中低煤阶煤层气储量复算及认识——以鄂尔多斯盆地东缘保德煤层气田为例

张 雷，郝 帅，张 伟，曹毅民，孙晓光，阴思宇，朱文涛，李子玲

(中石油煤层气有限责任公司，北京 100028)

保德煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带北段，行政区划隶属于山西省忻州市保德县(图1)，开采矿种为煤层气，开发主力煤层为二叠系山西组4+5号煤层、太原组8+9号煤层。2011年9月，该气田探明地质储量183.63×108m3，技术可采储量91.82×108m3。目前已规模开发6年，结合开发资料，储量区地质认识更加清楚，储量计算参数发生了明显变化，需要开展储量复算，落实气田开发资源基础。通过本次煤层气探明储量复算实践，结合国内外有关储量复算的研究成果[1-11]，本文提出了煤层气储量复算报告编制重点论证内容及要求，并对部分参数刻度进行了探讨。

图1 鄂尔多斯盆地保德煤层气田地理位置

1 煤层气探明储量复算原因

按照储量动态管理要求，当独立开发单元或油气田主体部位开发方案全面实施2～3年后，生产动态资料与地质储量或可采储量有明显的矛盾，油气藏地质认识发生变化，储量计算参数发生明显变化的情况下需开展储量复算。保德煤层气田在储量提交后，开发工作量大幅增加且矿权面积发生变化，煤层厚度和含气量较储量提交时发生了明显变化。

1.1 开发工作量大幅增加且矿权面积发生变化

在2011年提交探明储量时，储量区内勘探开发工作量包括：二维地震40 km，探井10口、开发井115口、煤田钻孔23口。在储量提交后，二维地震及探井工作量未增加，但由于开展了规模产建，开发井数量增加了313口(2108年底)，开发工作量的大幅增加，势必影响储量计算结果。同时，该气田矿权在探矿权转采矿权过程中，对煤矿矿权进行了避让，面积减少3.1 km2，矿权的减少必然导致含气面积的减小。

1.2 煤层厚度增大

2011年申报煤层气探明储量时，利用二维地震和钻井资料，编制了4+5号煤层和8+9号煤层厚度等值线图。基于当时的勘探程度，认为储量区内4+5号煤层在全区分布稳定，厚度为3～10 m，面积权衡平均厚度7.6 m，自南东向北西方向厚度逐渐增加，在西北部厚度达到8 m以上(图2a)；8+9号煤层在储量区内分布稳定，厚度为8～17 m，面积权衡平均厚度12.3 m，自南东向北西方向厚度逐渐增加，在西北部厚度达到12 m以上(图2c)。

2018年重新绘制了2套主力煤层厚度等值线图，与2011年相比，煤层展布规律基本一致，但由于新完钻井煤层厚度普遍比2011年预测值高，所以平面上厚度略有增加。4+5号煤层厚度为3～12 m，面积权衡平均厚度7.70 m(图2b)；8+9号煤层厚度3～18 m，面积权衡平均为13.30 m(图2d)。

1.3 含气量低值区产气效果较好

储量计算时，含气量主要使用实测的空气干燥基含气量[12]。2011年利用了储量区内的10口探井含气量测试数据，绘制了2套主力煤层的含气量平面分布图。按照《煤层气资源/储量规范：DZ/T 0216-2010》[12]，当煤岩镜质体反射率在0.7%～1.9%之间时，空气干燥基含气量下限为4.0 m3/t[13]。从含气量平面分布看，在储量区东侧8+9号煤层存在2个含气量小于4.0 m3/t的区域(图3c)，该区域范围内无探井样品测试数据，仅根据其他区域含气量数据进行了预测，面积合计18.8 km2，在2011年进行储量计算时，这2个区域8+9号煤层煤层气储量未计算。

目前，随着开发的持续深入，在原8+9号煤层含气量小于4 m3/t的区域，单井日产气量为1 600～4 500 m3，其中B1井与B2井单排8+9号煤层，这2口井8+9号煤层含气量按照平面图预测分别为3.0 m3/t和2.8 m3/t(图3c)，但是目前稳定日产气量分别为6 000 m3(图4a)和3 000 m3(图4b)，累计产气量分别为413×104m3和262×104m3，根据生产实际判断8+9号煤层含气量预测结果可能偏小，需要加以校正。

在2018年开展储量复算阶段，收集到邻近煤矿最新的勘查资料，其中与储量区东侧相邻的2口煤田钻孔，4+5号煤层含气量分别为6.77m3/t和5.28 m3/t，与原4+5号煤层含气量平面图吻合(图3a、3b)；8+9号煤层含气量分别为4.67 m3/t和3.98 m3/t，而按照原含气量平面图外推这2口井为2.1 m3/t和3.6 m3/t，分析认为原8+9号煤层含气量低值区预测结果偏低。因此，根据煤田钻孔含气量测试数据，对8+9号煤层含气量进行了修正，与2011年储量提交时相比，修正后的8+9号煤层含气量大于4 m3/t的区域增加了约10 km2，含气量为4.0～11.0 m3/t(图3d)，面积权衡平均含气量由7.4 m3/t增加到7.43 m3/t。

