劉恩奇，周立明，任繼紅，張 平

(1.中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京 100015；2.自然資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心，北京 100034)

0 引 言

作為一種重要的非常規(guī)油氣資源，煤層氣的開發(fā)隨著開采技術和商業(yè)模式的改進而日趨成熟，不斷引發(fā)著國際能源結構和儲量評價體系的改變。根據(jù)2014年新一輪煤層氣資源動態(tài)評價的拓展延伸評價[1]，全國41個含氣盆地(群)煤層氣地質資源量為30.25萬億m3，可采資源量為12.50萬億m3。其中鄂爾多斯盆地、沁水盆地煤層氣地質資源量分別為7.26萬億m3和4.00萬億m3，為所有含氣盆地(群)中資源量最高的兩個盆地，占據(jù)總資源量的37.2%。截至2017年底，全國煤層氣累計探明地質儲量6 344.96億m3，經濟可采儲量2 537.11億m3。2018年煤層氣產量51.5億m3(摘自2017年全國油氣礦產儲量通報)，累計產量324億m3(2009～2018年)，儲量動用程度仍有些偏低。

1 石油天然氣(包括煤層氣)資源/儲量分類體系

油氣資源和儲量是國家能源工業(yè)的基礎，不同目的、要求和層面，對資源儲量的內涵有著不同的理解，不同的分類體系及內涵決定了儲量計算的方法和結果[2]。

1.1 國外油氣資源/儲量分類框架(SEC/SPE)

國外證券市場的油氣儲量是從商業(yè)價值→資產經營→市場化可行性→可采儲量→地質儲量的“逆向”思維來建立的，立足于動態(tài)的可采儲量上；地質儲量的類別附屬于可采儲量或地質儲量不分類；以可采儲量的可靠程度和可利用程度劃分為主，儲量與評價、開發(fā)階段緊密相連。國外(尤其是美國)油氣儲量更側重于儲量的經濟/商業(yè)價值。目前美國證券市場主要采用《Petroleum Resources Management System》(2018)中的儲量分類體系，此分類體系更好地詮釋了儲量經濟價值性。

1.2 國內油氣資源/儲量分類框架

國內油氣儲量分類分級采用《石油天然氣資源儲量分類》(GB/T 19492—2004)。我國油氣儲量概念是從油氣聚集→成藏→資源量→地質儲量→可采儲量的“正向”思維來建立的，立足于靜態(tài)的地質儲量上；可采儲量的類別附屬于地質儲量，即地質儲量與可采儲量在級別上一一對應，我國油氣儲量更側重于地下資源量。

1.3 國內煤層氣資源/儲量分類框架

國內煤層氣儲量分類分級采用《煤層氣資源儲量規(guī)范》(DZ/T 0216—2010)。煤層氣作為非常規(guī)天然氣，所采用資源/儲量分類仍以常規(guī)油氣資源/儲量分類框架為基礎，以煤層氣特點加以劃分。

2 煤層氣儲量評估方法

目前煤層氣田儲量評估方法與常規(guī)油氣儲量評估方法非常接近，主要包括：概率法、類比法、容積法、遞減曲線法、物質平衡法、數(shù)值模擬法。每種評估方法都有其局限性，一般將多種評估方法結合起來評估一個煤層氣田。隨著煤層氣田勘探開發(fā)階段的不同，采用的方法也有所區(qū)別。

2.1 概率法

每一個未知參數(shù)(地球科學、工程、經濟數(shù)據(jù))都有其合理的范圍值，利用這些參數(shù)的全部范圍值去計算可能出現(xiàn)的結果及其相關出現(xiàn)概率的全部范圍值時，這種儲量或資源評估方法被稱作概率法。

2.2 類比法

類比法是一種比較簡單的煤層氣儲量預測方法，通過與地質條件相似的地區(qū)進行類比分析，從而獲得煤層氣儲量。該方法要求類比區(qū)和被類比區(qū)在地質條件、開發(fā)技術、開采工藝以及井網形態(tài)等方面基本一致，一般用于煤層氣田勘探開發(fā)初級階段。類比法通用原則是比差不比好。

2.3 容(體)積法

容(體)積法是煤層氣田勘探開發(fā)初期常用的儲量評估方法，也是煤層氣地質儲量計算主要采用的方法，根據(jù)油氣藏情況或資料情況也可采用動態(tài)法、確定性方法、概率法，一般采用確定性法。容(體)積法通俗表達公式：地質儲量=面積×厚度×煤密度×含氣量。

