页岩气井场快速识别评价技术
浅谈页岩气测井有机碳含量的计算方法
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。
南川常压页岩气定测录导一体化技术应用研究
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
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。
《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。
页岩含气量测试技术
详细描述
由于气体是非导电物质，当页岩中的含气量 增加时，其电阻率会相应升高。通过测量页 岩的电阻率，并与已知的纯固体岩石电阻率 进行比较，可以估算出页岩中的含气量。电 阻率法具有操作简便、成本低的特点，但精 度受多种因素影响，如岩石类型、温度和压 力等。
液态二氧化碳法
总结词
液态二氧化碳法是一种直接测试页岩含气量的方法，通过将液态二氧化碳注入样品中，置换出吸附在 页岩表面的气体，然后测量置换出的气体量。
详细描述
液态二氧化碳法适用于测定页岩中游离气的含量，其原理是将液态二氧化碳注入样品中，置换出吸附 在页岩表面的气体，然后通过测量置换出的气体量来计算页岩的含气量。该方法具有较高的精度和准 确性，但需要使用液态二氧化碳等特殊试剂。
利用气体在固体表面吸附的原理，测定页 岩对天然气的吸附量，从而推算含气量。 该方法适用于低含气量的情况。
02 直接测试技术
解析法
总结词
解析法是一种直接测试页岩含气量的方法，通过加热样品至一定温度，使吸附在页岩表面的气体解析出来，然后 测量解析出的气体量。
详细描述
解析法适用于测定页岩中吸附气的含量，其原理是将样品加热至一定温度，使吸附在页岩表面的气体解析出来， 然后通过测量解析出的气体量来计算页岩的含气量。该方法具有较高的精度和准确性，但测试时间较长，且需要 使用高温炉等设备。
完善实验室测试条件
提高实验室测试环境的模拟程度，以 更接近地层实际情况，提高测试精度。
提升现场测试效率
研发更高效、准确的现场测试设备和 技术，缩短测试时间，提高数据获取 速度。
强化数据分析与处理
加强数据后处理和分析能力，挖掘更 多有价值的信息，为勘探和开发提供 更有力的支持。
页岩气评价指标与方法
一、页岩气评价指标
一、页岩气评价指标
页岩气评价指标主要包括地质指标、物理指标和化学指标。
一、页岩气评价指标
1、地质指标：主要包括页岩层厚度、有机质含量、有机质成熟度、岩石矿物 组成、裂缝发育情况等。这些指标主要用于评价页岩气资源的潜力，为后续的开 发工作提供依据。
一、页岩气评价指标
2、物理指标：主要包括孔隙度、渗透率、含气量、储层压力等。这些指标直 接关系到页岩气的开采难度和经济效益，是页岩气评价的关键指标之一。
四、未来展望
4、强化实验与现场应用研究：实验和现场应用研究是验证和优化评价指标与 方法的重要环节。未来研究将更加注重实验与现场数据的收集和分析，通过不断 优化现有评价体系和方法，提高其在实践中的应用效果和指导价值。
四、未来展望
5、加强国际合作与交流：页岩气资源在全球范围内的分布和应用具有广泛前 景，加强国际合作与交流可以促进信息共享、技术和经验传播，对于推动页岩气 评价指标与方法研究的深入发展具有积极意义。
二、页岩气评价方法
3、物理模拟方法：主要包括物理实验和模拟实验等。通过物理模拟实验，可 以深入了解页岩气的生成、运移和聚集规律，为页岩气评价提供更为可靠的依据。
二、页岩气评价方法
在选择评价方法时，需要考虑不同方法的适用范围和优缺点，结合实际进行 评价方法的选择和优化。
三、影响因素
三、影响因素
三、影响因素
3、工艺因素：主要包括钻井工程、地球物理勘探、实验室分析等工艺技术。 这些技术的精度和质量直接关系到页岩气评价的准确性和可靠性。
三、影响因素
为了提高页岩气评价的准确性和科学性，需要考虑多因素综合评价，将各种 因素进行全面分析和比较，得出更为可靠的评价结果。
四、未来展望
川庆页岩气钻井技术
