新疆煤层气大规模高效勘探开发关键技术领域研究进展与突破方向

新疆煤层气资源量7.5万亿m^(3)(2000 m以浅),已施工煤层气井450口,年产气量达到0.8亿m^(3),新疆维吾尔自治区提出了2025年实现煤层气产量25亿m^(3)的目标,煤层气大规模高效开发成为紧迫的重大需求。从煤层气富集模式与选区技术、“甜点”预测探测技术、加速滚动开发与快速增储上产策略、地质适配性开发技术、煤层气与煤炭、油气协同开发技术5个关键技术领域,系统梳理了新疆煤层气勘探开发已取得的主要研究进展,分析提出了可能突破方向。研究表明:新疆煤储层具有多-厚煤层普遍、低阶煤发育、急倾斜煤层多见、煤体变形与构造控制显著、水文条件和露头条件复杂,和三“低”(含气量低、甲烷体积分数低、含气饱和度低)五“高”(高含气强度、高孔隙度、高地应力变化、高储层压力变化、高渗透率变化)的含气性及物性等煤层气地质独特性;煤层气成因与富集模式具有多样性,包括生物成因气、热成因气或生物-热复合成因及其相应富集模式,生物成因气藏或生物成因气贡献普遍;煤层气分布赋存规律呈现前陆盆地、山间盆地显著差异性;创新形成基于“两”分开(浅部与深部,低阶煤与中高阶煤)“两”结合(地质评价与工程评价,多元数据)的科学评价与基于“机器学习+三维地质建模”的精准选区技术是第1个突破方向。深部煤层气/煤系气“甜点”发育区域主要为盆内坳陷的凸起、盆内隆起的凹陷、盆缘斜坡,高产井位多为构造高点,发育层位为割理裂隙发育的原生结构煤层或孔裂隙发育的煤系砂砾岩储层;基于“地球物理+岩石物理+岩石力学地层新方法”和“地质甜点+工程甜点新理念”的深部煤层气/煤系气“甜点”预测探测技术是第2个突破方向。低风险、短周期、高效率、多批次工程部署是加速滚动开发的基本原则;中浅部煤层气快速增储上产技术策略是在优选新区块布井建井、对老区块煤层气井进行增产改造;深部煤层气快速增储上产技术策略是在大型盆地缓坡深部和盆内凸起“甜点”区优先部署开发;科学加速滚动开发与高效快速增储上产的工程部署方法与技术策略是第3个突破方向。在井网井型差异性优化部署、低储层伤害钻井固井、高可靠性录井测井试井、多井型高效分段压裂、低套压-控压排采管控等工程技术取得重要进展;发展构建新疆煤层气大规模高效勘探开发地质适配性技术体系是第4个突破方向。开展先采气后采煤、煤层气与煤共采、煤层气与原位富油煤共采,推动中浅部煤层气与煤炭协同勘探开发;开展煤系叠合型气藏开发、煤层气与煤系气共探共采、煤系全油气系统勘探开发,推动深部煤层气与油气协同勘探开发,已有关注和探索;煤层气与煤、油气共探共采是第5个突破方向。成果试图为新疆煤层气大规模高效勘探开发提供技术支持和工程决策参考。

碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展

我国碎软低渗煤储层分布广泛,然而由于其煤体松软、破碎、渗透性差,常规的直井/水平井煤储层直接压裂技术应用于碎软低渗煤储层强化及其煤层气地面开发的效果并不理想,碎软低渗煤储层煤层气的高效开发是制约我国煤层气产业大规模发展以及煤矿瓦斯高效治理的重要技术瓶颈。在系统分析我国碎软低渗煤储层特征及煤层气地面开发中存在的问题基础上,以水平井为基础井型,围绕间接压裂、应力释放和先固结后压裂3种不同的技术方向,梳理了目前碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展。归纳评述了以顶板间接压裂、夹矸层间接压裂以及硬煤分层间接压裂为内涵的间接压裂煤层气开发技术,以水力喷射造穴、气体动力造穴、扩孔+水力喷射+流体加卸载诱导失稳造穴、水力割缝为不同应力释放方式的应力释放煤层气开发技术,以及先微生物诱导碳酸钙固结碎软煤储层再进行水力压裂的先固结后压裂煤层气开发技术。间接压裂技术的工程实践探索已有较多积累,在地质条件适宜地区对碎软低渗煤储层强化取得了较好效果,而以应力释放为代表的碎软低渗煤储层强化新技术探索已取得重大进展,并进入工程试验和验证阶段。水平井应力释放技术针对碎软低渗煤储层特性和新的开发原理,其对储层改造潜力更大、煤层气开发效果会更好。基于水平井应力释放技术,围绕扩大应力释放范围、提高煤层气开发效果以及实现煤与煤层气共采3个方面,对碎软低渗煤储层强化及煤层气地面开发技术的发展趋势进行了展望,以期为改善我国碎软低渗煤储层增产改造效果以及提高煤层气单井产量提供参考。

