页岩气井场快速识别评价技术

碑故泵名乞翊井唷机藏含童的对昇；5法钟雷文(福建省121地质大队福建龙岩364021)摘要页岩气是储存在泥岩、页岩或者粉砂岩较重的细粒沉积岩中的天然气e主要成分为甲烷，具有自生自储、无气水界面、大面积连续成藏、低孔、低渗等特征s在常规油气勘探和开发领域中，人们把泥岩、页岩当成是盖层或者是隔层，在对地层进 行岩石物理性质评价时通常把他们忽略，导致页岩气地层的测井评价方法及相关研究非常薄弱。

但是随着常规油气资源的日益紧缺，非常规的页岩气资源已经日益受到各国的重视。

因此，研究与之配套的页岩气勘探和开发技术，是我们面临的一项紧迫任务。

介绍利用页岩气井测井数据求取有机碳含量的多种计算方法，并通过实例运用在城地地区获得较为准确的计算结果& 关键词计算方法测井解释城地页岩气有机碳中图分类号:TE15 文献标识码:A文章编号：1672-9064(2017)03-041-02页署气的地层评价涉及到很多方面的内容和技术，如地 质学、地球化学、地球物理学、钻井工程、开发等。

评价的目 标、内容和手段，在勘探与开发的不同阶段又有一定的变化。

测井作为一种高效的地球物理探测技术，在页»气勘探和开 发的不同阶段都将发挥重要的作用。

首先，利用测井资料发 现和评价页公气M是|种高效经济的方法。

与昂貴的钻探成 本和低效并不低廉的取心、实验分析相比，测井可以快速而 准确地在钻孔中直接获取地层的多种物理性质，并通过一定 的解释理论和定量计算，高效地对地层做出精细的评价随着技术的进步，测井所采集的地层物理信息的数量和精度 也在不断提高。

总有机碳含量(TOC)是含油气盆地生烃研究中I*个非 常重要的参数。

我们常常根据实验室所测定的TOC值来分 析评价某层段烃源公生烃潜力的大小，并以此确定烃源岩的 厚度及体积，为油气盆地资源量的评价提供依据。

由于受取 心样品的限制，般不可能获得整段烃源公连续的TOC实 验室测定值，往往是根据间隔|定距离的TOC测定值的几 何平均值来评价整段烃源岩的生烃潜力，这中间存在着相当 大的误差。

94南川常压页岩气地处重庆市南川区、武隆区、彭水县境内。

所属构造隶属于四川盆地川东南构造区川东高陡褶皱带，按照构造特征和区域可分为平桥南区、焦页10井区、东胜区块、阳春沟区块和彭水区块等。

随着页岩气勘探开发步伐的加大，焦页10井区和东胜区块地质条件更加复杂，主要表现为目的层埋深变化大、地层产状变化大、高陡构造复杂等特征。

为保障采气量，对优质储层钻遇率要求更高，增加了钻井施工和地质导向难度，导致部分井施工周期普遍超设计工期。

为满足南川区块复杂构造条件下钻井提速提效，整合定测录导一体化技术，实施工程地质融合，打破定向、录井、地质导向、测井等单技术的局限性，深化目的层展布及地质特征研究，解决复杂构造条件下高造斜率轨迹调整频繁、工具匹配性差、设备资源信息共享难、随钻资料利用率低、地质建模精度差等问题，起到提升钻井风险控制能力、提高复杂地质条件下储层钻遇率、提升钻井时效之目的，为钻井和后期压裂提供技术支撑，实现勘探开发降本增效。

1 定测录导一体化技术定测录导一体化技术是以地质研究为基础，结合定向、录井、地质、测井等工程的专业技术优势，依托智能井场信息平台、三维地质导向系统，利用随钻测量、测井参数和岩性、钻时、气测、元素等资料，通过横向、纵向地层精细对比，实时准确识别地质目标层，形成通过定向钻井工艺引导钻头向地质目标层钻进的多学科、综合性工艺技术，以确保地质目的的实现，促进钻井的提速提效[1]。

定测录导一体化技术工作思路：地质导向与钻井、定向、录井进行有效沟通与协调，在保证地质目的的情况下，优先选择水平段穿行层位，寻求地质甜点、工程甜点和效益甜点的“最大公约数”，及时优化轨迹，保证井眼平滑，保障钻井工程提速提效。

1.1 定向工具选型1.1.1 定向工具类型目前在页岩气定向施工过程中常用的工具有旋转导向、近钻头和常规焊管生产工艺（LWD）等工具，由于厂家不同，3种定向工具各具特色，各有优点和缺点[2]。

其中旋转导向具有提速南川常压页岩气定测录导一体化技术应用研究杨远刚中石化经纬有限公司华东测控分公司 江苏 扬州 225100摘要：为推进南川常压页岩气高效勘探开发，严格落实“四提”管理要求，推广应用定测录导一体化工作模式，通过定向工具选型、优选水平段穿行层位、优化井眼轨迹、完善信息平台和导向软件，形成了定测录导一体化技术。

页岩气储层评价新技术--甜度评价方法蒋廷学;卞晓冰【摘要】The evaluation results of a shale gas play based on geologic and engineering sweet spots can only show the probability of gas production after shale gas fracturing,while the production capacity after fracturing has no significant positive correlation with the sweet spot indicator.For this reason,the concept of geologic and engineering sweetness is proposed and corresponding calculation method is also provided in order to develop a “sweetness index”.It is necessary to se t the benchmark for the highest geologic sweet-ness and engineering sweetness of the area to be evaluated,namely the collection of a series of optimum ge-ological parameter combinations and engineering parameters,then to calculate the Euclid approach degree to indicate the similarity between the parameter combinations and the benchmark.Taking it as the geologic sweetness and engineering sweetness,we need to determine weighted distribution of geologic sweetness and engineering sweetness by means of grey correlation in order to obtain the aggregative sweetness indica-tor,or a “sweetness index”.The concept was applied to seven wells in Jiaoshiba Block of Fuling Shale Gas Field and results showed that gas production of clusters from each segment has significant positive correla-tion with geologic sweetness and engineering sweetness.According to results of the study and applica-tions,geologic sweetness and engineering sweetness can be used in the quantitative evaluation of the gas production capacityof a shale gas play,which improves rationality and reliability of segment cluster selec-tion in staged fracturing of horizontal shale gas wells and results in significant cost reduction and effective-ness of shale gas fracturing.%在应用地质甜点与工程甜点对页岩气层产气能力进行评价时，只能表明页岩气层压后产气可能性的大小，而压后产气量的高低与该甜点指标的正相关性并不明显。