图2 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区主力煤层厚度变化

图3 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区主力煤层含气量变化图

2 探明地质储量计算

2.1 计算方法

体积法是煤层气地质储量计算的基本方法，适用于各个级别的煤层气地质储量的计算[14-20]。本次地质储量采用体积法计算。

图4 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区2口单采8+9号煤层煤层气井排采曲线

地质储量计算公式：Gi=0.01AhDC，其中：Gi为煤层气地质储量，108m3；A为含气面积，km2；h为煤层厚度，m；D为煤体容重，t/m3；C为煤层含气量，m3/t。

2.2 计算参数

根据该区煤层气藏在纵向上的分布特点、层间隔厚度、煤层的稳定性、含气性、储层压力、气水分析结果以及试气成果等，结合含气面积的确定原则，综合分析后，平面上按照储量性质、储量开发状态分为2个计算单元，即已开发区(在技术可采储量标定过程中分为Ⅰ类井、Ⅱ类井)和未开发区(图5)；纵向上按照2个计算单元，即4+5号煤层和8+9号煤层。

储量计算参数取值依据如下：含气面积圈定是在满足《煤层气资源/储量规范：DZ/T0216-2010》[12]规定的基础上，按照本地区的实际地质条件，在比例尺1∶25 000的煤层底板埋深等值线图上圈定。边界类型包含矿权边界、含气量下限，含气量下限按照4 m3/t；净煤厚度采用等值线面积权衡法求取[15]；含气量采用等值线面积权衡法取值[16]。由于2011年储量提交后未增加新的煤岩密度数据，因此储量复算时密度值沿用原取值结果。

2.3 煤层气地质储量计算

按照体积法，未开发区4+5号煤层含气面积30.3 km2，2地质储量25.53×108m3；未开发区8+9号煤层含气面积29.6 km2，地质储量55.03×108m3。已开发区4+5号煤层含气面积61.5 km2，地质储量49.01×108m3；已开发区8+9号煤层含气面积61.5 km2，地质储量83.91×108m3。储量区叠合含气面积91.8 km2，合计地质储量213.49×108m3，叠合资源丰度2.34×108m3/km2。与2011年提交探明储量结果183.63×108m3相比，地质储量增加29.86×108m3。

图5 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区计算单元划分

2.4 地质储量变化原因分析

通过储量复算前后对比，影响因素有净煤厚度、含气量和含气面积3个方面。(1)净煤厚度：实钻后的煤层厚度大于申报探明储量时的厚度，厚度因素导致的储量增加占比32%；(2)含气量：根据新收集的煤矿含气量测试资料，对8+9号煤层含气量小于4 m3/t的区域进行了修正，含气量因素导致的储量增加占比13%；(3)含气面积：按照新的矿权、含气量下限对含气面积做出调整，含气面积因素导致的储量增加占比55%。对比分析发现，含气面积的变化占到本次储量增加量的55%，影响最大。

通过储量复算结果前后对比，认为2011年提交的煤层气探明储量由于钻探程度有限，按照当时的勘探认识，储量计算结果是准确的，计算方法及参数选取是可靠的，复算储量增加主要是因为计算参数发生了变化。同时，由于地质储量复算主要采用体积法，其精度取决于计算参数的准确性，所以煤层气储量复算报告中需重点说明储量计算参数的变化情况，准确客观地分析变化原因。该分析也是自然资源部评审复算储量重点关注的论证部分。

3 技术可采储量计算及采收率确定

国内煤层气技术可采储量计算方法主要有类比法、产量递减法、概率统计分布法等[23]，需结合气田生产实际状况，选取计算方法。保德煤层气田经过6年的规模开发，积累了大量的生产数据；同时，该气田2014年即开始上市储量评估，剩余经济可采储量主要使用产量递减法完成。结合生产数据以及上市储量评估方法，开展了技术可采储量计算以及采收率确定。

3.1 计算方法的确定

(1)已开发区：产量递减法是在煤层气井经历产气高峰或稳定产气进入递减阶段后，利用产气量与时间的统计资料建立递减曲线方程，估算气藏未来可采储量[22，24]。保德气田已开发区于2011年1月投产，经过5年的产气量上涨，于2016年1月稳产，目前已稳产近3年。在已开发区整体稳产的前提下，排除由于市场减缩、修井、检泵、水处理等因素对产量—时间规律的影响，有33口井出现产量递减，且均递减超过12个月，具有稳定的递减规律，符合产量递减法使用条件，因此已开发区主要应用产量递减法进行可采储量计算及采收率确定。

(2)未开发区：由于该气田未开发区与已开发区相邻，地质条件与已开发区类似，主要类比已开发区采收率来确定未开发区采收率[25-26]。

3.2 产量递减法关键参数确定

(1)稳产期：目前国内煤层气开发最早的沁水盆地部分区块已进入产量递减阶段[21]，其中最有代表性为樊庄、成庄、郑村这三个典型成熟开发区，通过对其产气剖面进行分析，稳产时间为3～7年，而地质条件相对较好的煤层气井，稳产时间一般可以超过5年。沁水煤层气田、樊庄区块煤层气井开发时间长，地质条件好，2006年投产的一批煤层气井，有85%的井稳产时间目前已超过5年。

