岩性油（气）藏探明储量计算细则

中华人民共和国石油天然气行业标准岩性油(气)藏探明储量计算细则2010—08—27发布2010—12—15实施国家能源局发布I前言 Ⅱ 12规范性引用文件 13术语和定义 14地质储量计算 14.1储量计算应具备的条件 14.2储量计算单元的划分原则 24.3地质储量计算方法 35容积法地质储量计算参数的确定 75.1含油(气)面积 75.2有效厚度 85.3有效孔隙度 5.4原始含油(气)饱和度 5.5原始体积系数 5.7原油(凝析油)密度 5.8储量计算参数选值 6技术可采储量计算 7经济评价和经济可采储量计算 8储量评价 8.1储量可靠性评价 8.2储量综合评价 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 附录B(规范性附录)油(气)田(藏)储量规模和品位等分类 附录C(资料性附录)东部地区储量起算标准 20Ⅱ本标准按照GB/T本标准代替SY/T1.1—2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则5782—1993《砂岩透镜体岩性油藏储量计算细则》,与SY/T5782—1993相比——适用范围由SY/T5782—1993的“砂岩透镜体岩性油藏”修改为本标准的“岩性油(气)藏”,油(气)藏范围增大；——取消SY/T5782—1993的第3章“参数符号、代号”标题及内容，并增加储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数，附录A;——取消SY/T5782—1993的第4章“砂岩透镜体岩性油藏的识别”标题及内容，并变为本标准第3章“术语和定义”标题及内容； 取消SY/T5782—1993的第5章“各级储量的勘探程度和地质认识程度”标题及内容，取消SY/T5782—1993的第7章“动态法计算储量”标题及内容，变为本标准第4章“地质储量计算”标题及内容，这一部分内容主要引用DZ/T0217—2005的第5章；——增加“油(气)田(藏)储量规模和品位等分类”(见附录B)和“东部地区储量起算标准”(见附录C)。本标准参加起草单位：国土资源部油气资源储量评审办公室。本标准主要起草人：姜英昆、吴国干、韩征、张发旗、段小文、王宏娥、杨昀、周虎。1岩性油(气)藏探明储量计算细则本标准规定了岩性油(气)藏的石油天然气探明储量计算方法。本标准适用于岩性油(气)藏(田)的石油、天然气的储量计算与评价。件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。DZ/T0217—2005石油天然气储量计算规范SY/T5367—2010石油可采储量计算方法SY/T6580石油天然气勘探开发常用岩性油(气)藏油(气)运移聚集于岩性圈闭而形成的油(气)藏。4地质储量计算4.1.1储量起算标准储量起算标准即储量计算的单井下限产量，含油(气)面积内要求单井稳定产量达到储量起算标2SY/T5782—2010——针对探明已开发储量，应根据各地区价格和成本等测算求得只回收操作费的单井下限日产——对于边缘区，经济数据和稳定产量难于获取，储量起算标准应参考东部地区(参见附录C)——可以建立本地区试油产量与稳定产量关系，确定与储量起算标准相应的试油下限产量。4.1.2勘探开发程度和地质认识程度储量计算勘探开发程度和地质认识程度应符合表1的要求。表1探明地质储量的勘探开发程度和地质认识程度要求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，复杂地面条件或简单岩性油(气)藏可适当放宽钻井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应有合适的测井系列，能满足解释储量计算参数的需要测试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.稠油油藏已取得黏温曲线地质认识程度1.构造形态、岩性边界、主要断层分布清楚，提交了由钻井资料校正的1:10000～1:25000的目的层储层等厚图及油气层或储集体顶(底)面构造图；对于大型气田，目的层构造图的比例尺可为2.已查明储集类型、储层物性、储层厚度、储层形态和展布、非均质程度；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；其他已进行开发评价4.2储量计算单元的划分原则储量计算单元(简称计算单元)一般是单个油(气)藏，有些油(气)藏可根据情况细分或合并34.2.1计算单元平面上一般按区块划分：面积很大的油(气)藏，视不同情况可以细分井块油(气)藏类型、储层类型和流体性质相似，含油(气)叠置连片的几个小型岩性油(气藏，油(气)层跨度不大于50m时，可作为一个计算单元。