页岩气储量计算标准
ICS
DB
陕西省地方标准
DB XX/ XXXXX—XXXX
页岩气储量计算标准
Shale gas reserves computation standard
（征求意见稿）
XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施
目次
前言................................................................................ II
1 范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 总则 (1)
4 术语和定义 (2)
5 页岩气地质储量计算 (2)
6 地质储量计算参数确定 (6)
7 技术可开采储量计算 (9)
8 经济评价和经济可采储量计算 (11)
9 储量综合评价 (12)
附录A（规范性附录）页岩气储量计算参数名称、符号、单位及取值有效位数的规定 (13)
附录B（规范性附录）页岩气探明地质储量计算关于储层的基本井控要求 (14)
附录C（规范性附录）页岩气田储量规模和品位等分类 (15)
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。
本标准的附录A、附录B和附录C是规范性附录。
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、王念喜、耿龙祥、陈宏亮、郭超。本标准首次发布。
页岩气储量计算标准
1 范围
本要求规定了页岩气资源／储量分类分级及定义、储量计算方法、储量评价的技术要求。
本要求适用于地面钻井开发时的页岩气资源／储量计算，适用于页岩气的资源勘查、储量计算、开发设计及报告编写；可以作为页岩气矿业权转让、证券交易以及其他公益性和商业性矿业活动中储量评估的依据。
2 规范性引用文件
下列标准中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用标准，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用标准，其最新版本适用于本标准。
GB/T 13610—2003 《气体组分分析方法》
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—2002 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 5386-2010 石油探明储量计算细则（裂缝性油气藏部分）
SY/T 5895-93 石油工业常用量和单位（勘探开发部分）
SY/T 6098-2000 天然气可采储量计算方法
3 总则
3.1 页岩气资源/储量分类体系采用GB／T 19492—2004 《石油天然气资源/储量分类》分类体系。
3.2 页岩气田发现直至气田废弃的各个勘探开发阶段，油气田的经营者，应根据勘探开发阶段，依据地质、工程资料的变化和技术经济条件的变化，分阶段适时进行储量计算、复算、核算和结算。
3.3 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。复算指首次向国家申报探明储量后开发生产井完钻后三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。
3.4 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。而且，储量的阶段性、时效性和不确定性，要同时反映在地质储量和可采储量中。
4 术语和定义
4.1 页岩气
页岩气是指赋存于富含有机质的页岩及其夹层状的泥质粉砂岩中；主体上是自生自储成藏的连续性气藏；以吸附和游离状态储藏在极致密页岩地层系统中的天然气聚集。
4.2 含气页岩层段
是指富含有机物的烃源岩系，以页岩为主，含少量砂岩、碳酸盐岩或硅质等夹层，其中页岩厚度占层段厚度的比例不小于60%，夹层单厚度不超过3m。
5 页岩气地质储量计算
按照《石油天然气资源／储量分类》划分的探明的、控制的、预测的地质储量及有关规定，进行储量计算。
5.1 储量计算应具备的条件
储量起算要求包括单井产量下限标准（表1）、含气量下限标准（表2）、总有机碳含量下限标准、镜质体反射率下限标准。其中储量计算的单井下限日产量是进行储量计算的经济条件，各地区可根据当地价格和成本等测算求得只回收开发井投资的单井下限日产量；也可用平均的操作费和气价求得平均井深的单井下限日产量，再根据实际井深求得不同井深的单井下限日产量。
各级储量（探明、控制、预测）勘探开发程度和地质认识程度要求，是进行储量计算地质可靠程度的基本条件，页岩气探明、控制、预测地质储量勘探开发程度和地质认识程度要求见表3。
表1 储量起算单井产量下限标准
表2 含气量下限标准
表3 页岩气各级地质储量勘查程度和认识程度要求
5.1.1 探明地质储量
查明了页岩气藏的地质特征、储层及其含气性的展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、储层物性、压力系统、天然气性质、气体流动能力等）；通过实施小井网和或单井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，可信系数达0.8以上。
5.1.2 探明控制储量
基本查明了页岩气藏的地质特征和储层含气性的展布规律，开采技术条件基本得到了控制，并通过单井试验和储层参数值模拟了解了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。
但由于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不高，储量的可信系数为0.5左右。
5.1.3 探明预测储量
初步查明了构造形态、储层情况，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储层参数，大部分储层参数条件是推测得到的。预探井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很低，储量的可信系数为0.1～0.2。
5.2 储量计算单元划分原则
