石油天然气控制储量计算方法.docx
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石油天然气控制储量计算方法
控制预测储量
分类评价宣贯
材料之二
《石油天然气控制储量计算方法》
Q/SY179-2006
中国石油控制预测储量分类评价项目组
2007年6月
目次
前言
本标准的附录A、附录C、附录D、附录E、附录F、附录G是规范性附录，附录B是资料性附录。
本标准由中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司专业标准化技术委员会提出并归口。
本标准主要起草单位：
中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院廊坊分院、大庆油田有限责任公司、辽河油田分公司。
本标准起草人：
王永祥、孙广伯、黄薇、李晓光、韩征、李淑珣、徐小林。
石油天然气控制储量计算方法
1范围
本标准规定了石油及天然气控制储量（以下简称控制储量）的术语和定义、界定条件、计算方法、分类评价以及储量报告编写的要求。
本标准适用于中国石油天然气股份有限公司的控制储量计算、分类评价、报告编写、评审和统计工作。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（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文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB/T19492-2004石油天然气资源/储量分类
DZ/T0217-2005石油天然气储量计算规范
SY/T5367石油可采储量计算方法
SY/T6098天然气可采储量计算方法
SY/T6193稠油注蒸汽开发可采储量标定方法
Q/SY180-2006石油天然气经济可采储量评价方法
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1
储量reserves
是地质储量和可采储量的统称。
可采储量又是技术可采储量和经济可采储量的统称。
[GB/T19492-2004，定义2.4]
3.2
地质储量discoveredpetroleuminitiallyinplace
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。
[GB/T19492-2004，5.2.2]
3.3
控制地质储量indicatedpetroleuminitiallyinplace
是指在圈闭预探阶段预探井获得工业油（气）流，并经过初步钻探认为可提供开采后，估算求得的、确定性较大的地质储量，其相对误差不超过±50%。
控制地质储量的估算，应初步查明了圈闭形态、储层变化、油气层分布、油气藏类型、流体性质及产能等，具有中等的地质可靠程度，可作为油气藏评价钻探、编制开发规划和开发概念设计的依据。
[GB/T19492-2004，5.2.2.2]
3.4
可采储量recoverablereserves
是指从油气地质储量中可采出的油气数量。
[GB/T19492-2004，5.3.1]
3.5
技术可采储量technicalrecoverablereserves
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，
[GB/T19492-2004，定义2.5]
3.6
控制技术可采储量probableestimatedultimaterecovery
是指在推测可能实施的操作技术下所估算的技术可采储量。
3.7
经济可采储量commercialrecoverablereserves
是指在当前已实施的或推测可能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。
3.8
控制经济可采储量probablereserves
是指满足下列条件所估算的经济可采储量：
a）可行性评价为经济的；
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%。
[GB/T19492-2004，5.3.1.5]
3.9
控制次经济可采储量probablesub-economicinitialreserves
是指控制技术可采储量与控制经济可采储量的差值。
[GB/T19492-2004，5.3.1.6]
4控制储量界定条件
4.1计算控制储量应具备的条件
4.1.1勘探程度：
