(Instituto de Energía de Beijing, Universidad de Geociencias de China, Beijing 100083)
Desde una perspectiva geológico-geofísica, el existencia de poros de vetas de carbón o zonas de desarrollo de fracturas inevitablemente causará cambios en la velocidad y/o densidad de las ondas sísmicas, por lo que los datos de impedancia de las olas pueden reflejar las características de porosidad y permeabilidad de los yacimientos de metano de las capas de carbón en gran medida. Este artículo utiliza el método de inversión de pulso disperso restringido para estudiar las características de porosidad y permeabilidad de la veta de carbón No. 3 en el bloque Fanzhuang-Zhengzhuang. La porosidad de la veta de carbón 3# en el área de estudio es pequeña, con un rango de distribución de 1 a 7, que está controlado principalmente por el grado de metamorfismo del carbón. La permeabilidad promedio del bloque Zhengzhuang es de 0,12 mD y la permeabilidad promedio del bloque Fanzhuang es de 0,49 mD, que es más alta que la del bloque Zhengzhuang. La permeabilidad en el área de estudio es altamente heterogénea y se ve muy afectada por factores como el grado de desarrollo de poros y la profundidad del entierro.
Palabras clave: Fanzhuang Zhengzhuang yacimiento de carbón porosidad permeabilidad onda impedancia inversión
Proyectos de financiación: Proyecto nacional importante de ciencia y tecnología (2010ZX05034-001 0), Investigación básica nacional importante financiada por el National Natural Science Foundation of China (2009CB219604), National Natural Science Foundation of China (40972107) y China Petroleum Innovation Fund (2065438)
Primer autor: He, estudiante de maestría con especialización en petróleo y gas natural. Ingeniería, dedicada principalmente a la exploración de metano en yacimientos de carbón Investigación para el desarrollo.
Correo electrónico: bqgcan@126. com Tel: 010 - 82320892
Aplicación de la inversión de impedancia de onda en las características de porosidad y permeabilidad del bloque Fanzhuang-Zhengzhuang
(He Liu Dameng Yao Zhang Lipeng Bairen)
(Escuela de Energía, Universidad de Geociencias de China, Beijing 100083)
Resumen: Según la teoría geológica y geofísica, la existencia de zonas de poros y fisuras en las vetas de carbón provocará cambios en la velocidad de las ondas sísmicas o (y ) densidad. Por lo tanto, el volumen de datos de impedancia de las olas refleja en gran medida las características de la porosidad y permeabilidad del yacimiento de carbón. Este artículo utiliza el método de inversión de pulso disperso restringido (CSSI) para estudiar las características de porosidad y permeabilidad de la veta de carbón No. 3 en el bloque Fanzhuang-Zhengzhuang. La porosidad del carbón No. 3 en el área de estudio es pequeña (rango 65438 ± 0 ~ 7), lo que está controlado principalmente por el grado de metamorfismo del carbón. El valor medio de permeabilidad del carbón es 0. El gráfico de Zhengzhuang es de 12 mD y el gráfico de Fanzhuang es relativamente alto (0,49 mD). La permeabilidad del carbón en el área de estudio es altamente heterogénea y se ve afectada principalmente por factores como el desarrollo de poros y la profundidad de enterramiento.
Palabras clave: decoración formal de Fanzhuang; inversión de impedancia de onda; porosidad; difusión
1 Introducción
Los yacimientos de carbón son capas productoras de gas. También es un depósito de gas, por lo que el rendimiento del almacenamiento de gas del carbón juega un papel vital en la evaluación del metano de las capas de carbón (Hu Baolin et al., 2003). Los poros y las fracturas están controlados directamente por su propia composición material y características estructurales, y son espacios de almacenamiento y filtración de metano de yacimientos de carbón. El desarrollo de la porosidad y la permeabilidad de los yacimientos de carbón afecta directamente el efecto minero del metano de los yacimientos de carbón, por lo que el estudio de la porosidad y la permeabilidad de los yacimientos de metano de los yacimientos de carbón es de gran importancia.
