石油勘探与开发 >

2022 , Vol. 49 >Issue 3: 522 - 529

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20210598

油气勘探

未开发远景区页岩气的综合评价方法——以伊朗卢雷斯坦页岩气区为例

  • ABDOLLAHI Reza , 1 ,
  • MOTAHHARI Seyed Mahdia 1 ,
  • ASKARI Amir Abbas 1 ,
  • HEMATPUR Hamed 1 ,
  • ZAMANI Ziba 2 ,
  • TIRTASHI Rahim Bagheri 3 ,
  • DARYABANDEH Manouchehr 3 ,
  • 陈浩 , 4
展开
  • 1.伊朗德黑兰石油工业研究所 EOR 研究部,德黑兰 1485613111,伊朗
  • 2.伊朗德黑兰石油工业研究所地球科学部,德黑兰 1485613111,伊朗
  • 3.伊朗国家石油公司勘探局地球化学部,德黑兰 1994814695,伊朗
  • 4.中国石油大学（北京）安全与海洋工程学院,北京 102249
联系作者简介：陈浩（1985-）,辽宁北票人,博士,中国石油大学（北京）海洋油气工程系副教授,主要从事油气渗流理论及应用、提高油气采收率及非常规油气藏高效开发等方面的研究。地址：中国石油大学（北京）安全与海洋工程学院,邮政编码：102249。E-mail：

第一作者简介：ABDOLLAHI Reza（1986-）,伊朗人,硕士,伊朗石油工业研究所 EOR 研究中心高级油藏工程师,主要从事酸化、钻井、非常规储集层评估、地下储氢和油气项目的经济评价等方面的研究。地址：伊朗德黑兰石油工业研究所,邮政编码：1485613111。E-mail：

收稿日期: 2021-12-23

  修回日期: 2022-03-16

  网络出版日期: 2022-05-25

收起

A systematic step-wise approach for shale gas assessment in undeveloped prospects: A case study of Luresan shale gas area in Iran

  • Reza ABDOLLAHI , 1 ,
  • Seyed Mahdia MOTAHHARI 1 ,
  • Amir Abbas ASKARI 1 ,
  • Hamed HEMATPUR 1 ,
  • Ziba ZAMANI 2 ,
  • Rahim Bagheri TIRTASHI 3 ,
  • Manouchehr DARYABANDEH 3 ,
  • Hao CHEN , 4
Expand
  • 1. EOR Research Department, Research Institute of Petroleum Industry, Tehran 1485613111, Iran
  • 2. Geosciences Department, Research Institute of Petroleum Industry, Tehran 1485613111, Iran
  • 3. Geochemistry Department, Exploration Directorate, National Iranian Oil Company, Tehran 1994814695, Iran
  • 4. College of Safety and Marine Engineering, China University of Petroleum-Beijing, Beijing 102249, China

Received date: 2021-12-23

  Revised date: 2022-03-16

  Online published: 2022-05-25

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石油勘探与开发》编辑部 所有
Fold

摘要

页岩气评价方法及关键参数研究表明,仅靠技术指标来寻找地质甜点并不能实现页岩气的商业经济开发。通过将总有机碳含量、镜质体反射率等技术指标与内部收益率、投资回收期等经济指标相结合,提出一套经济指标和技术指标相结合的研究方法,用以筛选页岩气未开发区的最佳技术经济开发甜点。采用该方法通过总有机碳含量、镜质体反射率、有效储集层厚度和含气量等参数筛选21个地质甜点。再基于类比研究法,以压力梯度、黏土矿物含量、埋藏深度等参数为类比依据,选择Eagle Ford页岩为类比对象,提取采收率和生产曲线两项指标,估算研究区的技术可采储量。在此基础上,结合内部收益率、投资回收期等经济指标评价地质甜点的经济性。应用这套多参数综合评价方法,对伊朗卢雷斯坦地区白垩系页岩气储集层S1层和S2层进行评估,确定该区域的最佳技术经济开发甜点。结果表明,在净现值取其P10值（累计概率10%时对应的参数值）的情况下,技术可采储量和经济可采储量总量分别为7 875×108 m3和4 306×108 m3,有11个地质甜点具有商业开发价值,其中1号甜点价值最高,净现值为35×108 美元。

