常规油气资源评价关键参数 非常规油气资源评价方法对比

1.有效烃源岩的有机碳下限

石油资源评价有效烃源岩下限相对统一标准如下(表2-3-1):对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩丰度确实偏低的盆地，可根据实际情况进行调整。天然气有效烃源岩下限参照下表并根据具体盆地情况确定。

表2-3-1 有效烃源岩下限取值表

2.产烃率图版

已知油气区以各公司现有图板为主，根据需要适当补充。产烃率标准见表2-3-2。

表2-3-2 产烃率标准表

3.运聚系数

运聚系数为排烃系数与聚集系数之积，排烃系数为排烃量与生烃量之比，聚集系数为聚集量占排烃量的百分比。确定运聚系数可以通过统计分析确定;也可以通过刻度区解剖，建立运聚系数与其他地质要素的拟合方程确定。

运聚系数主要考虑源灶发育类型、时代、构造发育特征、规模、所处位置、输导体类型特征、保存条件等进行选取。根据不同地区、不同盆地的具体情况，运聚系数分为以下四类(表2-3-3):

表2-3-3 运聚系数表

4.油气资源丰度

油气资源丰度是指单位面积/体积评价区或刻度区内的油气资源量，即评价区或刻度区资源量与其面积/体积比值。

确定油气资源丰度有两种方法:一是大量统计分析的基础上，根据成藏地质条件，确定不同类型评价单元油气资源丰度的取值范围;二是通过刻度区的研究，建立不同类型评价单元油气资源丰度与其他地质要素的拟合方程。

油气资源丰度根据不同地区、不同盆地的具体情况分为以下四个等级(表2-3-4):

表2-3-4 油气资源丰度划分表

5.类比评价参数体系与参数取值标准

类比评价参数体系与参数取值标准是类比法的基础。类比评价的主要内容是成藏条件的评价。一个评价单元成藏地质条件主要取决于供烃、储集、盖层、圈闭与配套等五项成藏地质条件。

上述五项地质因素中每一项的优劣又取决于对该项条件起主要作用的多项地质因素，但不同因素对油气成藏作用的贡献不同，有些起主要作用，有些起次要作用。选取那些起主要作用的地质因素作为地质评价的主要参数建立评价参数体系，同时建立主要参数的分级与取值标准。盆地、凹陷评价参考标准如表2-3-5。

表2-3-5 类比评价参数体系与参数取值标准表

续表

6.可采系数

可采系数是将地质资源量换算成可采资源量的参数。它主要与储层(类型、规模、孔隙度、渗透率等)、盖层(类型、厚度、排替压力等)、后期改造、保存等地质因素，以及开采工艺水平、油气价格等一系列因素有关。

