二氧化碳驱替甲烷过程中煤层气增产效果、储层渗透率的数值模拟分析

Numerical Simulation Analysis of CBM Production Increase Effect and Reservoir Permeability in the Process of Carbon Dioxide Displacement of Methane

摘要: 二氧化碳驱替煤层甲烷可以提高煤层气的采收率，有效利用煤层资源，减少二氧化碳排放和减少温室气体的影响，具有环保和经济双重效益。为了调查CO₂强化煤层气的采收效率，本文采用数值模拟的方法，基于Fick扩散定律、Darcy渗流定律和扩展朗格缪尔等方程，利用Comsol Multiphysics软件模拟分析了不同二氧化碳注气压力、注入井与生产井间距对二氧化碳驱替甲烷的影响。研究表明注CO₂对提高CH₄累计产出量具有积极的作用，注气压为4 MPa、6 MPa时的CH₄的产出量较2 MPa增长250%、351.92%。随着时间的抽采，生产井附近CH₄浓度最后均趋于一定值，抽采1800 d时，注入井与生产井两井孔水平间距为50 m时甲烷累计生产量最高，50 m为最优间距。生产井附近的压力主要由卸压作用决定，卸压降低了煤层的吸附能力和煤层的吸附变形，使煤层的孔隙度变大，导致煤层的渗透率高于初始渗透率，注入井煤层中CO₂与CH₄的竞争吸附作用引起煤体的膨胀和变形，降低了煤储层孔隙度进而降低其渗透率。

Abstract: Carbon dioxide displacement of coalbed methane can improve the recovery rate of coalbed methane, effectively utilize coal seam resources, reduce carbon dioxide emissions, and reduce the impact of greenhouse gases, with dual benefits of environmental protection and economy. In order to investigate the recovery efficiency of coalbed methane during CO₂-ECBM, the original text will use numerical simulation methods, based on Darcy flow, Fick diffusion, and extended Langmuir equations, and use Comsol Multiphysics software to simulate and analyze the effects of different carbon dioxide injection pressures and the spacing between injection wells and production wells on carbon dioxide displacement of methane. Research has shown that CO₂ injection has a positive effect on increasing the cumulative production of CH₄, with CH₄ production at 4 MPa and 6 MPa increasing by 250% and 351.92% compared to 2 MPa. With different spacing between two wells, the CH₄ concentration near the production well eventually tends to a certain value over time. When pumping for 1800 days, the cumulative methane production is highest when the horizontal spacing between the two wells is 50 meters, which is the optimal spacing. The pressure near the production well is mainly determined by the pressure relief effect, which reduces the adsorption capacity of the coal seam, thereby reducing the adsorption deformation of the coal seam, increasing the porosity of the coal seam, and causing the permeability of the coal seam to be higher than the initial permeability. For gas injection wells, the competitive adsorption effect of CO₂ and CH₄ will cause the expansion and deformation of the coal body, reduce the porosity of the coal reservoir, and thus reduce its permeability.

1. 引言

煤层瓦斯以甲烷为主，对矿井生产的危害极大。如果甲烷能够被科学合理进行开发，既可以消除矿井生产中潜在的危险，又可以创造良好的经济效益，是一种优质、清洁的能源[1] [2]。甲烷的温室效应比二氧化碳强20倍，是继CO₂之后的第二大温室气体，二氧化碳驱替煤层甲烷不仅可以达到减排、实现环保还可以减少煤矿事故的发生[3]-[7]。注CO₂强化煤层CH₄开采(CO₂-ECBM)是一种将二氧化碳减排和新能源开采相结合的新型开采方法，在减少CO₂排放量的同时，可以增加煤层甲烷的产量，引起了国内外学者的高度重视[8] [9]。

