0.   引　　言

CO₂驱煤层气封存（CO₂-ECBM）技术将CO₂、CH₄温室气体减排与煤层气强化开发有机结合，能够在降低CO₂排放的同时提高煤层气产量，展现出广阔的发展前景，受到广泛关注^[1-2]。目前，中国、美国、英国、澳大利亚和日本等国家已在该领域开展了大量研究，验证了CO₂-ECBM的可行性^[3-6]。由于煤层具有非均质性强、渗透率总体偏低等特点，如何实现CO₂有效注入和煤层CH₄高效产出，成为CO₂-ECBM技术的核心挑战^[1,7]。

已有研究表明^[8-10]，CO₂注入煤层可使煤中矿物发生溶解/沉淀，进而改变煤储层孔裂隙结构和渗透率，对CH₄增产及CO₂封存效果产生不同程度的影响。研究普遍认为，CO₂注入煤层与煤中无机矿物的地球化学作用使一些原本封闭、半封闭的孔裂隙被打开，增大了煤层孔隙率、渗透率和吸附能力，提高了CO₂驱替CH₄效果^[1,8]；也有研究认为CO₂−水−煤地球化学作用造成的煤层结构变化会导致煤层CO₂封存能力降低^[11]。当前，CO₂−水−煤地球化学作用的研究主要基于试验的方法，侧重于机理研究，时间周期短，难以满足工程尺度的要求^[12-14]；数值模拟作为一种高效工具，可再现煤层气井的生产历史，定量评估CO₂-ECBM潜力，并为工程尺度CO₂−水−煤地球化学作用机制研究以及CO₂-ECBM工程方案设计优化和增产效果评价等提供了重要支撑^[7]。目前，CO₂-ECBM数值模拟软件以国外商业软件应用为主，代表性软件有CMG、TOUGHREACT、COMET、ECLIPSE、SIMEDWIN等^[15]。例如，张松航等^[16]利用SIMEDWIN软件对比分析了不同排采程度下CO₂注入及CH₄产出变化情况，未考虑地球化学作用的影响；王开然^[17]利用TOUGHREACT软件建立了考虑煤储层及其顶底板岩石的热−流−固−化耦合模型，分析了CO₂−水−煤岩相互作用及其对盖层封闭性的影响。也有部分学者利用COMSOL平台开发模拟器，对CO₂-ECBM工程试验问题开展研究。FANG等^[18]利用COMSOL软件建立了CO₂注入煤层中的热−流−固−化模型，分析了CO₂注入压力、温度、初始渗透率对CO₂-ECBM的影响，该模型中“化学场”仅考虑了CO₂的溶解；刘旭东等^[19]利用Petrel和COMSOL软件建立了考虑煤储层非均质性的热−流−固−化耦合模型，分析了CO₂注入压力对CH₄增产、CO₂封存及煤储层地球化学环境的影响。综上所述，现有CO₂-ECBM数值模拟研究聚焦于煤层多相流体流动和CO₂封存过程模拟，往往忽略了地球化学作用，特别是CO₂−水−煤地球化学作用对储层渗透率和孔隙率的影响及其在CO₂-ECBM过程中的作用。由于地质和工程条件的差异，工程尺度CO₂−水−煤地球化学作用对CH₄增产和CO₂封存效果的影响机制仍需进一步探讨。

淮南煤田是我国东部地区重要的煤炭能源基地，主采煤层以低−中阶煤为主，煤层埋藏深（−300～−1 500 m）、地应力高（高达36 MPa）、松软（硬度系数0.2～0.8）、渗透率低（0.001×10⁻³～0.08×10⁻³ µm⁻²）^[20]。目前，我国CO₂驱煤层气封存主要聚焦于高阶煤，已部署的先导性试验主要在沁水盆地南部（高阶煤）及鄂尔多斯盆地东缘（中−高阶煤），开展以淮南矿区为代表的低−中阶煤CO₂-ECBM研究，有助于更全面地了解该技术在我国不同煤阶煤层的适用性，为技术推广应用奠定基础。

为此，笔者结合前人对于CO₂注入煤层地球化学作用机理研究，考虑温度、有效应力及CO₂−水−煤地球化学作用共同影响下的CO₂和CH₄竞争吸附、扩散与渗流及煤层孔隙率与渗透率动态演化特征，建立了CO₂-ECBM的渗流场−应力场−温度场−化学场（Thermo-Hydro-Mechanical-Chemical，THMC）全耦合数学模型，通过与文献中试验结果对比，验证了模型准确性，并以淮南煤田煤层气开发区块为背景，基于CO₂-ECBM数值模拟，探究CO₂−水−煤地球化学作用对CO₂-ECBM的影响机制，研究结果可为CO₂-ECBM工程实施提供理论依据及实践指导。

