煤层气富集控制因素.ppt

第六章煤层气富集控制因素,煤层气藏分析（含煤储层）之六,第一节构造对煤层气富集的影响第二节水动力对煤层气富集的影响第三节储层物性对煤层气富集的影响第四节煤层气数值模拟技术和方法,目录,从广义上讲，构造因素直接或间接控制着从含煤地层形成至煤层气生成聚集过程中的每个环节，是所有地质因素中最为重要而直接的控气因素。在聚煤期，构造控制着煤系地层和煤层形成发育的特征，控制着煤层气的煤层条件和形成条件；在聚煤期后，构造特征及其演化通过对构造变形和热历史的限定，不仅对煤层生、储性能产生影响，而且直接控制煤层气的成藏和后期煤层气的保存条件，从而决定着特定地区煤层气资源开发的潜力。,一、构造类型与煤储层含气性不同类型的地质构造，在其形成过程中构造应力场特征及其内部应力分布状况的不同，均会导致煤储层和封盖层的产状、结构、物性、裂隙发育状况及地下水径流条件等出现差异，进而影响到煤储层的含气特性。有鉴于此，总结构造类型的控气作用特征，探讨其控气的地质机理，乃是在煤层气目标区和靶区优选中有必要进行的地质背景分析工作之一。,(一)构造类型及其控气特征根据形态和动力学特征，与煤层气有关的构造可归纳为向斜构造、背斜构造、褶皱一逆冲推覆构造和伸展构造四个大类。在此基础上，考虑构造形态和不同类型构造的组合关系，并结合断层运动学特征可进一步总结出10种基本构造类型以及与其相应的14种构造形态。各种构造类型基本特征及其与煤储层含气性之间的关系如下表所示。,向斜构造：宽缓向斜和不对称向斜两种构造类型。每种类型依据与断层类型的组合关系又可各分为两种情况。单纯从构造角度来看：向斜两翼地层倾角越大，张性断裂越发育，煤层气就越易逸散；反之，两翼倾角越缓，断裂不发育或发育逆断层，就越有利于煤层气的保存。因此，断层不甚发育的向斜（特别是宽缓向斜）、两翼发育逆断层的宽缓向斜和有逆断层发育的不对称向斜陡冀，煤层气的保存条件在总体上比较好。,背斜构造：该大类包括对称背斜、不对称背斜和次级背斜三种基本类型。a.在对称背斜类型中，大型背斜顶部裂隙密集发育气体逸散运移的通道背斜轴部的含气性往往较差，而向两翼及倾伏端方向含气性变好；如果构造挤压变形强度加大背斜轴部发育逆断层系统含气量较高，有利于煤层气保存。b.不对称背斜，顶部多发育张性裂隙，在缓翼有逆断层形成，煤层气在陡冀顺层运移并从裂隙逸散，在缓翼因受逆断层的阻隔而煤层气常得以较好保存。,c.次级背斜，多发育在大面积单斜的构造背景中，多位于大型宽缓复式向斜的两翼，背斜幅度小，两翼产状缓，裂隙不甚发育，有利于形成小型构造“圈闭”，因此次级背斜多是在目标区中寻找富气地段和确定煤层气井位时优先考虑的构造部位。,褶皱一逆冲推覆构造：该大类又分为褶皱推覆和逆冲推覆两种基本类型，其共同特征是有较大规模的推覆体发育。褶皱推覆通常与强烈褶皱伴生，逆冲推覆则只是构造相对简单的岩席推覆和逆冲。因此，褶皱推覆构造一方面既可形成区域性封盖的构造条件而有利于煤层气保存，另一方面又强烈破坏了煤层的原生结构而使煤储层渗透性降低，从而导致煤储层含气量较高而物性又较差，例如豫西、淮南、大青山等目标区的某些地段。,逆冲推覆构造共生于单斜构造背景，逆冲断层面同样是阻隔煤层气逸散的良好构造界面，有利于煤层气的大面积保存。在某些情况下，褶皱一逆断层与褶皱逆冲推覆构造共生，致使控气构造背景复杂化。,伸展构造：该大类包括单斜断块、断陷盆地和滑动构造三种基本类型。它们均为拉张构造应力作用的产物，但由于发育的地质时期不同和运动学特征的差异，对煤层气保存条件影响的特征和程度亦有所不同。我国断陷型含煤盆地多形成于中一新生代，是以高角度正断层为主体，大都呈在断裂基础上发育起来的地垒、地堑、半地堑和复式断陷盆地等组合形式。,单斜断块大都发育在大型盆地边缘或大型隆起区外缘地带，断块之间发育高角度张性正断层，破坏了煤储层的连续性，煤层气沿断层大量逸散，或使含气性整体变差(如黄河北目标区)，或造成含气性区域分布具极大的不均一性(如太行山东聚气带各目标区)。滑动构造又包括伸展滑脱和重力滑动两种形式，如果滑动面发育在煤层顶板附近或煤层之中，则可导致构造岩或构造煤发育，在增进封盖能力的同时几乎毫无例外地造成煤储层渗透性变差。,(二)控气构造类型的区域展布中国主要煤层气聚气带和目标区的基本构造类型如表所示。从表中可以看出构造类型与煤倍层含气性之间存在一定的成因联系井在区域上有一定的展布规律。,(三)控气构造类型的实例分析在总结控气构造基本类型及其区域展布规律的基础上,选择如下典型实例就构造类型的控气特征做进一步研究分析。