SEC储量动态评估方法在煤层气田中的应用——以鄂尔多斯盆地韩城区块为例_伊伟.pdf

第 47 卷 第 3 期 煤田地质与勘探 Vol. 47 No.3 2019 年 6 月 COAL GEOLOGY dynamic assessment; static assessment; SEC reserves; Hancheng block 煤层气资源是非常规能源的重要组成部分，煤 层气储量是煤层气企业制定勘探开发规划的重要依 据。在石油行业领域，SEC 准则是评估剩余可采储 量的常规方法，尤其是 SEC 储量动态评估方法在各 大油田的储量评估中均取得了非常好的应用效果， 很好地指导了油气田的勘探开发[1-5]。我国在煤层气 开发方面起步相对较晚，实践证明煤层气资源量是 非常可观的，在我国能源结构中的比重越来越大， 所以煤层气资源的储量评估显得尤为重要。为了加 入上市储量的评估范围，同时也为了更好地指导开 ChaoXing 106 煤田地质与勘探 第 47 卷 发生产，2015 年开始，国内的部分煤层气企业采用 SEC 容积法对煤层气储量进行了评估，通过几年的 实践发现，SEC 容积法不能满足储量评估的需求， 2017 年开始采用 SEC 动态法对煤层气储量进行评 估。相对于 SEC 容积法而言，SEC 动态法的评估结 果更接近实际情况。 由于SEC储量动态评估方法应用到煤层气领域 的时间较短，评估过程中遇到了一系列问题，例如 递减类型、递减率的确定、递减模型的建立等，这 些对评估结果都会产生较大的影响，目前未见相关 详细研究的报道。因此，笔者以鄂尔多斯盆地韩城 区块煤层气田为例，详细介绍 SEC 储量动态评估方 法在煤层气田中的应用，并对评估过程中遇到的问 题进行分析，以期指导煤层气储量的评估。 1 储量动态评估方法 韩城区块位于鄂尔多斯盆地东缘， 是我国初步实 现规模化开发的典型中高阶煤煤层气田， 储层非均质 性较强，导致煤层气井的生产情况比较复杂[6-7]，同 一时期各井所处的生产阶段差别较大， 大部分煤层气 井的递减规律较复杂， 并且在递减过程中存在递减率 波动且幅度大问题。 影响储量评估结果的因素包括开 发方式的改变、 停排井的影响、 新井投产和老井储层 改造等方面[8]，上述各种要素都会对递减规律和递减 率产生影响。为了保证评估储量的准确性和客观性， 主要从评估单元的划分、 典型曲线的建立、 评估单元 的递减率取值等方面进行研究。 1.1 评估单元的合理划分 煤层气井的单井控制面积远小于常规天然气 井，并且生产规律与常规天然气井也存在差别。区 别于常规天然气井采用的单井储量评估，煤层气井 大多按照评估单元进行储量评估，可以提高评估结 果的准确性。评估单元是按照地质特征、开发状态、 开发方式和开发阶段进行划分的。评估单元划分的 合理性直接影响到对递减规律的认识，合理划分的 评估单元可以较准确地反映出整体产量的递减规 律，否则递减规律认识不清楚，对产量的预测不能 做到客观真实，从而对评估结果的准确性有较大影 响[9]。 韩城区块内发育两条规模较大的二级断层，以 断层为边界划分地质单元薛峰南断层以北为薛峰 地质单元，前高断层以西为芝源地质单元；两条断 层中间区域按煤层埋深进一步划分为 2 个地质单 元，分别为板桥地质单元和魏东地质单元。据此， 将韩城区块划分为 4 个地质单元，每个地质单元作 为一个一级评估单元。在每个一级评估单元内部， 结合开发状态已开发正生产储量、已开发未生产储 量、未开发储量、开发阶段前期排水阶段、产量 上升阶段、产量稳产阶段、产量递减阶段等基本原 则，最终主要以开发效果来划分二级评估单元，据 此，最终将韩城区块共划分为 12 个评估单元，其中 包括 6 个Ⅰ类评估单元、4 个Ⅱ类评估单元和 2 个 Ⅲ类评估单元。 图 1 为各类评估单元的典型井在 1 个生产周期 内产量曲线图，从图中可以看出不同类评估单元生 产井的稳产期和递减率均不同，Ⅰ类评估单元生产 井的稳产期最长，递减率也最小，Ⅲ类评估单元生 产井的稳产期最短且递减率也最大。 