煤層氣藏CO2-ECBM注入過(guò)程中CO2相態(tài)變化分析及應(yīng)用
——以沁水盆地柿莊北區(qū)塊為例

韓學(xué)婷，張　兵，葉建平.

(1.中海石油(中國(guó))有限公司非常規(guī)油氣分公司，北京　100011；2.中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司，北京　100011；3.中海石油(中國(guó))有限公司非常規(guī)油氣管理處，北京　100010)

我國(guó)陸上煤層氣資源量為36.8×1012m3，年動(dòng)用量為1/10000，大量的煤層氣資源由于缺乏適合的增產(chǎn)措施而難以動(dòng)用[1]。CO2-ECBM技術(shù)提高煤層甲烷采收率的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)CO2的有效封存[2-5]。2001年美國(guó)首次進(jìn)行了CO2-ECBM試驗(yàn)，煤層氣采收率高達(dá)95%[3]，隨后加拿大在A(yíng)lberta盆地、日本在北海道、德國(guó)在勃蘭登堡州的克爾欽、歐盟在波蘭Silesian含煤盆地分別進(jìn)行了不同規(guī)模的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[6-11]，取得了較好的效果。2004年中聯(lián)在沁水盆地南部的TL-003井成功實(shí)施了單井CO2注入試驗(yàn)，注入CO2190 t，4個(gè)月后，產(chǎn)量達(dá)到原來(lái)日產(chǎn)量的2倍[12]。

目前，針對(duì)柿莊北區(qū)塊注入CO2開(kāi)采煤層氣技術(shù)的可行性已進(jìn)行充分研究，并展開(kāi)了相應(yīng)的注入試驗(yàn)與研究[13-15]，但試驗(yàn)注入規(guī)模較小(3口注入井)，后期注入模式需進(jìn)一步優(yōu)化。鑒于不同相態(tài)下CO2的吸附置換能力不同，直接影響煤層氣的采出程度及CO2的埋存量[16-20]，而吸附能力是煤層氣開(kāi)發(fā)中的重要指標(biāo)[21-23]，因此在CO2-ECBM過(guò)程中應(yīng)考慮CO2相態(tài)對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響。

本文基于柿莊北區(qū)塊煤層氣儲(chǔ)層特征，結(jié)合實(shí)際注入情況，分析注入?yún)?shù)對(duì)CO2的相態(tài)影響及注入過(guò)程中CO2的相態(tài)變化，優(yōu)化柿莊北區(qū)塊CO2注入模式，為CO2-ECBM技術(shù)推廣提供依據(jù)與指導(dǎo)。

圖1　試驗(yàn)組注采井網(wǎng)示意(I1、I2、I3為注入井)Fig.1　The injection-production network of the pilot well group (Injection wells:I1、I2、I3)

1　注入?yún)?shù)對(duì)CO2相態(tài)的影響分析

常溫常壓下CO2為氣態(tài)，CO2的臨界溫度[24]是31.2 ℃，臨界壓力是7.39 MPa。超過(guò)這一溫度和壓力后，CO2處于超臨界態(tài)。溫度和壓力在近臨界區(qū)范圍內(nèi)時(shí)，流體的黏度近于氣體，流體的密度近于液體，近臨界點(diǎn)處的流體密度明顯漲落。本文借助Pipesim管柱模擬軟件，分析了注入壓力及地面溫度對(duì)CO2的相態(tài)變化分析。

表1　二氧化碳的臨界值Table 1　The critical point of CO2

1.1　注入壓力對(duì)井下管柱CO2相態(tài)的影響

改變注入壓力，計(jì)算井下管柱各個(gè)點(diǎn)的溫度和壓力數(shù)據(jù)，分析認(rèn)為只有初期幾天井下有氣態(tài)存在的CO2，大部分時(shí)間CO2都以液態(tài)存在(圖2)。

1.2　地面溫度對(duì)井下CO2的影響

施工時(shí)間不同，地面溫度不同，此溫度主要影響井筒上部的溫度。通過(guò)模擬分析，地面溫度對(duì)井底壓力影響較大，隨著地面溫度的升高，井底壓力呈現(xiàn)下降的趨勢(shì)。但是，經(jīng)過(guò)井筒的吸熱，井底的溫度基本未受到影響?？偟膩?lái)說(shuō)，無(wú)論地面溫度如何變化，井下CO2為液態(tài)。

