SEC準則下基于R3軟件的煤層氣、致密氣上市儲量評估方法初探

陸小霞 張 鶴 印薇薇 徐 最

(1.中聯煤層氣有限責任公司，北京 100016；2. Ryder Scott公司，休斯敦，美國 77002；3.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300457)

圖1 煤層氣SEC儲量評估技術路線圖

SEC準則儲量是利用美國證券交易委員會(Security Exchange Commit of the United States)制定的規則對儲量進行評估，是上市油公司的核心資產，也是各油氣公司年度考核指標之一。目前國內開展SEC準則下煤層氣、致密氣儲量評估的區塊相對較少，主要有中石油的韓城區塊、中石化的大牛地氣田。氣田類型相對單一，且評估方法類型較少。中聯煤層氣有限責任公司(簡稱中聯公司)所轄區塊既有生產時間較長的成熟區塊，也有生產時間較短的區塊，且氣藏類型較多。中聯公司自2019年開始煤層氣、致密氣等的非常規油氣SEC儲量評估。經過一年的探索，初步確定了相應的評估思路，并與第三方評估公司—美國Ryder Scott達成了一致。這些方法將指導未來中海油非常規SEC儲量評估，并對行業帶來一些思考。

1 煤層氣評估思路及方法

我國煤層分布廣泛，尤其是華北地區，煤層分布穩定且較連續，煤層氣資源較豐富。煤層氣是一種吸附氣，其高階煤煤層氣主要以吸附態賦存在煤層中，中低階煤存在部分游離氣。煤層氣井產氣過程具有一定的特殊性，其通過排水-降壓-解吸-滲流的過程進入井筒，通過抽油機生產出來。其生產曲線具有“上產-穩產-遞減”的特征。因此，不同生產階段的煤層氣井，具有不同的特征，評估方法也不同。我國目前已初步建立了沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產業基地。本文將主要以沁水盆地的不同的生產階段的、不同煤階的煤層氣田為例，進行分類說明。

1.1 評估思路

煤層氣SEC儲量評估主要包含三大步驟：一是確定儲量級別；二是計算單井技術可采儲量；三是經濟評價。評估技術路線圖如圖1。

上市儲量級別一般分為證實(proved)、概算(probable)、可能(possible)三類。對于非常規油氣藏而言，儲層的連通性以及公司的決策是影響儲量級別的重要因素。本文按井控法確定儲量級別，如圖2所示。中心井為投產并且已見氣井，其對應證實已開發儲量(proved)，簡稱PDP。中心井依次外推一個井距為概算(probable)、可能(possible)儲量。根據研究區儲量資料、測井解釋結果、試井資料、生產數據等，確定單井生產狀態，并據此確定儲量級別。

圖2 井控法確定儲量級別示意圖

計算單井技術可采儲量時，分兩類情況進行。一類為在生產井(producing well，簡稱PD井)，一類是關停井(shut in wells，簡稱SI井)、管外井(behind pipe wells，簡稱BP井)、部署井(undeveloped wells，簡稱UD井)。

對于PD井，如投產時間較長，一般超過5年，已至穩產期或遞減期，采用動態法即遞減曲線預測剩余技術可采儲量。如投產時間較短，一般少于5年，仍處于上產期，采用靜態法進行評估。靜態法評估包含三個步驟：容積法計算單井技術可采-反推“上產-穩產-遞減”三段式產氣剖面-導入軟件形成每年的產氣剖面。

對于SI、BP、UD井，采用概率法進行評估。首先將動態法預測的PD井的單井產能進行統計分析分類，并據此對SI、BP、UD井也進行相應分類。利用標準累積正態分布函數，計算不同類PD井的P10、P50、P90。再采用蒙特卡洛方法，根據SI、BP、UD井數分別計算1P、2P、3P的P10、P50、P90。一般1P采用P90值，2P采用P50值，3P采用P10值。概率法的舉例說明，將放在致密氣評估部分。

經濟評價主要是確定氣價、稅率、投資、成本等各項參數以及相應的模型，然后計算單井剩余經濟可采儲量。在采用經濟模型時，需注意是自營氣田還是合作氣田。此外，氣價、稅率要依據模型確定是含稅的還是不含稅的。

1.2 實例分析

1.2.1 以潘河區塊為例

潘河區塊為我國最早也最成功進行煤層氣商業開采的氣田。其開采的主力煤層為山西組3號煤，該煤層全區穩定分布，厚度3～5m，含氣量介于4.34～25.88m3/t，平均為12.01m3/t，高階無煙煤，Ro平均為3.65%，煤層滲透率為0.15～2mD。該氣田第一批井于2005年投產，至今已生產近15年，目前單井日產氣量超過2000m3/d，經濟效益較好。目前該區全區已進入產量遞減期，單井處于遞減或者穩產期，產氣規律較明顯，采用動態法評估較適宜。

