页岩气储量计算方法改进

页岩气资源做为重要的接替资源,核算页岩气储量是储量评价的核心内容之一。通过分析实例和相关文献,传统方法计算的页岩气储量有被放大的可能。为此,考虑传统方法测量页岩孔隙度不准确的问题,本文提供了一种在不改变测量原理和仪器的前提下修正孔隙度测量值的方法,进而提高容积法的计算精度并节约测量成本。利用本方法储量计算值精度较改进之前提高了20%。实例计算表明:(1)本方法与丰度法计算结果较为一致;(2)等温吸附曲线拟合的好坏将直接决定孔隙度的计算精度,进而影响储量计算的精度。     

井控页岩气可动地质储量和可采储量的评价方法

页岩气是一种非常规天然气资源。页岩气藏由超致密基质和天然裂缝系统组成。基质中的页岩气是自生、自储和自闭的吸附气,裂缝系统中的页岩气为自由气,其中吸附气为页岩气的主体部分,必须通过打水平井进行多段压裂,才能从压裂产生的裂缝面解吸出来。这种被水平井控制的解吸气和自由气量总称为井控页岩气资源量。评价页岩气藏基质中的吸附气资源量和裂缝系统中自由气的资源量,通常采用体积法。其有效应用受基质中原始吸附气含量、天然裂缝系统的有效孔隙度、页岩视密度和原始地层压力准确性的影响。应当指出,中国于2014年颁布的《页岩气资源/储量计算评价技术规范》中所规定的体积法公式是错误的,而且也缺少动态法应用的具体内容。为此,根据页岩气以井为开发单元的特点,提出利用动态法评价井控页岩气可动地质储量和可采储量的方法。3口页岩水平气井实际应用结果表明,新建方法是实用且有效的。     

修正的产量不稳定法预测页岩气动态储量

页岩气具有特殊的地质和储层特征,而常规气藏的储量计算方法并未考虑吸附气体解吸引起的压缩系数改变,因此,常规气藏储量计算方法难以准确预测页岩气藏的动态储量,而产量不稳定法比较适用于计算低孔、低渗、压力恢复速度缓慢页岩气藏的动态储量。为此,考虑吸附气体解吸对压缩系数和气体偏差因子的影响,引入吸附气体拟偏差因子和综合压缩系数对产量不稳定法进行了修正,利用修正后的产量不稳定法预测页岩气的动态储量。实例计算表明,忽略吸附气体解吸会导致预测的动态储量偏小,修正产量不稳定法预测的页岩气动态储量比产量不稳定法高21.9%。      

页岩气储量计算方法探讨

页岩气藏是一种非常规气藏,由于气藏特征的特殊性导致储量计算方法有别于常规气藏。首先探讨了页岩气藏的特殊性,其一是存储特征为形式上游离气和吸附气并存、空间上孔隙和裂缝同在;其二是产气机制主要为游离气的扩散和吸附气的解吸。在此基础上,总结了计算页岩气储量的方法,主要有类比法、容积法、压力/累计产量法、物质平衡法、递减曲线分析等,并讨论了各种方法的适用条件。同时,指出在页岩气储量计算中应特别重视孔隙度、裂缝、吸附气、含气饱和度等几个关键问题,并介绍了这些参数的确定方法。     

延安地区陆相页岩气动态储量计算方法研究

针对延安地区陆相页岩气储层压力低、吸附气含量高以及压恢测试难导致的动态储量预测难这一问题,在传统流动物质平衡法的基础上,运用油气渗流理论和油气藏工程方法,建立了适合延安地区陆相页岩气动态储量计算的流动物质平衡模型,并结合实际生产资料,评价了实际陆相页岩气井的动态储量。结果表明：1)传统流动物质平衡法忽略了天然气压缩系数(C_g)和黏度(μ_g)在生产过程中的变化,而这种变化在延安地区陆相页岩气低压、高吸附量的条件下极为显著;2)忽略页岩气降压过程中μ_gC_g的变化以及吸附气解吸效应,将导致预测的动态储量偏低;3)以延安地区某陆相页岩气井为例,利用建立的评价方法预测得到该井动态储量为2.2×10⁷ m³,比传统方法高10%;同时也表明该井所在的区域具有一定的开发前景。该研究对于延安地区陆相页岩气生产制度制定和产量预测具有重要的指导意义。     

