针对全球气候变暖问题,各国都在积极采取应对措施降低大气中CO₂浓度,缓解温室效应带来的环境问题。煤层CO₂封存是降低大气中CO₂浓度的有效手段之一,该技术利用煤对CO₂吸附能力强于CH₄这一特点,在提高煤层气采收率同时,实现煤层CO₂封存。CO₂注入煤层后,与煤和CH₄发生复杂的多物理场耦合,其中气体吸附/解吸和有效应力作用通过影响煤层孔渗特性,进而影响CO₂的注入及气体在煤层中的运移。但是这一复杂过程无法进行实时监测,因此需要借助物理实验手段揭示CO₂封存过程中煤储层物性变化规律和机理。受实验条件限制,物理实验不能实现煤层CO₂封存时间跨度和空间范围上的模拟。因此,针对煤层CO₂封存研究,需要结合物理模拟及数值模拟方法。现有的数值模拟研究,多是关注地质条件、工程条件和排采制度对煤层气排采的影响,对CO₂封存影响的研究十分欠缺。因此,针对CO₂封存影响因素开展系统的数值模拟研究,对推动煤层CO₂封存技术实施有重要的指导意义。本文综合煤层气地质学、煤岩学、煤层气开发地质学、表面化学、吸附热力学等学科作为理论基础,以煤层CO₂封存过程中多物理场耦合作为研究目标,结合物理模拟和数值模拟研究手段,探究了不同因素对煤层CO₂封存的影响。本次研究从物理实验入手,探究了三轴围压条件下,围压、CO₂注气压力对气体吸附、煤岩应变及渗透率的影响,同时,构建了三轴应力条件下煤层注CO₂后渗透率变化数学模型,讨论了煤岩最大吸附应变、煤岩可压缩性和混合气体兰式压力随围压的变化规律。在物理模拟研究基础上,开展了系统的数值模拟研究,探究了地质因素、工程条件及CO₂注入条件对煤层CO₂封存的影响。最后,通过CO₂封存实例研究,对比了数值模拟方法和含气量计算方法在CO₂封存量预测上的差异,指出了现有煤层CO₂封存潜力估算中存在的问题。具体研究如下:（1）利用沁水盆地屯留矿3号煤制作的圆柱形煤样,在恒温条件下（25℃）进行煤层注CO₂物理实验。采用高压三轴压力室封装柱样,通过给样品施加不同围压以模拟不同埋深煤层的受力情况。在同一围压下,设计不同的CH₄注入压力（1⁷.5MPa）以模拟不同初始煤储层压力条件,用高于初始储压0.5MPa的注气压力注入CO₂。每个压力点下,同时获取气体吸附、煤岩应变和渗透率数据,通过分析压力条件对气体吸附、煤岩应变和渗透率的影响,探讨不同压力条件对煤层CO₂封存的影响。研究表明:同一注气压力下,气体总吸附量及CO₂/CH₄吸附比均随着围压增加而降低,表明高围压抑制了煤对气体的吸附,并且削弱了CO₂在竞争吸附中的优势。因此,认为埋深增加不利于CO₂吸附。同一围压下,注入气相CO₂时,气体总吸附量、CO₂和CH₄单气体吸附量均随着注气压力增加而增加;而注入液相CO₂,气体总吸附量和CO₂吸附量随注气压力增加而增加,但CH₄吸附量降低。因此,提高注气压力有利于增加CO₂吸附量。并且认为相比气相CO₂,液相CO₂在竞争吸附中的优势更显著,有利于CO₂封存。实验过程中煤岩变形量是由气体吸附/解吸引起的煤基质膨胀/收缩和有效应力对煤岩的压缩共同决定的。应变结果表明,气体吸附引起的煤基质膨胀量始终大于有效应力对煤岩的压缩量,且吸附引起的煤基质膨胀存在各向异性,表现在试件的径向应变始终大于轴向应变。相同注气压力下,围压增加,煤样应变减小。相同围压下,注入气相CO₂时,应变随着注气压力增加而增大,并通过实验数据证实了气体吸附引起的煤岩膨胀是煤岩形变的主要表现形式。注入液相CO₂时,煤岩应变随着注气压力增加而降低,结合气体吸附量数据,认为应变降低可能由以下原因引起:（1）相比气相CO₂,液相CO₂对CH₄置换能力更强,因此,注入液相CO₂,CH₄解吸量显著增加,解吸引起的煤基质收缩量增加,导致煤岩总应变降低;（2）围压恒定时,注气压力增大到一定程度,煤基质骨架被压缩。同一注气压力下,围压增大,煤岩渗透率降低,CO₂的注入难度增加。实验围压范围内,相邻围压下的渗透率差值随着围压增高而变大,表明埋深越大,围压对煤岩渗透率的影响越显著,不利于CO₂注入。同一围压下,注入气相CO₂时,煤岩渗透率随着CO₂注气压力增加呈“先降低后升高”的变化趋势,变化趋势转折点在3.5MPa。当注气压力超过CO₂液化点时,煤岩渗透率随注压增加继续上升。因此,整体上增加注气压力有利于CO₂注入。