2.4 遞減曲線法(產量遞減法)

遞減曲線法(產量遞減法)主要指通過對生產數(shù)據(jù)分析尋找研究區(qū)產量規(guī)律的方法估算煤層氣儲量，被廣泛應用于儲量評估，特別是用于評估已開發(fā)儲量。分析的原理是在具有足夠長的生產歷史后，根據(jù)擬合得到的最佳單井歷史產量——時間動態(tài)方程構建出一條曲線，從曲線外推即可預測未來單井產量。當明確存在遞減趨勢時，這種預測就特別有效[3]。由于煤層氣單井生產曲線的特征，一般是煤層氣井經歷了產氣高峰開始穩(wěn)產并出現(xiàn)遞減后，利用遞減曲線對未來產量進行計算，該方法主要應用于煤層氣田開發(fā)中后期階段。

2.5 物質平衡法

物質平衡法是物質守恒定理在儲量計算中的具體運用，是動態(tài)儲量評估的主要方法之一。其實質是假定煤層氣藏開發(fā)過程中，油氣物質的總量不變，即某個煤層氣藏的原始儲量等于采出量與地下剩余儲量之和。

2.6 數(shù)值模擬法

數(shù)值模擬法是通過建立模型、敏感性分析、歷史擬合等工作，利用專門的數(shù)值模擬軟件，對已獲得的儲層參數(shù)和早期的試采生產數(shù)據(jù)進行匹配擬合，最后獲取煤層氣井的預計生產曲線和可采儲量。

3 不同開發(fā)階段儲量評估適用性

隨著煤層氣田勘探開發(fā)程度逐漸加深，地質資料、工程資料逐漸趨于豐富，采用的評估方法也不同。一般來說煤層氣田開發(fā)初中期階段主要采用靜態(tài)法評估，包括概率法、類比法、容積法，開發(fā)中后期一般采用動態(tài)法評估，包括遞減曲線法、數(shù)值模擬法、物質平衡法。靜態(tài)法評估主要用于地質儲量的計算(類似于SEC/SPE準則下的PIIP/OO(G)IP)；動態(tài)法評估主要用于技術可采儲量/剩余技術可采儲量的計算(類似于SEC/SPE準則下的EUR/TRR)。

因為儲量評估具有不確定性，所以多種評估方法結合使用能相對客觀地反應煤層氣田儲量、數(shù)量、狀態(tài)及變化過程，尤其是在煤層氣田開發(fā)后，生產資料逐漸豐富，儲量評估是常態(tài)化的工作。根據(jù)以往油氣儲量評估經驗來看，遞減曲線法評估的儲量更接近真實，也相對最保守；數(shù)值模擬法、物質平衡法評估的儲量通常偏大。但在煤層氣田開發(fā)初期，遞減規(guī)律不明顯的階段，數(shù)值模擬法、物質平衡法也是經常使用的評估方法。

沁水盆地是全國煤層氣田開發(fā)程度最高盆地之一，PH區(qū)塊位于沁水盆地東南部，已開發(fā)10年以上，處于煤層氣田開發(fā)中后期階段，面積近18 km2，主力煤層為3#煤層、15#煤層，其中3#煤層開發(fā)程度較高(約190口生產井)，地質、生產資料豐富，本文著重研究3#煤層的儲量評估方法。以PH區(qū)塊為例，利用靜態(tài)法、動態(tài)法、中方常用方法、西方常用方法(概率法、產量概率法)分別評估該區(qū)塊的儲量，重點研究遞減曲線法和產量概率法，總結煤層氣田開發(fā)過程中各種方法的適用性情況。

3.1 概率法(容積法參數(shù)概率分布計算)

統(tǒng)計3#煤層每個參數(shù)包括煤厚度、含氣量等參數(shù)的概率分布，建立概率分布圖及累計概率分布曲線，利用容積法公式計算得PH區(qū)塊靜態(tài)地質儲量P10：34.62億m3、P50：26.94億m3、P90：21.29億m3、Pmean：27.38億m3、P^：27.16億m3。

3.2 數(shù)值模擬法

依據(jù)PH區(qū)塊3#煤層6口參數(shù)井的地質參數(shù)，利用Petrel軟件建立地質模型，模型為300×261×2的三維網格，再依據(jù)相滲、蘭氏曲線、參數(shù)井煤巖測試結果、流體PVT、擴散系數(shù)、人工裂縫滲透率、經驗參數(shù)、應力敏感、形狀因子等其他參數(shù)建立屬性模型，生成地質模型圖、含氣量模型圖、孔隙度模型圖等。

