(中石化)石油天然气探明储量计算细则.pdf
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1、中国石化石油天然气探明储量计算细则(试 行 稿)中国石油化工股份有限公司2013 年 6 月目目录录前言前言1 范围1 范围.1 12 规范性引用标准2 规范性引用标准.1 13 术语和定义3 术语和定义.1 14 探明地质储量计算4 探明地质储量计算.3 35 地质储量计算参数确定方法及选值原则5 地质储量计算参数确定方法及选值原则.9 96 探明技术可采储量计算6 探明技术可采储量计算.14147 经济可采储量计算7 经济可采储量计算.16168 储量综合评价8 储量综合评价.17179 探明储量报告编制规范9 探明储量报告编制规范.1717附录附录 A A(规范性附录)探明储量不同油(气
2、)藏类型勘探开发程度及地质认识程度要求(规范性附录)探明储量不同油(气)藏类型勘探开发程度及地质认识程度要求附录附录 B B(规范性附录)储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数(规范性附录)储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数附录附录 C C(规范性附录)油(气)田(藏)储量规模和品位等分类(规范性附录)油(气)田(藏)储量规模和品位等分类附录附录 D D(规范性附录)探明储量报告封面及目次格式(规范性附录)探明储量报告封面及目次格式附录附录 E E(资料性附录)典型图件示例(资料性附录)典型图件示例附录附录 F F(资料性附录)主要附表格式(资料性附录)主要附表格式前言
3、前言本细则按照 GB/T 1.12009标准化工作导则 第 1 部分:标准的结构和编写规则给出的规则起草。本细则的附录 A、附录 B、附录 C、附录 D 是规范性附录,附录 E、附录 F 是资料性附录。本细则由中国石油化工股份有限公司油田勘探开发事业部提出。本细则主要起草单位:中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司、中国石油化工股份有限公司油(气)储量评估中心。本细则主要起草人:傅爱兵、鲁国明、郭齐军、周德志、尹忠祥、张玲、王树华、郑舰、黄学斌、魏萍、肖席珍、徐建华本细则由中国石油化工股份有限公司石油天然气储量管理委员会负责解释。中国石化石油天然气探明储量计算细则中国石化石油天然气探明储量计算
4、细则1 范围1 范围本细则为规范性细则,规定了中国石油化工股份有限公司石油天然气探明储量计算的技术要求及储量报告编写要求。本细则适用于中国石化矿权范围内陆上油(气)田探明储量的计算及报告编写工作,海上油(气)田可参照执行。2 规范性引用标准2 规范性引用标准下列标准中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款,本标准以 GB/T 194922004、DZ/T02172005 为基准标准,凡是不符合这两个标准的条款,均需服从于这两个标准。凡是注日期的引用标准,其随后所有修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否使用这些标准的最新版本。凡是不注日期
5、的引用标准,其最新版本适用于本标准。GB/T 194922004 石油天然气资源储量分类DZ/T 02172005 石油天然气储量计算规范SY/T 57822010 岩性油(气)藏探明储量计算细则SY/T 60992012 断块油(气)藏储量计算细则SY/T 53862010 裂缝性油(气)藏探明储量计算细则SY/T 53672010 石油可采储量计算方法SY/T 60982010 天然气可采储量计算方法.SY/T 56152004 石油天然气地质编图规范及图式石油天然气探明储量报告编写暂行规定(国土资发200574 号)Q/SH 02952009 石油天然气经济可采储量计算细则3 术语和定义
6、3 术语和定义3.1 储量类3.1 储量类3.1.1 储量是地质储量和可采储量的统称。可采储量是技术可采储量和经济可采储量的统称。见GB/T 194922004中2.43.1.2 地质储量是指在钻探发现油(气)后,根据已发现油(气)藏(田)的地震、钻井、测井和测试等资料1估算求得的已发现油(气)藏(田)中原始储藏的油(气)总量。地质储量分为探明地质储量、控制地质储量和预测地质储量。见GB/T 194922004中5.2.2注:地质储量是在原始地层条件下,油(气)储集层中储藏的石油和天然气及其伴生有用物质,换算到地面标准条件(20,0.101MPa)下的数量,又称为已发现原地资源量或原地储量。3
