鄂爾多斯盆地東緣臨興區塊深部關鍵煤儲層參數識別

張　兵，徐文軍，徐延勇，顧嬌揚，楊　光，趙錦程

(1.中聯煤層氣有限責任公司,北京　100011； 2.中國礦業大學 煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇 徐州　221116)

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鄂爾多斯盆地東緣臨興區塊深部關鍵煤儲層參數識別

張兵1，徐文軍1，徐延勇1，顧嬌揚1，楊光2，趙錦程2

(1.中聯煤層氣有限責任公司,北京100011； 2.中國礦業大學 煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇 徐州221116)

摘要:深部條件下煤儲層關鍵參數的識別是煤層氣開發評價的基礎?；诙鯛柖嗨箹|緣臨興區塊深部煤層氣勘探和測試研究結果顯示:朗格繆爾體積隨鏡質組反射率的增大先增加后減小，朗格繆爾壓力與鏡質組反射率呈“U”型變化，兩者均在2.5% Ro,max左右出現轉折。采用非線性分析方法，基于實測含氣飽和度與煤層埋深的關系，建立了含校正系數的深部煤層含氣量計算模型。山西組4+5號煤層預測含氣量6.7～22.1 m3/t；本溪組8+9號煤層含氣量在12～20 m3/t，在平面上總體均呈東低西高展布。4+5號煤預測臨界解吸壓力介于1.03～9.40 MPa，臨儲比介于0.11～0.63，平均為0.33；8+9號煤預測臨界解吸壓力介于1.27～10.47 MPa，臨儲比介于0.12～0.64，平均0.334。在平面上，4+5號煤臨界解吸壓力與臨儲比均呈西高東低、西北部最高展布，而8+9號煤總體呈北高南低展布。

關鍵詞:臨興區塊；深部煤層氣；含氣飽和度；含氣量；臨界解吸壓力

深部煤層氣是中國非常規天然氣勘探的一個新領域，在沁水盆地鄭莊區塊、鄂爾多斯延川南區塊以及新疆五彩灣地區試采取得了工業氣流，對于其研究尚處于探索階段[1-3]。相對淺部煤層，深部地層的溫度和壓力環境顯著改變。以地表恒溫帶平均溫度15 ℃和地溫梯度2.5 ℃/100 m計算，埋深介于1 200～3 000 m的煤層溫度在45～90 ℃，靜水壓力為12～30 MPa，遠高于甲烷臨界溫度和壓力，這必將影響煤層氣的賦存和儲層特性。

針對深部煤層氣賦存規律和儲層特點，認識了較高溫度和壓力作用下煤吸附特征及其影響因素[4-8]，預測了深部煤層含氣量[9-11]，揭示了深部煤層氣儲層特殊性[3,12-14]，建立了深部煤層氣有利區優選方法[1,3,15]。然而，此類研究多基于理論探索，較少針對具體的地區開展工作。為了進一步理解深部煤儲層參數特征，本文依托鄂爾多斯東緣臨興區塊深部煤層氣勘探實踐，采集了不同煤級的煤樣，開展了不同溫度和壓力條件下的等溫吸附模擬實驗，識別了深部煤層氣儲層關鍵參數。

1研究區背景

研究區位于山西省興縣南部和臨縣北部。總體為東高西低的西傾單斜構造，地層傾角小，以幅度低、影響范圍小、構造發育為特點。煤層氣開發目標層位山西組4+5號煤層埋深一般在1 010～2 007 m，平均1 792 m；而本溪組8+9號煤層埋深一般為1 086～2 105 m，平均1 870 m。

實驗用煤樣采自研究區石炭二疊系煤層。煤樣油浸鏡質組最大反射率0.57%～4.04%，涵蓋了長焰煤到無煙煤的所有煤級(表1)。

表1　實驗用樣品的基本性質和等溫吸附常數

2深部煤儲層參數特征

2.1深部含氣量預測模型

統計研究區及臨近區27組煤礦和鉆孔煤樣較高溫壓等溫吸附實驗結果顯示(表1，圖1)，鏡質組反射率(Ro，max)增高，朗格繆爾體積VL先增加后減小，朗格繆爾壓力PL呈“U”型演化，兩個參數轉折點均出現反射率2.5%左右(圖2)。

圖1　Langmuir體積與Ro,max關系Fig.1　Relation between Langmuir volume and Ro,max

圖2　Langmuir壓力與Ro,max關系Fig.2　Relation between Langmuir pressure and Ro,max

進一步分析，朗格繆爾體積VL與溫度呈線性負相關，溫度每升高1 ℃，研究區煤的甲烷吸附量平均降低約0.12 cm3/(g·℃)(圖3)。與我國低階煤實驗結果(0.002～0.068 cm3/(g·℃))[16]相比，本區煤樣吸附量溫敏衰減率偏高，顯示本區煤層吸附性對溫度更為敏感。朗格繆爾壓力與溫度呈線性正相關關系，如圖4所示。