宁夏回族自治区碳捕集、利用与封存源汇匹配与集群部署

“双碳”(碳达峰、碳中和)战略背景下,碳捕集、利用与封存技术(CCUS)是实现化石能源大规模低碳化利用的关键技术之一。近年,CCUS技术呈现出规模化和集群化发展趋势,而科学、合理的源汇匹配是CCUS集群部署工程选址的重要依据,能够建立高效CO_(2)输运管网、降低减排成本。宁夏是国家能源安全战略布局的重要保障基地,能源结构偏煤、工业结构偏重特征明显,面临着巨大的碳减排压力。针对宁夏CCUS集群部署的源汇匹配问题,调研评估了宁夏工业碳排放源特征和地质碳汇潜力,构建了CCUS源汇匹配模型,在充分考虑源汇性质、捕集-输运-封存成本、CO_(2)运输距离、区域地理条件、土地利用类型、人口密度等因素基础上,应用改进的节约里程法和基于地理信息系统(GIS)的最低成本路径优化法,结合ArcGIS平台和优化求解软件,获得了宁夏CCUS源汇匹配优化和应用方案,并提出宁夏CCUS集群部署建议。结果表明,截止2021年,宁夏工业碳排放源107个,碳排放总量2.26亿t/a,以化工(含自备电厂)和电力行业碳排放为主。宁夏主要封存地质体包括深部咸水层、深部不可开采煤层和油气藏,CO_(2)理论地质封存容量151.55亿t,以深部咸水层封存潜力最大。宁夏CCUS源汇匹配效果较好,在源汇直接相连的情况下,区内年排放量10万t以上的大型工业排放源CCUS集群部署(30 a规划期)总成本约2.45万亿元,并以捕集成本为主,占比83.65%,单位减排成本402.32元/t,共需建设CO_(2)运输管道2 459 km;改进的节约里程法和基于GIS的最低成本路径优化法可大幅降低CCUS集群部署成本,优化后CCUS单位减排成本降至381.76元/t,节约管道建设里程938 km。宁夏应聚焦电力、化工等“两高”(高耗能、高排放)行业,在以宁东能源化工基地为重点的北部、东部地区超前应用CCUS技术,打造宁东能源化工基地、银川—吴忠、石嘴山、中卫和固原5个CCUS特色集群,构建宁夏特色的工程化CCUS全流程技术模式。

煤层亚临界/超临界CO_(2)吸附特征与封存模式

大规模高效CO_(2)地质封存是短期内快速实现CO_(2)减排的关键途径之一,以吸附特征为主要封存机制的深部不可采煤层CO_(2)封存具有规模化实施的潜力。为研究深部煤层CO_(2)封存机制,以沁水盆地无烟煤为研究对象,开展了高温高压CO_(2)吸附实验,并采用简化局部密度模型(SLD-PR)拟合,分析了温压变化下不同孔隙的吸附相密度分布特征,揭示了以吸附相密度和最大吸附层厚度协同变化为核心的煤层CO_(2)封存机理,最后通过准确划分孔内吸附空间与自由空间,预测了不同埋深下煤层CO_(2)封存量。研究结果表明:(1)不同温度下超临界CO_(2)吸附曲线均表现出典型的超临界气体吸附特征,过剩吸附量(最大值介于1·25~1·75 mmol/g)在达到最大值后下降;(2)孔隙内CO_(2)吸附层分为接触层、内层和过渡层,亚临界CO_(2)在孔内以单分子层吸附为主,而超临界CO_(2)吸附方式为多分子层吸附;(3)最大吸附层厚度随埋深增加而减小,与温度呈正相关,而与压力呈负相关;(4)CO_(2)平均吸附相密度随埋深“先增后减”,总封存量与绝对吸附量曲线在CO_(2)处于超临界状态下存在差异。结论认为:(1)在吸附空间与吸附相密度协变下,煤层CO_(2)微观封存模式随埋深可分为亚临界单分子层吸附、超临界类气态多分子层吸附型以及超临界类液态多分子层吸附3种类型,自由相封存量对总封存量的贡献随埋深增加,但吸附封存仍是煤层CO_(2)封存的主要方式;(2)研究成果揭示了原位煤层超临界CO_(2)封存机理,能够为深部煤层CO_(2)封存能力评价提供新认识。

