（高清版）DZT 0217-2020 石油天然氣儲量估算規(guī)范

中華人民共和國地質(zhì)礦產(chǎn)行業(yè)標準代替DZ/T0217—2005中華人民共和國自然資源部發(fā)布I前言 Ⅲ1范圍 12規(guī)范性引用文件 13術(shù)語和定義 14儲量估算情形 24.1總體要求 24.2新增 24.3復(fù)算 34.4核算 34.5標定 34.6結(jié)算 35地質(zhì)儲量估算條件與方法 45.1儲量估算條件 45.2儲量計算單元劃分原則 65.3地質(zhì)儲量估算方法 76地質(zhì)儲量估算參數(shù)確定原則 86.1含油(氣)面積 86.2有效厚度 96.3有效孔隙度 6.4原始含油(氣)飽和度 6.5原始體積系數(shù) 6.6氣油比 6.7原油(凝析油)密度 6.8地質(zhì)儲量估算參數(shù)選值 7技術(shù)可采儲量估算 7.1探明技術(shù)可采儲量估算條件 7.2未開發(fā)狀態(tài)的探明技術(shù)可采儲量估算方法 7.3已開發(fā)狀態(tài)的探明技術(shù)可采儲量估算方法 7.4控制技術(shù)可采儲量估算 8經(jīng)濟可采儲量估算 8.1探明經(jīng)濟可采儲量估算條件 8.2剩余探明經(jīng)濟可采儲量估算 8.3控制經(jīng)濟可采儲量估算條件 8.4剩余控制經(jīng)濟可采儲量估算 8.5經(jīng)濟可采儲量估算方法 Ⅱ8.6經(jīng)濟評價參數(shù)取值要求 8.7經(jīng)濟可采儲量估算 9儲量綜合評價 9.1儲量規(guī)模 9.2儲量豐度 9.3產(chǎn)能 9.4埋藏深度 9.5儲層物性 9.6含硫量 9.7原油性質(zhì) 9.8綜合評價 附錄A(規(guī)范性附錄)油氣礦產(chǎn)資源儲量類型及估算流程圖 附錄B(規(guī)范性附錄)儲量估算公式中參數(shù)名稱、符號、計量單位及取值位數(shù) 附錄C(規(guī)范性附錄)油(氣)田(藏)儲量規(guī)模和品位等分類 Ⅲ本標準按照GB/T1.1—2009《標準化工作導(dǎo)則第1部分：標準的結(jié)構(gòu)和編寫》給出的規(guī)則起草。本標準自發(fā)布之日起代替DZ/T0217—2005《石油天然氣儲量計算規(guī)范》。與DZ/T0217—2005相比，主要技術(shù)內(nèi)容變化如下：——增加新增、復(fù)算、核算、標定和結(jié)算五種情形儲量估算要求(見4.1至4.6)?！黾佑蜌獾V產(chǎn)資源儲量類型及估算流程圖(見附錄A)?！黾咏?jīng)濟可采儲量估算方法有關(guān)內(nèi)容(見8.1至8.7)。本標準由中華人民共和國自然資源部提出。本標準由全國自然資源與國土空間規(guī)劃標準化技術(shù)委員會(SAC/TC93)歸口。本標準起草單位：自然資源部油氣儲量評審辦公室、自然資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心。周立明。本標準的歷次版本發(fā)布情況為：1石油天然氣儲量估算規(guī)范本標準規(guī)定了石油天然氣儲量估算的基本原則，地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量、經(jīng)濟可采儲量的估算條件和方法以及儲量綜合評價的要求。本標準適用于陸上石油天然氣的儲量估算、評價及相關(guān)技術(shù)標準制定。2規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應(yīng)用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適用于本文件。GB/T19492油氣礦產(chǎn)資源儲量分類SY/T5367石油可采儲量計算方法SY/T6098天然氣可采儲量計算方法SY/T6193稠油注蒸汽開發(fā)可采儲量標定方法SY/T6580石油天然氣勘探開發(fā)常用量和單位3術(shù)語和定義下列術(shù)語和定義適用于本文件。天然存在的，以氣相、液相烴類為主的，并含有少量雜質(zhì)的混合物。本規(guī)范中石油是指液態(tài)烴類物質(zhì)，即原油和凝析油的總稱。原存在于地下儲集體中，在采至地面后的正常壓力和溫度下，未經(jīng)加工的、已脫氣的、呈液態(tài)或半固體狀態(tài)的那部分石油。在地層條件下的氣態(tài)烴類物質(zhì)，在采出到地面的過程中，隨著溫度和壓力的降低，從氣相中析出的由戊烷和以上重烴組分組成的液態(tài)混合物，一般可經(jīng)地面分離器或?qū)Ｓ醚b置回收。