页岩气剩余储量评价及提高储量动用对策——以川南长宁页岩气田五峰组—龙马溪组为例

剩余储量评价对气田开发效果评价及进一步提高气田储量动用尤为重要,为此以四川盆地南部长宁页岩气田为研究对象,通过有机地球化学测试、三轴岩石力学实验、数值模拟等方法,从储层展布、剩余储量评价、提高储量动用等方面进行了系统分析。结果表明：研究区平台井控储量采出程度为45%～70%,井均剩余储量为(0.5～1.5)×10⁸ m³,局部区域存在挖潜潜力;长宁页岩气田存在3种未动用储量类型：井网部署空白区、压裂未充分改造区和纵向未动用区;在单井剩余储量>1.0×10⁸ m³的区域内,按照地质—工程—开发耦合选井原则,开展重复压裂井优选;优选网状缝发育区且先期部署井间距大于500 m的区域,结合地面井场条件开展同层加密井的部署和实施;储层、岩石力学及数模分析认为,⑤小层为上部气层最优靶体、与下部气层①小层靶体垂向距离>20 m,优选网状天然裂缝发育区、压力系数>1.2、上部气层I类储层连续厚度>10 m的有利区进行错层立体开发,预期可提高平台储量动用率30%。相关认识可为页岩气区块的井网部...     

基于试验设计的概率体积法在页岩气储量计算中的应用

概率体积法是目前比较理想的页岩气储量评估方法。以涪陵页岩气田×井区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组下部地层为例,采用随机建模技术建立了工区的三维地质模型。对影响页岩气储量计算的5类不确定性参数进行分析,设置了各个参数的悲观、可能及乐观3个水平。采用正交试验设计方法设计了18组模拟方案,分别对其进行计算,用直观和方差分析方法对模拟结果进行分析,并对影响页岩气储量的不确定性参数进行了定量评价,最终得到页岩气的储量概率分布。该方法减少了模拟计算时间,提高了评价效率。     

页岩气储量计算的新方法

分析以有的成果和文献后认为,传统方法计算出的页岩气储量存在被无意识扩大的可能。为此,考虑页岩储层孔隙尺寸对页岩气地质储量的影响,根据页岩气物理特性和地球化学特性提出了一种基于孔隙尺寸计算页岩气地质储量的新模型,使页岩气地质储量的计算精度较传统方法提高了20%。实例计算结果表明：①在孔隙半径为2 nm时,页岩气地质储量达到最大峰值,当孔隙半径大于6 nm后,页岩气储量不随孔隙半径的增加而增加;②储量计算模型的建立和修正十分必要,没有任何两个地方的页岩气储量模型是完全一样的,因此很有必要建立一个国内页岩气储量计算的数据库。     

裂缝性封闭页岩气藏物质平衡方程及储量计算方法

从物质平衡原理出发,运用Langmuir吸附模型,同时考虑基质孔隙体积和裂缝孔隙体积随地层压力的变化,推导出了封闭性页岩气藏物质平衡方程.实例应用表明,该方程可有效计算页岩气藏储量.计算结果表明,页岩气藏基质系统储量很小,裂缝系统储量更小.     

我国首部页岩气储量评价技术规范发布

近日,国土资源部发布我国首部页岩气储量行业标准《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》,并于6月1日起实施。《规范》将页岩气勘探开发分为勘探、评价、先导试验、产能建设4个阶段,按技术可采储量大小,页岩气田规模分为特大型（大于等于2 500×108m3）、大型（大于等于250×108m3,小于2 500×108m3）、中型（大于等于25×108m3,小于250×108m3）、小型（大于等于2.5×108m3,小于25×108m3）、特小型（小于2.5×108m3）。     

基于概率法的页岩气单井最终可采量评估——以焦石坝页岩气田加密井为例

页岩储层大面积连续分布的地质特征和“工厂化”作业的工程特性,使得同一区域内页岩气单井最终可采量(Estimated Ultimate Reserve,EUR)的统计分布具有可重复性,是概率法计算EUR的基础。常规确定性方法只能给出一个储量值,概率法能够计算储量的概率分布。四川盆地焦石坝页岩气田一期工程采用600 m井距开发,井间动用程度不高;为了提高气藏采收率,开展了焦石坝加密井网调整。采用概率法对加密调整方案的最终可采量进行计算,通过对焦石坝一期产建区页岩气井的地质、工程及试气情况的分析,筛选合适的类比井组,建立类比井组的EUR概率分布;借助蒙特卡洛算法,生成加密井网内页岩气平均单井EUR的概率分布,确定不同概率下的储量大小;借鉴类比井组动态储量评估参数,确定了加密井网内不同水平段长度页岩气井的典型井曲线。采用概率法实现了焦石坝气田加密井网内生产动态和最终可采量的预测,可为下一步开发方案部署和投资安排提供科学决策依据。     