淮南煤田各类型地质体CCS源汇潜力评估及其匹配性

开展淮南煤田各类型地质体CCUS源汇潜力评估及其匹配性研究,对于CO_(2)–ECBM技术工程化推广意义深远。以淮南煤田各类型地质体(深部不可采煤层、残留煤体、采空区)为研究对象,首先,探讨了各类型地质体CO_(2)地质封存潜力评估方法;其次,分析了各类型地质体CO_(2)地质封存潜力;然后,基于成本最低目标函数及改进节约里程法,开展了CO_(2)地质封存源汇匹配研究,并优化了其管网设计;最后,基于3步走思路,提出了CCS源汇管网规划设计思路的系统建议。研究结果表明:燃煤电厂年平均CO_(2)排放量为0.588亿t,深部不可采煤层、残留煤体及采空区内CO_(2)地质封存总潜力分别为7.6200亿、0.0517亿、0.8246亿t,可分别封存CO_(2)12.97 a、0.088 a及1.40 a;10 a周期内,深部不可采煤层可封存CO_(2)5.876亿t,累计规划管道217.0960 km,需要资金373亿美元;1.45 a周期内,生产矿井及关闭矿井可封存CO_(2)0.852亿t,累计规划管道464.5161 km,需要资金73.6亿美元;基于改进节约里程法,CCS源汇匹配各地质封存汇点累计节约里程266.6127 km,累计节约成本11.21亿美元,分别占管道运输总里程、总成本的57.40%、79.95%;基于3步走思路,可分阶段、分区域实现淮南煤田各CO_(2)排放源及CO_(2)封存汇的全线贯通,可实现CO_(2)的全部运输及地质封存。

煤矿区固废矿化固定封存CO_(2)与减污降碳协同处置利用的研究进展

“双碳”战略目标对煤炭行业转型升级和绿色低碳发展提出了新要求。以煤为主的能源结构和煤炭高强度开发带来矿区固废占用土地空间、破坏生态环境和排放温室气体,已成为制约煤炭行业绿色低碳发展的突出问题之一。基于“利废固碳、从哪里来到哪里去”的理念,探寻煤矿区固废无害化、减量化、资源化、低碳化的处置新路径,创新发展矿区固废处置、采空区地下空间充分利用、CO_(2)捕集利用与封存(CCUS)相融合的关键技术,是“双碳”目标下我国矿区绿色低碳发展的紧迫需求。研究工作表明:煤矸石、粉煤灰、炉底渣和煤气化渣等矿区固废在矿山地下空间充填开采与沉陷治理、煤矿防灭火、建筑用材及农业等领域的资源化利用路径与处置技术已取得重要进展,为矿区固废固定封存CO_(2)研究提供了基础和启示,但矿区固废固定封存CO_(2)的工程化技术研究亟待加强;矿区固废矿化固定与封存CO_(2)潜力大、具有工程可行性,正在形成矿区固废处置-煤基CCUS-采空区充填新的技术体系;矿区固废与CO_(2)基气-液-固三相介质矿化强化、高效吸收与矿化固碳调控技术、地下空间矿化固碳充填与CO_(2)密闭封存、采空区充填固定封存CO_(2)潜力评价与碳去除量核算、采空区充填固定封存CO_(2)环境与安全性评价等将构成固废处置-煤基CCUS-采空区充填技术体系的核心内涵;矿区固废处置–煤基CCUS–采空区充填技术是未来实现“煤炭生产加工-矿区固废处置-高效矿化固碳与CO_(2)封存-地下空间充填与利用-矿区地面沉陷防治与生态修复”的无废矿山循环经济模式的关键,矿区固废+CO_(2)基地下充填与封闭功能材料研发是重要突破口。矿区固废处置、煤基CCUS、采空区充填与地下空间利用、矿区生态修复保护等融合技术研发应用为绿色低碳型矿山建设提供了新的发展思路。

