煤层气生物工程研究进展

煤层气生物工程是将营养液或经过驯化、改良的菌种注入地下煤层或通过地面发酵产气的方式,把煤的部分有机组分转化为甲烷,实现微生物强化煤层气产出的一种特殊发酵工程。该工程作为多学科交叉的新兴边缘学科,涉及到能源、环境和新材料三大领域,具有多重效益,越来越受到关注,详细总结了国内外煤层气生物工程10余年的发展历程,首先从煤层(水)的生物多样性、厌氧发酵系统产气机制和控制因素等方面系统分析了煤层气生物工程的微生物学基础;以研究厌氧发酵系统中气固液菌为核心,整合其他学科的研究方法,初步形成了煤层气生物工程自身的研究方法,最后提出了煤层气生物工程的实施方案及发展趋势。生物多样性为煤层生物甲烷的生成提供了菌种来源,根据发酵系统中气固液菌的变化规律将发酵过程区分为4个阶段,系统中的底物和环境因子控制了微生物群落结构,影响了生物甲烷的产量,甲烷的成因区分为乙酸营养型、氢营养型、甲基营养型3种,这一认识初步构成了煤层气生物工程的理论基础。分子生物学、地球化学与煤化学等的结合为该学科的发展提供了方法支撑。地面发酵池产气工程除了获取生物甲烷这一洁净能源外,还可以与褐煤提质、高硫煤微生物脱硫和新材料合成相结合,使得经济效益最大化;地下煤层气生物工程以其增气、增解、增透作用可大幅度提升煤层气井的产量,并获取液相有机物,同时可以实现二氧化碳的甲烷化,二氧化碳矿化对采空区可起到固化作用,减排效果显著。煤层气生物工程以其理论性、方法性和实用性正在成为一个全新的领域,将有力推进中国煤层气大规模商业化开发进程。

超临界CO_(2)参与下煤储层原位微生物甲烷化物理模拟研究

超临界CO_(2)能够破坏煤分子结构,提高生物甲烷的产量。为研究微生物在超临界CO_(2)参与的煤储层原位条件下的产气潜力,以新疆地区某煤层气区块目标煤层的初始储层压力、温度和气体组分作为原位储层条件,通过自主设计的煤储层原位厌氧发酵装置,模拟煤储层原位储层条件下的厌氧发酵过程,并对生物气产量、煤的官能团结构和微生物群落结构进行了分析。研究结果表明,在超临界CO_(2)参与的煤储层原位条件下,生物甲烷产量达到了32.9 mL/g,CO_(2)的生物转化率为17.4%。FTIR光谱表明,原位条件下微生物对苯酚、醇、醚、酯中含氧基团的降解能力要强于常规条件下的厌氧发酵。超临界CO_(2)参与下的储层原位厌氧发酵系统中,多种产甲烷代谢途径的产甲烷菌(氢营养型、乙酸营养型和甲基营养型)逐渐向单一的氢营养型产甲烷菌演化。高压环境下,细菌群落中芽孢杆菌Solibacillus silvestris成为水解产酸发酵阶段的优势菌。该研究为煤层气生物工程的现场实施和碳减排提供了实验基础。

