山河为卷，青春作笔。在时代发展与民族复兴的伟大征程中，涌现出一批锐意进取、奋发有为的地质青年们，他们以昂扬姿态勇立潮头，为自然资源领域发展注入源源不断的青春动能。“中国地质调查”特开设“青春正能量”栏目，让我们一同走进他们拼搏奋斗的青春故事，感受蓬勃朝气，汲取奋进力量，以青春之我、奋斗之我，共绘时代发展的绚丽画卷。

西安地调中心沙特填图青年理论学习小组

丝路青年担使命，填图筑梦谱华章

两千多年前，张骞怀揣着丝绸与地图，毅然踏上了出使西域的征程，开启了东西方文明交流的“凿空之旅”。到了2013年，习近平总书记提出的“一带一路”国际经济合作倡议，给21世纪东西方合作与发展按下了“加速键”，为推动全球共同进步、构建人类命运共同体注入了强大动能。西安地调中心基础地质调查领域的一群热血青年们，深入学习了习近平总书记关于共建“一带一路”的重要论述。为了响应中沙联合声明中有关“拓展两国矿业等领域的合作”“支持并鼓励双方在科技等领域的科技交流与合作”的精神，支持沙特实现“2030愿景”，我们带着满腔的青春热情、敢闯敢拼的担当精神，扛着现代中国地质调查的先进技术理念，怀揣着“一带一路”合作共赢的美好愿景，信心满满地开始牵头起草沙特阿拉伯地盾精细地质填图项目标书。万事开头难。6个中青年骨干，靠着连续20天高强度工作，每天只睡3—4个小时，雕琢着标书里的每一个字。第一次顺利提交项目标书后大家合影留念，脸上的喜悦中难掩疲惫。功夫不负有心人，经过一路“披荆斩棘”，在2022年成功拿下了沙特填图项目。14.36亿元人民币，11年，60万平方公里，这么大的项目，究竟谁来做呢？沙特填图指挥部迅速集结了来自31家部局属单位、高校和行业地勘单位的基础地调人才，体现了我们举全行业之力高质量实施填图项目的宏伟目标。在这支精英战队中，管理和专家组成员平均年龄为42岁，填图组成员平均年龄为30岁，充分展现出新时代地质青年在筑梦丝路、科技报国路上的担当。

多边对话架桥梁，风险预控稳根基

从项目实施的那一刻，和平合作、开放包容、互学互鉴、互利共赢的丝路精神就如同指南针一般，始终指引着我们每一步前进的方向。我们都知道，在国际合作中，文化差异、理念分歧、利益冲突这些问题总是如影随形，稍有不慎，合作便会中途“夭折”。从签署协议到项目实施，经历了将近5个月的漫长等待。那么，我们只能坐着干“等”吗？不！项目组把共商、共建、共享作为推进“一带一路”的法宝，以对话代替对抗，就是让合作健康成长的“良药”。在等待期间，中国地质调查局、沙特地质调查局和中国地质矿业总公司前前后后开了十余次会议，仔仔细细地研讨合同里各方的责任和义务。从责任目标、质量管理、HSE管理体系、项目进度监管机制，每一项都抠得仔仔细细，要求也越来越明确。团队青年们更是鼓足干劲，迎难而上。在正式开展工作前，为沙方提交了28个工作计划、8个工作手册，把中沙合作可能遇到的矛盾风险都提前“揪了出来”，精准预控、有效规避，为项目的顺利启动、高质量实施打下了坚实的基础。

沙方技术人员室内培训

标准对接增共识，攻坚克难显担当

不过，作为21世纪全球最大的地质填图技术服务项目，其难度、强度、广度也是超乎想象。团队遇上的第一个“硬骨头”就是设计-填图-成果产品的标准磨合。国内成熟的编图和填图技术体系是我们能取得该项目的核心竞争力，但到了沙特推行起来可谓举步维艰。由于文化和理念的差异，团队工作的每个流程细节、报告的每个标点符号都遭受沙特地调局和第三方监理的“审视”与质疑。从不被认同到平等对话，专家组付出了巨大的努力，在一次次与沙特地调局和监理专家的思维碰撞中，一步步将中国地调技术标准推向世界。

沙方技术人员无人机培训

艰苦朴素一直以来都是地质调查工作的特点，沙特阿拉伯主要为热带沙漠气候，长期高温的天气为野外地质考察增加了难度。沙特填图的青年们是如何开展野外工作的呢？为了避免野外中暑，同志们每天早上五点半就起床吃饭。伴随着蒙蒙亮的天色启程前往作业区，下午2点便开始返回驻地。即便如此，每天工作的最高温度都在37℃以上，夏季更是轻松高于40℃。每一口呼吸都是热浪与身体的交换。岩石露头都烤得发烫，观察、采样都需要戴手套操作。为了防止被紫外线晒伤，无论多高的温度都要穿着长袖、长裤，戴好遮阳帽。如此全副武装，你以为会汗流浃背吗？完全不会！因为你的汗液才刚刚渗出，就立刻随着热浪蒸发掉，只在衣服上留下盐渍。沙特极度缺水，大家生活用水基本都是海水淡化得来的，洗澡水都带着微咸。填图组的同志们经常打趣道：“白天日晒风干，晚上盐水浸泡。管你再怎么鲜嫩的小鲜肉，经过这一道工序，迟早变成老腊肉啊！”

监理专家野外成果验收

除此之外，高强高压的工作模式对人的身心都是巨大的考验。95年的闫佳鑫2022年刚参加工作就被指派到沙特填图项目组，高强度的工作压得他喘不过气，但为了给项目组提交出色的成果报告，他一直在沙特的工作岗位上坚守了238天才第一次回国。回国后，我很自然地问他何时再回沙特？他连忙摆手：“千万别说‘回’，是‘去’！”是啊，“家”才用“回”，而这里才是家。想家，从踏上飞机的那一刻就已经开始了。思念，只能寄托在每一次视频通话中。GIS专家杨博每每拨通家里的电话，女儿总用稚嫩的声音问：“爸爸，你什么时候回来啊，我好想你啊！”他只能一次次重复：“快了，快了。”填图组的张宗言作为“地质二代”，不仅无法顾及家庭，还经常把父亲当外援，在填图现场给中国地质大学（武汉）教授张克信打电话请教专业问题。项目经理郭磊在采访中谈及境外工作，他只说“贡献力量”，他只谈“为国争光”，再往下却不敢讲了。因为，他害怕再想下去，眼前会浮现出父母苍老的面庞，耳旁会响起妻子温柔的叮咛，对家人的亏欠时刻就要喷涌而出。春节，举国欢庆、阖家团圆，留在沙特的项目组成员只能一起包个饺子、录个新春祝福，苦中作乐，以此庆贺。

2025驻沙人员贺新春

为了续写中沙友谊，为了展示中国速度，为了将“一带一路”倡议同沙特“2030愿景”对接，沙特填图团队的青年同志们怀揣地质报国的初心，肩负为国争光的使命，背井离乡、挑灯夜战、分秒必争。一切都能扛过去，一切都必须扛过去！这是中国心，这是地质魂！科技合作促共赢，标杆引领启新程为了让合作更上一层楼，沙特填图团队秉持互利共赢的理念，不仅自主研发了一套全新的地质调查野外采集系统Go-Field，还创新性地建设了全流程数据驱动的编图和填图技术体系，为实现全数字化填图创造了全球典范。通过联合培训沙特技术人员、协同共建联合实验室等方式，促进技术转移与人才成长，打造了中沙合作新亮点。

