我国煤层气资源丰富，在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘等成功实现了煤层气商业开发[1]。受复杂煤层气赋存地质条件和缺乏有效的增产技术影响，大量煤层气资源仍难以有效动用[2]。CO2-ECBM(注CO2提高采收率)技术在提高煤层甲烷采收率的同时，亦可实现温室气体CO2的有效封存，具有资源和环境的双重意义，引起了国内外学者的广泛关注[3-8]。目前，美国在圣胡安盆地、加拿大在阿尔伯塔盆地、波兰在卡尼夫含煤盆地、德国在克尔钦、日本在北海道石狩湾及中国在沁水盆地、鄂尔多斯盆地等开展了理论研究和不同规模的先导性试验[9-15]，证实了煤层中注入CO2不仅可提高煤层气的采收率而且实现了煤层有效封存CO2。同时，工程试验发现不同井对于CO2-ECBM技术实施产生了不同响应，昭示了CO2-ECBM具有显著的地质适应差异性。换言之，选区选井地质评价是实现CO2-ECBM效果的关键。沁水盆地SZN区块，现有煤层气井约1 100余口，平均煤层气产量617 m3/d，半数以上煤层气井平均产量低于500 m3/d，提高单井产量仍然是当前本区煤层气开发面临关键问题。因此，针对此煤层气低效生产区块，基于多种地质条件约束分析，构建CO2-ECBM选址理论与方法，力争为本区CO2-ECBM工程示范及技术辐射提供支撑。
1 地质选址原则
由于研究区地质条件复杂性和储层的强非均质性，CO2-ECBM效果存在极大的不确定性。因此，构建完善CO2-ECBM地质选址技术极为重要。制约本技术实施关键主要有3方面:① 要实现增产必须能有效注入CO2，即煤层可注入性，因此必须具有一定稳定厚度的煤层和渗透性;② 注CO2必须能达到提高采收率目的，即具有可增产性，因此必须增大CO2煤层中扩展半径与提高置换CH4量，而此2者由CO2相态(温度与压力)、含气量、CO2/CH4吸附性，构造及地下水流场协同共同决定;③ 为了其环境效益，注入CO2不能泄露，即保证CO2在煤层中可封存性，这主要由盖层与断层决定。基于上述分析，提出了本区CO2-ECBM实施“可注入性、可增产性、可封存性”三元递进地质选址原则(图 1)。
图1 CO2-ECBM地质选址原则
Fig.1 On the principle of selecting geological factors of
CO2-ECBM
1.1 可注入性
要保证CO2顺利注入煤层，首先考虑的是煤层条件及渗透性。在进行CO2注入增产煤层气试验时，① 煤层需要足够厚度，厚且稳定的煤层才能有效保证CO2的注入量，且煤层结构简单，避免致密泥质夹矸层影响CO2在煤层中沿纯煤分层扩展、难以整个煤层垂向分散波及;② 煤层渗透率反映煤储层的渗流能力，直接影响注入CO2的进入煤层速率和效率，因此注入井宜选择煤体结构较为完整(原生与碎裂结构煤)、裂隙发育且地应力相对低值带。
1.2 可增产性
增加煤层气采收率是CO2-ECBM项目主要目的之一，即当CO2注入煤层后，能保证置换出更多的CH4，达到有效的煤层气增产效果。竞争吸附是CO2-ECBM的理论基础[6,16]，煤对大多数气体都有着较强的吸附性，不同气体吸附能力不同，现有研究表明，吸附能力由大到小依次为CO2,CH4,N2,因此煤层CO2吸附能力强于CH4[17-20]。其次，注入CO2扩展范围越广，影响半径越大，越有利于更多煤层甲烷被置换产出。总体而言，低效井区煤层渗透率较低，要增大注入CO2煤层运移半径，须考虑如下地质因素与CO2流场协同，包括:① 煤层倾角。CO2密度小于水密度，整体会向上倾方向运移，因此作为井组CO2-ECBM试验，要求煤层倾角较小，避免高倾角单向迅速扩展，CO2-ECBM效果局部化;② 构造和地应力。优选平缓等轴褶皱核部和低水平主地应力差带，降低注入CO2流向非均质性以利于CO2多向波及，提高井组CO2-ECBM效果;③ 煤层地下水。地下水动力作用主要表现在水动力强度与水流方向两方面:水动力强度由高势区向低势区逐渐减弱，水流方向则受到区域构造形态的影响[21-23]，当CO2和地下水流体运移方向一致，有利于CO2较慢稳定外向扩展，增大影响半径，提高有效作用范围。当井组内煤层地下水与注入CO2流场一致时，有利于CO2增大波及范围;④ 地温场。基于CO2-ECBM增产机理，注入的液态CO2气化后才能置换出微孔吸附的煤层甲烷，因此要保证一定地温环境使液态CO2在煤层中有效气化，前期实践表明煤层温度高于20°即可实现液态CO2煤层完全气化。
1.3 可封存性
可封存性是CO2注入煤层环境安全的保障。一者，CO2滞留煤层才能有效减少温室气体的效果;二者，CO2不泄露出影响土壤和地下水。控制CO2封存性的主要地质因素有顶底板岩性和断层。① 顶、底板岩性。顶、底板岩性致密程度是决定封闭性的关键因素之一，一般认为连续具有一定厚度泥岩、页岩或致密灰岩具有优良封盖性，有利于CO2封存，本次研究优选顶、底板15 m内无连续厚层砂岩作为有利封盖条件。② 断层。注入煤层CO2要考虑其长期封存，因此不论是开放性断层还是封闭性断层在将来地质演化中均存在CO2逸散风险，本次研究将距离断层1 km以外作为低泄漏风险判断条件。
