Aunque el modo de aparición y el patrón de enriquecimiento del metano de las capas de carbón son diferentes del gas natural convencional, los métodos de exploración también tienen sus propias características. Sin embargo, al igual que la exploración convencional de petróleo y gas, la exploración de metano en yacimientos de carbón también tiene etapas. Primero, comenzar con la evaluación de la cuenca, llevar a cabo exploración regional de metano en yacimientos de carbón, preexploración y perforación de evaluación sobre la base de la exploración de carbón, y establecer gradualmente una secuencia de reserva de recursos de metano en yacimientos de carbón desde la producción de prueba de un solo pozo hasta la prueba de grupo de pozos. Según la "Especificación de recursos/reservas de metano de yacimientos de carbón" (DZ/T 0216-2002), se introduce el método de cálculo de las reservas de metano de yacimientos de carbón.
3.4.1 Recursos de metano de capas de carbón
Recursos de metano de capas de carbón: se refieren a cuerpos ricos en metano de capas de carbón que utilizan vetas de carbón subterráneas como reservorios y tienen importancia económica. Su expresión cuantitativa se divide en recursos y reservas.
Recursos de metano de yacimientos de carbón: se refiere a la cantidad de metano de yacimientos de carbón que existe en las vetas de carbón, que actualmente es explotable o puede extraerse en el futuro, y que tiene importancia económica real y potencial según ciertos fundamentos geológicos y de ingeniería.
3.4.2 Reservas geológicas de metano de capas de carbón
Reservas geológicas de metano de capas de carbón: se refiere a la cantidad total de metano de capas de carbón existente en los reservorios de metano de capas de carbón descubiertos con límites de cálculo claros en la cantidad original.
Reservas recuperables originales (en adelante, reservas recuperables): La parte recuperable de las reservas geológicas se refiere a la parte recuperable de las reservas geológicas utilizando la tecnología existente bajo las condiciones económicas actuales y las regulaciones gubernamentales que. en última instancia, puede extraerse de los yacimientos de metano conocidos de las capas de carbón.
Reservas económicamente recuperables: la parte económica de las reservas recuperables originales se refiere a las reservas que se pueden calcular a partir de reservas conocidas con límites de cálculo claros utilizando la tecnología existente en las condiciones económicas actuales y las regulaciones gubernamentales. La porción de metano de yacimientos de carbón. reservas extraídas de yacimientos de metano de capas de carbón que se consideran económicamente beneficiosas mediante una evaluación económica. Las reservas económicamente recuperables son la suma de la producción acumulada y las reservas económicamente recuperables restantes.
Reservas restantes económicamente recuperables: se refiere a las vetas de carbón que se pueden extraer de yacimientos de metano conocidos con límites de cálculo claros utilizando la tecnología existente en las condiciones económicas actuales y las regulaciones gubernamentales. Se considera que el volumen de gas tiene una evaluación económica. beneficios económicos.
3.4.3 Clasificación y clasificación de los recursos/reservas de metano de las capas de carbón
3.4.3.1 Principios de clasificación y clasificación
La clasificación de las reservas de metano de las capas de carbón se basa en Políticas específicas, el principio de si la producción y las ventas pueden obtener beneficios económicos en condiciones legales, de tiempo y ambientales. A través de la evaluación técnica y económica en diferentes etapas de exploración, la viabilidad económica se puede dividir en tres categorías: económica, subeconómica y económica intrínseca. La clasificación se basa en el nivel de comprensión geológica de los recursos de metano de las capas de carbón como principio básico. Según los diferentes proyectos de exploración y desarrollo y el nivel de comprensión geológica, los recursos de metano de las capas de carbón se dividen en dos niveles: los que se descubrirán y los que se descubrirán. han sido descubiertos. La cantidad de recursos de metano de yacimientos de carbón que se han descubierto, también conocidos como reservas geológicas de metano de yacimientos de carbón, se divide en tres niveles: predicción, control y probada según el grado de confiabilidad geológica. Las reservas recuperables se pueden determinar con base en las reservas geológicas.
