摘要：澳大利亚煤层气资源丰富，尤其是中煤阶的煤层气具有埋藏深度浅、含气量高、渗透率高等易于商业开发的特点。以澳大利亚H区块中煤阶的煤层气为研究对象，在测井识别煤层的基础上，利用测井、录井、岩心分析等数据开展了煤层气储层分布、煤质、物性以及含气性研究，利用取心分析数据获得的动态兰氏体积构建煤层含气量及含气饱和度模型，实现H区块煤层气储层表征。研究结果表明，澳大利亚H区块煤层气储层具有高含气量、低灰分、低挥发分、低湿度、高固定碳、高渗透率的特点，具有较高开发潜力。煤层气储层特征评价将为后续煤层气开发奠定基础，同时为同类型煤层气储层评价提供借鉴。
关键词：煤层气;储层特征;含气量;等温吸附;含气饱和度;储层评价;澳大利亚
煤层气(coalbedmethane，CBM)是在煤的形成过程及后期改造过程中产生并存储于煤中的非常规天然气，主要由甲烷、二氧化碳、氮气等组成。分布形式有吸附态、游离态和溶解态等三种，吸附态占比最大(85%～95%)，溶解态占比最小。煤层气开发不仅能够保证煤矿安全开采，在减少甲烷直接向大气中排放、保护大气环境方面也具有重要意义[1-3]。
与常规油气相比，煤层气储层在赋存方式、物性参数以及开发方式等方面有着较大差异[4-5]，常规储层评价参数及方法应用于煤层气储层评价时准确率低，稳定性差。目前针对煤层气储层的研究主要集中在含气量上，对影响含气量的煤质、孔隙度、渗透率等储层参数研究较少。澳大利亚中煤阶的煤层气资源丰富，普遍具有低灰分、低挥发分、高固定碳及高含气量等特点[6-8]。
为了系统性、针对性地开展澳大利亚中煤阶的煤层气储层研究，本文以测井、录井及取心分析资料为基础，在煤层识别与煤层空间分布分析基础上，开展了顶底板岩性、煤质及储层物性研究，通过改进常规的等温吸附模拟方法，构建含气量、饱和度模型，实现了澳大利亚H区块中煤阶的煤层气储层评价。
1研究区概况
澳大利亚H区块位于澳大利亚东部S盆地，构造上表现为一个东高西低的单斜构造，内部仅有很少北-西走向的逆冲断层，断层整体上不发育，构造相对简单。研究区煤层位于晚二叠世地层中。研究区煤层划分为9套单煤层，单煤层厚度为0.1～6.5m，平均厚度2.4m.由于处于沼泽相沉积环境，煤层连续性差，单煤层存在少量分叉、合并以及尖灭现象。煤层的镜质体反射率为1.3～1.5，反映出中煤阶煤岩的特征;煤层含气量7.80～26.93m3/t，渗透率0.028×10-3～3.720×10-3μm2，埋藏深度300～700m.埋藏深度较浅，十分有利于煤层气开发。
2煤层气储层评价
2.1煤层识别
在常规储层中，烃源岩与储层属于不同的系统。然而在煤层气储层中，煤岩不仅是烃源岩，同时也是储集层[9]。煤岩的准确识别是煤层气储层研究的基础。以常规曲线作为识别煤层的基础数据，对识别煤层具有天然优势。H区块的测井曲线主要有井径、自然伽玛、自然电位、电阻率、中子孔隙度及补偿密度。
本文根据煤层的测井响应特征和取心数据的岩性描述，对岩性描述与测井数据之间的相关性进行了分析。结果表明，在煤层识别过程中，自然伽玛、补偿密度对煤岩反应最灵敏，而井径、自然电位、电阻率、中子孔隙度等测井曲线受围岩、井眼及泥浆滤液的影响，对煤岩识别的灵敏度较低，故而本文选取自然伽玛、补偿密度作为煤层识别的基础数据。
煤岩的取心数据表明，H区块煤层的补偿密度、自然伽玛识别标准分别为1.85g/cm3，55API.以研究区煤层补偿密度、自然伽玛的识别标准值为依据，在单井煤层识别基础上，通过H区块单井煤层对比、追踪，明确了研究区煤层空间展布，如图1所示。H区块的空间分布特征表明研究区煤层厚度均匀，局部存在尖灭，埋藏深度与构造特征吻合，自东向西埋藏深度逐渐加深。
2.2顶底板岩性特征
煤层气储层顶底板与常规油气藏盖层相似，对于煤层气保存具有重要意义。良好的煤层气藏要求煤层气顶底板具有很好的封闭性，这样才能够阻止煤层气散溢[10]。本文以测井资料、岩性描述、取心分析资料为基础，通过对岩性以及物性分析来研究煤层气顶底板。结果表明，H区块煤层气储层顶底板岩性以砂岩和粉砂岩为主，测井密度为2.58～2.64g/cm3，孔隙度为2%～5%.这说明研究区顶底板岩性以致密砂岩为主，有利于煤层气的保存。
