页岩A区储量计算方法

索 苏

（东北石油大学， 黑龙江 大庆 163318）

页岩A区储量计算方法

索 苏

（东北石油大学， 黑龙江 大庆 163318）

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

页岩气；资源评价；地质储量；采收率；可采储量

据不完全统计，目前国内外已有的油气资源定量评价方法多达近百种，方法虽然众多，但每种方法都有其适用的特定条件，因此，需要针对自己的需要而选择恰当的方法。

页岩气以吸附气、游离气和溶解气三种状态储藏在页岩层段中，页岩气总地质储量为游离气、吸附气和溶解气的地质储量之和；当页岩层段中部含原油时则无溶解气地质储量。

根据含气页岩层段储层情况确定页岩气地质储量计算方法。计算主要采用静态法了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[1-7]。

根据《页岩气资源储量计算与评价技术规范》，采用体积法对页岩A区储量进行计算[8]。

本次研究目标区块为页岩A区块，地形图如图1.1所示。该区块总体为我国南方丘陵山地，受到来自北西方向挤压应力作用，以正向构造为主，各背斜带之间以宽缓向斜带为界。海拔最高675 m，最低250 m，多在400～600 m之间，目标区块在图中以红色区域标出。

图1 区块地形图Fig.1 Block topographic map

1 页岩A区储量计算

页岩气主要游离于页岩的基质孔隙、微裂缝内或吸附在粘土和有机质的颗粒表面。本区块中的页岩气以游离气和吸附气两种状态存在，根据附录对该区块进行储量计算[9-11]。

1.1 吸附气地质储量计算

计算页岩层段中吸附在泥页岩粘土矿物和有机质表明的吸附气地质储量时，采用体积法，见式（1）。

式中：GX—吸附气地质储量（×108m3）；

Ag—页岩含气面积,km2；

h—有效页岩厚度,m；

ρy—页岩密度,t/m3；

CX—吸附气含量,m3/t；

Zi—页岩气偏差系数。

根据区块拐点坐标，其拐点坐标见表 1。计算该区块面积，Ag=41.5 km2。

基础数据中给出了各单井的岩心测试数据，根据加权平均，计算页岩密度ρy。

计算吸附气地质储量所需各参数见表2。

表1 区块拐点坐标Table 1 Coordinate of the break point

表2 页岩A区吸附气地质储量计算基本参数表Table 2 Basic parameters for calculating geologic reserve of adsorbed gas in shale gas block A

带入数据至式（1），得Gx=233.56×108m3。即该区块吸附气的地质储量为233.56亿m3。

1.2 游离气地质储量计算

计算页岩层段中储集在页岩基质孔隙和夹层孔隙中的游离气地质储量时，采用容积法，见式（3）。

式中：Gy—游离气地质储量（×108m3）；

Ag—页岩含气面积,km2；

h—有效页岩厚度,m；

φ—含气页岩孔隙度；

Sgi—含气饱和度；

Bgi—原始页岩气体积系数。

通过加权平均，计算平均孔隙度φ。

原始含气饱和度Sgi=1-Swi=65.9%。

Bgi为体积压缩系数，无因次。

式中：Psc—地面标准压力，0.1 MPa；

T—地层温度，单位K，358.92 K；

Pi—原始地层压力，MPa，Pi=h×Kp；

Tsc—地面标准温度，单位K，289 K；

Kp—压力梯度，MPa/100m，通过加权平均。

计算得：Kp=1.426 , Pi=35.359。

由式（5）计算得体积压缩系数Bgi=0.003 73。

表3 页岩A区游离气地质储量计算基本参数表Table 3 Basic parameters for calculating geologic reserve of free gas in shale gas block A

带入式（3）计算得到页岩A区的游离气地质储量为310.65×108m3，即该区块游离气地质储量为310.65亿m3。

1.3 地质储量计算

当页岩层段不含油时，不计算溶解气地质储量，将式（1）和式（3）计算的吸附气和游离气地质储量相加，即为页岩气总地质储量，见式（7）。

式中：Gz—页岩气总量（×108m3）；

Gx—吸附气总量（×108m3）；

Gy—游离气总量（×108m3）。

带入计算得，页岩气总地质储量为544.21×108m3，即该区块页岩气地质储量为544.21亿m3。

2 可采储量的计算

2.1 采收率计算

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，区块刚刚进入生产期，递减规律无法掌握，方案只选择物质平衡法和采收率计算法进行计算。采收率计算法中用类比法和等温吸附法进行采收率的确定。本区块采用采收率计算进行可采储量评价。

（1）类比法

类比法确定页岩气采收率，是根据与已开发气田或邻近气田的地质参数和工程参数进行类比得出。该方法依据气藏类型、储层特性和开发方式、废弃压力等情况，应用水平井（组）动态生产资料和储层资料与开发成熟地区相似条件页岩气田类比。不该方法强调局限于对比气区与研究气区地质条件相近的页岩气田，而与两者之间的地理位置无太大关系。

（2）公式法

对该区块的废弃压力进行计算，根据经济—产能方程法

式中：Pa—页岩气废弃压力，MPa；

D—深度，m。

页岩气进行修正，加上40%。

页岩气藏吸附气的采收率的计算式分别为

式中：ERa—吸附气采收率（%）；

Pa—页岩气废弃压力，MPa；

PL—兰氏压力，MPa，6.5 MPa；

Pi—原始地层压力，MPa。

页岩气藏自由气的采收率的计算式分别为

式中：ERf—吸附气采收率,%；

Pa—页岩气废弃压力，MPa；

Pi—原始地层压力，MPa；

Zi—页岩气偏差系数；

Za—废弃压力下的偏差系数。

将数据带入公式得：Za=0.332 8；ERa=45.76%；ERf=50.06%。

式中：E—综合采收率,%；

ERf—吸附气采收率,%；

ERa—游离气采收率,%；

Gz—页岩气总量（×108m3）；

Gx—吸附气总量（×108m3）；

Gy—游离气总量（×108m3）。

通过式2.7计算得，该区块的采收率为48.37%。

2.2 可采储量计算

页岩A区的地质储量为544.21亿m3，根据公式法求取采收率，得到该区的采收率为48.37%，进而计算得到可采储量为263.23×108m3。

3 结 论

（1）利用体积法计算页岩A区吸附气的地质储量为233.56亿m3，利用容积法计算游离气地质储量为310.65亿m3，页岩A区总地质储量为544.21亿m3。

（2）利用公式法计算得页岩 A区采收率为48.37%，可采储量为263.23亿m3。

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Calculation Methods of Reserves in Shale Gas Block A

SUO Su
（Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China）

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.

Shale gas; Resources evaluation; Geological reserves; Recovery; Recoverable reserves

TE 122.1

A

1671-0460（2015）08-1984-03

2015-07-06

索苏（1987-），女，辽宁盘锦人，硕士研究生，东北石油大学地球科学学院。E-mail：suosu123@126.com。