煤层气田储量评估方法适用性研究

刘恩奇，周立明，任继红，张 平

(1.中联煤层气有限责任公司，北京 100015；2.自然资源部油气资源战略研究中心，北京 100034)

0 引 言

作为一种重要的非常规油气资源，煤层气的开发随着开采技术和商业模式的改进而日趋成熟，不断引发着国际能源结构和储量评价体系的改变。根据2014年新一轮煤层气资源动态评价的拓展延伸评价[1]，全国41个含气盆地(群)煤层气地质资源量为30.25万亿m3，可采资源量为12.50万亿m3。其中鄂尔多斯盆地、沁水盆地煤层气地质资源量分别为7.26万亿m3和4.00万亿m3，为所有含气盆地(群)中资源量最高的两个盆地，占据总资源量的37.2%。截至2017年底，全国煤层气累计探明地质储量6 344.96亿m3，经济可采储量2 537.11亿m3。2018年煤层气产量51.5亿m3(摘自2017年全国油气矿产储量通报)，累计产量324亿m3(2009～2018年)，储量动用程度仍有些偏低。

1 石油天然气(包括煤层气)资源/储量分类体系

油气资源和储量是国家能源工业的基础，不同目的、要求和层面，对资源储量的内涵有着不同的理解，不同的分类体系及内涵决定了储量计算的方法和结果[2]。

1.1 国外油气资源/储量分类框架(SEC/SPE)

国外证券市场的油气储量是从商业价值→资产经营→市场化可行性→可采储量→地质储量的“逆向”思维来建立的，立足于动态的可采储量上；地质储量的类别附属于可采储量或地质储量不分类；以可采储量的可靠程度和可利用程度划分为主，储量与评价、开发阶段紧密相连。国外(尤其是美国)油气储量更侧重于储量的经济/商业价值。目前美国证券市场主要采用《Petroleum Resources Management System》(2018)中的储量分类体系，此分类体系更好地诠释了储量经济价值性。

1.2 国内油气资源/储量分类框架

国内油气储量分类分级采用《石油天然气资源储量分类》(GB/T 19492—2004)。我国油气储量概念是从油气聚集→成藏→资源量→地质储量→可采储量的“正向”思维来建立的，立足于静态的地质储量上；可采储量的类别附属于地质储量，即地质储量与可采储量在级别上一一对应，我国油气储量更侧重于地下资源量。

1.3 国内煤层气资源/储量分类框架

国内煤层气储量分类分级采用《煤层气资源储量规范》(DZ/T 0216—2010)。煤层气作为非常规天然气，所采用资源/储量分类仍以常规油气资源/储量分类框架为基础，以煤层气特点加以划分。

2 煤层气储量评估方法

目前煤层气田储量评估方法与常规油气储量评估方法非常接近，主要包括：概率法、类比法、容积法、递减曲线法、物质平衡法、数值模拟法。每种评估方法都有其局限性，一般将多种评估方法结合起来评估一个煤层气田。随着煤层气田勘探开发阶段的不同，采用的方法也有所区别。

2.1 概率法

每一个未知参数(地球科学、工程、经济数据)都有其合理的范围值，利用这些参数的全部范围值去计算可能出现的结果及其相关出现概率的全部范围值时，这种储量或资源评估方法被称作概率法。

2.2 类比法

类比法是一种比较简单的煤层气储量预测方法，通过与地质条件相似的地区进行类比分析，从而获得煤层气储量。该方法要求类比区和被类比区在地质条件、开发技术、开采工艺以及井网形态等方面基本一致，一般用于煤层气田勘探开发初级阶段。类比法通用原则是比差不比好。

2.3 容(体)积法

容(体)积法是煤层气田勘探开发初期常用的储量评估方法，也是煤层气地质储量计算主要采用的方法，根据油气藏情况或资料情况也可采用动态法、确定性方法、概率法，一般采用确定性法。容(体)积法通俗表达公式：地质储量=面积×厚度×煤密度×含气量。

2.4 递减曲线法(产量递减法)

递减曲线法(产量递减法)主要指通过对生产数据分析寻找研究区产量规律的方法估算煤层气储量，被广泛应用于储量评估，特别是用于评估已开发储量。分析的原理是在具有足够长的生产历史后，根据拟合得到的最佳单井历史产量——时间动态方程构建出一条曲线，从曲线外推即可预测未来单井产量。当明确存在递减趋势时，这种预测就特别有效[3]。由于煤层气单井生产曲线的特征，一般是煤层气井经历了产气高峰开始稳产并出现递减后，利用递减曲线对未来产量进行计算，该方法主要应用于煤层气田开发中后期阶段。

2.5 物质平衡法

物质平衡法是物质守恒定理在储量计算中的具体运用，是动态储量评估的主要方法之一。其实质是假定煤层气藏开发过程中，油气物质的总量不变，即某个煤层气藏的原始储量等于采出量与地下剩余储量之和。