动态评价中可采系数的取值，参照新一轮全国油气资源评价中可采系数研究结果进行。

常规油气资源评价方法~

（一）方法应用现状
在国内外油气资源评价中，曾采用过多种评价方法计算资源量，总体上可归为成因法、统计法、类比法三大类50余种方法。在国外由于各部门职能不同，因此采用的评价方法也各有侧重和差异。如美国联邦地质调查局（USGS）代表政府职能，负责美国各含油气盆地，乃至全球的资源评价工作，选择的方法主要为统计法和特尔菲法。国外石油公司为各公司经济利益和决策勘探部署服务，所采用的资源评价方法主要是类比法，其次为统计法。评价对象是以招标区块和目标区为主，重点计算可采资源量和可采储量。中国油气资源评价工作，在1994年以前曾代表政府和企业双重职能做全国性资源评价工作：采用的资源评价方法以成因法为主，其次为统计法和类比法。2000年以后随着各石油公司经营体制的变化及国际交流的需要，油气资源评价方法则广泛采用类比法和统计法。但无论国内、国外，过去采用的资源评价方法均比较单一，各有应用侧重点，未能形成配套的油气资源评价方法体系。
（二）采用的评价方法
按照《常规油气资源评价实施方案》规定，在类比法、统计法和成因法三大类几十种方法中，选择应用了15种评价方法：
（1）成因法：包括盆地模拟法、氯仿沥青“A”法、产烃率法、生物气模拟法；
（2）类比法：包括体积丰度类比法、面积丰度类比法、有效储层预测法、多种地质因素分析法；
（3）统计法：包括油田规模序列法、广义帕莱托分布法、发现过程模型法、地质模型—统计模型综合法。
根据评价盆地的勘探程度和地质特点选择适用的评价方法。其中，中—高勘探程度盆地以统计法、成因法（盆地模拟）为主，兼类比法；中等勘探程度的盆地可以同时采用统计法、类比法和成因法；低勘探程度盆地以类比法为主，兼成因法。类比法的使用必须建立在精细的刻度区解剖研究基础之上，通过细分评价单元，与地质背景和成藏条件最相近的刻度区建立一一对应关系，确定评价区内诸如油气资源丰度等关键性的评价参数，最终计算出客观合理的油气资源量。方法的选用体现了多种方法的配套性、实用性和针对性。
评价过程中，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司和延长油矿管理局在统一使用面积丰度类比法和盆地模拟法的基础上，在中高勘探程度盆地加强了统计法的应用，并突出了方法的组合和交叉使用，以达到相互验证的目的；广州海洋地质调查局、青岛海洋地质研究所、中国地质科学院地质力学研究所、成都理工大学和成都地质矿产研究所在其所承担的中低勘探程度盆地评价中，主要采用了类比法和成因法中的氯仿沥青“A”法、产烃率法和盆地模拟法；塔里木盆地资源评价课题组在中国石油和中国石化各自评价基础上，根据交叉评价的需要，采用类比法进行评价；渤海湾盆地资源评价课题组在中国石油、中国石化和中海石油各自评价的基础上，根据任务要求，分坳陷、凹陷进行了全渤海湾盆地油气资源的汇总，并对部分凹陷进行了评价。
各评价单位方法使用情况见表4-1。
（三）评价方法体系建立与应用
为满足不同勘探程度、不同评价单元（盆地、含油气系统）以及提供各类油气资源系列的要求，借鉴国外成熟应用的评价方法和国内广为应用的资源评价方法，归纳为三大类30余种资源评价方法，明确了各种方法的使用和方法配套组合应用效果，从而建立起适合中国地质特点的油气资源评价方法体系。
根据评价单元勘探程度、地质条件以及占有资料的多少，确立主打的资源评价方法和辅助方法，合理、配套、组合应用，将各种方法计算的资源量进行特尔菲加权处理，应用效果好。例如中—高勘探程度，采用盆地模拟法为主要方法与类比法、统计法组合应用；中—低勘探程度盆地，采用面积丰度类比法和成因法组合应用；大面积岩性油气藏分布区，则采用以有效储层预测法、饱和探井法为主，辅以面积资源丰度类比法和运聚单元法组合（表4-2）。
表4-1 新一轮全国油气资源评价方法使用情况


表4-2 不同类型及不同勘探程度盆地资源量计算方法


续表


（四）评价方法的发展
在本次油气资源评价中，类比法的应用，统计法中有效储层预测法的应用以及盆地模拟方法的应用都有新发展。在类比法中，以建立的各种类型刻度区样本点为基础，分构造单元、分层、分含油组合类比，解决了油气资源时空分布的预测问题，大大提高了评价区预测精度。有效储层预测法，解决了针对大面积岩性油气藏的资源预测问题。成因法中的盆地模拟技术，是中国广为应用的资源评价方法，在运聚史模块上，发展了量化的油气动态模拟，用大量刻度区的资料直接计算运聚系数，经统计分析建立预测模型，从中获取科学、客观的运聚系数取值标准和条件，从而提高盆地模拟法油气资源预测精度。

