Research and insights for application of CO2-ECBM technology in deep high-rank coal seams: a case study of Jinzhong block, Qinshui Basin
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摘要: 深层高阶煤层资源潜力大，但具有“强吸附、难解吸”的特点，常规开发方式难以实现效益动用。与化学驱、热力驱等其他提高采收率技术相比，CO2-ECBM(CO2地质封存及强化煤层开采)技术具有节能减排和提高煤层气采收率双重效益。为明确CO2吸附、解吸特性，论证CO2-ECBM技术提高深层高阶煤层气采收率可行性，助力深层高阶煤层气产能释放，以沁水盆地晋中地区为研究对象，开展深层高阶煤层CO2吸附、解吸特征研究实验。研究结果表明，随着平衡压力的增加，煤层对CH4的吸附量逐渐增加，而受煤层孔裂隙发育特征及CO2特征影响，煤层对CO2的吸附量呈先持续上升再在临界压力附近骤降后大幅上升的特征。深层高阶煤层对CO2的吸附能力约为CH4的2~5倍，超临界CO2在煤层中的吸附能力更强，CO2的敏感解吸压力为CH4的3/4，且吸附于煤层后，CO2呈现出明显的吸附、解吸滞后特征，大比例CO2以吸附封存和残余封存形式滞留在煤层中无法脱附，成为实现大规模封存CO2和替换CH4的有利条件。通过实验结果分析，明确了深层高阶煤层气开展CO2-ECBM具备大幅提高采收率的可行性。矿场应用中，可通过超前注气、加大注入压力等方式提高气藏压力水平，提升竞争吸附效率，同时低敏感解吸压力也表明注入CO2后返排率较高，需考虑CO2循环利用。Abstract: Deep high-rank coal seams have significant resource potential, but exhibit characteristics of "strong adsorption and weak desorption", making it challenging to effectively utilize with conventional development methods. Compared with other enhanced recovery technologies such as chemical flooding and thermal flooding, CO2-ECBM (CO2 geological sequestration-Enhanced Coal Bed Methane Recovery) technology offers dual benefits of energy conservation and emission reduction, and increased recovery rates of coalbed methane. In order to clarify the characteristics of CO2 adsorption and desorption, demonstrate the feasibility of CO2-ECBM technology in enhancing the recovery of deep high-rank coalbed methane, and help release the productivity of deep high-rank coalbed methane, this study focused on the Jinzhong block, Qinshui Basin, and conducted experimental research on the CO2 adsorption and desorption characteristics of deep high-rank coal seams. The research results showed that the adsorption capacity of CH4 in coal seams increased gradually with rising equilibrium pressures. In contrast, the adsorption capacity of CO2 in coal seams initially increased, then sharply dropped near the critical pressure, followed by a significant rise, which was influenced by the pore and fracture development characteristics of the coal seams and the properties of CO2. The adsorption capacity of CO2 in deep high-rank coal seams was about 2 to 5 times that of CH4, and the adsorption capacity of supercritical CO2 in coal seams was stronger. The sensitive desorption pressure of CO2 was 3/4 of that of CH4. Once adsorbed in coal seams, CO2 showed an obvious adsorption/desorption lag, with a large proportion of CO2 remaining in coal seams in the form of adsorbed storage and residual storage, which provided favorable conditions for large-scale CO2 storage and CH4 replacement. Through the analysis of experimental results, it was clear that developing CO2-ECBM in deep high-rank coal seams was feasible and could significantly enhance coalbed methane recovery. In field application, the pressure level of gas reservoir could be increased through methods such as advanced gas injection and increasing injection pressure, thereby enhancing competitive adsorption efficiency. Additionally, the low sensitive desorption pressure indicated a high backflow rate after CO2 injection, suggesting that CO2 recycling should be considered.
