一种考虑气藏特征的页岩含气量计算方法——以四川盆地及其周缘焦页1井和彭页1井为例

李东晖，聂海宽

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083； 2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083； 3.中国石油化工集团公司 页岩油气勘探开发重点实验室，北京 100083)

页岩气作为一种重要的天然气资源，开发利用在国内受到高度重视[1]。含气量是页岩气选区评价、储量计算、产能预测和页岩气藏评价的重要内容，也是决定页岩气藏是否具有工业开采价值的主要因素之一[2-4]，是页岩气勘探开发的最重要的参数。目前获得页岩含气量的途径主要是通过现场解吸、等温吸附+孔隙度测试和测井计算等方法[5]，其中等温吸附主要测定页岩的吸附能力、孔隙度主要测定游离气的赋存能力，并不代表真实的含气量；测井计算获得含气量需要依据测井曲线和实测含气量建立某种关系，拟合出计算含气量的公式，其计算精度主要依据实测含气量的精度而定。本文重点讨论页岩的现场解吸、尤其是损失气含量的计算问题。

现场解吸是通过将钻井岩心放入解吸装置获得解析气含量的一种方法，能较准确刻画页岩的地下含气量，其总含气量由解吸气、损失气和残余气3部分构成[6]，解吸气含量是岩心装入解吸罐后利用解吸仪测定的气量，残余气含量是解吸终止后把岩心磨碎测定的无法解吸出的残留气体量，损失气含量是岩心提钻和地面暴露过程中逸散的气量。目前页岩气解吸测试直接借鉴煤层气解吸测试方法，其中解吸气量与残余气量均是通过实验直接测出的实验数据，误差相对较小。损失气量主要基于取心到装入解吸罐的损失时间和实测解吸数据，利用数学计算求取。目前对损失气量的计算包括USBM法、Smith-Williams法、下降曲线法、Amoco法、改进的直接法等多种解吸数据处理方法[7]，比较常用的是USBM(United States Bureau of Mine)方法及其改进方法[8-11]。

在早期页岩含气量评价中，这种计算方法起了积极作用，随着页岩气生产井增多，该方法获得的含气量与井的实际产能逐渐出现矛盾。如截至2017年12月，焦石坝累产量最高的页岩气井产气超过2.5×108m3，已超过按照目前所认识的含气量、压裂可动用体积计算的可采储量，说明目前对页岩气赋存机理的认识有待深入，对含气量、尤其是损失气含量的计算认识不足，页岩的含气量可能远大于我们目前的认识。由于煤层气和页岩气的差异性，煤层气损失气量估算方法应用于页岩气存在不确定性[12-16]，目前采用的USBM方法及其改进方法不适应中国页岩埋藏较深的特点，不能客观计算损失气量及地下页岩的真实含气量，因此有必要研究适合中国页岩气特点的含气量测试方法[17]。进一步，姚光华等[18]提出了一种预加压测试页岩含气量的新方法，可以规避损失气量的计算，大幅度提高测试精度。此种方法需要已知地层压力和储层温度，并采用反演的办法模拟地下页岩的含气量。

考虑到页岩气藏压力较大、岩心损失时间较长，损失气量较大，约占总气量的40%～80%，因此计算方法的适用性对损失气量的求取至关重要，同时也对提高页岩含气量测试精度具有重要意义。鉴于“密闭取心”方法较高的价格和取心过程中的不确定性(容易漏气)，获得非密闭取心并在解吸装置解吸仍然是目前主要采用的技术方法，取心过程中的损失气永远是计算的难点，这就要求基于页岩气藏特征、损失气散失特点，探索新的损失气量的计算模型。

