隨著非常規油氣勘探開發技術的快速發展，非常規油氣資源評價方法研究越來越受到重視。目前，國內、外非常規油氣資源評價方法比較多(表2-8)，分類也比較混亂。國內的評價方法超過10種，其中致密砂巖氣評價方法就多達9種(郭秋麟等，2009;董大忠等，2009)。美國USGS為了便於評價，將油氣資源分為常規和非常規油氣資源兩大部分，其中非常規資源(致密砂巖氣、頁巖氣、煤層氣和天然氣水合物等)被稱為連續型油氣資源，非常規資源評價方法與連續型油氣資源評價方法基本相同(Schmoker，2002;Olea et al.，2010)。國外最常用的方法是類比法、單井儲量估算法、體積法、發現過程法和資源空間分布預測法等。
以上方法可歸納為類比法、統計法和成因法三大類。類比法:國內常用的類比法是單位面積資源豐度類比法，這種方法與常規油氣資源評價的類比法相似;國外主要采USGS的FORSPAN法及其相應的改進方法。統計法:主要有體積法、“甜點”規模序列模型法、“甜點”發現過程法、單井儲量估算法和油氣資源空間分布預測法等，這些方法與常規油氣資源評價法相似。成因法:國內用得較多，主要有盆地模擬法和熱解模擬法。下面分別介紹這些方法中有代表性、較特殊的幾種方法。
表2-8 國內、外非常規油氣資源評價方法
壹、類比法
類比法是USGS的主流評價方法。該方法最早由咨詢公司評價員JohnGrace開發(NOGA Assessment Team，1995)。1995年，USGS的Schmoker接管了該方法後對其進行了擴展和改進，在2000年至2002年期間做了大量的應用(Schmoker，2002)。最近幾年，Klett等(2003)繼承和發展了該方法，特別是在數據庫、參數分布、圖表輸出標準等方面的發展顯著，現該方法已達到較為完善的程度。
1.評價單元與最小評價單位
USGS將目標評價層次劃分為大區(region)、地質區(geologic province)、總含油氣系統(TPS)、評價單元(AU)和最小評價單位(cell)。大區為組織單元，地質區是指具有***同地質屬性的空間實體，總含油氣系統是指具有***同的生、儲、蓋、運、圈、保等地質特征的可繪圖的實體，評價單元是總含油氣系統的壹部分，由許多cell組成。在早期的評價網格中cell是指壹個矩形網格，在目前的評價網格中cell是指由壹口井所控制的排泄區(well drainage area)。
2.主要評價參數
主要評價參數包括:
(1)評價單元總面積(U);
(2)未測試單元總面積占評價單元總面積的百分比(R);
(3)未測試單元面積中具有增加儲量潛力的百分比(S);
(4)每個有潛力的未測試cell的面積(Vi);
(5)每個cell的總可采儲量(Xi);
(6)未測試單元平均產油氣比率;
(7)天然氣評價單元液/氣比率。
以上主要評價參數用於直接計算資源量。在參數前處理過程中，已有的鉆井資料主要用於儲層參數(如厚度、含水飽和度、孔隙度、滲透率等)的分布研究、權重系數的確定、最終儲量和采收率的估算。在缺乏足夠的鉆井和生產數據的地區，評價參數主要通過類比獲得。
3.評價流程
該方法適合於已開發地區的剩余資源潛力預測。通過模擬每壹個cell的參數分布，用相應的參數分布計算cell的資源量，並匯總為整個評價單元的剩余資源總量(圖2-9)。結果用概率形式表示。評價過程主要有以下4步:
圖2-9 連續型油氣聚集評價流程
第壹步:確定有潛力的未測試單元比例(T)，即:
非常規油氣地質學
第二步:計算有潛力的未測試單元面積(W)，即:
非常規油氣地質學
第三步:確定有潛力的未測試cell的個數(N)，即:
非常規油氣地質學
第四步:計算評價單元總資源量(Y)，即:
非常規油氣地質學
公式中的符號說明見上文“主要評價參數”部分，求解方法均采用蒙特卡羅隨機模擬法。
二、隨機模擬法
隨機模擬法是USGS新推出的方法。2010年12月，Olea等認為傳統的類比法存在3點不足:第壹，忽略了不同評價單元EUR的空間關系;第二，沒有充分挖掘已有數據所隱含的信息;第三，評價結果違背空間分布規律。
針對以上不足，USGS提出了壹種新的方法———隨機模擬法。該方法與類比法的不同之處有以下幾方面:第壹，算法的發展，由原來的類比法發展為以統計法為主、類比法為輔的綜合評價法，在有井區采用序貫高斯算法的隨機模擬法;在無井區采用類比法，通過類比得到EUR的空間關系及相關參數，然後進行多點模擬。第二，地質建模的發展，在此之前采用三角分布來確定參數;現在通過分析空間數據間的關系，用地質統計學方法建立參數空間分布模型。第三，模擬單元采用最早的網格單元cell，它與原來的cell有很大的不同，新cell的面積很小，接近於單井控制的排泄區或更小。
新方法根據鉆井情況確定兩套評價過程，即A過程———在已有鉆井地區的評價步驟和B過程———在無鉆井地區的評價步驟。
1.A過程———已有鉆井地區評價步驟
A過程屬統計法，***有11步:第壹，選擇單元格尺寸和形狀等基本評價單位;第二，指定已知井排泄區;第三，建立每口井排泄區的形狀和位置模型，每個井排泄區相當於多個相鄰單元格的集合體;第四，為每個無產能井限定無產能區範圍;第五，通過確定單元格、排泄區、井的關系，為每個網格單元準備壹個相應的EUR(最終可采儲量)數據集;第六，為每個測試單元準備壹個包含3條信息的指示數據集，即單元格中心的縱、橫坐標和壹個指示器，指示器為0表示單元格沒有產能，為1表示有產能;第七，如果該區域沒有數據或者很少數據，不確定性很大，則需要準備壹張克裏金估計誤差圖，並由此確定評價區的邊界;第八，采用序貫指示隨機模擬方法至少模擬100次產能指示器，指明單元格有無產能;第九，采用序貫高斯隨機模擬方法模擬單元格EUR，模擬次數與指示器的模擬次數相同;第十，利用第八步中生成的圖件修正第九步中生成的圖件，以上每次模擬結果的發生都是等概率的;第十壹，采用等概率模型，匯總以上模擬的結果。
2.B過程———無鉆井地區評價步驟
B過程屬類比法，***有9步:第壹，選擇地質條件相似的成熟區作為類比刻度區，用A過程模擬，根據模擬圖像和經驗確定邊緣區(評價區)的EUR波動特征;第二，確定評價區邊界;第三，變換EUR值的概率分布和訓練圖像到標準刻度，使其服從均值為0，方差為1的正態分布;第四，利用連續濾波模擬，生成單元格產能的至少100次實現;第五，把實現從正態分布空間反變換到原來的EUR空間;第六，有規律地抽取1%的單元樣本，生成壹個產能指示數據集。定義數值在d%以下的那些單元為沒有產能，以上的單元格有產能，這裏d是在類比刻度區中無產能井的比例;第七，運用正態分布對有產能和無產能單元進行條件模擬，生成與第四步相同數量的實現;第八，利用第七步中的實現來修正第五步，得到評價區模擬的最終實現;第九，應用至少100張單元格EUR值等概率圖，準備評價，匯總評價結果。
三、單井儲量估算法