习近平总书记说过，科技是国之利器，国家赖之以强，企业赖之以赢，人民生活赖之以好。科技合作是共建“一带一路”合作的重要组成部分。沙特填图项目中，青年人才智慧在科技创新中发挥了重要作用。我们深刻体会到，科技创新不仅是技术的突破，更是国家综合实力的体现。“一带一路”倡议不仅是经济合作的纽带，更是文化交流互鉴的桥梁。“中国专家真了不起，通过他们的培训，我们的填图水平有了质的提升。”沙方项目经理阿沙拉夫日前开心地说。“一流的地质调查局，一流的数据库，一流的填图技术，每一张图都是一件艺术品。”项目监理方芬兰资深专家塔皮奥对项目组填图工作给予高度评价。这些赞扬与褒奖让我们自信心和使命感得到进一步增强。如今，中沙地质合作项目已成为两国在资源勘探与地质调查领域深度合作的典范。未来，沙特填图项目团队会继续秉持丝路精神的核心理念，坚定不移践行“一带一路”倡议，以科技合作为纽带，推动各国共同发展、繁荣，为构建人类命运共同体贡献更多智慧与力量！

沙特阿拉伯地盾精细地质填图项目（以下简称：沙特地质填图项目），2023年启动，目前完成了第一阶段的填图工作，标志着中国地质填图标准已成功落地沙特。来自全国30多家单位的150余位专业技术人员参加项目，标志着地质填图国际化人才培养的基地初步建成。广西地勘局、山西省地质调查院等省级地勘单位的积极参与，充分展示了传统区域地质调查专业队伍的优势与潜力。

为坚决贯彻落实国家“一带一路”倡议，落实加强和发展采矿业合作的要求，推进两国战略合作伙伴关系发展；为高质量组织实施沙特地质填图项目，充分展示中国在地质填图领域的技术和人才队伍优势，打造国际地质填图项目合作的样板和典范，现向社会公开招募第三批沙特地质填图项目填图组成员，具体如下：

一、项目概况

沙特阿拉伯地盾精细地质填图项目，由中国地质调查局(CGS) 和中国地质矿业有限公司(CGM)与沙特地质调查局(SGS)于2022年11月28日签订合同，合同金额约14.39亿元人民币。目前该项目已全面启动实施。

（一）工作内容

在沙特阿拉伯地盾区60万平方千米范围内，开展271幅1:10万比例尺地质填图工作。

（二）主要任务

1.利用先进的技术方法开展1:10万精细地质填图，填绘构造-岩性实体地质图。

2.确定主要构造单元的物质组成、构造环境、变形—变质作用过程，提升沙特阿拉伯地盾区的地质演化认识。

3.完善沙特阿拉伯地盾区地层格架、构造—岩浆序列，重建沙特阿拉伯地盾区的地质演化历史。

4.查清金属和非金属矿产资源成矿地质背景，圈定成矿有利区。

（三）实施周期

项目周期11年（2023年-2033年），总体分2个阶段实施：第一阶段5年，主要完成重要成矿区带114幅地质填图工作；第二阶段6年，主要完成其他地区（非成矿带）157幅地质填图工作。

二、项目指标要求

（一）填图指标。填图区域位于沙特阿拉伯王国阿拉伯地盾区，单幅图幅面积约2950平方千米，填图比例尺为1：10万。有效观测地质点分别为750个/幅、500个/幅。

（二）组织方式。2023-2027年，开展114幅图（有效观测地质点750点/幅）。2027-2032年，开展157幅图（有效观测地质点500点/幅）。

（三）人员组成与实施地点。一个填图组由5人组成，包括1名组长、4名填图人员，可配置轮换人员2-3人。按合同要求，所有的工作都要在沙特境内进行。

三、招募岗位

填图组组长、填图组员

四、岗位要求

（一）填图组组长

1.学历要求：地质学专业硕士及以上，学士学位需至少10年以上实际填图工作经验。

2.工作经验：6年以上造山带或构造复杂区地质填图工作经验，至少主持过1轮区调项目，或者从项目优秀组员（至少参与过两个月沙特野外填图）中选拔产生。

（二）填图组组员

1.学历要求：地质学相关硕士及以上，学士学位需至少8年以上实际填图工作经验。

2.工作经验：6年以上构造复杂区和变质岩区地质填图工作经验，至少参与1轮区调项目。

五、主要职责

填图组组长：组织动员专业配备齐全的填图人员；负责填图组技术方法培训和组织管理工作；按照项目制定的技术规范和相关要求组织实施地质填图和质量控制，按时提交填图数据及成果；开展SGS员工野外地质填图的能力提升培训；接受项目部、技术监理（TP）和沙特地质调查局（SGS）的监督检查。

填图组组员：按照项目部和填图组长要求开展野外地质填图工作；按照质量管理要求提交高质量野外地质调查数据；协助组长完成相关数据修改、 质量检查和报告编写；完成组长交办的其它工作。

六、待遇

填图组长及成员待遇由所在单位确定。

七、招募流程

（一）报名。在规定时间内按附件格式提交合格简历至邮箱。

（二）资格审查。项目部对人员进行资格审查和简历筛选，提出面试人选。

（三）组织考试。考试方式以英语面试为主，先由项目部组织模拟面试，模拟面试通过后正式由沙特地质调查局面试。

（四）考察。经面试通过后，由项目部对填图组组长所在单位情况进行考察，主要考察是否具备独立法人和分包承担图幅能力情况。

（五）组织实施。经考察符合后，填图组组长所在单位成立填图组（1个组长、1个副组长、5名填图人员），所在单位与中国地质调查局西安地质调查中心和中国地矿沙特分公司联合签订合同。

八、申请截止时间

2025年3月30日

九、联系方式

请将个人项目参加人员简历（格式见附件）发至邮箱：pingyang-322@163.com

联系人：贺老师，029-89232393，13892858746

赵老师，029-89235536，18392019387

附件：

　　中国地质调查局沙特地质填图项目部

2024年3月18日

共建“一带一路”，为中国和世界开启了一扇实现互联互通、共享发展红利、通往美好未来的大门。

在“一带一路”建设中，科技合作是支撑服务互联互通、生态文明建设、应对全球性重大挑战的有效手段，也是深化与共建国家互通合作的桥梁纽带。作为其中的重要组成部分，十年来，地学领域的国际合作瞄准解决人类社会发展共同面临的资源与环境问题，不断拓展科技合作对象与合作领域，助力地学发展惠及更多国家和地区，取得了一系列显著成果和进展。

搭建国际合作平台 地学合作研究领域更广阔

共建“一带一路”倡议提出十年来，自然资源部中国地质调查局坚持围绕建设人类命运共同体和地质科技前沿，不断拓展国际合作网络，在之前与50个国家合作的基础上，近年来与尼泊尔、委内瑞拉、孟加拉国等19个国家地质调查机构建立了合作关系，推动地学合作研究走向更广阔的领域。为切实应对解决区域资源环境的重大关切、推动区域经济社会持续发展，在自然资源部、外交部等部委的指导下，中国地质调查局先后成立了中国—上海合作组织地学合作研究中心、中国—东盟地学合作中心、中国—阿根廷地球科学合作中心、中国—非洲地学合作中心等国际地学合作平台。早在2014年成立的中国—上海合作组织地学合作研究中心，依托中国地质调查局西安地质调查中心，目前已与13个上合组织国家签署合作协议，联合实施合作项目50余个。该中心组织开展的中亚天山和特提斯两大全球性成矿带基础地质研究、地质编图、成矿规律对比研究项目，覆盖了中国西部及周边国家所有跨境成矿带，实现了标准、数据和地质界线的对接，提高了对地质作用过程的认识水平。2018年成立的中国—东盟地学合作中心，依托中国地质调查局成都地质调查中心和广西壮族自治区地质矿产勘查开发局共建，助推中国地质调查局与柬埔寨、老挝、缅甸、印度尼西亚等东盟国家建立地学领域双边合作关系，签署合作谅解备忘录9份、项目合作协议8份。成都地质调查中心目前正在着力推进国家自然科学基金重大研究计划“特提斯地球动力系统”、重点基金集成项目“特提斯构造域地质构造编图及区域对比研究”和国际地球科学计划项目“特提斯成矿域矿产资源成矿预测、可持续发展和综合利用”项目，今后还将联合东南亚、南亚相关国家共同编制特提斯构造域1: 500万地质图、构造图、成矿规律图等系列地质图件。2022年，中国—阿根廷地球科学合作中心在中阿建交50周年之际成立，中心秘书处分设于中国地质调查局南京地质调查中心和阿根廷地质调查局布宜诺斯艾利斯总部。今年7月，阿根廷地质调查局、中国地质调查局南京地质调查中心、中国科学院南京土壤研究所联合申报的“黑土地土壤退化诊断评价与动态监测技术合作研发”项目，获得江苏省科技计划“一带一路”创新合作项目经费支持。三方将合作在阿根廷构建土壤退化动态监测平台，在全球黑土地退化成因规律及精准诊断与评价方面推广中国经验。

