SEC准则下基于R3软件的煤层气、致密气上市储量评估方法初探

陆小霞 张 鹤 印薇薇 徐 最

(1.中联煤层气有限责任公司，北京 100016；2. Ryder Scott公司，休斯敦，美国 77002；3.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300457)

图1 煤层气SEC储量评估技术路线图

SEC准则储量是利用美国证券交易委员会(Security Exchange Commit of the United States)制定的规则对储量进行评估，是上市油公司的核心资产，也是各油气公司年度考核指标之一。目前国内开展SEC准则下煤层气、致密气储量评估的区块相对较少，主要有中石油的韩城区块、中石化的大牛地气田。气田类型相对单一，且评估方法类型较少。中联煤层气有限责任公司(简称中联公司)所辖区块既有生产时间较长的成熟区块，也有生产时间较短的区块，且气藏类型较多。中联公司自2019年开始煤层气、致密气等的非常规油气SEC储量评估。经过一年的探索，初步确定了相应的评估思路，并与第三方评估公司—美国Ryder Scott达成了一致。这些方法将指导未来中海油非常规SEC储量评估，并对行业带来一些思考。

1 煤层气评估思路及方法

我国煤层分布广泛，尤其是华北地区，煤层分布稳定且较连续，煤层气资源较丰富。煤层气是一种吸附气，其高阶煤煤层气主要以吸附态赋存在煤层中，中低阶煤存在部分游离气。煤层气井产气过程具有一定的特殊性，其通过排水-降压-解吸-渗流的过程进入井筒，通过抽油机生产出来。其生产曲线具有“上产-稳产-递减”的特征。因此，不同生产阶段的煤层气井，具有不同的特征，评估方法也不同。我国目前已初步建立了沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地。本文将主要以沁水盆地的不同的生产阶段的、不同煤阶的煤层气田为例，进行分类说明。

1.1 评估思路

煤层气SEC储量评估主要包含三大步骤：一是确定储量级别；二是计算单井技术可采储量；三是经济评价。评估技术路线图如图1。

上市储量级别一般分为证实(proved)、概算(probable)、可能(possible)三类。对于非常规油气藏而言，储层的连通性以及公司的决策是影响储量级别的重要因素。本文按井控法确定储量级别，如图2所示。中心井为投产并且已见气井，其对应证实已开发储量(proved)，简称PDP。中心井依次外推一个井距为概算(probable)、可能(possible)储量。根据研究区储量资料、测井解释结果、试井资料、生产数据等，确定单井生产状态，并据此确定储量级别。

图2 井控法确定储量级别示意图

计算单井技术可采储量时，分两类情况进行。一类为在生产井(producing well，简称PD井)，一类是关停井(shut in wells，简称SI井)、管外井(behind pipe wells，简称BP井)、部署井(undeveloped wells，简称UD井)。

对于PD井，如投产时间较长，一般超过5年，已至稳产期或递减期，采用动态法即递减曲线预测剩余技术可采储量。如投产时间较短，一般少于5年，仍处于上产期，采用静态法进行评估。静态法评估包含三个步骤：容积法计算单井技术可采-反推“上产-稳产-递减”三段式产气剖面-导入软件形成每年的产气剖面。

对于SI、BP、UD井，采用概率法进行评估。首先将动态法预测的PD井的单井产能进行统计分析分类，并据此对SI、BP、UD井也进行相应分类。利用标准累积正态分布函数，计算不同类PD井的P10、P50、P90。再采用蒙特卡洛方法，根据SI、BP、UD井数分别计算1P、2P、3P的P10、P50、P90。一般1P采用P90值，2P采用P50值，3P采用P10值。概率法的举例说明，将放在致密气评估部分。

经济评价主要是确定气价、税率、投资、成本等各项参数以及相应的模型，然后计算单井剩余经济可采储量。在采用经济模型时，需注意是自营气田还是合作气田。此外，气价、税率要依据模型确定是含税的还是不含税的。

1.2 实例分析

1.2.1 以潘河区块为例

潘河区块为我国最早也最成功进行煤层气商业开采的气田。其开采的主力煤层为山西组3号煤，该煤层全区稳定分布，厚度3～5m，含气量介于4.34～25.88m3/t，平均为12.01m3/t，高阶无烟煤，Ro平均为3.65%，煤层渗透率为0.15～2mD。该气田第一批井于2005年投产，至今已生产近15年，目前单井日产气量超过2000m3/d，经济效益较好。目前该区全区已进入产量递减期，单井处于递减或者稳产期，产气规律较明显，采用动态法评估较适宜。

