當前我國煤層氣采收率估算方法及存在問題

周尚忠 張文忠

(中聯(lián)煤層氣有限責任公司, 北京 100011)

煤層氣是煤在煤化作用過程中生成, 主要以吸附狀態(tài)賦存于煤層內的以CH4為主要成分的非常規(guī)天然氣。煤層氣是優(yōu)質的能源和基礎化工原料,是石油和天然氣等常規(guī)地質能源的重要補充; 煤層氣同時又是一種有害的危險氣體, 煤層氣中CH4的溫室效應約是CO2的21 倍, 對大氣臭氧層造成的破壞是CO2的7 倍,對生態(tài)環(huán)境破壞性極強;煤層氣的易燃易爆性也嚴重危及著煤礦的安全生產。因此, 對煤層氣有效利用, 對于緩解我國能源供應的緊張局面、減少溫室氣體排放、提高煤礦的安全生產及拉動其它相關產業(yè)的發(fā)展具有重要的意義。

據(jù)2006 年“新一輪全國煤層氣資源評價”結果, 我國埋深2000m 以淺的煤層氣地質資源量為36．81 萬億m3, 如果采收率取50%, 其技術可采資源量相當于184 億t 原油, 按目前我國原油開采速度可供開采近100 年, 這無疑是一巨大的戰(zhàn)略性“接替能源”。

煤層氣可采資源量是指在特定的時間估算的已經探明 (包括已經采出) 和尚未探明的、在未來可預見的經濟技術條件下可以采出的煤層氣資源總量。煤層氣可采資源量既是判斷煤層氣田是否具有經濟價值的重要物質基礎, 也是下一步編制開發(fā)方案和確定投資規(guī)模的重要依據(jù)。因此, 對煤層氣可采資源量進行合理估算是煤層氣勘探工作的一項重要內容。

煤層氣可采資源量由煤層氣地質資源量乘以采收率計算所得, 當前我國煤層氣的采收率基本上是通過估算得到的。估算采收率的主要方法有等溫吸附曲線法、解吸法、類比法、動態(tài)法, 當前最常用的是等溫吸附曲線法和動態(tài)法中的數(shù)值模擬法。每一種方法都存在著局限性, 求取采收率時, 需要考慮相關影響因素, 綜合估算采收率, 使估算結果更加合理、科學和準確。

1 采收率估算方法簡介

1．1 等溫吸附曲線法

在缺乏煤層氣井生產資料的情況下, 利用等溫吸附曲線與煤層氣臨界解吸壓力的關系, 估算出煤層氣臨界解吸壓力, 然后結合煤層氣井的廢棄壓力, 估算出煤層氣采收率。該方法具有較強的理論性, 其難點在于如何確定廢棄壓力, 目前我國還沒有已經枯竭或瀕臨枯竭的煤層氣藏資料, 在利用等溫吸附曲線估算煤層氣采收率過程中, 廢棄壓力一般根據(jù)美國的經驗, 取0．70MPa 進行計算。單獨應用該法估算煤層氣采收率的可靠性比較低, 最好是配合其他方法綜合求取采收率。

1．2 解吸法

直接法測定的煤層氣含量包括： 解吸氣、損失氣和殘余氣三部分。理論上, 解吸氣和損失氣在自然條件下可以解吸出來, 認為可以從氣藏中開采出來。因此, 煤層氣的采收率可以認為是解吸氣與損失氣之和占總氣含量的百分比, 間接地估算采收率。實際上, 解吸氣和損失氣能否采出來受制于煤的變質程度、煤巖組成、煤質特征、煤體結構、煤層滲透性等諸多地質因素和鉆井、完井、儲層改造及排采等工藝技術的影響。這些因素的存在直接影響了采收率估算結果的實用性。

1．3 類比法

類比法是一種比較簡單的采收率估算方法, 通過與地質條件相似的地區(qū)進行類比, 從而獲得煤層氣采收率。適用于研究程度比較高的地區(qū)。一般限于同一盆地的含氣區(qū)帶或地質條件類似、地理位置相鄰的含氣區(qū)帶。這種方法不僅要求類比區(qū)與被類比區(qū)的地質條件相近, 而且要求二者的開發(fā)技術、開采工藝、井網形態(tài)等方面基本一致。其結果的準確性取決于地質資料的可靠性、對類比區(qū)與被類比區(qū)的地質認識程度及研究者的技術水平和工作經驗等。

