Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 2: 326 - 333

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.09.004

Shale gas resources/reserves calculation method considering the space taken by adsorbed gas

  • Qun ZHAO , 1, 2 ,
  • Hongyan WANG 1, 2 ,
  • Lianzhu CONG 3 ,
  • Qin ZHANG 1, 2 ,
  • Zhen QIU 1, 2 ,
  • Feng CHENG 1, 2 ,
  • Tianqi ZHOU 1, 2
Expand
  • 1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China
  • 2. National Energy Shale Gas R&D （Experiment） Center，Langfang 065007，China
  • 3. CNPC Oil，Gas & New Energies Group，Beijing 100007，China

Received date: 2022-06-02

  Revised date: 2022-09-05

  Online published: 2023-03-06

Supported by

The Prospective Basic Projects in the Upstream Field of PetroChina during the “Fourteenth Five-Year Plan”(2021DJ19)

the Prospective Basic Science and Technology Project of PetroChina(2022DJ80)

Fold

Abstract

Confirmation of shale gas resources is the most realistic field for the future growth of natural gas production in China. The quantity of shale gas resources/reserves， fundamental in shale gas development， is one of the important bases for making development plans and strategies. In current shale gas resource/reserve calculation method， the volume method is used to calculate the adsorbed gas reserves and the free gas reserves. This method， however， does not take into account the co-existence of adsorbed gas and free gas in shale pores， in which case the free gas reserves should be estimated by deducting the pore volume occupied by the adsorbed gas. For evaluating the shale gas resources/reserves， the new model of shale pore and shale gas occurrence and the new petrophysical model of shale gas reservoir have been established. Based on the new models， a new method of shale gas resources/reserves estimation in line with the characteristics of shale gas reservoir was established. Taking the appraisal wells of marine shale gas reservoirs in Luzhou and marine-continental transitional shale gas reservoirs in the eastern Ordos Basin as examples， the calculation results of the new proposed method and the existing method were compared. It is found that the methods in the current practice overestimate the geological reserves of shale gas by more than 20%. Compared with marine shale， marine-continental transitional shale has a relatively low porosity， where the content of free gas is only 12% if the pore space occupied by adsorbed gas is deducted. Such a low content of free gas is one of the causes for low well productivity in marine-continental transitional shale.

Key words： Shale gas; Resources/reserves; Petrophysical model; Adsorbed gas; Free gas; Reserve abundance

Cite this article

Qun ZHAO , Hongyan WANG , Lianzhu CONG , Qin ZHANG , Zhen QIU , Feng CHENG , Tianqi ZHOU . Shale gas resources/reserves calculation method considering the space taken by adsorbed gas[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(2) : 326 -333 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.09.004

0 引言

1976年美国能源部主导在非常规天然气研究项目（UGRP）中设立了东部页岩气项目（EGSP），经近半个世纪的勘探开发持续攻关，页岩气已经成为近年来全球天然气产量增长的主要动力。2011年全球页岩气产量为2 513×108 m3，2022年产量达到8 600×108 m3，增长量超过了6 080×108 m3［1］，占全球天然气产量增长量的80%。自2010年中国第一口页岩气井——威201井钻探以来，经过10余年的勘探开发攻关，2013年页岩气产量为2×108 m3，2018年产量为108×108 m3，2022年产量为240×108 m3，实现了页岩气从无到有的历史性跨越。
从目前国内天然气勘探开发形势来看，页岩气资源落实是我国未来天然气产量增长最现实的领域。页岩气资源/储量作为页岩气开发的基础，是页岩气开发方案编制、规划战略制定等的重要依据之一。页岩气是一种非常重要的非常规资源，主要以吸附态和游离态赋存于页岩基质孔隙（有机孔和无机孔）和裂缝中，其中吸附气的含量可达20%~50%［2-3］。页岩中游离气和吸附气共储于同一孔隙空间，因此，页岩气储量计算时需要考虑游离气与吸附气两部分的资源量。美国页岩气开发早期阶段也是笼统地计算页岩气的地质资源量，但随着页岩气开发的不断推进，页岩气资源量的计算结果与气井产量不匹配的问题逐渐显现。随着对页岩储层研究的不断深入，AMBROSE等［4］率先提出了吸附气和游离气同时赋存于微观孔隙内部的观点，页岩气资源/储量评价认识逐步完善。本文从页岩气储集特征分析入手，考虑吸附气在微观孔隙所占的空间，建立页岩储层岩石物理模型，并基于此建立页岩气资源储量计算的新方法，以期对我国的页岩气资源/储量评价提供依据。

