石油天然氣儲量計算規范第1頁/共97頁

●儲量是油氣田開發和管理的重要基礎，是制定開發技術政策、編制開發方案和中長期規劃最重要的依據。

●儲量的計算和標定貫穿油氣田勘探、評價、產能建設、油藏管理、開發調整、三次采油、廢棄全過程。

●儲量管理是油氣田開發管理的重要組成部分，不同階段都要根據地質認識的深化、開采動態特征、工程技術進步和經濟條件的變化對儲量進行計算，以反應地下真實情況。

●儲量計算結果必須經權威部門（國家儲委、集團公司）審查批準。概述第2頁/共97頁提綱前言一、范圍二、規范性引用標準三、總則四、術語和定義五、地質儲量計算六、地質儲量計算參數確定七、技術可采儲量計算八、經濟評價和經濟可采儲量計算九、儲量綜合評價規范性附錄A：儲量計算公式中參數名稱、符號、計量單位及取值位數規范性附錄B：油（氣）田（藏）儲量規模和品位等分類第3頁/共97頁前言●本標準的附錄A和附錄B是規范性附錄。●本標準由國土資源部提出。●本標準由全國國土資源標準化技術委員會歸口。●本標準起草單位：國土資源部礦產資源儲量評審中心石油天然氣專業辦公室。●本標準主要起草人：呂鳴崗、程永才、袁自學、韓征、姚愛華、胡曉春、胡允棟。●本標準由國土資源部負責解釋第4頁/共97頁一、范圍●本標準規定了石油天然氣儲量計算與評價的規則。●本標準適用于油（氣）藏（田）原油、凝析油、天然氣的儲量計算與評價。非烴類氣藏（田）和油（氣）藏（田）伴生物質的儲量計算可參照使用。第5頁/共97頁二、規范性引用標準

下列標準中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用標準，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內容）或修訂版均不適用于本標準；然而，鼓勵根據本標準達成協議的各方研究是否使用這些標準的最新版本。凡是不注日期的引用標準，其最新版本適用于本標準。

●GB／T19492-2004石油天然氣資源／儲量分類

●SY／T5895-93石油工業常用量和單位勘探開發部分

●SY／T6193-1996稠油注蒸汽開發可采儲量標定方法

●SY／T5367-1998石油可采儲量計算方法

●SY／T6098-2000天然氣可采儲量計算方法第6頁/共97頁三、總則●從油氣田發現直至油氣田廢棄的各個勘探開發階段，油氣田的經營者，應根據勘探開發階段，依據地質、工程資料的變化和技術經濟條件的變化，分階段適時進行儲量計算、復算、核算和結算。●儲量計算，應包括計算地質儲量、技術可采儲量和經濟可采儲量。儲量復算指首次向國家申報儲量后開發生產井完鉆后三年內進行的儲量計算。儲量核算是指儲量復算后開發生產過程中的各次儲量計算。儲量結算指油氣田廢棄前的儲量與產量清算，包括剩余未采出儲量的核銷。第7頁/共97頁●對已發現儲量的分類，立足于以油氣藏為基本評價單元，在勘探開發各階段結束時，在現代經濟技術條件下，對油氣藏的地質認識程度和生產能力的實際證實程度，側重于為勘探開發整體效益和中長期規劃服務。而且，儲量的階段性、時效性和不確定性，要同時反映在地質儲量和可采儲量中。第8頁/共97頁二、術語和定義

●石油Petroleum

天然存在的，以氣相、液相烴類為主的，并含有少量雜質的混合物。本規范中石油是指液態烴類物質，即原油和凝析油的總稱。●原油Oil

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，未經加工的、已脫氣的呈液態或半固體狀態的那部分石油。第9頁/共97頁●凝析油Condensate

在地層條件下的氣態烴類物質，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份組成的液態混合物，一般可經地面分離器或專用裝置回收。●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，或者溶解于油、水中，在地面標準條件下只呈氣態。本規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。第10頁/共97頁●氣藏氣Non-associatedGas

