頁巖層系石油儲量估算規(guī)范（征求意見稿）

1頁巖層系石油儲量估算規(guī)范DZ/T0217石油天然氣儲量估算DZ/T0252海上石油天然氣儲量估算DZ/T0334石油天然氣探明儲量報告編寫SY/T6580石油天然氣勘探開厚度占頁巖層系厚度比例不超過該單元的20%，且單獨開發(fā)無效益。單層厚度大于2m的砂巖、碳酸鹽巖4儲量估算情形24.1.1按照GB/T19492量起算標(biāo)準(zhǔn)，落實產(chǎn)能和開發(fā)井距等關(guān)鍵開發(fā)參數(shù)，完成初步開發(fā)設(shè)計或正式開發(fā)方案。4.1.3關(guān)于頁巖層系石油的地震、鉆井、測井、測試、分析化驗等工作量，應(yīng)滿足估算不同地質(zhì)儲量5地質(zhì)儲量估算條件與方法5.1儲量估算條件5.1.1儲量起算標(biāo)準(zhǔn)標(biāo)準(zhǔn)。允許結(jié)合儲量估算區(qū)情況，另行估算起算標(biāo)準(zhǔn)。另行估算的起算標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)不低于本規(guī)范表1規(guī)定的35.2儲量計算單元劃分原則4b)計算單元縱向上一般按頁巖層系，結(jié)合游離烴含油量、孔隙度、脆性礦物含量、總有機(jī)碳含量和壓裂技術(shù)（縱向壓裂縫高）等因素確定計算單元。原則上單個縱向單元不超過10勘探開發(fā)程度與5鉆采工藝技術(shù)可處5.3地質(zhì)儲量估算方法5.3.1原則容積法和體積法。估算頁巖層系石油地質(zhì)儲量原則上以儲量估算公式中符號名稱和計量單位見附錄C，符合SY/T65.3.2容積法 Ao—含油面積，單位為平方千米（km2）；6h—有效厚度，單位為米（m）；Soi—原始含油飽和度，用小數(shù)表示（f）；Boi—原始原油體積系數(shù)。GS104NRsi ）；N—原油地質(zhì)儲量，單位為萬立方米（104m3）；NzN N—原油地質(zhì)儲量，單位為萬立方米（104m3）；5.3.3體積法Ao—含油面積，單位為平方千米（km2h—有效厚度，單位為米（mρNz—原油地質(zhì)儲量，單位為萬噸（104tρ5.3.4動態(tài)法7b)未投入開發(fā)的探明地質(zhì)儲量，含油面積各種邊界的確定需達(dá)到以下條件：2）含油面積邊部未查明地質(zhì)邊界的，沿頁巖層系工b)含油面積內(nèi)井的資料能基本控制儲層的空間分布狀8能力的那部分儲層厚度。不同級別的地質(zhì)儲量，c)井點有效厚度為計算單元內(nèi)滿足有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)的井段厚度的累與探明區(qū)(層)相鄰的控制地質(zhì)儲量的有效厚度，可根據(jù)本層或選擇鄰區(qū)(層)類似頁巖層系油藏的下與探明或控制區(qū)(層)相鄰的預(yù)測地質(zhì)儲量的有效厚度，可根據(jù)本層或選擇鄰區(qū)(層)類似頁巖層系油b)有效孔隙度采用測井資料計算，計算前測井?dāng)?shù)據(jù)應(yīng)采用巖芯二維核磁共振資料或巖芯分析進(jìn)行刻度。測井解釋孔隙度與巖芯二維核磁共振資料或巖芯分析孔隙度的相對誤差原則上不超過±c)對于不同時期、不同方法分析的孔隙度資料，要通過平行取樣分析對地面孔隙度進(jìn)行系統(tǒng)差異9a)空氣滲透率為頁巖層系地層條件下的空b)對于不同時期、不同方法分析的空氣滲透率資料，要通過平行取樣分析對地面空氣滲透率進(jìn)行b)應(yīng)以本地區(qū)有代表性的保壓或密閉取芯資料為基礎(chǔ)，采用巖芯二維核磁實驗或其它巖心分析方c)用測井解釋資料確定探明儲量原始含油飽和度時，應(yīng)與巖芯分析資料進(jìn)行分析驗證，驗證時優(yōu)a)原始原油體積系數(shù)為原始地層條件下原油體積與地面標(biāo)準(zhǔn)條件下脫氣原油體積c)原始溶解氣油比可以利用有代表性的井下取樣高壓物性分析資料獲得，也可采用合理工作制度地面原油密度應(yīng)在油田不同部位取得一定數(shù)量有代表性的地面油樣分析b)實驗分析時可利用保壓或密閉取芯資料通過巖石熱解分析等方法獲得樣本總含油量（Tc再的差值確定為游離烴含油量（Tf也可根據(jù)本地區(qū)的適用30個樣以上(取樣間隔最高2m)。