不同排采程度煤儲層注CO2驅煤層氣模擬評價

張松航，唐書恒，張守仁，王敬宇

(1.中國地質大學(北京) 能源學院，北京 100083；2.非常規(guī)天然氣地質評價與開發(fā)工程北京市重點實驗室，北京 100083；3.中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京 100015)

近兩年全球氣象災害頻發(fā)，溫室氣體排放和全球變暖現象日益受到重視。我國著力推進新發(fā)展理念，提出了“雙碳”目標(CO排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和)，彰顯了國家應對氣候變化的態(tài)度。CO地質封存技術作為實現“碳中和”的重要手段之一吸引了諸多的研究和工業(yè)實踐，其中煤層CO地質存儲與CH強化開采(COGeological Storage-Enhanced Coalbed Methane Recovery，簡稱 CO-ECBM)融溫室氣體減排與新能源開發(fā)為一體，具有環(huán)境、經濟、減災等多重效益，具有巨大的發(fā)展前景?？傮w上CO-ECBM技術當前處于工程示范階段。自1995年以來，美國、加拿大、日本、波蘭及我國開展了近20個先導試驗項目，將少至百余噸，多至幾十萬噸的CO注入煤層/煤系地層取得了一系列的成果、認識。特別是我國在沁水盆地南部(主要在柿莊區(qū)塊)針對高煤階煤分別開展了TL-003井單井吞吐、SX-006井組注入驅替、SX018-5H深煤層水平井注入吞吐，TS-634井組和TS-669井組深煤層井組注入驅替等系列試驗，研發(fā)了成套的技術裝備，形成了自主的知識產權，積累了大量的科學數據。從氣田開發(fā)早期(2004年，TL-003井)直井吞吐的CO-ECBM過程看，CO注入過程中，存在井底壓力快速升高現象，同時為保證注入安全性，井底壓力需小于地層的破裂壓力。因此，為緩解地層壓力的快速升高，早中期的CO-ECBM工程試驗主要采用間歇式注入的方式。近年來隨著氣田開發(fā)年限的增長，有些井已經排采近10 a，CO-ECBM工程CO注入的難度明顯降低，CO連續(xù)注入時井底壓力升高不明顯，無論是單日的CO注入量(單日40 t)還是注入連續(xù)性都明顯提高。由此可見煤儲層的排采程度對CO注入的難易程度有重要的影響。此外，受CO總注入量(幾百到幾千噸)限制和項目周期短的影響，多數試驗在項目結束時均未監(jiān)測到監(jiān)測井/鄰近煤層氣生產井CO的突破，以及CO注入對鄰近煤層氣生產井的影響。不同排采程度的煤儲層對CO的注入有多大的影響？注入井CO的注入如何影響鄰近煤層氣井的生產？以上問題對CO-ECBM項目實施的時效性、經濟性和可控性都有重要的影響，需要深入的討論。鑒于研究數據的可及性及全面性，數值模擬手段是當前研究以上問題較有效且切合實際的研究方法。

筆者結合柿莊北區(qū)塊煤層氣基礎地質條件和工程實際，以SX018-5H井煤層氣地質條件為參考，構建了1個包括1口深部水平井(CO注入井)和2口直井(排采井)的CO-ECBM 井組，通過SIMEDWIN軟件數值模擬，評價在不同水平井排采階段注入萬噸CO，水平井-直井井組的CO封存和CO驅煤層氣效果，著重探討了煤層氣采出程度對CO-ECBM項目的影響。以期對沁水盆地南部深煤層的CO-ECBM項目提供一定的指導。