指原始地層條件下，氣藏中存在的天然氣。●油氣藏氣Gas-capGas

指原始地層條件下，帶油環的氣頂中存在的天然氣。●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

指原始地層條件下，含有凝析油的天然氣。●干氣DryGas

指凝析氣采至地面后經分離器回收凝析油后的天然氣。第11頁/共97頁●油（氣）藏Oil/GasPool

指油藏、氣藏、油氣藏和凝析氣藏的統稱。●油（氣）田Oil/GasField

指油田、氣田、油氣田和凝析氣田的統稱。●J－函數J-function

將巖心毛管壓力與流體飽和度數值，轉換成無因次關系的一種處理函數。利用這一函數，可將同一儲層內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。第12頁/共97頁●遠景資源量根據地質、地球物理、地球化學等資料，用統計法或類比法估算的、尚未發現的油、氣流的地質儲量。●預測儲量指在地震詳探及其它方法提供的圈閉內，經過預探井鉆探，獲得油氣流或油氣顯示后所計算的地質儲量。第13頁/共97頁●控制儲量指預探階段完成后，在1口以上探井中獲得工業油、氣流，初步查明圈閉形態，確定油（氣）藏類型和儲層沉積類型，大體搞清了含油（氣）面積和油（氣）層厚度，評價了儲層產能大小和油、氣質量，在此基礎上計算的地質儲量稱為控制儲量。控制儲量可作為進一步評價鉆探和編制中、長期勘探規劃的依據。●探明儲量指評價鉆探（詳探）階段完成或基本完成后計算的地質儲量。探明儲量是在現代技術和經濟條件下可提供開采并能獲得經濟效益的可靠儲量，是編制油（氣）田開發方案和油（氣）田開發建設投資決策的依據。第14頁/共97頁●未開發探明儲量（Ⅱ類）指油（氣）藏已完成詳探（或評價鉆探），但未投入開發所計算的地質儲量。●基本探明儲量（Ⅲ類）指油（氣）藏已完成地震精查或三維地震），經評價鉆探后，對油（氣）藏類型、儲層性質等已基本認識清楚，并取得儲量計算各項參數后所計算的地質儲量。第15頁/共97頁●開發探明儲量（Ⅰ類）指油（氣）田投入開發，已完成開發鉆井和地面設施建設后所計算的地質儲量。●可采儲量指在現代開采工藝技術和經濟條件下，可以從油（氣）藏中采出的油（氣）儲量。第16頁/共97頁●表內儲量、表外儲量指在目前開采技術和經濟條件下，開采后可獲得經濟效益的地質儲量，稱為表內儲量。指在目前開采技術和經濟條件下，開采后不能獲得經濟效益，但當開采技術、原油價格提高后，或油田采取加密調整、壓裂改造等措施后可獲得經濟效益的地質儲量，稱為表外儲量。第17頁/共97頁●特殊儲量指根據流體性質、開發難度及經濟效益等因素，在開采上需要采取特殊工藝措施的儲量。包括稠油儲量、高凝油儲量、產量低經濟效益很差的儲量、非烴類氣田（硫化氫、二氧化碳、氦氣）儲量及超深層儲量等。第18頁/共97頁

五、地質儲量計算

按照《石油天然氣資源／儲量分類》劃分的探明、控制、預測地質儲量及有關規定，進行儲量計算。第19頁/共97頁

1、儲量計算應具備的條件儲量起算標準即儲量計算的單井下限日產量，是進行儲量計算的經濟條件，各地區及海域應根據當地價格和成本等測算求得只回收開發井投資的單井下限日產量；也可用平均的操作費和油價求得平均井深的單井下限日產量，再根據實際井深求得不同井深的單井下限日產量。平均井深的單井下限日產量計算公式：下限油或氣產量（噸/日或千立方米/日）＝固定成本（元/日）/（銷售價－稅費－可變成本）（元/噸或元/千立方米）。第20頁/共97頁油氣藏埋藏深度（m）單井油產量（m3/d）單井氣產量（104m3/d）≤5000.30.05>500～≤10000.50.1>1000～≤20001.00.3>2000～≤30003.00.5>3000～≤40005.01.0＞400010.02.0表1東部地區儲量起算標準

說明：表1是根據東部地區平均價格和成本測算的單井下限日產量，可參照應用。第21頁/共97頁●探明地質儲量探明地質儲量的估算，已查明了油氣藏類型、儲集類型、驅動類型、流體性質及分布、產能等，具有較高的地質可靠程度。含油氣面積在合理的井控條件下，主要以評估確定的油氣藏邊界或計算邊界為圈定依據，其中流體界面或油氣層底界是由鉆井、測井或測試以及可靠壓力資料證實的。第22頁/共97頁

單井穩定產量達到儲量起算標準。穩定產量是指系統試采井的穩定產量，試油井可用試油穩定產量折算（不大于原始地層壓力20%）壓差下的產量代替，試氣井可用試氣穩定產量折算（不大于原始地層壓力10%）壓差下的產量代替，或用20%～25%的天然氣無阻流量代替。第23頁/共97頁類別探明地質儲量勘探開發程度地震已完成二維地震測網不大于1km×1km，或有三維地震，復雜條件除外。鉆井1.已完成評價井鉆探，滿足編制開發方案的要求，能控制含油(氣)邊界或油(氣)水界面；2.小型以上油（氣）藏的油氣層段應有巖心資料，中型以上油(氣)藏的油氣層段至少有一個完整的取心剖面，巖心收獲率應能滿足對測井資料進行標定的需求；3.大型以上油（氣）田的主力油氣層，應有合格的油基泥漿或密閉取心井；4.疏松油氣層采用冷凍方式鉆取分析化驗樣品。測井1.應有合適的測井系列，能滿足解釋儲量計算參數的需要；2.對裂縫、孔洞型儲層進行了特殊項目測井，能有效的劃分滲透層、裂縫段或其它特殊巖層。測試1.所有預探井及評價井已完井測試，關鍵部位井已進行了油氣層分層測試；取全取準產能、流體性質、溫度和壓力資料；2.中型以上油（氣）藏，已獲得有效厚度下限層單層試油資料；3.中型以上油（氣）藏進行了試采或系統試井，稠油油藏進行了熱采試驗，低滲透儲層采取了改造措施，取得了產能資料。分析化驗1.已取得孔隙度、滲透率、毛管壓力、相滲透率和飽和度等巖心分析資料；2.取得了流體分析及合格的高壓物性分析資料；3.中型以上油藏進行了確定采收率的巖心分析試驗，中型以上氣藏宜進行氦氣法分析孔隙度；4.稠油油藏已取得粘溫曲線。表2-1探明地質儲量勘探開發程度和地質認識程度要求第24頁/共97頁類別探明地質儲量地質認識程度1.構造形態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）面構造圖；對于大型氣田，目的層構造圖的比例尺可為1:50000，對于小型斷塊油藏，目的層構造圖的比例尺可為1:5000。