La cuenca Qinshui es una típica cuenca carbonífera de alto rango en China. Se descubrió un campo de metano de alto rango en capas de carbón en la cuenca sur de Qinshui. Aunque los recursos de metano de las capas de carbón son abundantes, la heterogeneidad de los yacimientos es fuerte y las propiedades físicas de los yacimientos varían mucho. Zhao Xianzheng et al. (2011) encontraron que existen diferencias obvias en el contenido de gas y la permeabilidad de los yacimientos de carbón de alto rango en el sur de Qinshui en términos de distribución espacial plana y distribución de escala vertical. Yao et al. (2008; 2009) dividieron los poros de la matriz de carbón en poros de adsorción y poros de permeabilidad, y creyeron que la heterogeneidad de los poros de adsorción tiene un impacto significativo en la adsorción de metano del carbón, mientras que la heterogeneidad de los poros de permeabilidad tiene un impacto significativo en el carbón. permeabilidad Personas anteriores analizaron muestras de carbón mediante experimentos de inyección de mercurio y experimentos de adsorción de nitrógeno a baja temperatura para estudiar las características de porosidad y permeabilidad de los yacimientos de carbón (Tang Shuheng et al., 2008; Zhao Xinglong et al., 2010). Debido a la heterogeneidad de los yacimientos de carbón, los resultados experimentales tienen ciertas limitaciones a la hora de predecir las características de porosidad y permeabilidad de toda el área. Por lo tanto, el autor utilizó datos sísmicos para realizar la inversión de la impedancia de las ondas y predijo la porosidad y la permeabilidad de los bloques Fanzhuang y Zhengzhuang.
En los últimos años, la tecnología sísmica se ha utilizado ampliamente en la investigación de yacimientos, debido al efecto de interferencia de las ondas sísmicas de banda limitada y a la incapacidad de los perfiles sísmicos para proporcionar las características litológicas y físicas de la formación. , la interpretación de datos sísmicos enfrenta dificultades. Para superar estas dificultades, se necesitan técnicas de inversión de datos sísmicos. Cui Ruofei et al. (2008) señalaron que la tecnología de inversión de impedancia de ondas es uno de los medios importantes de la exploración sísmica litológica. Puede conectar datos de registro de pozos conocidos con alta resolución longitudinal y datos sísmicos observados continuamente, complementar las ventajas de cada uno y mejorar en gran medida la resolución vertical y horizontal de los datos sísmicos y el grado de exploración e investigación de las condiciones geológicas subterráneas. Zhang Yongsheng (2000) cree que la estimación de los parámetros del yacimiento (como la porosidad y la permeabilidad) basada en la impedancia de las olas es más confiable y precisa que el método de amplitud sísmica. Por lo tanto, es factible estudiar las características de porosidad y permeabilidad de los yacimientos de carbón basándose en la inversión de impedancia de las olas.
Tecnología de inversión de impedancia de dos ondas
2.1 Principio de la inversión de impedancia de ondas
El desarrollo de fracturas también afectará la densidad del volumen y la velocidad de la veta de carbón. Las fracturas que contienen gas reducen la densidad aparente y la velocidad de la veta de carbón, mientras que las fracturas de relleno aumentan la densidad aparente y la velocidad de la veta de carbón. El grado de cambio en la impedancia de las olas de la veta de carbón (es decir, el gradiente de impedancia de las olas) puede reflejar el grado de desarrollo de fractura del yacimiento de carbón, reflejando así la permeabilidad del yacimiento de carbón. Por lo tanto, los datos del gradiente de impedancia de las olas extraídos a lo largo de la veta de carbón pueden reflejar el desarrollo y la permeabilidad de las fracturas que contienen gas en la veta de carbón.
La inversión de pulso dispersa se basa en un algoritmo de inversión de pulso de tendencia limitada. Su punto de partida básico es que la interfaz del coeficiente de reflexión fuerte subterránea no es continua sino escasa. El objetivo principal de la inversión de pulsos dispersos restringidos es establecer un volumen de datos de impedancia acústica utilizando datos de pozos restringidos y coeficientes de reflexión sísmica (Wang Quanfeng et al., 2008). La inversión de pulso escaso cree que el coeficiente de reflexión sísmica se compone de una serie de coeficientes de reflexión grandes superpuestos a un fondo de distribución gaussiano de coeficientes de reflexión pequeños. Los coeficientes de reflexión grandes son equivalentes a la interfaz de discordancia o la interfaz de litología principal. El propósito es encontrar un número de pulso que minimice la función objetivo y luego obtener los datos de impedancia de onda.