图 1 韩城区块不同评估单元生产井产量归一化曲线图 Fig.1 Normalized curve of production wells in different as- sessing units in Hancheng block 经过以上评估单元的划分规则，提高了评估结 果的准确性，避免把所有煤层气井划为一个评估单 元进行评估而导致递减规律认识不清。对于开发较 早的单元来说，采用以上评估单元的划分方法，其 递减规律较清晰，可利用产量递减法预测最终可采 储量；对于开发较晚的单元，由于部分新井处于上 产期或稳产期，无法确定递减规律，此类评估单元 可以采用类比法进行可采储量预测；类比的单元一 般选择地质条件类似、 开发方式一致进行储量预测。 1.2 典型曲线的建立 典型曲线就是采用一个评估单元内的单井平均 产量归一化方法建立的单井产量递减模型，一个评 估单元的经济可采储量可以通过单元内的典型曲线 和井数求积得到。确定合理的典型曲线要选择递减 规律，确定生产极限并建立递减模型。这种方法对 于地质条件相同的区块来说，可以充分利用不同生 产时间的井来分析递减规律[10-12]。 1.2.1 递减类型 由于煤层气井产气过程的特殊性，每次进行井 下作业之后都会进入一个新的生产周期， 按照“降压 上产稳产递减”的模式进行生产， 所以在 1 口 ChaoXing 第 3 期 伊伟等 SEC 储量动态评估方法在煤层气田中的应用 107 煤层气井的生命期内，递减类型也可能不同，整个 递减阶段是两种或者两种以上递减模型的组合。以 韩城区块典型井 A 井为例图 2，该井自投产以来 因井下故障进行作业一次，作业前后属于 2 个生产 周期，稳产时间和递减规律均有所差别，应充分考 虑这 2 个生产周期，对该井建立不同的递减模型。 因此，在实际建模过程中，要根据实际生产情况不 断优化调整递减模型。煤层气井的递减规律主要有 指数递减、双曲递减及调和递减 3 种类型[13]，其中 以指数递减为主，指数递减的井占比 60以上。根 据韩城地区煤层气田的生产特点，对于任何 1 口煤 层气井来说，在整个生命周期内可以根据生产周期 选择分段式递减类型的组合。 图 2 韩城区块 A 井生产曲线 Fig.2 Production curve of well A 1.2.2 生产极限 单井的生产极限有两种，即技术生产极限和经 济生产极限，前者是指在目前的技术条件下，当井 口产气量为 0 时的生产年限，主要根据井底流压计 算得出；后者是根据盈利计算得出，即当盈利为 0 时的生产年限，经济生产极限就要充分考虑气价、 成本和投资等经济参数的变化[14-15]。 韩城区块煤层气田主要采取排水–降压–采气的 方式进行生产，产量与井底流压紧密关联，井底流 压升高时产量下降，井底流压降低时产量升高。因 此，根据计算得出Ⅰ类评估单元的技术生产极限 为 2325 a，经济生产极限为 1315 a；Ⅱ类评估单 元的技术生产极限为 1820 a，经济生产极限为 1012 a；Ⅲ类评估单元的技术生产极限为 1315 a， 经济生产极限为 810 a。 根据国内外煤层气井的寿命 情况以及动态储量评估的原则， 目前韩城区块采用经 济生产极限，后期根据每年的生产情况进行调整。 1.2.3 递减模型 本次建立的递减模型为一个生产周期的模型， 通过分析不同类评估单元的煤层气单井产量和井底 流压归一化曲线图 1、图 3可以看出① Ⅰ类评 估单元生产井的上产期约为 6 个月，稳产期约为 15 个月，然后经历一个快速递减期，约为 6 个月，月递 减率约为 1.5，随后递减率逐渐变小；② Ⅱ类评估 单元生产井的上产期约为 8 个月，稳产期约为 12 个 月，然后经历一个快速递减期，约为 6 个月，月递减 率约为 1.4，随后递减率逐渐变小；③ Ⅲ类评估单 元生产井的上产期约为10个月， 稳产期约为10个月， 然后经历一个快速递减期， 约为 6 个月， 月递减率约 为 1.2，随后递减率逐渐变小；④ 井底流压前半年 的递减率较快， 随后逐渐变慢， 末期逐渐趋于一个稳 定值上下波动，这主要与煤层气的产气机理有关。 