页岩气资源／储量计算与评价技术规范
中华人民共和国地质矿产行业标准
DZ/T 0254-2014页岩气资源／储量计算与评价技术规范
2014-04-17发布2014-06-01实施
中华人民共和国国土资源部发布
前言
本标准按照GB/T 1.1-2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准由中华人民共和国国土资源部提出。
本标准由全国国土资源标准化技术委员会（SAC/TC93)归口。
本标准起草单位：国土资源部矿产资源评审中心石油天然气专业办公室、中国石油天然气股份有限公司、中国石油化工股份有限公司、陕西延长石油（集团）有限责任公司。
本标准主要起草人：陈永武、王少波、韩征、王永祥、耿龙祥、吝文、张延庆、乔春磊、王香增、郭齐军、张君峰、包书景、刘洪林、胡晓春。
本标准由中华人民共和国国土资源部负责解释。
DZ/T 0254-2014
页岩气资源／储量计算与评价技术规范
1 范围
本标准规定了页岩气资源／储量分类分级及定义、储量计算方法、储量评价的技术要求。本标准适用于页岩气资源／储量计算、评价、资源勘查、开发设计及报告编写。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 13610—2003 天然气的组成分析气相色谱法
GB／T 19492—2004 石油天然气资源/储量分类
GB／T 19559—2008 煤层气含量测定方法
DZ／T 0216—2010 煤层气资源/储量规范
DZ／T 0217—2005 石油天然气储量计算规范
SY／T 5895--1993 石油工业常用量和单位（勘探开发部分）
SY／T 6098--2010 天然气可采储量计算方法
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1 页岩气shale gas
赋存于富含有机质的页岩层段中，以吸附气、游离气和溶解气状态储藏的天然气，主体上是自生自储成藏的连续性气藏；属于非常规天然气，可通过体积压裂改造获得商业气流。3.2 页岩层段shale layers
富含有机质的烃源岩系，以页岩、泥岩和粉砂质泥岩为主，含少量砂岩、碳酸盐岩或硅质岩等夹层中的致密砂岩气或常规天然气，按照天然气储量计算规范进行计算，若达不到单独开
采价值的，作为页岩气在共伴生矿产进行综合勘查、开采。
3.3脆性矿物及含量brittle mineral and content
页岩中的脆性矿物主要指页岩中的碳酸盐矿物和硅酸盐矿物（石英、长石和岩屑碎屑）。脆性矿物含量大小与页岩产层压裂改造的难易程度有关，要获得较好的压裂效果，页岩中的脆性矿物含量要大于30%。
4 总则
4.1 页岩气资源/储量分类体系采用GB／T 19492—2004 油气分类体系，分类框架图见附录B。
4．2 对已发现储量的分类，立足于以气藏为基本评价单元，在勘探开发各阶段结束时，在现代经济技术条件下，对气藏的地质认识程度和生产能力的实际证实程度，侧重于为勘探开发整体效益和中长期规划服务。
4.3 从页岩气田发现直至气田废弃的各个勘探开发阶段，应根据勘探开发阶段，依据地质、工程资料和技术经济条件的变化，分阶段适时进行储量计算、复算、核算、结算和动态更新。
4.4 探明和控制储量计算，原则上应包括计算地质储量、技术可采储量和经济可采储量。预测储量和资源量计算，应包括计算地质资源/储量、技术可采资源/储量。储量复算指首次向国家申报探明储量后、开发生产井完钻后3年内进行的储量计算。储量核算是指储量复算后开发生产过程中的各次储量计算。储量结算指气田废弃前的储量与产量清算，包括剩余未采出储量的核销。
4．5 页岩气勘探开发可分为4个阶段：勘探阶段、评价阶段、先导试验阶段、产能建设和生产阶段。
勘探阶段：对有利区带，进行地球物理勘探和探井钻探，建立完整的目的层取心剖面，查明储层厚度、含气性、物性等特征，并进行压裂改造达到页岩气井产量起算标准，优选出有利的评价区，并初步了解评价区的气藏特征、可以计算资源量。
评价阶段：对评价区进行地球物理勘探，查明构造形态、断层分布、储层分布、储层物性变化等地质特征。进行评价井（直井和水平井）钻探，并开展直井和水平井压裂改造达到页岩气井产量起算标准，通过评价井（直井和水平井）和地震资料基本圈定气范围，取全相关评价资料，查明气藏类型、储集类型、驱动类型、流体性质及分布，并优选出建产区，提交预测储量和控制储量。
先导性试验阶段：对建产区进行地球物理勘探、精确查明建产区构造特征、应力分布、岩石力学参数和TOC平面分布等特征。开展直井和水平井组先导性试验，并达到页岩气井产量起算标准，落实产能和开发井距等关键开发参数，完成初步开发设计或正式开发方案，根据井控面积的范围，提交建产区探明储量。
产能建设和生产阶段：实施开发方案，气田投入生产，补取必要的动态资料，进一步评价储量区，并进行储量复算，核算等动态管理和更新。
4．6 关于页岩气层的地震、钻井、测试、分析化验等工作量，执行DZ/T 0217-2005中有关天然气的要求。
4．7 探明储量上报3年后，开始核查开发方案实施情况，并进行控制和预测储量的升级评价，5年后按照开发方案实施情况，再次确认或动态更新探明储量。
5 页岩气地质储量计算
按照GB/T19492-2004划分的探明的、控制的、预测的地质储量及有关规定，结合页岩气勘探开发特点进行储量计算。
5.1 储量计算应具备的条件
5．1．1储量起算标准
储量起算标准如下：
a)试采6个月的单井平均产气量下限标准见表1。其中，试采6个月的单井平均产气量下限是进行储量计算应达到的最低经济条件，各地区可根据当地价格和成本等测算示得只回收开发井投资的试采6个月的单井平均产气量下限；也可用平均的操作费和气价求得平均井深的试6个月的单井平均产气量下限，再根据实际井深求得不同井深的试采取措6个月的单井平均产气量下限。
表1 试采6个月的单井平均产气量下限标准
气藏埋深（m）直井产气量（104 m3/d）水平井产气量（104 m3/d）
≤5000.05 0.5
>500～≤1000 0.1 1.0
>1000～≤20000.2 2.0
>2000～≤3000 0.4 4.0
>3000 1.0 6.0
注：试采6个月的单井平均产气量指试采前6个月获得的单井平均日产气量。
b) 含气量下限标准见表2
表2 含气量下限标准
页岩有效厚度m 含气量m3/t
>50 1
50～30 2
<30 4
c)总有机碳含量(TOC)下限标准:TOC≥1%。
d)镜质体反射率(R0)下限标准:R0≥0.7%。
e)页岩中脆性矿物含量下限标准：脆性矿物含量≥30%。
f)勘查程度和地质认识程度要求（见表3）是进行储量计算的地质可靠程度的基本条件。
表3 页岩气各级地质储量勘查程度和认识程度要求
5.1.2 探明地质储量
查明了页岩气藏的地质特征、页岩气层及其含气性的分布规律和开采技术条件（在钻井、测井、测试、录井及各种化验分析测试资料基础上，弄清楚了储集类型、页岩气层物性、压力系统、天然气性质、气体流动能力等）；通过实施水平井和直井小井网的页岩气层试验或开发井网证实了勘探范围内的页岩气资源及可采性，单井稳定产气量达到了储量起算要求。勘探开发程度和地质认识程度符合表3中的要求。页岩气储量的可靠程度很高，储量的可信度大于80%以上。
5.1.3 控制地质储量
基本查明了页岩气藏的地质特征和页岩含气性的分布规律，开采技术条件基本得到了控制，并通过单井试验和参数值模拟，基本查明典型地质背景下页岩气地面钻井的单井产能情况。含气范围内的单井试气产量达到了储量起算要求，或相邻探明区（层）以外可能含气的范围。但因参数井和生产试验井数量有限，不足以完全了解整个气藏计算范围内的气体赋存条件和产气措施，因此页岩气资源可靠程度中等，储量的可信度约50%。
5.1.4 预测地质储量
初步查明了构造形态、页岩气层情况，初步认识了页岩气资源的分布规律，获得了页岩气藏中典型构造环境下的页岩气层参数，大部分页岩气层参数条件是推测得到的。预探井试气产量达到储量起算要求或已获得气流，或钻遇了气层，或紧邻在探明储量（或控制储量）之外预测有气层的存在，经综合分析有进一步评价勘探的价值。页岩气资源的可靠程度较低，储量的可信度为10%-20%。
5.2 储量计算单元划分原则
储量计算单元（简称计算单元）划分应充分考虑构造、页岩气层非均质性等地质条件，结合井控等情况综合确定。
a）计算单元平面上一般按井区确定。
1）面积很大的气藏，视不同情况可细分单元；
2）当气藏类型、页岩气层类型相似，且含气连片或叠置时，可合并为一个计算单元。
b）计算单元纵向上一般按含气页岩层段，结合含气量、孔隙度、脆性矿物含量、总有机碳含量和压裂技术（纵向压裂技术）等因素确定计算单元。一般单个计算单元不超过100m。
5.3 地质储量计算方法
页岩气以吸附气、游离气和溶解气三种状态储藏在页岩层段中，页岩气总地质储量为吸附气、游离气和溶解气的地质储量之和；当页岩层段中不含原油时则无溶解气地质储量。
根据页岩层段储层情况确定页岩气地质储量计算方法。计算主要采用静态法；根据气藏情况或资料情况也可采用动态法；可采用确定性方法，也可采用概率法。
储量计算公式中符号名称和计量单位见附录A，符合SY／T 5895-1993。
5.3.1 静态法
静态法包括体积法和容积法，其精度取决于对气藏地质条件和储层条件的认识，也取决于有关参数的精度和数量。吸附气地质储量采用体积法计算，游离气和溶解气地质储量采用容积法计算。
a)吸附气地质储量计算方法
计算页岩层段中吸附在泥质岩粘土矿物和有机质表面的吸附气地质储量时，采用体积法，见式（1）
Gx=0.01 Ag hρy Cx/Zi (1)
式（1）中Cx为页岩层段中的吸附气含量，测定方法见6.4.2。
b）游离气地质储量计算方法
计算页岩层段中储集在页岩基质孔隙和夹层孔隙中的游离气地质储量时，采用容积法，见式（2）：
Gy＝0.01 Ag hφ Sgi/Bgi (2)
式（2）中Bgi为原始页岩气体积系数，用式（3）求得：
