煤层气与煤炭协调开发势在必行

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• 1、煤层气与煤炭协调开发势在必行
• 2、晋城无烟煤CO₂＆N₂-ECBM数值模拟研究
• 3、高纯气体生产厂家
• 4、甲醇制烯烃工厂有哪些有毒有害的物质？

煤层气与煤炭协调开发势在必行

优质回答徐文军 王赞惟 吴 见

( 中联煤层气有限责任公司 北京 100011)

摘 要: 国务院国办发 ［2006］ 47 号文 “关于加快煤层气 ( 煤矿瓦斯) 抽采利用的若干意见”、国土资发 ［2007］ 96 号文 “关于加强煤炭和煤层气资源综合勘查开采管理的通知”，要求 “先采气，后采煤”，统筹规划，协调采气与采煤之间的矛盾，但在实际落实中存在许多技术难题及观念认识上的误区。本文根据煤炭生产建设的不同阶段，以及生产、基建、规划等井田实际情况，采用不同的煤层气开采方式与煤炭生产建设结合的方法，探索解决资源区域重叠，时间与空间交叉等问题。并针对目前存在的问题，提出从国家行政管理、政策调节、技术标准要求等方面加以指导和协调，促进其发展。

关键词: 煤层气 煤炭 协调 开发

作者简介: 徐文军，男，1962 年出生，工程师。主要从事煤层气勘探开发及科研管理工作，地址: 北京市东城区安外大街甲 88 号 ( 100011) ，电话: ( 010) 64267069，E mail: xuwenjun0101@ sina. com

It's Nelessany for Coalbed Methane and Cool to Development Harmonionsly

XU Wenjun WANG Zanwei Wu Jian

( China United Coalbed Methane Co，Ltd. Beijing 100083，China)

Abstract: Guo Tu Zi No. 96 of 2007 issued the Notice on strengthening the comprehensive exploration of coal and coal-bed methane resources management，which calls for the overall planning of exploiting gas first and fol- lowed is the coal. The purpose is to coordinate the contradiction between gas and coal exploitation. But actually there are many technical problems and misunderstanding on concept in implementation. In this paper，for the dif- ferent stages of coal exploitation，such as production，infrastructure，planning and so on，we work out the prob- lems of overlapping resource areas and crossed time and space issues by combining different mining methods and production and construction methods of coal.

Keywords: coalbed methane; coal; coordination; development

煤层气是吸附于煤层中以甲烷为主、与煤伴生同储的非常规天然气，是一种新型优质、高效的洁净能源和化工原料，是我国21 世纪经济可持续发展，实现低碳经济重要的接替能源之一。同时它也是矿井瓦斯的主要成分，煤炭开采过程中的有害气体，煤矿瓦斯灾害的根源。

煤层气与煤炭属于两种独立的矿产资源，分别属于流体与固体两种物理性质的矿产行业。依据其伴生、同储、分采等特点，针对目前煤层气与煤炭矿权重叠、企业之间无序竞争等现象，国务院国办发［2006］47号文“关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见”、国土资发［2007］96号文“关于加强煤炭与煤层气资源综合勘查开采管理的通知”，以及国家安全生产监督管理局发布《煤矿瓦斯抽采基本要求》指导精神，要求“先采气，后采煤”，协调采气与采煤之间的矛盾，但在落实中还存在许多技术难题和观念认识上的误区。因此，结合目前实际情况及未来发展趋势，必须建立煤层气与煤炭协调开发机制和技术体系。

1 煤炭与煤层气开发现状及必要性

1.1 煤炭与煤层气开发现状

我国是一个煤炭资源大国(资源量约5万亿t)，自1998年以来，我国煤炭的产量和消费量在世界上一直居首位。2010年全国累计原煤产量达32亿t，分别占全国一次能源生产和消费总量的79%和68%左右。我国因采煤每年有大量甲烷气体排入大气(联合国调查报告称中国甲烷排放量达194亿m

3

，约占全球甲烷排放量的1/3)，是大气污染和温室气体排放的主要来源。目前我国煤矿中高瓦斯矿井和煤与瓦斯突出矿井约占40%，煤矿安全事故死亡人数近70%是由瓦斯事故造成，对我国煤矿高效安全生产构成了重大威胁。2010年全国煤矿安全事故1403起，死亡2433人，百万吨死亡率降至0.749人，与国际采煤发达国家相比，我国煤矿瓦斯防治形势依然严峻(见表1)。