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随着经济的快速发展和对能源需求量的不断增长，煤层气作为一种不可再生的洁净能源，受到越来越广泛的关注。煤层气的勘探开发也逐渐从浅层走向资源量更为丰富的深层[1]。我国自然资源部最新一轮全国油气资源评价成果显示[2]，我国2 000 m以浅煤层气资源总量为28.08×1012 m3，且以高阶煤层气为主，其中埋深1 500 ~ 2 000 m的煤层气地质资源量为11.9×1012 m3，占全国煤层气总量的32.4%，开发潜力巨大。但受“煤层地应力高、敏感性强、渗透率差”等因素的影响，深层高阶煤层气开发目前尚未取得突破，亟需应用新工艺新技术实现深层高阶煤层气的规模上产[3]。
和其他提高煤层气采收率技术相比，CO2-ECBM技术具有节能减排和提高煤层气采收率的双重效益，应用前景广阔。众多学者采用室内实验手段对CO2、CH4在沁水盆地煤层中的单一气体吸附、竞争吸附行为开展研究，论证了注CO2提高煤层气采收率的可行性，并基于CH4解吸引起煤基质收缩、CO2吸附引起煤基质膨胀，开展了CO2-ECBM过程中煤储层渗透率变化规律研究[4-6]。为更准确模拟地下真实情况，刘世奇等[7-9]等利用COMSOL Multiphysics、COMET等数值模拟软件建立考虑煤层各向异性和非均质性、流固耦合效应、渗透率变化、煤层变形等因素的数值模拟模型，揭示了CO2-ECBM过程中煤储层内吸附场、渗流场、温度场和应力场的变化规律，并优化了注入压力、注入量、注入速度等煤层注CO2工艺参数。在矿场试验方面，美国、加拿大、波兰等国家自20世纪90年代起先后开展了煤层注入CO2先导试验[10-11]。我国CO2-ECBM技术矿场试验起始于2002年，目前已在沁水盆地柿庄南、柿庄北地区和鄂尔多斯盆地柳庄地区等成功实施，试验区平均采出程度提高了10%[12-15]。注CO2项目的物理模拟、数值模拟和矿场实施均初步验证了煤层CO2封存的可行性，同时也表明受煤岩煤质、煤层埋深、储层物性等地质条件的影响，不同煤层实施CO2-ECBM技术效果有较大差异[16-18]。目前国内外CO2-ECBM技术多是应用在1 000 m以内的浅部煤层，CO2在深部高阶煤层中的吸附解吸特性研究较少，需开展进一步研究[19-20]。
沁水盆地晋中地区是我国典型深层高阶煤层气藏之一，目前正处于勘探开发早期阶段[21]。本文以晋中地区深层高阶煤层气藏为研究对象，开展CO2竞争吸附提高CH4采收率实验研究，通过分析煤样对CH4、CO2吸附解吸特征间的差异，明确深层高阶煤层CO2竞争吸附特征，提出煤层注CO2提高采收率技术的应用对策与建议，以期为深层高阶煤层气开发提供新思路，推进同类气田的增储上产。
1. 晋中地区地质概况
晋中地区位于沁水盆地北部，近NE向的榆社武乡断层将晋中地区分为YS缓坡和WX背斜2个Ⅳ级构造单元，总体呈现“北高南低、西高东低”的构造特征 [22]。晋中地区主要含煤地层为石炭系—二叠系太原组和二叠系山西组，主要发育3、5和15号煤。煤层深度介于1 600~2 400 m，镜质体反射率Ro值为2.4%~3.2%，平均孔隙度为9.9%，平均渗透率为0.321 1×10-3 μm2，属于深部低孔低渗高阶煤储层。晋中地区主力煤层太原组15号煤煤层厚度呈现出北东厚、西南薄的特征，东北部厚4.0~ 7.7 m，往南西方向逐步分叉减薄至尖灭，含气量为21~39 m3/t，平均资源丰度为1.8×108 m3/km2，兰氏体积为28.9~38.9 m3/t，资源基础落实。研究区内位于YS缓坡的J1井试获日产气0.42×104 m3，位于WX背斜的J2井首次压裂试获日产气0.48×104 m3；重复压裂后最高日产气11 368 m3，6 000 m3以上稳产5个月，单井产能落实，初步实现了沁水盆地深层煤层气勘探开发突破。
与鄂尔多斯盆地延川南中深层煤层气田、四川盆地南川深层煤层气地区相比，晋中地区孔裂隙结构具有“微小孔占比高、割理裂隙发育”的特征[23]。CO2吸附、液氮吸附、压汞实验联合分析表明，晋中地区煤岩孔隙以微孔(＜10 nm)为主，占比88.3%，煤岩储集空间以微孔、裂隙为主(图 1)。此外，晋中地区微裂隙密度为6.61条/cm2，是南川、延川南裂缝密度的3.7和5.0倍。在相同面积下，晋中地区与延川南微裂隙开度分级占比均呈现出“小于20 μm和大于70 μm两级微裂隙较发育、20~70 μm裂隙不发育”的分布特征，但晋中地区同级别裂隙数量达到延川南的4.5倍以上(图 2、图 3)。
图 1 沁水盆地晋中地区煤层孔隙孔径、孔体积曲线Figure 1. Pore diameter and pore volume curves of coal seams in Jinzhong block, Qinshui Basin
