开发中后期煤层含气量反算技术及其在储量复算中的应用*——以沁水盆地潘庄气田3号煤层为例

田永净 吕玉民 王存武 朱学申 郭广山 杜希瑶 赖文奇

（中海油研究总院有限责任公司 北京 100028）

含气量是煤层气勘探阶段储量估算的关键参数，决定了储量规模和品质，也是开发阶段制定排采制度和调整方案的重要依据［1-4］。勘探阶段煤层含气量主要依靠煤层气参数井取心或煤田钻孔取心解吸试验确定。煤田钻孔含气量测试主要依据煤炭行业MT／T77-84［5］和MT／T77-94［6］等标准现场两小时快速解吸获得，与煤层气行业采用的DZ／T 0216-2020［7］标准在样品重量、解吸时间和解吸温度等方面存在较大差异［8-9］，加之勘探阶段煤层气参数井较少，对区域的代表性和控制性相对较差，导致进行煤层气储量估算时煤层含气量预测存在不确定性。对于处于开发中后期的煤层气田，虽然勘探其它层位时的参数井补充了已开采煤层的含气量取心测试，但受周边井开发生产影响，取心测试得到的是剩余含气量，不能直接反映煤储层原始含气量，使得对煤层原始含气量的认识更加困难。

潘庄煤层气田位于山西省晋城市，是中国首个实现商业生产的煤层气田［10-13］。潘庄煤层气田中的潘河自营区是中国首个煤层气产业化示范工程（以下简称“示范区”）。潘庄气田3号煤层在提交国家储量时，含气量估算主要依据的是煤田钻孔和6口煤层气参数井。经过十余年开发实践，潘庄气田3号煤层采出程度已达到原地质储量的51%以上，目前区块3号煤层水平井平均产气量10 455 m3／d，3号煤层直井、定向井平均日产气量1 742 m3／d，依然具备良好的产气能力，地质储量与排采动态矛盾突出［14-15］。开发实践表明，煤层具有一定非均质性，勘探早期测试含气量的煤层气参数井较少，产气、产水及地层压力变化等资料缺乏，限制了对潘庄煤层气田地质条件的认识，含气量预测与实际地质条件存在一定偏差。为落实气田后续开发资源基础，本文利用开发井煤层含气量反算技术重新认识了3号煤层的含气性并在此基础上进行了探明储量复算。

潘庄煤层气田位于山西省沁水盆地东南，气田内主要发育一系列东西排列、南北延伸的背斜和向斜，受寺头断层影响，断裂主要发育于区块的西北侧，区内断层整体不发育（图1）。受地表形态影响，3号煤层埋深250～700 m，整体埋藏较浅，有利区煤层气开发。受晚侏罗世-早白垩世构造热事件影响，气田内煤层变质程度高，Ro普遍在3.57%～4.40%，平均值达到3.9%，属于高煤阶无烟煤。3号煤层厚度大且分布稳定，在5.0～6.5 m，平均厚度5.8 m。煤层气钻井取心测试原始含气量在17.5～24.4 m3／t，平均含气量18 m3／t。总体来看，潘庄气田煤层气富集地质条件优越。

图1 沁水盆地潘庄煤层气田3号煤层底板构造及参数井分布图Fig.1 Structure map of No.3 coal seam floor and parameter well distribution in Panzhuang Coalbed Methane Field，Q inshui Basin

中联煤层气有限责任公司分别于2001年、2011年申报和备案了潘庄煤层气田二叠系下统山西组（P1s）3号煤层地质储量。目前，潘庄煤层气田3号煤层已开发实施超过10年，气井生产表现优异。以示范区内3号煤层为例，2005年开始产能建设，以直井、定向井方式开采，生产历史已超过15 a，目前采出程度已达到原地质储量的84%，累计产出量远高于2001年向国家提交探明储量时的技术可采储量，且目前依然具备平均单井日产气2 000 m3的能力，预测区内最终累计产量将超过原地质储量。

2.1 数据基础

潘庄煤层气田在向国家提交探明储量时，煤层含气量的预测主要依靠区内的煤田钻孔和6口煤层气参数井，虽然后期在勘探其它层位时又增加了21口3号煤层参数井取心测试，但受开发井采气影响，仅有两口井测得3号煤层原始含气量。8口测得原始含气量的煤层气参数井分布在研究区的东南和西南，对全区的代表性和控制性较差，因此，仅仅依靠煤层气参数井和煤田钻孔难以全面、准确地反映研究区的含气特征。

潘庄煤层气田在提交储量后进行了全面开发，钻井工作量和生产数据大幅增加。截至目前，3号煤层开发井超过300口，且完整地记录了生产过程中动液面、流压、套压、产气量和产水量等数据的变化，丰富的钻井和生产动态资料为依靠开发井进行含气量反算研究奠定了基础。