2.已查明儲集類型、儲層物性、儲層厚度、非均質程度；對裂縫-孔洞型儲層,已基本查明裂縫系統；

3.油氣藏類型、驅動類型、溫度及壓力系統、流體性質及其分布、產能等清楚；

4.有效厚度下限標準和儲量計算參數基本準確；

5.小型以上油田(藏)，中型以上氣田(藏)，已有以開發概念設計為依據的經濟評價；其它已進行開發評價。續表2-1探明地質儲量勘探開發程度和地質認識程度要求第25頁/共97頁●控制地質儲量控制地質儲量的估算，初步查明了構造形態、儲層變化、油氣層分布、油氣藏類型、流體性質及產能等，具有中等的地質可靠程度。含油（氣）范圍的單井試油（氣）產量達到儲量起算標準，或同一圈閉探明區（層）以外可能含油（氣）范圍。第26頁/共97頁●預測地質儲量預測地質儲量的估算，初步查明了構造形態、儲層情況，預探井產量達到儲量起算標準或已獲得油氣流，或鉆遇了油氣層，或在探明或控制儲量之外預測有油氣層存在，經綜合分析有進一步評價勘探的價值。第27頁/共97頁類別控制地質儲量預測地質儲量勘探程度地震已完成地震詳查，主測線距一般1-2km。已完成地震普查，主測線距一般2-4km。鉆井1.已有評價井；2.主要含油氣層段有代表性巖心。1.已有預探井；2.主要目的層有取心或井壁取心。測井采用適合本探區特點的測井系列,解釋了油、氣、水層及其它特殊巖性段。采用本探區合適的測井系列，初步解釋了油、氣、水層。測試已進行油氣層完井測試，取得了產能、流體性質、溫度和壓力資料。油氣顯示層段及解釋的油氣層，可有中途測試或完井測試。分析化驗1.進行了常規的巖心分析及必要的特殊巖心分析；2.取得了油、氣、水性質及高壓物性等分析資料。進行了常規的巖心分析。表2-2控制和預測地質儲量勘探程度和地質認識程度要求第28頁/共97頁類別控制地質儲量預測地質儲量地質認識程度1.已基本查明圈閉形態，提交了由鉆井資料校正的1:25000-1:50000的油氣層或儲集體頂(底)面構造圖；2.已初步了解儲層儲集類型、巖性、物性及厚度變化趨勢；3.綜合確定了儲量計算參數；4.已初步確定油氣藏類型、流體性質及分布，并了解了產能。1.證實圈閉存在，提交了1:50000-1:100000的構造圖；2.深入研究了構造部位的地震信息異常，并獲得了與油氣有關的相關結論；3.已明確目的層層位及巖性；4.可采儲量用類比法確定儲量計算參數。續表2-2控制和預測地質儲量勘探程度和地質認識程度要求第29頁/共97頁2、儲量計算單元劃分原則

儲量計算單元（以下簡稱計算單元）一般是單個油（氣）藏，但有些油（氣）藏可根據情況細分或合并計算。

●計算單元平面上一般按區塊劃分。

——面積很大的油（氣）藏，視不同情況可細分井塊（井區）；

——受同一構造控制的幾個小型的斷塊或巖性油（氣）藏，當油（氣）藏類型、儲層類型和流體性質相似，且含油（氣）連片或迭置時，可合并為一個計算單元。第30頁/共97頁●計算單元縱向上一般按油（氣）層組（砂層組）劃分。

——已查明為統一油（氣）水界面的油（氣）水系統一般劃為一個計算單元，含油（氣）高度很大時也可細分亞組或小層；

——不同巖性、儲集特征的儲層應劃分獨立的計算單元；

——同一巖性的塊狀油（氣）藏，含油（氣）高度很大時可按水平段細劃計算單元；

——尚不能斷定為統一油（氣）水界面的層狀油（氣）藏，當油（氣）層跨度大于50m時視情況細劃計算單元。●裂縫性油（氣）藏，應以連通的裂縫系統細分計算單元。第31頁/共97頁