1.   CO₂-ECBM全耦合数学模型

1.1   基本假设

根据煤储层中气−水运移、气体竞争吸附、煤体结构演化、能量传递及CO₂−水−煤地球化学作用作如下假设^[7,9]：

1）煤储层由煤基质、矿物和裂隙组成，参与水岩反应的矿物只有方解石及黏土矿物；

2）CH₄、CO₂在煤基质内的竞争/吸附遵循扩展的Langmuir方程，气体渗流符合达西定律，扩散方式遵循Fick扩散定律；

3）CH₄、CO₂满足理想气体状态方程且不考虑温度变化对动力黏性系数影响；

4）化学反应发生在储层自由水中及方解石、黏土矿物表面；

5）煤储层为各向同性线弹性多孔介质，将方解石及黏土矿物溶解/沉淀引起的体积变化作为煤储层变形的一部分。图1为CO₂-ECBM过程中气−水混合物运移过程。

图  1  CO₂-ECBM期间气−水混合物运移过程示意

Figure  1.  Schematic diagram of migration process of gas-water mixtures during CO₂-ECBM

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1.2   渗流场方程

1.2.1   基质内气体运移方程

CO₂-ECBM过程中，吸附的CH₄气体在浓度梯度的作用下从煤基质不断向裂隙内扩散；注入的CO₂从裂隙向基质孔隙内扩散，并吸附于基质表面。根据质量守恒定律，可将煤基质中气体的运移方程^[9,21-22]定义如下：

式中：i为气体类型；M_i为气体组分i的摩尔质量，g/mol；R为普适气体常数，J/（mol·K）；T为储层温度，K；ϕ_m为煤基质内的孔隙率；ρ_i为气体组分i的密度，kg/m³；ρ_s为煤体骨架密度，kg/m³；ρ_si为标况下气体组分i的密度，kg/m³；V_si为气体组分i的吸附量，kg/m³；V_Li为气体组分i的朗格缪尔体积常数，m³/kg；P_mi为基质内气体组分i的压力，Pa；P_Li为气体组分i的朗格缪尔压力常数，MPa；d₁为温度系数，K⁻¹；d₂为压力系数，MPa⁻¹；P_m为基质内气体压力，MPa；T_r为气体吸附测定的参考温度，K；P_mi为基质内气体组分i的压力，MPa；P_fi为裂隙内气体组分i的压力，MPa；D_i为气体组分i的扩散系数，m²/s；L为裂隙宽度，m。

1.2.2   裂隙内流体运移方程

煤层裂隙内气相与液相共存，且气−水混合物皆以两相流的形式运移。吸附于煤基质表面的CH₄的脱附为裂隙内CH₄的运移提供质量源项；裂隙中CO₂运移为基质中CO₂的吸附提供质量汇项。同时，煤储层裂隙中的气和水主要来源于煤基质和地球化学反应。因此，气−水混合物于煤储层裂隙内的质量守恒方程^[9,21-23]可定义如下：

式中：S_w为水相饱和度；S_g为气相饱和度(S_g=1−S_w)；ϕ_f为裂隙孔隙率；ρ_fi为裂隙内气体组分i的密度，kg/m³；ρ_w为裂隙内水相密度，kg/m³；q_i为气体组分i的渗流速度，m/s；q_w为水相的渗流速度，m/s；Q_gi为气体组分i的源−汇项，kg/(m³·s⁻¹)；Q_W为水的源−汇项，kg/(m³·s⁻¹)；ρ_fdi为溶解气体的密度（ρ_fdi=H_i·ρ_fi），H_i为气体组分i的Henry系数（仅考虑CO₂的溶解，H₂=0.034 7）。气体和水在裂隙内通过毛细管压力进行耦合，并根据饱和度确定相对渗透率的变化^[23]：

式中：P_w为裂隙内水的压力，MPa；P_fg为裂隙内气体的压力，MPa；P_c为毛细管压力，MPa；P_e为排驱压力，MPa；S_gr和S_wr分别为裂隙内的残余气和束缚水饱和度；k_rg为气相的相对渗透率；k_rw为水相的相对渗透率。

1.3   应力场方程

储层变形是在由有效应力、流体压力、气体吸附/解吸、温度及矿物溶解/沉淀等多因素共同作用下形成的，基于多孔介质弹性理论，可推导出煤储层CO₂-ECBM过程中表征煤储层应力场的Navier-Stokes方程^[21-24]：

