页岩气地质储量计算方法
页岩气开采
• 贵州省已自筹资金1.5亿元，在全国率先实 施了省级页岩气调查评价，并与国土资源 部签订全国唯一的部省合作共同推进页岩 气勘查开发合作协议。据调查，贵州省页 岩气资源主要分布在牛蹄塘组等6套地层26 个有利区中。根据调查资料圈算，贵州省 页岩气地质资源量为13.54万亿立方米，可 采资源量约1.95万亿立方米，排名上升到全 国第三。
常见的页岩
• 常见的页岩有：黑色页岩、碳质页岩、油 页岩、硅质页岩、铁质页岩、钙质页岩、 砂质页岩等。
页岩气的特点
• （1）岩性多为富含有机质的暗色和黑色页岩、高碳页岩及含沥青质 页岩，总体上表现为暗色页岩类与浅色粉砂岩类的薄互层。 • （2）岩石组成一般为30%—50%的黏土矿物，15%—25%的粉砂质和 2%—25%的的有机质。 • （3）页岩气主要来源于生物作用或热成熟裂解作用。 • （4）总有机质含量一般不小于2%，镜质体反射率介于0.4—2%之间。 • （5）页岩本身既是气源层又是储气层。 • （6）页岩孔隙度一般小于10%，而含气的有效孔隙度一般只有1%— 5%，渗透率随裂隙的发育程度不同而有较大的变化。 • （7）页岩具有广泛的饱含气性，天然气的赋存状态多变，以吸附态 或游离态为主，吸附状态天然气的含量在20%—85%之间变化，一般 为50%左右，溶解态仅有少量存在。 • （8）页岩气成藏具有隐蔽性特点，可以不需要常规圈闭存在，但当 裂缝在其中发育时，有助于游离相天然气的富集和自然产能的提高。 • （9）当页岩中发育的裂隙达到一定数量和规模时，构成天然气勘探 的有利目标。
• 中国的页岩气资源潜力巨大，据学者估算，中 国页岩气的技术可采量约为26×1012m3，与美 国的28×1012m3的技术可采量大致相当。从理 论上来讲，当中国的页岩气勘探开发达到美国 现有程度时，也能获得与美国目前相近的产量。 但中国页岩气成藏条件复杂，除了有与美国相 似的南方扬子地区下古生界、塔里木盆地下古 生界海相页岩外，在河西走廊、鄂尔多斯盆地、 松辽盆地还广泛发育了具有中国地质特色的海 陆过渡相及陆相富有机质页岩。
页岩气可采储量估算公式计算中参数名称、符号、计量单位及取值位数、页岩气可采储量估算报告附表格式
附录A
（规范性）
公式计算中参数名称、符号、计量单位及取值位数
附录B
（规范性）
页岩气可采储量估算报告附表格式
表B.5总生产成本费用估算
单位：万元
表B.7 页岩气田产品销售收入和销售税金及附加
表B.8 页岩气田探明储量现金流量
单位：万元
表B.9页岩气田页岩气田敏感性分析
附录A
（规范性）
公式计算中参数名称、符号、计量单位及取值位数
附录B
（规范性）
页岩气可采储量估算报告附表格式
表B.5总生产成本费用估算
单位：万元
表B.7 页岩气田产品销售收入和销售税金及附加
表B.8 页岩气田探明储量现金流量
单位：万元
表B.9页岩气田页岩气田敏感性分析。
页岩A区储量计算方法
Ｇｘ ０ ． Ｏ １ Ａｇ ｈ ｐ ｙ Ｃｘ ／ Ｚ ｉ
式 中 ：Ｇ ） ｃ 一吸 附气 地 质储 量 （ × １ ０ ｍ ）
一
索 苏：页岩 Ａ区储量计算方法
１ ９ ８ ５
（ ）
ｐ ∑（ ＋ ＋ ＋ Ｐ Ｙ Ｙ ４ ＂ ￣ ｓ ） ／ ５
式 中 ：Ｇ 一 页岩 气 总量 （ ｘ ｌ ０ ｍ ） ；
一
气 田投入开发生产一段时间后 ， 按照页岩气储
量计 算技 术规 范 ，可采 储量 的评 价可采 用 物质平 衡 法 、产量 递减 法 、类 比法和 采收 率计算 法 等方 法进 行 计 算 。 由于 中 国 尚无 开发成 熟 的页岩 气 藏 ，区块
＝
＾ 一 有效 页 岩厚 度 ， ｍ； ∞ 一 含气 页岩 孔 隙度 ；
ｒ ＿ ＿
∑（ Ｒ ｐ ｖ Ｙ ＋
＋ 。 ＋ Ｙ Ｙ ＋ 墨 ） ／ ５（ ６ ）
含气 饱 和度 ；
原 始 页 岩气 体积 系数 。
计算 得 ： ＝ １ ． ４ ２ ６， Ｐ＝ ３ ５ ． ３ ５ ９ 。
带人式 （ ３ ） 计算得到页岩 Ａ 区的游离气地质
储量为 ３ １ ０ ． ６ ５ ×１ ０ ｍ ， 即该 区块游 离气 地质 储量 为
３ ｌ ０ ． ６ ５亿 ｍ 。
Ｇ一 游离 气总 量 （ × １ ０ ｍ ） 。
带入计算得 ， 页岩气总地质储量为 ５ ４ ４ ． ２ １ Ｘ １ ｏ Ｒ ｍ ，即该 区块 页岩气 地 质储量 为 ５ ４ ４ ． ２ １ 亿 ｍ 。
一
ｐ 页 岩 密度 ， ｔ ／ ｍ ； ｃ ｌ ｘ 一 吸 附气 含量 ， ｍ ／ ｔ ；
ｚ ｒ 页岩 气偏 差 系数 。
网络专辑-页岩气资源量计算-2
含 气 孔 隙 度 (%)/ 2/4.7 总孔隙度(%) 吸附气含量(%) 地层压力系数 采收率(%) 单井储量(万方) 50 0.35-0.92 10-20 425-1699
单井日产量(m3) 850-14159
1133-14159 283-1416
2832-28317 2832-5663
据 Curtis,2002 英制单位换算
(１)岩性：多为富含有机质的暗色、黑色页岩、高碳页岩及含沥 青质页岩，总体上表现为暗色页岩类与浅色粉砂岩类的薄互层。 (２)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 2-25%的有机质。 (３)成因：可主要来源于生物作用或热成熟作用。 (４)有机地球化学指标：TOC 一般不小于 2%，Ro 大于 0.4% (５)页岩本身既是气源岩又是储气层。 （６）孔隙度一般小于 10%，而含气的有效孔隙度一般只有 1-5%。
