西南地区煤层气产气潜力评价<br/>——以黔北矿区对江南煤矿为例

西南地区煤层气产气潜力评价
——以黔北矿区对江南煤矿为例

2019-08-16卢昭阳韩保山林1

中国煤炭地质 2019年6期

卢昭阳，韩保山，安林1,

(1.煤炭科学研究总院，北京 100013； 2.中煤科工集团西安研究院有限公司，西安 710077)

目前，我国煤层气开发已进入商业开发初级阶段，山西省晋城等地初步实现了煤层气商业化开发。贵州省煤层气资源丰富，煤层气地质资源量约为3.15万亿m3，具有煤层多、累计厚度大、含气量高、资源丰度高的特点，但由于煤层气勘探开发起步较晚，至今尚未形成较大开发规模，对煤层气资源和煤层气井产气的潜力还没有明确性的科学认识。在煤层气开发选区和可采性评价方面，研究者建立了许多比较成熟的方法和指标[1-6]，本文在前期大量研究对比的基础上，采用临储压差、临废压差、有效解吸量、不同解吸阶段煤层气解吸效率等指标[6]，以黔北矿区对江南煤矿为研究对象，开展煤层气产气潜力的评价研究，以此为我国西南地区煤层气开发提供一定的参考价值。

1 煤层气地质概况

对江南煤矿位于贵州省毕节市。含煤地层为二叠系上统龙潭组，含煤16～36层。其中，M78煤层厚度0.59～2.84m，平均1.37m，为全区可采的较稳定煤层。M78煤层埋深150～950m，一般在500～750m；煤化程度属Ⅶ1变质阶段，煤类属无烟煤三号；测井资料显示煤层渗透率在0.25～0.37mD，属于中低渗煤储层。

根据煤矿内煤层气井参数测试结果，获得了M78煤层的主要储层参数(表1)，其中气含量为19.37 m3/t，气含量较高；郎格缪尔体积36.26 m3/t(图1)，煤吸附能力较强；煤层埋深605.5～607.2m，储层压力5.02MPa。根据所测参数，计算了含气饱和度为83.67%，含气饱和度较高。总体上看，煤矿内M78煤层气储层条件比较优越。

图1 对江南煤矿V2井78号煤等温吸附曲线Figure 1 Adsorption isothermal curve of coal M78 in well V2, Duijiangnan coalmine

表1 对江南煤矿M78煤层煤储层参数表

2 评价指标及获取方法

临储压差是煤层气储层临界解吸压力与储层压力之差，反映的是原始煤储层产气之前需要降压的大小，可用于指导煤层气开采制度的建立；临废压差是指临界解吸压力与废弃压力的差值，其反映了地层能量的大小，差值越大说明地层能量越大，储层的产能潜力也就越大；有效解吸量是煤层气井产气开始到枯竭前能够从单位重量煤岩中产出的总气量，在等温吸附曲线上表现为临界解吸压力对应的吸附量与废弃压力对应的吸附量之差，可以快速计算出煤储层理论上的最终累计产气量，对判断是否有工业开采价值具有很大的参考意义[7]。临储压差(pc)、临废压差(pca)、有效解吸量(Ve)的关系如图2所示。计算方法如下：

pc=p-pcd

(1)

pca=pcd-pad

(2)

Ve=Vcd-Vad

(3)

式中：p为原始储层压力，MPa;pcd为临界解吸压力，MPa;pad为废弃压力，Vcd为临界解吸压力对应的含气量，m3/t；Vad为废弃压力对应的含气量，m3/t。

图2 临储压差(pc)、临废压差(pca)、有效解吸量(Ve)的关系示意图Figure 2 A schematic diagram of relationship between critical reservoir differential-pressure (pc), critical abandonment differential-pressure (pca) and effective desorption volume (Ve)

解吸效率为单位压降下每吨煤的煤层气解吸量，可利用等温吸附曲线压力与气含量关系：

(4)

