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《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》解读

石油石化供应商网讯】2014年4月17日,国土资源部以公告形式,批准发布了由全国国土资源标准化技术委员会审查通过的《页岩气资源/储量计算与评价技术规范(DZ/T0254-2014)》(以下简称《规范》),并于2014年6月1日实施。这是我国第一个页岩气行业标准,是规范和指导我国页岩气勘探开发的重要技术规范,是加快推进我国页岩气勘探开发的一项重大举措。《规范》的发布实施是我国非常规油气领域的一件大事,必将对我国页岩气资源储量管理和页岩气勘探开发产生重要影响。

《规范》的重要意义

2011年12月,国务院批准页岩气为新发现矿种,确立了页岩气作为我国第172个矿种的法律地位。国土资源部将页岩气按独立矿种进行管理,对页岩气探矿权实行招标出让,有序引入多种投资主体,通过竞争取得探矿权,实行勘查投入承诺制和区块退出机制,以全新的管理模式,促进页岩气勘探开发,促使页岩气勘探开发企业加大勘查投入,尽快落实储量,形成规模产量,从而推动页岩气产业健康快速发展。

继2012年3月国家发展改革委员会、国土资源部、财政部、国家能源局共同发布《页岩气发展规划(2011-2015年)》之后,国家有关部门又相继出台了加强页岩气资源勘查开采和监督管理、页岩气开发利用补贴、页岩气开发利用减免税、页岩气产业政策以及与页岩气相关的天然气基础设施建设与运营管理、油气管网设施公平开放监督管理、建立保障天然气稳定供应长效机制等一系列政策规定,为页岩气勘探开发创造了宽松政策环境。与此同时,其他有关页岩气环保、用水、科技和对外合作等政策措施也在加紧制定中。

目前,我国页岩气勘探开发已进入了实质性发展阶段,重庆涪陵、四川长宁等地区已开始转入页岩气商业性开发。截至2013年底,全国共设置页岩气探矿权52个,面积16.4万平方千米。中石油、中石化、中海油、延长石油等石油企业已在四川、重庆、贵州、云南、陕西、安徽、河南、山东、湖南、湖北、辽宁、黑龙江等10多个省(区、市)的各自常规油气区块中开展了页岩油气勘探工作。国土资源部于2011年和2012年举行了两轮页岩气探矿权出让招标,中标的19家企业在21个区块上按勘探程序稳步推进页岩气勘探,总体进展情况良好。目前,已经实现规模勘探和正在部署或实施勘探的企业开始为提交页岩气储量做准备,中石化在涪陵焦石坝、中石油在长宁地区已率先形成产能,并将形成大规模开发,具备了提交储量的条件。页岩气储量作为产量的基础,在我国页岩气勘探开发进入到现在这个阶段,如何评价计算已是当务之急。为了促进页岩气科学合理勘探开发,做好页岩气储量估算和评审工作,规范不同勘探开发阶段页岩气资源/储量评价、勘探程度和认识程度等要求,为页岩气产能建设提供扎实的储量基础,出台和发布《规范》显得十分必要。

《规范》借鉴国外成功经验,根据我国页岩气特点和页岩气勘探开发实践,尊重地质工作规律和市场经济规律,参考相关技术标准规范,实现了不同矿种间规范标准的衔接。同时,鼓励采用科学适用的勘查技术手段,注重勘查程度和经济性评价,适应了我国页岩气勘探开发投资体制改革,比较切合我国页岩气勘探开发的实际,体现了页岩气作为独立矿种和市场经济的要求,必将对按照油气勘探规律和程序作业、提高勘探投资效益、避免和减少页岩气勘探资金的浪费、促进页岩气勘探开发起到重要的指导作用和促进作用。