关键词： 页岩气; 地质甜点; 技术经济开发甜点; 页岩气经济评价; 伊朗; 卢雷斯坦地区; 白垩系

本文引用格式

ABDOLLAHI Reza , MOTAHHARI Seyed Mahdia , ASKARI Amir Abbas , HEMATPUR Hamed , ZAMANI Ziba , TIRTASHI Rahim Bagheri , DARYABANDEH Manouchehr , 陈浩 . 未开发远景区页岩气的综合评价方法——以伊朗卢雷斯坦页岩气区为例[J]. 石油勘探与开发, 2022 , 49(3) : 522 -529 . DOI: 10.11698/PED.20210598

Abstract

Key parameters and evaluation methods of shale gas show that it is not possible to guarantee the commercial and economic development of shale gas by sorting out geological sweet spots only according to technical indicators. A research method combining technical indicators including total organic carbon content and vitrinite reflectance with economic indicators including internal rate of return and investment payback period is proposed to screen the best technological and economic development sweet spots in undeveloped areas. This method was used to evaluate the best technological and economic development sweet spots in Cretaceous shale gas reservoirs S1 and S2 of Luresan area, Iran. First, 21 geologic sweet spots were picked out based on effective reservoir thickness, vitrinite reflectance and gas content. Then, based on analogy method, the pressure gradient, clay mineral content, buried depth and other parameters were taken as comparative indicators, the Eagle Ford shale as comparison object, recovery factor and production curve were extracted to estimate the technologically recoverable reserves of the study area. On this basis, the economic indexes such as internal rate of return and investment payback period were used to evaluate the economy of the geological sweet spots. In the case of P10 distribution, the total technologically recoverable reserves and economically recoverable reserves are 7875×108 m3 and 4306×108 m3 respectively, 11 geological sweet spots have commercial development value, among which, No. 1 sweet spot has the highest value, with a net present value of 35×108 USD.

Key words： shale gas; geological sweet spot; techno-economic area; economic evaluation; Iran; Lurestan region; Cretaceous

0 引言

技术经济开发甜点的筛选是页岩气高效开发的前提[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15]。目前常规的筛选方法有三维地震资料解释、测井、数据挖掘、多数据集成以及类比研究[16,17,18,19,20,21,22,23,24,25,26],如马永生等[27]、Altamar等[28]基于地质、工程和经济评价等3方面的关键参数,对中国潜在页岩气资源进行了评价。Li等[29]通过关键参数信息的叠加图来判别页岩气甜点分布。除常用的评价指标[30]外,Jing等[31]认为页岩气储集层的构造和位置对甜点也具有重要作用。但这些方法存在选用参数不统一的问题。在页岩气经济评价方面,Madani等[32]利用经济可采储量和技术可采储量来判别甜点,但多参数综合评价方法在传统的甜点筛选过程中尚未应用,特别是未应用于未开发区。
本文提出经济指标和技术指标相结合的研究方法,将总有机碳含量、镜质体反射率等技术指标与内部收益率、投资回收期等经济指标相结合进行评价,并以伊朗卢雷斯坦地区为例,采用多参数综合评价方法来筛选页岩气未开发区的最佳技术经济开发甜点,以期降低页岩气开发的风险,实现页岩气高效开发及商业化生产。

