鄂尔多斯盆地保德区块煤层气井可采储量与产气特征研究

doi:10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025.02.010

油气藏评价与开发 ›› 2025, Vol. 15 ›› Issue (2): 257-265.doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025.02.010

鄂尔多斯盆地保德区块煤层气井可采储量与产气特征研究

张文¹(), 黄红星¹^,²(), 刘莹¹^,², 冯延青¹^,², 孙伟¹^,², 李子玲¹, 王婧¹, 赵增平¹^,²

1.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028
2.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京 100095

收稿日期:2024-01-10 发布日期:2025-04-01 出版日期:2025-04-26
通讯作者: 黄红星 E-mail:zw1229@petrochina.com.cn;huanghx3210@petrochina.com.cn
作者简介:张文（1989—），男，本科，工程师，从事煤层气开发、煤层气藏动态分析、煤层气井动态监测研究。地址：山西省太原市小店区龙城大街龙城壹号A座，邮政编码：030000。E-mail：zw1229@petrochina.com.cn
基金资助:
中国石油前瞻性基础性技术攻关科技项目“煤层气勘探开发技术研究”(2021DJ23);中石油煤层气有限责任公司“研发一代”科技项目“鄂东煤层气田气藏精细描述及二次开发技术研究与应用”(2022-KJ-18)

Research on recoverable reserves and gas production characteristics of coalbed methane wells in Baode block of Ordos Basin

ZHANG Wen¹(), HUANG Hongxing¹^,²(), LIU Ying¹^,², FENG Yanqing¹^,², SUN Wei¹^,², LI Ziling¹, WANG Jing¹, ZHAO Zengping¹^,²

1. PetroChina Coalbed Methane Company Limited, Beijing 100028, China
2. China United Coalbed Methane National Engineering Research Center Co., Ltd., Beijing 100095, China

Received:2024-01-10 Online:2025-04-01 Published:2025-04-26
Contact: HUANG Hongxing E-mail:zw1229@petrochina.com.cn;huanghx3210@petrochina.com.cn

摘要/Abstract

摘要：

为明确鄂尔多斯盆地保德区块中低煤阶煤层气井及不同区域的产气特征，指导开发技术政策的制定，采用Arps递减分析法、产量累积法和流动物质平衡法，结合区块实际生产数据，建立了适用于不同开发阶段的煤层气可采储量计算方法。通过综合应用数据统计和生产动态分析等方法，系统研究了该区块3个开发单元（开发一单元至三单元）的可采储量与产气特征，并对比地质与开发参数，明确了地质条件差异对产气特征的影响。研究结果表明：保德区块由北向南（开发一单元至三单元），稳产期日产气量由3 314 m³降至864 m³，采气速度由3.82%降至0.99%，可采储量由1 391×10⁴ m³降至399×10⁴ m³，采收率由48.50%降至16.99%；同时，见气时间由99 d延长至228 d，稳产时间由981 d增加至1 553 d。相关性分析显示：稳产期日产气量与临储比、临界解吸压力及8+9号煤厚度显著相关，而可采储量则与8+9号煤厚度、4+5号煤含气量具有较高的相关性。地质参数对比表明，开发一单元的主力煤层厚度、含气量及临储比均优于开发二单元和三单元，且保存条件更为优越。研究认为，保德区块产气特征的南北差异主要受地质条件影响：北部开发一单元资源条件优越，煤层厚、含气量高、临储比大，因此，稳产气量高、采气速度高；南部开发三单元资源条件较差，稳产气量低，但稳产期较长。研究结果可为保德中低煤阶煤层气田的高效开发及不同单元排采制度的优化提供科学依据。

关键词: 保德区块, 中低煤阶, 煤层气, 可采储量, 产气特征

Abstract:

In order to clarify the gas production characteristics of medium and low rank coalbed methane wells in different regions of the Baode block of the Ordos Basin, and to guide strategy development, methods such as the Arps decline analysis, production accumulation method, and flowing material balance method were applied in conjunction with actual production data from the block to establish a calculation method for recoverable coalbed methane reserves applicable to different stages of development. Through the comprehensive application of data statistics, production dynamic analysis, and other methods, the recoverable reserves and gas production characteristics of three development units (Development Unit 1 to Unit 3) in the block were systematically studied. By comparing geological and development parameters, the influence of geological condition differences on gas production characteristics was clarified. The results showed that from north to south (Development Unit 1 to Unit 3) in the Baode block, the daily gas production during the stable production period decreased from 3 314 m³ to 864 m³, the gas recovery rate declined from 3.82% to 0.99%, the recoverable reserves reduced from 1 391×10⁴ m³ to 399×10⁴ m³, and the recovery factor dropped from 48.50% to 16.99%. Meanwhile, the gas breakthrough time extended from 99 days to 228 days, and the stable production duration increased from 981 days to 1 553 days. Correlation analysis showed that daily gas production during the stable production period was significantly correlated with the temporary storage ratio, critical desorption pressure, and the thickness of the 8+9 coal seam, while recoverable reserves were highly correlated with the thickness of the 8+9 coal seam and the gas content of the 4+5 coal seam. A comparison of geological parameters indicated that the main coal seam thickness, gas content, and temporary storage ratio in Development Unit 1 were superior to those in Development Unit 2 and Unit 3, and the preservation conditions were also better. The study concludes that the north-south differences in gas production characteristics of the Baode block are primarily influenced by geological conditions. The northern Development Unit 1 has superior resource conditions, with thicker coal seams, higher gas content, and a larger temporary storage ratio, resulting in higher stable gas production and higher recovery rates. The southern Development Unit 3 has poorer resource conditions, leading to lower stable gas production but longer stable production periods. The findings provide a scientific basis for the efficient development of medium and low rank coalbed methane fields and the optimization of different unit drainage systems in the Baode block.