表1 我国历年煤炭、煤层气产量及煤矿死亡人数综合统计表

资料来源:根据国家能源局、国家煤矿安全监察局公布历年统计资料。

我国煤层气资源丰富，据新一轮全国油气资源评价成果，我国埋深2000m以浅煤层含气面积37.5万km

2

，煤层气总资源量为36.8万亿m

3

，与我国陆上常规天然气资源量38万亿m

3

相近。到目前，全国共施工各类煤层气井5400余口，其中已钻煤层气开发生产井3653口(包括:直井3590口，水平井63口);2010年全国煤层气产量达85.3亿m

3

，其中煤矿井下抽采量69.63亿m

3

，地面开发煤层气年产量15.67亿m

3

。

1.2 煤炭与煤层气开发必要性

能源开发是国民经济的基础产业，对经济持续、快速、健康发展发挥着十分重要的促进与保障作用。煤炭是我国目前的主要能源，其在消费结构中占有很大比重，随着我国经济的快速发展，对各种能源的需求不断增加，但煤炭在我国能源结构中仍将发挥最重要的作用。开发煤层气可增加洁净能源供给，改善我国目前的能源消费结构;有效地降低煤层中煤层气含量，从根本上治理和消除矿井瓦斯灾害，提高煤矿安全生产的保障程度和煤炭企业的经济效益;减少煤矿甲烷排放量，有效地缓解温室效应;是实现资源、环境和社会效益的可持续发展，应对未来全球低碳经济，达到经济社会发展与生态环境和谐发展的基本保障。

依据我国能源总体需求，国家能源局编制的全国煤层气“十二五”规划中，拟定其目标和任务为新增煤层气探明储量10000亿m

3

，实现年产气量100亿m

3

的生产规模，并以此指导煤层气产业的发展方向。

表2 中国能源消费总量及构成一览表

资料来源:历年中国统计年鉴，2009年国民经济和社会发展统计公报。

综上所述，煤炭与煤层气开发都将是今后我国能源产业发展中的重要组成部分，煤炭开采与煤层气开发有机地结合，实现煤炭与煤层气资源的协调开发，对我国能源产业及国民经济发展具有极其必要性和重要意义。

2 煤炭与煤层气开发相互关系

2.1 自然属性与矿权关系

煤炭与煤层气是伴生、同储的两种性质不同的矿产资源，其直观物质表现为既相互独立又紧密联系在一起。依据其赋存形式与开发方式，通过“先采气，后采煤”，煤炭与煤层气协调开发技术，使采气与采煤相互结合、统筹兼顾、合理开发，就可以达到互惠互利、提高企业综合效益的目的。

我国矿产资源法、矿产资源勘查区块登记管理办法相关规定，分别将煤炭与煤层气划分为两种物理性质不同(固体与流体)的独立矿产资源管理。煤层气作为非常规天然气归属天然气资源系列，为国家一级管理的油气战略资源，矿权实行国土资源部一级审批登记管理。煤炭则属一般固体能源矿产资源，按照面积30km

2

上下的资源管理权限，由国土资源部及各省、自治区、直辖市人民政府地质矿产主管部门两级审批登记。由于矿权分治，管理不统一，造成矿权重叠，煤炭与煤层气勘探开发区域在时间与空间上的交叉。

2.2 国家行业管理政策的相关要求

国务院国办发［2006］47号文“关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见”要求，在高瓦斯煤矿区推行“先采气，后采煤”的政策。在条件适合地区的高瓦斯矿井，煤矿瓦斯含量必须降低到规定标准以下方可进行煤炭开采，并按照“先采气，后采煤”的煤炭与煤层气开发程序合理地开发。

国土资发［2007］96号文“关于加强煤炭与煤层气资源综合勘查开采管理的通知”要求，在资源勘探过程中，坚持资源综合勘查、评价和回收利用;结合实际情况，加强资源管理，妥善解决矿权重叠;按照经济合理的资源勘探开发程序，进一步完善煤炭与煤层气协调开发的管理机制。

国家安全生产监督管理总局发布的《煤矿瓦斯抽采基本要求》规定，超过煤层始突深度、煤层瓦斯含量或煤层瓦斯压力的矿井，必须提前进行煤层气预抽采工作。

2.3 煤炭与煤层气协调开发技术体系

依据赋存形式与开发方式，煤炭与煤层气表现为伴生、同储、分采。目前在煤矿区探索煤层气地面开发与矿井瓦斯抽放和煤炭开采相互协调的结合点，从时间与空间上统筹规划，合理布置煤矿未采区、采动区、采空区，以及废弃矿井的煤层气抽采方式，形成由煤层气地面开发井+矿井瓦斯抽放井+采动区井抽排井+采空区井抽排井+废弃矿井抽排井等多项技术优化组合的技术体系，以及煤炭与煤层气综合开发模式。