7、.1.3 探明地质储量探明地质储量是指在油(气)藏评价阶段,经评价钻探证实油(气)藏(田)可提供开采并能获得经济效益后,估算求得的、确定性很大的地质储量,其相对误差不超过20%。3.1.4 技术可采储量是指在给定的技术条件下,经理论计算或类比估算的、最终可采出的油(气)数量。见GB/T 194922004中2.53.1.5 经济可采储量是指在当前已实施的或肯定要实施的技术条件下,按当前的经济条件(如价格、成本等)估算的、可经济开采的油(气)数量。见GB/T 194922004中2.63.2 储量计算参数类3.2.1 含油(气)面积含油(气)面积是指储集层有效含油(气)范围在平面上的投影面积。3
8、.2.2 有效厚度油(气)层有效厚度(简称有效厚度)指能够达到储量起算标准的含油(气)层系中具有产油(气)能力的那部分储层厚度。3.2.3 有效孔隙度有效孔隙度是指岩石中相互连通的孔隙体积占岩石总体积的百分数。3.2.4 原始含油(气)饱和度原始含油(气)饱和度是指在原始状态下储集层中含油(气)体积占有效孔隙体积的百分数。3.2.5 原始原油体积系数与原始天然气体积系数原始原油体积系数是指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指原始地层条件下气体体积与地面标准条件下天然气体积的比值。3.2.6 原始溶解气油比在油藏原始温度和压力下,单位体积地层原油中所溶解
9、的气量(在地面标准条件下)称为原始2溶解气油比。3.2.7 原油密度地层原油密度是指地层条件下单位体积原油的质量。地面原油密度指在地面条件下单位体积原油的质量。3.3 其它类3.3 其它类3.3.1 储量起算标准储量起算标准是储量计算的单井下限日产量,是进行储量计算的经济条件,各地区及海域应根据当地价格和成本等测算求得只回收开发井投资的单井下限日产量。是指在现有技术经济条件下,当投入产出达到平衡(即内部收益率IRR=0)时的下限日产量。3.3.2 商业油(气)流商业油(气)流是指在现有经济技术条件下,单井的盈利能力达到行业基准值时的下限日产量,即经评价后在一定时期内能够收回开发钻井投资、地面建
10、设投资和操作费用(或称直接经营成本)并能盈利的单井最低初始稳定日产量。3.3.3 稳定日产量稳定日产量是指系统试采井试采初期3个月平均日产量。3.3.4 地面标准条件我国石油天然气储量的地面标准条件指:温度 20,绝对压力 0.101MPa。4 探明地质储量计算4 探明地质储量计算4.1 储量计算应具备的条件4.1 储量计算应具备的条件4.1.1 基本要求探明地质储量的估算,应查明了油(气)藏类型、储集类型、驱动类型、流体性质及分布、产能等;流体界面或油(气)层底界应是钻井、测井、测试或可靠压力资料证实的;应有合理的井控程度,必须具备经审查并批准、且完成开发方案的钻井工作量 60%以上;各项储
11、量计算参数均具有较高的可靠程度,具有相对误差不超过20%的地质可靠程度。可作为油(气)藏产能建设阶段完善开发井网钻探、配套设施建设、核查产能、开发部署调整的依据。单井稳定产量达到储量起算标准。东部地区砂岩常规油油藏和气藏可参照应用规范要求的储量起算标准见 GB/T 194922004 中 5.1。其它地区、海域、稠油、特殊岩性等油(气)藏,根据当地的价格和成本等测算求得只收回开发井投资的单井下限日产量。4.1.2 勘探开发程度要求3探明地质储量上报的勘探开发程度要求主要包括地震、钻井、测井、测试及化验分析等资料的录取要求。勘探开发程度和地质认识程度要求是进行储量计算的地质可靠程度分析的基本条件
12、,其中勘探开发程度的基本要求见表 1,但不同类型油(气)藏由于地质特征的差异,满足地质可靠程度分析的勘探开发程度要求也存在差异,详见附录 A。表1 探明地质储量勘探开发程度基本要求(据DZ/T 0217-2005,5.1)地震已完成二维地震,测网不大于 1km1km,或有三维地震,复杂条件除外。1.已完成评价井,已有开发方案且 60%的钻井已实施,能控制含油(气)边界或油(气)水界面;钻井2.小型以上油(气)藏的油(气)层段应有岩心资料,中型以上油(气)藏的油(气)层段至少有一个完整的取心剖面,岩心收获率应能满足对测井资料进行标定的需求;3.大型以上油(气)田的主力油(气)层,应有合格的油基泥