2.6 数值模拟法

数值模拟法是通过建立模型、敏感性分析、历史拟合等工作，利用专门的数值模拟软件，对已获得的储层参数和早期的试采生产数据进行匹配拟合，最后获取煤层气井的预计生产曲线和可采储量。

3 不同开发阶段储量评估适用性

随着煤层气田勘探开发程度逐渐加深，地质资料、工程资料逐渐趋于丰富，采用的评估方法也不同。一般来说煤层气田开发初中期阶段主要采用静态法评估，包括概率法、类比法、容积法，开发中后期一般采用动态法评估，包括递减曲线法、数值模拟法、物质平衡法。静态法评估主要用于地质储量的计算(类似于SEC/SPE准则下的PIIP/OO(G)IP)；动态法评估主要用于技术可采储量/剩余技术可采储量的计算(类似于SEC/SPE准则下的EUR/TRR)。

因为储量评估具有不确定性，所以多种评估方法结合使用能相对客观地反应煤层气田储量、数量、状态及变化过程，尤其是在煤层气田开发后，生产资料逐渐丰富，储量评估是常态化的工作。根据以往油气储量评估经验来看，递减曲线法评估的储量更接近真实，也相对最保守；数值模拟法、物质平衡法评估的储量通常偏大。但在煤层气田开发初期，递减规律不明显的阶段，数值模拟法、物质平衡法也是经常使用的评估方法。

沁水盆地是全国煤层气田开发程度最高盆地之一，PH区块位于沁水盆地东南部，已开发10年以上，处于煤层气田开发中后期阶段，面积近18 km2，主力煤层为3#煤层、15#煤层，其中3#煤层开发程度较高(约190口生产井)，地质、生产资料丰富，本文着重研究3#煤层的储量评估方法。以PH区块为例，利用静态法、动态法、中方常用方法、西方常用方法(概率法、产量概率法)分别评估该区块的储量，重点研究递减曲线法和产量概率法，总结煤层气田开发过程中各种方法的适用性情况。

3.1 概率法(容积法参数概率分布计算)

统计3#煤层每个参数包括煤厚度、含气量等参数的概率分布，建立概率分布图及累计概率分布曲线，利用容积法公式计算得PH区块静态地质储量P10：34.62亿m3、P50：26.94亿m3、P90：21.29亿m3、Pmean：27.38亿m3、P^：27.16亿m3。

3.2 数值模拟法

依据PH区块3#煤层6口参数井的地质参数，利用Petrel软件建立地质模型，模型为300×261×2的三维网格，再依据相渗、兰氏曲线、参数井煤岩测试结果、流体PVT、扩散系数、人工裂缝渗透率、经验参数、应力敏感、形状因子等其他参数建立属性模型，生成地质模型图、含气量模型图、孔隙度模型图等。

利用PH区块共196口生产井2005～2016年的实际生产数据进行拟合。在此历史拟合的基础上(其中184口井拟合程度较高)，采用确定地下产出流体的生产制度和控制方式，设定废弃压力为1个大气压，对后期的生产情况进行预测(图1)。平均单井日产气量2 638 m3/d，预测20年技术可采储量32.1亿m3。

3.3 递减曲线法

分析PH区块190口生产井中排采生产超过10年的直井的产气曲线、产水曲线，对所有产气曲线进行拟合(图2)，求出平均值，并找出递减规律，确定递减率。同时需分析在递减期利用增压措施来提高瞬时产量的情况。

通过Arps递减分析，确定增压前拟合初始递减率D=0.00055，b=0.24，得到R2=97.7%，为双曲递减；增压后拟合初始递减率D=0.00061，b=0，得到R2=92.4%，为指数递减。通过递减分析计算得出，PH区块单井30年(按见气时间算)平均累产气量1 692万m3，共计可采气量(视为技术可采储量)32.15亿m3。

图1 累计产气预测曲线Fig.1 Accumulative forecast

图2 单井平均产气递减曲线规律分析预测图Fig.2 Single average production forecast

3.4 产量概率法

利用产量概率法进行储量评估一般仅适用于开发程度较高的煤层气田。

产量概率法原理/概念：通过利用大量的实际生产数据，从产气初始开始，利用概率函数计算单位时间(一般是月份)的产量的概率分布，而后计算出全生产周期的生产概率分布数据(EUR)，并生成概率分布曲线。一般给出的结果为P90、P50、P10。产量概率法一般结合递减曲线法使用。

分别利用PH区块3#煤层2005年投入生产的40口井及2009年投入生产的150口井的产气数据，结合递减规律的预测，模拟了全周期产气概率分布曲线(图3～6)，并筛选出P90、P50、P10三条产气概率分布曲线。

最后分别得出P90、P50、P10的EUR结果(表1)。

图3 40口井时间拉齐产气曲线平均值Fig.3 Normalize time zero by 40 wells average value

图4 40口井P10/P50/P90产气曲线(线性处理)Fig.4 Production curve by 40 wells of P10/50/90(lineal processing)