1向斜控气构造李口宽缓向斜(平顶山目标区)平顶山目标区，位于华北板块南缘崤熊构造区NW向大型褶皱逆冲带中段前线，由NW向的李口向斜、白石山背斜、灵武山向斜和襄郏背斜组成。李口宽缓向斜是目标区的主体构造，两翼基本对称，倾角般为10250，较大断层除北、西、南部的边界断层之外，仅有李口向斜南翼的锅底山断层，但向斜两翼中小正断层较为发育(图）,李口向斜轴部断裂不甚发育，煤层埋深及上覆有效地层厚度较大，有利于煤层气保存。两翼处于轴向正断层发育地带，落差为110m的小断层较发育，煤层埋藏相对较浅，煤层气易于逸散。锅底山断层为一同沉积构造，走向NWSE，虽然具有正断层性质，但由于燕山晚期SWNE向挤压构造应力的影响，致使其变为封闭式的正断层(河南煤田地质局，1991)，对于向斜轴部煤层气向浅部的逸散有阻隔作用。由于上述控气构造，导致山西组二1煤层平均甲烷含量在向斜轴部附近达13m3/t以上，向两翼方向逐渐降低在南冀0500m水平降至34m3/t，北翼至白石山背斜也降到4m3/t以下，再向北至灵武山向斜轴部则又增至12m3/t左右(图)。,沁水宽缓复式向斜含煤盆地或富集区带的煤层气赋存具有这样的现象或特征：随埋深增加，含气量一般具有增加的趋势；无论新、老，含煤盆地多为向斜或复式向斜，轴部一般埋藏较深，含气量较高。无论是在沁水盆地的东北缘，还是在沁水盆地东南缘晋城地区都普遍存在这种现象(如图所示)。这种普遍的现象是否有其存在的内部规律？我们从向斜的煤层气控气机制研究入手，发现向斜这一特定的构造形态对煤层气具有富集作用。,地质构造中的向斜具有天然维持地层压力的机制，具体表现在：向斜般具有地层水的向心流动机制，在向斜核部在维持较高的地层压力系统；一般向斜核部断裂、裂隙不发育，煤层气被水动力溶解、冲洗作用弱；一般向斜上覆地层厚度较大，利于维持地层压力。复式向斜中由于存在多个背、向斜褶曲易于形成低渗带，进一步减缓地层水流动，更有利于维持地层压力。,2背斜控气构造对称控气背斜(中梁山目标区)中梁山目标区位于川东褶皱带内，总体构造形态为一舟状背斜，轴向NNE，两翼基本对称，倾角一般大于650，枢纽逐渐向南北两端倾伏，北端倾伏角在30左右，南端倾伏角约为80，出露的最老地层为龙潭组顶部。背斜中断层十分发育，多分布在背斜轴部附近。但多为压扭性走向逆断层，派生的压扭性小断层也密集发育。该背斜虽然构造破坏十分强烈，但主要为压扭性变形，增强了对煤层气的封闭能力，有利于煤层气保存，使煤层含气量高达17m3/t，是我国少见的高含气量目标区之一。其背斜南端倾伏角较大，应力相对集中，对煤层气的富集更为有利。从另一角度来看，压扭性变形对煤层又造成强烈构造破坏，构造煤发育，从而导致煤层渗透性降低、储层物性变差，对煤层气资源的地而开发有不利影响。,不对称控气背斜(芙蓉目标区)芙蓉目标区的主体构造是珙长背斜，轴部出露寒武系地层。背斜轴向NWSE，两翼倾角北东翼陡(25800)而南西翼缓(14450)，断层稀少，有少量次级褶曲发育(图)。矿井中揭露出少量斜交地层走向的压扭性逆断层，可见较软岩层或煤层局部增厚或变薄的现象。由于断层不甚发育，煤层顶板封盖条件普遍较好，因此影响煤层气保存的地质因素主要在于地层产状或倾角大小。,芙蓉矿区目前生产的五对矿井均处于珙长背斜西北部倾伏端，两翼煤层含气量和矿井瓦斯涌出量明显不同。就煤层平均含气量而言，背斜南西翼的白皎矿、珙泉矿和芙蓉矿分别为20.36m3/t、18.80m3/t和18.80m3/t、而北东翼的杉木树矿和巡场矿分别为16.60m3/t和15.78m3/t。从1992年矿井平均相对瓦斯涌出量来看，北东翼两个矿井为20.40一25.80m3/t，而南西翼三个矿井则为36.0658.70m3/t。即是说，洪长背斜缓倾斜翼的煤层气保存条件要显著好于陡倾斜翼。此外，该背斜中断层较少，多为逆断层性质，对煤层气有一定的封闭作用，致使煤层气局部富集。在生产中表现的是，当煤巷掘进至断层附近时，瓦斯涌出量增大，同时有煤与瓦斯突出的动力现象发生。这些断层影响范围一般不大，对煤层含气性没有根本性影响。,3褶皱逆冲推覆控气构造逆冲推覆控气构造(宣下目标区鸡鸣山)鸡鸣山位于宣下目标区下花园矿区，在构造上属于华北板块北缘冀北坳陷西段。由于南北向强烈挤压应力作用，形成数条平行的由南向背的逆冲推覆带，致使中一新元古界蓟县系被逆冲报道到中生界株罗系含煤地层之上。下花园矿区南部的黄羊鸡鸣山逆冲断层带横贯全区，在鸡呜山一带出露较好（图），往西至下花园矿区以南称夏家沟逆掩断层，地面可见10km以上。在鸡鸣山煤矿内可见该逆冲断裂带主断层产于侏罗系下花园组上部的软弱岩层中。