SEC储量动态评估方法在页岩气田中的应用——以南川气田平桥南区块为例

黄飞

（中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏南京210019）

中国页岩气资源量丰富，近几年页岩气勘探开发取得了快速突破，已发现涪陵、威远、长宁等大型页岩气田[1-2]，这些页岩气田的开发为中国天然气产量的增长提供了重要支撑。目前，国内三大油气公司均已在美国上市，而SEC（美国证券交易委员会的简称）制定的储量评估与披露规则，适用于所有在美国上市的公司，因此，要实现页岩气田的开发建产，就要进行SEC 储量评估。SEC 储量的定义为当前技术、经济和法规条件下的剩余经济可采储量，其四要素为已发现的、可采的、经济的、剩余的[3-7]，其证实储量（Proved Reserves）是指合理确定性不低于90%。

目前，国内页岩气SEC 储量评估采取委托评估的方式，同时，需要进行自评估对比验证。研究认为页岩气藏等非常规气藏是后期压裂形成的人造气藏[7]，具有典型的一井一气藏的特征。涪陵、威荣等页岩气田在上市储量评估时，均采用单井为单元进行评估。气藏开发初期，井数比较少，单井评估具有一定的优势[8-9]；气藏开发中后期，气藏开发规律比较清楚，但单井产量波动比较大，单井评估不能更好地体现气藏整体的开发动态，因此，根据平桥南区块页岩气气藏地质特征对气田进行地质分区。结合每个区带生产井排采规律，建立每个区带的典型曲线，确定递减类型和建立对应的评估模型，再进行SEC 储量评估，最后与国外评估结果进行对比。结果表明：按区块评估也能比较客观地体现气田的SEC 储量，可为下一步非常规SEC储量自评估提供参考。

1 评估单元划分及典型曲线

1.1 概况

平桥区块位于四川盆地东南缘川东褶皱带万县复向斜南部的平桥构造带，整体呈北东走向，为一狭长断背斜构造（长23 km，宽2.7～5.0 km），核部地层较平缓（倾角5°～15°），向东西两翼倾伏，地层倾角较大（20°～45°），北部较为陡倾，往南逐渐变宽缓。

在中国石化华东油气分公司矿权内的平桥构造带南部（简称平桥南区块）地处断背斜中南翼，含气层位为奥陶系五峰组—志留系龙马溪组一段（O3w—S1l1），主要为海相深水陆棚和半深水陆棚亚相沉积，富有机质页岩厚度介于80～150 m，具有沉积厚度稳定、纵向连续性好、横向连续可追踪的特点。含气段在纵向上可划分为9 个小层[10-11]，目前开发层位为①—⑤小层，主力气层段横向稳定，厚度介于30～35 m。平桥南区块由西向东发育4 条断层：平桥西、平桥西1、平桥东2、平桥东1，断层走向总体表现为北东向，其中，平桥西、平桥西1、平桥东1 断层的断距在200 m以上，为控边断层，影响气藏保存条件；平桥东2 断层为内部调节断层，断距小于200 m，对气藏保存无明显影响（图1）。

图1 平桥南区块五峰组—龙马溪组构造分布Fig.1 Structural contour of Wufeng-Longmaxi Formation in Pingqiao South Block

1.2 评估单元的合理划分

不清楚递减规律，就不能客观真实地预测产量，最终不能得到合理的评估结果[12]。而评估单元是在地质特征、开发方式、递减规律的基础上划分的，合理地划分评估单元可以比较准确地摸清产量的递减规律。

1）地质特征

平桥南地质特征具有明显的分区性，背斜核部深2 500～3 700 m，孔隙度平均为3.78%，发育低角度、长条状裂缝，总有机碳含量（TOC）平均为3.85%；东2 断层附近裂缝带深3 000～3 800 m，孔隙度平均为3.79%，发育高角度、交叉长条状裂缝，TOC平均为3.7 %；背斜东翼深3 800～4 200 m，孔隙度平均为3.65%，发育长条状裂缝，TOC平均为3.58 %；背斜西翼为高陡斜坡区，深3 700～4 200 m，孔隙度平均为3.59%，发育长条状裂缝，TOC平均为3.64%。