圖2　不同注入壓力下的相態(tài)圖Fig.2　The phase diagram in different injection pressures

圖3　不同地面溫度條件下的相態(tài)圖Fig.3　The phase diagram in different ground temperatures

2　注入過(guò)程中CO2的相態(tài)變化

CO2注入煤層后需關(guān)井一段時(shí)間才能吸附，關(guān)井時(shí)間的長(zhǎng)短影響 CO2的置換效果。如果太短，CO2不能得到充分的吸附置換，井底壓力迅速增高，未起到理想的增產(chǎn)作用；如果太長(zhǎng)，井底壓力太低，起不到驅(qū)動(dòng)置換出的CH4向生產(chǎn)井運(yùn)移的作用。CO2所需要的置換期與其在煤層中的吸附、對(duì)流擴(kuò)散能力有關(guān)，因而不同物性、不同吸附能力的煤層，其 CO2所需要的燜井期不同。通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)浸泡時(shí)間在30 d為較佳時(shí)間。

因此，CO2-ECBM實(shí)施過(guò)程中，注入井采取注入30 d關(guān)井40～100 d的注入模式，保證井底壓力低于煤層的破裂壓力，能夠最大限度地達(dá)到提高煤層氣產(chǎn)量的目的。注入速率為0.51～15.25 t/d，平均為7.17 t/d；注入速率集中在4～12 t/d，累計(jì)概率50%時(shí)對(duì)應(yīng)的是10 t/d。

圖4　注入速率分布Fig.4　The distribution of injection rate

2.1　地面管匯中CO2的相態(tài)變化

CO2以液態(tài)的形式存儲(chǔ)在CO2的儲(chǔ)罐中，壓力維持在1.5～2.2 MPa之間，溫度穩(wěn)定在-20 ℃左右。通過(guò)低壓管匯進(jìn)入增壓泵，增壓泵增壓到2.2 MPa左右，溫度變化較小，待增壓泵增壓到3～11 MPa，出口溫度也達(dá)到-45 ℃左右。增壓泵出口到井口有大約1 MPa的壓力損耗。通過(guò)分析各個(gè)節(jié)點(diǎn)的溫度和壓力，發(fā)現(xiàn)CO2在整個(gè)過(guò)程中都以液態(tài)為主(圖5)。

圖5　設(shè)備各個(gè)節(jié)點(diǎn)的壓力變化Fig.5　The variation of pressure on each node

2.2　井筒內(nèi)CO2的相態(tài)分布

在注入過(guò)程中，地面管線(xiàn)中的CO2以液態(tài)形式進(jìn)入井筒，井口壓力在2.5～10 MPa變化，但是井口溫度基本在-36 ℃。隨著低溫的CO2從井筒和儲(chǔ)層中吸入熱量，CO2溫度迅速上升，相態(tài)也從液態(tài)變?yōu)闅鈶B(tài)。但在注入20 d后，井口壓力和井底壓力均大于7.3 MPa時(shí)，注入CO2將不會(huì)變?yōu)闅鈶B(tài)，而是一直以液態(tài)的形式存在。

CO2在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的密度為0.00197 g/cm3。受溫度、壓力影響，CO2的密度變化較大[25]。通過(guò)對(duì)注入井I1井流溫流壓測(cè)試，分析井筒內(nèi)CO2相態(tài)的變化。井溫曲線(xiàn)從井口到15.0 m井段為異常低溫段，是井口注入的低溫CO2所致；15.0～956.0 m井段井溫曲線(xiàn)呈梯度變化。密度曲線(xiàn)從井口到37.2 m井段數(shù)值在1.02～0.85 g/cm3之間，分析該井段注入的CO2為液態(tài)；從37.2～143.0 m井段數(shù)值在0.85～0.14 g/cm3之間，分析是液態(tài)CO2向氣態(tài)急劇變化的過(guò)程；從143.0～956.0 m井段數(shù)值在0.1～0.14 g/cm3之間，分析該井段內(nèi)CO2基本是以氣相為主的氣液混合狀態(tài)(圖6)。

