DZ-T+0217-2005+石油天然气储量计算规范+

ICS75-010E11DZ中华人民共和国地质矿产行业标准DZ/T0217-2005石油天然气储量计算规范RegulationofPetroleumReservesEstimation2005-04-01发布2005-04-01实施中华人民共和国国土资源部发布目次前言1范围...............................................................................12规范性引用标准.....................................................................13总则...............................................................................14术语和定义.........................................................................15地质储量计算.......................................................................26地质储量计算参数确定原则...........................................................77技术可采储量计算..................................................................108经济评价和经济可采储量计算........................................................129储量综合评价......................................................................13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................15附录B（规范性附录）油（气）田（藏）储量规模和品位等分类............................16DZ/T0217-2005前言本标准的附录A和附录B是规范性附录。本标准由国土资源部提出。本标准由全国国土资源标准化技术委员会归口。本标准起草单位：国土资源部矿产资源储量评审中心石油天然气专业办公室。本标准主要起草人：吕鸣岗、程永才、袁自学、韩征、姚爱华、胡晓春、胡允栋。本标准由国土资源部负责解释。DZ/T0217-20051石油天然气储量计算规范1范围本标准规定了石油天然气储量计算与评价的规则。本标准适用于油（气）藏（田）原油、凝析油、天然气的储量计算与评价。非烃类气藏（田）和油（气）藏（田）伴生物质的储量计算可参照使用。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。凡是注日期的引用标准，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标准的最新版本。凡是不注日期的引用标准，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SY／T5895-93石油工业常用量和单位勘探开发部分SY／T6193-1996稠油注蒸汽开发可采储量标定方法SY／T5367-1998石油可采储量计算方法SY／T6098-2000天然气可采储量计算方法3总则3.1从油气田发现直至油气田废弃的各个勘探开发阶段，油气田的经营者，应根据勘探开发阶段，依据地质、工程资料的变化和技术经济条件的变化，分阶段适时进行储量计算、复算、核算和结算。3.2储量计算，应包括计算地质储量、技术可采储量和经济可采储量。储量复算指首次向国家申报储量后开发生产井完钻后三年内进行的储量计算。储量核算是指储量复算后开发生产过程中的各次储量计算。储量结算指油气田废弃前的储量与产量清算，包括剩余未采出储量的核销。3.3对已发现储量的分类，立足于以油气藏为基本评价单元，在勘探开发各阶段结束时，在现代经济技术条件下，对油气藏的地质认识程度和生产能力的实际证实程度，侧重于为勘探开发整体效益和中长期规划服务。而且，储量的阶段性、时效性和不确定性，要同时反映在地质储量和可采储量中。4术语和定义4.1石油Petroleum天然存在的，以气相、液相烃类为主的，并含有少量杂质的混合物。本规范中石油是指液态烃类物质，即原油和凝析油的总称。4.2原油Oil原存在于地下储集体中，在采至地面后的正常压力和温度下，未经加工的、已脱气的呈液态或半固DZ/T0217-20052体状态的那部分石油。4.3凝析油Condensate在地层条件下的气态烃类物质，在采出到地面的过程中，随着温度和压力的降低，从气相中析出的由戊烷和以上重烃组份组成的液态混合物，一般可经地面分离器或专用装置回收。4.4天然气Gas天然存在的烃类和非烃类气体，以及各种元素的混合物，在地层条件下呈气态，或者溶解于油、水中，在地面标准条件下只呈气态。本规范中天然气是指气藏气、油气藏气、凝析气藏干气和油藏溶解气的总称。4.5气藏气Non-associatedGas本规范是指原始地层条件下，气藏中存在的天然气。4.6油气藏气Gas-capGas本规范是指原始地层条件下，带油环的气顶中存在的天然气。4.7溶解气SolutionGas本规范是指原始地层条件下，溶解于石油中的天然气。4.8凝析气CondensateGas本规范是指原始地层条件下，含有凝析油的天然气。4.9干气DryGas本规范是指凝析气采至地面后经分离器回收凝析油后的天然气。4.10油（气）藏Oil/GasPool本规范是指油藏、气藏、油气藏和凝析气藏的统称。4.11油（气）田Oil/GasField本规范是指油田、气田、油气田和凝析气田的统称。