a）已进行地震详查，地震主测线距一般不大于2km，复杂构造主体部位主测线距不大于1km。
b）已有探井，并在主要油（气）层取得了代表性岩心或井壁取心，进行了常规的岩心分析及必要的特殊岩心分析。
c）采用适合本探区特点的测井系列，解释了油、气、水层及其它特殊岩性段，基本满足孔隙度、饱和度、有效厚度等储量参数计算的要求。
d）计算单元内已进行了油气测试（包括实施增产措施），单井测试产量达到储量起算标准，取得了产能、压力、温度、流体性质及高压物性等资料。
4.1.2地质认识程度：
a）基本查明圈闭形态，编绘了由钻井资料校正的比例尺不小于1：
5x104的油（气）层顶（底）面构造图。
b）初步查明了储层的岩性、储集类型、物性及厚度变化趋势。
c）综合确定了储量计算参数。
d）初步确定了油气藏类型、流体性质及产能。
4.1.3初步开展了油（气）藏经济评价工作，确定了油（气）藏进一步评价的可行性。
4.2下列情况之一者可计算控制储量
4.2.1探井测试产量达到储量起算标准，初步查明油（气）藏类型和含油（气）范围，进行了油（气）藏描述，并综合确定了储量计算参数。
4.2.2油（气）藏未钻遇油（气）水界面，油（气）层底界以上部位已计算探明储量，油（气）层底界与合理推测的油（气）水界面之间的较可靠部分。
4.2.3复杂小断块油气（藏）田的三级圈闭中，已有断块满足计算探明储量的要求，构造位置不低于该断块的相邻断块，同一含油（气）层组虽未钻探证实，但综合分析有油气层存在。
4.2.4同一圈闭的同一含油（气）层组中，部分井块已经计算探明储量，尚未钻探或井控程度低的剩余部分，综合分析有油气层存在。
4.2.5在地质认识上已达到探明程度，技术上具有开发可行性，由于经济、市场、法规以及提高采收率方法尚未付诸实施等原因，暂不能计算探明储量的油（气）田（藏）。
5控制地质储量计算
5.1储量计算单元划分原则
储量计算单元（简称计算单元）一般是单个油（气）藏，但有些油（气）藏可根据情况细分或合并计算。
a）计算单元平面上一般按区块划分。
——面积很大的油（气）藏，视不同情况可细分井块（井区）；
——受同一构造控制的几个小型的断块或岩性油（气）藏，当油（气）藏类型、储层类型和流体性质相似，且含油（气）连片或迭置时，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，含油（气）高度很大时也可细分亚组或小层；
——不同岩性、储集特征的储层应划分独立的计算单元；
——同一岩性的块状油（气）藏，含油（气）高度很大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，当油（气）层跨度大于100m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。
5.2地质储量计算方法
地质储量计算采用容积法。
5.2.1油藏地质储量计算
原油地质储量用体积单位表示时，采用公式
（1）计算；用质量单位表示时，采用公式（3）计算。
溶解气地质储量大于0.1×108m3并可利用时，采用公式（4）计算。
N=100AohφSoi/Boi…………………………………………
（1）
Sof=100φSoi/Boi…………………………………………
（2）
Nz=Nρo………………………………………………（3）
Gs＝10－4NRsi……………………………………………（4）
式中：
N，Nz—原油地质储量，104m3，104t；
Sof—原油单储系数，104m3/（km2·m）；
Ao—含油面积，km2；
h－有效厚度，m；
φ—有效孔隙度；
Soi—原始含油饱和度；
Boi—原始原油体积系数，量纲为1；
ρo—原油密度，t/m3；
Gs—溶解气地质储量，108m3；
Rsi—原始溶解气油比，m3/m3。
当油藏有气顶时，气顶气地质储量按气藏或凝析气藏地质储量计算公式计算。
5.2.2气藏地质储量计算
气藏地质储量采用公式（5）计算，其中原始天然气体积系数（Bgi）采用公式（7）计算。
G＝0.01AghφSgi/Bgi……………………………………（5）
Sgf＝0.01φSgi/Bgi……………………………………（6）
Bgi＝PscZiT/（PiTsc）………………………………………（7）
式中：
G—气藏气地质储量，108m3；
Sgf—气藏气单储系数，108m3/（km2·m）；
Ag—含气面积，km2；
Sgi—原始含气饱和度；
Bgi—原始天然气体积系数，量纲为1；
Psc—地面标准压力，MPa；
Zi—原始气体偏差系数；
T—地层温度，K；