《规范》是页岩气储量计算、资源预测和国家登记统计、管理的统一标准和依据,有利于国家对页岩气资源的统一管理、统一定量评价,更准确地掌握页岩气资源家底,制定合理的页岩气资源管理政策,促进页岩气资源的合理开发和利用。《规范》也是企业投资、产能建设和开发以及矿业权流转中资源/储量评价的依据,有利于企业自主行使决策权,确定勘探手段、网度安排以及进一步勘探的部署,以减少勘探开发投资风险,提高投资效益,有利于企业按照统一的标准估算页岩气储量,并向国家提交页岩气储量,进而确定开发投资和产能规模,为矿业权转让提供统一的尺度,满足市场经济条件下的页岩气勘探开发投资体制运行和页岩气产业经济发展的需要。

《规范》的主要特点

(一)体现了页岩气特点,与国内页岩气勘探实践结合紧密

我国页岩气地质特点和富集规律独特,富有机质页岩发育层系多、类型多、分布广,自下古生界至新生界10个层系中形成了数十个含气页岩层段。寒武系、奥陶系、志留系和泥盆系主要发育海相页岩,其中上扬子及滇黔桂区海相页岩分布面积大,厚度稳定,有机碳含量高,热演化程度高,页岩气显示广泛,目前已在川渝、滇黔北获得页岩气工业气流。石炭-二叠系主要发育海陆过渡相富有机质页岩,在鄂尔多斯盆地、南华北和滇黔桂地区最为发育,页岩单层厚度较小,但累计厚度大,有机质含量高,热演化程度较高,页岩气显示丰富。中新生界陆相富有机质页岩主要发育在鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木、准噶尔等含油气盆地中,分布广,厚度大,有机质含量高,热演化程度偏低,页岩油气显示层位多。按照大地构造格局和页岩气发育背景条件,我国页岩气被划分为南方(包括扬子板块和东南地块)、华北-东北及西北三大页岩气地质区。

我国对石油天然气源岩的系统研究已经有几十年,对其分布规律的了解较为深入。近年来,我国通过页岩气资源调查评价和勘探实践,基本确定了含气页岩层段的含义,并对海相、海陆过渡相和陆相含气页岩层段进行了划分,但也存在着不同的认识。为此,《规范》对页岩层段的定义没有采取定量化,而是采用了定性处理。这样规定,既然符合我国页岩气特点,也与我国目前正在进行的页岩气勘探开发生产实践相适应。

(二)参考了石油天然气储量计算规范,实现了不同矿种间规范标准的协调

页岩气属烃类矿产,与天然气、煤层气等既有相类似之处,也有自身的不同特点。《规范》在定义页岩气、页岩层段、脆性矿物等术语及内涵时,充分考虑并实现了不同矿种间规范法规的协调。在页岩气资源/储量分类分级中,《规范》沿用了现行的常规油气的分类分级体系,将类别分为勘探、评价、先导试验、产能建设等4个阶段,分阶段进行储量计算、复算、核算、结算和动态更新;将页岩气地质储量级别分为探明、控制、预测,并规定了各级地质储量计算参数的划定原则、测定方法和取值要求;同时规定了探明、控制、预测的探明技术可采储量的计算条件和方法,以及探明、控制的经济可采储量的计算条件。

《规范》与常规油气技术规范一样重视基本井距和地震勘探测线距密度,规定了地震、钻井、测井勘探等工作量,按照DZ/T0217-2005《石油天然气储量计算规范》中有关天然气的要求执行。这样规定,有利于鼓励页岩气技术攻关和创新,从而推动页岩气勘探开发技术的发展。

(三)强调了页岩气勘探开发经济评价,把页岩气的经济意义作为一个重要因素予以考虑

页岩气勘探投资的目的是为获取有开采价值、有经济意义的页岩气储量,这就决定了页岩气勘探不仅要查清页岩气的有效储层、品位、赋存条件及开采条件,而且还要对其进行可行性经济评价,从而确定页岩气开发的经济意义。

