石油天然气探明储量报告编制暂行规定

石油天然气探明储量报告编制暂行规定（国土资源部2005年4月18日发布国土资发[2005]74号）为了规范石油天然气探明储量报告（以下简称储量报告）的编制，遵照《石油天然气资源/储量分类》（GB/T19492—2004）国家标准和《石油天然气储量计算规范》（DZ/T0217—2005）行业标准的要求，特制定本暂行规定。采用容积法计算、复算和核算石油天然气储量时均应按照本暂行规定编制储量报告。1.储量报告编制的基本要求1.1储量报告应包括文字报告、插表、插图、附表及附图五个方面内容。文字报告、插表及插图统一编排，按A4（297mm×210mm）纸装订。附表、附图编排为附图表册，附图表册按A3纸（297mm×420mm）装订，大型图件可折叠后装入附图表册。附图和附表较少时可折页与报告统一装订。1.2储量报告的文字和图表要简明、清晰、美观，便于理解和阅读。文字与图表信息应相符，每张图表均应在文字中提及，并应按报告中出现的先后顺序，按章排序。各种量、取值位数、单位及符号应符合《石油天然气储量计算规范》（DZ/T0217—2005）及石油工业常用量和单位（SY/T5895）。图例应符合石油天然气地质编图规范及图式（SY/T5615-2004）。1.3本暂行规定列出的插表、插图及附表、附图的内容和数量，可根据油（气）藏地质特征、资料录取和储量研究工作的具体情况作相应调整。1.4储量报告应统一封面、扉页和目次。目次排在正文之前。封面格式见附录A，扉页格式见附录B，目次内容与格式见附录C。附件和附图表册的封面、扉页与目次格式参照附录A、B、C。1.5每个年度按油（气）田编写储量报告，若油（气）田中几个区块不宜统一编写时，除油（气）田概况统一编写外，其余部分可按区块分别编写。2.文字报告的内容与要求2.1油（气）田概况2.1.1申报区的位置与矿权申报区是指本次申报储量的油（气）田或区块。1）申报区的位置应简述申报区所处的盆地、一级构造单元和二级构造单元的名称，含油（气）区带或二级构造带名称。申报区的地理条件、地表、水深、气候和交通等。所处省区和县市名称，或海域名称和距岸边城市的距离。若跨省区要说明跨省区名称。申报区在本油（气）田的位置，临近油（气）田的名称、方位和距离，与可依托的重要油（气）设施的距离等。申报区东西边界的经度和南北边界的纬度。2）矿权应简述逐一列出申报区所在的勘查（采矿）登记项目名称、许可证号、有效期，最后说明法人单位、法人储量权益比例、勘查（采矿）单位。若为合资合作经营，要说明合作者名称和储量权益比例。合资合作区块的储量统一计算，剩余可采储量的净权益另行规定。申报含油（气）面积是否超出登记项目边界线。2.1.2勘探开发与储量申报简况申报区发现情况应说明发现时间、发现井井号、钻井、测试等情况。油（气）田勘探开发简史应分阶段简述勘探开发程度和地质认识。重点对申报区发现后的总工作量做简要论述。储量申报情况应简述：储量申报基准日；申报的油（气）田和区块名称、含油（气）层位、储量类型、储量类别、含油（气）面积、地质储量、技术可采储量；若为复、核算，首先应说明复、核算的依据，并列出核销的储量类别、含油（气）面积、地质储量、技术可采储量；若本区已开发或老油田扩边，应列出经济可采储量、累计采出量、剩余经济可采储量和申报区的投产时间及综合含水率等。分阶段情况可直接列表表述。2.2油（气）田地质特征2.2.1区域地质简况1）简述申报区的区域构造特征，包括区域构造单元名称、类型和特征，申报区所在单元与周围单元的关系。2）简述地层划分与分层特征，包括申报区钻遇的地层和缺失的地层，含油（气）分布的层位，按地层分层简述岩相、岩性、地层厚度、接触关系、平面变化。3）简述申报区油（气）聚集条件，包括生油凹陷情况和位置关系，生、储、盖组合条件，油（气）分布与油（气）藏成因和充满程度分析等。2.2.2构造特征1）构造图编制情况说明所用地震资料的测网密度和资料质量，处理解释和编图情况（如层位标定、时深转换和井斜校正等），圈闭落实程度评价。