运用R3软件，采用指数递减类型，对该井剩余技术可采储量进行预测。在参数设置方面，技术极限产量暂不设，也就是先不卡技术极限，待做经济评价时，再卡经济极限即可。图3为潘河区块P-01井动态预测图。

图3 潘河区块P-01井动态预测图

1.2.2 以寿阳南燕竹区块为例

寿阳南燕竹区块位于沁水盆地东北缘，其开采的主要煤层为太原组15号煤，该煤层全区稳定分布，厚度3～10m，平均2.8m，埋深一般在600m左右，含气量平均为12.97m3/t，中阶气-肥煤，煤层渗透率0.03～1.43mD。自2013年开始投产，其中近90%的井投产时间少于5年，部分井仍处于排水阶段，尚未见气。目前全区仍处在上产阶段，无法采用动态法进行评估，采用静态法更合理。

静态法评估分为三个步骤：利用容积法计算单井技术可采储量，根据历史产气数据及产气规律反推三段式生产曲线，最后导入到R3软件中形成产量剖面。

根据《煤层气储量规范》，储量主要与面积、煤层净厚度、视密度、含气量等参数相关(公式1)。计算单井控制储量时，单井控制面积采用生产井距即300m×300m，厚度、密度、含气量则使用单井测井解释或者实验测试的结果。

Gi=0.01AhDCad

(1)

式中：Gi为煤层气地质储量，108m3；A为煤层含气面积，km2；h为煤层净厚度，m；D为煤的空气干燥基视密度(煤的容重)，t/m3；Cad为煤的空气干燥基含气量，m3/t；

技术可采储量等于储量乘以采收率。公式如下：

EUR=GiRf

(2)

式中：ERU为技术可采储量，Rf为采收率，%。

煤层气井单井生产曲线如图4所示，单井技术可采储量=历史累产Cum+A1段预测产量+A2段预测产量+A3段预测产量。图中Qi为初始产量，已知数；Qf为稳产期产量，反推求得；Qend为末期产量，假设一个很低的值即可；De1为上产阶段递减率，可根据历史产量求得；De2为递减阶段递减率，可根据区块生产规律求得；A1段生产年限可根据Qi、Qf、De1反算获得；A2年限为稳产段年限，可根据区块生产规律求得。从而最终分别可求得A1、A2、A3段预测产量，三者之后等于EUR(公式3)。

图4 煤层气井单井剩余技术可采储量预测示意图

(3)

式中：Cum为历史累产，已知数；A1Q为A1段预测产量；A2Q为A2段预测产量；A3Q为A3段预测产量；

将上述参数导入到R3软件中，形成单井产量剖面。

2 致密气评估思路及方法

我国致密砂岩气主要分布在鄂尔多斯盆地、四川盆地，其中鄂尔多斯盆地已经相继发现了如苏里格、大牛地等大气田，并实现了商业化的开采。致密气是一种低孔低渗油气藏，其覆压基质渗透率小于或等于0.1mD，单井一般无自然产能或产能较低，需要通过一定的措施，如压裂、水平井等，才可获得工业气流。其生产特点是初期产量较高，后期递减较快，一般呈指数递减或者双曲递减特征。本文以鄂尔多斯盆地临兴区块为例，探讨了致密气评估的思路及相关案例。

2.1 评估思路

致密气SEC储量评估思路与煤层气相同，也包括三个步骤，但其中的详细步骤与煤层气仍有些差异，评估技术路线图5所示。

致密气储量级别的确定仍按井控法原则，但与煤层气藏有所不同。煤层一般全区稳定分布，储层连续性较好，且煤层中或多或少赋含煤层气，即只要测井解释为煤层，一般都含气。致密气藏的储层致密砂岩因受沉积环境影响，一般以河道的形式发育。在地质历史时期，河道摆动频繁，导致含气砂体不连续或者叠置发育。并且由于致密砂岩低孔低渗，即便测井解释含气，通过压裂等措施改造后，也未必能达到工业气流。因此，一般致密气砂岩气先要进行产能测试，才决定是否投产生产。致密气藏的井网井距也没有煤层气藏密集。因此，其储量级别的确定较煤层气复杂。先根据测井解释、压裂试气、生产数据、ODP方案、探明储量的含气面积等各项资料，确定区块内单井状态。单井状态类别与煤层气相同。对于PD井或SI井，根据其产能确定储量级别。PD井一般都可确定为证实储量。SI井中的原已投产现关井的可确定其储量级别为证实储量；压裂完后暂时关井的这部分井得分情况看，如果压裂测试后达到工业产能，则可定为证实储量，如未达工业气流，则可定为概算、可能或C级储量，具体情况具体分析。证实储量级别范围确定后，再依据井控法原则，向外推一个井距为概算储量分布范围，再外推一个井距为可能储量分布范围。