1 页岩气逸散特征及损失气量计算新方法

1.1 页岩气瞬间逸散特征

在现场测试页岩含气量时，实际的损失气量包括两部分，一是在钻头钻遇页岩气层的瞬间由于压力平衡的破坏，迅速散失的大量游离态天然气；二是岩心在提钻过程中因温度和压力的改变而从岩心中逐渐逸散的天然气。USBM法等方法计算页岩损失气量时，多通过数学回归方法计算提钻过程中的损失气量，而忽略了钻遇岩心瞬间散失的天然气，实际上在页岩气藏尤其是高温高压页岩气藏中，这部分损失气量是不可忽视的。

本文对钻遇岩心瞬间的页岩气逸散特征进行分析，并根据页岩岩心中天然气的受力机理来研究瞬间散失气量的计算方法。研究过程中，页岩岩心的基本属性仍基于USBM法基本假设，即①岩样为圆柱形；②扩散过程中温度恒定；③扩散速率恒定；④扩散时表面浓度为零；⑤从岩石表面到孔隙的扩散过程瞬间完成。在钻遇气层的瞬间，页岩气藏的压力平衡被破坏，此时孔隙内的游离气是否瞬间逸散主要取决于两个力的作用：①孔隙压力(pa)，来源于孔隙内天然气分子的压缩，使得天然气有逸出岩心表面、进入井筒的动力；②毛细管压力(pc)，其在钻井过程中泥浆接触岩心表面，泥浆中的油/水在喉道中形成两相弯液面，产生毛细管压力(图1)。

由于相对于天然气，钻井泥浆属于润湿性流体，天然气属于非润湿性流体，即毛细管压力属于阻力，阻止天然气逸出。因此，钻遇页岩气藏时天然气瞬间逸出必须满足孔隙压力大于毛细管压力的条件，即pa>pc。其中岩心的孔隙压力pa即页岩气藏压力，毛细管压力pc的大小则与毛细管半径、天然气、泥浆(水)的表面张力和接触角的大小相关，公式为：

(1)

式中:r表示毛细管半径，m；σ表示气液表面张力，N/m；θ表示接触角,(°)。

对于1 nm的喉道，毛细管压力达到104 MPa；对于500 nm喉道，毛细管压力为0.208 MPa[17]。根据受力机理分析，毛细管力小于孔隙压力(气藏压力)的喉道内，天然气将在钻遇岩心的瞬间散失；而毛细管力大于孔隙压力的喉道内，气体将被封存在页岩气藏中。因此，可以根据页岩储层中孔喉的比例定量计算钻遇岩心时天然气的瞬时散失量。根据毛细管力公式可知，游离气可瞬间逸散的最小毛细管半径为：

(2)

式中:rins表示游离气可瞬间逸散的最小毛细管半径，m。

瞬间逸散气量为：

Vins=V0Φ(rins,∞)

(3)

式中:Vins表示地面条件下瞬间逸散气体积，m3/t；V0表示地面条件下游离气体积，m3/t；Φ(rins,∞)表示页岩岩心中孔喉半径大于r0的孔隙体积所占比例，%。

游离气含量的计算主要是基于压力、页岩总孔隙体积等参数，游离气量V0是压力和偏差因子的函数，假设单位质量页岩的总孔隙体积为VP，储层压力p0，由于地下页岩气藏均有一定程度的水和其它杂质，游离气并没有充满孔隙空间，而是有一定的饱和度Sg,则单位质量页岩内的游离气在地面温度和压力状况下体积为:

图1 页岩气藏孔隙内的压力平衡示意图Fig.1 A schematic diagram of pressure balance in the pores of the shale gas reservoirr.毛细管半径；pc.毛细管压力；pa.孔隙压力;θ.接触角

(4)

因此，对于页岩气藏而言，瞬间逸散气量与页岩的储层压力和孔隙结构相关，其公式为：

(5)

式中:Vp表示页岩岩心中的孔隙总体积，m3/t；Sg表示页岩含气饱和度，%；Z0表示地面温度和压力下甲烷偏差因子；Zi表示储层温度和压力下甲烷偏差因子；T0表示地面温度，K；Ti表示储层温度，K；P0表示大气压，MPa；Pi表示储层压力，MPa。