Bgi＝Psc Zi T/Pi Tsc (3)
c)溶解气地质储量计算方法
当页岩层段含有原油时，采用容积法计算溶解气地质储量，计算方法与常规油气相同，见DZ/T 0217-2005的5.3.1。计算公式如下：
Gs= 10-4N Rsi （4）
d)页岩气总地质储量计算方法
1）将上述式（1）、式（2）和式（4）计算的吸附气、游离气和溶解气地质储量相加，即为页岩气总地质储量，公式如下：
Gz= Gx+ Gy+Gs (5)
2）当页岩层段不含原油时，不计算溶解气地质储量，将上述式（1）和式（2）计算的吸附气和游离气地质储量相加，即为页岩气总地质储量，公式如下：
Gz= Gx+ Gy （6）
也可用下式计算页岩层段中吸附气与游离气之和，方法为体积法，公式如下：
Gz=0.01 Ag hρy Cz (7)
其中式（7）中的CZ为页岩层段中的总含气量，测定方法见6.4.1。
e)当气藏中总非烃类气含量大于15%或单项非烃类气含量大于以下要求者，烃类气和非烃类气地质储量应分别计算：硫化氢含量大于0.5%，二氧化碳含量大于5%，氦含量大于0.1%。
5.3.2 动态法
当页岩气勘探开发阶段已取得较丰富的生产资料时，可采用动态法计算，根据产量、压力数据的可靠程度，划分探明地质储量和控制地质储量。
a) 气藏主要采用物质平衡法、弹性二相法和产量递减法计算页岩气地质储量。
1）物质平衡法：采用物质平衡法的压降图（视地层压力与累积产量关系图）直线外推法，废弃视地层压力为零时的累积产量即为页岩气地质储量（见SY/T 6098-2010的6.1）。
2）弹性二相法：采用井底流动压力与开井生产时间的压降曲线图直线段外推法，废弃相对压力为零时可计算单井控制的页岩气地质储量（见SY/T 6098-2010的6.2）。
3）产量递减法：对于处于递减阶段生产的气藏，可采用产量与时间的统计资料计算页岩气地质储量（见SY/T 6098-2010的6.3）。
b）气藏也可根据驱动类型和开发方式等选择合理的计算方法（见SY/T 6098-2010），计算页岩气可采储量和选取采收率，由此求得页岩气地质储量。
5.3.3 概率法
5.3.3.1 根据构造、储层、地层与岩性边界、气藏类型等，确定含气面积的变化范围。
5.3.3.2 根据地质条件、下限标准、测井解释等，分别确定有效厚度和单储系数的变化范围。
5.3.3.3 根据储量计算参数的变化范围，求得储量累积概率曲线，按规定概率值估算各类地质储量。
6 地质储量计算参数确定
6.1 含气面积（Ag）
充分利用地震、钻井、测井和测试（含试气和试采，下同）等资料，综合研究气藏分布规律，确定气藏边界，编制反映气藏（储集体）顶（底）面形态的海拔高度等值线图，圈定含气面积。
储量计算单元的边界，由查明的页岩气藏的各类地质边界，如断层、地层变化（变薄、尖灭、剥蚀、变质等）等边界确定；若未查明含气边界，主要由达到储量起算下限（单井平均产气量下限、含气量下限等）的页岩气井圈定，也可以由矿权区边界、自然地理边界或人为划定的储量计算线等圈定。
不同级别的地质储量，含气面积圈定要求不同。
6.1.1 探明含气面积
页岩储层的认识程度应达到表3要求。含气面积边界圈定原则如下：
a)依据测试资料证实的流体界面圈定的含气面积。
b）钻井和测井、地震综合确定的页岩气藏边界（即断层、尖灭、剥蚀等地质边界），达到储量起算标准（单井平均产气量下限、含气量下限等）的下限边界。
c）当地质边界或含气边界未查明时，沿边部页岩气井（达到产气量下限标准）外推，探明面积边界外推距离不大于开发井距的1-1.5倍，可分以下几种情况：
1）1口井达到产气量下限值时，以此井为中心外推1-1.5倍开发井距；
2）在有多口相邻井达到产气量下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过3倍开发井距，可分别以这两口井为中心外推1-1.5倍开发井距；
3）在有多口相邻井达到产气量下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过2倍开发井距，但小于3倍开发井距时，井间所有面积都计为探明面积，同时可以这2口井为中心外推1-1.5倍开发井距作为探明面积边界；
4）在有多口相邻井达到产气量下限值，且井间距离都不超过两个开发井距时，探明面积边界可以边缘井为中心外推1-1.5倍开发井距。
5）由于特殊原因也可由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定。作为探明面积边界距离边部页岩气井（达到产气量下限标准）不大于1-1.5倍开发井距。
6.1.2 控制含气面积
页岩储层的认识程度应达到表3要求。含气面积边界圈定原则如下：
a)依据钻遇的、或测井解释的、或预测的流体界面圈定的含气面积。
b) 探明含气边界到预测含气边界之间圈定的含气面积。
c) 当地质边界或含气边界未查明时，沿边部页岩气井（达到产气量下限标准）外推，具体外推距离视页岩气层稳定程度和构造复杂程度确定，一般为探明储量外推距离的2倍。
6.1.3 预测含气面积
页岩储层的认识程度应达到表3要求。含气面积边界圈定原则如下：
a) 依据预测的流体界面或圈闭溢出点圈定的含气面积。
b)控制含气边界到预测含气边界之间圈定的含气面积。
c) 当地质边界或含气边界未查明时，沿边部页岩气井（达到产气量下限标准）外推，具体外推距离视页岩气层稳定程度和构造复杂程度确定，一般为控制储量外推距离的2倍。
6.2 有效厚度
气层有效厚度（简称有效厚度），指达到储量起算要求的含气层段中具有产气能力的那部分储层厚度。不同级别的地质储量，有效厚度确定要求不同。
6.2.1 探明储量的有效厚度
6.2.1.1 有效厚度要求确定
6.2.1.1.1 应制定气层划分标准。
6.2.1.1.2 应以岩心分析资料和测井解释资料为基础，以测试资料为依据，在研究岩性、物性、电性与含气性关系后，确定其有效厚度划分的岩性、物性、电性、页岩含气量、总有机碳含量、镜质体反射率、脆性矿物含量等下限标准。
6.2.1.1.3 有效厚度应主要根据钻井取心、测井、试气试采等资料划定，井斜过大时应进行井斜和厚度校正。
6.2.1.2 有效厚度划分
6.2.1.2．1 以测井解释资料划分有效厚度时，应对有关测井曲线进行必要的井筒环境（如井径变化等）校正和不同测井系列的归一化处理。
6.2.1.2．2 以岩心分析资料划分有效厚度时，气层段应取全岩心，收获率不低于80%。
6.2.2 控制储量的有效厚度
控制地质储量的有效厚度，可根据已出气层类比划分，也可选择邻区类似气藏的下限标准划分。
6.2.3 预测储量的有效厚度
预测地质储量的有效厚度，可用测井、录井等资料推测确定，无井区块可用邻区块资料类比确定。
6.3 页岩质量密度（ρy）
页岩质量密度为视页岩质量密度，可由取心实验测定方法获得。
6.4 页岩总含气量和吸附气量(Cz和Cx)
6.4.1 总含气量(Cz)
总含气量主要方法由解析法、保压岩心法的分析方法得到。具体方法如下：
a）解析法是测量页岩含气量的最直接方法，通常在取心现场完成。钻井取心过程中，待岩心提上井口后迅速将其装入密封的样品罐，在模拟地层温度条件下测量页岩中天然气的释放总量。
B）保压岩心法是在钻孔内采用保压岩心罐取心，这就使得所有页岩气都保存在岩样中，通过解析直接测得含气量，无须再计算逸散气。这种方法可准确、全面测定含气量，特别是取心时间长、气体散失量大的深孔。
6.4.2 吸附气含量(Cx)
吸附气含量可通过等温吸附实验法得到。
等温吸附模拟实验法：通过页岩样品的等温吸附实验来模拟样品的吸附过程及吸附量，通常采用兰格缪尔（Langmuir ）模型描述其吸附特征。根据该实验得到的等温吸附曲线可以获得不同样品在不同压力（深度）下的最大吸附含气量，也可通过实验确定该页岩样品的兰格缪尔方程计算参数。
6.4.3采样要求
含气量测定应采用行业标准，采样间隔：页岩厚度30m以内，每1米取1个样；页岩厚度30m以上，均匀分布取30个样以上(取样间隔最高2米)。以往测定的含气量可参考应用，但应进行校正。
页岩气成分测定执行GB/T 13610—2003。页岩气储量应根据气体成分的不同分类计算。一般情况下，参与储量计算的页岩含气量测定值中应剔除浓度超过10％的非烃气体成分。
6.5 原始页岩气体积系数（Bgi）
原始页岩气体积系数由式（3）求得。原始地层压力和原始气体偏差系数如下：
a)原始地层压力（Pi）和地层温度（T）是指折算气藏中部的地层压力和地层温度；
b)原始气体偏差系数（Zi）可由实验室气体样品测定，也可根据页岩气组分和相对密度求得。
6.6 储量计算参数选值
a）应用多种方法（或多种资料）求得的储量计算参数，选用一种有代表性的参数值。
b）计算单元的各项储量计算参数选值：
1）有效厚度、页岩气含量采用等值线面积权衡法，也可采用井点控制面积或均匀网格面积权衡法；
2）在作图时，应考虑气藏情况和储量参数变化规律；
3）在特殊情况下(如井密度大且分布均匀)，也可采用井点值算术平均法。
c）通过综合研究，建立地质模型，可直接采用计算机图形，求取储量计算参数并计算地质储量。
d）我国页岩气储量的地面要求条件指：温度20℃，绝对压力0.101MPa。各项储量计算参数的有效位数要求见附录A的规定。计算单元的储量计算参数选值，储量的计算和汇总，一律采用四舍五入进位法。
7 技术可采储量计算
7.1 探明技术可采储量计算
7.1.1 探明技术可采储量的计算条件
计算条件包括以下几个方面：
a) 已实施的操作技术和近期将采用的操作技术（包括采气技术和提高采收率技术，下同）。
b) 已有初步开发设计或正式开发方案。
c) 以近期平均价格和成本为准，可行性评价是经济的和次经济的。
d)满足页岩气开发需要的地表条件和水源条件。
7.1.2 探明技术可采储量的计算
7.1.2．1探明技术可采储量的计算公式和计算方法见7.4。
7.1.2．2采收率一般是确定目前成熟的可实施的技术条件下的最终采收率。
7.2 控制技术可采储量计算
7.2.1 控制技术可采储量计算条件