4.2.2计算单元纵向上一般按油(气)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.4.3地质储量计算方法地质储量计算主要采用容积法，根据油(气)藏情况或资料情况也可采用动态法。储量计算公式中符号名称和计量单位见附录A及SY/T6580的规定。4.3.1容积法4.3.1.1原油地质储量由下式计算： (3) 溶解气地质储量大于0.1×10°m²并可利用时，由下式计算：G₄=10~4NR 若用质量单位表示原油地质储量时： (6)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。4.3.1.2气藏地质储量由下式计算： (7) (8)4.3.1.3凝析气藏地质储量由下式计算：凝析气藏凝析气总地质储量(G₆)由式(7)计算，式(9)中Z;为凝析气的偏差系数。当凝析气藏中凝析油含量大于或等于100cm²/m³或凝析油地质储量大于或等于1×10⁴m³时，应分别计算干气和凝析油的地质储量。计算公式如下： GEc=543.15(1.03-γe) 若用质量单位表示凝析油地质储量时：4SY/T5782—2010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%。4.3.2动态法算方法，分别见SY/T5367—2010的第5章和SY/T6098—2010的第6章，计算油(气)可采储量和选取采收率，由此求得油(气)地质储量。4.3.2.1物质平衡法4.3.2.1.1物质平衡法(气藏)物质平衡法主要适用于天然气藏。对于具有天然水侵、且岩石和流体均为可压缩的非定容裂缝性气藏，随着气藏开采过程中地层压力的下降，采出量与地层压力之间有如图1所示的物质平 (17)由式(17)代换后，式(16)化简为式(18): (18) (19)5SY/T5782—2010本条所列物质平衡方程通式(16)及其导出式(18)是考虑了水侵、储层岩石和流体均为可压缩三种作用同时存在时的物质平衡关系，SY/T6098规定计算可采储量时，可视如下情况进行简化：a)当C≤0.10时，表明储层岩石和流体由于压缩引起的变容作用项可忽略不计，气藏可视为“定容水驱气藏”,式(20)变为：b)当I≤0.10时，表明水侵作用项可忽略不计，气藏可视为“无水变容气藏(与异常压力气藏的关系式相同)”,式(20)变为：c)当C≤0.10,I≤0:10时，表明变容作用、水侵作用项均可忽略不计，气藏可视为“定容封闭弹性气驱气藏”,式(20)变为：…对于常温、常压、无活跃边、底水侵入的裂缝性气藏，均可按式(23)简化计算，要求至少取得3次以上的全区块关井稳定后的测试压力资料，且最后一次测压时的采出程度至少应达到10%以上。4.3.2.1.2物质平衡法(油藏)a)饱和油藏的物质平衡方程式：油藏的原始地层压力等于饱和压力时，可由式(24)计算不同驱动类型油藏的地质储量。 b)未饱和油藏的物质平衡方程式：油藏的原始地层压力大于饱和压力时，按其边、底水发育情况，可将其分为封闭型弹性驱动油藏和弹性水压驱动油藏。可由式(26)、式(27)计算不同驱动类型油藏的地质储量。1)封闭型弹性驱动油藏：2)弹性水压驱动油藏：6SY/T5782—20104.3.2.2压力一产量递减法对于定容封闭性的未饱和(p₁>p)岩性油藏，在探井或评价井以某一固定工作制度投产之后，如果地层压力和产量随时间同步下降(见图2),在取得两个地层压力及其间的产量递减率之后，由式(28)计算油藏的地质储量。11图2压力一产量递减关系图式(28)中E为递减率换算系数，取值按表2的规定。表2递减率换算系数表产量单位递减率单位E值m³/d每月每年4.3.2.3弹性二相法a)基本关系式：对于定容封闭的弹性驱动的单井裂缝性油(气)藏(凝析气藏按井流物计算),可采用弹性二相测试的方法，计算其地质储量及技术可采储量。只需要取得单井稳定生产条件下的压力降落(需达到拟稳定状态，如图3的Ⅲ直线段)测试压力及产量资料，对其井底流动压力平方(油井为一次方)线性回归可得如下关系：1)对于油井：pwi=a-bt………(29)2)对于气井：pwi²=a-bt……(30)b)地质储量计算：1)对于油井，根据压力降落直线段斜率和稳定日产油量，可计算该并所能控制的地质储量：72)对于气井，根据压力降落(见图3)直线段斜率、稳定日产气量和原始地层压力，可计算图3弹性二相法压力降落线图式(31)中：式(32)中：Cg=Cg+C…………c)技术可采储量计算：1)油井技术可采储量，按下式计算确定：2)气井技术可采储量，按下式计算确定：5容积法地质储量计算参数的确定5.1含油(气)面积岩性油(气)藏含油(气)边界主要有岩性含油(气)边界和油(气)水边界。