延川南煤层气田动态特征和SEC动态储量评估方法研究

周亚彤

（1.中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏南京210019；2.中国石化国际石油勘探开发有限公司，北京100029）

在当下油气价格低迷的寒冬期，SEC储量对上市油公司具有重大的意义。从国内文献来看，虽然许多学者都对SEC储量进行了研究[1-2]，但是这些研究主要关注常规油气。对于煤层气的SEC储量研究较少，丁蓉等[3]研究了SEC准则下煤层气证实储量评估方法，指出SEC准则煤层气储量评估的风险性较大，所以界定原则和方法较常规气藏相比尤为严格；伊伟等[4]介绍了SEC储量动态评估方法在鄂尔多斯盆地韩城区块煤层气田中的应用。

从国外文献看，众多学者对以美国粉河盆地为代表的煤层气田开发规律和SEC储量进行了研究[5-7]。但中外不同盆地的煤层在埋深、煤层演化程度、物性等煤层地质条件存在差异。因此，其开发经验和SEC储量评估方法不能简单套用。对于以深层、高阶煤为代表的延川南煤层气田[8-13]，必须从自身开发实践出发，加强深层、高阶煤层气的SEC储量研究。因此，对延川南煤层气田SEC储量评估中产量预测模式、上产时间、稳产产量、稳产时间、递减率等问题进行了探讨。

1 评估难点

1.1 煤层气的产量变化有其不同于常规油气的特点

煤层气井的典型产量模式包括3个阶段：①早期排水阶段：煤层气井以产水为主，随着煤层压力降低至解吸压力，煤层气产量开始上升，水量相应开始下降；②中期稳产阶段：煤层气井产量达到峰值，并稳产；③后期递减阶段：煤层气产量开始递减。正是由于煤层气的这种产量特点，所以，在SEC储量评价估时，需要对排水阶段的时间长短、稳产产量、递减率等开展研究，同时这些问题也是煤层气储量评估的难点问题。

1.2 不同煤阶煤层气的开发规律的差异

美国是全球煤层气开发最早，也是目前最成功的国家。产地主要位于粉河、圣胡安和黑勇士3个盆地[14]。高峰时，年产气量达到5.5×108m3。美国粉河盆地低阶煤层气的成功商业性开发，带动了世界范围内对于低阶煤层气的研究。

1.2.1 美国粉河盆地低阶煤层气产量变化规律

从SWINDELL 等学者对粉河盆地6 600口煤层气井的研究来看[15]，粉河盆地煤层气井排水阶段一般持续14个月，从而达到产量峰值。峰值产气量平均值约9 000 m3/d，峰值产气量中位值约6 600m3/d，递减率平均值和中位值都为45%（图1）。

1.2.2 延川南区块煤层气与粉河盆地煤层气地质条件对比

对比煤层地质条件可以看出（表1），与以浅层、低阶为代表的粉河盆地煤层气相比，延川南区块煤层气具有明显的差异性，表现为：①煤岩演化程度高，镜质体反射率为1.6%～3.2%，是高阶煤；②含气性好，含气量为5.5～20.5 m3/t；③埋藏深，煤层埋深达800～1 500 m；④煤层渗透率低，仅（0.3～0.4）×10-3μm2。

受自身地质条件的影响，延川南区块煤层气由于埋藏深、渗透率低，煤层气排水泄压半径有限，造成产量上升周期延长。但压降空间大，随着后期解吸效率的上升，加上精细的排采，可以实现较好的产气效果。

表1 延川南区块与粉河盆地煤层地质条件对比Table1 Comparison of geological conditions in coal seams of Yanchuan South Block and Powder River Basin

图1 粉河盆地煤层气井峰值产气量与递减率概率累积曲线Fig.1 Probability accumulation curve of peak gas production yield and decreasing rate of coal seam gas wells in Powder River Basin

因此，对于延川南区块深层、高阶煤层气的SEC储量评估，不能简单套用国外低阶煤层气的评估方法，必须从自身实际生产数据出发，在评估单元、递减模型、评估参数等方面进行探索研究。

2 方法研究

2.1 评估单元划分

为了提高评估结果的准确性，评估单元需要划分得尽量细致。对非常规煤层气来说，其储量评估的风险比较大。对于延川南煤层气田，由于生产时间较短，各煤层气井的递减规律不一。为了降低评估的风险，在评估中采用单井评估，即一口井为一个评估单元。

2.2 产量预测

利用动态法评估已开发证实储量时，一般利用产量数据采用递减法进行预测。对于煤层气井，需经历一段时间排液，按照“缓慢、连续、长期”的排液工作制度，才能获得较好的开发效果。鉴于延川南煤层气这种产量特点，提出了“三段式”产量预测模式，即：上产段（A-B）、稳产段（B-C）和递减段（C-D），从评估基准日开始往后，经济极限产量以上，A到D段所包围的范围，即该井的SEC储量（图2）。

图2 产量预测概念模型Fig.2 Conceptual model of production forecasting

2.2.1 “三段式”产量预测模式

在分析680口生产井动态曲线的基础上，归纳出“三段式”产量预测模式的3种类型：I类（完整三段式）、II类（两段式，即稳产段与递减段）和III类（一段式，即递减段）（图3）。

I类（A-D，完整三段式）：排采见气后，在2 a 内的产量低于封顶产量，目前产量在上升，给三段式预测，即上产段、稳产段和递减段（图4）。在680口井中，I类包括179口井，占总井数的27%。