Pi—原始地层压力，MPa；
Tsc—地面标准温度，K。
5.2.3凝析气藏地质储量计算
凝析气藏凝析气总地质储量（Gc）采用公式（5）计算。
当凝析气藏中凝析油含量大于等于100cm3/m3或凝析油地质储量大于等于1×104m3时，应分别由公式（8）、公式（9）或公式（10）计算干气和凝析油的地质储量。
天然气摩尔分量（fd）由公式（11）计算,凝析油含量（σ）由公式（12）计算，凝析油气体当量体积由公式（13）计算。
Gd＝Gcfd………………………………………………（8）
Nc＝0.01Gcσ……………………………………………（9）
Ncz=Ncρc……………………………………………（10）
fd＝GOR/（GEc+GOR）………………………………………（11）
σ＝106/（GEc+GOR）……………………………………（12）
GEc＝543.15（1.03－γc）………………………………（13）
式中：
Gc—凝析气总地质储量，108m3；
Gd—干气地质储量，108m3；
fd—天然气摩尔分量；
Nc，Ncz—凝析油地质储量，104m3，104t；
σ—凝析油含量，cm3/m3；
ρc—凝析油密度，t/m3；
GOR—凝析气油比，m3/m3；
GEc—凝析油的气体当量体积，m3/m3；
γc—凝析油相对密度，量纲为1；
当气藏或凝析气藏中总非烃类气含量大于15%或硫化氢含量大于5%、二氧化碳含量大于5%、氦含量大于0.1%时，应分别计算烃类气和非烃类气地质储量；具有油环或底油时，其储量按油藏地质储量计算公式计算。
5.3控制地质储量计算参数确定原则
5.3.1含油（气）面积
在经钻井资料校正的、比例尺不小于1：
5x104的油（气）层顶（底）面构造图上，依据油（气）藏类型，利用地震、钻井、测井和测试（含试油，下同）等资料，综合研究油、气、水分布规律和确定流体界面（即气油界面、油水界面、气水界面）以及油气遮挡（如断层、岩性、地层）边界，辅以划定的计算线综合圈定含油（气）面积。
具体方法如下：
a）依据测井解释的油（气）层底界面、钻遇的或预测的流体界面圈定含油（气）面积。
b）油（气）藏断层（或地层）遮挡边界，宜以油（气）层顶（底）面与断层（或地层不整合、地层超覆及剥蚀线）面相交的外含油（气）边界圈定含油（气）面积。
c）油（气）藏储层岩性（或物性）遮挡边界，用有效厚度零线或渗透储层一定厚度线圈定含油（气）面积。
d）利用较可靠的压力资料或探边测试资料确定的边界圈定含油（气）面积。
e）在储层厚度和埋藏深度等适当条件下，利用高分辨率地震资料，经钻井资料约束预测的流体界面和岩性边界圈定含油（气）面积。
f）复杂小断块油气田的同一三级圈闭中，无井控制的断块可按相邻探明断块的充满系数圈定面积，或按与之相同的流体界面圈定面积。
g）同一圈闭中已有探明储量，无井控制或井控程度低的剩余部分，一般按与探明井块相同的原则或相同的界面圈定面积。
h）采用上述方法无法确定含油（气）边界时，以边部探井外推1倍探井井距作为储量计算线，油藏一般不超过2km，气藏一般不超过4km。
5.3.2有效厚度
5.3.2.1单井有效厚度确定方法如下：
a）依据已有探井资料建立油（气）层有效厚度的岩性、物性、含油性、电性标准确定。
b）依据类比区油（气）层有效厚度的岩性、物性、含油性及电性标准确定。
c）特殊情况下可依据录井和测试结果确定。
d）有效厚度起算厚度为0.2m—0.4m，夹层的起扣厚度为0.2m。
e）定向井的有效厚度应折算为铅直厚度。
f）测试证实达到或经过类比能够达到储量起算标准的油（气）水同层宜全厚度参加储量计算，油（气）水同层的饱和度参与储量计算。
5.3.2.2计算单元有效厚度确定方法：
a）视具体情况可采用等值线面积权衡法、井点面积权衡法或分区面积权衡法求取。
b）根据井点所处油（气）藏位置和油（气）藏类型，采用井点算术平均值或井点折算值。
c）井控程度低的区块，可利用储层厚度和净毛比的关系求取。
d）无井控制的复杂断块可按相邻断块有效厚度取值，也可考虑沉积规律确定有效厚度选值，但取值不能大于邻断块有效厚度取值。
5.3.3有效孔隙度
5.3.3.1取心井利用经岩心刻度后的测井解释成果求取。
5.3.3.2缺乏取心资料的井采用邻区已建立的经验公式求取或应用测井解释成果求取。
5.3.3.3裂缝孔隙型储层宜分别确定基质有效孔隙度和裂缝、溶洞有效孔隙度。
5.3.3.4单井有效孔隙度采用有效厚度权衡法确定。
5.3.3.5计算单元平均有效孔隙度采用井点算术平均法确定。
5.3.3.6有效孔隙度选值、特别是疏松砂岩储层的有效孔隙度选值应考虑孔隙的压缩规律，将地面孔隙度校正为地下孔隙度。
