沁水盆地二氧化碳埋存潛力評價模型

姜 凱，李治平，竇宏恩，曹振義，洪 垚

(1.非常規天然氣能源地質評價與開發工程重點實驗室，北京 100083；2.中國地質大學，北京 100083；3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083)

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沁水盆地二氧化碳埋存潛力評價模型

姜 凱1，2，李治平1，2，竇宏恩3，曹振義2，洪 垚2

(1.非常規天然氣能源地質評價與開發工程重點實驗室，北京 100083；2.中國地質大學，北京 100083；3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083)

為了確定沁水盆地二氧化碳驅煤層氣(CO2-ECBM)的增產潛力和煤層CO2的埋存量，通過對已有埋存量評價方法的局限性的分析，依據煤層氣的不同賦存狀態將埋存量分為吸附埋存量、溶解埋存量和礦化埋存量，根據中國煤層氣“三低一高”的特征和勘探開發現狀，認為適合埋存CO2的煤層埋深在1 000 m以上，并給出了考慮探明率、CO2與CH4的置換比、采收率、灰分、水分、有效孔隙體積、含氣飽和度等因素的埋存潛力評價新方法。沁水盆地的評價結果表明：CO2驅可增加煤層氣可采儲量1 696×108m3，CO2可埋存量為4.5×108t，考慮經濟和技術水平CO2可埋存量為1.4×108t，表明沁水盆地有較大的CO2-ECBM應用潛力和CO2埋存潛力。該研究可為其他地區CO2埋存評價提供借鑒。

煤層氣；CO2埋存；潛力評價；CO2與CH4置換比；沁水盆地

0 引 言

CO2埋存和提高煤層氣采收率技術是實現碳減排的有效方式之一，全球范圍內對煤層的CO2埋存量評價模型仍未有統一的認識，文獻[1-6]根據不同的評價方法對不同地區的煤層CO2埋存量進行了評價，但計算時未考慮探明率及中、美煤層置換率的不同，只考慮了CO2吸附作用的埋存評價模型，沒有考慮煤層中水的溶解埋存模型，也未考慮溫度、壓力、水分等因素對埋存效果的影響。基于以上分析，以沁水盆地為例，提出CO2埋存潛力評價模型。由實例計算可知，沁水盆地南部的無煙煤儲層不僅能大幅度提高煤層氣采收率，而且適合進行長期CO2的埋存減排[7]。

1 新模型的提出

基于已有評價模型的局限性，考慮中國煤層的實際條件，在提出新模型時考慮了以下5個方面。

(1) 中國煤層以吸附氣為主(占70%～95%)，其次是游離氣(占10%～20%)，溶解氣可以忽略不計。CO2提高煤層氣采收率的機理主要為CO2與CH4的競爭吸附機制，因此，在評價模型中，將埋存量分為3個部分，其大小依次為吸附埋存量、溶解埋存量、礦化埋存量。

(2) 目前中國煤礦井的開采深度在1 000 m以淺。若在1 000 m以淺的煤層埋存CO2，則煤炭無法繼續開采，造成巨大的資源浪費。Zuber[8]認為只有滲透率大于1×10-3μm2的地層才可以進行煤層氣開發，而與其對應的深度極限值為1 500 m，因此，首先將CO2的埋存深度定為1 000～1 500 m。另外，由于開發技術的進步，埋藏深度在1 500 m以深的煤層氣資源可借助壓裂手段提高滲透率，進而開發煤層氣資源；但是煤層氣的勘探進展緩慢，2 000 m以深的資源探明率極低(全國平均為9‰)，不具有商業化開發的潛力。因此，認為1 500～2 000 m的煤層氣資源是可開發利用的。借鑒文獻[4]和文獻[6]的經驗，認為埋深1 500～2 000 m的煤層氣無法用常規方法開采，但可利用CO2-ECBM采收煤層氣和實現CO2的埋存。綜上所述：評價模型的埋藏深度為1 000～1 500 m和1 500～2 000 m。

(3) 煤層氣開采包括常規開采和注氣開采，CO2煤層埋存量包括常規開采后煤所能埋存的CO2和CO2驅煤層氣后吸附或溶解在煤層的埋存量。

(4) 在煤層氣生產過程中，隨著有效應力增加，煤層孔隙度和滲透率減小，模型需考慮有效應力的影響。

(5) 礦化埋存影響因素眾多，儲層水的組成、礦物巖石組成、體系溫度、壓力、固液界面張力、流體流速等在礦化過程中都發揮作用，評價模型尚不能定量描述礦化埋存的影響。

理論埋存量評價方法為：

MCO2t=ρCO2NECBM(1-fa-fm)DR

(1)

式中：MCO2t為CO2的理論埋存量，t；NECBM為已探明的煤層氣資源量，m3；ρCO2為標準狀況下CO2的密度，取值為1.873 kg/m3；fa為煤中煤灰的質量分數；fm為煤中濕度質量分數；DR為CO2與CH4的置換比。

有效埋存量評價方法為：

MCO2e=MCO2tλE

(2)

λ=λfdλvd

(3)

E=EVESgEφ

(4)

(5)