国内外学者从不同角度对CO₂-ECBM机理进行了大量研究。Fulton等[10]研究了CO₂注入对煤层中气体置换的影响，研究发现利用该技术可以显著地提高煤层气的开采效率，其中采用循环注入气体的方法最为有效。Clarkson等[11]研究提出，在瓦斯抽采过程中，将瓦斯抽提至煤体，以减少瓦斯分压或与瓦斯竞争，促进瓦斯解吸，提高瓦斯产能。唐书恒等[12]开展了甲烷-CO₂及甲烷-N₂双组分气体的竞争性吸附试验，研究发现，煤样对CO₂的吸附性能明显优于甲烷，证明了利用CO₂置换煤中的甲烷是可行的，并且CO₂置换气体的效率要比N₂高。孙可明[13]通过构建注气开采的数学模型，得出CO₂注入能够有效地提高煤层气的排采效率，进而提高煤层气的产量。吴嗣跃等[14]针对中国煤层渗透性低，常规瓦斯抽采效果不理想的问题，建立了三维注气驱替模型，探究了注气驱替增产机理，模拟结果显示，注气增产法可使采收率达到90%以上。综上，数值模拟方法不仅能重现煤层气开发过程，还能对CO₂-ECBM的开发潜力进行量化分析，而且投资少、时间短，对CO₂驱油的工程方案优选和甲烷增产效果评估有明显的优势。

本文基于流体控制方程、应力场方程等在煤层煤基质内的扩散场和裂隙内的渗流场耦合以开展数值模拟，探讨CO₂-ECBM过程中不同注气压力和井间距对CH₄开采的影响，分析了不同注气压力对煤储层渗透率的影响，研究成果对煤层CO₂-ECBM工程实践具有借鉴意义。

2. CO₂-ECBM过程气固耦合数学模型

在模型推导过程中作如下假设：1) 假设煤层中处于游离状态的二氧化碳和甲烷气体规律均服从理想气体状态方程[15] [16]；2) 假设煤层中只含有二氧化碳与甲烷两种气体，不考虑水的作用，气体的吸附解吸规律符合扩展的Langmuir方程；3) 假设煤层孔隙系统中处于吸附状态的二氧化碳和甲烷气体的运移方式均为扩散且服从Fick定律，煤层裂隙系统中处于游离状态的二氧化碳和甲烷气体的运移方式均为渗流且服从Darcy定律，气体在扩散和渗流之间会发生质量交换作用[17]；4)煤体骨架和孔隙引起的变形远小于煤层自身的尺度。

2.1. 煤储层流体控制方程

2.1.1. 气体扩散运动的质量守恒方程

二氧化碳和甲烷在煤体内扩散运动的质量守恒方程为[18]：

$\frac{\partial c_i}{\partial t}+\nabla \cdot \left(-D_i\nabla c_i\right)=-Q_i\left(i=1,2\right)$ (1)

式中：i为单一组分气体，$i=1$ 代表甲烷气体，$i=2$ 代表二氧化碳气体；$c_i$ 为单一组分气体i的浓度，kg/m³；$D_i$ 为单一组分气体i的扩散系数，m²/s；$Q_i$ 为汇源项，kg/(m³∙s)，是描述吸附态与游离态气体之间质量交换的参数。

2.1.2. 气体渗流的质量守恒方程

游离态气体在裂隙中渗流运动的质量守恒方程为[18]：

$\frac{\partial m_i}{\partial t}+\nabla \cdot \left({\rho }_{i}q\right)=Q_i\left(i=1,2\right)$ (2)

式中：${\rho }_i$ 为单一组分气体i的密度，kg/(m³∙s)；q为二元气体总的渗流速度，m/s；$m_i$ 为单一组分气体i的含量，kg/m³，其中只包括游离态气体不考虑吸附态气体，其定义为$m_i=\phi {\rho }_i$ ，其中$\phi$ 为孔隙率。

不同组分的气体在煤裂隙系统中的渗流分别符合Darcy定律，不考虑气体分子重力效应的影响，则气体总渗流速度表达式为[18]：

$q=-\frac{k}{u_i}\nabla p$ (3)

式中：k为渗透率，m²；$u_i$ 为单一组分气体i的动力粘性系数，Pa∙s；p为总压力，$p=p_1+p_2$ ，MPa。

2.1.3. 质量交换方程煤中处于吸附态与游离态之间气体的质量交换可定义为[19]

$Q_i=\left(c_i-c_{pi}\right)\tau$ (4)

式中：$\tau$ 为解析扩散系数，m²/s。

2.1.4. 多元气体吸附平衡方程

吸附态气体在假想平衡压力$p_i$ 下气体组分含量符合广义Langmuir方程[19]：

$c_{pi}={\rho }_{ia}{\rho }_c\frac{a_i{b}_i{p}_i}{1+b_1{p}_1+b_2{p}_2}$ (5)