1 页岩储集特征及物理模型

1.1　页岩孔隙特征

页岩储层孔隙系统主要包括宏观裂缝和微观孔隙两大类型，其中微观孔隙是页岩气的主要赋存空间，宏观裂缝可大幅提升页岩气在储层中的流动能力并具有一定的储气能力。页岩储层发育大量微米—纳米级微观孔隙，包括有机质孔、粒间孔和粒内孔3种类型。
中国南方海相五峰组—龙马溪组富有机质页岩孔隙发育，以有机质孔为主体，占总孔隙体积的60%~80%［5-6］。通过FIB-SEM分析，五峰组—龙马溪组页岩的有机质孔隙呈圆形、椭圆形、网状和线状等（图1），孔径为5~750 nm，平均为100~200 nm［7］；石英、长石等无机碎屑矿物颗粒或晶粒间孔隙少见，碳酸盐矿物、长石等矿物粒间溶蚀孔隙较常见，孔径一般为500 nm~2 μm；粒内孔在黏土矿物中较发育，形状以长条形为主，直径为50~800 nm（图1）。宏观裂缝发育的页岩储层，裂缝孔隙度为0.1%~0.5%，具有一定的储气能力（图2）。
图1 五峰组—龙马溪组页岩微米—纳米孔隙

Fig.1 Micro-nano pores in Wufeng-Longmaxi formations shale

图2 五峰组—龙马溪组页岩宏观裂缝

Fig.2 Macroscopic fractures of Wufeng-Longmaxi formations shale

研究发现，川南地区五峰组—龙马溪组页岩TOC>3%储层的孔隙度介于3%~8%之间。通过FIB-SEM扫描结果对页岩储层特征进行分析，连通孔隙的孔隙度为4.77%，而孤立孔隙的孔隙度仅占0.023%，这两部分组成了所有的孔隙空间，也是页岩气赋存的所有空间（图3）。在页岩储层中仅有相互连通或者压裂后能够形成渗透通道的孔隙才能称为页岩有效孔隙，该类有效孔隙是页岩气储量计算的关键。
图3 龙马溪组页岩样品纳米CT扫描结果

Fig.3 Nano-CT scanning results of Longmaxi Formation shale samples

1.2　页岩气赋存特征

页岩气主要以游离气和吸附气2种形式赋存于页岩的孔隙系统内（图4），其中游离气为主体，占比50%~80%。通常条件下，页岩孔隙中含有一定量的水，在表面张力作用下主要聚集于狭窄的孔喉等部位，考虑到甲烷分子直径为0.414 nm，张琴等［8］采用分子动力学模拟确定甲烷可动孔喉半径均值为5.0 nm。LOUCKS等［9］根据对Barnett页岩分析，提出纳米孔隙是页岩气储集的主要空间，CURTIS等［10］提出页岩内孔隙直径主要分布于4~200 nm之间。DUAN等［11-12］从分子动力学模拟的角度，提出甲烷分子在页岩孔隙表面存在1.5层的吸附，第一层为正常吸附，第二层为吸附的过渡层；基于等温吸附实验测试数据得到的吸附层厚度约为0.6 nm，这与分子动力学模拟结果一致。
图4 页岩孔隙与页岩气赋存状态模型示意

Fig.4 Schematic map of shale pores and shale gas occurrence state

含气量是衡量页岩气是否具经济开采价值及评估页岩气资源潜力的关键指标［13-14］。川南地区五峰组—龙马溪组页岩含气量变化较大，如泸州区块某评价井采用保压取心测试页岩储层超压（压力系数为2.0~2.2），TOC值大于3%的优质页岩段（埋深3 770~3 780 m）含气量为6~11 m3/t，其中吸附气含量为1.5~2.0 m3/t；太阳—大寨区块某评价井采用保压取心测试页岩储层超压（压力系数为1.0~1.2），TOC含量大于3%的优质页岩段（埋深为1 748~1 758 m）含气量为4~8 m3/t，其中吸附气含量为1.5~3.5 m3/t。

1.3　页岩储层物理模型

常规油气储层中的油气一般是烃源岩生烃后，通过二次运移在圈闭中储存聚集而形成。受毛细管力的影响，需要油气二次运移过程中的充注压力大于孔隙的毛细管压力，因此常规油气储层的孔喉需要足够大以满足油气的充注条件。常规油气储层除了非孔隙固体体积之外，总孔隙中包括油气储集的有效孔隙和不连通的死孔隙（图5）。
图5 常规油气储层（a）和页岩气储层（b）岩石物理模型对比

