煤岩气-煤炭地下气化协同共采机理与数值模拟OA

煤岩气资源和上产潜力巨大,但面临产量递减快、预计最终可采储量(EUR)偏低等问题,传统外源加热增产方式能效偏低;煤炭地下气化可以实现地下原位加热,两者具备资源与能量协同开发潜力。为解决两者协同共采机理不清、煤岩气井增产潜力不明、关键工艺参数缺少科学指导等突出问题,开展了煤岩气与煤炭地下气化协同共采机理和数值模拟研究。研究结果表明:①热能释放与利用的互补性、开发对象的差异性、开发机理的互促性、开发技术的借鉴性,是两者协同共采的基础;②通过气化腔围岩塑性破坏与煤岩热作用增渗、高温与气体竞争吸附促进CH4解吸、粗煤气驱替补能的耦合作用,达到增加甲烷气源、降低流动阻力、增大渗流动力的效果,根据不同区域的主要作用机理差异性,将煤层划分为塑性破坏区、热作用区、竞争吸附区和未被扰动区;③建立了协同共采数学模型和数值模拟方法,模拟结果表明协同共采能使煤岩气井千米EUR提高10.4%,单井采收率提高5%,气化腔附近煤层渗透率比初值提高2个数量级以上,煤层最大CH4压力提高79.5%;④CO_(2)分压对煤岩气井增产具有正向作用,煤岩气井EUR提高比例与单腔气化时长呈现正相关关系,并存在明显拐点;⑤气化井与煤岩气井的距离、气化时机均存在合理值,模型参数条件下,合理井距为110 m,煤岩气井生产1000~1500 d后开始协同共采,能够降低煤岩气井自然产量递减率,与前期高产阶段实现接续生产;⑥沿倾斜煤层布井时建议将气化井部署在煤岩气井的低部位,沿倾向布井时建议将气化井沿下倾方向部署。结论认为,煤岩气与煤炭地下气化协同共采实现了新类型非常规天然气开发与固体资源流态化开发的有机结合,数值模拟结果表明该技术具有良好的煤岩气增产潜力,研究成果能为协同共采试验方案编制提供指导。