1 页岩气技术经济评价

本文的技术经济甜点区筛选方法概括为以下4个步骤：①地质甜点识别;②页岩气开发关键参数类比;③技术可采储量、完全覆盖甜点所需的井数估算;④地质甜点经济评价。

1.1 页岩气地质甜点识别的关键参数

页岩气开发潜力受多因素影响,关键参数包括页岩气储集层有效厚度、总有机碳含量、镜质体反射率、矿物含量、单位岩体含气量、储集层埋深、孔隙度、渗透率和力学性质等[33,34,35,36,37]。页岩气富集程度高的区域称为地质甜点,一般包括4项关键评价指标,分别为页岩气储集层有效厚度（H）、总有机碳含量（TOC）、镜质体反射率（Ro）、单位岩体含气量（Gc）等。这些指标直接影响页岩气地质储量的计算,其临界值分别为：①H≥30 m;②TOC≥2%;③Ro≥1.2%;④Gc≥2.5 m3/t[36,37]。

1.2 页岩气开发关键参数类比

类比研究是从类似已开发的页岩气区块中选择评价未开发页岩气区块关键参数的一种方法。该方法假设已知页岩气储集层的关键参数与目标储集层具有可比性。目标函数选择不同,类比研究的比较标准不同。本文目标函数选择以下两个关键指标：生产曲线和采收率。尽管类比法的结果并不精确,但目前仍是页岩气初期开发评价最实用的方法之一。
北美和加拿大有大量已探明开发的页岩气区块,有大量数据可供参考,特别适合进行类比分析。可用于类比的参数包括深度、裂缝强度、黏土矿物含量、页岩气储集层有效厚度、压力梯度、吸附气占比以及脆性矿物含量。生产曲线和采收率等关键指标可以从类比区块的页岩气开发数据中提取。

1.3 技术可采储量及覆盖甜点的井数估算

只有泄气面积内的页岩气才能被开采,所以当井距远大于泄气面积时,计算页岩气采收率没有意义。由于页岩气储集层基质渗透率极低,泄气面积近似于裂缝网络面积,因此需要计算裂缝网络周围的井距,以表征泄气面积。Dong等[38]通过大量页岩气裂缝破碎带特征,总结了页岩气开发的代表性泄气区域（见图1）。该区域为一个305 m宽的矩形区域,长度等于水平段长度加上水平段两端边界的距离（244 m）。（1）式为已知水平段长度时计算气井泄气面积。
图1 页岩气井典型泄气面积
（据文献[38]修改）
Sw=305(Lh+244) （1）
通过（2）式可估算完全覆盖甜点时所需的井数。
${{N}_{w}}=\frac{{{A}_{gs}}}{{{S}_{w}}}$ （2）
通过（3）式可估算技术可采储量。
Gt=GEr （3）
通过（4）式可估算单井技术可采储量。
$EUR=\frac{{{G}_{t}}}{{{N}_{w}}}$ （4）

1.4 地质甜点经济评价

1.4.1 估算未评价区页岩气生产曲线
页岩气井的生产曲线与常规气井有很大不同。页岩气开发到一定程度后,产量急剧下降,随后产量长期保持较低水平。类似的已开发页岩气井的生产曲线为未评价区页岩气生产曲线的估算提供了重要依据。
类比研究中,可根据单井的技术可采储量和类似的已开发页岩气井生产曲线的总体趋势估算未评价区页岩气生产曲线。通过对研究区域的生产曲线进行调整,使曲线下方面积等于可采储量。图2为基于类比研究法估算的研究区25年的单井技术可采储量。
图2 基于类比研究法估算的研究区单井技术可采储量
1.4.2 基于稳产开发策略制定钻井计划
可持续生产是气田开发考虑的主要因素之一,意味着甜点在一定时间内都应具有固定的平台产量（以生产时间为25年为例）。考虑25年内每口井产量的递减率,按照每个甜点的总井数调整钻井计划,通过新增气井数量来弥补产量的下降,使每个甜点能够以固定平台产量进行生产开发,以达到气田稳产开发的目的。
1.4.3 地质甜点的经济可采储量估算
经济评价有助于甜点的进一步筛选。采用随机方法计算可以得到净现值、内部收益率、投资回收期等参数,该方法以资本支出、折现率、天然气价格和运营支出的P10、P50、P90值为主要参考依据。
本文使用Madani等[37]的方法来确定每个甜点的经济可采储量,定义小于5年的投资回收期且内部收益率大于20%的地质甜点具备经济开发价值。