图 3 沁水盆地晋中地区和鄂尔多斯盆地延川南地区裂隙开度分级分布Figure 3. Graded distribution of fracture opening in Jinzhong block, Qinshui Basin and Yanchuan south block, Ordos Basin煤层气吸附量随着煤样比表面积的增大而增大，兰氏压力随着小孔体积的增加而降低，而煤层气解吸量主要受小孔数量的影响，小孔数量越多，越不利于煤层解吸[24]。晋中地区受演化程度高、微孔及割理裂隙发育影响，表现为“高含气、强吸附、难解吸”的特征，实测兰氏体积为28.9~38.9 m3/t，兰氏压力为0.9~1.4 MPa，平均敏感解吸压力为2.32 MPa，低于延川南、南川地区(图 4、图 5)。
图 4 不同演化程度煤储层吸附等温线Figure 4. Adsorption isotherms of coal reservoirs with different evolution degrees2. 煤样CH4、CO2吸附解吸特征测试
2.1 测试样品
实验样品均取自晋中地区J1井15号煤，取心井段埋深为1 883.5~1 891.64 m，采用真密度分析仪，基于国家标准《煤和岩石物理力学性质测定方法第3部分：煤和岩石块体密度测定方法：GB/T 23561.3—2009》(只用蜡封法)对煤样块体密度进行分析；采用偏光荧光显微镜，基于国家标准《煤的镜质体反射率显微镜测定方法：GB/T 6948—2008》、《煤的显微组分组和矿物测定方法：GB/T 8899—2013》对煤样镜质体反射率、显微组分组和矿物进行分析；采用红外碳氢仪等设备基于国家标准《煤的工业分析方法：GB/T 212—2008》对煤样进行工业分析。
从实验样品参数特征(表 1)来看，晋中地区15号煤Ro为2.5%~3.0%，热演化程度较高，处于无烟煤阶段；镜质组含量为68.2%~88.2%，水分含量为1.8%~3.4%，灰分含量为7.5%~29.4%，挥发分含量为5.2%~8.3%，整体具有“高演化程度、高镜质组含量、特低水分、中低灰分、特低挥发分”的特征。
表 1 沁水盆地晋中地区煤样CH4、CO2吸附和解吸实验样品基本信息Table 1. Basic information of CH4 and CO2 adsorption and desorption experimental coal samples from in Jinzhong block, Qinshui Basin煤样编号 井段/m 块体密度/(g/cm3) Ro/% 显微组分/% 工业组分/% 镜质组 惰质组 矿物 水分 灰分 挥发分 固定碳 J1-28-1 1 883.50~1 883.75 1.4 3.0 75.4 19.8 4.8 3.2 29.4 6.5 60.9 J1-29-1 1 883.90~1 884.17 1.5 2.9 68.2 24.4 7.4 3.4 16.9 5.2 74.5 J1-29-2 1 884.50~1 884.77 1.5 2.9 72.0 19.8 8.2 2.7 20.8 6.8 69.6 J1-33-1 1 889.23~1 889.50 1.5 2.9 88.2 6.8 5.0 1.8 20.5 7.4 70.2 J1-34-1 1 890.44~1 890.70 1.5 2.9 71.6 26.8 1.6 2.7 18.0 8.3 71.0 J1-34-2 1 889.87~1 890.14 1.4 2.9 73.4 25.0 1.6 1.9 7.5 7.1 83.5 J1-35-1 1 891.64~1 891.90 1.4 3.0 79.2 11.6 9.2 3.1 20.1 6.3 70.5 J1-35-2 1 891.38~1 891.64 1.4 2.9 82.8 14.0 3.2 2.3 16.6 6.7 74.5 2.2 测试方法
2.2.1 测试条件及装置
晋中地区太原组15号煤平均储层温度为317.45 K，平均储层压力为13.6 MPa。为了更贴近实际煤储层条件，同时考虑到CO2临界温度(304.25 K)、临界压力(7.38 MPa)，本次实验温度为318.15 K，压力为0~17.5 MPa。
当温度一定时，低压下获取的容量法吸附量测试结果更具可信度，且选择高精度的压力传感器和精准控温装置有利于提高煤样对CH4、CO2吸附量的测试精度。本次实验选用美国Honeywell高精度压力传感器和德国Memmert高控温精度硅油浴，压力测量误差为±0.05%(测量上限30 MPa)，温度控制精度为±0.10 K。
