延长油气区中生界页岩气资源评价系统分析

在延长油气区中生界长7陆相页岩气勘探认识的基础上,综合分析选取适合当前勘探程度的条件概率体积法计算页岩气地质资源量,其中通过有利区优选标准圈定含气面积922 km~2,页岩厚度与含气量相乘作为单一参数进行条件概率赋值,最终计算得到长7页岩气地质资源量2 456.26×10~8m~3。应用对比法和参数加权法对长7页岩气资源量可采系数进行估算,其中对比法估算为0.12,参数加权法估算为0.164。通过可靠度加权得到可采系数为0.151,结合评价出的地质资源量获得页岩气可采资源量368.44×10~8m~3。评价结果为延长油气区陆相页岩气的深入勘探开发提供了重要的指导作用,同时为其他地区页岩气资源量评价相关研究提供了技术借鉴。     

基于区间数地质参数的页岩气勘探开发区块优选

页岩气开发区块的优选是实施勘探开发的基础和前提,以南襄盆地、湘鄂西地区、渝东等地区的5个页岩气试验区块为研究对象,针对地质参数存在的不确定性和复杂性,采用区间数灰靶决策的方法对其开发潜力进行优选排序。系统地分析了不同参数对页岩气富集程度的作用,并选取页岩有效厚度、有机质丰度、热成熟度、埋深、脆性矿物含量、孔隙度、含气量7项指标建立了页岩气勘探开发优选评价指标体系;运用层次分析法和区间中心点距离法确定各指标的组合权重,修正单一方法确定权重对评价指标产生的影响,使权重值达到主观与客观的统一。基于灰色系统理论的方法建立的灰靶决策模型,对评价指标值为区间范围的研究区的勘探开发潜力进行了排序,初步估算了页岩气资源量。评价结果与实际勘探开发信息吻合较好,表明基于组合权重的区间数地质参数特征的页岩气勘探开发区块灰靶决策模型对页岩气区块的可采性进行评价是可行的。     

油气资源可采系数研究

中国以往的油气资源评价侧重于对地质资源量的评价,如何由地质资源量得到可采资源量一直是油气资源评价中的难题。为此,在新一轮(2003-2007年)全国油气资源评价中,对油气资源可采系数开展了专项研究。首先,将国内石油评价单元划分为中生代坳陷高渗单元、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗单元等24种类型,将天然气评价单元划分为克拉通盆地古隆起单元、前陆盆地冲断带单元等16种类型。然后,在对油气藏地质特征解剖和开发特征描述基础上,主要采用统计分析方法和类比分析方法,分析了评价单元地质、开发特征与可采系数之间的关系,进而建立起各评价单元油气资源可采系数的取值标准,为可采资源量的计算提供了依据和标准。     

页岩气已进入能源战略视野

我国页岩气富集地质条件优越,具有与美国大致相当的页岩气资源潜力和开发前景,美国页岩资源量超过28万亿m^3,据专家估算,我国页岩气可采资源量约为26万亿m^3。目前,国家发改委、国家能源局已着手积极推进页岩气勘探开发。     

中国页岩气近期勘探开发进展

中国页岩气资源丰富,勘探开发前景广阔。通过采用资源类比法预测中国页岩气地质资源量达95.00×10~(12) m~3,技术可采资源量16.30×10~(12) m~3,经济可采资源量12.86×10~(12) m~3。页岩气作为中国国家政策鼓励开发的绿色独立矿种之一,备受社会广泛关注。在国家级页岩气示范区建设的基础上,逐步形成和发展了在页岩气综合地质评价、开发技术优化、水平井优质快速钻井、水平井体积压裂、水平井工厂化作业、高效清洁开采等页岩气勘探开发主体技术,现场应用成效显著。截至2016年底,涪陵页岩气田已生产页岩气50.37×108 m~3,长宁—威远页岩气田生产页岩气23.04×108 m~3,昭通页岩气田生产页岩气约2×108m~3。页岩气的勘探开发正改变中国能源结构,缓解国内天然气供需矛盾,促进中国绿色低碳经济发展。但目前中国页岩气勘探开发才刚刚起步,页岩气的规模效益开发仍面临一系列技术瓶颈需要攻克,针对深层页岩气在评层选区、钻完井工艺、体积压裂改造等勘探开发方面仍需开展技术攻关,从而进一步推动中国页岩气产业蓬勃发展。     