天然氣gas天然存在的烴類和非烴類氣體，以及各種元素的混合物，在地層條件下呈氣態(tài)，或者溶解于油、水中，在地面標準條件下只呈氣態(tài)。本規(guī)范中天然氣是指氣藏氣、油氣藏氣、凝析氣藏干氣和油藏溶解氣的總稱。氣藏氣non-associatedgas指原始地層條件下，氣藏中存在的天然氣。2油氣藏氣gas-capgas指原始地層條件下，在帶油環(huán)或底油的氣頂中存在的天然氣，又稱氣頂氣。溶解氣solutiongas指原始地層條件下，溶解于石油中的天然氣。凝析氣condensategas干氣drygas指凝析氣采至地面，經(jīng)分離器回收凝析油后的天然氣。指油田和氣田(凝析氣田)的統(tǒng)稱。將巖芯毛管壓力與流體飽和度數(shù)值，轉(zhuǎn)換成無因次關(guān)系的一種處理函數(shù)。利用這一函數(shù)，可將同一儲層內(nèi)具有不同孔滲特征的巖樣所測得的毛管壓力曲線，綜合為一條平均毛管壓力曲線。采收率recoveryefficiency指按照目前成熟可實施的技術(shù)條件，預(yù)計技術(shù)上從油(氣)藏中最終能采出的石油(天然氣)量占地質(zhì)儲量的比率數(shù)。4儲量估算情形4.1總體要求4.1.1按照GB/T19492劃分的儲量分類進行儲量估算。油氣礦產(chǎn)資源儲量類型及估算流程圖見附4.1.2以油(氣)藏為基本評價單元，在給定的技術(shù)經(jīng)濟條件下，依據(jù)對油(氣)藏的地質(zhì)認識程度和生產(chǎn)能力的實際證實程度，對地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量和經(jīng)濟可采儲量進行估算。4.1.3油(氣)田從發(fā)現(xiàn)直至廢棄的過程中，根據(jù)地質(zhì)資料、工程技術(shù)以及技術(shù)經(jīng)濟條件的變化，共有五4.1.4油氣探明儲量的新增、復(fù)算、核算、標定和結(jié)算結(jié)果在錄入年度探明儲量數(shù)據(jù)庫和統(tǒng)計數(shù)據(jù)庫時，油(氣)田年產(chǎn)量、累計產(chǎn)量、剩余經(jīng)濟可采儲量等資料數(shù)據(jù)應(yīng)更新至當年12月31日。在油(氣)田、區(qū)塊或?qū)酉抵惺状喂浪愕膬α繛樾略?。其中首次估算的新增探明地質(zhì)儲量中，新增探3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)條件相匹配。在新增探明儲量后又新增工作量，或開發(fā)生產(chǎn)井完鉆后進行的再次儲量估算為復(fù)算。油(氣)田投入開發(fā)后，應(yīng)結(jié)合開發(fā)生產(chǎn)過程對探明儲量實施動態(tài)估算。儲量復(fù)算后，在復(fù)算核減區(qū)如果再次估算探明儲量，須投入相應(yīng)實物工作量并達到探明儲量要求。凡屬下列情況之一者，需要進行儲量復(fù)算，復(fù)算結(jié)果計入當年凈增儲量中：a)當獨立開發(fā)單元或油(氣)田主體部位開發(fā)方案全面實施后。b)油(氣)藏地質(zhì)認識發(fā)生變化。c)儲量估算參數(shù)發(fā)生明顯變化。d)地質(zhì)儲量和可采儲量與生產(chǎn)動態(tài)資料有明顯矛盾。e)探明儲量尚未投入開發(fā)，新增工作量及評價資料，證實油(氣)藏地質(zhì)認識發(fā)生變化。4.4核算儲量復(fù)算后在開發(fā)生產(chǎn)過程中的各次儲量估算為核算。隨著油(氣)田開發(fā)調(diào)整工作的深入和對油(氣)田認識程度的提高，應(yīng)對復(fù)算后的投入開發(fā)儲量進行多次核算，直至油氣枯竭。進行核算時，應(yīng)充分利用開發(fā)生產(chǎn)動態(tài)資料。估算方法以動態(tài)法為主，容積法為輔，提高儲量估算精度。凡屬下列情況之一者，需要進行儲量核算：a)生產(chǎn)動態(tài)資料反映出所計算的地質(zhì)儲量和可采儲量與生產(chǎn)動態(tài)資料有明顯矛盾。b)對儲層進一步的深入研究及生產(chǎn)實踐中表明，原儲量估算參數(shù)需要做大的修改。c)油(氣)田鉆了成批的加密井、調(diào)整井、進行了三維地震或采取重大開發(fā)技術(shù)措施等之后，或者工藝技術(shù)手段有新的突破，地質(zhì)儲量參數(shù)發(fā)生重大變化。4.5.1在開發(fā)生產(chǎn)過程中，依據(jù)開發(fā)動態(tài)資料和經(jīng)濟條件，對截至上年末及以前的探明技術(shù)可采儲量和探明經(jīng)濟可采儲量進行重新估算的情形為可采儲量標定，簡稱標定。