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《CO2-ECBM中煤储层结构对CH4和CO2吸附-解吸影响的研究》篇一CO2-ECBM中煤储层结构对CH4和CO2吸附-解吸影响的研究摘要本研究关注CO2增强采煤（CO2-ECBM）中，煤储层结构对CH4（甲烷）和CO2吸附/解吸行为的影响。
研究首先介绍了背景、意义、方法与相关文献，之后对实验结果进行了深入探讨。
最后，本研究强调了煤储层结构在提高煤层气回收效率以及控制煤层甲烷和二氧化碳地质封存的重要性。
一、引言随着全球气候变化问题日益严重，碳捕集和储存（CCS）技术，特别是CO2增强采煤（ECBM）技术，被视为减缓温室效应的重要手段。
然而，这一过程中，煤储层的吸附/解吸行为尤其是对CH4和CO2的吸附特性受到了众多因素的影响，其中储层结构是最关键的因素之一。
本篇论文的目的就在于探讨煤储层结构对CH4和CO2的吸附/解吸影响。
二、文献综述近年来，国内外众多学者对煤储层结构及其对CH4和CO2的吸附/解吸影响进行了大量研究。
研究表明，煤的吸附和解吸行为受到多种因素的影响，包括温度、压力、湿度以及煤的物理化学性质等。
其中，煤储层的孔隙结构和化学性质是影响甲烷和二氧化碳吸附/解吸的主要因素。
三、研究方法本研究首先采集了具有不同储层结构的煤样，并进行了必要的处理和分析。
我们采用了多种方法如高压吸脱附仪、扫描电子显微镜（SEM）、X射线衍射（XRD）等手段来分析煤样的孔隙结构、化学性质等关键参数。
然后，我们通过模拟不同储层环境下的CH4和CO2的吸附和解吸过程，探讨了储层结构对甲烷和二氧化碳的吸附/解吸特性的影响。
四、实验结果我们的研究发现，煤储层的孔隙结构和化学性质对CH4和CO2的吸附/解吸行为具有显著影响。
具体来说：1. 孔隙结构：具有较大孔径和较高比表面积的煤样，对CH4和CO2的吸附能力更强。
这是因为较大的孔径有利于气体的扩散和储存，而较高的比表面积则提供了更多的吸附位点。
此外，孔隙连通性也对气体的解吸过程有重要影响。
CO2-ECBM技术的利弊分析白云云;张永成【摘要】CO2-ECBM(注入CO2开采煤层气)技术已成为研究热点,必须要对该技术有客观认识.基于对煤与煤层气之间相互作用及其运移过程的分析可知,注CO2开采煤层气可通过增能作用、吸附置换和驱替作用来实现增产;与此同时,气源、工艺、腐蚀、安全及投资问题也都是工程实施过程中要考虑的因素.本文综合分析了注CO2开采煤层气的利弊,指出应当综合考虑工艺本身的优点和缺点,根据实际情况,选择适合开发方式,还要对整个环节进行系统的经济评价,对理论研究和实际生产均有指导意义.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2017(036)001【总页数】4页(P3-6)【关键词】CO2-ECBM;吸附;置换【作者】白云云;张永成【作者单位】榆林学院能源工程学院,陕西榆林719000;西北大学地质学系,陕西西安710069;煤与煤层气共采国家重点实验室,山西晋城048000【正文语种】中文【中图分类】TE375由于煤层气大多吸附在低渗储层当中，无法形成以抽采井为半径的大范围的解吸-扩散-渗流圈，很难获得较高的产能[1]。
注CO2开采煤层气（CO2-ECBM）技术不仅可以补充地层能量，实现对煤层气的驱替，还能实现对CO2的封存，具有重大的经济和环保意义[2]。
国内外对煤层注CO2开采煤层气的研究历史由来已久，但对于具体的煤层气藏是否适合注CO2开发，技术上是否可行，经济上是否合理，安全上是否有保障，还需进一步研究。
因而，在工艺实践实施过程中，如何依据煤层实际情况选择具体工艺方法已成为项目能否成功的关键。
煤层气开采理论的基础是“解吸－扩散－渗流”，与之对应的工艺过程是“排水－降压－解吸”。
在煤层气排采过程中，常规的抽汲排液使得生产井附近形成压力亏空，因此需要对煤层气进行保压开采，注气驱替煤层气被认为是一种具有发展前途的新措施，所以该方法受到各方面的广泛关注[3，4]。