油气田剩余可采储量、剩余可采储采比和剩余可采程度的年度评价方法

剩余可采储量、剩余可采储采比和剩余可采程度是判断油气田当前开发形势的重要指标,是决策是否进行开发调整的重要基础,因而受到全球各石油公司的高度重视。根据中国行业标准,评价可采储量的方法主要包括水驱曲线法、产量递减法和预测模型法。水驱曲线法仅适用于水驱开发的油田,而产量递减法和预测模型法则适用于已经进入递减阶段的任何储集类型、驱动类型和开采方式的油气田。DeGolyer and MacNaughton和Ryder Scott两家评估公司对中国境内油气田的剩余经济可采储量进行年度储量资产价值评价所使用的方法是由美国证券交易委员会多部门团队提供的Arps指数递减的变异公式。利用适用于不同开发模式的广义指数递减法,推导得到了油气田年度经济可采储量、剩余经济可采储量、技术可采储量、剩余技术可采储量、剩余可采储采比和剩余可采程度的计算公式,并对DeGolyer and MacNaughton公司使用的变异指数递减法进行了说明和评价。通过8个油田实际应用结果表明,笔者提供的计算方法实用有效。     

页岩气资源评价方法研究进展与发展方向

基于资评方法的原理和评价思路,目前页岩气资评方法可划分为静态法、动态法和综合法三大类。静态法包括成因法、统计法和类比法3类,每类方法下又包括若干种具体评价方法。国外常用统计法和动态法开展页岩气可采资源量的计算,而国内主要采用统计法中的体积法和类比法开展页岩气地质资源量评估。文章系统阐述了各资评方法的适用性、优缺点和取得的主要进展。随着我国页岩气勘探开发进程的深入,静态法和动态法页岩气资源评价均取得了较大进展;综合法进展相对缓慢。文中指出,页岩气资源分级评价和空间分布预测、页岩气资评刻度区建设和大数据应用技术以及多方法综合应用的资评方法体系是未来页岩气资源评价发展的主要方向,下一步要尽快完善适合中国页岩气勘探现状的页岩气经济评价和生态环境评价方法体系。     

阜新盆地煤层气资源可采性模糊数学评价

煤层气资源可采性评价是煤层气勘探开发的前提和基础。针对煤层气资源勘探开发的实际情况及目前煤层气开采的技术水平，基于模糊数学理论，在系统分析影响煤层气可采性主要储层地质参数、储集参数和物性参数等的基础上，建立了煤层气资源可采性评价指标体系，确定了评价参数隶属函数矩阵修正系数的方法，提出了煤层气可采性量化综合评价方案；并以阜新煤田为例，进行了煤层气可采性的综合评价。评价结果与实际情况较一致。     

对我国石油最终可采资源量的预测

引言我国石油的最终可采资源量,应由已发现的可采资源量和未发现的可采资源量两部分组成。前者应理解为已探明的可采储量;后者则应理解为,通过今后进一步勘探,在一个比较长的时间内,还可发现的探明可采储量。已探明的可采储量,根据目前的状态,又可分为,探明已开发的可采储量和探明未开发的可采储量。然而,对于国民经济与社会发展而言,目前的剩余可采     

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。     

致密油藏可采储量概率快速评估方法 ——以红河油田长8油藏为例

致密油藏储层致密、大面积含油、局部"甜点"富集、油水分布复杂以及后期工程改造带来的储层复杂性,决定了其单井开发动态与可采储量分布具有较大的差异性和较强的不确定性,很难用常规的储量评估方法得出合理的确定性认识.通过引入北美对非常规页岩油气藏储量的评估方法,采用已开发井确定单井储量,再用已开发井储量的概率分布特征来表征区块...     

