DZ/T0252—20205.1.3探明地质储量估算探明地质储量，应查明构造形态、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）面积在合理的并控条件下，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、测试、可靠压力资料或本区带类似油（气）藏已经钻井验证的可靠地震信息（见附录B)等证实的。探明地质储量可靠程度高。含油（气）范围的单并稳定日产量达到储量起算标准。稳定产量是指系统试采并的稳定产量。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%～35%的天然气无阻流量代替。探明地质储量勘探开发程度和地质认识程度符合表2中的要求，表2探明地质储量勘探开发程度和地质认识程度要求储量类型探明地质储量地震已完成三维地震，特殊条件除外（如海上养殖区、军事区等情况）1.已完成操井、评价井钻操，满足编制开发概念设计的要求，能控制含油（气）边界或油（气）水界面2.小型及以上油（气）藏的主力油（气）层，应有岩芯资料或井壁取芯资料当该油（气）层与邻近油（气）田可类比时］；中型及以上油（气)藏的主力油（气)层应有完整的取芯剖面，岩芯收获钻井率应能满足对测井资料进行标定的需求3.大型及以上油（气)田（藏)的主力油（气)层，宜有合格的油基泥浆或密闭取芯井4.疏松油（气）层采用冷冻方式钻取分析化验样品测井1.应有合适的测并系列，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，能有效地划分渗透层、裂缝段或其他特殊岩层勘探1.小型油（气）田（藏）的主力油（气）层，邻近类似油（气）藏已取得可靠的产能资料，可进行产开发能类比，应取全、取准流体性质、温度和压力资料；邻近没有类似油（气）田（藏）的可靠产能资程度料，在关键部位井已进行测试，取全、取准产能、流体性质、温度和压力资料2.中型及以上油（气）田（藏），主力油（气)层在关键部位井已进行了测试，取全、取准产能、流测试体性质、温度和压力资料；非主力油（气)层，应有证实其流体性质的资料，且其储层与邻近储层有可类比性3.对特殊层，如低阻油（气)层、火成岩油（气）层等应进行测试，取全、取准产能、流体性质、温度和压力资料1.中型及以上油（气)藏已取得孔隙度、渗透率、毛管压力、相渗透率等岩芯分析资料2.取得了流体分析及合格的高压物性分析资料分析化验3.中型及以上油田（藏）进行了确定采收率的岩芯分析试验，中型以上气田（藏）宜进行氮气法分析孔隙度4.稠油油藏已取得黏温曲线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油（气)层或储集体顶（底)面构造图2.已查明储集类型、储层物性、储层厚度、非均质程度；对裂缝一孔洞型储层，已基本查明裂缝地质认识程度系统3.油（气）田（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，可靠程度高5.已有以开发概念设计或开发方案等为依据的经济评价，可采储量应具有经济性