2 卢雷斯坦地区页岩气区块评价

2.1 卢雷斯坦地区页岩气地质背景

与北美相比,中东地区已探明页岩气区块的数量并不多。伊朗卢雷斯坦地区和Zagros主逆断层交接区域勘探发现S1、S2两套白垩系页岩气储集层[39,40,41,42,43]。
卢雷斯坦地区位于伊朗西南部,是Zagros叠瓦带的一部分,其东北部和东南部的边界分别为Zagros主逆断层和Dezful海湾[44,45]。两套地层主要由富含有机质的页岩夹层和深灰泥晶灰岩组成[46]。页岩样品的分析表明,这些地层的TOC值为1%~9%[47],有机质类型主要为Ⅱ型干酪根。尽管之前已对该区域进行了地质研究,但迄今为止尚未进行页岩气开发可行性研究和经济评价。此外,该区域面积广阔,且没有进行任何试产,为了降低页岩气开发的风险,本文根据上述技术经济开发甜点识别工作流程,采用多参数综合评价来筛选该地区技术经济开发甜点。

2.2 地质甜点筛选

利用网格长、宽、高为500 m、500 m、5 m的静态模型筛选卢雷斯坦地区的甜点。选取模型中每个单元格的TOC值、镜质体反射率、储集层有效厚度和含气量作为地质甜点的筛选参数。首先选取TOC≥2%以上的地层进行评估,并进一步根据其他3个关键指标的临界值作为筛选标准,以Ro≥1.2%、H≥30 m和Gc≥2.5 m3/t为条件筛选甜点,符合条件单元格显示为绿色（见图3a—图3f）。
图3 卢雷斯坦地区页岩气分层信息及叠加筛选甜点示意图
（a）储集层S1中Ro≥1.2%的区域;（b）储集层S2中Ro≥1.2%的区域;（c）储集层S1中Gc≥2.5 m3/t的区域;（d）储集层S2中Gc≥2.5 m3/t的区域;（e）储集层S1中H≥30 m的区域;（f）储集层S2中H≥30 m的区域;（g）地质甜点及编号
考虑到已有各类型油气井、供水情况和主要天然气管道的覆盖程度,根据绿色单元格的叠加程度和范围筛选出了21个地质甜点（见图3g）。