圖6　I1井井筒流溫流壓測(cè)試分析圖Fig.6　The analysis diagram of flowing temperature and pressure in the wellbore of well I1

2.3　井底CO2的相態(tài)變化

注入井內(nèi)的CO2共779.37 t。注入油管壓力為4.4-2.5-10.0 MPa，套管壓力為4.0-9.0 MPa，注入排量為31-45-49.5 L/min。在油管內(nèi)注入CO2期間，井底壓力為5.35～19.01 MPa，井底溫度為17.39～31.04 ℃。前期注入時(shí)，溫度變化幅度較大。每天注入后，溫度迅速下降，停止注入，溫度迅速升高，升高后的溫度隨著注入量的增加而降低。注入48 d后，溫度變化幅度較小，說(shuō)明后期注入時(shí)間對(duì)井底溫度的影響很小。總體來(lái)說(shuō)，井底溫度變化小，維持在30 ℃左右。

注入過(guò)程分為以下3個(gè)階段：①2013年3月24日—5月11日期間，油管壓力為4.4-2.5-4.5 MPa，套管壓力為4.0-4.5 MPa，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。②2013年5月12日—7月1日期間，油管壓力為5.8-10.0 MPa，套管壓力為6.0-9.0 MPa。注入壓力逐步升高，說(shuō)明隨著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。③2013年11月6日—12月13日注入期間，注入壓力明顯高于第一階段，即使在流量維持在35 L/min的情況下，油管壓力仍達(dá)7.0-9.0 MPa，套管壓力在后期維持在3.0-5.0 MPa，說(shuō)明地層擴(kuò)散CO2越來(lái)越慢。注入期間，油管內(nèi)為沒(méi)有氣化的液態(tài)CO2，套管內(nèi)為已經(jīng)氣化的氣態(tài)CO2，所以，油套壓差大。

通過(guò)分析I1井存儲(chǔ)壓力計(jì)獲取的井底壓力和溫度數(shù)據(jù)(圖7、圖8)，只有注入初期井底以氣態(tài)形式存在，井底壓力上升較慢，但注入20 d后，井底CO2為液態(tài)，注入壓力迅速上升。

圖7　I1井井底壓力(溫度)—時(shí)間曲線(xiàn)圖(2013.3.13—2013.10.26)Fig.7　The pressure(temperature)-time curves at the bottom of well I1(2013.3.13—2013.10.26)

圖8　I1井井底壓力(溫度)—時(shí)間曲線(xiàn)圖(2013.10.26—2014.3.18)Fig.8　The pressure(temperature)-time curves at the bottom of well I1(2013.10.26—2014.3.18)

3　柿莊北區(qū)塊CO2注入模式優(yōu)化

3.1　CO2吸附置換能力

CO2-ECBM 開(kāi)發(fā)過(guò)程中，溫度在30 ℃左右，壓力隨CO2注入量波動(dòng)。

試驗(yàn)采用二疊系山西組3#煤層寺河煤礦煤樣(高變質(zhì)程度的無(wú)煙煤)，溫度為30 ℃條件下，進(jìn)行不同注入壓力(2 MPa、3 MPa、4 MPa)下CO2置換CH4試驗(yàn)，探究壓力對(duì)置換效果的影響。

三組試驗(yàn)的方法一致，只是設(shè)置的壓力不同。首先進(jìn)行煤樣對(duì)CH4的吸附試驗(yàn)，當(dāng)達(dá)到設(shè)置溫度時(shí)，注入CO2氣體進(jìn)行置換。由試驗(yàn)測(cè)得不同壓力下CO2置換氣體游離相濃度，再計(jì)算出不同壓力下煤樣對(duì)CH4氣體的分離因子[26]，然后求取吸附相中CO2和CH4氣體的吸附相濃度，求出不同壓力條件下吸附相中CO2和CH4氣體的摩爾分?jǐn)?shù)，進(jìn)而得出吸附相CO2和CH4氣體的吸附量。