4.5.2當年新增儲量、復(fù)算、核算儲量不參與本年度的可采儲量標定。4.5.3油(氣)田或區(qū)塊開發(fā)調(diào)整措施實施兩年后及生產(chǎn)動態(tài)資料表明可采儲量與產(chǎn)量有明顯矛盾時，應(yīng)對可采儲量進行標定。4.5.4以開發(fā)單元為標定單元，計算單元如部分已開發(fā)，應(yīng)劃分為已開發(fā)和未開發(fā)兩個單元，經(jīng)標定已開發(fā)單元可采儲量發(fā)生變化的，未開發(fā)單元的可采儲量須重新估算。4.5.5可采儲量標定方法執(zhí)行行業(yè)標準，現(xiàn)行標準不適應(yīng)的特殊油(氣)藏，可采用經(jīng)生產(chǎn)實踐證實為有效的新方法。4.5.6標定前后探明技術(shù)可采儲量的變化量符合以下情形之一者，應(yīng)單獨編制標定報告：a)大型及以上油(氣)田的探明技術(shù)可采儲量變化量大于±1%。b)中型油(氣)田的探明技術(shù)可采儲量變化量大于士2%。c)小型及以下油(氣)田的探明技術(shù)可采儲量變化量大于±5%,d)石油探明技術(shù)可采儲量變化量大于±50×10?m3。e)天然氣探明技術(shù)可采儲量變化量大于±50×10°m3。4.6結(jié)算油(氣)田廢棄或暫時封閉而進行的儲量估算為結(jié)算。包括對廢棄或暫時封閉前的儲量與產(chǎn)量清算4的最低經(jīng)濟條件(見表1)。各地區(qū)可根據(jù)當?shù)貎r格和成本等測算求得只回收開發(fā)井投資的單井日產(chǎn)量允許結(jié)合儲量估算區(qū)情況，另行估算起算標準。另行估算的起算標準應(yīng)不低于表1的起算標準。油(氣)藏埋藏深度m天然氣單井日產(chǎn)量下限勘探開發(fā)程度和地質(zhì)認識程度要求是進行儲量估算的地質(zhì)可靠程度的基本條件。探明地質(zhì)儲量的具體要求見表2,控制地質(zhì)儲量和預(yù)測地質(zhì)儲量的具體要求見表3。5.1.3探明地質(zhì)儲量5質(zhì)及產(chǎn)能等；流體界面或最低油氣層底界經(jīng)鉆井、測井、測試或壓力資料證實；應(yīng)有合理的鉆井控制程度和一次開發(fā)井網(wǎng)部署方案，地質(zhì)可靠程度高。含油(氣)范圍的單井穩(wěn)定日產(chǎn)量達到儲量起算標準。穩(wěn)定日產(chǎn)量為系統(tǒng)試采井的穩(wěn)定產(chǎn)量。試油井可用試油穩(wěn)定產(chǎn)量折算(不大于原始地層壓力20%)壓差下的產(chǎn)量代替；試氣井可用試氣穩(wěn)定產(chǎn)量折算(不大于原始地層壓力10%)壓差下的產(chǎn)量代替，或用20%～25%的天然氣無阻流量代替?？碧介_發(fā)程度和地質(zhì)認識程度符合表2中的要求。表2探明地質(zhì)儲量勘探開發(fā)程度和地質(zhì)認識程度要求已完成二維地震測網(wǎng)不大于1km×1km,或有三維地震，復(fù)雜條件除外1.已完成評價井鉆探，滿足編制開發(fā)概念設(shè)計的要求，能控制含油(氣)邊界或油(氣)水界面2.小型及以上油(氣)藏的油氣層段應(yīng)有巖芯資料，中型及以上油(氣個完整的取芯剖面，巖芯收獲率應(yīng)能滿足對測井資3.大型及以上油(氣)田的主力油氣層，應(yīng)有合4.疏松油氣層采用冷凍方式鉆取分析化驗樣品1.應(yīng)有合適的測井系列，能滿足解釋儲量估算參數(shù)的需要2.對裂縫、孔洞型儲層進行了特殊項目測井，能有效地劃分滲透層3.中型及以上油(氣)藏進行了試采或系統(tǒng)試井，稠油油藏進行了了改造措施，取得了產(chǎn)能資料1.已取得孔隙度、滲透率、毛管壓力、相滲透率和飽和度等巖芯分析資料3.中型及以上油藏進行了確定采收率的巖芯分析試驗，中型及以隙度1.構(gòu)造形態(tài)及主要斷層分布落實清楚，提交了由鉆井資料校正的1:10000～1:25000的油氣層或儲集體頂(底)面構(gòu)造圖。對于大型氣田，目的層構(gòu)造圖的比例尺可為1小型斷塊油藏，目的層構(gòu)造圖的比例尺可為1:50003.油(氣)藏類型、驅(qū)動類型、溫度及壓力系統(tǒng)、流體5.1.4控制地質(zhì)儲量估算控制地質(zhì)儲量，應(yīng)基本查明構(gòu)造形態(tài)、儲層變化、油氣層分布、油(氣)藏類型、流體性質(zhì)及產(chǎn)能等，或緊鄰探明地質(zhì)儲量區(qū)，地質(zhì)可靠程度中等。6含油(氣)范圍的單井油(氣)日產(chǎn)量達到儲量起算標準，或已獲得油(氣)流。