外来系统(震旦系)组成鸡鸣山，相对高度约600m，由南向北逆冲于下花园组之上，下伏地层系统总体为单斜构造，保留具工业价值的煤层。在逆冲推覆构造的屏蔽作用下，加之辉绿岩多顺层侵入构成煤层的直接顶板或老顶，煤层气不易散失，整个矿区煤层甲烷平均含量达11m3/t。区内大多数煤矿属高瓦斯矿井，如八宝山矿庙梁井、七一井的瓦斯相对涌出量为20.32m3/t和46.08m3/t，鸡呜山矿的瓦斯相对涌出量为35.3m3/t。,4伸展控气构造单斜断块控气构造(峰峰目标区)峰峰目标区地处太行山东麓，轴向NNE的鼓山背斜纵贯目标区中部。鼓山背斜以西为向斜构造，以东为单斜构造。在鼓山背斜以西的向斜构造中，煤层埋深浅，大部处于煤层气风化带范围之内，含气量极低，煤层气资源贫乏。鼓山背斜以东煤层埋深大，构造以断裂和断块组合为主，断块四周被断层所围限，由于周边断层大都表现为正断层性质，断块内部构造相对简单(图)。,第一节构造对煤层气富集的影响第二节水动力对煤层气富集的影响第三节储层物性对煤层气富集的影响第四节煤层气数值模拟技术和方法,目录,水文地质是影响煤层气赋存的一个重要因素，煤层气以吸附状态赋存于煤的孔隙中，地层压力通过煤中水分对煤层气起封闭作用。因此，水文地质条件对煤层气保存、运移影响很大，对煤层气的开采至关重要。从现有资料分析，水文地质的控气特征概括为三种作用：一是水动力运移逸散控气作用；二是水动力封闭控气作用；三是水动力封堵控气作用。其中，第一种作用导致煤层气散失，后两种作用则有利于煤层气保存。,一、水动力运移逸散控气作用水力运移逸散控气作用常见于断层发育地区。其断层呈导水性质，通过导水断层或裂隙而沟通煤层与含水层。水文地质单元的补、径、排系统完整，若含水层富水性、水动力强、强径流，含水层与煤层水力联系较好，则地下水在运动过程中携带煤层中气体运移而逸散。煤层有水力联系的含水层，包括煤系下伏灰岩岩溶裂隙含水层、煤系中灰岩岩溶裂隙含水层、砂岩裂隙含水层和第四系松散孔隙含水层。同时，在导水断层或裂隙作用下，煤层与含水层有水力联系，常造成煤层气含量降低，如丰城目标区的C煤组。,(一)太行山东聚气带西侧峰峰矿区为伸展断块构造，张性断层发育。煤田构造线方向以NE向为主，地下水流动方向与断裂平行或近似乎行，形成地下水的强径流带。构造运动使中奥陶统灰岩含水层与煤系地层接触，煤系地层与下伏中奥陶统灰岩含水层之间存在水力联系，导致煤层吸附气解吸并随强烈地下水径流发生运移。地下水径流或含水层遏巨大隔水断裂阻隔时，地下水上升遂流出地面(图)而携带煤层气逸散，致使地下水补给区至隔水断裂之间地带煤层的含气量降低。,(二)鲁西南地区以济宁煤田唐口井田为例，本区属鲁西断块，开放性、半开放性正断层发育。因受断层作用，断层对盘含水层与本盘煤层接触，由于水平方向导水性而使煤层气散逸，导致断层两盘煤层气含量降低。唐口井田主要发育近南北向的高角度正断层，断层带附近甲烷含量低，仅为0.011一0.472cm3/g(daf)。同时，顶板为石灰岩的煤层含气虽明显低于顶板为砂岩、粉砂岩和泥岩的煤层(表)。,(三)丰城目标区C煤组丰城目标区含煤地层为上二叠统龙潭组，下伏下二叠统茅口组灰岩，上覆上二叠统长兴组灰岩和下三叠统大治组(图)。长兴组灰岩岩溶裂隙发育、含水丰富。该组灰岩岩溶裂隙含水层底界距龙潭组上部C煤组0一30m，两者之间普遍有密切的水力联系，是绝大部分C煤组煤层顶板充水的主要补给来源。地下水径流携带煤层气运移出煤系，造成C组煤层的含气量普遍低于下部的B组煤层。C组煤层的含气量均小于4m3/t，基本属于CO2-N2带，B组煤层的含气量为4.6921.46m3/t。,上二叠统煤层,(四)开平向斜东南翼开平向斜新生界松散含水层厚约600余米，含水丰富，渗透性好，其单位涌水量北部为311L/s.m，南部为0.2861.704L/s.m，渗透系数为0.89620.626m/d，矿化度290.0一386.0mg/L，水化学类型为HCO3一CaMg型。新生界松散含水层直接覆盖于煤系地层之上，与煤系地层的主要含水层相接触，即12煤以下砂岩和5煤以上砂岩裂隙含水层。新生界松散含水层接受大气降水并接受奥陶系灰岩的补给后，把充沛的水量补给5煤一12煤地层段砂岩裂隙含水层，该含水层在浅部由于受褶皱的影响裂隙非常发育，含水性和渗透性能都非常好，成为地下水径流的良好通道，然后在东南方向新生界松散层较厚地段，重新又补给新生界松散含水层，形成了较完整的补、径、排条件（图）。5煤一12煤地层段砂岩裂隙含水层把煤系地层中的煤层气携带运移，从而使向斜东南翼的林西、吕家坨、范各庄等井田煤层含气量降低。