计算条件包括以下几个方面：
a) 推测可能实施的操作技术。
b) 可行性评价为次经济以上。
7.2.2 控制技术可采储量的计算
7.2.2．1控制技术可采储量的计算公式和计算方法见7.4。
7.2.2．2采收率一般是确定目前成熟的可实施的技术条件下的最终采收率。
7．3 预测技术可采储量计算
7．3．1预测技术可采储量的计算条件
是在推测可能实施的操作技术条件下对预测技术可采储量所作的乐观估计，由于不确定性较大，预测技术可采储量只能是内蕴经济的。
7.3．2预测技术可采储量的计算
7．3．2．1预测技术可采储量的计算公式和计算方法见7.4。
7．3．2．2 采收率一般是确定在乐观推测可能实施的操作技术条件下的最终采收率。7．4 未开发-开发初期页岩气技术可采储量计算
7.4.1技术可采储量计算
一般是根据计算泄气范围内的地质储量和确定的采收率，按下列公式计算技术可采储量。GR ＝Gxx×ER (8)
Gxx=0.01 Agx h Czρy(9)
式中：
Gxx为泄气面积内的页岩气地质储量。
Agx（泄气面积）=单井泄气面积×开发方案中设计的开发井数；
单井泄气面积=泄气长度（射孔井段长度+指端长度+跟端长度）×泄气宽度。
7．4．2 采收率确定要求
7．4．2．1 一般是指在目前可实施的技术条件下（如直井、水平井、多次压裂等）的最终采收率。
7．4．2．2对于提高采收率技术增加的技术可采储量，计算分为下列情况：
a)提高采收率的技术已在本气藏进行先导试验，证实有效并计划实施；
b)在与本气藏相似的同类气藏中已经使用成功的提高采收率技术，并可类比和计划实施。
7.4.3 采收率确定方法
页岩气藏采收率：根据气藏类型、储层特性和开发方式、废弃压力等情况，应用水平井（组）动态生产资料和储层资料与开发成熟地区相似条件页岩气田类比，选择经验公式法、经验取值法、类比法和数值模拟法求取（SY／T 6098-2010）。
7.5 已开发页岩气技术可采储量计算
气田投入开发生产一段时间后，已开发技术可采储量一般直接用开发井的生产数据计算，主要计算方法是产量递减法、物质平衡法和数值模拟法等，这些方法一般用于单井技术可采储量的计算。
7．5．1产量递减法
产量递减法是通过研究页岩气井的产气规律、分析气井的生产特性和历史资料来预测储量，一般是在页岩气井经历了产气高峰并开始稳产或出现递减后，利用产量递减曲线的斜率对未来产量进行计算。
产量递减法实际上是页岩气井生产特性外推法，运用产量递减法必须满足以下几个条件：
a) 有理由相信所选用的生产曲线有典型的代表意义；
b) 可以明确界定气井的产气面积；
c) 在产量与时间曲线上产气高峰后至少有6个月以上稳定的气产量递减曲线斜率值；
d) 必须有效排除由于市场减缩、修井或地表水处理等非地质原因造成的产量变化对递减曲线斜率值判定的影响。
在气井投入生产开发阶段，产量递减法可以配合体积法和数值模拟法一起提高储量计算精度。见SY／T 6098-2010的6.3和6.4。
7．5．2物质平衡法
气田（藏）地层压力降低明显和达到一定采出程度时，根据定期的地层压力和气、水累积产量等资料，通过采出量随压力下降的变化关系求得与废弃压力相对应的可采储量，物质平衡法是以物质平衡为基础，对平均地层压力和采气量之间的隐含关系进行分析，建立适合某一气藏的物质平衡方程。
物质平衡法适用于密闭气藏系统的近似计算，不适用于页岩与相邻地层连通的情况。同时，必须有足够的压力和可靠的生产数据，并且储层必须达到半稳定状态。该方法带有时间性和隐含性，并且易受到地层各向异性、气藏采气强度的影响，在不同开发阶段所确定的储量不同。见SY／T 6098-2010的的6.1。
7．5．3数值模拟法
是根据气藏特征及初步开发设计或正式开发方案等，建立气藏模型，并经历史拟合证实模型有效后，进行模拟计算，可求得技术可采储量。模拟页岩储层的吸附机理与孔隙特征和气、
水两相流体的3种流动方式（解吸、扩散和渗流）及其相互作用过程，以及页岩岩石力学性质和力学表现等。储层描述是对储层参数的空间分布和平面展布特征的研究，是进行定量评价的基础，描述应该包括基础地质、储层物性及生产动态等3个方面的参数，通过这些参数的描述建立储层地质模型用于产能预测。历史拟合与产能预测是利用储层模拟工具对所获得的储层地质和工程参数进行计算，将计算所得气、水产量及压力值与气井实际产量值和实测压力值进行历史拟合。当模拟的气、水产量动态与气井实际生产动态相匹配时，即可建立储层模型获得产气量曲线，预测未来的气体产量并获得最终的页岩气累计总产量。
8 经济评价与经济可采储量计算
8．1 探明经济可采储量的计算
探明经济可采储量计算的计算必须满足下列条件：
a) 经济条件基于不同要求可采用评价基准日的、或合同的价格和成本以及其它有关的条件；
b) 操作技术（主要包括提高采收率技术）是已实施的技术，或先导试验证实的并肯定付诸实施的技术，或本气田同类气藏实际成功并可类比和肯定付诸实施的技术；
c) 已有初步开发设计或正式开发方案，并已列入五年开发计划；
d)页岩气储量周边已铺设天然气管道或已有管道建设协议或有液化天然气（LNG）、压缩天然气（CNC）等储运设施计划，并有销售合同或协议；
e) 与经济可采储量相应的含气边界是钻井或测井、或测试、或可靠的压力测试资料证实的流体界面，或者是钻遇井的气层底界，并且含气边界内有合理的井控程度；
f) 实际生产或测试证实了商业性生产能力，或目标储层与邻井同层位或本井邻层位已证实商业性生产能力的储层相似；
g) 可行性评价是经济的；
h) 将来实际采出量大于或等于计算的经济可采储量的概率至少为80%。
8.2 探明次经济可采储量计算条件
探明次经济可采储量是指探明技术可采储量与探明经济可采储量的差值，包括如下两部分：
a)可行性评价为次经济的技术可采储量；
b)由于合同和提高采收率技术等原因，尚不能划为探明经济可采储量的技术可采储量。
8.3 控制经济可采储量计算条件
8.3.1与控制技术可采储量的唯一差别，要求7.2.1中的可采储量经过经济评价是经济的。8.3.2 将来实际采出量大于或等于计算的经济可采储量的概率至少为50%。
8.4 控制次经济可采储量计算条件
控制次经济可采储量是指控制技术可采储量与控制经济可采储量的差值。
8.5 经济评价方法和参数取值要求
8．5．1探明、控制技术可采储量一般都应采用现金流量法对页岩气田开发可行性进行经济评价，其目的是确定经济可采储量数量和储量价值。
8．5．2 勘探投资根据含气面积内的探井、评价井计算，开发建设投资根据初步开发设计或正式开发方案提供的依据测算。
8．5．3 成本、价格和税率等经济指标，一般情况下，应根据本气田实际情况，考虑同类已开发气田的统计资料，确定一定时期或年度的平均值；有合同规定的，按合同规定的价格和成本。价格和成本在评价期保持不变，即不考虑通货膨胀和紧缩因素。
8．5．4 高峰期的产量和递减期的递减率，应在系统试采和开发设计或正式开发方案的基础
上论证确定。
8．5．4 经济评价结果净现值大于或等于零，内部收益率达到企业规定收益率，气田开发为经济的，可进行经济可采储量计算。如果达不到上述评价指标，定为次经济可采储量。
8.6 经济可采储量及其价值计算
采用现金流量法，工作内容包括：
a）预测分年、月度产量。已开发气田可直接采用产量递减法求得，其它动态法也最好转换为累积产量与生产时间关系曲线求得。不具备条件的通过研究确定高峰期产量和递减期递减率预测求得，应在系统试采和初步开发设计或正式开发方案的基础上论证确定。
b）投资、成本、价格和税率等经济指标，按上述要求取值。
c）测算页岩气田经济极限。经济极限定义为某个页岩气田所产生的月净收入等于操作该页岩气田的月净支出（维护运营的操作成本和税费）时的产量。对海上页岩气田，储量的经济寿命不应该超过开发该气田的平台寿命。
d）计算经济可采储量，即从指定日期到产量降至经济极限产量时的累计产量。
e）折现率一般取值8%，计算折现现金流量，求得净现值即储量价值。
9、未发现原地资源量计算
9.1未发现原地资源量
未发现原地资源量是指在勘探程度较低地区的层系，地质条件和勘探工作表明具有前景的资源量。
9．2 未发现原地资源量计算方法
未发现原地资源量计算可以采用类比法、体积法及容积法等。
9.2.1 类比法
类比法适用于没有实测含气量、含气饱和度（或含水饱和度）数据的评价（计算）单元页岩气资源量的计算。可以分为含气量类比法和资源丰度类比法。
含气量类比法：含气量类比法是以含气量作为主要类比参数进行类比的方法。当评价（计算）单元具备含气页岩层段厚度数据时，通过对评价（计算）单元地质特征、成藏条件、含气性等各项参数与已探明区相似性研究，选择类比的关键参数计算相似系数和类比已探明单元含气量，根据有效面积和有效厚度，计算页岩气资源量。
评价（计算）单元页岩气资源量基本计算公式为：
Q=Σ（Si×h×ρy×Gi×αi） (10)
相似系数αi由下式计算得到：
αi=评价单元地质类比总分/已知单元地质类比总分（11）
i—评价（计算）单元子区的个数（i块或i层）。
资源丰度类比法：资源丰度类比法是以资源面积丰度作为主要的类比参数进行类比的方法。当评价（计算）单元具备含气页岩层段厚度数据时，通过对评价（计算）单元地质特征、成藏条件、含气性等各项参数与已探明区相似性研究，选择类比的关键参数计算相似系数和类比已探明单元资源丰度，根据有效面积和有效厚度，计算页岩气资源量。
评价（计算）单元页岩气资源量基本计算公式为：
Q=Σ（Si×Ki×αi） (12)
相似系数αi计算依据公式（11）。
9.2.2 体积法及容积法
当类评价（计算）单元具备实测含气量、含气饱和度（或含水饱和度）数据时，可以采用体
积法、容积法进行页岩气资源量的计算，具体方法见5.3。
9.3 未发现原地可采资源量计算
未发现原地可采资源量计算采用类比法、经验取值法等方法。
10 储量综合评价
页岩储量综合评价是对储量规模、储量丰度、产能、埋藏深度、物性、有机碳含量、热演化程度和脆性矿物含量等储量品质的分类和评价，具体见附录D。
附录A（规范性附录）
