/            GEν KEν KEν αK K 1 式中 ei,ij为张量形式e 代表变量 u，p 或 ε，其中第 1 个下标表示变量 e 的 i 方向分量，第 2 个下标表示对 ei求 i 方向偏导数，第 3 个下标表示对 ei,j求 j 方向偏 导数；E、G、K 分别为煤的弹性模量、剪切模量和体 积模量，MPa；Ks、Es分别为煤颗粒的体积模量和弹 性模量，MPa；α 为 Biot 系数；v 为煤的泊松比；pf 为孔隙内气体压力，MPa；Fiix,y,z为 i 方向的体力， N/m3；εs为煤体吸附瓦斯骨架应变，kg/m3。其中 1 1 12 22 ssg 1 122 1     a b pa b p b pb p 式中 αsg为吸附应变系数； a1、 b1为 CH4的 Langmuir 常数，单位分别为 m3/kg、MPa-1；a2、b2为 CO2的 Langmuir 常数，单位分别为 m3/kg、MPa-1；p1为瓦 斯压力，MPa；p2为 CO2压力，MPa。 煤体孔隙同时含有瓦斯和水， 所以孔隙压力[15]为 fg12ww p spps p 2 式中 pf、pw分别为孔隙压力和水压力，MPa；sw、 sg分别为水饱和度和瓦斯饱和度，且 swsg1。 1.2.2 煤层 CH4–CO2气体渗流控制方程 忽略重力影响，考虑气体滑脱效应，结合气– 水两相渗流的广义 Darcy 定律，达西速率 qg为 rg g g 1    kk b qp p 3 式中 k 为煤体绝对渗透率，m2；krg为气相相对渗透 率；μg为气体动力黏度，Pas；b 为滑脱因子，MPa； p 为气体压力，MPa。 当 CO2或 N2注入煤层及其围岩中时，煤岩体系 平衡状态受到扰动， CH4不断从吸附态转化为游离态， CO2、N2则不断由游离态转化为吸附态。考虑气体 Klinkenberg 效应，不考虑气体质量源项，根据广义 Darcy 定律，煤层中注入 CO2时，双组分气体运移方 程为式4和式5，其中瓦斯渗流符合式4。 g1g1 1 1 1 g1fca 1 122 g1rg 11 g11 [] 1 10 MM a b p C spp tRTRTb pb p Mkk b pp RTp       4 ChaoXing 第 3 期 白刚等 低渗煤层注 CO2增抽瓦斯数值模拟与应用 79 式中 t 为时间， s； Mg1为 CH4摩尔质量， kg/mol； μg1 为瓦斯动力黏度，Pas；R 为气体摩尔常量， J/molK；T 是煤储层温度，K；φf为裂隙孔隙率， ；C 为煤质校正参数，kg/m3， ad 1 10.31   C M adad 100 100 AM ；pa为标准大气压，101.325 kPa；ρc 为煤的密度，kg/m3。 CO2渗流符合式5。 g2g2 2 22 g2fca 1 122 g2rg 22 g22 [] 1 10 MM a b p C spp tRTRTb pb p Mkk b pp RTp       5 式中 Mg2为 CO2摩尔质量，kg/mol；μg2为 CO2动力 黏度，Pas。 1.2.3 地下水渗流控制方程 根据广义 Darcy 定律，裂隙中地下水渗流控制 方程为 rw wwffw w []0     w kk sφp t 6 式中 ρw为水密度，1 000 kg/m3。krw为水相的相对 渗透率；μw为水相动力黏度，Pas；pfw为裂隙中水 压力，MPa。 气–水两相流的相对渗透率模型[16]为 22wwrwwr rgrg0 wrgrwr 4wwr rwrw0 wr [1 ] [1 ] 11 1       ssss kk sss ss kk s 7 式中 swr为束缚水饱和度；sgr为残余气饱和度； krg0为气相端点相对渗透率；krw0为水相端点相对 渗透率。 1.2.4 耦合项 孔隙率和渗透率与煤层的应力状态、力学性质 密切相关，煤层孔隙率模型[17]可表示为  00 expφSS 8 其中， vss /Sp K， 00ss0 /SpK。 式中 εv为煤的体积应变；下标“0”代表初始值。 采用立方定律描述渗透率与孔隙率之间的 关系 3 00     kφ kφ 9 式中 k0为煤层初始渗透率，m2。 煤层渗透率动态演化方程为 3300 00 00 exp   SSφ kkk φφ 10 将式1、式4、式5和式6联立，即构成注 CO2促抽煤层瓦斯气–水两相流流–固耦合模型。 