2.2.2 测试方法及步骤
目前储层流体吸附、解吸性能测量方法主要有容量法和重量法2种[25]，本次测试采用精度相对较高的容量法测定煤样的CH4、CO2吸附和解吸特性。实验测试过程中，按照“增压—平衡—再增压—再平衡”步骤开展每一个压力的等温吸附实验，按照“减压—平衡—再减压—再平衡”的步骤开展每一个压力的解吸实验，测试装置见图 6。
图 6 煤岩高压储层流体吸附、解吸性能测定装置及流程Figure 6. Device and process for measuring fluid adsorption and desorption performance of high-pressure coal reservoir2.3 测试数据处理
根据质量守恒定律，平衡后参考缸、样品缸的气相主体中的气体总量与气体的吸附量之和等于向参考缸注入的气体量，结合气体状态方程可得：
$$ \Delta V_{\mathrm{GSE}}=\frac{1}{m \mathrm{R} T}\left(\frac{P_1 V_1}{Z_1}+\frac{P_2 V_{\mathrm{RC}}}{Z_2}-\frac{P_3 V_{\mathrm{RC}}}{Z_3}-\frac{P_4 V_{\mathrm{v}}}{Z_4}\right) $$ (1) 式中：ΔVGSE为每次注气气体吸附量增加值，单位mmol/g；m为煤样质量，单位g；R为气体普适常数，取8.314 J/(mol · K)；T为操作温度，单位K；VRC为参考缸体积，单位m3；Vv为样品缸空白体积，单位m3；Z1、Z2、Z3、Z4为温度T时，压力分别为P1、P2、P3、P4时的CH4或CO2的压缩因子。
第n次注气后累计气体吸附量VGSEn(单位mmol)为：
$$ V_{\mathrm{GSE} n}=\sum\limits_{i=0}^n \Delta V_{\mathrm{GSE} i} $$ (2) VGSE在计算过程中将吸附相体积默认为气相主体体积的一部分，因此并不能反映煤样对CO2的真实吸附量，引入平均吸附相密度ρa，则可得VGSE与绝对吸附量Vabs之间关系：
$$ V_{\mathrm{abs}}=\frac{V_{\mathrm{GSE}}}{1-\rho_{\mathrm{b}} / \rho_{\mathrm{a}}} $$ (3) 式中：ρb为自由相密度，单位g/cm3；ρa为吸附相密度，单位g/cm3。实验条件下吸附相CH4、CO2的密度分别取0.716 g/cm3、1.227 g/cm3。
3. 煤岩CH4、CO2吸附解吸特征分析
3.1 吉布斯吸附等温线
煤样的CH4和CO2的吉布斯吸附等温线如图 7所示。随着平衡压力的增加，CH4的吉布斯吸附量不断增加，压力超过一定值后，吉布斯吸附量呈略微下降趋势，且不同煤样吸附量转折点对应平衡压力有所差异。对于CO2吸附而言，其吉布斯吸附量随着平衡压力的增加不断上升，且不同煤样的吉布斯吸附量均在CO2临界压力(7.38 MPa)附近发生骤降。当压力增加至10 MPa时，随着压力增加，CO2的吉布斯吸附量增加(图 8)。
图 7 沁水盆地晋中地区煤样CH4吉布斯吸附量曲线Figure 7. Curves of CH4 Gibbs adsorption capacity of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin
图 8 沁水盆地晋中地区煤样CO2吉布斯吸附量曲线Figure 8. Curves of CO2 Gibbs adsorption capacity of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin3.2 Langmuir模型拟合
Langmuir模型广泛用于描述多种等温吸附体系，其主要假设条件为[26]：(1)单层吸附；(2)煤岩表面各个位置处吸附能力相同；(3)已吸附的吸附质分子间不存在相互作用；(4)吸附质分子仅附着于吸附剂表面特定的局部空位上。Langmuir模型数学式如下：
$$ V_{\mathrm{e}}=V_{\mathrm{L}} \frac{P}{P_{\mathrm{L}}+P} $$ (4) 式中：Ve为平衡吸附量，单位cm3/g；P为吸附平衡压力，单位MPa；VL为兰氏体积，单位cm3/g；PL为兰氏压力，单位MPa。
使用Langmuir模型对煤样CH4、CO2吸附等温线进行拟合(表 2、表 3、图 9、图 10)。为了消除测量过程中样品体积、气体自由相密度对吸附结果的影响，这里采用绝对吸附量进行拟合。由拟合结果来看，Langmuir模型与吸附实验点拟合误差均在10%以内，拟合精度较高，该模型可用于预测煤样对CH4和CO2的吸附行为。
