SEC準則下基于R3軟件的煤層氣、致密氣上市儲量評估方法初探

陸小霞 張 鶴 印薇薇 徐 最

(1.中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京 100016；2. Ryder Scott公司，休斯敦，美國 77002；3.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300457)

圖1 煤層氣SEC儲量評估技術(shù)路線圖

SEC準則儲量是利用美國證券交易委員會(Security Exchange Commit of the United States)制定的規(guī)則對儲量進行評估，是上市油公司的核心資產(chǎn)，也是各油氣公司年度考核指標之一。目前國內(nèi)開展SEC準則下煤層氣、致密氣儲量評估的區(qū)塊相對較少，主要有中石油的韓城區(qū)塊、中石化的大牛地氣田。氣田類型相對單一，且評估方法類型較少。中聯(lián)煤層氣有限責任公司(簡稱中聯(lián)公司)所轄區(qū)塊既有生產(chǎn)時間較長的成熟區(qū)塊，也有生產(chǎn)時間較短的區(qū)塊，且氣藏類型較多。中聯(lián)公司自2019年開始煤層氣、致密氣等的非常規(guī)油氣SEC儲量評估。經(jīng)過一年的探索，初步確定了相應的評估思路，并與第三方評估公司—美國Ryder Scott達成了一致。這些方法將指導未來中海油非常規(guī)SEC儲量評估，并對行業(yè)帶來一些思考。

1 煤層氣評估思路及方法

我國煤層分布廣泛，尤其是華北地區(qū)，煤層分布穩(wěn)定且較連續(xù)，煤層氣資源較豐富。煤層氣是一種吸附氣，其高階煤煤層氣主要以吸附態(tài)賦存在煤層中，中低階煤存在部分游離氣。煤層氣井產(chǎn)氣過程具有一定的特殊性，其通過排水-降壓-解吸-滲流的過程進入井筒，通過抽油機生產(chǎn)出來。其生產(chǎn)曲線具有“上產(chǎn)-穩(wěn)產(chǎn)-遞減”的特征。因此，不同生產(chǎn)階段的煤層氣井，具有不同的特征，評估方法也不同。我國目前已初步建立了沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產(chǎn)業(yè)基地。本文將主要以沁水盆地的不同的生產(chǎn)階段的、不同煤階的煤層氣田為例，進行分類說明。

1.1 評估思路

煤層氣SEC儲量評估主要包含三大步驟：一是確定儲量級別；二是計算單井技術(shù)可采儲量；三是經(jīng)濟評價。評估技術(shù)路線圖如圖1。

上市儲量級別一般分為證實(proved)、概算(probable)、可能(possible)三類。對于非常規(guī)油氣藏而言，儲層的連通性以及公司的決策是影響儲量級別的重要因素。本文按井控法確定儲量級別，如圖2所示。中心井為投產(chǎn)并且已見氣井，其對應證實已開發(fā)儲量(proved)，簡稱PDP。中心井依次外推一個井距為概算(probable)、可能(possible)儲量。根據(jù)研究區(qū)儲量資料、測井解釋結(jié)果、試井資料、生產(chǎn)數(shù)據(jù)等，確定單井生產(chǎn)狀態(tài)，并據(jù)此確定儲量級別。

圖2 井控法確定儲量級別示意圖

計算單井技術(shù)可采儲量時，分兩類情況進行。一類為在生產(chǎn)井(producing well，簡稱PD井)，一類是關停井(shut in wells，簡稱SI井)、管外井(behind pipe wells，簡稱BP井)、部署井(undeveloped wells，簡稱UD井)。

對于PD井，如投產(chǎn)時間較長，一般超過5年，已至穩(wěn)產(chǎn)期或遞減期，采用動態(tài)法即遞減曲線預測剩余技術(shù)可采儲量。如投產(chǎn)時間較短，一般少于5年，仍處于上產(chǎn)期，采用靜態(tài)法進行評估。靜態(tài)法評估包含三個步驟：容積法計算單井技術(shù)可采-反推“上產(chǎn)-穩(wěn)產(chǎn)-遞減”三段式產(chǎn)氣剖面-導入軟件形成每年的產(chǎn)氣剖面。

對于SI、BP、UD井，采用概率法進行評估。首先將動態(tài)法預測的PD井的單井產(chǎn)能進行統(tǒng)計分析分類，并據(jù)此對SI、BP、UD井也進行相應分類。利用標準累積正態(tài)分布函數(shù)，計算不同類PD井的P10、P50、P90。再采用蒙特卡洛方法，根據(jù)SI、BP、UD井數(shù)分別計算1P、2P、3P的P10、P50、P90。一般1P采用P90值，2P采用P50值，3P采用P10值。概率法的舉例說明，將放在致密氣評估部分。

