張 雷，郝 帥，張 偉，曹毅民，孫曉光，陰思宇，朱文濤，李子玲

(中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028)

保德煤層氣田位于鄂爾多斯盆地東緣晉西撓折帶北段，行政區(qū)劃隸屬于山西省忻州市保德縣(圖1)，開采礦種為煤層氣，開發(fā)主力煤層為二疊系山西組4+5號煤層、太原組8+9號煤層。2011年9月，該氣田探明地質儲量183.63×108m3，技術可采儲量91.82×108m3。目前已規(guī)模開發(fā)6年，結合開發(fā)資料，儲量區(qū)地質認識更加清楚，儲量計算參數(shù)發(fā)生了明顯變化，需要開展儲量復算，落實氣田開發(fā)資源基礎。通過本次煤層氣探明儲量復算實踐，結合國內外有關儲量復算的研究成果[1-11]，本文提出了煤層氣儲量復算報告編制重點論證內容及要求，并對部分參數(shù)刻度進行了探討。

圖1 鄂爾多斯盆地保德煤層氣田地理位置

1 煤層氣探明儲量復算原因

按照儲量動態(tài)管理要求，當獨立開發(fā)單元或油氣田主體部位開發(fā)方案全面實施2～3年后，生產動態(tài)資料與地質儲量或可采儲量有明顯的矛盾，油氣藏地質認識發(fā)生變化，儲量計算參數(shù)發(fā)生明顯變化的情況下需開展儲量復算。保德煤層氣田在儲量提交后，開發(fā)工作量大幅增加且礦權面積發(fā)生變化，煤層厚度和含氣量較儲量提交時發(fā)生了明顯變化。

1.1 開發(fā)工作量大幅增加且礦權面積發(fā)生變化

在2011年提交探明儲量時，儲量區(qū)內勘探開發(fā)工作量包括：二維地震40 km，探井10口、開發(fā)井115口、煤田鉆孔23口。在儲量提交后，二維地震及探井工作量未增加，但由于開展了規(guī)模產建，開發(fā)井數(shù)量增加了313口(2108年底)，開發(fā)工作量的大幅增加，勢必影響儲量計算結果。同時，該氣田礦權在探礦權轉采礦權過程中，對煤礦礦權進行了避讓，面積減少3.1 km2，礦權的減少必然導致含氣面積的減小。

1.2 煤層厚度增大

2011年申報煤層氣探明儲量時，利用二維地震和鉆井資料，編制了4+5號煤層和8+9號煤層厚度等值線圖?；诋敃r的勘探程度，認為儲量區(qū)內4+5號煤層在全區(qū)分布穩(wěn)定，厚度為3～10 m，面積權衡平均厚度7.6 m，自南東向北西方向厚度逐漸增加，在西北部厚度達到8 m以上(圖2a)；8+9號煤層在儲量區(qū)內分布穩(wěn)定，厚度為8～17 m，面積權衡平均厚度12.3 m，自南東向北西方向厚度逐漸增加，在西北部厚度達到12 m以上(圖2c)。

2018年重新繪制了2套主力煤層厚度等值線圖，與2011年相比，煤層展布規(guī)律基本一致，但由于新完鉆井煤層厚度普遍比2011年預測值高，所以平面上厚度略有增加。4+5號煤層厚度為3～12 m，面積權衡平均厚度7.70 m(圖2b)；8+9號煤層厚度3～18 m，面積權衡平均為13.30 m(圖2d)。

1.3 含氣量低值區(qū)產氣效果較好

儲量計算時，含氣量主要使用實測的空氣干燥基含氣量[12]。2011年利用了儲量區(qū)內的10口探井含氣量測試數(shù)據，繪制了2套主力煤層的含氣量平面分布圖。按照《煤層氣資源/儲量規(guī)范：DZ/T 0216-2010》[12]，當煤巖鏡質體反射率在0.7%～1.9%之間時，空氣干燥基含氣量下限為4.0 m3/t[13]。從含氣量平面分布看，在儲量區(qū)東側8+9號煤層存在2個含氣量小于4.0 m3/t的區(qū)域(圖3c)，該區(qū)域范圍內無探井樣品測試數(shù)據，僅根據其他區(qū)域含氣量數(shù)據進行了預測，面積合計18.8 km2，在2011年進行儲量計算時，這2個區(qū)域8+9號煤層煤層氣儲量未計算。