式中：${\rho }_{ia}$ 为标况下单一组分气体i的密度，kg/m³；${\rho }_c$ 为媒体密度，kg/m³；$a_i$ 为单一组分气体i在煤层中单独吸附时的极限吸附量，m³/kg；$b_i$ 为单一组分气体i吸附平衡常数，MPa⁻¹；$p_1$ 、$p_2$ 为甲烷和二氧化碳气体平衡分压。

2.1.5. 气体状态方程

假设各组分气体均为理想气体，可表示为：

${\rho }_i=\frac{M_i}{R_{i}T}p$ (6)

式中：$M_i$ 为单一组分气体i的摩尔质量，kg/mol；$R_i$ 为单一组分气体i的气体常数，J/(mol∙K)；T为气体温度，K。

所以标况下的气体状态方程表示为：

${\rho }_{ia}=\frac{M_i}{R_i{T}_a}{p}_a$ (7)

式中：p_a和T_a为标况下的甲烷压力与温度，其中p_a取值1 MPa，T_a取值273 K。

2.2. 煤储层应力场方程

基于多孔介质弹性理论，煤体变形受应力、气体压力、气体吸附等多因素共同作用，可以推导出考虑吸附作用的煤的本构方程[20]-[22] (式(8))。

${\epsilon }_{ij}=\frac{1}{2G}{\sigma }_{ij}-\left(\frac{1}{6G}-\frac{1}{9K}\right){\sigma }_{nn}{\delta }_{ij}-\frac{\alpha }{3K}\left(p_1+p_2\right){\delta }_{ij}+\frac{{\epsilon }_s}{3}{\delta }_{ij}$ (8)

式中：${\epsilon }_{ij}$ 为应变张量分量，m，其中$i,j=x,y$ 表示二维坐标系中方向；G为剪切模量，MPa；${\sigma }_{ij}$ 为应力张量分量；${\sigma }_{nn}$ 为正应力分量，其中$n=x,y$ 表示二维坐标系方向；${\delta }_{ij}$ 为Kronecker符号；$\alpha$ 为Biot系数；K为媒的体积模量，MPa。

式(9)为煤储层的平衡方程，且应变分量与位移分量满足式(10) [20]。

${\sigma }_{ij,j}+F_i=0$ (9)

${\sigma }_{ij}=\frac{1}{2}\left(u_{ij}+u_{ji}\right)$ (10)

式中：$F_i$ 为体积力分量；$u_{ij}、u_{ji}$ 为位移分量。

根据方程(8)-(10)可以推导出CO₂-ECBM过程中应力场的Navier-Stokes方程如下式(11)：

$G{u}_{ij}+\frac{G}{1-2\nu }{u}_{ji}+F_i=\alpha \left(p_1+p_2\right)+K{\epsilon }_s$ (11)

2.3. 煤层孔隙度与渗透率方程

通过分析气体压力、基质吸附解吸变化引起的煤变形，可以推导出孔隙度公式[22] [23] (式12)：

$\phi =\frac{V_p}{V}=1-\frac{1-{\phi }_0}{1+{\epsilon }_v}\left(1+\frac{\Delta V_s}{V_{s0}}\right)$ (12)

式中：$V_p$ 为煤体孔隙体积，m³；V为煤体总体积，m³；${\phi }_0$ 为煤层初始孔隙度；$\Delta V_s$ 为煤体骨架体积改变量，m³；$V_{s0}$ 为煤体初始骨架体积，m³；${\epsilon }_{\nu }$ 为煤体积应变。

其中$\frac{\Delta V_s}{V_{s0}}$ 可通过式(13)获得：

$\frac{\Delta V_s}{V_{s0}}=-\frac{\alpha }{K_s}\left(\Delta p_1+\Delta p_2\right)+\Delta {\epsilon }_s$ (13)

式中：$K_s$ 为煤体骨架体积模量，MPa。${\epsilon }_s$ 为煤层中CO₂与CH₄的吸附、解吸会引起煤基质体积应变，其计算通过式(14)获得：

${\epsilon }_s={\epsilon }_H+{\epsilon }_O=\frac{{\epsilon }_1{b}_1{p}_1+{\epsilon }_2{b}_2{p}_2}{1+b_1{p}_1+b_2{p}_2}$ (14)