4.12J－函数J-function将岩心毛管压力与流体饱和度数值，转换成无因次关系的一种处理函数。利用这一函数，可将同一储层内具有不同孔渗特征的岩样所测得的毛管压力曲线，综合为一条平均毛管压力曲线。5地质储量计算按照《石油天然气资源／储量分类》划分的探明的、控制的、预测的地质储量及有关规定，进行储量计算。5.1储量计算应具备的条件储量起算标准即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；也可用平均的操作费和油价求得平均井DZ/T0217-20053深的单井下限日产量，再根据实际井深求得不同井深的单井下限日产量。平均井深的单井下限日产量计算公式：下限油或气产量（吨/日或千立方米/日）＝固定成本（元/日）/（销售价－税费－可变成本）（元/吨或元/千立方米）。表1是根据东部地区平均价格和成本测算的单井下限日产量，可参照应用。表2-1和2-2中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的基本条件。5.1.1探明地质储量探明地质储量的估算，已查明了油气藏类型、储集类型、驱动类型、流体性质及分布、产能等，具有较高的地质可靠程度。含油气面积在合理的井控条件下，主要以评估确定的油气藏边界或计算边界为圈定依据，其中流体界面或油气层底界是由钻井、测井或测试以及可靠压力资料证实的。单井稳定产量达到储量起算标准。稳定产量是指系统试采井的稳定产量，试油井可用试油稳定产量折算（不大于原始地层压力20%）压差下的产量代替，试气井可用试气稳定产量折算（不大于原始地层压力10%）压差下的产量代替，或用20%～25%的天然气无阻流量代替。勘探开发程度和地质认识程度符合表2-1中的要求。5.1.2控制地质储量控制地质储量的估算，初步查明了构造形态、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。含油（气）范围的单井试油（气）产量达到储量起算标准，或同一圈闭探明区（层）以外可能含油（气）范围。含油（气）范围的勘探程度和地质认识程度符合表2-2中的要求。5.1.3预测地质储量预测地质储量的估算，初步查明了构造形态、储层情况，预探井产量达到储量起算标准或已获得油气流，或钻遇了油气层，或在探明或控制储量之外预测有油气层存在，经综合分析有进一步评价勘探的价值。含油（气）范围的勘探程度和地质认识程度符合表2-2中的要求。表1东部地区储量起算标准油气藏埋藏深度（m）单井油产量（m3/d）单井气产量（104m3/d）≤5000.30.05500～≤10000.50.11000～≤20001.00.32000～≤30003.00.53000～≤40005.01.0＞400010.02.0DZ/T0217-20054表2-1探明地质储量勘探开发程度和地质认识程度要求类别探明地质储量勘探开发程度地震已完成二维地震测网不大于1km×1km，或有三维地震，复杂条件除外。钻井1.已完成评价井钻探,满足编制开发方案的要求，能控制含油(气)边界或油(气)水界面；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。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。测试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；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，取得了产能资料。分析化验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；2.取得了流体分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。地质认识程度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1:10000--1:25000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，对于小型断块油藏，目的层构造图的比例尺可为1:5000。2.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,已基本查明裂缝系统；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.小型以上油田(藏)，中型以上气田(藏)，已有以开发概念设计为依据的经济评价；其它已进行开发评价。DZ/T0217-20055表2-2控制和预测地质储量勘探程度和地质认识程度要求类别控制地质储量预测地质储量勘探程度地震已完成地震详查，主测线距一般1-2km。已完成地震普查，主测线距一般2-4km。钻井1.已有评价井；2.主要含油气层段有代表性岩心。1.已有预探井；2.主要目的层有取心或井壁取心。测井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。采用本探区合适的测井系列，初步解释了油、气、水层。测试已进行油气层完井测试，取得了产能、流体性质、温度和压力资料。油气显示层段及解释的油气层可有中途测试或完井测试。分析化验1.进行了常规的岩心分析及必要的特殊岩心分析；2.取得了油、气、水性质及高压物性等分析资料。进行了常规的岩心分析。地质认识程度1.已基本查明圈闭形态，提交了由钻井资料校正的1:25000-1:50000的油气层或储集体顶(底)面构造图；2.已初步了解储层储集类型、岩性、物性及厚度变化趋势；3.综合确定了储量计算参数；4.已初步确定油气藏类型、流体性质及分布，并了解了产能。1.证实圈闭存在，提交了1:50000-1:100000的构造图；2.深入研究了构造部位的地震信息异常，并获