中国与美国非常规油气资源评价方法应用有较大不同。中国目前主要采用的是体积法，而美国主要采用的是连续型油气藏地质评价模型(FORSPAN)(表9.1)。

表9.1 中国与美国非常规油气资源评价方法应用对比

然而随着人们对非常规油气资源的关注，国内外非常规油气资源评价方法越趋成熟，国内外在评价方法的选取上是可以互相借鉴的，其中很多方法大体上是相同的，但由于盆地在地质条件上的差异，对关键参数的选取上是有区别的。
(1)泥页岩气
页岩气资源的评价参数比较多，本次选取的页岩气资源评价关键参数主要有总有机碳含量、成熟度、页岩累积厚度等参数，以及其他一些地质条件，如层位、天然气成因等参数。本书主要选取了四川盆地龙马溪组及筇竹寺组、福特沃斯(Fort Worth)Barnett组、阿巴拉契亚(Appalachia)Ohio组、密执安(Michigan)Antrim组、伊利诺斯(Illinois)New Albany组、圣胡安(San Juan)Lewis组的页岩气资源评价参数和地质条件进行对比(表9.2)。

表9.2 中国四川与美国页岩气关键参数和地质条件对比

首先从表中可知泥页岩气资源的埋藏层位都较老，为早古生代-晚古生代地层，除圣胡安(San Juan)Lewis组为K2外；其次，四川盆地龙马溪组及筇竹寺组页岩累积厚度较大，为500～1250m，而美国各组页岩累积厚度稍小，为几十米至几百米；四川盆地龙马溪组及筇竹寺组、福特沃斯(Fort Worth)Barnett组和圣胡安Lewis组页岩总有机碳含量较低，在4.5%以下，而其余各组较高，最高可达25%；另外，除四川盆地龙马溪组页岩气成熟度高(2.0%～4.5%)外，其余各组都在2.0%以下；并且各地区页岩气的成因都基本相同，为热解作用或生物作用形成。
因此，从四川盆地龙马溪组及筇竹寺组页岩气资源评价参数和地质条件参数与美国各组对比的情况来看，四川盆地龙马溪组页岩气资源非常丰富，具有较大的开采潜力。我国泥页岩气也极其丰富，其地质资源量大约是常规天然气量的两倍；我国其他盆地，如鄂尔多斯、松辽和吐哈等盆地，也存在着分布广泛、地层厚度大、有机质含量高的泥页岩层，可作为泥页岩气勘探研究的重要区域。
(2)煤层气
煤层气资源的评价参数很多，本次选取的煤层气资源评价关键参数主要有煤层有效厚度、煤含气量、煤层含气面积、煤质量密度等参数，以及其他一些地质条件，如煤层时代、煤阶、成熟度、资源量等参数。本书主要选取了中国的沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地和海拉尔盆地及美国的圣胡安盆地、黑勇士盆地和粉河盆地的煤层气资源评价参数和地质条件参数进行对比(表9.3)。

表9.3 中国与美国煤层气关键参数和地质条件对比

从表9.3中可以看出，我国和美国的煤层气资源的地质条件和资源量有较大差异。煤层的形成时代差别不大，我国的煤层多在C-P，J-K也有；而美国多在J-K，C也有部分。我国的煤层变质程度较大，煤阶分布复杂，各个阶段都有，很多盆地都达到无烟煤阶段；而美国的煤层变质程度较小，但煤阶分布也复杂，几乎各个阶段都有，多在褐煤—肥煤、焦煤阶段。因此，我国的煤层RO很高，大部分盆地超过了4.0%；而美国的较低，多在1.5%左右。煤层厚度分布不均，变化极大，两国差异不大；但单层厚度差异较大，我国的煤层单层厚度一般在0～10m内，而美国的多在10m以上。两国的煤层含气量差异也较大，都有高有底，总体上看来我国的煤层含气量要大于美国。最后，从两国的煤层气资源量看，无论是地质资源量还是可采资源量，我国都大于美国；其中我国计算的资源量是地质资源量，包括了可采资源量，而美国的资源量主要是可采资源量，所以看上去资源量比我国少许多。因此，我国的煤层气资源具有良好的勘探开发潜力。
(3)天然气水合物
天然气水合物资源极其丰富，目前各国科学家对全球天然气水合物资源量较为一致的评价为2×1016m3，是剩余天然气储量(156×1014m3)的136倍。天然气水合物资源评价的关键参数有五个，即水合物稳定带的厚度、水合物的面积、沉积物的平均孔隙度、水合物稳定带中水合物充填的孔隙百分比和水合物分解形成天然气的体积当量。而本书选取了水深、分布面积、水合物出现的地下深度、沉积物中水合物含量、天然气资源密度、天然气资源量等评价参数和地质条件进行对比(表9.4)。