储量计算单元（简称计算单元）确定充分考虑构造、储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气区确定。
——面积很大的气藏，视不同情况可细分井组（井区）；
——当气藏类型、储层类型相似，且含气连片或迭置时，可合并为一个计算单元。
b）计算单元纵向上一般按页岩层组、段划分。
——纵向上计算单元划分一般不超过100m，按需要可细划计算单元。
5.3 地质储量计算方法
根据页岩系统段储集层情况确定地质储量计算方法。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（规范性附录），符合SY/T 5895-93。
5.3.1 静态法
页岩气地质储量计算包括体积法、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。
页岩气储量=游离气储量+吸附气储量+溶解气储量。
吸附气采用体积法计算，游离气和溶解气采用容积法计算。
a）体积法
计算储集于泥页岩粘土矿物和有机质表面、微孔隙中的页岩气储量。
——当计算页岩储层中的吸附气与游离气总和时，用体积法计算地质储量公式为：
G z=0.01 A g h Czρy (1)
——计算页岩储层中的吸附气时，用体积法计算地质储量公式为：
G x=0.01 A g hρy C x/Z i (2)
b）容积法
在页岩地层系统中，计算页岩基质孔隙、夹层状储集体中的页岩气地质储量时，采用容积法计算游离气地质储量，地质储量计算公式为：
Gy＝0.01A g hφS gi/B gi (3)
式中B gi用下式求得：
B gi＝P sc Z i T/P i T sc (4)
将上述计算的吸附气和游离气相加，即为页岩气藏的地质储量，公式为：
Gz= G x+ Gy (5)
当页岩基质孔隙或致密夹层中含有原油时，溶解气采用容积法计算地质储量。
原油中溶解气地质储量计算公式如下：
G s=10-4NR si (6)
其中：N＝0.01A g hφS oi/B oi (7)
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和弹性二相法计算天然气地质储量。
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 6098-2000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 6098-2000的6.2）。
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
a）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。
b）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。
c）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
充分利用地震、钻井、测井和测试（含试气，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，主要由含气量下限、达到产量下限值的页岩气井圈定，由于各种原因也可以由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定。
不同类别的地质储量，含气面积圈定要求不同。
6.1.1 探明含气面积
页岩储层的井控程度应达到表3和附录B1所规定的井距要求。含气面积边界圈定原则如下：
a）钻井和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）；达不到气层净厚度的下限边界；含气量下限边界。
b）页岩气藏边界未查明或页岩气井离边界太远时，主要以页岩气井外推圈定。探明面积边界外推距离不大于附录B规定井距的0.5～1.0倍，可分以下几种情况（假定附录B规定距离为1个井距）：1）仅有1口井达到产气下限值时，以此井为中心外推1／2井距；
2）在有多口相邻井达到产气下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过3个井距，可分别以这两口井为中心外推1／2井距；
3）在有多口相邻井达到产气下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过两个井距，但小于3个井距时，井间所有面积都计为探明面积，同时可以这两口井为中心外推1个井距作为探明面积边界；
4）在有多口相邻井达到产气下限值，且井间距离都不超过两个井距时，探明面积边界可以边缘井为中心外推1个井距。
c）由于各种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页岩气井不大于附录B规定井距的0.5～1.0倍。
6.1.2 控制含气面积
a) 依据测井解释的气藏界面，依据钻遇或预测的气藏界面圈定含气面积。
b) 探明含气边界到预测含气边界之间圈定含气面积。
c) 依据多种方法对储层进行综合分析，结合气藏分布规律，确定的可能含气边界圈定含气面积。
6.1.3 预测含气面积
a) 依据推测的气藏界面确定含气面积。
b) 依据气藏综合分析所确定的气藏分布范围，圈定含气面积。
c) 依据同类气藏圈闭天然气充满系数类比圈定的含气面积。
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系中具有产气能力的那部分储层厚度。不同类别的地质储量，有效厚度确定要求不同。
6.2.1 探明储量的有效厚度
a）有效厚度要求确定
——应制定气层划分标准。
——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、总有机碳含量、页岩含气量、镜质体反射率、电性等下限标准。
——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位和厚度校正。
——借用邻近气藏下限标准应论证类比依据和标明参考文献。
b）有效厚度划分
——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。