單井儲量估算法是壹種典型的統計法，由美國Advanced Resources Informational(ARI)提出，核心是以1口井控制的範圍為最小估算單元，把評價區劃分成若幹最小估算單元，通過對每個最小估算單元的儲量計算，得到整個評價區的資源量數據，即
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式中:G為評價區資源量;qi為單井儲量;i為評價區內第i個估算單元;n為評價區內估算單元數;f為鉆探成功率。
此方法包括5個關鍵步驟，即確定評價範圍、確定最小估算單元、確定單井儲量規模、確定鉆探成功率和確定氣藏“甜點”。
四、油氣資源空間分布預測法
油氣資源空間分布預測法為特殊統計法，有3種不同的評價方法:壹是基於成藏機理和空間數據分析的方法;二是基於地質模型的隨機模擬方法(Chen et al.，2006);三是支持向量機的數據分析法(Liu et al.，2010)。以上3種評價方法除了數理統計分析不同外，其思路和評價過程基本相似，僅介紹第壹種方法。
1.二維分形模型
由於地質過程的復雜性，無法將油氣資源空間分布以某壹精確解析式的形式來描述。已知油氣藏本身並不包含未發現油氣藏的直接信息，因此用常規地質統計學的隨機模擬方法，直接從已知油氣藏中提取空間統計信息，預測油氣資源空間分布，其結果往往不盡如人意。但是，如果把已知油氣資源分布和地質變量在空間的相關特征作為隨機模擬的限制條件，用統計方法將這種相關特征以概率密度函數近似表達出來，就可提高預測的準確性。
油氣資源空間分布的二維分形模型基於隨機模擬技術和傅立葉變換功率譜方法建立，即通過傅立葉變換，把具有分形特征的油氣藏分布空間(空間域)轉化到傅立葉空間(頻率域)中，用功率譜方式來表述油氣資源的空間相關特征。根據分形理論，分形模型研究對象的空間相關特征可由功率譜函數來表達。對於具有分形特征的時間序列，其功率譜函數可表達為時間序列頻率的冪函數
非常規油氣地質學
式中:f為頻率;S為功率譜密度;β為冪因子，稱為頻譜指數。上式表述的這種隨機過程相當於Hurst空間維數H=(β-1)/2的壹維分數布朗運動(fBm)。選擇不同的β值，即可產生不同分形維數的fBm。對於二維圖像或序列，其功率譜S有x和y兩個方向的頻率變量(u和v)及對應的頻譜指數(βx和βy)。對統計特性來說，xy平面上的所有方向都是等價的，當沿著xy平面上的任壹方向切割功率譜S時，可用
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代替頻率f。因此，由式(2-6)可推出各向同性的二維對象隨機過程的表達式:非常規油氣地質學
而對於各向異性的對象，可定義H為方位角θ的函數，則其二維分形模型的表達式可寫成:
非常規油氣地質學
式中:βx和βy分別代表功率譜中x方向和y方向的頻譜指數。通過這個表達式就能模擬出油氣藏分布空間的新功率譜。
2.修正資源豐度
二維分形模型中的指數函數H(θ)可以通過實際數據擬合βx和βy後獲得。功率譜能量(資源豐度)越高的油藏，出現的頻率越低，反之亦然。這壹特點與油氣勘探結果相吻合。因此，如果以能量較高的若幹數據點為基礎進行擬合，結果基本能代表該方向上油氣資源的分布趨勢(分形直線)。擬合的直線斜率(絕對值)即為該方向上的頻譜指數。分別確定x方向和y方向上的頻譜指數βx和βy後，代入二維分形模型中，就能模擬出新的功率譜S。新功率譜已修正了原始功率譜的不足，它包含了所有油氣藏(已發現和未發現油藏)資源豐度的信息。