长芯1 井为中国第1 口页岩气地质井； 2009 年中国石油在四川威远 -长宁、 富顺-永川等地区启动了首批页岩气工业化试验区建设； 2010 年中国石油勘探开发研究院在四川长宁地区建立了第1条中国页岩气 数字化标准剖面； 2010 年中国石油钻探的四川盆地威201 井在寒武 系、志留系页岩中获工业气流, 实现中国页岩气首次工业化突破(邹 才能，2010)。
网络资料汇编：中国页岩气资源评价 一、页岩气资源量计算方法
页岩是一种渗透率极低的沉积岩， 通常被认为是油气运移的天然 遮挡。在含气油页岩中，天然气产自其中，页岩既是气源岩，又是储 层，天然气可以储存在页岩岩石颗粒之间的孔隙空间或裂缝中，也可 以吸附在页岩中有机物的表面上。 2011 年 4 月，美国能源信息署（EIA）发布了“世界页岩气资源 初步评价报告” ，根据 Advanced Resources 国际有限公司负责完成 的美国以外 32 个国家的页岩气资源评价以及美国页岩气资源评价结 果，全球页岩气技术可采资源总量为 187.6×1012m³。报告表明，世 界页岩气资源丰富，技术可采资源量排名前十名国家是中国、美国、 阿根廷、南非、墨西哥、加拿大、利比亚、阿尔及利亚、巴西和波兰。 这十个国家技术可采资源总量占全球的 18.5％。中国在页岩气开发 利用方面潜力巨大。 全球页岩气勘探开发自1821 年在美国东部泥盆系页岩中钻成第 1 口页岩气井、1914 年发现第1 个页岩气田Big Sandy 气田以来, 历经1821 - 1978年偶然发现、1978- 2003 年认识创新与技术突破、 2003 -2006 年水平井与水力压裂等技术推广应用、2007-2010 年全 球化发展( 页岩气中国年、 欧州年) 等4 个阶段。 1981 年被誉为 “页 岩气之父”的乔治.米歇尔，对Barnet t 页岩C. W. Slay No. 1井实 施大规模压裂并获成功以来, 实现了真正意义的页岩气突破。 至2009 年底, 北美发现页岩气盆地30 个, 开发井50， 000余口, 井深2 500 4 500 m；2009 年，年产量950 × 108m3
适用于页岩气藏储量的几种计算方法
适用于页岩气藏储量的几种计算方法席境阳;周晓玲【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2012(014)004【摘要】页岩气在形式上以游离气和吸附气并存,存储空间上为孔隙和裂缝同存。
页岩气藏的产气机制主要为游离气的扩散以及吸附气的解吸。
基于此,分析页岩气储量计算的方法,如类比法、静态法、动态法。
重点分析动态法,探讨不同方法的适用条件。
分析页岩气储量计算中的几个关键因素,简要介绍其确定方法。
%In existence form, coexistence of free gas and adsorbed gas are in the same period. In form of storage space, pores and fractures exist at the same time. Production mechanism of shale gas is the proliferation of free gas and desorption of adsorbed gas. On this basis, the calculation for shale gas reserves include Analogy, the static method, dynamic method. This paper analyzes the dynamic method, and explores the conditions of application for different methods. In addition, it analyzes several key factors which should be paid special attention to in shale gas reserves calculation, and introduces how to confirm these parameters in brief.【总页数】5页(P5-9)【作者】席境阳;周晓玲【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都610500;胜利石油管理局钻井职工培训中心,东营257064【正文语种】中文【中图分类】TE155【相关文献】1.欠饱和页岩气藏物质平衡方程及储量计算方法 [J], 赖令彬;潘婷婷;胡文瑞;宋新民;冉启全2.改进的页岩气藏物质平衡方程及储量计算方法 [J], 张烈辉;陈果;赵玉龙;刘其芬;张和成3.考虑干酪根中溶解气的页岩气藏储量计算方法 [J], 杨龙;梅海燕;张茂林;袁恩4.页岩气藏储量计算方法分析 [J], 张茂林;廖洪;杨龙;王董东5.页岩气藏地质储量优化计算方法 [J], 何浪;梅海燕;胡欣芮;张茂林;毛恒博因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
页岩气藏储量计算方法分析