煤层气井地联合抽采全过程低负碳减排关键技术研究进展

“双碳”目标的实现与煤层气大规模商业化开发迫切需要新技术。在对煤层气开发与CCUS技术系统分析的基础上,以煤层气生物工程为依托,探讨和展望了地面煤层气开发、煤矿瓦斯抽采以及采空区煤层气开发过程中的低负碳减排关键技术。地面煤层气开发阶段,将煤层气开发转化为煤系气开发、将常规水力压裂转化为大规模缝网改造是实现煤层气商业化开发的有效途径;将液相CO_(2)和微生物发酵液作为储层改造的工作液,在实现煤系三气储层一体化缝网改造的同时又实现了微生物与CO_(2)联作下的增气增压、储层改性、CO_(2)驱替甲烷等多重增产效应,为煤层气增产提供了一条新途径,达到低碳减排目的;此外,通过CO_(2)的生物甲烷化和同步地质封存实现了负碳减排。可见,对于煤层气开发而言,CO_(2)可以促使其增产;对于CO_(2)封存而言,煤储层是其最佳归宿。由此,地面煤层气开发实现了“一低两负”的碳减排。在井下瓦斯抽采阶段,根据硬煤的造缝增透增产、软煤的增容增透增产机制以及相关理论,提出了第1代水力强化技术——水力压裂和第2代水力强化技术——钻冲压一体化增透增产技术、三堵两注固液两相封孔技术、老孔修复增透和下向孔智能排水排粉气驱增产技术。这一技术体系实现了瓦斯由“抽得出”向“抽得快、抽得省、抽得净、抽得纯”转变,大幅提升瓦斯抽采的质和量,获取低碳能源,达到减少甲烷排空与碳减排的目的。同时,研发了能够准确测定瓦斯含量的钻取一体化密闭取心装置,建立了基于低速非线性渗流的煤层渗透性评价技术。在采空区煤层气开发阶段,粉煤灰将成为强化煤层生物气产出、充填采空区减沉和实现CO_(2)矿化封存的首选材料。在具备圈闭条件的采空区首先注入菌液、少量粉煤灰和CO_(2)实现煤和CO_(2)的微生物甲烷化,以此获取低碳能源;抽采结束后进一步注入CO_(2)和粉煤灰,粉煤灰和采空区积水中的钙镁等离子与溶解的CO_(2)结合生成碳酸盐对粉煤灰胶结,实现了CO_(2)矿化封存和采空区固化减沉,具有显著的低负碳减排和生态环境治理意义。煤层气井地联合抽采全过程低负碳减排技术体系始终立足煤层气这一低碳能源的增产和CCUS,为我国碳中和目标的实现提供新的发展思路。

煤储层水力压裂裂缝内支撑剂运移控制因素实验研究

煤储层水力压裂裂缝的有效支撑是确保煤层气高效产出的重要条件。通过可视化实验研究了裂缝形态、压裂液量、排量和性质对裂缝内支撑剂运移的影响。结果表明:首先,单一开度不变裂缝内支撑剂分布相对均匀,而局部单一变开度裂缝和网状裂缝内,支撑剂运移受压裂液流速变化、裂缝壁阻挡等作用,能够形成具有支撑剂柱和无支撑剂房的房柱式支撑;房柱式支撑对于深部应力敏感伤害严重的储层是一种有效的支撑方式。其次,单一变开度裂缝和网状裂缝内会发生明显的颗粒架桥效应,使得具有不同开度的各级裂缝允许通过的支撑剂粒径范围存在较大差异;同时当裂缝发生砂堵时,进一步注入压裂液会促进裂缝转向开启新裂缝,说明端部脱砂有利于缝网改造。最后,随压裂液量和排量增大,支撑剂运移距离增加,且网状裂缝内支撑剂能够进入更多分支裂缝,裂缝支撑面积显著提升;而向压裂液中加入减阻剂后黏度增加,能够有效提升压裂液携砂能力,并进一步增大裂缝内支撑剂运移距离和支撑面积。基于上述结果,建议采用大排量、大液量水力压裂,并采用低伤低阻压裂液与包含粉砂、细砂、中砂和粗砂的多级配支撑剂,提升储层内各类、各级裂缝支撑效果,促进流体高效产出。研究结果能够为煤层气、煤系气储层压裂工艺的优化提供实验支撑。