表A.1 储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数
参数名称符号计量单位名称符号取值位数
含气面积Ag 平方千米km2 小数点后二位
页岩吸附气含量Cx 立方米每吨m3／t 小数点后一位
页岩总含气量Cz 立方米每吨m3／t 小数点后一位
页岩质量密度ρy吨每立方米t／m3 小数点后二位
原始页岩气体积系数Bgi 无因次小数点后五位
采收率ER 小数 f 小数点后三位
页岩气总地质储量Gz 亿立方米108m3 小数点后二位
页岩气可采储量GR 亿立方米108m3 小数点后二位
有效厚度h 米m 小数点后一位
原始地层压力Pi 兆帕MPa 小数点后三位
地面标准压力Psc 兆帕MPa 小数点后三位
原始溶解气油比Rsi 立方米每立方米m3/ m3 整数
页岩气单储系数Sgf 亿立方米每平方千米米108m3/km2.m 小数点后二位
原始含气饱和度Sgi 小数 f 小数点后三位
地层温度T 开尔文K 小数点后二位
地面标准温度Tsc 开尔文K 小数点后二位
原始气体偏差系数Zi 无因次小数点后三位
有效孔隙度φ小数 f 小数点后三位
废弃储层压力Pa 兆帕MPa 小数点后二位
单井日产气量gg 立方米每天m3／d 小数点后二位
单井日产水量gw 立方米每天m3／d 小数点后二位
破裂压力Pf 兆帕MPa 小数点后二位
压力梯度Kp 兆帕每百米MPa／100 m 小数点后二位
页岩气埋深H 米m 小数点后一位
渗透率k 平方米mD 小数点后二位
页岩气资源量Q 万亿立方米1012m3 小数点后二位
评价计算单元有效面积Si 平方千米km2 小数点后二位
评价计算单元有效厚度h 米m 小数点后一位
已知单元含气量Gi 吨每立方米t/m3 小数点后一位
已知单元标准区页岩气资源丰度Ki亿立方米每平方千米108m3/km2小数点后二位
附录B（规范性附录）
资源/储量分类框架图(B.1)
附录C（规范性附录）
表C.1 页岩气探明地质储量勘查程度基本要求
附录D（规范性附录）
表D.1 储量规模分类
分类页岩气可采储量(108m3)
特大型≥2500
大型≥250～＜2500
中型≥25～＜250
小型≥2.5～＜25
特小型＜2.5
表D.2 储量丰度分类
分类页岩气可采储量丰度(108m3/km2)
高≥8.0
中≥2.5～＜8.0
低≥0.8～＜2.5
特低＜0.8
表D.3 页岩气井产能分类（按千米井深计算的试采前6个月平均日产）分类气藏千米井深稳定产量（104m3/km.d)
高产≥10
中产≥3～＜10
低产≥0.3～＜3
特低产＜0.3
表D.4 埋藏深度分类
分类气藏中部埋藏深度(m)
浅层＜500
中浅层≥500～＜2000
中深层≥2000～＜3500
深层≥3500～＜4500
超深层≥4500
表D.5 页岩气层孔隙度和渗透率分类
分类页岩气层孔隙度（%）
高≥10
中≥5～＜10
低≥2～＜5
特低＜2
分类页岩气层空气渗透率（mD）高≥100～＜500
中≥10～＜100
低≥1～＜10
特低＜1
表D.6 总有机碳含量(TOC)分类
分类总有机碳含量TOC （%）特高≥4.0
高≥2.0～＜4.0
中≥1.0～＜2.0
低＜1.0
表D.7 热演化程度分类
分类镜质体反射率Ro （%）
高≥2.0
中≥1.30～＜2.0
低≥0.5～＜1.30
表D.8 页岩中脆性矿物含量分类分类脆性矿物含量（%）
高≥40～＜50
中≥30～＜40
低＜30
页岩气资源调查评价与勘查示范立项指导意见 页岩气是一种清洁、高效的非常规天然气资源。中央高度重视页岩气资源调查工作，国土资源部积极落实中央部署，组织编制了《全国页岩气资源调查评价和勘查示范专项实施方案》，为专项的组织实施，规范页岩气资源调查项目立项工作，特提出如下指导意见。 一、项目设置 全国页岩气资源调查评价和勘查示范专项，按照页岩气地质理论和评价方法研究、页岩气资源调查评价（包括潜力评价、重点远景区调查评价、重点有利目标区调查评价）和勘查示范三个方面统筹部署。 页岩气资源调查评价，以沉积盆地或盆地群为单位设置计划项目，包括：盆地内页岩气资源潜力评价、重点远景区调查评价、重点有利目标区调查评价和勘查示范等4个方面的工作项目，以利于整体从盆地演化上，研究页岩气资源的时空分布和富集规律，也便于不同类型的项目资料共享，相互促进。 二、重点工作内容 页岩气资源潜力评价：以盆地或盆地群为单元，按类型、分层系，以富含有机质页岩为评价对象，进行潜力评价。主要以野外地质调查和非地震物探为主，必要时部署二维地
震，实施少量调查井。建立富有机质泥页岩层系地层剖面；分析和总结构造格局、富含有机质页岩的时空分布规律，获取地质评价基本参数（包括：TOC、Ro、有机质类型、热解分析、含气性、岩石矿物组合和结构），编制沉积盆地构造格架图、岩相古地理图、富有机质泥页岩等厚图及埋深图、TOC图、Ro图。评价页岩气资源潜力，提出页岩气远景区。 原则上盆地内重点二级构造单元有1口调查井控制。 重点远景区评价：以含气页岩为评价对象，以详细地质调查为主，辅以二维地震、调查井或参数井，确定含气页岩层段分布，建立含气页岩层系精细剖面；基本查明含气页岩层段的分布，岩石矿物学及物性特征，研究气体赋存与富集方式，储层孔隙度、渗透率及微裂缝发育等特征；获取有机质丰度、类型、热演化等有机地化参数。开展盆地模拟分析，研究页岩气富集规律，确定含油气性及有效含气页岩层分布，估算页岩气资源量，优选和评价有利目标区，分析勘查开发前景。 编制远景区含气页岩层系岩相古地理图、含气页岩层段等厚图及埋深图、含气页岩层系精细剖面图、TOC图、Ro 图、四性关系图（岩性、物性、电性、含气性）、资源评价图。 原则上每个重点远景区有3-5口调查井控制，有地球物理资料控制构造和地层展布。
页岩油气资源评价的关键参数及方法 摘要：近几年来，随着国内水平钻井技术和压裂技术的不断发展，页岩油气资源勘探开发持续快速升温，因此，建立实际有效的页岩油气资源的评价标准是勘探开发的前提和基础。根据页岩油气发育条件及富集机理，结合油气资源评价方法的基本原则，建立把测井资料与地化分析相结合的页岩油气资源的评价体系。 关键字：页岩油气资源ΔLgR模型页岩有效厚度氯仿沥青“A”法 0 引言 中国沉积盆地中富有有机质的泥页岩广泛分布，从震旦系到古近系均有分布；页岩厚度大，有机质成熟度高，生烃能力强，具有较好的页岩油气资源成藏的基本条件，勘探前景非常广阔。如何估算这些油气资源，对于我国的页岩油气资源的勘探开发具有重要的意义。 国内外各大石油公司在页岩候选区评价中所采用的关键参数大致有2类，即地质条件与工程技术条件参数，地质类参数控制着页岩油气资源的生成与富集，包括页岩面积、厚度、有机质丰度、类型、有机质成熟度及油气显示等方面；工程技术条件参数包括埋深、地貌条件等，控制着开发成本。本文主要研究页岩油气资源的地质条件，把测井资料等地物手段与地化实验分析相结合，通过对页岩有效厚度、TOC含量的分析，来预测页岩油气资源的含量[1]。
1 页岩油的特征 页岩油是指储存于富有机质，纳米级孔径为主页岩地层中的石油，一般只经过一次运移或进行了极短暂得到二次运移过程，在泥页岩层析中自生自储，以吸附态或游离态的形式赋存于泥页岩的纳米级孔隙或裂缝系统中。页岩油气资源的生成受到页岩中有机质的演化阶段影响，只有在有机质进入生油窗后，才可能生成油气资源，有机质演化程度过高，则会转化形成页岩气。页岩油主要包括游离油和吸附油，但在目前的开采水平阶段，吸附油很难开采出来，所以现今页岩油一般都指页岩油中的游离油；页岩气则同样包括游离气和吸附气。 2利用测井资料计算页岩有机碳含量 2.1 页岩测井响应特征 理论假设烃源岩有岩石骨架，固体有机质和充填孔隙的流体组成；而非烃源岩仅由岩石骨架和充填孔隙流体组成；成熟烃源岩则由岩石骨架，固体有机质和充填孔隙流体（水和生成的烃类）组成。测井曲线对着3种情况表现出不同响应。 利用测井曲线形态和测井曲线相对大小可以快速而直观的识别页岩气储层。所需的常规测井曲线主要包括：自然伽马，井径，中子密度，岩性密度，体积密度，声波时差及电阻率等测井曲线。有机质一般具有特殊的物理性质，在测井曲线上主要表现为“三高一低”响应特征，即高自然伽马和能谱测井，低密度，高声波时差，相对高电阻
中国页岩气前景评价 1.中国页岩气成藏条件分析及勘探方向 页岩气的勘探开发始于美国，自从1821年在美国纽约Chautauqua县的第一口工业性天然气钻井在泥盆系Dunkil’k页岩(8m深度时产出裂缝气)中发现页岩气，至今已经有180多年历史，尤其是20世纪80年代以来，由于认识到了页岩气吸附机理，美国页岩气的勘探开发得到了快速发展。2006年美国拥有超过39500口页岩气井，页岩气产量达到了7245×108ft3 (204×108m3)，占美国总天然气产量的8％，页岩气总资源量估计在500～600×1012ft3范围内，是已投入工业性开发的三大非常规天然气类型(即致密砂岩气或称根缘气、煤层气、页岩气)之一，成为重要的天然气替代能源。近年来，加拿大、澳大利亚、俄罗斯等国也相继开展了页岩气的勘探和研究工作，但目前，除了美国以外还没有见到有关页岩气商业化开采的报道(T．Ahlbrandt，2001)，其原因要么是对页岩气的资源潜力和经济价值的认识不足，要么是页岩气井的产量和回收期未达到商业化标准，而不是缺乏潜在的产气泥页岩系统。随着世界能源消费量的猛增和供需矛盾的日益突出，非常规天然气资源引起了普遍重视，不少国家将页岩气、煤层气、油砂、油页岩等非常规油气资源的勘探开发提上了重要议事日程，将其列为2l世纪重要的补充能源，加大了勘探开发和综合利用力度。 自20世纪60年代以来，在中国东部的油气勘探中，陆续发现了一些泥页岩裂缝型油气藏(如四川盆地下古生界、沁水盆地上古生界泥页岩在钻井过程中气测异常强烈，甚至发生井喷)，只是作为常规油气勘探中的一些局部发现，并未引起足够的重视，研究不够深入，没有认识页岩气的吸附机理，页岩气的勘探开发没有实现突破。