Key words: Baode block, medium and low coal rank, coalbed methane, recoverable reserves, gas production characteristics

中图分类号:

TE328

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图/表 14

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参考文献 27

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井号	井型	生产层位	累积产气量/10⁴ m³	地质储量/10⁴ m³	可采储量/10⁴ m³	采出程度/%	采收率/%	可采储量计算方法
平均			1 843.26	3 954.06	2 683	46.62	67.87
B1	直井	4+5号/8+9号	3 024.99	4 674.33	3 813	64.71	81.57	产量累积法
B1X1	定向井	4+5号/8+9号	1 592.11	3 793.58	2 165	41.97	57.07	产量累积法
B1X2	定向井	4+5号/8+9号	2 141.03	4 459.19	2 879	48.01	64.56	Arps递减分析法
B1X3	定向井	4+5号/8+9号	2 180.31	4 019.72	2 727	54.24	67.84	Arps递减分析法
B1X4	定向井	4+5号/8+9号	2 868.19	4 419.27	3 936	64.90	89.06	Arps递减分析法
B1-1X1	定向井	4+5号/8+9号	1 759.60	4 460.97	2 610	39.44	58.51	产量累积法
B1-1X2	定向井	4+5号/8+9号	1 242.62	4 138.23	1 991	30.03	48.11	产量累积法
B1-1X3	定向井	4+5号/8+9号	1 589.40	3 895.95	2 445	40.80	62.76	Arps递减分析法
B1-1X4	定向井	4+5号/8+9号	1 691.83	3 943.04	2 718	42.91	68.93	Arps递减分析法
B1-1X5	定向井	4+5号/8+9号	1 282.69	4 142.27	2 104	30.97	50.79	Arps递减分析法
B1-2X1	定向井	4+5号/8+9号	1 438.37	3 231.38	2 488	44.51	76.99	流动物质平衡法
B1-2X2	定向井	4+5号/8+9号	1 434.26	3 205.76	2 290	44.74	71.43	产量累积法
B1-2X3	定向井	8+9号	715.74	1 948.96	1 195	36.72	61.31	流动物质平衡法
B1-2X4	定向井	4+5号/8+9号	1 323.60	3 558.29	2 331	37.20	65.51	Arps递减分析法
B1-3	直井	4+5号/8+9号	1 352.27	4 125.96	2 370	32.77	57.44	产量累积法
B1-3X1	定向井	4+5号/8+9号	2 313.30	4 567.25	3 563	50.65	78.01	产量累积法
B1-3X2	定向井	4+5号/8+9号	3 486.90	4 778.46	4 126	72.97	86.35	产量累积法
B1-3X3	定向井	4+5号/8+9号	1 741.55	3 810.53	2 518	45.70	66.08	Arps递减分析法

项目	开发一单元	开发二单元	开发三单元
生产井数/口	390	262	217
稳产期平均日产气量/m³	3 314	1 242	864
原始地层压力/MPa	6.63	7.14	7.05
临界解吸压力/MPa	5.57	4.57	3.38
地解压差/MPa	1.06	2.57	3.67
临储比	0.84	0.64	0.48
见气时间/d	99	196	228
达产时间/d	1 000	755	872
稳产时间/d	981	1 134	1 553
稳产期末累积产量/10⁴ m³	607.7	255.6	175.6
稳产期末累积产量占比/%	43.68	45.48	44.01
稳产期末采出程度/%	21.2	10.8	7.4
采气速度/%	3.82	1.79	0.99
自然递减率/%	8.58	7.15	6.06
递减期累积产量/10⁴ m³	783.3	306.4	223.4
递减期产量占比/%	56.32	54.52	55.99
可采储量/10⁴ m³	1 391	562	399
采收率/%	48.50	23.86	16.99