勘探程度和地質(zhì)認識程度符合表3中的要求。5.1.5預(yù)測地質(zhì)儲量估算預(yù)測地質(zhì)儲量，應(yīng)初步查明構(gòu)造形態(tài)、儲層情況，已獲得油氣流或鉆遇油氣層，或緊鄰探明地質(zhì)儲量或控制地質(zhì)儲量區(qū)，并預(yù)測有油氣層存在，經(jīng)綜合分析有進一步勘探的價值，地質(zhì)可靠程度低。單井日產(chǎn)量達到或低于儲量起算標準，或鉆遇油氣層，或預(yù)測有油氣層?？碧匠潭群偷刭|(zhì)認識程度符合表3中的要求。表3控制地質(zhì)儲量和預(yù)測地質(zhì)儲量勘探程度和地質(zhì)認識程度要求已完成地震詳查，主測線距一般1km～2km已完成地震普查，主測線距一般2km～4km1.已有預(yù)探井或評價井，或緊鄰探明儲量區(qū)1.已有預(yù)探井或評價井，或緊鄰探明儲量或控制儲量區(qū)內(nèi)采用適合本探區(qū)特點的測井系列，解釋了油、1.已進行油氣層完井測試，取得了產(chǎn)能、流體1.油氣顯示層段及解釋的油氣層可有中途1.進行了常規(guī)的巖芯分析及必要的特殊巖芯1.已基本查明圈閉形態(tài)，提交了由鉆井資料校頂(底)面構(gòu)造圖度變化趨勢1.證實圈閉存在，提交了1:50000~1:100000的構(gòu)造圖5.2儲量計算單元劃分原則儲量計算單元(簡稱計算單元)一般是單個油(氣)藏，但有些油(氣)藏可根據(jù)情況細分或合并計算。a)計算單元平面上一般按區(qū)塊劃分。1)含油(氣)面積較大的油(氣)藏，視不同情況可細分區(qū)塊或井區(qū)；2)含油(氣)面積跨兩個及以上的礦業(yè)權(quán)證或省份的，按礦業(yè)權(quán)證或省份細劃計算單元；3)含油(氣)面積與自然保護區(qū)等禁止勘查開采區(qū)域有重疊的，應(yīng)分重疊區(qū)和非重疊區(qū)劃計算7b)計算單元縱向上一般按油(氣)層組(砂層組)劃分：4)尚不能斷定為統(tǒng)一油(氣)水界面的層狀油(氣)藏，當油(氣)層跨度大于50m時視情況細或 G,=10-*NR N,=Np? (4)G=0.01A,hóSg/B (5)或 (6)82)當凝析氣藏中凝析油含量大于或等于100cm (9) (11)GE=543.15(1.03-γ.) Na=NcP? 當氣藏或凝析氣藏中總非烴類氣含量大于15%或單項非烴類氣含量大于以下標準者，烴類氣和非烴類氣地質(zhì)儲量應(yīng)分別估算：硫化氫含量大于0.5%,二氧化碳含量大于5%,氦含量大于0.01%。具有a)油(氣)藏可根據(jù)驅(qū)動類型和開發(fā)方式等選擇合理的估算方法(見SY/T5367和SY/T6098),b)氣藏主要采用物質(zhì)平衡法和彈性二相法估算天然氣地視地層壓力為零時的累積產(chǎn)量即為天然氣地質(zhì)儲量(見SY/T6098);9已實施70%及以上的探明地質(zhì)儲量，含油(氣)面積以油(氣)開發(fā)井外推1.0倍～1.5倍開發(fā)井距圈定。未投入開發(fā)的探明地質(zhì)儲量，含油(氣)面積各種邊界的確定需達到以下條件：a)用以圈定含油(氣)面積的流體界面，應(yīng)經(jīng)測井或測試資料，或鉆井取芯資料證實，或可靠的壓力測試資料確定。b)未查明流體界面的油(氣)藏，以測試證實的最低的出油氣層(或井段)底界，或有效厚度累計值或集中段高度外推，圈定含油(氣)面積。c)油(氣)藏邊界為斷層(或地層)遮擋時，以油(氣)層頂(底)面與斷層(或地層不整合)面相交的外d)油(氣)藏邊界為儲層巖性(或物性)遮擋時，用有效厚度零線或滲透儲層一定厚度線，圈定含油(氣)面積；未查明邊界時，以油氣流井外推1.0倍～1.5倍開發(fā)井距劃計算線。e)在確定的含油(氣)邊界內(nèi)，邊部油(氣)井到含油(氣)邊界的距離過大時，可按照油(氣)井外推1.0倍～1.5倍開發(fā)井距劃計算線。f)在儲層厚度和埋藏深度等適當條件下，高分辨率地震解釋預(yù)測的流體界面和巖性邊界，經(jīng)鉆井資料約束解釋并有高置信度時，可作為圈定含油(氣)面積的依據(jù)。6.1.3控制地質(zhì)儲量的含油(氣)面積控制地質(zhì)儲量的含油(氣)面積的圈定方法和條件如下：a)依據(jù)測井解釋的油(氣)層底界面、鉆遇或預(yù)測的流體界面，圈定含油(氣)面積。b)在探明含油(氣)邊界到預(yù)測含油(氣)邊界之間，圈定含油(氣)面積。c)依據(jù)多種方法對儲層進行綜合分析，結(jié)合油(氣)層分布規(guī)律，確定的可能含油(氣)邊界圈定含油(氣)面積。