为此，在煤层中注入CO2气体可以有效提高煤层气的单井产量，其增产机理如下：提高煤层气藏产能、吸附置换煤层中CH4及对气体的驱替作用。
二氧化碳驱数学模型研究进展及发展方向廉黎明;秦积舜;杨思玉;杨永智【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2013(020)002【摘要】中国陆上高含水和低渗透油田的勘探开发现状为二氧化碳驱提高采收率技术的应用提供了广阔的空间,二氧化碳驱数值模拟正是此项技术的关键手段,对二氧化碳驱数学模型进行分析、分类描述并研究其发展前景十分必要.在广泛调研中外文献的基础上,通过分析各种模型如何考虑相和组分,将二氧化碳驱数学模型分为基于黑油模型的二氧化碳驱替模型、传输—扩散模型、近组分模型、全组分模型(闪蒸计算模型)以及新型组分模型等5大类并分别进行描述.通过对比5类模型的特点,揭示了其优缺点,得到的认识是:基于简化全组分模型的新型组分模型,既能够较为清楚地描述实际现象、较为周全地考虑实际条件,又符合实际精度的要求,同时满足计算简便、运算速度快的应用要求.最后,提出了有关二氧化碳驱数学模型在地质表征、相态计算、流体拟组分划分及实用方法应用等提高模型精度方面的发展方向.【总页数】6页(P77-82)【作者】廉黎明;秦积舜;杨思玉;杨永智【作者单位】中国石油勘探开发研究院提高石油采收率国家重点实验室,北京100083;中国石油勘探开发研究院国家能源二氧化碳驱油与埋存技术研发(实验)中心,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE34【相关文献】1.高梯度磁选数学模型研究概况及发展方向 [J], 向发柱2.察尔汗盐湖蒸发成矿及相关数学模型的研究进展 [J], 韩玉兰;刘鲤君;赵云3.基于二氧化碳驱油技术的碳封存潜力评估研究进展 [J], 叶航;刘琦;彭勃4.数学模型预测药源性肝损伤研究进展 [J], 李敏;李思泽;姚莉;相小强5.二氧化碳驱助混剂研究进展 [J], 刘卡尔顿;马骋;朱志扬;杨思玉;吕文峰;杨永智;黄建滨因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2024 年 2 月第 43 卷 第 1 期Feb. ，2024Vol. 43 No. 1DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202306023“双碳”愿景下CO 2驱强化采油封存技术工程选址指标评价张成龙1 王瑞景2 罗翔3 张斌斌4 刘廷1 马梓涵5 刁玉杰1（1.中国地质调查局水文地质环境地质调查中心，河北 保定071051；2.中国石油新疆油田公司开发公司，新疆 克拉玛依 834000；3.中国石油青海油田公司采油三厂，青海 海西816400；4.中国石油长庆油田公司长庆实业集团有限公司，陕西 西安710018；5.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江 大庆163453）摘要： 在国家能源安全和“双碳”战略愿景下，CO 2驱强化采油封存技术（CO 2-EOR ）因能助力油气行业转型发展，成为“低碳化”乃至“负碳化”的首选技术和最现实的选择。
无论是实验、数值模拟还是现场实践，目前国内外学者对CO 2-EOR 研究侧重于CO 2作为高效的驱油“催化剂”本身及油藏CO 2-EOR 适应性认识，对于工程选址评价缺乏统一标准和系统研究。
在充分调研国内外文献的基础上，结合中国CO 2-EOR 应用进展和工程实践，明确了CO 2-EOR 工程选址可行性评价所需的通用依据，指出了CO 2-EOR 工程选址遵循“CO 2封存与驱油双统一”、安全性、经济性的专属性原则，并从CO 2-EOR工程选址的地质、工程、安全、经济4个要素开展了较详尽系统的研究，定性-定量构建了“4+8+27”CO 2-EOR 工程选址三级指标评价体系（GESE ），以期为油藏开展CO 2-EOR 工程选址提供借鉴，助力中国碳减排技术的应用与发展。