1．4 動態(tài)法

動態(tài)法是證實已開發(fā)儲量評估的最為常用的方法, 主要包括數(shù)值模擬法、產量遞減曲線分析法和物質平衡法等。

1．4．1 數(shù)值模擬法

數(shù)值模擬法是將計算機模擬用于煤層氣藏中流體流動的描述。應用煤層氣地質學、地球物理學、巖石物理學、煤層氣藏工程學和滲流力學等學科的理論和方法, 運用數(shù)值方法研究煤儲層中煤層氣的生成、儲集、運移和產出機理, 估算煤層氣采收率的重要方法。通過建立地質模型、進行儲層敏感性分析和歷史擬合等工作對已獲得的儲層參數(shù)和早期的試采數(shù)據(jù)進行匹配擬合, 最終獲得煤層氣井的產能和采收率。該方法估算結果實用性比較好, 但是需要實際的生產數(shù)據(jù)和儲層參數(shù), 這些參數(shù)在煤層氣井生產初期往往比較缺乏, 因此在運用數(shù)值模擬方法進行采收率估算時, 對參數(shù)的選擇應特別慎重。

1．4．2 產量遞減曲線分析法

產量遞減曲線分析法是利用煤層氣井實際生產歷史資料的生產規(guī)律和開發(fā)趨勢, 對過去生產動態(tài)趨勢進行外推來估算地質儲量、剩余生產期限和產量預測。常用的產量遞減曲線分析法包括產量與時間關系法、月產量與累積產量關系法和平均單井產量關系法。煤層氣井投入開發(fā)生產階段, 至少連續(xù)生產5 年后才能使用這種方法估算采收率。一般是煤層氣井經歷了產氣高峰開始穩(wěn)產并出現(xiàn)遞減后,利用遞減曲線對未來產量進行計算, 進而獲得估算采收率。

1．4．3 物質平衡法

物質平衡法是物質守恒定律在可采儲量計算中的具體運用。其實質是假定某個煤層氣藏的原始儲量等于采出量與地下剩余儲量之和。物質平衡法適用于煤層氣開發(fā)階段已完成排采過程的氣井, 不適用于邊緣井。其缺點是需要的參數(shù)多, 包括煤儲層的靜態(tài)地質參數(shù)、煤層含氣量、等溫吸附數(shù)據(jù)、煤層中各種流體的PTV 分析數(shù)據(jù)、各種流體在地面條件下的物性分析數(shù)據(jù)及儲層動態(tài)參數(shù) (包括投入開發(fā)時的氣水產量數(shù)據(jù)和壓力變化數(shù)據(jù)) 。物質平衡法估算結果的可靠性比較高。

2 煤層氣采收率估算實例

2．1 數(shù)值模擬法

運用數(shù)值模擬法對沁水盆地南部A 區(qū)塊3#煤進行了煤層氣采收率估算, 通過建立模型 (包括地質模型、確定邊界條件、煤層氣的流動狀態(tài)、源匯項及井的工作狀態(tài)、數(shù)學模型) 、敏感性分析 (包括產氣量與含氣量、表皮系數(shù)、孔隙度、滲透率、蘭氏體積、吸附時間、井底壓力等參數(shù)的敏感性分析) 和歷史擬合 (獲得產氣量、水、壓力等擬合曲線) 等工作, 最終獲得了井網中心井的單井累積產氣量預測曲線, 根據(jù)預測曲線求取井網中心井的累計產氣量。然后再用模擬預測的井網中心井的累計產氣量與其控制的泄氣面積內的煤層氣儲量相比,求出了預測的煤層氣采收率。其計算公式：

據(jù)此估算的A 區(qū)塊3#煤煤層氣采收率為54．30%。

圖1 沁水盆地南部A 區(qū)塊直井預測產量曲線

2．1．1 直井采收率數(shù)值模擬預測

預測模型中采用5 點法300m×300m 的井網,預測煤層氣直井服務年限為15 年, 平均日產氣量可達到2139．9m3, 單井平均年產量可達70．61 萬m3, 單井累計產量可達1059．25 萬m3, 累計采收率可達53．87% (圖1, 表1) 。

表1 沁水盆地南部A 區(qū)塊直井預測產量和采收率數(shù)據(jù)表

2．1．2 水平井采收率數(shù)值模擬預測

預測模型中水平井水平段為3000m, 預測煤層氣水平井服務年限為8 年, 平均日產氣量可達到14553．75m3, 單井平均年產量可達480．27 萬m3,單井累計產量可達3842．19 萬m3, 累計采收率可達64．03% (圖2, 表2) 。