近年来，中国一些学者受美国页岩气成功开发的启示，加强了页岩气的形成条件和成藏机理研究，但是针对页岩气的勘探工作还未展开。目前，中国石油、中国石化针对页岩气相继开展了一些区域性、局部性的基础研究工作，取得了一些的研究成果，初步展示了中国页岩气勘探巨大的资源潜力。页岩气是目前经济技术条件下，天然气工业化勘探的重要领域和目标，页岩气勘探一旦突破并形成产能，将对缓解中国油气资源接替的压力具有重大而深远的意义。 一、页岩气藏特征及成藏机理 页岩气，以及煤层气、致密砂岩气、溶解气、天然气水合物通称为非常规天然气资源，与常规天然气相比，页岩气在成藏条件及成藏机理等方面既有相似之处，又有不同点。John B．unis认为页岩气系统基本上是生物成因、热成因或者二者混合成因的连续型天然气聚集，页岩气可以是储存在泥页岩天然裂隙和粒间孔隙内的游离气，也可以是干酪根和页岩黏土颗粒表面的吸附气或是干酪根和沥青中的溶解气。中国学者张金川等(2004)认为页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集，为天然气生成之后在源岩层内就近聚集的结果，表现为典型的“原地”成藏模式。从某种意义来说，页岩气藏的形成是天然气在烃源岩中大规模滞留的结果。我们通过对国内外关于页岩气形成及聚集方式描述的分析，从成因、赋存机理两方面说明页岩气的概念、含义。页岩气是由泥页岩(作为烃源岩)连续生成的生物化学成因气、热成因气或两者的混合，在页岩系统(作为储集岩)中以吸附、游离或溶解方式赋存的天然气。页岩系统包括：页岩及页岩中呈夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，甚至砂岩。 页岩气藏的特征体现在生成、运移、赋存、聚集、保存等方面：(1)早期成藏。页岩气的生烃条件及过程与常规天然气藏相同，泥页岩的有机质丰度、有机质类型和热演化特征决定了其生烃能力和时间，但是页岩气边形成边赋存聚集，不需要构造背景，为隐蔽圈闭气藏； (2)自生自储，泥页岩既是气源岩层，又是储气层，页岩气以多种方式赋存，使得泥页岩具有普遍的含气性；(3)页岩气运移距离较短，具有“原地”成藏特征；(4)对盖层条件要求没有
Q/SYCQZ 川庆钻探工程有限公司企业标准 Q/SYCQZ 647.2—2013 页岩气水平井钻井作业技术规范 第2部分：钻井作业 2013-12-22发布2014-01-22实施
目次 前言................................................................................. II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 钻井工程设计 (1) 4 井眼轨迹控制 (2) 5 防碰作业 (3) 6 水平段安全钻井 (3)
前言 《页岩气水平井钻井作业技术规范》分为五个部分： ——第 1 部分：丛式井组井场布置； ——第 2 部分：钻井作业； ——第 3 部分：油基钻井液； ——第 4 部分：水平段油基钻井液固井； ——第 5 部分：井控。 本部分为第 2 部分。 本标准按 GB/T 1.1-2009《标准化工作导则第 1 部分：标准的结构和编写规则》进行编写和表述。 本标准由川庆钻探工程有限公司提出。 本标准由川庆钻探工程有限公司钻井专业标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院、川庆钻探工程有限公司川东钻探公司、川庆钻探工程有限公司川西钻探公司 本标准主要起草人：张德军、赵晗、卓云、叶长文。
页岩气水平井钻井作业技术规范第2部分：钻井作业 1 范围 本标准规定了页岩气丛式井组钻井工程设计、井眼轨迹控制、防碰作业、水平段安全钻井等内容和要求。 本标准适用于川渝地区页岩气井的钻井作业。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 SY／T 1296 密集丛式井上部井段防碰设计与施工技术规范 SY／T 5088-2008 钻井井身质量控制规范 SY／T 5416 定向井测量仪器测量及检验 SY／T 5435-2003 定向井井眼轨迹设计与轨迹计算 SY／T 5547 螺杆钻具使用、维修和管理 SY／T 5619 定向井下部钻具组合设计方法 SY／T 6332-2004 定向井轨迹控制 SY／T 6396 钻井井眼防碰技术要求 Q／SYCQZ 001 钻井技术操作规程 Q／SYCQZ 372-2011 丛式井井眼防碰技术规程 3 钻井工程设计 3.1 井身结构 3.1.1 表层套管应封隔地表漏层和垮塌层，相邻两井表层套管下深错开20 m以上。 3.1.2 水平井技术套管下入位置井斜应不低于60°，若井下出现严重垮塌、钻遇高压油气，可提前下入技术套管。 3.1.3 油层套管尺寸不小于 11 4.3 mm，抗内压强度与增产改造施工压力之比＞1.25。 3.1.4 水平段长度宜控制在800 m ～ 1400 m。 3.2 靶区 3.2.1 靶区半径设计符合SY／T 5088-2008的规定，且满足井眼轨迹控制要求。 3.2.2 水平段井眼方向与地层最小主应力方向的夹角不小于 15°。 3.3 井眼轨道 3.3.1 每口井地下靶心与井口位置连线相互之间不宜空间交叉。
今天给大家推送此文，是该规范的编制部门国土资源部矿产资源储量评审中心的两位老师写的，原文发在“中国矿业报”6月12日上。烟花未对内容有任何改动。谢谢原文作者。么么~ 2014年4月17日，国土资源部以公告形式，批准发布了由全国国土资源标准化技术委员会审查通过的《页岩气资源/储量计算与评价技术规范 （DZ/T0254-2014）》（以下简称《规范》），并于2014年6月1日实施。这是我国第一个页岩气行业标准，是规范和指导我国页岩气勘探开发的重要技术规范，是加快推进我国页岩气勘探开发的一项重大举措。《规范》的发布实施是我国非常规油气领域的一件大事，必将对我国页岩气资源储量管理和页岩气勘探开发产生重要影响。 《规范》的重要意义 2011年12月，国务院批准页岩气为新发现矿种，确立了页岩气作为我国第172个矿种的法律地位。国土资源部将页岩气按独立矿种进行管理，对页岩气探矿权实行招标出让，有序引入多种投资主体，通过竞争取得探矿权，实行勘查投入承诺制和区块退出机制，以全新的管理模式，促进页岩气勘探开发，促使页岩气勘探开发企业加大勘查投入，尽快落实储量，形成规模产量，从而推动页岩气产业健康快速发展。
继2012年3月国家发展改革委员会、国土资源部、财政部、国家能源局共同发布《页岩气发展规划（2011-2015年）》之后，国家有关部门又相继出台了加强页岩气资源勘查开采和监督管理、页岩气开发利用补贴、页岩气开发利用减免税、页岩气产业政策以及与页岩气相关的天然气基础设施建设与运营管理、油气管网设施公平开放监督管理、建立保障天然气稳定供应长效机制等一系列政策规定，为页岩气勘探开发创造了宽松政策环境。与此同时，其他有关页岩气环保、用水、科技和对外合作等政策措施也在加紧制定中。 目前，我国页岩气勘探开发已进入了实质性发展阶段，重庆涪陵、四川长宁等地区已开始转入页岩气商业性开发。截至2013年底，全国共设置页岩气探矿权52个，面积16.4万平方千米。中石油、中石化、中海油、延长石油等石油企业已在四川、重庆、贵州、云南、陕西、安徽、河南、山东、湖南、湖北、辽宁、黑龙江等10多个省（区、市）的各自常规油气区块中开展了页岩油气勘探工作。 国土资源部于2011年和2012年举行了两轮页岩气探矿权出让招标，中标的19家企业在21个区块上按勘探程序稳步推进页岩气勘探，总体进展情况良好。目前，已经实现规模勘探和正在部署或实施勘探的企业开始为提交页岩气储量做准备，中石化在涪陵焦石坝、中石油在长宁地区已率先形成产能，并将形成大规模开发，具备了提交储量的条件。页岩气储量作为产量的基础，在我国页岩气勘探开发进入到现在这个阶段，如何评价计算已是当务之急。为了促进页岩气科学合理勘探开发，做好页岩气储量估算和评审工作，规范不同勘探开发阶段页岩气资源/储量评价、勘探程度和认识程度等要求，为页岩气产能建设提供扎实的储量基础，出台和发布《规范》显得十分必要。 《规范》借鉴国外成功经验，根据我国页岩气特点和页岩气勘探开发实践，尊重地质工作规律和市场经济规律，参考相关技术标准规范，实现了不同矿种间规范标准的衔接。同时，鼓励采用科学适用的勘查技术手段，注重勘查程度和经济性评价，适应了我国页岩气勘探开发投资体制改革，比较切合我国页岩气勘探开发的实际，体现了页岩气作为独立矿种和市场经济的要求，必将对按照油气勘探规律和程序作业、提高勘探投资效益、避免和减少页岩气勘探资金的浪费、促进页岩气勘探开发起到重要的指导作用和促进作用。 《规范》是页岩气储量计算、资源预测和国家登记统计、管理的统一标准和依据，有利于国家对页岩气资源的统一管理、统一定量评价，更准确地掌握页岩气资源家底，制定合理的页岩气资源管理政策，促进页岩气资源的合理开发和利用。《规范》也是企业投资、产能建设和开发以及矿业权流转中资源/储量评价的依据，有利于企业自主行使决策权，确定勘探手段、网度安排以及进一步勘探的部署，以减少勘探开发投资风险，提高投资效益，有利于企业按照统一的标准