2 地质选址实例
2.1 地质条件概述
研究区位于沁水盆地南部SZN区块，总体为走向北北东、倾向向西的单斜构造。受寺头断层影响，区内发育数条断距较小的次级断层。未见岩浆活动，地层平缓，构造简单。太原组与山西组为主要的含煤地层，稳定发育的山西组3号煤层是煤层气勘探开发的主要目的层[24]，也是本次CO2-ECBM试验的目标层(图 2)。
研究区3号煤层厚度3.3～9.2 m，平均6.0 m;埋深在533.6～805.3 m，平均为672.78 m(图 2)。含气量9～23 m3/t，平均13.7 m3/t[25];渗透率0.04×10-15～1.10×10-15 m2，多在0.1×10-15 m2以下，平均为0.33×10-15 m2，为特低渗煤储层。3号煤顶底板多为泥岩和砂质泥岩，直接厚度多在10 m左右，含水性弱。研究区共有1 100口煤层气井，平均产气量最低达2 m3/d，平均最高产气量为2 695 m3/d，大部分煤层气平均产气量低于300 m3/d，绝大部分平均产气量在100～500 m3/d，产气量整体偏低。研究区平均产水量最低达0，平均最高产水量为13.91 m3/d，大部分煤层气井平均产水量在1～3 m3/d。
2.2 地质选址评价
2.2.1 有利区优选
(1)可注入性。
① 煤层厚度与结构。研究区煤层厚度稳定且平均约6 m以上;以0～1层夹矸为主，夹矸厚0.14～2.15 m，平均厚0.52 m，煤层结构简单—复杂。优选厚度6 m以上、结构简单煤层作为首要标准(图3)。
② 煤层渗透性。基于研究区CO2-ECBM物理模拟实验，并结合前期邻近区CO2先导试验，本区煤层渗透性可实现CO2有效注入[28]。为了实现CO2有效注入并运移，先导性试验区优选渗透性较好区实施。然而，由于区内缺乏煤层试井渗透率，难以确定渗透率展布规律，必须寻求判断渗透率替代参数。分析显示，本区及邻近区有限的煤层试井渗透率与平均产气量呈明显线性正相关关系(图4)，因此可通过煤层气井产气量初步判断研究区煤层渗透率。如图5所示，平均产气量高值主要集中分布在区内西北部，因此优先选择此区作为试验有利区(图5)。
图2 研究区地层综合柱状与3号煤层埋深等值线
Fig.2 Stratigraphic comprehensive columnar and No.3 coal depth isogram in the study area
图3 煤层厚度等值线
Fig.3 Isogram of coal seam thickness
图4 渗透率与平均产气量关系
Fig.4 Relationship between permeability and average
gas production
图5 平均产气量等值线图
Fig.5 Isogram of average gas production
(2)可增产性。
① CO2/CH4吸附性与煤层含气量。研究区煤CO2/CH4等温吸附实验结果表明，甲烷朗式体积和压力分别为43.57 cm3/g和2.10 MPa，而CO2朗式体积和压力分别为45.27 cm3/g和0.48 MPa。按照多组分吸附模型计算结果表明，本区煤对CO2的吸附能力强于CH4，注入煤层的CO2可置换出大量甲烷。并且本区煤级和煤岩组分变化较小，竞争吸附导致CO2-ECBM效果差异较小。
基于等温吸附法[26]，结合当前的储层参数，计算了研究区煤层剩余含气量。研究区剩余煤层含气量介于2.6～17.5 m3/t，在平面上呈南西高北东低的展布趋势(图6)。基于现今储层压力、废弃压力和多组分吸附模型计算，认为含气量大于10 m3/t仍具有较大增产潜力，按此作为CO2-ECBM有利区的含气量下限。
图6 研究区煤层剩余含气量分布
Fig.6 Distribution of residual gas content in study area
② 煤层倾角。在煤层底板等高线上，煤层倾角的数学计算方法可表述为煤层倾角的正切值等于两等高线高程差与其之间平距的比值，上述关系[29]可转换成数学公式，即
(1)
式中，ST为煤层倾角；ZE，ZW，ZS，ZN分别为东、西、南、北4个高程；Δx,Δy分别为ZE，ZW和ZN，ZS点的平距。
根据上述公式计算了研究区3号煤层倾角平面图(图7)，优选倾角小于5°的区作为有利区。
图7 研究区煤层倾角分布
Fig.7 Coal seam dip distribution in study area
③ 构造与地应力。构造曲率是研究构造形态弯曲变形程度较好的量化方法[30]。构造曲率[31]定义为
(2)
式中，C为煤层底板某点的曲率值；z为煤层底板标高，m，z=f(x,y)是坐标为x,y的函数；