2.3 储集层关键参数类比研究

由于卢雷斯坦页岩气未投入开发,没有生产数据,因此通过类比研究,从已开发页岩气区块寻找类比区域提取关键参数确定研究区的地质信息。将S1、S2页岩气储集层与Marcellus、Barnett、Woodford、Fayettville、Haynesville、Bossier、Muskwa、Eagle Ford、Utica和Montney页岩气储集层进行比较。表1为用于类比研究的页岩气储集层的关键参数,包括深度、裂缝密度（30 m内的裂缝数量）、脆性矿物含量、吸附气占比、黏土矿物含量、页岩气储集层有效厚度和压力梯度等参数,并将这些参数与S1、S2储集层的同类参数进行类比。
表1 类比研究的页岩气储集层关键参数（据文献[48,49]修改）
地区 地层 深度/
m		 裂缝密度/
（条•30 m-1）		 脆性矿物含量/
%		 吸附气占比/
%		 黏土矿物含量/
%		 H/m 压力梯度/
（MPa•km-1）
Appalachian Basin Marcellus 1 905.0 10 62.0 45.0 35.0 38.10 13.78
Mississip plan Barnett 2 286.0 9 60.0 55.0 25.0 38.10 10.85
Oklahoma Woodford 2 590.8 7 60.0 60.0 20.0 45.72 11.75
Arkansas Fayettville 1 219.2 9 47.0 60.0 38.0 41.14 9.95
Salt Basin Haynesville 3 657.6 0 50.0 25.0 30.0 79.24 18.08
Louisiana Bossier 3 550.9 9 42.0 55.0 42.0 74.67 17.63
Alaska Muskwa 2 438.4 9 70.0 20.0 20.0 121.92 11.53
Texas Eagle Ford 2 133.6 5 75.0 25.0 15.0 60.96 11.08
Tunisia Utica 1 264.9 9 30.0 60.0 20.0 152.40 11.75
Western Canada Montney 1 920.2 10 70.0 10.0 15.0 106.68 10.17
Luresan S1 3 210.1 9 88.8 34.4 6.4 75.28 10.85
Luresan S2 3 435.1 9 88.5 52.7 4.8 37.49 10.85
计算其他地区页岩储集层参数（深度、裂缝密度、脆性矿物含量、吸附气占比、黏土矿物含量、有效储集层厚度和压力梯度）与S1、S2页岩气储集层相应参数的最小平方差,结果显示Eagle Ford页岩气储集层与S1、S2页岩气储集层之间的差值最小,地层条件最相似（见图4）。
图4 S1、S2页岩气储集层与其他地区页岩气储集层最小平方差对比
Eagle Ford页岩气井的采收率和水平段平均长度约为31%和2 029 m。该页岩气采收率的概率分布遵循皮尔逊型分布。提取Eagle Ford页岩气井参数用于S1和S2页岩气储集层的开发和成本估算。Eagle Ford页岩气生产曲线如图5所示,该图已针对研究区进行了调整。
图5 Eagle Ford页岩气单井生产曲线
（据参考文献[49]）

2.4 技术可采储量和计划钻井数

本研究假设在25年内以最大产能进行生产,并根据该规划调整每个甜点的钻井计划,得到25年内每个甜点的钻井数量。将甜点参数代入（1）—（4）式,计算得到各甜点25年内所钻井数、技术可采储量和单井预计最终可采储量的P10、P50、P90值（见表2）。各甜点的技术可采储量与单井预计最终可采储量在P10概率分布情况下普遍高于P50、P90,其中1号甜点综合评价最佳,25年内所需钻井数量排名第2,达458口,可采储量在不同概率分布下均排名较高,技术可采储量远超其他甜点,分别为852.2×108,1 058.9×108,1 364.7×108 m3。甜点序号为5,9,12,13,14,20,21的技术可采储量不高,综合评价欠佳。
表2 地质甜点的所需井数、技术可采储量和单井预计最终可采储量表
甜点序号 井数/口 技术可采储量/108 m3 单井预计最终可采储量/104 m3
P90 P50 P10 P90 P50 P10
1 458 852.2 1058.9 1364.7 18 633 23 107 29 818
2 247 376.6 467.2 603.1 15 235 18 916 24 409
3 257 348.2 430.4 557.8 13 536 16 792 21 663
4 130 240.7 297.3 385.1 18 491 22 937 29 591
5 45 68.0 84.9 110.4 15 178 18 831 24 296
6 69 135.9 169.9 220.8 19 879 24 664 31 800
7 241 300.1 370.9 478.5 12 431 15 404 19 879
8 263 402.0 498.3 645.5 15 319 18 001 24 490
9 61 70.8 87.8 113.3 11 695 14 498 18 689
10 175 266.1 331.3 427.5 15 263 18 916 24 409
11 61 107.6 133.1 172.7 17 641 21 889 28 232
12 36 48.1 59.5 76.4 13 196 16 339 21 096
13 32 73.6 90.6 116.1 22 795 28 289 36 501
14 33 48.1 59.5 76.4 14 498 17 981 23 220
15 215 235.0 291.6 373.7 10 902 13 507 17 443
16 520 591.7 733.3 945.6 11 383 14 102 18 208
17 147 138.7 172.7 223.7 9 543 11 808 15 263
18 352 410.5 509.6 659.7 11 695 14 498 18 718
19 81 116.1 144.4 184.1 14 272 17 698 22 824
20 68 59.5 73.6 93.4 8 637 10 704 13 819
21 26 28.3 36.8 45.3 11 129 13 790 17 811

