Recalculation and understanding of middle and low rank coalbed methane reserves: a case study of Baode Coalbed Methane Field on the eastern edge of Ordos Basin
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摘要: 保德煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带北段，属于典型的中低煤阶煤层气田。2011年，该气田探明煤层气地质储量183.63×108 m3，技术可采储量91.82×108 m3，截至目前，气田已规模开发6年。由于储量计算参数发生了明显变化，需要重新评估储量的动用情况和可动用性。2018年9月，按照储量规范，结合煤层气自身的产出机理和开发特点，利用动态资料，采用体积法复算了地质储量，采用产量递减法和类比法重新标定采收率，对2011年提交的探明储量进行了复算。复算增加煤层气探明储量29.86×108 m3；采收率标定结果为52%，较2011年增加2%；标定技术可采储量110.94×108 m3，较2011年增加19.12×108 m3。储量复算工作需重点说明计算参数的变化情况，在技术可采储量计算以及采收率确定过程中，在已开发的区域需要按照地质条件进行分类计算。Abstract: The Baode Coalbed Methane Field is located in the northern section of Jinxi Flex Belt on the eastern edge of Ordos Basin. It is a typical coal seam gas field of middle and low ranks. In 2011, the gas field proved 18.363×109 m3 of proven geological reserves and 9.182×109 m3 of technically recoverable reserves. The reserve area has been developed on a large scale for 6 years. The reserve calculation parameters have changed significantly, so it is necessary to reassess the utilization and availability of reserves. In September 2018, we recalculated geological reserves using the volume method and dynamic information by combining reserve specification with the output mechanism and development characteristics of coalbed methane. The production decline method and analogy method were used to recalibrate the recovery rate. Then, the proved reserves submitted in 2011 were recalculated. The proved reserves of coalbed methane increased by 2.986×109 m3 after compounding. The recovery calibration result is 52%, up 2% from 2011. The recoverable reserves of calibration technology were 11.094×109 m3, with an increase of 1.912×109 m3 over 2011. Reserve recalculation focuses on the changes in calculation parameters. In the calculation of technical recoverable reserves and the determination of recovery rate, it is necessary to carry out classification and calculation according to geological conditions in the developed area.
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保德煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带北段，行政区划隶属于山西省忻州市保德县(图 1)，开采矿种为煤层气，开发主力煤层为二叠系山西组4+5号煤层、太原组8+9号煤层。2011年9月，该气田探明地质储量183.63×108 m3，技术可采储量91.82×108 m3。目前已规模开发6年，结合开发资料，储量区地质认识更加清楚，储量计算参数发生了明显变化，需要开展储量复算，落实气田开发资源基础。通过本次煤层气探明储量复算实践，结合国内外有关储量复算的研究成果[1-11]，本文提出了煤层气储量复算报告编制重点论证内容及要求，并对部分参数刻度进行了探讨。