1.3 数值模型验证 王立国[18]通过物理模拟实验研究了 CO2驱 替煤体瓦斯的效果。实验煤样取自甘肃省窑街井 田海石湾煤矿煤二层，加工后煤样长 300 mm、 宽 70 mm、高 70 mm。顶端施加 19 MPa 应力， 煤体孔隙瓦斯压力 1.0 MPa，注气压力 1.5 MPa， 基于此物理模型图 1及模拟实验结果验证本文 数值模型合理性与准确性，数值模拟历史匹配参 数见表 1。 图 1 数值模型 Fig.1 Numerical model 利用构建的数学模型得到 CO2促抽煤体瓦斯孔 隙压力变化规律，如图 2 所示。 图 2 模拟结果与实验数据比较注气压力 1.5 MPa Fig.2 Comparison between modeling results and experimental data 由图 2 可知，实验与模拟结果的总体趋势比较 吻合，但数值模拟突破时间比物理实验有所提前， 这主要是由于数值模拟中煤层渗透率设置为定值， 而物理模拟中煤层的渗透率受垂直应力、水平应力 和孔隙流体压力的影响，非恒定值。总的来说，构 建的数学模型与数值模拟结果是合理的。因此，应 用建立的数学模型对CO2-ECBM技术进行模拟是可 行和合理的。 ChaoXing 80 煤田地质与勘探 第 47 卷 表 1 数值模拟历史匹配参数 Table 1 Historical matching parameters of numerical simulation 参数 数值 参数 数值 煤体弹性模量 E/GPa 2.713 吸附应变系数 αsg 0.06 煤骨架弹性模量 Es/GPa 8.469 地温 T/K 298.15 煤体泊松比 ν 0.32 CH4的 Langmuir 常数 a1/m3kg-1 0.021 初始孔隙率 φ0/ 4 CH4的 Langmuir 常数 b1/MPa-1 0.80 CH4动力黏度 μ1/10-5 Pas 1.03 CO2的 Langmuir 常数 a2/m3kg-1 0.033 CO2动力黏度 μ2/10-5 Pas 1.38 CO2的 Langmuir 常数 b2/MPa-1 1.52 煤的渗透率 k0/10-3 μm2 0.32 煤密度 ρc/kgm-3 1 370 2 低渗煤层注 CO2促抽瓦斯数值模拟 2.1 物理模型与定解条件 笔者对山西潞安矿业常村煤矿2103辅助运输巷瓦 斯抽采工程实践进行简化，采用二维平面模型进行模 拟，煤层埋深为 425 m，物理模型尺寸为 16 m6 m。 在煤层中部布置 3 个抽采孔和 2 个注气孔，钻孔间距 2.0 m，钻孔直径 94 mm，如图 3 所示。煤层原始渗透 率为 0.025 610-3 μm2、温度为 298.15 K。模型上侧受 到覆岩重力作用，瓦斯和水只在煤层中运移。注气压力 为 1.0 MPa，瓦斯抽采负压为 20 kPa，将以上参数带入 模型进行数值模拟，数值模拟参数取值见表 2。 图 3 煤层注 CO2促进瓦斯抽采数值模型 Fig.3 Numerical model of promoting gas extraction by CO2 injection into coal seam 表 2 数值模拟参数 Table 2 Parameters of numerical simulation 参数 数值 参数 数值 初始瓦斯压力/MPa 0.80 吸附应变系数 αsg 0.06 煤体弹性模量 E/MPa 3 500 煤密度 ρc/kgm-3 1 380 煤骨架弹性模量 Es/MPa 8 469 Biot 有效应力系数 α 0.92 煤体泊松比 ν 0.30 滑脱因子 b/MPa 0.62 CH4动力黏度 μg1/10-5 Pas 1.03 毛细管压力 pcgw/MPa 0.05 CO2动力黏度 μg2/10-3 Pas 1.38 初始孔隙率 φ0/ 4 水动力黏度 μw/10-3 Pas 1.01 水的端点相对渗透率 krw0 1.0 CH4的 Langmuir 常数 a1/m3kg-1 0.038 32 气体的端点相对渗透率 krg0 0.756 CH4的 Langmuir 常数 b1/MPa-1 0.51 残余气饱和度 sgr 0.15 CO2的 Langmuir 常数 a2/m3kg-1 0.063 29 束缚水饱和度 swr 0.42 CO2的 Langmuir 常数 b2/MPa-1 1.92 初始水饱和度 sw0 0.6 2.2 模拟结果与分析 未注入 CO2和注入 CO2两种情况下，瓦斯抽采 10 d，45 d，60 d 瓦斯压力分布规律如图 4 与图 5 所示。