2.5 地质甜点经济评价

在确定技术可采储量的基础上,确定经济可采储量。该阶段首先规划每个地区的钻井数量。生产规划决定钻井计划,并根据该规划调整每个甜点的钻井计划。如上节所述假设在25年内以最大产能进行生产,得到25年内每个甜点的钻井数量（见表2）,图6为各甜点的平台产量和井数。
图6 甜点区的井数和平台产量
现金流动模型是基于气井生产时间25年的前提下构建的。该模型基于随机方法考虑了采收率和经济参数（天然气价格、折现率、钻井成本、完井成本和运营成本）、产量概率分布、气井产能等参数。由于伊朗页岩气开发经验较少,因此沿用Eagle Ford页岩气开发的成本支出,对筛选出的地质甜点进行经济评价。图7为Eagle Ford的资本支出情况,其中钻井成本和完井成本所占比例高达80%。钻井成本主要包括钻机租赁、钻井液、套管、水泥及其他相关支出,占比32%。完井成本主要包括压裂泵、压裂设备、支撑剂、完井液和返排液等支出,占比48%。除钻井、完井外的其他支出主要为人工举升、设备、保险和咨询等费用,占比约为20%。
图7 Eagle Ford页岩气开发的资本支出分类及占比图
Eagle Ford页岩气的单位开发成本取决于很多因素[6]。因此,本次研究采用概率分布对S1和S2两套地层的页岩气井进行经济性分析,而不是参考钻井成本和完井成本的精确值（见表3）。其他支出成本根据其权重进行估算。
表3 卢雷斯坦地区页岩气采收率和经济参数表
每段完井成本/106 美元 单位钻井成本/（美元•m-1） 运营成本/（10-3 美元•m-3）
分布图 正态
分布值		 P10 P50 P90 分布图 正态
分布值		 P10 P50 P90 分布图 正态
分布值		 P10 P50 P90
标准型 0.19 0.18 0.19 0.20 标准型 426.53 393.72 426.53 459.34 标准型 48.74 42.74 48.74 54.39
天然气价格/（10-3 美元•m-3） 折现率/% 采收率/%
分布图 正态
分布值		 P10 P50 P90 分布图 正态
分布值		 P10 P50 P90 分布图 正态
分布值		 P10 P50 P90
三角型 149.05 199.91 123.62 105.96 标准型 15 12 15 18 皮尔逊型 32.16 40.00 31.00 25.00
假设采用双分支井的钻完井方式,对每口井的钻井成本进行估算。图8为S1和S2地层的完井示意图,其中的绿色方框显示了裂缝的位置及段数。根据Eagle Ford页岩气开发基础资料,估算了水平段长度、单位钻井成本、水平段的压裂段数和单位完井成本。
图8 卢雷斯坦地区页岩气钻井、完井示意图
表4为卢雷斯坦地区所有地质甜点的参数。为了估算每口井的钻井成本和完井成本,采用以下公式：
Cd=（Lv+2Lh）Cdu （5）
Cc=2nCcu （6）
表4 卢雷斯坦地区地质甜点基础数据表
甜点序号 面积/km2 S1层原始天然气地质储量/108 m3 S2层原始天然气地质储量/108 m3 S1层深度/m S2层深度/m
1 317 2 370 1 070 2 865 3 066
2 171 1 506 558 3 037 3 184
3 178 1 393 541 2 822 2 967
4 90 963 419 3 701 3 944
5 31 275 127 3 281 3 481
6 48 549 249 3 728 3 904
7 167 1 198 513 2 828 2 992
8 182 1 611 714 2 376 2 542
9 42 286 139 2 223 2 404
10 121 1 068 464 2 783 2 970
11 42 430 167 3 912 4 184
12 25 190 85 4 017 4 258
13 22 292 127 4 031 4 342
14 23 193 76 3 219 3 531
15 149 937 368 3 021 3 218
16 360 2 367 926 4 180 4 518
17 102 561 255 3 071 3 351
18 244 1 648 685 3 613 3 860
19 56 462 178 3 189 3 476
20 47 235 105 3 357 3 554
21 18 116 48 2 161 2 391
Eagle Ford页岩气运营成本为45.9~97.5美元/103 m3。运营成本包括水处理、处置费用、设备维护、井口设备、泵燃料费和一般管理费用（主要为人工成本）。考虑到Eagle Ford页岩气开发中不同类别成本及其权重,本研究通过适当地调整,划分出一个合适的运营成本区间。
页岩气开发的商业价值主要取决于天然气价格这一外部不确定因素,其容易受多种因素影响。在本研究中,最低天然气价格为伊朗石化行业的天然气底价,最高天然气价格为出口到邻国的天然气价格。表3总结了最高和最低天然气价格及其分布。
对上述成本和价格进行经济性分析,结果表明在净现值取其P90和P50值的情况下,所有甜点的估算净现值为负值,经济开发价值不高（见图9）。
图9 卢雷斯坦地区不同期望值下页岩气地质甜点开发净现值
在乐观情况下（净现值取其P10值）,所有地质甜点的净现值均为正值,可进一步估算其经济可采储量。图10为卢雷斯坦地区页岩气地质甜点开发的内部收益率和投资回收期,按内部收益率大于20%且最大投资回收期小于5年来评价,共有11个地质甜点具有商业开发价值,其序号分别为1,2,4,5,6,8,10,11,13,14,19。这些区域的技术可采储量和经济可采储量分别为7 875×108 m3和4 306×108 m3,其中1号甜点商业开发价值最高,该区域的净现值最高,为35×108 美元,且在25年内的平台产量最高。
图10 卢雷斯坦地区页岩气开发地质甜点的内部收益率和投资回收期
（按Eagle Ford页岩气开发成本计算）