——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
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 页岩吸附气含量和吸附气量
6.4.1 总含气量
总含气量主要方法由解析法、保压岩心法的分析方法得到。
a）解析法：该方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
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Langmuir 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1m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2m)。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《气体组分分析方法》（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 原始天然气体积系数
原始天然气体积系数由（4）式求得。
——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；
——原始气体偏差系数（Zi）可由实验室气体样品测定，也可根据天然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：
——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；
——在作图时，应考虑气藏情况和储量参数变化规律；
——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200C，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（规范性附录）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 技术可开采储量计算
7.1 探明技术可采储量的估算必须满足的条件
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) 已有开发概念设计或开发方案，并已列入或将列入中近期开发计划；
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。
7.2 未开发和开发初期天然气技术可采储量计算
7.2.1 技术可采储量计算
一般是根据计算的地质储量和确定的采收率，按下列公式计算可采储量。
G R＝G×E R (11)
7.2.2 采收率确定要求
a）一般是确定目前成熟的可实施的技术如直井、水平井、多次压裂等条件下最终采收率。
b）计算提高采收率技术增加的可采储量，分为下列情况：
提高采收率技术已经本气藏先导试验证实有效并计划实施，或本气藏同类气藏（田）使用成功并可类比和计划实施，可划为增加的探明可采储量。
7.2.3 采收率确定方法
气藏天然气采收率：根据气藏类型、储层特性和开发方式、废弃压力等情况，选择经验公式法、经验取值法、类比法和数值模拟法等方法求取（SY/T 6098-2000）。
7.3 已开发天然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可采储量的计算。
a)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：有理由相信所选用的生产曲线有典型的代表意义；可以明确界定气井的产气面积；产量—时间曲线上在产气高峰后至少有3-6个月以上稳定的气产量递减曲线斜率值；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。
特别是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 5367-1998的5.4.3、SY／T 6098-2000的6.3和6.4）。
b)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 6098-2000的6.1）。
c)数值模拟法
数值模拟法：根据气藏特征及开发概念设计等，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。
数值模拟软件选择：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：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。
7.4 控制技术可采储量计算
7.4.1 控制技术可采储量的估算条件
a) 推测可能实施的操作技术；
b) 可行性评价为次经济以上。
7.4.2 控制技术可采储量的计算
控制技术可采储量的计算公式和计算方法同8.2.1和8.2.3。
采收率一般是确定在推测可能实施的操作技术条件下的最终采收率。
7.5 预测技术可采储量计算
7.5.1 预测技术可采储量的估算条件
预测可采储量的估算，只考虑技术可采储量，是在推测可能实施的操作技术条件下所作的乐观估计，由于不确定性较大，预测可采储量只能是内蕴经济的。
7.5.2 预测技术可采储量的计算
预测技术可采储量的计算公式和计算方法同8.2.1和8.2.3。
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。
8 经济评价和经济可采储量计算
8.1 探明经济可采储量的估算必须满足的下列条件
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) 已有开发方案，并已列入中近期开发计划；页岩气储量还应已铺设天然气管道或已有管道建设协议，并有销售合同或协议；
d) 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；
e) 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；
f) 可行性评价是经济的；