碳中和地质技术及其煤炭低碳化应用前瞻

概述了碳中和地质技术的形成背景及其在碳中和知识体系中的定位,提出了碳中和地质技术的概念和内涵,评述了关键碳中和地质技术的国内外进展,分析讨论和前瞻了碳中和地质技术在煤炭低碳化开发利用进程中的重要应用方向、应用模式和发展前景。已有研究工作表明:作为碳中和知识体系的碳中和科学与工程交叉学科正在形成,在地球科学基本背景上碳中和相关学科群交叉融通形成了当前碳中和科学与工程主要研究领域和技术发展方向,碳中和地质技术是碳中和科学与工程交叉学科的重要组成部分,也是实现碳中和目标的关键技术;二氧化碳捕集利用与封存技术、生态地质与碳增汇技术、煤层中甲烷减排与资源化开发利用技术、化石能源低碳化开发利用地质技术、地热资源高效勘查与开发技术、新能源高效安全开发利用地质保障技术、矿化固碳地质技术和地球工程等构成了碳中和地质技术的当前核心内涵;以CCUS(Carbon Capture,Utilization and Storage,碳捕集、利用与封存)大规模集群化部署与全流程技术、煤层甲烷接续高效抽采与低浓度瓦斯(含乏风瓦斯)利用技术、煤型关键金属探采选冶全流程技术、矿区生态地质修复重构与碳增汇技术、干热岩型地热地质新能源勘查开发利用技术、供能蓄能一体化水电和核电等新能源开发利用地质工程保障技术、太阳辐射管理前沿技术探索为代表,关键碳中和地质技术已取得重要进展;CCUS将成为低排放燃煤发电、煤转化、煤制氢、煤制特种燃料、煤基材料等煤炭低碳洁净高效利用关键技术的关键,煤炭基地或煤矿区CCUS以煤基CO_(2)源、煤系CO_(2)地质碳汇、CO_(2)矿化固定与采空区充填封存为技术特色且具有紧迫需求;从原位煤层气高效勘探开发、煤矿瓦斯井下-地面协同高效抽采、关闭矿井瓦斯高效抽采到低浓度和乏风瓦斯高效利用,煤层甲烷高效抽采利用与减排综合技术应用模式将得到快速发展和推广;通过覆岩变形控制与地表植被生态系统保持、水资源与区域生态系统保护、采动裂隙与温室气体大气排放控制、数字矿山与节能提效等方式发展和应用绿色智慧矿山地质保障技术,实现煤炭生产过程减碳;应用煤矿区生态修复与碳增汇技术,实现煤矸石处置与减污降碳协同、塌陷区治理与碳增汇、土地整治利用与增汇固碳;加快应用和发展煤系共伴生资源共探共采与碳减排技术,实现煤系气、煤型关键金属高效勘查开发利用突破,对服务我国低碳洁净高效安全新能源体系构建和实现源头减碳意义重大。

论煤地质学与碳中和

煤基碳排放构成了中国碳排放总量中最重要的部分,做好煤基碳减排和煤炭高效洁净低碳化利用是实现“碳中和”国家目标的重要途径,碳中和背景下的煤地质学发展值得关注。系统评述与碳中和相关的煤地质学研究领域,分析煤地质学在碳中和研究与工程实践中的作用和应用前景,探讨碳中和背景下煤地质学的重要发展方向。取得以下认识:推进清洁煤地质研究、服务煤的高效洁净化燃烧,勘探开发煤系天然气低碳燃料、优化一次能源结构和化石能源结构,开展煤化工资源勘查与开发地质保障研究、推动煤炭的低碳能源转化和新型煤化工产业发展,深化瓦斯地质研究、提高煤矿瓦斯(井下)抽采率、控制煤矿瓦斯的大气排放和泄漏,研究煤层甲烷天然逸散和煤层自燃排放、控制煤层露头的天然排放,发展煤层CO_(2)地质封存与煤层气强化开发(CO_(2)-ECBM)技术、推动碳捕获、利用与封存(CCUS)技术发展及其在火力电厂烟气碳减排中的商业化应用,研究煤炭勘查企业的碳足迹、实现企业净零排放,是与煤地质学紧密相关的碳减排技术路径;其中煤层甲烷与煤系气高效勘探开发、深部煤层CO_(2)-ECBM、煤层露头气体逸散与自燃发火控制、洁净煤地质与煤炭精细勘查是碳中和背景下煤地质学优先发展的重要领域。

应力释放构造煤煤层气开发理论与关键技术研究进展

构造煤煤层气高效开发是我国煤层气资源禀赋的选择,构造煤储层与煤层气赋存特征决定了疏水降压煤层气开发理论技术不再适合构造煤储层,应力释放(原位)煤层气开发理论技术是新的技术方向,有望将构造煤煤储层从煤层气开发禁区变为新领域,同时也有望成为煤矿煤与瓦斯突出治理、煤矿区甲烷温室气体减排的治本之策。依托国家重大科研仪器研制项目,以应力释放构造煤煤层气开发关键实验平台和工程装备原理机为基本定位,以开发理论创新、技术原理探索为先导,以装置、装备及其工艺技术为研究核心,应力释放构造煤煤层气开发理论技术研究取得重要和实质性进展。探索构建了应力释放煤层气开发理论技术基础,阐明了水平井造洞穴应力释放构造煤原位煤层气开发的工程原理。水平井造洞穴应力释放构造煤原位煤层气开发模拟试验系统已完成设计进入加工阶段,系列配套基础实验取得了重要数据;探索建立了构造煤储层应力释放与煤层气解吸扩散关系模型;揭示了应力释放构造煤煤层气开发煤储层渗透率变化规律。研发形成了构造煤储层大口径水平井双向往复式钻进+多级扩孔+复杂循环钻井液成井、水平井泵注+喷射诱导控制造洞穴应力释放与储层激励、气/水/高浓度煤粉混合物直井射流泵+配套井底装置组合高效举升、产出物地面高效重力分离+回收+水循环、煤层气应力释放开发装置(装备)数据采集和控制系统等应力释放构造煤煤层气开发关键技术。