試驗(yàn)結(jié)果表明，CO2和CH4組分吸附量均具有相同的變化規(guī)律。解吸過(guò)程中，CH4的解吸速率相對(duì)較高，CO2的解吸速率較低，當(dāng)達(dá)到一定的壓力后，CO2才開(kāi)始解吸，主要是二者吸附能力的差異造成的。隨著注入壓力的升高，CO2置換CH4的效果降低。

圖9　不同平衡壓力條件下CO2置換試驗(yàn)解吸過(guò)程中吸附相量圖Fig.9　Adsorption capacity of gas under different equilibrium pressure in the replacement experiment

3.2　柿莊北區(qū)塊CO2注入壓力優(yōu)選

不同的注入方式對(duì)井底溫度的影響很小，井底溫度始終低于臨界溫度。因此，注入過(guò)程中主要考慮注入壓力的影響。

目前，注入壓力為4.4-2.5-10.0 MPa，井底壓力為5.35-19.01 MPa。CO2置換CH4試驗(yàn)表明，注入壓力越低，CO2置換CH4的效果越好。開(kāi)發(fā)初期區(qū)塊部分區(qū)域地層壓力高，需要的注入壓力高，開(kāi)發(fā)中后期地層壓力下降后再實(shí)施CO2-ECBM 措施效果更好。

CO2-ECBM 注氣過(guò)程中需要在合理控制注氣壓力的情況下增加CO2注入量，從而提高CO2置換效率，提高經(jīng)濟(jì)效益。后期，柿莊北區(qū)塊實(shí)施CO2-ECBM過(guò)程中，CO2注入后井底壓力應(yīng)小于煤層破裂壓力20 MPa，注入壓力小于10 MPa；為達(dá)到好的置換效果，保證能注入的情況下注入壓力越小越好，區(qū)域測(cè)試表明注入壓力最優(yōu)為2.5 MPa。

4　結(jié)論

(1)柿莊北區(qū)塊CO2注入過(guò)程中，注入壓力和地面溫度對(duì)井下CO2的狀態(tài)影響較小，注入過(guò)程中井下CO2以液態(tài)為主。

(2)地面管匯中CO2以液態(tài)為主；注入前期，隨著低溫的CO2從井筒和儲(chǔ)層中吸入熱量，CO2溫度迅速上升，相態(tài)也從液態(tài)變?yōu)闅鈶B(tài)。但在注入20 d后，井口壓力和井底壓力都大于7.3 MPa時(shí)，注入CO2將不會(huì)變?yōu)闅鈶B(tài)，而是一直以液態(tài)的形態(tài)存在。

(3)特定儲(chǔ)層溫度(30 ℃)下，隨著注入壓力的升高，CO2置換CH4的效果降低。

(4)開(kāi)發(fā)初期區(qū)塊部分區(qū)域的地層壓力高，需要的注入壓力高，開(kāi)發(fā)中后期地層壓力下降后再實(shí)施CO2-ECBM 措施效果更好。后期，CO2注入后井底壓力應(yīng)小于煤層破裂壓力20 MPa，注入壓力小于10 MPa；為達(dá)到好的置換效果，保證能注入的情況下注入壓力越小越好，區(qū)域測(cè)試表明注入壓力最優(yōu)為2.5 MPa。

[1]申建,秦勇,張春杰,等.沁水盆地深煤層注入CO2提高煤層氣采收率可行性分析[J].煤炭學(xué)報(bào),2016,41(1):156-161.

[2]張松航,唐書(shū)恒,潘哲軍,等.晉城無(wú)煙煤CO2-ECBM 數(shù)值模擬研究[J].煤炭學(xué)報(bào),2011,36(10):1741-1747.

[3]BUSCH A, GENSTERBLUM Y. CBM and CO2-ECBM related sorption processes in coal:A review[J].International Journal of Coal Geology,2011,87(2):49-71.

[4]QIN Y. Mechanism of CO2enhanced CBM recovery in China: A review[J].Journal of China University of Mining and Technology,2008,18(3):406-412.

[5]趙金,張遂安,馬東民,等.注二氧化碳提高煤層氣采收率數(shù)值模擬[J].天然氣與石油,2012,30(1):67-70.

[6]REEVES S R. The Coal-Seq project:Key results from field, laboratory and modeling studies[C].Proceedings of the 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies (GHGT-7),2004:1399-1406.

[7]SHI J Q, DURUCAN S, FUJIOKA M. A reservoir simulation study of CO2injection and N2flooding at the Ishikari coalfield CO2storage pilot project,Japan[J].International Journal of Greenhouse Gas Control,2008,2(1):47-57.

[8]HAMELINCK C N, FAAIJ A P C, TURKENBURG W C, et al. CO2enhanced coalbed methane production in the Netherlands [J].Energy,2002,27(7):647-674.

[9]GUNTER W D, MAVOR M J, ROBINSON J R. CO2storage and enhanced methane production: field testing at Fenn-Big Valley, Alberta, Canada, with application[C].Proceedings of the 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies(GHGT-7),2004:413-422.

[10]VAN BERGEN F, KRZYSTOLIK P, VAN WAGENINGEN N, et al. Production of gas from coal seams in the Upper Silesian Coal Basin in Poland in the post-injection period of an ECBM pilot site[J].International Journal of Coal Geology,2009,77(1-2):175-187.

[11]FUJIOKA M, YAMAGUCHI S, NAKO M. CO2-ECBM field tests in the Ishikari Coal Basin of Japan[J].International Journal of Coal Geology,2010,82(3-4):287-298.

[12]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.

[13]葉建平,張兵,SAM W.山西沁水盆地柿莊北區(qū)塊3#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(2):38-44.

[14]ZHANG B, YE J P. 3#coal seam injection and buried CO2improve coal-bed methane recovery pilot test in Qinshui Basin [A].

[15]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.

[16]李全中,倪小明,王延斌,等.超臨界狀態(tài)下煤巖吸附/解吸二氧化碳的實(shí)驗(yàn)[J].煤田地質(zhì)與勘探,2014,42(3):36-39.

[17]王晉,王延斌,范晶晶,等.注CO2置換煤層CH4試驗(yàn)研究[J].科技導(dǎo)報(bào),2015,33(17):84-89.

[18]高莎莎,王延斌,賈立龍,等.溫度及壓力對(duì)CO2置換CH4的影響[J].中國(guó)礦業(yè)大學(xué)學(xué)報(bào),2013,42(5):801-805.

[19]KROOSS B M, VAN BERGEN F, GENSTERBLUM Y, et al. High-pressure methane and carbon dioxide adsorption on dry and moisture-equilibrated Pennsylvanian coals[J].International Journal of Coal Geology,2002,51(2):69-92.

[20]王晉,王延斌,郭慧,等.圍壓對(duì)注CO2置換煤層CH4效果的影響研究[J].煤炭科學(xué)技術(shù),2015,43(8):129-134.

[21]李軍,趙文光,李娜,等.煤層形成背景與煤層氣儲(chǔ)層特征[J].非常規(guī)油氣,2015,2(2):27-33.

[22]穆福元,賈承造,穆龍新,等.我國(guó)煤層氣的開(kāi)發(fā)模式研究[J].非常規(guī)油氣,2014,1(1):41-46.

[23]艾軍,肖傳桃,郭雙,等.我國(guó)煤層氣儲(chǔ)層特征研究[J].非常規(guī)油氣,2014,1(1):34-40.

[24]李士倫,張正卿,冉新權(quán).注氣提高石油采收率技術(shù)[M].成都:四川科學(xué)技術(shù)出版社,2001:31-33.

[25]周倫先,褚小兵.CO2氣井相態(tài)特征[J].油氣井測(cè)試.2006,15(5):35-37.

[26]CHEN D, LIU J S, WANG J G, et al. In-situ numerical testing of CO2sequestration in the coal:impact of residual water[C]//傅雪海, 秦勇, WANG G G X, et al. 2009亞洲太平洋國(guó)際煤層氣會(huì)議.徐州:中國(guó)礦業(yè)大學(xué)出版社,2009:669-676.