沁水盆地沁源区块二氧化碳地质封存数值模拟

薛园园，邵长奎，张 伟，牛 雪，乔建龙，王 林

(1.保定理工学院资源与工程技术学院，河北 保定 071000；2.中国地质工程集团有限公司河北分公司，河北 保定 071000；3.中国节能环保集团有限公司，北京 100082；4.中国地质调查局水文地质环境地质调查中心，河北 保定 071000)

0 引 言

最新研究表明，全球地表平均温度近百年来升高了约1 ℃，预计未来20年将升高甚至超过1.5 ℃(IPCC，2021)。20世纪中叶以来，全球化石燃料的燃烧等人类活动使大气中的CO2含量呈逐年增大的趋势，全球的平均气温亦在逐步攀升(任相坤等,2009)。控制包括CO2在内的温室气体的排放，共同应对全球气候变暖问题，已成为世界各国的共识(能源与环境政策研究中心，2010)。

要实现大气中温室气体含量趋于稳定甚至稳步下降的目标，需综合各种减排方法的优劣，达到优势互补、综合减排的效果。CO2捕集与封存技术(CCS)的基本原理及工作流程是CO2分离→气体输送→定点封存→大气隔绝，是一种相对可靠且可大规模减排温室气体的技术(白冰，2008；能源与环境政策研究中心，2010)。据IEA(国际能源信息署)推测，至21世纪中叶，CCS的减排量将占全球总减排量的20%～28%，成为世界第二大减排技术。CCS技术亦为我国实现“双碳”目标的重要技术之一(叶建平等，2007；白冰，2008；任相坤等，2009；朱炎铭等，2009；闫高原等，2016；张春杰等，2016)。

地质结构层的封存较为可靠，能有效减少CO2的排放。除常规的3种地质构造外，地下深部不可采的煤层亦为理想的封存场所。研究表明，煤层可吸附多种气体，对CO2的吸附性处于优势地位，且远高于对CH4的吸附量。此外，煤层对CH4吸附滞后而对CO2吸附优先，这种特性极大地提高了煤层气的采收率，也增强了CO2的地质封存量(朱炎铭等，2009)。CO2煤层封存技术既可使煤层气增产从而增加能源供给，又可大规模地质封存CO2，适用于拥有丰富的煤炭和煤层气资源的沁水盆地，该盆地沁源区块具有较大的CO2煤层封存潜力，且有一定的煤层气研究和勘探开发基础及经验。该区域的试验结果证明，CO2煤层封存技术于沁水盆地沁源区块具有可行性(叶建平等，2007；白冰，2008；朱炎铭等，2009；闫高原等，2016；张春杰等，2016)。

1 地质概况

1.1 区域地质

图1 研究区区域地质图(据1∶20万区域地质图沁源幅修改)Fig. 1 Regional geological map of the study area(modified from 1∶200 000 regional geological map of Qinyuan area)

沁水盆地位于山西南部，为一大型复式向斜盆地，呈北北东向展布。该盆地遭受过多期次构造运动作用，构造(褶皱、断裂)较为发育，但相对简单。沁源区块位于沁水盆地中部，沁水向斜轴部从区块东部穿过，区内断层不甚发育，主要发育北北东向带状展布的褶皱构造(图1)。区内含煤岩系地层为上石炭统太原组和下二叠统山西组，15号煤层属于太原组，该组地层为碳酸盐岩类台地-滨海三角洲交互沉积亚相，地层的平均厚度达98.5 m，岩性以粉砂岩、泥岩、砂质泥岩、灰岩及煤层为主。含煤共7层，煤层厚度总计7.75 m，含煤系数达7.87%。综上，研究区内构造整体较为简单，断层不太发育，封闭性良好，有利于CO2的注入和封存。