2.2 Pasos de inversión de impedancia de onda
2.2.1 Modelo de impedancia de onda inicial
El modelo de impedancia de onda inicial es la base del registro de inversión restringida. Para reducir la multiplicidad de resultados finales y mejorar la confiabilidad de los resultados de la investigación, es clave establecer un modelo de impedancia de onda que sea lo más cercano posible a las condiciones geológicas reales. Los registros de pozos revelan detalles verticales de la impedancia de las olas, mientras que los registros sísmicos registran continuamente cambios laterales en la impedancia de las olas. La combinación de ambos proporciona las condiciones necesarias para establecer con precisión un modelo de impedancia de ondas espaciales. El proceso de establecimiento del modelo de impedancia de onda es en realidad un proceso de combinación de la información cambiante de la interfaz sísmica con información de registro de alta resolución. Los horizontes sísmicos son la base del modelado. Según los resultados de la calibración de las curvas de registro de pozos, los horizontes objetivo se pueden seleccionar de forma automática o manual en el perfil sísmico. Primero, las curvas de registro del pozo se estiran y comprimen longitudinalmente comparando las huellas sísmicas al lado del pozo con registros sintéticos. Cuando el coeficiente de correlación alcanza un cierto estándar, se puede obtener la impedancia de onda inicial del pozo. Luego, bajo las limitaciones del horizonte sísmico y el modelo geológico, se selecciona un método de interpolación apropiado para interpolar y extrapolar la impedancia de onda inicial del pozo, y se establece un modelo de impedancia de onda inicial.
2.2.2 Inversión absoluta de impedancia de onda
Después de mucho trabajo preparatorio, se obtuvo una curva de relación tiempo-profundidad razonable y se estableció el modelo geológico utilizando datos de registro corregidos y precisión. Interpretación de capas. Modelo Trellis. Al ajustar los componentes de alta y baja frecuencia y la impedancia de onda relativa del modelo, el volumen de datos del modelo y el volumen de datos de impedancia de onda relativa se superponen para obtener el volumen de impedancia absoluta final.
El proceso de procesamiento de inversión es un proceso de revisión y mejora continua. Después de completar el resultado de la primera inversión, el personal de procesamiento e interpretación trabaja en estrecha colaboración para comparar y analizar cuidadosamente los resultados de la inversión basándose en los datos geológicos, de registro de pozos, de producción y otros datos dominados, y procesa la inversión repetidamente hasta obtener una forma de onda que se ajuste a la Se obtienen las leyes cambiantes de los yacimientos geológicos de la zona.
Ejemplos de aplicación de la tecnología de inversión de impedancia de tres ondas
3.1 Estudio geológico regional
El área de investigación de este proyecto está ubicada en la parte sur de Qinshui Cuenca (denominada Qinnan), distribuida principalmente en Al sur de la línea Tunliu-Anze, comienza en la falla de Sitou en el oeste y está delimitada por afloramientos de vetas de carbón en el este y sur, incluidos Fanzhuang y Zhengzhuang. Estructuralmente, el área de estudio está ubicada en el extremo superior del sinclinal en la cuenca sur de Qinshui. La falla principal en esta zona es la falla de Sitou.
De sur a norte, la tendencia cambia de casi NE a casi SN, inclinándose NWNWW, con un ángulo de inclinación de 70° y una distancia máxima de falla de aproximadamente 350 m. Es una falla normal, que exhibe tensión-torsión bajo la acción de. estrés tectónico regional Hay pequeñas fallas extensionales pinnadas. Hay pocas fallas en toda el área y son de pequeña escala. Sólo la falla de Sitou atraviesa toda la zona, y el resto son pequeñas fallas normales. En comparación con Zhengzhuang, las fallas pequeñas de Fanzhuang están más desarrolladas (Fig. 1). Los estratos sedimentarios de la cuenca Qinshui en el área de estudio incluyen el sistema Changcheng Inferior, el Sistema Cámbrico, el Sistema Ordovícico Medio, el Sistema Carbonífero Medio y Superior, el Sistema Pérmico, el Sistema Triásico y el Sistema Neógeno. Los estratos carboníferos se encuentran principalmente en la Formación Taiyuan del Carbonífero Superior y la Formación Shanxi del Pérmico Inferior. Los estratos carboníferos son * * * 6-11, entre los cuales la Formación Taiyuan desarrolla principalmente 8#, 9# y 66#.
3.2 Resultados de la inversión de impedancia de onda
3.2.1 Porosidad
La porosidad es un parámetro importante de las propiedades físicas de los yacimientos de carbón. Los pozos de exploración en el área de estudio muestran que la porosidad del yacimiento de carbón 3# oscila entre 3 y 6,49, que generalmente es inferior a 5. Sobre la base del modelo de inversión de impedancia de onda, al analizar la correlación entre el volumen de datos de impedancia de onda invertida y los datos de porosidad de los pozos de exploración, se puede obtener la relación correspondiente entre impedancia de onda y porosidad (Tabla 1).
La relación correspondiente entre la porosidad y la impedancia de las olas obtenida mediante el método anterior, combinada con los datos de impedancia de las olas de otras líneas de sondeo sin datos de pozos exploratorios, puede obtener la porosidad de cada línea de sondeo y finalmente obtener la totalidad. Línea de estudio mediante interpolación. Vista en planta de la porosidad de la zona (Fig. 2).