中国地质调查局调查团队在“沙特阿拉伯地盾水系沉积物及重砂样品高精度地球化学勘查”项目现场。资料图

基于中国地质调查局与南非、苏丹、坦桑尼亚等14个非洲国家开展的地学合作，以及搭建的多边、多国、多领域的国际合作网络，今年3月，由中国和非洲国家地质调查机构、科研机构和高等院校等共同建设的中国—非洲地学合作中心在湖北武汉成立。该中心将力争打造成具有显著影响力的非洲地球科学合作创新和技术发展新高地、促进非洲相关国家经济社会可持续发展的信息枢纽。

牵头实施国际大科学计划  共同破解全球资源环境问题

实施国际大科学计划是解决重大全球性问题和实现地球可持续发展的重要途径。中国地质调查局通过牵头组织“化学地球”大科学计划、“全球岩溶动力系统资源环境效应”大科学计划，积极参与推进实施深时数字地球（DDE）国际大科学计划，搭建起为地学国际合作贡献中国力量的平台。依托中国地质科学院地球物理地球化学勘查研究所建立的联合国教科文组织全球尺度地球化学国际研究中心，牵头组织实施了“化学地球”大科学计划。该计划在实施的7年多时间里，建立了覆盖全球1/3陆地面积的全球地球化学基准网，为全球自然资源与环境可持续发展提供了权威数据，并推动与老挝、柬埔寨等20余个国家开展了地球化学合作填图。其中，该大科学计划在12个共建“一带一路”国家完成地球化学填图350万平方千米，使合作国有了第一套69种元素地球化学图集。今后，该中心还将与共建“一带一路”国家合作开展多尺度地球化学填图，服务合作国可持续发展。设立在中国地质科学院岩溶地质研究所（以下简称岩溶所）的联合国教科文组织国际岩溶研究中心，广泛联合越南、菲律宾、柬埔寨、泰国、印度尼西亚以及英国、法国、德国、俄罗斯等近20个国家开展全球岩溶地学研究，并于2016年开始牵头组织实施“全球岩溶动力系统资源环境效应”大科学计划。通过该计划的实施，岩溶所牵头完成中国南部及东南亚地区岩溶环境地质系列图，发布了由多个国家参与完成的1: 1000万全球岩溶分布图；编制了泰国、伊朗、印度尼西亚、塞尔维亚、斯洛文尼亚、埃塞俄比亚等重点国家岩溶地质、水文地质图件20余份；先后与泰国、斯洛文尼亚、斯洛伐克等国家达成合作建立监测站协议，推动“一带一路”岩溶关键带和岩溶碳循环相关研究。今年7月，岩溶所科研团队赴斯洛文尼亚经典岩溶坡立谷地区，执行国家重点研发计划项目“中国—斯洛文尼亚岩溶地质‘一带一路’联合实验室建设与关键带对比研究”，首次实现了野外监测数据远程跨国传输。

岩溶所技术人员在斯洛文尼亚监测点建设现场。岩溶所供图

大数据时代，由中国科学家提出的深时数字地球（DDE）国际大科学计划倡议，目前已有24个国家地质调查机构和国际组织作为创始会员加入。中国地质调查局作为该计划创始会员之一，深度参与了该计划的发起运行、组织管理和科学活动，并牵头实施了该计划5项赋能项目，分别是“DDE中国国家节点建设项目”“DDE数字化标准建设项目”“全球数字化地质图编制项目”“岩石数据库建设及应用项目”“欧亚边缘海项目”。目前，中国地质调查局积极利用双边、多边国际合作网络，邀请塔吉克斯坦、巴基斯坦、秘鲁等10个国家地质调查机构加入该计划。

举办国际培训班 让中国先进地质技术走向世界

在共建“一带一路”的过程中，中国已经成为世界科技创新的重要贡献者。近年来，越来越多国家的地质科技人员来到中国，学习中国先进的地质调查技术方法，共享中国智慧和中国经验。对接共建《东盟互联互通总体规划2025》，中国地质调查局面向东盟成员国开展了地质填图、地下水、地质环境、地质数据、矿产资源评价和综合利用技术等方面的15期培训班，为430余名学员开展了培训；服务共建“一带一路”国家海洋资源调查和防灾减灾，举行了5期“中国—东盟—东亚东南亚地学计划协调委员会海洋地学能力建设和防灾减灾学术研讨会暨技术培训班”，培训内容涵盖了海洋地质调查、地震灾害监测与灾害风险分析、海岸带环境监测与减灾防灾、深部构造研究与海陆地学编图、信息化服务与共享平台等领域。2021年，中国地质调查局举办的“面向‘一带一路’地球观测数据政策和数据应用高级研修班”等，共有来自10个国家的25名学员参加，在提升共建“一带一路”国家地球观测能力的同时，促成了中国卫星数据埃及站开通运行。 

 2023年6月，苏里南海上油气资源开发与管理研讨班（部级）开班仪式现场。中国地质调查局发展研究中心供图 

国际培训工作的开展，不仅促进了各国之间的合作，更通过实实在在的技术课程，支持了国际大科学计划的实施。依托联合国教科文组织国际岩溶中心举办的国际岩溶培训班，宣传推介中国在岩溶区生态修复、跨边界含水层、地貌景观资源等领域的最新研究成果，为共建“一带一路”国家岩溶区环境保护和资源开发提供技术和人才支持。从2016年起每年举办的地球化学国际培训班，通过基础理论授课、野外采样实习、实验室样品分析和制图软件操作，使60个国家1000余名学员初步掌握了地球化学填图技术，促进了合作国能力建设。

除了培训先进技术方法，国际培训班还邀请中资企业管理人员与技术专家讲授中国企业先进管理经验和企业文化，增强外国学员对中资矿业企业的认同感；在紫金集团、金川集团设置典型矿山教学基地，通过现场培训，介绍中国企业先进的采、选、冶与绿色矿山修复技术，展示中国企业实力。国际培训班的举办，大大提升了中国地质技术的国际知名度。如：多语言版本野外数字填图系统已在缅甸、印度尼西亚、摩洛哥等国家开展示范应用。

