📝 摘要

CO₂排放被认为是导致大气CO₂浓度升高和全球变暖的主要来源。在煤层中封存CO₂是降低空气中CO₂浓度的一种技术。此外，由于CO₂的化学和物理性质，CO₂封存是显著提高煤层气采收率的潜在选择。圣胡安盆地Fruitland煤层是美国最具产气潜力的煤层。本研究对该盆地进行了研究，以探索CO₂封存和提高煤层气采收率的潜力。煤层气一次采收率存在争议，根据储层性质不同在20-60%之间。使用CO₂封存作为二次采收技术可将煤层气采收率提高多达30%。圣胡安盆地内渗透率范围为1 md至100 md。Fairway地区具有较高的渗透率和较低的压力。在盆地西部外围有一个过渡带，其特点是渗透率较低、压力较高。由于过渡带渗透率较低，该区域是否适合CO₂封存以及能否实现提高煤层气采收率尚不确定。本研究的目的是确定在圣胡安盆地Fruitland煤层过渡带通过CO₂封存提高煤层气采收率的经济可行性。研究目标有两个：首先，确定在圣胡安盆地过渡带通过注入CO₂是否有提高煤层气采收率的潜力；其次，确定最优设计策略并利用敏感性分析判断CO₂封存/提高煤层气采收率是否经济可行。基于研究结果，找到了四个160英亩井距的最优设计策略：以高注入速率注入CO₂ 10年，甲烷采收率可提高30%，并封存10.5 BCF的CO₂。该项目的经济价值为1756万美元；如果以5美元/吨的价格授予碳信用，则为1907万美元。若不注入CO₂，该项目仅价值1555万美元。

🖥️ CMG软件应用情况总结

项目 内容
所用软件 CMG GEM：多组分、多相组分油藏模拟器，用于煤层气储层建模、历史拟合和CO₂注入/ECBM模拟
模型类型 • 双孔隙度模型（模拟煤层中裂缝系统与基质的相互作用）
• 组分模型，考虑多组分吸附/解吸（使用Peng-Robinson状态方程）
• 10×10×9网格系统，640英亩面积，无流动边界
模拟对象 圣胡安盆地Fruitland煤层过渡带（渗透率~1.5 md，压力~1550 psia），四口160英亩井距的煤层气生产井
应用方式 • 历史拟合：使用CMG GEM对四口井的生产数据进行历史拟合，匹配累计产气量和产水量（误差<5%）
• CO₂注入模拟：研究不同注入位置、注入压力和注入时长对甲烷采收率和CO₂封存量的影响
• 压力相关渗透率建模：使用Palmer & Mansoori模型模拟煤基质收缩和膨胀对裂缝渗透率的影响
• 吸附/解吸模拟：使用Langmuir等温线描述CH₄和CO₂在煤基质的竞争吸附（CH₄吸附体积555 scf/ton，吸附压力500 psia；CO₂吸附体积709 scf/ton，吸附压力215 psia）
• 扩散建模：考虑煤层气解吸的扩散时间常数（1天）
储层参数（表1） • 储层厚度：50 ft，孔隙度：0.25%（裂缝），初始含水饱和度：100%
• 初始储层压力：1550 psia，温度：120°F
• 平均初始渗透率：1.5 md
• 煤密度：1.6 gm/cc，裂缝间距：0.1 ft
• 深度：3225 ft
• Langmuir体积（CH₄）：555 scf/ton
• Langmuir体积（CO₂）：709 scf/ton
• Langmuir压力（CH₄）：500 psia
• Langmuir压力（CO₂）：215 psia
• 煤层解吸时间：1天
历史拟合参数 • 裂缝渗透率（cleat permeability）
• 裂缝孔隙度（cleat porosity）
• 表皮因子（skin，用于井筒附近工作效果）
CO₂注入方案 • 注入井位置：两种方案（五点井网中心 vs 角落）
• 注入压力：1000-2500 psia（受限于裂缝压力）
• 注入时长：10-43年
• 产气中CO₂含量>30%时关井
三种设计场景 • Case 1：慢速连续注入（43年），先1300 psia后1000 psia → 甲烷增产25%，封存14.7 BCF CO₂
• Case 2：中速连续注入（32年），1500 psia → 甲烷增产20%，封存18.4 BCF CO₂
• Case 3：高注入速率（10年），2500 psia → 甲烷增产30%，封存10.5 BCF CO₂（最优）
经济分析参数 • 气价：6.24 /Mcf（6/MMBTU，1040 MMBTU/Mcf）
• 开采权使用费：12.5%，生产税：8%
• 折扣率：12%
• 钻井与完井成本：0.6 MM（注入井）<br>•气体处理成本：0.03/Mcf
• 注入井操作成本：1,500 /月<br>•CO2压缩成本：1/Mcf
• 碳信用（可选）：5 /吨CO2（26/Mcf CO₂）
主要结论 • 在低至中渗透率煤层中，CO₂封存是物理可行的
• CO₂封存可提高煤层气采收率并增加经济价值
• 最优策略：高注入速率、限时注入（10年）
• 当CO₂压缩成本>3 /Mcf或气价<3/Mcf且无碳信用时，项目可能不经济
• 碳信用可显著提高项目经济性