Fig. 5 Comparison of petrophysical models of conventional oil and gas reservoir （a） and shale gas reservoir （b）

与常规油气储层不同，页岩气具有自生自储特征，页岩中有机质成熟生气后，在自身微观孔隙中优先储集，排烃后剩余的天然气聚集形成页岩气。因此，页岩气在储集过程中不受毛细管力的影响，微米—纳米级孔隙中充满了天然气。页岩气储层总体积包括非孔隙固体体积和总孔隙两部分（图5）。非孔隙固体体积包括无机固体（主要由石英、长石、碳酸盐矿物和黏土矿物等无机矿物组成）和有机质固体（是生成页岩气的源岩，并成为微观孔隙的主要载体）体积。
页岩储层孔隙包括有效孔隙和死孔隙，其中有效孔隙是页岩气、水等流体储集的主要空间。有效孔隙中包括宏观裂缝和微观孔隙，其中微观孔隙是页岩气等流体的主要储集空间，包括吸附气和游离气。宏观裂缝可储集一定量的游离气，但总体占比相对较低。

2 不考虑吸附气体积的页岩气资源/储量计算方法

在页岩气资源/储量评价初期，计算方法很大程度上是借鉴常规油气、致密气和煤层气等资源/储量计算经验，在页岩储层本身的储层特征认识中并未考虑吸附气在孔隙中所占的空间。在页岩气资源/储量计算中通常忽略了吸附气与游离气在孔隙中的关系［15-16］，现行常规页岩气资源/储量计算方法普遍采用体积法计算吸附气储量和容积法计算游离气储量，但2种方法对页岩储量的认识相对割裂。在不考虑吸附气所占页岩孔隙空间的情况下，对页岩气资源储量计算分为吸附气、游离气和溶解气3个部分，总地质资源/储量计算为3个部分页岩气之和。
吸附气储量：
G x = 0.01 A g h ρ y C x
式（1）中：A g为含气面积，km2；h为有效厚度，m； ρ y为页岩的质量密度，t/m3；C x为页岩吸附气含量，m3/t。
游离气储量：
G y = 0.01 A g h φ S g i / B g i
B g i = P s c Z i T / P i T s c
式（2）—（3）中：φ为有效孔隙度，%；S gi为原始含气饱和度，%；B gi为原始气体体积系数，无因次；P sc为地面标准压力，MPa；P i为原始地层压力，MPa；T sc为地面标准温度，K；T为地层温度，K。
溶解气储量：
G s = 10 - 4 N R s i
式（4）中：N为原油地质储量，104 m3；R si为原始溶解气油比，m3/m3。
总地质储量：
G z = G x + G y + G s

3 考虑吸附气体积的页岩气资源/储量计算新方法

基于页岩储层孔隙赋存状态研究的认识，按照页岩孔隙与页岩气赋存状态模型（图4）和页岩储层岩石物理模型（图5），页岩基质的微观孔隙中同时储集了吸附气和游离气，新方法在对游离气储量计算中［式（2）］扣除会吸附气所占的孔隙体积。
按照页岩孔隙与页岩气赋存状态模型（图4），可通过吸附气含量求取微观孔隙中吸附气所占的孔隙度：
φ a = ρ g s c ρ y V L P i ρ x ( P i + P L )
式（6）中： ρ x为页岩微观孔隙中吸附态页岩气的密度，t/m3； ρ g s c为标况下页岩气的密度， t/m3；V L为m3/t；P L为Langmuir压力，MPa。
页岩基质内游离气储量计算过程中需扣除吸附气所占的空间，即：
G j y = 0.01 A g h ( φ j S g i - φ a ) / B g i
式（7）中： φ j为页岩基质有效孔隙度，%。
宏观裂缝内的游离气储量：
G f = 0.01 A g h φ f S f g i / B g i
式（8）中： φ f为宏观裂缝有效孔隙度，%；S fgi为宏观裂缝的含气饱和度，%。
因此，页岩气储量计算方法中，吸附气含量仍按照式（1）计算，页岩基质中的游离气按照式（7）进行计算，宏观裂缝中的游离气按照式（8）进行计算，溶解气仍按照式（4）计算。页岩气总地质储量计算公式为：
G z = G x + G j y + G f + G s