根据式(2)计算了研究区3号煤层构造曲率(设定构造曲率值在向斜为正，背斜为负)，显示研究区发育一些次级褶皱构造(图8)。按照CO2-ECBM地质选址原则，按曲率绝对值低于0.25×10-3作为上限，优选平缓等轴褶皱作为有利区。同时，结合研究区地应力测井反演，选择相对较低地应力值和低主地应力差作为选址依据。
图8 研究区构造曲率分布
Fig.8 Constructing curvature distribution in study area
④ 煤层地下水流场。根据研究区当前液面监测，绘制了当前煤层水水位等值线图(图9)。结果显示，研究区煤层水主体径流方向主体为南南东-北北西向。就CO2注入而言，最有利注入井处于相高势区(即高水位)，即优选井组中心井为高势区作为有利井区，CO2注入后潜在运移方向与径流区一致，有利于提高CO2运移，提高煤层甲烷采收率。
图9 研究区地下水水位分布
Fig.9 Distribution of groundwater flow field in study area
⑤ 地温场。研究区3号煤温度梯度在2.63～3.95 ℃/hm，平均为3.23 ℃/hm，呈北西高、东部低的规律(图11)。3号煤层温度在17.3～29.65 ℃，平均为23.30 ℃，总体呈西北高、东部低展布(图10)。按照温度原则，本区温度对CO2气化影响较小。
图10 研究区3号煤井温等值线
Fig.10 Isogram of No.3 coal well temperature in study area
图11 研究区3号煤地温梯度分布
Fig.11 Geothermal gradient distribution map of No.3 coal in
study area
图12 研究区3号煤底板岩性
Fig.12 Lithological chart of No.3 coal roof in study area
图13 研究区3号煤顶板岩性
Fig.13 Lithological chart of No.3 coal floor in study area
(3)可封存性。
本次研究统计了煤层顶底板岩性，绘制了3号煤层顶底板岩性图，优选煤层顶底板以泥岩和砂质泥岩区域作为优良CO2可封存区(图12,13)。在此基础上，进一步优选顶板15 m内无连续稳定发育厚层砂岩区作为井组实施区。
通过耦合可注入性、可增产性及可封存性三性约束下地质选址原则，优选煤层厚度适宜且煤层结构简单、平均产气量较高、煤层倾角<5°、位于平缓近等轴褶皱处、距离断层1 km以外、煤层地下水向外向径流、煤层顶底板为致密泥岩的区域作为CO2-ECBM潜在工程有利区(图14)。结果显示，有利区主要位于北部Z-1～Z-100，中部Z-160～Z-170，南部Z-180～Z-240。以优选出的有利区为依据，按照地质选址原则，进一步优选出采出程度较低、潜力较大且物性条件较好的井组进行注入实施井组优选，最终筛选出7个井组备选(T-1，T-2，T-3，T-4，T-5，T-6，T-7)。
图14 有利区优选结果
Fig.14 Favorable area result chart
2.2.2 有利注入井组优选
为了进一步在备选井组中优中选优，本次研究进一步针对关键因素进行二次筛选。对于注入井，含气量和渗透性越高越有利于CO2有效扩展并提高采收率;煤层产水量越低越好，越低反映富水性弱，减少CO2以溶解方式运移，降低增产效率;要确保CO2注入煤层后不窜层，保证CO2在煤层中运移，比较各个井组的顶底板岩性，区块内煤层顶底板的岩性主要以泥岩和砂质泥岩为主，均适合煤层气的保存。为更进一步确保CO2不窜层，要求注入井顶底板15 m内无连续稳定厚层砂岩存在。根据连井剖面，有连续砂体存在的井组采取一票否决制。在剩下符合条件的井组中选择砂体越薄越好，以顶底板15 m内平均砂体厚度做为井组二次评价指标。由于渗透率数据来源于测井分析，可靠性较差，煤体结构分析可作为渗透性判断重要依据，碎裂煤渗透性最好，有利于CO2运移，原生结构其次，碎粒和糜棱煤剔除。
前期实践表明，CO2在煤层中运移速率较慢，因此要实现在可控时期内生产井见增产效果且能进一步为研究CO2空间运移规律奠定数据基础，注入井与生产井井距越小越好。基于以上原则，择优选取煤层气井含气量、渗透率、现今产水量、15 m内砂岩厚度、井距等参数为井组优选指标(表1)。将备选井组数据各平均值作为井组的参数值用于后续井组优选研究。
灰色关联分析法可客观、定量的反映多影响因素作用下单个因素之间的相互联系，找出主要因素，对于多因素共同作用的井组具有较好适用性[32-33]。因此，本次研究主要采用灰色关联分析法对7个备选井组进行递进优选。
(1)将各数据列进行无量纲化。首先，针对目标因素的参数作为比较系列(表1)。笔者根据均值化法对参数进行无量纲化，即
(3)
其中,