文中明确指出（Case121.pdf）：

“Computer Modeling Group (CMG GEM) is a multi-component, multi-phase reservoir simulator used to model coal bed methane reservoirs. It incorporates dual porosity, diffusion time, adsorption and desorption of gas, and coal matrix shrinkage and swelling.” （第2章，第8页）

“For this research, CMG GEM simulator was used to conduct all simulation runs for history matching, CO₂ sequestration, and forecasting production.” （第2章，第8页）

“In order to history match the four wells, I fixed my calculated bottom hole pressure data and matched my gas rates and water rates.” （第2章，第9页）

“The Palmer & Mansoori model is used to account for pressure dependent permeability.” （第1章，第3页）

🧪 模拟方案与主要结果

1. 储层模型与历史拟合（第2章）

模型参数（表1）：

参数 值 参数 值
储层厚度 50 ft 初始渗透率 1.5 md
裂缝孔隙度 0.25% 初始含水饱和度 100%
初始压力 1550 psia 温度 120°F
Langmuir体积(CH₄) 555 scf/ton Langmuir压力(CH₄) 500 psia
Langmuir体积(CO₂) 709 scf/ton Langmuir压力(CO₂) 215 psia
煤密度 1.6 gm/cc 解吸时间 1天
裂缝间距 0.1 ft 深度 3225 ft

历史拟合结果（图2）：

  • 四口井累计产气量和产水量匹配误差<5%

  • 关键调整参数：裂缝渗透率、裂缝孔隙度、表皮因子

2. CO₂注入设计优化（第4章）

注入井位置对比（图4-5）：

  • 方案I（五点井网中心）：CO₂过早突破，扫及效率差

  • 方案II（角落位置）：更优，CO₂有足够时间吸附并驱替甲烷

三种设计场景：

场景 注入压力 注入时长 甲烷增产 CO₂注入量 CO₂封存量 封存率
Case 1 1300→1000 psia 43年 25% 15.0 BCF 14.7 BCF 98%
Case 2 1500 psia 32年 20% 18.9 BCF 18.4 BCF 97%
Case 3 2500 psia 10年 30% 11.5 BCF 10.5 BCF 92%