面积：543.35km2,资源：2576亿
威远区块龙马溪组资源量7290亿立方。
二 、四川油气田页岩气气藏概况
类比美国页岩气，长宁-威远区块页岩储层具有良好的开发前景
资料说明2021年Haynesville页岩气产量已到达518亿方，已经成为第一大页岩气产量盆地。 Haynesville与长宁-威远区块页岩储层指标相近。
2、页岩气开发的特点
“制造业〞的开发模式： 与常规油气开发相比、页岩气投资、生产规模大，利润低，是制造业的运行模式；技术、管理的高效是规模效益开发的关键。
一 、前 言
3、国外页岩气钻井关键技术
降低井场占用面积，快速钻进、工厂化作业，降低综合本钱。
国外形成了“丛式水平井工厂化钻井、页岩气防塌钻井液、高效地质导向、页岩气井长水平段固井、清洁化生产〞五大关键钻井技术
位于盆地南部，面积3800km2 主要目的层：S1l 与壳牌公司合作
富顺-永川区块
二 、四川油气田页岩气气藏概况
长宁区块龙马溪组资源量6699亿立方。
埋深<4000米，去合作区剩余面积2430Km2，资源7290亿
面积：215.71km2,资源：1041亿
面积：383.11km2,资源：1832亿
确保井壁稳定，利于回收利用，降低本钱，不污染环境
一 、前 言
〔3〕高效低本钱的地质导向技术：
采用MWD+伽马到达提高优质储层钻遇率和降低本钱的作用。
一 、前 言
〔4〕页岩气井长水平段固井：
开发出顶驱下套管、划眼引鞋、高效油基泥浆冲洗液、泡沫水泥浆、塑性水泥浆等技术，确保套管顺利下入、固井质量、和压裂改造效果。
纯钻时效%
页岩气地质特征及选区评价
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。
斯伦贝谢页岩气勘探与评价技术
岩性模型
Fe
S 元素含量 岩性 基本元素谱 X射线荧光分析/X射线衍射分析
页岩吸附气的评价方法
1. 岩性密度和岩心TOC含量回归关系式
• • 基于 Schmoker (1979). 北美业界通行算法 变化较大，需要当地岩心分析TOC值标定
2. ∆log R 技术(Passey,1989)
• 电阻率和声波时差、岩性密度等重叠法计算TOC
Chlorite Kaolinite Smectite CBW
Water水
Irr Water Free Water Oil
Total Organic Carbon有机质
Gas Kerogen Bitumen Dead Carbon
干酪根是非水湿或弱水湿的
TOC含量高一般对应的含水 饱和度较低 在压实、成岩或有机质成熟 过程中，孔隙水被排出 一般没有水存在于干酪根的 微孔中
页岩既是烃源岩，也是储层和盖层
页岩气是指产自低孔、低渗、富有机 质页岩中的天然气 页岩气储层包括： ①富有机质页岩 ②富有机质页岩与粉砂岩、细砂岩夹 层 ③富有机质页岩与粉砂岩、细砂岩薄 互层
北美页岩气开发的经验：技术进步与流程优化的有效结合
Source WoodMac
水平井＋多级压裂技术
*Data for FayettevilleShale Source: SBC Analysis; Powell Barnett Shale Newsletter 1/11/2009; WoodMackenzie;
干酪根形成孔隙衬垫阻止潜 在的水侵
非水湿 水湿
含气页岩特征 － 孔径极小
Matrix / 骨架
Calcareous 钙质 Siliceous 硅质 Pyrite 黄铁矿 Illite 伊利石
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
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。
页岩气评价标准