,二、水力封闭控气作用水力封闭控气作用常发生在构造简单的宽缓向斜或单斜中，其断裂不甚发育。可见的断裂构造多为不导水性质断裂，特别是一些边界断层，多具有挤压、逆掩性质而成为隔水边界。煤系地层上部和下部存在良好的隔水层，或者说，煤系地层含水层与上覆第四系松散含水层、下伏灰岩岩溶裂隙含水层并无水力联系，区域水文地质条件相对简单。煤层直接充水含水层即是煤系中砂岩裂隙含水层。砂岩裂隙含水层含水性微弱，渗透系数低，地下水径流缓慢甚至停滞。含水层补给只限于浅部露头的大气降水，补给量小。地下水以静水压力、重力驱动方式流动。地下水呈封闭状态，对煤层气有封隔作用。,(一)沁水聚气带沁水聚气带煤系地层虽下伏巨厚的高度岩溶化的寒武一奥陶系灰岩，但与含煤地层组之间有厚达3550m的本溪组隔水层相隔，中奥陶统峰峰组岩溶不发育，含水性极弱，单位涌水量极低，对其下伏灰岩岩溶含水层也有相对隔水作用。沁水聚气带各目标区在总体上表现为单斜构造形式，断层极不发育，仅有落差l0余米左右的稀疏小断层。与煤层发生直接水力联系的只有山西组和下石盒子组砂岩裂隙含水层，但这两套含水层的含水性均极其微弱，渗透系数极低。地下水主要赋存在砂岩裂隙中，裂隙发育程度随深度增加而趋于减弱，使地下水流动趋于缓慢甚至基本上停滞，水文地质条件简单。这两套含水层以静水压力形式把煤层中的煤层气封闭起来。这也是晋城、阳泉等矿区煤层含气量较高的主要原因之一(图)。,上石炭系太原组和下二叠系山西组是沁水盆地的主要含煤组,(二)六盘水目标区六盘水目标区由盘关向斜、土城向斜、六枝向斜和水城向斜等多个向斜组成。二叠系茅口组灰岩是本区的主要含水层，水量巨大，但由于煤系地层与茅口灰岩之间有几十米至280余米厚的峨眉山玄武岩隔水层，使煤系地层的水文地质条件比较简单。煤系地层的含水层以中细砂岩、粉砂岩为主，其单位涌水量为0.00828一0.0178L/s.m，渗透系数为0.0006750.203m/d，矿化度为110.47450mg/L，水化学类型为HC03-Na型。表明含水层的含水性微弱，渗透性能极差，地下水流动十分缓慢，基本上处于静止状态。煤系含水层补给差。本区年降雨量较大，为1230mm，但由于地形陡峭，绝大部分降雨顺坡流入沟渠泄去，很少能补给煤系含水砂岩(图)。,上二叠统龙潭组及长兴大隆组为本区主要含煤地层,三、水力封堵控气作用水力封堵控气作用常见于不对称向斜或单斜中。含水层从露头接受补给，地下水顺层由浅部向深部运动，将煤层中向上扩散的气体封堵，致使煤层气聚集。典型实例有开滦目标区、开平向斜西北翼、大城目标区和离柳一三交目标区。(一)开平向科西北翼开平盆地为一不对称向斜，西北翼陡、东南翼缓。两翼岩层露头为西北翼高而东南翼低，造成地下水由第四系松散含水层向西北翼补给，由东南翼排泄(图)。因此，西北向的地下水径流方向与煤层气顺层运移方向相反，煤层本身基本上也不存在地下水的垂向补给，有利于煤层气保存，这是向斜西北翼马家沟井田和唐山井田煤层含气量高的可能原因之一。,(二)大城目标区大城目标区最具持征的水文地质条件是存在向心流地下水径流体系(梁生正等，1995；冯国良等，1996)。资料表明：奥陶系、石炭一二叠纪含煤地层、上二叠统大砂岩、第三系等四套含水层的矿化度均是由北向南、由东向西增高、水化学类型由氧化型、半氧化型变为还原封闭型，指示了由东向西和由北向南的地下水径流系统的存在。大城凸起西北翼总体上为一倾向西北的单斜构造，地下水由凸起顶部煤系剥蚀露头部位顺层向地层下倾方向(向心)流入煤系或煤层(图)。由于在顶板封盖良好的条件下煤层气的运移方向是顺层向上，地下水径流方向与煤层气顺层运移方向相反，故向心水流在水力作用下有可能形成对煤层气的水力封堵(李明潮等，1996)，极有利于煤层气的保存和聚集。,第一节构造对煤层气富集的影响第二节水动力对煤层气富集的影响第三节储层物性对煤层气富集的影响第四节煤层气数值模拟技术和方法,目录,煤层渗透率是控制产能大小的关键参数。煤层渗透率值高，说明裂隙系统的导流能力强。若气体运移通道受到矿物质充填的影响或者应力的增高，使得通道紧闭形成不畅的条件，煤层渗透率就会大大降低，气流量也将大大减少。评价储层渗透率应以试井或历史拟合获取的渗透率数据为准。,煤储层渗透性受控于多种复杂地质因素，其中双孔隙系统中天然裂隙发育特征对渗透性的影响至关重要。煤储层中天然裂隙是煤化历程与与构造应力场综合作用的产物。通常，古构造应力场决定着天然裂隙发育的程度、规模与方向，近现代构造应力场影响到天然裂隙的开合程度。