表9.4 天然气水合物不同地区的评价参数和地质条件对比

由表9.4可以看出，各地区的天然气水合物的分布面积差异较大，几平方千米至几十万平方千米；水合物出现的深度在0～2000m内，除墨西哥湾的西北部和冲绳海槽水合物出现的最大深度较大外，其余的最大深度都在700m以内。各区沉积物中水合物的含量差异较大，墨西哥湾的西北部水合物的含量较高，平均值20%～30%，最高值为100%；而布莱克海岭和冲绳海槽水合物的含量很低，平均值分别为2%和5%。最后从天然气资源量和天然气资源密度来看，除水合物海岭无数据，Haakon Mosb泥火山较小外，其余各区天然气水合物资源量都比较可观，显示了其强大的勘探开发潜力。
(4)油页岩
油页岩资源评价的参数很多，本次选取的油页岩资源评价关键参数主要有含油率、面积、厚度、体重等参数，以及其他一些地质条件，如层位、埋深、沉积相、灰分含量、挥发分含量、有机碳含量、发热量、含硫量、地质资源量等参数。本书主要选取了绿河组(美国)、伊拉蒂组(巴西)、抚顺和茂名四个地区的油页岩资源评价参数和地质条件进行对比(表9.5)。

表9.5 国内外油页岩资源评价参数和地质条件对比

国内外的油页岩资源埋深都较浅，在1200m以内，我国的多在1000m以内；并且油页岩资源的埋藏层位很新，除巴西伊拉蒂组为二叠系外，其余三个都在古近系或古近-新近系；另外，巴西伊拉蒂组沉积相为海相，其余都为湖相。各地区的含油率也有差异，美国绿河组最高，平均11.44%；其余地区较低，在3%～7%之间。此外，巴西伊拉蒂组、中国抚顺和茂名地区油页岩有机碳含量都较高，平均都在11%之上；巴西伊拉蒂组的含硫量较高；抚顺和茂名地区油页岩的灰分含量、挥发分含量和体重都非常接近。因此，结合最后探明的地质资源量可以看出我国的油页岩资源量相当可观，可以成为我国今后油气勘探开发的重要对象。
(5)油砂
油砂资源评价的参数较多，本次选取的油砂资源评价关键参数主要有油砂含油率、油砂厚度、可采系数等参数，以及其他一些地质条件，如埋深、分布面积、岩石密度、可采资源量、地质资源量等参数。本书主要选取了西加拿大阿萨巴斯卡、中国准噶尔黑油山矿带、松辽图牧吉矿带、四川厚坝矿带和鄂尔多斯庙湾-四郎庙矿带的油砂资源评价参数和地质条件进行对比(表9.6)。

表9.6 国内外油砂资源评价参数和地质条件对比

国内外的油砂资源的埋藏层位较新，都在中生代，埋深浅，大都在600m以内；我国的油砂资源在0～100m埋深内就很丰富了。另外，除了松辽图牧吉矿带油砂厚度(2.1m)较小外，其余地区都较大，平均厚度在10m以上；除西加拿大阿萨巴斯卡油页岩岩石密度无数据外，其余各区岩石密度相近，在2.0～2.2g/cm3之间；除鄂尔多斯庙湾-四郎庙矿带油页岩含油率(3%左右)较小外，其余各区含油率较高，在6%～12%之间；并且除西加拿大阿萨巴斯卡油页岩可采系数无数据外，鄂尔多斯庙湾-四郎庙矿带油页岩可采系数为0.8，其余各区可采系数都为0.85。因此，结合最后的探明可采资源量和地质资源量，我国的油砂资源也非常丰富，可作为接替常规油气资源的后备能源。

常规油气资源评价方法、参数的应用效果
答：可采系数是指地质资源中可采出的量占地质资源量的比例,是从地质资源量计算可采资源量的关键参数。 油气藏本身是评价单元内的地质体,其地层、沉积相等地质要素在评价单元内具有相似性。因此,油气藏内的已探明油气资源的可采性与评价单元内油气资源的可采性可以类比研究。基于以上认识,确定了通过油气藏解剖研究可采系...