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：<4000MTOC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9 m；据李延钧教授等页岩埋深：小于3000m，深于3000m 作为资源潜力区页岩单层厚度：大于30 m有机碳含量（TOC）：2.0% 以上硅质含量：>35%，易于形成微裂缝；储层物性：K≥ 10-3mD、Ф≥4%有机质成熟度（Ro）：1.4%-3.0%李教授根据以上六项页岩气评价指标提出了页岩气分级评价标准如下图所示：据Rimrock Energy, 2008 页岩气优选标准1ft=0.3048M How we look for in a gas shale? (Rimrock Energy, 2008)Burnaman(2009)认为：对于页岩气的形成而言，拥有高TOC的页岩的连续厚度至少为45m（150ft）。
页岩含气量测试技术
*
Date
Time
Millisecond
32-bit Float
2012/11/14
22:39:33
890
103.851387
1.053321838
2012/11/14
22:40:04
30
104.9047089
0.663673401
2012/11/14
22:40:34
20
105.5683823
国内技术的发展及优缺点分析
适合于解吸量小的样品 一台仪器只能做一个样品，很难适应井场需要 排水集气计量法(中国地质大学)
缺点：
优点：
体积小 集加热与计量于一 体
Hale Waihona Puke 3、国内技术的发展及优缺点分析 2）排水集气计量法(石油勘探开发研究院无锡所) 手自一体排水集气法现场解吸仪 1常开电磁阀，2三通手动阀，3常闭电磁阀，4压力传感器，5数据采集卡，6计量管，7水杯，8丝杆，9步进电机，
质量流量计计量法
质量流量计计量体积时是根据流过流量计的气体所带走的热量来进行体积计算的，当气体组成单一或组成不变，可通过体积标定得到气体流过流量计的真实体积，气体组成变化时，就没法测准，当气体中含有水蒸气时，其测量值将会发生较大偏离，对于页岩的现场解吸气测量，其组分随着解吸时间的推移也会发生变化，岩心出筒不可避免的要含有一定的水分，这也直接影响了测量结果。
1.5
41.15
2.28
112.88
1.53
51.46
2.38
114.96
1.57
59.98
2.49
116
1.6
66.98
2.59
117.09
页岩气实验分析测试技术规程
通过压力-体积-温度实验，测定页岩气的密度、粘 度、压缩性等物性参数。
热解分析
在加热条件下，对页岩气进行热解实验，研究其 热解规律和产物分布。
实验分析测试设备
气体分析仪器
用于对页岩气中的气体成分进行定性和定量分析。
压力-体积-温度实验装置
用于测定页岩气的物性参数，如密度、粘度、压缩性等。
热解实验装置
准确性和可靠性。
在实际操作过程中，应加强 实验室内质量控制和实验室 间比对，提高实验分析测试
水平。
针对不同地区、不同类型的页 岩气储层，应根据实际情况对 技术规程进行适当调整和完善，
以满足实际需求。
技术规程未来发展展望
随着页岩气勘探开发技术的不断发展和进步，未来技术规程将进一步完善和更新， 以适应新的需求和挑战。
用于对页岩气进行热解实验，研究其热解规律和产物分布。
03 页岩气实验分析测试数据 处理
数据处理流程
数据收集
收集实验过程中产生 的所有数据，确保数 据的完整性和准确性。
数据筛选
根据实验目的和要求， 筛选出需要进行分析 的有效数据。
数据预处理
对筛选出的数据进行 清洗、整理和转换， 使其满足分析要求。
背景
随着页岩气资源的开发利用，实验分析测试技术在页岩气研 究领域的应用越来越广泛。为了规范实验操作，提高测试数 据的准确性和可靠性，制定页岩气实验分析测试技术规程至 关重要。
实验分析测试的重要性
资源评估
技术进步
通过实验分析测试，可以对页岩气资 源进行准确的评估，了解其储量和品 质，为后续的开发利用提供依据。
数据分析
运用适当的统计分析 方法，对数据进行深 入挖掘和分析。
结果呈现
海相页岩气富集机理与评价关键技术及应用成效
一、概述随着我国对清洁能源的需求不断增加，页岩气作为一种新兴的天然气资源，其开发与利用备受关注。
海相页岩气作为页岩气资源的一种，具有储量大、分布广、地埋深度浅、开发潜力大等特点，对其富集机理与评价关键技术的研究至关重要。