2）曲率

平桥南区块断层发育区曲率值最高，平面上相互交错并断开，整体为复杂网状；构造弯褶处曲率值次高，平面上主要为相互平行的条带状。

3）钻井破裂压力及停泵压力分布

平桥东2断层附近破裂压力及停泵压力最低，背斜核部次之，两翼最高，表明应力平面分布缝网发育带最小，构造高部位次之，并向两翼深部逐渐增大。天然缝网发育程度是资源富集和储层改造关键因素，不规则曲率分布是复杂天然缝网、微裂缝发育的间接反映，曲率发育带破裂压力低，易于压裂改造[13-14]。

4）测试产量分布

总体呈现东2断层附近裂缝带无阻流量最高，背斜核部次之，两翼最低，其中核部测试单井绝对无阻产量为（16.4～47）×104m3/d，平均为30.2×104m3/d；东2 断层附近裂缝带测试单井绝对无阻产量为（21.2～148.8）×104m3/d，平均为62.8×104m3/d；西翼测试单井绝对无阻产量为（3.0～23.8）×104m3/d，平均为13.0×104m3/d；东翼测试单井绝对无阻产量为（2.6～37.6）×104m3/d，平均为19.2×104m3/d。

综合上述分析结果，将平桥南由西向东划分为4 个区：Ⅰ区、Ⅱ区、Ⅲ区和Ⅳ区。其中，Ⅱ区对应背斜核部；Ⅲ区对应东2 断层附近裂缝带；Ⅰ区和Ⅳ区对应背斜两翼深部位（图2、表1）。

表1 平桥南区块不同分区地质、工程特点Table 1 Geological and engineering characteristics of different zones in Pingqiao South Block

图2 平桥南区块页岩气层曲率与破裂、停泵压力叠合图Fig.2 Diagram of curvature and fracturing and minimum pumping pressure of shale gas layer in Pingqiao South Block

1.3 典型曲线的建立

根据每个评估单元内单井平均产量归一化方法，建立本单元的典型曲线[15-17]。各单元的单井产量归一化曲线表明研究区整体呈现靠近裂缝带高产气、背斜核部具有中产气、稳产时间长的特征，两翼深部无稳产期，直接进入递减（图3）。

图3 平桥南区块不同评估单元生产井产量归一化曲线Fig.3 Normalized curve of production wells in different assessment units of Pingqiao South Block

1）Ⅰ区为背斜西翼，井数4 口，初期产量较低，平均产量4.4×104m3/d，区块无稳产期，直接进入递减，初始递减率为56.5%；

2）Ⅱ区为背斜核部，井数14 口，初期产量相对稳定，具有23个月稳产期，初产（4.6～6.9）×104m3/d，平均产量5.4×104m3/d，后期进入递减，初始递减率为52.2%；

3）Ⅲ区为东2断层附近裂缝带，井数7口，初期产量相对较高，具有13 个月的稳产期，初产（8.2～10.5）×104m3/d，平均产量9.8×104m3/d，后期进入递减，初始递减率为60.7%；

4）Ⅳ区为背斜东翼，井数8 口，初期产量中等，平均产量7.3×104m3/d，区块无稳产期，直接进入递减，初始递减率为59.5%。

2 评估模型的确定

2.1 递减类型确定

目前，SEC储量评估大都采用Arps递减法，主要包括指数递减、双曲递减以及调和递减3 种类型[18-21]。不论选择哪种递减规律确定递减类型，都需与生产情况相吻合。

页岩气必须采用水平井大规模水力压裂才能实现商业开发，因此，采用针对该类型气井的产能预测较为成熟的双重介质模型来预测平桥南区页岩气压裂水平井的产量。该模型考虑了页岩气的吸附解吸、滑脱效应及应力敏感效应等[22]，Laplace空间无限大点源的无因次化数学模型如下：

式（1）—（5）中：rD表示地层中任意一点距离点源的距离，m；d表示积分的数学符号；为裂缝系统无因次拟压力，Pa；为基质系统无因次拟压力，Pa；u、λ、ω、β为模型推导中间相关变量；s为Laplace空间参数；tD为无因次生产时间；kf为天然裂缝的渗透率，m2；Tsc为标准状况下的温度，K；为井点处的流量，m3/s；T为气藏温度，K；psc为标准状况下的压力，Pa；L为参考长度，m。

对上述数学模型求解可得双重介质无限大地层的点源解，在此基础上采用Duhamel原理可求得多条压裂缝生产情况下的井底压力解，在Laplace 空间定井底流压生产时的产量可通过定产量生产时井底压力值得到：