通过煤层气地面钻井、井下顺煤层长钻孔及采空区抽采相结合的煤矿立体抽采方式，对煤层进行“先抽后采”。在时间上，煤层气地面抽采与矿井煤炭生产过程协调;在空间上，地面煤层气井位布置与矿井采掘工作面衔接协调;在功能上，地面煤层气井可实现地质勘探、采前抽、采动抽和采后抽等一井四用，与煤炭企业的煤田地质勘探、煤矿基本建设、矿井瓦斯治理、煤矿生产衔接等相互协调，实现煤炭与煤层气合理开采及矿井瓦斯的综合治理，更好地为煤矿生产与安全服务。

3 目前存在的主要问题

(1)由于矿权管理不统一，造成资源区域重叠，在煤炭和煤层气资源开发过程中形成时间与空间交叉，造成不同企业间的无序竞争。

(2)煤炭与煤层气开发缺乏统一的协调机制与技术体系。虽然国土资源部下发文件(国土资发［2007］96号)要求“先采气，后采煤”，统筹规划，协调采气与采煤间的矛盾，但在实际落实中存在许多技术难题及观念认识上的误区。

(3)煤炭生产与煤层气开发之间发展不协调。行业特点与企业性质决定煤炭与煤层气各自独立开采，在开发程序、时间与空间上不能协调一致。煤层气资源储集在煤层当中，煤炭开采与煤层气开发必然会产生相互影响。一方面煤层气开发利用势在必行;另一方面煤炭是我国最主要的一次能源构成，其产量又必须保持持续增长;因此建立一套煤炭与煤层气协调开发的新模式，对煤炭与煤层气产业的健康发展至关重要。

4 措施与政策建议

(1)建议国家矿产资源管理部门，统一管理煤炭与煤层气矿权，强化两种矿权管理秩序，加强相互间的信息交流，统一协调，避免矿权设置在时间与空间上的交叉和区域范围的重叠。规范勘探开发程序，整装的大型煤层气田，按照统一的能源集成开发方案综合开发利用。在目前煤矿区矿权重叠区域，合理地划分煤炭与煤层气资源开发主体，在矿权重叠区域煤炭生产衔接部署5年内涉及的区域，煤层气开发以煤矿企业为主体;在煤炭生产衔接部署5年之外的区域，煤层气开发以专门的煤层气企业为主体;鼓励煤炭与煤层气企业优势互补，联合进行开发，可以有效解决矿权重叠问题，保障采煤安全，实现煤层气和煤炭行业之间的良性运作，达到其互利共赢的效果。

(2)落实国家有关“先采气，后采煤”政策，进一步出台相关资源协调开发的实施细则，从机制与体制上解决煤炭与煤层气产业协调发展问题。依据国办发［2006］47号文、国土资发［2007］96号文件精神，建立煤炭与煤层气资源勘探开发管理程序，完善煤炭与煤层气综合勘查、协调开发、经济合理的能源及矿产资源的勘探开发模式。

(3)按照“先采气，后采煤”的原则合理地开发，协调好煤炭与煤层气开发程序、方式和技术问题。针对煤炭生产建设的不同阶段，以及生产、基建、规划等井田的实际情况，采用不同的煤层气开采方式与煤炭生产建设相结合。

表3 不同井田类型的煤层气开采方式及开发年限

(4)在煤炭生产井田中，对具备煤层气地面开发条件的高瓦斯矿井、煤与瓦斯突出矿井，要优先选择煤层气地面开发方式，进行煤层气地面抽采及综合瓦斯治理工作。按国家安全生产监督管理总局发布《煤矿瓦斯抽采基本要求》规定:①矿井绝对瓦斯涌出量≥40m

3

/min或矿井相对瓦斯涌出量≥10m

3

/t.d的高瓦斯矿井;②开采有煤与瓦斯突出危险煤层现象的煤与瓦斯突出矿井;③煤层气含量大于8m

3

/t或煤层瓦斯压力大于0.74MPa。凡超过煤层始突深度、煤层瓦斯含量或煤层瓦斯压力的矿井，必须提前进行煤层气预抽采工作。

(5)在煤炭基建和规划井田中，按照综合勘查成果、煤层气储量报告的含煤性、含气性、可采性、经济性评价结果，应用煤层气地面开采方式进行规模化生产，最大限度地降低煤层中的气含量至矿井煤炭安全开采最高允许的煤层气含量界限，但在煤层气开发时间上要与煤矿基本建设协调，以不影响煤矿正常的生产衔接和矿井通风安全为原则。