3.4.3.2 Clasificación
Economía: En las condiciones de economía de mercado de ese momento, la producción y venta de metano de carbón era técnicamente factible, económicamente razonable y geológicamente razonable. y todas las actividades comerciales pueden cumplir con los requisitos de retorno de la inversión.
Subeconomía: en las condiciones actuales de la economía de mercado, la producción y venta de metano de carbón no tienen temporalmente beneficios económicos y no son económicas, sin embargo, en condiciones de cambios en el entorno económico o políticas de apoyo gubernamentales. , puede transformarse en beneficios económicos.
Economía intrínseca: en las condiciones de la economía de mercado en ese momento, todavía era imposible juzgar si la producción y las ventas de metano de carbón eran económicas, incluida la parte donde los atributos económicos no se podían juzgar en la actualidad.
3.4.3.3 Clasificación
Predicción: comprender preliminarmente el patrón de distribución de los recursos de metano de capas de carbón y obtener parámetros de yacimiento bajo el entorno estructural típico de los yacimientos de metano de capas de carbón. Dado que no hay pruebas de drenaje y sólo algunos proyectos de pozos con parámetros de carbón y gas, se infieren la mayoría de las condiciones de los parámetros del yacimiento. La confiabilidad de los recursos de metano de las capas de carbón es muy baja y el coeficiente de confianza de las reservas es de 0,1 ~ 0,2.
Controlado: Las características geológicas de los yacimientos de metano de las capas de carbón, los patrones de distribución de los yacimientos y las propiedades portadoras de gas han sido básicamente identificadas, y las condiciones técnicas mineras están básicamente bajo control. A través de pruebas de un solo pozo y simulación numérica de yacimientos, se entendió la productividad de un solo pozo de la perforación superficial de metano en capas de carbón en condiciones geológicas típicas. Sin embargo, debido al número limitado de pozos de parámetros y pozos de producción de prueba, no es suficiente comprender completamente las condiciones de ocurrencia de gas y el potencial de producción de gas dentro de todo el rango de cálculo del yacimiento de gas. Por lo tanto, la confiabilidad de los recursos de metano de las capas de carbón no es alta. y el factor de confianza de las reservas ronda el 0,5.
Comprobado: Se han identificado las características geológicas de los yacimientos de metano de capas de carbón, los patrones de distribución de los yacimientos, las propiedades que contienen gas y las condiciones técnicas de la minería (incluidas las propiedades físicas de los yacimientos, los sistemas de presión y las capacidades de flujo de gas, etc.); Implementar una red de pozos pequeños y/o pruebas de metano de lechos de carbón de un solo pozo o una red de pozos de desarrollo para confirmar los recursos de metano de los lechos de carbón y la recuperabilidad dentro del alcance de la exploración. La confiabilidad de los recursos de metano de las capas de carbón es muy alta y el coeficiente de confianza de las reservas es de 0,7 ~ 0,9.
Las reservas probadas económicamente recuperables restantes se pueden dividir en dos categorías según el estado de desarrollo: ① Desarrolladas se refiere a la cantidad de metano de yacimientos de carbón que se espera que produzcan los pozos existentes en el área probada (2) Por desarrollar se refiere a la cantidad de metano de yacimientos de carbón que aún no se ha desarrollado. La cantidad de metano de yacimientos de carbón que se puede esperar que se produzca a partir de pozos existentes en el área de perforación o área probada en otro yacimiento.
3.4.3.4 Sistema de clasificación y graduación de los recursos y reservas de metano de yacimientos de carbón
Con base en los estándares de clasificación y graduación de los recursos de metano de yacimientos de carbón y su correspondencia con los proyectos de control de exploración, se establece una clasificación y graduación Se ha establecido un sistema de recursos y reservas de metano en yacimientos de carbón (Tabla 3.5).
