DZ／T 0217-2020 标准规范下载简介

DZ／T 0217-2020 石油天然气储量估算规范.pdf

已投人开发的探明地质储量，应为在油（气）藏或区块中，按照开发方案，完成配套设施建设，开发井网

已实施70%及以上的探明地质储量，含油（气)面积以油（气)开发井外推1.0倍～1.5倍开发井距圈定。 未投人开发的探明地质储量，含油（气）面积各种边界的确定需达到以下条件： a 用以圈定含油（气)面积的流体界面，应经测井或测试资料，或钻井取芯资料证实，或可靠的压力 测试资料确定。 b） 未查明流体界面的油（气)藏，以测试证实的最低的出油气层（或井段)底界，或有效厚度累计值 或集中段高度外推，圈定含油（气）面积。 油（气)藏边界为断层（或地层)遮挡时，以油（气)层顶（底）面与断层（或地层不整合）面相交的外 含油（气）边界，圈定含油（气）面积。 d） 油（气）藏边界为储层岩性（或物性)遮挡时，用有效厚度零线或渗透储层一定厚度线，圈定含油 （气)面积；未查明边界时，以油气流井外推1.0倍～1.5倍开发井距划计算线。 e） 在确定的含油(气)边界内，边部油（气)井到含油（气）边界的距离过大时，可按照油（气)井外推 1.0倍～1.5倍开发井距划计算线。 在储层厚度和埋藏深度等适当条件下，高分辨率地震解释预测的流体界面和岩性边界，经钻井 资料约束解释并有高置信度时，可作为圈定含油（气）面积的依据。

6.1.3控制地质储量的含油（气）面积

控制地质储量的含油（气）面积的圈定方法和条件如下： a 依据测井解释的油（气)层底界面、钻遇或预测的流体界面高速公路绿化施工施工组织设计，圈定含油（气）面积。 在探明含油（气）边界到预测含油（气）边界之间，圈定含油（气）面积。 C 依据多种方法对储层进行综合分析，结合油（气）层分布规律，确定的可能含油（气）边界圈定含 油（气）面积。 d) 油（气）藏边界为断层（或地层)遮挡时，以油（气)层顶（底）面与断层（或地层不整合）面相交的外 含油（气）边界，圈定含油（气）面积。 e 油（气）藏边界为储层岩性（或物性)遮挡时，用有效厚度零线或渗透储层一定厚度线，圈定含油 （气）面积。

6.1.4预测地质储量的含油（气）面积

预测地质储量的含油（气）面积的圈定方法和条件如下： a）依据推测的油（气）水界面或圈闭溢出点，圈定含油（气）面积。 b）依据油（气）藏综合分析所确定的油（气)层分布范围，圈定含油（气）面积。 依据同类油（气）藏圈闭油气充满系数类比或地震约束反演资料，圈定含油（气）面积。 d 油（气)藏边界为断层（或地层)遮挡时，以油（气)层顶（底)面与断层（或地层不整合）面相交的外 含油（气）边界，圈定含油（气）面积。 e 油（气）藏边界为储层岩性（或物性）遮挡时，用有效厚度零线或渗透储层一定厚度线，圈定含油 （气）面积。

油（气）层有效厚度（简称有效厚度）应为达到储量起算标准的含油气层系中具有产油气能力日 储层厚度。不同类型的地质储量，有效厚度确定要求不同，

[6.2.2探明地质储量的有效厚度

探明地质储量的有效厚度标准和划分要求如下

a 有效厚度标准的确定： 1）应分别制定油层、油水同层、气层划分和夹层扣除标准； 2 应以岩芯分析资料和测井解释资料为基础，测试资料为依据，在研究岩性、物性、电性与含 油性关系后，确定其有效厚度划分的岩性、物性、电性、含油性等下限标准； 3） 储层性质和流体性质相近的多个小型油藏或气藏，可制定统一的标准； 4） 借用邻近油（气）藏下限标准应论证类比依据和标明参考文献； 5） 应使用多种方法确定有效厚度下限，并进行相互验证； 6 有效厚度标准图版符合率大于80%。 b) 有效厚度的划分： 1 以测井解释资料划分有效厚度时，应对有关测并曲线进行必要的井筒环境（如井径变化、泥 浆侵人等）校正和不同测井系列的标准化处理； 2） 以岩芯分析资料划分有效厚度时，油气层段应取全岩芯，收获率不低于80%； 3） 有效厚度的起算厚度为0.2m~0.4m，夹层起扣厚度为0.2m