目前，隨著開發(fā)的持續(xù)深入，在原8+9號煤層含氣量小于4 m3/t的區(qū)域，單井日產氣量為1 600～4 500 m3，其中B1井與B2井單排8+9號煤層，這2口井8+9號煤層含氣量按照平面圖預測分別為3.0 m3/t和2.8 m3/t(圖3c)，但是目前穩(wěn)定日產氣量分別為6 000 m3(圖4a)和3 000 m3(圖4b)，累計產氣量分別為413×104m3和262×104m3，根據生產實際判斷8+9號煤層含氣量預測結果可能偏小，需要加以校正。

在2018年開展儲量復算階段，收集到鄰近煤礦最新的勘查資料，其中與儲量區(qū)東側相鄰的2口煤田鉆孔，4+5號煤層含氣量分別為6.77m3/t和5.28 m3/t，與原4+5號煤層含氣量平面圖吻合(圖3a、3b)；8+9號煤層含氣量分別為4.67 m3/t和3.98 m3/t，而按照原含氣量平面圖外推這2口井為2.1 m3/t和3.6 m3/t，分析認為原8+9號煤層含氣量低值區(qū)預測結果偏低。因此，根據煤田鉆孔含氣量測試數(shù)據，對8+9號煤層含氣量進行了修正，與2011年儲量提交時相比，修正后的8+9號煤層含氣量大于4 m3/t的區(qū)域增加了約10 km2，含氣量為4.0～11.0 m3/t(圖3d)，面積權衡平均含氣量由7.4 m3/t增加到7.43 m3/t。

圖2 鄂爾多斯盆地保德煤層氣田儲量區(qū)主力煤層厚度變化

圖3 鄂爾多斯盆地保德煤層氣田儲量區(qū)主力煤層含氣量變化圖

2 探明地質儲量計算

2.1 計算方法

體積法是煤層氣地質儲量計算的基本方法，適用于各個級別的煤層氣地質儲量的計算[14-20]。本次地質儲量采用體積法計算。

圖4 鄂爾多斯盆地保德煤層氣田儲量區(qū)2口單采8+9號煤層煤層氣井排采曲線

地質儲量計算公式：Gi=0.01AhDC，其中：Gi為煤層氣地質儲量，108m3；A為含氣面積，km2；h為煤層厚度，m；D為煤體容重，t/m3；C為煤層含氣量，m3/t。

2.2 計算參數(shù)

根據該區(qū)煤層氣藏在縱向上的分布特點、層間隔厚度、煤層的穩(wěn)定性、含氣性、儲層壓力、氣水分析結果以及試氣成果等，結合含氣面積的確定原則，綜合分析后，平面上按照儲量性質、儲量開發(fā)狀態(tài)分為2個計算單元，即已開發(fā)區(qū)(在技術可采儲量標定過程中分為Ⅰ類井、Ⅱ類井)和未開發(fā)區(qū)(圖5)；縱向上按照2個計算單元，即4+5號煤層和8+9號煤層。

儲量計算參數(shù)取值依據如下：含氣面積圈定是在滿足《煤層氣資源/儲量規(guī)范：DZ/T0216-2010》[12]規(guī)定的基礎上，按照本地區(qū)的實際地質條件，在比例尺1∶25 000的煤層底板埋深等值線圖上圈定。邊界類型包含礦權邊界、含氣量下限，含氣量下限按照4 m3/t；凈煤厚度采用等值線面積權衡法求取[15]；含氣量采用等值線面積權衡法取值[16]。由于2011年儲量提交后未增加新的煤巖密度數(shù)據，因此儲量復算時密度值沿用原取值結果。

2.3 煤層氣地質儲量計算

按照體積法，未開發(fā)區(qū)4+5號煤層含氣面積30.3 km2，2地質儲量25.53×108m3；未開發(fā)區(qū)8+9號煤層含氣面積29.6 km2，地質儲量55.03×108m3。已開發(fā)區(qū)4+5號煤層含氣面積61.5 km2，地質儲量49.01×108m3；已開發(fā)區(qū)8+9號煤層含氣面積61.5 km2，地質儲量83.91×108m3。儲量區(qū)疊合含氣面積91.8 km2，合計地質儲量213.49×108m3，疊合資源豐度2.34×108m3/km2。與2011年提交探明儲量結果183.63×108m3相比，地質儲量增加29.86×108m3。

圖5 鄂爾多斯盆地保德煤層氣田儲量區(qū)計算單元劃分

2.4 地質儲量變化原因分析

通過儲量復算前后對比，影響因素有凈煤厚度、含氣量和含氣面積3個方面。(1)凈煤厚度：實鉆后的煤層厚度大于申報探明儲量時的厚度，厚度因素導致的儲量增加占比32%；(2)含氣量：根據新收集的煤礦含氣量測試資料，對8+9號煤層含氣量小于4 m3/t的區(qū)域進行了修正，含氣量因素導致的儲量增加占比13%；(3)含氣面積：按照新的礦權、含氣量下限對含氣面積做出調整，含氣面積因素導致的儲量增加占比55%。對比分析發(fā)現(xiàn)，含氣面積的變化占到本次儲量增加量的55%，影響最大。