d)油(氣)藏邊界為斷層(或地層)遮擋時，以油(氣)層頂(底)面與斷層(或地層不整合)面相交的外e)油(氣)藏邊界為儲層巖性(或物性)遮擋時，用有效厚度零線或滲透儲層一定厚度線，圈定含油6.1.4預(yù)測地質(zhì)儲量的含油(氣)面積預(yù)測地質(zhì)儲量的含油(氣)面積的圈定方法和條件如下：a)依據(jù)推測的油(氣)水界面或圈閉溢出點，圈定含油(氣)面積。b)依據(jù)油(氣)藏綜合分析所確定的油(氣)層分布范圍，圈定含油(氣)面積。c)依據(jù)同類油(氣)藏圈閉油氣充滿系數(shù)類比或地震約束反演資料，圈定含油(氣)面積。d)油(氣)藏邊界為斷層(或地層)遮擋時，以油(氣)層頂(底)面與斷層(或地層不整合)面相交的外e)油(氣)藏邊界為儲層巖性(或物性)遮擋時，用有效厚度零線或滲透儲層一定厚度線，圈定含油6.2有效厚度6.2.1總體原則油(氣)層有效厚度(簡稱有效厚度)應(yīng)為達到儲量起算標準的含油氣層系中具有產(chǎn)油氣能力的那部分儲層厚度。不同類型的地質(zhì)儲量，有效厚度確定要求不同。6.2.2探明地質(zhì)儲量的有效厚度探明地質(zhì)儲量的有效厚度標準和劃分要求如下：a)有效厚度標準的確定：1)應(yīng)分別制定油層、油水同層、氣層劃分和夾層扣除標準；2)應(yīng)以巖芯分析資料和測井解釋資料為基礎(chǔ)，測試資料為依據(jù)，在研究巖性、物性、電性與含油性關(guān)系后，確定其有效厚度劃分的巖性、物性、電性、含油性等下限標準；3)儲層性質(zhì)和流體性質(zhì)相近的多個小型油藏或氣藏，可制定統(tǒng)一的標準；4)借用鄰近油(氣)藏下限標準應(yīng)論證類比依據(jù)和標明參考文獻；5)應(yīng)使用多種方法確定有效厚度下限，并進行相互驗證；6)有效厚度標準圖版符合率大于80%。b)有效厚度的劃分：1)以測井解釋資料劃分有效厚度時，應(yīng)對有關(guān)測井曲線進行必要的井筒環(huán)境(如井徑變化、泥漿侵入等)校正和不同測井系列的標準化處理；2)以巖芯分析資料劃分有效厚度時，油氣層段應(yīng)取全巖芯，收獲率不低于80%;3)有效厚度的起算厚度為0.2m～0.4m,夾層起扣厚度為0.2m。6.2.3控制地質(zhì)儲量的有效厚度控制地質(zhì)儲量的有效厚度，可根據(jù)已出油(氣)層類比劃分，也可選擇鄰區(qū)塊類似油(氣)藏的下限標準劃分。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)類似油(氣)藏的下限標準劃分。6.2.4預(yù)測儲量的有效厚度預(yù)測地質(zhì)儲量的有效厚度，可用測井、錄井等資料推測確定，也可選擇鄰區(qū)塊類似油(氣)藏的下限標準劃分，無井區(qū)塊可用鄰區(qū)塊資料類比確定。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)類似油(氣)藏的下限標準劃分。6.3有效孔隙度儲量估算中所用的有效孔隙度應(yīng)為有效厚度段的地下有效孔隙度，可直接用巖芯分析資料，也可用標定后的測井解釋確定。測井解釋孔隙度與巖芯分析孔隙度的相對誤差不超過±8%?？p洞孔隙型儲層應(yīng)分別確定基質(zhì)孔隙度和裂縫、溶洞(孔)孔隙度。6.4原始含油(氣)飽和度原始含油(氣)飽和度估算要求如下：a)大型及以上油(氣)田(藏)用測井解釋資料確定探明儲量含油(氣)飽和度(單位為%)時，應(yīng)有油基泥漿取芯或密閉取芯分析驗證，絕對誤差不超過±5%。特殊情況除外。b)中型及以上油(氣)田(藏)用測井解釋資料確定含油(氣)飽和度時，應(yīng)有實測的巖電實驗數(shù)據(jù)及合理的地層水電阻率資料。c)用毛管壓力資料確定含油(氣)飽和度時，應(yīng)取得有代表性的巖芯分析資料，進行J一函數(shù)等處理。d)縫洞孔隙型儲層可分別確定基質(zhì)孔隙含油(氣)飽和度和裂縫、溶洞(孔)含油(氣)飽和度。e)低滲透儲層或重質(zhì)稠油油層水基泥漿取芯分析的含水飽和度，可作為估算含油飽和度的依據(jù)。6.5原始體積系數(shù)原始體積系數(shù)包括原始原油體積系數(shù)和原始天然氣體積系數(shù)。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準條件下脫氣原油體積的比值。原始天然氣體積系數(shù)由式(7)求得。估算要求分別如下：a)原始原油體積系數(shù)：1)中型及以上油田(藏),應(yīng)在評價階段在井下取樣或地面配樣獲得高壓物性分析資料求得；2)原油性質(zhì)變化較大的油田(藏),應(yīng)分別取得不同性質(zhì)的油樣做高壓物性分析求得；3)小型及以下可以采用建立合理關(guān)系式求得或采用類比值。