Tabla 3.5 Sistema de clasificación y clasificación de recursos/reservas de metano de capas de carbón
3.4.4 Cálculo de recursos y reservas de metano de capas de carbón
3.4.4.1 Condiciones iniciales y cálculo de Unidad de reservas
(1) Condiciones iniciales de reserva
El cálculo de las reservas de metano de yacimientos de carbón se basa en el límite inferior de producción de un solo pozo, es decir, solo las áreas donde la producción de gas de yacimientos de carbón Los pozos de metano alcanzan el límite inferior de producción y se pueden calcular las reservas probadas. Según las condiciones promedio nacionales, el límite inferior de la producción promedio de un solo pozo se muestra en la Tabla 3.6. El grado de exploración y comprensión de las reservas en todos los niveles indicado en la Tabla 3.7 es el requisito básico para el cálculo de las reservas.
Tabla 3.6 Estándares de límite inferior de producción de pozo único de reserva
Tabla 3.7 Requisitos para la exploración y comprensión de las reservas de metano de yacimientos de carbón en todos los niveles
(2) Unidad de cálculo de reservas
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La unidad de cálculo de las reservas es generalmente un yacimiento de metano de lecho de carbón, es decir, un yacimiento de carbón que contiene gas controlado por diversos factores geológicos. Cuando no exista un límite geológico claro del depósito de metano del lecho de carbón, el cálculo se basará en el límite de cálculo del depósito de metano del lecho de carbón. La unidad de cálculo generalmente se denomina bloque en el plano. Un bloque grande se puede subdividir en áreas de pozos (o áreas de pozos). El mismo bloque debe tener básicamente condiciones estructurales y condiciones de almacenamiento de gas iguales o similares. Verticalmente, generalmente se utiliza una única veta de carbón como unidad de cálculo. Los grupos de vetas de carbón con vetas de carbón relativamente concentradas no se calculan. Para conocer los indicadores de zonas de meteorización, consulte el "Código para la exploración geológica de recursos de carbón".
(3) Límite de cálculo de la reserva
El límite de la unidad de cálculo de la reserva debe estar determinado por varios límites geológicos del depósito de metano del lecho de carbón, como fallas, cambios estratigráficos (adelgazamiento, pellizco, denudación, metamorfismo, etc.), límite inferior del contenido de gas, límite inferior del espesor neto de la veta de carbón (0,5 ~ 0,8 m), etc. (La situación del grupo de vetas de carbón se puede ajustar adecuadamente de acuerdo con la situación real); si el límite geológico no está claro, está delimitado principalmente por los pozos de metano de capas de carbón que han alcanzado el límite inferior de producción por diversas razones. , la bobina también se puede calcular en función de los límites del área de derechos minerales, los límites geográficos naturales o las reservas artificiales. El límite inferior del contenido de gas de las vetas de carbón (ver Tabla 3.8) también se puede ajustar de acuerdo con condiciones específicas, como diferentes espesores de las vetas de carbón.
Tabla 3.8 Estándares de límite inferior para el contenido de gas de vetas de carbón
3.4.4.2 Método de cálculo de reservas
(1) Cálculo de reservas geológicas
A. Método de simulación
El método de analogía utiliza principalmente la comparación con campos de metano de vetas de carbón desarrollados (o depósitos similares) para calcular las reservas.
Al realizar el cálculo, es necesario trazar una curva típica de correlación entre las características de producción y las reservas en las áreas desarrolladas, obtener parámetros de reservas comparables en el área de cálculo y luego utilizar otros métodos para calcular las reservas. Se pueden utilizar métodos análogos para calcular las reservas geológicas.
B. Método del volumen
El método del volumen es el método básico para calcular las reservas geológicas de metano de los yacimientos de carbón y es adecuado para el cálculo de las reservas geológicas de metano de los yacimientos de carbón en todos los niveles. Su precisión depende de la comprensión de las condiciones geológicas y de las condiciones del yacimiento de gas, así como de la precisión y cantidad de los parámetros relevantes.