經(jīng)濟評價主要是確定氣價、稅率、投資、成本等各項參數(shù)以及相應的模型，然后計算單井剩余經(jīng)濟可采儲量。在采用經(jīng)濟模型時，需注意是自營氣田還是合作氣田。此外，氣價、稅率要依據(jù)模型確定是含稅的還是不含稅的。

1.2 實例分析

1.2.1 以潘河區(qū)塊為例

潘河區(qū)塊為我國最早也最成功進行煤層氣商業(yè)開采的氣田。其開采的主力煤層為山西組3號煤，該煤層全區(qū)穩(wěn)定分布，厚度3～5m，含氣量介于4.34～25.88m3/t，平均為12.01m3/t，高階無煙煤，Ro平均為3.65%，煤層滲透率為0.15～2mD。該氣田第一批井于2005年投產(chǎn)，至今已生產(chǎn)近15年，目前單井日產(chǎn)氣量超過2000m3/d，經(jīng)濟效益較好。目前該區(qū)全區(qū)已進入產(chǎn)量遞減期，單井處于遞減或者穩(wěn)產(chǎn)期，產(chǎn)氣規(guī)律較明顯，采用動態(tài)法評估較適宜。

運用R3軟件，采用指數(shù)遞減類型，對該井剩余技術(shù)可采儲量進行預測。在參數(shù)設置方面，技術(shù)極限產(chǎn)量暫不設，也就是先不卡技術(shù)極限，待做經(jīng)濟評價時，再卡經(jīng)濟極限即可。圖3為潘河區(qū)塊P-01井動態(tài)預測圖。

圖3 潘河區(qū)塊P-01井動態(tài)預測圖

1.2.2 以壽陽南燕竹區(qū)塊為例

壽陽南燕竹區(qū)塊位于沁水盆地東北緣，其開采的主要煤層為太原組15號煤，該煤層全區(qū)穩(wěn)定分布，厚度3～10m，平均2.8m，埋深一般在600m左右，含氣量平均為12.97m3/t，中階氣-肥煤，煤層滲透率0.03～1.43mD。自2013年開始投產(chǎn)，其中近90%的井投產(chǎn)時間少于5年，部分井仍處于排水階段，尚未見氣。目前全區(qū)仍處在上產(chǎn)階段，無法采用動態(tài)法進行評估，采用靜態(tài)法更合理。

靜態(tài)法評估分為三個步驟：利用容積法計算單井技術(shù)可采儲量，根據(jù)歷史產(chǎn)氣數(shù)據(jù)及產(chǎn)氣規(guī)律反推三段式生產(chǎn)曲線，最后導入到R3軟件中形成產(chǎn)量剖面。

根據(jù)《煤層氣儲量規(guī)范》，儲量主要與面積、煤層凈厚度、視密度、含氣量等參數(shù)相關(公式1)。計算單井控制儲量時，單井控制面積采用生產(chǎn)井距即300m×300m，厚度、密度、含氣量則使用單井測井解釋或者實驗測試的結(jié)果。

Gi=0.01AhDCad

(1)

式中：Gi為煤層氣地質(zhì)儲量，108m3；A為煤層含氣面積，km2；h為煤層凈厚度，m；D為煤的空氣干燥基視密度(煤的容重)，t/m3；Cad為煤的空氣干燥基含氣量，m3/t；

技術(shù)可采儲量等于儲量乘以采收率。公式如下：

EUR=GiRf

(2)

式中：ERU為技術(shù)可采儲量，Rf為采收率，%。

煤層氣井單井生產(chǎn)曲線如圖4所示，單井技術(shù)可采儲量=歷史累產(chǎn)Cum+A1段預測產(chǎn)量+A2段預測產(chǎn)量+A3段預測產(chǎn)量。圖中Qi為初始產(chǎn)量，已知數(shù)；Qf為穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)量，反推求得；Qend為末期產(chǎn)量，假設一個很低的值即可；De1為上產(chǎn)階段遞減率，可根據(jù)歷史產(chǎn)量求得；De2為遞減階段遞減率，可根據(jù)區(qū)塊生產(chǎn)規(guī)律求得；A1段生產(chǎn)年限可根據(jù)Qi、Qf、De1反算獲得；A2年限為穩(wěn)產(chǎn)段年限，可根據(jù)區(qū)塊生產(chǎn)規(guī)律求得。從而最終分別可求得A1、A2、A3段預測產(chǎn)量，三者之后等于EUR(公式3)。