鉴于目前我国页岩气勘探开发还处在试验和探索阶段,大规模开发刚刚开始,加之开发条件复杂多样,开发技术还不够普遍成熟,初期勘探开发成本较高的情况,且考虑到我国页岩气勘探开发的自身特点,同时根据“国外页岩气开发投产初期的6个月以上的单井递减迅速,6个月后递减变缓,一般将试采6个月以上的单井平均产气量作为开发方案的配产依据”的经验,《规范》参照国内外产量数据预测,规定了页岩气探明储量起算的下限标准,即单井日产试采6个月的单井平均产气量。

页岩气勘探开发经济评价是在页岩气勘探过程中进行的,每一个页岩气区块在其勘探过程的不同勘探阶段都要进行经济评价工作。只有获得预期经济效益,才有可能转入下一阶段的勘探工作。目前,我国页岩气开发有的经济效益较好,但有的还达不到常规油气的效益指标,内部收益率较低。因此,《规范》允许企业对页岩气开发制定内部收益率指标,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,即可进行经济可采储量的计算。这样规定,比较客观地反映了页岩气的本质特征。

(四)具有较强的操作性,便于页岩气储量估算和评

《规范》在起草和编制过程中,广泛征求了国家有关部门、页岩气企业、相关科研单位和院校以及有关院士专家的意见,并在网上公开征求社会各方面的意见。《规范》规定了页岩气资源/储量分类分级及定义、储量估算方法、储量评价技术要求,适用于其估算、评价、资源勘查、开发设计及报告编写等,为企业勘探开发页岩气适用各种技术及估算储量,为储量评审机构评审页岩气资源储量报告提供了依据。

《规范》的重点问题

(一)关于页岩气及页岩层段的界定

《规范》对页岩气的定义是“页岩气是指赋存于富含有机质的页岩层段中,以吸附气、游离气和溶解气状态储藏的天然气,主体是自生自储成藏的连续性气藏;属于非常规天然气,可通过体积压裂改造获得商业气流”,并对页岩层段也进行了定义——“页岩层段是指富含有机质的烃源岩层系,以页岩、泥岩和粉砂质泥岩为主,含少量砂岩、碳酸盐岩或硅质岩等夹层。夹层中的致密砂岩气或常规天然气,按照天然气储量计算规范进行估算,若达不到单独开采价值的,作为页岩气的共伴生矿产进行综合勘查开采”。以上定义包括以下几方面含义——

1.页岩层段是烃源岩层系的油气富集段。也就是说,页岩气为烃源岩层系内富集的天然气,富集层位明确。我国油气勘探开发已经有上百年,对烃源岩的研究也有几十年,可以说对自元古界至新生界的烃源岩发育层位和分布地区十分了解。因此,以烃源岩层系为目标,确定页岩气发育潜在地区是有把握的。

2.页岩层段主要由富含有机质的细粒岩石组成,包括泥岩、页岩、粉砂质泥页岩、粉砂岩、白云质泥岩等富含有机质岩石。页岩气开发在我国起步前,对烃源岩的研究主要侧重在有机地球化学方面,对其岩石学研究很少,而是将富含有机质的烃源岩一律归为泥页岩类,没有进一步深入研究。近几年,伴随着页岩气调查评价、勘探开发和研究的深入,我国对页岩层段岩石学和矿物学的研究也不断深入,并取得了许多新认识,其中最为突出的是对页岩层段岩石学研究的新认识。首先,认识到富含有机质岩石除泥岩、页岩外,还有粉砂质泥岩、页岩、白云质泥页岩、白云岩,甚至还有部分粉砂岩,这些岩石的有机质含量都很高,均属于油气源岩。其次,认识到页岩层段为一复杂岩性段,岩石组成一般超过6种,除富含有机质的泥岩、页岩、粉砂质泥岩、页岩、白云质泥页岩等富含有机质细粒岩石外,还有砂岩、碳酸盐岩等夹层,为多种岩石组成的复杂岩性段。再次,认识到页岩层段的矿物成分既包括石英、长石、碳酸盐岩等脆性矿物,也包括伊利石、蒙脱石、高岭石等粘土矿物,还包括一定比例的有机质,其中脆性矿物含量一般大于30%。第四,认识到页岩层段孔隙度并不是很低,而渗透率很低,不经压裂一般不会形成商业产能。