圖3　Langmuir體積與溫度關系Fig.3　Relation between Langmuir volume and temperature

圖4　Langmuir壓力與溫度關系Fig.4　Relation between Langmuir pressure and temperature

基于上述相關關系分析,采用非線性回歸分析方法，建立適合于研究區上古生界煤的朗格繆爾吸附常數(干燥無灰基)預測模型，即

(1)

(2)

式中，VL為朗格繆爾體積，m3；PL為朗格繆爾壓力，MPa；T為地層溫度，℃；Ro,max為鏡質組油浸最大反射率，%。

將上述參數代入經典Langmuir模型，即可獲得本區深部理論含煤層氣量預測模型。該模型計算結果實為理論上最大含氣量，而實際上含氣量受沉積、構造及水文等地質因素影響，往往呈不飽和狀態。為了準確的預測深部煤層含氣量，需要進一步對理論含氣量進行校正，從而建立原位煤層含氣量預測模型。分析發現，研究區煤層埋深與實測含氣飽和度呈明顯的負相關關系(圖5)。由此，基于實測含氣飽和度與煤層埋深的計算，最終建立了適合于研究區的深部煤層原位含氣量預測模型，即

Vs=rP(-0.110 7T+40.259 7)×

(3)

(4)

式中，Vs為干燥無灰基煤層含氣量，m3/t；h為煤層埋深，m；r為校正系數；P為煤儲層壓力，MPa。

圖5　含氣飽和度隨埋深的變化Fig.5　Variance of gas saturation with burial depth

圖6　不同變質程度下煤層含氣量與埋深關系Fig.6　Relationship between gas content and burial depth under different metamorphic conditions

模型計算結果顯示：隨埋深加大，研究區不同煤階煤層含氣量均呈先增加后降低的變化趨勢，存在一個“臨界深度”；臨界深度隨著煤級增加而變淺，隨地溫梯度的增高而加深(圖6，7)。研究區煤的鏡質組最大反射率主要集中在0.8%～1.5%，地溫梯度在2.5 ℃/100 m左右。對照圖6所示的含氣量模型，臨興區塊由于巖漿熱變質作用導致煤級增高，臨界深度淺至1 500 m左右。

圖7　不同地溫梯度下煤層含氣量與埋深關系Fig.7　Relationship between gas content and burial depth under different geothermal gradients

2.2深部含氣量及其區域分布

根據上述模型，預測了研究區上古生界主煤層含氣量(圖8)。結果顯示：

山西組4+5號煤層含氣量在6.7～22.1 m3/t，一般為12～22 m3/t，平均14.66 m3/t；等含氣量帶總體上呈東西向展布，由北向南依次出現“高值區―低值區―高值區―低值區”，高含氣量中心分別發育在中部L-101～L-6地區以及西南部TB區塊，含氣量高于18 m3/t(圖8)。

本溪組8+9號煤層含氣量多在12～20 m3/t，平均14.92 m3/t(圖8)。平面上煤層含氣量由北向南逐漸增高，高于18 m3/t的地帶連片出現在西南部地區，包括臨興區塊大部和TB區塊全部，其中TB區塊中—北部和臨興區塊西北部煤層含氣量高于21 m3/t，最高(L-5井)達27 m3/t。

圖8　研究區主煤層含氣量等值線Fig.8　Gas content contour of the main coalbeds

2.3煤層含氣飽和度及其分布

采用式(4)計算主煤層含氣飽和度。

(5)

式中，Sg為煤層含氣飽和度，%。

研究區煤層含氣飽和度變化較大，臨興區塊山西組4+5號煤層含氣飽和度大于50%的區域覆蓋了整個TB區塊和臨興區塊，在TB區塊西部和臨興區塊北部大于75%。其中，在臨興區塊北部以L-17，L-6，L-101井包圍的區域出現異常高煤層含氣飽和度區，整體大于88%(圖9)。本溪組8+9號煤層含氣飽和度整體較4+5號煤低，高飽和度區域依然分布在研究區西南部，但含氣飽和度大于50%的分布面積顯著減小。在TB區塊中部，煤層含氣飽和度大于75%。臨興區塊以L-17井為中心出現小范圍高值區，含氣飽和度最高可達70.36%。

2.4臨界解吸壓力和臨儲比

臨界解吸壓力可由Langmuir方程計算：

圖9　研究區主煤層含氣飽和度等值線Fig.9　Gas saturation contour of the main coalbeds

(6)

