煤层气成藏地层水化学特征研究

[收稿日期]2007-07-28　[基金项目]国家“973”重点基础研究规划项目(2002CB211705)。

　[作者简介]王勃(1979),男,2002年大学毕业,硕士,现主要从事煤层气地质综合研究工作。

煤层气成藏地层水化学特征研究 王　勃　(中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007) 李　谨,张　敏　油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北荆州434023长江大学地球物理与石油资源学院,湖北荆州434023[摘要]我国煤层气资源中高煤阶和低煤阶的煤层气资源相当可观,但高、低煤阶的煤层气成藏的地层水地球化学特征存在着一定的差异,这间接地制约着我国煤层气产业化的进程。

本文结合低煤阶煤层气成藏的水化学场物理模拟实验,对高、低煤阶煤层气成藏的水地球化学特征进行了对比分析。

研究认为高矿化度有利于高煤阶煤层气富集成藏,低矿化度是低煤阶煤层气的富集成藏的有利条件。

[关键词]煤层气;成藏;煤阶;地层水化学[中图分类号]TE122[文献标识码]A [文章编号]1000-9752(2007)05-0066-03良好的水文条件对煤层气的保存、成藏具有重要意义[1,2]。

不同地区的地下水地球化学特征引起不同的水文地质条件,对高、低煤阶的煤层气成藏富集造成不同的影响。

正常地质条件下,水对岩石的侵蚀性越强,表明所处循环交替条件越好。

侵蚀性强弱,决定于水中侵蚀性化学成分的多少。

同时,地下水化学场反映地下水交替和径流特征[3],对煤层气的富集条件具有一定的指示作用。

笔者分别以高煤阶煤层气藏———沁水盆地和低煤阶煤层气藏———吐哈盆地为研究对象,结合低煤阶水化学场物理模拟试验,重点分析和探讨水地球化学条件对高、低煤层气成藏的影响。

1　高煤阶煤层气藏的水地球化学特征研究111　沁水盆地上石炭统太原组含水层地下水地球化学场沁水盆地石炭系含水层主要为HCO 3・SO -4K ・Na 型。

由盆地两翼部向轴部延伸,石炭系被二叠系、三叠系等覆盖,处于开放、半封闭到封闭状态,水质由HCO 3・SO -4Ca 型向HCO 3・SO -4K ・Na 和HCO 3・SO -4Ca ・Mg 型转化,并以HCO 3・SO -4K ・Na 型占优势。

该区上石炭统太原组含水层地下水矿化度的区域展布格局与中奥陶统含水层相似,展现出矿化度由NW 向SE 增高的总体趋势,表明地下水区域补给主要来自于西北部地区,局部地区地下水具有明显的滞流或缓慢流动特征(图1)。

112　沁水盆地下二叠统山西组含水层地下水地球化学场受区域构造和地形地貌特征的控制,沁水盆地下二叠统山西组砂岩含水层地下水地球化学场的区域展布格局在一定程度上继承了下伏太原组含水层的总体面貌,如矿化度总体上由北向南降低,在南部存在高矿化度中心等(图2)[4]。

山西组地下水地球化学场最重要的转变特征是矿化度区域展布态势所反映出来的主要补给区相对重要性的变化。

在沁水盆地中部、南部和北部,矿化度等值线展布方向由太原组的NN E ～SN 方向转变为该组含水层的NN W 方向,等值线呈顶部朝北凸出的弧形产出,弧顶连线偏向盆地轴部以西,同时东北部的矿化度明显要高于西北部地区。

换言之,该组地下水主要补给区域可能由太原组和马家沟组的西北部地区转变为东北部地区,从而导致屯留一带太原组较高矿化度中心在山西组的消失。

此外,沁水盆地中、南部的高矿化度地带不仅依然存在,而且分布范围进一步向周边地区扩展,矿・66・石油天然气学报(江汉石油学院学报)　2007年10月　第29卷　第5期Journal of Oil and G as T echnology (J 1J PI )　Oct 12007　Vol 129　No 15化度大于1000mg/L 的地域覆盖了包括郑庄、大宁、潘庄、樊庄、赵庄南在内的广大地区。

这一地区高矿化度地下水的存在,是该组含水层等势面在该区坡度极为平缓或存在“洼地”的必然结果,共同反映出地下水高度滞流的重要特征,对上主煤层中煤层气的保存极为有利。

图1　上石炭统太原组含水层矿化度等值线图 图2　下二叠统山西组含水层矿化度等值线图113　水地球化学特征对高煤阶煤层气成藏的影响 图3　沁水盆地南部煤层气含气量与矿化度的相关性从沁水盆地南部矿化度的展布特征来看,矿化度的展布呈现由NW 向SE 增高的总体趋势。