(6)矿井煤炭安全开采最高允许的煤层气含量，受煤层气地质条件、矿井瓦斯状况、煤炭开采强度、矿井规模、技术条件、通风安全措施、采收率等多因素影响。根据《煤矿安全规程》规定:矿井采煤工作面及掘进面、巷道回风最高允许风速为4m/s，回风流中最高允许的甲烷浓度为1.5%。因此，根据回风流中最高允许的甲烷浓度与绝对涌出量、风量、相对涌出量、剩余含气量、可采可解吸量、已抽采含气量、回风巷几何参数、最高允许风速、采煤工作面推进及吨煤剩余可解吸量之间的数学关系，推导出具有普遍性的煤炭安全开采最高允许的含气量计算模型公式:

中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集

式中:C

p

为最高允许含气量(m

3

/t);C

ic

为吨煤原地含气量(m

3

/t);β为煤炭回采率(%);ε为其他影响因子;M

c

为甲烷最高允许浓度(%);S

h

为回风巷断面积(m

2

);V

h

为回风巷最高允许风速(m/s);P为单位时间煤炭产量(t/s);n为单位时间内采动影响距离与采煤推进的倍数。

通过利用上述最高允许含气量模型公式，对全国10个重点矿区煤炭安全开采最高允许的含气量计算统计结果见表4。

表4 全国10个重点矿区煤炭安全开采最高允许的含气量计算统计结果

参照国外经验，不同的国家对矿井煤炭安全开采最高允许的煤层气含量指标有不同的规定，其中澳大利亚规定为3.0m

3

/t，美国规定为5.0m

3

/t。我国由于地质条件、开采技术、煤种及地域等存在着极大的差异性，高瓦斯矿区绝大多数集中在中、高煤级地区，根据以往试验统计数据的综合分析结果，目前我国矿井煤炭安全开采最高允许的煤层气含量评估指标建议:

(1)中、高阶煤以6.0m

3

/t为宜;

(2)低阶煤以1.5m

3

/t为准;

(3)煤层坚固性系数f<0.5的构造煤发育区域，目前暂难进行地面开发。

5结束语

煤层气与煤炭协调开发，主要为提升煤矿安全保障程度，提高煤层气与煤炭企业发展的综合效益，节能减排，满足国家不断增长的能源需求。随着技术进步和理念创新，煤矿生产在系统简单化、布局最优化、生产集约化、采掘机械化、设备大型化等方面取得了很大成效。促使煤炭生产能力提高、煤炭开采强度增大，采掘衔接时间缩短，矿井通风难度加大，因此对煤矿瓦斯治理提出了更高的要求。要保持煤炭生产均衡稳定，提高煤炭供应保障能力，必须坚持科学的发展道路，把煤层气与煤炭协调开发作为提高经济效益和安全保障程度的重要措施。因此，建立煤层气与煤炭协调开发机制和技术体系，促进全国相关行业领域内煤层气与煤炭协调开发势在必行。

参考文献

贾亚会，鹿爱莉.2006.论我国煤层气产业发展的条件［J］.煤炭工程，(2)

聂君君.2010.对山西省煤炭、煤层气勘查开发一体化的几点认识［J］.华北国土资源，(03)

秦勇，吴财芳，杨兆彪.2007.国家重点煤炭基地规划区煤层气开发前景研究.中联公司委托项目

杨思留，秦勇.2010.煤层气产业化开发利用问题研究［J］.中国煤炭，8(36)

叶吉文，沈国栋，路露.2009.我国煤层气产业发展的战略思考［J］.中外企业家，(20)

袁华江.2009.国外煤层气产业政策及其对我国的借鉴意义［J］.国际石油经济，(11)

晋城无烟煤CO₂＆N₂-ECBM数值模拟研究

优质回答张松航

1

唐书恒

1

潘哲军

2

汤达祯

1

李忠诚

1

张静平

1

(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083;2.澳大利亚联邦科工组织地球科学与资源工程部，墨尔本 3168)

摘要:基于晋城无烟煤储层地质条件下的储层和煤岩参数，结合晋城无烟煤煤层气藏直井生产必须压裂增产的实际，以200m为产注井距，使用澳大利亚联邦科工组织的煤层气储层数值模拟软件(SIMED Win)模拟了不同气体组分条件下(CO

2

∶N

2

=90∶10，75∶25，50∶50)的煤层气增产和二氧化碳埋存过程。研究结果表明，采用CO

2

和N

2

混合气体驱替煤层气的早期，氮气组分含量越高，气井产量越高，但从整体上看对煤层甲烷产量影响不大;不同气体组分条件下的驱替对水产量变化影响不大;煤储层的割理孔隙度在甲烷解吸、氮气、二氧化碳吸附、煤岩有效应力改变的综合效应下呈现增高降低增高降低的变化趋势。综合考虑煤层甲烷产量和CO

2

的封存效果，采用在煤层气开发初期适当增加氮气组分含量，改善储层渗透性，随后注入纯二氧化碳驱替的方式更加经济有效。

关键词:沁水盆地 煤层气 煤储层 CO

2

＆N

2

提高采收率

作者简介: 张松航，男，博士，讲师; 中国地质大学 ( 北京) ，北京市海淀区学院路 29 号 100083; Tel:13522441469: E mail: zshangdream@ 126. com.