由图中可知，随着抽采不断进行，抽采钻孔 附近压力逐渐降低并扩展到周围煤层，最终在抽采 钻孔周围形成低压抽采区域，随抽采时间的进行抽 采低压区域不断扩大，最后形成一个整体低压煤层 区域，注入 CO2抽采对降低煤层瓦斯压力的影响较 未注入 CO2的影响大。 未注 CO2与注 CO2抽采 10 d 压力漏斗如图 6 与图 7 所示。由图中可知，注气抽采瓦斯压力下降 图 4 未注 CO2抽采 10 d、45 d、60 d 瓦斯压力云图 Fig.4 Cloud of gas pressure after extraction of 10 d，45 d， 60 d in coal seam without CO2 injection ChaoXing 第 3 期 白刚等 低渗煤层注 CO2增抽瓦斯数值模拟与应用 81 图 5 注 CO2抽采 10 d、45 d、60 d 瓦斯压力云图 Fig.5 Cloud of gas pressure after extraction 0f 10 d，45 d， 60 d in coal seam with CO2 injection 幅度与压降漏斗影响区域均大于未注气抽采，这主 要是由于注气压力正压与抽采负压综合作用，抽 采钻孔附近形成较大流体压力梯度导致。抽采 10 d 时，压降漏斗位于抽采钻孔附近的中心区域，随着 抽采的进行，压降漏斗逐渐向边界扩展。注入 CO2 与未注入 CO2抽采压力漏斗形状相似，但由于 CO2 注入，促进吸附态 CH4解吸，裂隙中瓦斯渗流量增 加，煤体原始压力降增加，注入 CO2后漏斗口、侧 面面积相比未注入 CO2均增加。注入 CO2抽采比未 注入 CO2抽采压降漏斗扩展速率快。 图 6 未注气抽采 10 d 瓦斯压力漏斗 Fig.6 Funnel of gas pressure of extraction without CO2 injection 图 7 注气抽采 10 d 瓦斯压力漏斗 Fig.7 Funnel of gas pressure of extraction with CO2 injection 不同抽采时刻OB监测线见图3标注上瓦斯压 力与瓦斯含量变化曲线如图 8 与图 9 所示。 由图 8 可知，抽采时间越长，相同位置处的瓦 斯压力值越小，靠近抽采钻孔处的瓦斯压力降低值 较大。距 3 号抽采钻孔 2 m 处，未注气抽采时，抽 采时间分别为 10 d、20 d、45 d、60 d 时瓦斯压力分 别为 0.77 MPa、0.74 MPa、 ，0.68 MPa、0.65 MPa； 注气抽采时，抽采时间分别为 10 d、20 d、45 d、60 d 图 8 不同抽采时刻 OB 线上瓦斯压力变化曲线 Fig.8 Variation of gas pressure on line OB at different drainage time 时瓦斯压力分别为 0.57 MPa、0.42 MPa、0.21 MPa、 0.14 MPa，瓦斯压力降低值与抽采时间呈现出非线 性关系，两种抽采情况下，由于负压抽采卸压作用 导致气体向压力较低的抽采孔流动，随着抽采时间 增加，瓦斯压力均降低，在距 3 号抽采钻孔 2 m 处 抽采 60 d 时，未注 CO2抽采残余瓦斯压力是注 CO2 抽采残余瓦斯压力的 4.64 倍，注气抽采后，煤层瓦 斯压力显著降低。 图 9 不同抽采时刻 OB 线上瓦斯含量变化曲线 Fig.9 Variation of gas content on line OB at different drainage time 由图 9 可知，随之抽采进行，瓦斯含量逐渐下 降，距离 3 号抽采钻孔越近，瓦斯含量越低。距 3 号抽采孔 2 m 处，相同抽采时间 10 d 时，未注气抽 采煤层瓦斯含量由注气前的12.37 cm3/g降至12.08 m3/t， 60 d后降到10.60 m3/t， 分别下降了2.34和14.31。 注 CO2抽采使煤层瓦斯含量由注气前的 10.88 cm3/g 降至 8.33 m3/t，60 d 后降至 2.06 m3/t，分别下降了 23.44和 81.07。因此，注 CO2抽采有利于瓦斯含 量快速降低。 