圖4 煤層氣井單井剩余技術(shù)可采儲量預測示意圖

(3)

式中：Cum為歷史累產(chǎn)，已知數(shù)；A1Q為A1段預測產(chǎn)量；A2Q為A2段預測產(chǎn)量；A3Q為A3段預測產(chǎn)量；

將上述參數(shù)導入到R3軟件中，形成單井產(chǎn)量剖面。

2 致密氣評估思路及方法

我國致密砂巖氣主要分布在鄂爾多斯盆地、四川盆地，其中鄂爾多斯盆地已經(jīng)相繼發(fā)現(xiàn)了如蘇里格、大牛地等大氣田，并實現(xiàn)了商業(yè)化的開采。致密氣是一種低孔低滲油氣藏，其覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1mD，單井一般無自然產(chǎn)能或產(chǎn)能較低，需要通過一定的措施，如壓裂、水平井等，才可獲得工業(yè)氣流。其生產(chǎn)特點是初期產(chǎn)量較高，后期遞減較快，一般呈指數(shù)遞減或者雙曲遞減特征。本文以鄂爾多斯盆地臨興區(qū)塊為例，探討了致密氣評估的思路及相關案例。

2.1 評估思路

致密氣SEC儲量評估思路與煤層氣相同，也包括三個步驟，但其中的詳細步驟與煤層氣仍有些差異，評估技術(shù)路線圖5所示。

致密氣儲量級別的確定仍按井控法原則，但與煤層氣藏有所不同。煤層一般全區(qū)穩(wěn)定分布，儲層連續(xù)性較好，且煤層中或多或少賦含煤層氣，即只要測井解釋為煤層，一般都含氣。致密氣藏的儲層致密砂巖因受沉積環(huán)境影響，一般以河道的形式發(fā)育。在地質(zhì)歷史時期，河道擺動頻繁，導致含氣砂體不連續(xù)或者疊置發(fā)育。并且由于致密砂巖低孔低滲，即便測井解釋含氣，通過壓裂等措施改造后，也未必能達到工業(yè)氣流。因此，一般致密氣砂巖氣先要進行產(chǎn)能測試，才決定是否投產(chǎn)生產(chǎn)。致密氣藏的井網(wǎng)井距也沒有煤層氣藏密集。因此，其儲量級別的確定較煤層氣復雜。先根據(jù)測井解釋、壓裂試氣、生產(chǎn)數(shù)據(jù)、ODP方案、探明儲量的含氣面積等各項資料，確定區(qū)塊內(nèi)單井狀態(tài)。單井狀態(tài)類別與煤層氣相同。對于PD井或SI井，根據(jù)其產(chǎn)能確定儲量級別。PD井一般都可確定為證實儲量。SI井中的原已投產(chǎn)現(xiàn)關井的可確定其儲量級別為證實儲量；壓裂完后暫時關井的這部分井得分情況看，如果壓裂測試后達到工業(yè)產(chǎn)能，則可定為證實儲量，如未達工業(yè)氣流，則可定為概算、可能或C級儲量，具體情況具體分析。證實儲量級別范圍確定后，再依據(jù)井控法原則，向外推一個井距為概算儲量分布范圍，再外推一個井距為可能儲量分布范圍。

計算單井技術(shù)可采儲量時，也是分兩類情況進行。一類是PD井，采用動態(tài)法進行評估。一類是SI、BP、UD井，采用概率法進行評估。動態(tài)法評估，即采用R3軟件，依據(jù)單井歷史產(chǎn)氣規(guī)律，對未來剩余技術(shù)可采儲量進行預測，遞減類型一般包括指數(shù)遞減、雙曲遞減、調(diào)和遞減等。概率法評估思路同煤層氣藏的概率法評估思路，下面將舉例詳細說明。

經(jīng)濟評價思路與煤層氣評價理論相同。

圖5 致密氣SEC儲量評估技術(shù)路線圖

2.2 實例分析

致密氣藏評估以鄂爾多斯盆地東緣的臨興區(qū)塊為例進行闡述。臨興中區(qū)位于鄂爾多斯盆地東緣，毗鄰大牛地、蘇里格、米脂等氣田。致密砂巖氣藏主要賦存于上古生界石千峰組、上石盒子組、下石盒子組、山西組、太原組、本溪組，巖性主要為細砂巖、中砂巖、粗砂巖。孔隙度一般介于4%～12%，滲透率介于0.01～5mD，砂體局部發(fā)育。臨興區(qū)塊自2012年開始大規(guī)模地勘探開發(fā)，2013年開始投產(chǎn)，至今已投產(chǎn)60余口井。全區(qū)開展壓裂測試200余口，獲得工業(yè)氣流400余層，有較好的勘探開發(fā)潛力。從該區(qū)直井歸一化后的生產(chǎn)曲線看，其生產(chǎn)特征呈現(xiàn)雙曲遞減的特征，即初期遞減較快，再生產(chǎn)一段時間后，遞減率減小(圖6)。