在N W 4～8m 3/t ,在SE 向主力煤层含气量介于8～14m 3/t ,说明主力煤层含气量的展布也呈现由N W 向SE增高的总体趋势。

沁水盆地南部最为显著的一个矿化度中心出现在大宁-潘庄-樊庄地区,该区矿化度最低为1800mg/L ,含气量为16m 3/t ;最高可达2600mg/L ,含气量为2215m 3/t 。

同时从沁水盆地南部矿化度与含气量的相关性(图3)来看,随着矿化度的增高,含气量呈现增大的趋势,两者之间具有良好的正相关性。

综上所述,无论是总体的矿化度展布还是具体的矿化度中心,都与含气量具有一致的变化趋势,表明高矿化度区域有利于高煤阶煤层气藏的富集成藏。

2　低煤阶煤层气藏水地球化学特征物理模拟试验模拟试验样品来自于吐哈盆地哈试1井西山窑组的8号煤层,煤样是在钻探过程中利用绳索取心工具提取装罐密封的煤心,并在保持储集层温度为38℃条件下进行自然解吸所得的,气样采用纯度为9916%的甲烷气体,煤质为变质程度低的长焰煤和褐煤。

利用矿化度为15000mg/L 的饱和盐水、蒸馏水和干燥煤样进行模拟实验,通过对煤心充注甲烷气・76・第29卷第5期王勃等:煤层气成藏地层水化学特征研究　体和不同类型的水溶液来分析煤心在不同矿化度条件下的吸附能力,从而探讨不同矿化度对低煤阶煤层气成藏的影响。

211　试验现象及分析饱和盐水模拟显示当地层压力达到117M Pa 时,含气量达到2m 3/t ,蒸馏水模拟显示当地层压力达到215M Pa 时,含气量才达到2m 3/t 。

随着试验时间的推移,3种介质条件下的压力曲线都呈减小的趋势:矿化度越高,随着压力降低量越小,地层压力梯度降低越快,储层压力越低,造成吸附能力降低,含气饱和度增大,气体大量解吸散失。

褐煤吸附量低,压力变化不明显,矿化度越高吸附量越低,含气量越小;地质历史时期,矿化度不断增大。

矿化度高造成吸附能力降低,造成地层压力梯度降低,储层压力低,含气饱和度增大,气体大量解吸散失。

212　水地球化学特征对低煤阶煤层气成藏的影响分析产甲烷菌是严格的厌氧菌,自然界中,只有介质中所含的氧、硝酸盐和绝大部分硫酸盐被还原之后,甲烷菌才能生长[5]。

Bryant (1976)认为只有在氧化还原电位小于-330mV 的严格厌氧条件下才能生存,最适宜的氧化还原电位值为-540～-590mV 。

大量的模拟试验表明:①产甲烷菌最适宜的温度为36～42℃。

②产甲烷菌的代谢受水介质p H 的制约,最适合的p H 值是710～712。

p H 值在612以下,大部分甲烷菌停止生长或不产甲烷;p H 值接近818时,CO 2的溶解度接近0,大部分甲烷菌不能生存[5]。

③地层水的矿化度对低煤阶煤层气藏成藏也有重要影响。

据测定,水介质盐度小于014×104mg/L 时,甲烷菌最活跃,产气率最高,盐度太高或太低对甲烷菌的生长发育都不利。

另外,随着地层水中盐度增加,天然气溶解度明显降低[6]。

而且,从地下水化学场模拟试验可以看出,高矿化度也造成了低煤阶煤储层吸附能力的降低,游离气随着水力作用发生运移和散失,当储层压力降低到临界解吸压力时,吸附气体不断发生解吸、扩散、渗流和运移,最终导致煤层气含气量降低,煤层气藏遭到严重破坏。

吐哈盆地低煤阶褐煤埋深在800m 以上,煤层厚度大于50m ,地层水矿化度高达16000mg/L ,含气量测试小于3m 3/t 。

造成含气量如此之小的主要原因是高矿化度的地下水条件,一方面破坏了低煤阶甲烷菌的生长和生物气的生成,另一方面降低了该区的煤层气吸附能力,使得气体随水力作用发生运移散失,对煤层气藏的保存极为不利。

3　高、低煤阶煤层气成藏的水地球化学特征对比高煤阶煤倾向于高矿化度,预示着良好的保存条件,而且高矿化度水主要存在于承压区,煤层气藏具有较高的含气量和较好的保存条件,因此高矿化度有利于高煤阶煤层气的富集成藏;低煤阶褐煤倾向于低矿化度,而且低矿化度水主要位于露头补给量大的地区或者供水区,可以携带大量的营养物质及甲烷菌,在诸如矿化度相对较低、水力交替作用活跃但不强烈的条件下,可为大量甲烷菌的生长提供一个较好的生存环境,形成煤层降解的次生生物气并运移富集,从而有利于低煤阶煤层气藏的成藏富集。

