深煤層井組CO2注入提高采收率關(guān)鍵參數(shù)模擬和試驗(yàn)

葉建平，張　兵，韓學(xué)婷，張春杰

(1.中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司,北京　100011；2.中國(guó)礦業(yè)大學(xué) 煤層氣資源與成藏過(guò)程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)，江蘇 徐州　221116)

?

深煤層井組CO2注入提高采收率關(guān)鍵參數(shù)模擬和試驗(yàn)

葉建平1，張兵1，韓學(xué)婷1，張春杰2

(1.中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司,北京100011；2.中國(guó)礦業(yè)大學(xué) 煤層氣資源與成藏過(guò)程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)，江蘇 徐州221116)

摘要:深部煤層井組注入CO2開(kāi)采煤層氣技術(shù)主要通過(guò)CO2的強(qiáng)吸附效應(yīng)，能夠置換出更多的CH4，同時(shí)實(shí)現(xiàn)CO2的長(zhǎng)期大量的埋藏。通過(guò)試驗(yàn)分析，柿莊北地區(qū)CO2的吸附能力是CH4的2倍，隨著解吸壓力的降低，CH4比CO2會(huì)更快的解吸，能夠有效的置換CH4。CO2的注入引起煤儲(chǔ)層物性的變化，主要是由于CO2的吸附和解吸引起的基質(zhì)膨脹與收縮效應(yīng)造成滲透率的變化，并且呈現(xiàn)隨著壓力的降低先降低后迅速增加的變化規(guī)律?；跐B透率變化規(guī)律，應(yīng)用模擬軟件建立地質(zhì)模型和數(shù)值模型，分析了CO2注入量、頻率和注入方式對(duì)井組或單井的產(chǎn)量、采收率和CO2埋藏量的影響。模擬結(jié)果認(rèn)為注入量10～15 t/d，連續(xù)注入90 d，關(guān)井90 d，反復(fù)實(shí)施2 a后，可以實(shí)現(xiàn)采收率的提高。通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證，該區(qū)3號(hào)煤層吸附CO2的能力在8 t/d，井組的埋藏潛力約為12 616 t。

關(guān)鍵詞:深煤層；采收率；二氧化碳；數(shù)值模擬；沁水盆地

CO2的地質(zhì)埋藏越來(lái)越引起人們的關(guān)注，它能夠有效的減少溫室氣體的排放。而煤層中埋藏CO2不同于常規(guī)油氣藏或者鹽水層中的埋藏。煤層中埋藏主要靠CO2強(qiáng)的吸附效應(yīng)。常規(guī)煤層氣的開(kāi)采主要通過(guò)排水降低煤儲(chǔ)層內(nèi)的壓力，使得甲烷從煤的表面解吸出來(lái)，通過(guò)擴(kuò)散作用，甲烷擴(kuò)散到大的裂隙中，隨水運(yùn)移到井筒，排出井口。常規(guī)的排采符合等溫吸附Langmuir曲線規(guī)律，當(dāng)壓力降低到一定程度，煤層中甲烷很難再解吸出來(lái)，單井的采收率很難提高。

早在20世紀(jì)90年代就認(rèn)為注入CO2能夠有效地提高煤層氣的產(chǎn)量和采收率[1]。通過(guò)注入CO2或者N2能夠降低甲烷的分壓，避免儲(chǔ)層在較低的壓力下滲透率迅速降低[2]。混合氣體中的N2最能夠降低CH4的分壓，因?yàn)樗奈侥芰Ρ燃淄槿酰嗟拇嬖谟诳紫懂?dāng)中。而CO2的分壓作用較小，但是CO2的吸附能力比甲烷要強(qiáng)很多，它能夠有效的讓甲烷解吸出來(lái)[3]。

通過(guò)實(shí)驗(yàn)認(rèn)為，CO2的吸附能力是甲烷的2～10倍，因此注入CO2提高煤層氣井的產(chǎn)量，同時(shí)能夠?qū)崿F(xiàn)CO2在深部非開(kāi)采煤層中的埋藏[4]。

