《页岩气资源／储量计算与评价技术要求(试行)》(征求意见稿).doc

附件页岩气资源/储量计算与评价技术要求（试行）（征求意见稿）2012年7月目 次前言1 范围2 规范性引用标准3 总则 4 术语和定义 5 页岩气地质储量计算 6 地质储量计算参数确定 7 未发现原地资源量估算 8 技术可采储量计算 9 经济评价和经济可采储量计算 10 储量综合评价 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附录C（规范性附录）页岩气田储量规模和品位等分类页岩气资源/储量计算与评价技术要求（试行）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要求的引用而成为本要求的条款。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要求，然而，鼓励根据本要求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要求。GBT 194922004 石油天然气资源/储量分类 DZT 02172005 石油天然气储量计算规范 DZT 02162002 煤层气资源/储量规范SYT 5386-2000 石油探明储量计算细则（裂缝性油气藏部分）SYT 6098-2000 天然气可采储量计算方法 GBT 195592008 煤层气含量测定方法GB/T 136102003 气体组分分析方法SYT 5895-93 石油工业常用量和单位（勘探开发部分）3 总则3.1 页岩气资源/储量分类体系采用GBT 194922004 石油天然气资源/储量分类 分类体系。3.2 从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，属于非常规天然气。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、含气量下限标准、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 单井产量下限标准气藏埋深（m）单井气产量（104 m3/d）5000.05>50010000.1>100020000.2>200030000.4表2 含气量下限标准页岩有效厚度m含气量m3/t>50150302<304总有机碳含量下限标准大于等于0.5%，镜质体反射率下限标准大于等于0.5%。表3 页岩气各级探明地质储量勘查程度和认识程度要求储量分级探明地质储量控制地质储量预测地质储量勘查程度1、页岩气井关于储层的基本控制井距达到附录B的要求；在认识储层含气无变化或变化不大的情况下，附录B中的井控要求可以适当放宽1、页岩气井关于储层的基本控制井距不超过附录B规定距离的2倍；在基本认识到储层含气变化不大的情况下，附录B中的井控要求可以适当放宽1、有一定的井和/或物探控制2、页岩气参数井井距不超过附录B规定距离的2倍；页岩气参数井储层全部取心，收获率为80%以上，进行了地球物理测井，通过实验和测试获得了气藏岩性、含气量、含水性质、储层物性、压力等资料2、已钻页岩气参数井，根据需要进行了储层取心和测井，并获得了关于岩性、含气量、气水性质、储层物性、压力等资料，有一定的井控制程度2、关键部位有参数井，储层已有取心资料，钻井储层进行了岩心分析、地化分析、含气量、气水性质、压力等分析，获得了相关资料3、气藏已进行了小型井网开发实验和/或单井试采；通过试采3-6个月已经取得了关于气井压力、产气量、产水量及随时间变化规律等可靠资料；试采井井距不超过附录B规定距离的2倍，在气藏地质条件一致的条件下，可以借用试采或生产成果；3、在有代表性部位进行了单井试采，取得了关于气井压力、产气量、产水量及随时间变化规律等的相关资料认识程度储层的构造形态清楚，储层厚度、TOC、RO等分布变化情况清楚；储量参数研究深入，选值可靠；经过试采取得了生产曲线，获得了气井产能认识；进行了开发概念设计和数值模拟，经济评价，开发是经济的储层构造形态、厚度、TOC、RO等情况基本清楚；进行了储量参数研究，选值基本可靠；经过试采取得了生产曲线，基本了解了气井产能；进行了初步经济评价或开发评价，开发是经济的或次经济的初步了解了储层构造形态、厚度、TOC、RO等分布变化；由气田钻井合理推测或少数参数井初步确定了储量参数；未进行试采，通过类比求得气井产能；只进行了地质评价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0.10.2。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井区确定。面积很大的气藏，视不同情况可细分井块（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SYT 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。游离气和溶解气采用容积法计算，吸附气采用体积法计算。 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。