DZ/T0252—20205.1.4控制地质储量控制地质储量的估算，分以下两种情况：a)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，含油（气）范围的单井试油（气）产量达到储量起算标准，具有中等的地质可靠程度。b)同一油（气）田内探明区（层）以外具有中等的地质可靠程度的可能含油（气）范围。勘探程度和地质认识程度符合表3中的要求。控制地质储量可靠程度中等。5.1.5预测地质储量预测地质储量的估算，分以下两种情况：a)初步查明了构造形态、储层情况，预探并产量达到储量起算标准或已获得油（气）流，或钻遇了油（气）层，经综合分析有进一步勘探评价的价值。b)同一油（气）田内探明或控制区（层）以外预测可能有油（气）层存在，经综合分析有进一步评价价值的可能含油（气）范围。勘探程度和地质认识程度符合表3中的要求。预测地质储量可靠程度低。表3控制地质储量和预测地质储量勘探程度和地质认识程度要求储量类型控制地质储量预测地质储量地震已完成地震详查，主测线距一般1km～2km已完成地震普查，主测线距一般2km～4km1.有探井、评价井，或紧邻探明储量区1.有预探并，或紧邻探明储量或控制储量区内钻井2.主要含油(气)层段宜有代表性岩芯，有井2.主要目的层可有取芯或井壁取芯壁取芯采用适合本探区特点的测井系列，解释了油、采用本探区合适的测井系列，初步解释了油、勘探测井气、水层及其特殊岩性段气、水层程度油（气)层宜有完井测试，取得了产能、流体性油（气）显示层段及解释的油（气）层可有中途测测试质、温度和压力资料试或完井测试1.已有常规的岩芯分析及必要的特殊岩芯分析化验分析可有常规的岩芯分析2.已有油、气、水性质及高压物性等分析资料1.已基本查明圈闭形态，提交了由钻井资料1.证实圈闭存在，提交了构造图校正的油（气）层或储集体顶（底）面构造图2.已初步了解了构造部位的地震信息异常，并2.已初步了解储层储集类型、岩性、物性及获得了与油（气）有关的相关结论地质认识程度厚度变化趋势3.已明确目的层层位及岩性3.综合确定了储量计算参数，可靠程度中等4.可采用类比法确定储量计算参数，可靠程4.已初步确定油（气）藏类型、流体性质及分度低布，并了解了产能5.2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：6

， 计算单元平面上一般按区块划分： 1） 面积很大的油（气）藏，视不同情况可细分井块（井区）； 2） 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）连片或叠置时，可合并为一个计算单元； 3）食 含油（气）面积跨两个及以上的矿业权证或省份（海域）的，按矿业权证或省份（海域）细划计 算单元； 4）食 含油（气)面积与自然保护区等禁止勘查开采区域有重叠的同轴电缆标准，应分重叠区和非重叠区划计算 单元。 计算单元纵向上一般按油（气）层组（砂层组）划分： 1） 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； 2） 不同岩性、储集特征的储层应划分独立的计算单元； 3） 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； 4） 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50m时视情况细 划计算单元。 裂缝性油（气）藏，应以连通的裂缝系统细分计算单元

地质储量估算方法主要采用容积法和动态法。 容积法适用于以静态资料为主、油（气）藏未开发或开发时间短且动态资料较少情况下的储量估算。 动态法主要适用于油（气）藏开发时间长且动态资料丰富情况下的储量估算，以及无法用容积法估算 的特殊情形，如裂缝油（气）藏）等。 储量估算公式中符号名称和计量单位见附录D，符合SY/T6580的规定

油藏和气藏的容积法地质储量估算公式如下（公式中各字母含义详见附录D)： ）油由（藏）地质储量计算公式， 1）原油地质储量计算公式为

其中.B，用下式求得，即

）凝析气田（藏）地质储量计算公式

B=PZ,T/(P,Ts)

1）凝析气田（藏）凝析气总地质储量（G。）由式（5)计算，式（7)中Z；为凝析气的偏差系数。 2）当凝析气田（藏）中凝析油含量大于或等于100cm/m或凝析油地质储量大于或等于1× 10°m时，应分别计算干气和凝析油的地质储量。计算公式如下：

若用质量单位表示凝析油地质储量时：

GaGfa N.=0.01G.0

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%，氮含量大于 具有油环或底油时，原油地质储量按油藏地质储量计算公式计算

油藏和气藏的动态法地质储量估算方法如下： a 油（气）藏可根据驱动类型和开发方式等选择合理的计算方法（见SY/T5367和SY/T6098）， 计算油（气）可采储量和选取采收率，由此求得油（气）地质储量。 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/T6098）； 2） 弹性二相法：采用并底流动压力与开并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关然气地质储量（见SY/T6098），

采用概率法估算储量时，根据含油（气）面积、有效厚度等计算参数的概率值，估算探明地质储量和控 地质储量。 根据构造、储层、油（气）水界面、断层、地层与岩性边界、油（气）藏类型等，确定含油（气）面积的 变化范围。 b 根据地质条件、下限标准、测井解释等，分别确定有效厚度和单储系数的变化范围，