b)原始天然氣體積系數(shù)：1)式(7)中原始地層壓力(P?)和地層溫度(T)為折算氣藏中部的地層壓力和地層溫度；2)式(7)中原始氣體偏差系數(shù)(Z;)可由實驗室氣體樣品測定，也可根據(jù)天然氣組分和相對密度求得。6.6氣油比氣油比估算要求如下：a)中型及以上油田(藏)的原始溶解氣油比，應(yīng)在預(yù)探和評價階段從井下取樣做高壓物性分析測定。b)凝析氣田和小型及以下油田(藏),可用合理工作制度下的穩(wěn)定生產(chǎn)氣油比或采用類比值。6.7原油(凝析油)密度原油(凝析油)密度應(yīng)在油(氣)田不同部位取得一定數(shù)量有代表性的地面油樣分析測定。6.8地質(zhì)儲量估算參數(shù)選值儲量估算參數(shù)選值方法和要求如下：a)應(yīng)用多種方法(或多種資料)求得的儲量估算參數(shù)，應(yīng)選用一種有代表性的參數(shù)值。b)計算單元的各項儲量估算參數(shù)選值：1)有效厚度一般采用等值線面積權(quán)衡法求取，也可采用井點控制面積或均勻網(wǎng)格面積權(quán)衡法求取，其中探明地質(zhì)儲量的計算單元有效厚度取值原則上不大于該計算單元面積內(nèi)井點最大有效厚度；2)有效孔隙度采用有效厚度段體積權(quán)衡法求??；3)含油(氣)飽和度采用有效厚度段孔隙體積權(quán)衡法求??；4)在特殊情況下，也可采用井點算術(shù)平均法或類比法求取儲量估算參數(shù)；5)在作圖時，應(yīng)考慮油(氣)藏情況和儲量參數(shù)變化規(guī)律。c)通過綜合研究，建立地質(zhì)模型，可直接采用計算機圖形，求取儲量估算參數(shù)并估算地質(zhì)儲量。d)我國石油天然氣儲量的地面標準條件指：溫度20℃,絕對壓力0.101MPa。各項儲量估算參數(shù)的有效位數(shù)要求見附錄B的規(guī)定。計算單元的儲量估算參數(shù)選值，儲量的估算和匯總，一律采用四舍五入進位法。7技術(shù)可采儲量估算7.1探明技術(shù)可采儲量估算條件探明技術(shù)可采儲量估算應(yīng)滿足以下條件：a)已實施的開采技術(shù)和近期將采用的成熟開采技術(shù)(包括采油技術(shù)和提高采收率技術(shù)，下同)。b)已有開發(fā)概念設(shè)計或開發(fā)方案，并已列入或?qū)⒘腥胫薪陂_發(fā)計劃。c)按經(jīng)濟條件(如價格、配產(chǎn)、成本等)估算可取得合理經(jīng)濟回報，可行性評價是經(jīng)濟的。d)在不同的開發(fā)狀態(tài)，采用不同的估算方法。7.2未開發(fā)狀態(tài)的探明技術(shù)可采儲量估算方法7.2.1探明技術(shù)可采儲量估算公式一般是根據(jù)估算的地質(zhì)儲量和確定的采收率，按下列公式估算探明技術(shù)可采儲量(各字母含義詳見Ng=NER 7.2.2采收率確定采收率的確定要求和方法如下：a)確定要求：1)一般是在確定目前成熟的可實施的技術(shù)條件下的最終采收率；2)采收率隨著開采技術(shù)改變、開發(fā)方式調(diào)整以及油氣動態(tài)情況的變化而變化；3)對于提高采收率技術(shù)增加的可采儲量，分為下列兩種情況：一是提高采收率技術(shù)已經(jīng)本油(氣)藏先導(dǎo)試驗證實有效并計劃實施；二是與本油(氣)田相似的同類油(氣)藏中使用成功并可類比和計劃實施，可劃為增加的探明技術(shù)可采儲量。b)確定方法：選擇經(jīng)驗公式法、經(jīng)驗取值法(表格計算法)、類比法和數(shù)值模擬法求取(見SY/T5367和2)油藏溶解氣采收率，根據(jù)油藏的飽和情況和開發(fā)方式等情況，選擇合理的方法求取(見SY/T6098),或依據(jù)溶解氣、原油采收率統(tǒng)計規(guī)律求取；3)氣藏天然氣采收率，根據(jù)氣藏類型、地層水活躍程度、儲層特性和開發(fā)方式、廢棄壓力等情4)凝析氣藏凝析油采收率，根據(jù)氣藏特征、氣油比和開發(fā)方式等情況，選擇經(jīng)驗公式法和類比法等求取。7.3已開發(fā)狀態(tài)的探明技術(shù)可采儲量估算方法7.3.1原則油(氣)田開發(fā)初期的探明技術(shù)可采儲量計算按照7.2計算。油(氣)田投入開發(fā)生產(chǎn)一段時間后，已開發(fā)的探明技術(shù)可采儲量一般直接用開發(fā)井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)估算，主要估算方法是產(chǎn)量遞減法、物質(zhì)平衡法、數(shù)值模擬法和水驅(qū)特征曲線法。