1.2 含气量计算新方法

本方法通过钻完井数据及岩心测试得到页岩气藏的储层压力、孔隙结构、页岩取心时间、解吸岩心质量、解吸气含量和解吸时间等数据，根据上节所述方法计算瞬间逸散的损失气量，由解吸气含量和解吸时间等数据计算岩心的解吸速率，进而确定提钻过程中的损失气量。其中解吸速率由解吸含气量和解吸时间算出，取总含气量和总解吸时间计算平均的解析速率，假设提钻过程中匀速提钻，泥浆比重不变，压降呈线性，页岩的解吸速率一定，则可以根据起钻时间(含地面装样时间)，算出提钻过程中的损失气含量。页岩气储层孔隙类型复杂，根据页岩气赋存机理，页岩气藏中在孔径小于2 nm的孔隙中，页岩气主要以微孔充填的形式存在[19-20]，因此这部分页岩气不会在钻遇瞬间迅速散失，是起钻过程和解吸过程中解吸气体的主要组成部分。

损失气量包括瞬间散失量、起钻过程中散失量(含地面装样时间)。总含量为损失气量、解吸气量和残余气量之和。具体计算方法为：

1) 确定页岩气藏压力(可通过测井、现场实测和声波时差等算法获得)、埋深、岩心提钻时间和解吸气含量等数据。

2) 基于解吸气含量和岩心提钻时间计算气体解吸速率。

岩心放入解吸罐以后，基于现场解吸含气量和解吸时间计算解吸速率：

qdes=Qdes/t

(6)

式中:qdes表示页岩气解吸速率，cm3/min；Qdes表示页岩岩心累积解吸气量，cm3；t表示累积解吸时间，min。

3) 提钻和地面装样过程中的岩心损失气量采用解吸速率乘以对应时间获得，其计算公式为：

(7)

式中:Vris表示提钻过程中的损失气量，m3/t；m表示页岩岩心的质量，g；Tris表示提钻时间，min；Texp表示地面暴露时间，min。

4) 计算岩心的总损失气量

页岩的总损失气量即为瞬间逸散的损失气量和提钻过程中的损失气量之和，计算公式为：

(8)

式中:Vlos表示地面条件下页岩损失气含量，m3/t。

5) 总含气量计算

如上文所述，页岩的总含气量为解吸气量、损失气量及残余气量之和，其中解吸气量和残余气量均可通过实验测试获得，其计算公式为：

Vtot=Vlos+Vdes+Vres

(9)

式中:Vres表示地面条件下页岩残余气含量，m3/t；Vdes表示地面条件下页岩解吸气含量，m3/t；Vtot表示地面条件下页岩总含气量，m3/t。

1.3 含气量计算实例分析

为了验证本文提出的损失气量的新算法，以四川盆地涪陵页岩气田超压页岩气藏JY1井和渝东地区桑柘坪向斜彭水常压页岩气藏PY1井为例，在现场解吸的基础上，对含气量进行计算并与传统算法进行比较。

1.3.1 超压页岩气藏

涪陵气田焦石坝区块埋藏深度约2 400～2 600 m，原始气藏压力系数为1.35～1.55，为高含气饱和度的超压页岩气藏[21]，储层可分为下部页岩和上部页岩，其中下部是优质页岩段，为区块的页岩气主力产层[22]。JY1井的储层温度为80 ℃，初始地层压力38 MPa，压力系数为1.55，共取样品31个，单个样品重量约为6 000 g，岩心的提钻时间为8 h，地面暴露时间为1 h，取样深度为2 330～2 415 m，其中2 330～2 378 m为上部页岩，解吸速率为20 cm3/(g·min)，2 378～2 415 m为下部页岩，解吸速率为40 cm3/(g·min)。依据毛细管力公式(2)可知，JY1井游离气瞬间逸散的最小毛细管半径为2.7 nm。根据该井5个检测样品的孔隙结构可知，JY1井五峰组—龙马溪组页岩岩心的喉道半径大于3 nm的孔隙约占总孔隙的31.4%～61.0%，平均为40.5%，基于本方法的假设，钻遇岩心的瞬间游离气的瞬间散失比例为31.4%～61.0%(图2)。