（2）结合物理实验结果,分析了气体吸附和有效应力同渗透率之间的关系,构建了煤层注CO₂后渗透率变化数学模型。通过拟合实验数据,获取数学模型中相关参数值,包括最大吸附应变和煤岩可压缩性。发现围压增大,煤岩最大吸附应变降低,煤岩的压缩程度增加。煤岩吸附膨胀对渗透率的影响可以等效于有效应力对渗透率的影响,即通过力的作用影响裂隙宽度,改变煤岩渗透率。因此,可以将吸附引起的应变转化成吸附引起的应力变化,变形后的渗透率数学模型与S&D模型形式一致,表明S&D模型能够较好的预测煤层注CO₂后的渗透率变化。在后续开展的数值模拟研究中,选择用S&D模型预测煤层渗透率对有效应力作用和气体吸附/解吸引起的煤基质膨胀/收缩的综合响应。（3）受实验室条件限制,物理模拟很难还原煤层CO₂封存工程的实际情况,且煤层CO₂封存工程中,随着煤储层温压条件变化,注入的CO₂相态比较复杂。因此,本次研究采用数值模拟方法,以沁水盆地3号煤层作为基础地质背景进行模型建立和参数设置,采用单因素控制变量法,讨论了地质因素、工程条件及CO₂注入条件对实际工程中CO₂封存的影响。模拟过程控制注入井最大井底压力进行CO₂连续注入,同时控制生产井最小井底压力进行降压。分析地质因素对CO₂封存影响时,主要讨论煤层温度、压力、厚度、孔渗特性、吸附解吸特性及含气量对CO₂封存的影响,归纳模拟结果可以得到以下结论:（1）煤层埋深影响煤储层温压条件,整体上埋深增加,煤储层具有储压大、温度高的特征,不利于CO₂注入和吸附。温度升高不利于CO₂吸附,当煤储层温度超过45℃,CO₂封存量开始显著下降。（2）渗透率对CO₂的注入速率及气体在煤层中的运移影响显著。模拟CO₂在0.01¹mD煤储层中的注入过程可得:相同注入压力下,1mD煤储层条件下CO₂平均注入速率为3400m³/d,分别是0.1mD和0.01mD渗透率的7倍和34倍;且渗透率越大,CO₂在煤层中运移速度越快,在生产井突破时间越早。（3）CH₄含气量高的煤储层,CH₄解吸量大,平均储压较高,不利于CO₂注入。（4）煤储层CO₂/CH₄吸附比越高,相同注压下的CO₂注入速率越大,有利于CO₂封存。探究工程因素对CO₂封存的影响主要分析了产注间距（生产井和注入井之间距离）和压裂效果两方面。根据模拟结果可得:注压相同,产注间距小,CO₂注入速率大,CO₂突破时间早,受产、注井控制面积限制,突破时CO₂封存量较小。压裂效果包括裂缝半长和裂缝导流能力,裂缝半长大,加速了CO₂在煤层中的运移速率,提高了CO₂封存效率,模拟算例中,裂缝半长大于100m后,半长继续增加对CO₂封存效率的促进效果减弱;另外,裂缝导流能力越好,CO₂封存效率越高。从注入压力、注入方式和注入时机几个方面分析了注入条件对CO₂封存的影响,得出以下几点结论:（1）提高注气压力有利于提高CO₂封存效率,注气压力高于煤储层压力1.2MPa时,有利于CO₂封存。（2）注入等量CO₂,定压和定速两种方式下CO₂突破时间接近;突破时,定压注入CO₂封存量大于定速注入CO₂封存量。（3）在不同煤层气排采阶段,以相同压力注入CO₂,对比CO₂在生产井突破时煤层中CO₂封存量,发现在煤层气即将进入产气高峰前注入CO₂,封存量最大,其次是在稳定产气阶段注入CO₂,应避免在排采后期注入CO₂。并且,研究指出吸附比、温度、煤厚、井间距和注入压力是影响煤层CO₂封存量的主要因素,研究结果对煤层CO₂封存项目开展具有重要的指导意义。（4）应用SIMED软件,对柿庄北CO₂-ECBM先导性试验SX006井组开展CO₂封存实例研究。模拟实例中,CO₂连续注入23年后,在距离注入井412m的生产井突破。模拟面积下,突破时CO₂封存量为2.051×10⁷m³,最大模拟时间内封存量为2.511×10⁷m³。应用含气量方法计算的CO₂封存量介于1.046×10⁷².530×10⁷m³。两种方法得到的最大CO₂封存量接近;模拟中CO₂突破时封存量是计算最大封存量的81%;模拟中连续注气10年后CO₂封存量是9.349×10⁶ m³,比计算最小封存量少10%。与含气量计算方法相比,数值模拟方法考虑了更多影响CO₂封存的参数。特别是,模拟方法重点考虑了CO₂注入后,煤储层物性动态响应对CO₂注入、吸附和运移的影响。因此,数值模拟方法得到的封存量是一个动态变化的量,对煤层CO₂封存潜力评价更准确。