CO_(2)强化煤层气产出与其同步封存实验研究

长期以来针对CO_(2)-ECBM已做了大量研究工作,然而有限的工业试验没能达到预期目的,使得这一煤层气强化技术推广应用欠缺。近些年随着各国碳中和路线的制定,CO_(2)封存逐渐受到重视,煤储层可否作为CO_(2)的封存空间、可否实现CO_(2)驱替CH_(4)和封存同步进行,又重新回归人们的视野。为此,以新疆准南区块目标煤层样为研究对象,采用不同CO_(2)与CH_(4)混合比例气体进行煤的吸附/解吸实验,探索混合气体比例对CO_(2)-ECBM和CO_(2)吸附封存潜力的影响。结果表明,随着混合气体CO_(2)比例减少,CH_(4)驱替效果降低,其中40%CH_(4)+60%CO_(2)混合气体的CO_(2)残余量最多,在解吸至0.7 MPa时已有83.05%的CH_(4)产出,而83.62%的CO_(2)吸附残余在煤中,表明其CO_(2)吸附封存潜力最佳。根据道尔顿分压分体积理论和Langmuir方程,对降压解吸阶段各混合气体解吸量与解吸率进行理论计算,结果显示,随混合气体CO_(2)含量减少,煤中CO_(2)的残余率、残余量以及CH_(4)最终解吸率均降低。理论计算与实验中CH_(4)解吸率和CO_(2)残余量随混合气体组成变化趋势基本一致,表明混合气体中CO_(2)占比越高,越有利于最大限度地提升CH_(4)采收率以及煤储层CO_(2)吸附封存潜力。研究认识为CO_(2)-ECBM和煤储层CO_(2)封存现场应用提供理论依据,为这一技术的推广应用提供实验支撑。

煤矿采动影响体微生物采残煤与CO_(2)-粉煤灰协同充填关键技术

煤矿采空区是我国实现“双碳”目标的重要突破口,煤炭开采形成的、能够富集煤层气、为后期微生物活动和矿化充填提供底物和空间的地质体定义为采动影响体。以采动影响体为研究对象,提出了采动影响体微生物采残煤与CO_(2)-粉煤灰协同矿化充填关键技术,并从必要性和可行性2个方面阐述了该技术在采动影响体资源二次开发、CO_(2)安全封存以及燃煤电厂粉煤灰固废高效处置等的广阔前景。其总体思路是将采动影响体作为一个厌氧发酵“工厂”,高产高效产甲烷菌群作为“劳动者”对“工厂”已有的原材料——残煤、薄煤层和分散有机质以及注入的CO_(2)进行加工,其“产品”是甲烷,进而实现微生物采残煤和CO_(2)资源化。同时,CO_(2)与碱性的粉煤灰结合,在实现了CO_(2)矿化封存的同时,也实现了采动影响体的充填。该技术涉及的关键科学问题包括采动影响体类型划分与有机质特征、采动影响体原位条件下厌氧发酵产甲烷机制、微生物-CO_(2)-粉煤灰协同矿化/固化机制以及微生物采残煤与充填关键技术示范工程建设。实验室物理模拟采动影响体原位条件实验表明其中残煤和富含有机质的泥页岩能够在微生物作用下生成生物甲烷,且添加少量的粉煤灰能够进一步强化甲烷的产出。物理模拟地下水补给的动态实验表明营养物质的补给对厌氧发酵系统的影响尤为重要,补给循环周期为14 d的厌氧发酵系统恰与产甲烷菌群繁殖的周期一致,能够保证厌氧发酵系统的持续高效运行。高钙粉煤灰-CO_(2)-矿井水协同胶结的试件经过28 d的养护后抗压强度为12.31 MPa,其矿化封存潜力约为21.99 m3 CO_(2)/t(粉煤灰),说明粉煤灰在实现采空区固化的同时能够实现CO_(2)减排。此外,基于微生物采残煤与粉煤灰充填目的对工程试验靶区进行优选,地下水滞留区是CO_(2)矿化和粉煤灰充填的最佳场所,因采掘活动自然形成的自然圈闭和人工充填形成的圈闭是较有利的工程试验靶区之一。针对这些靶区提出了微生物采残煤与CO_(2)-粉煤灰协同充填关键技术,旨在为中国碳减排和采空区生态环境治理提供一条新的技术路径。