2）局部构造特征说明构造的名称、要素和基本特征，断裂的分布和特征。3）次级圈闭的特征与划分若局部构造进一步划分为次级圈闭、区块或井块，应简述次级圈闭等的名称、要素和特征，次级圈闭的划分要与平面计算单元相一致。4）构造形态与断裂控制油（气）分布的情况阐述油（气）藏的主控因素—构造、断层、地层与古构造形成与油（气）富集的配置关系等。2.2.3储层特征油气层组划分：阐述油（气）层组的划分及主要依据，或引用的本油（气）田的老区方案。油（气）层组的划分要与纵向计算单元相一致。储层分类评价：根据储层厚度、岩性、储集空间的宏观和微观特征等确定申报区的储层分类评价标准。储层特征简述：按照油（气）层组划分情况简述地层厚度、岩性、岩相、储层厚度、储层岩性及成分、成岩作用、储层类型、物性、裂缝发育状况、储层分类结果等。储、盖层对油（气）分布的控制情况：储层、盖层、隔层的发育情况及对油（气）的分隔作用，储层平面变化对油（气）分布的影响，岩性遮挡条件的分析。2.2.4油（气）藏特征1）油（气）藏控制因素与划分根据油（气）层平面与纵向分布特征、控制因素（构造、断层、地层、岩性等）划分油（气）藏。阐述油（气）藏的空间分布及相互关系。油（气）藏的划分应与计算单元相一致。2）油（气）藏类型与要素阐述油（气）藏类型、埋藏深度、油藏中部海拔、含油（气）高度及驱动类型等。流体界面的确定：简述采用的方法（测井解释、试油证实、压力测试、毛管压力、及烃类检测等）和求得的界面海拔域综合确定结果。3）压力与温度阐述地层压力、地层温度与深度的关系，确定油（气）藏中部的原始地层压力、饱和压力、地饱压差、压力系数与地层温度等，可直接用于储量计算。凝析气藏应论述临界凝析温度、临界点或露点压力等。4）流体性质阐述流体组分、地层及地面条件下流体的物理性质及其变化规律。对于稠油油藏，应阐明粘、温关系；对于凝析气藏，应根据流体相态分析图阐明流体类型。应分析所取高压物性资料的可靠性和代表性。对油藏，论述地层原油体积系数的变化规律，确定各油藏的地层原油体积系数、溶解气油比；对气藏，用实测资料确定凝析油含量和气体偏差系数，也可用组份分析资料求取气体偏差系数。阐述原油密度的变化规律，确定各油藏的地面原油密度和凝析气藏的凝析油密度。5）油（气）藏产能情况a）根据试油、试采或稳定试井资料，阐述各油（气）藏的产能变化。确定合理工作制度下的各井的稳定产量。b）储量起算的单井下限日产量确定：阐述根据规范的规定或根据规范提出的方法自行研究的单井下限日产量。根据各井稳定产量与单井下限日产量的比较，确定达到储量起算标准的井号。2.3地质储量计算方法和储量类别与计算单元2.3.1计算方法根据《石油天然气储量计算规范》（DZ/T0217—2005）选择确定，并注明公式中符号的名称和单位。2.3.2储量计算单元储量计算单元划分的依据、单元数及各单元名称。2.3.3储量类别1）勘探开发程度阐述资料截止日期；阐述申报储量范围内的勘探、开发及分析化验的总工作量。列表说明分区块地震（二维、三维）、钻井（探井、开发井）、测井、取心、测试等工作量完成情况和分析化验项目与数量的基础上，阐述含油（气）范围内的井控程度等是否达到《规范》对勘探程度的要求。复、核算报告要阐述复、核算前后的资料变化情况。2）地质研究与认识程度本次重点开展的储量研究专题、提交的成果报告和主要的参考技术资料。阐述主要的研究结论和认识，是否达到了规范规定的认识程度。3）储量类别根据各计算单元的勘探开发程度、地质研究与认识程度以及储量可靠性分析，界定各计算单元的储量类别。单元较多时宜列表表述。2.4地质储量计算参数2.4.1含油（气）面积1）油（气）藏顶、底面构造图的评价阐述用于确定含油（气）面积的构造图的种类（地震、钻井、换算、借用等）、比例尺、置信度等；阐述做图层与有效储层顶面的距离。2）含油（气）边界确定阐述含油（气）面积的圈定原则。