圖6 臨興區(qū)塊直井典型曲線

對于該區(qū)的在生產(chǎn)井即PD井，采用動態(tài)法進行評估。遞減類型選擇雙曲遞減，b值采用經(jīng)驗值0.5，遞減率與歷史生產(chǎn)曲線的遞減率一致。依此法對所有在生產(chǎn)井進行預測，得到單井EUR。并計算這些井的P10、P50、P90。同時，將在產(chǎn)井EUR繪制成泡泡圖，并進行分類。

對于SI、BP、UD井采用概率法進行評估。首先，對這些井進行分類，分類依據(jù)前述PD井的EUR分類。其次，利用蒙特卡洛方法，根據(jù)SI、BP、UD井數(shù)分別計算1P、2P、3PEUR。最后，根據(jù)EUR反推生產(chǎn)曲線。開始投產(chǎn)時間根據(jù)ODP方案獲得，初始遞減率Di根據(jù)所有PD的平均初始遞減率，Dmin一般取5%，b值采用經(jīng)驗值5%，EUR已知。將這些關鍵參數(shù)導入到R3中，形成產(chǎn)量剖面(圖7)。

圖7 致密氣井單井剩余技術(shù)可采儲量預測示意圖

3 討論

在采用靜態(tài)法評估生產(chǎn)時間較短的煤層氣田時，先運用體積法計算單井地質(zhì)儲量，再乘以采收率獲得單井EUR。在此過程中，需要注意一些關鍵參數(shù)的取值。含氣量的取值最好采用實驗室測試的含氣量，這與煤層氣儲量規(guī)范相符。廢棄壓力要選取符合區(qū)塊地質(zhì)特征的壓力值。采收率可參考鄰近開發(fā)時間較長的區(qū)塊的采收率。在反推三段式曲線時，需注意上升段、遞減段遞減率的取值，以及穩(wěn)產(chǎn)段的穩(wěn)產(chǎn)年限。上升段遞減率可采用本區(qū)塊已投產(chǎn)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)匯總獲得，遞減段遞減率、穩(wěn)產(chǎn)年限則參照鄰近開發(fā)時間較長區(qū)塊的遞減率。此外，靜態(tài)法沒有體現(xiàn)實際生產(chǎn)動態(tài)，如何跟實際生產(chǎn)情況結(jié)合更緊密值得探討。

在采用動態(tài)法評估致密氣藏PD井時，b值的取值值得探討。Ryder Scott公司采用,經(jīng)驗值0.5，這還需做進一步論證及探討。此外，概率法評估SI、BP、UD井時，評估結(jié)果與樣本數(shù)量多少直接相關，而與地質(zhì)參數(shù)、油藏特征等相關性較小，評估結(jié)果可能與地質(zhì)認識相悖。例如，可能會導致SI井單井技術(shù)可采儲量小于BP井的，或者2P的單井技術(shù)可采儲量大于1P的。在采用該方法時，是否要加入地質(zhì)參數(shù)值得深思。

4 結(jié)論

(1)煤層氣、致密氣藏SEC儲量評估主要包含三大步驟：一是確定儲量級別；二是計算單井技術(shù)可采儲量；三是經(jīng)濟評價。

(2)煤層氣藏計算單井技術(shù)可采儲量時，對于PD井，如投產(chǎn)時間較長，已至穩(wěn)產(chǎn)期或遞減期，采用動態(tài)法評估；如投產(chǎn)時間較短，仍處于上產(chǎn)期，采用靜態(tài)法進行評估。靜態(tài)法評估包含三個步驟：容積法計算單井技術(shù)可采-反推“上產(chǎn)-穩(wěn)產(chǎn)-遞減”三段式產(chǎn)氣剖面-導入軟件形成每年的產(chǎn)氣剖面。對于SI、BP、UD井，采用概率法進行評估。

(3)致密氣藏計算單井技術(shù)可采儲量時，對于PD井，采用動態(tài)法進行評估，遞減方式為雙曲遞減或指數(shù)遞減。對于SI、BP、UD井，采用概率法進行評估。概率法包含四個步驟：對PD進行分類并計算其P10、P50、P90-對SI、BP、UD井進行分類并采用蒙特卡洛法計算其EUR-反推產(chǎn)氣曲線-導入軟件形成產(chǎn)氣剖面。