地質儲量計算主要采用容積法，根據油氣藏情況或資料情況也可采用動態法；可采用確定性方法，也可采用概率法。儲量計算公式中符號名稱和計量單位見附錄A（規范性附錄），符合SY／T5895-93。3、地質儲量計算方法第32頁/共97頁

——油藏地質儲量計算公式■原油地質儲量由下式計算：

N=100AohφSoi/Boi

………………（1）

N=AohSof

…………（2）式中：

N——石油地質儲量，104m3

；

Ao——含油面積，km2；

h——有效厚度，m；

φ——有效孔隙度；

Soi——原始含油飽和度；

Boi——原始原油體積系數；

Sof——原油單儲系數，104m3/km2.m。●容積法第33頁/共97頁■溶解氣地質儲量大于0.1×108m3并可利用時，由下式計算：

Gs＝10－4NRsi

………（3）■若用質量單位表示原油地質儲量時：

Nz=Nρo

………………（4）■當油藏有氣頂時，氣頂天然氣地質儲量按氣藏或凝析氣藏地質儲量計算公式計算。式中：

Gs——溶解氣地質儲量，108m3

；

Rsi——原始溶解氣油比；m3/m3

；

Nz——原油地質儲量，104t；

ρo——原油密度，t/m3

。第34頁/共97頁G=0.01AghφSgi/Bgi

……（5）

G=AghSgf

……（6）

Bgi=PscZiT/PiTsc…………………………（7）式中：

G——天然氣地質儲量，108m3

；

Ag——含氣面積，km2

；

Sgi——原始含氣飽和度；

Bgi——原始天然氣體積系數；

Sgf——天然氣單儲系數，108m3/km2.m；

Psc——地面標準壓力，MPa；

Zi——原始氣體偏差系數；

T——地層溫度，K；

Pi——原始地層壓力，MPa；

Tsc——地面標準溫度，K；——氣藏地質儲量計算公式第35頁/共97頁

凝析氣藏凝析氣總地質儲量（Gc）由（5）式計算;（7）式中Zi為凝析氣的偏差系數；當凝析氣藏中凝析油含量大于等于100cm3/m3或凝析油地質儲量大于等于1×104m3時，應分別計算干氣和凝析油的地質儲量。計算公式如下：

Gd＝Gcfd

……………（8）

Nc＝0.01Gcσ…………（9）式中：fd＝GOR/(GEc+GOR)…………………（10）σ＝106/(GEc+GOR)………………（11）

GEc＝543.15(1.03－γc)

……（12）若用質量單位表示凝析油地質儲量時：

Ncz=Ncρc

……（13）——凝析氣藏地質儲量計算公式第36頁/共97頁（8）——（13）式中：Gd——干氣地質儲量，108m3

；Gc——凝析氣總地質儲量，108m3

；fd——凝析氣藏干氣摩爾分量；Nc，Ncz——凝析油地質儲量，104m3

，104t；σ——凝析油含量，cm3/m3

；GOR——凝析氣油比，m3/m3

；GEc——凝析油的氣體當量體積，m3/m3；γc——

凝析油相對密度，Ρc——凝析油密度，t/m3

；第37頁/共97頁

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儲量應分別計算：硫化氫含量大于0.5%，二氧化碳含量大于5%，氦含量大于0.1%。具有油環或底油時，原油地質儲量按油藏地質儲量計算公式計算。第38頁/共97頁

難以容積法計算地質儲量時，應采用動態法計算，根據產量、壓力數據的可靠程度，劃分探明地質儲量和控制地質儲量。

——氣藏主要采用物質平衡法和彈性二相法計算天然氣地質儲量。

物質平衡法：采用物質平衡法的壓降圖（視地層壓力與累積產量關系圖）直線外推法，廢棄視地層壓力為零時的累積產量即為天然氣地質儲量（見SY/T6098-2000的6.1）。

彈性二相法：采用井底流動壓力與開井生產時間的壓降曲線圖直線段外推法，廢棄相對壓力為零時可計算單井控制的天然氣地質儲量（見SY/T6098-2000的6.2）。

——油（氣）藏也可根據驅動類型和開發方式等選擇合理的計算方法（見SY/T5367-1998和SY/T6098-2000），計算油（氣）可采儲量和選取采收率，由此求得油（氣）地質儲量。●動態法第39頁/共97頁

——根據構造、儲層、油（氣）水界面、斷層、地層與巖性邊界、油（氣）藏類型等，確定含油（氣）面積的變化范圍。

——根據地質條件、下限標準、測井解釋等，分別確定有效厚度和單儲系數的變化范圍。

——根據儲量計算參數的變化范圍，求得儲量累積概率曲線，按規定概率值估算各類地質儲量。●概率法第40頁/共97頁

充分利用地震、鉆井、測井和測試（含試油，下同）等資料，綜合研究油、氣、水分布規律和油（氣）藏類型，確定流體界面（即氣油界面、油水界面、氣水界面）以及油氣遮擋（如斷層、巖性、地層）邊界，編制反映油氣層（儲集體）頂（底）面形態的海拔高度等值線圖，圈定含油（氣）面積。不同類別的地質儲量，含油（氣）面積圈定要求不同。六、地質儲量計算參數確定原則1、含油（氣）面積第41頁/共97頁