本文将围绕海相页岩气富集机理与评价关键技术及应用成效展开探讨。
二、海相页岩气富集机理1. 海相页岩气形成条件的分析海相页岩气的形成受到多种因素的影响，通过对海相区域的地质构造、沉积环境等因素进行分析，可以揭示海相页岩气的形成条件。
2. 海相页岩气富集机理的探索海相页岩气富集机理的研究可以从页岩的物性特征、有机质丰度、孔隙结构、裂缝特征等方面进行探索，以揭示海相页岩气的富集机理。
三、海相页岩气评价关键技术1. 海相页岩气成藏条件评价技术通过对海相页岩气的成藏条件进行评价，可以为后续的勘探开发提供重要参考，因此成藏条件评价技术的研究十分关键。
2. 海相页岩气资源量评价技术评价海相页岩气资源量是开展勘探开发工作的重要基础，因此发展准确、全面的资源量评价技术对于海相页岩气的开发具有重要意义。
3. 海相页岩气存储介质评价技术海相页岩气的存储介质评价是对页岩气富集情况进行评价的关键技术之一，其研究成果可以为勘探开发提供重要依据。
四、海相页岩气富集机理与评价关键技术的应用成效1. 海相页岩气富集机理研究成果的应用通过对海相页岩气富集机理的研究，可以为相关领域的科研工作提供重要依据，促进页岩气资源的有效利用。
2. 海相页岩气评价关键技术在实际中的应用成效海相页岩气评价关键技术在勘探开发中的应用成效直接影响到资源的发现、开发和利用，因此这些关键技术的应用成效十分重要。
五、结论海相页岩气富集机理与评价关键技术对于海相页岩气资源的开发利用具有重要意义，通过对这些关键技术的深入研究和实践应用，可以为我国清洁能源的发展做出重要贡献。
展望未来，我们需要进一步加强对海相页岩气富集机理与评价关键技术的研究，不断提高技术水平，推动海相页岩气资源的可持续开发与利用。
页岩气储层的基本特征及其评价
页岩气储层的基本特征及其评价一、本文概述页岩气作为一种重要的非传统天然气资源，近年来在全球能源领域引起了广泛关注。
由于其储层特征的复杂性和评价方法的多样性，对页岩气储层的基本特征及其评价进行深入研究具有重要的理论和实践意义。
本文旨在全面概述页岩气储层的基本特征，包括地质特征、物理特征、化学特征以及工程特征等方面，并探讨相应的评价方法和技术手段。
通过对页岩气储层特征的深入剖析，本文旨在为页岩气勘探开发提供理论支撑和实践指导，推动页岩气产业的健康发展。
具体而言，本文首先介绍了页岩气储层的地质背景，包括地层分布、构造特征以及沉积环境等。
在此基础上，重点分析了页岩气储层的物理特征，如孔隙结构、渗透率、含气饱和度等，这些特征直接影响了页岩气的赋存状态和开采难易程度。
同时，本文还关注了页岩气储层的化学特征，如有机质含量、矿物杂质成分等，这些特征对于评估页岩气储层的品质和开采潜力具有重要意义。
在评价方法方面，本文综述了目前常用的页岩气储层评价方法，包括地球物理勘探、地球化学分析、岩石力学测试等。
这些方法和技术手段在页岩气储层评价中各有优缺点，需要根据具体的地质条件和勘探需求进行选择和应用。
本文还将介绍一些新兴的评价技术和方法，如页岩气储层数值模拟、微观孔隙结构表征等，这些新技术和方法的应用将进一步提高页岩气储层评价的准确性和可靠性。
本文旨在全面系统地介绍页岩气储层的基本特征及其评价方法，以期为页岩气勘探开发提供理论支持和实践指导。
通过深入研究页岩气储层的特征和评价方法，有助于更好地认识页岩气资源的分布规律和开发潜力，推动页岩气产业的可持续发展。
二、页岩气储层的基本特征物理性质：页岩储层一般具有较低的孔隙度和渗透率，这与其主要由粘土矿物、石英等细粒沉积物构成有关。
尽管孔隙度低，但页岩的裂缝发育丰富，这些裂缝为页岩气提供了有效的运移和储集空间。
页岩的层理结构明显，这种层状结构对页岩气的分布和运移有重要影响。
化学性质：页岩的化学性质多样，主要取决于其含有的矿物成分。
页岩气勘探开发项目环境影响技术评估要点