关键词：碳达峰碳中和；CO 2-EOR 工程；场地选址；评价指标；地质要素；工程要素；安全要素；经济要素中图分类号：TE357.4；TE38；TE122 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2024）01-0158-10Evaluation of CO 2⁃EOR project site selection indexesunder “dual carbon ” visionZHANG Chenglong 1，WANG Ruijing 2，LUO Xiang 3，ZHANG Binbin 4，LIU Ting 1，MA Zihan 5，DIAO Yujie 1（1.Center for Hydrogeology and Environmental Geology Survey ，China Geological Survey ，Baoding 071051，China ；2.Development Company of PetroChina Xinjiang Oilfield Company ，Karamay 834000，China ；3.No.3 Oil Production Company of PetroChina Qinghai Oilfield Company ，Haixi 816400，China ；4.Changqing Industrial Group Co.，Ltd.，PetroChina Changqing Oilfield Company ，Xi ’an 710018，China ；5.Oil Production Technology Institute of PetroChina Daqing Oilfield Co.，Ltd.，Daqing 163453，China ）Abstract ：Under the strategic vision of national energy security and “dual carbon ”， CO 2-EOR sequestration that can promote oil and gas industry transformation and development to achieve “low carbon ” and even “negative car⁃bon ” becomes the preferred technology and the most realistic choice. In respect of no matter test and numerical sim⁃收稿日期：2023-06-14 改回日期：2023-08-10基金项目：国家自然科学基金碳中和专项“咸水层CO 2封存盖层的力学−化学长期作用机制与安全风险评价方法研究”（42141013）；中国地质调查局地质调查项目“二氧化碳地质储存与资源化利用调查”（DD12120113006600）。
《“双碳”目标下煤田区地热资源开发利用与储能技术》篇一一、引言在全球应对气候变化和推进可持续发展的背景下，“双碳”目标——碳达峰和碳中和逐渐成为各国发展的重要议题。
对于拥有丰富煤田资源的中国来说，煤田区的地热资源不仅具有开发潜力，还为转型提供了绿色发展的路径。
本文将深入探讨在“双碳”目标下，煤田区地热资源的开发利用与储能技术，以实现资源的高效利用和环境保护的双重目标。
二、煤田区地热资源的开发潜力煤田区拥有丰富的地热资源，这些资源通常储存在地下深处，通过一定的技术手段进行提取和利用。
这些地热资源不仅可以用于供暖、制冷和热水供应，还可以转化为清洁能源，对于实现“双碳”目标具有巨大潜力。
通过合理的技术开发和有效的管理策略，能够充分释放地热资源的价值，促进地区经济发展和生态环境保护。
三、煤田区地热资源开发的关键技术（一）地热钻探技术针对地热资源的特性，采用高效的地热钻探技术是开发利用的关键。
现代地热钻探技术结合了地球物理探测、定向钻井和深部钻探等技术手段，能够准确探测地热资源的位置和储量，为后续的开采和利用提供基础数据支持。
（二）地热能提取与转换技术地热能的提取和转换是地热资源开发的核心环节。
通过先进的热交换器、热泵和发电设备等设备，将地下地热能提取出来，并转换为可用的热能和电能。