已開發探明儲量的含油（氣）面積，根據生產井靜態和動態資料綜合圈定。未開發探明儲量的含油（氣）面積，各種邊界的確定需達到以下條件：

——用以圈定含油(氣)面積的流體界面，應經測井或測試資料，或鉆井取心資料證實，或可靠的壓力測試資料確定。

——未查明流體界面的油（氣）藏，應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。●探明含油（氣）面積第42頁/共97頁

——油（氣）藏斷層（或地層）遮擋邊界，宜以油（氣）層頂（底）面與斷層（或地層不整合）面相交的外含油（氣）邊界圈定含油(氣)面積。

——油（氣）藏儲層巖性（或物性）遮擋邊界，用有效厚度零線或滲透儲層一定厚度線圈定含油（氣）面積；未查明邊界時以開發井距的1～1.5倍外推劃計算線。

——在儲層厚度和埋藏深度等適當條件下，高分辯率地震解釋預測的流體界面和巖性邊界，經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。f）在確定的含油（氣）邊界內，邊部油（氣）井到含油（氣）邊界的距離過大時，可按照油（氣）藏開發井距的1～1.5倍外推劃計算線。第43頁/共97頁三塘湖油田牛圈湖區塊西山窯組油藏構造含油面積圖含油面積52.85km2第44頁/共97頁牛東油田石炭系卡拉崗組油藏K1油層組含油面積圖中國石油吐哈油田分公司勘探開發研究院編圖：關中南

審核：羅權生

高成全

技術負責：朱有信單位主管：梁浩編圖時間：2008年12月第45頁/共97頁牛東油田石炭系卡拉崗組油藏K2油層組含油面積圖中國石油吐哈油田分公司勘探開發研究院編圖：關中南

審核：羅權生

高成全

技術負責：朱有信單位主管：梁浩編圖時間：2008年12月第46頁/共97頁牛東油田石炭系卡拉崗組油藏K3油層組含油面積圖中國石油吐哈油田分公司勘探開發研究院編圖：關中南

審核：羅權生

高成全

技術負責：朱有信單位主管：梁浩編圖時間：2008年12月第47頁/共97頁中國石油吐哈油田分公司勘探開發研究院編圖：關中南

審核：羅權生

高成全

技術負責：朱有信單位主管：梁浩編圖時間：2008年12月牛東油田石炭系卡拉崗組油藏K4油層組含油面積圖第48頁/共97頁牛東油田石炭系卡拉崗組油藏K5油層組含油面積圖中國石油吐哈油田分公司勘探開發研究院編圖：關中南

審核：羅權生

高成全

技術負責：朱有信單位主管：梁浩編圖時間：2008年12月第49頁/共97頁

——依據測井解釋的油氣層底界面，依據鉆遇或預測的流體界面圈定含油（氣）面積。

——探明含油（氣）邊界到預測含油（氣）邊界之間圈定含油（氣）面積。

——依據多種方法對儲層進行綜合分析，結合油（氣）層分布規律，確定的可能含油（氣）邊界圈定含油（氣）面積。●預測含油（氣）面積●控制含油（氣）面積

——依據推測的油（氣）水界面或圈定溢出點的含油（氣）面積。

——依據油（氣）藏綜合分析所確定的油（氣）層分布范圍，圈定含油（氣）面積。

——依據同類油（氣）藏圈閉油氣充滿系數類比，或地震約束反演資料圈定的含油（氣）面積。第50頁/共97頁

油（氣）層有效厚度（簡稱有效厚度），指達到儲量起算標準的含油氣層系中具有產油氣能力的那部分儲層厚度。不同類別的地質儲量，有效厚度確定要求不同。2、有效厚度●探明儲量的有效厚度——有效厚度標準確定