由图 10 可知，注 CO2抽采瓦斯初期，由于煤 体原始瓦斯压力、注气压力与钻孔负压综合作用形 ChaoXing 82 煤田地质与勘探 第 47 卷 成了较大的压差，瓦斯渗流速率大，瓦斯压力下降 速率快。距离 3 号抽采钻孔越近的位置，受钻孔影 响越明显，瓦斯压力下降速率也越快。随着抽采时 间延长，瓦斯压力下降缓慢。注 CO2与未注 CO2瓦 斯抽采量对比如图 11 所示。 图 10 注 CO2后距 3 号钻孔不同位置不同抽采时间瓦斯 压力变化曲线 Fig.10 Gas pressure variation at different distance to No.3 borehole during different drainage times after CO2 injection 图 11 注 CO2与未注 CO2瓦斯抽采量对比 Fig.11 Comparison of extracted gas volume of coal seams with and without CO2 injection 由图 11 可知， 注 CO2瓦斯抽采速率高于未注气 瓦斯抽采速率。未注气抽采，初期煤层中赋存的地 下水通过钻孔排出，贯通了瓦斯运移通道，瓦斯渗 流速率增大，且靠近钻孔位置，渗流速率增加的幅 度更大；注气后，在注入气体压力与抽采负压共同 作用下，瓦斯由吸附态转变为游离态，并向钻孔附 近移动。未注气抽采模式下，随着煤层瓦斯压力的 降低，瓦斯抽采速率逐渐降低，抽采 60 d 时抽采速 率为 260.11 m3/d；注气抽采后，瓦斯抽采速率逐渐 降低，在抽采初期，受高压水的驱赶，煤层裂隙中 的游离瓦斯聚集在抽采孔附近，在抽采负压作用下 首先被抽出，在第 1 d 形成相对高的瓦斯抽采速率， 为 633.39 m3/d，随着抽采的进行，瓦斯压力降低， 作用在煤体骨架上的有效应力增大，煤层渗透率降 低，瓦斯渗流速率减缓，抽采速率逐渐降低，抽采 60 d 时抽采速率为 293.58 m3/d。注气后促进了低透 气性煤层的瓦斯抽采。 3 工程试验 3.1 注气增抽瓦斯过程及钻孔布置 井下工程应用共设计 2 套方案，以对比分析试 验效果。实验方案注气抽采模式下压注 CO2试验 采用“一”字布孔方式，布置 1 个注气孔 Z1，1 个抽 采孔C1， 钻孔均垂直煤壁， 孔深 60 m， 孔径 94 mm， 沿煤层走向布置，孔口距煤层底板高 1.7 m，抽采钻 孔 C1 距 Z1 钻孔 2 m；原始抽采模式下布置 1 个抽 采孔 C2。 煤层 CO2压注系统主要由高压气体钢瓶CO2、 减压阀、不锈钢管、压力表和封孔器等组成，高压 钢瓶最高工作压力 5 MPa，注气方式采用沿顺层钻 孔注气，压注系统布置如图 12 所示。 图 12 CO2压注系统布置示意图 Fig.12 Layout of CO2 injection system 注气孔与抽采孔均采用“两堵一注”囊袋式封孔 方式，封孔长度 30 m，在封孔段布置内径 25 mm 注 浆铁管和补浆管，注浆压力保持在 2.0 MPa 左右， 先保证两端囊袋注入浓度按水灰比 0.5︰1 的水泥浆 至密实，中间段用 A-B 膨胀材料封堵。采用注浆泵 补注同配比水泥浆液，能够有效充填注浆段残余空 隙与钻孔周围煤体裂隙，起到增强钻孔整体气密性 和强度的作用。 根据测定的煤层原始瓦斯压力0.45 MPa以及 2302 辅助运输巷煤吸附 CO2气体常数， 确定煤体灌 注 10 瓶 40 L CO2折合成气体约 125 m3，为了降低 CO2突出危险性，CO2注入方式为间歇式，注气压 力为 1.0 MPa。 3.2 试验效果分析 3.2.1 瓦斯抽采 CH4含量对比 注气抽采模式下抽采钻孔 C1 与原始抽采模式 下抽采钻孔 C2 抽采钻孔瓦斯浓度对比见表 3。 两种 抽采模式下瓦斯浓度变化规律如图 13 所示。 由表 3 和图 13 可知，注气抽采模式下，CH4 含量明显高于原始抽采模式下瓦斯浓度， C1 钻孔最 ChaoXing 第 3 期 白刚等 低渗煤层注 CO2增抽瓦斯数值模拟与应用 83 大甲烷体积分数是 C2 钻孔最大值的 1.15 倍，C1 钻 孔平均甲烷体积分数 51.95较 C2 钻孔的 25.70提 高了 102。 