贵州某煤矿煤层气开发储量评价及产能预测研究

摘要：研究区位于黄泥塘向斜西北翼中段，总体呈一宽缓的单斜构造。通过室内试验手段获取研究区域内煤岩煤质分析、岩石力学性质、含气量、等温吸附等地质参数，获取了渗透率、压力、温度等煤储层参数，采用体积法计算地质储量，采用等温吸附法结合枯竭压力预测产能，为勘查区储量评价、后续勘探开发提供了依据；通过优选潜力煤层进行试采，落实主力产层，为计算探明储量提供依据。

关键词：煤层气 煤层特征 渗透率 储量评价

中图分类号：TE319

StudyResearch on CBMthe Reserve Evaluation and Productivity Prediction of Coalbed MethaneDevelopmentina Coal Mine in Guizhou

ZHANG Jianlong1 LI Zheyuan2*

1.Guizhou Energy Group Co.， Ltd.， Guiyang， Guizhou Province， 550081 China; 2.Guizhou CBM Energy Development Co. ， Ltd.， Liupanshui， Guizhou Province， 553000 China

Abstract： The study area is located in the middle part of the northwest wing ofthe Huangnitang Ssyncline， whichand is generally a broad and gentle monocline structure. The gGeological parameters， such as the coal quality analysis of coal rock， rockthe mechanical properties ofrock， gas content and， isothermal adsorption and so on， were obtained by laboratory test， and the coal reservoir parameters， such as permeability， pressure and temperature， we are obtainedby the means of laboratory tests in the study area， thevolume method is used to calculate geological reserves， and the isothermal adsorption method combined with depletion pressure is used to predict productivityin combination with depletion pressure， which provides a basis for thereserves evaluation and subsequent exploration and development of exploration areas，.The potential coal seam is selected for trial mining， and the main production seamlayer is implemented， which to provides basis for calculating proved rese1eMrFU78OqBs83K51biy1bwBA/w4Ffju1msfH2hT3xA=rves.

Key Words： Coalbed methane; Coalbed characteristics; Permeability; Reserves evaluation

1研究区概况

研究区域地处贵州省毕节市大方县六龙镇、羊场镇，交通较为方便。向斜含煤面积417km2，曾做过大量煤矿勘查工作，煤田钻孔150个。

1.1地质构造特征

煤矿位于杨子板块川滇黔盆地黔北断拱内。褶皱以北北东向为主，北部有北东和近南北向褶皱。断裂则以北东向为主，与褶皱走向大致平行，仅南部有东西向断裂发育。

研究区位于黄泥塘向斜西北翼中段，总体呈一宽缓的单斜构造，地层走向以为南西—北东向，倾向南东为主。地层倾角5°～56°，一般10°～18°。区内褶曲不发育，断层呈大多呈北东—南西向展布（如图1所示）。

上二叠统龙潭组为区内主要含煤地层，厚度150～190m，一般174m左右，发育煤层27～54层，其中可采煤层14层。

火山喷发的玄武岩流由西南向北东流经本区，其厚度南西厚北东薄，被称为峨眉山玄武岩。其对煤系地层未造成影响，对煤层气开采亦无影响。

1.2煤层特征

主力煤层6#（6上+6中+6下）煤层自西向东呈片状条带状分布，向东煤层厚度有逐步减薄趋势。煤层有效厚度介于0.6～14.0 m，平均4.2m。煤层厚值区主要集中在西部煤田钻孔xt301井区、xt905—xt503井区以西、煤层气钻井的大2-大204、大203-大201井区，厚度一般4～6m；10#煤层分布相对较广，从向斜西北部延伸至东南部，呈条带状，煤厚基本在1m以上，在大2井，局部厚区发育，煤厚在2m以上，局部煤厚变化较大。

6中和10#煤层埋藏深度变化趋势总体一致，埋深介于300～1000m，煤层整体自北西向南东，埋深加深。

主力煤层镜质组最大反射率（Ro，max）介于1.98%～3.57%。其中6上煤层煤岩镜质组最大反射率为3.08%～3.33%，平均3.22%；6中煤为2.04%～3.57%，平均3.15%；6下煤为3.09%～3.33%，平均3.2%；7#及10#煤为1.98%～3.2%，平均2.75%。