这些技术的应用不仅提高了地热能的利用效率，还降低了开发成本。
四、储能技术在煤田区地热资源开发中的应用储能技术是提高地热资源利用效率的重要手段。
在煤田区地热资源开发中，储能技术的应用主要体现在以下几个方面：（一）蓄热技术蓄热技术通过在地表或地下建立蓄热装置，将地热能储存起来，以供后续使用。
这种技术可以平衡地热能的供应和需求，提高地热资源的利用效率。
（二）相变储能技术相变储能技术利用物质的相变过程储存和释放能量。
在地热资源开发中，这种技术可以有效地将地热能转化为其他形式的能量储存起来，如固态储热、液态储热等。
这种技术不仅提高了地热能的储存能力，还降低了储能成本。
科技成果——供需协调的矿井水开发利用潜力评价关键技术技术简介该成果以双向交互入渗补给地下水互馈模型为基础，耦合开采沉陷模块和地表水模块，通过优化模型结构、模块和参数，研发了采煤对水资源影响的综合模拟系统，形成一套适用于西北干旱半干旱区的采煤对水循环影响计算平台，为矿区水资源利用和生态环境整治等提供科学依据。
基于矿井水供需协调机理与特征，以DPSIRM框架模型为理论基础，构建供需协调的矿井水开发利用潜力评价指标体系，可实现煤矿矿井水资源化利用决策与管理。
适用于西北干旱半干旱区急需矿井水配置利用的地区。
技术特点1、针对采煤扰动下降雨入渗补给潜水变异过程，识别降雨入渗过程的关键响应反馈因子，探明降雨入渗-潜水位双向响应关系，构建体现采煤驱动下关键因子双向响应关系的水动力场耦合模型，刻画采煤扰动下降雨入渗-潜水位双向响应反馈过程及其带来的影响；2、以水文地质学、煤炭地质学和水文学为指导，以双向交互入渗补给地下水互馈模型为基础，耦合开采沉陷模块和地表水模块，通过优化模型结构、模块和参数研发了采煤对水资源影响的综合模拟系统，形成一套适用于西北干旱半干旱区的采煤对水循环影响计算平台，为矿区水资源利用和生态环境整治等提供科学依据；3、基于矿井水供需协调机理与特征，考虑指标代系统性、代表性、主导性、科学性和可操作性等原则，以DPSIRM框架模型为理论基础，对指标体系进行筛选和定夺，构建供需协调的矿井水开发利用潜力评价指标体系，进而构建灰色-集对模型、评价矿井水开发利用潜力为矿井水开发利用提供了一个新的技术体系，也为矿井水资源纳入水资源统一配置提供依据。
知识产权情况发明专利1项，实用新型专利1项，软件著作权6项获奖情况大禹水利科技进步奖二等奖1项应用情况2020年，该成果在吉林省中西部旱情应急监测系统工程应用，设立88处自动墒情站、1处省墒情中心信息服务平台等，开展基础设施建设、仪器安装及对比观测仪器参数调整等，监测结果准确。
CO2强化煤层气产出与其同步封存实验研究苏现波;黄津;王乾;于世耀【期刊名称】《煤田地质与勘探》【年(卷),期】2023(51)1【摘要】长期以来针对CO2-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,CO2封存逐渐受到重视,煤储层可否作为CO2的封存空间、可否实现CO2驱替CH4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CO2与CH4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CO2-ECBM和CO2吸附封存潜力的影响。
结果表明,随着混合气体CO2比例减少,CH4驱替效果降低,其中40%CH4+60%CO2混合气体的CO2残余量最多,在解吸至0.7 MPa时已有83.05%的CH4产出,而83.62%的CO2吸附残余在煤中,表明其CO2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CO2含量减少,煤中CO2的残余率、残余量以及CH4最终解吸率均降低。
理论计算与实验中CH4解吸率和CO2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CO2占比越高,越有利于最大限度地提升CH4采收率以及煤储层CO2吸附封存潜力。