页岩气藏储量计算方法分析张茂林;廖洪;杨龙;王董东【摘要】页岩气藏是一种自生自储的非常规气藏,在进行储量计算的时候,不仅要考虑游离气的影响,更要考虑吸附气的作用.总结了类比法、容积法、物质平衡法、递减曲线法等多种储量计算方法,并阐述了它们的适用范围,对目前储量计算中存在的几个问题进行了讨论.类比法适用于勘探前期,容积法适用于开发前期,物质平衡法不太适用于页岩气藏,递减曲线法适用于气体流动达到拟稳定流动之后.常用的Langmuir等温吸附模型适用于单分子层,没有考虑多组分竞争吸附机理.进行储量计算的时候,不可忽略固态干酪根中的溶解量,吸附相视孔隙度占据部分孔隙空间.因此,需要加强对吸附模型、吸附相密度和固态干酪根中溶解气的研究,以便求取更加精确的页岩气藏储量.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2017(007)003【总页数】7页(P67-73)【关键词】页岩气;储量计算;容积法;物质平衡法;递减曲线法;溶解气【作者】张茂林;廖洪;杨龙;王董东【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都 610500;长江大学非常规油气湖北省协同创新中心,湖北武汉 430100;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都 610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都 610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都 610500【正文语种】中文【中图分类】TE155我国天然气勘探开发已处于中期阶段，那些容易开采的天然气资源越来越少，这使得人们不得不将勘探发展的重心逐渐转移到以前不被重视的、开发效益相对较差的、勘探开发技术要求高的天然气资源[1]。
我国的页岩气资源十分丰富，开发前景广阔，已经成为诸多学者的共识[2]。
相对于常规气藏，页岩气藏的储层特征、压力系统以及产气机制明显具有特殊性[3]。
随着页岩气勘探开发的不断深入，在进行储量计算的时候要充分考虑其特殊性，选取适合生产阶段的储量计算方法。
页岩A区储量计算方法
页岩A区储量计算方法佚名【摘要】Shale gas as a new type of unconventional oil and gas resources with large reserves and long production cycle has become the focus of the current energy research. At the same time, accurate resource evaluation is particularly important to exploration and development of the blocks. Accurate prospecting for resources evaluation is beneficial to further understand the block, so it has a certain guiding significance to evaluate the blocks for the next step development. In this paper, adsorbed gas and dissolved gas in the shale block A were evaluated. The evaluation calculation of the block is important to understand and develop this block.%页岩气作为一种新型的非常规油气资源，因其储量大，开采周期长等特点，已成为当前能源研究的重点，精确的资源评价对区块的开发和发展尤为重要。
对勘探区块精确的资源评价，有利于进一步了解评估该区块，对下一步的开发具有一定的指导意义。
利用体积法对页岩 A 区的吸附气进行评估计算，利用容积法对该区块溶解气进行评估计算，这对该区块的认识及开发具有重要意义。
体积法计算页岩气资源量原理及方法说明--以Surfer软件计算LF断陷沙
229基于我国目前的页岩气勘探开发现状，概率体积法无疑是最适用的。
不过在资评工作中发现，个别小的页岩气凹陷/断陷的资源量计算，受到掌握资料的影响，体积法也不失为一种简单准确的方法。
因此可以得知，特定情况下，体积法可以成为更优于概率体积法的选择，且借助许多地质软件都可以轻松实现，在此就重点分析体积法使用的理论依据和体积法实际应用流程。
1 体积法计算页岩气资源量的地质意义目前可用于页岩气资源评价的方法较多，主要有类比法、统计法、成因法和综合法等。
但大部分方法存在应用上的困难，如成因法计算生烃量所需的参数较多且有些参数难以求取，类比法涉及的类比因子通常较多，且类比过程中人为赋值产生的误差较大，更存在难以优选到符合条件的类比区域的情况[4]。
本文要介绍的体积法是统计法中应用起来的较为简便的一种，其涵义是由单位体积页岩中的总含气量估算出页岩气地质资源量。
体积法的数学模型简洁，必需参数仅有烃源岩面积、厚度、密度、含气量四项，基本可适用于页岩气勘探开发的各阶段和各种地质条件。
尤其在已知大量厚度和含气量数据等并可以形成平面图的情况下，应用体积法计算的资源量理论上最遵从烃源岩的实际空间展布特征[1]。