为数据的均值;Xt(i)为无量纲化处理后的值。结果见表2。
表1 研究区所选井组比较系列
Table 1 Comparison series of selected well groups in study area
井组系列含气量/(m3·t-1)渗透率/10-15m2井网间距/m现今产水量/(m3·t-1)15 m内砂岩厚度/mT-1X113.620.27331.702.14.76T-2X213.580.27330.800.634.53T-3X314.760.25334.002.694.69T-4X49.460.15333.830.903.31T-5X511.090.17350.503.204.83T-6X610.860.17359.805.142.53T-7X715.300.26356.801.914.76最优X015.300.27330.800.632.53
表2 对研究区所选井组参数无量纲化处理
Table 2 Uniformization of selected well group
parameters in study area
井组含气量/(m3·t-1)渗透率/10-15m2井网间距/m现今产水量/(m3·t-1)15 m内砂岩厚度/mT-10.6351.0000.9420.6050.330T-20.6301.0001.0001.0000.360T-30.8450.7510.8190.5230.340T-40.3330.3330.8270.8930.590T-50.4100.3750.4240.4670.327T-60.3970.3750.3330.3331.000T-71.0000.8580.3580.6380.330
(2)求绝对差、最大差和最小差,并计算关联系数与关联度。
绝对差值:
(4)
绝大差值的最大差:
(5)
绝大差值的最小差:
(6)
关联系数:
(7)
式中，ρ为分辨率，ρ∈(0,1)，一般取0.5。
灰关联系数是衡量灰关联程度的一种尺度，式中，Δmin，Δmax分别为母因素与子因素时间数列在各时刻绝对差值的最小和最大值；Δt(i,0)为t时刻的绝对差值。
关联度为
(8)
根据以上公式[33-34]求出Δmax和Δmin，分别为{0.449,0.530,0.084,1.859,2.670}和{0,0,0,0,0}，并确定各项关联度系数(表3)与关联度(表4)。
表3 研究区所选井组各参数指标关联度系数
Table 3 Relevance coefficient of each parameter index of
selected well group in study area
井组系列含气量/(m3·t-1)渗透率/10-15m2井网间距/m现今产水量/(m3·t-1)15 m内砂岩厚度/mT-1X11.048 1.193 1.5061.253 0.08T-2X21.045 1.193 1.5541.859 0.36T-3X31.136 1.105 1.3831.010 0.17T-4X40.728 0.663 1.3921.748 1.82T-5X50.853 0.751 0.4980.800 0T-6X60.836 0.751 00 2.75T-7X71.177 1.149 0.1611.331 0.08最大值X01.1771.1931.5541.8592.75
表4 各井组关联度终值
Table 4 Final table of correlation degree for each
well group
井组关联度T-10.67T-20.75T-30.65T-40.58T-50.50T-60.62T-70.76
关联度是关联系数的平均值，由于关联系数众多，在比较过程中获得的信息分散，方便程度大大降低，因此将各个时刻的关联系数集中为一个值，平均值的求取即是集中处理数据一大有效方法。关联度值越接近1，说明相关性越好[35]。
(3)井组优选结果排序。表4各井组之间的关联度计算结果显示，T-7>T-2>T-1>T-3>T-6>T-4>T-5，认为T-7和T-2井组是该区最优先施工井组。
3 结 论
(1)建立了CO2-ECBM可注入性、可增产性及可封存性三大地质选址原则，考虑了煤层厚度与结构、渗透性、含气量与CO2/CH4吸附性、构造与地应力、地下水流场、温度、顶底板岩性和断层等地质因素，构成了多重地质属性约束下CO2-ECBM选区评价指标体系。
(2)基于地质选址原则，认为北部Z-1～Z-100，中部Z-160～Z-170，南部Z-180～Z-240区为CO2-ECBM有利区。
(3)基于含气量、渗透率、现今静液面、现今产水量、煤体结构、顶底板岩性等地质因素，采用灰色关联分析法对优选7个井组排序，指出T-2与T-7为最优先注入井组。
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