延川南注二氧化碳置換煤層氣技術可行性分析

岳小金 李 輝 張婷婷 程 偉 朱一川

(中國石油化工股份有限公司華東油氣分公司,江蘇 225000)

1 區(qū)域概況及評價

延川南區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東南緣，隸屬于渭北隆起和晉西撓褶帶交匯處(圖1)。該區(qū)塊北部和南部的大寧-吉縣區(qū)塊，韓城合陽區(qū)塊均已取得工業(yè)性突破。目前，該區(qū)塊已經取得了單井突破，部分煤層氣井已獲得工業(yè)氣流，展現(xiàn)出煤層氣勘探的良好前景。其中，2號煤層為主采氣煤層。

圖1 延川南區(qū)塊構造位置

基于延川南26口鉆井資料及首批9口井的詳細數據統(tǒng)計，結合煤層氣評價重要參數分級表，延川南區(qū)塊2號煤層厚度為2.70～7.50m，平均5.03m，屬于中等及較薄厚度；含氣量為4.73～20.37m3/t，平均10.15m3/t，多數煤層氣井大于8m3/t，屬于中等含氣量；含氣飽和度為32%～82%，平均55%，屬于中等及低含氣飽和度；地解比分布在0.16～0.92之間，平均0.41，屬于中等及低地解比，少數為高地解比；煤樣平均孔徑分布在7.6～9.3nm之間，平均8.15nm，以微孔為主；原始滲透率為0.017×10-3～0.9054×10-3um2，平均滲透率為0.19×10-3um2，處于中等水平(表1)。

表1 延川南2號煤煤層氣評價分級表

根據壓汞數據，該煤層孔隙類型以微孔為主，具有良好的吸附潛能，煤樣進汞-退汞曲線以Ⅰ型為主(圖2)，退汞效率極高，介于82.09%～95.2%，平均89.57%，反映孔隙具有良好的連通性和滲流能力；排驅壓力變化較大，分布在7.1kPa～192.78kPa，平均58.61kPa，顯示煤層氣可解吸性可能變化較大?；谏鲜鲑Y料，延川南區(qū)塊2號煤各重要評價參數多處于中等及中等偏低水平，開發(fā)過程中難度較大。

圖2 Ⅰ型進汞曲線

2 排采現(xiàn)狀及預測

目前煤層氣井排采中，一般采用排水降壓技術，降低儲層壓力，使甲烷氣體逐步解吸、運移，同時利用水力加砂壓裂等手段改善儲層滲透率，提高產量。延川南區(qū)塊幾口典型煤層氣井的排采情況見表2。

表2 延川南區(qū)塊典型煤層氣井排采情況

通過Simedwin天然氣產能數值模擬軟件對上述煤層氣井進行了產能預測，得出了相應的產能預測曲線(圖3～7)。

圖3 M1井產能預測曲線圖

圖4 M3井產能預測曲線圖

圖5 M5井產能預測曲線圖

圖6 M7井產能預測曲線圖

圖7 M10井產能預測曲線圖

利用模擬預測的氣井產氣量與其控制的泄氣面積內的煤層氣資源量之比預測煤層氣采收率得到下面結果。根據預測結果，研究區(qū)五口煤層氣井連續(xù)排采15年的累計產氣量和采收率統(tǒng)計結果如表3。

表3 典型煤層氣井產能和采收率動態(tài)預測

從表3中可以看出，M1井和M5井的產氣量較高，在排采第2年的日均產氣量分別達到1878.17m3和1775.66m3；連續(xù)排采15年的采收率也較高，分別為73.17%和68.3%。M10井采收率中等，連續(xù)排采15年的煤層氣資源采收率為36.18%。而M3井由于產氣效果不好，且氣井控制面積內煤層氣資源量很大，資源量大會導致采收率低么？因此預測得到的煤層氣資源采收率很低，只有13.79%。M7井由于滲透率很低，產氣效果較差，因此預測得到的采收率也只有23.62%。

整體上看，延川南區(qū)塊2號煤煤層氣日產氣量及采收率偏低，制約了區(qū)域商業(yè)化開發(fā)進展。

3 注二氧化碳技術分析

3.1 提高煤層氣采收率機理分析

提高煤層氣采收率需要從煤層氣生成、儲集和運移機理出發(fā)，主要包含兩個方面：一是促使煤層氣更多更快的解吸出來，使得煤基質孔隙內表面上的吸附甲烷氣體盡可能由吸附狀態(tài)轉變?yōu)橛坞x狀態(tài)，從而增強煤層甲烷氣體由基質和微孔向裂隙的擴散能力；二是增大氣體運移通道的通過能力，讓煤層氣通過較多的裂隙流向生產井筒。