13、浆或密闭取心井;4.疏松油(气)层采用冷冻方式钻取分析化验样品。勘探开发程度测井1.应有合适的测井系列,能满足解释储量计算参数的需要;2.对裂缝、孔洞型储层进行了特殊项目测井,能有效的划分渗透层、裂缝段或其它特殊岩层。1.所有预探井及评价井已完井测试,关键部位井已进行了油(气)层分层测试;取全取准产能、流体性质、温度和压力资料;测试2.中型以上油(气)藏,已获得有效厚度下限层单层试油资料;3.中型以上油(气)藏进行了试采或系统试井,稠油油藏进行了热采试验,低渗透储层采取了改造措施,取得了稳定的产能资料。1.已取得孔隙度、渗透率、毛管压力、相渗透率和饱和度等岩心分析资料;分析化验2.取得了流体分
14、析及合格的高压物性分析资料;3.中型以上油藏进行了确定采收率的岩心分析试验,中型以上气藏宜进行氦气法分析孔隙度;4.稠油油藏已取得粘温曲线。4.1.2.1 地震地震资料应满足油(气)藏地质综合研究的下述要求:a)落实清楚油(气)藏的构造形态及主要断层分布。b)对于复杂断块油(气)藏,能够清晰识别断点和断层轨迹,并满足断裂空间描述的需要。c)对于潜山油(气)藏,能够解释潜山顶面形态、边界断层和内部控制油(气)分布的断层。d)对于岩性油(气)藏,应较清晰的表征其储层/含油(气)储集体地震响应特征;对于小型岩性油(气)藏(如砂岩透镜体、河道砂体等),能较清楚描述岩性体的空间分布形态。e)碳酸盐岩岩性
15、油(气)藏能够识别描述碳酸盐岩储集体分布范围。f)对于地层不整合油(气)藏能够识别描述地层超(剥)线。4.1.2.2 钻井钻井资料应满足油(气)藏地质研究、确定储量计算参数的要求,计算探明地质储量的钻井资料要求除表 1 所规定的要求外,要求完成开发方案设计的钻井工作量 60%以上。4.1.2.3 测井测井应满足解释油、气、水层及其它特殊岩性段、定量评价储量计算参数的需要。对裂缝、孔洞型储层进行了特殊项目测井,能有效的划分渗透层、裂缝段或其它特殊岩层。分别按砂泥岩剖面、碳酸盐岩剖面、复杂岩性剖面制定常规测井项目要求,可以根据地质及工4程应用的需要增加必要的测井项目。a)砂泥岩剖面测井项目见表 2
16、。表2 砂泥岩剖面测井项目表表2 砂泥岩剖面测井项目表测 井 项 目1)系列 1:a)高分辨率感应或双侧向;b)补偿中子;c)补偿密度或岩性密度;d)补偿声波;e)自然伽马;f)自然电位;g)井径;h)微电极;i)井斜2)系列 2:a)高分辨率感应或双侧向;b)自然伽马;c)自然电位;d)补偿声波;e)2.5m 或 4m 底部梯度f)井径;g)微电极;h)井斜与方位其中:薄互层储层可增加薄层电阻率(如高频感应、高分辨率阵列感应等)和成像测井。特低渗透储层可增加高分辨率阵列感应和核磁共振测井。低地层水矿化度储层可增加介电测井。裂缝型储层可增加成像测井。含高放射性储层可增加能谱测井。b)碳酸盐岩剖
17、面测井项目见表 3。表3 碳酸盐岩剖面测井项目表表3 碳酸盐岩剖面测井项目表测 井 项 目 a)双侧向微聚焦;b)补偿中子;c)岩性密度;d)数字声波;e)自然伽马;f)自然伽马能谱;g)自然电位 h)微电阻率成像或声波井壁成像;i)四臂井径 j)井温流体电阻率;k)井斜与方位5说 明根据单井测井评价要求和地区测井系列特点,在系列 1 和系列 2 中任选其一。说 明无数字声波仪器时可采用补偿声波代替。c)复杂岩性剖面测井项目见表 4。表4 复杂岩性剖面测井项目表表4 复杂岩性剖面测井项目表测 井 项 目a)双侧向微聚焦;b)补偿中子;c)岩性密度;d)补偿声波;e)自然伽马;f)自然伽马能谱;
18、g)自然电位;h)微电阻率成像或声波井壁成像;i)核磁共振;j)四臂井径;k)微电极;l)井斜与方位说 明 1)地层为中低电阻率时,应用高分辨率感应数字聚焦代替双侧向微聚焦。2)微电阻率成像及核磁共振测井的测量井段根据需要选择。4.1.2.4 测试及试采测试及试采资料除表 1 所规定的要求外,对于生产特征不明确或需要采用特殊工艺开采的陆上油(气)藏,须通过典型井试采资料评价单井产能。其中低渗透油(气)藏采取了改造措施,应在产量和压力稳定的基础上至少试采 3 个月或出现递减规律;热采稠油油藏要求有吞吐一个周期以上的试采时间。4.1.2.5 化验分析化验分析资料除表 1 所规定的要求外,还应满足以
19、下条件:a)非均质性强的储层需进行全直径取样分析;b)取得了油、气、水性质等分析资料,新区取得了高压物性分析资料。c)凝析气藏进行了相态分析。4.1.3 地质认识程度要求根据 DZ/T 02172005 中 5.1 的要求,地质认识程度要求见表 5。表5 探明地质储量地质认识程度要求表5 探明地质储量地质认识程度要求1.构造形态及主要断层分布落实清楚,提交了由钻井资料校正的 1:100001:25000 的油(气)层或储集体顶(底)面构造图;对于大型气田,目的层构造图的比例尺可为1:50000,对于地质认识程度复杂断块油(气)藏和小型岩性油(气)藏,目的层构造图的比例尺可为 1:5000。2.