式中：为定井底流压生产时的无因次产量解；为定产生产时的无因次井底压力解。

利用无因次产量定义可得多段压裂水平井产量解：

式中：q为气井产量，m3/d；γ为气体滑脱系数；h为气藏厚度，m；m0为气藏初始拟压力，Pa；mw为气井井底拟压力，Pa。

将平桥南区页岩气藏基本物性参数、等温吸附参数及压裂水平井相关参数代入产能模型，可得理想条件下多段压裂水平井产量变化曲线（图4）。利用Arps 递减模型对产量递减阶段进行分析可以看出，平桥南区产量递减符合调和递减特征。

图4 平桥南区产量理论模型与单井生产曲线Fig.4 Theoretical production model and single well production curve of Pingqiao South Block

2.2 评估模型分析

目前，平桥南区块页岩气排采进入递减期，结合各评估单元典型曲线分析以及理论曲线模型，呈现调和递减的规律，建立本次研究的各单元单井评估模型。由于调和递减后期，递减率趋于平缓，导致评估结果偏乐观，因此，采用2段式递减法，前期调和递减，后期当递减率降低至6%时（依据谨慎原则确定，借鉴国外Haynesville 页岩气SEC 储量评估），采用指数递减至废弃产量。由图5和表2可以看出：

表2 平桥南区块不同评估单元单井评估模型参数Table 2 Parameters of single well estimation models for different assessing units in Pingqiao South block

图5 平桥南区块不同评估单元单井评估模型Fig.5 Single well estimation models of different assessment units in Pingqiao South Block

1）Ⅰ区初始产量4.4×104m3/d，直接进入调和递减阶段，初始递减率为56.5%，降至6%后变为指数递减；

2）Ⅱ区初始产量5.4×104m3/d，稳产23个月后进入调和递减阶段，初始递减率为52.2%，降至6%后变为指数递减；

3）Ⅲ区初始产量9.8×104m3/d，稳产13个月后，进入调和递减阶段，初始递减率为60.7%，降至6%后变为指数递减；

4）Ⅳ区初始产量7.3×104m3/d，直接进入调和递减阶段，初始递减率为59.5%，递减率降至6%后变为指数递减。

3 结果分析

页岩气作为非常规气藏，目前主要采取天然能量开采的方式，本次评估采用1 000 m3/d为最低废弃产量来确定最终的技术可采储量，同时，根据区块实际发生的成本、气价和投资等经济参数计算出经济极限产量[23-24]，从而确定最终SEC储量。单井产量递减模型结合经济参数，计算单井经济可采储量，再利用单井经济可采储量与井数的乘积得到评估单元的经济可采储量。

单元经济可采储量减去采出量就是当年SEC储量，利用上述方法结合平桥南区实际经济参数，对平桥南页岩气SEC 储量进行了自评估，并与外方的评估结果进行了对比。从评估结果来看，自评估结果与Ryder Scott公司评估结果总体差异在6%以内（图6）。

图6 平桥南页岩气自评估与外方评估误差对比Fig.6 Comparison of estimates between self-assessment and external assessment of shale gas in Pingqiao South Block

4 结论

1）平桥南区块页岩气藏受地质、开发、工程等参数的控制，在平面上具有明显分区性，由西向东依次可以分为4个区带：Ⅰ区、Ⅱ区、Ⅲ区和Ⅳ区，并在每个区带建立了典型曲线。

2）根据多段压裂水平井无因次压降解公式确定平桥南区水平井理论产量模型，递减规律符合调和递减，结合典型曲线分析，总结出4 个区带对应的SEC储量评估模型：①Ⅰ区直接进入调和递减，初始递减率56.5 %，递减率降至6 %后变为指数递减；②Ⅱ区初期稳产23个月，后期进入调和递减，初始递减率52.2%，递减率降至6%后变为指数递减；③Ⅲ区初期稳产13个月，后期进入调和递减，初始递减率60.7%，递减率降至6%后变为指数递减；④Ⅳ区直接进入调和递减，初始递减率59.5 %，递减率降至6%后变为指数递减。

3）根据分区评估方法以及经济参数的评估结果，与Ryder Scott 公司评估结果总体差异在6 %以内，说明平桥南区块页岩气SEC 储量在开发中后期进行分区评估具有一定的适应性。