目前，美國(guó)、加拿大、中國(guó)、波蘭和日本已經(jīng)開(kāi)展了煤層中注入CO2開(kāi)采煤層氣的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。美國(guó)圣胡安盆地的Allison 區(qū)塊的注入項(xiàng)目是第1個(gè)CO2注入開(kāi)采煤層氣的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[5]。圣胡安盆地是美國(guó)煤層氣開(kāi)發(fā)比較成熟的地區(qū)，這個(gè)注入項(xiàng)目有9口生產(chǎn)井和4口注入井，總占地1.3 km2，從1995年4月開(kāi)始到2001年8月，注入大約6 a的時(shí)間，共計(jì)注入263 000 t的CO2，最終有很少的CO2產(chǎn)出。在注入的過(guò)程中，一個(gè)突出的問(wèn)題就是CO2注入到深部非開(kāi)采煤層中，基質(zhì)膨脹引起的滲透率的迅速降低，使注入效率低下。

中聯(lián)公司在沁水盆地已經(jīng)開(kāi)展了3次CO2注入開(kāi)采煤層氣的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。試驗(yàn)從淺部煤層單井吞吐開(kāi)始，2004年在沁水盆地南部的TL-003井成功的實(shí)施了CO2注入試驗(yàn)。共計(jì)注入CO2190 t，經(jīng)過(guò)4個(gè)月的生產(chǎn)，產(chǎn)量達(dá)到原來(lái)日產(chǎn)量的2倍[6]。為了實(shí)現(xiàn)CO2的長(zhǎng)期埋藏，2009年又開(kāi)展了深部煤層的單井吞吐試驗(yàn)，深部煤層滲透率明顯降低，注入CO2共計(jì)230 t，最終試驗(yàn)有效地實(shí)現(xiàn)了單井產(chǎn)量的提高和CO2的埋藏[7-8]。

單井吞吐雖然可以實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量的提高和CO2的埋藏，但是開(kāi)井后會(huì)有部分CO2隨著CH4產(chǎn)出。為了實(shí)現(xiàn)CO2的長(zhǎng)期大量埋藏，2011—2015年在沁水盆地柿莊北區(qū)塊開(kāi)展了深煤層井組(SX006井組)注入CO2的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，共由11口井組成，注入井3口，生產(chǎn)井8口，目前累計(jì)注入3 963 t CO2，少量井實(shí)現(xiàn)了CO2的突破，具體如圖1所示。

圖1　沁水盆地柿莊北區(qū)塊SX-006試驗(yàn)井組井位分布Fig.1　Distribution of SX-006 pilot wells in North Shizhuang Block

1CO2注入后氣體置換特征

在CO2與CH4混合條件下，CO2的吸附能力明顯大于甲烷。注入混合氣體后，在解吸過(guò)程中，CO2和CH4組分濃度變化均具有相同的變化規(guī)律，即甲烷含量下降，CO2含量上升，這說(shuō)明在解吸過(guò)程中，CO2和甲烷氣體發(fā)生了置換作用，將更多的CH4從煤的表面解吸出來(lái)。對(duì)潞安礦高階煤實(shí)驗(yàn)，CO2的吸附量是CH4吸附量的1.84～2.63倍，CO2對(duì)CH4的置換能力隨著壓力的增加而小幅度降低。壓力對(duì)置換效率沒(méi)有明顯的影響(圖2)。

圖2　30 ℃條件下CO2置換實(shí)驗(yàn)吸附相組分變化Fig.2　Component variation of adsorption phase in CO2displacement experiment under 30 ℃

為了更好地說(shuō)明CO2對(duì)甲烷解吸的影響，通過(guò)計(jì)算出解吸過(guò)程中單位壓力下解吸量的大小，即單位壓降下的解吸率來(lái)比較置換的效果。單位壓降下氣體解吸率的計(jì)算公式為

單位壓降下解吸率越大，說(shuō)明解吸效果越好，由圖3可以看出煤樣解吸過(guò)程中，CO2和甲烷組分吸附量均具有相同的變化規(guī)律。解吸過(guò)程中，高壓狀態(tài)下，甲烷的解吸速率相對(duì)較高，CO2的解吸速率較低，當(dāng)達(dá)到2 MPa后，CO2解吸速率大于甲烷。這是2種氣體的吸附特性決定的。

圖3　甲烷與CO2的解吸率Fig.3　Desorption rate of CH4 and CO2

2CO2注入后滲透率變化規(guī)律

通過(guò)實(shí)驗(yàn)分析，CO2置換CH4過(guò)程中滲透率呈現(xiàn)先減小后增加的變化趨勢(shì)。注入過(guò)程，滲透率呈現(xiàn)減小的趨勢(shì)，相同壓力點(diǎn)下，初始含氣飽和度越大，滲透率減小的越快；混合氣體解吸過(guò)程，滲透率呈現(xiàn)增加的趨勢(shì)，相同壓力點(diǎn)下，含氣飽和度越低，滲透率增加的越快；壓力大于3.5 MPa時(shí)，隨著壓力降低，滲透率緩慢增加，當(dāng)壓力小于2 MPa時(shí)，隨壓力降低，滲透率開(kāi)始急劇增加。分析主要因?yàn)樾∮? MPa后，CH4和CO2的解吸速率迅速增加，大量氣體的解吸導(dǎo)致基質(zhì)的收縮效應(yīng)明顯，滲透率急劇增加(圖4)。