4 页岩气地质储量计算实例分析

4.1　海相页岩气

选择川南泸州区块某评价井总有机碳含量（TOC）大于3%的龙马溪组页岩层段为例，计算1 km2含气面积页岩气地质储量，即储量丰度。该井TOC>3%的页岩层段埋深为3 963.26~3 772.21 m，不同埋深储层的TOC、孔隙度、含水饱和度和吸附气含量如表1所示，此外在计算过程中储层压力为75 MPa、温度为125 °C、原始气体偏差系数为1.4，在计算中吸附态甲烷密度（ρ x）取0.25 t/m3［11-12］。
表1 泸州区块某评价井TOC大于3%的龙马溪组页岩气储量丰度计算对比

Table 1 Shale gas reserves abundance comparison of Longmaxi Formation with TOC greater than 3% in Well xx, Luzhou block

序

号

 埋深/m

TOC

/%

密度

/（t/m3）

孔隙度

/%

含水

饱和度

/%

吸附气

含量

/（m3/t）

吸附气

丰度

/（108 m3

/km2）

 不考虑吸附气所占空间 考虑吸附气所占空间

游离气

含量

/（m3/t）

游离气丰度/（108 m3

/km2）

总储量丰度/（108 m3

/km2）

吸附气

孔隙度

/%

游离气

含量

/（m3/t）

游离气丰度/（108 m3

/km2）

总储量丰度/（108 m3

/km2）
1 3 763.26 3.07 2.55 4.02 43.22 0.838 0.020 3.538 0.085 0.105 0.658 2.518 0.060 0.080
2 3 764.20 3.42 2.47 4.25 36.90 0.938 0.020 4.292 0.091 0.111 0.714 3.150 0.067 0.087
3 3 765.06 3.61 2.50 4.52 41.28 0.948 0.021 4.196 0.091 0.112 0.730 3.042 0.066 0.087
4 3 765.93 4.05 2.49 5.20 39.19 1.044 0.024 5.020 0.116 0.140 0.801 3.748 0.087 0.111
5 3 766.86 4.30 2.46 5.32 35.18 1.128 0.027 5.541 0.131 0.157 0.855 4.168 0.098 0.125
6 3 767.82 3.71 2.48 5.88 37.21 0.991 0.015 5.885 0.089 0.104 0.757 4.678 0.071 0.086
7 3 768.43 4.26 2.46 6.42 35.60 1.115 0.012 6.643 0.070 0.082 0.845 5.286 0.056 0.068
8 3 768.86 5.45 2.37 8.14 19.55 1.664 0.017 10.922 0.109 0.125 1.215 8.896 0.089 0.105
9 3 769.28 5.13 2.38 7.69 21.36 1.539 0.014 10.044 0.093 0.108 1.128 8.170 0.076 0.090
10 3 769.67 4.33 2.40 5.21 18.25 1.418 0.014 7.015 0.071 0.085 1.048 5.288 0.053 0.068
11 3 770.09 4.35 2.40 6.58 13.58 1.544 0.014 9.365 0.085 0.099 1.141 7.486 0.068 0.082
12 3 770.47 4.10 2.47 3.60 21.85 1.285 0.014 4.502 0.048 0.061 0.978 2.938 0.031 0.045
13 3 770.90 4.41 2.47 6.21 23.70 1.320 0.013 7.583 0.077 0.090 1.004 5.976 0.061 0.074
14 3 771.31 4.59 2.42 6.72 20.07 1.440 0.014 8.773 0.087 0.101 1.073 7.020 0.070 0.084
15 3 771.72 5.57 2.41 6.39 18.15 1.733 0.016 8.578 0.079 0.094 1.286 6.468 0.059 0.075