不同水解菌及复合菌剂对长焰煤作用特征

煤制生物气过程主要依靠细菌和古细菌的共同作用完成,产气是目的,煤的底物利用率是关键。而水解是整个发酵过程的限速步骤,关系到煤的水解率及降解率,水解细菌作为煤制甲烷厌氧发酵过程的重要功能菌群,研究优势水解菌种的特征降解功能具有特殊重要意义。以水解过程中的细菌为研究对象,分析各单一菌种及复合菌剂对煤的降解特征,并探讨菌种间的共轭关系,结果如下:不动杆菌和假单胞菌联合降解后在进行产气的样品,其总产气量最高为19.86 mL/g,假单胞菌处理后的样品其总产甲烷量最高,总产甲烷量为10.78 mL/g;不动杆菌和假单胞菌联合降解,其降解特征与不动杆菌降解功能相似;不动杆菌和多粘类芽孢杆菌联合降解,失去对羧酸中OH键和单邻芳香C—H键降解能力;假单胞菌和多粘类芽孢杆菌联合降解,减弱了对羧酸中OH键、单邻芳香C—H键的降解能力;假单胞菌降解后的煤样其比表面积和总孔容降低程度最大,分别降低了16.478 m^(2)/g和0.284 cm^(3)/g。经不同菌剂降解后介孔和大孔平均孔径普遍增大,而微孔最可几孔径普遍减小。本研究为提高煤的水解率和最终的产甲烷能力提供支撑。

煤微生物甲烷化的石墨烯强化机制

强化煤制微生物甲烷的研究备受重视,是煤层气的一项有效增产措施。向发酵系统中添加导电材料可以有效促进直接种间电子传递提高甲烷产率,在强化有机物厌氧降解方面潜力巨大。以长焰煤作为底物构建厌氧发酵系统,通过对生物甲烷产气量、中间关键液相产物、微生物群落结构、产甲烷代谢路径以及发酵前后残煤表面官能团等的测试和分析,探讨了石墨烯对厌氧发酵产生物甲烷的促进效应。结果表明,在以煤为底物的厌氧发酵系统中添加0.4 g/L的石墨烯有效增强了整个厌氧发酵的进行,不仅提高了甲烷产气量,同时也提前了甲烷的产出高峰期。在发酵初期,水解菌群(Paraclostridium)和产氢产乙酸菌群(Alcaligenes、Sphaerochaeta)的活性增强,前期积累了充足的营养物质。在产甲烷高峰期,添加石墨烯后Methanoculleus丰度降低而Methanosarcina丰度显著提高,乙酰辅酶A脱羰基酶/合成酶β亚基和γδ亚基作为乙酸合成途径中的关键酶,分别增加了233.54%和3.32%,这使得Methanosarcina丰度明显上升且主要进行乙酸营养型产甲烷,细菌群落中能够利用乙酸乙醇类物质的Geobacter和Anaerovorax丰度增高,其中丰度升高较明显的Geobacter可能通过与石墨烯辅助的生物电连接与Methanosarcina进行DIET,这种电子传递方式在一定程度上加速了生物甲烷的生成。产气残煤表面的羰基碳(C=O)、羧基碳(COO—)在添加石墨烯后分别下降了42.8%和49.5%,说明石墨烯有效促进了微生物对煤的降解。石墨烯的添加提高了菌群的活性和降解效率,加快了厌氧发酵进程,为产甲烷菌群提供了丰富的底物,提高了甲烷产气量。

煤与煤层气资源开发全过程阶段划分及其开发效果评价

为更好地认识煤与煤层气两种资源开发的全过程,科学评价各阶段开发效果,基于煤层气矿业权和煤炭采矿权分置的现实以及现行的煤炭和煤层气开采的安全生产许可制度,考虑不同类型开采企业的性质和特点以及不同时空煤层气开发对煤炭生产的影响,对煤和煤层气开发全过程进行了系统研究分析。研究结果表明:煤炭与煤层气开发全过程可分为相互独立又相互联系的4个阶段,即:单纯性煤层气开发阶段、互惠性煤层气开发阶段、煤与瓦斯共采阶段和废弃矿井煤层气开发阶段。但随着“煤层气勘查、开采结束前,不设置煤炭矿业权”规定的落实,将来煤炭与煤层气开发仅有单纯性煤层气开发阶段、煤与瓦斯共采阶段和废弃矿井煤层气开发3个阶段。基于各开发阶段不同的的开发目标,提出了各阶段开发效果评价的内容和方法,用于指导各开发阶段开发方案的优选。