因此，现代构造应力场在古构造应力场形成的天然裂隙背景上的叠加，往往成为影响煤储层渗透性的重要地质因素，对盖层的封盖性能也会产生一定影响。,根据休伊特等的研究，理想的裂隙基质系统中水平渗透率(KH)与裂隙的各种要素之间存在如下关系（Hobbs，1967）：KHKM十8.44107W3cos2aL式中，KM基质渗透率；W裂隙壁距；L裂隙间距；a裂隙面与水平面的夹角；煤储层渗透率的增加主要来自天然裂隙的贡献(Mckee，1988)，基质渗透率可以忽赂不计。在沁水盆地，煤储层中天然裂隙多与地层面近于垂直，地层倾角一般小于50100，即cos2a1。因此，可简化为：,现代构造应力场对煤储层物性的控制机理,KH8.44107W3/L可以看出，煤储层中天然裂隙的壁距对原始渗透率起着关键性的控制作用。天然裂隙壁距是地应力大小和方向的函数，构造应力场主应力差对岩层裂隙壁距和渗透率的影响存在两类效果截然相反的情况(图)。基于上述因果关系，对煤储层优势方向裂隙组起挤压作用的主应力差应为正值，反之为负值(规定压应力为正)。渗透率构造应力！,沁水、鄂尔多斯、铁法、两淮、豫西、冀东等8个地区上古生界47层煤的试井资料揭示，煤层厚度与渗透率的关系明显分布在两个区域(图)。在构造煤发育的煤层中，煤厚与试井渗透率之间表现出负相关的趋势。,煤层厚度对煤储层渗透率的控制机理可能随煤体结构和煤厚的变化有所不同，更为重要的是暗示着我国(至少华北地区上古生界)煤储层渗透率的初评标准可能有别于国外某些国家或地区。,第一节构造对煤层气富集的影响第二节水动力对煤层气富集的影响第三节储层物性对煤层气富集的影响第四节煤层气数值模拟技术和方法,目录,一、国内外煤层气模拟技术回顾二、煤层气储层模拟的数学模型三、煤层储层模拟的参数选取四、实例分析,目录,一、国内外煤层气模拟技术回顾二、煤层气储层模拟的数学模型三、煤层储层模拟的参数选取四、实例分析,目录,煤层气吸附在煤层中，形成一个特殊的“封闭”系统，这个系统在漫长的地质过程中不断被开启和密封。煤层气不断解吸、吸附、扩散和运移。煤层气保存条件对煤层气成藏至关重要。煤层气勘探实践证实，煤层气能否保存则取决于封盖层的封盖能力、上覆地层有效厚度、水文地质环境和构造运动等保存条件的好坏。这几方面只有有机地配合，并在适当的煤岩的生、储条件下才能形成煤层气藏。,（一）国内外煤层气实验技术对煤层顶底板封盖性能进行测试评价，在我国石油系统已形成了一套比较完备的技术。封闭机理(李国平，1996)可分为毛细封闭、压力封闭和浓度封闭。利均大量试验技术进行定量，除测试孔隙度和渗透率外，对突破压力、微孔分布比表面、扩散系数、吸附量和力度进行测试，模拟不同化学特征、不同物理特征的水文条件在上述试验中贯穿使用，较好地模拟了储层条件。,国内外煤层气室内试验技术方法多样，品种繁多，基本上是围绕煤层气资源评价和地质选区服务的，测试参数主要为含气量、吸附量和封盖性能等，对于服务煤层气成藏机理和高效开发的甚少，没有形成系统的成藏模拟试验技术。,（二）常规石油天然气成藏模拟技术带来的启迪最初的模拟基本上都是室内静态模拟，对象多为液态石油，有机地球化学模拟试验开展得最有代表性。静态模拟技术是从20世纪初开始的。Munn(1909)进行了流动的水对石油在地层内分布影响的实验，结果表明，石油沿着水流方向流动，油水界面发生倾斜，据此，Munn提出了石油聚集水力说。等等,国内开展较多的天然气模拟工作，包括张义刚等（1994）利用高温高压模拟装置进行天然气水溶对流实验（30MPa,200），以及油水混相涌流实验（40MPa,300）。1994年中石油在石油大学（北京）建立了“211”工程项目油气成藏机理模拟实验室，有力推动了油气模拟实验的研究。周克明等（2002）利用激光刻蚀技术，研制了均质孔隙和裂隙孔隙模型地层的气水两相可视化人工物理模型，开展了气水两相渗流及封闭气形成。,石勘院廊坊分院（1999）率先在国内建立起一套比较系统的天然气成藏模拟装置，较好了模拟了诸多地质条件对天然气运聚的影响。,一、国内外煤层气模拟技术回顾二、煤层气储层模拟的数学模型三、煤层储层模拟的参数选取四、实例分析,目录,（一）煤层气储层数值模拟数学模型煤层是一种典型的双重介质，煤基质发育有丰富的微孔隙；煤层在煤化作用过程中产生的原生割理和构造作用产生的次生割理形成了相互交切的端割理和面割理，并发育了一些断层裂隙，进而形成了裂隙割理网络，并成为微孔隙的疏通通道。煤基质的微孔隙对甲烷具有极强的吸附能力。煤层甲烷在煤层中赋存主要以物理方式吸附在煤基质的内表面，其吸附量与煤层裂隙系统中的压力成非线性函数关系，符合Langmuir等温吸附定理。