通過儲量復算結果前后對比，認為2011年提交的煤層氣探明儲量由于鉆探程度有限，按照當時的勘探認識，儲量計算結果是準確的，計算方法及參數(shù)選取是可靠的，復算儲量增加主要是因為計算參數(shù)發(fā)生了變化。同時，由于地質儲量復算主要采用體積法，其精度取決于計算參數(shù)的準確性，所以煤層氣儲量復算報告中需重點說明儲量計算參數(shù)的變化情況，準確客觀地分析變化原因。該分析也是自然資源部評審復算儲量重點關注的論證部分。

3 技術可采儲量計算及采收率確定

國內煤層氣技術可采儲量計算方法主要有類比法、產量遞減法、概率統(tǒng)計分布法等[23]，需結合氣田生產實際狀況，選取計算方法。保德煤層氣田經過6年的規(guī)模開發(fā)，積累了大量的生產數(shù)據；同時，該氣田2014年即開始上市儲量評估，剩余經濟可采儲量主要使用產量遞減法完成。結合生產數(shù)據以及上市儲量評估方法，開展了技術可采儲量計算以及采收率確定。

3.1 計算方法的確定

(1)已開發(fā)區(qū)：產量遞減法是在煤層氣井經歷產氣高峰或穩(wěn)定產氣進入遞減階段后，利用產氣量與時間的統(tǒng)計資料建立遞減曲線方程，估算氣藏未來可采儲量[22，24]。保德氣田已開發(fā)區(qū)于2011年1月投產，經過5年的產氣量上漲，于2016年1月穩(wěn)產，目前已穩(wěn)產近3年。在已開發(fā)區(qū)整體穩(wěn)產的前提下，排除由于市場減縮、修井、檢泵、水處理等因素對產量—時間規(guī)律的影響，有33口井出現(xiàn)產量遞減，且均遞減超過12個月，具有穩(wěn)定的遞減規(guī)律，符合產量遞減法使用條件，因此已開發(fā)區(qū)主要應用產量遞減法進行可采儲量計算及采收率確定。

(2)未開發(fā)區(qū)：由于該氣田未開發(fā)區(qū)與已開發(fā)區(qū)相鄰，地質條件與已開發(fā)區(qū)類似，主要類比已開發(fā)區(qū)采收率來確定未開發(fā)區(qū)采收率[25-26]。

3.2 產量遞減法關鍵參數(shù)確定

(1)穩(wěn)產期：目前國內煤層氣開發(fā)最早的沁水盆地部分區(qū)塊已進入產量遞減階段[21]，其中最有代表性為樊莊、成莊、鄭村這三個典型成熟開發(fā)區(qū)，通過對其產氣剖面進行分析，穩(wěn)產時間為3～7年，而地質條件相對較好的煤層氣井，穩(wěn)產時間一般可以超過5年。沁水煤層氣田、樊莊區(qū)塊煤層氣井開發(fā)時間長，地質條件好，2006年投產的一批煤層氣井，有85%的井穩(wěn)產時間目前已超過5年。

(2)遞減期：根據氣田儲量情況，儲量區(qū)開發(fā)方案中通過數(shù)值模擬，給定遞減期為7年。通過近年來開展的上市儲量評估來看，國外評估公司給予了更為保守的穩(wěn)產期和更長的遞減期，對于國內煤層氣區(qū)塊的遞減期一般都在10年以上，地質條件好、產氣穩(wěn)定的區(qū)塊，一般給予15年以上，而且遞減期一般占到開發(fā)期的63%～82%。所以，在保德煤層氣田進行上市儲量評估時，同樣是使用的產量遞減法，給定的遞減期為18～25年。

3.3 技術可采儲量及采收率結果

3.3.1 已開發(fā)區(qū)

由于儲量區(qū)內氣藏特征不同，目前實際生產狀況不同，如果采用相同的采收率，必然導致技術可采儲量計算結果出現(xiàn)偏差，影響氣田開發(fā)決策。因此，在采收率標定時，根據已開發(fā)區(qū)煤層氣資源條件、保存條件、煤儲層條件、勘探開發(fā)程度等相關地質特征(表1)，按照相似性原則[20]，將已開發(fā)區(qū)叢式井劃分為I類井和II類井，分類開展采收率確定。