高煤阶煤层气富集机理的深化研究

高煤阶煤层气资源相对丰富是中国煤层气资源的重要禀赋之一,实现高煤阶煤层气大规模商业化开发突破是中国煤层气产业的世界贡献。以沁水盆地为代表的高煤阶煤层气生产基地是目前中国煤层气产量的主体来源,基于沁水盆地等高煤阶煤层气勘探开发工程实践数据和大量研究工作积累,开展了高煤阶煤层气富集机理的系统深化研究。研究工作表明:区域岩浆热变质作用成因高阶煤是高煤阶煤层气富集的基本地质背景,沁水盆地南部(晋城)、鄂尔多斯盆地东南缘(韩城—延川南)、沁水盆地北端(寿阳—阳泉)、黔北—川南(织金—筠连)等中国高煤阶煤层气富集区煤储层均以区域岩浆热变质成因为主;高煤阶煤层气富集规律是煤层含气量和渗透率在不同埋深和构造条件下耦合配置的结果,在沁水盆地高煤阶煤层气向斜富集模式、褶曲翼部斜坡带富集模式、构造高位富集模式分别对应于煤层埋深约500 m以浅、500~800 m埋深、约800 m以深;决定高阶煤储层渗透率的主控地质因素构成高煤阶煤层气富集关键主控地质因素,主要为煤层埋深、地质构造(含构造应力场)、煤体结构等;煤层渗透率随埋深呈负指数关系减小,煤层拉张裂隙发育且与现今最大主应力方向一致的构造部位煤层渗透率高,不同煤体结构高阶煤中碎裂煤渗透率最高;埋深、地质构造、煤体结构等关键主控地质因素通过煤储层地应力变化、裂隙发育与应变破坏等方式控制高阶煤储层渗透性,这是高煤阶煤层气富集的主要机理,在地应力场作用下煤岩应变破坏过程对煤层中裂隙发育的自然改造作用是高阶煤储层原始渗透率变化的根本原因。

CO_(2)驱煤层气关键技术研发及应用

CO_(2)驱煤层气(CO_(2)-ECBM)工业化应用是促进煤炭清洁高效利用、加快国家天然气发展、实现“碳达峰”和“碳中和”目标的重要途径。立足CO_(2)注入、运移、封存和产出的全过程控制和监测技术需求,结合理论和现场工程实践,提出地质适配性的CO_(2)-ECBM技术体系。研究成果表明,构建“分子—微纳米—岩心—近工程—工程”衔接的CO_(2),CH 4和H 2 O多尺度赋存和流动实(试)验体系是揭示CO_(2)-ECBM机理与技术应用的前提。实施CO_(2)-ECBM需综合考虑CO_(2)可注入性、CH 4可增产性和CO_(2)可封存性,结合高精度三维地质和数值模型优选有利井区。CH 4增产效果受CO_(2)注入方式、注入压力、注入速度和井底流压等多因素协同影响,为实现长期增产和有效封存双重目标,提出了包含“阶梯式增注提压、限压注入驱替、气驱水产能抑制、采气井增产、间歇式排采、采气井井场复垦”6个阶段的CO_(2)注-采技术体系。为监测CO_(2)运移和封存效果,形成了涵盖“注入—驱替—封存”全过程的“空-天-地-井”立体监测网络,可通过地表微形变与环境变化遥感监测、近地表被动地震裂缝层析成像、动态多向多分量VSP监测技术和深井实时温压监测装置有效跟踪CO_(2)运移路径。依托上述技术在沁水盆地柿庄TS-634井区实现CO_(2)注入2001.04 t,并有效监测了CO_(2)运移方向和增产效果。上述技术可服务于CO_(2)-ECBM,进一步推动CO_(2)-ECBM工业化进程,需从政策制定、市场机制和需求驱动等多方面综合优化,以期为我国能源结构调整和“双碳”战略实现提供技术支撑。