圖4　CO2置換過(guò)程滲透率變化Fig.4　Permeability variation in CO2 displacement process

根據(jù)多孔彈性介質(zhì)的本構(gòu)方程，氣體滲流質(zhì)量守恒方程，結(jié)合氣體吸附變形規(guī)律[9-10]，得出了煤層注CO2后孔隙度和滲透率的方程：

(1)

其中，

3地質(zhì)模型建立

注入井區(qū)位于柿莊北區(qū)塊東南部，該區(qū)東西構(gòu)造簡(jiǎn)單，斷層不發(fā)育，中部發(fā)育斷層，煤層埋深變化在850～1 500 m，中部受褶皺影響煤層埋深變化較大。SX006井組位于區(qū)塊的東部緩坡帶，斷層基本不發(fā)育，3號(hào)煤層埋深在950 m左右，適合CO2-ECBM項(xiàng)目實(shí)施。目的煤層3號(hào)煤層位于山西組下部，厚度4.6～6.4 m，發(fā)育穩(wěn)定，煤級(jí)為無(wú)煙煤。由北向南厚度總體上逐漸增大。

基于上述地質(zhì)原型模型的分析，針對(duì)實(shí)施CO2-ECBM試驗(yàn)的柿莊區(qū)塊SX-006井區(qū)，選擇3號(hào)煤層為目標(biāo)煤層，將地質(zhì)上繪制的煤儲(chǔ)層構(gòu)造等值線圖、厚度等值線圖件進(jìn)行數(shù)值化，輸入到模擬軟件中，同時(shí)導(dǎo)入井位坐標(biāo)文件，形成井組的構(gòu)造模型。

基于COMT3D模擬軟件中的常規(guī)笛卡爾網(wǎng)格系統(tǒng)，研究區(qū)的網(wǎng)格劃分為：平面網(wǎng)格用等步長(zhǎng)，均為20 m×20 m，垂直方向網(wǎng)格為1個(gè)，總網(wǎng)格數(shù)為109×115×1=11 040個(gè)，即研究區(qū)X方向2 180 m，Y方向2 300 m，控制面積約5.02 km2。

為分析注入后研究區(qū)物性變化、置換以及運(yùn)移能力，基于追蹤注入施工，完善注采地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，進(jìn)行井組歷史擬合，獲得儲(chǔ)層參數(shù)(表1)。

表1　煤層氣井?dāng)M合參數(shù)結(jié)果

4注入?yún)?shù)模擬

4.1定壓或定注入量模擬

為了探討注入方式變化對(duì)注入效果影響，分別設(shè)定了定注入量和定注入壓力下模擬方案，見(jiàn)表2。

表2　注入方案設(shè)計(jì)

分析相對(duì)于不注入CO2井組采收率百分增量結(jié)果顯示：同等注入量(定注入壓力條件下注入量按平均值換算)條件下，定注入壓力增產(chǎn)效果相對(duì)定注入量較差；在第4年左右，兩者增產(chǎn)效果恢復(fù)到同一水平(圖5)。

產(chǎn)出氣體中CO2的濃度分析，同等注入量條件下，定注入壓力下產(chǎn)氣中CO2濃度增產(chǎn)效果相對(duì)定注入量較高，但都未超過(guò)10%，因此濃度不是主要的影響因素。

綜合判定，定注入量相對(duì)定壓力，在同等條件下，提高井組早期采收程度，并愈早實(shí)現(xiàn)單井CO2突破。

4.2注入頻率模擬

為了分析不同注入周期對(duì)提高產(chǎn)量的影響，分別設(shè)定了連續(xù)注入2 a注入45 d年停45 d(第1種模式)、連續(xù)注入2 a注入90 d停90 d(第2種模式)和連續(xù)注入2 a注入180 d停180 d(第3種模式)3種模式。