页岩气勘探开发项目环境影响技术评估要点周井刚【摘要】页岩气勘探开发建设一方面优化了能源结构,保障了能源安全,另一方面也对区域环境造成了一定的影响.通过简述页岩气勘探开发项目的环境影响,提出生态环境、水环境影响、公众参与要求等在页岩气勘探开发环境影响技术评估中应受到重点关注.【期刊名称】《中国环境管理干部学院学报》【年(卷),期】2017(027)001【总页数】3页(P22-24)【关键词】环境影响;页岩气勘探开发;评估要点【作者】周井刚【作者单位】重庆市环境工程评估中心, 重庆 401120【正文语种】中文【中图分类】X37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，具有含硫量低、难开采等特点，与常规天然气有着明显的差异（见表1）。
自2013年国家能源局发布《页岩气产业政策》以来，我国页岩气勘探与开发建设进入高速期。
以重庆涪陵页岩气勘探与开发为例，截止到2014年底，该地区已累计开钻145口，完井110口，投产45口，产能20亿m3，销售10亿m3[1]。
页岩气勘探与开发建设一方面保障了国家能源安全，减少了大气污染物排放，另一方面其水力压裂阶段不仅消耗大量水资源，而且很有可能污染地下水层，但是上述阶段的环境影响鲜有报道，因此在环境影响技术评估中应重点关注[2]。
此外，还应重点关注其选址合理性、噪声影响、环境风险等。
根据《规划环境影响评价条例》《关于加强规划环境影响评价与建设项目环境影响评价联动工作的意见》（环发〔2015〕178号），能源开发的专项规划应当进行规划环评，从决策源头预防环境污染。
在分析项目与规划的符合性时，应重点分析项目环评与规划环评结论及其审查意见的符合性、项目选址是否落实了规划环评及其审查意见的要求等。
作为地下资源开采项目，一般而言，采矿区位确定后，用地位置随之确定。
页岩气勘探开发项目选址布局应重点分析与区域城乡规划、土地利用规划、页岩气产业发展规划和生态环境功能区划的符合性，原则上不得在自然保护区、世界文化和自然遗产地、饮用水水源保护区、风景名胜区、森林公园、地质公园、重要湿地等生态环境敏感区域进行页岩气勘探开发作业。
页岩气藏储层压裂实验评价关键技术_付永强
图 5 Wx 井地面微地震缝高监测图 ( 注: 咖啡色矩形框代表射孔段位置)
图 8 页岩岩心天然裂缝渗透性与闭合压力关系图
2. 2 页岩敏感性自吸实验 岩心矿物成分和黏土矿物成分分析是进行敏感性
评价和储层损害评价的基础工作。通 过对页岩 X 射 线衍射实验, 可以获得全岩矿物成分及黏土矿物成分 ( 图 9) 。按照常规气藏敏感性评价模式, 如果根据上 述实验结果及各种黏土矿物水化膨胀 能力的大小推 断, 该区域储层的水敏特征应是中等偏强, 而水锁特征 应非常严重。然而, 研究表明: 常规气藏中类似这种黏 土矿物分布特征的水锁伤害可能导致储层的有效相对 渗透率下降到原来的 10% 以下, 但页岩的自吸实验却 表现出了不同的结果。
页岩气的勘探开发在国内刚刚起步, 许多领域还 需要进一步攻关。虽然针对页岩压裂的特殊模式以及 页岩的敏感性特征探索了页岩气藏储层压裂实验评价 的关键技术, 尤其是在页岩脆性特征对裂缝形态的影 响、页岩岩心敏感性评价方法 上, 初步获 得了一些认 识, 但仍需要开展大量的室内实验评价和现场施工分 析、验证。特别是在页岩压裂形成缝网的前提条件、延 伸机理、控制机理等方面仍需开展大量研究。
2 页岩储层敏感性与伤害评价
2. 1 天然裂缝和层理伤害与评价 虽然页岩基质是无法提供气体流动通道, 但天然
裂缝和由应力释放形成的层理缝是流体渗流的主要通
第 31 卷第 4 期
开发 工程
# 53 #
道。因此对于页岩气压裂而言, 岩心伤害和敏感性实 验应该注重对天然裂缝伤害和评价工作。由于天然裂 缝和层理缝的存在, 页岩岩心的渗透率可以提高为 0. 01~ 0. 001 mD 的数量级( 图 8) , 这就为在目前工艺 技术水平下工业开采页岩气提供了可能。
常压页岩气井勘探录井关键技术-精选文档
常压页岩气井勘探录井关键技术1 录井关键技术2013年以来，伴随焦石坝、长宁、威远等超压页岩气井区块规模性产建工作的开展，页岩气录井遵循：有效识别岩性，满足地层对比的要求；直接检测地层流体含量；满足钻井工程、钻井液、地层压力监测需要，提供优化钻井辅助服务；及时分析储层孔、渗、饱参数，划分评价储层；有利于单井地质评价工作及后续分级压裂改造等原则，形成了以综合录井仪为主体，搭载地化录井、XRF录井、地质导向为主的录井技术系列，以适应不同井别的录井需要，其中勘探井多采用综合录井+地化录井+元素录井的模式。