式中：b₁为CH₄的Langmuir吸附常数，MPa⁻¹；b₂为CO₂的Langmuir吸附常数，MPa⁻¹；${\epsilon }_H$ 为CH₄吸附﹑解吸会引起的应变量；${\epsilon }_O$ 为CO₂吸附、解吸会引起的应变量；${\epsilon }_1$ 为CH₄的Langmuir体积应变常数；${\epsilon }_2$ 为CO₂的Langmuir体积应变常数。

将式(13)代入(12)，整理可得孔隙度公式为：

$\phi =\frac{V_p}{V}=1-\frac{1-{\phi }_0}{1+{\epsilon }_v}\left[1-\frac{\alpha }{K_s}\left(\Delta p_1+\Delta p_2\right)+\Delta {\epsilon }_s\right]$ (15)

利用渗透率和孔隙率之间的立方定理可以推导出煤层渗透率公式如下[24] [25]，如式(16)：

$k=k_0{\left\{\frac{1}{{\phi }_0}-\frac{1-{\phi }_0}{{\phi }_0\left(1+{\epsilon }_v\right)}\left[1-\frac{\alpha }{K_s}\left(\Delta p_1+\Delta p_2\right)+\Delta {\epsilon }_s\right]\right\}}^3$ (16)

式中：$k_0$ 为煤储层初始渗透率，m³。

综上所述，式(1)、式(2)、式(4)、式(11)、式(15)、式(16)共同构成二氧化碳驱替甲烷的气固耦合模型。

3. 模拟方法及参数条件

3.1. 数值模拟方法

(a) (b)

Figure 1. Geometric model and grid division of the geological strata in this simulation

图1. 本次模拟的地层几何模型与网格划分

本论文运用COMSOL作为开展数值模拟工作的基础软件。为了保证数值模拟计算的可行性和有效性，可以将煤层瓦斯抽采过程在空间三维上简化为二维问题，将其设置为长为150 m的正方形，其模型网格如图1所示，A为注入井，B₁、B₂、B₃、B₄为抽采井，采用单井注气、多井生产的方式，井筒半径为0.1 m。选择对角线AB₃和点C来观察模拟效果。模拟7 m埋深煤层所受地层垂向应力，左右边界为辊支撑约束，所在煤层所受水平应力为恒定，底部为固定约束，假设在模拟CO₂注入煤层过程中对底部岩层没有影响。模型采用参数取值来自于沁水盆地3号煤层的实际地层情况，部分力学参数根据文献补充和试验测试获得。模型的参数如表1所示[20] [24]-[28]。

Table 1. Numerical simulation parameters

表1. 数值模拟参数

参数名称	符号	取值
煤杨氏模量	E	2.71 GPa
煤骨架杨氏模量	$E_s$	8.47 GPa
泊松比	$\nu$	0.35
煤层密度	${\rho }_c$	1450 kg/m^3
初始孔隙度	${\phi }_0$	0.037
初始渗透率	$k_0$	4 × 10^−^16 m^2
煤层初始温度	T	303 K
CH4黏度系数	${\mu }_1$	1.03 × 10^−^5 Pa·s
CO2黏度系数	${\mu }_2$	1.38 × 10^−^5 Pa·s
CH4扩散系数	$D_1$	1.35 × 10^−^8 m^2/s
CO2扩散系数	$D_2$	7.43 × 10^−^8 m^2/s
CH4 Langmuir吸附常数	$b_1$	0.8 MPa^−^1
CO2 Langmuir吸附常数	$b_2$	1.52 MPa^−^1
CH4 Langmuir体积变形常数	${\epsilon }_1$	0.0128
CO2 Langmuir体积变形常数	${\epsilon }_2$	0.0237
标况下CH4气体分子质量	$M_1$	16 g/mol
标况下CO2气体分子质量	$M_2$	44 g/mol

3.2. 模拟方案及边界条件

第一阶段模拟初始煤层压力为1.5 MPa，CO₂压力为零，注入井为恒压边界条件，生产井与大气相连，压力为0.1 MPa，其他边界为零流量边界条件，研究注气压力分别为2 MPa、4 MPa、6 MPa下CH₄浓度、CH₄产量、煤层渗透率变化情况。第二阶段模拟注入井与生产井间距对CO₂-ECBM生产的影响。