式中：i，j=x，y，z，表示三维坐标系中方向；u为位移分量，m；F为容重分量，MPa；G为剪切模量(G=D/〔2(1+v)〕)，MPa；v为泊松比；D为有效弹性模量(D=1/〔1/E+1/(LK_f)〕)，MPa；E为弹性模量，Pa；K_f为裂隙刚度，MPa/m；K为煤的体积模量(K=D/〔3(1−2v)〕)，MPa；α_m为煤基质的Biot有效应力系数(α_m=1−K/K_s)；K_s为煤骨架的体积模量(K_s=E_s/〔3(1−2v)〕)，MPa；E_s为煤骨架弹性模量，Pa；α_f为煤体裂隙的Biot有效应力系数(α_f=1−K/(LK_f))；P_f为裂隙内的气−水混合压力(P_f=S_wP_fw+S_g(P_f1+P_f2))，MPa；α_T为热膨胀系数，K⁻¹；ε_s为气体吸附/解吸引起基体膨胀/收缩的体积应变；ε_c为矿物溶解/沉淀引起的体积应变(ε_c=ε_mnM_vmn)，ε_mn为矿物n的浓度，mol/m³，M_vmn为矿物n的摩尔体积，m³/mol。

1.4   温度场方程

在CO₂-ECBM过程中，储层能量变化主要表现为煤基质内气体吸附/解吸、煤岩弹性变形、热传导、对流、气体溶解及矿物溶解/沉淀所产生的热量。因此，基于能量守恒定理，煤储层的温度场方程^[22-25]可定义如下：

式中：(ρC_p)_eff为煤储层有效比热容，J/(m³·K)；η_eff为流体混合物的有效对流系数，J/(m²·s)；λ_eff为有效热导率，W/(m·K)；$\varepsilon_V $为煤体积应变；e_gi为气体组分i的溶解热，J/mol；q_sti为气体组分i的吸附热，kJ/mol；K_mn为矿物n的反应热，kJ/mol。(ρC_p)_eff、η_eff及λ_eff可分别定义如下^[22-25]：

式中：C_s、C_gi、C_w分别为煤骨架、气体组分i和水的比热容，J/(kg·K)；ρ_mi为煤基质内气体组分i的密度，kg/m³；k为煤储层的绝对渗透率；u_i为气体组分i的动力黏度，Pa·s；b_k为克林肯伯格因子，MPa；λ_s、λ_mgm、λ_fgm及λ_fw分别为煤骨架、基质内混合气体、裂隙内混合气体及裂隙内水相的热传导系数，W/(m·K)。

1.5   化学场方程

CO₂注入过程中，CO₂溶于煤储层裂隙水中形成溶解态CO₂（H₂CO₃）。裂隙内溶解态CO₂、水及矿物可以发生以下化学反应^[26-31]：

根据质量守恒定律，离子在裂隙水中运移^[9]可以表示为

式中：l为水中离子组分；c_l为离子组分l的浓度，mol/L；τ为煤储层裂隙的迂曲度（τ=$\phi_{\mathrm{f}}^{1/3}S_w^{7/3} $）；D_l为离子组分l在水中的扩散系数，m²/s；Q_l为化学反应的源−汇相，mol/(L·s)。

根据化学反应动力学，储层中方解石及黏土矿物含量的变化^[9,26-31]可定义为

式中：n为矿物类型；k_rmn为地球化学反应速率常数，mol/(m²·s)；neutral和acid分别表示煤储层裂隙水的中性和酸性环境；k_298.15为298.15 K时的化学反应速率常数，mol/(m²·s)；E_a为反应活化能，J/mol；a_Hn为矿物不同环境下的活度系数；k_s为由于其他反应机制引起的化学反应速率常数，mol/(m²·s)；K_n为矿物n溶解/沉淀反应平衡常数；θ和η为经验常数；Ω_n为矿物n对应的离子活度积与该矿物溶解/沉淀反应平衡常数的比值；sgn(1−Ω^θ)保证了化学反应的方向；A_n为矿物n反应表面积，m⁻¹；N_l为化学反应离子组分l对应的化学计量数；A_mn为矿物n的比表面积，m²/kg；ρ_mn为矿物n的密度，kg/m³。

1.6   孔隙率与渗透率方程

煤基质和裂隙孔隙率^[21-22,25]可分别表示为

式中：下标“0”为参数初始值；K_m为煤基质的体积模量，MPa。

采用立方定律表示煤层渗透率与孔隙率之间的关系，可得基质、裂隙渗透率^[21-22,25]为

综上，式（1）—式（12）共同构成煤层CO₂-ECBM多物理场全耦合数学模型，各物理场耦合关系如图2所示。

图  2  CO₂-ECBM多物理场T-H-M-C耦合关系示意

Figure  2.  Schematic diagram of the T-H-M-C coupling relationships in CO₂-ECBM multi-physical field