Permeabilidad
Las pruebas de pozos muestran que la permeabilidad de la veta de carbón 3# en el área de Qinnan está mayoritariamente entre 0,5~3,0 mD, seguida de 0,1~0,5~3,0 mD y 3,0~10,0 MD, lo que indica que las vetas de carbón en la cuenca sur de Qinshui tienen una permeabilidad relativamente buena.
Figura 1 Mapa geológico regional de Zhengzhuang Fanzhuang
Tabla 1 Tabla de datos de la relación de conversión entre la impedancia de las olas y la porosidad
Basado en los datos de impedancia de las olas, este estudio También se produjo un diagrama transversal para representar la relación entre la impedancia de las olas y la permeabilidad, y se obtuvo la relación de conversión entre la impedancia de las olas y la permeabilidad (Tabla 2). Finalmente, se aplica el método de interpolación a toda el área para predecir la distribución de permeabilidad de toda el área.
Tabla 2 Tabla de datos de la relación de conversión entre la impedancia de las olas y la permeabilidad
Figura 2 3 # Plan de porosidad predicho de la impedancia de las olas de la veta de carbón
Desarrollo de la porosidad y la permeabilidad Análisis de principales factores de control
4.1 Porosidad
Basado en la combinación de los resultados de la predicción de la inversión de la impedancia de las olas y los resultados de las mediciones reales, se produjo un mapa de porosidad de la veta de carbón en los bloques de Zhengzhuang y Fanzhuang en Qinnan (Fig. 4). En la figura se puede ver que la porosidad de Qinnan en el área de estudio es relativamente pequeña, con un rango de distribución de 1 a 7. Liu Dameng et al. (Liu Dameng et al., 2010) encontraron que el desarrollo de los poros del carbón del Paleozoico tardío en el norte de China está relacionado principalmente con el grado de metamorfismo del carbón. A medida que aumenta la reflectancia aleatoria promedio (Ro, R) de la vitrinita de carbón, la porosidad de helio del carbón cambia de alta a baja. Se encontró que el área con porosidad superior a 3,75 representaba aproximadamente el 20%, y el área con porosidad inferior a 2,5 representaba aproximadamente el 35%.
4.2 Permeabilidad
La permeabilidad de la veta de carbón Zhengzhuang No. 3 es generalmente baja (Figura 3). La permeabilidad promedio de la veta de carbón es de aproximadamente 0,12 mD. ligeramente superior, con un promedio de 0,49 mD. Incluso en la misma zona, la permeabilidad de las vetas de carbón varía mucho. La permeabilidad máxima en el bloque Zhengzhuang es de 2,96 mD y la permeabilidad mínima es de 0,01 mD. El valor máximo del bloque Fanzhuang es 2,00 mD y el valor mínimo es 0,02 MD.
El fracking es el canal para la migración del metano de las capas de carbón y también es el principal factor que afecta la permeabilidad del metano de las capas de carbón. Según el estudio de Palmer et al. (1998), la permeabilidad de los yacimientos de carbón es función de la tercera potencia de la porosidad, y la porosidad es de gran importancia para la permeabilidad de los yacimientos de carbón. Comparando la Figura 2 y la Figura 3, se puede ver que la permeabilidad de áreas con porosidad bien desarrollada es relativamente grande, por lo que la permeabilidad del área de estudio se ve muy afectada por la porosidad.
La estructura del carbón está estrechamente relacionada con la permeabilidad de la veta de carbón. En general, el carbón estructural primario y el carbón fracturado son tipos de estructuras de carbón ideales para el desarrollo de metano en capas de carbón. El carbón granular y el carbón milonítico se consideran vetas de carbón impermeables debido al cuerpo de carbón roto, la morfología de la fisura dañada y la mala permeabilidad de las vetas de carbón. En el área alrededor de la falla de Sitou, las vetas de carbón están fracturadas debido a fallas y la permeabilidad es menor que en otras áreas (Figura 3).