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：Gz =0.01 AghCzy i（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：Gx =0.01 Aghy Cx/Zi（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：Gy0.01AghSgi/Bgi （3）式中Bgi用下式求得： BgiPscZiT/PiTsc （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= Gx+ 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：Gs=10-4NRsi（6）其中：N0.01AghSoi/Boi （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 5367-1998和SY/T 6098-2000），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0.51.0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12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12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0.51.0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 页岩总含气量和吸附气量 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1米取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2米)。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 136102003）。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 未发现原地资源量计算7.1 未发现原地资源量未发现原地资源量是指地质条件和勘查工作表明具有页岩气资源前景，但达不到页岩气储量起算条件的资源量。这些地区或层系的勘探程度较低，没有单井页岩气动态生产数据。7.2 未发现原地资源量计算方法未发现原地资源量计算可以采用类比法、体积法及容积法等。7.2.1 类比法类比法适用于没有实测含气量、含气饱和度（或含水饱和度）数据的评价（计算）单元页岩气资源量的计算。可以分为含气量类比法和资源丰度类比法。含气量类比法：当评价（计算）单元具备含气页岩层段厚度数据时，通过对评价（计算）单元构造演化、沉积相、有机地化、岩石矿物组成、储集条件、保存条件、地层压力、含气性的分析，选择相似的具有页岩气探明储量的页岩气田（已知单元），选择影响页岩气含气量的参数进行类比，确定相似系数和评价（计算）单元含气量，根据有效面积和有效厚度，计算页岩气资源量。评价（计算）单元页岩气资源量基本计算公式为：（8）输出结果：Q评价（计算）单元的页岩气资源量（1012m3）； 输入参数：Si评价（计算）单元有效面积（km2）。h评价（计算）单元有效厚度（m）。Gi已知单元含气量（t/m3）。ai评价（计算）单元与已知单元的类比相似系数，相似系数由下式计算得到：（9）i评价（计算）单元子区的个数(i块或i层)；资源丰度类比法：当评价（计算）单元不具备含气页岩层段厚度数据时，通过对评价（计算）单元构造演化、沉积相、有机地化、岩石矿物组成、储集条件、保存条件、地层压力、含气性的分析，选择相似的具有页岩气探明储量的页岩气田（已知单元），选择影响面积资源丰度的参数进行类比，确定相似系数和评价（计算）资源丰度，根据有效面积计算页岩气资源量。评价（计算）单元页岩气资源量基本计算公式为：（10）输出结果：Q评价（计算）单元的页岩气资源量（1012m3）； 输入参数：Si评价（计算）单元有效面积（km2）。Ki已知单元（标准区）页岩气资源丰度（108m3/km2）ai评价（计算）单元与已知单元的类比相似系数，相似系数计算依据公式（9）。7.2.2 体积法及容积法当类评价（计算）单元具备实测含气量、含气饱和度（或含水饱和度）数据时，可以采用体积法、容积法进行页岩气资源量的计算，具体方法见5.3。8 技术开采储量计算8.1 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。8.2 未开发和开发初期天然气技术可采储量计算8.2.1 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。 GR G×ER （11）8.2.2 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。8.2.3 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求取（SYT 6098-2000）。8.3 已开发页岩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SYT 5367-1998的5.4.3、SYT 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，这也是目前页岩气藏较常用的一种评价方法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SYT 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。8.4 控制技术可采储量计算8.4.1 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。8.4.2 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。8.5 预测技术可采储量计算8.5.1 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。