图 1 鄂尔多斯盆地保德煤层气田地理位置Figure 1. Geographical location of Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin1. 煤层气探明储量复算原因
按照储量动态管理要求，当独立开发单元或油气田主体部位开发方案全面实施2~3年后，生产动态资料与地质储量或可采储量有明显的矛盾，油气藏地质认识发生变化，储量计算参数发生明显变化的情况下需开展储量复算。保德煤层气田在储量提交后，开发工作量大幅增加且矿权面积发生变化，煤层厚度和含气量较储量提交时发生了明显变化。
1.1 开发工作量大幅增加且矿权面积发生变化
在2011年提交探明储量时，储量区内勘探开发工作量包括：二维地震40 km，探井10口、开发井115口、煤田钻孔23口。在储量提交后，二维地震及探井工作量未增加，但由于开展了规模产建，开发井数量增加了313口(2108年底)，开发工作量的大幅增加，势必影响储量计算结果。同时，该气田矿权在探矿权转采矿权过程中，对煤矿矿权进行了避让，面积减少3.1 km2，矿权的减少必然导致含气面积的减小。
1.2 煤层厚度增大
2011年申报煤层气探明储量时，利用二维地震和钻井资料，编制了4+5号煤层和8+9号煤层厚度等值线图。基于当时的勘探程度，认为储量区内4+5号煤层在全区分布稳定，厚度为3~10 m，面积权衡平均厚度7.6 m，自南东向北西方向厚度逐渐增加，在西北部厚度达到8 m以上(图 2a)；8+9号煤层在储量区内分布稳定，厚度为8~17 m，面积权衡平均厚度12.3 m，自南东向北西方向厚度逐渐增加，在西北部厚度达到12 m以上(图 2c)。
图 2 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区主力煤层厚度变化Figure 2. Variation of main coal seam thickness in the reserve area of Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin2018年重新绘制了2套主力煤层厚度等值线图，与2011年相比，煤层展布规律基本一致，但由于新完钻井煤层厚度普遍比2011年预测值高，所以平面上厚度略有增加。4+5号煤层厚度为3~12 m，面积权衡平均厚度7.70 m(图 2b)；8+9号煤层厚度3~18 m，面积权衡平均为13.30 m(图 2d)。
1.3 含气量低值区产气效果较好
储量计算时，含气量主要使用实测的空气干燥基含气量[12]。2011年利用了储量区内的10口探井含气量测试数据，绘制了2套主力煤层的含气量平面分布图。按照《煤层气资源/储量规范：DZ/T 0216-2010》[12]，当煤岩镜质体反射率在0.7%~ 1.9%之间时，空气干燥基含气量下限为4.0 m3/t[13]。从含气量平面分布看，在储量区东侧8+9号煤层存在2个含气量小于4.0 m3/t的区域(图 3c)，该区域范围内无探井样品测试数据，仅根据其他区域含气量数据进行了预测，面积合计18.8 km2，在2011年进行储量计算时，这2个区域8+9号煤层煤层气储量未计算。
图 3 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区主力煤层含气量变化图Figure 3. Variation of gas content of main coal seam in the reserve area of Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin目前，随着开发的持续深入，在原8+9号煤层含气量小于4 m3/t的区域，单井日产气量为1 600~4 500 m3，其中B1井与B2井单排8+9号煤层，这2口井8+9号煤层含气量按照平面图预测分别为3.0 m3/t和2.8 m3/t(图 3c)，但是目前稳定日产气量分别为6 000 m3(图 4a)和3 000 m3(图 4b)，累计产气量分别为413×104m3和262×104m3，根据生产实际判断8+9号煤层含气量预测结果可能偏小，需要加以校正。
图 4 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区2口单采8+9号煤层煤层气井排采曲线Figure 4. Drainage and production curves of no.8+9 coal beds in two CBM wells in the reserve area of Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin在2018年开展储量复算阶段，收集到邻近煤矿最新的勘查资料，其中与储量区东侧相邻的2口煤田钻孔，4+5号煤层含气量分别为6.77 m3/t和5.28 m3/t，与原4+5号煤层含气量平面图吻合(图 3a、3b)；8+9号煤层含气量分别为4.67 m3/t和3.98 m3/t，而按照原含气量平面图外推这2口井为2.1 m3/t和3.6 m3/t，分析认为原8+9号煤层含气量低值区预测结果偏低。因此，根据煤田钻孔含气量测试数据，对8+9号煤层含气量进行了修正，与2011年储量提交时相比，修正后的8+9号煤层含气量大于4 m3/t的区域增加了约10 km2，含气量为4.0~11.0 m3/t(图 3d)，面积权衡平均含气量由7.4 m3/t增加到7.43 m3/t。