同等日CO2注入量(4 000 m3/d)和CO2注入總量，不同注入周期注入增產(chǎn)效果差異顯著。由圖6來(lái)看，隨著注入周期增加，SX006-3井未來(lái)4 a內(nèi)最大采收率百分增量與產(chǎn)氣中CO2濃度呈先迅速增加后平穩(wěn)態(tài)勢(shì)。這暗示要確保提高最大采收率必須保證一定連續(xù)注入時(shí)間周期，當(dāng)注入周期90 d后，注入周期對(duì)采收率百分增量影響不明顯。井組甲烷收率百分增量在未來(lái)4 a年內(nèi)達(dá)不到10%，單井增產(chǎn)可達(dá)10%。

受日最高注入量限制，本次模擬進(jìn)一步分析了不同注入周期對(duì)采收率和甲烷體積分?jǐn)?shù)影響，分別對(duì)2 a和3 a注入做了對(duì)比模擬。結(jié)果顯示，隨著注入年限的增加，井組和單井未來(lái)4 a內(nèi)最高甲烷采收率和CO2濃度呈增加趨勢(shì)。

4.3單日注入量模擬

采用連續(xù)注入90 d停90 d方式，分析3 000,6 500,10 000及15 000 m3/d注入速率下對(duì)注入增產(chǎn)效果影響。

就井組而言，隨著注入量增加，井組甲烷累計(jì)產(chǎn)量和采出程度增加(圖7)。相對(duì)不注入CO2情形，井組甲烷累計(jì)產(chǎn)量和采出程度在注入后產(chǎn)生下降階段，其顯示出：一方面CO2影響產(chǎn)氣具有相對(duì)滯后性，即注入時(shí)間為240 d而產(chǎn)量下降期在700 d左右；分析原因是CO2的注入引起井組儲(chǔ)層壓力的增加，在生產(chǎn)井周?chē)?，CO2置換出的甲烷未擴(kuò)散到達(dá)之前，生產(chǎn)井的產(chǎn)氣量會(huì)因?yàn)閮?chǔ)層中的甲烷未解吸而降低。另一方面影響下降段持續(xù)性，即注入量越高，該下降段持續(xù)時(shí)間越短，即注入量的增加可以有效的增加CO2的置換速率，使得置換的甲烷更快的到達(dá)生產(chǎn)井。

圖5　注入CO2井組采收率對(duì)比Fig.5　Recovery comparison diagram in CO2-injection

圖6　不同CO2注入持續(xù)時(shí)間對(duì)增產(chǎn)效果的影響Fig.6　Stimulation effect of different CO2 injection duration

就日產(chǎn)CH4和CO2來(lái)看，隨著排采時(shí)間增加，注入CO2后井組甲烷產(chǎn)量呈現(xiàn)出二次或者多次產(chǎn)氣高峰，而不注入下呈經(jīng)典單一峰，而日產(chǎn)CO2在3 600 d內(nèi)總體呈遞增趨勢(shì)。

圖7　井組累計(jì)甲烷產(chǎn)量及采出程度隨時(shí)間變化Fig.7　Cumulative production and recovery percentage vs.time

5實(shí)際效果分析

在完成敏感性分析的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)最佳的注入方案：每天注入10～15 t，連續(xù)注入90 d，然后關(guān)井90 d，反復(fù)注入2個(gè)周期。

5.1井底壓力變化規(guī)律

由于在注入前期，注入井經(jīng)過(guò)一段時(shí)間的生產(chǎn)，井底壓力和含氣飽和度都有所降低。根據(jù)注入壓力變化，將注入壓力分為補(bǔ)空階段、上升階段和穩(wěn)定階段。

補(bǔ)空階段：初期SX006-3,SX006-7,SX006-13處于生產(chǎn)階段。隨著SX006-1,SX-006,SX006-2的相繼注入，生產(chǎn)井井底壓力尚未受其影響，沒(méi)有出現(xiàn)井底壓力升高的現(xiàn)象。初期注入壓力相對(duì)平穩(wěn)。說(shuō)明井筒近井地帶地層流體還未達(dá)到飽和狀態(tài)，煤層孔隙壓力相對(duì)較低，注入的CO2氣體很容易將地層流體推走。

上升階段： 注入47 d后，隨著CO2注入量的增加，地層流體逐步達(dá)到飽和狀態(tài)，煤層孔隙壓力逐步升高，所以，注入時(shí)井口壓力隨之升高。注入壓力逐步升高，油管壓力5.8～10.0 MPa。