表 2 沁水盆地晋中地区煤样CH4吸附等温线Langmuir模型拟合结果Table 2. Langmuir model fitting results for CH4 adsorption isotherm of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin煤样编号 质量/g VL/ (cm3/g) PL/ MPa 相关系数 平均相对误差/% J1-28-1 20.132 1 48.31 2.39 0.996 5 4.27 J1-34-2 20.031 4 41.49 1.87 0.999 0 2.56 表 3 沁水盆地晋中地区煤样CO2吸附等温线Langmuir模型拟合结果Table 3. Langmuir model fitting results for CO2 adsorption isotherm of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin煤样编号 质量/g VL/ (cm3/g) PL/ MPa 相关系数 平均相对误差/% J1-28-1 20.040 0 69.44 1.47 0.978 1 5.82 J1-34-2 20.499 0 66.23 1.01 0.990 8 5.01 
图 9 沁水盆地晋中地区煤样CH4吸附等温线以及Langmuir模型拟合结果Figure 9. CH4 adsorption isotherm of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin, and Langmuir model fitting results
图 10 沁水盆地晋中地区煤样CO2吸附等温线以及Langmuir模型拟合结果Figure 10. CO2 adsorption isotherm of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin, and Langmuir model fitting results3.3 煤样CH4、CO2吸附解吸性能
3.3.1 煤样对CH4、CO2吸附性能对比
在实验测试范围内，随着平衡压力的增加，煤样对CH4的吸附量不断增加，最高可达38.07~43.75 cm3/g。相同压力下，煤样对CO2的吸附量大于对CH4的吸附量(J1-34-2煤样在压力9.67 MPa时除外)。当CO2处于超临界状态时，煤样对CO2的吸附量最高可达185.43~207.45 cm3/g，约为CH4吸附量的4~5倍(图 11)。
图 11 沁水盆地晋中地区煤样气体吸附量对比Figure 11. Comparison of gas adsorption capacities of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin影响煤样吸附性能的主要因素有吸附质特征(如极性、动力学直径、沸点等)、煤层特征(如表面力场、孔隙结构和表面化学性质)以及环境特征(如温度、压力等)[27-28]。在本次实验测试中，两种吸附质(CH4和CO2)均为非极性分子，分子动力学直径分别为0.38 nm和0.33 nm，沸点分别为111.66 K和194.67 K。相比于CH4，CO2分子能进入孔径更小的孔道，更易与煤层表面发生相互作用。此外，煤样表面含有大量的含氧官能团(如-OH、-COOH等)，具有极强的电负性，能为临近的CO2等缺电子分子提供电子[29]。而对于CH4分子而言，碳原子最外层4个电子与4个氢原子结合使其呈电中性，导致CO2与煤体之间的吸附耦合作用强于CH4[30]。另外，煤体中大量含氧官能团的存在降低了CH4的可通过性。统计结果显示[28]，随着煤化程度的增加，在压实效应的影响下，煤体总孔容积减小、煤体中介/大孔结构向微孔结构转化，煤体平均孔径及孔隙率减小，且煤样表面的-OH、-COOH含量呈现先增加后下降的特征。与CH4相比，煤样对CO2的吸附优势在深层高阶煤中更为显著。
2个煤样对CO2的吸附量均呈现出先上升，随后在CO2临界压力附近骤降，接着再快速上升的特征。由图 9可知，当压力介于0~17.47 MPa时，Langmuir模型可以很好地拟合CH4的吸附行为，说明煤样对CH4的吸附以单层吸附为主。同样的，在晋中煤样实验测试过程中，当压力小于5.48 MPa时，Langmuir模型可以很好地拟合CO2的吸附行为，说明此时CO2在煤样中的吸附是单层吸附。当压力进一步增加至CO2临界压力(7.38 MPa)附近时，CO2处于超临界状态，既有气态性质又有液态性质，此时随着压力的增加，CO2密度迅速增加(图 12)，CO2的吉布斯吸附量随着压力增加而降低[4, 31-32]。当压力大于9.67 MPa时，CO2处于液态临界状态，密度增加不明显，此时CO2在煤体孔隙中的吸附以多层吸附为主，尤其是晋中地区煤岩孔隙以微孔(＜10 nm)为主，促进了超临界CO2的多层吸附，当多层CO2吸附达到一定厚度时，将煤体微孔填充。因此，当压力大于9.67 MPa时，随着压力增加，CO2吸附量随之增加。