La fórmula de cálculo del método volumétrico es
Gi= 0,01 AhDCad
o
Geología del gas derivado del carbón
Entre ellos: CAD = 100 CDAF (100-MAD-AD); Gi es la reserva geológica de metano del lecho de carbón, 108 m3;; a es el área portadora de gas de la veta de carbón, km2; el espesor neto de la veta de carbón, m; d es la base del carbón secado al aire. Densidad de masa (densidad aparente del carbón), t/m3; Cad es el contenido de gas básico del carbón secado al aire, m3/t; es la densidad de masa del carbón seco libre de cenizas, t/m3; Cdaf es el contenido de gas seco libre de cenizas del carbón, m3/t; Mad es la humedad de la base del carbón bruto en el carbón; Ad es el contenido de cenizas del carbón; .
(2) Cálculo de reservas recuperables
A. Método de simulación numérica
La simulación numérica es un método importante para calcular las reservas recuperables de metano de yacimientos de carbón. Este método utiliza un software especial en la computadora (llamado simulador numérico) para ajustar los parámetros del yacimiento obtenidos con los datos de producción iniciales (o datos de producción de prueba) y, finalmente, obtener la curva de producción esperada y las reservas recuperables del pozo de gas.
Selección del simulador de datos: El simulador numérico seleccionado debe ser capaz de simular las características únicas de doble poro de los yacimientos de carbón, los tres modos de flujo de los fluidos bifásicos gas-agua (desorción, difusión y filtración) y su interacción El proceso de acción, así como las propiedades mecánicas y las propiedades mecánicas del carbón y la roca.
Descripción del yacimiento: Es el estudio de la distribución espacial y las características de distribución plana de los parámetros del yacimiento, y es la base para la evaluación cuantitativa de los yacimientos de metano de capas de carbón. La descripción debe incluir cuatro parámetros que incluyen geología básica, propiedades físicas del yacimiento, fluidos del yacimiento y dinámica de producción. Al describir estos parámetros, se establece un modelo geológico de yacimiento para predecir la productividad.
Coincidencia histórica y predicción de productividad: utilice los parámetros de ingeniería y geología del yacimiento calculados por la herramienta de simulación de yacimientos para comparar los valores de presión y producción de gas y agua calculados con la producción real y los valores de presión medidos de el pozo de gas. Cuando la dinámica simulada de producción de gas y agua coincide con la dinámica de producción real del pozo de gas, se puede establecer un modelo de yacimiento de gas, se puede obtener la curva de producción de gas, se puede predecir la producción futura de gas y la producción total acumulada final de metano del lecho de carbón. , es decir, se pueden obtener las reservas recuperables de metano del yacimiento de carbón.
Según el grado de dominio de los datos y la precisión de los cálculos, los resultados del cálculo del método de simulación de yacimientos se pueden utilizar como reservas recuperables controladas y reservas recuperables probadas.
B. Método de disminución de la producción
El método de disminución de la producción predice las reservas mediante el estudio de las reglas de producción de gas de los pozos de metano de lechos de carbón y el análisis de las características de producción y los datos históricos de los pozos de gas. Por lo general, la pendiente de la curva de disminución de la producción se utiliza para calcular la producción futura después de que un pozo de metano en una capa de carbón experimente un pico en la producción de gas y comience a estabilizarse o disminuir. El método de disminución de la producción es en realidad un método para extrapolar las características de producción de los pozos de metano en lechos de carbón. Se deben cumplir las siguientes condiciones para utilizar el método de disminución de la producción:
1) Hay razones para creer que la curva de producción seleccionada. tiene el potencial de producción de gas del yacimiento de gas. Significado representativo típico
2) El área de producción de gas del pozo de gas se puede definir claramente
3) Al menos la mitad; un año después del pico de producción de gas en la curva de tiempo de producción, la curva de disminución de la producción de gas es un valor de pendiente estable
4) La influencia de los cambios en la producción causados por razones no geológicas como la contracción del mercado; Se deben eliminar de manera efectiva las reparaciones de pozos o el tratamiento de aguas superficiales en la determinación del valor de la pendiente de la curva de disminución.