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2.   模型验证

为了验证本文模型的准确性，利用上述建立的多场耦合数学模型模拟文献[21]中的CO₂驱煤层气试验，并将数值模拟结果与文献[21]的试验结果进行比较。多场耦合数学模型的耦合求解和模拟验证过程由有限元软件COMSOL实现。首先在COMSOL中定义用于模型验证的几何模型，与文献[21]所使用的试验煤岩样品相同，几何模型为圆柱状，直径2.48 cm，长9.82 cm（图3）。利用自由三角形和扫掠方法对煤样几何模型进行网格划分，共划分域单元2 080个、边单元120个，平均网格质量0.83。

图  3  模型验证的几何模型及边界条件

Figure  3.  Geometric model and boundary conditions for model validation

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在边界条件方面，定义煤岩心的径向围压为6 MPa，垂向荷载8 MPa，底部固定约束；煤岩心顶部CO₂注入压力分别为2、3 MPa，底部出口为大气压力0.10 MPa，侧向边界没有水或气体流过。煤样中的初始CH₄压力、含水饱和度、渗透率和温度分别设置为1.5 MPa、0.6、1.2×10⁻¹⁷ m²和288.15 K。上述边界条件以及模拟验证所需的关键参数（表1）主要来源于文献[21]的试验测试数据。

表  1  模型验证的关键参数^[21]

Table  1.  Key parameters for model validation^[21]

参数	数值		参数	数值
基质孔隙率	0.06		初始渗透率/m2	1.2×10−17
裂隙孔隙率	0.01		CH4朗格缪尔体积/(m3·t−1)	20
CH4动力黏度/(Pa·s)	1.03×10−5		CH4朗格缪尔压力/MPa	2.07
CO2动力黏度/(Pa·s)	1.38×10−5		CO2朗格缪尔体积/(m3·t−1)	31.4
水动力黏度/(Pa·s)	1.01×10−3		CO2朗格缪尔压力/MPa	1.38
初始水饱和度	0.6		CH4应变系数	0.0128
残余水饱和度	0.42		CO2应变系数	0.0237

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图4展示了模拟和试验出口处的CH₄和CO₂的体积分数变化。最初出口处只有CH₄，随着CO₂的持续注入，CH₄体积分数降低，CO₂的体积分数增加。当注入压力为2、3 MPa，CH₄体积分数平均误差分别为5.30%、7.06%，CO₂体积分数平均误差分别为5.09%、10.13%，可以看出，随着注入气体压力的增大，压力梯度增大，CO₂突破时间缩短。

图  4  不同注入压力下出口CH₄和CO₂体积分数

Figure  4.  Volume fractions of CH₄ and CO₂ at the outlet under different injection pressures

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图5比较了模拟和试验出口处的CH₄和CO₂的产出速率变化。CH₄产出速率通常在开始表现出相对较高的值，随后会急剧下降，达到稳定，这是气体竞争吸附、有效应力及温度等因素综合作用下的结果；增大注入压力导致出口处CO₂产出速率增大，缩短达到峰值的时间；当注入压力为2、3 MPa时，CH₄产出速率平均误差分别为6.83%、3.25%，CO₂产出速率平均误差分别为1.81%、1.07%。模拟结果与试验结果吻合较好，建立的数值耦合模型具有可行性。

图  5  出口混合气体产出速率

Figure  5.  Output rate of mixed gas at the outlet

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3.   CO₂-ECBM数值模拟

3.1   物理模型及参数

本次研究，以淮南煤田煤层气主采煤层11号煤层为研究对象，参考国内CO₂-ECBM先导性试验工程，采用单井注气，多井产气模式，即4口CH₄生产井围绕CO₂注气井周围约200 m范围内进行煤层气开采^[7,32]。鉴于计算机运行速度和内存大小，基于对称性原则选取CO₂-ECBM平面布置图右上角1/4区域进行CO₂-ECBM数值模拟，实际模拟尺寸约为400 m×400 m×3 m（图6）。其中，注入井IW位于模型左下角，生产井PW-1位于模型右上角，煤层平均厚度3 m，孔径皆为0.139 m。选取对角线AB及监测点P以便于观察CO₂-ECBM的模拟效果。模拟时间为3 650 d（约10 a）。

图  6  CO₂-ECBM井网平面布置及几何模型

Figure  6.  Planar layout of the CO₂-ECBM well pattern and geometric model

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本次数值模拟核心参数（表2）主要来源于淮南煤田煤、煤层气开发的实际工程数据（如储层压力、温度等）、11号煤层煤岩样品的试验测试数据（如孔隙率、渗透率、岩石力学强度等）以及有关参考文献（如气体动力黏度、克林伯格因子等）^{[9,21-22,26-29]}；储层中溶液组分初始浓度和初始矿物体积分数来源于淮南煤田11号煤层煤岩样品和地层水样的试验测试数据（表3、表4）。