对压力求导获得。

当该指标数值为0时，可求得方程的解为转折压力[11](ptu)(式(5))，意义为随着煤层气井排水降压，压力大于该数值时，解吸效率逐渐增大，压力降至转折压力之后，解吸效率明显增大

(5)

将解吸效率公式求对压力的二阶导数，可理解为该导数为解吸效率变化快慢的程度，并令二阶导数为0，得到两个压力值pse、pst，分别命名为启动压力与敏感压力[11]，以转折压力、启动压力(式6)、敏感压力(式7)为节点[11]。

(6)

(7)

图3 解吸阶段划分示意图Figure 3 A schematic diagram of desorption stage partitioning

据此将等温吸附曲线分为缓慢解吸、低效解吸、缓慢解吸、快速解吸和敏感解吸 4 个阶段[9-11]，如图3所示。这四个阶段代表着解吸效率的高低，其中敏感解吸阶段解吸效率达到最大阶段，意味着单位压降下能够产生比前三个阶段更多的气量。

3 评价结果

本文采用临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率来综合评价对江南煤矿煤层气的产气潜力。

根据对江南煤矿煤层气井参数测试结果，计算得出煤储层的临界解吸压力为3.26MPa，临储压差为1.77MPa，这也意味着M78煤在产气之前需要降压1.77MPa，大约为177m的液面降幅，比较容易产气。

据分析，我国中-高煤阶煤储层废弃压力一般取值介于0.2～1.0MPa[12-14]，以此为基础，计算了不同废弃压力取值时的临废压差及有效解吸量(见表2)。可以看出，M78煤层有效解吸量很大，与晋城矿区3号煤层不相上下。

根据公式(5)～(7)计算得出M78煤层的启动压力、转折压力、敏感压力分别为10.90MPa， 7.32MPa，3.46MPa。该煤层原始储层压力为5.03MPa，大于敏感压力3.46MPa，因此煤层气解吸会经历快速解吸和敏感解吸阶段。但是由于煤层临界解吸压力为3.26MPa，小于敏感压力，实际产气阶段只会经历敏感解吸阶段。根据公式(5)可知：在排采降压过程开始时(压力为原始储层压力)解吸效率为最小；在压力降至废弃压力时，解吸效率到达最大。在废弃压力取值0.2～1.0MPa时，分别求出M78号煤的最大解吸效率(见表3)。可以看出，废弃压力取0.2～1.0MPa时，最大解吸效率6.97～11.11m3/t·MPa，即使废弃压力为1.0MPa时，M78煤的解吸效率仍为1.66～6.97m3/t·MPa之间，可以推测能获得煤层气工业气流。

表3 不同废弃压力下最大、最小解吸效率

综上分析，对江南煤矿M78煤层临储压差小、临废压差大、有效解吸量大、解吸效率高，表明该煤层具有比较高的产气潜力，可在今后作为煤层气开发的主要目标煤层。

4 煤层气产气潜力数值模拟

煤层气抽采数值模拟技术可在煤层气开发工程实施之前对产气效果进行比较客观的评价，已被大多数煤层气开发项目广泛采用。本次即采用煤层气抽采数值模拟技术对M78煤层进行抽采模拟预测，以验证本文采用地质评价指标结果的合理性。抽采模拟所用软件为北京科莱天地科技开发有限公司开发的CBM-SIM煤层气藏数值模拟软件。模拟所用地质参数见表4。

模拟显示，垂直井单地面抽采15a后，井日抽采量最高1 573m3/d，稳产期平均产气量1 156 m3/d，累计产气量351.52万m3(图4a)；分段压裂水平井抽采10a后，日抽采量最高6 932m3/d，稳产期平均产气量5 023 m3/d，累计产气量1 220.80万m3(图4b)。可以看出，两种方式的煤层气抽采效果都比较理想，都达到了工业性气流，这也说明本文提出的评价指标可以比较客观合理的评价对江南煤矿的煤层气产气潜力，今后可作为该地区及西南地区类似条件下煤层气地面产气潜力的一种预判手段。