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。

页岩气地质特征及选区评价【摘要】本文主要介绍了页岩气地质特征及选区评价的相关内容。

在首先分析了页岩气的形成机理，然后详细描述了页岩气地质特征和选区评价方法，接着介绍了页岩气勘探技术和案例分析。

在总结了页岩气地质特征及选区评价的重要意义，同时展望了未来的发展趋势。

通过本文的阐述，读者可以深入了解页岩气的地质特征及评价方法，从而更好地进行页岩气资源勘探和开发工作。

【关键词】页岩气地质特征、页岩气选区评价、形成机理、勘探技术、案例分析、意义、发展趋势。

1. 引言1.1 页岩气地质特征及选区评价概述页岩气是一种非常重要的天然气资源，它主要存在于页岩层中。

页岩气地质特征及选区评价是对页岩气资源进行有效评估和开发的关键步骤。

在进行页岩气地质特征及选区评价时，需要综合考虑地质构造、孔隙结构、含气量、气源、气水联系等多个因素。

通过对页岩气地质特征进行综合分析，可以确定适合开发的页岩气资源区块，并为后续的勘探和开发工作提供重要依据。

页岩气地质特征及选区评价还可以帮助减少开发风险，提高勘探效率，为油气勘探开发提供更精准的指导。

对页岩气地质特征及选区评价进行深入研究和分析具有重要的意义和价值。

在未来的勘探开发工作中，将会面临更多挑战和机遇，需要不断改进和完善页岩气地质特征及选区评价方法，以更好地指导和促进页岩气资源的开发利用。

2. 正文2.1 页岩气的形成机理页岩气的形成机理是一个复杂的过程，主要包括有机质的富集、成熟和气体的生成。

有机质的富集是指在古生代海相碳质页岩中富含有机质，这些有机质主要来源于海洋生物的遗体和有机质沉积。

随着地质作用的影响，这些有机质逐渐埋藏深处，形成了有机质丰富的页岩层。

成熟是指有机质在高温、高压的地质条件下发生热解作用，产生了大量的油、气和烃类物质。

页岩气的生成主要是在有机质成熟的在页岩中释放出来，并在页岩内部形成气体储层。

气体的生成是指在页岩岩石微孔隙中形成了气体，并通过透水性差的页岩层储存和运移。

文章编号：１００１－６１１２（２０２１）０１－０１６１－０８㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｄｏｉ：１０．１１７８１／ｓｙｓｙｄｚ２０２１０１１６１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魏绍蕾１，黄学斌１，李㊀军１，苏映宏１，潘立生２（１．中国石化石油勘探开发研究院，北京㊀１０００８３；２．中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，武汉㊀４３０２２３）摘要：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（ＥｓｔｉｍａｔｅｄＵｌｔｉ⁃ｍａｔｅＲｅｓｅｒｖｅ，ＥＵＲ）的统计分布具有可重复性，是概率法计算ＥＵＲ的基础㊂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㊂四川盆地焦石坝页岩气田一期工程采用６００ｍ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㊂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㊁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㊂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㊂关键词：页岩气；概率法；最终可采量；焦石坝页岩气田；四川盆地中图分类号：ＴＥ１５５㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码：ＡＳｈａｌｅｇａｓＥＵＲｅｓｔｉｍａｔｉｏｎｂａｓｅｄｏｎａｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｆｉｎｆｉｌｌｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄＷＥＩＳｈａｏｌｅｉ１，ＨＵＡＮＧＸｕｅｂｉｎ１，ＬＩＪｕｎ１，ＳＵＹｉｎｇｈｏｎｇ１，ＰＡＮＬｉｓｈｅｎｇ２（１．ＳＩＮＯＰＥＣＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００８３，Ｃｈｉｎａ；２．ＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ＳＩＮＯＰＥＣＪｉａｎｇｈａｎＯｉｌＦｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｗｕｈａｎ，Ｈｕｂｅｉ４３０２２３，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｔｈｅｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆ ｆａｃｔｏｒｙ ｏｐｅｒａｔｉｏｎｌｅａｄｔｏｒｅｐｅａｔｅｄｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｍｏｎｇｗｅｌｌｓ，ｗｈｉｃｈｉｓｔｈｅｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌｂａｓｉｓｏｆａｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄｔｏｃａｌｃｕｌａｔｅｅｓｔｉｍａｔｅｄｕｌｔｉｍａｔｅｒｅｃｏｖｅｒｙ（ＥＵＲ）．Ｃｏｍｐａｒｅｄｔｏｔｈｅｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｄｅｔｅｒｍｉｎｉｓｔｉｃｍｅｔｈｏｄ，ｔｈｅｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄｃａｎｃａｌｃｕｌａｔｅａｒｅｓｅｒｖｅｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ．ＴｈｅｗｅｌｌｓｐａｃｉｎｇｏｆｔｈｅＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄｉｎｔｈｅＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎｉｓ６００ｍ，ｌｅａｄｉｎｇｔｏｌｏｗｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｅｘｔｅｎｔ．Ｉｎｆｉｌｌｗｅｌｌｓｈａｖｅｂｅｅｎｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄｉｎｏｒｄｅｒｔｏｉｍｐｒｏｖｅｇａｓｒｅｃｏｖｅｒｙ．Ｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ，ａｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄｗａｓａｄｏｐｔｅｄｔｏｃａｌｃｕｌａｔｅｔｈｅＥＵＲｆｏｒｔｈｅｉｎｆｉｌｌａｄｊｕｓｔｍｅｎｔ．