研究认识为CO2-ECBM和煤储层CO2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。
【总页数】9页(P176-184)【作者】苏现波;黄津;王乾;于世耀【作者单位】河南理工大学资源环境学院;河南理工大学非常规天然气研究院;中国地质大学(武汉)资源学院;中原经济区煤层(页岩)气协同创新中心;河南省瓦斯地质与瓦斯治理重点实验室——省部共建国家重点实验室培育基地【正文语种】中文【中图分类】P618.11【相关文献】1.强化煤层气采收率的深部煤层封存CO2技术(CO2-ECBM)进展研究2.吸附储层中CO2封存与强化采气研究展望3.沁水盆地CO2地质封存及驱替煤层气选区数值模拟研究4.煤层CO2封存与煤层气强化开采基础研究现状5.超临界CO2强化页岩气开采及地质封存一体化研究进展与展望因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
全国二氧化碳地质储存潜力评价与示范工程
实施技术要求
二氧化碳地质储存作为一种重要的气候变化缓解技术，已经被许多国家广泛研究和应用。
为了更好地评估我国二氧化碳地质储存潜力和推进示范工程的实施，下面介绍一些技术要求：
一、潜力评价
1. 必须进行地质优选，重点考虑含二氧化碳的稳定储层，以及该地区的地质构造、岩相、水文地质等因素。
2. 必须进行系统性调查和数据收集，包括勘探、采样、实验和分析。
3. 必须建立适合我国实际情况的潜力评价方法和技术体系，包括方法论、数据处理和模型应用。
二、示范工程
1. 必须严格遵守法律法规和标准规范，实现环保、安全、高效的运行。
2. 必须建立完善的监测和管理体系，及时处理可能出现的风险和问题。
3. 必须加强公众宣传和参与，提高公众的认知和信任。
以上是评估二氧化碳地质储存潜力与实施示范工程的一些技术要求，相关工作应该综合考虑地质、环保、安全等多方面因素，不断完善技术手段和改进管理模式。
CO2-ECBM技术在河东煤田的潜力评估段鹏飞【摘要】根据河东煤田地质构造、煤储层特性、含气性等煤层气地质条件的综合研究，对利用CO2提高煤层气采收率技术（简称CO2– ECBM技术）在河东煤田深部煤层(埋深1000~1500 m)开采煤层气以及埋藏CO2的潜力进行了初步评估。
结果表明，利用CO2–ECBM技术增产煤层气资源量为0.26×1012 m3，占煤层气总资源量的32.1%；CO2埋藏量为12.18×108 t，相当于山西省2013年CO2排放量的3.2倍。
%On the basis of the integrated study of the geological conditions such as geological structures, properties of coal reservoir and gas-bearing properties in Hedong coalfield, the preliminary assessment of the potential for CBM extraction and concealing CO2was carried out by using CO2–ECBM technique( for coal seams at depth from 1 000 m to 1500 m)in Hedong coalfield. The results show that CO2–ECBM technique will increase 0.26×1012m3 of CBM resources, accounting for 32.1% of the total CBM resources, and the quantity of CO2 st orage will be up to 12.18×108t, equivalent to 3.2 times of CO2 emission in 2013 in Shanxi Province.【期刊名称】《煤田地质与勘探》【年(卷),期】2016(044)003【总页数】4页(P21-24)【关键词】CO2-ECBM;煤层气;地质封存;潜力评估;河东煤田【作者】段鹏飞【作者单位】山西省煤炭地质资源环境调查院，山西太原 030006【正文语种】中文【中图分类】P618.11CO2提高煤层气采收率技术（简称 CO2-ECBM技术）的核心机制是 CO2吸附并驱替 CH4的动力学过程。