高质量共建“一带一路” 地学国际合作迈向更广领域

面向高质量共建“一带一路”的新形势新任务新要求，中国地质调查局将深入贯彻落实习近平外交思想，聚焦国家重大需求，深入推进“一带一路”地质调查向国际更广领域、更深层次、更高水平开放合作。一是服务大国外交战略，树立国际合作新发展理念。践行人类命运共同体理念，中国地质调查局将巩固和发展新型合作伙伴关系，对接联合国2030可持续发展目标等全球倡议，加强地质调查理论技术方法和装备研发方面的创新合作；在技术应用、防灾减灾、矿产资源勘查开发、人才培养等领域深化“南南合作”；积极参与全球治理，探索推进地球关键带、清洁能源、绿色勘查、生态地质、地质灾害等领域的国际合作。二是服务地质调查转型升级，加快推动实现地质调查现代化。立足新发展阶段，服务地质调查转型升级，中国地质调查局将积极拓展在地球深部探测、碳达峰碳中和、生态地质、自然资源调查监测、清洁能源调查等领域的交流学习，不断提升服务共建“一带一路”的能力。提升地质科技创新能力，鼓励、引导地质勘查单位积极申报联合国教科文组织国际地球科学与地质公园计划（IGGP）、国际大陆科学钻探计划（ICDP）等国际地学计划项目，提升技术方法和装备自主研发能力，尝试建立开放式国际科技合作基金。构建“请进来”与“走出去”双向开放的国际交流模式，积极申办重大国际会议，不断提高中国地质的国际影响力。三是提升培训质量，做精国际培训。中国地质调查局将精选我国先进地质调查技术、标准和优秀地质调查成果编制培训教材，并翻译成多国语言，通过国际培训宣传中国地质调查工作，打造地球化学、岩溶地质和地质信息化等国际培训品牌项目；推动运用数字化技术和“互联网+”技术，探索虚拟现实等高新技术在国际培训工作中的实践应用，既保留网络培训参与度广、传播性高的特点，同时也满足地质专业培训对空间的要求。10月18日，第三届“一带一路”国际合作高峰论坛在北京举行，为高质量共建“一带一路”擘画新的蓝图。我们期待，在“一带一路”更广阔的舞台上，地学国际合作为破解全球资源环境问题作出新的更大贡献。

全球地质矿产信息服务平台

该成果由中国地质调查局国际矿业研究中心、中国地质调查局科技外事部牵头，中国地质调查局天津地质调查中心、中国地质调查局沈阳地质调查中心、中国地质调查局矿产资源研究所、中国地质调查局地球物理地球化学勘查研究所、中国地质调查局矿业报社等单位共同参与完成。牵头完成人为施俊法、朱立新、李建星、夏鹏。

积极落实习近平总书记提出的“一带一路”倡议，围绕“三服务一促进”，努力推进构建境外地质调查“四体系一机制”和与沙特阿拉伯王国地学领域合作。其主要进展及创新：

1.精准服务国际矿业投资合作重大需求，与中资企业签订合作合同金额达1007万元。

2.形成“优选区块、找矿增储、项目评价、战略规划、专题研究、信息服务”6个方面的经验做法。

3.凭借先进的化探技术和高水平的人才队伍，成功中标沙特地球化学勘查项目，中标金额3.75亿元人民币，这是地调局首次中标国际重大地质调查项目，是地调局推进国际化进程的重要里程碑。

4.通过“矿业界”平台向中资企业推介境外矿业项目，累计发布阿根廷等国家46个矿权信息和3000余条矿业资讯，吸引20余家投资机构洽谈、咨询。

1 前言

近年由于常规天然气资源量和产量的下降，特别是在北美洲，非常规天然气得到了高度的重视。一些估计表明，全球非常规天然气资源量（不含水合物）超过30000万亿立方英尺，大约有50%的资源来自页岩气。Julander能源公司的首席执行官Fred Julander认为页岩气（SG）是“自发现石油以来最重要的能源进展”。

水平钻井技术的进步、水力压裂、相对高的天然气价格（相比2009年之前）和近来在巴内特页岩（Barnett Shale）和美国其他几个页岩气藏的商业成功都使页岩气在美国成为了热门能源，而且页岩气的勘探开发已开始蔓延到加拿大和世界其他几个地区。

由于页岩气远景的复杂性和广泛性，针对页岩气的应用不能采用普遍用于常规气和煤层气的应用技术，而需专门设计开发工具和方法。多名学者包括Gray等人（2007）和Harding（2008）认为基于确定性解决方案的决议不适用于页岩气开发，因其没有考虑与复杂成藏有关的风险和不确定性，且经常导致过于乐观的结果。

到目前为止，尽管在北美和欧洲的勘查活动活跃以及近期商品价格下降，页岩气远景分析工作也只完成了极少的部分。商品价格的下降使最高质量远景区的开发至关重要，这些区域的开发不仅最符合公司的利益，并且赋予公司与国外的低成本常规气田（即卡塔尔和沙特阿拉伯相关的天然气）竞争的最佳潜力。Williams-Kovacs和Clarkson（2011）提供了与非常规的远景分析有关的现有工作的回顾，并提供了一种专为页岩气应用而设计的综合的六阶段远景分析及开发评价方法（PADEM）。本文中，作者还展示了一个专门开发用以筛查页岩气远景区并且选择最适合详细分析远景的工具。本文以Williams-Kovacs和Clarkson的工作为基础，致力于远景评价并选择进行更深入分析的远景区的试点位置。

当前工作的目标是：①开发一种协助页岩气勘探开发阶段的方法和配套的分析工具；②演示已开发技术在加拿大西部致密砂岩/页岩远景区的应用。这项工作的主要贡献是开发与示范一种针对页岩气远景区的严格分析方法。当考虑共存关系时，基于先导试验井输入变量的不确定性，该方法能生成其预测的分布。以前所有的工作一直专注于全域开发方案，然而无法利用勘探开发早期阶段可获取的少量数据快速形成这种全域开发方案。

2 工具开发

在这项工作中，开发了一种用于分析页岩气远景的工具。该工具选择使用（以Williams-Kovacs和Clarkson提出的方法（2011）为例的）预筛选的方法。本文将重点放在该工具的开发和应用，分析某一远景区的不同区域，以确定它们是否是适合的试点项目，并描述了图1所示的PADEM工作流程的勘探阶段。勘探阶段的目的是对从更多的详细资料中筛选的远景进行调查，以增加对油藏流动性和碳氢化合物生成能力的了解。在这项工作中，我们对个别类型油井采用概率范围经济学（probabilistic scoping economics）作为勘探标准，以确定该远景区是否适合实行试点项目。表1中完整提供了Williams-Kovacs和Clarkson（2011）详细讨论整体勘探开发方法的总结。

表1  勘探开发方法概况

在这项应用中解析模型比数值模拟更适用，其原因在于应用程序自设置和初始化的时间很短，整合的蒙特卡罗模拟法简单易行，并且在勘探早期阶段不容易获得形成精准的数值模拟所需的详细数据。尽管数值模拟技术已得到改进，但解析方法在工业和文献中依然被大量使用。下文给出了开发工具的关键部分的概要。

2.1 属性图

勘查方法最关键的组成部分可能是关键储层、地质力学、岩石物理和地球化学特性的精确属性图的开发。从地质模型、产量不稳定分析（RTA）、压力不稳定分析（PTA）、岩石物理调查等组合中可以推导出这些属性图。这些属性图用于远景的可视化、区块选区以及单一区块的分析。天然气原始地质储量图（OGIP）、K_m-h图、压裂脆性图等有助于选择代表性区块以及具备更大开发潜力的区块，甚至高度非均质性区块。区块作为一种评价不同区块远景生产特性的方法，基于地质和岩石物理的观察，比较简单易于操作。采用区块方法不需要针对每个勘探网区块开发一种标准井进行分析，然而通过应用蒙特卡罗法依然解释了其变化性和不确定性。Clarkson和McGovern（2005）采用区块方法评价了煤层气（CBM）远景。通过输入X-Y坐标值以及Petrel^TM软件的储层属性Z值可以在Excel中创建储层属性图。随后，数据透视表程序被用于对数据排序，并利用二维绘图应用软件创建属性图。由于早期的岩石物理模型通常利用有限的数据集开发，单一区块在蒙特卡罗模拟中选择不确定的输入数据和参数范围可以解释模型参数的不确定性。这种解释不确定性的方法将在本文所示实例中进行演示。