穩(wěn)定階段：井底壓力14.94～19.01 MPa，井底溫度17.39～29.04 ℃。井底壓力每天增加速度較慢，注入后的CO2經(jīng)過(guò)地層的運(yùn)移和吸附，井底壓力緩慢降低。說(shuō)明地層擴(kuò)散CO2越來(lái)越慢，但穩(wěn)定在8 t的吸附能力(圖8)。

圖8　井底壓力隨注入量的變化Fig.8　Bottom hole pressure vs.injection rate

5.2注入產(chǎn)量預(yù)測(cè)

隨著注入的進(jìn)行，產(chǎn)氣量呈先降低而后增加的趨勢(shì)，在2015年9月注入后的產(chǎn)氣量相對(duì)不注入日產(chǎn)氣量。井組的采收率百分增量亦呈相似趨勢(shì)，在2017年1月附近其CO2-ECBM正向效應(yīng)開(kāi)始顯現(xiàn)(圖9)。

圖9　井組產(chǎn)氣量預(yù)測(cè)Fig.9　Production forecast curves

5.3CO2埋藏潛力估算

采用CO2-ECBM技術(shù)，理論上煤層氣可采系數(shù)可以達(dá)到100%，結(jié)合歷史擬合，CO2在煤層中的吸附量理論上可達(dá)到35.5 m3/t。3號(hào)煤層樣品的工業(yè)分析結(jié)果表明水分為0.55%～1.01%，平均為0.81%；灰分為8.48%～15.63%，平均為11.24%。單井的最終影響半徑本次估算按200 m，煤層厚度依據(jù)各井結(jié)果為5.7～6.9 m，平均為6.24 m，該區(qū)煤的密度依1.4 t/m3估算。分別估算單井、井組及其區(qū)域的CO2埋藏潛力。單井的理論最大埋藏量為2 240×104～3 790×104m3；井組的理論最大埋藏量約為13.3×108m3。

通過(guò)模擬地層實(shí)際壓力和物性，設(shè)定周邊生產(chǎn)井產(chǎn)出氣體中CH4含量大于20%即停止注入，連續(xù)注入3次、各注入井注入量為165×104m3/t(3 240 t)之后，生產(chǎn)井SX006-3檢測(cè)到CO2突破，此時(shí)井組累計(jì)CO2注入量為643.42×104m3(12 616 t)，各注入井累計(jì)注入量分別為：SX006(4 278 t)、SX006-1(4 862 t)、SX006-2(3 476 t)。實(shí)際埋藏只占理論最大埋藏量的0.5%左右。

6結(jié)論

(1)試驗(yàn)區(qū)CO2的吸附能力是CH4的2倍左右，能夠有效的置換CH4。

(2)CO2注入后引起的煤儲(chǔ)層物性的變化，直接影響了儲(chǔ)層滲透率的變化。其中，因?yàn)镃O2的吸附引起的基質(zhì)膨脹和收縮效應(yīng)造成的滲透率的變化更大。

(3)通過(guò)試驗(yàn)任務(wù)試驗(yàn)區(qū)3號(hào)煤層對(duì)CO2的吸附能力在8 t/d。

(4)通過(guò)注入CO2能夠有效的實(shí)現(xiàn)CO2的埋藏和煤層氣井產(chǎn)量、采收率的提高。

參考文獻(xiàn)：

[1]Puri R,Yee D.Enhanced coalbed methane recovery[A].SPE 65th Annual Technical Conference and Exhibition[C].New Orleans,LA,1990:193-202.

[2]Van Bergen F,Pagnier H,Krzystolik.Field experiment of enhanced coalbed methane-CO2in the upper Silesian Basin of Poland[J].Environmental Geosciences,2006,13(3):201-224.

[3]Shi J Q,Durucan S.A numerical simulation study of the Allison Unit CO2-ECBM pilot:The impact of matrix shrinkage and swelling on ECBM production and CO2injectivity[A].Rubin E S,Keith D W,Gilboy C F.Proceedings of the Seventh International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies (GHGT7)[C].Oxford:Elsevier,2004,1:431-439.

[4]Stanton R,Flores R,Warwick P D,et al.Coalbed sequestration of carbon dioxide[A].1st National Conference on Carbon Sequestration[C].Washington,USA,2001.

[5]Reeves S,Taillefert A,Pekot L,et al.The Allison Unit CO2-ECBM pilot:A reservoir modeling study[A].Topical Report,U.S.Department of Energy[C].DE-FC26-0NT40924,2003.

[6]葉建平,馮三利,范志強(qiáng),等.沁水盆地南部注二氧化碳提高煤層氣采收率微型先導(dǎo)性試驗(yàn)研究[J].石油學(xué)報(bào)，2007，28(4):77-80.