20、已查明储集类型、储层物性、储层厚度、非均质程度;对裂缝-孔洞型储层,已基本查明缝洞系统;3.油(气)藏类型、驱动类型、温度及压力系统、流体性质及其分布、产能等清楚;4.有效厚度下限标准和储量计算参数基本准确;5.已有以开发方案设计为依据的经济评价。64.2 储量计算单元及开发状态划分原则4.2 储量计算单元及开发状态划分原则4.2.1 储量计算单元划分原则储量计算单元(简称计算单元)原则上要按照单个油(气)藏系统划分。具体应根据油(气)藏实际情况,结合开发项目或开发方案中的开发单元细分或合并计算单元。a)计算单元平面上一般按区块划分。根据储层非均质程度或储层厚度变化可细分井块(井区);受同一构
21、造控制的几个小型的断块或岩性油(气)藏,当油(气)藏类型、储层类型和油(气)性质相似,且含油(气)连片或叠置时,可合并为一个计算单元。b)计算单元纵向上一般按油(气)层组(砂层组)划分。已查明为统一油(气)水界面的油(气)水系统一般划为一个计算单元,连续含油(气)高度大于 50m 时细分亚组或小层;不同岩性、储集特征的储层、含油(气)性应划分独立的计算单元;同一岩性的块状油(气)藏,连续含油(气)高度大于 50m 时可按水平段细划计算单元;尚不能断定为统一油(气)水界面的层状油(气)藏,当连续油(气)层跨度大于50m时视情况细划计算单元。c)裂缝性油(气)藏,应以连通的裂缝系统细分计算单元。4
22、.2.2 开发状态储量按其开发状态分为已开发和未开发两类。4.2.2.1 已开发储量已开发储量是指油(气)藏的开发井网钻探和配套设施建设完成后,已全面投入开采的储量计算单元,或具备经审查批准、且实施开发方案投产井(或层)数大于 60%的储量。4.2.2.2 未开发储量未开发储量是指在开发方案区域内,已完成评价钻探或已经开辟先导生产试验区的油(气)藏(田),尚未完善开发生产井钻探或方案投产井(或层)数小于 60%的储量。4.34.3 储量计算方法储量计算方法油(气)藏地质储量计算主要采用容积法,根据油(气)藏情况或资料情况可采用动态法或概率法。储量计算公式中符号名称和计量单位见附录 B(规范性附
23、录)。4.3.1 容积法a)油藏地质储量计算公式原油地质储量由下式计算:7 N100AohSoi/Boi (1)或NAohSof (2)溶解气地质储量大于0.110 m 并可利用时,由下式计算:83Gs104NRsi (3)若用质量单位表示原油地质储量时:NzNo(4)当油藏有气顶时,气顶天然气地质储量按气藏或凝析气藏地质储量计算公式计算。b)气藏地质储量计算公式 G0.01AghSgi/Bgi (5)或GAghSgf (6)式(5)中Bgi用下式求得:BgiPscZiT/(PiTsc)(7)c)凝析气藏地质储量计算公式凝析气藏凝析气总地质储量(Gc)由式(5)计算,式(7)中Zi为凝析气的偏
24、差系数。应分别计算当凝析气藏中凝析油含量大于等于100cm/m 或凝析油地质储量大于等于110 m 时,干气和凝析油的地质储量。计算公式如下:3343 GdGcfd(8)Nc0.01Gc(9)式中:fdGOR/(GEc+GOR)(10)106/(GEc+GOR)(11)GEc543.15(1.03c)(12)若用质量单位表示凝析油地质储量时:Ncz=Ncc(13)当气藏或凝析气藏中总非烃类气含量大于 15%或单项非烃类气含量大于以下标准者,烃类气和非烃类气地质储量应分别计算:硫化氢含量大于 0.5%,二氧化碳含量大于 5%,氦含量大于 0.1%。具有油环或底油时,原油地质储量按油藏地质储量计算
25、公式计算。4.3.2 动态法难以容积法计算地质储量时,应采用动态法计算。a)气藏主要采用物质平衡法和弹性二相法计算天然气地质储量。物质平衡法:采用物质平衡法的压降图(视地层压力与累积产量关系图)直线外推法,废弃视地层压力为零时的累积产量即为天然气地质储量(见 SY/T 6098-2010 中 6.1)。弹性二相法:采用井底流动压力与开井生产时间的压降曲线图直线段外推法,废弃相对压力为零时可计算单井控制的天然气地质储量(见 SY/T 6098-2010 中 6.2)。b)油(气)藏也可根据驱动类型和开发方式等选择合理的计算方法(见 SY/T 5367-2010 和 SY/T86098-2010)
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