表  2  数值模拟核心参数

Table  2.  Key parameters for numerical simulation

参数	数值		参数	数值
煤体密度ρc/(kg·m−3)	1.47×103		标况下CH4密度ρs1/(kg·m−3)	0.717
初始基质孔隙率ϕm0	0.065		标况下CO2密度ρs2/(kg·m−3)	1.977
初始裂隙孔隙率ϕf0	0.025		初始渗透率k0/m2	3.5×10−16
CH4动力黏度μ1/(Pa·s)	1.34×10−5		CH4朗格缪尔体积常数VL1/(m3·t−1)	25.6
CO2动力黏度μ2/(Pa·s)	1.84×10−5		CH4朗格缪尔压力常数PL1/MPa	2.07
水动力黏度μw/(Pa·s)	1.01×10−3		CO2朗格缪尔体积常数VL2/(m3·t−1)	20.4
CO2溶解热eg2/(kJ·mol−1)	14.12		CO2朗格缪尔压力常数PL2/MPa	1.73
CH4吸附热qst1/(kJ·mol−1)	16.4		CH4朗格缪尔应变系数εL1	0.0128
CO2吸附热qst2/(kJ·mol−1)	19.2		CO2朗格缪尔应变系数εL2	0.0237
煤层初始温度T0/K	308		初始水饱和度sw0	0.7
煤层弹性模量E/GPa	3.033		残余水饱和度swr	0.2
煤骨架弹性模量Es/GPa	5.733		残余气饱和度sgr	0.05
裂隙刚度Kf/(MPa·m−1)	2 800		克林伯格因子bk/MPa	0.76
泊松比ν	0.37		裂隙初始CO2压力pfg20/MPa	0.1
煤比热容Cs/(J·kg−1·K−1)	1350		基质初始CO2压力pmg20/MPa	0.1
水比热容Cw/(J·kg−1·K−1)	4187		裂隙初始CH4压力pfg10/MPa	5
CH4比热容Cg1/(J·kg−1·K−1)	2220		基质初始CH4压力pmg10/MPa	5
CO2比热容Cg2/(J·kg−1·K−1)	844		CH4吸附时间τ1/d	0.221
热膨胀系数αT/K−1	2.4×10−5		CO2吸附时间τ2/d	0.334
温度系数d1/K−1	2.10×10−2		煤体导热系数λs/(W·m−1·K−1)	0.1913
压力系数d2/MPa−1	7.10×10−2		CH4导热系数λg1/(W·m−1·K−1)	0.0301
参考温度Tr/K	300		CO2导热系数λg2/(W·m−1·K−1)	0.0137
CO2亨利系数H2	0.0347		水导热系数λw/(W·m−1·K−1)	0.5987

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表  3  储层中溶液组分初始质量摩尔浓度

Table  3.  Initial concentrations of solution components in the reservoir

离子组分	质量摩尔浓度/(mmol·kg−1)		离子组分	质量摩尔浓度/(mmol·kg−1)
H+	4.57×10−6		K+	0.29
${\mathrm{HCO}}_3^- $	4.06		Al3+	1
${\mathrm{CO}}_3^{2-} $	1.40×10−2		Fe2+	2.67×10−4
Ca2+	0.32		Mg2+	4.6

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表  4  储层中初始矿物体积分数

Table  4.  Initial volume fractions of minerals in the reservoir

矿物类型	化学式	体积分数
方解石（Calcite）	CaCO3	0.171
高岭石（Kaolinite）	Al2Si2O5(OH)4	0.089
伊利石（Illite）	K0.6Mg0.25Al1.8(Al0.5Si3.5O10)(OH)2	0.012
绿泥石（Chlorite）	Mg2.5Fe2.5Al2Si3O10(OH)8	0.016
其他	—	0.712

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3.2   模拟方案与边界条件

3.2.1   模拟方案

为探讨CO₂−水−煤地球化学作用对淮南煤田低渗、难抽采煤层CO₂-ECBM的影响，本次研究设计了4套数值模拟方案（表5）：方案A主要探讨CO₂−水−煤地球化学作用对CH₄增产和CO₂封存效果的影响；方案B、C和D分别探讨不同CO₂注入压力、煤层初始渗透率、煤层初始含水饱和度等条件下，CO₂−水−煤地球化学作用对CO₂-ECBM的影响。综合4套模拟方案的研究结果，分析CO₂−水−煤地球化学作用对CO₂-ECBM的影响机制。