根据以上递减规律建立递减模型， 可计算出Ⅰ类评 估单元生产井的单井平均经济可采储量为 610 万 m3， Ⅱ类评估单元生产井的单井平均经济可采储量为 570 万 m3，Ⅲ类评估单元生产井的单井平均经济可 采储量为 350 万 m3。 图 3 韩城区块不同评估单元生产井井底流压归 一化曲线 Fig.3 Normalized curves of bottom hole flow pressure for production wells in different assessing units in Hancheng block 1.3 递减率合理取值 有些评估单元进入递减期， 其递减规律较明显， 但若后期采取增产措施，产气效果又变好，短期内 新的递减规律不清，此时该评估单元递减率的取值 就需要参考该单元内单井储量。 以韩城区块 W1 井区为例， 该生产单元 2006 年 投产，时间较长。从 W1 井区的产量曲线图 4可以 看出，煤层气产量 2012 年初开始递减，至 2015 年 底属于一个递减阶段，但在 2015 年底之后产量上 升，维持半年后又开始一个新的递减阶段。通过分 析井区生产情况，2015 年底单元内部分井进行了储 层改造。因此，第 2 个递减阶段需要重新确定新的 递减率，即在整个生产过程中，不同的递减阶段确 定相应的递减率。 对煤层气井采取增产措施可以带来两方面效 果一方面是评估单元的采气速率得到了提高，这 种情况只是加快了产气效果，并没有增加评估单元 的经济可采储量，此情况递减率的取值应该不变； ChaoXing 108 煤田地质与勘探 第 47 卷 另一方面是采收率得到了提高进而增加了经济可采 储量，这种情况应该重新选择合适的递减率。 图 4 韩城地区煤层气田 W1 井区产量曲线 Fig.4 Production curve of W1 unit of coalbed methane field in Hancheng area 评估单元的储量可以用单井的储量进行验证， 当评估单元的储量明显大于或者小于所有单井储量 的计算结果时，就要考虑递减率的取值是否合适。 2 讨 论 a. 合理地划分评估单元可以提高煤层气 SEC 储 量动态评估结果的准确性；在煤层气井的生产寿命中 具有多个生产周期，因此，对于每一个生产周期的递 减率应该单独研究，然后才能建立适合的递减模型。 b. 煤层气井的递减规律比较复杂，在建立递减 模型的时候要充分优选递减类型， 经济生产极限的确 定要根据每年经济参数的变化而动态变化。 c. 递减率的取值要合理化，要确定增产措施是 否对递减率有影响， 若只是单纯地提高了产气速率， 则递减率不变，若增加了可采储量，递减率就相应 地变化。 d. 在 SEC 储量动态评估中，单井经济可采储量 可以检验评估结果的合理性，也是评估其他储量例 如停排井储量和未开发储量的基础。随着开发的进 行， 开发资料的不断丰富， 单井储量需要不断地更新 计算才能得到客观合理的单井经济可采储量。 e. 通过井底流压递减模型确定的单井生产极 限是技术生产极限，通过盈利条件计算的单井生产 极限是经济生产极限，计算经济可采储量还需根据 评估指定日的经济参数来确定。 3 结 语 SEC 储量动态评估方法可以用于煤层气田的储 量评估，但实践证明，为了保证储量评估的准确性 和客观性，应用时需要根据实际煤储层条件进行评 估单元的合理划分、典型曲线的建立、评估单元的 递减率值选取等方面的研究，以制定合理的评估办 法。其中，评估单元的划分应依据构造、煤储层特 征及开发现状等因素划分出不同级别的单元；依据 递减类型和生产极限选取典型煤层气生产曲线，并 建立递减模型；在煤层气井投产过程中，根据后期 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