3.定义也给出了页岩气与致密气的区别。首先,页岩气中有一部分是以吸附状态存在于页岩层段中,而致密气不存在吸附状态赋存的天然气。其次,页岩气储层(即页岩层段)的岩性复杂多样,主要由石英等脆性矿物以及伊利石等粘土矿物和有机质组成;致密气储层主要为砂岩和碳酸盐岩等,以石英、长石、岩屑、碳酸盐岩等脆性矿物为主要组成,岩性相对单一。再次,组成页岩气储层的多数岩石都富含有机质,仅有砂岩、碳酸盐岩等夹层不含有机质;构成致密气储层的砂岩、碳酸盐岩等均不含有机质。

(二)先导试验阶段为页岩气特有阶段

《规范》将页岩气勘探开发阶段划分为勘探阶段、评价阶段、先导试验阶段、产能建设和生产阶段。其中,先导试验阶段为页岩气勘探开发特有阶段,是考虑页岩气勘探开发具体特点设置的。由于页岩层段的纵向和横向非均质性强,部分专家甚至认为页岩气具有“一井一藏”的特点,页岩气的勘探开发阶段很难分开,仅有几口评价井是难以全面认识开发区的页岩气产能特征的,需要进一步通过页岩气直井或水平井井组进行开发试验,进一步获取页岩气小规模开发相关资料,为制订开发方案提供翔实参数。

(三)关于页岩气储量起算标准

《规范》规定的单井平均产气量下限由试采6个月的单井平均产气量资料求取。页岩气单井产量特征曲线与开采方式有关,美国典型单井产量特征曲线为第一年快速下降,降到产量峰值的35%~25%之后,产量下降速度明显放缓,长期低产。另一种生产曲线为控压生产,如我国的焦石坝页岩气区块、美国鹰滩的必和必拓页岩气区块等,产量一般控制在无阻流量的1/3~1/5,以保持储层压力,页岩气产量缓慢下降,稳产时间较长,成本回收时间也延长,研究认为这种控压生产方式会提高页岩气采收率5%左右。从这点看,《规范》所规定的单井平均产气量下限6个月为最短的试采时间,主要考虑的是我国页岩气开发刚刚起步,缺少连续试采时间较长的页岩气试采井。

《规范》明确了页岩气储量计算标准,试采6个月的单井平均日产气量下限为进行储量计算应达到的最低经济条件,根据埋深、开发特点分为5个档:直井日产气量500立方米,水平井5000立方米(埋深500米以浅);直井日产气量1000立方米,水平井1万立方米(埋深500米~1000米);直井日产气量3000立方米,水平井2万立方米(埋深1000米~2000米);直井日产气量5000立方米,水平井4万立方米(埋深2000米~3000米);直井日产气量1万立方米,水平井6万立方米(埋深3000米以上)。

(四)关于页岩气田规模

《规范》将页岩气田规模,按技术可采储量大小,分为5种类型:特大型(大于或等于2500亿立方米),大型(大于或等于250亿立方米,小于2500亿立方米),中型(大于或等于25亿立方米,小于250亿立方米),小型(大于或等于2.5亿立方米,小于25亿立方米),特小型(小于2.5亿立方米)。

《规范》虽已公告实施,但特别需要强调的是,由于页岩气勘探开发属于地质科学范畴,是一个探索性强、理论和实践紧密结合的科学技术性工作;页岩气地质条件的千变万化,必然导致页岩气勘探开发的多解性、复杂性和艰巨性,在全国范围内每一个页岩气区块都有各自的特点。因此,《规范》只能是在现阶段对页岩气地质理论和认识的基础上,做出原则性的规定,对页岩气勘探开发的控制程度和研究程度也只能是做出最低限度的要求。在实践工作中,一定要按照客观地质规律,因地制宜,实事求是地执行《规范》,使页岩气勘探开发工作更加科学化、系统化。

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