開發(fā)中后期煤層含氣量反算技術(shù)及其在儲(chǔ)量復(fù)算中的應(yīng)用*
——以沁水盆地潘莊氣田3號(hào)煤層為例

田永凈 呂玉民 王存武 朱學(xué)申 郭廣山 杜?，?賴文奇

（中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028）

含氣量是煤層氣勘探階段儲(chǔ)量估算的關(guān)鍵參數(shù)，決定了儲(chǔ)量規(guī)模和品質(zhì)，也是開發(fā)階段制定排采制度和調(diào)整方案的重要依據(jù)［1-4］?？碧诫A段煤層含氣量主要依靠煤層氣參數(shù)井取心或煤田鉆孔取心解吸試驗(yàn)確定。煤田鉆孔含氣量測(cè)試主要依據(jù)煤炭行業(yè)MT／T77-84［5］和MT／T77-94［6］等標(biāo)準(zhǔn)現(xiàn)場(chǎng)兩小時(shí)快速解吸獲得，與煤層氣行業(yè)采用的DZ／T 0216-2020［7］標(biāo)準(zhǔn)在樣品重量、解吸時(shí)間和解吸溫度等方面存在較大差異［8-9］，加之勘探階段煤層氣參數(shù)井較少，對(duì)區(qū)域的代表性和控制性相對(duì)較差，導(dǎo)致進(jìn)行煤層氣儲(chǔ)量估算時(shí)煤層含氣量預(yù)測(cè)存在不確定性。對(duì)于處于開發(fā)中后期的煤層氣田，雖然勘探其它層位時(shí)的參數(shù)井補(bǔ)充了已開采煤層的含氣量取心測(cè)試，但受周邊井開發(fā)生產(chǎn)影響，取心測(cè)試得到的是剩余含氣量，不能直接反映煤儲(chǔ)層原始含氣量，使得對(duì)煤層原始含氣量的認(rèn)識(shí)更加困難。

潘莊煤層氣田位于山西省晉城市，是中國首個(gè)實(shí)現(xiàn)商業(yè)生產(chǎn)的煤層氣田［10-13］。潘莊煤層氣田中的潘河自營區(qū)是中國首個(gè)煤層氣產(chǎn)業(yè)化示范工程（以下簡稱“示范區(qū)”）。潘莊氣田3號(hào)煤層在提交國家儲(chǔ)量時(shí)，含氣量估算主要依據(jù)的是煤田鉆孔和6口煤層氣參數(shù)井。經(jīng)過十余年開發(fā)實(shí)踐，潘莊氣田3號(hào)煤層采出程度已達(dá)到原地質(zhì)儲(chǔ)量的51%以上，目前區(qū)塊3號(hào)煤層水平井平均產(chǎn)氣量10 455 m3／d，3號(hào)煤層直井、定向井平均日產(chǎn)氣量1 742 m3／d，依然具備良好的產(chǎn)氣能力，地質(zhì)儲(chǔ)量與排采動(dòng)態(tài)矛盾突出［14-15］。開發(fā)實(shí)踐表明，煤層具有一定非均質(zhì)性，勘探早期測(cè)試含氣量的煤層氣參數(shù)井較少，產(chǎn)氣、產(chǎn)水及地層壓力變化等資料缺乏，限制了對(duì)潘莊煤層氣田地質(zhì)條件的認(rèn)識(shí)，含氣量預(yù)測(cè)與實(shí)際地質(zhì)條件存在一定偏差。為落實(shí)氣田后續(xù)開發(fā)資源基礎(chǔ)，本文利用開發(fā)井煤層含氣量反算技術(shù)重新認(rèn)識(shí)了3號(hào)煤層的含氣性并在此基礎(chǔ)上進(jìn)行了探明儲(chǔ)量復(fù)算。

1 潘莊煤層氣田概況

潘莊煤層氣田位于山西省沁水盆地東南，氣田內(nèi)主要發(fā)育一系列東西排列、南北延伸的背斜和向斜，受寺頭斷層影響，斷裂主要發(fā)育于區(qū)塊的西北側(cè)，區(qū)內(nèi)斷層整體不發(fā)育（圖1）。受地表形態(tài)影響，3號(hào)煤層埋深250～700 m，整體埋藏較淺，有利區(qū)煤層氣開發(fā)。受晚侏羅世-早白堊世構(gòu)造熱事件影響，氣田內(nèi)煤層變質(zhì)程度高，Ro普遍在3.57%～4.40%，平均值達(dá)到3.9%，屬于高煤階無煙煤。3號(hào)煤層厚度大且分布穩(wěn)定，在5.0～6.5 m，平均厚度5.8 m。煤層氣鉆井取心測(cè)試原始含氣量在17.5～24.4 m3／t，平均含氣量18 m3／t?？傮w來看，潘莊氣田煤層氣富集地質(zhì)條件優(yōu)越。