6地质储量估算参数确定原则

DZ/T02522020

型，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，编制反映 油（气）层（储集体）顶（底）面形态的海拔等值线图或油气层有效厚度等值线图，圈定含油（气）面积。不同 类别的地质储量，含油（气）面积圈定要求不同。 其中以下两种特殊情形，应分开圈定含油（气）面积： a）含油（气）范围跨两个及以上的矿业权证或省份（海域）的，应以矿业权证或省份（海域）为界分开 圈定。 b）含油（气）范围与自然保护区等禁止勘查开采区域有重叠的，按重叠区和非重叠区分开圈定

6.1.2探明地质储量的含油（气）面积

已投入开发的探明地质储量，应为在油气藏或区块中，按照开发方案，完成配套设施建设，开发并网 已实施70%及以上的探明地质储量，含油（气）面积以油（气）开发井外推1.0倍～1.5倍开发井距圈定。 未投人开发的探明地质储量，含油（气）面积各种边界的确定需达到以下条件： a）用以圈定含油（气）面积的流体界面，应经测井或测试资料，或钻井取芯资料证实，或可靠的压力 测试资料确定。 b）未查明流体界面的油（气）藏，以测试证实或测井并解释确定的最低的出油气层（或井段）底界，或 有效厚度累计值或集中段高度外推，圈定含油（气）面积；在本区邻近类似油（气）田或油（气）藏 证实利用地震资料确定含油（气）范围有高置信度时，也可用地震信息圈定含油（气）面积（应用 条件见附录B）。 c） 油（气）藏断层（或地层）遮挡边界，以油（气）层顶（底）面与断层（或地层不整合）面相交的外含油 （气）边界，圈定含油（气）面积， d） 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；当本区邻近类似油（气）田或油（气）藏证实利用地震资料确定含油（气）范围有高的可靠 性，可类比合理取值；未查明边界时，以油气流外推1.5倍～2.0倍开发并距划计算线。 e） 在确定的含油（气)边界内，边部油（气）井到含油（气）边界的距离过大时，可按照油（气）井外推 1.0倍~1.5倍开发井距划计算线。 f）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和岩性边界，经钻井 资料药束解释并有高置信度时，可作为圈定含油（气）面积的依据

6.1.3控制地质储量的含油气）面积

油（气）由（藏）的认识程度应达到表3中控制地质储量要求。控制地质储量的含油（气）面积边界圈 原则如下： a） 依据测井解释的油（气）层底界面、钻遇或预测的流体界面，圈定含油（气）面积。 b）在探明含油（气）边界到预测含油（气）边界之间，圈定含油（气）面积。 C 依据多种方法对储层进行综合分析，结合油（气）层分布规律，确定的可能含油（气）边界圈定含 油（气）面积。 探明区（层）外的含油（气）面积可按以下几种情况圈定： 1 探明油（气）藏外延，可根据其流体性质、压力推测的流体界面、地震信息、油柱高度等合理 外推圈定含油（气）面积； 2） 探明油（气）藏相邻层，测井资料解释是油（气）层，可按井钻遇的流体界面、油（气）底界深 度、压力推测的流体界面、地震信息或合理井控范围等圈定含油（气）面积； 3） 探明区块相邻高部位可能连通的未钻井断块或高点根据断层边界、溢出点深度等合理圈定 含油（气）面积。

6.1.4预测地质储量的含油（气）面积

油（气）由（藏）的认识程度应达到表3中预测地质储量要求。预测地质储量的含气面积边界圈定原 则如下： a1 依据推测的油（气）水界面或圈闭溢出点，圈定含油（气）面积。 b）依据油（气）藏综合分析所确定的油（气）层分布范围，圈定含油（气）面积。 C 依据同类油（气）藏圈闭油（气）充满系数类比或地震约束反演资料，圈定含油（气）面积。 d 探明或控制区（层）外的含油（气）面积可按以下几种情况圈定： 1 探明或控制油（气）藏外延，可根据其流体性质、压力推测的流体界面、地震信息、油柱高度 等合理外推圈定含油（气）面积； 探明或控制油（气）藏相邻层，测井资料解释是油（气）层，按井钻遇流体界面、油（气）底界深 度、压力推测的流体界面、地震信息或合理井控范围等圈定含油（气）面积； 3 探明或控制区块相邻可能连通的未钻井断块或高点根据断层边界、圈闭溢出点深度等合理 圈定含油（气）面积，