2.2 水力压裂模型

该项工作中，水力压裂裂缝的半长采用Valko（2001）提出的在常规和致密气中应用的简单双翼压裂模型来预测。该模型采用基质渗透率、剪切模量（杨氏模量与泊松比的函数）以及其他储层参数作为输入数据，且如果建模的输入参数不确定，则都必须重新计算每次蒙特卡罗迭代。采用简单的关联（A_cm＝4x_fh）可将裂缝半长转换为与压裂有关的面积。这个压裂模型可能无法代表部分更复杂的页岩气裂缝。为了更好的表示引入到大部分页岩气储层的复杂压裂网，Xu（2009，2010）等人建立了一个更具有代表性的水力压裂模型，该模型将被结合到本次工作中所演示的更新版本的方法中。该区的微地震观测表明，在本文预测的远景区横向双翼压裂的假设是合理的。

作为所应用的速率预测模型中的关键组成部分必须估算裂缝半长，这一问题将在下面部分开展讨论。水力压裂裂缝半长在随机分析中作为不确定的输入量，其分布主要根据该地区的微地震事件或者其他方法来确定。

 

 

图1  非常规天然气勘探阶段的勘探/开发方法工作流程

2.3 速率预测

Clarkson（2013）提供了关于页岩气井生产分析和速率预测综合全面的概述。在该工作中，我们将页岩气井理想化为一个矩形双孔介质系统，气体从基质岩块流入到裂缝且储层不随着裂缝延展（如图2的概念模型）。该模型忽略了包括体积压裂（SRV）在内的影响，其他作者认为大部分低渗页岩气井在合理的时间内不会发生体积压裂。此外，图2所示的概念模型假设了一个均质的完井——Amborse等（2011）和Nobakht等（2011a）讨论了非均质储层完井的预测。

在本次工作中，该模型的解决方案首先由EI-Banbi（1998）提出来。人们普遍认为在页岩气藏中占主导地位的瞬时流动状态是从基质到裂缝的线性流。同时，也可能出现一个与水力压裂线性流动相关的线性流动周期，但是通常认为这个阶段持续时间很短，或者被水力压裂清理以及表皮效应所掩盖，而很少可用于分析。本项工作中，我们假设瞬时线性流（从基质到裂缝）之后是边界控制流，该流态与受表皮效应（见等式7）影响的线性流体模型存在早期偏差。压裂段之间的不渗透边界结构导致了边界控制流产生。由Wattenbarger等（1998）首先将早期线性到边界控制流体的假设引入到致密气的应用中，并且该假设被广泛应用于文献和页岩气行业的解析模型。

 

 

图2  从线性流到边界流的解的概念模型

2.3.1 瞬时线性流的速率预测

EI-Banbi（1998）提出通过恒定速率和恒定流体压力来描述瞬时线性流的公式。本项工作中采用恒定流体压力的条件，这也是本文其他部分的重点——该边界条件最接近大部分产生达到最大水位降低值的页岩气井的流动条件。Samandarli等人（2011）采用不同的流体压力迭代方法，对页岩气生产进行分析建模，但是他们表明在大部分情况下采用恒定流体压力的假设就可以了。

与常用于表征简单横向双翼压裂的裂缝半长（X_f）相比，相关储层面积（A_cm）能更好的表示完井措施和增产措施效果以及生成复杂裂缝的能力。因此，在这一分析中，采用相关的储层（气藏）面积（A_cm）取代裂缝半长（X_f）。许多业内专家相信由于页岩气藏超低的基质渗透率，复杂压裂对于页岩气的商业生产至关重要。

无因次时间，t_D,Acm，相关储层面积（A_cm）依据公式1在恒定压力条件下定义。

                           （1）

无因次速率，q_D,Acm，由无因次时间定义：

                                       （2）

基于储层特性的无因次速率表达式，如果可获得关于K_m和A_cm的估算值，通过公式（3）可确定气体流速。采用不稳定产量分析或者其他的模拟技术可估算K_m和A_cm。K_m也可以通过实验室技术单独确定。

                             （3）

Ibrahim和Wattenbarger（2006）认为线性流的性能受水位下降程度的影响，同时提出水位下降量修正因子（f_cp）。此次工作中采用的修正因子（f_cp）由公式4给出。

                            （4）

此处，

 

Nobakht等人2011a和Nobakht等人（2011b）通过分析中采用校正时间（本次工作未采用）提出一种更严格的校正水位下降量的方法。

将水位下降量修正因子应用到公式3得出公式5：

                       （5）

除了水位下降量的修正，这些公式经过进一步修改可直接应用于页岩气井。与致密气井相比，大部分页岩气井在时间曲线的平方根中表现出的较大截距（在致密气井中曲线通常穿过原点），而在流量和时间双对数曲线上页岩气井则呈现出的一半斜率的偏差。多名作者最初认为是裂缝的有限导流能力造成了这种偏差，但是Bello（2009）和Bello和Wattenbarger（2009，2010）认为这种偏差可以通过采用表面效应来更好的解释。Bello（2009）、Bello和Wattenbarger（2009）在恒定流量和恒定流体压力条件下完成了大量的受表皮效应（skin effect）影响的线性流分析，且推导出了恒定流体压力条件下的解析解。在他们的分析中，将表皮效应作为一个常量。Bello（2009）和Bello和Wattenbarger（2009）证明恒定流量情况下表皮是附加量，而恒定流体压力情况下表皮的作用是非线性的。由Bello和Wattenbarger（2009）提出的解析式可以使用下面的近似代数方程：

                （6）

从方程（6）可以看出，当t_D(t)值大时，包含表皮的项就会变小。

Nobakht等人（2012）研究了巴内特、马塞勒斯和蒙特利的大量页岩气井（这些气井在相对恒定的流压下产量不断降低），同时得出结论：通常这些页岩气井更多表现出恒定流量的情况而不是恒定流压的情况。作者假设这种意想不到的表现可能是由于Bello（2009）以及Bello和Wattenbarger（2009）提出的表皮模型太过理想化，因此无法代表野外条件。通过假设恒定的表皮效应，模型不能说明由压裂清理、压力敏感地层、变化的压裂导流能力、变化的井底流压、压力相关的流体性质、变化的井筒流体梯度、液体加载等导致的表皮改变。作为这项工作的结果，作者提出了一个可应用于公式（2）的替代表皮修正项：

                   （7）

包括水位最低量和表皮的影响，公式（1）、（5）、（7）能够利用预测的气体流量，作为时间的函数，在线性流区域可对K_m和A_cm给出独立的估测。

2.3.2 边界控制流的流量预测

上面描述的方法适用于有效的储层边界相互接触，边界控制流形成之前。基于图2所示的几何图形，边界控制流紧随着瞬时线性流的末期出现。当外部SRV的影响较为显著时，这一观点较为保守。Clarkson和Beierle（2011）认为如果遇到了其他的瞬时流区，则应采用多重分区的方法，此外，如果多级压裂井需要进行非均质性储层的完井（heterogeneous completion），早期线性流之后不会立刻发生真实边界控制流，且需要更复杂“混合”预测技术。如同下面叙述的，我们选择采用更为保守预测程序，假设线性流之后紧随边界控制流。