圖1 沁水盆地潘莊煤層氣田3號(hào)煤層底板構(gòu)造及參數(shù)井分布圖Fig.1 Structure map of No.3 coal seam floor and parameter well distribution in Panzhuang Coalbed Methane Field，Q inshui Basin

中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司分別于2001年、2011年申報(bào)和備案了潘莊煤層氣田二疊系下統(tǒng)山西組（P1s）3號(hào)煤層地質(zhì)儲(chǔ)量。目前，潘莊煤層氣田3號(hào)煤層已開發(fā)實(shí)施超過10年，氣井生產(chǎn)表現(xiàn)優(yōu)異。以示范區(qū)內(nèi)3號(hào)煤層為例，2005年開始產(chǎn)能建設(shè)，以直井、定向井方式開采，生產(chǎn)歷史已超過15 a，目前采出程度已達(dá)到原地質(zhì)儲(chǔ)量的84%，累計(jì)產(chǎn)出量遠(yuǎn)高于2001年向國家提交探明儲(chǔ)量時(shí)的技術(shù)可采儲(chǔ)量，且目前依然具備平均單井日產(chǎn)氣2 000 m3的能力，預(yù)測(cè)區(qū)內(nèi)最終累計(jì)產(chǎn)量將超過原地質(zhì)儲(chǔ)量。

2 煤層含氣量反算技術(shù)

2.1 數(shù)據(jù)基礎(chǔ)

潘莊煤層氣田在向國家提交探明儲(chǔ)量時(shí)，煤層含氣量的預(yù)測(cè)主要依靠區(qū)內(nèi)的煤田鉆孔和6口煤層氣參數(shù)井，雖然后期在勘探其它層位時(shí)又增加了21口3號(hào)煤層參數(shù)井取心測(cè)試，但受開發(fā)井采氣影響，僅有兩口井測(cè)得3號(hào)煤層原始含氣量。8口測(cè)得原始含氣量的煤層氣參數(shù)井分布在研究區(qū)的東南和西南，對(duì)全區(qū)的代表性和控制性較差，因此，僅僅依靠煤層氣參數(shù)井和煤田鉆孔難以全面、準(zhǔn)確地反映研究區(qū)的含氣特征。

潘莊煤層氣田在提交儲(chǔ)量后進(jìn)行了全面開發(fā)，鉆井工作量和生產(chǎn)數(shù)據(jù)大幅增加。截至目前，3號(hào)煤層開發(fā)井超過300口，且完整地記錄了生產(chǎn)過程中動(dòng)液面、流壓、套壓、產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量等數(shù)據(jù)的變化，豐富的鉆井和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料為依靠開發(fā)井進(jìn)行含氣量反算研究奠定了基礎(chǔ)。

2.2 理論基礎(chǔ)

煤層氣主要以三種形態(tài)賦存在煤層中，即吸附在煤孔隙表面上呈吸附狀態(tài)、分布在煤的孔隙及裂隙內(nèi)呈游離狀態(tài)和溶解在煤層水中呈溶解狀態(tài)，但主要以吸附狀態(tài)存在［16］。吸附氣是以吸附狀態(tài)保存在有機(jī)質(zhì)顆粒表面的一種物理吸附過程，表征煤層氣吸附特征的方程有Langmuir方程、BET方程、D-R方程、Freundlich方程等［17］。Langmuir等溫吸附方程（式1，也稱為蘭氏方程），適用于單分子層且分子間無相互作用的煤層氣動(dòng)態(tài)吸附平衡表征。通過潘莊氣田3號(hào)煤層等溫吸附試驗(yàn)數(shù)據(jù)與Langmuir等溫吸附方程擬合分析，其相關(guān)系數(shù)穩(wěn)定在0.98以上，因此，Langmuir等溫吸附方程可以表征潘莊地區(qū)煤層的吸附特征。

式（1）中：VL代表吸附劑表面滿覆蓋單分子層時(shí)的吸附量，也稱最大吸附量，通常稱為蘭氏體積，m3／t；pL通常稱為蘭氏壓力，MPa；這兩項(xiàng)均由實(shí)驗(yàn)室測(cè)得。V代表吸附劑在氣體壓力為p時(shí)氣體的吸附量，VL和V在計(jì)算時(shí)均以標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的體積來表示。