1.2 储层特征

太原组15号煤层为研究区煤层气勘探开发的最主要目标层之一，也是研究的目标层位。根据前人的研究，QY01区块15号煤层厚度为4.5～5.4 m，由北向南煤层厚度逐渐变薄，但总体较大(表1)。两主煤层间距基本稳定，15号煤层埋深介于1 450～1 700 m之间，自西向东逐渐增大。

表1 研究区含煤岩系主要标志层Table 1 Main marker beds of coal-bearing series in the study area

15号煤层的煤体主要为原生结构，宏观煤岩类型主要为半亮型、光亮型，次为暗淡型，少量为半暗型煤。显微煤岩组分：有机组分主要为镜质组和惰质组，质量分数分别为73.80%～84.00%、16.00%～26.20%，缺少壳质组，形成环境为偏还原环境；无机组分主要为黏土成分，含少量的硫化物、碳酸盐及氧化物。煤岩中矿物质质量分数为23.00%～47.70%，矿物质含量下主煤层高于上主煤层。15号煤层镜质组反射率Ro最大值在2.10%～2.80%之间，煤层以贫煤和无烟煤三号为主，热演化程度较高。原煤灰分质量分数为18.89%～42.37%，平均值为23.30%，主要为中灰煤(杨昌永等，2019)。

15号煤层含气量为17.85～20.41 m3/t，平均值为19.17 m3/t；含气饱和度为1.24%～83.00%，平均值为56.74%；煤层渗透率最大值为(0.001～6.9)×10-3μm2，平均值为1.02×10-3μm2；煤储层压力为11.25～13.77 MPa，平均值为12.68 MPa；临界解吸压力为1.68～2.78 MPa(杨昌永等，2019)。

2 地质模型建立

地质模型可反映研究区15号煤层的埋深、厚度等煤储层基本特征及空间分布规律，为区内CO2地质封存数值模拟研究奠定地质基础(曹佳等，2012)。沁源QY01区块15号煤层为地质建模的目标储层，采用油气藏数值模拟软件Eclipse中的FloGrid模块进行建模研究(侯丽等，2016；李宁，2018)。

地质建模前期，整理建模所需的区内15号煤层的埋深、厚度等各项数据，通过数据提取和前人成果整理，汇总储层物性参数。利用油气藏数值模拟软件中的FloGrid模块建立15号煤层相关参数的地质模型(图2、图3)(侯丽等，2016；刘静等，2017)。

图2 15号煤层埋深地质模型Fig.2 Geological model of buried depth of No.15 coal seam

图3 15号煤层厚度地质模型Fig.3 Geological model of No.15 coal seam thickness

3 CO2注入数值模拟

3.1 模拟方案及参数设置

基于建立的地质模型，在沁源QY01区块中模拟设计方形井组组合，规格为400 m×400 m；由5口井组成，井组中间为1口注入井，方形的四角为4口生产井组(闫高原等，2016)；井型选择二分支叠状水平井。模拟过程中不涉及压裂技术增产。

CO2注入数值模拟分3个阶段：第一阶段为CO2注入驱替产气阶段，持续5年，由于深部煤储层的渗透率低，在该阶段以少量注入CO2气体的方式进行长期驱替产气；第二阶段为不注入排采阶段，持续10年，该阶段不注入CO2气体，只进行煤层气排采；第三阶段为CO2地质封存阶段，在封闭产气井并停止排采后，连续注入一定量的CO2到15号煤储层，直至煤储层破裂，即达到破裂压力，可得QY01区块15号煤储层的CO2最大地质封存量(韦重韬等，2015；闫高原等，2016；刘静等，2017)。

15号煤储层压力为12.68 MPa，储层温度为44.04 ℃(表2)，二者均大于临界值，所注入的CO2将进入超临界状态，该状态下的CO2密度高且具备气液双相的特征，其密度远大于气态CO2。但超临界状态下的压缩只增大CO2的密度，并未使其达到液相，这对于储存能力的提升效果明显(张丽雅等，2017)。同时，气液双相也使CO2具备了较强的溶剂化特征，但相对液态CO2其黏度大大降低，流动性所需的压差相对较小，更有利于注入(马瑾，2013)。