控制地质储量的有效厚度，可根据已出油（气)层类比划分，也可选择邻区块类似油（气）藏的下限标 准划分。 与探明区（层)相邻的控制地质储量的有效厚度，可根据本层或选择邻区（层）类似油（气）藏的下限标 准划分。

6.2.4预测储量的有效厚度

预测地质储量的有效厚度，可用测井、录井等资料推测确定，也可选择邻区块类似油（气）藏的下限标 准划分，无井区块可用邻区块资料类比确定。 与探明或控制区（层)相邻的预测地质储量的有效厚度，可根据本层或选择邻区（层)类似油（气）藏的 下限标准划分。

储量估算中所用的有效孔隙度应为有效厚度段的地下有效孔隙度，可直接用岩芯分析资料，也可用 标定后的测井解释确定。测井解释孔隙度与岩芯分析孔隙度的相对误差不超过士8%。缝洞孔隙型储层 应分别确定基质孔隙度和裂缝、溶洞（孔）孔隙度

6.4原始含油（气）饱和度

原始含油（气）饱和度估算要求如下： a）大型及以上油（气）田（藏)用测井解释资料确定探明储量含油（气)饱和度（单位为%）时，应有油 基泥浆取芯或密闭取芯分析验证，绝对误差不超过士5%。特殊情况除外。 b） 中型及以上油（气）田（藏)用测井解释资料确定含油（气）饱和度时，应有实测的岩电实验数据及 合理的地层水电阻率资料。 用毛管压力资料确定含油（气）饱和度时，应取得有代表性的岩芯分析资料，进行J一函数等 处理。 缝洞孔隙型储层可分别确定基质孔隙含油（气）饱和度和裂缝、溶洞（孔）含油（气）饱和度 ） 低渗透储层或重质稠油油层水基泥浆取芯分析的含水饱和度，可作为估算含油饱和度的依据。

原始体积系数包括原始原油体积系数和原始天然气体积系数。原始原油体积系数为原始地层条件下 原油体积与地面标准条件下脱气原油体积的比值。原始天然气体积系数由式（7)求得。估算要求分别如下 a）原始原油体积系数： 1）中型及以上油田（藏），应在评价阶段在井下取样或地面配样获得高压物性分析资料求得； 2 原油性质变化较大的油田（藏），应分别取得不同性质的油样做高压物性分析求得； 3） 小型及以下可以采用建立合理关系式求得或采用类比值。 6） 原始天然气体积系数： 1）式（7)中原始地层压力（P：）和地层温度（T）为折算气藏中部的地层压力和地层温度； 2）式（7)中原始气体偏差系数（Z.）可由实验室气体样品测定，也可根据天然气组分和相对密 度求得，

气油比估算要求如下： a）中型及以上油田（藏）的原始溶解气油比，应在预探和评价阶段从井下取样做高压物性分析 测定。 b）凝析气田和小型及以下油田（藏），可用合理工作制度下的稳定生产气油比或采用类比值

6.7原油（凝析油）密度

6.8地质储量估算参数选值

储量估算参数选值方法和要求如下： a 应用多种方法（或多种资料）求得的储量估算参数，应选用一种有代表性的参数值。 b）计算单元的各项储量估算参数选值： 1）有效厚度一般采用等值线面积权衡法求取，也可采用井点控制面积或均匀网格面积权衡法 求取，其中探明地质储量的计算单元有效厚度取值原则上不大于该计算单元面积内并点最 大有效厚度； 2） 有效孔隙度采用有效厚度段体积权衡法求取； 3） 含油（气）饱和度采用有效厚度段孔隙体积权衡法求取； 4） 在特殊情况下，也可采用井点算术平均法或类比法求取储量估算参数； 5）在作图时，应考虑油（气）藏情况和储量参数变化规律。 通过综合研究，建立地质模型，可直接采用计算机图形，求取储量估算参数并估算地质储量。 d 我国右油天然气储量的地面标准条件指：温度20℃，绝对压力0.101MPa。各项储量估算参数 的有效位数要求见附录B的规定。计算单元的储量估算参数选值，储量的估算和汇总，一律采 用四舍五人进位法

7.1探明技术可采储量估算条件

探明技术可采储量估算应满足以下条件：

已实施的开采技术和近期将采用的成熟开采技术（包括采油技术和提高采收率技术，下同）。 已有开发概念设计或开发方案，并已列人或将列人中近期开发计划。 按经济条件（如价格、配产、成本等)估算可取得合理经济回报，可行性评价是经济的。 在不同的开发状态，采用不同的估算方法，