16 3 772.10 4.89 2.46 6.62 24.40 1.416 0.014 8.042 0.081 0.095 1.073 6.317 0.064 0.078
17 3 772.51 4.74 2.50 6.53 28.61 1.305 0.013 7.371 0.076 0.089 1.005 5.782 0.059 0.073
18 3 772.92 4.56 2.40 5.65 17.54 1.494 0.022 7.673 0.110 0.132 1.104 5.855 0.084 0.106
19 3 773.52 5.02 2.41 7.60 19.49 1.559 0.015 10.036 0.097 0.112 1.157 8.138 0.078 0.093
20 3 773.92 4.49 2.41 7.95 20.43 1.407 0.012 10.375 0.090 0.102 1.045 8.662 0.075 0.087
21 3 774.28 5.01 2.41 7.63 16.00 1.651 0.014 10.512 0.089 0.103 1.226 8.502 0.072 0.086
22 3 774.63 5.12 2.40 7.55 16.55 1.664 0.022 10.377 0.139 0.162 1.230 8.352 0.112 0.135
23 3 775.19 5.11 2.43 6.75 18.04 1.621 0.016 8.999 0.090 0.106 1.213 7.026 0.070 0.086
24 3 775.60 4.98 2.41 8.06 18.31 1.580 0.016 10.799 0.109 0.125 1.173 8.876 0.090 0.106
25 3 776.02 4.55 2.39 8.43 18.84 1.460 0.014 11.315 0.105 0.119 1.075 9.538 0.089 0.103
26 3 776.41 5.06 2.49 6.98 32.29 1.316 0.013 7.503 0.073 0.086 1.010 5.900 0.057 0.070
27 3 776.80 4.59 2.47 7.21 20.95 1.419 0.014 9.121 0.092 0.107 1.080 7.393 0.075 0.089
28 3 777.21 5.03 2.42 8.00 31.21 1.326 0.013 8.989 0.085 0.097 0.988 7.374 0.070 0.082
合计 — — — — — — 0.453 — 2.558 3.011 — — 2.007 2.460
平均 3 771.25 4.56 2.44 6.47 25.28 1.363 — 7.965 — — 1.022 6.305 — —
在不考虑吸附气所占空间的情况下，通过式（9）计算得到不同埋深层段的储量丰度，将不同埋深小层储量丰度累加后得到TOC>3%的页岩层段吸附气储量丰度为0.45×108 m3/km2。不考虑吸附气所占的页岩孔隙度，按照式（2）和式（3）得到游离气含量为3.54~11.32 m3/t（平均值为7.97 m3/t），TOC>3%的页岩层段游离气储量丰度为2.56×108 m3/km2，页岩气总储量丰度为3.01×108 m3/km2。
在考虑吸附气所占空间的情况下，吸附气含量为0.84~1.73 m3/t（平均值为1.36 m3/t），TOC>3%的页岩层段吸附气储量丰度为0.45×108 m3/km2，与不考虑吸附气所占空间的计算结果无差别。通过式（6）计算得到吸附气所占孔隙度为0.65%~1.29%（平均值为1.02%），考虑吸附气所占的页岩孔隙度，按照式（7）和式（3）得到游离气含量为2.52~9.54 m3/t（平均值为6.31 m3/t），TOC>3%的页岩层段游离气储量丰度为2.01×108 m3/km2，页岩气总储量丰度为2.46×108 m3/km2。
通过2种方法的储量计算结果的对比，不考虑吸附气所占空间的计算结果但由于未考虑吸附气在孔隙中所占的体积，因此高估了游离气储量。对于泸州区块的某评价井，不考虑吸附气所占空间的计算结果高估游离气孔隙度为1.02%，高估游离气含量为1.66 m3/t，高估游离气含量的26%、总含气量的22%，高估页岩气地质储量丰度为0.55×108 m3/km2，高估了22%。