3 结论

提出了一种经济指标和技术指标相结合的多参数综合评价方法用于筛选页岩气未开发区块技术经济开发甜点。该方法概括为以下4个步骤：①地质甜点识别;②页岩气开发关键参数类比;③技术可采储量、完全覆盖甜点所需的井数估算;④地质甜点经济评价。页岩气地质甜点识别的关键参数包括4项关键指标,页岩总有机碳含量、镜质体反射率、储集层有效厚度、单位岩体含气量等。
基于该方法,参照Eagle Ford页岩气,对卢雷斯坦地区白垩系页岩气进行类比分析。结果表明,Eagle Ford页岩气地层与卢雷斯坦地区白垩系S1地层、S2地层的关键参数具有可比性。在净现值取其P50和P90值的情况下,其商业开发价值不高。在净现值为P10概率分布的情况下,21个地质甜点的技术可采储量和经济可采储量总量分别为7 875×108 m3和4 306×108 m3,预计有11个甜点具有商业开发价值,其中1号甜点的商业开发价值最高,净现值为35×108 美元。
符号注释：
Ags——单个甜点的总面积,m2;Cc——完井成本,美元;Ccu——单位完井成本,美元/段;Cd——钻井成本,美元;Cdu——单位钻井成本,美元/m;Er——采收率,%;EUR——预计最终采收率,%;G——单个甜点原始地质储量,108 m3;Gc——单位岩体所含的气体量,m3/t;Ge——经济可采储量,108 m3;Gt——技术可采储量,108 m3;H——有效储集层厚度,m;Lh——水平段的长度,m;Lv——垂直段的长度,m;n——水平段的压裂段数,段;Nw——井数,无因次;P10——累计概率为10%时对应的参数值;P50——累计概率为50%时对应的参数值;P90——累计概率为90%时对应的参数值;Ro——镜质体反射率,%;Sw——泄气面积,m2;TOC——总有机碳含量,%。
（编辑 谷江锐）

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