Ｓｕｉｔａｂｌｅａｎａｌｏｇｙｗｅｌｌｓｗｅｒｅｓｅｌｅｃｔｅｄｂｙｔａｋｉｎｇｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ，ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ，ｔｅｓｔｉｎｇｄａｔａａｎｄｗｅｌｌｌｏｃａ⁃ｔｉｏｎｓｉｎｔｏｃｏｎｓｉｄｅｒａｔｉｏｎ．ＢａｓｅｄｏｎｔｈｅＥＵＲｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆａｎａｌｏｇｙｗｅｌｌｓ，ｔｈｅＥＵＲｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｃｕｒｖｅｓｏｆｉｎｆｉｌｌｗｅｌｌｓｗｅｒｅｃａｌｃｕｌａｔｅｄｗｉｔｈｔｈｅＭｏｎｔｅ⁃Ｃａｒｌｏｍｅｔｈｏｄ．Ｔｙｐｉｃａｌｗｅｌｌｃｕｒｖｅｓｗｅｒｅｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄｂｙａｎａｌｙｚｉｎｇｔｈｅｄｅｃｌｉｎｅｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆａｎａｌｏｇｙｗｅｌｌｓ．ＦｕｔｕｒｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｎｄＥＵＲｏｆｎｅｗｗｅｌｌｓｏｒｕｎｄｒｉｌｌｅｄｗｅｌｌｓｃａｎｂｅｅｓｔｉｍａｔｅｄｗｉｔｈｔｈｉｓｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄ，ｗｈｉｃｈｉｓｔｈｅｂａｓｉｓｆｏｒｆｕｔｕｒｅｓｔｒａｔｅｇｉｃｄｅｃｉｓｉｏｎｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｓｈａｌｅｇａｓ；ｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄ；ｅｓｔｉｍａｔｅｄｕｌｔｉｍａｔｅｒｅｓｅｒｖｅ；Ｊｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ；ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ㊀㊀近年来，中国页岩气资源的勘探开发不断取得突破，成为油气领域增产上储的主要阵地㊂２０１４年，中国石化提交了焦石坝页岩气区块的探明地质储量为１０６８ˑ１０８ｍ３，是国内首个大型页岩气田㊂四川盆地焦石坝页岩气田一期采用６００ｍ井距进行开发，通过微地震监测和生产动态跟踪等措施发现井间动用程度不高，为了提高气藏采收率，开展了焦石坝加密井网调整的二期工程㊂储量计算是编制二期开发方案的基础，从参数取值方法来说，页岩气可采储量评估方法［１］可分为确定性方法和不确定性方法㊂确定性方法［２－５］包括产量递减分析法㊁物质平衡法㊁解析和数值模拟法㊂一般而言，收稿日期：２０２０－０５－２８；修订日期：２０２０－１２－１６㊂作者简介：魏绍蕾（１９８７ ），女，博士，高级工程师，从事储量评估和油气田开发规划工作㊂Ｅ⁃ｍａｉｌ：ｌｅｉｓｕｒｅｗｉｎ＠１６３．ｃｏｍ㊂基金项目：国家科技重大专项 页岩气地质建模与可采储量评价技术研究 （２０１６ＺＸ０５０６０００１－０３３）资助㊂㊀第４３卷第１期２０２１年１月㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质ＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＬＯＧＹ＆ＥＸＰＥＲＩＭＥＮＴ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀Ｖｏｌ．４３，Ｎｏ．１Ｊａｎ．，２０２１当油气藏经过一段时间的开发，积累了一定的生产数据，常常选用合适的确定性方法来估算最终油气可采量；对于新建项目（新建产区㊁整体井网加密等），目前北美一般采用油气储量评估协会（ＳｏｃｉｅｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｓｔｉｍａｔｉｏｎＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，ＳＰＥＥ）提出的概率法［６］进行评估㊂概率法又称不确定性法，一般不能单独使用，常常结合容积法来计算原地资源量的概率分布㊂在油气藏开发早期，对油藏的认识还带有很大的不确定性，通过给定全部或部分储量相关参数的概率分布，得到地质储量的概率分布㊂概率法不但给出了储量的大小，而且估计了不同储量值所对应的风险㊂另外，根据石油资源管理系统（ＰＲＭＳ－２０１８）应用指南［７－８］，概率法还可以结合产量递减法和其他动态法计算可采储量的概率分布㊂２０１０年，石油储量工程师评估协会（ＳＰＥＥ）专门针对非常规油气资源形成了‘非常规油气区带未开发储量评估指南“［６］，用来计算以页岩气为代表的非常规油气未开发储量，简称ＳＰＥＥ３概率法㊂目前，该方法已广泛应用于北美页岩气未开发储量评估㊂随着页岩气资源在国内勘探开发工作的推进［９－１０］，概率法的研究和应用也逐渐展开㊂与常规油气资源相比，页岩气的储层特征和所采用的工程技术更为复杂，单井开发效果的不确定性更大㊂确定性的储量评估方法只能给定一个储量值，不能估算储量的不确定性大小㊂概率法通过类比一组具有同一概率分布的页岩气井，得到新建项目的储量概率分布，既能确定储量大小，又能表征项目的开发概率㊂因此，概率法更加适用于不确定性程度高的页岩气储量评估㊂１㊀方法论述１．１㊀页岩区块的统计学特征页岩气储层属于 非常规范畴 ，是大范围连续性分布的油气聚集场所［１１］㊂但是，这并不代表页岩气储层是均质的；与此相反，页岩气井生产表现出非常强烈的差异性，即使井位相邻的两口井的生产状况也可能存在很大的不同［１２］㊂因此，利用单口井或少量井去预测新建项目内页岩气井的开发动态存在很大的风险［１３］㊂另一方面，由于页岩气开发采用大规模钻完井的生产方式［１４－１５］，地质（储层厚度㊁渗透率㊁孔隙度㊁含气性㊁压力系数㊁地应力和脆性矿物含量等）和工程（水平段长度㊁压裂液量和加砂量等）特征相似的页岩气井的试气产量㊁ＥＵＲ等生产参数具有可重复性㊂这就意味着在井间干扰很小的情况下，可以利用类比井组的统计学特征，预测新建项目或未开发区块内页岩气井ＥＵＲ的概率分布㊂利用概率法不仅可以估算储量大小，还可以预测对应储量下的不确定性㊂根据ＰＲＭＳ－２０１８关于储量的定义，证实储量（１Ｐ）对应累积概率曲线的Ｐ９０，证实储量＋概算储量（２Ｐ）对应累积概率曲线的Ｐ５０，证实储量＋概算储量＋可能储量（３Ｐ）对应累积概率曲线的Ｐ１０㊂从本质上说，储量的不确定性是由于储层和流体物性参数的不确定性造成的㊂根据中心极限定理，如果一个随机变量是多个独立的随机变量相乘的结果，那么这个随机变量常常表现出对数正态分布的特征，如试气参数㊁单井ＥＵＲ等㊂使用概率法，首先要筛选类比井㊂根据ＳＰＥＥ３概率法的论述，所选用的类比井组除了要满足地质和工程的相似性以外，还要达到一定的数量㊂ＳＰＥＥ３概率法按照类比井组试气参数或ＥＵＲ的概率分布来确定最小样本数，即最少类比井数㊂表１给出了不同Ｐ１０／Ｐ９０情形下的最小类比井数㊂１．