表  5  数值模拟具体方案

Table  5.  Specific plan for numerical simulation

方案	模型	耦合方式	影响因素
A	模型1：CBM	T-H-M	地球化学作用
	模型2：CO2-ECBM	T-H-M
	模型3：CO2-ECBM	T-H-M-C
B	模型4：注入压力7 MPa	T-H-M-C	注入压力
	模型5：注入压力8 MPa	T-H-M-C
	模型6：注入压力9 MPa	T-H-M-C
C	模型7：初始渗透率0.5×10−15 m2	T-H-M-C	初始渗透率
	模型8：初始渗透率1×10−15 m2	T-H-M-C
	模型9：初始渗透率1.5×10−15 m2	T-H-M-C
D	模型10：初始含水饱和度0.6	T-H-M-C	初始含水饱和度
	模型11：初始含水饱和度0.7	T-H-M-C
	模型12：初始含水饱和度0.8	T-H-M-C

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3.2.2   边界条件

渗流场：初始地层压力为淮南煤田11号煤层平均地层压力5.1 MPa，注入井边界为恒压边界，生产井与大气相连，压力设置为0.1 MPa，其他边界均设置为零流量边界；应力场：下边界为固定约束，侧向边界为辊支撑，上边界为垂向荷载边界；温度场：上边界、下边界及侧向边界均为热绝缘边界，CO₂注入井和CH₄生产井均设置为温度边界，等同于储层初始温度；化学场：CO₂注入井设置为浓度边界，与外界无物质交换。

采用有限元软件COMSOL对所建立的多场耦合数学模型进行耦合求解，主要包括数据输入、网格剖分、初始化及模型计算迭代等关键步骤，求解流程见图7。

图  7  模型求解流程

Figure  7.  Flowchart of model solution

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4.   CO₂-ECBM数值模拟结果

4.1   储层地球化学作用演化特征

注入煤储层的CO₂部分溶解于裂隙水中，并与水中的离子发生化学反应，溶蚀储层中的碳酸盐矿物及黏土矿物，改变储层的地球化学环境^[2,9]。

注入前期（0～600 d），注入井附近部分CO₂溶解形成碳酸，溶液呈酸性，碳酸发生多级电离生成H⁺、${\mathrm{HCO}}_3^- $、${\mathrm{CO}}_3^{2-} $^[9,28]。随着生产时间的延长，含酸性自由水的区域不断向外扩展，并波及到P点（图8），该区域的H⁺、${\mathrm{HCO}}_3^- $、${\mathrm{CO}}_3^{2-}$浓度逐渐增加，部分矿物（方解石、绿泥石）在酸性条件下开始溶解，溶液中Ca²⁺、Fe²⁺、Mg²⁺略微增加。注入后期（>1 800 d），当溶液中Fe²⁺和Mg²⁺的离子积大于绿泥石的溶度积，绿泥石首先开始沉淀，溶液中Mg²⁺和Fe²⁺的浓度随之降低；其次是方解石，当溶液中Ca²⁺和${\mathrm{CO}}_3^{2-} $的离子积大于方解石的溶度积^[9]，方解石开始沉淀，溶液中Ca²⁺和${\mathrm{CO}}_3^{2-} $的浓度随之降低；而随着地球化学的持续作用，伊利石开始溶解，溶液中K⁺和Al³⁺略微增加。但综合来看，模拟时间尺度内，离子浓度及矿物溶解/沉淀量变化较小。

图  8  离子浓度变化曲线（P点）

Figure  8.  Ion concentration variation curve at point P

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4.2   地球化学作用对CO₂-ECBM的影响

CO₂−水−煤地球化学作用下，CH₄产出速率先降低后逐渐增加并趋于稳定。CH₄稳定产出速率（约1 214 m³/d）相较于直接开采（约751 m³/d）、未考虑地球化学作用的情况（约1 267 m³/d）分别提升69%、降低4%；CH₄累计产出量（约760 472 m³）相较于直接开采（约330 726 m³）、未考虑地球化学作用的情况（约860 066 m³）则分别提升160%、降低11%（图9a）。主要原因是CO₂−水−煤地球化学作用一定程度上抑制了CO₂对CH₄的竞争吸附，导致CH₄解吸速率减小。

图  9  地球化学作用对CO₂-ECBM影响

Figure  9.  Geochemical effects on CO₂- ECBM

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模拟时间尺度内，CO₂注入速率随时间增加先降低后趋于稳定（图9b）。地球化学作用下，CO₂注入速率增加，稳定注入速率（1 510 m³/d）相较于未考虑地球化学作用的情况（1 218 m³/d）提升24%，CO₂累计封存量（10 325 053 m³）相较于未考虑地球化学作用的情况（8 618 107 m³）提升19.8%。表明忽略CO₂−水−煤地球化学作用会高估CH₄增产效果和低估CO₂封存量。