焦石坝页岩气藏储层条件(80 ℃，38 MPa)下甲烷的偏差因子为1.046，页岩密度为2.5 t/m3,下部优质页岩层段(2 378～2 415 m)孔隙度约为6%，上部页岩层段的(2 330～2 378 m)孔隙度约为4%。地层岩石均含有束缚水[23]，根据对焦石坝气田含气饱和度的研究，下部优质页岩段的含气饱和度为80%～90%，上部页岩段的含气饱和度为50%～60%，因此由式(4)计算可知，下部优质页岩层段的游离气量约为6.70 m3/t，上部页岩段的游离气量约为2.98 m3/t。根据公式(5)计算，优质页岩层段岩心瞬间逸散的损失气量Vins为2.10～4.09 m3/t，平均2.71 m3/t；上部页岩层段岩心瞬间逸散的损失气量Vins为0.94～1.82 m3/t，平均1.21 m3/t。总损失气量可依据式(8)计算，JY1井下部页岩层段的总损失气量为5.90～7.84 m3/t，平均约为6.38 m3/t，上部页岩层段的总损失气量为2.92～3.09 m3/t，平均约为3.0 m3/t。总含气量根据公式(9)计算，JY1井下部页岩层段的总含气量为6.87～9.02 m3/t，平均7.47 m3/t，上部页岩层的总含气量为3.25～3.82 m3/t，平均3.64 m3/t(图3)，明显高于常用算法计算的总含气量(下部层段总含气量3.55～5.19 m3/t，平均4.42 m3/t；上部层段总含气量0.44～2.83 m3/t，平均1.12 m3/t)。

需要说明的是，计算采用的JY1井游离气瞬间逸散的最小毛细管半径为2.7 nm，但在孔径测试时，受压汞和气体联合测试的手段和时间的限制，仅有3 nm的孔径数据，很难估计2.7～3 nm的孔喉半径的孔隙占总孔隙的比例，因此，实际上的瞬间损失气量比文中计算的略大。

图2 四川盆地涪陵页岩气田JY1井检测样品孔隙结构统计对比Fig.2 The statistical comparison of pore structures of samples from Well JY 1 in Fuling shale gas field in Sichuan Basin

图3 四川盆地涪陵页岩气田JY1井五峰组-龙马溪组常规计算含气量与考虑气藏特征计算含气量对比Fig. The comparison of the gas content of conventional desorption method and that considering gas veservoir characteristics from Well JY1 in Wufeng-Longmaxi Formations in Fuling shale gas field in Sichuan Basin

1.3.2 常压页岩气藏

PY1井的储层温度为80 ℃，初始地层压力21 MPa，压力系数为0.9，共取样品25个，单个样品重量约为4 000 g,岩心的提钻时间为7 h，地面暴露时间为1 h，取样深度为2 080～2 157 m，其中2 080～2 138 m为上部页岩，解吸速率为10 cm3/(g·min)，2 138～2 157 m为下部页岩，解吸速率为20 cm3/(g·min)。依据毛细管力公式(2)可知，PY1井游离气瞬间逸散的最小毛细管半径为4.9 nm。根据3个检测样品的孔隙结构图可知，彭水区块岩心的吼道半径大于5 nm的孔径占总孔隙的比例在8.5%～18.6%，平均14.0%。即PY1井页岩取心过程中游离气的瞬间散失比例为8.5%～18.6%，平均14.0%，明显低于超压页岩气藏(图4)。