２㊀ＳＰＥＥ３概率法评估流程ＳＰＥＥ３概率法对页岩气新建项目或待钻区进行储量评估的流程如图１所示㊂作为页岩气储量评估人员，首先要确定用于类比的页岩气区块，并进一步筛选类比井，类比井组和待评价区的页岩气井必须要满足地质和工程特征具有相似性㊂类比井组要有一定的生产数据，且生产规律认识较为成熟，可通过确定性方法中的动态储量预测方法得到类比井组各口井的ＥＵＲ大小，绘制类比井组ＥＵＲ概率分布㊂针对新建产井区的井数问题，ＳＰＥＥ３概率法提出利用井距单位法和扩大同心圆法来圈定证实储量面积，国内一般采用井距单位法；存在表１㊀不同Ｐ１０／Ｐ９０比值下所要求的最少类比井数目Ｔａｂｌｅ１㊀ＬｅａｓｔｎｕｍｂｅｒｓｏｆａｎａｌｏｇｙｗｅｌｌｓｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔＰ１０／Ｐ９０Ｐ１０／Ｐ９０最小类比井数备注２１５很难出现３３５常见４６０常见５７５常见６１００常见８１３０常见１０１７０数据质量／模拟可能存在问题１５２９０数据质量／模拟可能存在问题２０４２０数据质量／模拟可能存在问题３０６７０数据质量／模拟可能存在问题㊃２６１㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀图１㊀概率法预测ＥＵＲ的流程Ｆｉｇ．１㊀ＦｌｏｗｃｈａｒｔｏｆＥＵＲｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｕｓｉｎｇａｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄ具体的开发方案（如探明储量报告）时，要参考开发方案设计的井数㊂然后，以类比井组ＥＵＲ的概率分布为基础，借助蒙特卡洛算法计算待评价井区页岩气井ＥＵＲ的概率分布㊂蒙特卡洛模拟是一种随机算法，它以类比井组的ＥＵＲ概率分布作为自变量，随机生成新建项目或待评价区块Ｎ口待评价井的ＥＵＲ分布，对Ｎ口待评价井的ＥＵＲ进行合并，得到新建井区内平均单井ＥＵＲ，对上述过程重复几万次甚至几十万次得到新建井区内平均单井ＥＵＲ的概率分布曲线㊂最后，根据生成的概率分布曲线，可确定不同级别下的储量大小或特定储量的不确定性㊂２㊀实例应用２．１㊀项目背景焦石坝页岩气田位于重庆市涪陵㊁南川㊁武隆等区县境内，构造上位于四川盆地川东高陡褶皱带万县复向斜［１６－１９］㊂气田的主要开发层系为上奥陶统五峰组 下志留统龙马溪组龙一段，属于深水陆棚沉积环境，厚度８５ １２０ｍ，岩性主要为灰黑色硅质页岩㊂２０１３年１月，焦石坝一期产建项目正式投入开发，共钻页岩气井２５７口，投产２５４口㊂截至２０１９年底，一期产建区平均井口压力４．６６ＭＰａ，外输压力４．８１ＭＰａ，日产气量９１２．３７ˑ１０４ｍ３，日产水量６７６．６０ｍ３㊂为了提高气藏的动用效果，２０１８年７月焦石坝页岩气田开始了井网加密调整的二期产建工作㊂图２给出了井网加密开发调整方案的井位，共设计７４口加密井，目前已有４１口水平井完成试气，３５口水平井正式投产㊂焦石坝一期产建区已有７年开发历史，目前全部气井均已进入产量递减阶段，具备比较好的生产规律，可以利用产量递减法或其他动态储量预测方图２㊀四川盆地焦石坝页岩气田加密井网井位分布示意Ｆｉｇ．２㊀ＷｅｌｌｌｏｃａｔｉｏｎｓｏｆｔｈｅｉｎｆｉｌｌｗｅｌｌｐａｔｔｅｒｎｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ法评估单井ＥＵＲ㊂借鉴北美页岩气储量评估经验，一期产建区页岩气井主要采用两段式递减方法（前期采用调和递减，待递减率降低到５％ １０％左右再转为指数递减）预测未来的生产动态，计算最终可采量㊂焦石坝页岩气田二期产建井网加密工作未完成，部分投产井生产时间很短并且采用 降压限产 的生产模式，生产规律尚不明朗，利用递减法和其他动态储量评估方法的不确定性大㊂因此，建议类比一期产建区页岩气井的储量评估结果，采用概率法评估加密井网的单井ＥＵＲ㊂２．２㊀应用过程焦石坝井网加密是在一期产建区内进行的，两者属于同一套储层，具有同样的沉积环境和地质构造，并且开发机理相同㊂因此，一期产建区是理想的 类比油气藏 ，一期产建区在产的２５４口井为备选的类比井㊂国内外已有的研究成果［２０－２７］表明，页岩气单井ＥＵＲ与试气产量／无阻流量㊁测试压力表现出很强的相关性㊂为了消除水平段长度对开发效果的影响，绘制了焦石坝一期产建区全部页岩气井单位长度的测试参数Ｆ（试气产量㊁测试压力）和单位长度的ＥＵＲ关系（图３）㊂图４给出了焦石坝页岩气田一期产建区２５４口单井试气产量的Ｐｒｏｆｉｔ图㊂一般而言，同一井组㊃３６１㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀魏绍蕾，等．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㊀图３㊀四川盆地焦石坝一期产建区页岩气单井单位长度测试参数Ｆ与单位长度ＥＵＲ关系Ｆｉｇ．３㊀ＲｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎＥＵＲａｎｄＡＯＦｐｅｒｕｎｉｔｌｅｎｇｔｈｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｓｔａｇｅｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ图４㊀四川盆地焦石坝一期产建区页岩气单井单位长度测试参数Ｆ累计概率分布Ｐｒｏｆｉｔ图Ｆｉｇ．４㊀ＣｕｍｕｌａｔｉｖｅｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｄｉａｇｒａｍｏｆＡＯＦｐｅｒｕｎｉｔｌｅｎｇｔｈｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｓｔａｇｅｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ内页岩气井的试气产量或单井ＥＵＲ在Ｐｒｏｆｉｔ图上表现为一条直线㊂由图４可以看出，一期产建区内全部井试气产量的Ｐｒｏｆｉｔ曲线与直线的偏差较大㊂另外，单位长度试气产量的Ｐ１０高达４１．６ˑ１０４ｍ３／（ｄ㊃ＭＰａ２㊃ｋｍ），Ｐ９０仅为４．６ˑ１０４ｍ３／（ｄ㊃ＭＰａ２㊃ｋｍ），Ｐ１０／Ｐ９０＝８．９㊂根据表１可知，当Ｐ１０／Ｐ９０＞８时，样本点的数据或模拟存在问题，应将样本点进一步细分㊂以试气参数为主要指标，综合其他储层和流体物性参数（孔隙度㊁渗透率㊁含气饱和度㊁储层埋深㊁有机质含量㊁脆性矿物含量等），并结合井点坐标对２５４口井划分为４个分区（主体区㊁东区㊁西区和西南区）（图５）㊂图６给出了分区后的单位长度试气参数概率分布Ｐｒｏｆｉｔ图㊂主体区包含井数１４７口，Ｐ１０／Ｐ９０＝４．２；东区包含井数３５口，Ｐ１０／Ｐ９０＝５．８；西区包含井数２７口，Ｐ１０／Ｐ９０＝４．３；西南区包含井数２７口，Ｐ１０／Ｐ９０＝６．０㊂分区后的页岩气井单位长度试气参图５㊀四川盆地焦石坝一期产建区页岩气井分组Ｆｉｇ．５㊀Ｆｏｕｒｓｕｂ⁃ｓｅｃｔｉｏｎｓｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｓｔａｇｅｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ图６㊀四川盆地焦石坝一期产建区页岩气井分区后的单位长度无阻流量概率分布Ｐｒｏｆｉｔ图Ｆｉｇ．６㊀ＣｕｍｕｌａｔｉｖｅｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｄｉａｇｒａｍｏｆＡＯＦｐｅｒｕｎｉｔｌｅｎｇｔｈｆｏｒｔｈｅｆｏｕｒｓｕｂ⁃ｓｅｃｔｉｏｎｓｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｓｔａｇｅｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ数在Ｐｒｏｆｉｔ图上有很好的线性规律，且Ｐ１０／Ｐ９０比值在表１推荐的理想范围内（图６）㊂将焦石坝页岩气田加密井区已完成试气的４１口井的单位长度测试参数Ｆ概率分布叠合到图６，可以看出加密井网介于西南区和东区之间，因此，选用东区和西南区的页岩气井构建类比井组㊂类比井组与加密井区的试气参数概率对比如图７ａ所示，两者具有很好的相似性；如图７ｂ类比井组的单井ＥＵＲ概率分布，可以用来预测加密井网的页岩气单井动态㊂２０１８年７月，焦石坝页岩气田加密井网调整方案获得公司审批通过㊂根据开发调整方案，在图２㊃４６１㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀图７㊀四川盆地焦石坝页岩气田一期产建区类比井组概率分布Ｆｉｇ．７㊀ＣｕｍｕｌａｔｉｖｅｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｐｌｏｔｓｏｆＥＵＲｐｅｒｕｎｉｔｌｅｎｇｔｈｆｏｒａｎａｌｏｇｗｅｌｌｇｒｏｕｐｓｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｓｔａｇｅｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ绿色虚线圈定的区域内进行加密，共设计水平井７４口㊂基于一期产建区优选类比井组ＥＵＲ的概率分布，对加密井网的７４口页岩气井进行２００００次蒙特卡洛模拟得到加密井网内平均单位长度ＥＵＲ概率分布（图８），１Ｐ储量对应Ｐ９０，为０．５１ˑ１０８ｍ３／ｋｍ；２Ｐ储量对应Ｐ５０，为０．５８ˑ１０８ｍ３／ｋｍ；３Ｐ储量对应Ｐ１０，为０．６５ˑ１０８ｍ３／ｋｍ㊂３㊀结果分析３．１㊀不同级别储量取值与确定性方法相比，概率法不仅能够给出储量图８㊀四川盆地焦石坝页岩气田加密井网平均单位长度ＥＵＲ概率分布Ｆｉｇ．８㊀ＰｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｐｌｏｔｓｏｆＥＵＲｐｅｒｕｎｉｔｌｅｎｇｔｈｆｏｒｉｎｆｉｌｌｅｄｗｅｌｌｐａｔｔｅｒｎｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ的评估结果，还能给出特定储量评估结果下的概率取值㊂例如，焦石坝页岩气田加密井网调整方案中共设计水平井７４口，通过对７４口井进行蒙特卡洛模拟得到加密井网内平均单位长度ＥＵＲ概率分布（图８）㊂加密井网完井段长度在１２００ ３０００ｍ之间（图９ａ），根据单位长度ＥＵＲ可以计算特定完井长度下页岩气井的ＥＵＲ取值（图９ｂ）㊂例如，水平段长度为２０００ｍ的页岩气井１Ｐ储量１．０２ˑ１０８ｍ３，用作上市储量申报的依据；２Ｐ储量为１．１６ˑ１０８ｍ３，用作公司制定未来规划的依据；３Ｐ储量为１．３ˑ１０８ｍ３，为油田经营者努力实现的目标㊂焦石坝一期产建区大部分井采用 稳产 递减 的生产模式，按照测试产量的大小配置稳产期的产量㊂借鉴一期产建区页岩气井的生产规律，当稳产期日产气量为６ˑ１０４ｍ３时，进入递减阶段的初期递减率约为６５％㊂在确定的单井ＥＵＲ条件下，通过反算稳产期产量㊁稳产时间㊁初始递减率，得到不同水平段长度下的典型井生产曲线（图１０）㊂加密井图９㊀四川盆地焦石坝页岩气田加密井网页岩气井水平段长度分布及单井ＥＵＲＦｉｇ．９㊀ＰｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｐｌｏｔｓｏｆｗｅｌｌｌｅｎｇｔｈｆｏｒｉｎｆｉｌｌｅｄｗｅｌｌｐａｔｔｅｒｎａｎｄＥＵＲｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｆｏｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｗｅｌｌｌｅｎｇｔｈｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ㊃５６１㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀魏绍蕾，等．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㊀图１０㊀四川盆地焦石坝页岩气田加密井网不同水平段长度下的典型井曲线Ｆｉｇ．１０㊀ＴｙｐｉｃａｌｗｅｌｌｃｕｒｖｅｓｆｏｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｗｅｌｌｌｅｎｇｔｈｓｏｆｉｎｆｉｌｌｅｄｗｅｌｌｐａｔｔｅｒｎｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ网采用 限产降压 的生产模式，稳产期一般在０．５ ２年左右；进入递减阶段后，初期递减快，后来递减逐渐变缓㊂３．２㊀分组与不分组结果对比类比井的选择是概率法评估储量的关键㊂从统计意义上来说，类比井的数量越多越好，但是在实际应用中类比井的选择要符合一定的前提条件，即所选定的类比井与待评价的页岩气井满足地质和工程相似，从而保证类比井和待评价井的生产符合相同或相似的概率分布㊂影响页岩气井生产状况的因素很多，众多研究都提及试气参数和最终采出量满足很好的相关关系㊂以测试参数为主控因素，综合考虑其他地质和工程参数进一步细分组，发现加密井网的生产动态介于一期产建东区和西南区之间，因此，利用一期产建东区和西南区的页岩气井构建类比井组㊂本文分别对两种情形（情形１：优选东区和西南区作为类比井组；情形２：利用一期产建全部井作为类比井组）的结果进行了对比（图１１）㊂从概率密度曲线和累计概率曲线来看，红线比蓝线整体右移，这说明利用全部井作为类比井组时ＥＵＲ预测值偏高㊂这主要是由于在一期产建区高产井大部分集中在北部，而加密井网大部分井位于中部甚至偏南的位置，类比井组中这些高产井的存在 不合理 地高估了加密井网内页岩气井的开发效果㊂３．３㊀不同阶段储量风险对比利用概率法可以定量表征项目面临的风险㊂随着开发工程的推进，完钻井数增多，项目的风险也会发生变化㊂对于实际项目来说，一般会通过补充新井的数据对之前的认识进行调整，有时会更新或修正类比井组的概率分布曲线㊂本文从方便应用角度出发，假设在项目推进过程中所采用类比井组的概率分布曲线未发生变化㊂图１１㊀四川盆地焦石坝页岩气田不同类比井组下单井长度ＥＵＲ概率分布对比Ｆｉｇ．１１㊀ＰｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆＥＵＲｐｅｒｕｎｉｔｗｅｌｌｌｅｎｇｔｈｕｎｄｅｒｔｗｏｃａｓｅｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ㊀㊀图１２给出了不同完钻井数目下（早期１０口井；中期３０口井；后期７４口井）利用概率法计算的平均单位长度ＥＵＲ概率密度曲线和累计概率曲线㊂对比不同阶段的概率分布曲线可以看出，三条曲线Ｐ５０值（０．５６ˑ１０８ｍ３／ｋｍ）基本保持不变；但是随着钻井工作的推进，曲线变陡直，Ｐ１０和Ｐ９０的取值更加接近于Ｐ５０㊂当完钻１０口井时，Ｐ９０为０．４１ˑ１０８ｍ３／ｋｍ，Ｐ１０为０．