韓學(xué)婷，張　兵，葉建平.

(1.中海石油(中國)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)有限公司非常規(guī)油氣管理處，北京　100010)

我國陸上煤層氣資源量為36.8×1012m3，年動用量為1/10000，大量的煤層氣資源由于缺乏適合的增產(chǎn)措施而難以動用[1]。CO2-ECBM技術(shù)提高煤層甲烷采收率的同時，實現(xiàn)CO2的有效封存[2-5]。2001年美國首次進行了CO2-ECBM試驗，煤層氣采收率高達95%[3]，隨后加拿大在Alberta盆地、日本在北海道、德國在勃蘭登堡州的克爾欽、歐盟在波蘭Silesian含煤盆地分別進行了不同規(guī)模的現(xiàn)場試驗[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井成功實施了單井CO2注入試驗，注入CO2190 t，4個月后，產(chǎn)量達到原來日產(chǎn)量的2倍[12]。

目前，針對柿莊北區(qū)塊注入CO2開采煤層氣技術(shù)的可行性已進行充分研究，并展開了相應(yīng)的注入試驗與研究[13-15]，但試驗注入規(guī)模較小(3口注入井)，后期注入模式需進一步優(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發(fā)中的重要指標[21-23]，因此在CO2-ECBM過程中應(yīng)考慮CO2相態(tài)對開發(fā)效果的影響。

本文基于柿莊北區(qū)塊煤層氣儲層特征，結(jié)合實際注入情況，分析注入?yún)?shù)對CO2的相態(tài)影響及注入過程中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，流體的黏度近于氣體，流體的密度近于液體，近臨界點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　注入壓力對井下管柱CO2相態(tài)的影響

改變注入壓力，計算井下管柱各個點的溫度和壓力數(shù)據(jù)，分析認為只有初期幾天井下有氣態(tài)存在的CO2，大部分時間CO2都以液態(tài)存在(圖2)。

1.2　地面溫度對井下CO2的影響

施工時間不同，地面溫度不同，此溫度主要影響井筒上部的溫度。通過模擬分析，地面溫度對井底壓力影響較大，隨著地面溫度的升高，井底壓力呈現(xiàn)下降的趨勢。但是，經(jīng)過井筒的吸熱，井底的溫度基本未受到影響?？偟膩碚f，無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　注入過程中CO2的相態(tài)變化

CO2注入煤層后需關(guān)井一段時間才能吸附，關(guān)井時間的長短影響 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，井底壓力太低，起不到驅(qū)動置換出的CH4向生產(chǎn)井運移的作用。CO2所需要的置換期與其在煤層中的吸附、對流擴散能力有關(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。通過室內(nèi)試驗發(fā)現(xiàn)浸泡時間在30 d為較佳時間。

因此，CO2-ECBM實施過程中，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，累計概率50%時對應(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)的形式存儲在CO2的儲罐中，壓力維持在1.5～2.2 MPa之間，溫度穩(wěn)定在-20 ℃左右。通過低壓管匯進入增壓泵，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，出口溫度也達到-45 ℃左右。增壓泵出口到井口有大約1 MPa的壓力損耗。通過分析各個節(jié)點的溫度和壓力，發(fā)現(xiàn)CO2在整個過程中都以液態(tài)為主(圖5)。

圖5　設(shè)備各個節(jié)點的壓力變化Fig.5　The variation of pressure on each node

2.2　井筒內(nèi)CO2的相態(tài)分布

在注入過程中，地面管線中的CO2以液態(tài)形式進入井筒，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，注入CO2將不會變?yōu)闅鈶B(tài)，而是一直以液態(tài)的形式存在。

CO2在標準狀態(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]。通過對注入井I1井流溫流壓測試，分析井筒內(nèi)CO2相態(tài)的變化。井溫曲線從井口到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井段井溫曲線呈梯度變化。密度曲線從井口到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，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，說明后期注入時間對井底溫度的影響很小?？傮w來說，井底溫度變化小，維持在30 ℃左右。

注入過程分為以下3個階段：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，注入壓力相對平穩(wěn)，說明井筒近井地帶地層流體還未達到飽和狀態(tài)，煤層孔隙壓力相對較低，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，說明隨著CO2注入量的增加，地層流體逐步達到飽和狀態(tài)，煤層孔隙壓力逐步升高，所以，注入時井口壓力隨之升高。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7.0-9.0 MPa，套管壓力在后期維持在3.0-5.0 MPa，說明地層擴散CO2越來越慢。注入期間，油管內(nèi)為沒有氣化的液態(tài)CO2，套管內(nèi)為已經(jīng)氣化的氣態(tài)CO2，所以，油套壓差大。

通過分析I1井存儲壓力計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)—時間曲線圖(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)—時間曲線圖(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 開發(fā)過程中，溫度在30 ℃左右，壓力隨CO2注入量波動。

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

三組試驗的方法一致，只是設(shè)置的壓力不同。首先進行煤樣對CH4的吸附試驗，當(dāng)達到設(shè)置溫度時，注入CO2氣體進行置換。由試驗測得不同壓力下CO2置換氣體游離相濃度，再計算出不同壓力下煤樣對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氣體的摩爾分數(shù)，進而得出吸附相CO2和CH4氣體的吸附量。

試驗結(jié)果表明，CO2和CH4組分吸附量均具有相同的變化規(guī)律。解吸過程中，CH4的解吸速率相對較高，CO2的解吸速率較低，當(dāng)達到一定的壓力后，CO2才開始解吸，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置換試驗解吸過程中吸附相量圖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試驗表明，注入壓力越低，CO2置換CH4的效果越好。開發(fā)初期區(qū)塊部分區(qū)域地層壓力高，需要的注入壓力高，開發(fā)中后期地層壓力下降后再實施CO2-ECBM 措施效果更好。

CO2-ECBM 注氣過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)濟效益。后期，柿莊北區(qū)塊實施CO2-ECBM過程中，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注入過程中，注入壓力和地面溫度對井下CO2的狀態(tài)影響較小，注入過程中井下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，注入CO2將不會變?yōu)闅鈶B(tài)，而是一直以液態(tài)的形態(tài)存在。

(3)特定儲層溫度(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，開發(fā)中后期地層壓力下降后再實施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)域測試表明注入壓力最優(yōu)為2.5 MPa。

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