利用PH區(qū)塊共196口生產井2005～2016年的實際生產數(shù)據(jù)進行擬合。在此歷史擬合的基礎上(其中184口井擬合程度較高)，采用確定地下產出流體的生產制度和控制方式，設定廢棄壓力為1個大氣壓，對后期的生產情況進行預測(圖1)。平均單井日產氣量2 638 m3/d，預測20年技術可采儲量32.1億m3。

3.3 遞減曲線法

分析PH區(qū)塊190口生產井中排采生產超過10年的直井的產氣曲線、產水曲線，對所有產氣曲線進行擬合(圖2)，求出平均值，并找出遞減規(guī)律，確定遞減率。同時需分析在遞減期利用增壓措施來提高瞬時產量的情況。

通過Arps遞減分析，確定增壓前擬合初始遞減率D=0.00055，b=0.24，得到R2=97.7%，為雙曲遞減；增壓后擬合初始遞減率D=0.00061，b=0，得到R2=92.4%，為指數(shù)遞減。通過遞減分析計算得出，PH區(qū)塊單井30年(按見氣時間算)平均累產氣量1 692萬m3，共計可采氣量(視為技術可采儲量)32.15億m3。

圖1 累計產氣預測曲線Fig.1 Accumulative forecast

圖2 單井平均產氣遞減曲線規(guī)律分析預測圖Fig.2 Single average production forecast

3.4 產量概率法

利用產量概率法進行儲量評估一般僅適用于開發(fā)程度較高的煤層氣田。

產量概率法原理/概念：通過利用大量的實際生產數(shù)據(jù)，從產氣初始開始，利用概率函數(shù)計算單位時間(一般是月份)的產量的概率分布，而后計算出全生產周期的生產概率分布數(shù)據(jù)(EUR)，并生成概率分布曲線。一般給出的結果為P90、P50、P10。產量概率法一般結合遞減曲線法使用。

分別利用PH區(qū)塊3#煤層2005年投入生產的40口井及2009年投入生產的150口井的產氣數(shù)據(jù)，結合遞減規(guī)律的預測，模擬了全周期產氣概率分布曲線(圖3～6)，并篩選出P90、P50、P10三條產氣概率分布曲線。

最后分別得出P90、P50、P10的EUR結果(表1)。

圖3 40口井時間拉齊產氣曲線平均值Fig.3 Normalize time zero by 40 wells average value

圖4 40口井P10/P50/P90產氣曲線(線性處理)Fig.4 Production curve by 40 wells of P10/50/90(lineal processing)

圖5 150口井時間拉齊產氣曲線平均值Fig.5 Normalize time zero by 150 wells average value

圖6 150口井P10/P50/P90產氣曲線(線性處理)Fig.6 Production curve by 150 wells of P10/50/90(lineal processing)

表1 產量概率法預測儲量結果表Table 1 Reserves forecast by production probability

類型P90P50P10EUR/(億m3)24.2931.4943.97

3.5 分析結果

2001年，通過面積權衡法，測算PH區(qū)塊3#煤層探明地質儲量27.41億m3，技術可采儲量14.76億m3。由于年代久遠，此數(shù)據(jù)與當前評估的儲量對比意義不大，僅具有一定的參考性。

通過概率法算出的地質儲量(P10：34.62億m3、P50：26.94億m3、P90：21.29億m3)比實際預想的結果低。截至2017年12月份，PH區(qū)塊3#煤層累產20.05億m3，未來仍要產氣數(shù)億立方米，按照目前公認的采收率50%～55%計算，P50儲量應該在50億m3以上。造成這種現(xiàn)象的原因主要有以下兩個方面：①參數(shù)井較少，大多采用煤礦鉆孔(煤孔含氣量一般偏低)；②選用的參數(shù)基本上都是幾年甚至十幾年前的數(shù)據(jù)(以往測試標準照目前有差距)。盡管如此，用概率法評估來儲量在油氣田勘探開發(fā)早期是可行的，與容積法中常用的等值線面積權衡法計算地質儲量一樣。