若使用地震信息圈定含油（气）面积，应阐明所用地震属性与含油（气）的关系及置信度，并且井点至含油（气）边界的距离不超过开发井距的1～1.5倍。对每个计算单元逐一论述含油（气）边界类型（油（气）水界面、含油（气）边界、断层、计算线等）和圈定依据。单元及边界类型较多时可列表表述。3）含油（气）面积选值阐述各计算单元的计算面积、控制井数及申报区块的最大叠合面积。复、核算储量时，应阐述含油（气）面积的变化情况及增减依据。2.4.2有效储层下限标准1）测井曲线的选择及岩心分析资料的评述阐述适用于解释孔隙度、渗透率、含油（气）饱和度及有效厚度划分等的测井曲线的选择依据及岩心分析资料的评述。2）有效孔隙度解释方法岩心分析孔隙度研究；测井解释孔隙度图版的建立；测井解释孔隙度结果与精度检验。3）含油（气）饱和度解释方法油基泥浆取心或密闭取心资料的研究成果，重视取心井所处油藏部位、储层物性及油气水系统等的影响；采用测井解释确定含油（气）饱和度时，应论述有关参数的确定依据；采用已建立的含油（气）饱和度经验关系式时，应说明其适用性和置信度。4）有效厚度下限标准阐述岩性、物性、含油性及电性等四性关系及有效厚度下限标准的研究；建立油（气）层有效厚度标准图版，确定有效厚度下限值包括本区实测和类比结果类比结果。明确有效厚度下限参数的物理属性；尽可能建立区域性下限标准，以弥补资料不足；也可采用统计性结果，或使用本区目前测试到的下限。2.4.3有效厚度根据2.4.2中的方法解释单层有效厚度，并计算单井有效厚度。阐述等值图勾绘及计算单元平均有效厚度的确定方法与取值结果。若使用地震资料编制的有效厚度等值图计算平均有效厚度时，应阐明所采用的地震属性的置信度。2.4.4有效孔隙度根据2.4.2中的方法解释单层有效孔隙度，并计算单井平均有效孔隙度。阐述计算单元平均孔隙度的确定方法及选值结果。孔隙度压缩校正方法的来源、应用条件与压实校正结果。2.4.5原始含油（气）饱和度根据2.4.2中的方法解释单层原始含油（气）饱和度，并计算单井平均原始含油（气）饱和度。阐述计算单元平均原始含油（气）饱和度的确定方法及选值结果。采用类比法确定原始含油（气）饱和度时，应列出类比条件。2.4.6原始原油（天然气）体积系数地层原油体积系数根据2.2.4.3中的研究结果确定。也可应用统计公式或类比法确定，但应说明公式适用性或类比条件。原始天然气体积系数根据2.2.4.2和2.2.4.3中的地层温度、地层压力及气体偏差系数研究结果确定。气体偏差系数用组份分析资料计算求取时，应列出所使用的气体组分分析结果。2.4.7原始气油比油藏的原始溶解气油比根据2.2.4.3中的研究结果确定。对凝析气藏和小型油（气）藏，采用合理的工作制度下的稳定生产气油比时，应列出统计的试油井的生产情况，并论证其合理性。凝析气藏应论述天然气摩尔分量的确定方法及取值结果。需计算二氧化碳（CO2）及硫化氢（H2S）储量的气藏应分别确定各自的摩尔分量。2.4.8地面原油密度地面原油密度或凝析油密度根据2.2.4.3中的研究结果确定。2.5地质储量与技术可采储量2.5.1地质储量储量计算结果可使用文字叙述其合计数，具体数据应列表表述，包括原油、天然气、溶解气、凝析油等，采用体积单位与重量单位两种形式表述。复、核算储量应论述复、核算前后储量参数的变化情况及对储量变动的影响。2.5.2技术可采储量1）计算方法技术可采储量计算方法根据《石油可采储量计算方法》（SY/T5367—1998）《天然气可采储量计算方法》（SY/T6098—2000）选择确定，并注明公式中符号的名称、单位。根据选定的方法编写。阐述油（气）藏的开采机理包括驱动类型、开采方式、井网与井距等。采收率计算方法的选择依据及方法中有关参数的确定原则与合理性等。如采用类比法，应列出与其类比的油（气）田有关参数的对比；如采用经验公式法，应说明选择的经验公式的来源、应用条件与可信度等。如采用数模法，应论证参数选取的合理性。论述动态法的适用条件和取值原则等。2）技术可采储量计算结