4.3   工程和储层参数对CO₂-ECBM的影响

4.3.1   CO₂注入压力对CO₂-ECBM的影响

CO₂注入压力越大，CH₄产出速率和CO₂注入速率越大。模拟时间尺度内，注入压力7、8、9 MPa条件下，CH₄稳定产出速率分别为1 214、1 380、1 557 m³/d（图10a），CO₂稳定注入速率分别为1 510、1 610、1 637 m³/d（图10b）；CH₄累计产出量分别为760 472、834 620、918 160 m³，CO₂累计封存量分别为10 325 053、11 445 639、12 444 405 m³（图10c、图10d）。表明提高注入压力可以促进CH₄产出，提高CO₂封存量。究其原因，一方面，较高的CO₂注入压力提升了压力梯度，另一方面增强了CO₂对CH₄的竞争吸附作用。

图  10  不同注入压力对CO₂-ECBM影响

Figure  10.  Effect of different injection pressures on CO₂- ECBM

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地球化学作用下，CH₄产出速率出现不同程度的降低，而封存效果则有所提升。模拟时间尺度内，相较于未考虑地球化学作用的情况，注入压力7、8、9 MPa条件下，CH₄累计产出量分别降低15.4%、13.4%、12.0%，CO₂累计封存量提升19.7%、20.1%、20.8%。主要原因是部分CO₂在自由水中溶解，抑制了CO₂对CH₄的竞争吸附，同时缓解了煤基质吸附膨胀作用，更有利于CO₂注入。

4.3.2   初始渗透率对CO₂-ECBM的影响

CH₄产出速率和CO₂注入速率随初始渗透率的增加而增加。模拟时间尺度内，初始渗透率k₀=0.5×10⁻¹⁵、1.0×10⁻¹⁵和1.5×10⁻¹⁵ m²条件下，CH₄峰值产出速率分别为1 260、1 600、1 970 m³/d，CO₂稳定注入速率分别为1 156、1 387、1 734 m³/d（图11a、图11b）；CH₄累计产出量分别为1 144 918、2 356 425、3 246 766 m³，CO₂累计封存量分别为13 971 281、21 274 970、24 111 990 m³（图11c、图11d）。这是由于储层初始渗透率越大，越有利于CO₂注入以及CH₄和CO₂向生产井运移，CO₂注入量和波及范围也越大，提高了CH₄解吸和CO₂吸附量^[33]。

图  11  不同初始渗透率对CO₂-ECBM影响

Figure  11.  Effect of different initial permeability on CO₂-ECBM

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地球化学作用下，CH₄产出速率出现不同程度的降低，但CO₂封存量有较大幅度提升。相较于未考虑地球化学作用的情况，初始渗透率k₀=0.5×10⁻¹⁵、1.0×10⁻¹⁵和1.5×10⁻¹⁵ m²条件下，CH₄累计产出量分别降低7.9%、8.3%、9.0%，CO₂累计封存量提升21%、27%、29%，这主要与较高的渗透率增大了CO₂注入速率和煤层波及范围，但不利于CO₂充分置换驱替CH₄有关。

4.3.3   初始含水饱和度对CO₂-ECBM的影响

储层初始含水饱和度越高，CH₄产出速率和CO₂注入速率越低（图12a、图12b）。初始含水饱和度S_w0=0.6、0.7和0.8条件下，CH₄稳定产出速率分别为1 254、1 214、1 140 m³/d，CO₂稳定注入速率分别为1 603、1 510、1 459 m³/d；CH₄累计产出量分别为782 662、760 472、722 265 m³，CO₂累计封存量分别为13 388 045、10 325 054、6 953 701 m³（图12c、图12d）。这是由于水会在气体运移前缘形成较高含水饱和度，降低该区域气相相对渗透率^[34-35]，阻碍了CH₄和CO₂在煤层中的运移。

图  12  不同初始含水饱和度对CO₂-ECBM影响

Figure  12.  Effect of different initial water saturation on CO₂-ECBM

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相较于未考虑地球化学作用的情况，初始含水饱和度S_w0=0.6、0.7和0.8条件下，CH₄累计产出量分别降低16.7%、15.4%、14.8%，CO₂累计封存量分别提升18.8%、19.7%、19.9%。表明储层初始含水饱和度越大，CH₄产出速率、产出量和CO₂注入速率、封存量越低，但CO₂注入速率、封存量降低幅度更大。一方面与较高含水饱和度降低了气体相对渗透率有关，另一方面与较高含水饱和度导致的储层压力升高有关，再者与CO₂溶解量增大导致的CO₂对CH₄竞争吸附作用减弱有关。