2.2 理论基础

煤层气主要以三种形态赋存在煤层中，即吸附在煤孔隙表面上呈吸附状态、分布在煤的孔隙及裂隙内呈游离状态和溶解在煤层水中呈溶解状态，但主要以吸附状态存在［16］。吸附气是以吸附状态保存在有机质颗粒表面的一种物理吸附过程，表征煤层气吸附特征的方程有Langmuir方程、BET方程、D-R方程、Freundlich方程等［17］。Langmuir等温吸附方程（式1，也称为兰氏方程），适用于单分子层且分子间无相互作用的煤层气动态吸附平衡表征。通过潘庄气田3号煤层等温吸附试验数据与Langmuir等温吸附方程拟合分析，其相关系数稳定在0.98以上，因此，Langmuir等温吸附方程可以表征潘庄地区煤层的吸附特征。

式（1）中：VL代表吸附剂表面满覆盖单分子层时的吸附量，也称最大吸附量，通常称为兰氏体积，m3／t；
pL通常称为兰氏压力，MPa；
这两项均由实验室测得。V代表吸附剂在气体压力为p时气体的吸附量，VL和V在计算时均以标准状态下的体积来表示。

对兰氏方程进行简单变形可以看出，在已知兰氏体积VL、兰氏压力pL和临界解吸压力pC的条件下可以求得煤层含气量VC：

兰氏体积VL、兰氏压力pL表征煤岩本身吸附能力的强弱，通过等温吸附实验获得。煤层中是含水的，应用等温吸附曲线的另外一个条件是需要证明等温吸附试验测试结果能够准确代表原始储层含水条件下的煤岩吸附特征。JOUBERT［18-19］及张庆玲等［20］研究认为，煤层在未达到临界水分时，水分增加使其对甲烷吸附量降低，超过临界水分后，甲烷吸附量不再随水分的增加而减小，并认为临界水分就是平衡水分。潘庄煤层气田3号煤层煤岩样品等温吸附试验平衡水分主要分布在5%～15%，平均值为9.24%，与区内3号煤储层孔隙度（3.6%～7.8%，平均5.6%）相当，此外，潘庄区块煤岩等温吸附试验平衡水分绝对值高于无烟煤的平衡水分（约2%）［20］。因此，无论从平衡水分与孔隙度的关系，还是平衡水分与临界水分的关系，潘庄煤层气田3号煤层等温吸附试验平衡水测试环境可以代表其原始地层的含水情况，试验结果能够反映煤岩在原始储层状态下的吸附能力。

2.3 基于参数井等温吸附特征的地质分区

由于煤岩本身灰分含量、孔隙率、孔隙结构、变质程度等的非均质性，反映煤岩最大吸附能力的兰氏体积、兰氏压力在平面分布上存在一定差异。虽然潘庄气田针对3号煤层的等温吸附实验测试是在勘探开发不同阶段进行的，但兰氏体积和兰氏压力反映的是煤岩本身最大吸附能力，与所处的勘探开发阶段无关，因此，27口井的等温吸附试验数据均可参与本次研究。潘庄煤层气田3号煤空气干燥基兰氏体积分布在28.80～49.10 m3／t，平均39.9 m3／t，吸附能力较强，兰氏压力为1.9～3.6 MPa，平均2.3MPa。

为了更好地选取开发井对应的等温吸附曲线，本次基于27口参数井分布特征，采用龟背原则，对研究区进行地质分区（图2），开发井的兰氏体积、兰氏压力采用其所在分区内的参数井等温吸附实验结果。

图2 潘庄气田地质分区图Fig.2 Geological zoning map of Panzhuang gas field

2.4 开发井临界解吸压力校正

煤层气临界解吸压力指通过排水降压使压力降至煤层气吸附与解吸达到平衡，煤层孔裂隙上吸附的气体开始解吸时的压力。开发井见气时的井底流压是指煤层气解吸后流动至井口时记录到的井底流压。开发井见气时井底流压近似等于临界解吸压力，但渗流理论分析认为，储层解吸到井筒见气需要流动过程，见气时的井底流压低于临界解吸压力［21］，因此需要对开发井见气时的井底流压进行校正以得到开发井临界解吸压力。潘庄地区3号煤层取心参数井共27口，单独生产3号煤层且记录了气井临界解吸压力的共计10口井，根据10口井临界解吸力与起套压时的井底流压相关关系（图3），可以建立适用于潘庄煤层气井临界解吸压力校正的公式。依据校正公式将开发井见气时的井底流压校正为临界解吸压力，结合相邻参数井的等温吸附特征，利用式（2）可以反算开发井的含气量。

图3 潘庄煤层气田3号煤层参数井见套压时井底流压与临界解吸压力相关关系图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 结果及验证

