煤儲層參數(shù)測井定量計算方法探討

楊克兵, 錢 錚, 孫守剛, 焦雙志 嚴德天

(中石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北 任丘 062552)

煤儲層參數(shù)測井定量計算方法探討

楊克兵, 錢 錚, 孫守剛, 焦雙志 嚴德天

煤層氣已進入大規(guī)模開發(fā)階段，但相關的煤儲層參數(shù)定量計算還有許多不足之處，達不到應用效果。以試驗分析資料為依據(jù)，提出了使用自然伽馬相對值計算煤巖組分、使用可變的煤巖骨架值計算孔隙度、使用電阻率校正方式進行含氣量計算的煤儲層參數(shù)計算方法。研究結果表明，上述方法適合于應用測井資料進行逐點數(shù)字處理，提高了參數(shù)計算的精度，能夠滿足實際使用要求。

煤層氣；煤組分；孔隙度；含氣量；定量計算

煤儲層的重要參數(shù)有固定碳、灰分、揮發(fā)分、水分、孔隙度、滲透率、含氣量、鏡質體反射率、有效厚度等，是研究煤層組分和評價煤層氣的地質勘探、工業(yè)分析及有效開發(fā)的依據(jù)。上述參數(shù)一般由鉆井取芯后對煤層巖心進行實驗測定得出，但隨著煤層氣區(qū)塊的規(guī)模開發(fā)，大量單井煤儲層參數(shù)的評價只能由測井資料進行計算求取[1-2]。由于煤儲層的非均質性及煤巖成份的復雜性與可變性，煤層低孔、低滲，微孔隙發(fā)育，而且煤巖骨架參數(shù)是變化的[3]。因此，應用常規(guī)測井資料定量評價煤儲層參數(shù)有一定難度。經(jīng)過多年研究，人們提出了一系列進行煤儲層參數(shù)半定量、定量評價的方法[4-6]，但煤儲層部分參數(shù)的計算結果在實際應用中不盡人意。為此，筆者通過對山西沁水盆地鄭莊、樊莊區(qū)塊煤心實驗數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計，結合測井響應特征，在考慮煤巖骨架參數(shù)變化的基礎上，建立了一套煤儲層組分及孔隙度定量計算方法。此外，對含氣量的計算考慮了電阻率的影響，提出了依據(jù)電阻率對含氣量進行校正的方法。

1 煤組分計算方法

煤巖組分劃分為固定碳、灰分、揮發(fā)分、水分，根據(jù)試驗分析結果，煤巖組分固定碳、灰分相互間有較好的關系，其中灰分與固定碳之間相關性較高，相關系數(shù)(R)都在0.9以上[4]。數(shù)據(jù)顯示(見圖1)，隨著灰分含量增加，固定碳含量降低，揮發(fā)分含量緩慢增大，而水分含量變化不大。灰分與固定碳+揮發(fā)分之間的相關性最高，相關系數(shù)接近1。因此，只要計算出灰分含量，其他組分含量都可依據(jù)經(jīng)驗公式推出，這為測井計算煤巖組分含量提供了依據(jù)。

圖1 某區(qū)塊井煤層工業(yè)組分試驗數(shù)據(jù)關系圖

圖2 灰分含量與自然伽馬相對值關系圖

由于灰分含量與自然伽馬測井值具有較好的相關性，因此，根據(jù)自然伽瑪曲線通過回歸公式計算灰分含量，是當前計算灰分含量的一種主要方法。由于不同區(qū)塊、不同煤階的煤巖計算公式有一定區(qū)別，因而應對自然伽馬曲線進行標準化校正后才能應用。為了能夠對不同區(qū)塊、不同煤階的計算公式進行統(tǒng)一處理，可以通過采用自然伽馬相對值與灰分含量建立回歸關系的方法來解決這一問題(見圖2)。

表1所示為研究區(qū)塊某井的計算實例，計算結果與試驗分析數(shù)據(jù)的誤差在3%以內(nèi)，能夠滿足使用要求。

表1 利用自然伽馬相對值計算煤巖組分與巖心試驗分析組分對比

2 煤層孔隙度計算方法

煤層基質孔隙度計算一般采用聲波時差的平均時間公式[5]：

Φ=(Δt-Δtma)/(Δtf-Δtma)

(1)

式中，Φ為煤層孔隙度；Δt為煤層聲波測井值，μs/m；Δtma為巖石骨架聲波時差，350～430μs/m；Δtf為流體聲波時差，620μs/m。

此外，還可由中子、密度公式等計算求取平均值作為煤儲層的孔隙度，上述計算公式都要遇到煤巖骨架值的確定問題。圖3是研究區(qū)塊煤巖巖心分析孔隙度與聲波時差交會圖，可以看出，數(shù)據(jù)點的相關性較差，其原因是煤巖骨架聲波時差是變化的。當部分煤巖骨架聲波時差有變化時，影響了整體數(shù)據(jù)的相關性。在逐點處理的實際計算中，可能煤巖每點的骨架時差都是有變化的。一個層采用固定的骨架值，無疑使孔隙度的計算產(chǎn)生了較大的誤差。因此，準確確定煤巖骨架值，是用常規(guī)測井資料計算煤儲層孔隙度的關鍵。

圖3 煤巖孔隙度與測井聲波時差關系圖 圖4 煤巖骨架聲波時差與密度測井值關系圖

根據(jù)聲波公式并使用巖心分析資料反算煤巖骨架聲波時差，再與其他測井曲線中子、密度等建立回歸關系，發(fā)現(xiàn)其與煤巖的密度測井值有較好的相關性(見圖4)。因此，計算孔隙度時先采用煤巖密度測井值計算煤巖骨架密度，再用上述公式計算煤巖孔隙度可取得較好效果(見表2)。從表2可以看出，計算的孔隙度誤差在2%以內(nèi)，可以滿足測井計算孔隙度的誤差要求，這樣在沒有試驗分析資料的地區(qū)，通過煤巖測井計算孔隙度具有可操作性。