3本文为中国石油天然气股份公司对外合作非常规天然气技术攻关项目(编号:No.06203201)的部分成果。 作者简介:董大忠,1962年生,教授级高级工程师,博士;主要从事油气勘探与发展战略、非常规油气资源地质勘探与开发技术等方面的研究工作。地址:(100083)北京市海淀区学院路910信箱油气资源规划所。电话:(010)62098610。E 2mail :ddz @https://www.doczj.com/doc/8314918276.html, 页岩气资源评价方法及其在四川盆地的应用3 董大忠1 程克明1 王世谦2 吕宗刚3 1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 3.中国石油西南油气田公司蜀南气矿 董大忠等.页岩气资源评价方法及其在四川盆地的应用.天然气工业,2009,29(5):33239. 摘 要 近10年来,在高天然气价格、水平井钻井技术和压裂技术进步的推动下,页岩气成为美国最重要的天然气开发目标,形成了适合于不同勘探开发阶段的页岩气资源潜力评价方法,对页岩气资源的认识不断得到深化。在详细研究美国页岩气资源评价方法基础上,探索了我国现阶段页岩气资源评价方法,并针对四川盆地西南部地区及威远气田区下古生界下寒武统筇竹寺组的页岩气资源做了初步预测。结果认为四川盆地页岩气资源丰富,不少于盆地常规天然气资源量,是未来值得重视的重要天然气勘探开发新领域。 关键词 页岩气 资源 评价方法 四川盆地 应用 DOI :10.3787/j.issn.100020976.2009.05.007 0 引言 与常规油气勘探开发一样,页岩气勘探开发的目标选择虽然细节极其复杂,但关键还是确定其是否具有工业价值。美国在页岩气资源勘探开发实践中,将具有合适页岩类型、有机质含量、成熟度、孔隙度、渗透率、含气饱和度以及天然裂缝发育等综合条件的页岩作为勘探开发的有利目标[1],不断深化页岩气资源潜力认识,形成了适合不同勘探开发阶段的页岩气资源潜力评价方法。笔者在美国主要页岩气资源评价方法深入、系统调查与分析的基础上,通过四川盆地西南部及威远气田区古生界下寒武统筇竹寺组页岩气资源的初步估算,探索适合中国现阶段的页岩气资源潜力评价方法。 1 页岩气资源特点 1.1 全球页岩气资源 自1821年发现页岩气以来已有近200a 的历史,但近10a 来的产量增长速度惊人,预测未来的潜在产量会更高。页岩气资源被认为是含油气盆地中最后一类走上开发舞台的油气资源[1],在含油气盆地中蕴藏量最丰富。据Roger (1997)早期的不完全 估算,全球页岩气资源量高达456×1012m 3,超过全球常规天然气资源量(436.1×1012m 3)。近年来,在钻、完井(尤其是水平井钻井、连续油管射孔和水力压裂等)技术进步、天然气价格高涨及开发速度快速增长的推动下,发现页岩气的领域越来越广,对页岩气资源的认识迅速提高,估计全球最终页岩气资源量将超过1000×1012m 3。1.2 页岩气资源特点 有关页岩气资源的独有特征,可归纳概括如下。1.2.1 资源潜力巨大 现仅以沃斯堡盆地加以说明。沃斯堡盆地是北美地台重要含油气盆地,20世纪初发现盆地第一个油田,1917年开始油气生产,至1995年共生产原油大于3.87×108t 、天然气约2200×108m 3;1982年在盆地Barnett 页岩发现Newark East 页岩气藏,目前该气藏已成为美国第二大气田[2]。目前,在盆地证实的页岩气资源量约2.6×1012m 3[3],2007年页岩气产量315×1012m 3,累计页岩气产量1200×108m 3。1.2.2 含气面积广 页岩气藏为连续型气藏,缺少明显的圈闭,也没有明显的气水界线,分布范围与处于生气窗以内的烃源岩范围基本一致,为大面积区域含气。 ? 33?第29卷第5期 天 然 气 工 业 地质与勘探
国家能源局《页岩气发展规划（2011—2015年）》全文 2012年3月16日（周五）上午10:00 ，国家能源局在北京职工之家饭店召开新闻发布会，发布《页岩气发展规划（2011—2015年）》，并回答记者提问。国家能源局政策法规司司长曾亚川主持发布会，国家能源局石油天然气司司长张玉清、财政部经济建设司能源政策处副处长李成、国土资源部地质勘查司调研员高炳奇介绍《页岩气发展规划（2011—2015年）》。 页岩气发展规划（2011-2015 年） 一、前言 页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资源。近几年，美国页岩气勘探开发技术突破，产量快速增长，对国际天然气市场及世界能源格局产生重大影响，世界主要资源国都加大了对页岩气的勘探开发力度。国民经济和社会发展“十二五”规划明确要求“推进页岩气等非常规油气资源开发利用”，为大力推动页岩气勘探开发，增加天然气资源供应，缓解我国天然气供需矛盾，调整能源结构，促进节能减排，特制定本规划。本规划期限为2011 年至2015 年，展望到2020 年。 二、规划基础和背景 （一）发展基础 1、页岩气资源潜力 我国富有机质页岩分布广泛，南方地区、华北地区和新疆塔里木盆地等发育海相页岩，华北地区、准噶尔盆地、吐哈盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地和松辽盆地等广泛发育陆相页岩，具备页岩气成藏条件，资源潜力较大。据专家预测，页岩气可采资源量为25万亿立方米，超过常规天然气资源。 2、页岩气发展现状 （1）资源调查 我国页岩气资源战略调查工作虽处于起步阶段，但也取得初步进展。研究和划分了页岩气资源有利远景区，启动和实施了页岩气资源战略调查项目，初步摸清了我国部分有利区富有机质页岩分布，确定了主力层系，初步掌握了页岩气基本参数，建立了页岩气有利目标区优选标准，优选出一批页岩气富集有利区。
页岩气评价标准 据张金川教授 页岩气有经济价值的开发必备条件： （1）岩石组成一般为30-50%的粘土矿物、15-25%的粉砂质（石英颗粒）； （2）泥地比不小于50%； （3）有机碳含量一般小于30%； （4）TOC：底限0.3%，一般不小于2%； （5）Ro：0.4%-2.2%，高可至4.0%； （6）净厚度：不小于6m；一般在30m以上。 （7）岩石物性：Ф≤10%，Ф含气=1-5%，K取决于裂缝发育程度； （8）吸附气含量：吸附态20%-90%之间，一般50%±； （9）含气量：1-10m3/t； （10）经济开发深度：不大于3800（4000）m 页岩气成藏并具有工业价值的基本条件是：气藏埋藏较浅且泥页岩厚度较大,母质丰富且生气强度较大以及裂缝发育等。 据侯读杰教授 TOC：一般＞4%，有机碳含量大于3%；(据Burnaman(2009)TOC一般不小于2%) Ro：一般在1.1%以上，Ro为1.1%～3.0% 厚度：高有机质丰度泥岩(Corg>3.0%)连续厚度15m以上，如有机质丰度低，则须提高其 厚度值； 矿物含量：石英、方解石、长石等矿物含量大于25% 岩石物性：Ф≤10%，Ф含气=1-5%，K取决于裂缝发育程度； 地层含气：广泛的饱含气性，吸附态一般>40%； 深度：<4000M TOC含量、富有机质页岩厚度与有机质成熟度被认为是决定页岩气区带经济可行性的关键 因素（Rokosh et al，2009）。 聂海宽 内部控制因素： TOC：具有工业价值的页岩气藏TOC>1%，随着开采技术的进步，有机碳下限值可能会降低至0.3%；（Schmoker认为产气页岩的有机碳含量（平均）下限值大约为2%；Bowker则认为获得一个有经济价值的勘探目标有机碳下限值为2.5%~3%。） 成熟度：变化范围较大，一般>0.4% 厚度：具有良好页岩气开发商业价值的页岩厚度下限为9m；
页岩气战略调查井钻井技术要求 YYQ-05 地球物理测井 1.测井内容 对全井段进行标准和全套测井，根据实际钻探情况研究是否需要针对目的 层段增加特殊测井项目，测井内容： 地球物理测井内容
2.5.2测井要求 2.5.2.1在下表层套管前必须进行标准，下技术套管前、完钻前必须进行标准及全套测井。 2.5.2.2每次电测，保证前后两次电测资料重复井段不少于50米(若下套管须能接上图)。 2.5.2.3依据全套组合、微电阻率扫描成像测井及综合研究优选相关井段进行核磁共振测井。 2.5.2.4按核磁共振测井成果优选有利井段进行电缆式动态测试测井了解地层压力及储层渗透率。 2.5.2.5对目的层井段进行偶极子扫描成像测井。 2.5.2.6测井施工单位要在现场提供井斜资料和标准测井图及完井电测回放1:200测井图件，24小时后提供全套测井图及初步测井解释意见。 2.5.2.7取芯井段大于10米要求1:50的全套组合放大曲线和对比曲线。 2.5.2.8固完技油套后，按规定时间测固、放、磁。 2.5.2.9每次测井在5 7天前由施工单位通知甲方指定测井单位,做施工前准备,并预报测井时间。 2.5.2.10为保证测井工作顺利进行,要求钻井承包商确保仪器下井畅通无阻,安全测井。测井方应尽量满足甲方其它的合理要求共同保证各项资料的齐全、准确。 2.5.3对测井资料解释要求 2.5. 3.1测井施工单位要选择该地区地质情况的最佳处理程序进行测井资料处理，及时提供中途测井数字处理成果图、测井解释成果表。 2.5. 3.2完钻全套测井后，24小时内提供初步解释意见，7天内提供系统测井图，30天内提交达到归档标准的全部资料，主要包括： （1）综合数字处理成果图1:200；解释成果表。 （2）回放标准测井图1:500，并提供资料光盘。 （3）综合解释报告。 （4）特殊测井曲线图(原始图)1:200,解释成果图、表及单项解释报告。 （5）固井质量图,磁性定位图、表及解释报告。 2.5. 3.3完井30天后提供全部测井内容的LA716数据带两份及全部测井原始带和胶片。 2.5. 3.4测井施工单位要根据甲方的要求，随时无偿提供各种测井资料，以确保研究工
ICS DB 陕西省地方标准 DB XX/ XXXXX—XXXX 陆相页岩气选区标准 Geological regional selection standard of continental shale gas （征求意见稿） XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施
目次 前言 (Ⅱ) 1 范围...................................................... 错误！未定义书签。2规范性引用文件............................................. 错误！未定义书签。 3 总则...................................................... 错误！未定义书签。 4 术语和定义................................................ 错误！未定义书签。 5 地质选区参数确定.......................................... 错误！未定义书签。 6 页岩气选区程序及标准...................................... 错误！未定义书签。 7 选区结果提交 (4)