煤层气从基质进入开采井筒需经历解吸、扩散和渗流3个过程。,1、煤层气的解吸煤层气的吸附与解吸是一对可逆过程。当压力升高，过程向吸附方向发展；当压力降低，过程向解吸方向发展。通过采出煤层割理、裂隙系统中的地下水，降低煤层裂隙系统中的压力，当地层压力降至煤层临界解吸压力以下使甲烷在颗粒割理表面上解吸，进入煤层裂隙系统中。煤层气的解吸符合Langmuir等温吸附定理。C(pg)VLpg/(pL+pg)(1)式中：VLLangmuir体积，m3/t;pLLangmuir压力，MPa；pg裂隙系统中气体的压力，MPa；C(pg)平衡吸附浓度,2、煤层气的扩散煤层气从煤基质微孔隙表面解吸后开始从基质微孔隙进入煤层割理面上的迁移方式为扩散。研究表明，煤层气在煤层中的扩散符合Fick扩散定理。从煤层基质表面解吸出的气并非均能有效扩散，即全部流向井筒，因为一部分气要扩散到顶、底板中进行散失。煤层气通过扩散由基质进入裂隙的甲烷量可用Fick定理来描述，其数学模型如下：qm=Vm/rC(t)-C(pg)(2)式中：r解吸时间，由实验测定，d；Vm煤基质体积，m3；C(t)煤基质块中甲烷的平均浓度，；qm由基质进入裂隙的甲烷量，m3/d；,将Fick方程改为导数形式，：dC/dt=1/rC(t)-C(pg)(3)结合边界条件：C(t)=C0t=0;C(t)=C(pg)t0CT1式中T1为基质的外部边界。经求解得:C(t)=C(pg)-C0-C(pg)e-(1/r)(4),3.煤层气的渗流扩散至煤层割理系统的煤层气（游离气）和煤层中的水产生了混相流动，沿煤层割理裂隙系统的压降方向渗流运移至井筒采出地面。该过程符合达西定律。煤层气、水在煤层裂隙中的二相渗流可用流体的连续性方程和达西定律来描述。,式中，式中pc为毛细管压力，是饱和度的函数，由实验测定。将Langmuir、Fich定理、达西方程以及推导的方程耦合起来，这样上述方程中就只含有4个未知数pw、pg、Sw、Sg未知数个数和方程个数相同。结合初边值条件即构成整个煤层气藏的数学模型。边界条件包括内边界条件和外边界条件。内边界条件即井壁处条件给定的产量和给定的井底压力；外边界条件在煤层气藏模型中一般取含气量经济可采值下限或封闭边界。,（二）模型求解上述模型采用美国Coalgas或Cometpc一3D软件进行求解。将计算域在平面上划分成网格，在晋城1井的储层模拟计算中，网格形态是根据压裂裂缝形态和长度人工输入的，垂向上将煤层划分成3号煤、15号煤和夹层煤3个层。在计算初期，由于储层压力和气、水产量动态变化幅度较大，因此选取时间步长较短。而后逐步延长，最长时间步长为一个月，总时间长度为15a和30a两种。将上述有关参数输入模型，经计算获得不同井控面积、不同时期晋城1井3号煤、15号煤和夹层煤分别单独开采和三层联合开采的气、水产量、累积气、水产量及气体的采收率等生产所需数据。,一、国内外煤层气模拟技术回顾二、煤层气储层模拟的数学模型三、煤层储层模拟的参数选取四、实例分析,目录,煤层气储层数值模拟是煤层气勘探开发试验中常用的一种技术。它主要应用于煤层气地质评价、勘探开发或优化方案编制、规划和动态分析以及经济评价等方面，最终是模拟出日产气、日产水、累计产气、水量、产气高峰期、合理井距、井网几何形态等，为下步经济评价和勘探开发提供科学依据。由于描述煤层气运移的数学模型是一个气水两相双孔介质模型，难以用解析法求解，只能通过数值模拟来实现。目前，数值模拟技术已在国内外煤层气勘探开发中广泛应用。,（一）数值模拟参数数值模拟软件美国Coalgas，Cometpc-3D软件，原理基本一致，都是双孔、三维两相煤层气数值模拟专业软件。数值模拟过程中的参数选择是煤层气数值模拟工作中最重要和最关键的环节之一，没有足够、精确可靠的输入参数，任何高级的软件也不会得出好的模拟结果。由于煤储层中的运移较常规储层复杂，因而数值模拟软件所需的参数也较多。下面仅对模拟中具有变化且对产能预测有较大影响的或特殊参数加以说明。,1、渗透率对三维模型而言，绝对渗透率可分解为x、y、z三个方向的分量，即Kx、Ky、Kz。一般情况下，煤储层面割理的发育程度和连通性要优于端割理，因此，煤层的渗透性具有明显的各向异性，即面割理方向(Kx)大于端割理方向(Ky)，Kx/Ky的经验值一般为24。由于目前国内煤层气井测试所获得的煤层原始渗透率值较低，均在110-3um2以下，x,y两个方向的渗透率较难确定，因此，在模拟中将x,y方向的渗透率视为相同，即认为煤层渗透率各向同性，为了考虑不同渗透率条件下煤层产能的变化，可在模拟过程中根据需要分别设置一些数值作为煤层绝对渗透率值进行模拟计算，Kz往往采用煤层原始渗透率。