概率统计法在页岩气储量静态评估中的应用

页岩气赋存于大面积连续分布、低孔超低渗、富含有机质的页岩中,采用大段水平井压裂改造方可获得商业开发,因此地质认识难度大、储量参数和储量计算结果不确定程度大。采用概率统计法,通过储量静态评估模型构建、储量期望曲线分析,对页岩气储量参数、储量的不确定程度提出定量评估方法,较好地解决页岩气储量参数难以确定问题。客观地描述储量及储量分布,为页岩气储量评估、勘探开发规划和部署提供可借鉴方法。     

页岩气成藏条件与评价体系

为了更好地对我国页岩气进行勘探开发,完善页岩气评价各环节,有必要对页岩气成藏和评价进行研究。在已有的页岩气勘探开发基础上,结合国外开发技术资料,通过对比分析各评价指标与页岩气成藏特征之间的联系,弄清成藏规律以及评价指标量化大小,结果表明页岩气成藏应具备地层以泥/页岩为主,单层厚度≥30 m,泥质含量≥10%,TOC≥0.3%,Ro≥0.4%等条件,页岩气开发目标区地质条件更为苛刻;体积法是现阶段计算我国页岩气资源量的主要方法;对页岩气储层评价影响的因素有很多,利用综合评价方法建立评价模型,确定各因素对储层质量的影响权重,进而对储层进行等级划分,其中结构方程模型和层次分析法已有进行应用,评价结果准确度很高;我国南方地区页岩气勘探开发潜力巨大,上述评价体系在南方勘探开发中的应用,可为开发页岩气的决策者提供定量的指标,有助于页岩气的开发。     

洛带气田蓬莱镇组气藏储层及储量评价研究

洛带气田蓬莱镇组气藏为川西陆相碎屑岩领域一个典型的低渗-近致密浅层气藏,根据储层的岩性、物性及孔隙结构特征,结合产能状况,将储层划分为4种类型。在储层评价及储量复算的基础上,采用动、静态资料相结合,综合岩性、孔隙结构、测井、试气测试及试采资料,引入气藏开发生产经济技术指标和储能系数作为储量类型的划分标准,将蓬莱镇组气藏储号分为3娄．并指出了近期可动用储量的大小和分布特征．     

页岩气储层品质测井综合评价

页岩气储层品质对压裂改造至关重要,直接影响到试油层位的优选和压裂施工的效果,进而影响页岩气产能的高低。为此,针对四川盆地南部地区海相页岩储层开展综合评价研究:首先,通过岩心实验数据与测井曲线相关性分析,优选铀含量、密度计算有机碳含量,优选声波、密度、铀含量计算储层孔隙度和有机孔隙度,建立多参数计算页岩储层参数模型,参数精度高;其次,利用页岩气水平井单段测试产量与储层参数开展主成分方法分析,优选页岩孔隙度、有机碳含量、脆性指数、总含气量,建立页岩气水平井储层品质综合评价模型,形成了页岩气水平井储层品质测井综合评价方法,评价结果与生产测井测试成果有着较好的对应性。研究结果表明:①声波能较好地表征无机孔隙度,铀含量能较好地表征页岩有机孔隙度;②水平井靶体应尽量控制在页岩储层品质好、脆性矿物含量高、脆性指数高的小层内,易于被压裂,形成的压裂缝网复杂,测试产气量贡献大。结论认为,页岩气水平井储层品质测井评价方法对水平井储层品质级别具有较好的指示性,为现场水平井靶体优化和优质页岩储层压裂分段优选提供了技术支撑,可以有效地指导现场生产。     

