煤层气技术可采资源量预测方法研究

庚 勐 陈 浩 王 权 李树新 李贵中

(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 065007;2.华北油田公司勘探开发研究院, 河北 062552;3.中国石油煤层气有限责任公司,北京 100028)

煤层气技术可采资源量预测方法研究

庚 勐1陈 浩1王 权2李树新3李贵中1

(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 065007;2.华北油田公司勘探开发研究院, 河北 062552;3.中国石油煤层气有限责任公司,北京 100028)

近年来随着沁水、鄂东两大煤层气田进入稳定开发阶段，全国大部分煤层气田开展全面勘探工作以后，产量递减法、数值模拟法以及刻度区类比法等可靠程度较高的可采资源量预测方法被大量使用，而且技术可采资源量预测深度也随着勘探开发工作由以往的1500m以浅，拓展到2000m以浅。本文结合第四次油气资源评价过程中的典型盆地，对以上几种技术可采系数预测方法进行了应用评价，为第四次资源评价煤层气可采资源量预测奠定了基础，也为未来煤层气勘探部署提供了参考依据。

煤层气 地质资源量 可采系数 技术可采资源量

1 产量递减法

产量递减法是预测煤层气技术可采资源量最为可靠的方法。煤层气藏经过增产、稳产后出现规律性产量随时间下降趋势，对于已进入递减阶段的油气田，阿尔浦斯(Arps)根据矿场进行了统计分析，从理论上提出了指数递减类型、双曲递减类型和调和递减三种类型。

式中：D——瞬时递减率，又称为名义递减率，%月或%年；

Q——递减阶段t时间的产量，m3/月或m3/年；

t——递减阶段的生产时间，月或年；

dQ/dt——单位时间内的产量变化率。

产量递减法应用于煤层气井评价中，需要研究煤层气井的产气规律、产量、压力、液面等生产特征，分析气井的开采特征和历史资料来预测储量，一般是在煤层气井经历了产气高峰并开始稳产或出现递减后，利用产量递减曲线的斜率对未来产量进行估算，产量递减法实际上是煤层气井生产特征外推法，必须满足的条件：

① 选用的生产曲线具有典型的代表意义；

② 可以明确界定气井的产气面积；

③ 产量-时间曲线上在产气高峰后至少3个月以上稳定的气产量递减曲线斜率值；

④ 有效排除由于市场减缩、修井、检泵或地表水处理等非地质原因造成的产量变化对递减曲线斜率值判定的影响。

图1 华北某煤层气田出现递减规律井生产曲线

图2 华北某煤层气藏不同井型产量递减率分布

如图1所示，华北某煤层气田递减规律为指数递减规律，其表达式可转化为：

Q=Qie-Dt

式中：D——瞬时递减率，又称为名义递减率，%月或%年；

Q——递减阶段t时间的产量，m3/月或m3/年；

t——递减阶段的生产时间，月或年；

Qi——递减初始阶段产量，m3/月或m3/年。

由图2所示，该地区水平井递减率5.1%～27.2%，平均为18.3%；直井递减率6.8%～37.5%，平均为21.6%，水平井递减略缓。利用静态法预测井控地质储量，该地区煤储层参数平均值如表1所示，计算其已进入递减阶段直井、水平井可采系数和可采资源量。

表1 华北某气藏不同井型可采资源量计算参数

2 数值模拟法

目前，国内绝大部分煤层气田均尚未进入递减阶段，对于其中具备一定生产规模和生产时间的煤层气藏，可以采用数值模拟法对技术可采系数开展研究。即利用数值模拟软件对已获得的储层参数、工程参数和实际的生产数据(或试采数据)进行拟合匹配，最后获取气井的预计生产曲线和可采储量。

要求选用的数值模拟软件必须能够模拟煤储层的独特双孔隙特征和气、水两相流体的3种流动方式(解吸、扩散和渗流)及其相互作用过程，以及煤体岩石力学性质和力学表现等，如Comet-Ⅱ、COALGAS、ECLIPSE、CMG等软件。

以某煤层气藏为例，其基本气藏参数如表2所示。

图3 某煤层气藏气、水拟合曲线

如表3和图3所示，可采资源量随着开采年限和井距增加而增加，但可采系数随着井距加大而减少，模拟结果显示产气年限20年的可采系数普遍大于同井距下产气年限为15年的可采系数，也印证了煤层气开发过程上产慢、稳产时间长的特征。具体开发方案可以根据区块埋深和地表条件等进行经济和理性分析以选择不同井距进行部署。

表2 某煤层气藏地层基本参数

表3 某煤层气藏不同井距可采资源量预测结果

3 可采系数预测法

可采系数预测法是根据现有技术条件，对未开发或开发程度较低煤层气藏进行可采系数预测后，乘以地质储量来获得可采资源量的。同样可采系数也分为技术可采系数和经济可采系数，目前通常指技术可采系数。求取方法主要有等温吸附曲线法、类比法等。

计算公式如下：

Gr=Gi·R

式中：Gr——煤层气可采资源量/储量，单位为108m3；

Gi——煤层气地质资源量/储量，单位为108m3；

R——煤层气可采系数，小数。

(1)等温吸附曲线法

根据煤层气井身结构所能达到的最低储层压力，即煤层气井的枯竭压力，可以根据吸附等温线估算出残余气含量，与实际含气量结合起来估算理论上最大采收率。

其中：

b=1/PL

所以：

式中：R——煤层气可采系数，小数；

VL——兰氏体积，m3/t；

PL——兰氏压力，MPa；

Pa——枯竭压力，MPa；

Q——实际含气量，m3/t。

其中枯竭压力是一项经济技术参数，受到气田作业成本、气价影响。依据美国经验，煤层气井的最低枯竭压力大体在0.4～1.38MPa，绝大多数集中在0.4～0.7MPa。考虑到我国煤层气开采技术还不十分成熟，建议贫煤和无烟煤区采用1.38MPa，长焰煤-瘦煤区采用0.7MPa，褐煤采用0.4MPa。

如图4所示，以东北某煤层气藏为例，实测含气量9.65m3/t，兰氏体积为17.3 m3/t，兰氏压力为3.32MPa，该气藏煤阶为长焰煤-气煤，废弃压力取值0.7MPa。通过公式计算可知，该地区可采系数达0.688。

图4 东北某煤层气藏等温吸附曲线图

该煤层气藏地质资源量约为23.06×108m3，其可采资源量为16.241×108m3。

(2)刻度区类比法

随着煤层气勘探开发进展，不同煤阶出现了勘探开发程度较高，认识较深的煤层气区块，借鉴常规油气藏刻度区评价方法建立了多个煤层气刻度区。通过刻度区类比法进行可采系数预测，可靠程度远高于以往的相邻区块或相同煤阶类比结果。

根据地质条件、储层条件、煤层气高气主控地质因素的研究与认识，选择埋深、厚度、含气量、饱和度、渗透率、封盖能力、水文条件等7个参数(表4)。评价标准：按10分制(0～10分)，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个等级分别赋值。

表4 高阶煤评价指标与标准的确定

续表

表5 评价区与刻度区类比参数打分对比

华北地区某盆地刻度区镜质体反射率为2.9%～4.0%之间，南方某区块煤样的镜质体反射率2.63%～2.9%，属高阶无烟煤。将二者按照刻度区类比法参数进行对照打分，结果如表5所示，该高煤阶刻度区直井采收率约为0.59～0.64，刻度区评价指标打分为55分，评价区打分为47分，评价区按照等温吸附法计算可采系数为0.43～0.55，所以评价区直井可采系数可选择为0.50～0.55。

评价区煤层气地质资源量为263.89×108m3；按照可采系数0.5进行预测，该评价区可采资源量为131.95×108m3。

[1] 张新民，赵靖舟,张培河，等.2007.中国煤层气技术可采资源潜力[J],煤田地质与勘探,35(4),23-26.

[2] 张抗.对中国天然气可采资源量的讨论[J]，天然气工业,2002，22(6)：6-9.

[3] 陈春林，林大杨.等温吸附曲线方法在煤层气可采资源量估算中的应用[J].中国矿业大学学报，2005， 34(5)：680-682.

[4] 杨永国,秦勇,姜波.煤层气项目经济评价理论与方法研究[M].徐州:中国矿业出版社，2001.

(责任编辑 刘 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

国家科技重大专项项目“煤层气富集规律研究及有利区块预测评价”(2011ZX05033)；中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“煤层气勘探开发技术研究与示范应用”(2013E-2201)；中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目课题“非常规油气资源评价”(2013E-050202)；国土资源部油气资源战略研究中心项目“中石油矿权区煤层气地质及资源评价”(1A14YQKYQ0125)联合资助。

庚勐，硕士研究生，现从事煤层气地质评价研究。