Numerical Simulation of CO

2

＆N

2

Enhanced Coalbed Methane Recovery on Jincheng Anthracite Coal Reservoir

ZHANG Songhang

1

，TANG Shuheng

1

，PAN Zhejun

2

， TANG Dazhen

1

，LI Zhongchen

1

，ZHANG Jingping

1

( 1. School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083，China; 2. CSIRO Earth science and resources engineering，Melbourne 3168，Australia)

Abstract: In this paper，the gas production and CO

2

＆N

2

injection processes of the production well and the injection well with 200 m spacing were respectively studied using the coal reservoir simulator，SIMEDWin，devel- oped by CSIRO Earth Science and Resources Engineering，Australia. The coal reservoir and coal property parame- ters used in this simulation were full account of the in-situ coal geological conditions of the anthracite coal in Jincheng district. In addition，the hydraulic fracturing which was widely used as an enhanced methane recovery technology was also taken into account. The simulation results show that the higher of the N

2

content in the mixed gas，the higher of the CBM output in the early stage of the production. But N2content show very small effect on the long term CBM production. In addition，the injected mixed gas of CO

2

＆N

2

with different ratio has little effect on the water production. The cleat porosity of the coal reservoir changing dynamically under the effect of desorption of CH

4

，adsorption of CO

2

＆N

2

and changing of pore pressure during the gas and water production process. Considering the production of CBM and the sequestration of CO

2

for CO

2

＆N

2

ECBM the suggestion is that appropriately increase the nitrogen component in mixed gas improving the reservoir permeability in the early production stage，and then inject the pure carbon dioxide.

Keywords: Qinshui Basin; coalbed methane; coal reservoir; CO

2

＆N

2

; ECBM

全球变暖问题已经越来越严重，如何减少全球变暖的“主犯”———二氧化碳气体的排放，已经成为了一个亟待解决的全球性热点问题。碳捕集和封存技术(CCS)被认为是最切实可行和最具发展前景的二氧化碳减排技术。其中煤层封存二氧化碳技术受煤储层埋深影响较小，既可以达到减少温室气体排放的效果，还可以提高煤层甲烷的采收率(CO

2

ECBM)，具有经济和环境双重效益。目前，我国已经和加拿大合作实施了“中国煤层气技术开发/CO

2

埋藏”项目，项目实施效果良好(Wongetal.，2007;Wongetal.，2010;叶建平etal.，2007)，但是由于CO

2

注入引起的煤基质膨胀，使得煤储层的渗透率降低，一定程度上抵消了该项目的可操作性。然而，加拿大在Alberta地区进行的CO

2

/N

2

ECBM试验，使得在渗透率为1mD的低渗透煤储层中进行的气体注入比较容易进行(Mavoretal.，2004)。因此，注入CO

2

和N

2

混合气体的方式有助于CO

2

封存和ECBM项目实施的成功;此外，由于CO

2

和N

2

是工厂烟道气的主要成分，直接使用能够减少CO

2

的捕集和分离成本，增加了项目实施的经济性。考虑注入CO

2

和N

2

混合气体就要求寻找最佳的注气比例和注气方式。我国目前处在CO

2

ECBM的探索阶段，相关研究还很少，本文采用数值模拟方法，研究晋城无烟煤储层地质条件下，不同比例CO

2

和N

2

混合气体的CO

2

封存和ECBM效果，并提出相关建议，对深部煤层中进行CO

2

埋存和ECBM有一定的指导意义。

1 方法原理

本研究基于澳大利亚联邦科工组织的煤储层数值模拟软件———SIMEDWin。SIMEDWin是一款气、水两相多组分，包含单孔和双孔隙模型的三维储层模拟软件，适于煤层气单井或气田范围内的多井生产模拟，以及注气(多组分)提高煤层气采收率模拟(潘哲军，卢克·康奈尔，2006;张松航etal.，2011)。本论文模拟网格采用对数网格，气体吸附模型采用扩展的兰氏方程，孔隙度渗透性模型采用PR模型(PekotandReeves，2003)，基质至割理的气体扩散采用WarrenandRoot公式描述;割理中的气、水流动采用达西定律描述;储层中压降模型采用扩散方程描述;物质守恒方程的求解采用全隐式多元牛顿方法和正交极小化方法，由于张松航等(2011)已做详细介绍，本文不再赘述。另外，张松航等(2011)的研究结果表明，就晋城无烟煤的储层地质条件而言，200m产注井距具有较好的驱替效果，因此本文设定产注井距为200m，而CO