该技术的优势是有利于CO2地质封存，可提高煤层气采收率，具有一定的经济附加值。
CO2减排和CH4清洁能源开采的双重效益，引起国内外学者开展了大量的研究［1-13］。
E Arril等［1］和于洪观［2］对CH4-CO2二元气体吸附特性和吸附量进行了研究，结果表明 CO2在煤的微表面可以有效地驱替CH4；张洪涛等［3］、刘延锋等［4］和姚素平等［5］对煤封存 CO2地质条件以及煤封存 CO2的潜力进行了研究；刘占勇等［6］和高莎莎等［7］对煤储层渗透性及CO2注入煤层中渗透率变化规律进行了研究；王烽等［8］对利用 CO2-ECBM技术在沁水盆地开采煤层气和埋藏CO2的潜力进行了初步评价。
目前，美国、加拿大、日本和中国都进行了CO2-ECBM技术微型先导性试验［9-13］。
多次试验的结论都认为，向深部煤层中注入CO2提高煤层气的采收率同时实现CO2地质封存在技术上是可行的。
河东煤田煤层气资源条件良好，对河东煤田深部煤层利用 CO2-ECBM技术开采煤层气进行专门研究具有较强的示范意义和实用价值，在分析研究河东煤田煤层气地质条件的基础上，对利用CO2-ECBM 技术在河东煤田深部煤层开采煤层气以及埋藏CO2的潜力进行了初步评价。
从煤炭资源来说，河东煤田主要含煤地层为上石炭统太原组和下二叠统山西组，含煤6～15层，可采6～8层，煤层平均总厚度7～28 m，煤阶为长焰煤-无烟煤（图1）。
从煤层气资源来说，河东煤田煤层气资源条件良好，从北向南依次划分为保兴含气区、三交北含气区、三交-柳林含气区、石楼含气区、大宁-吉县含气区，煤层气资源量达2.794×1012m3［14］。
埋藏CO2的煤层应具有不可开采性，我国现阶段煤层开采深度甚至已经达到800 m，考虑到能源消费、开采成本以及开采技术的发展，结合前人研究成果［15-17］，确定以埋深1 000～1 500 m煤层气资源为研究对象，进行CO2-ECBM技术增采煤层气潜力评价。
1.1 地质构造河东煤田地质构造以褶曲为主，总体为走向SN、向西倾斜的单斜，北部（临县以北）为走向近SN、向西倾斜的单斜，中部为近EW向的“鼻状隆起”，其背斜轴部发育有EW向张性断裂，南部为走向NE向NW倾斜的单斜，并伴有次级褶曲。
总的特征表现为南北分区，东西分带。
河东煤田各含气区的构造样式、性质、组合及复杂程度等未造成煤层中气体的大量逸散，即构造环境有利于气体大面积、长期有效保存，煤层气含量普遍较高，为典型的封闭型构造环境。
1.2 煤层特征河东煤田煤层从上至下可分为山西组的1、2、3、4号煤层和太原组的5、8、9、10号煤层。
其中山西组1、2、3号煤层平均厚度为0.56～1.36 m，为不稳定煤层，4号煤层平均厚度为4.50 m，为稳定煤层。
太原组5、8、9号煤层平均厚度为0.8～1.6 m，为不稳定-较稳定煤层，10号煤层平均厚度为3.5 m，为稳定煤层。
山西组的4号煤层和太原组的10号煤层为埋藏CO2的优选煤层，这是因为厚煤层一方面可以提供更大的CO2储集空间，另一方面，厚煤层相对于不连续的薄煤层而言，具有较好的煤层连通性和稳定的渗透率，能够有效实现CO2对CH4的驱替，保障煤层气的采收率。
1.3 煤储层特征1.3.1 煤储层的渗透性煤储层渗透性主要取决于煤层的裂隙系统，包括内生裂隙（割理）和外生裂隙（构造）。
此外，煤体结构、地层压力和原地应力也与煤层渗透性有关。
孙亮等［18］提出为保证CO2地质封存，煤层渗透率至少需要1×10μm。
目前，根据收集到的矿区煤层资料（埋深＜800 m）评价分析可知，三交-柳林含气区山西组4号煤层渗透率为（1.2～4.2）×10-3μm2，太原组8号煤层平均渗透率为3.68×10-3μm2，10号煤层平均渗透率为2.37×10-3μm2。
同等条件下，煤层渗透率随煤层埋深增大而降低。