4. 结果与讨论

4.1. 不同注气压力对CO₂强化CBM开采效果的影响

4.1.1. 注气压力对CO₂-ECBM过程气体组分变化的影响

图2和图3为注气压力为2 MPa和6 MPa时CH₄和CO₂的浓度分布情况，在同一时间下，注气压力越大，CO₂运移的范围也越大，运移范围的增加量随时间逐渐增大。注气压力越大，说明对应的储层压力梯度就越大，相应的渗流速度也越大，能够在煤中存储更多的CO₂。在同一时间，注气压力越大，CH₄被驱替的范围也越大，CO₂从煤储层裂隙内渗流到孔隙中的速度也越快，孔隙内CH₄被驱替的越彻底。说明CO₂驱替CH₄的压力越大，CH₄在相同时间内脱离原有位置、离开煤储层的时间就越短，进而可在较短时间内提高CH₄的产量[26]。

(a) (b)

(c) (d)

(e) (f)

Figure 2. CH4 concentration distribution under different injection pressures

图2. 不同注气压力下CH₄浓度分布

(a) (b)

(c) (d)

(e) (f)

Figure 3. CO2 concentration distribution under different injection pressures

图3. 不同注气压力下CO₂浓度分布

图4为在对角线AB₃上注气压力为4 MPa时CH₄浓度随时间的变化情况。从图4中可以看出，CH₄浓度的最大改变区在注入井附近和生产井附近。在注气10 d时，距注入井大约10 m时CH₄浓度最高，且在8~15 m范围内为甲烷富集区。当注气365 d时，甲烷富集区范围变为40~60 m，在注气1500 d时，甲烷富集区范围变为80~100 m，随着注气时间的增加，甲烷富集区的范围越来越接近生产井。

Figure 4. Changes in CH4 concentration on the diagonal of the mode

图4. 模型对角线CH₄浓度变化

图5为不同注气压力条件下气体压力与C点随时间变化情况。不同注气压力下，CH₄压力随时间增大而降低；在同一时间内，注气压力越大，煤层CH₄压力越低，CH₄压力的减少量随着注气压力的增大而增大。CO₂压力随着注气时间和注气压力的增大而增大，且注气压力越大，CO₂压力达到饱和压力的时间越短。CO₂压力的增加量也随着注入压力的增大而增大。

(a)

(b)

Figure 5. Pressure distribution of CH4 and CO2 at point C of the model under different injection pressures

图5. 不同注气压力下模型C点CH₄和CO₂压力分布

4.1.2. 注气压力对CO₂-ECBM过程CH₄产出效果的影响

图6为不同注气压力条件下煤储层中CH₄累积产量随时间的变化情况。CH₄累积产量随注CO₂时间和压力的增加而增加。在注气压力为2 MPa、4 MPa、6 MPa下，1800 d时CH₄的产出量分别为0.52 × 10⁶ m³、1.3 × 10⁶ m³、1.83 × 10⁶ m³。以注入压力2 MPa为参考，4 MPa、6 MPa时的CH₄的产出量较2 MPa增长250%、351.92%，表明提高注气压力可以明显提高生产效率，注气压力越大甲烷累积产量增长率越大，生产效率也越大。

Figure 6. Changes in cumulative methane production

图6. 甲烷累积产量变化图

4.1.3. 注入井与生产井间距对CO₂强化CBM开采效果的影响

为研究注入井与生产井间距对二氧化碳驱替甲烷的影响，保持其它参数不变，模拟注气压力2 MPa下两井孔水平间距分别为35 m、50 m、65 m、70 m、72 m、73 m、74 m、75 m 8 种情况下生产井的产出甲烷浓度、累计产量的变化。以每个生产井附近前0.1 m处的CH₄浓度为参考对象，模拟结果如图7所示。从图7中可以看出，注入井与生产井水平距离为35 m时，CH₄浓度在前100 d逐渐下降，此时CO₂还没波及至生产井，大约在一百天后浓度开始上升，大约500 d 时CH₄浓度达到峰值250 mol/m³，随着生产井的抽采，最后CH₄浓度逐渐下降。注入井与生产井间距越来越大时，CH₄浓度达到峰值所用的时间就越长。对于不同两孔井间距，生产井附近CH₄浓度最后都趋于170~185 mol/m³之间，所以两井孔间距对稳定后CH₄浓度没有显著影响，而且两井孔间距越小，生产井附近处的CH₄浓度峰值越大，出现的时间就越早。

Figure 7. Time variation of methane concentration near different horizontal intervals