准南阜康区块煤层后生生物成因H_(2)S的发现与成因机制

随着排采的进行准南东段阜康区块煤层气井产出的煤层气中H_(2)S浓度呈现逐渐增加的趋势,对安全生产构成严重威胁。基于煤层气勘探开发资料,结合实验室厌氧发酵实验,对该区块排采阶段煤层H_(2)S的异常原因进行初步探讨。煤层气勘探阶段含气量测试结果表明,煤层气原始气体中H_(2)S含量低,最高仅为2.152×10^(−6);排采初期并未出现H_(2)S浓度异常现象,但随着排采的进行,部分井出现异常,如13号井在排采7 a后H_(2)S含量异常增加,高达700×10^(−6)。灰色关联分析表明,H_(2)S的浓度与煤层气井的产水量和水质密切相关,当地下水的补给带来充足的营养物质供给菌群代谢时,就会促进H_(2)S的产出。由该区煤和排采水作为发酵基液构建的厌氧发酵系统表明,H_(2)S的产量与发酵液中SO_(4)^(2−)含量成反比、与HCO_(3)^(−)含量成正比;CH4的产气高峰滞后于H_(2)S,且累计生成量显著低于H_(2)S,而由该区的煤与蒸馏水作为发酵基液构建的厌氧发酵系统则以产CH4为主,仅生成微量的H_(2)S,说明H_(2)S是硫酸盐还原菌以CH4为电子供体还原SO_(4)^(2−)生成的;发酵液中小分子有机酸含量的不断减少说明硫酸盐还原菌同样利用了有机酸为电子供体还原SO_(4)^(2−)生成H_(2)S。因此,现场生产资料和实验室厌氧发酵结果表明该区H_(2)S是由煤层水中的SO_(4)^(2−)被硫酸盐还原菌还原生成。这种排采阶段生成的生物气与以往人们认为的原生和次生生物气都不相同,将其称为后生生物气,其中的H_(2)S称为后生生物H_(2)S。排采过程中后生生物气的生成进一步说明人工干预下的煤层气生物工程实施的可行性。

煤矿瓦斯抽采增产机制及关键技术

瓦斯抽采是煤矿瓦斯灾害治理的主要途径。长期以来,广大科技与工程技术人员研制了多种瓦斯抽采技术,为我国煤矿安全生产提供了有力保障。但是对于一些突出严重的低渗煤层仍存在抽采效率低、成本高的问题,迫切需要形成一套系统的、能够实现瓦斯抽采由"抽得出向抽得快、抽得省、抽得纯、抽得净"转化的技术体系。为此,首先系统介绍了煤岩体结构的定量表征、瓦斯运移产出机制和基于煤岩体结构的瓦斯运移产出过程,并以此瓦斯抽采增产理论为基础,从物理、生化和表面改性等方面厘清了瓦斯抽采增产机制,最后结合团队近20年从事瓦斯治理工作的研究成果,系统分析了水力压裂、钻冲压一体化、老孔修复、三堵两注固液两相封孔、下向瓦斯抽采孔自动排水排渣气驱、地面以孔代巷等六项瓦斯抽采技术的增产原理,简要介绍了研制的相关装备、装置和器材以及现场应用效果。指出煤体结构决定了煤层的可改造性,决定了瓦斯的运移产出流态,进而决定了瓦斯抽采增产技术的选择,是瓦斯治理技术体系建立的基础。揭示了瓦斯抽采的多重增产机制:造缝增透、增容增透、气驱增产、气胀致裂增透、微生物降解增产、强氧化剂氧化增产和表面改性增产等,指出水力压裂、钻冲压一体化、地面以孔代巷三项技术是以增透增产为主要途径的水力强化措施;三堵两注固液两相封孔、老孔修复增透、下向孔自动排水排渣三项技术则是以多重增产机制为基础,以延长抽采钻孔使用寿命、提高抽采瓦斯的质和量为途径的增产技术;气驱技术的本质是增加瓦斯压力梯度、实现抽采后期低压煤层瓦斯抽采增产。已经完成的工程试验和推广应用充分显示出这一技术体系的潜在优势,随着这一技术体系进一步的标准化和程序化,将成为煤矿瓦斯高效抽采的一种普适性技术,其推广应用将大幅度降低瓦斯治理成本。