El método de disminución de la producción se puede utilizar para calcular reservas recuperables probadas, especialmente en la etapa de producción y desarrollo de pozos de gas. El método de disminución de la producción se puede utilizar junto con el método volumétrico y el método de simulación de yacimientos para mejorar la precisión de los cálculos de reservas.
C. Método de cálculo de la recuperación de petróleo
Las reservas recuperables también se pueden calcular calculando la tasa de recuperación del yacimiento de gas. La fórmula de cálculo es la siguiente
Carbón. Ciencia de la geología del gas derivado
En la fórmula: Gr son las reservas recuperables de metano de yacimientos de carbón, 108 m3;; Gi son las reservas geológicas de metano de yacimientos de carbón, 108 m3;;
El factor de recuperación de metano de lecho de carbón (Rf) se puede calcular mediante los siguientes métodos:
1) Método de analogía: se obtiene por analogía con los parámetros geológicos y de ingeniería de los campos de gas desarrollados. o campos de gas adyacentes, sólo se pueden utilizar para predecir reservas recuperables.
2) Método de simulación de yacimiento: Calculado directamente sobre la curva de productividad de simulación de yacimiento, que puede utilizarse para calcular reservas recuperables controladas y reservas recuperables probadas.
Geología del gas derivado del carbón
En la fórmula: GPL es la producción acumulada de gas de los pozos de gas, 108 m3 son las reservas geológicas dentro del rango de control del pozo, 108; m3.
3) Método de la curva de adsorción isotérmica: El cálculo de la presión residual sobre la curva de adsorción isotérmica sólo se puede utilizar para predecir las reservas recuperables, y también se puede utilizar como referencia para controlar las reservas recuperables.
Geología del gas formado por carbón
En la fórmula: Cgi es el contenido de metano del lecho de carbón en las condiciones originales del yacimiento, m3/t; Cga es el contenido de metano del lecho de carbón bajo presión residual, m3/; t..
4) Método de disminución de la producción: Calculado directamente sobre la curva de disminución de la producción con una pendiente de disminución estable, que se puede utilizar para calcular las reservas recuperables probadas.
Geología del gas derivado del carbón
En la fórmula: GPL es la producción acumulada de gas de los pozos de gas, 108 m3 son las reservas geológicas dentro del rango de control del pozo, 108; m3.
3.4.5 Selección y valor de los parámetros de cálculo de reservas y recursos de metano del lecho de carbón
3.4.5.1 Determinación de parámetros volumétricos
(1) Contenido de gas del lecho de carbón Área (en lo sucesivo, zona de producción de gas)
El área de producción de gas se refiere al área de distribución de la veta de carbón donde la producción de metano del lecho de carbón de un solo pozo alcanza el límite inferior de producción. Es necesario hacer pleno uso de los datos de geología, perforación, registro, sísmica y pruebas de muestras de carbón para analizar exhaustivamente las leyes geológicas y las formas geométricas de la distribución de las vetas de carbón, y delinearlas en los mapas estructurales del techo y el piso de las vetas de carbón preparados por el control de perforación. e interpretación sísmica. El grado de control del pozo (pozo) del yacimiento de petróleo debe cumplir con los requisitos de espaciamiento entre pozos especificados en la Tabla 3.13 y la Tabla 3.7. Los principios para delinear los límites de las áreas que contienen gas son los siguientes:
Los límites de los yacimientos de metano de las vetas de carbón determinados mediante perforación y análisis sísmico son límites geológicos como fallas, pinchouts y disolución; del espesor neto de la veta de carbón no alcanza el límite inferior de producción; el límite inferior del contenido de gas y el límite de la zona de erosión del gas;
Cuando no se ha identificado el límite del depósito de metano del lecho de carbón o el pozo de metano del lecho de carbón está demasiado lejos del límite, se delinea principalmente mediante la extrapolación del pozo de metano del lecho de carbón. La distancia de extrapolación del límite del área probada no excede 0,5 ~ 1,0 veces el espaciamiento entre pozos especificado en la Tabla 3.13, que se puede dividir en las siguientes situaciones (asumiendo que la distancia especificada en la Tabla 3.13 es 1 espaciamiento entre pozos): ① Cuando solo hay uno el pozo alcanza la producción de gas Cuando se alcanza el límite inferior, extrapola 1 con el pozo como centro. (2) Cuando varios pozos adyacentes alcanzan el límite inferior de producción de gas, si la distancia entre dos pozos adyacentes excede el espaciamiento de 3 pozos, la mitad del espaciamiento entre pozos se puede extrapolar alrededor de los dos pozos ③ Cuando varios pozos adyacentes Cuando un pozo; alcanza el límite inferior de producción de gas, si la distancia entre dos pozos adyacentes excede el espaciamiento de dos pozos pero es menor que el espaciamiento de tres pozos, toda el área entre los pozos se contará como área probada y se puede extrapolar de los dos pozos. ④ Cuando varios pozos adyacentes alcanzan el límite inferior de producción de gas y el espacio entre pozos no excede dos espacios, el área probada se extrapola de un espacio entre pozos con el marginal. así como el centro.