也可用探邊測試法和其他經(jīng)驗統(tǒng)計法估算。已開發(fā)技術(shù)的探明可采儲量所對應(yīng)的截止點參數(shù)值如壓力、產(chǎn)量和含水率一般是人為經(jīng)驗給定的，而非本油田的實際經(jīng)濟參數(shù)估算出的。7.3.2產(chǎn)量遞減法產(chǎn)量遞減法是在油(氣)田(藏)開采后產(chǎn)量明顯遞減時，產(chǎn)量與生產(chǎn)時間服從一定的變化規(guī)律，如指數(shù)遞減、雙曲線遞減或調(diào)和遞減等，利用這些規(guī)律預(yù)測到人為給定(經(jīng)驗)的極限產(chǎn)量，求得技術(shù)可采儲量7.3.3物質(zhì)平衡法物質(zhì)平衡法是在氣田(藏)地層壓力降低明顯和達到一定采出程度時，根據(jù)定期的地層壓力和氣、水累積產(chǎn)量等資料，通過采出量隨壓力下降的變化關(guān)系求得與廢棄壓力相對應(yīng)的技術(shù)可采儲量(見SY/T7.3.4數(shù)值模擬法數(shù)值模擬法是根據(jù)油(氣)藏特征及開發(fā)概念設(shè)計等條件，建立油(氣)藏模型，并經(jīng)歷史擬合證實模7.3.5水驅(qū)特征曲線法水驅(qū)特征曲線法是在油(氣)田(藏)開采中后期，水驅(qū)特征曲線出現(xiàn)明顯直線段時，根據(jù)累積產(chǎn)量和含水率等變量的統(tǒng)計關(guān)系，估算到人為給定(經(jīng)驗)的極限含水時所求得的累計產(chǎn)量，即為技術(shù)可采儲量(見SY/T5367和SY/T6098)。7.4控制技術(shù)可采儲量估算7.4.1估算條件估算控制技術(shù)可采儲量應(yīng)滿足以下條件：a)推測可能實施的操作技術(shù)(如注水、三次采油等)。b)按經(jīng)濟條件(如價格、配產(chǎn)、成本等)估算可取得合理經(jīng)濟回報，可行性評價是經(jīng)濟的。7.4.2估算公式和估算方法控制技術(shù)可采儲量的估算公式和估算方法同7.2。采收率一般是確定在推測可能實施的操作技術(shù)(如注水、三次采油等)條件下的最終采收率。8經(jīng)濟可采儲量估算8.1探明經(jīng)濟可采儲量估算條件探明經(jīng)濟可采儲量的估算應(yīng)滿足下列條件：a)經(jīng)濟條件基于不同要求，可采用申報基準日的，或合同的價格和成本以及其他有關(guān)的條件。b)操作技術(shù)(主要包括提高采收率技術(shù))是已實施的技術(shù)，或先導(dǎo)試驗證實的并肯定付諸實施的技術(shù)，或本油(氣)田同類油(氣)藏實際成功并可類比和肯定付諸實施的技術(shù)。c)已有開發(fā)概念設(shè)計，并已列入中近期開發(fā)計劃；天然氣儲量還應(yīng)已鋪設(shè)天然氣管道或已有管道建設(shè)協(xié)議，并有銷售合同或協(xié)議。d)與經(jīng)濟可采儲量相應(yīng)的含油(氣)邊界是鉆井或測井，或測試，或可靠的壓力測試資料證實的流體界面，或者是鉆遇井的油(氣)層底界，并且含油(氣)邊界內(nèi)有合理的井控程度。e)實際生產(chǎn)或測試證實了商業(yè)性生產(chǎn)能力，或目標儲層與鄰井同層位或本井鄰層位已證實商業(yè)性生產(chǎn)能力的儲層相似。f)可行性評價是經(jīng)濟的。g)將來實際采出量大于或等于估算的經(jīng)濟可采儲量的概率至少為80%。8.2剩余探明經(jīng)濟可采儲量估算探明經(jīng)濟可采儲量減去油氣累計產(chǎn)量為剩余探明經(jīng)濟可采儲量。8.3控制經(jīng)濟可采儲量估算條件控制經(jīng)濟可采儲量估算應(yīng)滿足下列條件：a)按合理預(yù)測的經(jīng)濟條件(如價格、配產(chǎn)、成本等)估算求得的、可商業(yè)采出的、經(jīng)過經(jīng)濟評價是經(jīng)濟的。b)將來實際采出量大于或等于估算的經(jīng)濟可采儲量的概率至少為50%。8.4剩余控制經(jīng)濟可采儲量估算控制經(jīng)濟可采儲量減去油氣累計產(chǎn)量為剩余控制經(jīng)濟可采儲量。8.5經(jīng)濟可采儲量估算方法經(jīng)濟可采儲量評價方法主要包括現(xiàn)金流量法、經(jīng)濟極限法。一般情況下在未開發(fā)和開發(fā)初期的油(氣)田或區(qū)塊的儲量，宜采用現(xiàn)金流量法進行經(jīng)濟評價并估算經(jīng)濟可采儲量。