以上研究成果为高、低煤阶煤层气藏提供了不同的勘探思路。

高煤阶煤层气勘探寻找高矿化度的滞流区,而低煤阶要寻找低矿化度、水动力为弱迳流的水力交替区,这样有利于次生生物气的生成。

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abundance oil resources1It was Mesozoic marine rifted basin in south Arabia with striking of NW1The primary reservoir was clastic rock and basement fissure in the middle and late J urassic1Locating in the middle of the basin,Block69was structurally high in the south and west, low in the north and east1The structure of its main target formations was complex with faults developed1The main faults were NW striking1Under the regional stress,the thick Sabatayn salt was vertical plastic flow with uplift and piercing of the overlying sedimentary seal which formed a series of different salt diaper structures1The traps were mainly anticline, faulted anticline and faulted nose1Based on the structural characteristics study and reservoir condition,in combination with oil2gas exploration in adjacent blocks,it is proposed that the southern block is the most favorable exploration belt and the target for oil and gas exploration1K ey w ords:structural characteristics;Yemen;Marib2Shabra Basin;diaper structure;oil and gas exploration49Establishment and Application of C arbonate Lithologic Predicting Model　———By T aking Longjuba T ectonic in Jiannan R egion for ExampleH UANG Han2dong　(CN PC Key L aboratory of Geophysical Ex ploration,Faculty of Resources and I nf orm ation,China University of Pet roleum,B ei2j ing102249,China)LUO Qun,LI U H ong2cheng　(S hi dabochuang Technical Development Center of Com plex Oil and Gas Reservoi rs,China University of Pet roleum,B ei2 j ing102249,China)LI NG J uan2hua,WAN Y un2qiang　(Research I nstitute of Pet roleum Ex ploration and Development,J ianghan Oil f iel d Com pany,S I N O P EC,Qian2 j iang433123,Hubei,China)Abstract:The reserves capacity of carbonate gas reservoirs was constrained by lithology1Based on the data of Longjuba Tectonics in Jiannan Region,methods and procedures for establishing carbonate lithologic prediction model were de2 scribed1Application data were used for analyzing the reliability of model1The model was used for predicting the lithology of Longjuba Tectonics,the predicted result was basically consistent with that of drilling1It indicates that the model is suitable for using in operation1K ey w ords:carbonate;lithologic prediction;model seism;Jiannan Region54Application of Im age Processing T echnique in Digital Core ModelingZH U Y i2hua,T AO G uo　(CN PC Well L og ging Key L aboratory,China Universit y of Pet roleum,B ei j ing102249,China)FANG Wei　(China Pet roleum L ogging Service Co1L t d1,B ei j ing100043,China)Abstract:Petrophysical research object was a system consisting of complex pore geometry,rock matrix and multi2phase filling1But the traditional core experiment was on the condition of simulating oil/gas reservoir1In this case the micro2 pore structure was not be observed and controlled directly12D epoxy2saturated thin section,which was obtained f rom field cores,was processed by image processing technique,and then3D digital core was reconstructed f rom the2D thin section1This digital core resembles real rock1It can show some true information of the formation1It is a great signifi2 cance of petrophysics study1K ey w ords:image processing;digital core;petrophysics66Formation W ater Chemical Characteristics of Coalbed Methane(CBM)R eservoir Formation WANG Bo　(L ang f ang B ranch of Research I nstitute of Pet roleum Ex ploration and Development,CN PC,L ang f ang065007,Hebei,China) LI Jin,ZH ANG Min　(Department of Geochemist ry,Yangtze University;Key L aboratory of Ex ploration Technologies f or Oil and Gas Reservoi r (Yangtze Universit y),M inist ry of Education,J ingz hou434023,Hubei,China)Abstract:CBM resource was enough in China,which included the low rank and high rank CBM reservoirs1Both were im2 portant,but the chemical characteristics of formation water of high2low rank CBM reservoirs were different1It constrains the progress of physical simulation of low rank CBM reservoirs,the geochemistry characteristics of the high2low rank CBM reservoirs are compared and discussed1It is proved that the high salinity is the advantageous factor for the high rank CBM reservoir enrichment and formation,while the salinity of low rank CBM reservoir is beneficial for the enrich2 ment and formation of low rank CBM reservoirs1K ey w ords:coalbed methane;formation;rank;formation water geochemistry76On E arly Evaluation of H ydrocarbon Source R ocks B ased on Seismic DataZH AO Sheng,LI U Lei　(Research I nstitute of Geology,J iangsu Oil f iel d Com pany,S I N O P EC,Yangz hou225009,J iangsu,China)FU Dong2yang　(Faculty of Resources,China University of Pet roleum,B ei j ing102249,China)Abstract:Exploration level was low in the south of Buridun Sag of Erlian Basin,where it lacked geological and geophysi2 cal data1Based on overlaying velocity data,mudstone thickness was predicted by using the rules of seismic wave velocity changes of itself and inherent relations between lithological properties,mudstone porosity was transformed by using inter2・Ⅳ・。