在彭水区块储层条件(80 ℃，21 MPa)下甲烷的偏差因子为0.923，页岩密度为2.5 t/m3，下部优质页岩层段(2 138～2 160 m)的孔隙度约为4.5%，上部页岩层段(2 080～2 138 m)的孔隙度约为4%。根据对彭水区块含气饱和度的研究，下部优质页岩段的含气饱和度为50%～60%，上部页岩段的含气饱和度为30%～40%，因此由式(4)计算可知，下部优质页岩层段的游离气量约为2.18 m3/t，上部页岩层段的游离气量约为1.29 m3/t。根据公式(5)计算，下部优质页岩层段岩心瞬间逸散的损失气量Vins为0.19～0.41 m3/t，平均0.31 m3/t；上部页岩层段岩心瞬间逸散的损失气量Vins为0.11～0.24 m3/t，平均0.18 m3/t。总损失气量可依据式(8)计算，PY1井下部页岩层段的总损失气量为2.64～2.88 m3/t，平均2.75 m3/t，上部页岩层段的总损失气量为1.33～1.45 m3/t，平均1.38 m3/t。总含气量根据公式(9)计算，PY1井下部优质页岩层段计算的总含气量为3.18～4.29 m3/t，平均3.83 m3/t，上部页岩层段计算的总含气量为1.67～2.28 m3/t，平均1.94 m3/t(图5)，明显高于常用算法计算的总含气量(下部层段总含气量0.90 m3/t～2.46 m3/t，平均1.82 m3/t；上部层段总含气量0.47 m3/t～1.70 m3/t，平均0.89 m3/t。

图4 渝东地区桑柘坪向斜PY1井检测样品孔隙结构统计对比Fig.4 The statistical comparison of pore structures of samples from Well PY 1 in Sangzhiping syncline in eastern Chongqing area

2 方法验证

为了验证本文提出的“考虑气藏压力的页岩含气量计算方法”可行性，采用理论计算页岩含气量法和依据页岩气井生产特征计算法两种方法验证损失气量和总含气量计算方法的可靠性。

2.1 理论计算验证

根据页岩气赋存状态，页岩含气量包括吸附气、游离气和溶解气三部分[24-25]，通常情况下这三部分含气量很难测试和准确评价。考虑到溶解气在页岩含气量构成中所占比例十分微小，在计算含气量时可以忽略不计，页岩含气量可近视认为吸附气含量和游离气含量之和[26]。

受目前等温吸附实验条件的限制，最高测试压力仅为30 MPa左右，不能模拟焦石坝地下38 MPa的压力下等温吸附能力，因此，只能目前最大压力下测试的等温吸附能力近似之[27-28]。等温吸附试验表明JY1井下部优质页岩在近似地层条件下(27 MPa，80 ℃，TOC含量4.52%)页岩吸附气量约为2.28 m3/t，按照焦石坝气田下部优质页岩段的含气饱和度为80%～90%，根据公式(4)计算可知，下部优质页岩层段的游离气含量为5.95～6.70 m3/t，则理论总含气量为8.23～8.97 m3/t，与本文采用新方法计算的下部优质页岩层段的含气量值(6.87～9.02 m3/t，平均7.47 m3/t)处于可对比的区间范围。上部页岩层段的含气饱和度为50%～60%，根据公式(4)计算可知，上部页岩层段的游离气含量为2.48～2.98 m3/t，由于上部气层页岩的有机碳含量明显降低，平均只有下部优质页岩层段的一半，即2%左右，按照有机碳和吸附气含量的关系，类比计算上部页岩的吸附气量约为1.14 m3/t，则上部页岩层段的理论总含气量为3.62～4.12 m3/t，与本文采用新方法计算的上部页岩层段含气量值(3.25～3.82 m3/t，平均3.64 m3/t)相当，说明本文提出的新方法与理论计算的总含气量吻合良好。

图5 渝东地区桑柘坪向斜PY1井五峰组-龙马溪组常规计算含气量与考虑气藏特征计算含气量对比Fig.5 The comparison of gas content obtained by conventional desorption method and that considering gas reserveir characteristics in Well PY1 in Wufeng-Longmaxi Formations in Sangzhiping syncline in eastern Chongqing area