6.2.2探明地质储量的有效厚度

探明地质储量的有效厚度标准和划分要求如下： a） 有效厚度标准确定： 1） 应分别制定油层、油水同层、气层划分和夹层扣除标准； 2） 应以岩芯分析资料和测并解释资料为基础，测试资料为依据，在研究岩性、物性、电性与含 油（气）性关系后，确定其有效厚度划分的岩性、物性、电性及含油性下限标准； 3） 储层性质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）田（藏）下限标准应论证类比依据和标明参考文献； 5） 应使用多种方法（如电缆地层测试方法、毛管压力方法等）确定有效厚度下限，并进行相互 验证； 6） 有效厚度下限标准图版符合率大于80%； 应对所确定的有效厚度下限标准进行敏感性分析。 b） 有效厚度划分： 1） 以测并解释资料划分有效厚度时，应对有关测并曲线进行必要的并简环境（如并径变化、泥 浆侵人等）校正和标准化处理； 2） 以岩芯分析资料划分有效厚度时，油（气）层段应取全岩芯，收获率不低于80%； 3）有效厚度的起算厚度为0.2m~0.4m，夹层起扣厚度为0.2m

6.2.3控制地质储量的有效厚度

控制地质储量的有效厚度，可根据已出油（气 划分。

对于探明区（层）外的控制地质储量的有效厚度，可根据本层或选择邻区（层)类似油（气）藏的下 划分。

6.2.4预测地质储量的有效厚度

预测地质储量的有效厚度，可用测井、录井等资料推测确定，也可选择邻区块类似油（气）藏的下限标 准划分，无井区块可用邻区块资料类比确定。 对于探明或控制区（层）外的预测地质储量的有效厚度，可根据本层或选择邻区（层)类似油（气）藏的 下限标准划分

储量计算中所用的有效孔隙度应为有效厚度段的地层有效孔隙度。可直接用岩芯分析资料，也可用 标定后的测井解释确定。测井解释孔隙度与岩芯分析孔隙度的相对误差不超过土8%。缝洞孔隙型储层 应分别确定基质孔隙度和裂缝、溶洞（孔）孔隙度

空气渗透率应为有效厚度段的地层空气渗透率。 空气渗透率可直接用岩芯分析资料，也可用标定后的测并解释确定。 缝洞孔隙型储层应分别确定基质空气渗透率和裂缝、溶洞（孔）空气渗透率

原始含油（气）饱和度确定原则如下： a）大型及以上油（气）田（藏）用测井解释资料确定探明储量含油（气）饱和度（%）时，应采用多种方 法进行检查验证（如油基泥浆取芯或密闭取芯分析资料或核磁共振等新技术），绝对误差不超过 ±5%。 b 中型及以上油（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及 合理的地层水电阻率资料。 C 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芯分析资料，进行J一函数等 处理。 缝洞孔隙型储层可分别确定基质孔隙含油（气）饱和度和裂缝、溶洞（孔）含油（气）饱和度。 e） 低渗透油层或重质稠油油层水基泥浆取芯分析的含水饱和度，能作为计算含油饱和度的依据。 如有其他经实践证实有效的测井技术可应用于含油（气）饱和度的确定，所解释的含油（气）饱和 度宜用多种方法进行相互验证