7.2未开发状态的探明技术可采储量估算方法

7.2.1探明技术可采储量估算公式

一般是根据估算的地质储量和确定的采收率，按下列公式估算探明技术可采储量（各字母含义详见 附录B：

NR=NER GR=GER

采收率的确定要求和方法如下： 确定要求： 1）一般是在确定目前成熟的可实施的技术条件下的最终采收率； 2）采收率随着开采技术改变、开发方式调整以及油气动态情况的变化而变化； 3 对于提高采收率技术增加的可采储量，分为下列两种情况：一是提高采收率技术已经本油 （气）藏先导试验证实有效并计划实施；二是与本油（气）田相似的同类油（气）藏中使用成功 并可类比和计划实施，可划为增加的探明技术可采储量。 确定方法： 1）油藏原油采收率，根据油藏类型、驱动类型、储层特性、流体性质和开发方式、井网等情况， 选择经验公式法、经验取值法（表格计算法）、类比法和数值模拟法求取（见SY/T5367和 SY/T6193); 2）油藏溶解气采收率，根据油藏的饱和情况和开发方式等情况，选择合理的方法求取（见 SY/T6098），或依据溶解气、原油采收率统计规律求取； 3）气藏天然气采收率，根据气藏类型、地层水活跃程度、储层特性和开发方式、废弃压力等情 况，选择经验公式法、经验取值法、类比法和数值模拟法求取（见SY/T6098）； 4） 凝析气藏凝析油采收率，根据气藏特征、气油比和开发方式等情况，选择经验公式法和类比 法等求取

7.3已开发状态的探明技术可采储量估算方法

油（气）田开发初期的探明技术可采储量计算按照7.2计算。 油（气)田投人开发生产一段时间后，已开发的探明技术可采储量一般直接用开发井的生产数据估 算，主要估算方法是产量递减法、物质平衡法、数值模拟法和水驱特征曲线法。也可用探边测试法和其他 经验统计法估算。已开发技术的探明可采储量所对应的截止点参数值如压力、产量和含水率一般是人为 经验给定的.而非本油田的实际经济参数估算出的

7.3. 2产量递减法

产量递减法是在油（气）田（藏）开采后产量明显递减时，产量与生产时间服从一定的变化规律，如指

文递减、双曲线递减或调和递减等，利用这些规律预测到人为给定（经验）的极限产量，求得技术可采 见SY/T5367和SY/T6098)

物质平衡法是在气田（藏）地层压力降低明显和达到一定采出程度时，根据定期的地层压力和 积产量等资料，通过采出量随压力下降的变化关系求得与废弃压力相对应的技术可采储量（见 0.98）

7.3.5水驱特征曲线法

据油（气）藏特征及开发概念设计等条件，建立油 古算，求得技术可采储量

水驱特征曲线法是在油（气）田（藏）开采 ，根循系积 水率等变量的统计关系，估算到人为给定（经验)的极限含水时所求得的累计产量，即为技术可 见SY/T5367和SY/T6098)

7.4控制技术可采储量估算

估算控制技术可采储量应满足以下条件： ）推测可能实施的操作技术（如注水、三次采油等）。 b）按经济条件（如价格、配产、成本等）估算可取得合理经济回报，可行性评价是经济的。

7.4.2估算公式和估算方法

控制技术可采储量的估算公式和估算方法同7.2。 采收率一般是确定在推测可能实施的操作技术（如注水、三次采油等)条件下的最终采中

深明经济可采储量估算条

探明经济可采储量的估算应满足下列条件： a）经济条件基于不同要求，可采用申报基准日的，或合同的价格和成本以及其他有关的条件。 b）操作技术（主要包括提高采收率技术)是已实施的技术，或先导试验证实的并肯定付诸实施的技 术，或本油（气）田同类油（气）藏实际成功并可类比和肯定付诸实施的技术。 c）已有开发概念设计，并已列人中近期开发计划；天然气储量还应已铺设天然气管道或已有管道 建设协议，并有销售合同或协议。 d）与经济可采储量相应的含油（气)边界是钻井或测井，或测试，或可靠的压力测试资料证实的流 体界面，或者是钻遇井的油（气)层底界，并且含油（气)边界内有合理的井控程度。 e）实际生产或测试证实了商业性生产能力，或目标储层与邻井同层位或本井邻层位已证实商业性 生产能力的储层相似

