0 引言

国土资源部油气中心在2015年组织开展全国页岩气资源评价工作，延长石油集团结合油气区中生界和上古生界页岩气的勘探成果完成了页岩气资源量计算，评价结果显示页岩气资源量达到1.5万亿m^3[1-2]，然而在评价工作中发现对页岩气可采资源量的准确评价存在较大难度，评价工作开展缓慢。其原因在于准确评价可采资源量一般采用递减法、数值模拟法等方法，需要区块开发程度较高，开采数据完善，而延长油气区页岩气尚处于勘探初期阶段，开发程度低，条件难以满足。借鉴国内开展的常规油气、煤层气等矿种的资源量评价工作^{[3-4, 11]}，发现可采系数标定成为资源勘探程度较低情况下较为适合的可采资源量评价方法。文献调研发现国内目前针对页岩气可采系数的相关研究十分少见，尚未形成完善的评价方法，因此以延长油气区页岩气勘探成果认识为研究基础，探究适合当前页岩气勘探开发程度的页岩气可采系数标定方法，以期为国内页岩气可采资源量评价研究提供技术借鉴。

1 延长油气区页岩气勘探认识

延长油气区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部，区域包括甘泉、富县、延长、延川、子长等区县（图 1），面积为1万km²，延长油气区在中生界延长组和上古生界山西组、本溪组均发育黑色页岩、泥页岩层系。

延长油田自2010年开始在油气区开展页岩气勘探研究，针对延长组长7、长9油层组和上古生界山西组、本溪组钻探了大量的页岩气井，通过对页岩气井开展目的层段取心分析测试，掌握了大量的页岩气基础资料，对延长油气区页岩气地质、成藏等方面的认识不断深入：延长组长7、长9页岩以Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根为主，埋深为1 300~1 900 m，油气区页岩累计厚度普遍超过50 m，其中在甘泉—富县局部地区甚至超过100 m；有机地化分析测试TOC质量分数主要为1.5%~5.5%，R_o为0.70%~ 1.25%（图 2~3）；页岩储层中黏土矿物的体积分数为42%~74%，平均为58%，脆性矿物（石英+长石）的体积分数为19%~46%，平均为31%；孔隙度为1.5%~6.5%，平均为4.0%；压力系数较小，仅为0~ 0.5，属低压气藏；现场测试页岩含气质量体积超过2 m³/t，气测显示良好^[5-6]。山西组和本溪组泥页岩埋深普遍超过2 500 m，泥页岩累计厚度为60~ 90 m；有机地化测试显示TOC质量分数为1.0%~ 3.5%；R_o较高，达到1.7%~2.8%，属于成熟—过成熟阶段（图 4~5）；页岩储层黏土矿物的体积分数为43.5%~78.0%，平均为55.6%，脆性矿物体积分数为18%~60%，平均为39.2%；测试显示孔隙度和含气质量体积均低于延长组页岩，孔隙度为0.4%~ 1.5%，平均仅为0.77%；压力系数为0.8~1.1；泥页岩含气质量体积平均为1.2 m³/t左右^[7-8]。

在2015年国土资源部油气中心组织的全国页岩气资源评价工作中，计算得到油气区中生界页岩气资源量达到4 212亿m³，上古生界页岩气资源量达到10 788亿m³，表明延长油气区页岩气资源潜力可观。

2 页岩气可采系数标定方法

系统研究常规油气、致密气、煤层气等矿种的可采系数评价方法，考虑当前大部分页岩气区块的勘探开发程度，综合选取类比法、参数加权法和等温吸附法进行页岩气可采系数标定方法研究。

2.1 类比法

类比法是通过选择地质条件、储层物性等均较为相似的区域作为类比区，与评价区进行类比，根据类比区的资源评价结果对评价区进行预测。类比法数据收集方便，操作简单，是页岩气藏勘探初期可采系数标定的最简便方法。其中类比区和类比参数的合理选择是类比法的关键，类比区应满足“三高”要求：地质认识程度高、勘探程度高、资源探明程度高。类比参数要求具有典型性、全面性，能够代表页岩气藏勘探初期的地质、成藏等方面的特征^[9-10]。对比评价区与类比区的类比参数，最终得到评价区的页岩气可采系数类比值。

2.2 参数加权法

参数加权法是国土资源部油气中心结合国内各页岩气区块的不同地质特征和成藏条件提出的一种页岩气可采系数计算方法。

$ \begin{array}{l} K = 35\% [0.3\left( {0.5{A_1} + 0.5{A_2}} \right) + 0.3\left( {0.5{B_1} + 0.5{B_2}} \right) + {\rm{ }}\\ \;\;\;\;\;\;0.4\left( {0.2{C_1} + 0.3{C_2} + 0.5{C_3}} \right)] \end{array} $