油气资源评价基础参数的确定
答：因此,烃源岩对油气成藏的贡献取决于它的不同时期生烃量的多少。可以采用“作用决定地位”或“贡献决定地位”的思路进行评价。评价参数可选用“体积生烃率”、“阶段体积生烃率”。 (1)体积生烃率 “体积生烃率”指单位体积的烃源岩所生成的烃类,反映单位烃源岩的生烃贡献。计算公式为: 体积生烃率=V岩石×...

石油天然气关键参数研究与获取
答：评价参数直接影响评价方法的有效性,不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数;最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响;油气资源丰度是应用类比法的依据,由已知区带的油气资源丰度评价未知区带的资源丰度;可采系数是将地质资源量转化成可采资源量的关键参数。 (...

常规油气评价方法
答：全国油气资源评价系统建设 式中:q0— —探区油藏规模最小值; qmax——油藏规模最大值; A——不随勘探程度而变化的分布特征参数; r— —样本中位数油藏规模,会随勘探程度不同而变化; q——油藏储量规模,其值在油藏规模最大值和最小值间变化。 从(4-2)式可见,如果令r=0,分布则为帕莱托分布,因此,称这种...

油气资源供应风险评价指标体系
答：用公式可表示为：对外依存度＝（资源进口量－资源出口量）/资源消费量。资源对外依存度的计算有的用资源进口量占资源消费量的比例，有的用资源净进口量占消费量的比例来表示。对油气资源供应风险评价来说，用净进口量可能更能反映问题。一般来说，对国际市场依存度的提高，意味着风险因素的增多和不安全...

探明自家的“存底”—应当怎样评价油气资源?
答：储量（或资源量）与“体积”和“丰度（或单储系数）”有关。它的一般公式是将含油面积、油层厚度、油层的孔隙度、含油饱和度、油的密度、体积系数等参数连乘。但是，由于参数的多寡不一，得出的结果往往不是一个数，而是许多的数（变量），这些数就组成了某一种数学分布，比如正态分布、对数正态分布...

非常规资源评价方法
答：在本次油气资源评价中，对于非常规资源，重点采用体积法，这类算法比较简单，仅通过参数之间简单的加、减、乘、除等运算，就可以得出结果。根据所要评价的资源类型的不同，这类方法采用的基础数据有差异。（一）煤层气体积法 1.有煤炭储量 （1）需要参数：煤炭储量 Gi煤 含气量 C 技术可采系数 R ...

资源评价
答：我国第二、三轮油气资源评价在统一的规范要求下,结合各盆地实际地质条件选取了不同的油气排聚系数。一般说来,天然气最小选值为0.7‰,最大选值为20‰,一般介于2‰～4‰。详细情况参见表4-4-11、图4-4-31、图4-4-32。柳广第等统计了我国各盆地石油运聚系数(表4-4-12),元古宙运聚系数为1%,古生代为3%...

常规天然气和非常规天然气区别
答：非常规油气有两个关键标志:一是油气大面积连续分布,圈闭界限不明显,二是无自然工业稳定产量,达西渗流不明显;两个关键参数为:一是孔隙度小于10％,二是孔喉直径小于1μm或空气渗透率小于1mD.而常规油气,在上述标志和参数方面表现明显不同,孔隙度多介于10％～ 30％,渗透率多大于1mD.非常规油气评价重点...

非常规油气资源评价方法对比
答：然而随着人们对非常规油气资源的关注,国内外非常规油气资源评价方法越趋成熟,国内外在评价方法的选取上是可以互相借鉴的,其中很多方法大体上是相同的,但由于盆地在地质条件上的差异,对关键参数的选取上是有区别的。 (1)泥页岩气 页岩气资源的评价参数比较多,本次选取的页岩气资源评价关键参数主要有总有机碳含量、...