GB／T 41614-2022  页岩气可采储量评估方法

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

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，

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，

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。

bs标准GB/T41614—2022

企业规定收益率时，求得的 济可米储量 即为财务内部收益率。

根据评估基准日之前的累计产量、产量预测曲线中储量经济寿命期的累积产量和确定原则，进行经 济可采储量计算。按式（2）计算：

...........i.................

经济极限法是根据产量、压力、时间等历史数据变化曲线，外推到经济极限点时求得经济可采储量 的方法。经济极限点以上的累积产量即为经济可采储量，计算公式见式（2）。 经济极限产量定义为页岩气所产生的月净收入等于操作该页岩气田的月净支出（维护运营的操作 成本和税费）时的产量。经济极限产量计算见式（3）：

Q 经济极限产量，单位为万立方米每月（10*m"/月）； C 固定成本，单位为元每月（元/月）； P 不含税气价，单位为元每千立方米（元/10°m）； T邓 气税费，单位为元每千立方米（元/103m）； Cv 可变成本，单位为元每千立方米（元/103m）； R 页岩气商品率，%。 在应用经济极限法计算经济可采储量时，采用的开发数据、估算方法、开采规律判断及趋势预测应 与动态法估算技术可采储量一致。经济极限法需要成本、价格、相关税费等经济参数，主要适用于开发 中、后期经济可采储量的计算。

5.4经济评价估算参数

勘探投资根据可利用的探并、评价并的投资净值估算。开发建设投资按开发方案或概念设计估算， 可结合开发实践中投资学习曲线进行开发建设投资估算。 资金筹措资本金比例不低于20%，也可按企业的规定执行；弃置费用按弃置方案估算，无弃置方案 的可按国家或企业的规定提取。

6.4.2总成本费用估算

总成本资用是指在生产 包括生产成本和期间费用。总成本也可 #行费用估算

6.4.3折旧、折耗费

宜采用平均年限法计算固定资产折旧，采用产量法计算油气资产折耗。折旧、折耗内容包括新增勘

GB/T41614—2022

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。

根据国家规定和合同销1 不不同类别用户时，可根错分配日 气量取加权平均价格

产过程中发生或预计发生的损耗和自用情况综

值6%～8%。也可接企业内部规定标准取值。

6.5经济评价估算要求

6.5.1应根据利用的探并、评价并投资净值估算资本化的探投资，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、价格等经济指标认证标准，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。

以技术可采储量最佳估 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。

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 性。

按附录A中表A.1,以最佳估值对储量规模进行评价。

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

通过计算技术可采储量高估值与低估值的比值，或可采储量概率分布的P10与P90比值、方差 描述评估结果的不确定性

表A.1按照技术可采储量大小密封圈标准，将储量规模分为5类。