煤层气资源量的计算
虽然煤层气的赋存方式和富集规律不同于常规天然气，但勘探方法也各有特点。但是，和常规油气勘探一样，煤层气的勘探也是有阶段的。一是从盆地评价入手，在煤炭勘探的基础上开展煤层气区域勘探、预勘探和评价钻井，逐步建立从单井试采到井组试验的煤层气资源储量序列。根据《煤层气资源/储量规范》(DZ/T 0216—2002)，介绍了煤层气储量的计算方法。
3.4.1煤层气资源
煤层气资源:指以地下煤层为储层并具有经济意义的煤层气富集体。其定量表达分为资源量和储量。
煤层气资源:是指煤层中存在的、目前可开采的或未来可能开采的、根据一定的地质和工程基础，具有实际和潜在经济意义的煤层气量。
3.4.2煤层气地质储量
煤层气地质储量:是指在原始状态下，已发现的有明确计算边界的煤层气藏中存在的煤层气总量。
原始可采储量(以下简称可采储量):地质储量中的可采部分，是指在目前的经济条件和政府规定下，利用现有技术，在一个有明确计算边界的已知煤层气藏中，最终能够采出的煤层气量。
经济可采储量:原始可采储量中的经济部分，是指在目前的经济条件和政府规定允许的条件下，利用现有技术可以从已知的有明确计算边界的煤层气藏中采出的，经经济评价认为经济上有利的那部分煤层气储量。经济可采储量是累积产量和剩余经济可采储量的总和。
剩余经济可采储量:是指在当前经济条件和政府规定允许的条件下，利用现有技术，可以从已知的有明确计算界限的煤层气藏中采出的煤层气量，经经济评价认为具有经济效益。
3.4.3煤层气资源/储量的分类和分级
3.4.3.1分类分级原则
煤层气储量的分类依据是在特定的政策、法律、时间和环境条件下，生产和销售能否获得经济效益的原则。通过不同勘探阶段的技术经济评价，按经济可行性可分为三类:经济性、亚经济性和内在经济性。分类以煤层气资源地质认识水平为基本原则，根据勘探开发项目和地质认识水平的不同，将煤层气资源分为待发现和已发现两个层次。已发现的煤层气资源量，又称煤层气地质储量，按地质可靠程度分为预测、控制和探明三个级别。可采储量可根据地质储量确定。
3.4.3.2分类
经济性:在当时的市场经济条件下，煤层气的生产和销售在技术上是可行的，经济上是合理的，地质上是可靠的，整个经营活动能够满足投资回报的要求。
亚经济:在当时的市场经济条件下，煤层气的生产和销售暂时没有经济效益，不经济，但在经济环境变化或政府扶持政策的条件下，可以转化为经济。
内在经济性:在当时的市场经济条件下，还无法判断煤层气的生产和销售是否具有经济性，包括目前无法判断经济属性的部分。
3.4.3.3分类
预测:初步了解煤层气资源分布规律，获得煤层气藏典型构造环境下的储层参数。因为没有排水试验，只有一些含煤含气参数井项目，大部分储层参数条件都是推断出来的。煤层气资源的可靠性很低，储量的置信系数为0.1 ~ 0.2。
受控:煤层气储层地质特征和储层分布规律及其含气性基本查明，开采技术条件基本受控。通过单井测试和油藏数值模拟，了解了典型地质背景下煤层气地面钻井的单井产能。但由于参数井和试采井数量有限，不足以全面了解整个气藏计算范围内的气体赋存条件和采气潜力，因此煤层气资源的可靠性不高，储量的置信系数在0.5左右。
探明:煤层气储层地质特征、储层分布规律及其含气性和开采技术条件(包括储层物性、压力系统和气体流动能力等。)已查明；通过实施小井网和/或单井煤层气测试或开发井网，落实勘探范围内的煤层气资源和可采性。煤层气资源的可靠性很高，储量的置信系数为0.7 ~ 0.9。
剩余探明经济可采储量根据开发状况可分为两类:①已开发是指探明区域内现有井预计采出的煤层气量；(2)待开发是指未钻井区或已探明区现有井到另一储层可预计产出的煤层气量。
3.4.3.4煤层气资源储量分类分级体系
根据煤层气资源分类分级标准及其与勘探控制项目的对应关系，建立了煤层气资源储量分类分级体系(表3.5)。
表3.5煤层气资源/储量分类分级体系
3.4.4煤层气资源量和储量计算
3.4.4.1储量起始条件及计算单位
(1)储备启动条件
煤层气储量的计算以单井产量下限为基础，即只有煤层气井产气量达到产量下限的地区才能计算探明储量。根据国内平均条件，单井平均产量下限见表3.6。表3.7给出的各级储量的勘探程度和认识程度是储量计算的基本要求。
表3.6储量单井产量下限标准
表3.7各级煤层气储量勘探程度和认识程度要求
(2)储量计算单元