5.3.4原始含油（气）饱和度
5.3.4.1有油基泥浆或密闭取心时，应利用可靠的岩心分析的饱和度对测井进行标定，建立测井饱和度解释模型，其绝对误差不超过±5％。
5.3.4.2选择适合本地区的测井解释含水饱和度模型，以岩电参数及合理的地层水电阻率资料求取原始含油（气）饱和度。
5.3.4.3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心分析资料，进行J—函数等处理，有条件时应进行油、气水界面张力、润湿性等实验。
5.3.4.4利用本区或类比区的含油（气）饱和度经验公式或图版求取。
5.3.4.5低渗透储层或重质稠油油层可采用水基泥浆取心样品及时分析得到的含水饱和度资料计算含油气饱和度。
5.3.4.6有代表性的相渗透率资料或利用相渗资料编制的含水饱和度与含水率关系图版可以用于计算含油（气）饱和度。
5.3.4.7裂缝孔隙型储层宜分别确定基质含油（气）饱和度和裂缝、溶洞含油（气）饱和度。
5.3.4.8单井含油（气）饱和度采用孔隙体积权衡法或有效厚度权衡法确定。
5.3.4.9计算单元平均含油（气）饱和度采用井点算术平均法或类比法确定。
5.3.5其它参数
其它参数包括：
原始原油体积系数、气油比、原油（凝析油）密度，天然气藏的温度和压力、地面标准温度和压力、原始气体偏差系数、气体摩尔分量、凝析油含量等。
应采用本油（气）藏的实测数据，在资料不足时也可利用邻区相同性质油（气）藏的资料综合类比评价后确定。
5.3.5.1原始原油体积系数
采用油藏具代表性高压物性实测资料确定，也可采用类比法和经验公式法求取。
5.3.5.2原油的原始溶解气油比和凝析气藏的凝析气油比
从油（气）藏不同部位的井中取样作高压物性分析测定。
凝析气藏和小型油藏的原始气油比可借用合理工作制度下稳定生产气油比，选择有代表性样品的算术平均值作为选值。
5.3.5.3原油（凝析油）密度
采用实测平均值，无井控制区块可采用相邻区块（断块、井块）同层位分析值。
5.3.5.4天然气藏的温度和压力
采用气藏中部深度的实测值或折算值，无井控制区块可根据本区的经验公式计算求得。
5.3.5.5地面标准温度和压力
我国石油天然气储量计算采用的地面标准温度为20℃，地面标准压力为0.101MPa。
5.3.5.6原始气体偏差系数、气体摩尔分量、凝析油含量
可采用高压物性分析值，也可采用公式计算求得。
5.3.6储量计算参数选值
5.3.6.1应用多种方法（或多种资料）求得储量计算参数时，选用一种有代表性的参数值。
5.3.6.2通过综合研究，建立地质模型，可直接采用计算机图形，求取储量计算参数并计算地质储量。
5.3.6.3各项储量计算参数的有效位数要求见附录A。
计算单元的储量计算参数选值，储量的计算和汇总，采用四舍五入进位法。
5.3.6.4采用类比法确定储量参数选值时，要充分论证类比油（气）藏特征的相似性。
6控制技术可采储量计算
6.1控制技术可采储量计算方法
根据计算的地质储量和确定的采收率，按公式（14）～公式（20）计算控制技术可采储量。
NR＝NER……………………………………………（14）
NZR＝NZER……………………………………………（15）
GSR＝GSER…………………………………………（16）
GR＝GER……………………………………………（17）
GdR＝GdER……………………………………………（18）
NCR＝NCER……………………………………………（19）
NCZR＝NCZER……………………………………………（20）
式中：
NR，NZR—原油可采储量，104m3，104t；
ER—采收率；
GSR——溶解气可采储量，108m3；
GR—气藏气可采储量，108m3；
GdR—凝析气藏干气可采储量，108m3；
NCR，NCZR—凝析油可采储量，104m3，104t。
6.2采收率的确定
用于计算控制技术可采储量的采收率是在推测可能实施的技术条件下的采收率。
采收率应采用如下方法计算：
a）原油采收率：
根据油藏类型、驱动类型、储层特征、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（见SY/T5367和SY/T6193）求取。
b）溶解气采收率：
根据油藏的饱和程度和开发方式等情况，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，也可采用类比法求取。
c）气藏气采收率：
根据气藏类型、地层水活跃程度、储层特征和开发方式、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（见SY/T6098）求取。