在目前階段，提高煤層氣的采收率還是普遍沿用油氣田開采中的割縫增透、水力壓裂技術和注水驅氣的方式。但其效果一般，常常在壓裂后初始階段產氣量有所增加，但很快產氣量就衰減，不能形成穩(wěn)定的氣流產出。分析其主要原因，是因為煤層甲烷氣體解吸、擴散和滲流過程是個互相制約的藕合過程，尤其對低滲透煤層更為突出。采用注水驅氣法也有一定的局限性，因為水分子直徑大于儲存大量瓦斯基質系統(tǒng)中大部分微孔直徑而難以進入基質的微孔內，對提高煤層氣的解吸和擴散效率有一定的影響，與此同時，水還對微孔中的甲烷氣體起到一種封堵作用，對煤體甲烷解吸擴散起到一種反作用。所以圍繞煤層甲烷氣體吸附、解吸性能，從研究增加煤層氣的解吸方法入手具有重要意義。

根據煤對二氧化碳及甲烷的吸附量和吸附性能存在的明顯差別，通過對煤體注入高壓二氧化碳的辦法來促使煤體對的解吸，降低煤體對甲烷的吸附量，從而實現(xiàn)煤體甲烷從吸附態(tài)轉化為游離甲烷，促進甲烷解吸，達到增收的目的。

3.2 注二氧化碳置換煤層氣理論分析

注二氧化碳置換煤層氣技術起源于二氧化碳煤層封存技術。其基本概念是指將二氧化碳注入深部不可開采煤層中封存以減少溫室氣體的排放，同時將儲藏在煤層中的煤層氣置換出來。

煤對二氧化碳及甲烷的吸附差異性的根源，不同學者有不同觀點。但結果均表明，煤對二氧化碳的吸附能力高于甲烷，在煤儲層中，二氧化碳與煤層氣吸附競爭時，二氧化碳更有優(yōu)勢。

注二氧化碳置換煤層氣技術的主要機制是：(1)煤層對二氧化碳的吸附能力強于對甲烷的吸附能力，當注入二氧化碳是，二氧化碳與甲烷競爭吸附，甲烷被置換，同時二氧化碳的注入也降低了煤層中甲烷的分壓，進一步促進甲烷的解吸；(2)二氧化碳的注入，維持了比單純抽采更高的壓力梯度，驅趕甲烷向生產井運移。

3.3 注二氧化碳置換煤層氣實驗數據分析

針對煤對不同組分氣體的吸附能力，國內外學者進行了大量的實驗探索。K. Jessen等對注氣開采煤層氣進行了粉末合成試件(coalpack)試驗及模擬研究；T. Theodore等進行了一些煤層CO2儲存的試驗及模擬研究，主要內容集中于煤層結構對CO2地質處置的影響；馮啟言等基于COMSOL Multiphysics建立了二元氣固耦合的有限元數值模型，并對氣體吸附與煤層變形進行了數值模擬分析；李向東等利用等溫吸附儀對晉城無煙煤顆粒(0.3mm)分別進行了40℃不同壓力下吸附-解吸及注入CO2置換CH4的試驗；唐書恒等對山西沁水盆地的無煙煤與貧煤試樣在等溫吸附解吸儀上進行了吸附解吸及注CO2驅替甲烷試驗。

實驗研究表明：煤層對二氧化碳的吸附性強于甲烷氣體，注二氧化碳置換煤層氣可以有效提高日產氣量及采收率。

張兵等對沁水盆地南部煤層氣田作為我國煤層氣開發(fā)的示范性氣田，在柿莊北區(qū)塊對山西組3號煤層利用二氧化碳置換煤層甲烷理論進行了單井注入開發(fā)實驗。實驗表明：單井注入二氧化碳開采煤層氣，在二氧化碳影響范圍內，采出程度能夠提高到80%以上，產量提高2倍以上；通過對井組模型的數值模擬分析認為：注入二氧化碳后采收率提高10%。

3.4 注二氧化碳置換煤層氣技術在延川南區(qū)塊的應用分析

延川南區(qū)塊目前投產井近200口，在目前產氣的100余口井中僅有27口井日產氣量超過了1000m3，平均日產氣量僅有600m3，制約了區(qū)域煤層氣產能建設。延川南區(qū)塊2號煤各儲層參數均處于中等及中等偏低水平，煤層氣井日產氣量及預測采收率普遍偏低，常規(guī)開發(fā)技術對煤層氣井排采過程產生的效果有限。

如圖8所示，該煤層氣井原始儲層壓力為4.8MPa，實測含氣量為16.5m3/t，根據等溫吸附曲線，其理論含氣量為30.0m3/t，臨界解吸壓力為1.70MPa，根據排水降壓過程，當壓力大于1.70MPa時，以排水為主，當壓力小于1.70MPa時，以氣、水混排或排氣為主，但是根據美國煤層氣排采經驗，煤層氣井排采中枯竭壓力約為0.7MPa。在產氣的過程中，壓力僅有1MPa的變化空間，控制難度較大且采收率較低。

圖8 等溫吸附曲線

因此，在延川南區(qū)塊，有選擇性的針對低產井或者井組進行注二氧化碳置換煤層氣技術實驗，在不影響原有產能建設的基礎上，可以增加單井日產氣量，同時提高煤層氣采收率，對煤層氣井的短期及長期發(fā)展均具有良好的前景。