(1)Ⅰ類井：Ⅰ類井共有叢式井209口，其中遞減井14口。根據遞減井遞減規(guī)律(圖6a)可知，Ⅰ類井遞減率為20%。Ⅰ類井生產預測曲線采用雙曲遞減，繪制典型曲線(圖6b)，排采階段根據國內外研究成果、本類井地質條件以及地質儲量，劃分為1～4年為上產期，5～12年為穩(wěn)產期，13～38年為遞減期，最終Ⅰ類井技術可采儲量為49.39×108m3，采收率62.51%。

(2)Ⅱ類井：Ⅱ類井共有叢式井205口，其中遞減井19口。根據遞減井遞減規(guī)律(圖6c)可知，Ⅱ類井遞減率為30%。Ⅱ類井生產預測曲線采用雙曲遞減，繪制典型曲線(圖6d)，排采階段根據國內外研究成果、本類井地質條件以及地質儲量，劃分為1～4年為上產期，5～12年為穩(wěn)產期，13～31年為遞減期，最終Ⅱ類井技術可采儲量為21.21×108m3，采收率39.86%。

3.3.2 未開發(fā)區(qū)

未開發(fā)區(qū)與Ⅰ類井所在區(qū)域儲層特征及流體性質相似，Ⅰ類井采收率62.51%，通過類比法得到未開發(fā)區(qū)采收率62.51%。但由于2011年提交的儲量報告確定的采收率定為50%，針對未開發(fā)區(qū)采收率采用保守原則，最終確定未開發(fā)區(qū)采收率取值為50%，技術可采儲量為40.33×108m3。

綜合已開發(fā)區(qū)和未開發(fā)區(qū)計算結果，儲量區(qū)內技術可采儲量為110.94×108m3，較2011年增加19.12×108m3；采收率為52%，較2011年增加2%。技術可采儲量計算結果顯示，保德煤層氣田地質條件優(yōu)越以及開發(fā)效果最好的Ⅰ類井采收率達到了62.51%，因此建議在技術可采儲量計算以及采收率確定過程中，在已開發(fā)的區(qū)域需要按照地質條件進行分類計算，避免出現(xiàn)采用同一采收率而導致可采儲量計算結果出現(xiàn)誤差。

表1 鄂爾多斯盆地保德煤層氣田已開發(fā)區(qū)Ⅰ類井與Ⅱ類井條件對比

圖6 鄂爾多斯盆地保德煤層氣田儲量區(qū)產量遞減法預測曲線

4 結論及認識

(1)通過本次儲量復算，認識到勘探期提交的探明儲量由于鉆探程度有限，按照當時的勘探認識，儲量計算結果是準確的，但隨著開發(fā)的深入，儲量計算參數(shù)有可能發(fā)生變化，需要開展儲量復算，落實開發(fā)資源基礎。保德煤層氣田自2011年提交探明儲量后，進行了規(guī)模開發(fā)，相較于2011年，勘探開發(fā)工作量大幅增加且礦權面積發(fā)生變化、主力煤層厚度增厚、含氣量低值區(qū)產氣效果較好，基于以上3個原因開展了探明儲量區(qū)儲量復算。

(2)由于地質儲量復算主要采用體積法，其精度取決于計算參數(shù)的準確性，所以煤層氣儲量復算需重點關注儲量計算參數(shù)的變化情況,準確客觀地分析變化原因。本次探明儲量區(qū)復算結果為213.49×108m3，較2011年提交的183.63×108m3增加29.86×108m3。儲量增加主要受到凈煤厚度、含氣量、含氣面積3個因素影響，凈煤厚度變厚所增加的儲量占到儲量增加量的32%，局部含氣量變化占到13%，含氣面積變化占到55%。

(3)可采儲量標定時，對比Ⅰ類井、Ⅱ類井發(fā)現(xiàn)不同地質條件下采收率差異性較大，建議按照不同地質條件進行可采儲量標定,避免采用同一采收率而導致可采儲量標定結果出現(xiàn)誤差。本次煤層氣采收率標定結果為52%，其中煤層氣田地質條件最好的Ⅰ類井采收率標定結果為62.51%；技術可采儲量110.94×108m3。采收率標定結果較2011年增加2%，技術可采儲量增加19.12×108m3。

(4)本次儲量復算結果已通過自然資源部審查，成為國內第一個通過審查的煤層氣復算儲量。結合報告編制以及儲量評審，本文提出了煤層氣儲量復算中需要關注與論證的重點，可對后續(xù)煤層氣儲量復算提供參考。