区内主力煤层煤体结构以原生结构为主，碎粒-糜棱结构煤主要分布在6中煤层内；煤岩煤质较其他块差，惰质组含量较高，镜质组含量平均56.37%，惰质组含量平均43.63%；工业性质属低-中灰分、低水分、低挥发分煤，灰分平均29.07%，水分平均2.04%，挥发分平均7.95%。

根据煤样密度分析，6上煤层视相对密度平均1.64g/cm3，6中煤层视相对密度平均1.62g/cm3，6下煤层视相对密度平均1.56g/cm3，7#及10#煤层视相对密度平均1.72g/cm3。

根据探井样品测试数据得到平均真密度和平均视密度，计算得到6#煤平均孔隙度为5.21%，7#+10#煤平均孔隙度为4.92%。据各井测井解释的渗透率数据表明，煤层渗透率整体偏低且变化较大，为0.0079～0.2601md，平均为0.0631md。

2煤层气气藏特征

2.1煤层煤层封盖条件

主力煤层顶底板岩性以泥岩、炭质泥岩及粉砂质泥岩为主，偶有泥质粉砂岩及细砂岩出现，顶底板厚度在1.0～5.1m，平均2.7m；泥岩的含水性弱、渗透性差，探井和开发试验井组的排采产水量一般小于10m3/d，充分说明煤系含水弱；同时，由于砂岩孔隙被黏土杂基或方解石充填，其孔渗性很差，具备很好的封盖条件，有利于煤层气的保存。

根据评价井煤层含气量测试[1-2]，主力煤层空气干燥基含气量8.35～21.37m3/t，平均16.38m3/t；兰氏体积15.08～35.14m3/t，平均24.86m3/t；兰氏压力0.93～2.40MPa，平均1.48MPa；计算吸附饱和度53.9%～119.7%，属较高甚至过饱和的煤层气藏。

2.2煤层含气性与吸附特征

2.2.1含气性

煤层含气量测试显示结果，6上煤层空气干燥基含气量主要分布区间为12.13～17.35m3/t，平均14.14m3/t；6中煤层空气干燥基含气量主要分布区间8.35～21.37m3/t，平均14.97m3/t；6下煤层空气干燥基含气量主要分布区间15.06～21.9m3/t，平均18.8m3/t。以上分析认为，该区煤层含气量较高。

2.2.2等温吸附特征

按照传统的煤层气理论，当温度一定时，煤岩对甲烷的吸附量服从朗格缪尔（Langmuir）等温吸附方程：

V=VL×P/（PL+P）（1）

式（1）中：V为单位质量固体所吸附的气体体积，单位为cm3/g；

VL为兰氏体积，单位为cm3/g；

PL为兰氏压力，单位为MPa；

P为气体压力，单位为MPa。

根据煤层气井煤层煤岩等温吸附试验结果，6上煤层空气干燥基兰氏体积18.76～29.86m3/t，平均为24.80m3/t；兰氏压力0.97～2.38MPa，平均为1.49MPa。6中煤层空气干燥基兰氏体积15.08～33.37m3/t，平均为20.92m3/t；兰氏压力0.93～2.34MPa，平均为1.16MPa。6下煤层空气干燥基兰氏体积22.57～35.14m3/t，平均为26.39m3/t；兰氏压力0.98～2.28MPa，平均为1.33MPa。7#煤层空气干燥基兰氏体积26.46～28.18m3/t，平均为27.32m3/t；兰氏压力1.46～2.4MPa，平均为1.93MPa。

2.3煤层渗透性特征

由于研究区本次勘查之前尚未有井进行煤层的注入/压降试井测试，故无法获得该区煤层渗透性的相关数据，但据周边煤层气井测井解释的渗透率数据表明，煤层渗透率整体偏低且变化较大，为0.0079～0.2601md，平均为0.0631md。

结合煤层原始渗透率分类标准（表1），研究区煤层渗透率属低-中等渗透率。

3煤层气储量评价与产能预测

3.1煤层气储量评价

3.1.1 储量计算方法

由于该区煤层气没有投入开发，因此，地质储量的计算方法采用体积法计算。地质储量计算公式：

Gi =0.01AhDCad（2）

式（2）中：Gi为煤层气地质储量，单位为108m3；A为煤层含气面积，单位为km2；h为煤层净厚度，单位为m；D为煤的空气干燥基视密度（煤的容重），单位为t/m3；Cad为煤的空气干燥基含气量，单位为m3/t。