应充分利用地震、钻井、测井、测试和分析化验等资料，综合研究油、气、水分布规律，编制反映油气层(储集体)顶或底面形态的海拔高度等值线图及储集体展布图，确定油(气)水边界以及岩性边界，综合圈定含油(气)面积，面积内的井应为达到储量起算标准的油(气)井(以下简称达标油气井)。85.1.1岩性含油(气)边界确定方法岩性含油(气)边界简称岩性边界，一般指储集体岩性或物性发生变化而形成的含油(气)5.1.1.1钻井约束的高分辨率地震资料解释的渗透储层尖灭线(或有效厚度0值线),可用于圈定岩性边界，在达标井到渗透储层尖灭线(或有效厚度0值线)的距离不大于3倍～4倍开发井距的情况下，按照下列原则外推确定岩性边界：a)中—高孔渗储层，尖灭线可直接确定为岩性边界；b)低孔渗储层，经论证能够达到储量起算标准对应的有效厚度(或对应的渗透储层厚度)等值线确定为岩性边界。5.1.1.2同一储层中，达标油(气)井与边外非达标井井距不大于3倍～4倍开发井距的情况下，由达标油(气)井按照下列原则外推确定岩性边界：a)边外井岩性尖灭或干层，外推1/3～1/2井距；b)边外井见油气显示，外推2/3井距；c)边外井获低产油(气)流，外推到边外井。5.1.1.3达标油(气)井4倍开发井距之内无边外井或无渗透储层尖灭线的情况下，按照下列原则a)较小的透镜状砂体或条带状砂体横向方向外推不大于1倍开发井距；b)地震预测连续性较好的或条带状砂体延伸方向外推不大于1.5倍开发井距。5.1.1.4压力恢复曲线的不同直线段斜率变化，经对照典型图版解释为渗透储层岩性边界时，按式(37)求得的油井探边距离确定为岩性边界。…………5.1.1.5大面积探明已开发油(气)藏，含油面积内个别井为非达标井，可不扣减含油(气)面积，而作为有效厚度0值区处理。5.1.2油(气)水界面的确定5.1.2.1已查明流体界面的油(气)藏，用以圈定含油(气)面积的流体界面，应经钻井取心资料或测试资料证实；当流体分异清楚时，可靠的压力测试资料和测井解释结果也具有较高的可信度。5.1.2.2未查明流体界面的油(气)藏，应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合理的高度外推圈定含油(气)面积。5.1.2.3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，经钻井资料约束解释并经新钻井资料验证有高置信度时，可作为圈定含油(气)面积的依据。5.2有效厚度油(气)层有效厚度指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，简5.2.1有效厚度标准确定原则——应分别制定油层、气层划分和夹层扣除标准；——应用岩心分析资料、测井解释资料、测试资料(含压力测试取样),特别是单层试油资料，研究岩性、物性、电性与含油性关系后，确定划分的岩性、物性、电性下限标准；9.储层特征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；——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，并经本区可靠试油资料验证 有效厚度标准图版符合率大于80%,5.2.2有效厚度物性下限确定方法有效厚度下限标准是指有效厚度的岩性、物性、含油性及测井解释参数下限标准。对岩性油(气)藏应特别注重研究物性下限标准。确定有效厚度物性下限方法很多，要根据地质条件和拥有资料情况，选择两种以上方法对比、优选、综合确定。5.2.2.1测试法透率的关系曲线，每米采油(气)指数大于零时所对应的空气渗透率值，即为油(气)层有效厚度的渗透率下限(见图4)。图4单位厚度采油指数与渗透率关系曲线5.2.2.2经验统计法绘制全部单层试油且有油气产出储层样品分析的渗透率和孔隙度直方图，并在图上画出累积能力丢失分布曲线(见图5和图6),累积能力包括渗透率能力和孔隙度能力。渗透率能力指渗透率乘以样品代表的厚度，反映产油(气)能力。孔隙度能力指孔隙度乘以样品代表的厚度，反映储油(气)能力。然后根据具体情况，选择一个产油(气)能力和储油(气)能力丢失的合理界限，与这个界限对应的渗透率值和孔隙度值，即为物性下限值。5.2.2.3含油产状法选择一定数量不同含油产状和物性的单层进行试油，搞清岩性、物性、含油产状和产油能力的关系，确定含油产状和物性的出油下限。