II类（B-D，两段式，即稳产段与递减段），在680口井中，II类包括272口井，占总井数的40%。II类井包括2种亚类（图5）。

图3 “三段式”产量预测模式Fig.3 Conceptual model of"three-stage"forecasting model

图4 “三段式”I类预测模式评估实例Fig.4 Evaluation instances of type I of“three-stage”forecasting model

II-a亚类：排采见气后，产量已超过封顶产量，并且目前产量稳定，给两段式预测，即稳产段和递减段。在680口井中，IIa亚类包括234口井，占总井数的34%。

II-b亚类：排采见气后，产量虽未达到封顶产量，但排采期已超过2 a，并且目前产量稳定，给两段式预测，即稳产段和递减段。在680口井中，II-a亚类包括38口井，占总井数的6%。

III类（C-D，一段式，即递减段）：在680口井中，III类包括229口井，占总井数的34%。III类井包括2种亚类（图6）。

III-a亚类：前期产量已达封顶产量，并且现已出现递减趋势的井，则直接给递减段。在680口井中，III类包括125口井，占总井数的18%。

III-b亚类：前期产量还未达封顶产量，产量整体呈现上升趋势，但在评估基准日前产量出现下降，则直接给递减段。在680口井中，III类包括104口井，占总井数的16%。

图5 “三段式”II类预测模式评估实例Fig.5 Evaluation instances of type II of“three-stage”forecasting model

图6 “三段式”III类预测模式评估实例Fig.6 Evaluation instances of type III of“three-stage”forecasting model

2.2.2 上产段的持续时间的确定

通过对延川南产气井归一化曲线分析，可以看出2012—2013年投产煤层气井经过约28～30个月的排采后，进入稳产阶段。在评估时，上产段的排采时间一般不超过2 a（图7）。

图7 延川南区块2010—2013年投产井产量归一化曲线Fig.7 Normalization curve of production wells from 2010 to 2013 in South Yanchuan block

2.2.3 封顶产量和稳产时间的确定

封顶产量的确定，是与煤层气井实际的生产动态密切相关的，随着生产动态的变化，取值也发生变化。评估初期，依据2010—2011年投产井的归一化曲线，可以看出稳产产量低，约566 m3/d，稳产期短，约10个月。这主要是由于这期间投产井排采快，导致上产快，约4个月上产时间，但解吸半径有限，所以稳产产量低，稳产期短。随着2012—2013年投产的Y3、Y5井组等产建井优化排采制度、放缓排采速度、延长排采周期，实现面积降压，煤层气井产气效果好，稳产产量平均达850 m3/d，稳产期达到1 a，封顶日产气量由之前的566 m3/d提高至850 m3/d。

2.2.4 递减阶段递减率的取值

煤层气井的递减规律比较复杂，在延川南煤层气田整体未表现典型递减规律的情况下，基于SEC储量评估中的保守原则，按照早期排采井的递减率取值。以Y-23井为例，按指数递减拟合，年度递减为25%（图8）。

2.2.5 延川南区块与粉河盆地煤层气动态特征对比

图8 递减率拟合曲线Fig.8 Fit curve of decreasing rate

通过对比延川南区块和粉河盆地煤层气动态特征可以看出，由于在煤层埋深、演化程度、渗透率等地质条件的差异，导致动态特征差异很大。粉河盆地的动态特征表现出上产快、峰值产量高和递减大的特点，而延川南则表现为排水达产时间长、峰值产量低和递减小的特点（图9、表2）。

3 应用效果

延川南煤层气田从2015年开始上市储量评估，采取自评估与外方评估并行的方式。利用上述方法，对延川南煤层气SEC储量进行了自评估，并与外方的评估结果进行了对比。从对680口煤层气井的单井SEC储量来看，自评估结果与RyderScott公司评估结果总体误差率在±10%（图10）。

图9 粉河盆地与延川南煤层气田归一化产气量曲线对比Fig.9 Normalized average production profiles for CBM of Powder River and South Yanchuan

表2 延川南区块与粉河盆地煤层气动态特征对比Table2 Comparison of the dynamic characteristics of yanchuan South Block and Powder River Basin CBM

图10 延川南煤层气自评估与外方评估结果误差区间分布Fig.10 Distribution of error interval betweenself-assessment of coal seam gas in Yanchuan and external evaluation results

4 结论

1）深层高阶煤层气与浅层低阶煤层气在动态特征上差异很大。粉河盆地浅层低阶煤层气表现出上产快、峰值产量高和递减大的特点，而延川南深层、高阶煤层气则表现为排水达产时间较长、峰值产量较低和递减小的特点。

2）总结出“三段式”产量预测模式的3种类型和4个亚类。对于I类，采取完整三段式预测，上产时间为28个月，稳产气产量850 m3/d，稳产期一年，递减率25%。对于II-a亚类，产量已超过封顶产量，目前产量稳定，采取两段式预测，稳产期半年，递减率25%。对于II-b亚类，排采时间长，目前产量稳定，虽未达到封顶产量，采取两段式预测，稳产期半年，递减率25%。对于III-a亚类，产量已超过封顶产量，目前产量在下降，采取一段式预测，递减率25%。对于III-b亚类，整体上产量在上升，但在评估基准日前产量出现下降，采取一段式预测，递减率25%。%±10%，证明该方法和评估参数适用于延川南深层、高阶煤层气SEC储量评估。