体积法计算公式如下：Q ip —评价区页岩气地质资源量，108m 3；A i —第i个评价单元面积，km 2；h i —第i个评价单元富有机质页岩有效厚度，103m；ρi —第i个评价单元富有机质页岩岩石密度，t/m 3；C ti —第i个评价单元富有机质页岩含气量m 3/t岩石；n—评价区划分出的评价单元个数。
观察数学模型可以看出：体积法的含义在于，将生烃凹陷划分为若干个计算单元，每个计算单元都可以看作是一个小的生烃空间，由每个生烃空间的参数求得该空间的资源量，每个小生烃空间的资源量累加在一起，即得到整个生烃凹陷的资源量。
理论上讲，计算单元划分越精细，最终得到的结果越可靠。
2 体积法相比概率体积法的优点说到体积法，还有必要提及概率体积法，概率体积法同样是统计法中的一种，其原理可以简单概括为，应用概率统计学原理对所需参数取特定的概率值，然后使用体积法数学模型进行计算。
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Free Gas Recovery Factor
Gf
43,560 Ahe S g Bg
Reduces to:
(Initial Gf – Final Gf) Initial Gf
zi p f fg 1 pi z
Nomenclature
ffg zi z p pi
fractional free gas recovery, fraction of initial initial z factor, dimensionless z factor at average pressure, dimensionless average pressure, psia initial pressure, psia
Example Barnett Sorbed GIP
• • • • • Average Density: Initial Pressure: Initial Temperature: Total Organic Content: Gas Storage Capacity: 2.58 g/cm3 4,000 psia 205 oF. 4.0 wt. % 86.0 scf/ton
Barnett Adsorbed GIP Computation
Gs 1359.7 Gs 6 Ah 10 1359.7 2.5886.0 0.302 MMscf/acre-ft 6 10
Example Barnett Free GIP
• Average temperature: • Average pressure: • Average porosity: • Average gas saturation: • Gas formation volume factor:
New Petrophysical Model
• Recognizes that the available porosity for free-gas and adsorbed gas storage are interconnected. • Evidence has historically existed in the methods used to measure adsorption isotherms. – Sorbed volume must be accounted for during isotherm analysis as some fraction of the initially determined void volume is consumed with adsorbed gas
Nomenclature
fsg GsL Gci p pL
fractional sorbed gas recovery, fraction of initial Langmuir storage capacity, scf/ton initial gas content or storage capacity, scf/ton average pressure, psia Langmuir pressure, psia
• Drainage Area (A) • Reservoir Thickness (h) • Bulk Density (ρ)
• Total Gas Content (Gst)
•
Indirect Method Assumes Total Gas Storage Capacity = Gst
Adsorbed Gas-in-Place Relationship
Gas-In-Place Estimates
Using Rock and Fluid Data to Evaluate Shale-Oil and Gas Shale Plays
Chad Hartman – Chief Technical Advisor WFT Labs Unconventional Reservoir Services
Example Barnett Sorbed Gas Fraction
Gs 0.302 0.471 Gs G f 0.302 0.339meter Units Barnett Shale GIP/Ah MMscf/acre-ft 0.641 h feet 400 A acres 640 GIP/Ah Bscf/section 164 Well Spacing acres/well 40 GIP/well Bscf/well 10.3 GIP/Ah h A GIP/Ah Well Spacing m /m m 2 km 3 m /section 2 km /well