2. 探明地质储量计算
2.1 计算方法
体积法是煤层气地质储量计算的基本方法，适用于各个级别的煤层气地质储量的计算[14-20]。本次地质储量采用体积法计算。
地质储量计算公式：Gi=0.01AhDC，其中：Gi为煤层气地质储量，108m3；A为含气面积，km2；h为煤层厚度，m；D为煤体容重，t/m3；C为煤层含气量，m3/t。
2.2 计算参数
根据该区煤层气藏在纵向上的分布特点、层间隔厚度、煤层的稳定性、含气性、储层压力、气水分析结果以及试气成果等，结合含气面积的确定原则，综合分析后，平面上按照储量性质、储量开发状态分为2个计算单元，即已开发区(在技术可采储量标定过程中分为Ⅰ类井、Ⅱ类井)和未开发区(图 5)；纵向上按照2个计算单元，即4+5号煤层和8+9号煤层。
储量计算参数取值依据如下：含气面积圈定是在满足《煤层气资源/储量规范：DZ/T0216-2010》[12]规定的基础上，按照本地区的实际地质条件，在比例尺1 ∶ 25 000的煤层底板埋深等值线图上圈定。边界类型包含矿权边界、含气量下限，含气量下限按照4 m3/t；净煤厚度采用等值线面积权衡法求取[15]；含气量采用等值线面积权衡法取值[16]。由于2011年储量提交后未增加新的煤岩密度数据，因此储量复算时密度值沿用原取值结果。
2.3 煤层气地质储量计算
按照体积法，未开发区4+5号煤层含气面积30.3 km2，2地质储量25.53×108 m3；未开发区8+9号煤层含气面积29.6 km2，地质储量55.03×108 m3。已开发区4+5号煤层含气面积61.5 km2，地质储量49.01×108 m3；已开发区8+9号煤层含气面积61.5 km2，地质储量83.91×108 m3。储量区叠合含气面积91.8 km2，合计地质储量213.49×108 m3，叠合资源丰度2.34×108 m3/km2。与2011年提交探明储量结果183.63×108 m3相比，地质储量增加29.86×108 m3。
图 5 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区计算单元划分Figure 5. Unit division of the reserve area in Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin2.4 地质储量变化原因分析
通过储量复算前后对比，影响因素有净煤厚度、含气量和含气面积3个方面。(1)净煤厚度：实钻后的煤层厚度大于申报探明储量时的厚度，厚度因素导致的储量增加占比32%；(2)含气量：根据新收集的煤矿含气量测试资料，对8+9号煤层含气量小于4 m3/t的区域进行了修正，含气量因素导致的储量增加占比13%；(3)含气面积：按照新的矿权、含气量下限对含气面积做出调整，含气面积因素导致的储量增加占比55%。对比分析发现，含气面积的变化占到本次储量增加量的55%，影响最大。
通过储量复算结果前后对比，认为2011年提交的煤层气探明储量由于钻探程度有限，按照当时的勘探认识，储量计算结果是准确的，计算方法及参数选取是可靠的，复算储量增加主要是因为计算参数发生了变化。同时，由于地质储量复算主要采用体积法，其精度取决于计算参数的准确性，所以煤层气储量复算报告中需重点说明储量计算参数的变化情况，准确客观地分析变化原因。该分析也是自然资源部评审复算储量重点关注的论证部分。
3. 技术可采储量计算及采收率确定
国内煤层气技术可采储量计算方法主要有类比法、产量递减法、概率统计分布法等[23]，需结合气田生产实际状况，选取计算方法。保德煤层气田经过6年的规模开发，积累了大量的生产数据；同时，该气田2014年即开始上市储量评估，剩余经济可采储量主要使用产量递减法完成。结合生产数据以及上市储量评估方法，开展了技术可采储量计算以及采收率确定。
3.1 计算方法的确定
(1) 已开发区：产量递减法是在煤层气井经历产气高峰或稳定产气进入递减阶段后，利用产气量与时间的统计资料建立递减曲线方程，估算气藏未来可采储量[22, 24]。保德气田已开发区于2011年1月投产，经过5年的产气量上涨，于2016年1月稳产，目前已稳产近3年。在已开发区整体稳产的前提下，排除由于市场减缩、修井、检泵、水处理等因素对产量—时间规律的影响，有33口井出现产量递减，且均递减超过12个月，具有稳定的递减规律，符合产量递减法使用条件，因此已开发区主要应用产量递减法进行可采储量计算及采收率确定。
(2) 未开发区：由于该气田未开发区与已开发区相邻，地质条件与已开发区类似，主要类比已开发区采收率来确定未开发区采收率[25-26]。
3.2 产量递减法关键参数确定