图 12 318.15 K温度下CO2密度随压力变化特征数据来源于文献[31]。Figure 12. Variation of CO2 density with pressure at 318.15 K3.3.2 煤样对CH4、CO2解吸性能对比
对于CH4吸附和解吸而言，吸附曲线与解吸曲线基本重合，J1-28-1煤岩对CH4的吸附、解吸存在微弱的滞后效应，而J1-34-2煤样对CH4的吸附、解吸几乎不存在滞后效应(图 13)，表明煤层对CH4吸附和解吸过程基本可逆。对于CO2吸附解吸而言，随着压力的降低，吸附、解吸滞后效应逐渐明显。当压力降至0 MPa，依然有36.0%~49.6%吸附在煤层中无法解吸，封存在岩层中，煤样对CO2的吸附过程不可逆(图 14)。随着压力的降低，受表面吸附势能的影响，CO2优先从大孔中脱附，此时由CO2吸附引起的孔隙变形效应对CO2分子的束缚作用不明显，滞留环面积较小[33]。当压力降至CO2临界压力(7.38 MPa)附近时，与吸附过程类似，受CO2相态变化影响，CO2解吸量呈现出先上升后下降的特征。随着压力的进一步降低，CO2以气态存在于煤样中，CO2的解吸位点逐渐由大孔转向微孔，由CO2吸附引起的煤基质溶胀作用显著压缩了孔隙空间，增加了CO2分子的“逃逸”难度，即形成了残余封存。此外，煤样在与CO2相互作用过程中形成了COOH官能团，提升了煤基质对CO2的化学吸附能力，进一步导致了CO2难以解吸，即形成了吸附封存。在以上物理、化学的共同作用下，CO2呈现出明显的吸附、解吸滞后现象[34]。与CO2相比，煤样对CH4的吸附主要为物理吸附，且CH4吸附溶胀率低于CO2，故CH4吸附解吸迟滞程度远小于CO2[35]。CO2吸附、解吸滞后现象实现了CO2长期有效封存，占据了约36.0%~49.6%的吸附位点，促进了CH4解吸，提升了煤层气采收率。
图 13 沁水盆地晋中地区煤样CH4吸附和解吸曲线Figure 13. CH4 adsorption and desorption isotherms of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin
图 14 沁水盆地晋中地区煤样CO2吸附和解吸曲线Figure 14. CO2 adsorption and desorption isotherms of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin4. 矿场应用启示
(1) 深层高阶煤层对CO2和CH4吸附解吸过程的可逆性差异，揭示了注CO2具备大幅提高采收率的可行性。受CO2吸附、解吸滞后现象的影响，注入煤层中的CO2有36.0%~49.6%被永久封存在煤层中，以吸附封存和残余封存两种形式存在。对于深层高阶煤层而言，随着其微小孔占比的升高，毛细管力逐渐增加，注入煤层的CO2被离散固定在复杂的孔隙网络中，残余封存量逐渐攀升，CO2解吸滞后现象更为显著，注CO2具备大幅提高深层高阶煤层单井产能及采收率的可行性。
(2) 保持井底流压及地层压力大于临界压力，可有效提高竞争吸附能力。深层高阶煤层气吸附性能实验结果表明，CO2为气相时，吸附量最大可达CH4气体吸附量的2~3倍；CO2在超临界状态时，吸附量最大可达CH4气体吸附量的4~5倍。煤岩对于超临界态的CO2具有更强的吸附作用，因此对于晋中地区此类煤层吸附能力强，甲烷解吸效率低的地层，采用注CO2的方式提高煤层气采收率时，应考虑在开发早期注入CO2，使井底流压大于CO2临界压力，保障CO2处于超临界状态。
(3) CO2在煤层中返排率高，矿场可设计循环利用装置提高气体利用率。由CH4、CO2吸附解吸曲线可知，当压力降至2.0~2.3 MPa以下时，煤样对CH4的解吸速率迅速增加，当压力降至1.2~1.5 MPa时，煤样对CO2的解吸速率迅速增加，表明CH4的敏感解吸压力为2.0~2.3 MPa，高于CO2敏感解吸压力(1.2~1.5 MPa)，易造成CO2返排率高的现象。为提高CO2利用效率，建议优化设计小型CO2液化撬实现CO2与甲烷的分离，并将分离后的CO2注入同平台其他井，以实现CO2的循环利用。
5. 结论与建议