表2 15号煤层数值模拟参数Table 2 Numerical simulation parameters of No.15 coal seam

在CO2注入数值模拟过程中，受煤层气开发初期储层改造的影响，煤储层渗透率将会增大。因此，设计3类煤储层渗透率(初始预测渗透率、0.1 mD、1.0 mD)，模拟在不同储层渗透率条件下CO2的驱替及注入封存效果。设计的CO2最大注入速率随着渗透率的逐渐增大而增大。① 在初始渗透率条件下，注入难度较大，注入速率控制在500 m3/d以内；② 储层渗透率达0.1 mD时，CO2的注入难度降低，前期驱替阶段注入速率设为3 000～4 000 m3/d，后期封存阶段选取更好的模拟注入速率；③ 储层渗透率达1.0 mD时，前期驱替阶段的CO2注入速率设定为8 000 m3/d，后期封存阶段选取更好的模拟注入速率。驱替过程中产出的气体均不含CO2气体(韦重韬等，2015；闫高原等，2016；刘静等，2017)。

3.2 模拟结果与分析

3.2.1 初始渗透率数值模拟 15号煤层在不同渗透率下的数值模拟参数见表2。在初始渗透率0.016 6 mD条件下，注入CO2的数值模拟结果(图4)显示：驱替阶段CO2最大注入速率为800 m3/d，驱替和未驱替的15年累计产气量分别为4.78×105、1.36×105m3，驱替产气量为未驱替产气量的3.5倍；后期封存阶段，初始渗透率较低导致CO2难以注入，CO2的最大注入速率仅为1 320 m3/d，在5年的注入过程中，储层压力仅上升了1.7 MPa，较难达到地层的破裂压力，因此不再继续模拟过程。

图4 初始渗透率15号煤层数值模拟曲线图1-CO2注入速率；2-CO2累计注入量；3-CO2驱替煤层气日产气量；4-CO2驱替煤层气累计产气量；5-CO2未驱替煤层气日产气量；6-CO2未驱替煤层气累计产气量；7-储层压力Fig. 4 Numerical simulation curves of No. 15 coal seam at initial permeability

在初始渗透率下CO2注入5年驱替结束(图5)及15年排采结束时的CO2摩尔分数(图6)显示，在排采过程中，CO2并未扩散至井口附近，所产出的气体不含CO2。5年与15年的CO2摩尔分数图形相似，无明显变化。究其原因，储层压力在此阶段仅从13.6 MPa降至13.2 MPa，压降小，仍处于高压状态，CO2无法自由移动。

图5 初始渗透率注入CO25年的CO2摩尔分数图Fig.5 Plot of CO2 mole fraction after 5 years of CO2 injection at initial permeability

图6 初始渗透率注入CO215年的CO2摩尔分数图Fig.6 Plot of CO2 mole fraction after 15 years of CO2 injection at initial permeability

3.2.2 渗透率0.1 mD数值模拟 在0.1 mD储层渗透率下的CO2注入数值模拟结果(图7)显示，在前5年的驱替阶段，以4 000 m3/d的速率注入CO2，驱替效果良好。15年的排采中，在未驱替条件下，煤层气累计产气量为1.24×106m3，日产气量平均值为227 m3；在驱替条件下，煤层气累计产气量达4.51×106m3，平均日产气量达823 m3。驱替产气量为未驱替产气量的3.6倍。在封存期，以初始6 000 m3/d的速率注入CO2，注入27年地层破裂，压力为59.75 MPa，此时CO2累计注入量达3.98×107m3。

图7 渗透率0.1 mD下15号煤层数值模拟曲线图1-CO2注入速率；2-CO2累计注入量；3-CO2驱替煤层气日产气量；4-CO2驱替煤层气累计产气量；5-CO2未驱替煤层气日产气量；6-CO2未驱替煤层气累计产气量；7-储层压力Fig. 7 Numerical simulation curves of No. 15 coal seam at 0.1 mD permeability