由于多种因素影响，含油级别定名是不严格的。有效产油层与非有效层界限处，有效层样品与非有效层样品常有交叉，需要用数理统计方法统计其物性界限。当有效层丢失和非有效层混人界限以内的样品块数达到平衡时，该界限成立(见图7)。为了消除人为的取样密度不同的影响，对样品先要进行密度折合，使样品块数能代表地下有效层与非有效层的真实厚度。由于界限选择在混入和丢失样品块数相等处，因而还需进行块数折合，使有图5渗透率直方图及累积能力丢失曲线孔隙度，%——用测井解释资料划分有效厚度时，应对有关测井曲线进行必要的井筒环境校正(如井径变——有效厚度的起算厚度为0.2m～0.4m,夹层起扣厚度为0.2m。5.4原始含油(气)饱和度——大型以上油(气)田(藏)用测井解释资料确定探明储量含油(气)饱和度时，应有油基泥——中型油(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——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——低渗透储层或重质稠油油层水基泥浆取心分析的含水饱和度，能作为计算含油饱和度的5.5.1原始原油体积系数具体由式(9)求得。——中型以上油田(藏)的原始溶解气油比，应在开发生产前通过井下取样做高压物性分 凝析气田和小型以下油田(藏),可用试采井或投产初期的合理工作制度下稳定生产气油比5.7原油(凝析油)密度原油(凝析油)密度应在油(气)田不同部位取得一定数量有代表性的地面油样分析测定。 在作图时，应考虑油(气)藏情况和储量参数变化规律 地面标准条件是指温度20℃,绝对压力0.101MPa。 (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取值位数符号符号线性方程截距a//含气面积A₂平方千米小数点后二位含油面积平方千米小数点后二位线性方程斜率b//天然气体积系数B₈无因次小数点后五位原始天然气体积系数B₉无因次小数点后五位原油体积系数无因次小数点后三位原始原油体积系数无因次小数点后三位地层水体积系数B无因次小数点后三位生产固定成本元每年小数点后二位地层水和岩石的总压缩系数每兆帕MPa~1小数点后五位综合压缩系数无因次小数点后三位岩石的有效压缩系数C每兆帕MPa~1小数点后五位天然气的压缩系数每兆帕MPa~¹小数点后五位地层原油压缩系数每兆帕MPa~¹小数点后五位气藏总压缩系数每兆帕MPa-¹小数点后五位油藏总压缩系数每兆帕MPa~¹小数点后五位生产可变成本元每吨，元每千立方米元/t,元/10³m³小数点后二位地层水压缩系数每兆帕MPa~¹小数点后五位递减率D每月，每年小数点后二位气藏变容系数无因次小数点后三位采收率小数f小数点后三位凝析气藏干气摩尔分量小数f小数点后三位天然气地质储量G亿立方米小数点后二位凝析气总地质储量亿立方米小数点后二位干气地质储量亿立方米小数点后二位凝析油的气体当量体积立方米每立方米整数凝析气油比GOR立方米每立方米整数累计采气量G₂亿立方米小数点后二位表A.1(续)取值位数符号符号天然气可采储量亿立方米小数点后二位溶解气地质储量亿立方米小数点后二位有效厚度h米m小数点后一位水侵替换系数I无因次小数点后二位开发井投资元每口小数点后二位有效渗透率K毫达西mD小数点后二位含油边界距测试井垂直距离L₀米m整数压降直线段斜率m兆帕每亿立方米MPa/10*m³小数点后三位地层气与油储量比值mo无因次小数点后三位原油地质储量N,N₂万立方米，万吨小数点后二位凝析油地质储量万立方米，万吨小数点后二位累计采油量万立方米，万吨小数点后二位原油可采储量Ng万立方米，万吨小数点后二位地层压力p兆帕MPa小数点后三位废弃地层压力兆帕MPa小数点后三位原始地层压力兆帕MPa小数点后三位商品油、气销售价元每吨，元每千立方米元/t,元/10³m³小数点后二位地面标准压力兆帕MPa小数点后三位投资回收期年小数点后二位单井下限日产油(气)量吨每日，千立方米/日t/d,10³m³/d小数点后二位油、气商品率R小数f小数点后三位原始溶解气油比立方米每立方米m³/m³整数油、气井年生产时率天每年d/年小数点后一位天然气单储系数亿立方米每平方千米米10°m³/(km²·m)小数点后二位原始含气饱和度S₈小数f小数点后三位原油单储系数万立方米每平方千米米10*m³/(km²·m)小数点后二位原始含油饱和度S小数f小数点后三位地层温度T开[尔文]K小数点后二位油、气综合税费T元每吨，元每千立方米元/t,元/10³m³小数点后二位地面标准温度T开[尔文]K小数点后二位累积水侵量、累积