式中：MCO2e為CO2有效埋存量，t；λ為煤層氣的采收率；E為埋存有效因子；λfd為煤質平面驅替率；λvd為煤質垂向驅替率；EV為適合埋存的有效體積百分數；ESg為含氣量校正因子；Eφ為有效應力影響下的孔隙度變化率；φ為煤巖孔隙度；φ0為煤巖原始孔隙度。

CO2密度隨地層條件的不同而變化，且溫度、壓力、礦化度及溶解度不同。因此，評價模型中采用地熱梯度和壓力梯度區別CO2在不同條件下的溶解度。煤層中CO2的溶解埋存量評價模型為：

Ms=ρCO2McoalfmS

(6)

式中：Ms為溶解埋存量，t；Mcoal為探明資源量對應的煤炭資源量，t；S為CO2在水中的溶解度，10-3m3/kg。

2 實例應用

沁水盆地是中國煤層氣勘探開發程度最高、產量最大的盆地，煤層較為密集，含氣量高[9]，平均資源豐度超過1×108m3/km2，目前探明率為3.0%。評價所需參數如表1所示，其中，探明率是基于全國常規天然氣探明率平均值(19.6%)的遠景預測值。

表1 沁水盆地評價參數

在評價中需要注意的是：①并不是所有的常規煤層氣生產所剩余的煤層氣資源都可采用CO2-ECBM技術[3]；②埋存深度大于1 500 m的煤層勘探程度極低，根據希爾頓定律，埋藏深度越深，煤的變質程度越高，解吸附能力越低。因此，把埋深小于1 500 m的CO2與CH4置換比減去0.2作為埋深為1 500～2 000 m煤層的置換比。

評價結果表明，沁水盆地煤層氣CO2驅可增加可采儲量1 696×108m3；煤層CO2的理論埋存量為10×108t，有效埋存量為4×108t，溶解埋存量為0.44×108t，且埋深在1 500～2 000 m的埋存量比1 000～1 500 m的埋存量大，這是由于勘探程度不同造成的。隨著勘探和開發技術的創新與發展，深層煤的埋存潛力將會更大。

表2為目前國內已公開發表的沁水盆地煤層CO2埋存量的評價結果。于洪觀評價結果基于其實驗數據得到的CO2與CH4置換比回歸方程，但其對所有盆地不具有共性，結果偏大；劉巖峰等的評價僅考慮了埋深在300～1 500 m的煤層，雖然考慮了可采氣區面積占煤層總面積的比例、不同煤階煤的可采系數、采收率及CO2與CH4置換比，但沒有考慮探明率和Reeves結論的局限性，評價結果偏大；FANG Zhiming等評價時考慮的因素與新模型較為一致，但沒有將不同埋深的煤層分開討論和評價，且沒有考慮溶解埋存量，評價結果偏小；王烽等[9]的評價包含了埋深1 000 m以淺的煤層，借鑒了于洪觀的置換比數據，且沒有考慮多個限制因素的影響，評價結果偏大。而新模型根據盆地實際勘探開發數據，得出的評價結果介于較大值與較小值之間，從而證明了煤層埋存CO2評價潛力新方法具有較好的適用性。

表2 沁水盆地CO2埋存量的不同評價結果比較

3 結論和建議

(1) 提出的新評價模型針對中國煤層特點，考慮了探明率、CO2與CH4的競爭吸附機制、有效埋存體積等因素，構建了適應中國煤層特點的吸附埋存量和溶解埋存量評價模型，同時也證明了新模型的適用性。

(2) 沁水盆地的煤層氣資源豐富，勘探開發程度較高，具有較大的CO2-ECBM應用潛力和CO2埋存潛力：CO2驅可增加沁水盆地煤層氣可采儲量1 696×108m3，采收率可達到72%，CO2埋存量為4.5×108t，考慮經濟和技術水平CO2埋存量為1.4×108t。

(3) 雖然深層煤的勘探程度較低，但評價結果表明其CO2埋存潛力大于淺層煤，所以1 500～2 000 m的煤層是理想的埋存深度。

(4) CO2煤層埋存技術研究在中國仍處于理論階段，因此，應以沁水盆地、鄂爾多斯盆地、準噶爾盆地為主要研究對象，開展全國范圍內的埋存量評價、深層煤吸附、解吸附機理、埋存選址評價、CO2-ECBM經濟評價、風險評估等研究，提高煤炭開采的安全性，減少大氣中的溫室氣體，為中國實踐工程提供可靠依據。

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[6] FANG Zhiming，LI Xiaochun. A preliminary evaluation of carbon dioxide storage capacity in unmineable coalbeds in China[J].ActaGeotechnica，2014，9(1)：109-114.

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編輯 劉 巍

20151014；改回日期：20160106

國家“973”項目“二氧化碳減排、存儲和資源化利用的基礎研究”(2011CB707302)；國家油氣重大專項課題“新一代油藏數值模擬軟件”(2011ZX05009006)

姜凱(1990-)，男，2013年畢業于中國石油大學勝利學院石油工程專業，現為中國地質大學(北京)石油與天然氣工程專業在讀碩士研究生，主要從事碳捕集、運輸、利用和封存(CCUS)與油藏工程研究。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.02.027

TE357

A

1006-6535(2016)02-0112-03