基于存滞系数的页岩气资源评价方法

为了科学合理地评估页岩气资源量，系统分析了目前国内外常用的页岩气资源评价方法及所存在的主要问题，从泥页岩生烃—排烃—滞留烃演化过程出发，提出了页岩气存滞系数的概念和获取方法，并通过典型井解剖分析了页岩气存滞系数的影响因素，建立了基于页岩气存滞系数和盆地模拟的页岩气资源量计算新方法。研究结果表明：①页岩气资源评价方法可划分分为静态法、动态法和综合法3大类，目前国内常用的静态法中的体积法和类比法存在着无法确定页岩气资源空间位置分布的问题，该问题可以通过成因法计算页岩气资源量的技术思路加以解决；②基于泥页岩生烃—排烃—滞留烃演化过程，提出页岩气存滞系数的概念，页岩气存滞系数是成因法计算页岩气资源量中最关键的参数，可以在单井泥页岩精细生烃—排烃—滞留烃模拟计算的基础上，结合实测含气量数据反算获得；③页岩气存滞系数主要受泥页岩生烃条件、储集性能和保存条件的影响。结论认为，基于存滞系数的页岩气资源量计算方法具有较好的应用前景，可为页岩气选区评价、有利区优选和勘探部署编制等提供依据。     

中国页岩气勘探评价若干问题评述

页岩油气开采被认为是自石油发现以来最重要的能源开发，是过去半个世纪以来油气工业界在油气地质与工程方面所取得的最激动人心的技术成就。页岩油气的商业开采带来了一场世界性的革命，并已迅速波及国内，形成一股全民热潮。然而，无论从哪个角度来分析，要取得北美地区页岩气的成功都还有很长的艰难道路要走。自2009年开始页岩气钻探以来，中石油、中石化和壳牌中国在四川盆地下古生界海相页岩气勘探方面取得了重要进展，中国也由此成为除北美地区之外唯一一个接入管网开始页岩气商业生产的国家。尽管目前国内的页岩气产量对整个天然气生产的贡献尚微不足道，但这毕竟是一个良好的开端。通过对国内近年来页岩气勘探现状的分析，以及对页岩气热潮的冷静思考，揭示了目前页岩气勘探与评价认识中存在的种种问题，指出在陆相页岩气和南方构造复杂区海相页岩气的勘探方面，以及在页岩气资源的评价认识与发展规划的制定方面，需要做更潜心、认真的研究与科学思考，既要重视页岩气发展的机遇，更要防范页岩气开采中的巨大风险。     

考虑到吸附气所占空间的页岩气资源/储量计算方法

页岩气资源落实是中国未来天然气产量增长的最现实领域,页岩气资源/储量作为页岩气开发的基础,是页岩气开发方案编制、规划战略制定等的重要依据之一。现行页岩气资源/储量计算方法中普遍采用体积法计算吸附气储量和容积法计算游离气储量,但2种方法都没有考虑到吸附气和游离气共同储集在页岩微观孔隙中的情景,因此在游离气计算过程中应该扣除吸附气所占的孔隙体积。在页岩储层孔隙结构与页岩气赋存状态分析的基础上,建立了新的页岩孔隙与页岩气赋存状态模型和页岩气储层岩石物理模型,并进一步据此建立了符合页岩气储集特征的资源/储量计算的新方法。以四川盆地南部泸州海相和鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气评价井为例,对比了新方法与现行常规方法计算结果的差异性,现行方法高估了页岩气地质储量20%以上。与海相页岩相比,海陆过渡相页岩总孔隙度偏低,扣除吸附气所占孔隙空间,游离气含量占比仅为12%,游离气含量偏低成为单井产量偏低的原因之一。     

基于概率统计的页岩气探明可采储量评估方法探讨——以川渝地区某页岩气开发区块为例

由于页岩气开发自身的特点以及从投产井获得的资料十分有限,技术和经济关键参数存在较大的不确定性,因此在评估页岩气开发项目可采储量时,可采储量的大小及其经济性也存在较高的不确定性和风险。为了定量描述和分析页岩气可采储量的风险,该文从概率统计的角度出发,建立基于改进ARPS双曲递减产量预测模块和国内财税机制现金流评价模块的一体化评估模型。通过对页岩气开发初期区块的实例评估可知,采用概率分布来定义技术和经济关键参数的范围以及描述页岩气可采储量评估结果的范围,相对于确定性法,能获得更多的信息：1)一体化评估模型在模拟后获得不同概率下的技术可采储量及其对应的产量预测剖面,可以定量描述技术可采储量结果存在的风险;2)经济评价模拟不仅给出满足规范要求的经济可采储量结果,而且定量说明项目经济性存在的风险;3)页岩气可采储量不确定性法评估是一项持续的技术工作,需要根据开发井数的不断增加、单井生产动态变化以及项目实际经济条件变化适时更新,以反映页岩气项目的实际开发状况。