運用R3軟件，采用指數遞減類型，對該井剩余技術可采儲量進行預測。在參數設置方面，技術極限產量暫不設，也就是先不卡技術極限，待做經濟評價時，再卡經濟極限即可。圖3為潘河區塊P-01井動態預測圖。

圖3 潘河區塊P-01井動態預測圖

1.2.2 以壽陽南燕竹區塊為例

壽陽南燕竹區塊位于沁水盆地東北緣，其開采的主要煤層為太原組15號煤，該煤層全區穩定分布，厚度3～10m，平均2.8m，埋深一般在600m左右，含氣量平均為12.97m3/t，中階氣-肥煤，煤層滲透率0.03～1.43mD。自2013年開始投產，其中近90%的井投產時間少于5年，部分井仍處于排水階段，尚未見氣。目前全區仍處在上產階段，無法采用動態法進行評估，采用靜態法更合理。

靜態法評估分為三個步驟：利用容積法計算單井技術可采儲量，根據歷史產氣數據及產氣規律反推三段式生產曲線，最后導入到R3軟件中形成產量剖面。

根據《煤層氣儲量規范》，儲量主要與面積、煤層凈厚度、視密度、含氣量等參數相關(公式1)。計算單井控制儲量時，單井控制面積采用生產井距即300m×300m，厚度、密度、含氣量則使用單井測井解釋或者實驗測試的結果。

Gi=0.01AhDCad

(1)

式中：Gi為煤層氣地質儲量，108m3；A為煤層含氣面積，km2；h為煤層凈厚度，m；D為煤的空氣干燥基視密度(煤的容重)，t/m3；Cad為煤的空氣干燥基含氣量，m3/t；

技術可采儲量等于儲量乘以采收率。公式如下：

EUR=GiRf

(2)

式中：ERU為技術可采儲量，Rf為采收率，%。

煤層氣井單井生產曲線如圖4所示，單井技術可采儲量=歷史累產Cum+A1段預測產量+A2段預測產量+A3段預測產量。圖中Qi為初始產量，已知數；Qf為穩產期產量，反推求得；Qend為末期產量，假設一個很低的值即可；De1為上產階段遞減率，可根據歷史產量求得；De2為遞減階段遞減率，可根據區塊生產規律求得；A1段生產年限可根據Qi、Qf、De1反算獲得；A2年限為穩產段年限，可根據區塊生產規律求得。從而最終分別可求得A1、A2、A3段預測產量，三者之后等于EUR(公式3)。

圖4 煤層氣井單井剩余技術可采儲量預測示意圖

(3)

式中：Cum為歷史累產，已知數；A1Q為A1段預測產量；A2Q為A2段預測產量；A3Q為A3段預測產量；

將上述參數導入到R3軟件中，形成單井產量剖面。

2 致密氣評估思路及方法

我國致密砂巖氣主要分布在鄂爾多斯盆地、四川盆地，其中鄂爾多斯盆地已經相繼發現了如蘇里格、大牛地等大氣田，并實現了商業化的開采。致密氣是一種低孔低滲油氣藏，其覆壓基質滲透率小于或等于0.1mD，單井一般無自然產能或產能較低，需要通過一定的措施，如壓裂、水平井等，才可獲得工業氣流。其生產特點是初期產量較高，后期遞減較快，一般呈指數遞減或者雙曲遞減特征。本文以鄂爾多斯盆地臨興區塊為例，探討了致密氣評估的思路及相關案例。

2.1 評估思路

致密氣SEC儲量評估思路與煤層氣相同，也包括三個步驟，但其中的詳細步驟與煤層氣仍有些差異，評估技術路線圖5所示。

致密氣儲量級別的確定仍按井控法原則，但與煤層氣藏有所不同。煤層一般全區穩定分布，儲層連續性較好，且煤層中或多或少賦含煤層氣，即只要測井解釋為煤層，一般都含氣。致密氣藏的儲層致密砂巖因受沉積環境影響，一般以河道的形式發育。在地質歷史時期，河道擺動頻繁，導致含氣砂體不連續或者疊置發育。并且由于致密砂巖低孔低滲，即便測井解釋含氣，通過壓裂等措施改造后，也未必能達到工業氣流。因此，一般致密氣砂巖氣先要進行產能測試，才決定是否投產生產。致密氣藏的井網井距也沒有煤層氣藏密集。因此，其儲量級別的確定較煤層氣復雜。先根據測井解釋、壓裂試氣、生產數據、ODP方案、探明儲量的含氣面積等各項資料，確定區塊內單井狀態。單井狀態類別與煤層氣相同。對于PD井或SI井，根據其產能確定儲量級別。PD井一般都可確定為證實儲量。SI井中的原已投產現關井的可確定其儲量級別為證實儲量；壓裂完后暫時關井的這部分井得分情況看，如果壓裂測試后達到工業產能，則可定為證實儲量，如未達工業氣流，則可定為概算、可能或C級儲量，具體情況具體分析。證實儲量級別范圍確定后，再依據井控法原則，向外推一個井距為概算儲量分布范圍，再外推一個井距為可能儲量分布范圍。