對(duì)蘭氏方程進(jìn)行簡單變形可以看出，在已知蘭氏體積VL、蘭氏壓力pL和臨界解吸壓力pC的條件下可以求得煤層含氣量VC：

蘭氏體積VL、蘭氏壓力pL表征煤巖本身吸附能力的強(qiáng)弱，通過等溫吸附實(shí)驗(yàn)獲得。煤層中是含水的，應(yīng)用等溫吸附曲線的另外一個(gè)條件是需要證明等溫吸附試驗(yàn)測(cè)試結(jié)果能夠準(zhǔn)確代表原始儲(chǔ)層含水條件下的煤巖吸附特征。JOUBERT［18-19］及張慶玲等［20］研究認(rèn)為，煤層在未達(dá)到臨界水分時(shí)，水分增加使其對(duì)甲烷吸附量降低，超過臨界水分后，甲烷吸附量不再隨水分的增加而減小，并認(rèn)為臨界水分就是平衡水分。潘莊煤層氣田3號(hào)煤層煤巖樣品等溫吸附試驗(yàn)平衡水分主要分布在5%～15%，平均值為9.24%，與區(qū)內(nèi)3號(hào)煤儲(chǔ)層孔隙度（3.6%～7.8%，平均5.6%）相當(dāng)，此外，潘莊區(qū)塊煤巖等溫吸附試驗(yàn)平衡水分絕對(duì)值高于無煙煤的平衡水分（約2%）［20］。因此，無論從平衡水分與孔隙度的關(guān)系，還是平衡水分與臨界水分的關(guān)系，潘莊煤層氣田3號(hào)煤層等溫吸附試驗(yàn)平衡水測(cè)試環(huán)境可以代表其原始地層的含水情況，試驗(yàn)結(jié)果能夠反映煤巖在原始儲(chǔ)層狀態(tài)下的吸附能力。

2.3 基于參數(shù)井等溫吸附特征的地質(zhì)分區(qū)

由于煤巖本身灰分含量、孔隙率、孔隙結(jié)構(gòu)、變質(zhì)程度等的非均質(zhì)性，反映煤巖最大吸附能力的蘭氏體積、蘭氏壓力在平面分布上存在一定差異。雖然潘莊氣田針對(duì)3號(hào)煤層的等溫吸附實(shí)驗(yàn)測(cè)試是在勘探開發(fā)不同階段進(jìn)行的，但蘭氏體積和蘭氏壓力反映的是煤巖本身最大吸附能力，與所處的勘探開發(fā)階段無關(guān)，因此，27口井的等溫吸附試驗(yàn)數(shù)據(jù)均可參與本次研究。潘莊煤層氣田3號(hào)煤空氣干燥基蘭氏體積分布在28.80～49.10 m3／t，平均39.9 m3／t，吸附能力較強(qiáng)，蘭氏壓力為1.9～3.6 MPa，平均2.3MPa。

為了更好地選取開發(fā)井對(duì)應(yīng)的等溫吸附曲線，本次基于27口參數(shù)井分布特征，采用龜背原則，對(duì)研究區(qū)進(jìn)行地質(zhì)分區(qū)（圖2），開發(fā)井的蘭氏體積、蘭氏壓力采用其所在分區(qū)內(nèi)的參數(shù)井等溫吸附實(shí)驗(yàn)結(jié)果。

圖2 潘莊氣田地質(zhì)分區(qū)圖Fig.2 Geological zoning map of Panzhuang gas field

2.4 開發(fā)井臨界解吸壓力校正

煤層氣臨界解吸壓力指通過排水降壓使壓力降至煤層氣吸附與解吸達(dá)到平衡，煤層孔裂隙上吸附的氣體開始解吸時(shí)的壓力。開發(fā)井見氣時(shí)的井底流壓是指煤層氣解吸后流動(dòng)至井口時(shí)記錄到的井底流壓。開發(fā)井見氣時(shí)井底流壓近似等于臨界解吸壓力，但滲流理論分析認(rèn)為，儲(chǔ)層解吸到井筒見氣需要流動(dòng)過程，見氣時(shí)的井底流壓低于臨界解吸壓力［21］，因此需要對(duì)開發(fā)井見氣時(shí)的井底流壓進(jìn)行校正以得到開發(fā)井臨界解吸壓力。潘莊地區(qū)3號(hào)煤層取心參數(shù)井共27口，單獨(dú)生產(chǎn)3號(hào)煤層且記錄了氣井臨界解吸壓力的共計(jì)10口井，根據(jù)10口井臨界解吸力與起套壓時(shí)的井底流壓相關(guān)關(guān)系（圖3），可以建立適用于潘莊煤層氣井臨界解吸壓力校正的公式。依據(jù)校正公式將開發(fā)井見氣時(shí)的井底流壓校正為臨界解吸壓力，結(jié)合相鄰參數(shù)井的等溫吸附特征，利用式（2）可以反算開發(fā)井的含氣量。