g) 将来实际采出量大于或等于估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
a) 与控制技术可采储量的唯一差别，要求8.4.1中的可采储量经过经济评价是经济的。
b) 将来实际采出量大于或等于估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
a）探明、控制技术可采储量一般都应采用现金流量法对气田（藏）开发可行性进行经济评价，其目的是下步确定经济可采储量数量和储量价值。
b）勘探投资根据含气面积内的井数和部分设施、设备投资计算，10年以前的勘探投资可按沉没计算。开发建设投资根据开发概念设计方案或正式开发方案提供的依据测算。
c）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。
d）高峰期的产量和递减期的递减率，应在系统试采和开发概念设计的基础上论证确定。
e) 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，可进行下步经济可采储量计算。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，应在系统试采和开发概念设计的基础上论证确定。
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。
d）估算经济可采储量，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12%，计算折现现金流量，求得净现值即储量价值。
9 储量综合评价
依据附录C（规范性附录）的规定对气田（藏）储量规模和品位等进行地质综合评价。
附录 A
（规范性附录）
储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数
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
附录 B
（规范性附录）
页岩气探明地质储量计算关于储层的基本井控要求
表B.1 页岩气探明地质储量计算关于储层的基本井控要求
附录 C
（规范性附录）
页岩气田储量规模和品位等分类C.1 储量规模
按可采储量规模大小，将气田分为四类（见表C.1）。
表C.1 储量规模分类
C.2 储量丰度
按可采储量丰度大小，将气田（藏）分为四类（见表C.2）。
表 C.2 储量丰度分类
C.3 产能
按千米井深稳定产量大小，将气田分为四类（见表C.3）。
表C.3 产能分类
C.4 埋藏深度
按埋藏深度大小，将气田分为三类（见表C.4）。
表C.4 埋藏深度分类
C.5 储层物性
a）按储层孔隙度大小，将储层分为三类（见表C.5）。
表C.5 储层孔隙度分类
b）按储层渗透率大小，将储层分为三类（见表C.6）。
表C.6 储层渗透率分类
C.6有机碳含量
按有机碳大小，将页岩气田分为五类（见表C.7）。
表C.7 总有机碳含量分类
C.7
按镜质体反射率，将页岩气田分为四类（见表C.8）。
表C.8 热演化程度分类
页岩气及其成藏条件概述
页岩气及其成藏条件概述 2010年7月，在四川川南地区中国石油集团公司第一口页岩气井（威201井）顺利完成加砂压裂施工任务，标志着中国石油集团公司进入了页岩气的实战阶段。页岩气是一种非常规天然气资源，其储量巨大，有关统计表明全球页岩气资源量约为456.24×1012m3。较早对页岩气进行研究的是美国和加拿大，这些国家在勘探和开发中都取得了丰富的成果，形成了较为完备的页岩气系统理论，进入了快速的发展阶段；而我国对页岩气的勘探开发还在初级阶段，研究相对程度相对落后，但我国页岩气资源量也十分丰富（预测为30-100×1012m3）。据有关专家介绍，随着我国经济发展对油气资源的需求，页岩气将是我国今后油气资源勘探和开发的重点。 1 页岩气及其特点 1.1 页岩气储量 从世界范围来看泥、页岩约占全部沉积岩的60%， 表1 世界较大页岩气储量地区表(×1012m3) 其资源量巨大。全球页岩气资源量为456.24×1012m3，主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、太平洋地区、拉美、前苏联等地区（表1） 在我国的松辽盆地白垩系、江汉盆地的第三系、渤海湾盆地、南华北、柴达木以及酒泉盆地均具有页岩气资源的分布。其中，四川盆地的古生代海相沉积环境形成的富有机碳页岩与美国东部的页岩气盆地发育相似。仅四川川南威远、泸州等地区的页岩气资源潜力（6.8-8.4×1012m3）,相当于整个四川盆地的常规天然气资源的总量。 1.2 页岩气及特点 页岩是由固结的粘土级的颗粒物质组成，具有薄页状或薄片层状的一种广泛分布的沉积岩。页岩致密且含有大量的有机质故成暗色（如黑色、灰黑色等）。在大多数的含油气盆地中，页岩既是生成油气的烃原岩也是封存油气的盖层。在某些盆地中，如果在纵向上沉积较厚（几十米-几百米），横向上分布广泛（几百-几万平方公里）的页岩同时作为了烃原岩和储集岩，且在其内聚集了大量的天然气，那就是页岩气。 所谓页岩气是指富含有机质、成熟的暗色泥页岩，因热作用和生物作用而形成了大量储集在页岩裂缝、孔隙中的且以吸附和游离赋存形式为主的天然气。与常规储层天然气相比，页岩气具有独特的特点（表2）。表2 常规储层天然气与页岩气对比表 成因类型热成因、生物成因及石油裂解气热成因、生物成因
气藏评价指标
气藏经营管理水平评价试行技术规范 2007年12月
气藏经营管理水平评价技术规范 一、各类气藏涵义 1、干气藏 储层气组成中不含常温常压条件下液态烃（C 5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量＞95%，气体相对密度＜0.65。 2、湿气藏 在气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50 g/m 3。 3、凝析气藏 在初始条件下流体呈气态，储层温度处于压力—温度相图的临界温度与最大凝析温度之间，在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出，凝析油含量一般＞50 g/m 3。 4、中高渗断块砂岩气藏 是指平均空气渗透率≥10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。 5、低渗断块砂岩气藏 是指平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。 6、断块砂岩气顶 是指油气藏范围内平均每个断块含油气面积＜1.0km 2、含气面积系数＜0.5、天然气储量系数＜0.5的砂岩油藏气顶。 = 油气叠加总面积 含气面积系数含气面积