原始体积系数包括原始原油体积系数和原始天然气体积系数。原始原油体积系数为原始地层条 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由式（7)求得。估算要求分另 如下： a） 原始原油体积系数： 1）中型及以上油田（藏），应在评价阶段在井下取样或地面配样获得高压物性分析资料求得； 2）厂 原油性质变化较大的油田（藏），应分别取得不同性质的油样做高压物性分析求得； 3）小型及以下油田（藏）可以采用建立合理关系式求得或采用类比法取值。 b）原始天然气体积系数：

1）式（7)中原始地层压力（P，)和地层温度（T)为折算气藏中部的地层压力和地层温度； 2）式（7)中原始气体偏差系数（Z.)可由实验室气体样品测定，也可根据天然气组分和相对密 度求得

气油比估算要求如下： 中型及以上油田（藏）的原始溶解气油比，应在预探和评价阶段从井下取样做高压物性分析 测定。 b) 凝析气田和小型及以下油田（藏），可用合理工作制度下的稳定生产气油比或采用类比值

6.8原油（凝析油密度

（气）田（藏）或凝析气田（藏）可采用类比值

6.9地质储量计算参数选值

储量估算参数选值方法和要求如下： a） 应用多种方法（或多种资料）求得的储量计算参数，应选用一种有代表性的参数值。 b）计算单元的各类储量计算参数选值： 1）有效厚度采用等值线面积权衡法，也可依据井点控制面积或均匀网格面积权衡法；其中探 明地质储量的计算单元有效厚度取值原则上不大于该计算单元面积内并点最大有效厚度； 2 在一个油（气）藏中，有可靠资料证实其构造认识清楚、油（气）藏类型清楚、储层分布稳定， 当有井钻在过渡带，预测其上倾方向油层有效厚度时，可考虑处于过渡带井点的渗透层厚 度合理取值； 3 有效孔隙度采用有效厚度段体积权衡法求取； 4） 含油（气）饱和度采用有效厚度段孔隙体积权衡法求取； 5） 在特殊情况下，也可采用井点算术平均法或类比法求取储量估算参数； 6） 在作图时，应考思油（气）藏情况和储量参数变化规律。 C） 当地震资料满足储层参数描述的条件（见附录B)时，可用地震储层描述的结果确定储量计算参 数。有效厚度取值不大于邻近可类比层钻并揭示的储层有效厚度平均值。 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。 我国右油关然气储量地面标准条件指：温度20℃，绝对压力0.101MPa。各项储量参数的有效 位数要求见附录D的规定。计算单元的储量计算参数选值、储量的计算和汇总，一律采用四舍 五人进位法。

7.1探明技术可采储量估算条件

探明技术可采储量估算应满足以下条件： a）已实施的开采技术和近期将采用的成熟开采技术（包括采油技术和提高采收率技术，下同） b）已有开发概念设计或开发方案，并已列人或将列人中近期开发计划。 c）按经济条件（如价格、配产、成本等）估算可取得合理经济回报，可行性评价是经济的

d）在不同的开发状态，采用不同的估算方法

7.2.1探明技术可采储量计算公式

一般是根据计算的地质储量和确定的采收率，按下列公式估算探明技未可采储量（各字母含义 录D）：

NR=NER Gr =GE 15

采收率的确定要求和方法如下： a）确定要求： 1）一般是在确定目前成熟的可实施的技术条件下的最终采收率； 2）采收率随着开采技术改变、开发方式调整以及油气动态情况的变化而变化； 3 估算提高采收率技术增加的可采储量，分为下列两种情况：一是提高采收率技术已经本油 （气）藏先导试验证实有效井计划实施；二是本油（气）由同类油（气）藏使用成功井可类比和 计划实施，可划为增加的探明技术可采储量。 b） 确定方法： 1） 油藏原油采收率，根据油藏类型、驱动类型、储层特性、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求取（见SY/T5367）； 2） 油藏落解气采收率，根据油藏的饱和情况和开发方式等情况，选择合理的方法求取（见 SY/T6098），或依据落解气、原油采收率统计规律求取； 3）气藏天然气采收率，根据气藏类型、地层水活跃程度、储层特性和开发方式、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求取（见SY/T6098）。 4） 凝析气藏凝析油采收率，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。