图7. 不同水平间距附近甲烷浓度随时间变化

Figure 8. Cumulative methane production at different intervals

图8. 不同间距下甲烷累计生产量

如图8所示，以抽采1800 d为参考，两井孔间距为35 m时，甲烷累积生产量小于两井孔水平间距为50 m、65 m时的生产量，水平间距为50 m的甲烷累计生产量最高，甲烷解析半径的大小决定了甲烷从煤层中释放的范围。当二氧化碳注入后，会与甲烷发生竞争吸附，导致甲烷从煤体表面解吸。如果注入井与生产井的间距小于甲烷解析半径，那么解吸的甲烷可以更容易地流向生产井并被采集；但如果间距过大，解吸的甲烷可能会流向其他区域，而不是被生产井所捕获，因此两井孔水平间距为50 m时为最优间距。注气有效影响半径随着注气时间和注气压力的增大而增大，这意味着注入井和生产井之间的距离越大，注气对生产井附近区域的影响就越小，可能导致甲烷的解吸效率降低。相反，如果两者之间的距离较小，注气对生产井附近区域的影响较大，有助于提高甲烷的解吸效率和抽采效果。但两井孔间距也不是越大或者越小越好，距离越小生产的成本高，甲烷的产量也不一定是最高，距离过大可能抽采的时间可能更长。

4.2. 注气压力对CO₂-ECBM过程中煤层渗透率变化的影响

图9为不同注气压力条件下注气365 d时煤储层渗透率沿模型对角线AB₃的变化。由图9和表1中结果对比，注水井周围的渗透率比初始渗透率低，在生产井周围的渗透率比初始渗透率高；生产井的渗透率比注入井的渗透率要高得多，在相同的开采时间下，渗透率随注气压力的增加而减小。随着CO₂的注入，煤储层的压力不断升高，煤体的有效应力增加，导致储层的孔隙度也会随之下降，从而导致渗透率的下降。在接近生产井的区域，由于CO₂没有扩散到生产井，生产井附近的压力主要由流体压力决定，流体压力降低煤层CH₄吸附导致煤基质收缩，使煤层的孔隙度变大，导致煤层的渗透率高于初始渗透率。对于注入井，CO₂与CH₄的竞争吸附作用(CO₂吸附能力大于CH₄)将引起煤体的膨胀和变形，降低了煤储层孔隙度，从而降低其渗透率。说明CO₂未波及生产井时，注入井附近渗透率主要受CH₄与CO₂竞争吸附与解吸所引起煤基质变形的影响，当CO₂波及至生产井时，生产井附近CO₂与CH₄的竞争吸附对渗透率的影响会逐渐取代有效应力对渗透率的影响[29]。

Figure 9. Changes in diagonal permeability of the model under different injection pressures

图9. 不同注气压力下模型对角线渗透率变化

5. 结论

1) CO₂驱替CH₄的压力越大，CH₄在相同时间内脱离原有位置、离开煤储层的时间就越短，可在较短时间内提高CH₄的产量。

2) 4 MPa、6 MPa时的CH₄的产出量较2 MPa增长250%、351.92%，提高注气压力可以提高生产效率，注气压力越大增长率越大，生产效率也越大。

3) 不同两孔井间距，生产井附近CH₄浓度最后都趋于一定数值之间，所以两井孔间距对稳定后CH₄浓度没有显著影响，而且两井孔间距越小，生产井附近处的CH₄浓度峰值越大，出现的时间就越早。在本次模拟工况下，抽采1800 d时，两井孔水平间距为50 m时甲烷累计生产量最高，其为最优间距，因此在工程实践中，需要注入井和生产井的间距进行综合考虑，以达到最高生产效果。

4) 生产井附近的压力主要由流体压力决定，流体压力降低煤层CH₄吸附导致煤基质收缩，使煤层的孔隙度变大，导致煤层的渗透率高于初始渗透率。对于注入井，CO₂与CH₄的竞争吸附作用(CO₂吸附能力大于CH₄)将引起煤体的膨胀和变形，降低了煤储层孔隙度，从而降低其渗透率。

基金项目

国家自然科学基金项目(42277483, 42202200, 42102217)；2023年安徽省重大基础研究资助项目(2023z04020001)；安徽省科技重大专项项目(202203a07020010)。

NOTES

^*第一作者。

^#通讯作者。