式中，Pcd為臨界解吸壓力，MPa；Vr為實際含氣量，m3/t。

研究區主煤層臨界解吸壓力介于1.27～10.47 MPa，平均值為4.629 MPa；臨儲比介于0.111～0.639，平均為0.332。在平面上，臨興區塊兩套主煤層臨界解吸壓力和臨儲比顯示出差異的分布格局(圖10，11)。本溪組8+9號煤以L-4井區為高值中心形成向四周降低的同心環帶，臨界解吸壓力高達10.47 MPa，臨儲比達0.638；低值區出現在區塊西南角L-1井區附近。山西組4+5號煤高值中心出現在區塊西北部L-10井區附近，臨界解吸壓力最高為9.4 MPa，臨儲比0.639。

圖10　研究區主煤層臨界解吸壓力等值線Fig.10　Critical desorption pressure contour of the main coalbeds

圖11　研究區主煤層臨儲比等值線Fig.11　Contour of ratio of critical desorption pressure and reservoir pressure of the main coalbeds

3結論

(1)朗格繆爾體積VL隨鏡質組反射率的增大先增加后減小，在隨鏡質組反射率值為2.5%左右出現轉折，朗格繆爾壓力PL與鏡質組反射率呈“U”型變化，轉折點同樣出現在鏡質組反射率值為2.5%左右。

(2)采用非線性分析方法，基于理論含氣飽和度與煤層埋深的計算，建立了含校正系數的研究區深部煤層含氣量計算模型。山西組4+5號煤層預測含氣量6.7～22.1 m3/t，總體呈西高東低，在L-6～L-101與L-2-TB29存在2個富氣中心；本溪組8+9號煤層含氣量多在12～20 m3/t，平均14.92 m3/t，總體呈東低西高展布，在L-5～L-9存在富氣中心。

(3)4+5號煤預測臨界解吸壓力介于1.03～9.40 MPa，臨儲比介于0.11～0.63，平均0.33；8+9號煤預測臨界解吸壓力介于1.27～10.47 MPa，平均4.74 MPa，臨儲比介于0.12～0.64，平均0.334；下主煤層略優于上主煤。在平面上，4+5號煤臨界解吸壓力與臨儲比均呈西高東低、西北部最高展布，而8+9號煤總體呈北高南低展布。

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Key parameters identification for deep coalbed methane reservoir in Linxing block of eastern Ordos Basin

ZHANG Bing1,XU Wen-jun1,XU Yan-yong1,GU Jiao-yang1,YANG Guang2,ZHAO Jin-cheng2

(1.ChinaUnitedCoalbedMethaneCorporationLtd.,Beijing100011,China；2.KeyLaboratoryofCBMResourcesandReservoirProcess,MinistryofEducation,ChinaUniversityofMining&Technology,Xuzhou221116,China)

Abstract:Key parameters identification for deep coalbed methane reservoir is a basis for its development.Based on the deep coalbed methane exploration and experiments in Linxing block of eastern Ordos basin,Langmuir volume increases and then decreases with vitrinite reflectance,Langmuir pressure varies like U-type with vitrinite reflectance,and the transform point of both is around 2.5% Ro,max.Using nonlinear fitting method,a prediction model for deep coalbed methane content was established,and the correction coefficients deduced from relationship between measured gas saturation and burial depth were added into the model to assure the accuracy of the model.Gas contents of No.4+5 coal in Shanxi formation vary between 6.7 and 22.1 m3/t,while those of No.8+9 coal in Benxi formation change from 12 to 20 m3/t.The gas contents distribute as high in west and low in east.Critical desorption pressure of No.4+5 coal vary between 1.03 and 9.4 MPa,and the ratios of critical desorption pressure and reservoir pressure change from 0.11 to 0.63,and averaged value is 0.33.Critical desorption pressure of No.8+9 coal vary between 1.27 and 10.47 MPa,and the ratios of critical desorption pressure and reservoir pressure change from 0.12 to 0.64,and averaged value is 0.334.Critical desorption pressure and ratios of critical desorption pressure and reservoir pressure of No.4+5 coal distribute like high in west,low in east and highest in north-west,while those of No.8+9 coal distribute as high in north and low in south.

Key words:Linxing block;deep coalbed methane;gas saturation;gas content;critical desorption pressure

中圖分類號:P618.11

文獻標志碼:A

文章編號:0253-9993(2016)01-0087-07

作者簡介:張兵(1982—),男,山東濟寧人,工程師。E-mail:zhangbing16@cnooc.com.cn

基金項目:國家科技重大專項資助項目(2011ZX05042)；國家自然科學基金青年基金資助項目(41302131)

收稿日期:2015-09-20修回日期:2015-10-11責任編輯:張曉寧

張兵，徐文軍，徐延勇,等.鄂爾多斯盆地東緣臨興區塊深部關鍵煤儲層參數識別[J].煤炭學報,2016,41(1):87-93.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9031

Zhang Bing,Xu Wenjun,Xu Yanyong,et al.Key parameters identification for deep coalbed methane reservoir in Linxing block of eastern Ordos Basin[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):87-93.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9031