主要因素	地质条件		开发一单元	开发二单元	开发三单元
构造条件	构造形态		南西倾斜的单斜构造	向西倾斜的单斜构造	南西倾斜的单斜构造
构造条件	断层		无断层	无断层	少量断层发育
储层条件	埋深/m		400~1 100（666）	600~1 100（884）	650~1 150（925）
	煤层厚度/m	4+5号煤	6.0~9.0（6.7）	5.0~8.0（6.1）	4.0~8.0（5.3）
	煤层厚度/m	8+9号煤	12.0~18.0（13.1）	8.0~12.0（10.5）	6.0~10.0（9.1）
	含气量/(m³/t)	4+5号煤	4.0~9.0（7.3）	5.0~10.0（7.6）	7.0~10.0（7.8）
	含气量/(m³/t)	8+9号煤	4.0~10.0（8.6）	4.0~9.0（7.5）	4.0~8.0（6.5）
	孔隙度/%	4+5号煤	4.0~5.5（4.5）	3.0~5.5（3.2）	2.0~5.0（3.2）
	孔隙度/%	8+9号煤	2.0~4.0（3.2）	2.0~4.0（3.2）	2.0~5.0（3.4）
	渗透率/10^-3 μm²	4+5号煤	4.0~9.0（5.4）	3.0~7.0（4.3）	2.0~5.0（3.2）
	渗透率/10^-3 μm²	8+9号煤	4.5~5.5（4.9）	4.5~5.5（5.0）	4.5~5.5（4.7）
	煤体结构		原生结构煤	原生结构煤	原生结构煤
保存条件	顶板岩性	4+5号煤	泥岩、泥质砂岩	泥岩、泥质砂岩	泥岩、砂岩
	顶板岩性	8+9号煤	泥岩、炭质泥岩	泥岩、砂质泥岩	泥岩、炭质泥岩
	顶板厚度/m	4+5号煤	3.0~10.0（4.0）	2.0~6.0（2.7）	1.0~5.0（2.2）
	顶板厚度/m	8+9号煤	2.0~8.0（3.7）	2.0~12.0（3.2）	2.0~12.0（4.3）
	矿化度/(mg/L)		2 000~4 500（3 656）	1 700~3 000（2 406）	1 000~2 400（1 842）
	水文地质		弱径流区—滞留区	径流区—弱径流区	径流区—弱径流区

	4+5号煤埋深	8+9号煤埋深	4+5号煤厚度	8+9号煤厚度	4+5号煤含气量	8+9号煤含气量	4+5号煤孔隙度	8+9号煤孔隙度	地层压力	临界解吸压力	临储比	见气时间	稳定日产气量	可采储量
4+5号煤埋深	1	0.999	-0.307	-0.099	0.309	-0.302	0.155	-0.163	0.864	-0.154	-0.798	0.730	-0.502	0.135
8+9号煤埋深	0.999	1	-0.318	-0.074	0.327	-0.290	0.146	-0.169	0.865	-0.130	-0.784	0.716	-0.479	0.160
4+5号煤厚度	-0.307	-0.318	1	0.200	-0.209	0.053	-0.203	-0.446	-0.163	-0.090	0.003	0.104	0.141	0.141
8+9号煤厚度	-0.099	-0.074	0.200	1	0.286	0.237	-0.323	-0.285	-0.074	0.526	0.329	-0.300	0.613	0.826
4+5号煤含气量	0.309	0.327	-0.209	0.286	1	0.426	0.046	-0.120	0.328	0.431	-0.061	0.191	0.129	0.602
8+9号煤含气量	-0.302	-0.290	0.053	0.237	0.426	1	0.030	0.235	-0.238	0.594	0.538	-0.427	0.538	0.224
4+5号煤孔隙度	0.155	0.146	-0.203	-0.323	0.046	0.030	1	0.277	0.172	-0.064	-0.211	0.305	-0.220	-0.180
8+9号煤孔隙度	-0.163	-0.169	-0.446	-0.285	-0.120	0.235	0.277	1	-0.112	0.131	0.200	-0.301	-0.106	-0.403
地层压力	0.864	0.865	-0.163	-0.074	0.328	-0.238	0.172	-0.112	1	0.059	-0.817	0.762	-0.415	0.160
临界解吸压力	-0.154	-0.130	-0.090	0.526	0.431	0.594	-0.064	0.131	0.059	1	0.500	-0.430	0.693	0.526
临储比	-0.798	-0.784	0.003	0.329	-0.061	0.538	-0.211	0.200	-0.817	0.500	1	-0.912	0.735	0.121
见气时间	0.730	0.716	0.104	-0.300	0.191	-0.427	0.305	-0.301	0.762	-0.430	-0.912	1	-0.695	-0.041
稳定日产气量	-0.502	-0.479	0.141	0.613	0.129	0.538	-0.220	-0.106	-0.415	0.693	0.735	-0.695	1	0.466
可采储量	0.135	0.160	0.141	0.826	0.602	0.224	-0.180	-0.403	0.160	0.526	0.121	-0.041	0.466	1

鄂尔多斯盆地保德区块煤层气井可采储量与产气特征研究

Research on recoverable reserves and gas production characteristics of coalbed methane wells in Baode block of Ordos Basin

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