(1) 深层高阶煤层对CO2和CH4吸附能力最大可达4~5倍，注CO2具备竞争吸附提高单井产能及采收率的可行性。
(2) 深层高阶煤层对CH4吸附及解吸过程完全可逆，对CO2则不可逆，吸附与解吸过程差异达36.0%~49.6%，其差值可近视为实验条件下提高采收率的理论幅度，表明深层高阶煤层注CO2具有较大的CO2地下永久封存及提高CH4采收率的潜力。
(3) 依据煤层对CO2的吸附解吸特征，建议在矿场开展CO2-ECBM试验时，通过超前注气保障超临界吸附、回收分离产出气提高CO2利用率等方式提升技术经济效益。
利益冲突声明/Conflict of Interests所有作者声明不存在利益冲突。All authors declare no relevant conflict of interests.作者贡献/Authors’Contributions郑永旺负责论文选题、构思及统稿；郑永旺、崔轶男、李鑫、张登峰负责实验设计及实验操作；肖翠、郭涛负责储层特征研究；所有作者参与论文写作和修改。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。ZHENG Yongwang was responsible for the topic selection, conception, and drafting of the paper. ZHENG Yongwang, CUI Yinan, LI Xin, and ZHANG Dengfeng were responsible for experimental design and operation. XIAO Cui and GUO Tao were responsible for the study of reservoir characteristics. All authors participated in the writing and revision of the paper. All authors have read the final version of the paper and consented to its submission. -
图 1 沁水盆地晋中地区煤层孔隙孔径、孔体积曲线
Figure 1. Pore diameter and pore volume curves of coal seams in Jinzhong block, Qinshui Basin
图 3 沁水盆地晋中地区和鄂尔多斯盆地延川南地区裂隙开度分级分布
Figure 3. Graded distribution of fracture opening in Jinzhong block, Qinshui Basin and Yanchuan south block, Ordos Basin
图 4 不同演化程度煤储层吸附等温线
Figure 4. Adsorption isotherms of coal reservoirs with different evolution degrees
图 6 煤岩高压储层流体吸附、解吸性能测定装置及流程
Figure 6. Device and process for measuring fluid adsorption and desorption performance of high-pressure coal reservoir
图 7 沁水盆地晋中地区煤样CH4吉布斯吸附量曲线
Figure 7. Curves of CH4 Gibbs adsorption capacity of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin
图 8 沁水盆地晋中地区煤样CO2吉布斯吸附量曲线
Figure 8. Curves of CO2 Gibbs adsorption capacity of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin
图 9 沁水盆地晋中地区煤样CH4吸附等温线以及Langmuir模型拟合结果
Figure 9. CH4 adsorption isotherm of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin, and Langmuir model fitting results
图 10 沁水盆地晋中地区煤样CO2吸附等温线以及Langmuir模型拟合结果
Figure 10. CO2 adsorption isotherm of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin, and Langmuir model fitting results