■應分別制定油層、氣層劃分和夾層扣除標準。

■應以巖心分析資料和測井解釋資料為基礎，測試資料為依據，在研究巖性、物性、電性與含油性關系后，確定其有效厚度劃分的巖性、物性、電性下限標準。

■儲層性質和流體性質相近的多個小型油藏或氣藏，可分別制定統一的標準。

■借用鄰近油（氣）藏下限標準應論證類比依據和標明參考文獻。■有效厚度標準圖版符合率大于80%。第51頁/共97頁

——有效厚度劃分

■以測井解釋資料劃分有效厚度時，應對有關測井曲線進行必要的井筒環境（如井徑變化、泥漿侵入等）校正和不同測井系列的歸一化處理。

■以巖心分析資料劃分有效厚度時，油氣層段應取全巖心，收獲率不低于80%。

■有效厚度的起算厚度為0.2～0.4m，夾層起扣厚度為0.2m。第52頁/共97頁.●控制儲量的有效厚度控制地質儲量的有效厚度，可根據已出油（氣）層類比劃分，也可選擇鄰區類似油（氣）藏的下限標準劃分。●預測儲量的有效厚度預測地質儲量的有效厚度，可用測井、錄井等資料推測確定，無井區塊可用鄰區塊資料類比確定。第53頁/共97頁有效厚度確定方法和工作流程巖性電性物性“四性”關系研究巖性識別測井解釋方法孔隙度計算滲透率計算含油飽和度計算巖心分析及歸位有效層下限含油性巖性下限物性下限電性下限含油性下限泥質含量下限試油法、經驗統計法、鉆井泥漿侵入法、最小流動孔喉半徑法第54頁/共97頁三塘湖油田牛圈湖區塊西山窯組儲層物性下限標準三塘湖油田牛圈湖區塊西山窯組儲層電性下限標準牛圈湖第55頁/共97頁三塘湖油田牛圈湖區塊西山窯組油藏有效厚度等值線圖有效厚度的確定方法為等值線面積權衡法，計算的平均有效厚度為13.5m。第56頁/共97頁層位油氣層

類別巖性物性含油氣性電性孔隙度(%)滲透率(10-3μm2)巖心

含油

級別含油

飽和度(%)電阻率Rt(W.m)聲波時差AC(ms/m)C2k油層Oil玄武巖≥6.0≥0.06熒光以上≥45.0≥60.0≥203安山巖≥70.0≥202火山角礫巖≥30.0≥201

牛東油田卡拉崗組油藏有效層下限匯總表第57頁/共97頁中國石油吐哈油田分公司勘探開發研究院

編圖：張李明

審核：羅權生

高成全

技術負責：朱有信

單位主管：梁浩

編圖時間：2008年12月牛東油田石炭系卡拉崗組K3油層組有效厚度等值線圖第58頁/共97頁

儲量計算中所用的有效孔隙度是指有效厚度段的地下有效孔隙度。有效孔隙度可直接用巖心分析資料，也可用測井解釋確定。測井解釋孔隙度與巖心分析孔隙度的相對誤差不超過±8%。裂縫孔隙型儲層必須分別確定基質孔隙度和裂縫、溶洞孔隙度。3、有效孔隙度第59頁/共97頁

●大型以上油（氣）田（藏）用測井解釋資料確定探明儲量含油（氣）飽和度（%）時，應有油基泥漿取心或密閉取心分析驗證，絕對誤差不超過±5個百分點。特殊情況除外。

●中型以上油（氣）田（藏）用測井解釋資料確定含油（氣）飽和度時，應有實測的巖電實驗數據及合理的地層水電阻率資料。

●用毛管壓力資料確定含油（氣）飽和度時，應取得有代表性的巖心分析資料，進行J—函數等處理。

●裂縫孔隙型儲層可分別確定基質含油（氣）飽和度和裂縫、溶洞含油（氣）飽和度。

●低滲透儲層或重質稠油油層水基泥漿取心分析的含水飽和度，能作為計算含油飽和度的依據。4、原始含油（氣）飽和度第60頁/共97頁※密閉取芯測定飽和度法※相滲實驗法※毛管力曲線法※阿爾奇公式法※類比法第61頁/共97頁

●原始原油體積系數，指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。

——中型以上油藏，應在評價勘探階段在井下取樣或地面配樣獲得高壓物性分析資料求得；

——原油性質變化較大的油田（藏），應分別取得不同性質的油樣做高壓性分析求得；

——小型以下建立合理關系式求得。

●原始天然氣體積系數由（7）式求得。

——原始地層壓力（Pi）和地層溫度（T）是指折算氣藏中部的地層壓力和地層溫度；

——原始氣體偏差系數（Zi）可由實驗室氣體樣品測定，也可根據天然氣組分和相對密度求得。5、原始體積系數第62頁/共97頁6、氣油比

●中型以上油田（藏）的原始溶解氣比，應在評價勘探階段從井下取樣做高壓物性分析測定；

●凝析氣田和小型以下油田（藏），可用合理工作制度下的穩定生產氣油比。7、原油（凝析油）密度原油（凝析油）密度應在油（氣）田不同部位取得一定數量有代表性的地面油樣分析測定。第63頁/共97頁

●應用多種方法（或多種資料）求得的儲量計算參數，選用一種有代表性的參數值。

●計算單元的各項儲量計算參數選值：

——有效厚度采用等值線面積權衡法，也可采用井點控制面積或均勻網格面積權衡法；

——有效孔隙度采用有效厚度段體積權衡法；

——含油（氣）飽和度采用有效厚度段孔隙體積權衡法；

——在作圖時，應考慮油（氣）藏情況和儲量參數變化規律；

——在特殊情況下，也可采用井點值算術平均法或權衡法。8、儲量計算參數選值第64頁/共97頁●通過綜合研究，建立地質模型，可直接采用計算機圖形，求取儲量計算參數并計算地質儲量。●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。各項儲量計算參數的有效位數要求見附錄A（規范性附錄）的規定。計算單元的儲量計算參數選值，儲量的計算和匯總，一律采用四舍五入進位法。第65頁/共97頁七、技術可采儲量計算1、探明技術可采儲量的估算必須滿足的條件