2．2 等溫吸附曲線法

圖2 沁水盆地南部A 區(qū)塊水平井預測產量曲線

表2 沁水盆地南部A 區(qū)塊水平井預測產量和采收率數(shù)據(jù)表

利用等溫吸附曲線估算煤層氣采收率有兩種方法： 等溫吸附曲線圖解法和等溫吸附曲線公式法。筆者采用等溫吸附曲線公式法對沁水盆地南部A區(qū)塊3#煤煤層氣采收率進行了估算。

等溫吸附曲線公式法主要是通過等溫吸附數(shù)據(jù)根據(jù)公式計算出理論最大采收率, 計算公式如下：

式中 PL——蘭氏壓力, MPa;

Pcd——臨界解吸壓力, MPa;

Pad——煤層氣井的廢棄壓力, MPa;

η——煤層氣理論最大采收率,%。

以A 區(qū)塊的主要可采煤層3#煤層為計算對象,仔細分析煤儲層的吸附- 解吸特征, 并對00X 井采集的樣品進行等溫吸附試驗, 00X 井3#煤的蘭氏壓力為1．92MPa, 臨界解吸壓力為2．40MPa, 煤層氣井的廢棄壓力取0．70MPa ,據(jù)公式 (1) 估算的A 區(qū)塊3#煤煤層氣采收率為51．91%。

3 煤層氣開采實踐

00Y井為A 區(qū)塊的一口煤層氣生產試驗井。該井3#煤埋深495．6m, 厚度6．3m, 3#煤煤層氣資源豐度為1．69 億m3/km2, 00Y 井與周圍生產試驗井平均井距約374m (圖3) , 控制地質儲量約2363．64萬m3。按照54．30%的采收率 (數(shù)值模擬法估算結果) 計算, 該井技術可采儲量約為1283．46 萬m3;按照51．91%的采收率 (等溫吸附實驗法估算結果) 計算, 該井技術可采儲量約為1226．97 萬m3。

該井自2000 年12 月6 日產氣以來, 最高日產氣量13638m3, 截至2011 年4 月9 日已累計產氣9214542m3, 平均日產氣2440m3, 實際采收率已達到38．98%。該井目前生產穩(wěn)定, 日產氣量在5000m3以上, 處于較高水平, 隨著生產的繼續(xù)進行, 采收率將在2～3 年達到估算的采收率, 根據(jù)煤層氣井生產規(guī)律, 預計最終采收率將遠大于估算的采收率。

圖3 沁水盆地南部A 區(qū)塊00Y井相對位置示意圖

4 當前煤層氣采收率估算存在的問題探討

通過對00Y 井估算的采收率和開采中的實際采收率進行對比, 結合煤層氣井常規(guī)生產特征分析可以得出, 該井在實際生產中的采收率將遠大于估算的采收率, 筆者經過分析認為, 當前煤層氣采收率估算主要存在以下兩個方面的問題。

(1) 廢棄壓力值的選擇值得商榷

廢棄壓力是指煤層氣開采過程中所能降到的最低儲層壓力, 根據(jù)等溫吸附法煤層氣采收率計算公式, 廢棄壓力越低, 煤層氣采收率越高, 美國目前常用的廢棄壓力是0．70MPa, 我國目前排采的煤層氣井普遍時間較短, 還沒有煤層氣井因生產結束而棄井, 我國目前在預測煤層氣采收率過程中對廢棄壓力賦值時多參考美國的數(shù)值, 此數(shù)值值得商榷。

(2) 預期的生產年限和穩(wěn)定生產時間需進一步探討和修正

煤層氣初期產量低, 但生產周期長, 可達20～30 年, 也有人認為煤層氣的生產周期為15～20年, 當前我國在估算煤層氣采收率時多以15 年為直井的生產年限進行數(shù)值模擬, 這與實際生產情況存在較大差距。00Y 井到目前生產時間已超過10年, 產氣量仍保持在較高的穩(wěn)定水平, 排采曲線(圖4) 與A 區(qū)塊直井預測產量曲線 (圖1) 存在較大差異, 因此預期的生產年限和穩(wěn)定生產時間需進一步探討和修正。

5 結論

(1) 我國有關專業(yè)技術人員在進行煤層氣采收率估算時普遍比較謹慎, 估算值偏低, 為煤層氣開發(fā)項目的整體規(guī)劃和經濟評價帶來一定的影響。

(2) 當前我國煤層氣采收率估算主要存在兩個方面的問題： 一是廢棄壓力值的選擇值得商榷, 二是預期的生產年限和穩(wěn)定生產時間需進一步探討和修正。

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