數(shù)值模擬法、遞減曲線法、產量概率法(P50)三種動態(tài)評估結果極其相近。從以往經驗來看，數(shù)值模擬、產量概率評估的儲量一般要比遞減曲線法評估的儲量高，出現(xiàn)這種情況的一個很重要的原因是PH區(qū)塊已生產多年，處于遞減階段，未來生產年限所剩不多，因此數(shù)據(jù)擬合程度很高，評估結果比較接近。對儲量評估來說，需要逐口井分析遞減規(guī)律并生成產氣全周期曲線，精確性更高，因此，遞減曲線法被廣泛地應用于儲量評估。

4 結論及思考

4.1 結論

1) 煤層氣儲量評估方法主要采用常規(guī)油氣儲量評估方法，產量概率法比較適合非常規(guī)油氣儲量的評估，尤其是在煤層氣田開發(fā)的中后期，有大量生產井/數(shù)據(jù)的情況下，此方法結合遞減曲線法能更準確地評估煤層氣田可采儲量。

2) 一般來說，煤層氣田勘探開發(fā)程度不同，所采用的評估方法均有不同?？碧介_發(fā)早期一般采用靜態(tài)法評估，使用方法主要有類比法、容積法。開發(fā)中后期一般采用動態(tài)法評估，主要有數(shù)值模擬法、遞減曲線法、物質平衡法等。其中遞減曲線法應用比較廣泛，主要在于遞減曲線法評估儲量更精確，與煤層氣田開發(fā)生產結合更緊密。數(shù)值模擬法和物質平衡法經常被用作輔助手段。綜上，煤層氣田勘探前中期主要采用類比法；勘探后期、開發(fā)前期(生產井數(shù)較少)主要采用容積法、概率法；開發(fā)前期(開發(fā)兩年左右)可采用數(shù)值模擬法、物質平衡法等方法；開發(fā)中后期采用遞減曲線法。

3) 每一種評估方法都有其局限性，儲量評估應采用多種方法相結合，這樣才能客觀地反映一個煤層氣田的儲量，同時也給決策者提供后續(xù)開發(fā)生產建議。

4.2 思考

1) 儲量是一個范圍區(qū)間的概念，地下資源量/儲量不應該用一個確定的數(shù)值來表示。資源量/儲量評估具有不確定性，即使計算出一個確定的儲量數(shù)值，也不能完全真實地反應地下的情況。甚至于一旦某個參數(shù)出現(xiàn)偏差，評估結果可能會大相徑庭。相比之下，給出一個概率分布數(shù)值能較為科學地反應煤層氣儲量賦存狀態(tài)，同時給決策者提供合理建議。但是從管理者的角度來看，儲量數(shù)值多樣性不利于管理，容易出現(xiàn)混亂現(xiàn)象，即使在美國資本市場，也僅僅披露P1儲量(P2、P3一般不作披露)。所以儲量合理性改革任重道遠。

2) 目前煤層氣儲量評估主要側重于容積法，包括國家和公司的管理更傾向于地下資源量的概念。隨著油氣市場化/資本化的進程，經濟可采儲量的重要性凸顯，尤其是儲量與經濟價值的掛鉤越來越緊密，未來動態(tài)儲量、價值的評估將占主導地位。因此逐步完善煤層氣乃至非常規(guī)油氣動態(tài)儲量評估將成為主流趨勢。

3) 儲量的評估僅是過程并非結果，對于企業(yè)來說,其目的一是指導及銜接勘探開發(fā)與生產；二是為實現(xiàn)企業(yè)增值；對于國家層面來講,務必掌握其“家底”，供戰(zhàn)略決策之用。因此在完成地質儲量評估的基礎上，評估動用儲量的意義將越來越明顯。目前國內煤層氣乃至非常規(guī)油氣動用儲量評估還很薄弱，有必要建立動用儲量評估體系，與開發(fā)生產緊密結合并實現(xiàn)動態(tài)化管理。這樣最大程度反映國家、公司“家底”的同時，還可以對公司資本化、國家戰(zhàn)略化建設進程提供更優(yōu)的決策及部署建議。

4) 煤層氣儲量評估方法與油氣儲量評估方法基本相同，目前主要針對不同開發(fā)階段的煤層氣田選取適用性方法評估。我國煤炭資源豐富，地質條件、煤儲層條件種類繁多，未來可針對不同地質條件、煤儲層條件等研究針對型的評估方法，并建立相關體系。這樣不僅可繼續(xù)完善煤層氣儲量評估體系架構，同時還能更加科學系統(tǒng)化地指導煤層氣田勘探開發(fā)的生產及部署。