●已實施的操作技術和近期將采用的操作技術（包括采油氣技術和提高采收率技術，下同）；

●已有開發概念設計或開發方案，并已列入或將列入中近期開發計劃；

●以近期平均價格和成本為準，可行性評價是經濟的和次經濟的。第66頁/共97頁●技術可采儲量計算公式一般是根據計算的地質儲量和確定的采收率，按下列公式計算可采儲量。

NR＝N*ER

………（14）

GR＝G*ER

………（15）式中：

NR——原油可采儲量，104m3，104t

；

ER——天然氣可采儲量，108m3

；

GR——采收率。2、未開發和開發初期石油（天然氣）技術可采儲量計算第67頁/共97頁●采收率確定要求

——一般是確定目前成熟的可實施的技術如注水、注氣或蒸汽吞吐等條件下最終采收率。

——計算提高采收率技術增加的可采儲量，分為下列情況：提高采收率技術已經本油（氣）藏先導試驗證實有效并計劃實施，或本油（氣）田同類油（氣）藏使用成功并可類比和計劃實施，可劃為增加的探明可采儲量。第68頁/共97頁

——油藏原油采收率：根據油藏類型、驅動類型、儲層特性、流體性質和開發方式、井網等情況，選擇經驗公式法、經驗取值法（表格計算法）、類比法和數值模擬法求取（SY／T5367-1998和SY／T6193-1996）。

——油藏溶解氣采收率：根據油藏的飽和情況和開發方式等情況，選擇合理的方法求取（SY／T6098-2000）,或依據溶解氣、原油采收率統計規律求取。

——氣藏天然氣采收率：根據氣藏類型、地層水活躍程度、儲層特性和開發方式、廢棄壓力等情況，選擇經驗公式法、經驗取值法、類比法和數值模擬法求取（SY／T6098-2000）。

——凝析氣藏凝析油采收率：根據氣藏特征、氣油比和開發方式等情況，選擇經驗公式法和類比法等求取。●采收率確定方法第69頁/共97頁

油（氣）田投入開發生產一段時間后，已開發技術可采儲量一般直接用開發井的生產數據計算，主要計算方法是水驅特征曲線法、產量遞減法、物質平衡法和數值模擬法等；也可用探邊測試法和其他經驗統計法計算。一般來說，已開發技術可采儲量所對應的截止點參數值如壓力、產量和含水是人為經驗給定的，而非本油田的實際經濟參數計算出的。3、已開發石油（天然氣）技術可采儲量計算第70頁/共97頁

●產量遞減法：油（氣）田（藏）開采后產量明顯遞減時，產量與生產時間服從一定的變化規律，如指數遞減、雙曲線遞減或調和遞減等，利用這些規律預測到人為給定（經驗）的極限產量，可求得可采儲量（見SY／T5367-1998的5.4.3、SY／T6098-2000的6.3和6.4）。

●物質平衡法：氣田（藏）地層壓力降低明顯和達到一定采出程度時，根據定期的地層壓力和氣、水累積產量等資料，通過采出量隨壓力下降的變化關系求得與廢棄壓力相對應的可采儲量（見SY／T6098-2000的6.1）。第71頁/共97頁

●數值模擬法：油（氣）田（藏）根據油（氣）藏特征及開發概念設計等，建立油氣藏模型，并經歷史擬合證實模型有效后，進行模擬計算，可求得可采儲量。

●水驅特征曲線法：油（氣）田（藏）開采中后期水驅特征曲線出現明顯直線段時，根據累積產量和含水率等變量的統計關系，計算到人為給定（經驗）的極限含水時所求得的累計產量，即為可采儲量（見SY／T5367-1998的5.4.2和SY／T6098-2000的6.7）。第72頁/共97頁●控制技術可采儲量的估算條件

——推測可能實施的操作技術（如注水、三次采油等）；

——可行性評價為次經濟以上。●控制技術可采儲量的計算控制技術可采儲量的計算公式和計算方法同7.2.1和7.2.3。采收率一般是確定在推測可能實施的操作技術（如注水、三次采油等）條件下的最終采收率。4、控制技術可采儲量計算第73頁/共97頁●預測技術可采儲量的估算條件預測可采儲量的估算，只考慮技術可采儲量，是在推測可能實施的操作技術條件下所作的樂觀估計，由于不確定性較大，預測可采儲量只能是內蘊經濟的。●預測技術可采儲量的計算預測技術可采儲量的計算公式和計算方法同7.2.1和7.2.3。采收率一般是確定在樂觀推測可能實施的操作技術條件下的最終采收率。5、預測技術可采儲量計算第74頁/共97頁八、經濟評價和經濟可采儲量計算1、探明經濟可采儲量的估算必須滿足的下列條件

●經濟條件基于不同要求可采用評價基準日的、或合同的價格和成本以及其它有關的條件；

●操作技術（主要包括提高采收率技術）是已實施的技術，或先導試驗證實的并肯定付諸實施的技術，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；