７８ˑ１０８ｍ３／ｋｍ，Ｐ１０／Ｐ９０＝１．９０；当完钻３０口井时，Ｐ９０为０．４３ˑ１０８ｍ３／ｋｍ，Ｐ１０为０．６９ˑ１０８ｍ３／ｋｍ，Ｐ１０／Ｐ９０＝１．６；当７４口井全部完钻时，Ｐ９０为０．５１ˑ１０８ｍ３／ｋｍ，Ｐ１０为０．６５ˑ１０８ｍ３／ｋｍ，Ｐ１０／Ｐ９０＝１．２８，说明随着钻井数目的增加，项目的不确定性降低，风险减少㊂４㊀结论（１）与常规确定性方法相比，概率法能够给出不同概率下的储量大小㊂本文针对尚在建产的焦石坝加密井网调整，采用概率法给出了平均单井单位长度ＥＵＲ的概率分布，将水平段长度为２０００ｍ㊃６６１㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀图１２㊀四川盆地焦石坝页岩气田不同完钻井数目下单位长度ＥＵＲ概率分布对比Ｆｉｇ．１２㊀ＰｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆＥＵＲｐｅｒｕｎｉｔｗｅｌｌｌｅｎｇｔｈｆｏｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｎｕｍｂｅｒｓｏｆｄｒｉｌｌｅｄｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ的页岩气井１Ｐ储量１．０２ˑ１０８ｍ３作为上市储量申报的依据；２Ｐ储量１．１６ˑ１０８ｍ３作为规划方案的编制依据；３Ｐ储量１．３ˑ１０８ｍ３作为油田经营者努力经营的目标㊂（２）类比井组的选择对储量计算的准确性具有重要的意义㊂以测试参数为主，综合其他储层地质㊁流体物性㊁工程参数以及井点坐标等因素，对焦石坝一期产建区的页岩气井分成４个井组（主体区㊁西区㊁东区和西南区），加密井网的生产规律介于东区和西南区之间，可用作类比井组㊂与选用一期所有井作为类比井相比，优选类比井后计算的储量值更加可靠㊂（３）储量评估伴随气藏开发的整个生命过程，研究表明待评价区平均单井ＥＵＲ的２Ｐ储量不受井数的影响，但是１Ｐ和３Ｐ储量受井数的影响；随着钻井数目的增加，ＥＵＲ概率曲线更加陡直，项目的风险逐渐降低㊂另外，随着气藏的开发，新的资料和认识不断增加，应及时更新储量评估结果，为下一步生产规划奠定基础㊂参考文献：［１］㊀贾承造．美国ＳＥＣ油气储量评估方法［Ｍ］．北京：石油工业出版社，２００４．㊀㊀㊀ＪＩＡＣｈｅｎｇｚａｏ．ＳＥＣｅｓｔｉｍａｔｉｏｎａｐｐｒｏａｃｈｆｏｒｏｉｌ＆ｇａｓｒｅｓｅｒｖｅｓ［Ｍ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ：ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＩｎｄｕｓｔｒｙＰｒｅｓｓ，２００４．［２］㊀朱维耀，亓倩，马千，等．页岩气不稳定渗流压力传播规律和数学模型［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１６，４３（２）：２６１－２６７．㊀㊀㊀ＺＨＵＷｅｉｙａｏ，ＱＩＱｉａｎ，ＭＡＱｉａｎ，ｅｔａｌ．Ｕｎｓｔａｂｌｅｓｅｅｐａｇｅｍｏｄｅｌｉｎｇａｎｄｐｒｅｓｓｕｒｅｐｒｏｐａｇａｔｉｏｎｏｆｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１６，４３（２）：２６１－２６７．［３］㊀王勇，张林霞，徐剑良，等．页岩气井产量递减分析经验法优化应用研究［Ｊ］．石油化工应用，２０２０，３９（１）：８－１２．㊀㊀㊀ＷＡＮＧＹｏｎｇ，ＺＨＡＮＧＬｉｎｘｉａ，ＸＵＪｉａｎｌｉａｎｇ，ｅｔａｌ．Ｅｍｐｉｒｉｃａｌｍｅｔｈｏｄｆｏｒｓｈａｌｅｇａｓｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｄｅｃｌｉｎｅａｎａｌｙｓｉｓｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎａｐｐｌｉｅｄｒｅｓｅａｒｃｈ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌＩｎｄｕｓｔｒｙＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ，２０２０，３９（１）：８－１２．［４］㊀汤亚顽．涪陵页岩气田可采储量评价方法优选［Ｊ］．江汉石油科技，２０１９，２９（４）：２３－３４．㊀㊀㊀ＴＡＮＧＹａｗａｎ．ＯｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｏｆｒｅｃｏｖｅｒａｂｌｅｒｅｓｅｒｖｅｓａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｆｏｒＦｕｌｉｎｇｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ［Ｊ］．ＪｉａｎｇｈａｎＰｅｔｒｏｌｅｕｍＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，２０１９，２９（４）：２３－３４．［５］㊀覃利娟．概率法在油气储量不确定性分析中的应用［Ｊ］．断块油气田，２０１９，２６（６）：７２３－７２７．㊀㊀㊀ＱＩＮＬｉｊｕａｎ．Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄｔｏｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｙａｎａｌｙｓｉｓｏｆｏｉｌａｎｄｇａｓｒｅｓｅｒｖｅｓ［Ｊ］．Ｆａｕｌｔ⁃ＢｌｏｃｋＯｉｌ＆ＧａｓＦｉｅｌｄ，２０１９，２６（６）：７２３－７２７．［６］㊀王永祥，李建忠．非常规油气区带未开发储量评估指南［Ｍ］．北京：石油工业出版社，２０１２．㊀㊀㊀ＷＡＮＧＹｏｎｇｘｉａｎｇ，ＬＩＪｉａｎｚｈｏｎｇ．Ｇｕｄｅｌｉｎｅｓｆｏｒｔｈｅｐｒａｃｔｉｃａｌｅｖａｌｕａ⁃ｔｉｏｎｏｆｕｎｄｅｖｅｌｏｐｅｄｒｅｓｅｒｖｅｓｉｎｒｅｓｏｕｒｃｅｐｌａｙｓ［Ｍ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ：Ｐｅｔｒｏ⁃ｌｅｕｍＩｎｄｕｓｔｒｙＰｒｅｓｓ，２０１２．［７］㊀王永祥，张君峰，谢锦龙，等．‘石油资源管理体系应用指南“导读［Ｍ］．北京：石油工业出版社，２０１２．㊀㊀㊀ＷＡＮＧＹｏｎｇｘｉａｎｇ，ＺＨＡＮＧＪｕｎｆｅｎｇ，ＸＩＥＪｉｎｌｏｎｇ，ｅｔａｌ．Ａｃｏｎｄｕｃｔｏｎｇｕｉｄｅｌｉｎｅｓｆｏｒａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｐｅｔｒｏｌｅｕｍｒｅｓｏｕｒｃｅｓｍａｎａｇｅ⁃ｍｅｎｔｓｙｓｔｅｍ［Ｍ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ：ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＩｎｄｕｓｔｒｙＰｒｅｓｓ，２０１２．［８］㊀ＳＰＥ，ＡＡＰＧ，ＷＰＣ，ｅｔａｌ．Ｇｕｉｄｅｌｉｎｅｓｆｏｒａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｐｅｔｒｏ⁃ｌｅｕｍｒｅｓｏｕｒｃｅｓｍａｎａｇｅｍｅｎｔｓｙｓｔｅｍ［Ｍ］．Ｈｕｓｔｏｎ：ＳｏｃｉｅｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｎｇｉｎｅｅｒｓ，２０１１．