地面L型井抽采采空区瓦斯适应性及其水平段位置优选

地面L型井抽采采空区瓦斯不仅可减少工作面上隅角瓦斯积聚,而且可获取洁净能源,已在我国多个矿区进行了试验性应用,瓦斯治理效果和经济效益显著,但部分地面L型井抽采效果与预期目标仍有一定差距。为改进L型井瓦斯抽采效果,基于采场岩移“三带”理论及工作面瓦斯运移规律,全面分析了L型井抽采采空区瓦斯的影响因素,对其适应性和L型井水平段位置优选进行了研究。研究结果表明,地面L型井抽采采空区瓦斯技术适宜于采空区涌出量占比高、U型通风和仰采工作面、采空区瓦斯资源量多的高瓦斯工作面。L型井的水平段应靠近工作面回风巷侧布置,垂直方向上,其起始点至终孔点应呈一定的下向倾角,起始点和终孔点高度应分别位于裂隙带上部和下部;水平方向上应位于裂隙发育区内且尽量靠近回风侧边界,同时建立了L型井水平段起始点与煤层底板的垂直距离和距回风巷水平投影距离的计算方法。

基于低负碳减排的深部煤系气一体化开发技术路径

加快推进深部煤系气的商业化开发进程对保障国家能源安全、实现"双碳"目标具有重要意义。基于深部煤系气赋存地质特征,以煤系气一体化开发为出发点,论述采用复合压裂液对煤系气储层进行一体化缝网改造,建立集煤系气增产与CO_(2)同步封存为一体的低负碳减排技术体系,形成深部煤系气一体化开发技术路径。随着埋深和地层压力增大,深部煤系各类储层中游离气含量增加,煤系页岩气、致密气及水溶气资源贡献逐渐增大,煤系气总资源量增加。相较于煤储层,泥页岩层和致密岩层的可改造性强、敏感性弱,实施一体化改造,在泥页岩层和致密岩层中更容易建立可以长期维系的流体运移产出缝网通道,克服煤储层极易伤害的不足。液相CO_(2)前置液具有比水基压裂液更强的造缝能力,在深部储层条件下处于超临界态,可通过对储层萃取改性实现增解、增扩、增透和防水锁等增产效应;在储层条件允许的前提下可通过与CH4竞争吸附强化煤系气产出;液相CO_(2)吸附也可诱发煤岩体膨胀形成微裂缝,进一步沟通基质孔隙和压裂裂缝,促进气体由扩散运移转为渗流运移。液相CO_(2)的多重增产效应可以为煤系气这一低碳能源的商业化开发提供支撑,且注入的CO_(2)能够以吸附、游离和溶解态封存于煤系各类储层,因此,基于液相CO_(2)前置液的一体化开发技术属于低负碳减排技术。作为携砂液,水基低伤害压裂液的毛细管压力较低,具有更强的造缝能力,可有效抑制储层水锁和速敏伤害。建立了以煤系力学地层学为指导的储层评价方法,在煤系页岩气和致密气发育的多煤层区可优选宜采用直井/丛式井煤系气一体化开发的甜层和甜段,在煤系页岩气和致密气不发育的单一厚煤层区可优选水平井层位,实现地质—工程一体化和一井一法。通过分层(段)多簇不均匀射孔、大排量、变排量、大液量压裂形式,结合套管外暂堵、裂缝内暂堵、端部脱砂等限流措施及重复压裂等工艺,可以克服压裂阶段各类储层的层间矛盾,形成层间干扰,实现对各类储层的均匀改造,构建复杂的多级多类裂缝网络体系。采用多级配支撑剂可以实现对不同级别裂缝的有效支撑和裂缝网络的房柱式支撑。由此,在实现深部煤系气开发、获取低碳能源的同时,也可实现CO_(2)的同步封存,这一集低碳和负碳为一体的CCUS技术路径将为中国煤系气大产业建设和实现"碳中和"提供理论与技术支撑。