SEC儲量動態(tài)評估方法在頁巖氣田中的應(yīng)用
——以南川氣田平橋南區(qū)塊為例

黃飛

（中國石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇南京210019）

中國頁巖氣資源量豐富，近幾年頁巖氣勘探開發(fā)取得了快速突破，已發(fā)現(xiàn)涪陵、威遠(yuǎn)、長寧等大型頁巖氣田[1-2]，這些頁巖氣田的開發(fā)為中國天然氣產(chǎn)量的增長提供了重要支撐。目前，國內(nèi)三大油氣公司均已在美國上市，而SEC（美國證券交易委員會的簡稱）制定的儲量評估與披露規(guī)則，適用于所有在美國上市的公司，因此，要實(shí)現(xiàn)頁巖氣田的開發(fā)建產(chǎn)，就要進(jìn)行SEC 儲量評估。SEC 儲量的定義為當(dāng)前技術(shù)、經(jīng)濟(jì)和法規(guī)條件下的剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量，其四要素為已發(fā)現(xiàn)的、可采的、經(jīng)濟(jì)的、剩余的[3-7]，其證實(shí)儲量（Proved Reserves）是指合理確定性不低于90%。

目前，國內(nèi)頁巖氣SEC 儲量評估采取委托評估的方式，同時，需要進(jìn)行自評估對比驗(yàn)證。研究認(rèn)為頁巖氣藏等非常規(guī)氣藏是后期壓裂形成的人造氣藏[7]，具有典型的一井一氣藏的特征。涪陵、威榮等頁巖氣田在上市儲量評估時，均采用單井為單元進(jìn)行評估。氣藏開發(fā)初期，井?dāng)?shù)比較少，單井評估具有一定的優(yōu)勢[8-9]；氣藏開發(fā)中后期，氣藏開發(fā)規(guī)律比較清楚，但單井產(chǎn)量波動比較大，單井評估不能更好地體現(xiàn)氣藏整體的開發(fā)動態(tài)，因此，根據(jù)平橋南區(qū)塊頁巖氣氣藏地質(zhì)特征對氣田進(jìn)行地質(zhì)分區(qū)。結(jié)合每個區(qū)帶生產(chǎn)井排采規(guī)律，建立每個區(qū)帶的典型曲線，確定遞減類型和建立對應(yīng)的評估模型，再進(jìn)行SEC 儲量評估，最后與國外評估結(jié)果進(jìn)行對比。結(jié)果表明：按區(qū)塊評估也能比較客觀地體現(xiàn)氣田的SEC 儲量，可為下一步非常規(guī)SEC儲量自評估提供參考。

1 評估單元劃分及典型曲線

1.1 概況

平橋區(qū)塊位于四川盆地東南緣川東褶皺帶萬縣復(fù)向斜南部的平橋構(gòu)造帶，整體呈北東走向，為一狹長斷背斜構(gòu)造（長23 km，寬2.7～5.0 km），核部地層較平緩（傾角5°～15°），向東西兩翼傾伏，地層傾角較大（20°～45°），北部較為陡傾，往南逐漸變寬緩。

在中國石化華東油氣分公司礦權(quán)內(nèi)的平橋構(gòu)造帶南部（簡稱平橋南區(qū)塊）地處斷背斜中南翼，含氣層位為奧陶系五峰組—志留系龍馬溪組一段（O3w—S1l1），主要為海相深水陸棚和半深水陸棚亞相沉積，富有機(jī)質(zhì)頁巖厚度介于80～150 m，具有沉積厚度穩(wěn)定、縱向連續(xù)性好、橫向連續(xù)可追蹤的特點(diǎn)。含氣段在縱向上可劃分為9 個小層[10-11]，目前開發(fā)層位為①—⑤小層，主力氣層段橫向穩(wěn)定，厚度介于30～35 m。平橋南區(qū)塊由西向東發(fā)育4 條斷層：平橋西、平橋西1、平橋東2、平橋東1，斷層走向總體表現(xiàn)為北東向，其中，平橋西、平橋西1、平橋東1 斷層的斷距在200 m以上，為控邊斷層，影響氣藏保存條件；平橋東2 斷層為內(nèi)部調(diào)節(jié)斷層，斷距小于200 m，對氣藏保存無明顯影響（圖1）。

圖1 平橋南區(qū)塊五峰組—龍馬溪組構(gòu)造分布Fig.1 Structural contour of Wufeng-Longmaxi Formation in Pingqiao South Block

1.2 評估單元的合理劃分

不清楚遞減規(guī)律，就不能客觀真實(shí)地預(yù)測產(chǎn)量，最終不能得到合理的評估結(jié)果[12]。而評估單元是在地質(zhì)特征、開發(fā)方式、遞減規(guī)律的基礎(chǔ)上劃分的，合理地劃分評估單元可以比較準(zhǔn)確地摸清產(chǎn)量的遞減規(guī)律。