●已有開發方案，并已列入中近期開發計劃；天然氣儲量還應已鋪設天然氣管道或已有管道建設協議，并有銷售合同或協議；第75頁/共97頁●與經濟可采儲量相應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，并且含油氣邊界內有合理的井控程度；●實際生產或測試證實了商業性生產能力，或目標儲層與鄰井同層位或本井鄰層位已證實商業性生產能力的儲層相似；●可行性評價是經濟的；●將來實際采出量大于或等于估算的經濟可采儲量的概率至少為80%。第76頁/共97頁

探明次經濟可采儲量是指探明技術可采儲量與探明經濟可采儲量的差值，包括如下兩部分：

●可行性評價為次經濟的技術可采儲量

●由于合同和提高采收率技術等原因，尚不能劃為探明經濟可采儲量的技術可采儲量。2、探明次經濟可采儲量計算條件3、控制經濟可采儲量計算條件●與控制技術可采儲量的唯一差別，要求7.4.1中的可采儲量經過經濟評價是經濟的。

●將來實際采出量大于或等于估算的經濟可采儲量的概率至少為50%。4、控制次經濟可采儲量計算條件控制次經濟可采儲量是指控制技術可采儲量與控制經濟可采儲量的差值。第77頁/共97頁

●探明、控制技術可采儲量一般都應采用現金流量法對油（氣）田（藏）開發可行性進行經濟評價，其目的是下步確定經濟可采儲量數量和儲量價值。

●勘探投資根據含油面積內的井數和部分設施、設備投資計算，10年以前的勘探投資可按沉沒計算。開發建設投資根據開發概念設計方案或正式開發方案提供的依據測算。5、經濟評價方法和參數取值要求第78頁/共97頁

●成本、價格和稅率等經濟指標，一般情況下，應根據本油（氣）田實際情況，考慮同類已開發油（氣）田的統計資料，確定一定時期或年度的平均值；有合同規定的，按合同規定的價格和成本。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。

●高峰期的產量和遞減期的遞減率，應在系統試采和開發概念設計的基礎上論證確定。

●經濟評價結果凈現值大于或等于零，內部收益率達到企業規定收益率，油（氣）田開發為經濟的，可進行下步經濟可采儲量計算。如果達不到上述評價指標，定為次經濟可采儲量。第79頁/共97頁采用現金流量法，工作內容包括：

●預測分年、月度產量。已開發油（氣）田（藏）可直接采用產量遞減法求得，其它動態法也最好轉換為累積產量與生產時間關系曲線求得。不具備條件的通過研究確定高峰期產量和遞減期遞減率預測求得，應在系統試采和開發概念設計的基礎上論證確定。

●投資、成本、價格和稅率等經濟指標，按上述要求取值。6、經濟可采儲量及其價值計算第80頁/共97頁

●測算油（氣）藏（田）經濟極限。經濟極限定義為某個油（氣）藏（田）所產生的月凈收入等于操作該油（氣）藏（田）的月凈支出（維護運營的操作成本和稅費）時的產量。對海上油田，儲量的經濟壽命不應該超過開發該油（氣）（藏）田的平臺壽命。

●估算經濟可采儲量，即從指定日期到產量降至經濟極限產量時的累計產量。

●折現率一般取值12%，計算折現現金流量，求得凈現值即儲量價值。第81頁/共97頁九、儲量綜合評價

依據附錄B（規范性附錄）的規定對油（氣）田（藏）儲量規模和品位等進行地質綜合評價。第82頁/共97頁三塘湖油田牛圈湖區塊西山窯組油藏儲量綜合圖第83頁/共97頁牛東油田石炭系卡拉崗組油藏儲量綜合圖中國石油吐哈油田分公司勘探開發研究院

編圖：石家雄

審核：高成全

技術負責：朱有信

單位主管：梁浩

編圖時間：2008年12月第84頁/共97頁參數計量單位取值位數名稱符號名稱符號含氣面積Ag平方千米km2小數點后二位含油面積Ao平方千米km2小數點后二位原始天然氣體積系數Bgi無因次小數點后五位原始原油體積系數Boi無因次小數點后三位采收率ER小數f小數點后三位凝析氣藏干氣摩爾分量fd小數f小數點后三位天然氣地質儲量G億立方米108m3小數點后二位凝析氣總地質儲量Gc億立方米108m3小數點后二位干氣地質儲量Gd億立方米108m3小數點后二位凝析油的氣體當量體積GEc立方米每立方米m3/m3整數凝析氣油比GOR立方米每立方米m3/m3整數天然氣可采儲量GR億立方米108m3小數點后二位溶解氣地質儲量Gs億立方米108m3小數點后二位有效厚度h米m小數點后一位表A.1儲量計算公式中參數名稱、符號、計量單位及取值位數附錄A（規范性附錄）儲量計算公式中參數名稱、符號、計量單位及取值位數第85頁/共97頁參數計量單位取值位數名稱符號名稱符號原油地質儲量N,Nz萬立方米，萬噸104m3，104t小數點后二位凝析油地質儲