利用公式8计算达到线性流的拟稳态时间（或者是瞬时线性流的结束时间）：

                       （8）

正如图2中看到Y_e是压裂到储层边界的距离，计算公式如下：

                       （9）

多名作者已经提出了页岩气井拟稳态线性流的预测方法。包括Fraim和Wattenbarger（1987），Palacio和Blasingame（1993），Doublet等（1994），Agarwal等（1999）和Mattar和Anderson（2005）认为可采用物质平衡类模拟程序预测边界控制流。Clarkson和Pedersen（2010）将这种方法应用于致密油研究，同时本文也将采用这种方法。公式（10）给出采用物质平衡方法预测边界控制流的生产速度：

              （10）

此处q_pssi-Linear是边界控制流初始的页岩气流体速度，（Pri）pss是边界控制流初始的平均储层压力，且（Pwfi）pss边界控制流体初始时井筒流体压力。通过物质平衡计算平均储层实际气体拟压力。对于含有大量吸附气的页岩气开采（application），一般使用Clarkson和McGovern（2005）提出的MBE方法。而在以游离气为主的情况下，则使用定容气藏的常规MBE方法。物质平衡计算需要地质储量和气体特性（比如天然气压缩因子），这两者都是由关键PVT输入量和状态公式（EOS）确定的。

（a）	收入总额	（b）	收入总额
扣减	使用费	扣减	使用费
扣减	运营成本	扣减	运营成本
得出	税前运营现金收入（OCIBT）	扣减	资金成本补助（CCA）
扣减	收入税	扣减	加拿大开发费用（CDE）
得出	税后运营现金收入（OCIAT）	扣减	加拿大勘查费用(CEE)
扣减	资本支出	扣减	加拿大油气物业费（COGPE）
得出	税后现金流（CFAT）	得出	生产应税所得
贴现	税后贴现现金流（DCFAT）	乘	生产税率
		得出	应付税款
		扣减	免税额度
		得出	应付净所得税

图3  现金流分析：（a）现金流；（b）收入税（加拿大税制）

结合El-Banbi（1998）改进的瞬时线性流的无因次公式和边界控制流的物质平衡模拟方法，可以开发一种综合的预测方法：

1)        获取A_cm（或者X_f）和K_m（来源于微地震和/或RTA模拟/已有生产数据或者其他估计）的独立估算值。

2)        使用公式（1）和（7）作为时间函数计算t_D,Acm，q_D,Acm。

3)        线性流部分的数据利用公式（5）作为时间函数计算q_g。

4)        指定排放区（来源FMB模拟/已有的生产数据或者其他估算）。

5)        使用公式（8）和（9）计算t_PSS-Linear和Y_e。

6)        确定 。

7)        采用公式（10）通过废弃量（边界控制流）从t_PSS-Linear预测产量。

上面描述的解析模型是假设模型（最小变化）区块内的体积平均值参数是恒量，并从认为是不确定的参数的概率分布中选择一个值。每一次蒙特卡罗迭代将选择不同的值，导致不同的流量预测和不同的主要经济指标值。在许多参数高异质性水平的情况下，存在明显的不确定性，这种不确定性反映在关键输出参数的显著变化。

2.4 经济模块

将经济模块与速率预测集成来计算与生产相关的现金流。因为通常行业采用名义美元计算实际（通常的）现金流和名义（现行的）现金流，虽然采用实际的盈利指数计算项目的最低预期资本回收率，且通过不同的通货膨胀率来比较项目。采用图3中的业务流程计算现金流和收入税（加拿大税收制度）。

该模块中的天然气价格的确定实行了价格操纵，而非价格预测。采用价格操纵表明了项目十分稳定（不论是单独而言还是相较于其他项目），并且不再需要预测极不稳定的天然气价格，该模块中也设置了以价格预测为基础引导经济的选项。

方法中建立了多个实际盈利能力的指标，包括净现值（NPV）、内部收益率（IRR）和投资收益率（ROI），用来比较项目和公司设定的最低预期资本回收率，同时可给项目进行排序。

2.5 蒙特卡罗模拟的一体化

本次工作将蒙特卡罗模拟整合到方法开发中。采用@RISK^TM（Palisade Corporation，2010）对关键PVT和储层属性（原始参数）进行概率分布和模拟操作。概率分布的输入变量根据不同项目的数据数量和质量而变化。Clarkson和McGovern（2005），Haskett和Brown（2005）和Harding（2008）认为对数正态分布最能代表PVT、储层和经济特性，因此本文使用了这种分布类型。这些概率分布拟合按P10（低）、P50（中）和P90（高）不同的值输入各个不确定变量。这些输入值可能来自勘探/远景数据、个人经验、模拟数据等。缩减所有输入变量的分布保证每个实现只选择合理的数值（缩减分布将选择少量接近无穷大的数值，从而影响输出变量）。

上面讨论了@RISK^TM输出变量定义的关键经济参数，以及气体速率和累积天然气产量。由于每个输出变量允许量化与项目相关的不确定性，可对其生成一个概率分布，以便做出与远景选取和开发有关的明智决策。

通过在x轴上找到相应的最低预期资本回收率时的位置，向上垂直移动至曲线处，然后再水平投影到y轴，这样可以从累积概率分布计算出超过设定最低预期资本回收率的概率。用1减去y轴上求出的值，得出超过最低预期资本回收率的概率。这个方法在本文中将作为范例进行演示。

在这一应用中（如在孔隙度和渗透率之间），采用了拉丁超立方体抽样，如果有必要的话，还可合并相关性（如孔隙度与渗透率）。典型的多相（气+水）页岩气/致密气应用的主要参数如表2.3所示。在某些情况下，参数的依赖关系可使用行业普遍接受的经验模型进行解释，而在其他情况下会使用来自现场数据或者估算得到的基于方向的相关性（如较高的正相关关系）。例如，与压力有关的渗透率（绝对的渗透率比值）使用Yilmaz等人（1991）的方法可与储层压力和岩石力学特性关联。相反，束缚水饱和度与孔隙度密切正相关。可能的参数关系如表2所示。

蒙特卡罗模拟运用了一个类似于Clarkson和McGovern（2005）使用的煤层气气藏远景分析的方法。

表2  基本参数、可能的相关性和参数关系

3 该方法应用于远景勘探

本文中开发的方法广泛应用于SG远景将其分成区块进行分析的目的，以确定是否适合作为一个试点项目。由于SG试点和开发项目成本高，且其详细分析需要大量数据，页岩气远景勘探至关重要。

对于远景勘探应用而言，其方法的选择以当前远景数据和模拟数据相结合为基础。理想情况下，对于关键PVT和储层参数情况良好的估计，作为空间坐标的函数可用于远景勘探。如果事实并非如此，可以对模拟气藏或者其他数据源进行估算以获取数据，同时分析该方法带来的不确定性。

假定整个远景区PVT和其他储层特性不变，输入数据可用于生成主要储层特性图。关键生产指标图如OGIP和基质渗透率乘以可以开发的净投入（千米/小时），可用于区块的选择。区块的选择基于区域类似的关键生产指标的值。对页岩气储层而言，压裂的指标，如压裂指数或脆性也可能用于区块选择，同时许多作者表明建立复杂裂缝网的能力对于页岩气商业开采至关重要。

选择区块后，开始进行蒙特卡罗模拟，按照P10、P50、P90的概率预测和可以开发累积产气的区块，且结合使用关键经济指标的分析来确定区块能否适合一个试点项目。其他因素比如公司的经验，企业和商业策略，可用的资源和基础设施等都将纳入评估，以便为公司以及股东们确定哪些区域可以作为最佳试点选项作出明智的决策。

远景勘探方法工作流程见图4所示。

4 采用两段页岩开发模型的样本示例

为了进一步说明该方法的应用，对加拿大西部的某处致密砂岩/页岩（假定没有吸附气体）远景区的两段进行了分析。在之前的研究中，Petrel^TM开发的远景地质模型采用可用的岩石物性、储层和生产数据。图5所示研究区域内4口井的三维孔隙度模型和孔隙度相关的钻/录/测井记录。在该区域，存在两处可获益的产气水平井段（井段3和井段4）。