1）地質(zhì)特征

平橋南地質(zhì)特征具有明顯的分區(qū)性，背斜核部深2 500～3 700 m，孔隙度平均為3.78%，發(fā)育低角度、長條狀裂縫，總有機(jī)碳含量（TOC）平均為3.85%；東2 斷層附近裂縫帶深3 000～3 800 m，孔隙度平均為3.79%，發(fā)育高角度、交叉長條狀裂縫，TOC平均為3.7 %；背斜東翼深3 800～4 200 m，孔隙度平均為3.65%，發(fā)育長條狀裂縫，TOC平均為3.58 %；背斜西翼為高陡斜坡區(qū)，深3 700～4 200 m，孔隙度平均為3.59%，發(fā)育長條狀裂縫，TOC平均為3.64%。

2）曲率

平橋南區(qū)塊斷層發(fā)育區(qū)曲率值最高，平面上相互交錯并斷開，整體為復(fù)雜網(wǎng)狀；構(gòu)造彎褶處曲率值次高，平面上主要為相互平行的條帶狀。

3）鉆井破裂壓力及停泵壓力分布

平橋東2斷層附近破裂壓力及停泵壓力最低，背斜核部次之，兩翼最高，表明應(yīng)力平面分布縫網(wǎng)發(fā)育帶最小，構(gòu)造高部位次之，并向兩翼深部逐漸增大。天然縫網(wǎng)發(fā)育程度是資源富集和儲層改造關(guān)鍵因素，不規(guī)則曲率分布是復(fù)雜天然縫網(wǎng)、微裂縫發(fā)育的間接反映，曲率發(fā)育帶破裂壓力低，易于壓裂改造[13-14]。

4）測試產(chǎn)量分布

總體呈現(xiàn)東2斷層附近裂縫帶無阻流量最高，背斜核部次之，兩翼最低，其中核部測試單井絕對無阻產(chǎn)量為（16.4～47）×104m3/d，平均為30.2×104m3/d；東2 斷層附近裂縫帶測試單井絕對無阻產(chǎn)量為（21.2～148.8）×104m3/d，平均為62.8×104m3/d；西翼測試單井絕對無阻產(chǎn)量為（3.0～23.8）×104m3/d，平均為13.0×104m3/d；東翼測試單井絕對無阻產(chǎn)量為（2.6～37.6）×104m3/d，平均為19.2×104m3/d。

綜合上述分析結(jié)果，將平橋南由西向東劃分為4 個區(qū)：Ⅰ區(qū)、Ⅱ區(qū)、Ⅲ區(qū)和Ⅳ區(qū)。其中，Ⅱ區(qū)對應(yīng)背斜核部；Ⅲ區(qū)對應(yīng)東2 斷層附近裂縫帶；Ⅰ區(qū)和Ⅳ區(qū)對應(yīng)背斜兩翼深部位（圖2、表1）。

表1 平橋南區(qū)塊不同分區(qū)地質(zhì)、工程特點(diǎn)Table 1 Geological and engineering characteristics of different zones in Pingqiao South Block

圖2 平橋南區(qū)塊頁巖氣層曲率與破裂、停泵壓力疊合圖Fig.2 Diagram of curvature and fracturing and minimum pumping pressure of shale gas layer in Pingqiao South Block

1.3 典型曲線的建立

根據(jù)每個評估單元內(nèi)單井平均產(chǎn)量歸一化方法，建立本單元的典型曲線[15-17]。各單元的單井產(chǎn)量歸一化曲線表明研究區(qū)整體呈現(xiàn)靠近裂縫帶高產(chǎn)氣、背斜核部具有中產(chǎn)氣、穩(wěn)產(chǎn)時間長的特征，兩翼深部無穩(wěn)產(chǎn)期，直接進(jìn)入遞減（圖3）。

圖3 平橋南區(qū)塊不同評估單元生產(chǎn)井產(chǎn)量歸一化曲線Fig.3 Normalized curve of production wells in different assessment units of Pingqiao South Block

1）Ⅰ區(qū)為背斜西翼，井?dāng)?shù)4 口，初期產(chǎn)量較低，平均產(chǎn)量4.4×104m3/d，區(qū)塊無穩(wěn)產(chǎn)期，直接進(jìn)入遞減，初始遞減率為56.5%；

2）Ⅱ區(qū)為背斜核部，井?dāng)?shù)14 口，初期產(chǎn)量相對穩(wěn)定，具有23個月穩(wěn)產(chǎn)期，初產(chǎn)（4.6～6.9）×104m3/d，平均產(chǎn)量5.4×104m3/d，后期進(jìn)入遞減，初始遞減率為52.2%；