彭水区块属于常压页岩气藏，在近似地层条件下(20 MPa，80 ℃，TOC含量4.52%)页岩吸附气量约为2.19 m3/t[22]，按照彭水地区下部优质页岩段的含气饱和度为40%～50%，根据公式(4)计算可知，下部优质页岩的游离气含量为1.45～1.82 m3/t，理论计算的总含气为3.64～4.01 m3/t，与本文采用新方法计算的下部优质页岩层段含气量值(3.18～4.29 m3/t，平均3.83 m3/t)处于可对比的区间范围。上部气层页岩的含气饱和度为30%～40%，根据公式(4)计算可知，上部优质页岩层段的游离气含量为0.97～1.29 m3/t，PY1井上部气层页岩的有机碳含量明显降低，平均只有下部优质页岩层段的一半，即2%左右，按照有机碳和吸附气含量的关系，类比计算上部页岩的吸附气量约为1.09 m3/t，因此，上部页岩层段理论计算的含气为2.06～2.39 m3/t，与本文采用新方法计算的上部页岩层段含气量值(1.67～2.28 m3/t，平均1.94 m3/t)具有一定的可比性，说明本文提出的新方法与理论计算的总含气量吻合良好。

2.2 页岩气井生产特征验证

根据焦石坝页岩气田气井生产特征，对于试采超过2年以上的页岩气井，其动态储量的计算较为准确。我们对焦石坝区块当前累产气量最高的JYA井和一口重复压裂井JYB井的生产动态、储量动用进行分析，计算页岩含气量，并验证损失气量和总含气量计算方法的可靠性。JYA井和JYB井均位于焦石坝页岩气田核心区，基本地质条件和含气量与JY1井具有一致性。

考虑到页岩储层地质特征和压裂工艺等因素的影响，在压裂过程中井控范围内的储层并不能全部被压开改造，这会影响井间储层动用状况，一般认为气井的动态储量约占SRV(Stimulated Reservoir Volume储层改造体积)区内页岩总含气量的60%(图6)，即SRV改造区内的页岩气采收率η为0.6[29]。因此，根据页岩气井的动态储量G0、岩石密度ρ、水平段长度Le、压裂裂缝半长Xf和缝高H可大致估算SRV区内的页岩总含气量Vtot，公式为：

(10)

式中:G0表示动态储量，108m3；ρ表示岩石密度，t/m3；Le表示水平段长度，m；Xf表示压裂裂缝半长，m；H表示压裂裂缝缝高，m。

式中水平段长Le已知，压裂裂缝半长Xf可根据压裂施工参数、试采井动态分析结果和微地震监测数据采用RTA拟合和试井解释等不同方法评价获得；根据微地震监测数据、上部层段页岩气井气藏压力与未投产前的下部优质页岩层段的压力相近(说明下部优质页岩气井生产并未动用上部气藏，也即裂缝未沟通上部页岩层段气藏)可以确定焦石坝区块缝长约为200 m，缝高分布在20～40 m。

2.2.1 JY A井

JYA井水平段长度为1 900 m，优质页岩层穿行率为100%，已累产页岩气2.5×108m3。利用RTA软件对气井的生产动态参数进行评价(图7)，预测其可采储量为3.2×108m3，根据压裂施工参数和微地震检测结果，该井取半缝长200 m，缝高30 m。根据公式(10)可知，SRV改造区范围内的页岩含气量约为9.35 m3/t，与按本文提出的考虑气藏压力的页岩含气量计算方法计算的JY1井下部优质页岩层段含气量上限9.02 m3/t接近，说明本方法计算结果与页岩气井生产特征基本相符。