Figura 3 3# Plan de permeabilidad predicho de la impedancia de las olas de la veta de carbón
Figura 4 Porosidad de la veta de carbón en el bloque Zhengzhuang Fanzhuang
El efecto de la profundidad de enterramiento de la veta de carbón sobre la permeabilidad El mecanismo limitante es el estrés. A medida que aumenta la profundidad de enterramiento de la veta de carbón, aumenta la tensión in situ sobre la veta de carbón, lo que conducirá al cierre de las fisuras de la veta de carbón y reducirá la permeabilidad de la veta de carbón. Por lo tanto, a medida que aumenta la profundidad del enterramiento, la permeabilidad de las vetas de carbón tiende a disminuir. La profundidad de enterramiento de la veta de carbón en el bloque Zhengzhuang Fanzhuang aumenta gradualmente de este a oeste, y la veta de carbón número 3 en el bloque Zhengzhuang puede alcanzar más de 1200 m (Figura 5). Sin embargo, a juzgar por la situación real de la veta de carbón número 3 en los bloques de Zhengzhuang y Fanzhuang, la permeabilidad de Zhengzhuang es generalmente mejor que la de Fanzhuang. Esto puede deberse a la actividad de fallas en el bloque de Zhengzhuang en el período posterior. El desarrollo de fallas y otras estructuras cambia en gran medida las propiedades físicas de las vetas de carbón.
Figura 5 Profundidad de enterramiento de la veta de carbón en el bloque Zhengzhuang Fanzhuang
Los yacimientos de carbón no solo se ven afectados por la presión de la formación rocosa suprayacente, sino también por la tensión horizontal in situ. La influencia de la tensión vertical in situ sobre la presión del yacimiento se debe principalmente al aumento del espesor de la sobrecarga en las vetas de carbón. Por otro lado, en la dirección horizontal, los yacimientos de carbón se encuentran en el campo de tensión tectónica regional y se ven afectados por la tensión tectónica horizontal. Por lo tanto, cuanto mayor sea el esfuerzo de compresión principal horizontal, mayor será la presión del yacimiento. Al mismo tiempo, la permeabilidad de las vetas de carbón es un parámetro del yacimiento sensible a la tensión. Las pruebas e investigaciones de inyección/caída de presión han demostrado que la permeabilidad de las vetas de carbón está relacionada negativamente con la tensión in situ. Dado que las vetas de carbón son típicos reservorios de porosidad y medios duales, la porosidad de fractura es un factor clave para determinar la permeabilidad de las vetas de carbón. La consecuencia directa del aumento de la tensión in situ es que el ancho de las grietas de las vetas de carbón se vuelve más pequeño o incluso se cierra, reduciendo así las vetas de carbón. permeabilidad además, por un lado, la propia veta de carbón tiene una fuerte plasticidad. El aumento de la tensión in situ hace que el cuerpo de carbón se comprima, lo que resulta en una compresión de la matriz y una permeabilidad reducida de la matriz. La tensión in situ de la veta de carbón aumenta desde la periferia hacia el interior del área de estudio, y su tendencia cambiante es consistente con el contorno de profundidad de enterramiento de la veta de carbón. El geoestrés en la parte sureste del área de estudio es generalmente bajo, en su mayoría por debajo de 10 MPa. El geoestrés en el oeste y el norte es relativamente alto y en su mayoría supera los 10 MPa. La tensión in situ de la veta de carbón en el bloque Zhengzhuang es mayor que la del bloque Fanzhuang (Figura 6), lo que también explica razonablemente por qué la permeabilidad del bloque Zhengzhuang es mayor que la del bloque Fanzhuang.
5 Conclusión
La porosidad de la veta de carbón 3# en el bloque Zhengzhuang Fanzhuang en el sur de la dinastía Qin es relativamente pequeña, con un rango de distribución de 1 a 7. El desarrollo de los poros del carbón está relacionado principalmente con el grado de metamorfismo. En términos generales, la porosidad del carbón graso y del carbón coquizable es la más baja y aumenta por encima del carbón pobre. El desarrollo estructural afectará el desarrollo de los poros del carbón.
La permeabilidad de la veta de carbón número 3 en los bloques Zhengzhuang y Fanzhuang en Qinnan es baja y se ve afectada por muchos factores. La permeabilidad promedio del bloque Zhengzhuang es de 0,12 mD y la permeabilidad promedio del bloque Fanzhuang es de 0,49 mD. La permeabilidad tiene una alta heterogeneidad e incluso en la misma área, la permeabilidad cambia mucho. El principal factor de control que afecta la permeabilidad es el grado de desarrollo de los poros. Otros factores como la profundidad del enterramiento, la tensión del suelo, la estructura del medio, etc. también tienen un cierto impacto en la permeabilidad.
La aplicación de la inversión de impedancia de onda en el área de estudio ha logrado buenos resultados, lo que indica que la tecnología restringida de inversión de pulso disperso puede combinar mejor el registro de pozos y los datos sísmicos para predecir con precisión los yacimientos de carbón en áreas con bajos niveles de exploración. Características de porosidad y permeabilidad.
Figura 6 3 Mapa de contorno de tensión in situ de la veta de carbón
Realice el examen y contribuya
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