另外，研究成果表明向煤层注入CO2后，煤体中矿物质与CO2及水反应后会提升煤体的渗透率，弱酸溶液对中等渗透率煤体改善效果较好［7］。
1.3.2 煤储层围岩的封盖条件煤储层围岩是指煤层的顶板和底板，它们构成煤层气的盖层。
在长期地史演化中，河东聚气盆地地壳稳定下沉，接受沉积埋藏较深，盖层较厚，且盖层普遍发育透气性较差的致密岩层，如泥质岩类，整个煤储层气体处于原始保存状态，后期构造变形微弱，煤层气体得以长期保存。
如石楼、大宁-吉县含气区石炭二叠系主采煤层不仅厚度大，分布广，在1 000 m以深区段构造变形微弱，且盖层以透气性差的泥质岩占优势，气体埋藏保存条件好。
1.4 煤层含气性特征河东煤田煤层变质程度较高，煤田北部以肥煤为主，中南部为焦煤、瘦煤、贫煤和无烟煤，煤层气含量较大，煤层气丰度也相应较高，为2.48×108m3/km2。
河东煤田（聚气盆地）煤层含气量主要受埋深控制，埋深与煤层含气量的关系总体上表现为煤层含气量随埋深的加大而增大，表现为自盆地周边煤层露头向盆地腹地煤层含气量逐渐增大，最高达24 m3/t［19］。
丰富的煤层气资源提高了CO2埋藏的经济效益。
以上研究表明，河东煤田煤层变质程度较高，煤层气含量较大，煤层气丰度也相应较高，煤储层渗透率较好，具有良好的盖层条件，其中山西组的4号煤层和太原组的10号煤层为埋藏CO2的优选煤层，埋藏环境为典型的封闭型构造环境，这些条件的具备为在河东煤田深部煤层利用CO2-ECBM技术增采煤层气奠定了基础。
以2007年山西省煤层气地质研究及资源评价结果［11］为基础，对河东煤田深部煤层（埋深1 000～1 500 m）CO2-ECBM技术潜力进行了初步评价。
评价内容包括3部分：初次可采资源量、CO2-ECBM技术增产资源量和CO2埋藏量。
2.1 计算方法及参数选取2.1.1 煤层气初次可采资源量依据目前国内外煤层气勘探开发现状，采用常规方法可开采的资源量称为初次可采资源量。
目前常规煤层气开采多在1 500 m以浅，煤层气初次可采资源量计算公式如下：式中GCBM为初次可采资源量，m3；G为埋深1 000～1 500 m煤层气资源量，约为0.81×1012m3；R0为平均采收率，%，其取值与煤储层特征、储层原始压力、临界解吸压力、钻井、完井及排采工艺密切相关。
叶建平等［20］根据我国部分煤层气试井数据，计算得出我国煤层气的采收率变化区间为8.9%～74.5%，平均值为35%。
本次评价参考最新资评数据，R0取值37%。
2.1.2 CO2-ECBM技术增产资源量利用 CO2-ECBM技术煤层气增产资源量计算公式如下：式中 GECBM为注 CO2煤层气增产资源量，m3；A为面积平衡因子，本次取值100%；R为CO2-ECBM采收率，%。
由于原始煤储层压力、现场注入时间等条件限制，CO2-ECBM采收率不可能达到100%。
煤层气采收率随煤阶增高而降低，变化范围为50%～100%［4］。
用COMET2对不同煤阶CO2-ECBM产量进行模拟，得出各煤阶中煤层气的采收率，其中气煤、肥煤为 55%～61%，肥煤以上煤阶均为50%［10］。
河东煤田煤阶较高，埋深1 000～1 500 m贫煤、瘦煤、焦煤占80%，肥煤占19%，气煤占1%，同时考虑到深部煤层渗透率降低等因素，R取值为51%。
2.1.3 CO2埋藏量CO2埋藏空间包括两部分，一部分为采用常规技术初次开采煤层气产生的储存空间，另一部分为利用CO2-ECBM技术置换CH4的存储空间。
事实上，计算CO2埋藏量，初次开采煤层气产生的储存空间与注入CO2驱替CH4的效果是一致的。
CO2埋藏潜力计算公式如下：式中 S为CO2的可埋藏量，kg；ρ为标准压力和温度条件下的CO2密度，取1.977 kg/m3；RER为CO2/CH4置换比，不同煤阶的吸附能力不同，CO2/CH4置换比也不同。
研究表明随着煤阶增大，CO2/CH4置换比由 10 1∶逐渐降到1 1∶［4］，参考于洪观等［2］的研究成果，综合河东煤田煤阶、煤层吸附能力等因素，本次确定RER为110%。
2.2 评价结果将相关计算参数（表 1）代入式（1）—式（3）对初次开采煤层气资源量、CO2-ECBM技术增产资源量、CO2埋藏量进行计算。
