1 主题内容与适用范围
本标准规定了天然气藏地质评价方法。
本标准适用于勘探阶段有机气藏的地质评价，也适用于预测未知区天然气藏形成的可能性及其规模的大小。
2 引用标准
GBn270天然气储量规范
3 天然气概念及评价单元
天然气藏指单一圈闭中具有统一压力系统和统一气水或气油界面的天然气聚集。包括纯气藏、油田顶气藏、凝析气藏、水溶气藏。
气藏作为评价的基本单元。对多裂缝系统气藏或断块气藏，当其单个裂缝系统或断块规模很小，且相互关系错综复杂时，可按同一构造视为一个气藏进行评价。
4 天然气藏形成地质条件评价
天然气藏的形成及其规模受区域地质条件控制，主要取决于气源层、储气层、盖层、圈闭、运聚和保存等条件及其相互的配置关系。
评价中，应充分利用地震、测井、综合录井、测试及各项分析资料，做好单项评价和综合评价。
4.1 区域地质特征评价
包括盆地的性质，区域构造位置，区域构造、断裂、岩浆活动，沉积特征及发育史，水文地质条件。
4.2 气源层评价
4.2.1 判断气源层，利用天然气组分组成及甲烷、甲烷同系物、二氧化碳的碳、氢同位素，吸附气的碳、氢同位素，凝析油的地球化学特征，源岩及储集层沥青抽提物族组分的生物标志物及碳同位素等资料，综合进行气源对比，并利用有关对比图版或回归方程判断气源层及天然气的成因类型。
若为多源气，应判断出主要气源层和次要气源层。
4.2.2 确定气源层的时代、沉积相、岩性、厚度、分布面积、有机质丰度、母质类型、热成熟度及其变化，并分别做出等值线图或分区类别图。
4.2.3 计算生气强度（单位面积生气量），应做出生气强度等值线图。生气强度计算公式为：
式中：D——生气强度，108m3/km3；
H——有效生气岩厚度，km；
ρ——生气岩密度，108t/km3；
C——生气岩残余有机碳，小数；
R——残余有机碳恢复系数；
g——单位有机碳产气率，m3/t。
关于公式中参数值的确定，有效生气岩标准暂参照生油岩标准处理，其厚度（H）按实际资料取值；生气岩密度（ρ）尽量按本地区实测资料取值；残余有机碳（C）按实际分析数据取值；残余有机碳恢复系数（R），在未获得更好办法时，可参照图1取值，Ⅰ型母质成熟度从低至高的取值范围为1～3.4，Ⅱ1型为1～1.8，Ⅱ2型为1～1.2，Ⅲ型为1～1.2；产气率（g）按本区生气岩热模拟试验结果（若为未熟生气层则按生物气模拟实验结果）取值，无本区资料时，可借用地质条件相似地区的同一母质类型的实验数据。
4.2.4 根据有机质热演化史，确定天然气主要生成期。当生气岩热演化进程中有明显间断时，应研究生气岩的二次生气进程，确定第一次生气进程中的最高演化程度以及二次生气过程中热演化程度的增进量。亦可单独计算二次生气强度、编制二次生气强度等值线图。
4.3 储气层评价
4.3.1 储气层的时代、岩性、矿物组成、粒度、结构、胶结物成分及胶结类型。
4.3.2 储集空间类型、孔隙半径、孔喉比、毛管压力曲线特征；储集层裂缝发育情况，裂缝密度及产状；溶孔、溶洞、溶洞发育情况，充填物成分及充填程度。
4.3.3 储气层的总厚度、单层厚度及有效厚度。确定有效厚度及下限标准，要研究储集层的各种物性参数和孔隙结构等控制气水流动的基本因素，以岩心分析资料为基础，以单层测试结果为依据并广泛应用测井资料的定量解释结果。
储气层的产状分块状、厚层状、透镜状、薄层状、互层状等进行描述。
编制储气层总厚度及主要储气层厚度等值线图。
4.3.4 储气层孔隙度、渗透率值及其纵横向变化。编制孔隙度、渗透率等值线图。
4.3.5 储气层分级及级别确定：
a.砂岩储气层级别划分见表1。按表中所列孔隙率和渗透率数据交叉组合，也可划分出高孔低渗、中孔低渗等级别的储气层。
b.碳酸盐岩储气层级别划分见表2。和砂岩储气层同理，也可划分出高孔低渗、中孔低渗等级别的储气层。
表1 砂岩储气层级别划分
储气层级别
孔隙度，%
储气层级别
渗透率，10-3μm2
高孔
中孔
低孔
特低孔
>25
25～15
<15～10
<10
高渗
中渗
低渗
特低渗
>500
500～10
<10～0.1
<0.1
表2 碳酸盐岩储气层级别划分
储气层级别
孔隙度，%
储气层级别
渗透率，10-3μm2
高孔
中孔
低孔
特低孔
>20
20～12
<12～4
<4
高渗
中渗
低渗
特低渗
>100
100～10
<10～0.1
<0.1
4.3.6 储气层沉积相带、储气岩体类型及形态、成岩作用及次生变化分析。
4.4 盖层评价
盖层分直接盖层和区域盖层两类。前者指对形成气藏直接起封盖作用的岩层；后者指大区域分布的天然气封盖层。
盖层的封盖能力与岩性、岩石物性（孔渗性）、厚度、埋藏深度、地层压力、含烃浓度等有关。应采用多因素 |
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