CO_(2)地质封存潜力与能源资源协同的技术基础研究进展

规模化集群化部署是CCUS技术发展方向和化石能源低碳化利用的国家重大需求,CO_(2)地质封存潜力与能源资源协同关系及机制是实现CCUS技术规模化、集群化部署的理论基础。系统梳理评述了国内外CO_(2)地质封存潜力及其评价方法、CCUS源汇匹配与管网设计模型、CO_(2)地质封存潜力与能源资源协同关系、CCUS集群部署技术基础与模式等领域的主要进展,讨论展望了我国CO_(2)地质封存潜力与能源资源协同理论方法体系的研究思路。研究工作取得以下认识:CO_(2)地质封存潜力制约着CCUS技术的发展潜力与应用规模,适宜性评价方法、封存容量评估方法和封存选址方法所构成的CO_(2)地质封存潜力评价方法体系已初步建立,但亟待完善发展;源汇匹配是CO_(2)运输管网设计与CCUS技术集群化部署的重要直接依据,完善建立CCUS源汇匹配规划优化模型与CCUS集群管网设计模型是技术关键,从单阶段静态规划模型向多阶段动态规划模型发展是方向;CO_(2)地质封存潜力与能源资源协同关系构成了CCUS技术的约束条件,CCUS技术与可再生能源、氢能、储能等新能源技术的协同有望形成实现能源系统脱碳的新路径、新模式和新方向,CO_(2)地质封存潜力与生物质、水资源协同关系约束了CCUS技术规模化部署地域和BECCS技术发展应用潜力,基于CCUS源汇匹配模型的能源资源系统优化模型研究也成为新的技术需求;CO_(2)地质封存潜力、能源系统约束的CCUS源汇匹配优化方案和CCUS全流程技术体系构成CCUS集群化部署的重要技术基础,近源输送陆上封存CCUS集群部署模式应是我国优先考虑发展方向,远源输送陆上封存CCUS集群部署模式和离岸封存CCUS集群部署模式在我国长三角、大湾区等区域也有发展前景。

岩石力学地层理论方法及其煤系气高效勘探开发应用基础述评

煤系气高效勘探开发是当前中国煤地质与非常规油气地质研究关注焦点,"岩石力学地层与非常规油气"是当前非常规油气勘探开发国际前沿研究领域,煤系岩石力学地层与煤系气研究具有理论和实际意义。本文综述了岩石力学地层经典学术思想和新学术思想,评述了岩石力学地层理论方法及其非常规油气勘探开发现状进展,分析了煤系岩石力学地层理论方法构建的基础和条件,展望了岩石力学地层理论方法应用于煤系气高效勘探开发的前景。研究表明:煤系气共储共采与高效开发机理是制约煤系气高效勘探开发的关键科学问题,岩石力学地层具有有机衔接非常规油气地质与储层工程理论的天然属性和优势,有望成为破解关键科学问题的地质理论技术利器;岩石力学地层经典学术思想核心内涵为沉积地层及其岩石力学特征控制岩层天然裂隙为主的构造发育规律,新学术思想凝练为沉积岩(地)层既控制致密储层天然裂隙发育和非常规油气成藏,又控制致密储层人工诱导裂隙发育和非常规油气开发;聚焦煤系岩石力学地层的独特性及其与煤系气成藏、开发的响应关系,揭示煤系气共储共采岩石力学地层控制机理,创新和构建煤系气勘探开发的岩石力学地层理论方法体系,成为煤系岩石力学地层研究的目标任务;以典型煤系含煤段煤系叠合型气藏为示例,构建和应用煤系岩石力学地层模型,开展煤系气甜点预测、产层优选、开发工艺优化,是我国煤系气(含煤段)高效勘探开发实践当前急需。

中国煤炭甲烷管控与减排潜力

甲烷是最主要的非二氧化碳温室气体,受到越来越多的重视。煤炭甲烷是我国最主要的甲烷排放源类型,我国也是世界煤炭甲烷排放量最大的国家,煤炭甲烷的有效排放管控与高效开发利用兼具温室气体减排、能源气体开发利用和灾害气体防治三重意义。基于系统调研和研究工作积累,概述了煤炭甲烷排放管控背景,总结了全球与代表性国家煤炭甲烷排放及其管控现状,阐释了我国煤炭甲烷开发利用与排放管控历程及发展趋势,讨论和前瞻了我国煤炭甲烷减排路径与减排潜力。已有研究工作表明:我国煤炭甲烷排放主要来自煤炭地下开采风排瓦斯,且较长时期内仍是我国煤炭甲烷的主要来源;随着我国关闭矿井增多,由此产生的关闭矿井甲烷排放量呈增长趋势,是我国煤炭甲烷不容忽视的来源。随着碳中和目标的提出,温室气体减排的政策导向逐渐成为我国煤炭甲烷排放管控的重点,明确了煤炭甲烷减排方向。我国煤炭甲烷排放管控形成了以煤层气勘探开发利用、煤矿瓦斯抽采利用、关闭/废弃矿井瓦斯抽采利用、乏风瓦斯利用等全浓度利用,煤炭采前、采中和采后全周期利用为特征的关键技术路径。我国煤炭甲烷排放管控面临巨大压力和严峻挑战,诸多政策、机制、技术问题亟待破解。突破复杂地质条件适配性煤层气高效勘探开发技术体系,精准化、数字化、智能化、低碳化煤矿瓦斯高效抽采技术体系,关闭/废弃矿井煤炭甲烷减排管控与利用技术体系,全浓度瓦斯综合利用技术体系等是主要发展方向。

