開發中后期煤層含氣量反算技術及其在儲量復算中的應用*
——以沁水盆地潘莊氣田3號煤層為例

田永凈 呂玉民 王存武 朱學申 郭廣山 杜希瑤 賴文奇

（中海油研究總院有限責任公司 北京 100028）

含氣量是煤層氣勘探階段儲量估算的關鍵參數，決定了儲量規模和品質，也是開發階段制定排采制度和調整方案的重要依據［1-4］。勘探階段煤層含氣量主要依靠煤層氣參數井取心或煤田鉆孔取心解吸試驗確定。煤田鉆孔含氣量測試主要依據煤炭行業MT／T77-84［5］和MT／T77-94［6］等標準現場兩小時快速解吸獲得，與煤層氣行業采用的DZ／T 0216-2020［7］標準在樣品重量、解吸時間和解吸溫度等方面存在較大差異［8-9］，加之勘探階段煤層氣參數井較少，對區域的代表性和控制性相對較差，導致進行煤層氣儲量估算時煤層含氣量預測存在不確定性。對于處于開發中后期的煤層氣田，雖然勘探其它層位時的參數井補充了已開采煤層的含氣量取心測試，但受周邊井開發生產影響，取心測試得到的是剩余含氣量，不能直接反映煤儲層原始含氣量，使得對煤層原始含氣量的認識更加困難。

潘莊煤層氣田位于山西省晉城市，是中國首個實現商業生產的煤層氣田［10-13］。潘莊煤層氣田中的潘河自營區是中國首個煤層氣產業化示范工程（以下簡稱“示范區”）。潘莊氣田3號煤層在提交國家儲量時，含氣量估算主要依據的是煤田鉆孔和6口煤層氣參數井。經過十余年開發實踐，潘莊氣田3號煤層采出程度已達到原地質儲量的51%以上，目前區塊3號煤層水平井平均產氣量10 455 m3／d，3號煤層直井、定向井平均日產氣量1 742 m3／d，依然具備良好的產氣能力，地質儲量與排采動態矛盾突出［14-15］。開發實踐表明，煤層具有一定非均質性，勘探早期測試含氣量的煤層氣參數井較少，產氣、產水及地層壓力變化等資料缺乏，限制了對潘莊煤層氣田地質條件的認識，含氣量預測與實際地質條件存在一定偏差。為落實氣田后續開發資源基礎，本文利用開發井煤層含氣量反算技術重新認識了3號煤層的含氣性并在此基礎上進行了探明儲量復算。

1 潘莊煤層氣田概況

潘莊煤層氣田位于山西省沁水盆地東南，氣田內主要發育一系列東西排列、南北延伸的背斜和向斜，受寺頭斷層影響，斷裂主要發育于區塊的西北側，區內斷層整體不發育（圖1）。受地表形態影響，3號煤層埋深250～700 m，整體埋藏較淺，有利區煤層氣開發。受晚侏羅世-早白堊世構造熱事件影響，氣田內煤層變質程度高，Ro普遍在3.57%～4.40%，平均值達到3.9%，屬于高煤階無煙煤。3號煤層厚度大且分布穩定，在5.0～6.5 m，平均厚度5.8 m。煤層氣鉆井取心測試原始含氣量在17.5～24.4 m3／t，平均含氣量18 m3／t。總體來看，潘莊氣田煤層氣富集地質條件優越。

圖1 沁水盆地潘莊煤層氣田3號煤層底板構造及參數井分布圖Fig.1 Structure map of No.3 coal seam floor and parameter well distribution in Panzhuang Coalbed Methane Field，Q inshui Basin

中聯煤層氣有限責任公司分別于2001年、2011年申報和備案了潘莊煤層氣田二疊系下統山西組（P1s）3號煤層地質儲量。目前，潘莊煤層氣田3號煤層已開發實施超過10年，氣井生產表現優異。以示范區內3號煤層為例，2005年開始產能建設，以直井、定向井方式開采，生產歷史已超過15 a，目前采出程度已達到原地質儲量的84%，累計產出量遠高于2001年向國家提交探明儲量時的技術可采儲量，且目前依然具備平均單井日產氣2 000 m3的能力，預測區內最終累計產量將超過原地質儲量。

2 煤層含氣量反算技術

2.1 數據基礎

潘莊煤層氣田在向國家提交探明儲量時，煤層含氣量的預測主要依靠區內的煤田鉆孔和6口煤層氣參數井，雖然后期在勘探其它層位時又增加了21口3號煤層參數井取心測試，但受開發井采氣影響，僅有兩口井測得3號煤層原始含氣量。8口測得原始含氣量的煤層氣參數井分布在研究區的東南和西南，對全區的代表性和控制性較差，因此，僅僅依靠煤層氣參數井和煤田鉆孔難以全面、準確地反映研究區的含氣特征。

潘莊煤層氣田在提交儲量后進行了全面開發，鉆井工作量和生產數據大幅增加。截至目前，3號煤層開發井超過300口，且完整地記錄了生產過程中動液面、流壓、套壓、產氣量和產水量等數據的變化，豐富的鉆井和生產動態資料為依靠開發井進行含氣量反算研究奠定了基礎。

2.2 理論基礎

煤層氣主要以三種形態賦存在煤層中，即吸附在煤孔隙表面上呈吸附狀態、分布在煤的孔隙及裂隙內呈游離狀態和溶解在煤層水中呈溶解狀態，但主要以吸附狀態存在［16］。吸附氣是以吸附狀態保存在有機質顆粒表面的一種物理吸附過程，表征煤層氣吸附特征的方程有Langmuir方程、BET方程、D-R方程、Freundlich方程等［17］。Langmuir等溫吸附方程（式1，也稱為蘭氏方程），適用于單分子層且分子間無相互作用的煤層氣動態吸附平衡表征。通過潘莊氣田3號煤層等溫吸附試驗數據與Langmuir等溫吸附方程擬合分析，其相關系數穩定在0.98以上，因此，Langmuir等溫吸附方程可以表征潘莊地區煤層的吸附特征。

式（1）中：VL代表吸附劑表面滿覆蓋單分子層時的吸附量，也稱最大吸附量，通常稱為蘭氏體積，m3／t；pL通常稱為蘭氏壓力，MPa；這兩項均由實驗室測得。V代表吸附劑在氣體壓力為p時氣體的吸附量，VL和V在計算時均以標準狀態下的體積來表示。

對蘭氏方程進行簡單變形可以看出，在已知蘭氏體積VL、蘭氏壓力pL和臨界解吸壓力pC的條件下可以求得煤層含氣量VC：

蘭氏體積VL、蘭氏壓力pL表征煤巖本身吸附能力的強弱，通過等溫吸附實驗獲得。煤層中是含水的，應用等溫吸附曲線的另外一個條件是需要證明等溫吸附試驗測試結果能夠準確代表原始儲層含水條件下的煤巖吸附特征。JOUBERT［18-19］及張慶玲等［20］研究認為，煤層在未達到臨界水分時，水分增加使其對甲烷吸附量降低，超過臨界水分后，甲烷吸附量不再隨水分的增加而減小，并認為臨界水分就是平衡水分。潘莊煤層氣田3號煤層煤巖樣品等溫吸附試驗平衡水分主要分布在5%～15%，平均值為9.24%，與區內3號煤儲層孔隙度（3.6%～7.8%，平均5.6%）相當，此外，潘莊區塊煤巖等溫吸附試驗平衡水分絕對值高于無煙煤的平衡水分（約2%）［20］。因此，無論從平衡水分與孔隙度的關系，還是平衡水分與臨界水分的關系，潘莊煤層氣田3號煤層等溫吸附試驗平衡水測試環境可以代表其原始地層的含水情況，試驗結果能夠反映煤巖在原始儲層狀態下的吸附能力。

2.3 基于參數井等溫吸附特征的地質分區

由于煤巖本身灰分含量、孔隙率、孔隙結構、變質程度等的非均質性，反映煤巖最大吸附能力的蘭氏體積、蘭氏壓力在平面分布上存在一定差異。雖然潘莊氣田針對3號煤層的等溫吸附實驗測試是在勘探開發不同階段進行的，但蘭氏體積和蘭氏壓力反映的是煤巖本身最大吸附能力，與所處的勘探開發階段無關，因此，27口井的等溫吸附試驗數據均可參與本次研究。潘莊煤層氣田3號煤空氣干燥基蘭氏體積分布在28.80～49.10 m3／t，平均39.9 m3／t，吸附能力較強，蘭氏壓力為1.9～3.6 MPa，平均2.3MPa。

為了更好地選取開發井對應的等溫吸附曲線，本次基于27口參數井分布特征，采用龜背原則，對研究區進行地質分區（圖2），開發井的蘭氏體積、蘭氏壓力采用其所在分區內的參數井等溫吸附實驗結果。

圖2 潘莊氣田地質分區圖Fig.2 Geological zoning map of Panzhuang gas field

2.4 開發井臨界解吸壓力校正

煤層氣臨界解吸壓力指通過排水降壓使壓力降至煤層氣吸附與解吸達到平衡，煤層孔裂隙上吸附的氣體開始解吸時的壓力。開發井見氣時的井底流壓是指煤層氣解吸后流動至井口時記錄到的井底流壓。開發井見氣時井底流壓近似等于臨界解吸壓力，但滲流理論分析認為，儲層解吸到井筒見氣需要流動過程，見氣時的井底流壓低于臨界解吸壓力［21］，因此需要對開發井見氣時的井底流壓進行校正以得到開發井臨界解吸壓力。潘莊地區3號煤層取心參數井共27口，單獨生產3號煤層且記錄了氣井臨界解吸壓力的共計10口井，根據10口井臨界解吸力與起套壓時的井底流壓相關關系（圖3），可以建立適用于潘莊煤層氣井臨界解吸壓力校正的公式。依據校正公式將開發井見氣時的井底流壓校正為臨界解吸壓力，結合相鄰參數井的等溫吸附特征，利用式（2）可以反算開發井的含氣量。

圖3 潘莊煤層氣田3號煤層參數井見套壓時井底流壓與臨界解吸壓力相關關系圖Fig.3 Correlation diagram between critical desorption pressure and bottom hole flow pressure when casing pressure is seen in parameter wells of no.3 coal seam in Panzhuang coalbed methane field

2.5 結果及驗證

為驗證含氣量反算結果的可靠性，結合后期加密井實測剩余含氣量，采用數值模擬法對反算結果進行驗證。

潘河示范區3號煤層開發井均為直井，井網規則、井距約300 m，排采時間長達10余年且動態數據記錄完整，因此選擇潘河示范區建立3號煤地質模型。該模型面積17.3 km2，網格大小10 m×10 m，總網格數243 507個，總井數190口，依據開發井含氣量反算結果對模型進行含氣量屬性賦值。利用數值模擬技術，對示范區全區開發井產氣、產水及壓力變化進行了歷史擬合。從擬合情況看，全區190口井的整體產氣、產水擬合效果好（圖4），單井產氣、產水和井底流壓擬合程度較高的井178口，占比93.7%，為3號煤剩余含氣量動態變化提供研究基礎。

圖4 潘河示范區產氣產水擬合圖Fig.4 Fitting curve of gas and water production in Panhe demonstration area

基于上述擬合好的數值模型，對開采后期取心參數井的剩余含氣量進行了預測。模型預測結果與取心實測剩余含氣量相對誤差在-7.8%～7.2%（表1），絕對誤差平均3.9%，總體誤差較小。數值模擬法證實利用開發井反算的煤層氣原始含氣量反算結果可靠。

表1 模型預測剩余含氣量與取心井實測剩余含氣量驗證對比表Table 1 Verification comparison of residual gas content predicted by model and measured residual gas content in coring wells

潘莊地區開發井數量較多，生產資料豐富，開發井含氣量反算法彌補了參數井含氣量測試數據少的不足，細化了含氣量在平面上的分布，為準確預測原始含氣量提供了可靠基礎。結合開發井反算含氣量和探井實測原始含氣量，編制了研究區含氣量平面分布圖（圖5）。潘莊煤層氣田3號煤層含氣量在19～30 m3／t，平均含氣量23.3 m3／t。受寺頭斷層影響，區塊西部含氣量明顯降低，含氣量高值區分布在潘河向斜、霍家山向斜和劉家腰向斜一帶，分析認為與向斜區煤儲層壓力相對較高，水力封閉條件好，含氣飽和度高相關［22-24］。

圖5 沁水盆地潘莊煤層氣田3號煤層含氣量等值線圖Fig.5 Gas content map of No.3 coal seam in Panzhuang coalbed methane field，Q inshui Basin

3 儲量復算應用及分析

根據煤層氣儲量估算規范，煤層氣地質儲量估算采用體積法，公式為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。

在申報煤層氣儲量時潘莊氣田內已有大量煤田鉆孔，對煤層厚度已有較高認識，雖然后期又有新井增加，但煤層厚度僅提高了0.01 m，厚度的變化未對儲量估算產生影響。煤層的密度采用視密度，平均值1.48 g／cm3，3號煤層新的參數井取心測試結果表明密度較之前亦無變化。在煤層厚度、密度較為落實的情況下，對煤層原始含氣量的認識是本地區儲量復算的核心問題。

根據規范要求，無煙煤的含氣量計算下限標準為8 m3／t，潘莊地區煤層含氣量全部處于下限之上。與初次申報相比，3號煤層含氣量由平均18 m3／t，提升至23.3 m3／t，提高了29.6%。3號煤層含氣量變化較大最主要的原因是原儲量報告中煤層含氣量多應用煤田鉆孔含氣量測試結果且煤層氣參數井控制點較少，插值外推得到的煤層含氣量相對較低。此次利用開發井對含氣量進行反算后全區含氣量得到有效控制，3號煤層含氣量校正幅度較大。在煤層厚度和密度不變的情況下，扣除陷落柱影響，與原探明儲量相比，本次復算探明地質儲量增加了28%。

美國黑勇士、拉頓和阿巴拉契亞等煤層氣開發成熟區塊采收率可以達到50%～70%，圣胡安盆地煤層的采收率甚至達到了80%［25］。潘莊煤層氣田采用了負壓抽采方式，有效降低了井口壓力，也在一定程度上提高了煤層的采收率［26］。利用產量遞減法、數值模擬法和等溫吸附法分別計算了潘莊煤層氣田3號煤層采收率，以本次地質儲量復算結果為基礎，3號煤層采收率可以達到77%以上。

開發井反算含氣量方法依賴于大量的生產動態數據，要求氣井流壓、套壓、產氣、產水等生產特征記錄完整，且對氣井產能有一定認識的煤層氣田。利用開發井反算煤層原始含氣量為潘莊煤層氣儲量復算提供了新思路，本方法適用于參數井較少、煤巖等溫吸附測試符合蘭氏方程且氣井產能認識清晰，處于開發中后期的煤層氣田。

4 結論

1）由于煤層灰分含量、孔隙結構并非完全一致，參數井間蘭格繆爾曲線存在一定差異，以參數井為中心，采用龜背法將開發井進行分區，可以提高計算的精細程度。

2）開發井含氣量反算結果顯示潘莊煤層氣田3號煤層含氣量19～30 m3／t，平均含氣量23.3 m3／t，是氣田提交儲量時平均含氣量的1.3倍。

3）數值模擬及累計產量反算法驗證支持開發井含氣量反算結果且與目前的生產效果認識相統一。本文方法為老氣田煤層氣儲量復算提供了新思路，對提振煤層氣領域的勘探開發具有積極意義。