表 3 C1 与 C2 抽采钻孔 CH4含量对比 Table 3 Comparison of gas concentration of drainage boreholes C1 and C2 CH4体积分数/ 不同 抽采模式 最大值 最小值 平均值 原始抽采 C2 58.38 9.45 25.70 注气抽采 C1 66.93 38.40 51.95 图 13 两种抽采模式下钻孔 CH4体积分数变化规律 Fig.13 Change rule of CH4 volume fraction of boreholes in two extraction mode 3.2.2 瓦斯抽采纯量对比 为对比分析原始煤层瓦斯抽采与注气抽采煤层 瓦斯情况，对布置的 C1 孔和 C2 孔持续观测 122 d， 得到两种抽采模式下瓦斯抽采纯量对比结果，如表 4 和图 14 所示。 表 4 C1 与 C2 抽采钻孔瓦斯抽采纯量对比 Table 4 Comparison of pure extracted gas amount of drainage boreholes C1 and C2 瓦斯抽采纯量/m3min-1 不同 抽采模式 最大值 最小值 平均值 日平均抽 采量/m3 原始抽采 C2 0.056 7 0.004 4 0.020 2 29.14 注气抽采 C1 0.094 7 0.017 3 0.060 6 87.25 由图 14 可知，原始抽采钻孔前 6 d 瓦斯抽采纯 量升高，达到最大值 0.056 7 m3/min，抽采 20 d 以 后瓦斯抽采纯量开始下降；图中瓦斯抽采纯量变化 规律与数值模拟结果图 11瓦斯抽采量总体变化规 律一致，随着时间的推移，因矿山动力显现使得抽 采孔塌孔变形，煤体结构变化，瓦斯抽采纯量出现 短期升高，但很快又下降，因此，不改变煤体自身 渗透性仅靠普通抽采技术，瓦斯抽采效率较低。 注气抽采过程中抽采纯量相对于未注气有大幅 度的提升，平均抽采纯量值达到 0.060 6 m3/min，相 较于未注气的抽采纯量平均值 0.020 2 m3/min 提升 了 66.67，注气抽采日平均抽采纯量是未注气时抽 采纯量的 3 倍。CO2注入后期，瓦斯抽采纯量下降， 主要是由于煤体吸附 CO2后渗透率略有下降，导致 CH4解吸量降低。 图 14 注气抽采与原始抽采瓦斯抽采纯量对比 Fig.14 Comparison of pure extracted gas amount of extraction with gas injection and original extraction 综上分析，注气抽采模式下瓦斯浓度是未注气 的 2.02 倍，瓦斯抽采纯量平均值提高 200，注气 抽采日平均抽采纯量是未注气时抽采纯量的 3 倍。 煤层注入 CO2后瓦斯抽采浓度和纯量明显提高的原 因在于煤对 CO2吸附能力大于 CH4，CO2注入煤 体后，煤优先吸附 CO2，从而促进煤基质中吸附态 CH4解吸，同时由于注入的 CO2为正压，解吸出的 CH4在 CO2压力作用下沿煤体裂隙流向抽采钻孔， 从而提高了煤层 CH4浓度与抽采量。 由此可见， CO2 注入煤体促进了煤体瓦斯解吸，表明 CO2置换驱替 煤层 CH4效果显著。 4 结 论 a. 构建了考虑地下水渗流的注入 CO2气体促 抽瓦斯煤变形方程、气–水两相流流–固耦合数学模 型，并进行了数学模型可靠性与合理性验证。 b. 注入 CO2抽采对煤层瓦斯压力下降影响较 未注入 CO2抽采煤层瓦斯压力下降影响大；注入 CO2抽采比未注入 CO2抽采压降漏斗扩展速率快； 相同位置相同抽采时间，注 CO2气体抽采煤层瓦斯 压力、瓦斯含量、瓦斯压力绝对下降量均比未注入 CO2下降速率快；注入 CO2气体瓦斯抽采速率比未 注入 CO2气体瓦斯抽采速率高，注入 CO2明显增加 了煤层瓦斯抽采量。 c. 工程试验结果表明随着抽采时间进行，瓦 斯浓度呈现衰减规律，注气抽采模式下瓦斯浓度是 原始抽采模式下的 2.02 倍，平均瓦斯抽采纯量是原 ChaoXing 84 煤田地质与勘探 第 47 卷 始抽采的 3 倍，日平均抽采量是原始抽采的 3 倍。 参考文献 [1] 袁亮，薛俊华，张农，等. 煤层气抽采和煤与瓦斯共采关键技 术现状与展望[J]. 煤炭科学技术，2013，4196–11． YUAN Liang， XUE Junhua， ZHANG Nong， et al. 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