(1) 稳产期：目前国内煤层气开发最早的沁水盆地部分区块已进入产量递减阶段[21]，其中最有代表性为樊庄、成庄、郑村这三个典型成熟开发区，通过对其产气剖面进行分析，稳产时间为3~7年，而地质条件相对较好的煤层气井，稳产时间一般可以超过5年。沁水煤层气田、樊庄区块煤层气井开发时间长，地质条件好，2006年投产的一批煤层气井，有85%的井稳产时间目前已超过5年。
(2) 递减期：根据气田储量情况，储量区开发方案中通过数值模拟，给定递减期为7年。通过近年来开展的上市储量评估来看，国外评估公司给予了更为保守的稳产期和更长的递减期，对于国内煤层气区块的递减期一般都在10年以上，地质条件好、产气稳定的区块，一般给予15年以上，而且递减期一般占到开发期的63%~82%。所以，在保德煤层气田进行上市储量评估时，同样是使用的产量递减法，给定的递减期为18~25年。
3.3 技术可采储量及采收率结果
3.3.1 已开发区
由于储量区内气藏特征不同，目前实际生产状况不同，如果采用相同的采收率，必然导致技术可采储量计算结果出现偏差，影响气田开发决策。因此，在采收率标定时，根据已开发区煤层气资源条件、保存条件、煤储层条件、勘探开发程度等相关地质特征(表 1)，按照相似性原则[20]，将已开发区丛式井划分为Ⅰ类井和Ⅱ类井，分类开展采收率确定。
表 1 鄂尔多斯盆地保德煤层气田已开发区Ⅰ类井与Ⅱ类井条件对比Table 1. Comparison of type Ⅰ well and type Ⅱ well conditions in the reserve area of Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin参数 Ⅰ类井 Ⅱ类井 资源条件 4+5号/8+9号煤层厚度/m 8.5/16 8.0/13 4+5号/8+9号煤层含气量/(m3·t-1) 8.2/8.8 7.0/8.1 资源丰度/(108 m3·km-2) 2.2 1.9 保存条件 封盖能力 泥岩为主 泥岩为主 构造 构造简单 构造简单 埋深/m 500~1 000 500~1 000 水文地质条件 矿化度值2 000~5 000 mg/L 矿化度值1 000~4 000 mg/L 可采条件 4+5号煤层/8+9号煤层渗透率/10-3μm2 6.0/4.0 6.0/5.0 最高产水量/(m3·d-1) 37 39 见套压产水量/(m3·d-1) 20.14 24.29 开机压力/MPa 6.24 7.76 临界解吸压力/MPa 5.29 5.18 临储比 0.85 0.66 排采特征 产气量/m3 3 603 2 051 井底压力/MPa 1.477 1.602 (1)Ⅰ类井：Ⅰ类井共有丛式井209口，其中递减井14口。根据递减井递减规律(图 6a)可知，Ⅰ类井递减率为20%。Ⅰ类井生产预测曲线采用双曲递减，绘制典型曲线(图 6b)，排采阶段根据国内外研究成果、本类井地质条件以及地质储量，划分为1~4年为上产期，5~12年为稳产期，13~38年为递减期，最终Ⅰ类井技术可采储量为49.39×108 m3，采收率62.51%。
图 6 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区产量递减法预测曲线Figure 6. Prediction curves of production decline method in the reserve area of Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin(2)Ⅱ类井：Ⅱ类井共有丛式井205口，其中递减井19口。根据递减井递减规律(图 6c)可知，Ⅱ类井递减率为30%。Ⅱ类井生产预测曲线采用双曲递减，绘制典型曲线(图 6d)，排采阶段根据国内外研究成果、本类井地质条件以及地质储量，划分为1~4年为上产期，5~12年为稳产期，13~31年为递减期，最终Ⅱ类井技术可采储量为21.21×108 m3，采收率39.86%。
3.3.2 未开发区
未开发区与Ⅰ类井所在区域储层特征及流体性质相似，Ⅰ类井采收率62.51%，通过类比法得到未开发区采收率62.51%。但由于2011年提交的储量报告确定的采收率定为50%，针对未开发区采收率采用保守原则，最终确定未开发区采收率取值为50%，技术可采储量为40.33×108 m3。
综合已开发区和未开发区计算结果，储量区内技术可采储量为110.94×108 m3，较2011年增加19.12×108 m3；采收率为52%，较2011年增加2%。技术可采储量计算结果显示，保德煤层气田地质条件优越以及开发效果最好的Ⅰ类井采收率达到了62.51%，因此建议在技术可采储量计算以及采收率确定过程中，在已开发的区域需要按照地质条件进行分类计算，避免出现采用同一采收率而导致可采储量计算结果出现误差。
4. 结论及认识
(1) 通过本次储量复算，认识到勘探期提交的探明储量由于钻探程度有限，按照当时的勘探认识，储量计算结果是准确的，但随着开发的深入，储量计算参数有可能发生变化，需要开展储量复算，落实开发资源基础。保德煤层气田自2011年提交探明储量后，进行了规模开发，相较于2011年，勘探开发工作量大幅增加且矿权面积发生变化、主力煤层厚度增厚、含气量低值区产气效果较好，基于以上3个原因开展了探明储量区储量复算。