以往測定的游離烴含油量可參考應(yīng)c)滿足頁巖層系石油開發(fā)需要的地質(zhì)條件7.2未開發(fā)狀態(tài)-開發(fā)初期的頁巖層系石油探明技術(shù)可一般是根據(jù)估算的地質(zhì)儲量和確定的采收率，按下列NR=NER （6）或NR=NzER （7）NR—原油技術(shù)可采儲量，單位為萬噸（104t）或萬立方米（104m3Nz—原油地質(zhì)儲量，單位為萬噸（104tN—原油地質(zhì)儲量，單位為萬立方米（104m3）；）；RSRGRSRGR—溶解氣技術(shù)可采儲量，單位為億立方米（108m31）一般是指在目前可實施的成熟的技術(shù)條件下（如直井、水平井、2）采收率隨著開采技術(shù)改變、開發(fā)方式調(diào)整以及頁巖層系石油動態(tài)情況的變化而變化；藏先導(dǎo)試驗證實有效并計劃實施；或與本頁巖層系相似的同類油藏中已使用成功的提高采況，應(yīng)用生產(chǎn)井（組）動態(tài)生產(chǎn)資料和儲層資料與開發(fā)成熟地區(qū)相似條件頁巖層系油藏類/T6098或依據(jù)溶解氣、頁巖層系石油采收率統(tǒng)計規(guī)律求取。3）未生產(chǎn)或處于生產(chǎn)初期的頁巖層系石油，根據(jù)地質(zhì)特征及流體性質(zhì)的相似性，類比相鄰的可采儲量，利用本區(qū)塊開發(fā)方案所部署的井?dāng)?shù)，直接計算可采儲量。類比條件應(yīng)符合下列7.3已開發(fā)狀態(tài)的頁巖層系石油探明技術(shù)可采c)在產(chǎn)量與時間關(guān)系曲線上產(chǎn)油高峰后至少有3個月以上穩(wěn)定的油產(chǎn)量遞d)必須有效排除由于修井或地表水處理等非地質(zhì)原因造成的產(chǎn)量變化對遞減曲線斜率值判定的采收率一般是確定在推測可能實施的操作技術(shù)條件下的最終采收g)將來實際采出量大于或等于估算的經(jīng)濟(jì)可采儲量的概率探明經(jīng)濟(jì)可采儲量減去頁巖層系石油累計產(chǎn)量為剩余探明經(jīng)濟(jì)可采儲b)將來實際采出量大于或等于估算的經(jīng)濟(jì)可采儲量的概率至少為50%?？刂平?jīng)濟(jì)可采儲量減去頁巖層系石油累計產(chǎn)量為剩余控制經(jīng)濟(jì)可采儲符合判別條件后求得的儲量壽命期內(nèi)的累計產(chǎn)量即為經(jīng)濟(jì)可b)預(yù)測未來年度或月度經(jīng)營成本(操作費c)選取頁巖層系石油產(chǎn)品價格、稅率/費率、匯a)采用現(xiàn)金流量法或經(jīng)濟(jì)極限法對頁巖層系油藏開發(fā)可行性進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評價，其目的是確定經(jīng)濟(jì)b)勘探投資根據(jù)含油面積內(nèi)可利用的探井、評價井和部分設(shè)施、設(shè)備投資估算，10年以前的勘探投資可按沉沒估算；開發(fā)建設(shè)投資根據(jù)初步開發(fā)設(shè)計或正式開發(fā)方案提供的依據(jù)測算；d)高峰期的產(chǎn)量和遞減期的遞減率，應(yīng)在系統(tǒng)試采和開發(fā)概念設(shè)計或正式開發(fā)方案的基礎(chǔ)上論油藏，儲量的經(jīng)濟(jì)壽命不應(yīng)該超過開發(fā)該頁巖層系油藏的平9儲量綜合評價執(zhí)行DZ/T0334，根據(jù)選擇的估算方法，突出頁巖層系石油儲量估算參數(shù)，增加“游離烴含油量”種儲量估算情形，分別為新增、復(fù)算、核算、標(biāo)定和A.1新增新增探明可采儲量和采收率應(yīng)與開發(fā)概念設(shè)計的開發(fā)方式及井網(wǎng)條件算探明儲量，須投入相應(yīng)實物工作量并達(dá)到探明儲A.3核算a)生產(chǎn)動態(tài)資料反映出所算的地質(zhì)儲量和可采儲量與生產(chǎn)動態(tài)資料有明者工藝技術(shù)手段有新的突破，地質(zhì)儲量參數(shù)發(fā)生A.4標(biāo)定A.4.2當(dāng)年新增儲量、復(fù)算、核算儲量a)大型及以上油田的探明技術(shù)可采儲量變化量b)中型油田的探明技術(shù)可采儲量變化量＞±2c)小型及以下油田的探明技術(shù)可采儲量A.5結(jié)算b)因油氣平臺壽命期限到期、設(shè)施老化等原因無法繼續(xù)開采而廢棄或暫時封閉的儲量。排距500米，水平段2000米的情形下設(shè)定。當(dāng)開發(fā)方案設(shè)計的排距和水平段低于該情形，基本井表B.1頁巖層系石油探明含油面積內(nèi)地質(zhì)儲類型第型