Vers le début du 21e siècle, l’économie mondiale est entrée dans un nouveau cycle de développement et la demande de ressources en pétrole et en gaz naturel dans le monde a monté en flèche. Face à cette énorme demande énergétique, les gens commencent à accorder plus d’attention aux ressources non conventionnelles de pétrole et de gaz naturel. Le méthane de houille (CBM) est une ressource gazeuse associée et symbiotique avec le charbon. Le CBM est principalement un gaz d’hydrocarbure adsorbé sur la surface des pores de la matrice de charbon et partiellement libéré dans les pores ou dissous dans l’eau. C’est, en tant que ressource minérale associée au charbon, une matière première énergétique et chimique propre et de haute qualité. Il est bien connu que la profondeur d’enfouissement des réservoirs de CBM varie de centaines de mètres à plusieurs milliers de mètres, et son mécanisme d’interaction gaz-liquide-solide est complexe. Ainsi, il est souvent nécessaire d’obtenir les informations sur le charbon fluide au moyen, par exemple, d’une diagraphie acoustique. À l’heure actuelle, de nombreux chercheurs ont effectué des recherches acoustiques sur le système fluide-charbon. Cependant, il existe relativement peu d’études sur les caractéristiques acoustiques de l’effet de liaison gaz-liquide-solide, en particulier l’effet de saturation en fluide dans différentes conditions de rang de charbon.
Une nouvelle étude, axée sur les caractéristiques acoustiques de l’effet de liaison gaz-liquide-solide dans les réservoirs de CBM, a révélé la réponse en ondes P et en ondes S de la saturation des fluides dans différentes conditions de rang de charbon. Ce travail a été réalisé par l’équipe de recherche du Prof. Dr. Dameng Liu, de l’Université des géosciences de Chine (Pékin), et a été publié en ligne dans Frontières des sciences de la Terre.
Dans cette étude, des échantillons de charbon typiques à métamorphisme faible à élevé ont été sélectionnés dans les mines de charbon de la marge sud du bassin de Junggar et du bassin de Qinshui. Avant la recherche acoustique, des expériences de base comprenant l’analyse industrielle du charbon, la mesure de la réflectance de la vitrinite et l’analyse de la macération ont été réalisées. Sur cette base, des expériences de test d’ondes P et d’ondes S par ultrasons de charbon sur des échantillons de charbon sec et sur des échantillons de charbon contenant de l’eau gazeuse avec une saturation différente ont été réalisées. Enfin, les influences du type de charbon et de la saturation gaz-eau sur la réponse acoustique des formations CBM ont été analysées.
Les auteurs ont noté que pour les échantillons de charbon sec, la vitesse acoustique était linéaire avec la réflectance et la densité de la vitrinite. Pendant ce temps, le rapport (vitesse de l’onde P Vp) / (vitesse de l’onde S Vs), l’anisotropie relative de Vp et Vs des échantillons de charbon sec avait tendance à augmenter avec l’augmentation de la réflectance de la vitrinite et de la densité des échantillons de charbon, mais la corrélation entre eux n’était pas très fort.
L’étude a également montré que le Vp et le Vs des échantillons de charbon saturés en gaz et en eau augmentaient progressivement avec l’augmentation de la saturation en eau (Sw) et de la réflectance de la vitrinite. Cependant, avec l’augmentation de la réflectance et de la densité de la vitrinite, Sw a augmenté de 0 à 100 %, et la plage d’augmentation de Vp et Vs a été progressivement réduite. Pour les échantillons de charbon avec une réflectance de vitrinite similaire, le rapport Vp/Vs des charbons tectoniques était supérieur à celui des charbons primaires, et le rang d’augmentation de Vp et Vs du charbon tectonique était également significativement plus élevé lorsque le Sw passait de 0 à 100 %.
De plus, les chercheurs ont découvert que l’anisotropie relative de Vp et Vs augmentait de manière linéaire avec le Sw. Pour des échantillons de charbon avec une réflectance de vitrinite similaire, l’anisotropie relative de Vp et Vs et son taux de croissance du charbon tectonique étaient supérieurs à ceux du charbon primaire en général au même Sw. Cela suggère que l’anisotropie acoustique était plus forte dans le charbon tectonique avec des pores et des fractures bien développés. L’anisotropie est plus nettement influencée par la saturation en eau Sw.
Les analyses de cette étude sur les caractéristiques acoustiques des interactions gaz-liquide-solide ont constitué la base de l’exploration géophysique des réservoirs de CBM. Une meilleure compréhension des caractéristiques de distribution gaz-eau dans les réservoirs de CBM peut être obtenue en combinant ces modèles avec ceux des travaux acoustiques précédents. L’étude fournit également une base de recherche pour une analyse approfondie des méthodes d’exploration géophysique acoustique dans des conditions fluides complexes dans des réservoirs réels.
Dameng Liu et al, réponse aux ondes P et aux ondes S de la roche de charbon contenant du gaz-eau avec une saturation différente : une perspective expérimentale, Frontières des sciences de la Terre (2022). DOI : 10.1007/s11707-021-0958-x
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