圖3 潘莊煤層氣田3號(hào)煤層參數(shù)井見套壓時(shí)井底流壓與臨界解吸壓力相關(guān)關(guān)系圖Fig.3 Correlation diagram between critical desorption pressure and bottom hole flow pressure when casing pressure is seen in parameter wells of no.3 coal seam in Panzhuang coalbed methane field

2.5 結(jié)果及驗(yàn)證

為驗(yàn)證含氣量反算結(jié)果的可靠性，結(jié)合后期加密井實(shí)測(cè)剩余含氣量，采用數(shù)值模擬法對(duì)反算結(jié)果進(jìn)行驗(yàn)證。

潘河示范區(qū)3號(hào)煤層開發(fā)井均為直井，井網(wǎng)規(guī)則、井距約300 m，排采時(shí)間長達(dá)10余年且動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)記錄完整，因此選擇潘河示范區(qū)建立3號(hào)煤地質(zhì)模型。該模型面積17.3 km2，網(wǎng)格大小10 m×10 m，總網(wǎng)格數(shù)243 507個(gè)，總井?dāng)?shù)190口，依據(jù)開發(fā)井含氣量反算結(jié)果對(duì)模型進(jìn)行含氣量屬性賦值。利用數(shù)值模擬技術(shù)，對(duì)示范區(qū)全區(qū)開發(fā)井產(chǎn)氣、產(chǎn)水及壓力變化進(jìn)行了歷史擬合。從擬合情況看，全區(qū)190口井的整體產(chǎn)氣、產(chǎn)水?dāng)M合效果好（圖4），單井產(chǎn)氣、產(chǎn)水和井底流壓擬合程度較高的井178口，占比93.7%，為3號(hào)煤剩余含氣量動(dòng)態(tài)變化提供研究基礎(chǔ)。

圖4 潘河示范區(qū)產(chǎn)氣產(chǎn)水?dāng)M合圖Fig.4 Fitting curve of gas and water production in Panhe demonstration area

基于上述擬合好的數(shù)值模型，對(duì)開采后期取心參數(shù)井的剩余含氣量進(jìn)行了預(yù)測(cè)。模型預(yù)測(cè)結(jié)果與取心實(shí)測(cè)剩余含氣量相對(duì)誤差在-7.8%～7.2%（表1），絕對(duì)誤差平均3.9%，總體誤差較小。數(shù)值模擬法證實(shí)利用開發(fā)井反算的煤層氣原始含氣量反算結(jié)果可靠。

表1 模型預(yù)測(cè)剩余含氣量與取心井實(shí)測(cè)剩余含氣量驗(yàn)證對(duì)比表Table 1 Verification comparison of residual gas content predicted by model and measured residual gas content in coring wells

潘莊地區(qū)開發(fā)井?dāng)?shù)量較多，生產(chǎn)資料豐富，開發(fā)井含氣量反算法彌補(bǔ)了參數(shù)井含氣量測(cè)試數(shù)據(jù)少的不足，細(xì)化了含氣量在平面上的分布，為準(zhǔn)確預(yù)測(cè)原始含氣量提供了可靠基礎(chǔ)。結(jié)合開發(fā)井反算含氣量和探井實(shí)測(cè)原始含氣量，編制了研究區(qū)含氣量平面分布圖（圖5）。潘莊煤層氣田3號(hào)煤層含氣量在19～30 m3／t，平均含氣量23.3 m3／t。受寺頭斷層影響，區(qū)塊西部含氣量明顯降低，含氣量高值區(qū)分布在潘河向斜、霍家山向斜和劉家腰向斜一帶，分析認(rèn)為與向斜區(qū)煤儲(chǔ)層壓力相對(duì)較高，水力封閉條件好，含氣飽和度高相關(guān)［22-24］。

圖5 沁水盆地潘莊煤層氣田3號(hào)煤層含氣量等值線圖Fig.5 Gas content map of No.3 coal seam in Panzhuang coalbed methane field，Q inshui Basin