(1)

式中：A₁为有机碳含量加权系数；A₂为镜质体反射率加权系数；B₁为黏土矿物含量加权系数；B₂为孔渗加权系数；C₁为构造程度加权系数；C₂为埋深加权系数；C₃为保存条件加权系数。

该方法从页岩气藏烃源岩生烃、储集空间、盖层保护等多个方面综合考虑，选取有机地化参数（有机碳含量A₁和镜质体反射率A₂）、储层物性参数（黏土矿物含量B₁和孔渗B₂）和构造保存参数（构造程度C₁、埋深C₂和保存条件C₃）三大类，结合实际研究区块中页岩气藏的地质、成藏特征，对各大类中的相关参数进行了合理赋值和赋权，代入式（1），最终实现页岩气藏资源量可采系数的计算。其中对烃源岩、储集空间、盖层三大类赋权分别为0.3，0.3，0.4，三大类中相关参数的具体赋权值和参数赋值范围如表 1所列。

借鉴该计算公式，结合评价区内页岩气的地质、成藏认识，参考表 1对式（1）中各项参数进行合理的赋值，可计算出相应的页岩气可采系数。

2.3 等温吸附法

等温吸附法是一种广泛应用于煤层气资源量可采系数预测的研究方法，众多专家学者^[11-14]应用等温吸附法对国内外多个煤层气藏进行了资源量可采系数的计算，取得了较好的效果。该方法根据煤层气吸附解吸服从的兰格缪尔（Langmuir）方程，应用煤层气临界解析压力和废弃压力计算出煤层气理论采收率，再用理论采收率完成资源量可采系数的标定。考虑页岩气与煤层气具有极为类似的吸附解吸机理，因此等温吸附法对页岩气应同样适用。

页岩气临界解析压力是指解析与吸附达到平衡时对应的压力，即压力降低使吸附在表面上的气体开始解析时的压力。其与页岩含气量及吸附解吸特性呈函数关系，具体可表示为

$ {P_{cd}} = \frac{{{V_实}{P_{\rm{L}}}}}{{{V_{\rm{L}}} - {V_实}}} $

(2)

式中：P_cd为页岩气临界解析压力，MPa；p_L为页岩气兰氏压力，MPa，V_实为页岩实测含气质量体积，m³/t；V_L为兰氏体积，m³。

结合实际页岩气藏的地质、成藏及生产情况，确定页岩气的废弃压力，最终得到页岩气理论采收率表达式^[15-17]为

$ R = \left[ {1 - \frac{{{P_{{\rm{ad}}}}\left( {{P_{\rm{L}}} + {P_{{\rm{cd}}}}} \right)}}{{{P_{{\rm{cd}}}}\left( {{P_{\rm{L}}} + {P_{{\rm{ab}}}}} \right)}}} \right] \times 100\% $

(3)

式中：R为页岩气理论采收率，%；P_ad为页岩气废弃压力，MPa。

3 延长油气区页岩气可采系数标定

结合延长油气区页岩气勘探成果和认识，应用类比法、参数加权法和等温吸附法对页岩气可采系数进行了计算，并通过对各方法的可靠度分析，根据特尔菲加权最终完成了延长油气区页岩气可采系数标定。

3.1 类比法

由于国内页岩气各大区块目前缺少完善的页岩气可采资源量数据，本次类比选择勘探开发程度较高、资源评价数据完善的美国六大页岩气盆地作为类比区，从生烃条件、储层发育、保护条件等方面综合考虑，选取页岩埋深、页岩净厚度、TOC，R_o、储层孔隙度、黏土矿物含量、压力系数、吸附气含量等作为类比参数^[18-20]。参考王伟峰等^[21]、李玉喜等^[22]的参数取值，结合延长矿权区页岩气实际情况，建立了适合的页岩气类比参数取值标准，实现类比区与延长油气区的参数类比（表 2~3）。

根据页岩气参数评价类比结果（表 4），确定了延长油气区页岩气藏与各类比区页岩气藏的相似系数，其中延长油气区中生界页岩与Illinois盆地的New Albarny页岩类似度最高，相似系数达到0.91，参考New Albarny页岩气资源量可采系数得到延长油气区中生界页岩气资源量可采系数约为0.108。上古生界页岩与Anadarko盆地的Woodford页岩类似度最高，相似系数达到0.93，参考Woodford页岩气资源量可采系数得到延长油气区上古生界页岩气资源量可采系数约为0.205。

3.2 参数加权法

根据延长油气区页岩气勘探成果和认识，参考可采系数参数取值标准（表 1），对中生界和上古生界对应的参数加权法各项参数进行了合理赋值：

（1）中生界TOC质量分数为2%~4%，A₁取值0.65；R_o为0.90%~1.25%，A₂取值0.10；中生界黏土矿物体积分数较高，平均在60%左右，B₁取值0.15；孔隙度均值达到4%，B₂取值0.40；该区域构造平缓，无明显断裂，C₁取值0.9；埋深为1 300~1 700 m，C₂取中间值0.5；中生界页岩上下盖层为砂泥岩互层，裂缝发育，C₃取值0.50。

（2）上古生界TOC质量分数为1.0%~3.5%，A₁取中间值0.5；R_o较高，达到1.7%~2.8%，A₂取值0.75；上古生界黏土矿物体积分数为55%左右，B₁取值0.2；孔隙度为0.4%~2.0%左右，B₂取值0.15；上古生界同样构造简单，平缓，C₁同样取值0.9。上古生界埋深较深，普遍为2 500~3 500 m，C₂取值0.7；上古生界页岩上部盖层为致密泥岩，下部为致密膏岩，C₃取中间值0.75。

将各参数赋值结果代入可采系数计算公式，得到中生界页岩气资源可采系数为0.138，上古生界页岩气资源可采系数为0.167（表 5）。

3.3 等温吸附法

由于国内大部分页岩气区块尚处于勘探开发的初期阶段，无法获取准确的页岩气废弃压力数据，因此只能通过估算获得，其中区块内上古生界页岩气废弃压力在参考延长油气区对应层位的天然气藏废弃压力的基础上，确定山西组废弃压力为8.3 MPa，本溪组废弃压力为9.1 MPa。中生界页岩气废弃压力根据压力梯度折算，延长组长7油层组约为3.5 MPa，长9油层组确定为3.9 MPa。

根据获得的中生界和上古生界页岩气等温吸附和解吸数据进行了矿权区内临界解析压力计算，最终计算得到中生界页岩气理论采收率为8.55%~ 19.77%，平均为13.85%，上古生界页岩气理论采收率为13.45%~33.31%，平均为23.20%（表 6）。

3.4 特尔菲加权确定可采系数

特尔菲加权法是目前油气资源评价工作中进行油气资源量汇总的主要方法，通过对不同方法估算出的区块油气资源量，赋予不同的权重，对所有方法的估算结果进行综合，从而获得评价区的综合资源量，提高资源量计算结果的准确度和可信度^[23-25]。借鉴特尔菲加权法原理，对3种方法标定延长油气区页岩气可采系数的估算值进行可靠性加权，最终得到研究区页岩气综合可采系数。

$ M = \sum\limits_{i = 1}^n {{M_i}{W_i}} $

(4)

$ \sum\limits_{i = 1}^n {{W_i} = 1} $

(5)

式中：M为评价区页岩气可采系数；M_i为评价区第i种方法估算的页岩气可采系数；M_i为评价区第i种方法估算的权重系数。

在本次页岩气可采系数标定中，由于国内缺少页岩气可采资源量相关数据，类比法选取了美国各大盆地作为类比对象，但两者在储层特征、成藏机理等方面存在一些差异，从而降低了类比法的评价结果可信度，随着国内页岩气可采资源量评价工作的开展，选取国内相似区块的评价结果，将进一步提高类比可信度。参数加权法以我国页岩气区块实际储层特征为基础，综合考虑了评价区块的“生、储、盖”等多方面内容，结合不同参数特征进行合理赋值和加权，标定结果的可靠性相对较高。等温吸附法在煤层气资源评价领域已经被广泛应用，页岩气与煤层气具有相似的吸附解吸机理，因此应用该方法对页岩气可采系数进行标定可靠性也较高，因此综合分析参数加权法和等温吸附法的可靠程度较高，类比法相对较低。

根据对3种方法的可信度分析进行特尔菲加权计算，分别赋权值0.2，0.4和0.4，最终得到延长油气区页岩气中生界可采系数为0.132，上古生界可采系数为0.201（表 7）。

4 结论

（1）选取类比法、参数加权法和等温吸附法等3种方法作为页岩气可采系数标定方法，通过特尔菲加权得到了最终页岩气可采系数，从而为当前勘探程度下国内页岩气可采系数标定提供了一种高效方法。

（2）结合延长油气区页岩气勘探成果和认识，利用3种方法对实际页岩气区块可采系数进行标定，并根据实际应用中可靠度高低进行特尔菲加权，最终得到延长油气区页岩气中生界可采系数为0.132，上古生界可采系数为0.201。