表2 利用密度聲波時差綜合計算孔隙度與巖心試驗分析孔隙度對比表

3 含氣量計算方法

煤層氣在煤儲層內(nèi)的賦存狀態(tài)以吸附氣為主，加上割理裂縫系統(tǒng)少量游離氣。因此，含氣量是指吸附氣含氣量，對于一般封堵性好的煤層而言含氣量是飽滿的。由于需要評價的是煤儲層吸附氣，實際上是評價飽含氣煤儲層的含氣量。對測井曲線而言，識別煤層很容易，但煤巖含氣量的變化并沒有引起測井曲線明顯的反映，相關測井數(shù)據(jù)對吸附氣的反映較弱。由此可知，要準確評價計算煤儲層含氣量，首先要能評價煤層飽含氣時的含氣量，其次依據(jù)煤儲層的保存情況進行適當校正。根據(jù)單井的資料情況，發(fā)現(xiàn)巖心測量含氣量低的煤儲層電阻率曲線明顯降低，其主要原因是煤層水洗導致含氣量降低，故在電阻率曲線上有所反映。但煤儲層電阻率的變化范圍較大，約(10～20000)Ω·m，采用類似含水飽和度的計算方法來計算含氣飽和度，相關參數(shù)難以確定，因而可以考慮引入電阻率數(shù)據(jù)對含氣量進行校正。

依據(jù)前人研究成果，煤層含氣量與煤層的厚度、煤的熱演化程度、煤層深度、溫度和壓力等參數(shù)有密切的關系[6]。由于煤的內(nèi)表面積大，儲氣能力高，煤層比相同體積的常規(guī)砂巖多儲1～2倍以上的天然氣，相當于孔隙度為30%的砂巖含水飽和度為零時的儲氣能力[1]。據(jù)此應用氣體狀態(tài)方程和煤層密度計算包含氣層煤儲層含氣量：

P1V1=RT1P2V2=RT2

則：

V1=T1P2V2/ (P1T2)Q=V1/DEN

式中，P1為地面壓力，MPa；V1為地面氣體體積，m3；T1為地面絕對溫度，℃；P2為地下深度壓力，MPa；V2為煤孔隙度按30%計算的氣體體積，m3；T2為地下深度的絕對溫度，℃；R為氣體常數(shù)；DEN為煤體積密度，t/m3；Q為煤層含氣量，m3/t。

利用上述計算式對晉試1井煤層的含氣量進行計算，其中3號煤層計算平均含氣量為21.71m3/t，該層有6塊巖心提供試驗測定含氣量在12.1～27.2m3/t之間，平均為22.07m3/t，說明計算值與試驗測定值的誤差較小。此外，由于煤層含氣量變化與煤層電阻率的大小有關，因而對上述公式計算結果應根據(jù)煤儲層電阻率的變化進行校正，從而取得更好的效果。根據(jù)該研究區(qū)塊的試驗分析資料，采用如下校正公式：

Q=aV1/DEN

式中，a為校正系數(shù)，通過計算V1/DEN與log(Rt)和試驗測定的含氣量回歸確定。

表3所示為某井計算含氣量與巖心試驗分析含氣量對比表。從表3可以看出，計算含氣量隨電阻率變化，與試驗測定值匹配較好，絕對誤差一般控制在3%以內(nèi)，最大不超過4.26%，能滿足實際使用要求。

4 結 論

1)在使用自然伽馬相對值進行回歸的情況下，計算的煤巖組分參數(shù)與巖心分析資料吻合較好，具有實際推廣使用價值，對今后該類參數(shù)的求取提供了一條較好的解決辦法。

表3 某井巖心試驗分析含氣量與計算含氣量對比

注：RLL8為八側向電阻率；RILM為中感應電阻率；RILD為深感應電阻率；GR為自然伽馬；DEN為地層密度；AC為聲波時差；CNL為補償中子孔隙度。

2)采用密度測井資料計算煤巖的骨架聲波，再用聲波公式計算煤巖孔隙度，使得煤巖孔隙度的計算精度大大提高。

3)對含氣量的計算應綜合考慮煤巖埋深、物性、密度等參數(shù)的變化，并結合電阻率參數(shù)來進行逐點數(shù)字處理，最終可提高測井資料計算含氣量參數(shù)的精度。

[1]趙慶波,劉兵,姚超.世界煤層氣工業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀[M].北京:地質出版社，1998.

[2]陳永武,胡愛梅.中國煤層氣產(chǎn)業(yè)形成和發(fā)展面臨的機遇與挑戰(zhàn)[J].天然氣工業(yè)，2000，20(4):19-23.

[3]蔚遠江,楊起,劉大錳，等.我國煤層氣儲層研究現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢[J].地質科技情報，2001，20(1):55-60.

[4]侯俊勝.煤層氣儲層測井評價方法及其應用[M].北京:冶金工業(yè)出版社，2000.

[5]洪有密.測井原理與綜合解釋[M].東營:中國石油大學出版社，2008.

[6]楊東根,范宜仁,鄧少貴，等.利用測井資料評價煤層煤質及含氣量的方法研究[J].勘探地球物理進展，2010，33(4):262-265.

[編輯] 李啟棟

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.06.016

P631.8

A

1673-1409(2012)06-N048-03