3）Ⅲ區(qū)為東2斷層附近裂縫帶，井?dāng)?shù)7口，初期產(chǎn)量相對較高，具有13 個月的穩(wěn)產(chǎn)期，初產(chǎn)（8.2～10.5）×104m3/d，平均產(chǎn)量9.8×104m3/d，后期進(jìn)入遞減，初始遞減率為60.7%；

4）Ⅳ區(qū)為背斜東翼，井?dāng)?shù)8 口，初期產(chǎn)量中等，平均產(chǎn)量7.3×104m3/d，區(qū)塊無穩(wěn)產(chǎn)期，直接進(jìn)入遞減，初始遞減率為59.5%。

2 評估模型的確定

2.1 遞減類型確定

目前，SEC儲量評估大都采用Arps遞減法，主要包括指數(shù)遞減、雙曲遞減以及調(diào)和遞減3 種類型[18-21]。不論選擇哪種遞減規(guī)律確定遞減類型，都需與生產(chǎn)情況相吻合。

頁巖氣必須采用水平井大規(guī)模水力壓裂才能實(shí)現(xiàn)商業(yè)開發(fā)，因此，采用針對該類型氣井的產(chǎn)能預(yù)測較為成熟的雙重介質(zhì)模型來預(yù)測平橋南區(qū)頁巖氣壓裂水平井的產(chǎn)量。該模型考慮了頁巖氣的吸附解吸、滑脫效應(yīng)及應(yīng)力敏感效應(yīng)等[22]，Laplace空間無限大點(diǎn)源的無因次化數(shù)學(xué)模型如下：

式（1）—（5）中：rD表示地層中任意一點(diǎn)距離點(diǎn)源的距離，m；d表示積分的數(shù)學(xué)符號；為裂縫系統(tǒng)無因次擬壓力，Pa；為基質(zhì)系統(tǒng)無因次擬壓力，Pa；u、λ、ω、β為模型推導(dǎo)中間相關(guān)變量；s為Laplace空間參數(shù)；tD為無因次生產(chǎn)時間；kf為天然裂縫的滲透率，m2；Tsc為標(biāo)準(zhǔn)狀況下的溫度，K；為井點(diǎn)處的流量，m3/s；T為氣藏溫度，K；psc為標(biāo)準(zhǔn)狀況下的壓力，Pa；L為參考長度，m。

對上述數(shù)學(xué)模型求解可得雙重介質(zhì)無限大地層的點(diǎn)源解，在此基礎(chǔ)上采用Duhamel原理可求得多條壓裂縫生產(chǎn)情況下的井底壓力解，在Laplace 空間定井底流壓生產(chǎn)時的產(chǎn)量可通過定產(chǎn)量生產(chǎn)時井底壓力值得到：

式中：為定井底流壓生產(chǎn)時的無因次產(chǎn)量解；為定產(chǎn)生產(chǎn)時的無因次井底壓力解。

利用無因次產(chǎn)量定義可得多段壓裂水平井產(chǎn)量解：

式中：q為氣井產(chǎn)量，m3/d；γ為氣體滑脫系數(shù)；h為氣藏厚度，m；m0為氣藏初始擬壓力，Pa；mw為氣井井底擬壓力，Pa。

將平橋南區(qū)頁巖氣藏基本物性參數(shù)、等溫吸附參數(shù)及壓裂水平井相關(guān)參數(shù)代入產(chǎn)能模型，可得理想條件下多段壓裂水平井產(chǎn)量變化曲線（圖4）。利用Arps 遞減模型對產(chǎn)量遞減階段進(jìn)行分析可以看出，平橋南區(qū)產(chǎn)量遞減符合調(diào)和遞減特征。

圖4 平橋南區(qū)產(chǎn)量理論模型與單井生產(chǎn)曲線Fig.4 Theoretical production model and single well production curve of Pingqiao South Block

2.2 評估模型分析

目前，平橋南區(qū)塊頁巖氣排采進(jìn)入遞減期，結(jié)合各評估單元典型曲線分析以及理論曲線模型，呈現(xiàn)調(diào)和遞減的規(guī)律，建立本次研究的各單元單井評估模型。由于調(diào)和遞減后期，遞減率趨于平緩，導(dǎo)致評估結(jié)果偏樂觀，因此，采用2段式遞減法，前期調(diào)和遞減，后期當(dāng)遞減率降低至6%時（依據(jù)謹(jǐn)慎原則確定，借鑒國外Haynesville 頁巖氣SEC 儲量評估），采用指數(shù)遞減至廢棄產(chǎn)量。由圖5和表2可以看出：