,2、气、水相对渗透率气、水相对渗透率是描述煤层储层割理网络中气、水同时流动状态的重要参数之一。在煤层气开采处于气、水两极流动状态时，气、水产量受相对渗透率的影响明显，预测煤层气生产动态也需要相对渗透率资料。由于不确定因素多，加上实验测试技术上的限制，精确地测定煤层气储层的相对渗透率在实验室难以完成。在有一定采出程度的煤层气井中，利用气、水产量数据，通过生产拟合可以得到相对渗透率曲线是最有效的方法。,3、井间距离迄今为止，我国还没有一个多年地进行商业开发的煤层气气田，对多大井距适于何种储层特征的煤层气田开发的研究更是一个空白。目前我国煤层气试验区的井距一般较小，大约为300m左右。从煤层气开发试验的角度来看，采用小井距可较早地实现井间干扰，使生产早期的产量增加显著，有利于开发试验早见成效。但是小井网开采，使单井控制的开采面积减少，可能提高勘探开发成本；其二，虽然小井网开采煤层气可使产气高峰出现时间提前，但产气高峰持续时间短，高峰期后产量下降低，使井的开采寿命缩短。通过对美国现有煤层气田的调查发现，其开发井网的井距一般为400一800m，有的盆地(如圣胡安盆地)可达1000m左右。,这种大井距开发井网的设计，一方面是为了获得最大的商业利益，在条件许可的情况下(包括地质情况)，使单井控制储量和最终可采储量保持最大；另一方面，这些盆地的煤储层渗透率高，致使煤储层连通性好，从渗流力学原理分析，单井控制较大面积也是可行的。由于我国煤层渗透率较低，从整个煤层气勘探开发试验来看，井组井间距一般为150一400m。数值模拟软件，可在其它定值参数条件下模拟出开采效果最佳井距和井网。从大城试验井组分析，采用200一270m井距开采中井间干扰明显、说明井距太小，可见国外一般采用500一600m井距开发可以根据地质条件进行借签。,4、压裂裂缝半长煤层气储层通常是低渗透率储层，为了获取较理想的煤层气产量，通常需要采用一些强化增产措施，以提高煤层气井井筒周围煤层的导流能力，进而提高煤层气井的气、水产量。在强化增产措施中，最常用也最有效的方法是压裂。衡量压裂效果的主要参数是压裂裂缝半径长度，为了取得较好的压裂效果(即获取最大的压裂水平裂缝半长)，在进行压裂设计时，要充分考虑有关储层特征、完井方式、作业条件等多方面的因素。在确定输入模拟压裂裂缝半长时，应根据实测压裂测试解释结果，结合模拟研究要求分别确定不同的压裂裂缝半长进行煤层气井产能预测。测试方法有大地电位法、CT法、注入一压降试井法、井温测井法，可结合起来综合解释压裂动态裂缝半径长度。从目前几种方法试验效果看，大地电位法较接近实际。,5、生产制度由于煤储层原始状态多呈水饱和状态，因此，煤层气井生产早期产水量都较高，水产量随生产期间的推移而逐渐降低。在产能预测过程中，要充分考虑这一特点来确定合理生产制度。一般生产早期阶段采取定水产量生产，当水产量下降至一定界限时，应设定稳定井底流压生产。若数值模拟研究井有两层以上煤层同时射开进行生产，在生产制度早期设置为定水产量生产的前提下，各生产煤层存在一个配产问题。影响各层配产方案的影响因素较多(如各煤层的厚度、渗透率、地层压力、生产压差等)，在实际模拟过程中，为了简便起见，各层水产量的配产方案以煤层储层厚度为依据进行分配。,6、预测时间煤层气井具有产量相对低，而生产持续时间长的特点。为了适应煤层气井的这种产量变化特点，产能预测研究中，通常选取1520a为预测期。同时亦可以模拟不同开发方案滚动开发条件下的预测期。7、含气面积含气面积一般模拟具有工业性开采价值的吨煤含气量下限所圈定的有效含气面积，与计算储量圈定范围一致。,8、煤层厚度煤层厚度分别采用主力煤层分采、总煤层合采两种方法分别模拟。煤层气单层产量低，开采中一般分层压裂（分压合徘）。排采时一般是多煤层合采，因此模拟中多采用射孔煤层总厚度进行模拟。9、含气量采用平均含气量、有经济开采价值含气量下限值两种方案进行模拟。该参数以现场钻井绳索取心法现场直接装罐解吸，最后送到实验室测试数据为准。10、临界解吸压力为等温吸附曲线上实测含气量对应的地层压力值，应用中多取样品平均数据。,11、综合压缩系数综合压缩系数与煤层持性有关。经采样实验分析，煤层气储层模拟低煤阶煤一般取值1.742.09Pa-1(据中煤第一勘探局煤层气研究所)，高煤阶煤如晋城1井3号煤层为无烟煤，取实验值3.61Pa-1(据廊坊分院和华北石油池质局)。