7、低渗块状砂岩干气藏 是指平均渗透率＜10×10-3μm 2的块状砂岩干气藏。 8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏 是指基质平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、具裂缝—孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。 9、深层低渗砂岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥3500 m —＜4500 m 、平均渗透率＜10×10-3μm 2的砂岩凝析气藏。 10、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥4500m 、以缝洞型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩凝析气藏。 11、超深层砂岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥4500m 的砂岩凝析气藏。 12、低渗致密砂岩岩性气藏 是指空气渗透率＜0.1×10-3um 2 、孔隙度＜10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。 二、评价参数及计算方法 1、气藏—是指单一圈闭中具有统一压力系统和统一气水或气油界面的天然气聚集。包括纯气藏、油田气顶气藏、凝析气藏等。 2、开发单元—指具有独立层系井网的、有连续完整开发数据的计算单元。 3、开发管理单元—是指以开发单元为基础，把同一构造、气藏类型相同、 = 原油地质储量＋折算成当量油的天然气储量 天然气储量系数 按当量油折算的天然气地质储量
储量计算方法
油、气储量是油、气油气勘探开发的成果的综合反应，是发展石油工业和国家经济建设决策的基础。油田地质工作这能否准确、及时的提供油、气储量数据，这关系到国民经济计划安排、油田建设投资的重大问题。 油、气储量计算的方法主要有容积法、类比法、概率法、物质平衡法、压降法、产量递减曲线法、水驱特征曲线法、矿场不稳定试井法等，这些方法应用与不同的油、气田勘探和开发阶段以及吧同的地质条件。储量计算分为静态法和动态法两类。静态法用气藏静态地质参数,按气体所占孔隙空间容积算储量的方法,简称容积法;动态法则是利用气压力、产量、累积产量等随时间变化的生产动态料计算储量的方法,如物质平衡法(常称压降法)、弹性二相法(也常称气藏探边测试法)、产量递法、数学模型法等等。 容积法： 在评价勘探中应用最多的容积法，适用于不同勘探开发阶段、不同圈闭类型、储集类型和驱动方式的油、气藏。容积法计算储量的实质是确定油（气）在储层孔隙中所占的体积。按照容积的基本计算公式，一定含气范围内的、地下温压条件下的气体积可表达为含气面积、有效厚度。有效孔隙度和含气饱和度的乘积。对于天然气藏储量计算与油藏不同，天然气体积严重地受压力和温度变化的影响，地下气层温度和眼里比地面高得多，因而，当天然气被采出至地面时，由于温压降低，天然气体积大大的膨胀（一般为数百倍）。如果要将地下天然气体积换算成地面标准温度和压力条件下的体积，也必须考虑天然气体积系数。 容积法是计算油气储量的基本方法，但主要适用与孔隙性气藏（及油藏气顶）。对与裂缝型与裂缝-溶洞型气藏，难于应用容积法计算储量 纯气藏天然气地质储量计算 G = 0.01A ·h ·φ(1-S wi )/ B gi = 0.01A ·h ·φ(1-S wi )T sc ·p i / (T ·P sc ·Z i ) 式中，G----气藏的原始地质储量，108m3; A----含气面积, km2; h----平均有效厚度, m; φ ----平均有效孔隙度,小数； Swi ----平均原始含水饱和度,小数； Bgi ----平均天然气体积系数 Tsc ----地面标准温度，K；（Tsc = 20oC） Psc ----地面标准压力， MPa; （Psc = 0.101 MPa） T ----气层温度，K； pi ----气藏的原始地层压力, MPa; Zi ----原始气体偏差系数，无因次量。 凝析气藏天然气地质储量计算 G c = Gf g f g = n g /(n g + n o ) = GOR / ( GOR + 24056γ o /M o ) 式中，Gc ----天然气的原始地质储量， 108m3; G----凝析气藏的总原始地质储量， 108m3; fg----天然气的摩尔分数；
四 中国页岩气选取及标准
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
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(出版稿)
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。
油气储量计算方法
西南石油大学 学生毕业设计（论文） 题目：油气储量的计算方法 专业年级：油气开采技术2011级 学生姓名：李桥学号：11105030105 指导老师：刘柏峰职称：讲师 指导单位：西南石油大学 西南石油大学自考本科 论文完成时间2013年3月23日
摘要 油气储量是石油工业和国民经济的物质基础，是国家安全的战略资源。它是油气勘探开发的成果的综合反映。油田地质工作能否准确、及时地提供油、气储量数据，这关系到国家经济计划安排、油田建设投资的重大问题。在油气勘探开发的不同阶段都需要计算储量，这是油田地质工作的一项重要问题。 正因为油气储量计算具有如此重要的意义，所以本文就油气储量的各种计算方法进行分析研究。 关键词：储量，方法，容积法，物质平衡，水驱曲线，产量递减······