4.2　海陆过渡相页岩气

选择鄂尔多斯盆地东缘某井山西组山2 3亚段埋深1 848.7~1 858.56 m的页岩，计算1 km2含气面积页岩气地质储量。不同埋深储层的TOC、孔隙度、含水饱和度和吸附气含量如表2所示，此外在计算过程中储层压力为18 MPa、温度为60 °C、原始气体偏差系数为1.1。
表2 鄂东某井山2 3亚段页岩气储量丰度计算对比

Table 2 Shale gas reserves abundance comparison of Shan2 3 sub-member in Well xx, the eastern Ordos Basin

序

号

 埋深/m

TOC

/%

密度

/（t/m3）

孔隙度

/%

含水

饱和度

/%

吸附气

含量

/（m3/t）

吸附气丰度/（108 m3

/km2）

 不考虑吸附气所占空间 考虑吸附气所占空间

游离气

含量

/（m3/t）

游离气丰度/（108 m3

/km2）

总储量丰度/（108 m3

/km2）

吸附气孔隙度

/%

游离气含量

/（m3/t）

游离气丰度/（108 m3

/km2）

总储量丰度/（108 m3

/km2）
1 1 848.17 3.32 2.65 1.39 40 1.112 0.016 0.453 0.006 0.022 0.567 0.145 0.002 0.018
2 1 848.71 4.30 2.63 2.01 40 1.366 0.021 0.660 0.010 0.031 0.692 0.282 0.004 0.026
3 1 849.30 2.30 2.76 1.68 40 1.316 0.022 0.526 0.009 0.031 0.699 0.161 0.003 0.024
4 1 849.90 4.89 2.79 1.85 40 1.189 0.020 0.573 0.010 0.029 0.639 0.243 0.004 0.024
5 1 850.50 2.98 2.62 1.59 40 1.095 0.024 0.524 0.012 0.036 0.552 0.221 0.005 0.029
6 1 851.35 2.42 2.62 1.01 40 1.206 0.156 0.333 0.043 0.200 0.608 -0.001 0.000 0.156
7 1 856.30 2.72 2.65 2.99 40 1.454 0.029 0.975 0.019 0.048 0.742 0.572 0.011 0.040
8 1 857.04 28.20 2.75 5.29 40 5.596 0.137 1.662 0.041 0.178 2.963 0.111 0.003 0.140
9 1 857.93 5.41 2.66 3.36 40 2.041 0.034 1.091 0.018 0.052 1.045 0.526 0.009 0.043
10 1 858.56 4.74 2.68 1.73 40 1.156 0.009 0.558 0.004 0.013 0.596 0.237 0.002 0.011
合计 — — — — — — 0.468 — 0.172 0.640 — — 0.043 0.511
平均 1 852.78 6.13 2.68 2.29 40.00 1.753 — 0.736 — — 0.910 0.250 — —
在考虑吸附气所占空间的情况下，计算得到该层段页岩层段吸附气储量丰度为0.47×108 m3/km2。不考虑吸附气所占的页岩孔隙度，计算得到游离气含量为0.33~1.66 m3/t（平均值为0.74 m3/t），游离气储量丰度为0.17×108 m3/km2，页岩气总储量丰度为0.64×108 m3/km2。
在考虑吸附气所占空间的情况下，吸附气含量为1.10~5.60 m3/t（平均值为1.75 m3/t），吸附气储量丰度为0.47×108 m3/km2，与不考虑吸附气所占空间的计算结果无差别。计算得到吸附气所占孔隙度为0.60%~2.93%（平均值为0.91%），考虑吸附气所占的页岩孔隙度，计算得到游离气含量为0~0.57 m3/t（平均值为0.25 m3/t），该页岩层段游离气储量丰度仅为0.043×108 m3/km2，页岩气总储量丰度为0.51×108 m3/km2。对于某井，不考虑吸附气所占空间的计算结果高估游离气孔隙度为0.91%，高估游离气含量为0.49 m3/t，高估了游离气含量的2倍、总含气量的24%，高估页岩气地质储量丰度0.13×108 m3/km2，高估了25%。
从该海陆过渡相页岩含气量分析结果来看，因页岩孔隙度偏低，考虑到吸附态页岩气所占据的孔隙空间，以游离态存在的页岩气比例仅为12%。游离气所占比例小，导致气井生产能力总体偏低。按照1 500 m水平段长，该井单井测算最终可采储量（EUR）仅为（1 000~1 500）×104 m3，仅为川南五峰组—龙马溪组海相页岩气单井EUR的1/10左右。

5 结论

（1）页岩储层总体积包括非孔隙固体体积和总孔隙两部分。非孔隙固体体积包括无机固体体积和有机质固体体积。页岩储层孔隙包括有效孔隙和死孔隙，其中有效孔隙是页岩气、水等流体储集的主要空间。有效孔隙中包括宏观裂缝和微观孔隙，其中微观孔隙是页岩气等流体的主要储集空间，包括吸附气和游离气。宏观裂缝可储集一定量的游离气，但总体占比相对较小。
（2）在不考虑吸附气所占空间的情况下，页岩气资源/储量计算采用体积法计算吸附气储量和容积法计算游离气储量，2种方法没有考虑到吸附气和游离气共同储集在页岩孔隙中，在游离气计算过程中应该扣除吸附气所占的孔隙体积。
（3）基于新的页岩孔隙与页岩气赋存状态模型和岩石物理模型，建立了符合页岩气储集特征的储量计算新方法。以泸州海相和鄂东海陆过渡相页岩气评价井为例，对比新方法与现行方法计算结果的差异性，不考虑吸附气所占空间的计算方法高估了页岩气地质储量20%以上。且通过此方法分析，海陆过渡相页岩总孔隙度偏低，扣除吸附气所占孔隙空间，游离气含量占比仅为12%，游离气含量偏低成为单井生产能力偏低的原因之一。

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