8.5.2 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。8.6 未发现原地资源量可采储量计算未发现原地资源量可采储量计算采用类比法、经验取值法等方法。9 经济评价和经济可采储量计算9.1 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%。9.2 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。9.3 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%。9.4 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。9.5 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页岩气田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。9.6 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。对海上油田，储量的经济寿命不应该超过开发该页岩气田的平台寿命。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。10 储量综合评价依据附录C（规范性附录）的规定对页岩气田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参 数计 量 单 位 取值位数名 称符 号名 称符 号含气面积 Ag平方千米 km2小数点后二位 页岩吸附气含量 Cx立方米每吨m3t小数点后一位页岩总含气量 Cz立方米每吨m3t小数点后一位页岩质量密度y吨每立方米tm3小数点后二位原始页岩气体积系数 Bgi 无因次 小数点后五位采收率 ER 小数 f 小数点后三位 页岩气总地质储量 Gz 亿立方米 108m3小数点后二位 页岩气可采储量 GR 亿立方米 108m3小数点后二位 有效厚度 h 米 m 小数点后一位 原始地层压力 Pi 兆帕 MPa 小数点后三位 地面标准压力 Psc 兆帕 MPa 小数点后三位 原始溶解气油比 Rsi 立方米每立方米 m3/ m3整数 页岩气单储系数 Sgf 亿立方米每平方千米米 108m3/km2.m 小数点后二位 原始含气饱和度 Sgi 小数 f 小数点后三位 地层温度 T 开尔文 K 小数点后二位 地面标准温度 Tsc 开尔文 K 小数点后二位 原始气体偏差系数 Zi 无因次 小数点后三位 有效孔隙度 小数 f 小数点后三位 废弃储层压力Pa兆帕MPa小数点后二位单井日产气量gg立方米每天m3d小数点后二位单井日产水量gw立方米每天m3d小数点后二位破裂压力Pf兆帕MPa小数点后二位压力梯度Kp兆帕每百米MPa100 m小数点后二位页岩气埋深H米m小数点后一位渗透率k平方米mD小数点后二位页岩气资源量Q万亿立方米1012m3小数点后二位评价（计算）单元有效面积Si平方千米km2小数点后二位评价（计算）单元有效厚度h米m小数点后一位已知单元含气量Gi吨每立方米t/m3小数点后一位已知单元（标准区）页岩气资源丰度Ki亿立方米每平方千米108m3/km2小数点后二位附 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构造复杂程度储层稳定程度基本井距km类型特 点类型特 点第类构造简单1页岩层产状平缓2简单的单斜构造3宽缓的褶皱构造第一型页岩层稳定，页岩层厚变化很小，或沿一定方向逐渐发生变化3.04.0第二型页岩层厚度有一定变化，但仅局部地段出现少量的减薄，没有尖灭2.03.0第三型页岩层不稳定，页岩层厚度变化很大，且具有明显的变薄、尖灭或分叉现象1.52.0第类构造较复杂1页岩地层产状平缓，但具有波状起伏2页岩地层呈简单的褶皱构造，两翼倾角较陡，并有稀疏断层3页岩地层呈简单褶皱构造，但具有较多断层，对页岩层有相当的破坏作用第一型页岩层稳定，页岩厚变化很小，或沿一定方向逐步发生变化2.03.0第二型页岩层厚度有一定变化，但仅局部地段出现少量的减薄，没有尖灭1.02.0第三型页岩层不稳定，页岩层厚度变化很大，具有明显的变薄，尖灭或分叉现象0.51.0第类构造复杂1页岩地层呈紧密复杂褶皱，并伴有较多断层，产状变化剧烈第一型页岩层稳定，页岩厚变化很小，或沿一定方向逐步发生变化1.02.02褶皱虽不剧烈，但具有密集的断层，页岩层遭受较大破坏第二型页岩层厚度有一定变化，仅局部地段出现少量的减薄，没有尖灭0.51.03页岩地层受到火成岩体侵入，使页岩地层受到的严重破坏第三型页岩层不稳定，页岩层厚度变化很大，具有明显变薄，尖灭或分叉现象0.5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 储量规模分类分类页岩气可采储量 (108m3)特大型2500大型2502500中型25250小型2.525特小型2.5C.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 储量丰度分类分类页岩气可采储量丰度 (108m3/km2)高8中2.58低0.82.5特低0.8C.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 产能分类分类气藏千米井深稳定产量（104m3/km.d)高产10中产310低产0.33特低产0.3C.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 埋藏深度分类分类 气藏中部埋藏深度(m) 浅层 500 中浅层 5002000 中