因常压页岩气较超压页岩气对页岩埋深、厚度、TOC、脆性矿物含量及顶底板岩性等评价参数更为敏感[2]，近年在重庆武隆、湖南、湖北宜昌等地进行的常压页岩气井的勘探中，在已经成熟的页岩气井录井系列基础上，选择性增加了自然伽马能谱录井及页岩气现场解析录井项目，形成了综合录井+地化录井+自然伽马能谱录井+页岩气解析（现场）新的录井系列，以适应常压页岩气勘探的需求。
1.1 地化录井由于泥页岩烃源岩既是生烃层又是储集层，生烃物质类型就是储集的烃物质类型，利用地化录井可获得S0、S1、S2、S4、Tmax等岩石热解参数，判断页岩储层的有机质类型、成熟度，评价有机质丰度、页岩储层及流体性质。
页岩的有机碳含量（TOC）是评价页岩气品质的关键参数，根据有机碳含量可确定页岩吸附气含量。
研究表明，有机碳含量与吸附气含量呈正相关关系[3]，有机碳含量越高，则对页岩气的吸附能力就越大[4]。
TOC含量的高低会导致吸附气量发生数量级的变化，影响页岩气藏最终可采储量。
若有机碳含量比较低，则吸附气量也随之减少，开采效率相对较低。
1.2 自然伽马能谱录井自然伽马能谱录井技术是在自然伽马录井技术基础上发展起来的，是根据铀（U）、钍（Th）、钾（K）的自然伽马能谱特征，用能谱分析的方法将测量到的铀、钍、钾的伽马射线的混合谱，进行谱的解析，确定岩样中U、Th、K含量的一种录井技术[5]。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
[收稿日期]2011-05-25 [作者简介]张新华(1971-),男,1994年大学毕业,博士(后),高级工程师,现主要从事录井资料处理、新技术应用、录井动态跟踪与页岩气方面的研究工作。
页岩气井场快速识别评价技术 张新华,陆黄生,王志战 (中国石化石油工程技术研究院,北京100101)[摘要]针对当前世界范围内研究热点之一的页岩气资源,对钻井过程中的页岩气快速评价方法进行了初步探讨。
首先对页岩气录井评价要素进行了分析;然后论述了页岩气录井评价手段。
通过常规及特殊录井技术的应用实例,说明了录井技术在获得页岩储层的有机质含量、成熟度、矿物组成、脆度、含气量等评价要素方面的重要作用。
建议尽快形成页岩气录井技术系列,以便对页岩气藏做出快速准确评价,加快勘探开发节奏。
[关键词]页岩气;井场;快速识别;录井;技术系列[中图分类号]T E132.2[文献标识码]A [文章编号]1000-9752(2011)10-0048-05页岩气是烃源岩中未运移出去的以吸附、游离或者水溶方式存在的天然气[1～5]。
美国是世界上最早对页岩气进行开采的国家[6]。
美国页岩气的成功开发引起了世界范围内对该类资源的重视。
目前,我国对页岩气的研究与勘探开发处于起步阶段。
部分学者对泥页岩油气藏做过一些研究[7～9],但尚未对页岩气资源进行过全面估算。
2005年以来,随着能源需求的急剧增加和国外页岩气资源的成功开发利用,国家层面已经充分认识到页岩气资源的重要性,中石油、中石化及国土资源部加强了我国页岩气资源的调查。
借鉴美国页岩气勘探开发经验及相关资料、文献,对美国页岩气成藏地质条件进行了剖析,总结了页岩气勘探开发技术;在此基础上对四川盆地海相页岩地层页岩气成藏地质条件进行了研究。
据估算认为[7],四川盆地南部下寒武统筇竹寺组页岩气资源量为(7.14～14.6)×1012m 3,而整个四川盆地现有常规天然气资源量为7.2×1012m 3,说明我国页岩气资源量巨大。
笔者拟在单井常规岩屑、岩心录井基础上,针对页岩气评价重点,辅以其他手段,通过对页岩总有机碳、成熟度、矿物组成、含气量等方面的检测,来实现对页岩气的井场快速识别评价。
1 页岩气录井评价要素文献[10～12]表明,页岩气评价需要考虑诸多要素。
结合井场钻进过程中的录井及试验项目,以下几个指标是页岩气井场快速识别评价时必须给出的。