Kuwait Libya Oman Saudi Arabia United Arab Emirates Iraq
Australia India Malaysia Thailand New Zealand Indonesia
Gas-in-Place Relationship
GIP = 1359.7 A h ρ Gst
Gsc
Units Conversion
43,560 ft per acre 1,359.7 3 32.0368 scf ton per cm g
2
Free Gas-in-Place Volume
Gf
43,560 Ahe S g Bg
Nomenclature
Gf A h free gas volume, scf area of interest, acres productive thickness, feet effective porosity, fraction of bulk volume gas saturation, fraction of void volume formation volume factor, res. vol./ surf. vol
e S ge = (1-Sw-Sa)
Simplified Conceptual Model
Old Methodology
Void space measured by porosity measurement
New Methodology
Void space measured by porosity measurement + Sorbed mass measured by adsorption experiment -
oil
GoD
43,560 Ahe So Rs 5.615Bo
water
GwD
43,560 Ahe Swe Rsw 5.615Bw
Nomenclature
GoD GwD A h dissolved gas volume in oil, scf dissolved gas volume in water, scf area of interest, acres productive thickness, feet e effective porosity, fraction of bulk volume S saturation, fraction of void volume Rs solution gas-liquid ratio, scf/STB B formation volume factor, res. vol./surf. vol. sub o oil sub w water
Gs 1,359.7 A h Gsc
Nomenclature
Gs A h sorbed gas-in-place volume, scf area of interest, acres productive thickness, feet average density, g/cm3 adsorbed gas storage capacity, scf/ton
3 3 3
Lewis Shale 0.0945 400 640 24.2 160 6.05 2.17 122 2.59 8 6.85(10 ) 0.648
8
14.7 122 2.59 9 4.64(10 ) 0.162
8
Adsorbed Gas Recovery Factor
f sg
GsL p 1 Gci pL p
e
Sg Bg
Gas Formation Volume Factor
z T 459.67 psc Bg p zsc Tsc 459.67
reservoir volume / surface volume
Nomenclature
p T z sc pressure, psia temperature, oF real gas deviation factor, dimensionless standard conditions
Dissolved Gas-in-Place Volume
Typically accounted for via adsorption isotherm analysis
Barnett Recovery Factor vs. Pressure
43% 34% 20%
New Pore Scale Considerations to Gas-In-Place Estimates
Pore Scale Considerations
• Using the current industry-standard calculation method to determine total gas volumes in organic rich shale reservoirs results in an overestimated GIP. • We present an improved method which takes into consideration the portion of total available pore volume occupied by the sorbed gas component. • Examples show that this volume can be significant, as much as 40%.