油（气）由（藏）开发初期的探明技术可采储量计算接照7.2计算。 油（气）田（藏）投人开发生产一段时间后，已开发的探明技术可采储量一般直接用开发井的生产数据 古算，主要估算方法是产量递减法、物质平衡法、数值模拟法和水驱特征曲线法；也可用探边测试法和其 他经验统计法估算。已开发的探明技术可采储量所对应的截止点参数值如压力、产量和含水率一般是人 为经验给定的，而非本油田的实际经济参数估算出的

数值模拟法是根据油（气）藏特征及开发概念设计等条件，建立油（气）藏模型，并经历史拟合证实模 型有效后，进行模拟估算，求得技术可采储量

递减、双曲线递减或调和递减等，利用这些规律预测到人为给定（经验）的极限产量，求得技术可采 LSY/T5367和SY/T6098)

积产量等资料，通过采出量随压力下降的变化关系求得与废弃压力相对应的技术可采储量（见 098)。

7.3.5水驱特征曲线法

水驱特征曲线法是在油（气）田（藏)开采中后期，水驱特征曲线出现明显直线段时，根据累积产 水率等变量的统计关系，估算到人为给定（经验）的极限含水率时所求得的累计产量，即为技术可 (见SY/T5367和SY/T6098)

油由（藏)产量由于换泵提液等措施，波动大，递减规律不明显，而在半对数坐标中含油率随累 较规则的直线变化时，可采用含油率与累积产油量的关系求取技术可采储量。

7.4控制技术可采储量估算

控制技术可采储量的估算应满足下列条件： a）推测可能实施的操作技术（如注水、三次采油等）； b）按经济条件（如价格、配产、成本等）估算可取得合理经济回报，可行性评价是经济的，

7.4.2估算公式和估算方法

控制技术可采储量的计算公式和计算方法同7.2 采收率一般是确定在推测可能实施的操作技术（如注水、三次采油等）条件下的最终采收率。 探明区（层）外的控制技术可采储量的估算条件和计算与探明区（层）内的相同

8.1探明经济可采储量的估算条件

探明经济可采储量的估算应满足下列条件： a 已完成探明技术可采储量的计算，并根据开发方案或开发概念设计完成了油（气）田（藏）群未来 各年度或月度油气产量的预测。 b 油气产品价格及成本、费用可以合理估计。 C 对天然气储量，还应有已铺设天然气管道或已有管道建设协议，并有天然气销售合同或协议。 d）可行性评价是经济的

采储量减去油气累计产量为剩余探明经济可采储

B8.3控制经济可采储量估算条件

控制经济可采储量的估算应满足下列条件： a）已完成控制技术可采储量的计算，并根据油（气)田（藏)开发方案或开发概念设计完成了油（气） 田（藏）未来各年度或月度油气产量的预测。 b）油气产品价格及成本、费用可以合理估计。 C）对天然气储量，还应已铺设天然气管道或已有 首售合同或协议

8.4剩余控制经济可采储量估算

控制经济可采储量减去油气累计产量为剩余控制经济可采储量。

8.5经济评价方法及参数取值要求

3.6经济可采储量的估

术可采储量规模由大到小，将储量规模分为五类：特大型、大型、中型、小型、特小型。具体指标 中表E.1。

按技术可采储量规模由大到小，将储量规模分为五类：特大型、大型、中型、小型、特小型 见附录E中表E.1。

按披术可采储量丰度由高到低，将储量丰度分为四类：高、中、低、特低。具体指标！ 表E.2。

按千米并深稳定产量由高到低，将产能分为四类：高产、中产、低产、特低产。具体指标 表E.3。

接理藏深度由浅到深，将理藏深度分为五类：浅层、中浅层、中深层、深层、超深层。具体 E中表E.4。

按储层中值孔隙度由大到小，将孔隙度分为五类：特高、高、中、低、特低。按储层中值渗透率由 ，将渗透率分为六类：特高、高、中、低、特低、致密。具体指标见附录E中表E.5、表E.6。