3 儲(chǔ)量復(fù)算應(yīng)用及分析

根據(jù)煤層氣儲(chǔ)量估算規(guī)范，煤層氣地質(zhì)儲(chǔ)量估算采用體積法，公式為Gi=0.01AhDC，其中：Gi為煤層氣地質(zhì)儲(chǔ)量，108m3；A為含氣面積，km2；h為煤層厚度，m；D為煤體容重，t／m3；C為煤層含氣量，m3／t。

在申報(bào)煤層氣儲(chǔ)量時(shí)潘莊氣田內(nèi)已有大量煤田鉆孔，對(duì)煤層厚度已有較高認(rèn)識(shí)，雖然后期又有新井增加，但煤層厚度僅提高了0.01 m，厚度的變化未對(duì)儲(chǔ)量估算產(chǎn)生影響。煤層的密度采用視密度，平均值1.48 g／cm3，3號(hào)煤層新的參數(shù)井取心測(cè)試結(jié)果表明密度較之前亦無變化。在煤層厚度、密度較為落實(shí)的情況下，對(duì)煤層原始含氣量的認(rèn)識(shí)是本地區(qū)儲(chǔ)量復(fù)算的核心問題。

根據(jù)規(guī)范要求，無煙煤的含氣量計(jì)算下限標(biāo)準(zhǔn)為8 m3／t，潘莊地區(qū)煤層含氣量全部處于下限之上。與初次申報(bào)相比，3號(hào)煤層含氣量由平均18 m3／t，提升至23.3 m3／t，提高了29.6%。3號(hào)煤層含氣量變化較大最主要的原因是原儲(chǔ)量報(bào)告中煤層含氣量多應(yīng)用煤田鉆孔含氣量測(cè)試結(jié)果且煤層氣參數(shù)井控制點(diǎn)較少，插值外推得到的煤層含氣量相對(duì)較低。此次利用開發(fā)井對(duì)含氣量進(jìn)行反算后全區(qū)含氣量得到有效控制，3號(hào)煤層含氣量校正幅度較大。在煤層厚度和密度不變的情況下，扣除陷落柱影響，與原探明儲(chǔ)量相比，本次復(fù)算探明地質(zhì)儲(chǔ)量增加了28%。

美國黑勇士、拉頓和阿巴拉契亞等煤層氣開發(fā)成熟區(qū)塊采收率可以達(dá)到50%～70%，圣胡安盆地煤層的采收率甚至達(dá)到了80%［25］。潘莊煤層氣田采用了負(fù)壓抽采方式，有效降低了井口壓力，也在一定程度上提高了煤層的采收率［26］。利用產(chǎn)量遞減法、數(shù)值模擬法和等溫吸附法分別計(jì)算了潘莊煤層氣田3號(hào)煤層采收率，以本次地質(zhì)儲(chǔ)量復(fù)算結(jié)果為基礎(chǔ)，3號(hào)煤層采收率可以達(dá)到77%以上。

開發(fā)井反算含氣量方法依賴于大量的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，要求氣井流壓、套壓、產(chǎn)氣、產(chǎn)水等生產(chǎn)特征記錄完整，且對(duì)氣井產(chǎn)能有一定認(rèn)識(shí)的煤層氣田。利用開發(fā)井反算煤層原始含氣量為潘莊煤層氣儲(chǔ)量復(fù)算提供了新思路，本方法適用于參數(shù)井較少、煤巖等溫吸附測(cè)試符合蘭氏方程且氣井產(chǎn)能認(rèn)識(shí)清晰，處于開發(fā)中后期的煤層氣田。

4 結(jié)論

1）由于煤層灰分含量、孔隙結(jié)構(gòu)并非完全一致，參數(shù)井間蘭格繆爾曲線存在一定差異，以參數(shù)井為中心，采用龜背法將開發(fā)井進(jìn)行分區(qū)，可以提高計(jì)算的精細(xì)程度。

2）開發(fā)井含氣量反算結(jié)果顯示潘莊煤層氣田3號(hào)煤層含氣量19～30 m3／t，平均含氣量23.3 m3／t，是氣田提交儲(chǔ)量時(shí)平均含氣量的1.3倍。

3）數(shù)值模擬及累計(jì)產(chǎn)量反算法驗(yàn)證支持開發(fā)井含氣量反算結(jié)果且與目前的生產(chǎn)效果認(rèn)識(shí)相統(tǒng)一。本文方法為老氣田煤層氣儲(chǔ)量復(fù)算提供了新思路，對(duì)提振煤層氣領(lǐng)域的勘探開發(fā)具有積極意義。