Ye Jianping,Feng Sanli，F(xiàn)an Zhiqiang，et al．Micro-pilot test for enhanced coalbed methane recovery by injecting carbon dioxide in south part of Qinshui Basin[J].Acta Petrolei Sinica，2007，28(4):77-80．

[7]葉建平,張兵,Sam Wang.山西沁水盆地柿莊北區(qū)塊3號(hào)煤層注入埋藏CO2提高煤層氣采收率試驗(yàn)和評(píng)價(jià)[J].中國(guó)工程科學(xué)，2012,14(2):38-44.

Ye Jianping，Zhang Bing，Sam Wang．Test and evaluation on elevation of coalbed methane recovery ratio by injecting and burying CO2for 3# coal seam of north section of Shizhuang，Qingshui Basin，Shanxi[J].Chinese Academy of Engineering，2012，14(2):38-44．

[8]Zhang Bing,Ye Jianpping.3# coal seam injection and buried CO2improve coal-bed methane recovery pilot test in Qinshui Basin[A].Thirty-First Annual International Pittsburgh Coal Conference[C].Pittsburgh,PA,USA,2014.

[9]Detour nay E,Cheng A H D.Fundamental of poroelasticity[A].Fairhurst C.Comprehensive Rock Engineering,Vol.Ⅱ[C].Oxford:Pergamon,1993:113-171.

[10]吳世躍,趙文,郭勇義.煤巖體吸附膨脹變形與吸附熱力學(xué)的參數(shù)關(guān)系[J].東北大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2005,26(7)：683-686.

Wu Shiyue，Zhao Wen，Guo Yongyi．Parametric correlation between expansion deformation of coal mass and adsorption thermodynamics[J]．Journal of Northeastern University(Natural Science)，2005，26(7)：683-686.

Well group carbon dioxide injection for enhanced coalbed methane recovery and key parameter of the numerical simulation and application in deep coalbed methane

YE Jian-ping1,ZHANG Bing1,HAN Xue-ting1,ZHANG Chun-jie2

(1.ChinaUnitedCoalbedMethaneCorporation,Ltd.,Beijing100011,China;2.KeyLaboratoryofCBMResourcesandReservoirProcess,MinistryofEducation,ChinaUniversityofMiningandTechnology,Xuzhou221116,China)

Abstract:CO2-ECBM technology in deep coal seam is that CO2 can replace more CH4 and be buried in a long-term because of its strong adsorption effect.Experimental analysis in northern Shizhuang shows that the CO2 adsorption capacity is two times of CH4.With desorption pressure decrease,CH4 has higher desorption speed than CO2 so that it can be displaced effectively.CO2 injection causes the change of the physical property of coal reservoir,mainly refers to permeability variation caused by matrix shrinkage and swelling during CO2 adsorption and desorption,and the permeability decreases at first and increases rapidly with the decrease of pressure.By applying the permeability change rule,the geological model and numerical model were established.The influences of CO2 injection quantity,frequency and injection mode on the yield,recovery ratio and CO2 burial of the well group or single well were analyzed.The simulation results show that the gas recovery increases after two years CO2 injection with the injection rules such as the injection rate of 10-15 tons per day,continuous injection for 90 days,closing well for 90 days.Field test indicates that the CO2 adsorption capacity of No.3 coal seam is 8 tons/day.The group well burial potential is about 12 616 t.

Key words:deep coal seam;recovery;carbon dioxide;numerical simulation;Qinshui Basin

中圖分類(lèi)號(hào):P618.11

文獻(xiàn)標(biāo)志碼:A

文章編號(hào):0253-9993(2016)01-0149-07

作者簡(jiǎn)介:葉建平(1962—)，男，浙江寧海人，教授級(jí)高級(jí)工程師，博士。E-mail:yejp01@163.com

基金項(xiàng)目:國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)資助項(xiàng)目(2011ZX05042-003)

收稿日期:2015-10-10修回日期:2015-11-28責(zé)任編輯:韓晉平

葉建平，張兵，韓學(xué)婷,等.深煤層井組CO2注入提高采收率關(guān)鍵參數(shù)模擬和試驗(yàn)[J].煤炭學(xué)報(bào),2016,41(1):149-155.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9033

Ye Jianping,Zhang Bing,Han Xueting,et al.Well group carbon dioxide injection for enhanced coalbed methane recovery and key parameter of the numerical simulation and application in deep coalbed methane[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):149-155.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9033