3. 经济分析结果（第5-6章）

模型案例（无CO₂注入）：NPV = 1555万美元

无碳信用时（图6）：

  • Case 1：1543万美元（低于模型案例）

  • Case 2：1588万美元（略高于模型案例）

  • Case 3：1756万美元（最优）

有碳信用（5 $/吨 CO₂）时（图7）：

  • Case 1：1627万美元

  • Case 2：1701万美元

  • Case 3：1907万美元（最优）

4. 敏感性分析（第7章）

气价敏感性（图8）：

  • 气价<3 $/MMBTU时，Case 3变得不经济（NPV低于模型案例）

  • 气价越高，Case 3与模型案例的NPV差距越大

年气价涨幅敏感性（图9）：

  • 涨幅越大，Case 3优势越明显

气体处理成本敏感性（图10）：

  • 对Case 3和模型案例影响趋势相同

CO₂成本敏感性（图11-12）：

  • 无碳信用：CO₂成本>3-4 $/Mcf时，Case 3不再经济

  • 有碳信用（5 /吨）：CO2成本高达5/Mcf时仍保持经济性

碳信用敏感性（图13）：

  • 碳信用价格越高，Case 3 NPV越大

  • 碳信用30 $/吨时，Case 3 NPV几乎翻倍

✅ 主要结论

  1. CO₂封存在低-中渗透率煤层中的可行性：圣胡安盆地过渡带（k≈1.5 md）的CO₂封存和ECBM在物理上是可行的，甲烷采收率可提高20-30%。

  2. 最优注入策略：高注入速率、限时注入（2500 psia，10年）优于慢速连续注入。高注入速率能在项目早期提供显著的增产效果，从而提高经济回报。

  3. 注入井位置的重要性：将注入井放置在远离生产井的角落位置比五点井网中心位置更优，可避免CO₂过早突破，提高扫及效率。

  4. 经济可行性条件：

    • 无碳信用时，NPV从1555万美元增至1756万美元（+13%）

    • 有碳信用（5 $/吨）时，NPV增至1907万美元（+23%）

    • 当气价<3 /MMBTU或CO2压缩成本>3−4/Mcf且无碳信用时，项目可能不经济

  5. 碳信用的价值：即使美国未加入京都议定书，碳信用（5-30 $/吨）可显著提升项目经济性，在高碳信用价格下NPV几乎翻倍。

  6. CMG GEM的适用性：CMG GEM能够有效模拟煤层气的双孔隙度系统、压力相关渗透率（Palmer & Mansoori模型）、Langmuir竞争吸附和多组分相行为，是煤层气CO₂-ECBM模拟的有力工具。

🏛️ 作者及单位信息

  • 作者: Angeni Agrawal

  • 单位: 德州农工大学（Texas A&M University），石油工程系

  • 学位: 理学硕士（Master of Science）

  • 毕业时间: 2007年5月

  • 联合主席: Dr. Richard Startzman，Dr. Robert Wattenbarger

  • 委员会成员: Dr. Philip Rabinowitz

  • 系主任: Dr. Stephen Holditch

  • 本科: 德克萨斯大学奥斯汀分校，石油工程（2005年）

  • 出生地: 美国德克萨斯州休斯顿

💡 补充说明

该硕士论文是CO₂-ECBM（提高煤层气采收率）经济可行性评估领域的典型应用研究，核心创新点在于：

  1. 过渡带区域的首次研究：圣胡安盆地Fairway区域（高渗透率）已有Allison Unit先导试验，但过渡带（低渗透率、高压力）的CO₂-ECBM潜力尚未被研究。本研究首次对该区域进行了定量评估。

  2. 完整的经济-技术整合：从历史拟合→CO₂注入优化→三种设计场景对比→经济模型→敏感性分析，形成了完整的技术经济评估链条。

  3. 注入策略的系统优化：通过对比两种注入井位置（五点井网中心 vs 角落）、三种注入压力/时长策略（慢速连续/中速连续/高速限时），确定了最优设计为高注入速率、限时注入。

  4. 压力相关渗透率的关键考虑：使用Palmer & Mansoori模型模拟煤基质收缩（降压时）和膨胀（CO₂注入时）对裂缝渗透率的影响，这对于煤层气储层模拟至关重要。

  5. 碳信用的量化评估：定量分析了碳信用（5-30 $/吨 CO₂）对项目经济性的影响，为政策制定提供了数值依据。

  6. CMG GEM在煤层气模拟中的应用：详细展示了CMG GEM在煤层气双孔隙度模型、Langmuir竞争吸附（CH₄和CO₂）、压力相关渗透率等方面的参数设置和应用方法。

该研究对从事煤层气开发、CO₂地质封存、提高煤层气采收率（ECBM）以及非常规气藏经济评价的工程师和科研人员具有重要的参考价值。

case121

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