 

输入数据 关键储层属性的填图属性 PVT，其他储层和水力压裂属性 生产数据 经济投入

区块选择 根据OGIP或者其他关键属性确定区块

蒙特卡罗模拟

模拟输出 P10、P50、P90的概率预测和累积产气量 水力压裂运行情况 经济参数 可行的商业区块标志 其他

 

 

图4  远景勘探方法的工作流程

 

 

图5  三维孔隙度模型和孔隙度相关的测井

模型开发期间这个开发区拥有11口垂直井，2口倾斜井和4口水平井。最初钻完成垂直井，紧随其后的是开始于2008年的水平井。Clarkson和Beierle（2011）在该区选择一系列井进行不稳定产量试井（RTA）。模型开发中使用的水平井的总结显示在下面表3中，同时在图6中（在下面描述）该区域的天然气原始地质储量（OGIP）图上显示了井的近似轨迹。

表3  研究区水平井概况

井名	井向	进入层位	完井方式
1号井	水平	井段4	尾管注水泥
2号井	水平	井段3	自膨胀封隔器
3号井	水平	井段4	自膨胀封隔器
4号井	水平	井段4	自膨胀封隔器

所做的分析主要集中在大部分是水平井的井段4。为了简化分析，采用孔隙度下限为4%，通过Excel加权平均井段4层位，将Petrel^TM多层模型转换成一个单层模型。这一平均化过程是为了完成对基质的孔隙度、初始含水饱和度和渗透率的处理。利用孔隙度下限值还可以计算总有效收益和毛净收益（有效收益假设包括所有孔隙度下限值以上的层）。图7a和图8a显示了OGIP和K_m-h属性图。

模型采用的网格大小如表4所示。在整个开发过程中假设为常量的PVT、储层和生产参数如表5所示。

表4  网格属性

对于这种情况，人们认为井筒流动压力（pwf）为常量1750磅/平方英寸，接近开发区水平井最初的井筒流动压力。随着时间的推移井筒流动压力降低，后期模型中压力驱动力低于开发井，模拟气率并不乐观。这种情况下，在可获取日常生产和流动压力期间内，平均两个收益井的流动压力大约是1550磅/平方英寸，因此到开发后期之前，这种假设的影响并不很明显。在实际勘探中，该地区还没有投入生产，由于我们不需要将可用的生产数据与模型匹配，而是采用实际的流动压力估计值尝试得到一个准确的潜在生产能力估计值，所以这种假设的影响不是一个值得关注的问题。

表5  PVT常数、储层和生产投入参数

参数	值
PVT参数
气体比重	0.648
N2/%	0.46
CO2/%	0.2
H2S/%	0.0
温度/℉	166.5
Cw/磅/平方英寸-1	2.9×10-6
Cr/磅/平方英寸-1	5.6×10-6
VL/标准立方英尺/吨	N/A
PL/磅/平方英寸	N/A
储层参数
Pi/磅/平方英寸	3500
排放面积/Ac	80
生产参数
Pwf/磅/平方英寸	1750
rw/英尺	0.3

3个区块中假设关键属性的变化情况如表6所示。各属性的数值是每个区块的各个网格值的算术平均数。由于基质渗透率是蒙特卡罗输入量，且利用基质渗透率值可计算总压裂半径（虽然也可使用压裂分析模型在每次迭代时作为基质渗透率函数计算总压裂半径），故给出了一个基质渗透率值以显示区块之间总值的变化情况。

表6  储层变量和水力压裂输入参数

参数	区块1	区块2	区块3
储层参数
有效厚度/英尺	102	74	58
孔隙度/%	7.1	6.5	6.0
Sw/%	18	15	16
Km/毫达西	0.0084	0.0079	0.0077
水力压裂参数
剪切模量/磅/平方英寸	2×106	2×106	2×106
总压裂半径/英尺	1432	1477	1489

 

 

图6  研究区地质储量图呈现近似水平井轨迹

4.1 区块选择

利用从Petrel^TM多层模型开发的单层模型，其单层等量地质储量如图7a所示。根据类似颜色为代表的区域具有类似地质特征和岩石物理性质，通过视觉观察可选择区块。虽然已知气藏具有高度的横向非均质性，可以看到关键的地质和岩石物理性质明显凸出部分。该图形显示了更复杂的异质性模式的情况，需要更多的区块并且可能有必要用区块代表具有相似属性的不连续块段。图7b显示基于天然气原始地质储量选择的区块远景区。在计算天然气原始地质储量时，虽然该远景区吸附气体量很容易被包含其中，但还是假设其可以忽略不计。

 

 

图7  地质储量图：（a）地质储量；（b）选区

从图7b可以看出选取的三个区块中，区块1具有最高的天然气原始地质储量（红色和橙色），区块2具有的地质储量（光和暗绿色）次之，区块3具有的地质储量（紫色和蓝色）最低。从这幅图中可以推断出区块1将有最理想的属性，因此可能具有最高的产量，而区块3产气物性最不理想，因此可能具有最不理想产气量。如同气藏地质储量图（图7）一样，如果绘制K_m-h图我们也可以分辨出三个相似的区块。此次应用区块选区采用的天然气原始地质储量图和K_m-h图作为代表资源的程度/密度和储层特性的两个要素，这是工业上常用的评估致密砂岩和页岩远景好坏的关键因素。区块选区的属性根据不同项目而变化，取决于驱动特定资源类型远景的关键要素。

对于这种情况，假设简单的水平双翼压裂（如所使用的压裂模型所假定的）就足够了，因为微地震数据对同一区域的补充水平压裂井的解译说明复杂程度较低，如果不是水平情况，则进行压裂（图9）。采用水平和垂直观察井用以观察，同时采用双阵列处理会产生一个好的数据集。一般情况下，各个阶段仅出现一个水力压裂裂缝。水力压裂裂缝通常选择北东-南西方向，与加拿大西部沉积盆地（WCSB）部分最大水平应力方向一致。

 

 

图8  K_m-h图：（a）K_m-h；（b）选区

通过比较图6与图7b和8b可以看出在开发区所有水平井部分或全部在区块1范围内。因为这个原因，剩余的分析还将在区块1中开展。对区块1区域的水平井的预测情况而言稍微乐观，因为这些水平井水平延伸超出区块1区域进入地质储量和K_m-h更低的区域（该区水平井采用恒定的流体压力与（P_wf）i相比将获得相反的影响）。

 

 

图9  根据微地震数据解译的研究区内水平井水力压裂裂缝几何图形

4.2 经济分析

分析假设只有天然气价格是变量，而所有其他经济参数都保持常量。表7列出了其他主要经济参数的值（基于Magyar和Jordan的估算（2009））和表8介绍了主要的专利权使用费、税和贴现参数。

在本文的分析中，净现值（NPV）作为重要的收益经济指标且最低资本回报率为0。

分析远景的工作流程图如图4。

表7  资本和运营成本参数

表8  使用费、税收和折现率

4.3 蒙特卡罗模拟

在区块选择之后，本文进行了蒙特卡罗模拟研究。蒙特卡罗模拟中，基质渗透率（k_m）和页岩气价格不断变化，而所有其他的PVT、储层参数和经济参数保持不变。为了更好地进行说明，我们选择了将“不确定”的输入变量的数量显著限制在基本控制远景的油藏性能（储层渗透率）和经济情况（天然气价格）。基于P10、P50和P90值按照对数正态分布模拟参数。在大多数的勘探情况下，许多参数都是不确定的，可以通过这些参数的概率分布（见表2）来定义。对于需要使用概率分布进行定义的一些关键参数，可通过评估给定区块内重大变化的属性图来直接确定，或用更严格的统计技术，如采用区块内部数值计算变异系数（Cv）。由于基质渗透率是基质流动的主要控制要素，以及未来商品价格造成的天然气价格的高度不确定，针对这种情况，我们选择基于视觉观察的基质渗透率。