表2 平橋南區(qū)塊不同評估單元單井評估模型參數(shù)Table 2 Parameters of single well estimation models for different assessing units in Pingqiao South block

圖5 平橋南區(qū)塊不同評估單元單井評估模型Fig.5 Single well estimation models of different assessment units in Pingqiao South Block

1）Ⅰ區(qū)初始產(chǎn)量4.4×104m3/d，直接進(jìn)入調(diào)和遞減階段，初始遞減率為56.5%，降至6%后變?yōu)橹笖?shù)遞減；

2）Ⅱ區(qū)初始產(chǎn)量5.4×104m3/d，穩(wěn)產(chǎn)23個月后進(jìn)入調(diào)和遞減階段，初始遞減率為52.2%，降至6%后變?yōu)橹笖?shù)遞減；

3）Ⅲ區(qū)初始產(chǎn)量9.8×104m3/d，穩(wěn)產(chǎn)13個月后，進(jìn)入調(diào)和遞減階段，初始遞減率為60.7%，降至6%后變?yōu)橹笖?shù)遞減；

4）Ⅳ區(qū)初始產(chǎn)量7.3×104m3/d，直接進(jìn)入調(diào)和遞減階段，初始遞減率為59.5%，遞減率降至6%后變?yōu)橹笖?shù)遞減。

3 結(jié)果分析

頁巖氣作為非常規(guī)氣藏，目前主要采取天然能量開采的方式，本次評估采用1 000 m3/d為最低廢棄產(chǎn)量來確定最終的技術(shù)可采儲量，同時，根據(jù)區(qū)塊實(shí)際發(fā)生的成本、氣價和投資等經(jīng)濟(jì)參數(shù)計算出經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量[23-24]，從而確定最終SEC儲量。單井產(chǎn)量遞減模型結(jié)合經(jīng)濟(jì)參數(shù)，計算單井經(jīng)濟(jì)可采儲量，再利用單井經(jīng)濟(jì)可采儲量與井?dāng)?shù)的乘積得到評估單元的經(jīng)濟(jì)可采儲量。

單元經(jīng)濟(jì)可采儲量減去采出量就是當(dāng)年SEC儲量，利用上述方法結(jié)合平橋南區(qū)實(shí)際經(jīng)濟(jì)參數(shù)，對平橋南頁巖氣SEC 儲量進(jìn)行了自評估，并與外方的評估結(jié)果進(jìn)行了對比。從評估結(jié)果來看，自評估結(jié)果與Ryder Scott公司評估結(jié)果總體差異在6%以內(nèi)（圖6）。

圖6 平橋南頁巖氣自評估與外方評估誤差對比Fig.6 Comparison of estimates between self-assessment and external assessment of shale gas in Pingqiao South Block

4 結(jié)論

1）平橋南區(qū)塊頁巖氣藏受地質(zhì)、開發(fā)、工程等參數(shù)的控制，在平面上具有明顯分區(qū)性，由西向東依次可以分為4個區(qū)帶：Ⅰ區(qū)、Ⅱ區(qū)、Ⅲ區(qū)和Ⅳ區(qū)，并在每個區(qū)帶建立了典型曲線。

2）根據(jù)多段壓裂水平井無因次壓降解公式確定平橋南區(qū)水平井理論產(chǎn)量模型，遞減規(guī)律符合調(diào)和遞減，結(jié)合典型曲線分析，總結(jié)出4 個區(qū)帶對應(yīng)的SEC儲量評估模型：①Ⅰ區(qū)直接進(jìn)入調(diào)和遞減，初始遞減率56.5 %，遞減率降至6 %后變?yōu)橹笖?shù)遞減；②Ⅱ區(qū)初期穩(wěn)產(chǎn)23個月，后期進(jìn)入調(diào)和遞減，初始遞減率52.2%，遞減率降至6%后變?yōu)橹笖?shù)遞減；③Ⅲ區(qū)初期穩(wěn)產(chǎn)13個月，后期進(jìn)入調(diào)和遞減，初始遞減率60.7%，遞減率降至6%后變?yōu)橹笖?shù)遞減；④Ⅳ區(qū)直接進(jìn)入調(diào)和遞減，初始遞減率59.5 %，遞減率降至6%后變?yōu)橹笖?shù)遞減。

3）根據(jù)分區(qū)評估方法以及經(jīng)濟(jì)參數(shù)的評估結(jié)果，與Ryder Scott 公司評估結(jié)果總體差異在6 %以內(nèi)，說明平橋南區(qū)塊頁巖氣SEC 儲量在開發(fā)中后期進(jìn)行分區(qū)評估具有一定的適應(yīng)性。