煤層氣技術可采資源量預測方法研究

庚 勐 陳 浩 王 權 李樹新 李貴中

(1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院，河北 065007;2.華北油田公司勘探開發研究院, 河北 062552;3.中國石油煤層氣有限責任公司,北京 100028)

煤層氣技術可采資源量預測方法研究

庚 勐1陳 浩1王 權2李樹新3李貴中1

(1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院，河北 065007;2.華北油田公司勘探開發研究院, 河北 062552;3.中國石油煤層氣有限責任公司,北京 100028)

近年來隨著沁水、鄂東兩大煤層氣田進入穩定開發階段，全國大部分煤層氣田開展全面勘探工作以后，產量遞減法、數值模擬法以及刻度區類比法等可靠程度較高的可采資源量預測方法被大量使用，而且技術可采資源量預測深度也隨著勘探開發工作由以往的1500m以淺，拓展到2000m以淺。本文結合第四次油氣資源評價過程中的典型盆地，對以上幾種技術可采系數預測方法進行了應用評價，為第四次資源評價煤層氣可采資源量預測奠定了基礎，也為未來煤層氣勘探部署提供了參考依據。

煤層氣 地質資源量 可采系數 技術可采資源量

1 產量遞減法

產量遞減法是預測煤層氣技術可采資源量最為可靠的方法。煤層氣藏經過增產、穩產后出現規律性產量隨時間下降趨勢，對于已進入遞減階段的油氣田，阿爾浦斯(Arps)根據礦場進行了統計分析，從理論上提出了指數遞減類型、雙曲遞減類型和調和遞減三種類型。

式中：D——瞬時遞減率，又稱為名義遞減率，%月或%年；

Q——遞減階段t時間的產量，m3/月或m3/年；

t——遞減階段的生產時間，月或年；

dQ/dt——單位時間內的產量變化率。

產量遞減法應用于煤層氣井評價中，需要研究煤層氣井的產氣規律、產量、壓力、液面等生產特征，分析氣井的開采特征和歷史資料來預測儲量，一般是在煤層氣井經歷了產氣高峰并開始穩產或出現遞減后，利用產量遞減曲線的斜率對未來產量進行估算，產量遞減法實際上是煤層氣井生產特征外推法，必須滿足的條件：

① 選用的生產曲線具有典型的代表意義；

② 可以明確界定氣井的產氣面積；

③ 產量-時間曲線上在產氣高峰后至少3個月以上穩定的氣產量遞減曲線斜率值；

④ 有效排除由于市場減縮、修井、檢泵或地表水處理等非地質原因造成的產量變化對遞減曲線斜率值判定的影響。

圖1 華北某煤層氣田出現遞減規律井生產曲線

圖2 華北某煤層氣藏不同井型產量遞減率分布

如圖1所示，華北某煤層氣田遞減規律為指數遞減規律，其表達式可轉化為：

Q=Qie-Dt

式中：D——瞬時遞減率，又稱為名義遞減率，%月或%年；

Q——遞減階段t時間的產量，m3/月或m3/年；

t——遞減階段的生產時間，月或年；

Qi——遞減初始階段產量，m3/月或m3/年。

由圖2所示，該地區水平井遞減率5.1%～27.2%，平均為18.3%；直井遞減率6.8%～37.5%，平均為21.6%，水平井遞減略緩。利用靜態法預測井控地質儲量，該地區煤儲層參數平均值如表1所示，計算其已進入遞減階段直井、水平井可采系數和可采資源量。

表1 華北某氣藏不同井型可采資源量計算參數

2 數值模擬法

目前，國內絕大部分煤層氣田均尚未進入遞減階段，對于其中具備一定生產規模和生產時間的煤層氣藏，可以采用數值模擬法對技術可采系數開展研究。即利用數值模擬軟件對已獲得的儲層參數、工程參數和實際的生產數據(或試采數據)進行擬合匹配，最后獲取氣井的預計生產曲線和可采儲量。

要求選用的數值模擬軟件必須能夠模擬煤儲層的獨特雙孔隙特征和氣、水兩相流體的3種流動方式(解吸、擴散和滲流)及其相互作用過程，以及煤體巖石力學性質和力學表現等，如Comet-Ⅱ、COALGAS、ECLIPSE、CMG等軟件。

以某煤層氣藏為例，其基本氣藏參數如表2所示。

圖3 某煤層氣藏氣、水擬合曲線

如表3和圖3所示，可采資源量隨著開采年限和井距增加而增加，但可采系數隨著井距加大而減少，模擬結果顯示產氣年限20年的可采系數普遍大于同井距下產氣年限為15年的可采系數，也印證了煤層氣開發過程上產慢、穩產時間長的特征。具體開發方案可以根據區塊埋深和地表條件等進行經濟和理性分析以選擇不同井距進行部署。

表2 某煤層氣藏地層基本參數

表3 某煤層氣藏不同井距可采資源量預測結果

3 可采系數預測法

可采系數預測法是根據現有技術條件，對未開發或開發程度較低煤層氣藏進行可采系數預測后，乘以地質儲量來獲得可采資源量的。同樣可采系數也分為技術可采系數和經濟可采系數，目前通常指技術可采系數。求取方法主要有等溫吸附曲線法、類比法等。