計算單井技術可采儲量時，也是分兩類情況進行。一類是PD井，采用動態法進行評估。一類是SI、BP、UD井，采用概率法進行評估。動態法評估，即采用R3軟件，依據單井歷史產氣規律，對未來剩余技術可采儲量進行預測，遞減類型一般包括指數遞減、雙曲遞減、調和遞減等。概率法評估思路同煤層氣藏的概率法評估思路，下面將舉例詳細說明。

經濟評價思路與煤層氣評價理論相同。

圖5 致密氣SEC儲量評估技術路線圖

2.2 實例分析

致密氣藏評估以鄂爾多斯盆地東緣的臨興區塊為例進行闡述。臨興中區位于鄂爾多斯盆地東緣，毗鄰大牛地、蘇里格、米脂等氣田。致密砂巖氣藏主要賦存于上古生界石千峰組、上石盒子組、下石盒子組、山西組、太原組、本溪組，巖性主要為細砂巖、中砂巖、粗砂巖。孔隙度一般介于4%～12%，滲透率介于0.01～5mD，砂體局部發育。臨興區塊自2012年開始大規模地勘探開發，2013年開始投產，至今已投產60余口井。全區開展壓裂測試200余口，獲得工業氣流400余層，有較好的勘探開發潛力。從該區直井歸一化后的生產曲線看，其生產特征呈現雙曲遞減的特征，即初期遞減較快，再生產一段時間后，遞減率減小(圖6)。

圖6 臨興區塊直井典型曲線

對于該區的在生產井即PD井，采用動態法進行評估。遞減類型選擇雙曲遞減，b值采用經驗值0.5，遞減率與歷史生產曲線的遞減率一致。依此法對所有在生產井進行預測，得到單井EUR。并計算這些井的P10、P50、P90。同時，將在產井EUR繪制成泡泡圖，并進行分類。

對于SI、BP、UD井采用概率法進行評估。首先，對這些井進行分類，分類依據前述PD井的EUR分類。其次，利用蒙特卡洛方法，根據SI、BP、UD井數分別計算1P、2P、3PEUR。最后，根據EUR反推生產曲線。開始投產時間根據ODP方案獲得，初始遞減率Di根據所有PD的平均初始遞減率，Dmin一般取5%，b值采用經驗值5%，EUR已知。將這些關鍵參數導入到R3中，形成產量剖面(圖7)。

圖7 致密氣井單井剩余技術可采儲量預測示意圖

3 討論

在采用靜態法評估生產時間較短的煤層氣田時，先運用體積法計算單井地質儲量，再乘以采收率獲得單井EUR。在此過程中，需要注意一些關鍵參數的取值。含氣量的取值最好采用實驗室測試的含氣量，這與煤層氣儲量規范相符。廢棄壓力要選取符合區塊地質特征的壓力值。采收率可參考鄰近開發時間較長的區塊的采收率。在反推三段式曲線時，需注意上升段、遞減段遞減率的取值，以及穩產段的穩產年限。上升段遞減率可采用本區塊已投產井生產數據匯總獲得，遞減段遞減率、穩產年限則參照鄰近開發時間較長區塊的遞減率。此外，靜態法沒有體現實際生產動態，如何跟實際生產情況結合更緊密值得探討。

在采用動態法評估致密氣藏PD井時，b值的取值值得探討。Ryder Scott公司采用,經驗值0.5，這還需做進一步論證及探討。此外，概率法評估SI、BP、UD井時，評估結果與樣本數量多少直接相關，而與地質參數、油藏特征等相關性較小，評估結果可能與地質認識相悖。例如，可能會導致SI井單井技術可采儲量小于BP井的，或者2P的單井技術可采儲量大于1P的。在采用該方法時，是否要加入地質參數值得深思。

4 結論

(1)煤層氣、致密氣藏SEC儲量評估主要包含三大步驟：一是確定儲量級別；二是計算單井技術可采儲量；三是經濟評價。

(2)煤層氣藏計算單井技術可采儲量時，對于PD井，如投產時間較長，已至穩產期或遞減期，采用動態法評估；如投產時間較短，仍處于上產期，采用靜態法進行評估。靜態法評估包含三個步驟：容積法計算單井技術可采-反推“上產-穩產-遞減”三段式產氣剖面-導入軟件形成每年的產氣剖面。對于SI、BP、UD井，采用概率法進行評估。

(3)致密氣藏計算單井技術可采儲量時，對于PD井，采用動態法進行評估，遞減方式為雙曲遞減或指數遞減。對于SI、BP、UD井，采用概率法進行評估。概率法包含四個步驟：對PD進行分類并計算其P10、P50、P90-對SI、BP、UD井進行分類并采用蒙特卡洛法計算其EUR-反推產氣曲線-導入軟件形成產氣剖面。