全球凝析油资源潜力与勘探领域

凝析油是指从凝析气田的天然气中凝析出来的液态组分,其开发经济性高。"十三五"（2016—2020年）规划期间,以成藏组合为单元,采用常规、非常规油气资源评价方法,自主评价了全球不同级次的常规凝析油可采资源量和富含凝析油的页岩油技术可采资源量,明确了不同类型凝析油的潜力与分布。研究表明,全球常规凝析油可采资源总量为534.9×10⁸t,截至2020年底累计产出55.4×10⁸t,凝析油剩余2P可采储量为174.6×10⁸t,待发现可采资源量为241.8×10⁸t,已发现凝析油的可采储量增长量为63.1×10⁸t。全球凝析油具有广泛分布、集中富集的特点。近10年凝析油勘探新发现向深层和深水区延伸。页岩油藏是重要的凝析油储量增长点,自主评价全球页岩油技术可采资源量为738×10⁸t,预测与其伴生的凝析油可采资源量为（140~192）×10⁸t。评价结果表明全球凝析油可采资源丰富,为未来常规凝析油和页岩油勘探领域指明了方向。     

鄂尔多斯盆地延长组7段从致密油到页岩油认识的转变及勘探开发意义

2019年中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地发现庆城10亿吨级页岩油田,但其石油资源属于致密油还是页岩油尚存争议.基于延长组7段(长7段)烃源岩层系非常规油藏地质特征的系统分析,长7段整体为一套细粒沉积,单期砂体厚度小、砂地比低、源-储一体,认为其内部发育典型的页岩油藏.页岩油富集机理与成藏特征的深化认识带动长庆油田转...     

近年中国油气勘探开发形势及发展建议

近年来,中国的石油年新增探明储量明显下降,以致出现新增可采储量小于当年产量的情况,年产量也连续5年降至2×10⁸t以下。2015—2019年的平均勘探开发投资处于低谷是近年来石油储量、产量处于降势的原因之一。中国天然气快速发展期的出现比石油晚一个"相位",目前仍处在快速发展的平台上。中国页岩气近10年来已获得良好的起步,但应看到已获得的探明储量仅限于四川盆地东南部的五峰组—龙马溪组页岩。鄂尔多斯盆地西南部延长组7油层组已获得页岩油探明储量并开始建设开发实验区,准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油也获得重大突破并有望在储量、产量上取得大的进展,但应注意到中国页岩油的开发难度大、经济开发门槛高。致密(砂岩)油气是近期中国非常规油气中可望获得较快进展的领域,其中,鄂尔多斯盆地和四川盆地是其增储上产的主力地区。煤层气的进展与最初的期望差距较大,需要对其赋存条件和开发技术作认真研究。建议尽快实施油气生产的新一轮战略接替评价,并提出了5个优选区和领域;倡议设立勘探基金以支持开拓性的勘查项目,提出应以服务市场经济为导向对储量审定的相关规范进行补充修改。     

近年中国油气勘探开发形势及发展建议

近年来,中国的石油年新增探明储量明显下降,以致出现新增可采储量小于当年产量的情况,年产量也连续5年降至2×10⁸t以下。2015—2019年的平均勘探开发投资处于低谷是近年来石油储量、产量处于降势的原因之一。中国天然气快速发展期的出现比石油晚一个"相位",目前仍处在快速发展的平台上。中国页岩气近10年来已获得良好的起步,但应看到已获得的探明储量仅限于四川盆地东南部的五峰组—龙马溪组页岩。鄂尔多斯盆地西南部延长组7油层组已获得页岩油探明储量并开始建设开发实验区,准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油也获得重大突破并有望在储量、产量上取得大的进展,但应注意到中国页岩油的开发难度大、经济开发门槛高。致密(砂岩)油气是近期中国非常规油气中可望获得较快进展的领域,其中,鄂尔多斯盆地和四川盆地是其增储上产的主力地区。煤层气的进展与最初的期望差距较大,需要对其赋存条件和开发技术作认真研究。建议尽快实施油气生产的新一轮战略接替评价,并提出了5个优选区和领域;倡议设立勘探基金以支持开拓性的勘查项目,提出应以服务市场经济为导向对储量审定的相关规范进行补充修改。     