3.1.2储量估算参数的确定

（1）含气面积。本次储量计算的含气面积在比例尺1∶1000的煤层顶面构造图上圈定。

①储量区边界确定原则。第一，地质边界。以研究区域内两条近北东-南西向的两条逆断层为界。第二，估算边界。本次区块构造类型应为简单构造，煤层为相对稳定，因此探明面积以获得工业气流的煤层气井外推1～2km划估算边界。

②储量含气面积确定。煤层气藏最终含气面积的南东边界以发育的北东—南西向逆断层为界，北东及南西边界以边缘井位中心外推1.5km划估算线，北西以6#煤层埋深200m线为计算边界，南边以矿权边界为计算边界。最终圈定6#煤（6上、6中及6下）有效含气面积为28.4km2；7#煤有效含气面积为26.5km2；10#煤有效含气面积为25.9km2；14#煤有效含气面积为30.2km2；26#煤有效含气面积为19.1km2。

（2）煤层有效厚度的确定。煤层厚度划分是根据煤层测井曲线的“三高二低”特征值作为有效厚度值。煤层的夹矸扣除，主要依据自然伽玛测井、密度测井、声波测井曲线的综合响应特征。

（3）含气量的确定。本区煤的镜质体反射率在1.96%～3.57%之间，煤类为无烟煤。

（4）煤的视密度。根据主力煤层煤密度测试数据，采用算术平均法计算各计算单元的平均煤密度。区块内6#（6上+6中+6下）煤层视密度值为1.56t/m3；7#煤层视密度值为1.54t/m3；10#煤层视密度值为1.59t/m3；14#煤层视密度值为1.51t/m3；7#煤层视密度值为1.56t/m3。

3.1.3评价结果

根据以上确定的煤层气储量参数取值结果[3-5]，由体积法计算6#（6上+6中+6下）、7#、10#、14#及24#煤层的探明地质储量为42.70×108m3。详见表2。

3.2产能预测

等温吸附法是根据临近区块煤层的临界解吸压力、兰式压力、枯竭压力，依据理论公式来估算采收率。基于实测含气量、储层压力、等温吸附曲线，计算得出了估算范围的临界解吸压力。根据临界解吸压力，采用下式分别计算枯竭压力0.5 MPa、0.3 MPa和0.2 MPa下估算范围平均理论采收率（表3）。

以美国经验而言，煤层气井的最低储层压力为100 lb/ft2，约为0.7 MPa，即煤层气井废弃压力为0.7 MPa；就我国煤层气开发经验而言，部分煤层气井在储层压力降至0.2 MPa以下仍然能够有气量产出。因此综合考虑，计算理论采收率在42%～57%之间，平均49.6%，接近类比法预测采收率值。

η=[1-（P_ad （P_L+P_cd））/（P_cd （P_L+P_ad））]×100%（3）

式（3）中，Pcd为临界解吸压力，单位为MPa；Pad为枯竭压力，单位为MPa；PL为兰氏压力，单位为MPa。

4结论

（1）资源量得到进一步落实，综合评价出煤层气探明地质储量42.70亿m3。为后续勘探开发奠定资源基础。

（2）研究区属高阶煤层，储层基质致密，具有低渗低孔的特征，获取了渗透率、压力、温度等煤储层参数，为勘查区储量评价、后续勘探开发提供了依据。

（3）该区块资源条件好，为高煤阶中丰度中型煤层气田，需进一步加强地质—工程—体化技术研究和攻关试验，为区块下步勘探开发奠定基础。

参考文献

[1] 朱庆忠，胡秋嘉，杜海为，等.基于随机森林算法的煤层气直井产气量模型[J].煤炭学报，2020，45（8）：2846-2855.

[2] 董维强，孟召平，沈振，等.基于循环神经网络的煤层气井产气量预测方法研究[J].煤炭科学技术，2021，49（9）：176-183.

[3] 吕玉民，汤达祯，李治平，等.煤层气井动态产能拟合与预测模型[J].煤炭学报，2021，36（9）：1481-1485.

[4] 郭肖.多煤层气井产能预测及生产参数优化[D].北京：中国石油大学（北京），2019.

[5] 张争光.滇东黔西煤层气井产能差异的控制因素[D].徐州：中国矿业大学，2022.