2.3煤质特征
煤层气储层煤质分析即煤层工业分析，包括固定碳、灰分、水分以及挥发分。其中，固定碳为煤层气载体，而灰分、水分及挥发分的存在不利于煤岩中煤层气吸附。煤质参数研究对于煤层含气量评价准确性意义重大。煤层气储层煤质参数的研究方法有两种：岩心分析法和测井解释法[11-13]。
岩心分析法通过对密闭取心的岩心进行分析以获得煤层煤质分析参数，该方法精度高，但受样品数量、测试费用的限制。与岩心分析法相比，测井解释法具有连续性好、纵向分辨率高等特点，该方法多应用于煤质特征参数研究。
2.4储层物性
煤层气的储层物性包括孔隙度与渗透率。与常规储层相比，煤层气储层通常具有双重孔隙结构：基质孔隙度和裂缝。基质孔隙度以微孔为主，具有较大内表面积，对甲烷的吸附性较强，在一定程度上决定着煤层气资源量[14]。裂缝则是作为煤层气渗流通道，维持煤层压力。孔隙度是表征煤层气储层的一个重要参数。
在计算孔隙度的众多曲线中，中子孔隙度由于受到煤层中存在的大量束缚水的影响，不能准确反映煤层孔隙度;声波时差则因为其采集特性，无法反映次生孔隙度。与中子孔隙度和声波时差曲线相比，采用补偿密度曲线计算孔隙度不仅不受束缚水影响，还能反映煤层气储层的次生孔隙度，所以补偿密度是计算孔隙度的最佳数据。煤层气开发过程中，渗透率是煤层气产能的关键因素，对煤层气开发起着决定性作用，直接影响着煤层气开采效果。渗透率是煤层气储层研究难点，影响因素较多，包括地质构造、应力状态、煤层埋深、煤体结构、煤岩煤质特征、煤级和裂隙系统等[15-17]。渗透率与煤层埋藏深度相关性分析表明，二者具有很好的相关性。
2.5含气量
含气性对于煤层气储层井型布置、井位选择以及“甜点区”优选具有重要意义。随着煤层含气量研究的不断发展，对含气量计算精度的要求越来越高。目前含气量计算以间接方法为主，主要有密闭取心分析法、煤层含气梯度法、神经网络模拟含气量法、基于朗格缪尔方程的煤层含气量预测方法等[18]。其中，密闭取心法与神经网络方法受限于样品数量。
3应用结果分析
在储层评价模型基础上，以单井测井数据、岩心分析结果为约束，开展了H区块的单井的煤层气储层评价。澳大利亚H区块中煤阶煤层气储层评价的结果为：灰分质量分数5.6%～30.7%，水分质量分数0.00%～32.48%，固定碳质量分数32.60%～69.84%，挥发分质量分数0.00%～32.54%，孔隙度2.50%～10.35%，渗透率0.10×10-3～3.51×10-3μm2.依据改进的动态兰氏体积煤层含气量的等温吸附模拟结果计算出H区块含气量为7.8～19.8m3/t，含气饱和度为90.6%.
这些数据为后续煤层气储层研究奠定了良好的基础。在煤层气储层评价基础上，笔者进行了H区块煤层气储层的有利区划分，结合实际开发效果确定了有利区的评价指标与标准。煤层气开发有利区的评价指标为含气量、累计厚度、渗透率和顶底板岩性。有利区的标准为：含气量大于5m3/t，煤岩累计厚度大于7m，渗透率大于1×10-3μm2，顶底板之间主要以泥岩或者致密砂岩为主。
4结论
通过对澳大利亚H区块煤层气储层的评价研究，得到以下结论：
1)煤层气作为重要的非常规天然气，与常规天然气在赋存方式、物性参数以及开发方式等方面存在较大差异。针对于煤层储层特点，结合煤层气开发实际需要，依据围岩特征、煤质、孔隙度、渗透率、含气量和饱和度开展煤层气储层评价。
2)采用常规测井资料与取心分析资料进行煤层识别，同时开展煤层顶底板岩性识别，为准确研究煤层气储层评价奠定了基础。基于岩心分析资料与测井资料的煤质、储层物性、改进后的动态兰氏体积含气量能够准确地对煤层气储层开展评价，同时在含气量计算过程中能够消除灰分、水分和挥发分对含气量与饱和度影响，极大地提高了含气量计算精度。
3)受限于煤层储层测井曲线自身精度，煤层气储层参数评价结果有一定局限性。在后续的研究中，将考虑采用成像测井资料以提高煤层气储层评价结果准确性。
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