3.資源豐度空間分布模擬
確定油氣藏在空間的分布位置是油氣勘探的首要任務。目前，有許多方法可以預測油氣勘探風險，繪制勘探風險圖。勘探風險圖包含了油氣藏可能出現位置等方面的信息。為了把這壹信息和資源豐度信息綜合起來，需要做如下信息處理:①空間域轉化為頻率域。同樣，用傅立葉空間變換，把勘探風險圖從空間域轉化到頻率域。這時，除了得到以上提到的功率譜外，還能得到相位譜Ф，相位譜中包含著油氣藏位置信息。②從頻率域回到空間域。用傅立葉逆變換，把新的資源豐度功率譜S和勘探風險圖的相位譜Ф結合起來，形成新的圖。該圖就是空間域中的油氣資源分布圖，它不僅提供了油氣藏的位置，也指出了資源豐度。
在具體實現中，還需要在壹些細節上做技術改進，包括設置經濟界限，排除豐度低的沒有經濟價值的油氣藏以及用已鉆井數據驗證和修正等。
五、連續型致密砂巖氣預測方法
這是壹種特殊成因法。對於常規儲層及常規圈閉氣藏，天然氣的運移主體服從置換式運移原理，即在天然氣向上運移的同時，地層水不斷向下運移，形成了氣水之間的置換式排驅和運移特點，其驅動力來自於浮力。對於致密砂巖氣藏來說，致密儲層與氣源巖大面積接觸，天然氣的運移方式表現為氣水之間發生的廣泛排驅作用和氣水界面的整體推進作用，其過程類似活塞式排驅，其運移動力來源於烴源巖的生烴作用，即在生氣膨脹力作用下，氣水倒置界面得以維持並整體向上運移，從而形成大面積的地層飽含氣狀態(金之鈞等，1999;Schmoke，2002;張金川等，2003a，2003b;解國軍等，2004;張柏橋，2006;胡素雲等，2007;鄒才能等，2009a)。烴源巖層越厚，單位體積生氣量越大，產生的壓力就越大，形成的致密砂巖氣藏規模也就越大。
1.致密砂巖氣動力平衡方程
根據致密砂巖氣藏的活塞式排驅特點，提出了弱水動力條件下的平衡方程，即天然氣運移的阻力包括上覆儲層毛細管壓力、天然氣重力、地層水壓力等，驅動力主要為烴源巖生氣產生的壓力。驅動力和阻力之間的平衡方程為:
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式中:pgas為烴源巖中遊離相天然氣的壓力(註入儲層的壓力)，atm;pc為上覆儲層毛細管壓力，atm;ρggghg為天然氣重力，atm，其中hg為天然氣柱高度，m;ρf為上覆儲層地層水壓力，atm。
在上述平衡方程中:①毛細管壓力可用拉普拉斯方程求出;②天然氣重力可以直接求出;③地層水壓力，在成藏時壹般為靜水壓力，成藏後的壓力可用現今壓力代替，也可用有效骨架應力模型求解(石廣仁，2006);④烴源巖中遊離氣壓力，為烴源巖生氣增壓後烴源巖中流體和遊離相天然氣的壓力，簡稱“遊離氣壓力”。
烴源巖大量生氣能產生巨大的膨脹壓力，這早已被石油地質研究者所***識(李明誠，2004)，但是迄今只有定性描述，未見定量計算模型。顯然，在沒有生氣增壓定量計算模型之前是無法真正定量模擬致密砂巖氣藏的成藏過程的。
2.烴源層生氣增壓定量計算模型
超壓形成的因素很多，除了生烴作用以外主要有差異壓實作用、水熱作用等。相比之下，生烴作用和差異壓實作用是最主要的兩種因素(李明誠，2004)。在地層進入壓實成巖之後，特別是孔隙致密之後，壓實作用基本停止，此時壓實對排烴基本不起作用，而生氣作用則成了排氣的主要動力。依據氣體狀態方程，天然氣壓力(P)、體積(V)和溫度(T)三者之間保持動態平衡。在地下高溫、高壓下，P、V和T三者之間的關系可用研究區的PVT曲線表示。根據這壹原理建立的烴源層生氣增壓定量計算模型為:
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式中:Pgas為烴源巖生排氣產生的壓力，atm;Bg為天然氣體積系數，m3/m3;Vp為烴源巖層孔隙體積，m3;Vw為烴源巖層孔隙水體積，m3;Vo為烴源巖層孔隙含油體積，m3;Vg為烴源巖層中遊離相天然氣體積(地表條件下)，m3;hs為烴源巖層厚度，m3;Φ為烴源巖層的評價孔隙度，小數;Sw為烴源巖層中束縛水飽和度，小數;So為烴源巖層中殘余油飽和度，小數;Qgas為單位面積烴源層生成的天然氣體積(地表條件下)，m3/km2;Qmiss為單位面積烴源巖層中散失的天然氣體積(地表條件下)，m3/km2，包括吸附氣、擴散氣和溶解氣等;Qexp為單位面積烴源層已排出的遊離相天然氣體積(地表條件下)，m3;初始值為0。
3.模擬步驟
模擬步驟如下:①建立地質模型，以下生、上儲模型為例;②在平面上劃分網格，網格邊界盡可能與構造線(如斷層線等)壹致;③在縱向上按油氣層組細分儲層;④計算運移驅動力———烴源巖層中遊離相天然氣壓力;⑤計算運移阻力———細層1的毛細管壓力、天然氣重力、地層水壓力等;⑥比較運移驅動力和運移阻力，如果驅動力小於阻力則不能運移，即該細層1不能成藏，停止對該點的模擬，如果驅動力大於阻力則烴源層中的氣能進入細層1，並排擠出細層1中的部分水;⑦天然氣進入細層1並達到短暫的平衡後，隨著烴源巖層生氣量的增加，遊離相天然氣壓力Pgas也在增加，重新計算Pgas，並計算細層2的運移阻力;⑧比較運移驅動力和運移阻力，如果驅動力小於阻力則不能運移，即細層不能成藏，停止對該點的模擬，如果驅動力大於阻力則烴源層中的氣能進入細層2，並排擠出細層2中的部分水;⑨重復第⑦和第⑧過程，直到驅動力小於阻力或遇到蓋層為止(如果壓差超過蓋層排替壓力，則天然氣將會突破蓋層散失掉壹部分，直到壓差小於蓋層排替壓力，天然氣才停止運移);⑩計算天然氣聚集量，模擬結束。
4.天然氣聚集量計算
進入致密儲層的天然氣聚集量可用下式表示:
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式中:Qgas為儲層中天然氣聚集量，m3;n為天然氣進入到儲層中的細層數，自然數;i為儲層中的細層號，自然數;q為細層中天然氣聚集量，m3;Sw為細層中束縛水飽和度，小數;hi為細層i的平均厚度，m;Ai為細層i的面積，m2;Φi為細層i的平均孔隙度，小數;Bgi為細層i的(地層壓力對應的)天然氣體積系數，m3/m3。
根據對比驅動力與阻力的關系，如果確定天然氣只能進入到細層3，則上式中n為3。另外，細層中束縛水飽和度，可通過類比相鄰地區的致密氣藏獲得，壹般在30%～60%之間;天然氣體積系數，可根據細層地層壓力在PVT曲線上的反插值求得。進入致密儲層的天然氣還會有壹部分損失，如部分溶解在地層水中，還有壹部分會以擴散方式向外擴散等。這些損失可以用溶解氣公式和擴散氣公式計算(郭秋麟等，1998;石廣仁，1999)，在不要求高精度時可以不考慮。
5.關鍵參數
關鍵參數有:①天然氣體積系數與地層壓力關系曲線;②束縛水飽和度與孔隙度的關系曲線;③烴源層埋深、厚度、孔隙度、生氣量、排氣量(遊離氣量)等;④儲層埋深或頂界構造圖、等厚圖，儲層孔隙度等值圖、孔喉半徑等值圖，現今儲層流體壓力系數等;⑤蓋層排替壓力。