目录 第一章前言 (1) 1.1当代中国油气储量的发展 (1) 1.2中国油气储量管理的发展 (1) 1.3中国油气储量工作的新进展 (1) 1.4油气田储量计算的发展现状 (2) 1.5油气储量计算的研究意义 (2) 1.6本文研究的主要内容 (2) 1.7本文研究的思路 (2) 第二章概述及储量分类 (3) 2.1油气储量的概念 (3) 1.油气储量 (3) 2.地质储量 (3) 3.可采储量 (4) 4.远景资源量 (4) 2.2工业油气流标准 (4) 2.3 储量分类 (4) 1.探明储量（也称为证实储量） (4) 2.控制储量（也称为概算储量） (4) 3.预测储量（也称为估算储量） (5) 第三章油气储量计算方法 (5) 3.1静态法 (5) 3.2动态法 (5) 第四章容积法油气储量计算 (6) 4.1容积法计算油气储量的思路及公示 (6) 1.油层岩石总体积 (6)
页岩气储层评价(斯伦贝谢公司)
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
石油天然气预测储量计算方法
《石油天然气预测储量计算方法》 Q/SY 181-2006 中国石油控制预测储量分类评价项目组 2007年6月
目次 前言 ..................................................................................................................................................... II 1 范围 (1) 2 规范性引用标准 (1) 3 术语和定义 (1) 4 预测储量界定条件 (2) 5 预测地质储量计算 (3) 6 预测技术可采储量计算 (6) 7 预测储量分类和评价 (7) 8 预测储量报告编写要求 (7) 附录A（资料性附录）储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数 (9) 附录B（资料性附录）油（气）藏类型与油（气）采收率对照表 (10) 附录C（规范性附录）油（气）田（藏）储量规模和品位等分类 (12) 附录D（规范性附录）预测储量年报表格式 (16) 附录E（规范性附录）预测储量年报封面和扉页格式 (21) 附录F（规范性附录）含油气构造（油气田）预测储量报告内容基本要求 (23) I
前言 本标准的附录A、附录C、附录D、附录E、附录F、附录G、附录H是规范性附录，附录B是资料性附录。 本标准由中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准主要起草单位：中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院廊坊分院、大庆油田有限责任公司、辽河油田分公司。 本标准起草人：王永祥、郑得文、李晓光、黄薇、胡晓春、张亚庆、鞠秀娟。 II
页岩气储层岩石物理性质研究
页岩气储层岩石物理性质研究 学生：袁亚丽陈改杰蔡家琛李龙指导老师：樊振军 （数理学院） 【摘要】页岩气藏开采首先要对其进行评价，充分考虑其储层性质和开采能力。储层性质主要通过储层参数来描述，通过对相关参数的分析进一步评价储层的生产能力，制定相应的增产措施和开采方案。本实验以龙马溪组页岩为例，采用电阻率测试装置、YS-Hf岩电声波综合测试仪器等仪器对页岩气储层岩石的物理性质进行了测试，并分析总结页岩气储层物理参数对页岩气开采的指导意义，为提高我国页岩气岩石物理实验分析技术和研究水平，为我国页岩气勘探开发奠定坚实的基础。 【关键词】页岩气；电导率；横波；纵波；泊松比 【项目编号】2015AB061 【背景意义】页岩气藏开采首先要对其进行评价，充分考虑其储层性质和开采能力．储层性质主要通过储层参数来描述，通过对相关参数的分析评价储层的生产能力，制定相应的增产措施和开采方案。页岩气储层以纳米级孔隙为主的特性，使得页岩岩石物理基础实验及相关理论模型研究在页岩气储层测井评价中发挥举足轻重的作用。页岩气地质条件和形成机理完全不同于传统石油地质理论，国内外针对页岩气形成机理、富集规律和主控因素等尚未完全搞清。由于页岩储层低孔隙度、超低渗透率、以纳米级孔隙为主的特性，使得页岩气储层岩石物理基础实验及相关理论模型研究在页岩气储层评价中发挥重大的作用，而中国目前在这方面的研究尚处于起步阶段。因此，急需了解和借鉴国外相关实验技术和研究方法，提高我国页岩气岩石物理实验分析技术和研究水平，为我国页岩气勘探开发奠定坚实的基础。． 1.电阻率测井 页岩气储层识别所利用的常规测井方 法有: 自然伽马测井、声波时差测井、体密度测井、中子密度测井、岩性密度测井、电阻率测井、井径测井等［2］，本实验采用电阻率的方法对页岩含有机质量进行了评价，有机质不导电，随 TOC含量增加电阻率增大。在测井中可采用电阻率测井对有机质含量进行评价。本实验采用电阻率测试装置对四川沙坝乡龙马溪组的页岩的电阻率进行了测试，数据如表1所示；天津蓟县页岩的数据如表2所示：
页岩气测井标准
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
陆相页岩气选区标准
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。
页岩气储层测井解释
页岩气储层测井解释 1.页岩油气储层地质特征 （1）连续型油气聚集单元 页岩油气藏的形成和富集有着自身独特的特点，其分布在盆地内，沉积厚度大、分布范围广的页岩地层中，自生自储，页岩即是烃源岩，也做为储集层，与常规油气藏不同，没有油水界面、气水界面等流体界面概念，属于连续型油气聚集单元。 （2）岩石矿物组成复杂 页岩油气储层不只是指黑色页岩，一切富含有机质，且天然气以吸附态、游离态赋存于岩石中的致密细碎屑岩都可统称为页岩油气储层。页岩油气储层矿物组成十分复杂，主要有石英、方解石、粘土矿物、黄铁矿等，而且不同盆地页岩油气储层的矿物含量差别很大。根据矿物组成的不同，页岩油气储层大致可分为三类：一类是富含方解石的钙质页岩油气储层；另一类是富含石英的硅质页岩油气储层，以及符合粘土矿物的粘土质页岩油气储层。 （3）富含有机质，储集空间类型复杂 页岩油气储层既是储集层，又是烃源岩，富含有机质，储集空间类型复杂，主要孔隙类型以粒间孔隙和有机质成熟后热解生成的孔隙为主，部分储层还发育天然裂缝。 （4）基质渗透率极低 页岩油气储层物性极差，储层孔隙度一般小于10%，基质渗透率一般为 0.0001～0.001mD，渗透率极低，一般以长距离水平钻井结合多级压裂方式求产。 （5）游离与吸附态两种赋存方式 页岩气主要有游离态、吸附态两种赋存状态，游离气是以游离状态赋存于孔隙和微裂缝中的天然气；吸附气则是吸附于有机质和粘土矿物表面的天然气，以有机质吸附为主，粘土矿物吸附可以忽略。致密砂岩气则主要是游离气，煤层气主要是吸附气。 2.页岩油气储层测井评价 在页岩油气储量评估中，测井专业的主要任务可分为两个部分内容：一是储层的定性识别；二是储层参数的定量计算。在储层参数的定量计算中主要包括有机碳含量、有机质成熟度、孔隙度、饱和度以及吸附气含量等几个要点。 （1）页岩油气储层定性识别 页岩油气储层由于含有丰富的有机质，测井响应特征与常规储层有明显不同。通常情况下，干酪根形成于还原环境，可以使铀沉淀下来，从而具有高自然伽马放射性特征，干酪根的密度较低，介于0.95～1.05g/cm3之间。干酪根的存在大大降低了储层体积密度，干酪根还具有较高的含氢指数和较低的光电吸收指数，导致储层具有高中子孔隙度、低光电俘获截面特征。页岩油气储层中含烃饱
北美地区典型页岩气盆地成藏条件解剖
北美地区典型页岩气盆地成藏条件解剖 1、阿巴拉契亚盆地俄亥俄页岩系统 （1）概况 阿巴拉契亚盆地（Appalachian）位于美国的东部,面积280000平方公里，包括New York西部、Pennsylvania、West Virginia、Ohio、Kentucky和Tennessee 州等，是美国发现页岩气最早的地方。俄亥俄（Ohio）页岩发育在阿巴拉契压盆地西部,分布在肯塔州东北部和俄亥俄州，是该盆地的主要页岩区（图2）。该区古生代沉积岩是个巨大的楔形体，总体上是富含有机质页岩、碎屑岩和碳酸盐岩构成的旋回沉积体。 图1 美国含页岩气盆地分布图 1953年，Hunter和Young对Ohio页岩气3400口井统计，只有6%的井具有较高自然产能（平均无阻流量为2.98万m2/d），主要原因是这些井的页岩中天然裂缝网络比较。其余94%的井平均产量为1726m3/d，经爆破或压裂改造后产量达8063m3/d，提高产量4倍多。1988年前，美国页岩气主要来自Ohio页岩气系统。截止1999年末,该盆地钻了多达21000口页岩井。年产量将近34亿m3。天然气资源量58332—566337亿m3,技术性可采收资源量4106~7787亿m3。每口井的成本$200000-$300000，完井成本$25~$50。 （2）构造及沉积特征 阿巴拉契亚盆地东临Appalachian山脉，西濒中部平原，构造上属于北美地台和阿巴拉契亚褶皱带间的山前坳陷。伴随Laurentian古陆经历了由被动边缘型
向前陆盆地的演化过程。盆地以前寒武纪结晶岩为基底，古生代沉积岩呈巨大的楔形体(最大厚度12 000 m)埋藏于不对称的、向东变深的前陆盆地中。寒武系和志留一密西西比系为碎屑岩夹碳酸盐岩，奥陶系为碳酸盐岩夹页岩，宾夕法尼亚系为碎屑岩夹石灰岩及煤层。总体上由富有机质泥页岩(主要为碳质页岩)、粉砂质页岩、粉砂岩、砂岩和碳酸盐岩等形成3～4个沉积旋回构成，每个旋回底部通常为富有机质页岩，上部为碳酸盐岩。泥盆系黑色页岩处于第3个旋回之中，分布于泥盆纪Acadian 造山运动下形成的碎屑岩楔形体内（James,2000）。该页岩层可再分成由碳质页岩和较粗粒碎屑岩互层组成的五个次级旋迥(Ettensohn ，1985)。它们是在阿卡德造山运动的动力作用下和Catskill 三角洲的向西进积中沉积下来的。 （3）页岩气成烃条件分析 ①页岩分布特征 阿巴拉契亚盆地中南部最老的泥盆纪 页岩层系属于晚泥盆世。Antrim 页岩和New Albany 大致为Chattanooga 页岩和Ohio 页 岩的横向同位层系（Matthews,1993）。在俄 亥俄东边和南边,Huron 段分岔。有的地区已 经被插入的灰色页岩和粉砂岩分成两个层。 俄亥俄页岩系统，覆盖于Java 组之上 (图3)。由三个岩性段组成：下部 Huron 段 为放射性黑色页岩，中部Three Lick 层为 灰色与黑色互层的薄单元，上部Cleveland 段为放射性黑色页岩。俄亥俄页岩矿物组成 包括：石英、粘土、白云岩、重金属矿（黄 铁矿）、有机物。 图2是西弗吉尼亚中部和西部产气区泥 盆纪页岩层的地层剖面。中上泥盆统的分布 面积约128，000mi 2(331，520km 2)，它们沿 盆地边缘出露地表。页岩埋藏深度为610～ 1520m ，页岩厚度一般在100－400ft(30— 120m),泥盆系黑色页岩最大厚度在宾夕尼亚州的中北部(图3)(deWitt 等，1993)。 ②页岩地球化学特征 图4表示Ohio 页岩下Huron 段烃源岩有机碳等值线图。从镜质体反射率特征来图2 阿巴拉契亚盆地西部中泥盆统－下密西西比系剖面 （据Moody 等，1987）
页岩气概述
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
页岩气成藏地质条件分析
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典型的“原地”成藏模式，页岩气大部分吸附在有机质和粘土矿物表面，与煤层气相似，另一部分以游离状态储集在基质孔隙和裂缝孔隙中，与常规储层相似。页岩气藏按其天然气成因可分为两种主要类型：热成因型和生物成因型，此外还有上述两种类型的混合成因型。北美地区是全球唯一实现页岩气商业开发的地区。目前北美地区已发现页岩气盆地近３０个，发现Ｂａｒｎｅｔｔ等６套高产页岩。２００８年，北美地区的页岩气产量约占北美地区天然气总产量的１３％。至２００８年底，美国页岩气井超过４．２万口；页岩气年产量６００亿方以上，约占美国当年天然气总产量的１０％。目前，美国已发现页岩气可采储量约７．４７万亿方。ＦｏｒｔＷｏｒｔｈ盆地密西西比系Ｂａｒｎｅｔｔ页岩气藏的成功开采掀起了全球开采页岩气的热潮。美国涉足页岩气的油气公司已从２００５年２３家增至２００８年６０多家；欧洲石油公司纷纷介入美国的页岩气勘探开发。页岩气作为一种非常规油气藏在国内也逐步受到关注。