(2)递减期：根据气田储量情况，储量区开发方案中通过数值模拟，给定递减期为7年。通过近年来开展的上市储量评估来看，国外评估公司给予了更为保守的稳产期和更长的递减期，对于国内煤层气区块的递减期一般都在10年以上，地质条件好、产气稳定的区块，一般给予15年以上，而且递减期一般占到开发期的63%～82%。所以，在保德煤层气田进行上市储量评估时，同样是使用的产量递减法，给定的递减期为18～25年。

3.3 技术可采储量及采收率结果

3.3.1 已开发区

由于储量区内气藏特征不同，目前实际生产状况不同，如果采用相同的采收率，必然导致技术可采储量计算结果出现偏差，影响气田开发决策。因此，在采收率标定时，根据已开发区煤层气资源条件、保存条件、煤储层条件、勘探开发程度等相关地质特征(表1)，按照相似性原则[20]，将已开发区丛式井划分为I类井和II类井，分类开展采收率确定。

(1)Ⅰ类井：Ⅰ类井共有丛式井209口，其中递减井14口。根据递减井递减规律(图6a)可知，Ⅰ类井递减率为20%。Ⅰ类井生产预测曲线采用双曲递减，绘制典型曲线(图6b)，排采阶段根据国内外研究成果、本类井地质条件以及地质储量，划分为1～4年为上产期，5～12年为稳产期，13～38年为递减期，最终Ⅰ类井技术可采储量为49.39×108m3，采收率62.51%。

(2)Ⅱ类井：Ⅱ类井共有丛式井205口，其中递减井19口。根据递减井递减规律(图6c)可知，Ⅱ类井递减率为30%。Ⅱ类井生产预测曲线采用双曲递减，绘制典型曲线(图6d)，排采阶段根据国内外研究成果、本类井地质条件以及地质储量，划分为1～4年为上产期，5～12年为稳产期，13～31年为递减期，最终Ⅱ类井技术可采储量为21.21×108m3，采收率39.86%。

3.3.2 未开发区

未开发区与Ⅰ类井所在区域储层特征及流体性质相似，Ⅰ类井采收率62.51%，通过类比法得到未开发区采收率62.51%。但由于2011年提交的储量报告确定的采收率定为50%，针对未开发区采收率采用保守原则，最终确定未开发区采收率取值为50%，技术可采储量为40.33×108m3。

综合已开发区和未开发区计算结果，储量区内技术可采储量为110.94×108m3，较2011年增加19.12×108m3；采收率为52%，较2011年增加2%。技术可采储量计算结果显示，保德煤层气田地质条件优越以及开发效果最好的Ⅰ类井采收率达到了62.51%，因此建议在技术可采储量计算以及采收率确定过程中，在已开发的区域需要按照地质条件进行分类计算，避免出现采用同一采收率而导致可采储量计算结果出现误差。

表1 鄂尔多斯盆地保德煤层气田已开发区Ⅰ类井与Ⅱ类井条件对比

图6 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区产量递减法预测曲线

4 结论及认识

(1)通过本次储量复算，认识到勘探期提交的探明储量由于钻探程度有限，按照当时的勘探认识，储量计算结果是准确的，但随着开发的深入，储量计算参数有可能发生变化，需要开展储量复算，落实开发资源基础。保德煤层气田自2011年提交探明储量后，进行了规模开发，相较于2011年，勘探开发工作量大幅增加且矿权面积发生变化、主力煤层厚度增厚、含气量低值区产气效果较好，基于以上3个原因开展了探明储量区储量复算。

(2)由于地质储量复算主要采用体积法，其精度取决于计算参数的准确性，所以煤层气储量复算需重点关注储量计算参数的变化情况,准确客观地分析变化原因。本次探明储量区复算结果为213.49×108m3，较2011年提交的183.63×108m3增加29.86×108m3。储量增加主要受到净煤厚度、含气量、含气面积3个因素影响，净煤厚度变厚所增加的储量占到储量增加量的32%，局部含气量变化占到13%，含气面积变化占到55%。

(3)可采储量标定时，对比Ⅰ类井、Ⅱ类井发现不同地质条件下采收率差异性较大，建议按照不同地质条件进行可采储量标定,避免采用同一采收率而导致可采储量标定结果出现误差。本次煤层气采收率标定结果为52%，其中煤层气田地质条件最好的Ⅰ类井采收率标定结果为62.51%；技术可采储量110.94×108m3。采收率标定结果较2011年增加2%，技术可采储量增加19.12×108m3。

(4)本次储量复算结果已通过自然资源部审查，成为国内第一个通过审查的煤层气复算储量。结合报告编制以及储量评审，本文提出了煤层气储量复算中需要关注与论证的重点，可对后续煤层气储量复算提供参考。