1.1 有效厚度目前为止,具有经济价值页岩气藏的页岩厚度下限并未明确。
事实上,单独提页岩厚度没有意义,因为厚度下降可由有机碳含量的增大和成熟度的提高得到弥补,Barne tt 页岩最佳产气层厚300ft (91.44m )(有机碳含量为1%～4.5%),但100ft 的有效厚度在该区已被证明具有商业开采价值。
一般认为,在有效厚度大于15m 、有机碳含量大于2%以及处于生气窗演化阶段等页岩气藏形成的基本条件的限定下,页岩厚度愈大,所含有机质就愈多,天然气生成量与滞留量也就愈大,页岩气藏的含气丰度愈高。
显然,要形成一定规模的页岩气藏,页岩厚度一般应在有效排烃厚度之上。
1.2 有机质含量及成熟度有机碳含量是页岩气成藏最重要控制因素之一,决定了页岩的含气量。
美国页岩气生产实例表明,页岩气产量高的地方,对应有机碳含量也高,且气体含量和有机碳含量具备好的正相关性[10]。
同时有 48 石油天然气学报(江汉石油学院学报) 2011年10月 第33卷 第10期Journal of Oil and Gas Technology (J .JPI ) Oct .2011 Vol.33 No .10机质类型也影响气体含量及赋存方式,一般来说,生成等量的甲烷气体,成熟度适度时,Ⅰ型干酪根较Ⅱ、Ⅲ型产率要高[11]。
文献[10～12]对形成页岩气藏的有机碳下限值多有论述,一般认为,获得商业价值的有机碳含量下限值约为2%。
显然,它不是决定页岩产气能力的唯一指标,要综合考虑,有一点可以确定,随着开采技术的进步,下限值会降低。
成熟度是必须测量的另一个指标。
据统计[11],有利于页岩气生成的镜质体反射率R o 值介于1.0%～3.0%。
当R o <1.0%时,对于热成因页岩而言,仍处在生油窗,不利于页岩气生成;当R o >3.0%则可能产生非烃类气体。
1.3 岩性及矿物组成岩性及矿物组成对于页岩质量影响很大。
国外实践表明,页岩矿物组成变化很大,主要是粘土矿物、石英、碳酸盐矿物等。
有利页岩的矿物组成其粘土含量小于40%,石英、方解石等脆性矿物含量要高。
粘土矿物的类型也至关重要,蒙皂石易膨胀,钻井和水力压裂时会带来问题,伴随的是低采收率;而高岭石和伊利石对于钻井和水力压裂影响较小。
岩性及矿物组成评价的重要意义在于利用它可以对页岩脆度进行定性评价,当没有页岩力学测量数据时,它对于压裂选层是有参考价值的。
如果页岩缺乏脆度,不但不易压裂,而且压裂后易塑性变形而闭合,这已为生产实践所证实。
另外,如果脆性矿物多,也易产生天然裂缝。
有资料表明,在相同的构造背景下,石英含量等是影响裂缝发育的重要因素[13],此外,长石和白云石也是脆性组分。
1.4 含气性含气性页岩是有机质含量、有机质成熟度、矿物组成等的综合反映,含气性分析内容主要是:含气量测定、等温吸附试验、天然气组分与甲烷同位素分析,其中前两项是重点,值的大小决定了该地区有无页岩气或有无工业开采价值。
页岩气藏的复杂性决定了其评价是多方面的,以上4个方面只是结合现场录井手段和经济性的考虑,并且其结果能对后期页岩气藏改造起到辅助作用。
2 页岩气录井评价手段录井在页岩气井场快速识别评价中的优势体现在:①岩屑、岩心及钻井液提供了实物评价基础;②录井技术的实时、在线可以为快速决策提供依据,加快了勘探开发节奏;③页岩气开发的经济适用性要求决定了技术性价比要高,录井在这方面有优势。
以下对页岩气录井评价手段进行简要论述。
2.1 岩屑(心)录井通过岩屑(心)录井可以初步判断页岩质量。
重点在岩屑(心)颜色、成分及结构特征的描述。
如果颜色是黑色且具油脂光泽,则一般是高有机碳含量;如果是灰色或棕色通常是低有机碳含量、低含气量。
对有利页岩岩心,肉眼明显可见互层或夹层碎屑石英(粉砂甚至是更粗颗粒)、贝壳状断口、丰富的干酪根纹层及黄铁矿,浸入水中有明显气泡冒出。
而如果是均质块状无碎屑夹层,一般含气量较低,储层改造意义不大。
另外,通过岩心破裂程度观察可以定性确定裂缝发育情况。
出于保护页岩储层免受伤害及快速钻井的需要,钻井工艺中大量使用气体钻、PDC 钻头,井型主要是水平井,岩屑细小或呈粉末状,混杂,造成对岩性和矿物组成识别的困难。