2

和N

2

混合气体的组分比例分别设定为90∶10，75∶25和50∶50。

2 煤储层地质特征和参数设置

沁水盆地南部，太原组的15

#

煤层和山西组的3

#

煤层厚度大且全区分布稳定，为煤层气勘探的主要目的层，本次的模拟工作主要考虑封闭性较好的3

#

煤层。3

#

煤层厚4.5～7.0m，埋深变化于292.41～780.05m。宏观煤岩类型主要为半亮煤和半暗煤，属中低灰煤。镜质体反射率介于2.2%～4.5%之间，属半无烟煤和无烟煤，反映了较高的生气能力。煤层含气量一般介于10.0～27.2m

3

/t，理论含气量29.6～35.6m

3

/t，含气饱和度多大于70%。煤储层压力主要在2.06～6.85MPa之间变化，平均3.49MPa，属欠压常压储层。储层渗透性变化较大，试井渗透率变化于0.04～112.6mD之间，多数储层原始渗透率小于1mD。从晋试1和TL003井的3

#

煤层的气样组分分析结果看，甲烷气含量占主体(分别为98.17%和97.52%)，含少量氮气(分别为1.45%和2.42%)和二氧化碳(分别为0.35%和0.04%)，及一些痕量气体。

本次模拟的参数选择主要参考TL003井，以及上述的区域总体储层地质特征。TL003井为枣园地区施工的第一口煤层气井，张先敏和同登科(2007)采用数值方法拟合了其从1998年3月16日至1999年4月11日共392天的排采资料，取得了不错的效果;叶建平(2007)，wong等(2007)分别报道了2004期间对其实施的ECBM微型先导性实验研究成果，并通过数值拟合结果校正了储层参数。本次模拟实验的参数选取见表1，考虑到我国煤储层初始渗透率偏低，普遍需要储层压裂，根据单学军等(2005)的数据设计了煤储层压裂裂缝模拟参数。3

#

煤层对甲烷、二氧化碳和氮气的吸附参数选取见表2。此外，在模拟过程中存在以下假设，1)在排采过程中煤储层的温度不变;2)储层原始状态下割理裂隙被水100%饱和。

表1 晋城3

#

无烟煤数值模拟参数汇总表

表2 晋城3

#

煤层无烟煤吸附解吸参数取值表

3 模拟结果

3.1 气体组分对产气的影响

从每种气体组分条件下的产气量曲线(图1)可以看出，总日产气量基本存在三个阶段:第一次产气高峰及其随后的下降阶段，从产气低值到第二次产气高峰的持续增长阶段和达到第二次产气高峰及其后的稳定阶段。其中前两个阶段，甲烷的产量基本和总产气量重合，说明此时还未出现氮气和二氧化碳气体的穿透;而在第三阶段，随着氮气和二氧化碳的穿透，甲烷日产量与日总产气量差值越来越大(图1a)。每种气体组分条件下，氮气和二氧化碳的产出具有时间性，氮气的产出约在第800～1000天，二氧化碳的产出在第3000天前后(图1b)。

图1 生产井日产气量图(a)总产气量和甲烷产气量;(b)二氧化碳产气量和氮气产气量

对比不同组分注气条件下的气产量(图1)可知，各条件下的气产量(即甲烷产量)曲线在总日产气的第一阶段基本重合。生产井的第一产气高峰和煤储层压裂裂缝和储层原始渗透性的“二元”渗透性相关，气体主要来源于井筒和裂缝周围的气体解吸，而在稍远离该高渗通道的煤基质内部由于渗透性较低，不能快速补给，导致气产量降低。生产井产气量降至最低点的时间在第300天左右，从第330天的气相相对渗透率(图2)可以看出，在生产井产气量降至最低值前，生产井周围的气相相对渗透率较低，一般小于0.05mD，此时注入井周围产生的气相相对渗透率的增加尚未对生产井的气产量产生直接影响。同时除注入混合气体组分不同外，其他模拟参数都相同，产气井周围的压力分布相似，因此该阶段不同组分注气条件下的气产量相同。从总日产气的第二阶段开始，90∶10，75∶25，50∶50三种注气条件下的总日产气量依次增加，即随着混合气体中氮气组分含量的增加，总日产气量逐渐增加;同时容易发现，随氮气组分含量的增加，产气第二阶段的持续时间依次减少，即产气量达到第二产气高峰的时间提前。