(2) 由于地质储量复算主要采用体积法，其精度取决于计算参数的准确性，所以煤层气储量复算需重点关注储量计算参数的变化情况, 准确客观地分析变化原因。本次探明储量区复算结果为213.49×108 m3，较2011年提交的183.63×108 m3增加29.86×108 m3。储量增加主要受到净煤厚度、含气量、含气面积3个因素影响，净煤厚度变厚所增加的储量占到储量增加量的32%，局部含气量变化占到13%，含气面积变化占到55%。
(3) 可采储量标定时，对比Ⅰ类井、Ⅱ类井发现不同地质条件下采收率差异性较大，建议按照不同地质条件进行可采储量标定, 避免采用同一采收率而导致可采储量标定结果出现误差。本次煤层气采收率标定结果为52%，其中煤层气田地质条件最好的Ⅰ类井采收率标定结果为62.51%；技术可采储量110.94×108 m3。采收率标定结果较2011年增加2%，技术可采储量增加19.12×108 m3。
(4) 本次储量复算结果已通过自然资源部审查，成为国内第一个通过审查的煤层气复算储量。结合报告编制以及储量评审，本文提出了煤层气储量复算中需要关注与论证的重点，可对后续煤层气储量复算提供参考。
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图 1 鄂尔多斯盆地保德煤层气田地理位置
Figure 1. Geographical location of Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin
图 2 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区主力煤层厚度变化
Figure 2. Variation of main coal seam thickness in the reserve area of Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin
图 3 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区主力煤层含气量变化图
Figure 3. Variation of gas content of main coal seam in the reserve area of Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin
图 4 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区2口单采8+9号煤层煤层气井排采曲线
Figure 4. Drainage and production curves of no.8+9 coal beds in two CBM wells in the reserve area of Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin
图 5 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区计算单元划分
Figure 5. Unit division of the reserve area in Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin
图 6 鄂尔多斯盆地保德煤层气田储量区产量递减法预测曲线
Figure 6. Prediction curves of production decline method in the reserve area of Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin
表 1 鄂尔多斯盆地保德煤层气田已开发区Ⅰ类井与Ⅱ类井条件对比
Table 1. Comparison of type Ⅰ well and type Ⅱ well conditions in the reserve area of Baode Coalbed Methane Field, Ordos Basin
参数 Ⅰ类井 Ⅱ类井 资源条件 4+5号/8+9号煤层厚度/m 8.5/16 8.0/13 4+5号/8+9号煤层含气量/(m3·t-1) 8.2/8.8 7.0/8.1 资源丰度/(108 m3·km-2) 2.2 1.9 保存条件 封盖能力 泥岩为主 泥岩为主 构造 构造简单 构造简单 埋深/m 500~1 000 500~1 000 水文地质条件 矿化度值2 000~5 000 mg/L 矿化度值1 000~4 000 mg/L 可采条件 4+5号煤层/8+9号煤层渗透率/10-3μm2 6.0/4.0 6.0/5.0 最高产水量/(m3·d-1) 37 39 见套压产水量/(m3·d-1) 20.14 24.29 开机压力/MPa 6.24 7.76 临界解吸压力/MPa 5.29 5.18 临储比 0.85 0.66 排采特征 产气量/m3 3 603 2 051 井底压力/MPa 1.477 1.602 
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