Por diversas razones, también se pueden utilizar para delinear los límites del área de derechos minerales, los límites geográficos naturales o las líneas de cálculo de reservas artificiales. El límite del área probada no deberá exceder de 0,5 a 1,0 veces el espaciamiento entre pozos especificado en la Tabla 3.13.
(2) Espesor efectivo (neto) de la veta de carbón (denominado espesor efectivo o espesor neto)
El espesor efectivo de la veta de carbón se refiere al espesor del carbón costura después de deducir la capa de ganga, también llamada espesor neto.
El espesor efectivo probado debe determinarse de acuerdo con los siguientes principios: ① La producción de prueba de los pozos de metano en capas de carbón debe confirmar que se ha alcanzado el umbral de reserva, y las vetas de carbón no probadas deben ser continuas y similares a las vetas de carbón en pozos adyacentes que tienen alcanzó el umbral de reserva; ② El grado de control del pozo (pozo) debe cumplir con la tabla 3.13 En cuanto a los requisitos para el espaciamiento de los pozos, el método de balance de área se usa generalmente para determinar el valor. ③ El espesor efectivo debe determinarse principalmente en función de la perforación; o registro del pozo si la desviación del pozo es demasiado grande, se debe corregir la ubicación y el espesor del pozo. ④ El límite inferior del espesor efectivo de un solo pozo es de 0,5 a 0,8 m (se puede ajustar según el contenido de gas); el espesor de perforación de la capa de ganga es de 0,05 ~ 0,1 m.
(3) Densidad de masa de carbón
La densidad de masa de carbón se divide en densidad de masa de carbón puro y densidad de masa de carbón aparente, respectivamente corresponden a diferentes estándares de contenido de gas en los cálculos de reservas. Para conocer el método de determinación, consulte GB 212-91 Métodos de análisis industrial para carbón.
(4) Contenido de gas de carbón
Las reservas de metano del lecho de carbón se pueden calcular aproximadamente sobre una base seca sin cenizas o sobre una base seca al aire, y la relación de conversión se puede calcular de acuerdo con lo siguiente fórmula:
Geología de la formación de gas de carbón
En la fórmula: Cad es el contenido de gas seco al aire del carbón, m3/t Cdaf es el contenido de gas seco sin cenizas del carbón, m3; /t; Mad es la humedad base del carbón en bruto; Ad es el contenido de cenizas en el carbón.
Sin embargo, para garantizar la precisión de los resultados del cálculo, es mejor utilizar el contenido de gas del carbón crudo para calcular las reservas de metano de las capas de carbón. El contenido de gas de la base de carbón crudo debe corregirse para la humedad de equilibrio y el contenido promedio de cenizas en función del contenido de gas de secado al aire. La fórmula de corrección es:
Geología del gas derivado del carbón
Donde: Cc es el contenido original de gas a base de carbón, m3/t; Cad es el contenido de gas básico de secado al aire del carbón, m3/t; es la humedad de equilibrio del carbón; β es el contenido de gas básico de secado al aire y la pendiente de la curva de correlación (humedad de las cenizas).