解决该问题,可以采用X 荧光元素录井技术,利用标准谱图等处理解释方法进行岩性判别。
该技术的另外一个优点是,在获得岩屑元素含量后,选取能代表粘土、石英和碳酸盐的元素对岩石脆度进行计算,结合含气量数据,提出有利层段的改造建议。
2.2 气测录井气测录井是井场及时发现油气显示的重要手段。
尽管页岩气和常规储层油气在评价上有所不同,但气测资料仍然有较好的判识作用,体现在两方面:一是气测值是页岩含气量(游离气)的间接表达;二是根据气测出峰形态,可对裂缝发育进行判断。
区带上在对老井资料进行复查时,对于同一层位页岩大范围的气测显示要给予重点研究。
49 第33卷第10期张新华等:页岩气井场快速识别评价技术 50 石油天然气学报(江汉石油学院学报)2011年10月2.3 光谱分析录井最近,西南录井激光拉曼气体分析仪研制成功。
该仪器能同时检测CXH Y、H2、O2、N2、CO、CO2、H2O、SO2、H2S等烃类及非烃类气体。
在气体检测种类、最小检测浓度、响应时间、测量误差、分离度、稳定性等性能指标已全面超越录井色谱仪,对页岩气组分可快速做出判断。
2.4 地化录井页岩的地化分析对于井场快速评价至关重要。
在这方面,录井显然具有优势。
通过岩石热解分析仪,可以检测页岩中的吸附气,确定有机碳含量和成熟度。
需要注意的是,考虑到自地层钻开到采样分析间的气损失,在使用岩屑和岩心做样时,应该有不同的判别标准;另外,在与国外地化数据对比时,要考虑两者测定条件的差异,不同条件产生的数值结果差异较大。
初步认为,通过气测和地化录井,可以对页岩总含气量进行判断,更精确的结果需要依据岩心含气量的实验室测量,录井数据可以据此进行回归。
3 实 例由于目前国内针对页岩气的钻井很少,显然无法根据少量数据和测试结果就得出对某一区块的解释评价的标准。
因此,以下仅对录井技术实际应用情况和适应性进行叙述。
另外,由于目前的页岩气录井技术系列并没有建立,钻井地质设计中的录井项目依然参考常规地质设计,使得因录取项目的缺乏而没有最大限度地达到对页岩气识别评价的目的;出于全面评述的目的,以下只能选取多口井对各技术手段进行实例说明。
3.1 X荧光元素录井技术在特殊钻井条件下岩性剖面建立的适应性和页岩脆度判识气体钻井和PDC钻井是页岩气钻井的主要技术,优点是机械钻速快。
但是,其岩屑细小或为粉末状,岩性识别难,降低了岩性剖面质量。
应用X荧光元素录井技术,通过岩屑粉末的定量化元素检测获得地层岩石元素含量,并通过元素和元素组合特征的变化进行岩性识别,也能够准确地进行地质分层。
图1中A井从2000m开始进行X射线荧光(XRF)分析试验(砂泥岩剖面),采样间距为1样/m。
从图1中看出,X射线荧光分析成果的元素含量变化曲线与测井曲线具有一定的相关性。
尤其重要的一点,XRF分析结果与斯伦贝谢ECS测井结果的一致性趋势符合很好,而ECS测井收费较XRF昂贵的多,这就突出了该技术的经济适用性。
另外,页岩气开发中很重要的岩石力学参数,可以通过XRF分析,选取能代表硅质、粘土和钙质的敏感元素进行脆度判断,从而大致反映页岩力学性质,结合地化含气量参数,提出储层改造的井段建议。
A井分别选取了Si、Fe、Ca来反映硅质、粘土和钙质,首先确定该井纯粘土段、纯砂岩段及纯灰岩段,然后确定Si、Fe、Ca元素最大、最小值,根据下式即可简单计算出硅质、粘土和钙质的相对含量: X sd,sh,lm=(X-X min)/(X max-X min)(1)式中,X sd,sh,lm分别为硅质、粘土和钙质的相对含量;X分别为Si、Fe、Ca元素测量值;X min,X max分别为纯粘土段、纯砂岩段及纯灰岩段Si、Fe、Ca元素测量最小、最大值。
根据以上计算方法,确定A井整个页岩段脆度较差,反映脆度的硅质和钙质含量之和没有超过35%,大多在20%～30%;尽管该段地化录井总有机碳平均为2.1%,成熟度指标最高热解峰温T max >450℃,具备产气能力,但是压裂后没有见到商业气流。
分析认为主要是岩石脆性差,不适于压裂改造,未形成渗流通道所致。