計算公式如下：

Gr=Gi·R

式中：Gr——煤層氣可采資源量/儲量，單位為108m3；

Gi——煤層氣地質資源量/儲量，單位為108m3；

R——煤層氣可采系數，小數。

(1)等溫吸附曲線法

根據煤層氣井身結構所能達到的最低儲層壓力，即煤層氣井的枯竭壓力，可以根據吸附等溫線估算出殘余氣含量，與實際含氣量結合起來估算理論上最大采收率。

其中：

b=1/PL

所以：

式中：R——煤層氣可采系數，小數；

VL——蘭氏體積，m3/t；

PL——蘭氏壓力，MPa；

Pa——枯竭壓力，MPa；

Q——實際含氣量，m3/t。

其中枯竭壓力是一項經濟技術參數，受到氣田作業成本、氣價影響。依據美國經驗，煤層氣井的最低枯竭壓力大體在0.4～1.38MPa，絕大多數集中在0.4～0.7MPa。考慮到我國煤層氣開采技術還不十分成熟，建議貧煤和無煙煤區采用1.38MPa，長焰煤-瘦煤區采用0.7MPa，褐煤采用0.4MPa。

如圖4所示，以東北某煤層氣藏為例，實測含氣量9.65m3/t，蘭氏體積為17.3 m3/t，蘭氏壓力為3.32MPa，該氣藏煤階為長焰煤-氣煤，廢棄壓力取值0.7MPa。通過公式計算可知，該地區可采系數達0.688。

圖4 東北某煤層氣藏等溫吸附曲線圖

該煤層氣藏地質資源量約為23.06×108m3，其可采資源量為16.241×108m3。

(2)刻度區類比法

隨著煤層氣勘探開發進展，不同煤階出現了勘探開發程度較高，認識較深的煤層氣區塊，借鑒常規油氣藏刻度區評價方法建立了多個煤層氣刻度區。通過刻度區類比法進行可采系數預測，可靠程度遠高于以往的相鄰區塊或相同煤階類比結果。

根據地質條件、儲層條件、煤層氣高氣主控地質因素的研究與認識，選擇埋深、厚度、含氣量、飽和度、滲透率、封蓋能力、水文條件等7個參數(表4)。評價標準：按10分制(0～10分)，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三個等級分別賦值。

表4 高階煤評價指標與標準的確定

續表

表5 評價區與刻度區類比參數打分對比

華北地區某盆地刻度區鏡質體反射率為2.9%～4.0%之間，南方某區塊煤樣的鏡質體反射率2.63%～2.9%，屬高階無煙煤。將二者按照刻度區類比法參數進行對照打分，結果如表5所示，該高煤階刻度區直井采收率約為0.59～0.64，刻度區評價指標打分為55分，評價區打分為47分，評價區按照等溫吸附法計算可采系數為0.43～0.55，所以評價區直井可采系數可選擇為0.50～0.55。

評價區煤層氣地質資源量為263.89×108m3；按照可采系數0.5進行預測，該評價區可采資源量為131.95×108m3。

[1] 張新民，趙靖舟,張培河，等.2007.中國煤層氣技術可采資源潛力[J],煤田地質與勘探,35(4),23-26.

[2] 張抗.對中國天然氣可采資源量的討論[J]，天然氣工業,2002，22(6)：6-9.

[3] 陳春林，林大楊.等溫吸附曲線方法在煤層氣可采資源量估算中的應用[J].中國礦業大學學報，2005， 34(5)：680-682.

[4] 楊永國,秦勇,姜波.煤層氣項目經濟評價理論與方法研究[M].徐州:中國礦業出版社，2001.

(責任編輯 劉 馨)

Research on Forecast Method for CBM Technical Recoverable Resources

GENG Meng1, CHEN Hao1,WANG Quan2, LI Shuxin3, LI Guizhong1

(1. Langfang Branch of Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Hebei 065007;2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina HuaBei Oilfield Company, Hebei 062552; 3.Petrochina Coalbed Methane Company Limited., Beijing 100028)

In recent years, with the stable exploration and development of CBM resources in Qinshui Basin and east Ordos Basin and the intensively exploring of most of the CBM areas across the country, there are higher reliability methods to be used to evaluate technical recoverable resources, which are production decline method, numerical simulation method and calibration area analogy method etc. More than that, we added the technical recoverable resources of depth from 1500 m to 2000 m. This paper evaluates those technical recoverable resources combined with typical basin in the fourth oil and gas resource assessment. It will lay a foundation for the fourth evaluation of CBM technical recoverable resources, as well provide the reference for CBM exploration strategy in the future.

CBM; geological resources; recovery rate; technical recoverable resources

國家科技重大專項項目“煤層氣富集規律研究及有利區塊預測評價”(2011ZX05033)；中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項“煤層氣勘探開發技術研究與示范應用”(2013E-2201)；中國石油天然氣股份有限公司科學研究與技術開發項目課題“非常規油氣資源評價”(2013E-050202)；國土資源部油氣資源戰略研究中心項目“中石油礦權區煤層氣地質及資源評價”(1A14YQKYQ0125)聯合資助。

庚勐，碩士研究生，現從事煤層氣地質評價研究。