［９］㊀董大忠，邹才能，杨桦，等．中国页岩气勘探开发进展与发展前景［Ｊ］．石油学报，２０１２，３３（Ｓ１）：１０７－１１４．㊀㊀㊀ＤＯＮＧＤａｚｈｏｎｇ，ＺＯＵＣａｉｎｅｎｇ，ＹＡＮＧＨｕａ，ｅｔａｌ．ＰｒｏｇｒｅｓｓａｎｄｐｒｏｓｐｅｃｔｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｉｎＣｈｉｎａ［Ｊ］．ＡｃｔａＰｅｔｒｏｌｅｉＳｉｎｉｃａ，２０１２，３３（Ｓ１）：１０７－１１４．［１０］㊀马永生，蔡勋育，赵培荣．中国页岩气勘探开发理论认识与实践［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１８，４５（４）：５６１－５７４．㊀㊀㊀ＭＡＹｏｎｇｓｈｅｎｇ，ＣＡＩＸｕｎｙｕ，ＺＨＡＯＰｅｉｒｏｎｇ．Ｃｈｉｎａ ｓｓｈａｌｅｇａｓｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ：ｕｎｄｅｒｓｔａｎｄｉｎｇａｎｄｐｒａｃｔｉｃｅ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１８，４５（４）：５６１－５７４．［１１］㊀邹才能，陶士振，袁选俊，等． 连续型 油气藏及其在全球的重要性：成藏㊁分布与评价［Ｊ］．石油勘探与开发，２００９，㊃７６１㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀魏绍蕾，等．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㊀３６（６）：６６９－６８２．㊀㊀㊀ＺＯＵＣａｉｎｅｎｇ，ＴＡＯＳｈｉｚｈｅｎ，ＹＵＡＮＸｕａｎｊｕｎ，ｅｔａｌ．Ｇｌｏｂａｌｉｍｐｏｒ⁃ｔａｎｃｅｏｆ ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ ｐｅｔｒｏｌｅｕｍｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ，ｄｉｓｔｒｉｂｕ⁃ｔｉｏｎａｎｄｅｖａｌｕａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２００９，３６（６）：６６９－６８２．［１２］㊀易积正，王超．四川盆地焦石坝地区龙马溪组海相页岩储层非均质性特征［Ｊ］．石油实验地质，２０１８，４０（１）：１３－１９．㊀㊀㊀ＹＩＪｉｚｈｅｎｇ，ＷＡＮＧＣｈａｏ．Ｄｉｆｆｅｒｅｎｔｉａｌｐｏｒｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓ⁃ｔｉｃｓｉｎｖａｒｉｏｕｓｓｈａｌｅｌｉｔｈｏｆａｃｉｅｓｏｆＬｏｎｇｍａｘｉＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａａｒｅａ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙ＆Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０１８，４０（１）：１３－１９．［１３］㊀陈劲松，韩洪宝，年静波，等．概率法在页岩气未开发最终可采量评估中的应用：以北美某成熟页岩气区块为例［Ｊ］．天然气工业，２０１８，３８（７）：５２－５８．㊀㊀㊀ＣＨＥＮＪｉｎｓｏｎｇ，ＨＡＮＨｏｎｇｂａｏ，ＮＩＡＮＪｉｎｇｂｏ，ｅｔａｌ．ＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄｔｏｕｎｄｅｖｅｌｏｐｅｄＥＵＲａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｏｆｓｈａｌｅｇａｓ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｎｏｎｅｍａｔｕｒｅｓｈａｌｅｇａｓｂｌｏｃｋｉｎＮｏｒｔｈＡｍｅｒｉｃａ［Ｊ］．ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙ，２０１８，３８（７）：５２－５８．［１４］㊀黄昌武．页岩油气压裂理论方法和技术体系初步形成［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１２，３９（４）：４４３．㊀㊀㊀ＨＵＡＮＧＣｈａｎｇｗｕ．Ｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌｍｅｔｈｏｄｏｌｏｇｙａｎｄｔｅｃｈｎｉｃａｌｓｙｓｔｅｍｆｏｒｓｈａｌｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１２，３９（４）：４４３．［１５］㊀吴奇，胥云，王晓泉，等．非常规油气藏体积改造技术：内涵㊁优化设计与实现［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１２，３９（３）：３５２－３５８．㊀㊀㊀ＷＵＱｉ，ＸＵＹｕｎ，ＷＡＮＧＸｉａｏｑｕａｎ，ｅｔａｌ．Ｖｏｌｕｍｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｅｃｈｎｏ⁃ｌｏｇｙｏｆｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ｃｏｎｎｏｔａｔｉｏｎ，ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｄｅｓｉｇｎａｎｄｉｍｐｌｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１２，３９（３）：３５２－３５８．［１６］㊀王玉满，董大忠，李建忠，等．川南下志留统龙马溪组页岩气储层特征［Ｊ］．石油学报，２０１２，３３（４）：５５１－５６１．㊀㊀㊀ＷＡＮＧＹｕｍａｎ，ＤＯＮＧＤａｚｈｏｎｇ，ＬＩＪｉａｎｚｈｏｎｇ，ｅｔａｌ．ＲｅｓｅｒｖｏｉｒｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｉｎＬｏｎｇｍａｘｉＦｏｒｍａｔｉｏｎｏｆｔｈｅＬｏｗｅｒＳｉｌｕｒｉａｎ，ｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎ［Ｊ］．ＡｃｔａＰｅｔｒｏｌｅｉＳｉｎｉｃａ，２０１２，３３（４）：５５１－５６１．［１７］㊀郭彤楼，张汉荣．四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１４，４１（１）：２８－３６．㊀㊀㊀ＧＵＯＴｏｎｇｌｏｕ，ＺＨＡＮＧＨａｎｒｏｎｇ．ＦｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄｅｎｒｉｃｈｍｅｎｔｍｏｄｅｏｆＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１４，４１（１）：２８－３６．［１８］㊀刘智颖，张柏桥，许巍，等．焦石坝地区页岩Ｃｏｌｅ－Ｃｏｌｅ模型参数的快速计算方法［Ｊ］．油气藏评价与开发，２０２０，１０（５）：４２－４８．㊀㊀㊀ＬＩＵＺｈｉｙｉｎｇ，ＺＨＡＮＧＢａｉｑｉａｏ，ＸＵＷｅｉ，ｅｔａｌ．ＡｆａｓｔｃｏｍｐｕｔｉｎｇｍｅｔｈｏｄｆｏｒｒｏｃｋｅｌｅｃｔｒｉｃｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆＣｏｌｅ－ＣｏｌｅｍｏｄｅｌｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｚｏｎｅ［Ｊ］．ＲｅｓｅｒｖｏｉｒＥｖａｌｕａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０２０，１０（５）：４２－４８．［１９］㊀李金磊，尹成，王明飞，等．四川盆地涪陵焦石坝地区保存条件差异性分析［Ｊ］．石油实验地质，２０１９，４１（３）：３４１－３４７．㊀㊀㊀ＬＩＪｉｎｌｅｉ，ＹＩＮＣｈｅｎｇ，ＷＡＮＧＭｉｎｇｆｅｉ，ｅｔａｌ．Ｐｒｅｓｅｒｖａｔｉｏｎｃｏｎｄｉ⁃ｔｉｏｎｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａａｒｅａ，Ｆｕｌｉｎｇ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙ＆Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０１９，４１（３）：３４１－３４７．［２０］㊀陈新军，包书景，侯读杰，等．页岩气资源评价方法与关键参数探讨［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１２，３９（５）：５６６－５７１．㊀㊀㊀ＣＨＥＮＸｉｎｊｕｎ，ＢＡＯＳｈｕｊｉｎｇ，ＨＯＵＤｕｊｉｅ，ｅｔａｌ．Ｍｅｔｈｏｄｓａｎｄｋｅｙｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｏｕｒｃｅｓｅｖａｌｕａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１２，３９（５）：５６６－５７１．［２１］㊀方栋梁，孟志勇．页岩气富集高产主控因素分析：以四川盆地涪陵地区五峰组 龙马溪组一段页岩为例［Ｊ］．石油实验地质，２０２０，４２（１）：３７－４１．㊀㊀㊀ＦＡＮＧＤｏｎｇｌｉａｎｇ，ＭＥＮＧＺｈｉｙｏｎｇ．Ｍａｉｎｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｅｎｒｉｃｈｍｅｎｔａｎｄｈｉｇｈｙｉｅｌｄ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｆＷｕｆｅｎｇ－ＬｏｎｇｍａｘｉｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｉｎＦｕｌｉｎｇａｒｅａ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０２０，４２（１）：３７－４１．［２２］㊀胡德高，刘超．四川盆地涪陵页岩气田单井可压性地质因素研究［Ｊ］．石油实验地质，２０１８，４０（１）：２０－２４．㊀㊀㊀ＨＵＤｅｇａｏ，ＬＩＵＣｈａｏ．ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌｆａｃｔｏｒｓｏｆｗｅｌｌｆｒａｃａｂｉｌｉｔｙｉｎＦｕｌｉｎｇｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｅｒｉ⁃ｍｅｎｔ，２０１８，４０（１）：２０－２４．［２３］㊀张汉荣，王强，倪楷，等．川东南五峰 龙马溪组页岩储层六性特征及主控因素分析［Ｊ］．石油实验地质，２０１６，３８（３）：３２０－３２５．㊀㊀㊀ＺＨＡＮＧＨａｎｒｏｎｇ，ＷＡＮＧＱｉａｎｇ，ＮＩＫａｉ，ｅｔａｌ．Ｓｉｘｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓ⁃ｔｉｃｓａｎｄｍａｉｎｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｓｈａｌｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｎｔｈｅＷｕｆｅｎｇ－Ｌｏｎｇｍａｘｉｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙ＆Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０１６，３８（３）：３２０－３２５．［２４］㊀庞河清，熊亮，魏力民，等．川南深层页岩气富集高产主要地质因素分析：以威荣页岩气田为例［Ｊ］．天然气工业，２０１９，３９（Ｓ１）：７８－８４．㊀㊀㊀ＰＡＮＧＨｅｑｉｎｇ，ＸＩＯＮＧＬｉａｎｇ，ＷＥＩＬｉｍｉｎ，ｅｔａｌ．Ａｎａｌｙｓｉｓｏｆｇｅｏｌｏ⁃ｇｉｃａｌｆａｃｔｏｒｓｆｏｒｈｉｇｈｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙｉｎＣｈｕａｎｎａｎｄｅｅｐｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ｔａｋｉｎｇＷｅｉｒｏｎｇｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄａｓａｎｅｘａｍｐｌｅ［Ｊ］．ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙ，２０１９，３９（Ｓ１）：７８－８４．［２５］㊀刘华，王卫红，王妍妍，等．页岩气井产能表征方法研究［Ｊ］．油气藏评价与开发，２０１９，９（５）：６３－６９．㊀㊀㊀ＬＩＵＨｕａ，ＷＡＮＧＷｅｉｈｏｎｇ，ＷＡＮＧＹａｎｙａｎ，ｅｔａｌ．Ｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｏｆｓｈａｌｅｇａｓｗｅｌｌｓ［Ｊ］．ＲｅｓｅｒｖｏｉｒＥｖａｌｕａ⁃ｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１９，９（５）：６３－６９．［２６］㊀熊小林．威远页岩气井ＥＵＲ主控因素量化评价研究［Ｊ］．中国石油勘探，２０１９，２４（４）：５３２－５３８．㊀㊀㊀ＸＩＯＮＧＸｉａｏｌｉｎ．ＱｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｎＥＵＲｏｆｓｈａｌｅｇａｓｗｅｌｌｓｉｎＷｅｉｙｕａｎｂｌｏｃｋ［Ｊ］．ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ，２０１９，２４（４）：５３２－５３８．［２７］㊀宋振响，徐旭辉，王保华，等．页岩气资源评价方法研究进展与发展方向［Ｊ］．石油与天然气地质，２０２０，４１（５）：１０３８－１０４７．㊀㊀㊀ＳｏｎｇＺｈｅｎｘｉａｎｇ，ＸｕＸｕｈｕｉ，ＷａｎｇＢａｏｈｕａ，ｅｔａｌ．Ａｄｖａｎｃｅｓｉｎｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｏｕｒｃｅａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｍｅｔｈｏｄｓａｎｄｔｈｅｉｒｆｕｔｕｒｅｅｖｏｌｖｅｍｅｎｔ［Ｊ］．Ｏｉｌ＆ＧａｓＧｅｏｌｏｇｙ，２０２０，４１（５）：１０３８－１０４７．（编辑㊀黄㊀娟）㊃８６１㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀。