ICS75.060 CCSE24
G
中华人民共和国国家标准
GB/T416142022
页岩气可采储量评估方法
Estimated methods of shale gas recoverable reserves
2022-07-11发布
2022-11-01实施
国家市场监督管理总局
国家标准化管理委员会 发布 GB/T41614—2022
目 次
前言 1 范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义
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可采储量评估通则 5 技术可采储量估算 5.1静态法 .. 5.2 动态法 5.3 概率法经济可采储量估算
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6.1 通则 6.2 现金流法 6.3 经济极限法 6.4 经济评价估算参数 6.5 经济评价估算要求 6.6 敏感性分析 7可采储量综合评价 7.1 合理性 7.2 储量规模 7.3 经济价值 7.4 不确定性程度 .7.5 抗风险能力附录A（规范性） 储量规模
4 GB/T41614—2022
前言
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由全国天然气标准化技术委员会（SAC/TC244）提出并归口。 本文件起草单位：中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，中国石油天然气股份有限公司
西南油气田分公司页岩气研究院、陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院、中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司、自然资源部油气资源战略研究中心、中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司，中国地质大学（北京）。
本文件主要起草人：黄学斌、张凤东、李军、蒋鑫、张连、史鹏、刘灵童、朱怡晖、魏绍蕾、韩征、潘利生、 王莉、何磊、张金川。
I GB/T416142022
页岩气可采储量评估方法
1范围
本文件规定了页岩气可采储量估算方法和综合评价要求。 本文件适用于页岩气探明可采储量的估算和评价，其他级别的页岩气可采储量评估可参照执行。
2规范性引用文件
本文件没有规范性引用文件。
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
项目project 页岩气藏和决策过程之间连接关系的体现。 注：一个项目可以是单个页岩气藏的开发，也可以是单井、井组或多个页岩气藏的综合性开发。
3.2
低估值 low estimate 通过项目的实施，从页岩气藏中实际采出量的保守估值。 注：如采用概率法，实际采出量等于或超过该估值的概率至少为90%（P90）。
3.3
高估值 high estimate 通过项目的实施，从页岩气藏中实际采出量的乐观估值。 注：如采用概率法，实际采出量等于或超过该估值的概率至少为10%（P10）。
3.4
最佳估值bestestimate 通过项目的实施，从页岩气藏中实际采出量的最可能估值。 注：如采用概率法，实际采出量等于或超过该估值的概率至少为90%（P90）。
4可采储量评估通则
4.1可采储量分为技术可采储量与经济可采储量。 4.2从探明到废弃的各勘探开发阶段，应根据评估时的地质工程资料及技术经济条件，选择适应性较好的评估方法综合估算可采储量。 4.3可采储量宜每年评估一次。当地质认识发生变化，或随着技术、经济条件的变化及新资料的补充，需重新评估技术可采储量和经济可采储量。 4.4根据评估方法中参数的不确定性，反映可采储量不确定性范围，估算可采储量的低估值（P90），高估值（P10）和最佳估值（P50）。
1 GB/T41614—2022
5技术可采储量估算
5.1静态法 5.1.1常规静态法 5.1.1.1估算方法
在页岩气项目未开发或开发初期，生产动态资料不足以直接估算可采储量时，用地质储量与相对应
的采收率，按式（1）计算可采储量。
GR=GzXER
....（1)
式中： GR一技术可采储量，单位为亿立方米（10°m） Gz一一地质储量，单位为亿立方米（10°m） ER采收率，小数。 如以可采储量经验公式、经验取值法等估算单井可采储量，则根据方案部署井数确定项目的可采
储量。 5.1.1.2采收率的确定
指在当前可实施成熟技术条件下的采收率。根据气藏类型、储层特性、开发方式、压裂规模和废弃条件等情况，应用生产井动态资料和储层资料与开发成熟地区相似条件页岩气由类比，选择经验公式法、类比法等求取。 5.1.2类比法
对未开发或开发时间较短的页岩气藏，通过类比相似地质、工艺和开发特征，且具有较长开发历史的页岩气藏，确定项目的可采储量。
一般优先选择本气由或邻近气已开发页岩气藏作为类比气藏。
5.2动态法
5.2.1产量递减法
页岩气并生产进人递减阶段后，通过分析气井的开发生产特征，利用递减规律估算到废弃产量时的
累积产量，即为可采储量。
根据产量递减趋势拟合选择与气井地质、工艺及生产动态特征相匹配的递减模型，如改进的ARPS 产量递减模型、DUONG模型、扩展指数递减模型等估算可采储量。一般采用改进的ARPS产量递减模型，在递减前期采用广义的双曲或调和递减模型，后期采用指数递减模型。
注：ARPS产量递减模型是指通过产量和时间之间的数学关系表示产量递减曲线特征的经验公式。DUONG模型
是指通过产量和时间等参数表达适用于渗流状态为线性流和边界控制流的产量递减公式。
5.2.2物质平衡法
页岩气藏地层压力降低明显和达到一定采出程度时，根据地层压力和累积产量等资料，考虑吸附气解吸，采用适合页岩气藏特征的物质平衡法，求得与废弃压力相对应的可采储量。考虑压降水平、累积产量和废弃压力等因素进行不确定性评估。
2 GB/T41614-2022
5.2.3解析模型法
根据页岩气藏地质和流体特征，建立页岩气渗流模型，获得模型的解析解或半解析解，预测未来的页岩气产量并求得可采储量。参考的模型有水平井多级裂缝模型、储层改造体积模型，线性流动模型复杂裂缝模型和离散裂缝网络等模型。
考虑解释的地质及工程改造等参数评估可采储量的不确定性。 5.2.4数值模拟法
考虑页岩吸附、孔隙裂缝以及气水两相流体的解吸、扩散、渗流特点，采用数值模拟技术，根据页岩气藏地质和流体特征、开发方案及压裂改造效果等建立地质模型，选择相适应的数学模型和软件，在生产历史拟合的基础上，预测至页岩气藏废弃时的累积产量即为可采储量。
通过随机模拟等技术进行不确定性储量评估。 5.3概率法 5.3.1静态概率法
当生产动态资料缺乏时，根据地球物理，地质，工程资料，建立地质储量各计算参数的概率分布函
数，用容积法或体积法计算公式生成地质储量概率分布。
通过与已开发相似页岩气藏类比，建立采收率的概率分布。根据地质储量概率分布和采收率概率分布，生成最终可采储量概率分布。 5.3.2动态概率法
当具备一定的生产动态资料时，分析产量变化趋势的不确定性，确定稳产年限，递减率，递减指数等动态评估参数的合理范围和相应概率，求取可采储量概率分布。
未开发气田可采储量概率分布，可通过统计相邻已生产井动态法估值的概率分布，结合未开发区域的计划钻井数求取。
6 6经济可采储量估算
6.1通则
6.1.1经济可采储量是指在给定的技术和经济条件下，未来可能经济采出的气量加上已经采出气量的总和。经济可采储量估算主要采用现金流法或经济极限法。一般以项目为单位采用现金流法进行经济可采储量评估，利用该方法同时可得到经济评价期内的储量价值（净现值）。 6.1.2经济可采储量评估遵循时效性”原则。当开发技术和经济条件发生重大变化时。应及时进行经济可采储量评估。依据技术可采储量低估值、高估值和最佳估值，估算经济可采储量的不确定性范围。 6.1.3用经济极限产量估算经济可采储量时，当经济极限产量对应的压力低于技术确定的废弃压力时，应选用技术确定的废弃压力估算经济可采储量。 6.2现金流法 6.2.1估算方法
根据开发方案或概念设计预测的产量等开发指标，或在生产历史分析的基础上根据变化趋势预测的开发指标，以目前经济条件，预测未来发生的投资、成本、收入和税费等，编制现金流量表，估算财务内部收益率，净现值等经济评价指标。当经济评价结果净现值大于或等于零、财务内部收益率大于或等于
3 GB/T41614—2022
探开发投资。
6.4.4税费
主要为增值税，城市维护建设税、教育费附加、资源税、所得税。各种税费按国家相关规定和最新政策执行。 6.4.5价格
根据国家规定和合同销售气价或企业项目评价气价取值。有多个不同类别用户时，可根据分配的气量取加权平均价格。 6.4.6商品率
根据生产过程中发生或预计发生的损耗和自用情况综合确定。
6.4.7折现率
参考取值6%～8%。也可按企业内部规定标准取值。
6.4.8评估期
评估期为评估基准日至经济极限点的时间，现金流评估期采用非固定计算期。 6.5经济评价估算要求 6.5.1应根据利用的探井、评价井投资净值估算资本化的勘探投资，根据开发方案或开发概念设计测算、结合开发实践中投资学习曲线进行开发建设投资估算。 6.5.2成本、价格等经济指标，应根据本气田实际情况，参照同类已开发气田取值；有合同规定的价格，按合同执行。 6.5.3高峰期的产量和递减期的递减率，应在系统试采和开发方案或开发概念设计的基础上论证确定。 6.6敏感性分析
以技术可采储量最佳估值对应的投资、价格、产量和成本等关键参数的变化计算对财务内部收益率及储量价值的影响，变化范围以低估值和高估值为上下边界，进行敏感性分析。
7可采储量综合评价
7.1合理性
从评估资料的数量与质量、评估方法的适应性和评估参数的可靠性等方面，评价评估结果的合理性。 7.2储量规模
按附录A中表A.1，以最佳估值对储量规模进行评价。 7.3经济价值
根据经济可采储量规模、财务内部收益率、储量价值等评价项目的经济价值。
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