2.2.2 JY B井

JYB井优质页岩层穿行率为93%，初次压裂施工6段，试气长度为381.5 m。利用RTA软件对气井的生产动态参数进行评价，预测其可采储量为0.49×108m3，同样取半缝长200 m，缝高30 m。根据公式(10)可知，该井SRV改造区范围内的页岩总含气量约为7.3 m3/t，与按本文提出的考虑气藏压力的页岩含气量计算方法计算的JY1井下部优质页岩层段含气量平均值7.47 m3/t接近，说明本方法计算结果与页岩气井生产特征基本相符。截至该井准备重复压裂关井，累产天然气达到2 888×104m3。该井在重复压裂施工工程中未射新孔，重压后45天内井口压力下降至与输压持平，并关井，累计产气334×104m3，气井重复压裂后稳产能力差，效果不佳。说明初始SRV改造区内的所剩天然气，大部分为吸附气和赋存在孔径小于2 nm孔隙的充填气，只能依靠关井压力恢复、吸附气解吸的方式生产。分析认为本次重复压裂施工欲堵老缝、压新缝的目的未能达到，建议后续重复压裂的施工应考虑重新射孔工艺，针对初次压裂未波及区域，重新进行压裂。

图6 页岩气水平井SRV改造区示意图Fig.6 The SRV area of shale gas horizontal wellρ.岩石密度； Le.水平段长度；Xf压裂裂缝半长

图7 四川盆地涪陵页岩气田A井生产特征拟合曲线Fig. Production feature fitting curve of Well A in Fuling shale gas field in Sichuan Basin

综上所述，采用本文提出的含气量计算方法计算的JY1井下部优质页岩层段损失气量为5.90～7.84 m3/t，平均为6.38 m3/t，总含气量6.87～9.02 m3/t(平均7.47 m3/t)和PY1井下部优质页岩层段损失气量为2.64～2.88 m3/t，平均2.75 m3/t，总含气量3.18～4.29 m3/t (平均3.83 m3/t)，明显高于传统算法计算的损失气量和总含气量的数值，并且与理论计算结果、依据焦石坝页岩气井生产特征计算的页岩含气量基本相符。本方法在考虑地层压力的条件下计算损失气含量，从而保证了损失气量获取的可靠性和精确性，为页岩气藏储量计算、产能预测和评价提供可靠保障，适合不同压力条件的页岩气藏，尤其适用于高压页岩气藏损失气量的恢复计算。

3 结论与认识

1) 综合考虑页岩气藏特征、储层类型及特征、孔隙结构、孔喉大小、气藏压力、取心时间、解吸气含量和解吸时间的损失气含量等因素，重点考虑了钻遇岩心时的瞬间散失气量和解吸速率，提出了一种计算损失气含量和含气量的新方法，可有效提高异常高压页岩气藏损失气含量的计算准确度。

2) 采用本文所提出计算方法，JY1井下部优质页岩层段的损失气量为5.90～7.84 m3/t，平均为6.38 m3/t，总含气量范围为6.87～9.02 m3/t，平均7.47 m3/t;上部页岩层段的损失气量为2.92～3.09 m3/t，平均3.00 m3/t，总含气量为3.25～3.82 m3/t，平均3.64 m3/t。

3) 采用本文所提出计算方法，PY1井优质页岩层段的损失气量为2.64～2.88 m3/t，平均2.75 m3/t，总含气量为3.18～4.29 m3/t，平均3.83 m3/t；上部页岩层段的损失气量为1.33～1.45 m3/t，平均1.38 m3/t，总含气量范围为1.67～2.28 m3/t，平均1.94 m3/t。

4) 采用本文提出的含气量计算方法计算的JY1井和PY1井的含气量，明显高于传统算法计算的损失气量和总含气量的数值，并且与理论计算法和依据焦石坝页岩气井生产特征计算法两种方法对本文提出的计算方法进行了验证，吻合度较好，说明本计算方法能够获得比较接近地质实际的总含气量数据，能有效提高页岩气藏储量计算的可靠性。