可行性评价是经济的。 g）将来实际采出量大于或等于估算的经济可采储量的概率至少为80%

8.2剩余探明经济可采储量估算

控制经济可采储量估算条

控制经济可采储量估算应满足下列条件： a） 按合理预测的经济条件（如价格、配产、成本等）估算求得的、可商业采出的、经过经济评价是经 济的。 b）将来实际采出量大于或等于估算的经济可采储量的概率至少为50%

8.4剩余控制经济可采储量估算

8.5经济可采储量估算方法

方法通过研究生产历史数据中产量与时间、含水率等变化趋势，根据极限含水率、极限产量、废弃压力等 主产极限指标，推算到经济极限点时求得的累计油气产量即为经济可采储量。

经济极限产量法的基本方法和步骤是： 预测未来年度或月度油气产量。 预测未来年度或月度经营成本（操作费）。 c）选取油气产品价格、税率/费率和汇率等经济评价参数。 d）测算经济极限产量。 e）估算经济可采储量

8.6经济评价参数取值要求

8.7经济可采储量估算

估算工作包括以下内容： a）预测分年度或月度产量。已开发油（气）田（藏）可直接采用产量递减法求得，其他动态法也应转 换为累积产量与生产时间关系曲线求得。不具备条件的通过研究确定高峰期产量和递减期递 减率预测求得，应在系统试采和开发概念设计的基础上论证确定。 b） 投资、成本、价格和税率等经济指标，按8.6要求取值。 测算油（气)藏（田)经济极限。为某个油（气)藏（田)在指定时间（年、月或日）所产生的净收人等 于操作该油（气）藏（由）的净支出（维护运营的操作成本和税费）时的产量。 d 估算经济可采储量，即从指定日期到产量降至经济极限产量，或净现值大于或等于零时的累积 产量。 e 储量区与自然保护区等禁止勘查开采区有重叠，无法进行商业开发时，重叠区的剩余经济可采 储量视为零，地质储量和技术可采储量正常估算。 f）折现率按本企业规定的基准收益率取值

按技术可采储量规模由大到小，将储量规模分为五类：特大型、大型、中型、小型、特小型。具位 卫附录C中 C.1。

按技术可采储量丰度由高到低，将储量丰度分为四类：高、中、低、特低。具体指标见附录C中C.2。

按技术可采储量丰度由高到低，将储量丰度分为四类：高、中、低、特低。具体指标见附录C中C.2。

按千米井深稳定产量由高到低，将产能分为四类：高产、中产、低产、特低产。具体指标！ 中C.3。

按埋藏深度由浅到深，将埋藏深度分为五类：浅层、中浅层、中深层、深层、超深层。具体指 C中 C. 4。

按储层中值孔隙度由大到小，将孔隙度分为五类：特高、高、中、低、特低。按储层中值渗透 小，将孔隙度分为六类：特高、高、中、低、特低、致密。具体指标见附录C中C.5、C.6。

接原油含硫量和然气硫化氢含量由大到小，将含硫量分为四类：高含硫、中含硫、低含硫、 具体指标见附录C中C.7

接原油密度由小到天 十或等于50 常规油。 具体指标见附录C中C

附录A （规范性附录） 油气矿产资源储量类型及估算流程图

附录A （规范性附录） 油气矿产资源储量类型及估算流程图

图A.1油气矿产资源储量类型及估算流程图 (引自GB/T 19492)

储量估算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数

表B.1储量估算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数

按技术可采储量规模大小，将油（气）（藏）分为五类（见表C.1）。

（规范性附录） 油（气）田（藏）储量规模和品位等分类

表 C.1储量规模分类

按技术可采储量丰度大小，将油（气）田（藏）分为四类（见表C.2）。

表C.2储量丰度分类

米井深稳定产量大小，将油（气）藏（田）分为四类（

藏深度大小.将油（气）藏分为五类（见表C.4）

表C.4埋藏深度分类

分别按储层中值孔隙度和储月 层物性进行分类评价。 C.5)

表C.5储层孔隙度分类

b）按储层中值渗透率大小，将储层分为六类（

层中值渗透率大小抗震加固施工方案，将储层分为六类（见表C.6）

表C.6储层渗透率分类

天然气硫化氢含量大小，将油（气）藏分为四类（见

a）按原油密度大小，将原油分为四类

表C.8原油密度分类

b）地层原油黏度大于或等于50mPa·S，称为稠油；原油凝固点大于或等于40℃，称为高凝 称为常规油。

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