综上，CO₂-ECBM应结合储层性质，优选目标层位，并通过合理设计注入工艺最大化CH₄增产和CO₂封存效果；而工程尺度CO₂−水−煤地球化学作用受CO₂注入压力、煤层初始渗透率等工程、地质参数的制约，并对CO₂-ECBM效果产生影响。

5.   地球化学作用对CO₂-ECBM的影响机制

5.1   地球化学作用下的储层压力变化

模拟时间尺度内，地球化学作用可有效减缓储层压力升高幅度，且随模拟时间的延长，这一缓解作用有减弱趋势（图13）。以监测点P点为例，模拟第100天时，相较于未考虑地球化学作用的情况，储层压力降低约24%，至模拟第3 650天时，相较于未考虑地球化学作用的情况，储层压力降低幅度为17%～24%（图14a）。这是由于注入前期，地球化学作用较强，部分CO₂溶解并参与煤中矿物的地球化学反应，一方面导致裂隙中自由态CO₂含量减少，降低了自由态CO₂分压，另一方面造成CO₂对CH₄的竞争吸附作用减弱，裂隙中游离态CH₄减少，进一步抑制了储层压力升高。随生产时间的延长和煤层水的产出，地球化学作用减弱，其对储层压力升高的抑制作用也相应减弱。地球化学作用对储层压力升高的作用可抑制吸附膨胀引起的渗透率下降，从而促进CO₂的注入、运移和已解吸CH₄的产出，提升CH₄增产和CO₂封存效果。

图  13  储层压力分布特征

Figure  13.  Characteristics of reservoir pressure distribution

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图  14  储层压力及储层渗透率比值变化（点P）

Figure  14.  Variation of reservoir pressure and reservoir permeability (point P)

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5.2   地球化学作用下的渗透率变化

模拟时间尺度内，地球化学作用一定程度上能够缓解吸附膨胀作用引起的煤层渗透率降低（图15）。以监测点P点为例，模拟第500天时，相较于未考虑地球化学作用的情况，煤层渗透率比值提升3%；随生产时间的延长，地球化学作用对煤层渗透率降低的缓解作用减弱，至模拟第3 650天时，相较于未考虑地球化学作用的情况，煤层渗透率比值提升2.4%～3.3%（图14b）。注入前期，地球化学作用较强，部分CO₂溶解并参与地球化学反应，导致CO₂吸附膨胀效应减弱；注入后期，随着煤层水的产出及少量矿物沉淀，地球化学作用减弱。地球化学作用对渗透率降低的缓解作用，增强了储层压力的传导、CO₂注入和CH₄产出，有利于CH₄增产和CO₂封存。

图  15  煤层渗透率比（k/k₀）

Figure  15.  Ratio of coal permeability (k/k₀)

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6.   结　　论

1）基于温度、有效应力及CO₂−水−煤地球化学作用共同影响下的二元气体竞争吸附和渗流扩散特征，建立了CO₂-ECBM多物理场THMC全耦合数学模型，并结合前人试验结果验证了模型的准确性，CH₄、CO₂混合气体体积分数及产出速率平均误差范围在1%～10%。

2）相较于直接开采，CO₂-ECBM可大幅提高模拟周期内CH₄累计产量，增幅达160%（考虑地球化学作用的情况）；相较于未考虑地球化学作用的情况，CH₄累计产量降低11%，CO₂封存量提升19.8%，说明忽略CO₂−水−煤地球化学作用会高估CH₄增产效果和低估CO₂封存量。

3）增加CO₂注入压力有利于提高模拟周期内的CH₄累计产量及CO₂封存量。相较于CO₂注入压力，煤层初始渗透率对淮南煤田CO₂-ECBM效果的影响更大，初始渗透率越大，CH₄增产效果越明显，CO₂封存量越大。不同于CO₂注入压力和煤层渗透率，煤层初始含水饱和度越高，CH₄增产和CO₂封存效果相对越差，表明CO₂-ECBM应结合储层性质，优选目标层位，合理设计注入工艺。

4）CO₂−水−煤地球化学作用能够缓解CO₂注入导致的储层压力升高，相较于未考虑地球化学作用的情况，储层压力降低了17%～24%；同时能够缓解CO₂吸附膨胀和有效应力作用下引起的煤层渗透率下降，促进煤层渗透率回升，渗透率回升幅度达2.4%～3.3%，而渗透率回升进一步促进储层压力传导和CO₂吸附、CH₄解吸/扩散，从而提升CH₄增产和CO₂封存效果。