储量的计算单元一般为煤层气藏，即受各种地质因素控制的含气煤储层。没有明确煤层气藏地质边界时，按煤层气藏计算边界计算。计算单元在平面上一般称为区块，面积大的区块可以细分为井区(或井区)，同一区块基本上应具有相同或相似的构造条件和储气条件。纵向上一般以单个煤层为计算单元，煤层相对集中的煤层组可合并计算单元，煤层风化带浅部煤储层不计算储量。风化带指标见《煤炭资源地质勘探规范》。
(3)储量计算边界
储量计算单元的边界应由煤层气藏的各种地质边界来确定，如断层、地层变化(变薄、尖灭、剥蚀、变质等。)，瓦斯含量下限，煤层净厚度下限(0.5~0.8 m)等。(煤层群情况可根据实际情况适当调整)；地质边界未查清的，主要以达到产量下限的煤层气井圈定，由于各种原因，也可以以矿权区边界、自然地理边界或人工储量计算线圈定。煤层瓦斯含量的下限值(见表3.8)也可根据具体情况进行调整，如煤层厚度不同。
表3.8煤层瓦斯含量下限标准
3.4.4.2储量计算方法
(1)地质储量计算
A.模拟方法
类比法主要是利用与已开发煤层气田(或类似储层)的对比来计算储量。计算时，需要绘制出已开发区生产特征与储量相关性的典型曲线，获得计算区内可比的储量参数，再配合其他方法计算储量。类比方法可用于预测地质储量的计算。
B.体积法
容积法是计算煤层气地质储量的基本方法，适用于各级煤层气地质储量的计算。其准确性取决于对气藏地质条件和储层条件的了解，以及相关参数的准确性和数量。
容积法的计算公式为
Gi= 0.01 AhDCad
或者
煤成气地质学
其中:CAD = 100 CDAF(100-MAD-AD)；Gi为煤层气地质储量，108 m3；；a为煤层含气面积，km2；h是煤层的净厚度，m；d为煤的风干基础质量密度(煤的容重)，t/m3；Cad是煤的空气干燥基础气体含量，m3/t；Ddaf为煤的干无灰质量密度，t/m3；Cdaf为煤的干燥无灰气体含量，m3/t；Mad为煤中原煤基水分，%;Ad为煤中灰分，%。
(2)可采储量的计算
A.数值模拟方法
数值模拟是计算煤层气可采储量的重要方法。这种方法是利用计算机中的专用软件(称为数值模拟器)将获得的储层参数与早期生产数据(或试生产数据)进行拟合，最终获得气井的预期生产曲线和可采储量。
数据模拟器的选择:选用的数值模拟器必须能够模拟煤储层特有的双重孔隙特征、气水两相流体的三种流动模式(解吸、扩散和渗流)及其相互作用过程，以及煤岩的力学性质和力学性能。
储层描述:是对储层参数的空间分布和平面分布特征的研究，是煤层气储层定量评价的基础。描述应包括基础地质、储层物性、储层流体和生产动态等四个参数。通过对这些参数的描述，建立储层地质模型进行产能预测。
历史拟合和产能预测:利用油藏模拟工具计算得到的油藏地质和工程参数，将计算出的气水产量和压力值与气井的实际产量和实测压力值进行历史拟合。当模拟的气水生产动态与气井的实际生产动态相匹配时，就可以建立气藏模型，得到产气曲线，预测未来的产气量，得到最终的煤层气累计总产量，即煤层气可采储量。
根据数据的掌握程度和计算精度，油藏模拟法的计算结果可作为控制可采储量和探明可采储量。
B.产量递减法
产量递减法是通过研究煤层气井的产气规律，分析气井的生产特征和历史数据来预测储量。通常，在煤层气井经历产气量峰值并开始稳定或递减后，产量递减曲线的斜率用于计算未来产量。产量递减法实际上是一种煤层气井生产特征的外推方法，使用产量递减法必须满足以下条件:
1)有理由相信所选的产量曲线具有气藏产气潜力的典型代表意义；
2)气井产气区域可以明确界定；
3)在产量-时间曲线上的产气量高峰后至少半年内，产气量递减曲线有一个稳定的斜率值；
4)必须有效排除市场萎缩、修井或地面水处理等非地质原因引起的产量变化对递减曲线斜率值确定的影响。
产量递减法可以用来计算探明可采储量，特别是在气井的生产开发阶段。产量递减法可以与容积法和油藏模拟法一起提高储量的计算精度。
C.采油量的计算方法
可采储量也可以通过计算气藏采收率来计算，计算公式如下
煤成气地质学
式中:Gr为煤层气可采储量，108 m3；；Gi为煤层气地质储量，108 m3；；Rf是恢复系数，%。
煤层气采收率(Rf)可通过以下方法计算:
1)类比法:用已开发气田或邻近气田的地质参数和工程参数进行类比得出，只能用于预测可采储量。
2)油藏模拟法:直接在油藏模拟产能曲线上计算，可用于计算控制可采储量和探明可采储量。
煤成气地质学
式中:GPL为气井累计产气量，108 m3；；Giw为井控范围内的地质储量，108m3。
3)等温吸附曲线法:等温吸附曲线上废压的计算只能用于预测可采储量，也可以作为控制可采储量的参考。
煤成气地质学
式中:Cgi为原始储层条件下的煤层气含量，m3/t；Cga是废弃压力下的煤层气含量，m3/t..