图 11 沁水盆地晋中地区煤样气体吸附量对比
Figure 11. Comparison of gas adsorption capacities of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin
图 12 318.15 K温度下CO2密度随压力变化特征
数据来源于文献[31]。
Figure 12. Variation of CO2 density with pressure at 318.15 K
图 13 沁水盆地晋中地区煤样CH4吸附和解吸曲线
Figure 13. CH4 adsorption and desorption isotherms of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin
图 14 沁水盆地晋中地区煤样CO2吸附和解吸曲线
Figure 14. CO2 adsorption and desorption isotherms of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin
表 1 沁水盆地晋中地区煤样CH4、CO2吸附和解吸实验样品基本信息
Table 1. Basic information of CH4 and CO2 adsorption and desorption experimental coal samples from in Jinzhong block, Qinshui Basin
煤样编号 井段/m 块体密度/(g/cm3) Ro/% 显微组分/% 工业组分/% 镜质组 惰质组 矿物 水分 灰分 挥发分 固定碳 J1-28-1 1 883.50~1 883.75 1.4 3.0 75.4 19.8 4.8 3.2 29.4 6.5 60.9 J1-29-1 1 883.90~1 884.17 1.5 2.9 68.2 24.4 7.4 3.4 16.9 5.2 74.5 J1-29-2 1 884.50~1 884.77 1.5 2.9 72.0 19.8 8.2 2.7 20.8 6.8 69.6 J1-33-1 1 889.23~1 889.50 1.5 2.9 88.2 6.8 5.0 1.8 20.5 7.4 70.2 J1-34-1 1 890.44~1 890.70 1.5 2.9 71.6 26.8 1.6 2.7 18.0 8.3 71.0 J1-34-2 1 889.87~1 890.14 1.4 2.9 73.4 25.0 1.6 1.9 7.5 7.1 83.5 J1-35-1 1 891.64~1 891.90 1.4 3.0 79.2 11.6 9.2 3.1 20.1 6.3 70.5 J1-35-2 1 891.38~1 891.64 1.4 2.9 82.8 14.0 3.2 2.3 16.6 6.7 74.5 
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表 2 沁水盆地晋中地区煤样CH4吸附等温线Langmuir模型拟合结果
Table 2. Langmuir model fitting results for CH4 adsorption isotherm of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin
煤样编号 质量/g VL/ (cm3/g) PL/ MPa 相关系数 平均相对误差/% J1-28-1 20.132 1 48.31 2.39 0.996 5 4.27 J1-34-2 20.031 4 41.49 1.87 0.999 0 2.56
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表 3 沁水盆地晋中地区煤样CO2吸附等温线Langmuir模型拟合结果
Table 3. Langmuir model fitting results for CO2 adsorption isotherm of coal samples from Jinzhong block, Qinshui Basin
煤样编号 质量/g VL/ (cm3/g) PL/ MPa 相关系数 平均相对误差/% J1-28-1 20.040 0 69.44 1.47 0.978 1 5.82 J1-34-2 20.499 0 66.23 1.01 0.990 8 5.01
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