计算单井技术可采储量时，也是分两类情况进行。一类是PD井，采用动态法进行评估。一类是SI、BP、UD井，采用概率法进行评估。动态法评估，即采用R3软件，依据单井历史产气规律，对未来剩余技术可采储量进行预测，递减类型一般包括指数递减、双曲递减、调和递减等。概率法评估思路同煤层气藏的概率法评估思路，下面将举例详细说明。

经济评价思路与煤层气评价理论相同。

图5 致密气SEC储量评估技术路线图

2.2 实例分析

致密气藏评估以鄂尔多斯盆地东缘的临兴区块为例进行阐述。临兴中区位于鄂尔多斯盆地东缘，毗邻大牛地、苏里格、米脂等气田。致密砂岩气藏主要赋存于上古生界石千峰组、上石盒子组、下石盒子组、山西组、太原组、本溪组，岩性主要为细砂岩、中砂岩、粗砂岩。孔隙度一般介于4%～12%，渗透率介于0.01～5mD，砂体局部发育。临兴区块自2012年开始大规模地勘探开发，2013年开始投产，至今已投产60余口井。全区开展压裂测试200余口，获得工业气流400余层，有较好的勘探开发潜力。从该区直井归一化后的生产曲线看，其生产特征呈现双曲递减的特征，即初期递减较快，再生产一段时间后，递减率减小(图6)。

图6 临兴区块直井典型曲线

对于该区的在生产井即PD井，采用动态法进行评估。递减类型选择双曲递减，b值采用经验值0.5，递减率与历史生产曲线的递减率一致。依此法对所有在生产井进行预测，得到单井EUR。并计算这些井的P10、P50、P90。同时，将在产井EUR绘制成泡泡图，并进行分类。

对于SI、BP、UD井采用概率法进行评估。首先，对这些井进行分类，分类依据前述PD井的EUR分类。其次，利用蒙特卡洛方法，根据SI、BP、UD井数分别计算1P、2P、3PEUR。最后，根据EUR反推生产曲线。开始投产时间根据ODP方案获得，初始递减率Di根据所有PD的平均初始递减率，Dmin一般取5%，b值采用经验值5%，EUR已知。将这些关键参数导入到R3中，形成产量剖面(图7)。

图7 致密气井单井剩余技术可采储量预测示意图

3 讨论

在采用静态法评估生产时间较短的煤层气田时，先运用体积法计算单井地质储量，再乘以采收率获得单井EUR。在此过程中，需要注意一些关键参数的取值。含气量的取值最好采用实验室测试的含气量，这与煤层气储量规范相符。废弃压力要选取符合区块地质特征的压力值。采收率可参考邻近开发时间较长的区块的采收率。在反推三段式曲线时，需注意上升段、递减段递减率的取值，以及稳产段的稳产年限。上升段递减率可采用本区块已投产井生产数据汇总获得，递减段递减率、稳产年限则参照邻近开发时间较长区块的递减率。此外，静态法没有体现实际生产动态，如何跟实际生产情况结合更紧密值得探讨。

在采用动态法评估致密气藏PD井时，b值的取值值得探讨。Ryder Scott公司采用,经验值0.5，这还需做进一步论证及探讨。此外，概率法评估SI、BP、UD井时，评估结果与样本数量多少直接相关，而与地质参数、油藏特征等相关性较小，评估结果可能与地质认识相悖。例如，可能会导致SI井单井技术可采储量小于BP井的，或者2P的单井技术可采储量大于1P的。在采用该方法时，是否要加入地质参数值得深思。

4 结论

(1)煤层气、致密气藏SEC储量评估主要包含三大步骤：一是确定储量级别；二是计算单井技术可采储量；三是经济评价。

(2)煤层气藏计算单井技术可采储量时，对于PD井，如投产时间较长，已至稳产期或递减期，采用动态法评估；如投产时间较短，仍处于上产期，采用静态法进行评估。静态法评估包含三个步骤：容积法计算单井技术可采-反推“上产-稳产-递减”三段式产气剖面-导入软件形成每年的产气剖面。对于SI、BP、UD井，采用概率法进行评估。

(3)致密气藏计算单井技术可采储量时，对于PD井，采用动态法进行评估，递减方式为双曲递减或指数递减。对于SI、BP、UD井，采用概率法进行评估。概率法包含四个步骤：对PD进行分类并计算其P10、P50、P90-对SI、BP、UD井进行分类并采用蒙特卡洛法计算其EUR-反推产气曲线-导入软件形成产气剖面。