图2 第330天时气相渗透率等值线图

三种气体组分比例条件下的甲烷产出情况显示(图1a)，从第300天左右的日产气量低值开始到第3000天，组分比例为50∶50条件下，甲烷的产量最高，组分比例为75∶25条件下的甲烷产量中等，组分比例为90∶10条件下的甲烷产量最低。也就是说，随着注入气体组分中二氧化碳含量的增高，在生产的前3000天，甲烷的产量降低;相反混合气体中氮气含量增加有助于提高甲烷的产量。从图2可以看出，在第330天生产井和注入井刚刚出现气相相对渗透率的贯通，而且90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，生产井和注入井的贯通性依次变好，这也是在产气低值至生产约第3000天以前这段时间内，在这三种气体组分比例条件下，气井产量依次升高的原因。然而在50∶50条件下，气体达到第二次产气高峰后，形成的甲烷产量并不稳定持久，成缓慢下降趋势，气体组分中氮气含量越高，甲烷日产量下降越快。而在生产3000天以后，在90∶10的组分比例条件下的甲烷日产量反而最高。值得注意的是，第3000天左右这个时间点，既是不同组分条件下甲烷产量的交点，即转折点，同时也是二氧化碳产量逐渐快速增加的阶段。

对比三种组分条件下氮气产量和二氧化碳产量的差别可知，随着注入混合气体组分中氮气含量的增加，产出井中的氮气含量依次增加;同样，注入混合气体中二氧化碳组分含量增加，产出井中的二氧化碳含量依次增加(图1b)。然而，虽然不同混合气体组分条件下，氮气和二氧化碳的产出量不同，但是它们开始产出的时间基本相同。分析认为，由于氮气和二氧化碳气体存在性质上的差别，注入氮气和二氧化碳气体对增产甲烷存在两个关键时间。第一个关键时间是产气井中氮气含量明显上升的时间，此时表明生产井和注入井之间的气相渗透性的穿透形成不久，生产井逐渐达到第二次产气高峰。第二个关键时间是产气井中二氧化碳气体产量开始明显上升的时间，此时产气井中，氮气产量基本趋于稳定。两个关键时间出现的先后，不因气体组分比例的差别而有太大的差别，说明不同气体组分在煤岩中的运移，与气体本身和煤岩的作用性质相关，而与气体本身的浓度关系不大。此外，在第二关键时间点与甲烷产气量的交点相对应，说明在这个时间点，氮气对增产甲烷的影响已经比较小。

90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，在第3000天时生产井产出氮气含量占注入井注入氮气含量的比例分别为0.68，0.67，0.66;在第7000天时，生产井产出的氮气含量占注入井氮气含量的比例分别为0.83，0.84，0.84，这说明在生产井生产3000天以后，从注入井注入的氮气有一半都产出了。对比甲烷的产气情况，说明氮气对CO

2

＆N

2

ECBM的影响主要体现在对采出速率的影响上，由于其对煤岩的竞争吸附能力弱于甲烷、更弱于二氧化碳，不能从本质上起到提高甲烷采收率的作用。因此，在实际的注气操作中，可以考虑在注气前期注入氮气和二氧化碳的混合气体，而在注入后期单注二氧化碳。

3.2 气体组分对产水的影响

从数值模拟的结果看，不同气体组分对生产井产水的影响不大，仅在第一产气阶段存在差别，随氮气含量的增高，日产水量略有增加(图3)。由于煤储层对二氧化碳、甲烷和氮气的吸附能力依次为CO

2

﹥CH

4

﹥N

2

(于洪观等，2005;唐书恒等，2004;吴建光等，2004)，向煤层中注入混合气后，CO

2

分子会置换吸附着的甲烷分子，CH

4

分子被置换后扩散到煤层天然裂隙系统中，而CO

2

则被捕获到煤基质中;同时，由于N

2

的吸附能力小于CO

2

和CH

4

，仅一小部分注入的N

2

被吸附到煤基质中，其余大多数停留在裂隙系统中，裂隙中的N

2

一方面减少了甲烷在裂隙系统中的分压，从而提高了甲烷从原生孔隙中的解吸速率和在原生孔隙系统中的扩散速率;另一方面，增加了煤层的天然裂隙系统的总压力，提高了气体从裂隙系统到达生产井的推进力。由此可知，氮气的存在，改变了注入井周围的渗透性，增加了压力传播的效率。在生产井和注入井间气相穿透前，随着混合气体中氮气组分的增多，两井间的压差呈略微增大趋势，因此50∶50组分条件下生产井排水量略高。生产井和注入井气相穿透后，不同气体组分条件下，生产井的水产量基本相等，说明改变注入井的气体组分，整体上对生产井的排水情况影响不大。