Para determinar varios contenidos de referencia de metano en capas de carbón y humedad de equilibrio, consulte los métodos de determinación del contenido de metano de capas de carbón USBM de la Oficina de Minas de EE. UU. y los métodos de determinación de humedad de equilibrio ASTM.
Los principios de determinación del contenido de metano de las capas de carbón son los siguientes:
1) Al calcular las reservas geológicas probadas, se utiliza el método de desorción directa del núcleo de carbón in situ (método USBM de la Oficina de Minas de EE. UU.) debe usarse para medir Para el contenido de gas, también puede consultar el contenido de gas medido en "Método de análisis del núcleo de carbón en la exploración de campos de carbón" (MT/T 77-94), pero se deben realizar las correcciones necesarias. Intervalo de muestreo: dentro de los 10 m del espesor de la veta de carbón, 1 muestra cada 0,5 ~ 1,0 m; si el espesor de la veta de carbón es superior a 10 m, se distribuyen uniformemente más de 10 muestras (se puede distribuir una muestra cada 2 mo más). El grado de control del pozo (pozo) alcanza de 1,5 a 2,0 veces el espaciamiento entre pozos especificado en la Tabla 3.13. Generalmente, el método de equilibrio de área se utiliza para determinar el valor. La línea de contorno rodeada por el pozo de calibración es más grande que la línea de contorno del pozo de metano del lecho de carbón adyacente, y el contenido de gas por encima no participa en el equilibrio.
2) Al calcular las reservas geológicas no probadas, se puede utilizar el contenido de gas medido mediante el método de desorción directa del núcleo de carbón in situ y el método de análisis del núcleo de carbón (Método de determinación de metano en lecho de carbón MT/T 77-94). El contenido de gas obtenido por analogía con áreas vecinas con condiciones geológicas y calidad de carbón similares se puede utilizar para predecir reservas geológicas. Cuando sea necesario, el contenido de gas también se puede estimar en función de la calidad del carbón y la profundidad del entierro, y el contenido de gas estimado se puede utilizar para calcular las reservas geológicas.
3) Después de analizar exhaustivamente el entorno geológico relevante y las condiciones estructurales, como vetas de carbón, placas de techo y piso, capas adyacentes y áreas de perforación, al calcular y estimar los recursos, el volumen relativo de emisión de gas de la mina se puede utilizar para calcular el valor de referencia del contenido de gas. Aunque la curva de adsorción isotérmica utilizada para la prevención de explosiones de gas también puede proporcionar valores de capacidad de metano en yacimientos de carbón, debe corregirse según la humedad y la temperatura cuando se cotiza. Después de la corrección, se puede utilizar para estimar el volumen del recurso.
4) La determinación de los componentes de metano de las capas de carbón se referirá al GB/T 13610-92 "Método de análisis de componentes de gas". Las reservas de metano de las capas de carbón deben calcularse basándose en diferentes clasificaciones de componentes del gas. En general, los componentes de gas distintos de los hidrocarburos con concentraciones superiores a 10 deben excluirse de los valores medidos del contenido de metano de las capas de carbón involucrados en los cálculos de reservas.
3.4.5.2 Método de simulación numérica y determinación de parámetros del método de disminución de producción
Método de simulación numérica y propiedades del gas y agua, calidad y composición del carbón, propiedades físicas del yacimiento, características de adsorción isotérmica, temperatura , presión Los parámetros del método de disminución de la producción, como la producción de gas y agua, se implementarán con referencia a GB 212-91, GB/T 1310-92 y normas relacionadas.
3.4.5.3 Selección de parámetros para el cálculo de reservas
1) Los parámetros en el cálculo de reservas se pueden obtener a partir de diversos datos y métodos, y su precisión y representatividad deben compararse en detalle y llevarse a cabo. La selección completa y la base para determinar los parámetros se analizan en el informe de reserva.