d）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。
部分类型油（气）藏的采收率确定范围可参见附录B。
7控制经济、次经济可采储量计算
7.1控制经济可采储量
控制经济可采储量可采用现金流法、经济极限法和类比法3种方法计算。
具体计算方法见Q/SY180-2006第5章～第7章。
7.2控制次经济可采储量
控制次经济可采储量利用控制技术可采储量减去控制经济可采储量求得。
8控制储量综合评价与可升级性评价
8.1储量综合评价
对油（气）藏的储量可靠性做出评价，并按照附录C的规定对油（气）藏储量规模和品位等进行分类评价。
8.2控制储量可升级性评价
新增控制储量要进行可升级行评价，要有近三年内评价升级的计划部署安排。
9控制储量报告编写要求
控制储量报告包括控制储量年报和含油气构造（油气田）控制储量报告两部分。
9.1控制储量年报编制要求
9.1.1控制储量年报附表表格见附录D。
9.1.2控制储量年报封面和扉页格式见附录E。
9.1.3控制储量年报内容基本要求
9.1.3.1控制储量概况：
包括本年度新增控制储量情况、上年度累计剩余控制储量变化情况、本年度累计剩余控制储量情况。
9.1.3.2新增控制储量分述：
分述每个储量区块的勘探程度、发现井情况、地质特征、储量参数的选值依据及储量计算结果等内容。
石油地质储量规模大于1000×104t、天然气地质储量东部地区大于30×108m3、中西部地区大于50×108m3的含油气构造（油气田）及重点含油气构造（油气田）应编写报告（详见附录G），单独成册，储量计算情况在本节简述。
石油地质储量规模在100×104t-1000×104t，天然气地质储量东部地区在5×108m3-30×108m3、中西部地区在5×108m3-50×108m3的含油气构造（油气田）应编写储量报告（详见附录G），与年度控制储量年报出合订本，储量计算情况在本节简述。
石油控制地质储量小于100×104t或天然气控制地质储量小于5×108m3，直接在本章节叙述。
9.1.3.3上年度累计控制储量变化情况：
叙述上年度累计控制储量的变化情况及变化原因。
9.1.3.4累计剩余控制储量综合评价：
统计各子（分）公司累计剩余控制储量的按规模、丰度、产能、油品、埋深、物性、油藏类型的分布情况，分析其特点，对储量可升级性及升级安排进行论述。
9.1.3.5累计剩余控制储量存在的问题和下步工作建议：
通过累计剩余控制储量的综合评价，明确储量在落实程度、可升级性等方面存在的主要问题，提出下步工作建议。
9.2含油气构造（油气田）控制储量报告编制要求
9.2.1报告封面和扉页格式：
含油气构造（油气田）控制储量报告封面和扉页格式见附录F。
9.2.2报告内容基本要求：
含油气构造（油气田）控制储量报告内容基本要求见附录G。
附录A（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
储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数见表A.1。
表A.1储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数
参数
计量单位
取值位数
名称
符号
名称
符号
含气面积
Ag
平方千米
km2
小数点后一位
含油面积
Ao
平方千米
km2
小数点后一位
原始天然气体积系数
Bgi
量纲为1
小数点后五位
原始原油体积系数
Boi
量纲为1
小数点后三位
采收率
ER
小数
小数点后两位
凝析气藏干气摩尔分量
Fd
小数
小数点后三位
气藏气地质储量
G
亿立方米
108m3
小数点后二位
凝析气总地质储量
GC
亿立方米
108m3
小数点后二位
凝析气藏干气地质储量
Gd
亿立方米
108m3
小数点后二位
凝析油的气体当量体积
GEc
立方米每立方米
m3/m3
整数
凝析气油比
GOR
立方米每立方米
m3/m3
整数
气藏气可采储量
GR
亿立方米
108m3
小数点后二位
凝析气藏干气可采储量
GDr
亿立方米
108m3
小数点后二位
溶解气地质储量
GS
亿立方米
108m3
小数点后二位
溶解气可采储量
GSR
亿立方米
108m3
小数点后二位
有效厚度
H
米
m
小数点后一位
原油地质储量
N,NZ
万立方米，万吨
104m3，104t
整数
凝析油地质储量
NC,NCZ
万立方米，万吨
104m3，104t
整数
原油可采
升级会员 