4)产量递减法:直接在递减斜率稳定的产量递减曲线上计算，可用于探明可采储量的计算。
煤成气地质学
式中:GPL为气井累计产气量，108 m3；；Giw为井控范围内的地质储量，108m3。
3.4.5煤层气资源量和储量计算参数的选择和取值
3.4.5.1容量法参数测定
(1)煤层含气区(以下简称含气区)
含气区是指单井煤层气产量达到产量下限的煤层分布区。要充分利用地质、钻井、测井、地震和煤样测试资料，综合分析煤层分布的地质规律和几何形态，并在钻控和地震解释编制的煤层顶底板构造图上圈定。油藏的井(孔)控制程度应满足表3.13和表3.7规定的井距要求。含气区边界划定原则如下:
钻井和地震确定的煤层气藏边界，即断层、尖灭、溶蚀等地质边界；煤层净厚度下限界限达不到产量下限；瓦斯含量下限边界和瓦斯风化带边界。
当煤层气藏边界未查明或煤层气井离边界太远时，主要通过煤层气井外推圈定。探明面积边界外推距离不超过表3.13规定的井距的0.5 ~ 1.0倍，可分为以下几种情况(假设表3.13规定的距离为1井距):①当只有1口井达到产气量下限时，以该井为中心外推1。(2)当相邻几口井达到产气量下限时，若相邻两口井之间的距离超过3井距，则可分别围绕这两口井外推1/2的井距；③当相邻几口井达到产气量下限值时，如果相邻两口井之间的距离超过两个井距但小于三个井距，则井间面积全部算作探明面积，同时可以从这两口井外推1个井距作为探明面积的边界；④当相邻几口井达到产气量下限，且井间距不超过两个井距时，以边缘井为中心，以1个井距外推探明面积边界。
由于种种原因，也可以用矿权区边界、自然地理界线或人工储量计算线来划定。探明区域边界不超过表3.13规定的井距的0.5 ~ 1.0倍。
(2)煤层的有效(净)厚度(简称有效厚度或净厚度)
煤层有效厚度是指煤层扣除夹矸层后的厚度，也称净厚度。探明有效厚度应按以下原则确定:①煤层气井试采应确认已达到储量门槛，未测试的煤层应连续并与邻井已达到储量门槛的煤层相似；②井(孔)控制度应满足表3.13井距的要求，一般采用面积平衡法取值；③有效厚度应主要根据钻井取心或测井确定，井斜过大时应校正井位和厚度；④单井有效厚度下限为0.5~0.8 m(可根据瓦斯含量调整)，夹矸层起下钻厚度为0.05 ~ 0.1m..