图5 150口井时间拉齐产气曲线平均值Fig.5 Normalize time zero by 150 wells average value

图6 150口井P10/P50/P90产气曲线(线性处理)Fig.6 Production curve by 150 wells of P10/50/90(lineal processing)

表1 产量概率法预测储量结果表Table 1 Reserves forecast by production probability

类型P90P50P10EUR/(亿m3)24.2931.4943.97

3.5 分析结果

2001年，通过面积权衡法，测算PH区块3#煤层探明地质储量27.41亿m3，技术可采储量14.76亿m3。由于年代久远，此数据与当前评估的储量对比意义不大，仅具有一定的参考性。

通过概率法算出的地质储量(P10：34.62亿m3、P50：26.94亿m3、P90：21.29亿m3)比实际预想的结果低。截至2017年12月份，PH区块3#煤层累产20.05亿m3，未来仍要产气数亿立方米，按照目前公认的采收率50%～55%计算，P50储量应该在50亿m3以上。造成这种现象的原因主要有以下两个方面：①参数井较少，大多采用煤矿钻孔(煤孔含气量一般偏低)；②选用的参数基本上都是几年甚至十几年前的数据(以往测试标准照目前有差距)。尽管如此，用概率法评估来储量在油气田勘探开发早期是可行的，与容积法中常用的等值线面积权衡法计算地质储量一样。

数值模拟法、递减曲线法、产量概率法(P50)三种动态评估结果极其相近。从以往经验来看，数值模拟、产量概率评估的储量一般要比递减曲线法评估的储量高，出现这种情况的一个很重要的原因是PH区块已生产多年，处于递减阶段，未来生产年限所剩不多，因此数据拟合程度很高，评估结果比较接近。对储量评估来说，需要逐口井分析递减规律并生成产气全周期曲线，精确性更高，因此，递减曲线法被广泛地应用于储量评估。

4 结论及思考

4.1 结论

1) 煤层气储量评估方法主要采用常规油气储量评估方法，产量概率法比较适合非常规油气储量的评估，尤其是在煤层气田开发的中后期，有大量生产井/数据的情况下，此方法结合递减曲线法能更准确地评估煤层气田可采储量。

2) 一般来说，煤层气田勘探开发程度不同，所采用的评估方法均有不同。勘探开发早期一般采用静态法评估，使用方法主要有类比法、容积法。开发中后期一般采用动态法评估，主要有数值模拟法、递减曲线法、物质平衡法等。其中递减曲线法应用比较广泛，主要在于递减曲线法评估储量更精确，与煤层气田开发生产结合更紧密。数值模拟法和物质平衡法经常被用作辅助手段。综上，煤层气田勘探前中期主要采用类比法；勘探后期、开发前期(生产井数较少)主要采用容积法、概率法；开发前期(开发两年左右)可采用数值模拟法、物质平衡法等方法；开发中后期采用递减曲线法。

3) 每一种评估方法都有其局限性，储量评估应采用多种方法相结合，这样才能客观地反映一个煤层气田的储量，同时也给决策者提供后续开发生产建议。

4.2 思考

1) 储量是一个范围区间的概念，地下资源量/储量不应该用一个确定的数值来表示。资源量/储量评估具有不确定性，即使计算出一个确定的储量数值，也不能完全真实地反应地下的情况。甚至于一旦某个参数出现偏差，评估结果可能会大相径庭。相比之下，给出一个概率分布数值能较为科学地反应煤层气储量赋存状态，同时给决策者提供合理建议。但是从管理者的角度来看，储量数值多样性不利于管理，容易出现混乱现象，即使在美国资本市场，也仅仅披露P1储量(P2、P3一般不作披露)。所以储量合理性改革任重道远。

2) 目前煤层气储量评估主要侧重于容积法，包括国家和公司的管理更倾向于地下资源量的概念。随着油气市场化/资本化的进程，经济可采储量的重要性凸显，尤其是储量与经济价值的挂钩越来越紧密，未来动态储量、价值的评估将占主导地位。因此逐步完善煤层气乃至非常规油气动态储量评估将成为主流趋势。

3) 储量的评估仅是过程并非结果，对于企业来说,其目的一是指导及衔接勘探开发与生产；二是为实现企业增值；对于国家层面来讲,务必掌握其“家底”，供战略决策之用。因此在完成地质储量评估的基础上，评估动用储量的意义将越来越明显。目前国内煤层气乃至非常规油气动用储量评估还很薄弱，有必要建立动用储量评估体系，与开发生产紧密结合并实现动态化管理。这样最大程度反映国家、公司“家底”的同时，还可以对公司资本化、国家战略化建设进程提供更优的决策及部署建议。

4) 煤层气储量评估方法与油气储量评估方法基本相同，目前主要针对不同开发阶段的煤层气田选取适用性方法评估。我国煤炭资源丰富，地质条件、煤储层条件种类繁多，未来可针对不同地质条件、煤储层条件等研究针对型的评估方法，并建立相关体系。这样不仅可继续完善煤层气储量评估体系架构，同时还能更加科学系统化地指导煤层气田勘探开发的生产及部署。