基质渗透率按照P10、P50和P90的值计算如下。通常情况下，可以通过岩石物理模型中的参数值拟合分布来生成概率分布，但是因为我们处理的是远景的早期评估，因此我们采用了替代的方法，即最大限度提高模型获取的不确定性来解释其他早期参数估算无法获取的变化性。如果需要，对其他不确定参数也可以使用相似的方法。

P10——区块1中比第十百分位值的基质渗透率低20%

P50——区块1中的基质渗透率值居中间数

P90——区块1中比基质渗透率的九十百分位值高20%

表9中定义了2个输入变量的分布。将模型内部不确定参数合并关联（见表2）也很重要。虽然孔隙度和渗透率之间的相关性被加入到原始岩石物理模型（幂律相关），并且压裂半径与剪切系数（正相关）、基质渗透率（负相关），净收益（负相关）和压裂模型井眼半径（负相关）相关，但是出于演示的目的，本文对这一方法进行了简化，使蒙特卡罗模拟中的主要变量之间没有相关性。由于压裂半径取决于基质渗透率，压裂模型必须在每次迭代时重新计算。气体流量，累积产气量和净现值被定义为@RISK^TM输出变量。

本文进行了5000次蒙特卡罗迭代，以确保蒙特卡罗输入变量充分覆盖样本空间。要求覆盖足够的样品空间，是为了确保每个模拟输入相同参数运行时，能得出同样的结论。出于演示的目的，用上述方法获得的迭代数并不是最优化。但是，通过将无限大（非常大）的样本输出分布与减少样本数量的输出分布比较，同时寻找要求充分重复“已知”输出分布的最小值，可以获得优化的迭代数。当进行多个模拟时，优化处理可用于减少处理时间和容量。

4.4 结果

图10显示了区块1中单口气井的确定产气量和累积产气量预测。这个“确定性”的基质渗透率的值来自于表9所示输入分布的斯旺森平均值（SM），假设这个值代表区块收益的平均水平（静态平均K_m=0.0095毫达西）。虽然Bickel等人（2011）指出了斯旺森平均值（SM）的缺点，但它仍然被广泛地用于工业，因此在这种情况下还将使用。此外，斯旺森平均值在输入分布的平均值的5%范围内（使用@RISK^TM计算），因此认为在这个例子中的平均值是准确的。另外，可以使用另一个估计的平均值（即分布平均值、区块值的算术平均值等）。图10a显示的产气速率与时间半对数图以及累积气体的产生与时间的笛卡尔曲线，而图10b显示了产气速率和时间的对数分布图。

 

 

图10  开发模型情况下的确定速率预测：(a)产气速率和时间、累积产气量和时间的半对数；（b）产气速率和时间的对数关系

图11显示了产气速率与时间的半对数图，图11b显示一个产气速率与时间的对数图和图11c显示预测（约14年）最初5000天累积产气与时间的笛卡尔曲线。

通过比较图10和图11，可以再次看到确定性预测与P50概率预测相比，具有更大的IP，持续的生产速度和累积产气量，表明确定性预测是比中位数情况稍微乐观，并且明显远超过P10的情况。这些结果再次支持使用概率分析取代非常规应用的确定性分析。

 

  

图11  开发模型情况中概率速率预测：（a）产气速度和时间的半对数关系；（b）产气速率和时间的对数关系；（c）累积产气量和时间

随后，P10、P50和P90产量预测与区块1内水平井可获取的生产数据进行对比，以测试开发方法的稳健性和准确性。在这个比较中，由于完井的复杂性，只有井3和井4可用，而井1表现不佳，且井2在此次分析区块外部。井3的产量被缩减了30天，以便使该井产量自然下降的初始时间与概率预测的一致（指修正井3）。生产的前430天的对比曲线如图12所示。

如图12所示，两口井的生产数据（修正井3和井4）普遍落在P10和P90之间（使用@RISK^TM生成的预测）。除了生产的前20天和第300天左右时的大约20天两个时间段（模型没有指出的操作问题导致的结果）外，约80%的数据点如预期处在P10和P90预测之间。初步预测产量可能更高，因为它不考虑压裂清理干扰、启动效应等，该模型增加了表皮效应来提高与IP的匹配程度。但是，在真正的勘探情况下表皮效应的大小无从得知，这是因为无法获取产气远景区域的数据且需要将其作为不确定的输入量以最大限度地提高模型的准确性。

 

 

图12  3号井和4号井生产数据和概率速率预测的对比：（a）产气速率和时间的半对数关系；（b）产气速率和时间的对数关系；（c）累积产气量和时间

虽然这不是一个令人满意的统计样本，只有一个关键属性（K_m）被认为是不确定的，但结果令人鼓舞。图13显示了净现值的增加的累积概率分布，直方图和回归系数托那多图。图13a再次显示超过最低预期资本回收率概率计算的累积概率分布图。

从图13a可以看出这个模拟平均净现值为53万美元，可能超过最低预期资本回收率的50%。然后，可将平均净现值和超过最低预期资本回收率的概率与相同远景的其他区块，以及与其他潜在远景的区块进行比较，从而确定哪些远景区域可提供最好的经济成功机会。这一分析显示了积极的NPV平均值和超过最低预期资本回收率的适度概率。基于这样的分析，可以得出结论：区块1的样品远景对于试点项目是极好的备选。这一分析支持了该地区的开发，但是这一测试中所采用的天然气价格网格假设对其结果影响极大。图13C中托那多图表明天然气价格对净现值带来的影响最大，基质渗透率给净现值带来的影响其次（区块1中最小的基质渗透率变化的结果）。这表明假设较高的气体价格（比如该区水平井钻探时期的气体价格）将提高远景的可取性。从图13b直方图可以看出模拟中大部分的净现值在300万美元和350万美元之间，众数等于-1.5万美元，相当于平均数53万美元左右。

 

 

图13  开发模型应用NPV法得出的经济结果：（a）累积概率分布；（b）柱状图；（c）回归系数的龙卷风图

此分析程序可在在开发区的其他2个区块内完成，以协助选择最适合公司的试点项目的位置。2号和3号区块的填图属性的直观观察（图7b和8b）表明，这些地区情况没有区块1理想，因此在本次分析所使用的气体价格假设中可能不适合作为试点项目。

5 结论

在本文中，开发了一种方法理论和基于excel的方法以协助页岩气和致密砂岩气藏的勘探。这个方法包含了来自不同来源的映射属性、一个用于估算水力压裂半径的简单的压裂模型、目前应用于页岩气井开采的速率预测技术、计算关键盈利能力指标的经济模块以及解释非常规资源中内在的风险和不确定性的蒙特卡罗模拟。本文所描述的方法和工具可被工业界用于评估远景区域内的各个区块和选择适合试点项目的地区。该方法较为严谨，以岩石物理、地质和现在产业应用的分析储层模型为基础，且通过重建现有实例的油藏动态来证明其准确性。由于不需要建立复杂的数值模型和详细的开发方案（所需数据是在开发早期通常无法获取），这种方法既简单又高效。

感谢代金友副教授对本文提出的宝贵意见。本文受中国地质调查“地学情报综合研究与产品研发”（121201015000150002）项目支持。

资料来源：Williams-Kovacs J. D., Clarkson C. R. A new tool for prospect evaluation in shale gas reservoirs. Journal of Natural Gas Science and Engineering，2014，18（5）：90-103.