投入開發(fā)生產(chǎn)一段時間后的油(氣)田或區(qū)塊的儲量，以及用動態(tài)法估算技術(shù)可采儲量的，可采用經(jīng)濟極限法進行經(jīng)濟評價并估算經(jīng)濟可采儲量。8.5.2現(xiàn)金流量法現(xiàn)金流量法是依據(jù)油(氣)田勘探開發(fā)過程中發(fā)生的現(xiàn)金流，對經(jīng)濟可采儲量進行估算的方法。該方法根據(jù)開發(fā)方案或概念設(shè)計預(yù)測的油氣產(chǎn)量及其他開發(fā)指標，依據(jù)目前經(jīng)濟條件，預(yù)測未來發(fā)生的投資、成本、收入和稅費等，編制現(xiàn)金流量表，估算財務(wù)內(nèi)部收益率、凈現(xiàn)值等經(jīng)濟評價指標，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)濟可采儲量。現(xiàn)金流量法的基本方法和步驟是：a)確定經(jīng)濟評價單元。b)預(yù)測未來各年產(chǎn)量。c)預(yù)測未來各年的開發(fā)投資、經(jīng)營成本(操作費)。d)選取經(jīng)濟評價參數(shù)，包括評價基準年、油氣產(chǎn)品價格、稅率/費率、匯率等。e)測算經(jīng)濟生產(chǎn)年限，并估算從評價基準年至經(jīng)濟生產(chǎn)年限內(nèi)未來各年的現(xiàn)金流入、現(xiàn)金流出及凈現(xiàn)金流量。f)測算經(jīng)濟評價指標(主要指標是內(nèi)部收益率和凈現(xiàn)值)。g)估算經(jīng)濟可采儲量。8.5.3經(jīng)濟極限法經(jīng)濟極限法是依據(jù)油(氣)田開發(fā)過程中預(yù)測的生產(chǎn)經(jīng)濟極限，對經(jīng)濟可采儲量進行估算的方法。該方法通過研究生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)中產(chǎn)量與時間、含水率等變化趨勢，根據(jù)極限含水率、極限產(chǎn)量、廢棄壓力等生產(chǎn)極限指標，推算到經(jīng)濟極限點時求得的累計油氣產(chǎn)量即為經(jīng)濟可采儲量。經(jīng)濟極限產(chǎn)量法的基本方法和步驟是：a)預(yù)測未來年度或月度油氣產(chǎn)量。b)預(yù)測未來年度或月度經(jīng)營成本(操作費)。c)選取油氣產(chǎn)品價格、稅率/費率和匯率等經(jīng)濟評價參數(shù)。d)測算經(jīng)濟極限產(chǎn)量。e)估算經(jīng)濟可采儲量。8.6經(jīng)濟評價參數(shù)取值要求經(jīng)濟評價參數(shù)取值要求如下：a)采用現(xiàn)金流量法或經(jīng)濟極限法對油(氣)田(藏)開發(fā)可行性進行經(jīng)濟評價，其目的是確定經(jīng)濟可采儲量。b)勘探投資根據(jù)含油(氣)面積內(nèi)的井數(shù)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)開發(fā)概念設(shè)計方案或正式開發(fā)方案提供的依據(jù)測算。c)成本、價格和稅率等經(jīng)濟指標，一般情況下，應(yīng)根據(jù)本油(氣)田實際情況，考慮同類已開發(fā)油(氣)田的統(tǒng)計資料，確定一定時期或年度的平均值；有合同規(guī)定的，按合同規(guī)定的價格和成本。價格和成本在評價期保持不變，即不考慮通貨膨脹和緊縮因素。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)計的基礎(chǔ)上論證確定。e)經(jīng)濟評價結(jié)果凈現(xiàn)值大于或等于零，內(nèi)部收益率達到企業(yè)規(guī)定收益率，油(氣)田開發(fā)為經(jīng)濟的，可進行經(jīng)濟可采儲量估算。8.7經(jīng)濟可采儲量估算估算工作包括以下內(nèi)容：a)預(yù)測分年度或月度產(chǎn)量。已開發(fā)油(氣)田(藏)可直接采用產(chǎn)量遞減法求得，其他動態(tài)法也應(yīng)轉(zhuǎn)換為累積產(chǎn)量與生產(chǎn)時間關(guān)系曲線求得。不具備條件的通過研究確定高峰期產(chǎn)量和遞減期遞減率預(yù)測求得，應(yīng)在系統(tǒng)試采和開發(fā)概念設(shè)計的基礎(chǔ)上論證確定。b)投資、成本、價格和稅率等經(jīng)濟指標，按8.6要求取值。c)測算油(氣)藏(田)經(jīng)濟極限。為某個油(氣)藏(田)在指定時間(年、月或日)所產(chǎn)生的凈收入等于