2) Al calcular los parámetros promedio de las unidades geológicas, el espesor de la veta de carbón debe, en principio, basarse en las reglas de desarrollo estructural reales, utilizando el método de equilibrio del área de isolíneas o el método de equilibrio del área de control del punto del pozo. Sin embargo, en la exploración de yacimientos de carbón, el área de investigación detallada y el área de investigación detallada se pueden calcular directamente mediante el método de promedio aritmético, y otros parámetros generalmente deben calcularse mediante el método de equilibrio del área de control del punto del pozo de prueba del parámetro de metano del lecho de carbón.
3) Los nombres, símbolos, unidades y cifras significativas de todos los parámetros se muestran en la Tabla 3.13, y en los cálculos se utiliza el redondeo.
4) Las reservas de metano de los yacimientos de carbón deben expresarse en unidades de volumen seco en condiciones estándar (temperatura 20°C, presión 0,101 MPa).
3.4.6 Evaluación de reservas de metano de capas de carbón
3.4.6.1 Evaluación geológica integral
(1) Escala de reservas
Según el tamaño de la reserva, las reservas geológicas de los campos de metano de capas de carbón se dividen en cuatro categorías (Tabla 3.9).
(2) Reservas abundantes
De acuerdo con la abundancia de reservas de campos de metano de capas de carbón, la abundancia de reservas geológicas de campos de metano de capas de carbón se divide en cuatro categorías (Tabla 3.10).
Tabla 3.9 Clasificación de la Escala de Reservas
Tabla 3.10 Clasificación de la Abundancia de Reservas
⑶Capacidad de Producción
Según la producción diaria estable de gas pozos, la productividad del yacimiento de gas se divide en cuatro categorías (Tabla 3.11).
(4) Profundidad de entierro
Según la profundidad de enterramiento, los yacimientos de gas se dividen en tres categorías (Tabla 3.12).
Tabla 3.11 Clasificación de la productividad de los pozos de metano de capas de carbón
Tabla 3.12 Clasificación de la profundidad de entierro de los yacimientos de metano de capas de carbón
3.4.6.2 Evaluación económica
1) Uso El método de análisis del valor actual neto predice los costos y beneficios de todos los niveles de reservas presentados en cada etapa de la futura exploración y desarrollo de metano en capas de carbón, analiza y demuestra su viabilidad financiera y racionalidad económica, y optimiza los proyectos de exploración y desarrollo para obtener el mejores beneficios económicos y sociales.
2) La evaluación económica de las reservas debe abarcar todo el proceso de exploración y desarrollo de metano en yacimientos de carbón, y se deben llevar a cabo las evaluaciones económicas correspondientes para las reservas en todos los niveles.
3) Se debe realizar una evaluación económica de todas las reservas probadas declaradas.
4) La estimación de inversión, costos y gastos en la evaluación económica debe basarse en la situación real del campo de metano de lecho de carbón y considerar completamente los datos estadísticos de campos de metano de lecho de carbón adyacentes o desarrollados similares. en ese año.
5) La predicción de la productividad de los pozos de metano en lechos de carbón en nuevos campos de gas debe basarse en el diseño del concepto de desarrollo compilado por el departamento de desarrollo, y la producción diaria estable promedio de un solo pozo se puede demostrar en función del yacimiento. simulación numérica.
Tabla 3.13 Requisitos básicos de control de pozos (orificios) para el cálculo de reservas probadas de metano en yacimientos de carbón existentes
Se recomienda leer más.
1.Yan Song, Zhang Xinmin et al., 2005. Mecanismo de formación de metano en capas de carbón y base teórica para el desarrollo económico. Beijing: Science Press, 1~9.
2. Geología y tecnología de exploración de metano de lechos de carbón. Beijing: Geology Press, 45 ~ 53.
3. Geología y evaluación de recursos del metano de yacimientos de carbón de China. Beijing: Science Press, 51~61.
4. Ministerio de Tierras y Recursos de la República Popular China. 2003. Normas de geología e industria minera de la República Popular China (DZ/T 0216—2002). Especificaciones de recursos/reservas de metano de capas de carbón. Beijing: Prensa de Geología.