(3)煤的质量密度
煤体密度分为纯煤体密度和表观煤体密度，分别对应储量计算中不同的瓦斯含量标准。测定方法见GB 212—91煤的工业分析方法。
(4)煤气含量
煤层气储量可采用干无灰基或风干基近似计算，换算关系可按下式计算:
煤成气地质学
式中:Cad为煤的风干基瓦斯含量，m3/t；Cdaf为煤的干燥无灰气体含量，m3/t；Mad为煤中原煤基水分，%;Ad为煤中灰分，%。
但为了保证计算结果的准确性，最好使用原煤的含气量来计算煤层气储量。原煤基地的气体含量需要在空气干燥气体含量的基础上进行平衡水分和平均灰分的校正，校正公式为:
煤成气地质学
式中:Cc为煤的原始煤基瓦斯含量，m3/t；Cad是煤的空气干燥基础气体含量，m3/t；Aav是煤的平均灰分，%;Meq为煤的平衡水分，%;β为风干基气含量与(灰分+水分)相关曲线的斜率。
各种基准煤层气含量和平衡水分的测定，参考美国矿务局的USBM煤层气含量测定和ASTM平衡水分测定方法。
煤层气含量的确定原则如下:
1)计算探明地质储量时，应采用现场煤芯直接解吸法(美国矿务局USBM法)测得的瓦斯含量，也可参考《煤田勘探中的煤芯分析法》(MT/T 77-94)测得的瓦斯含量，但应进行必要的修正。采样间隔:在煤层厚度10 m内，每0.5 ~ 1.0m1个样品；煤层厚度大于10 m，均匀分布10个以上样品(每2 m以上可分布1个样品)。井(孔)控制程度达到表3.13规定的井距的1.5 ~ 2.0倍。一般采用面积平衡法取值，标定井圈出的等高线大于相邻煤层气井的等高线，其上方的含气量不参与平衡。
2)计算未探明地质储量时，可采用现场煤芯直接解吸法和煤芯分析法(MT/T 77-94煤层气测定法)测定的瓦斯含量。与地质条件和煤质相似的邻区类比得出的瓦斯含量，可用于预测地质储量的计算。必要时，也可根据煤质和埋深估算瓦斯含量，估算的瓦斯含量可用于预测地质储量的计算。
3)在综合分析煤层、顶底板、邻近层、采空区等相关地质环境和构造条件后，计算估算资源量时，可将矿井相对瓦斯涌出量作为计算瓦斯含量的参考值。虽然用于瓦斯防突的等温吸附曲线也能提供煤层气容量值，但在引用时必须进行水分和温度方面的校正，校正后可用于估算资源量。
4)煤层气成分的测定参照GB/T 13610-92《气体成分分析方法》。煤层气储量应根据气体组分的不同分类进行计算。一般情况下，浓度超过10%的非烃气体组分应排除在储量计算所涉及的煤层气含量实测值之外。
3.4.5.2数值模拟法和产量递减法参数的确定
数值模拟法和气水性质、煤质及组成、储层物性、等温吸附特征、温度、压力和气水产量等产量递减法参数参照GB 212-91、GB/T 1310-92及相关标准执行。
3.4.5.3储量计算的参数选择
1)储量计算中的参数可从各种数据和方法中获得，应详细比较其准确性和代表性，进行综合选择，并在储量报告中讨论确定参数的依据。
2)计算地质单元平均参数时，煤层厚度原则上应以实际构造发育规律为依据，采用等值线面积平衡法或井点控制面积平衡法。但在煤田勘探的详查区和细查区可直接采用算术平均法计算，其他参数一般应采用煤层气参数试验井井点控制区平衡法计算。
3)所有参数的名称、符号、单位和有效数字见表3.13，计算时采用四舍五入法。
4)煤层气储量应以标准状态(温度20℃，压力0.101 MPa)下的干体积单位表示。
3.4.6煤层气储量评价
3.4.6.1综合地质评价
(1)储量规模
根据储量的大小，煤层气田的地质储量分为四类(表3.9)。
(2)储量丰富
根据煤层气田的储量丰度，将煤层气田的地质储量丰度分为四类(表3.10)。
表3.9储量规模分类
表3.10储量丰度分类
⑶生产能力
根据气井稳定日产，气藏产能分为四类(表3.11)。
(4)埋深
根据埋藏深度，气藏分为三类(表3.12)。
表3.11煤层气井产能分类
表3.12煤层气藏埋深分类
3.4.6.2经济评价
1)用净现值分析法预测未来煤层气勘探开发各阶段提交的各级储量的成本和效益，分析论证其财务可行性和经济合理性，优化勘探开发项目，以获得最佳的经济效益和社会效益。
2)储量经济评价应贯穿于煤层气勘探开发的全过程，对各级储量都要进行相应的经济评价。
3)必须对所有已申报的探明储量进行经济评价。
4)经济评价中投资、成本和费用的估算应以煤层气田的实际情况为基础，并充分考虑类似已开发或邻近煤层气田当年的统计数据。
5)新气田煤层气井产能预测必须以开发部门编制的开发概念设计为基础，根据油藏数值模拟论证单井平均稳产日产量。
表3.13煤层气探明地质储量计算基础井(孔)控制要求
建议进一步阅读。
1.严松、张新民等人，2005年。煤层气形成机理及经济开发的理论基础。北京:科学出版社，1 ~ 9。
2.赵清波等人1999。煤层气地质与勘探技术。北京:地质出版社，45 ~ 53。
3.张新民等人，2002年。中国煤层气地质与资源评价。北京:科学出版社，51 ~ 61。
4.中华人民共和国国土资源部。2003.中华人民共和国地质矿产行业标准(DZ/T 0216—2002)。煤层气资源/储量规范。北京:地质出版社。