基于多物理场耦合求解的煤层CO2-ECBM数值模拟研究

数值模拟技术是在煤层中注入CO2提高煤层CH4采收率(CO2-ECBM)工程方案优化设计与增产效果评价的有效方法。考虑温度效应和有效应力影响下的CO2与CH4竞争吸附、扩散与渗流作用,以及煤层孔隙度与渗透率的动态演化特征,建立了CO2注入煤储层结构演化-流体运移-储存能力THM(thermo-hydro-mechanical)全耦合数学模型,并采用有限元法进行多物理场全耦合求解。通过对沁水盆地3号煤层典型五井式CO2-ECBM开发井网开展模拟,探讨了不同注入压力条件下CO2注入与CH4产出特征。模拟结果显示,数学模型具有较高的准确性,证实了CO2-ECBM过程中煤层渗透率总体呈降低趋势,注入井附近渗透率主要受CH4与CO2竞争吸附的影响;注CO2对提高CH4累计产出量具有积极作用,增大注气压力可提高CO2注入及CH4产出的效率。

工程化CCUS全流程技术及其进展

集群化规模部署是CO_(2)捕集、利用与封存(CCUS)去碳产业发展的必由之路,创新发展工程化CCUS全流程技术是实现中国CCUS去碳产业集群化规模部署的关键和紧迫需求,对中国能源安全保障和碳中和目标实现意义重大。基于调研和研究工作积累,阐释了工程化CCUS全流程技术的科学内涵,提出了工程化CCUS全流程技术的概念,归纳了该技术体系的基本模式、应用模式和技术关键组合模式,梳理了其技术科学流程;概述了工程化CCUS全流程技术的关键技术环节,探索揭示了CCUS全流程技术的形成机制;概要总结了国内外代表性CCUS全流程技术工程项目实例;讨论和前瞻了工程化CCUS全流程技术当前所面临的技术挑战及攻关方向。已有研究工作表明:工程化CCUS全流程技术以节能高效的CO_(2)捕集、CO_(2)化工生物与矿化固碳、CO_(2)高效地质利用封存为关键环节和核心内涵,以CCUS源汇匹配、技术集成匹配和系统优化为形成关键机制;CCUS全流程技术模式复杂多样,其研发的技术科学流程由5个主要步骤构成;工程化CCUS全流程技术体系框架已经建立,研发和应用取得诸多进展,但中国与欧美发达国家在该领域仍有差距;加快CCUS集群化规模部署的工程示范、强化全流程形成机制等CCUS集群化规模部署技术科学基础研究、重点突破CO_(2)捕集、地质封存等工程化CCUS全流程技术关键环节成为应对挑战的主要攻关方向。

煤系叠合型气藏及其勘探开发技术模式

煤系叠合型气藏是含煤地层煤系气特有的关键成藏类型,煤系叠合型气藏的发现、勘探开发实践与研究探索为我国煤系非常规天然气勘探开发提供了新领域和新思路。提出并阐述煤系叠合型气藏的概念、主要类型、发育特征和赋存分布,探讨煤系叠合型气藏的形成条件、成藏过程、成藏模式,揭示其形成机理,重点讨论2种主要类型煤系叠合型气藏的地质适配性勘探开发技术模式,分析前瞻了煤系叠合型气藏在煤系气勘探开发中的应用。研究表明:我国发育(分流)河道砂体与煤层接触型(华北型)、煤层-砂岩–泥岩互层型(华南型)、煤层–砂岩–泥岩互层夹砂砾岩型(东北型)3类煤系叠合型气藏,分布赋存分别以华北地区山西组、华南地区龙潭组和东北地区城子河组为代表;沉积作用是煤系叠合型气藏的关键主控地质因素,三角洲沉积体系的泥炭沼泽、分流河道、支流间湾的沉积微相组合为煤系叠合型气藏的有利沉积相序组合;煤层为主的叠置复合储层结构和岩性圈闭是煤系叠合型气藏的重要特征,统一的含气系统和压力梯度一致是其本质特征;含煤段煤层/砂岩/页岩不同类型储层间发生能量物质传递和平衡、煤层气/致密砂岩气/页岩气间运移和相态转化是煤系叠合型气藏形成的主要机理,喜马拉雅期是华北地区山西组煤系叠合型气藏成藏关键期;高分辨率地震岩相解释识别气藏与虚拟产气层合层开发是华北型煤系叠合型气藏勘探开发技术模式的关键特征,“层段优选、小层射孔、分段压裂、投球分压、合层排采”构成华南型煤系叠合型气藏勘探开发技术模式的核心内涵。这些技术模式已得到应用并将为我国煤系气共探共采和深层煤层气高效开发提供重要支持。