12、地层水粘度地层水粘度是指地层水在外界力作用下作相对移动时的内摩擦力，般取值为10-3Pas。在煤层气开发的过程中，还有一些参数对产能有一定的影响，如裂缝宽度、孔隙度、吸附时间、兰氏体积、原始地层压力等。通过实验较易获得这些参数相对准确数据。,一、国内外煤层气模拟技术回顾二、煤层气储层模拟的数学模型三、煤层储层模拟的参数选取四、实例分析,目录,一、沁水盆地概况采用COALGAS煤层气模拟软件对沁水盆地煤层气进行模拟和预测。沁水煤层气田主力煤层为山西组3号煤层、太原组15号煤层。3号煤层厚6.0m，横向基本连续，厚度变化不大。15号煤层厚度为3m，煤层分布稳定，但厚度有一定变化。其它煤层厚度一般在0.51m之间，煤层总厚度一般为1215m。该区煤层埋藏浅，3号煤层的埋深一般在300800m之间。晋试1井3号煤层埋深为521.6527.4m，15号煤层为606.6609.5m。3号煤层含气量为27m3/t，Langmuir体积为38.12m3/t，Langmuir压力为3.249MPa。15号煤层含气量为24.8m3/t。注入压降测试3号煤层压前渗透率为0.5110-3um2，压后渗透率为29.810-3um2。3号煤层原始地层压力为4.76MPa，压力系数为0.9，煤层温度为31。,(一)单井生产历史拟合为了较准确地获得实际煤层气储层的渗透率，根据晋试1井实际生产数据，适当调整模型参数，使单井模拟计算结果与实际生产动态数据较好拟合(图)。,晋试l井模拟日气量与实际日产气量拟合曲线,拟合结果：渗透率Kx7.010-3um2，Ky5.910-3um2,Kz0.510-3um2；孔隙度为2.26。(二)敏感性分析1渗透率渗透率值的大小对煤层气产量的影响最大，是一个极敏感的参数（图）。累积产气量随渗透率值的增加而增大，当渗透率为0.510-3um2时，累积产气量最低,说明渗透率越低开采效果越差。渗透率值越大，第二产气高峰值出现越早，峰值越高，平均日产气量越大；反之则第二峰值出现越晚、越低，平均日产气量越小，开采效果愈差（图）。,从以上对比分析中可以看出，煤层渗透率是决定流体在煤层中渗流难易程度的重要参数，其值越大，流体在煤层中的渗流越容易，水的初期产量越高，从而造成地层压力下降越快，并促使这种压力降向远离井筒的煤层中传播，造成大范围的压降漏斗。同时渗透率值越大，压降漏斗形成越快，煤层气解吸的范围越大、产量越高。可以说渗透率是影响煤层气开发效果的关键参数之一。图中出现了两个产气高峰，第一高峰呈尖峰状，第二高峰相对宽缓。一般认为第一高峰是由于井筒周围和煤层中压裂裂缝附近的煤层破碎带气体解吸造成的，而第二高峰则是反映煤层的实际地层产能情况。,2单井控制面积单井控制面积的大小对煤层气井的产量影响较大，是一个敏感参数(图)当单井控制面积低于600600m2时，15a累积产气量随单井控制面积的增大而增大；当单井控制面积超过600600m2时(如800800m2)，15a累积产气量反而下降(图)，采出程度随单井控制面积的增大而降低。单井控制面积越大，第二产气高峰出现时间越晚，峰值越低，但峰值后产量下降缓慢，平均日产气量增大。井距越小第二峰值出现越早，峰值越高，但峰值后产量下降快，平均日产气量低(图)。,3压裂裂缝半长压裂裂缝半径长度对早期生产的影响有以下特点（图）：累积产气量随裂缝半长的增加而增大(图)，同时采出程度随裂缝半长的增加而增大。随裂缝半长值的增大第一产气高峰出现时间晚，第二产气高峰出现时间早，但峰值都增大，井随生产时间的增加，曲线趋于一致，重合在一起(图)。,4产水量产水量的变化对煤层气井的产量影响较小，只对煤层气初期生产动态有影响。产水量高煤层气达到高峰时的产量也高，但对后期产量没有影响(图)。,(三)单井产量预测根据单井生产历史拟合结果，采用拟合修正后的参数，对晋试1井进行产能预测，预测结果如下。采用参数，渗透率Kt7.010-3um2，Ky5.910-3um2，Kz0.510-3um2，孔隙度为2.26，井距为400m，裂缝半长为25m，其它参数按煤层实际参数输入。数值模拟预测结果：第一峰值为4090m3(拟合)，出现时间为第49d；第二峰值为4805m3(拟合)，出现时间为第1709d，即4.68a；15a累计产气量为16673624.2m3；15a平均日产气量为3042.63m3(图)。,(四)井组产量分析预测煤层气单井生产时，一般产量较低，所以要采用井组开采，造成大面积均衡降压，以取得更好的脱气效果，提高煤层气产量。常用的井网有矩形、五点法、梅花形。,分别对矩形、五点法及梅花形井网在不同井距(20