前言 本标准按照GB/T 1.1-2009 标准化工作导则给出的规则编写。本标准由陕西延长石油（集团）有限责任公司提出。 本标准由陕西省能源局归口。 本标准起草单位：陕西延长石油（集团）有限责任公司。 本标准主要起草人：王香增、张丽霞、姜呈馥、孙建博、郭超。本标准首次发布。
页岩气储层评价
斯伦贝谢DCS 2010年5月
汇报提纲
页岩气藏特征 页岩气储层评价技术 实例
2 5/18/2010
页岩气藏普遍特点
有机质含量丰富 烃源岩 含吸附和游离状态气体 超低渗 (~100 nD, 0.0001 mD) 低孔 (~ 5%) 含气量大 采收率变化大 生产寿命长( 30-50 年). (Barnett页岩气田开采寿命可达80～100年) 游离状态天然气的含量变化于20%-85%之间 增产措施：水平井、多级压裂
页岩气藏普遍特点
有机含量丰富的页岩 烃源岩 含吸附和游离状态气体 超低渗 (~100 nD, 0.0001 mD) 低孔 (~ 5%) 含气量大 采收率变化大 和单井产量低 生产寿命长( 30-50 年). (Barnett页岩气田开采寿命可达80～100年) 游离状态天然气的含量变化于20%-85%之间 增产措施：水平井、多级压裂
采收率 (%) 全球常规气储量：6,300 tcf/178.4万亿方 全球页岩气储量：16，112tcf/456万亿方 中国页岩气储量：3528tcf/99.9万亿方 引：BP Statistical Review of World Energy, June 2008
A O/NA L B
A B L O/NA
Antrim (Michigan) Barnett (Texas) Lewis (New Mexico) Ohio/New Albany
页岩气藏普遍特点
有机含量丰富的页岩 烃源岩 含吸附和游离状态气体 超低渗 (~100 nD, 0.0001 mD) 低孔 (~ 5%) 含气量大 采收率变化大 和单井产量低 生产寿命长( 30-50 年). (Barnett页岩气田开采寿命可达80～100年) 游离状态天然气的含量变化于20%-85%之间 增产措施：水平井、多级压裂
一.页岩气概述 （一）页岩气 页岩气，是从页岩层中开采出来的天然气，是一种重要的非常规天然气资源。页岩气常分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中，分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。2012年3月中国公布发现可采资源潜力为25.1万亿立方米页岩气可供中国使用近200年。 页岩气（shale gas）是赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，与“煤层气”、“致密气”同属一类。页岩气的形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。页岩气很早就已经被人们所认知，但采集比传统天然气困难，随着资源能源日益匮乏，作为传统天然气的有益补充，人们逐渐意识到页岩气的重要性。 页岩气主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气，它可以生成于有机成因的各种阶段天然气主体上以游离相态（大约50％）存在于裂缝、孔隙及其它储集空间。 页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点——大部分产气页岩分布 范围广、厚度大，且普遍含气，使得页岩气井能够长期地稳定产气。但页岩气储集层渗透率低，开采难度较大。随着世界能源消费的不断攀升，包括页岩气在内的非常规能源越来越受到重视。美国和加拿大等国已实现页岩气商业性开发。（二）储量分布 北美的克拉通盆地、前陆盆地侏罗系、泥盆系-密西西比系富集多种成因、多种成熟度的页岩气资源。而在中国许多盆地发育有多套煤系及暗色泥、页岩地层，互层分布大套的致密砂岩存在根缘气、页岩气发育有利条件，不同规模的天然气发现，但尚未在大面积区域内实现天然气勘探的进一突破。 中国南方海相页岩地层可能是页岩气的主要富集地区。除此之外，松辽、鄂尔多斯、吐哈、准噶尔等陆相沉积盆地的页岩地层也有页岩气富集的基础和条件。重庆綦江、万盛、南川、武隆、彭水、酉阳、秀山和巫溪等区县是页岩气资源最有利的成矿区带，因此被确定为首批实地勘查工作目标区。 从全世界范围看，泥、页岩约占全部沉积岩的60%，页岩气资源前景巨大。主要分布在北美、中亚和中国、拉美、中东和北非、前苏联。加拿大西部地区大约有550万至860万亿立方英尺页岩气储量。美国页岩气地质储量约28万亿立方米。2007年美国页岩气总产量500亿立方米，占当年美国天然气总量的8%以上。中国的页岩气储量超过其它任何一个国家，可采储量有36万亿立方米。按当前的消耗水平，这些储量足够中国使用300多年。 （三）成藏条件 1. 沉积环境 页岩气的工业聚集需要丰富的气源物质基础，要求生烃有机质含量达到一定标准。那些有机质丰度高的黑色泥页岩是页岩气成藏的最好源岩，它们的形成需要较快速的沉积条件和封闭性较好的还原环境。沉积速率较快可以使得富含有机质页岩在被氧化破坏之前能够大量沉积下来，而水体缺氧可以抑制微生物的活动
页岩气资源／储量计算与评价技术规范 中华人民共和国地质矿产行业标准 DZ/T 0254-2014页岩气资源／储量计算与评价技术规范 2014-04-17发布2014-06-01实施 中华人民共和国国土资源部发布 前言 本标准按照GB/T 1.1-2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。 本标准由中华人民共和国国土资源部提出。 本标准由全国国土资源标准化技术委员会（SAC/TC93)归口。 本标准起草单位：国土资源部矿产资源评审中心石油天然气专业办公室、中国石油天然气股份有限公司、中国石油化工股份有限公司、陕西延长石油（集团）有限责任公司。 本标准主要起草人：陈永武、王少波、韩征、王永祥、耿龙祥、吝文、张延庆、乔春磊、王香增、郭齐军、张君峰、包书景、刘洪林、胡晓春。 本标准由中华人民共和国国土资源部负责解释。 DZ/T 0254-2014 页岩气资源／储量计算与评价技术规范 1 范围 本标准规定了页岩气资源／储量分类分级及定义、储量计算方法、储量评价的技术要求。本标准适用于页岩气资源／储量计算、评价、资源勘查、开发设计及报告编写。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 13610—2003 天然气的组成分析气相色谱法 GB／T 19492—2004 石油天然气资源/储量分类 GB／T 19559—2008 煤层气含量测定方法 DZ／T 0216—2010 煤层气资源/储量规范 DZ／T 0217—2005 石油天然气储量计算规范 SY／T 5895--1993 石油工业常用量和单位（勘探开发部分） SY／T 6098--2010 天然气可采储量计算方法 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 页岩气shale gas 赋存于富含有机质的页岩层段中，以吸附气、游离气和溶解气状态储藏的天然气，主体上是自生自储成藏的连续性气藏；属于非常规天然气，可通过体积压裂改造获得商业气流。3.2 页岩层段shale layers 富含有机质的烃源岩系，以页岩、泥岩和粉砂质泥岩为主，含少量砂岩、碳酸盐岩或硅质岩等夹层中的致密砂岩气或常规天然气，按照天然气储量计算规范进行计算，若达不到单独开
中国页岩气前景评价 .中国页岩气成藏条件分析及勘探方向 页岩气的勘探开发始于美国，自从年在美国纽约县的第一口工业性天然气钻井在泥盆系’页岩(8m深度时产出裂缝气)中发现页岩气，至今已经有多年历史，尤其是世纪年代以来，由于认识到了页岩气吸附机理，美国页岩气的勘探开发得到了快速发展。年美国拥有超过口页岩气井，页岩气产量达到了×108ft3 (×108m3)，占美国总天然气产量的％，页岩气总资源量估计在～×1012ft3范围内，是已投入工业性开发的三大非常规天然气类型(即致密砂岩气或称根缘气、煤层气、页岩气)之一，成为重要的天然气替代能源。近年来，加拿大、澳大利亚、俄罗斯等国也相继开展了页岩气的勘探和研究工作，但目前，除了美国以外还没有见到有关页岩气商业化开采的报道(．，)，其原因要么是对页岩气的资源潜力和经济价值的认识不足，要么是页岩气井的产量和回收期未达到商业化标准，而不是缺乏潜在的产气泥页岩系统。随着世界能源消费量的猛增和供需矛盾的日益突出，非常规天然气资源引起了普遍重视，不少国家将页岩气、煤层气、油砂、油页岩等非常规油气资源的勘探开发提上了重要议事日程，将其列为2l世纪重要的补充能源，加大了勘探开发和综合利用力度。 自世纪年代以来，在中国东部的油气勘探中，陆续发现了一些泥页岩裂缝型油气藏(如四川盆地下古生界、沁水盆地上古生界泥页岩在钻井过程中气测异常强烈，甚至发生井喷)，只是作为常规油气勘探中的一些局部发现，并未引起足够的重视，研究不够深入，没有认识页岩气的吸附机理，页岩气的勘探开发没有实现突破。近年来，中国一些学者受美国页岩气成功开发的启示，加强了页岩气的形成条件和成藏机理研究，但是针对页岩气的勘探工作还未展开。目前，中国石油、中国石化针对页岩气相继开展了一些区域性、局部性的基础研究工作，取得了一些的研究成果，初步展示了中国页岩气勘探巨大的资源潜力。