在0.1 mD渗透率下CO2注入5年驱替结束时(图8)及15年排采结束时的CO2摩尔分数(图9)显示，在煤层气排采过程中，CO2的扩散范围较初始渗透率时有所增大，但仍未扩散至煤层气生产井井口，且摩尔分数图形未发生明显变化，因为储层压力仅由16.0 MPa降至14.0 MPa，压降小，压力仍较高。

图8 渗透率0.1 mD注入CO2 5年的CO2摩尔分数图Fig.8 Plot of CO2 mole fraction after 5 years of CO2 injection at 0.1 mD permeability

图9 渗透率0.1 mD注入CO2 15年的CO2摩尔分数图Fig.9 Plot of CO2 mole fraction after 15 years of CO2 injection at 0.1 mD permeability

3.2.3 渗透率1.0 mD数值模拟 QY01区块在1.0 mD的渗透率下的CO2注入数值模拟曲线(图10)显示，当渗透率为1.0 mD时，在前5年的驱替阶段，以8 000 m3/d的速率注入CO2，驱替效果较其他渗透率条件下更好。15年的排采中，在未驱替条件下，煤层气累计产气量为4.86×106m3，平均日产气量约为886 m3；驱替条件下，煤层气累计产气量达1.99×107m3，平均日产气量达3 640 m3。驱替产气量为未驱替产气量的4.1倍。在之后的封存过程中，因渗透率效果较好，设定初始CO2注入速率为1.28×104m3/d，注入11年后地层压力达59.75 MPa，地层破裂，此时CO2注入量累计为6.10×107m3。

图10 渗透率1.0 mD 下15号煤层数值模拟曲线图1-CO2注入速率；2-CO2累计注入量；3-CO2驱替煤层气日产气量；4-CO2驱替煤层气累计产气量；5-CO2未驱替煤层气日产气量；6-CO2未驱替煤层气累计产气量；7-储层压力Fig. 10 Numerical simulation curves of No. 15 coal seam at 1.0 mD permeability

图11 渗透率1.0 mD注入CO2 5年的CO2摩尔分数图Fig.11 Plot of CO2 mole fraction after 5 years of CO2 injection at 1.0 mD permeability

图12 渗透率1.0 mD注入CO2 15年的CO2摩尔分数图Fig.12 Plot of CO2 mole fraction after 15 years of CO2 injection at 1.0 mD permeability

在1.0 mD渗透率下CO2注入5年(图11)及15年排采结束时的CO2摩尔分数(图12)显示，在煤层气排采过程中，由于储层渗透率较大，所注入的CO2初始速率大，扩散范围明显增大，但仍未扩散至煤层气生产井井口，所产出的气体不含CO2。5年和15年节点的CO2摩尔分数变化不明显，储层压力由13.8 MPa降至10.2 MPa，储层压降小，且始终处于相对高压状态，CO2无法自由移动，导致扩散范围难以扩大。

4 结 论

(1)储层渗透率是影响沁源区块煤层气开发的重要因素之一，渗透率1.0 mD条件下的日均产气量>渗透率0.1 mD条件下的日均产气量>初始预测渗透率条件下的日均产气量。

(2)不同储层渗透率条件下，注入CO2驱替产气量均高于未注入CO2驱替产气量，增产达3～4倍。

(3)研究区储层条件好，产气能力强，储层渗透率为1.0 mD时，日产气量达3 635 m3。但深部煤层由于渗透率较低，难以改善，注入CO2驱替条件下的产气量仍不高。

(4)研究区煤储层厚度大，适合CO2安全封存。储层渗透率为0.1 mD时，CO2的封存量达3.98×107m3；储层渗透率为1.0 mD时，CO2的封存量可达6.10×107m3，煤储层封存能力较强。