图3 不同气体组分条件下气井日产水量图

3.3 气体组分对储层孔渗性的影响

在90∶10组分比例注气增产条件下，储层的平均孔隙度变化呈先降低，略有升高，再缓慢降低的趋势(图4)。总体上在90∶10组分比例条件下，储层孔隙度呈降低趋势。75∶25，50∶50组分比例条件下，在模拟时间内，储层孔隙度都呈现先降低，再升高的趋势。比较三种组分比例条件下的平均孔隙度变化曲线，气体组分中氮气组分的比例越高，在生产的初始阶段储层平均孔隙度下降的速率越小，下降的幅度也越小，下降的时间也越短。同时，氮气含量越高，储层平均孔隙度由下降转上升的时间也越早，增大的幅度也愈大。

图4 不同气体组分下储层平均孔隙度随时间变化图

3.4 不同气体组分条件下CO

2

ECBM综合效益分析

对比不同气体组分条件下，累积总产气量和累积甲烷产量(图5)，可以看出，90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，总气体产量依次升高，模拟生产7000天的总产气量分别约为889.9万m

3

，945.5万m

3

，1050.4万m

3

;而三种气体组分比例条件下生产7000天的甲烷累积含量相差不大分别为759.5万m

3

，765.3万m

3

，779.3万m

3

。可见，在注入气体中，增加氮气组分的含量，在生产的约前3000天，明显提高了甲烷气体的生产速率，但是在总体上，即整个7000天的模拟时间内，对甲烷气体增产的贡献不大。在生产的后半段，氮气组分含量对储层孔渗性的改善主要体现在，增加了注入气体的穿透，总体上对甲烷增产的作用不大。

图5 累积甲烷产气量对比图

从90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下的累积注入气量和累积封存二氧化碳气体含量图(图6)上可以看出，三种气体组分比例条件下的气体注入气量依次降低分别为，892.1万m

3

，835.7万m

3

，792.6万m

3

，同时二氧化碳气体的封存气量也依次降低分别为，724.2万m

3

，571.7万m

3

，364.8万m

3

。由此，生产7000天的时间内三种气体组分比例条件下的注存比分别为0.81，0.68，0.46。总体上二氧化碳气体含量越高，注入的二氧化碳越多，封存的二氧化碳也越多。

图6 累积注入气量和累计净封存二氧化碳含量图

因此，考虑到生产井产出混合气体后，分离混合气体的成本，以及注入气体的成本，如果不考虑时间成本的话，注入井的气体用纯二氧化碳气体最好，因为在整个生产周期内，氮气组分对甲烷气体的总产量影响不大;如果考虑时间成本，可以考虑在生产的前半期使用较高含量的氮气的混合气体，可以有效地提高甲烷气体的采出率，但是在生产后期，可以考虑使用纯二氧化碳气体入注。减少不必要的注入和分离成本。

4 结论

使用SIMEDWin软件可以有效地模拟不同储层参数对煤层气井生产的影响，同时可以了解生产过程中储层压力、气和水相相对的渗透率、气和水相饱和度、储层平均孔隙度等储层参数的动态变化。

通过对比90∶10，75∶25，50∶50三种CO

2

∶N

2

组分比例条件下的CO

2

＆N

2

ECBM模拟结果可知，在煤层气生产的前期，适当增加注入井中氮气组分含量，可以有效地改善储层孔渗性能，提高煤层气甲烷产量;然而，从整个煤层气生产过程考虑，增加注入气体组分中氮气的含量，并不能从实质上增加甲烷气体的产量，同时由于注入气体中氮气组分含量过大，造成生产井总产气量的大幅提高，从而增加分离产出气体的成本;从二氧化碳气体封存的角度看，增加注入气体中氮气组分的含量，会大幅度减小同期内的二氧化碳封存量;此外，从氮气的流动情况看，注入气体中氮气含量越高，在煤层气生产的后半段稳定的产出的氮气含量越高，基本上煤储层已经氮气饱和，注入氮气量和产出氮气量形成了一种均衡。因此，在煤层气生产的前半期适当增加注入氮气的含量，而在煤层气上产的后半期改用纯的二氧化碳注入，一方面能够起到，煤层气增产的目的;另一方面能够起到节约成本，增加二氧化碳注入量的目的，是一个有效的CO

2

＆N

2

ECBM措施。

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