按原油含硫量和天然气硫化氢含量由大到小，将含硫量分为四类：高含硫、中含硫、低含硫、微 体指标见附录E中表E.7。

应用地球物理资料和技术确定储量参数的条件和要求

采用地球物理储层预测和油气预测资料和技术确定 储量计算参数[含油（气）面积、油（气）层厚度和储层物性等的条件和要求

B.2地层的地球物理条件

自标储层与其围岩存在明显的地球物理特征差异，并且在目的层段内保持良好的一致性。该差异应 经过非地震资料（如测井资料等）证实

拥有覆盖油（气）田（藏）全区的三维地震资料，其采集处理各环节质量合格，并且用于储层预测和油 气预测的三维地震资料应按照保幅要求处理，处理后资料成像品质好、信噪比较高、频带和主频横向比较 稳定。 油（气）田（藏）范围内应有测并和测试等资料及其处理解释成果，资料内容至少要满足B.2、B.4所 涉及的分析研究的需要。

测井和地震的时深关系应参考VSP资料并通过精细时深标定建立。精细时深标定包括：通过合成 记录确定地震剖面波峰波谷与地层正负反射界面的对应关系、地震子波、时深关系；宜采用循环逼近的办 法获得；同时要考虑合成记录与井旁道的能量匹配。 如果多口井的时深关系之间存在显著差别，应证明其合理性（如构造高低、地层新老、岩性异同、地层 倾角大小等）。

B.5采用地球物理资料和技术确定含油（气）面积的要求

采用地震储层预测描述资料和技术确定含油（

满足B.2、B.3、B. 4的条件。 在目标储集岩上下围岩的厚度均大于1/4视波长时，宜采用技术手段（如波阻抗反演等）把常规界面 型地震资料转换为地层型地震资料，并据此进行储层形态描述。 满足上述条件的储层形态描述成果（结合对流体界面的认识）可用于圈定含油（气）面积： 一单一储集岩体位于认定的流体界面之上并与证实井连片的范围可作为探明油（气）储量的面积； 单一储集岩体虽位于认定的流体界面之上但与证实井不连片的范围可作为控制油（气）储量的 面积

满足B.2、B.3、B.4的条件。

DZ/T02522020

油（气)层与非油（气)层存在经钻井证实的、规律性明显的地震响应差异（即岩右物理特征与地 具有明显的物理性或统计性相关）；或本区具有被证实的、高置信度的流体界面的特有地震响应。 在满足上述条件和要求时园林养护管理，流体预测的成果可用于确定含油（气）面积

B.6采用地球物理资料和技术确定含油【气）层厚度的要

满足B.2、B.3、B.4的条件。 储层上下围岩的厚度均大于地震资料视波长的1/4； 储集岩体被钻井证实并进行了地震储层形态描述，获得了经过井点校正的储集岩厚度成果（图）；结 合流体界面认识获得了对应的含油（气）层的厚度成果（图）。 对于符合上述条件的单个储集岩体： 一对应储集岩厚度大于或等于地震资料视波长1/4部分的含油（气）层厚度成果可用于确定油 （气）储量计算的厚度参数； 对应储集岩厚度小于地震资料视波长1/4部分的含油（气）层厚度成果，如果邻近有已开发油田 的类似储层、盖层被证实具 的厚度参数

B.7采用地震资料和技术确定储层物性参数的

在满足如下基本条件时，采用地震资料和技术进行储层物性描述的成果可供数量计算时参考： 满足B.2、B.3、B.4的条件； 储层物性与地震资料间存在合理的相关性（物理或统计）； 经过抽井、交叉检验硬度标准，基本与井点资料吻合； 物性分布规律与地质认识规律相吻合。

海上石油天然气储量经济评价及经济可采储量计算方法