超临界CO_2注入煤岩地球化学效应研究评述

综合国内外超临界CO_2(称scCO_2)注入煤层的试验研究及理论分析,发现scCO_2注入煤储层后必对其物质组成、物理结构产生影响,进而重塑其孔裂隙系统,主要原因是scCO_2-H_2O分别与煤中矿物和煤基质发生地球化学反应。在scCO_2-H_2O-煤岩反应体系中,煤中的矿物会发生溶解—沉淀,其中最敏感的是碳酸盐矿物,其次是长石和黏土矿物,而硫化物矿物(黄铁矿)与石英则相对稳定;scCO_2对煤基质中的小分子有一定萃取作用,进而改变煤大分子结构。影响scCO_2-H_2O-煤岩反应的主要因素有煤中矿物成分、煤岩组分与煤阶、煤储层压力与地温条件以及地层水的矿化度等。由于试验模拟与数值模拟的局限性,对于scCO_2-H_2O-煤岩地球化学响应机制有待深入探索,同时对煤岩孔裂隙网络变化的实时观测与定位研究更为重要。

华东地区深部煤层气资源与勘探开发前景

华东地区深部煤层气勘探开发对保障区域能源需求、优化地区能源结构、实现“双碳”目标具有重要意义。基于系统调研和前期研究积累,总结了华东地区煤层气及瓦斯抽采现状,分析了该地区深部煤层含气特征与资源潜力,探讨了已有深部煤层气勘探开发技术在华东地区的适用性,讨论并预测了华东地区深部煤层气勘探开发潜在有利区,最后提出了华东地区开展深部煤层气勘探开发的优势和挑战。已有研究结果表明:华东地区针对煤矿区及构造煤的煤层气勘探开发技术储备良好,形成了煤矿区煤层气开发“淮南模式”与构造煤煤层气顶板水平井分段压裂开发技术。华东地区深部煤层具有含气量高(大于10 cm^(3)/g)和含气饱和度高(大于80%)的特征,两淮矿区深部煤层气预测地质资源量占绝大多数,2000 m以浅高达8984.69×10^(8)m^(3),表明两淮地区深部煤层气具备良好的资源优势。深部煤层气的水平井等开发方式及造洞穴应力释放、水力割缝等增产工艺在华东地区具有较大的应用前景,淮南煤田潘谢矿区可作为华东地区深部煤层气勘探开发先导试验区。华东地区深部煤层气工作程度低,需要开展区域性的深部煤层气资源评价与典型地区成藏规律的深入解剖。

黔北龙潭组菱铁质泥岩解吸气来源及元素背景

贵州省含煤区龙潭组泥岩广泛发育,是煤系非常规天然气开发层位的重要组成部分。部分泥岩因含较多菱铁矿物致含气来源具有特殊性。基于贵州省北部LC-1井上二叠统煤系地层钻孔样品气测录井和实验测试结果,研究了龙潭组菱铁质泥岩的含气性及其元素地球化学背景。开展了现场解吸、气测录井、孔隙结构电镜观测、结构物性测试分析(汞注入法、液氮与CO2注入法)、矿物成分测试、岩石热解和有机碳测定、显微组分与同位素测定等系列实验。结果表明:有机质类型主要为Ⅲ型并处于过成熟阶段,TOC含量变化较大,在0.90%~2.71%,碳同位素指示了陆相有机质来源。岩芯样品解吸气组分以CH4为主,解吸气含量介于0.08~7.79m3/t,平均1.60m3/t;样品黏土矿物和石英含量分别为35.0%和15.7%;多数样品含有较多的菱铁矿(38.1%)和白云石(9.5%)。研究发现:样品解吸气量与气体注入法测试BET比表面积和BJH总孔体积、石英和黏土矿物含量均呈显著负相关关系,揭示了有机质是解吸气的主要物质来源,但存储空间并非由矿物质内部的介孔和微孔提供。菱铁矿含量与比表面积、孔体积负相关,暗示菱铁矿自身发育的晶间孔也不足以提供解吸气赋存的容储空间。菱铁矿以似层状、葡萄状、透镜状或结核状分布在有机质周围且层理连续性保持完好,形成对有机质的包围从而形成泥岩内部“微圈闭”环境,形成对有机质内烃类气体的封堵,可能是解吸气与菱铁矿含量正相关的主要原因。有机质生烃后就地吸附存储并被“微圈闭”局限,随有机质和“微圈闭”增多,封闭气体量增大,具有进一步形成超压的可能性。菱铁质泥岩与临近煤层缺乏气体运移和交换,可以具有独立的“微含气系统”。元素地球化学指标反应的氧化还原条件与区域海平面升降一致。随海平面由底至顶先降后升,解吸气量、菱铁矿含量和有机碳含量随之规律性变化,揭示沉积期菱铁矿与有机质形成于Eh值、pH值相对稳定、水循环受限的潮坪泻湖环境。砂粒间隙水代入高价铁离子溶液与有机质还原生成的还原性气体反应,生成烃类气体并被“微圈闭”封闭而原地吸附聚集,进而对菱铁质泥岩解吸气起控制作用。