页岩气藏形成的主体是富有机质页岩，它主要形成于盆地相、大陆斜坡、台地凹陷等水体相对稳定的海洋环境和深湖相、较深湖相以及部分浅湖相带的陆相湖盆沉积体系，如ＦｏｒｔＷｏｒｔｈ盆地Ｂａｒｎｅｔｔ组沉积于深水（１２０￣２１５ｍ）前陆盆地，具有低于风暴浪基面和低氧带（ＯＭＺ）的缺氧厌氧特征，沉积营力基本上通过浊流、泥石流、密度流等悬浮机制完成，属于静水深斜坡盆地相。生物成因气的富集环境不同于热成因型页岩气。富含有机质的浅海地带，寒冷气候下盐度较低、水深较大的极地海域，以及大陆干旱－半干旱的咸水湖泊都是生物成因气形成的有利沉积环境；而缺氧和少硫酸盐是生物气大量生成的生化环境。在陆相环境中，由于淡水湖相盐度低，缺乏硫酸盐类矿物，甲烷在靠近地表不深的地带即可形成。但由于埋得太浅，大部分散失或被氧化，不易形成气藏。只有在半咸水湖和咸水湖，特别是碱性咸水湖中，可以抑制甲烷菌过早地大量繁殖，同时也有利于有机质的保存。埋藏到一定深度后，有机质分解，使ＰＨ值降低到６．５￣７．５范围时，产甲烷的细菌才能大量繁殖。这时形成的甲烷就比较容易保存，并能在一个条件下聚集成气藏。（１）热成熟度（Ｒｏ）。美国五大页岩气系统的页岩气的类型较多，既有生物气、未熟－低熟气、热解气，又有原油、沥青裂解气据（Ｃｕｒｔｉｓ，２００２），这些类型的天然气形成的成熟度范围较宽，可以从０．４００％变化到２．０％，页岩气的生成贯穿于有机质生烃的整个过程。不同类型的有机质在不同演化阶段生气量不同，页岩中只要有烃类气体生成（Ｒ＞０．４％），就有可能在页岩中聚集起来形成气藏。 生物成因气一般形成于成熟度较差的岩层中。密执安盆地Ａｎｔｒｉｍ生物成因型页岩的Ｒ仅为０．４％￣０．６％，未进入生气窗，页岩Ｒｏ越高，ＴＯＣ越低，越不利于生物气的形成。而福特沃斯盆地Ｂａｒｎｅｔｔ页岩热成因型气藏的页岩处于成熟度大于１．１％的气窗内，Ｒｏ值越高越有利于天然气的生成。所以热成熟度不是判断页岩生烃能力的唯一标准。 （２）有机碳含量（ＴＯＣ）。有机碳含量是评价页岩气藏的一个重要指标，多数盆地研究发现页岩中有机碳的含量与页岩产气率之间有良好的线性关系，原因有两方面：①是因为有机碳是页岩生气的 物质基础，决定页岩的生烃能力，②是因为它决定了页岩的吸附气大小，并且是页岩孔隙空间增加的重要因素之一，决定页岩新增游离气的能力。如Ａｎｔｒｉｍ黑色页岩页岩气以吸附气为主（７０％以上），含气量１．４１５￣２．８３ｍ／ｔ，高低与有机碳含量呈现良好的正相关性。Ｒｏｓｓ等的实验结果表明，有机碳与甲烷吸附能力具有一定关系，但相关系数较低（Ｒ２＝０．３９）。他认为在这个地区有机碳与吸附气量关系还可能受其他多种因素的影响，如粘土成分及含量、有机质热成熟度等。（１）矿物成分。页岩中的矿物成分主要是粘土矿物、陆源碎屑（石英、长石等）以及其他矿物（碳酸盐岩、黄铁矿和硫酸盐等），由于矿物结构、力学性质的不同，所以矿物的相对含量会直接影响页岩的岩石力学性质、物性、对气体的吸附能力以及页岩气的产能。粘土矿物为层状硅酸盐，由于Ｓｉ－Ｏ四面体排列方式，决定了它电荷丰富、表面积大，因此对天然气有较强的吸附能力，并且不同的粘土矿物对天然气的吸附能力也不同，蒙皂石吸附能力最强，高岭石、绿泥石次之，伊利石最弱。石英则增强了岩石的脆性，增强了岩石的造缝能力，也是水力压裂成功的保证。Ｎｅｌｓｏｎ认为除石英之外，长石和白云石也是黑色页岩段中的易脆组分。但石英和碳酸盐矿物含量的增加，将降低页岩的孔隙，使游离气的储集空间减少，特别是方解石的胶结作用，将进一步减少孔隙，因此在判断矿物成分对页岩气藏的影响时，应综合考虑各种成分对储层的影响。 （２）储集空间。页岩气除吸附气吸附在有机质和粘土矿物表面外，游离气则主要储集在页岩基质孔隙和裂缝等空间中。虽然页岩为超致密储层，孔隙度和渗透率极低，但是在孔隙度相对较高的区带，页岩气资源潜力仍然很大，经济可采性高，特别是吸附气含量非常低的情况下。页岩中孔隙包括原生孔隙和次生孔隙。原生孔隙系统由微孔隙组成，内表面积较大。在微孔隙中拥有许多潜在的吸附地方，可储存大量气体。裂缝则沟通页岩中的孔隙，页岩层中游离态天然气体积的增加和吸附态天然气的解析，增强岩层渗透能力，扩大泄油面积，提高采收率。一般来说，裂缝较发育的气藏，其品质也较好。美国东部地区产气量高的井，都处在裂缝发育带内，而裂缝不发育地区的井，则产量低或不产气，说明天然气生产与裂缝密切相关。实际上，裂缝一方面可以为页岩中天然气的运移提供通道和储集空间，增加储层的渗透性；另一方面裂缝也可以导致天然气的散失和水窜。 （３）储集物性。页岩的物性对产量有重要影响。在常规储层研究中，孔隙度和渗透率是储层特征研究中最重要的两个参数，这对于页岩气藏同样适用。据美国含气页岩统计，页岩岩心孔隙度小于４％￣６．５％（测井孔隙度４％￣１２％），平均５．２％；渗透率一般为 （０．００１￣２）×１０μｍ，平均４０．９×１０μｍ。页岩中也可以有很大的孔隙度，并且有大量的油气储存在这些孔隙中，如阿巴拉契亚盆地的Ｏｈｉｏ页岩和密歇根盆地的Ａｎｔｒｉｍ页岩，孔隙度平均为５％￣６％，局部可高达１５％，游离气可以充满孔隙中的５０％。页岩的基质渗透率很低，但在裂缝发育带，渗透率大幅度增加，如在断裂带或裂缝发育带，页岩储层的孔隙度可达１１％，渗透率达２×１０μｍ。页岩气藏是自生自储型气藏，从某种意义来说，页气藏的形成是天然气在源岩中大规模滞留的结果，烃源岩中天然气向常规储层初次运移的通道为裂缝、断层等，所以连通烃源岩和常规［１］［２］［３］ ［４］［５］ ［６］［７］３－３２ －６２－３２１ 沉积环境 ２ 生烃条件 ３ 储集条件 ４ 保存条件 ｏｏ岩（转１２９页） 页岩气成藏地质条件分析 黄菲 王保全 ① ② （中法渤海地质服务有限公司 ②中海石油＜中国＞有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院） ①摘要关键词页岩气藏为自生自储型气藏，它的生烃条件、储集条件、保存条件相互影响，息息相关，热成熟度和有机碳含量控制页岩的生气能力，而有机碳含量还影响页岩的储集性，是增加页岩孔隙空间的重要因素；页岩气藏储层致密，孔隙度和渗透率极低，裂缝的存在会提高储层的渗透率，矿物成分影响其储集性能，其中粘土矿物有利于增加微孔隙，并且增加岩石对天然气的吸附能力，而石英和白云石脆性较大，则有利于增加储层中的裂缝，并且对水力压裂造缝有利；页岩气藏对保存条件的要求较低。 页岩气有机碳含量热成熟度储集条件保存条件
《页岩气资源储量计算与评价技术规范》解读
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