1 方法原理

CO-ECBM數值模擬技術以地質條件下儲層的煤、氣、水三相共存形態(tài)為基礎，考慮煤基質微孔隙和天然裂隙組成的獨特的孔、裂隙系統(tǒng)，在氣體吸附/解吸理論、擴散理論和流體滲流理論指導下，以數學方法為手段，建立數值計算模型，并通過計算機進行解算，可視化輸出煤儲層的氣、水產量、儲層壓力變化、儲層氣、水相對滲透率變化、儲層孔隙性變化等結果。煤層氣數值模擬的核心問題是煤層氣的吸附/解吸、擴散和滲流過程的數學表達及求解。國內外專家在這方面發(fā)表了大量的研究成果，并形成了多個數值模擬軟件，包括如COMET,CMG和SIMEDWin等，其中SIMEDWin是1990年代由澳大利亞新南威爾士大學(UNSW)和澳大利亞聯(lián)邦科工組織(CSIRO)開發(fā)的商業(yè)化煤層氣模擬專業(yè)軟件，被廣泛應用于煤層氣開發(fā)及煤礦瓦斯治理，并在對現場數據模擬及與其他模擬軟件進行比較的過程中，經歷了全面徹底的實踐檢驗。

SIMEDWin為一款氣、水兩相多組分，包含單孔和雙孔隙模型的三維儲層模擬軟件，軟件包括笛卡爾坐標系和極坐標系2種坐標系；擴展蘭格繆爾模型，理想氣體溶液吸附模型和二維狀態(tài)方程模型3種吸附模型；孔隙度、凈應力、儲層氣體壓力和Shi-Durucan4種滲透性解析模型；能夠定義生產井、注入井、連通型封閉井和非連通型封閉井4種井類型。SIMEDWin屬于擬穩(wěn)態(tài)-非吸附平衡模型，此外，SIMEDWin采用全隱式多元牛頓方法和正交極小化方法求解物質守恒方程。軟件介紹詳見文獻[18-19]。

2 儲層地質及模擬參數設置

數值模擬基礎地質條件依據沁水盆地柿莊北區(qū)塊SX018-5H～SX018-5V“U”型井組設計。該井組為國家科技支撐計劃“燃煤電廠CO捕集、驅替煤層氣利用與封存技術研究與試驗示范”項目的注入井組。注入井SX018-5V井位于山西省長治市長子縣石哲鎮(zhèn)高家莊東北300 m，柿莊北區(qū)塊向西北傾的斜坡帶上。區(qū)內地層包括第四系(Q)，三疊系劉家溝組(T)，二疊系石千峰組(P)、上石盒子組(P)、下石盒子組(P)、山西組(P)，石炭系太原組(C)。山西組3號煤層為主力煤層，也是當前煤層氣開發(fā)的主力層位。注入井目的層埋深1 037.96～1 043.01 m，厚5.05 m，屬中厚煤層，結構簡單，在層位和厚度上均較穩(wěn)定。宏觀上，3號煤色黑、質輕、性脆，呈似金屬光澤，貝殼狀斷口，為半亮型煤。3號煤層頂板巖性為灰色厚層狀泥巖，厚16.70 m，底板巖性為灰色粉砂質泥巖，厚14.80 m，封閉性良好。

由于SX018-5V非參數井，部分儲層資料參考鄰近參數井SX-018井和SX-27井。總體上，注入區(qū)3號煤層鏡質體反射率為2.83%，為無煙煤；空氣干燥基含氣量為12.67～16.96 cm/g，平均15.35 cm/g，吸附時間為2.32～23.27 d，平均9.23 d，蘭氏體積介于29.79～35.62 m/t，平均33.16 m/t，蘭氏壓力介于2.09～2.45 MPa，均值2.25 MPa(樣品數4)；煤層中點(1 019 m)，地層壓力為8.64 MPa，儲層壓力梯度為0.859 MPa/hm，為微欠壓儲層；煤巖的楊氏模量為1.85 GPa，泊松比為0.29，煤巖破裂壓力為26.8 MPa，閉合壓力25.27 MPa；試井滲透率為0.03×10m，為低滲儲層；3號煤層溫度為26.6 ℃。

SX018-5H～SX018-5V井組，屬于U型井，煤層總進尺718.90 m，井身結構如圖1所示。本文地質參數選取見表1，2。

圖1 SX018-5H和SX018-5V井身結構示意Fig.1 Schematic diagram of wellbore structure of well SX018-5H and SX018-5V

表1 晉城3號無煙CO2-ECBM數值模擬參數

表2 晉城3號煤層無煙煤吸附解吸參數

3 模擬設計

3.1 數值網格

圖2 模擬網格和井位示意(Prod：水平井；Z1和Z2：直井)Fig.2 Simulation grid and location of wells (Prod：horizontal well;Z1 and Z2；vertical well)

本次模擬，依據SX018-5H井的鉆完井情況，采用常規(guī)笛卡爾坐標系建立了數值網格。網格設計為單層結構(圖2)，深度為1 040 m(底深)，橫向(方向)26個網格，每個網格50 m，合計1 300 m；縱向(方向)16個網格，底部3排網格，自下而上依次為20,20,30 m，其余網格為50 m，合計700 m。模擬井場中包括1口水平井和2口直井，為減少模擬工作量，水平井設計為1/2井場模擬，位于井場底部，水平段長700 m，兩側據井場邊界各300 m；兩口直井(Z1，Z2)，間距300 m，距水平井300 m平行居中布置。由于水平井SX018-5H的完井方式為篩管完井，未進行分段壓裂，因此水平段未設計壓裂裂縫。Z1和Z2為2口虛擬的直井，用來探討水平井注入CO對鄰近直井排采效果的影響，地層參數與SX018-5H井一致，鉆完井參數參考周邊直井，并依據套管完井、壓裂改造，設計了垂向的壓裂裂縫，壓裂縫長設計為40 m(據區(qū)內部分井壓裂施工及儲層物性參數算得)。

3.2 數值模型選擇

本次模擬多元吸附模型使用蘭氏擴展模型，滲透率模型采用考慮高煤階煤層儲層滲透性動態(tài)變化的S-D模型，具體模型參數見表1。相滲模型不易獲取，筆者采用SIMEDWin軟件推薦的經驗模型，如圖3所示。此外，在模擬過程中存在以下假設：① 在排采過程中煤儲層的溫度不變；② 儲層原始狀態(tài)下割理裂隙被水100%飽和。

圖3 數值模型中采用的氣、水相滲曲線Fig.3 Curves of the gas and water relative permeability used in simulation

3.3 井設計及操作

水平井包括正常排采的生產井和CO注入井2種工作狀態(tài)。根據SX018-5H～SX018-5 V“U”型井組周邊煤層氣井排采的實際情況，正常排水采氣時，控水排采，其生產制度設計為產水量不超過10 m/d，同時防止煤層暴露，控制井底壓力不低于0.2 MPa，當井底流壓降低至0.2 MPa時，自動降低產水量；作為CO注入井時，控氣注入，其注入制度設計為每天注入標準狀況下CO不超過15 000 m/d(約合29.46 t/d)，同時為了保證井底流壓不超過煤層破裂壓力，控制井底流壓不超過20 MPa，當井底流達到20 MPa時，自動降低CO的注入量。2口直井始終作為正常排采井，設計最高產水量為5 m/d，井底流壓不低于0.2 MPa。

3.4 注入/排采方案設計

為了對比不同排采程度儲層對CO注入和驅煤層氣效果的影響，筆者設計了以下幾種模擬方案。零方案(P0)，也就是零注入對比方案，水平井和2口直井均為生產井，按照各自的排采制度正常排采。方案1(P1)，水平井不排采，直接注入CO約1 a，隨后停注停采,直井正常生產。按每天注入29.46 t算，年注入量約1.08萬t，超過目前最大的CO-ECBM工程實驗(注入約3 400 t)。方案2(P2)，水平井排采1 a后，改為注入井，注入CO約1 a，然后停采停注，直井一直正常生產。同理，方案3(P3)，4(P4)，5(P5)分別為水平井排采2,3,4 a后注入CO,然后停采停注，直井正常排采。方案6(P6)，水平井生產4 a后，保證注入壓力不超過20 MPa，日注入量不少于標況下6 000 m(11.78 t)條件下，持續(xù)注入CO。直井正常排采。每種方案的模擬時間均為10 a。以上各方案，地質參數一致，僅考慮水平井由排采井轉為CO注入井時間對CO封存和鄰近煤層氣直井排采的影響，增加了對比的可靠性。

4 模擬結果與討論

4.1 水平井的排采/注入情況

由于區(qū)塊總體滲透率較低，且水平段未壓裂，在不注入CO的情況下，水平井的產量呈單峰型，在排采初期產量快速上升，產氣1 a后日產氣量達到頂峰，約6 881.5 m/d。相對而言，氣井的穩(wěn)產期較短，在排采第700天下降到3 000 m/d，第1 000天下降到1 400 m/d，隨后氣井產量基本穩(wěn)定在1 000 m/d以上(圖4(a))。氣井產水初始穩(wěn)定在10 m/d，在排采400 d以后，水產量逐漸下降，在800～1 000 d產水一個相對穩(wěn)定期，基本在4～5 m/d，隨后產水量繼續(xù)下降。由于注入操作不改變之前的產氣、產水情況，各個方案注入CO前的產出情況一致(圖4(a))，累積產氣和產水情況見表3。從方案P1～P5，受排采時間影響，水平井累積甲烷產量依次降低，累積水產量依次升高。P5和P6氣、水產量基本一致。水平井注入曲線如圖4(b)所示，累積注入量見表3?？傮w上，P1 CO注入總量略低，為1.03萬t，原因是后期井底壓力達到了20 MPa，為防止儲層壓力超過破裂壓力，逐漸降低了日注入量； P2～P5，注入期(1 a)內CO日注入量基本一致為15 000 m/d，總注入量為1.06萬t。P6為持續(xù)注入方案，注入量在1 440～2 160 d維持在15 000 m/d，同樣受井底流壓約束，隨后日注入量逐漸遞減，直到第3 600 d縮減至6 441.67 m/d。累積注入量達到23 517 679 m，約 4.61萬t?？梢娪捎谒骄才c煤儲層接觸面積較大，較直井有天然的注入優(yōu)勢，這與在鄂爾多斯盆地東緣和柿莊北開展的CO-ECBM工程實踐水平井中CO的易注入性相一致。

4.2 直井的排采情況

由于煤層氣生產的基本原理為排水降壓采氣，排水(特別是單相水流階段)對儲層壓力的控制及氣井的連續(xù)、穩(wěn)定、高效產氣有決定性的影響。直井的零方案(P0)排采情況如圖5所示，初始階段產水為設計最大值5 m/d，約200 d后井底流壓降低為最低設計值0.2 MPa，隨后單井產水持續(xù)下降，在約400 d時逐漸下降至3 m/d；隨后受井間干擾影響，產水略有回升后持續(xù)降低。與產水曲線相對應，P0方案直井產氣曲線呈現明顯的雙峰型。第1峰與煤層氣井的壓裂效果和儲層本身的含氣性和滲透性相關，由于儲層滲透性差，設計壓裂裂縫長度有限，第1峰出現在排采約1 a，最高日產氣792 m；第2峰由于井組壓降漏斗連片疊加形成，出現在排采第4年。

圖4 水平井排采及CO2注入曲線Fig.4 Production curves and CO2 injection curves of horizontal well

表3 不同排采制度下水平井的排采/注入情況

圖5 直井排采曲線Fig.5 Production curves of vertical well

對比各方案的產水情況，探討水平井CO注入對直井產水的影響(圖5(a))，可見水平井未經排采及排采較早期注入CO的方案(P1，P2，P3方案)與P0方案相比，顯著增加了直井的日水產量，這也與同方案中直井的產氣量下降相呼應。方案P4和P5由于CO注入時間相對較晚，日產水量在排采2 000 d后開始低于零方案。P6方案由于存在CO的連續(xù)注入，日產水量在2 000～3 000 d排采段，小幅高于P0方案，而其他時段略低于P0方案。從整個井組看，未經過相對長期排采的水平井，儲層含水本身采出有限，CO注入后會將水平井周圍儲層可動水驅向直井，造成直井日產水量的增加，日產氣量的降低；而經過相對長期排采的水平井，本身累積產水量較大(表3)，井控范圍內可動水排采相對充分，整個井組內儲層含水減少，雖然CO注入后也影響鄰井產水，但鄰近直井后期產水也總體呈減少趨勢，并對直井產氣產生正效應。

對比不同方案下直井的產氣情況(圖5(b))，可見水平井不排采、直接注入方案(P1)，排采1，2 a后再注入CO的方案P2和P3，與零方案(P0)相比，均不同程度降低了直井的日產氣量。特別是P1方案，煤層氣直井的產氣高峰直接后延1 a，而且煤層氣井的最高日產氣量，也由原來的792 m下降到了500 m。P1，P2和P3方案，在水平井由開發(fā)井轉為注入井之前，產氣曲線與P0方案一致，但在CO注入之后，都不同程度的降低了直井的產氣量；直到模擬后期，接近排采10 a后才達到或略微超過P0方案的日產氣量?？梢奀O-ECBM項目CO的注入與封存，對煤層氣采收率的提高，并非一直是正效應，也存在對甲烷排采的“負效應”。本次模擬P4方案直井的產氣曲線與P0方案的產氣曲線基本一致，也就是水平井排采3 a后再注入1萬t的CO，對井距300 m處的直井的排采在10 a內基本無影響。P5方案直井在排采2 000 d后較P0方案有明顯的提升。P6方案為水平井排采4 a后、連續(xù)注入甲烷方案，顯示直井在排采2 500 d后開始明顯增加，由低點時的295.67 m/d逐漸增加到模擬結束的901.19 m/d，并且呈持續(xù)快速增加趨勢?？梢奀O注入ECBM的效果與CO注入時的儲層條件和注入量均有較大的關系。

4.3 水平井井底流壓

受排采制度控制，方案P0水平井的井底流壓由原始儲層壓力逐漸降低至0.2 MPa(圖6)。當水平井轉為注入井時，由于采取定注入量的注入方案，其井底流壓會快速上升，且隨著水平井正常排采時間的增長，在注入萬噸等量CO時，井底流壓上升的幅度逐漸降低，且模擬最終水平井的井底壓力也依次降低(圖6)。P1方案，也就是CO直接注入方案，在注入后期井底流壓達到了設定的20 MPa限值，需減少日注入量以控制井底流壓，使其總CO注入量略少于其他方案。而其他方案，在1 a的注入時間內，井底流壓均未觸及設定的上限值，日注入量保持在設計值15 000 m/d，因此總注入量基本一致(表3)。同時P6方案經過約2 a的(1 440～2 160 d)滿設計量注入，井底流壓方才達到20 MPa，說明經過水平井4 a排采后，儲層注入封存CO的時效性大幅提高。這也說明，排采煤儲層中的煤層氣，首先會降低向地層注入CO的難度，煤儲層排采程度越高，儲層壓力越低，CO注入時效性越強。

圖6 各方案水平井井底流壓隨時間變化曲線Fig.6 Bottom hole flow pressure variation curves of horizontal well with time for each scheme

4.4 地層壓力變化

地層壓力大小代表地層能量的高低，是控制煤儲層物性變化的核心要素，通過氣井產水控制地層壓力，進而達到煤層氣連續(xù)、穩(wěn)定排采是煤層氣產出的關鍵；因此，可以說地層壓力也是控制煤儲層氣、水產出的紐帶。針對正常排采的情況(方案P0)，由于生產井的排采制度不變，井底流壓由儲層壓力降低至0.2 MPa后，壓降漏斗持續(xù)向井筒周圍擴展，在工區(qū)內形成3個壓降中心；同時可以看到水平井的泄壓能力明顯強于直井，經過10 a的排采，水平井周圍儲層壓力約為直井周圍的0.1倍(圖7(a))。圖7(b)為方案P3在第3 600 d時工區(qū)的壓力分布，工區(qū)最大壓力約5.7 MPa，由于水平井在排采2 a后轉為了注入井，因此工區(qū)內2口直井周圍形成壓降漏斗，且水平井側的壓力明顯大于無水平井側的壓力。圖7(c)為方案P6在第3 600 d時工區(qū)的壓力分布，由于水平井的持續(xù)注入，其周圍儲層接近上限壓力20 MPa，并逐漸向上降低；直井周圍，由于持續(xù)的排采也顯示為低壓區(qū)。對比方案P0～P6工區(qū)縱向中線壓力的分布情況，可知不同的方案造成水平井周圍壓力的明顯變化，與直排方案(P0)相比，注入方案(P1～P6)各個點位的儲層壓力均高于直排方案(P0)。由于，煤層氣的排采是排水降壓過程，是逐漸降低儲層能量，誘導儲層能量有序釋放的過程；而儲層注入CO為儲層能量增加的過程，是儲層的增壓過程，因此在儲層中甲烷和水含量不變的情況下，儲層增壓促進甲烷的吸附，而不是解吸，必然降低煤層氣井的甲烷產量。而只有在注入CO和煤儲層中甲烷充分競爭吸附，降低煤儲層吸附甲烷的分壓，等效降低煤儲層吸附甲烷能力；同時由于驅替作用，推動儲層中含水率降低、煤層氣井周圍吸附甲烷含量降低、游離甲烷含量增高的情況下，才能大幅提高注入井鄰近煤層氣井的氣產量。因此，煤層中注入CO存在增加地層能量(壓力)，降低鄰近煤層氣井產量的“負效應”，也存在增加儲層游離甲烷，增加鄰近煤層氣井產量的“正效應”。同時排采初期及注入和生產井的中間地帶，儲層一般飽和水，地層能量(壓力)的傳遞以傳導和地層水的遷移為主，明顯先于儲層中CO和甲烷的運移(含吸附/解吸、擴散和滲流)，因此也就造成了注入井周邊鄰近煤層氣井生產“負效應”和“正效應”時間(排采階段)和空間(井距)差異。方案P1～P3，原始儲層能量未有效降低，對鄰近直井產氣的“負效應”為主，造成CO注入后氣井產氣的降低；方案P5和P6以“正效應為主”，明顯增加了模擬后期直井的產氣量。由此，煤儲層中注入CO，在一定時間內不僅不增加鄰近直井產量，還會使鄰近煤層氣井產量降低。可見，CO注入影響鄰近煤層氣井排采的“正、負效應”主要與水平井排采時間、水平井-直井井間距、生產井排采制度以及CO注入量等因素有關，本次模擬其他因素一定時，儲層排采2～3 a為直井產氣正負效應的中和點。

同時，對比方案P1至P6，水平井排采越久，地層能量越低，在注入等量的CO后儲層的壓力總體越低。各方案直井無水平井側壓力曲線基本重合(圖7(d))，說明水平井的排采/注入壓力影響范圍主要在水平井和直井井距范圍內。

圖7 各方案在3 600 d時地層壓力分布情況及工區(qū)縱向中線儲層壓力分布Fig.7 Formation pressure distribution of each scheme at 3 600 days and reservoir pressure distribution of the longitudinal midline of the working area

4.5 CO2封存及驅CH4效果

本文CO的封存主要考慮CO注入后在煤層中的封存情況?？傮w上，CO注入后主要分布在水平注入井周圍，且含量向遠離井筒方向逐漸降低(圖8(a),(b))。同時由于方案P1～P5向煤層中注入CO的總量基本一致，略超過1萬t，從工區(qū)縱向中線CO含量分布剖面(圖9(a))可知，各方案CO在儲層中的分布差別不大。由于P6方案，共向儲層中注入4.6萬t CO，因此其水平井筒周圍的分布面積明顯大于方案P1～P5。具體來說，方案P1～P5水平井筒附近的CO含量在33.35 m/t左右，在距離水平井筒100 m處，含量降低到0.2 m/t以下，在150 m處基本為0；方案P6水平井筒附近CO含量近飽和，超過40 m/t，到約距離井筒200 m遠的地方，降到了0.5 m/t以下，在250 m遠的地方基本為0。針對方案P1～P5，CO注完之后水平井處于關井狀態(tài)，也就是說水平井經過不同時間的悶井，在注入CO總量相同的情況下CO的分布基本相同，說明水平井關井后，儲層缺少驅動作用，CO的封存基本穩(wěn)定，無移動。

圖8 方案P3和方案P6在3 600 d時工區(qū)CO2和CH4含量分布Fig.8 Distribution map of CO2 content and CH4 content in the work area of scheme P3 and scheme P6 at 3 600 days.

圖9 第3 600 d時各種方案工區(qū)縱向中線煤儲層CO2和CH4的分布情況Fig.9 Distribution of CO2 and CH4 in vertical midline coal reservoirs in various schemes at the 3 600 th day

煤層氣生產井產出氣中CO的體積含量是衡量CO封存效果的一項重要參數。從模擬結果看(圖10)，注入CO最多的P6方案，直井在排采了約3 000 d時，產氣中的CO含量開始由零逐漸上升，然而經過近600 d的持續(xù)排采，至模擬結束3 600 d時，產氣中的CO體積含量占比不到0.003，說明煤儲層中有持續(xù)的更大的CO封存能力。工區(qū)中甲烷氣體的分布也間接反映了煤儲層的封存能力，同時非常直觀地展示了CO驅煤層氣的效果(圖8(c),(d)和圖9(b))。CO的注入對甲烷存在明顯的驅替作用，水平井筒附件甲烷含量很低，隨距離水平井筒增加，甲烷含量快速增加，并在驅替前緣形成明顯的甲烷的高值區(qū)帶，其含量甚至超過儲層的原始甲烷含量。甲烷含量和CO含量成互為消長關系，水平井井筒附近甲烷含量較低，甲烷和二氧化碳含量變化的過渡帶較明顯，說明CO對甲烷的驅替作用顯著。

以上結果也說明在CO-ECBM先導試驗和工程示范中，要想在監(jiān)測井觀察到煤儲層氣體成分和地下水化學性質的改變，監(jiān)測井的井位應根據煤儲層的封存能力，選擇在距離注入井有一定距離但在CO封存范圍內的位置。

圖10 直井產氣中CO2組分體積占隨時間變化關系Fig.10 Variation of CO2 component volume with time in gas production from vertical wells

5 結 論

(1)在沁水盆地南部柿莊北區(qū)塊3號煤層地質條件下，水平井具有較高的CO注氣效率，在年注入1萬t的CO條件下，水平井可實現連續(xù)注入；3號煤層具有較大的封存潛力，以700 m水平井筒為例，注入1萬t CO主要封存在井筒附近60 m范圍內，注入4.6萬t CO主要封存在井筒附近160 m范圍內。

(2)井底流壓升高是影響CO注入的重要因素，而隨著原始煤儲層煤層氣排采程度的增加，在相同注入制度下，能有效降低井底流壓，保持CO的持續(xù)、高效注入。也就是說煤層氣排采越充分，注入等量CO需要的注入壓力越小，如果煤層氣未排采/不充分排采，會增大CO的注入難度。

(3)CO注入對鄰近煤層氣井的生產存在增加儲層壓力的“負”效應和驅替甲烷的“正”效應。如果煤層氣井不充分排采，在煤儲層中注入CO會造成鄰近生產井在較長的一段時間內增加水產量，降低氣產量。要在CO-ECBM項目中達到較好的驅替效果，一方面應增加煤儲層的排采程度，另一方面應適當降低CO注入井和煤層氣生產井井距。