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组含气页岩地质特征及资源评价

为了摸清鄂尔多斯盆地上三叠统延长组页岩气的勘探潜力,通过野外露头调查、钻井岩心观察、老井资料复查,结合有机地球化学和岩石学分析、含气量现场解析测试等手段,系统开展了延长组含气页岩段展布特征、岩石矿物学特征、有机地球化学特征、储层特征、含气性等地质特征分析,明确了该区中生界含气（油）页岩的主要赋存层段为延长组长4+5、长7、长9段,其中长7段页岩品质条件最好;延长组湖相页岩分布面积较广,厚度大,干酪根类型为腐泥型,有机碳含量高、分布差异性大,吸附能力强,含气量值与海相页岩相当。在地质评价基础上,以含气泥页岩段作为评价单元,采用体积法计算出长9段含气页岩段的地质资源量为0.414 5×10¹² m³,长7段为1.150 6×10¹² m³,长4+5段为0.255 1×10¹² m³;其中长7段资源量占延长组总资源量的63%,可作为盆地页岩气勘探开发的优先选择层段。结论认为：鄂尔多斯盆地延长组页岩气资源量巨大,是未来值得重视的天然气勘探开发新领域。     

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。     

鄂尔多斯盆地致密油、页岩油特征及资源潜力

长庆油田对渗透率为0.3～1mD的超低渗透油藏已实现了规模有效开发。考虑到鄂尔多斯盆地石油勘探开发实际,将储集层地面空气渗透率小于0.3mD,赋存于油页岩及其互层共生的致密砂岩储层中,石油未经过大规模长距离运移的油藏称为致密油,包括致密砂岩油和页岩油2大类。延长组致密油主要发育于半深湖-深湖相区,以延长组7段（简称长7）油层组油页岩、致密砂岩和湖盆中部的延长组6段（简称长6）油层组致密砂岩最为典型。致密油具有分布范围广,烃源岩条件优越,砂岩储层致密,孔喉结构复杂,物性差,含油饱和度高,原油性质好,油藏压力系数低的特点。纳米级孔喉系统广泛发育是致密油储集体连续油气聚集的根本特征,延长组致密砂岩储层中大多数连通的孔喉直径大于临界孔喉直径,满足油气在致密储层中运移的条件。根据致密油层与生油岩层的接触关系,确定了3种致密油储集层类型：①致密块状砂岩储层;②砂岩-泥岩互层型储层;③油页岩型致密储层。鄂尔多斯盆地长6和长7油层组致密油分布广泛,初步预测致密油总资源量约30×10⁸t,其中长7油层组页岩油资源量超过10×10⁸t,长7油层组致密砂岩油资源量约9×10⁸t,长6油层组致密砂岩油资源量约11×10⁸t。致密油资源是长庆油田实现年产油气当量5000×10⁴t并长期稳产较为现实的石油接替资源。     

丁山地区页岩储层裂缝分布预测及页岩气保存条件评价

针对丁山地区龙马溪组裂缝发育分布及页岩气保存条件影响认识不清的问题,通过三轴岩石力学实验,对研究区进行古构造应力场模拟,并通过莫尔-库伦准则计算岩体破裂系数,对研究区裂缝分布规律进行预测,并优选页岩气勘探目标有利区.结果表明:差应力较小的区域以及二级或三级裂缝发育区为页岩气储层裂缝优势发育区,具有良好的保存效果;在裂缝...     

Quantitative study of generated shale hydrocarbon—a case study of lacustrine shale,Yanchang Formation

Shale hydrocarbon has recently received widespread interest due to its emergence as a type of clean energy. However, calculating the quantity of lacustrine shale hydrocarbon is a challenging issue that the petroleum geologists are currently facing, which results in a poor understanding of shale-hydrocarbon distribution. Using mass conservation law, as well as geochemical and geological rules, this paper tries to establish mathematical models for calculating the quantities of lacustrine shale hydrocarbon. A simple method is also introduced to acquire the target values. The lacustrine shale of the Yanchang Formation in the Ordos Basin is selected to establish the mathematical models and the parameter systems. The method is tested to be computationally efficient and highly practical. The results show that the generated shale gas and shale oil per ton of lacustrine shale of the Yanchang Formation are 1.2 m³ and 0.75 kg, respectively. The lacustrine shale of the Yanchang Formation has a high hydrocarbon potential and is recommended as a favorable target for shale hydrocarbon exploration.