页岩气是目前经济技术条件下，天然气工业化勘探的重要领域和目标，页岩气勘探一旦突破并形成产能，将对缓解中国油气资源接替的压力具有重大而深远的意义。 一、页岩气藏特征及成藏机理 页岩气，以及煤层气、致密砂岩气、溶解气、天然气水合物通称为非常规天然气资源，与常规天然气相比，页岩气在成藏条件及成藏机理等方面既有相似之处，又有不同点。．认为页岩气系统基本上是生物成因、热成因或者二者混合成因的连续型天然气聚集，页岩气可以是储存在泥页岩天然裂隙和粒间孔隙内的游离气，也可以是干酪根和页岩黏土颗粒表面的吸附气或是干酪根和沥青中的溶解气。中国学者张金川等()认为页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集，为天然气生成之后在源岩层内就近聚集的结果，表现为典型的“原地”成藏模式。从某种意义来说，页岩气藏的形成是天然气在烃源岩中大规模滞留的结果。我们通过对国内外关于页岩气形成及聚集方式描述的分析，从成因、赋存机理两方面说明页岩气的概念、含义。页岩气是由泥页岩(作为烃源岩)连续生成的生物化学成因气、热成因气或两者的混合，在页岩系统(作为储集岩)中以吸附、游离或溶解方式赋存的天然气。页岩系统包括：页岩及页岩中呈夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，甚至砂岩。 页岩气藏的特征体现在生成、运移、赋存、聚集、保存等方面：()早期成藏。页岩气的生烃条件及过程与常规天然气藏相同，泥页岩的有机质丰度、有机质类型和热演化特征决定了其生烃能力和时间，但是页岩气边形成边赋存聚集，不需要构造背景，为隐蔽圈闭气藏；()自生自储，泥页岩既是气源岩层，又是储气层，页岩气以多种方式赋存，使得泥页岩具有普遍的含气性；()页岩气运移距离较短，具有“原地”成藏特征；()对盖层条件要求没有常
页岩气基础知识 ( 1) 页岩岩性多为沥青质或富含有机质的暗色、黑色泥页岩和高碳泥页岩类, 岩石组成 一般为30%~ 50%的粘土矿物、 15% ~ 25% 的粉砂质 ( 石英颗粒 ) 和4%~ 30%的有机质。页岩气的工业聚集需要丰富的气源物质基础 , 要求生烃有机质含量达到一定标准 , 那些”肥沃” 的黑色泥页岩通常是页岩气成藏的最好岩性, 它们的形成需要较快速的沉积条件和封闭性较好的还原环境。在页岩气藏中, 地层有机碳含量相对较高 , 一般大于 2%, 可以达到普通源岩有机碳含量的 10~ 20 倍。天然气的生成 可来源于生物作用、热成熟作用或两者的结合 , 因此镜质体反射率一般在 0. 4%以上。在陆相盆地中 , 湖沼相和三角洲相沉积产物一般是页岩气成藏的最好条件 ,但通常位于或接近于盆地的沉降沉积中心处 , 导致页岩气的分布有利 区主要集中于盆地中心处。从天然气的生成角度分析 , 生物气的产生需要厌氧环境 , 而热成因气的产 生也需要较高的温度条件 , 因此靠近盆地中心方向是页岩气成藏的有利区域。 ( 2) 页岩本身既是气源岩又是储集层 , 其总孔隙度一般小于 10%, 而含气的有效孔隙度一般不及总孔隙度的一半 , 渗透率则随裂缝的发育程度不同而有较大变化。页岩气虽然为地层普遍含气性特点 , 但目前具有工业勘探价值的页岩气藏或甜点主要依赖于页岩地层中具有一定规模的裂缝系统。根据有关 资料分析 , 页岩的含气量变化幅度较大 , 从0. 4m3/ t 到 10 m3/ t, 在美国的大约 30000 口钻井中 , 钻遇具有自然工业产能的裂缝性甜点的井数只有大约 10%, 表明裂缝系统是提高页岩气钻井工业产能的 重要影响因素。除了页岩地层中的自生裂缝系统以外 , 构造裂缝系统的规模性发育为页岩含气丰度的 提高提供了条件保证。因此 , 构造转折带、地应力相对集中带以及褶皱断裂发育带通常是页岩气富集 的重要场所。 页岩气的采收率变化较大 ( 5%~ 60%)钻井的产气量相对较低 , 但生产周期较长 , 在天然气产出的同时伴随有地层水的排出。美国页岩气井的单井总平均产气量约为 1000 m3/ d, 但页岩气产区的单井 产率一般介于 2800~ 33000 m3/ d 之间。 页岩气在中国具有良好的勘探前景 , 对页岩气 ( 泥页岩气 ) 的勘探研究也已经逐步展开 , 在四川盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、松辽盆地、吐哈盆地、江汉盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地等均有页岩气成藏的地质条件 , 局部有机碳含量在 30%以上 , 发现了典型页岩层中局部的 天然气富集。其中 , 暗色页岩发育的地区和层位是需要重点研究的领域和目标。在吐哈盆地 , 吐鲁番坳陷水西沟群地层广泛发育了暗色泥岩和炭质泥页岩 , 炭质泥岩累积平均厚度在 30 m 以上, 有机碳含量一般介于 6% ~ 30% ; 暗色泥页岩厚度更大 , 如八道湾组暗色泥页岩厚度一般大于 100 m, 盆地中北部达到 200m 以上, 西山窑组暗色泥页岩最大厚度大于 600 m, 有机质的成熟度目前大都处于 0. 4% ~ 1.
页岩气大部分位于泥页岩或高碳泥页岩中，也存在于页岩夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，甚至砂岩地层中。页岩既是烃源岩又是储集层，属于典型的自生自储型气藏，页岩气主要以基质吸附气和裂缝、孔隙中的游离气存在。页岩中有机碳（TOC ）含量与页岩含气率有良好的线性关系，而且 TOC 是评价页岩气的重要参数。目前常用取样的方 法，在实验室测定TOC 值，来分析评价页岩生烃能力的大小。页岩的有机质分布有较强的非均质性，如果取样点位于有机质的富集段，则TOC 测定值就偏大，反正则TOC 测定值就偏小。由于测井信息具有纵向分辨率高的特点，利用测井信息建立起与烃源岩有机质含量的定量关系，就可以计算出页岩段 TOC 的分布值。本文通过研究页岩的测井响应特 征，进行页岩定性识别和有机碳（TOC ）定量计算。 1页岩气储层测井响应特征 测井资料用来评价页岩的理论依据是页岩含有 大量的有机物质，因而具有不同于其他岩石的物性特征。一般情况下，有机碳含量越高的页岩层其物性特征差异越明显，在测井曲线上的异常反映就越大。通过页岩气实测曲线（图1）可以清晰的发现其测井响应特征。 ①在双侧向电阻率上表现为低值。由于页岩层 富含导电性较弱的烃类，在电阻率曲线上表现为略高于泥岩的异常特征。 ②声波时差曲线呈现高值。页岩较泥岩致密，低 孔隙，声波时差介于泥岩和砂岩之间。当有裂缝发育和富含有机质时，声波时差值均会变大。 ③密度呈现低值。页岩密度值介于煤层与砂岩 之间，但比煤层高出很多。当有裂缝发育和富含有机质时，密度值也会变小。 ④自然伽马测井曲线上表现为高异常。其符合 有机质丰度高的细粒碎屑岩往往伴随放射性元素含量增加的特征。 2有机碳（TOC ）定量计算方法 目前应用最多是Δlg R 技术。计算有机质岩层的总有机碳。将声波时差曲线反向叠合在电阻率曲线上，两条曲线的幅度差即为Δlg R ，Δlg R 幅度差与 页岩气测井评价方法及应用 刘承民 （中国煤炭地质总局一二九勘探队，河北邯郸056004） 摘要：利用测井资料对页岩气进行评价有两方面的内容,一是页岩的识别,即利用页岩在测井曲线上的异常响应特征，确定页岩层的位置与厚度；二是对页岩气储层进行评价，有机碳（TOC ）含量是评价页岩气的重要参数，利用Δlg R 技术，可以快速有效的计算页岩层的有机碳（TOC ）含量。实例表明利用测井方法并结合地球化学实验资料，可以对页岩气进行有效评价及预测。 关键词：页岩气；有机碳含量（TOC ）；储层；测井中图分类号：P631.8 文献标识码：A Shale Gas Logging Evaluation Method and Applications Liu Chengmin (No.129Exploration Team,CNACG,Handan,Hebei 056004) Abstract:Using logging data to evaluate shale gas has both sides'subject matters;the one is shale identification,thus using abnormal response characteristics on logging traces to determine shale location and thickness;the other is shale gas reservoir evaluation,total organic carbon (TOC)is an important parameter to evaluate shale gas,using Δlog R technique can estimate TOC in shale layer quickly and effectively.Examples have demonstrated that using logging method combine with geochemical experiment information can carry out shale gas effective evaluation and prediction. Keywords:shale gas;total organic carbon (TOC);reservoir;logging 作者简介：刘承民（1963—），男，物探高级工程师，长期从事煤层气、 页岩气测井工作，现任中国煤炭地质总局129勘探队测井工程处处长。 收稿日期：2012-05-02责任编辑：孙常长 中国煤炭地质 COAL GEOLOGY OF CHINA Vol．24No．08Aug ．2012 第24卷8期2012年8月 文章编号：1674－1803（2012）08－0077－03 doi ：10.3969/j.issn.1674-1803.2012.08.17