为验证含气量反算结果的可靠性，结合后期加密井实测剩余含气量，采用数值模拟法对反算结果进行验证。

潘河示范区3号煤层开发井均为直井，井网规则、井距约300 m，排采时间长达10余年且动态数据记录完整，因此选择潘河示范区建立3号煤地质模型。该模型面积17.3 km2，网格大小10 m×10 m，总网格数243 507个，总井数190口，依据开发井含气量反算结果对模型进行含气量属性赋值。利用数值模拟技术，对示范区全区开发井产气、产水及压力变化进行了历史拟合。从拟合情况看，全区190口井的整体产气、产水拟合效果好（图4），单井产气、产水和井底流压拟合程度较高的井178口，占比93.7%，为3号煤剩余含气量动态变化提供研究基础。

图4 潘河示范区产气产水拟合图Fig.4 Fitting curve of gas and water production in Panhe demonstration area

基于上述拟合好的数值模型，对开采后期取心参数井的剩余含气量进行了预测。模型预测结果与取心实测剩余含气量相对误差在-7.8%～7.2%（表1），绝对误差平均3.9%，总体误差较小。数值模拟法证实利用开发井反算的煤层气原始含气量反算结果可靠。

表1 模型预测剩余含气量与取心井实测剩余含气量验证对比表Table 1 Verification comparison of residual gas content predicted by model and measured residual gas content in coring wells

潘庄地区开发井数量较多，生产资料丰富，开发井含气量反算法弥补了参数井含气量测试数据少的不足，细化了含气量在平面上的分布，为准确预测原始含气量提供了可靠基础。结合开发井反算含气量和探井实测原始含气量，编制了研究区含气量平面分布图（图5）。潘庄煤层气田3号煤层含气量在19～30 m3／t，平均含气量23.3 m3／t。受寺头断层影响，区块西部含气量明显降低，含气量高值区分布在潘河向斜、霍家山向斜和刘家腰向斜一带，分析认为与向斜区煤储层压力相对较高，水力封闭条件好，含气饱和度高相关［22-24］。

图5 沁水盆地潘庄煤层气田3号煤层含气量等值线图Fig.5 Gas content map of No.3 coal seam in Panzhuang coalbed methane field，Q inshui Basin

根据煤层气储量估算规范，煤层气地质储量估算采用体积法，公式为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。

在申报煤层气储量时潘庄气田内已有大量煤田钻孔，对煤层厚度已有较高认识，虽然后期又有新井增加，但煤层厚度仅提高了0.01 m，厚度的变化未对储量估算产生影响。煤层的密度采用视密度，平均值1.48 g／cm3，3号煤层新的参数井取心测试结果表明密度较之前亦无变化。在煤层厚度、密度较为落实的情况下，对煤层原始含气量的认识是本地区储量复算的核心问题。

根据规范要求，无烟煤的含气量计算下限标准为8 m3／t，潘庄地区煤层含气量全部处于下限之上。与初次申报相比，3号煤层含气量由平均18 m3／t，提升至23.3 m3／t，提高了29.6%。3号煤层含气量变化较大最主要的原因是原储量报告中煤层含气量多应用煤田钻孔含气量测试结果且煤层气参数井控制点较少，插值外推得到的煤层含气量相对较低。此次利用开发井对含气量进行反算后全区含气量得到有效控制，3号煤层含气量校正幅度较大。在煤层厚度和密度不变的情况下，扣除陷落柱影响，与原探明储量相比，本次复算探明地质储量增加了28%。

美国黑勇士、拉顿和阿巴拉契亚等煤层气开发成熟区块采收率可以达到50%～70%，圣胡安盆地煤层的采收率甚至达到了80%［25］。潘庄煤层气田采用了负压抽采方式，有效降低了井口压力，也在一定程度上提高了煤层的采收率［26］。利用产量递减法、数值模拟法和等温吸附法分别计算了潘庄煤层气田3号煤层采收率，以本次地质储量复算结果为基础，3号煤层采收率可以达到77%以上。

开发井反算含气量方法依赖于大量的生产动态数据，要求气井流压、套压、产气、产水等生产特征记录完整，且对气井产能有一定认识的煤层气田。利用开发井反算煤层原始含气量为潘庄煤层气储量复算提供了新思路，本方法适用于参数井较少、煤岩等温吸附测试符合兰氏方程且气井产能认识清晰，处于开发中后期的煤层气田。

1）由于煤层灰分含量、孔隙结构并非完全一致，参数井间兰格缪尔曲线存在一定差异，以参数井为中心，采用龟背法将开发井进行分区，可以提高计算的精细程度。

2）开发井含气量反算结果显示潘庄煤层气田3号煤层含气量19～30 m3／t，平均含气量23.3 m3／t，是气田提交储量时平均含气量的1.3倍。

3）数值模拟及累计产量反算法验证支持开发井含气量反算结果且与目前的生产效果认识相统一。本文方法为老气田煤层气储量复算提供了新思路，对提振煤层气领域的勘探开发具有积极意义。