预测地质储量是指单并长周期试采且综合评价表明有进一步评价和商业开发潜力后，估算求得的地 质储量。预测地质储量符合GB/T19492的规定。 预测地质储量的估算，应初步查明致密油烃源岩质量与分布、储集层空间分布状况、储层特征、流体 分布规律及产能；各项计算参数及储量的可靠程度较低；初步探索了钻采工艺技术；已有储量升级部署方 案。综合分析评价区地质条件不差于试验井。 预测地质储量勘探开发及认识程度基本要求，详见表2

储量计算单元（简称计算单元）是计算各级储量的基本单元 储量计算单元以致密油层段为基本单元。致密油层段划分还应与措施改造技术波及的范围相匹配， 措施改造未波及的零散油层不能计算储量。 计算单元划分原则如下： a）平面上，在致密油有效储层发育范围内结合矿业权证范围、省界、自然保护区等禁止勘查开采区 等边界，根据钻井控制程度、储层分布状况和各级储量界定条件分井区确定。 b）含油面积跨两个及以上的矿业权证或省份（海域）的，应分开划计算单元

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工程计价标准规范范本表2各级地质储量勘探开发及认识程度基本要习

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区的地质储量；也可利用本区已进行较长时间试采井估算的地质储量，结合压裂工程效果和未来 网部署估算地质储量

4. 5. 4 动态法

在生产动态资料满足的情况下，可根据驱动类型和开发方式等选择合理的动态方法计算地质储量。

4.5.5.1根据构造、储层、断层、地层与岩性边界、流体分布等，确定含油面积的变化范围。 4.5.5.2根据地质条件、有效储层下限标准、测井解释结果等，分别确定有效厚度等储量计算参数的变 化范围。 4.5.5.3根据储量计算参数变化范围，求得储量累积概率曲线，按规定概率值估算各类地质储量。

4.5.5.1根据构造、储层、断层、地层与岩性边界、流体分布等，确定含油面积的变化范围。 4.5.5.2根据地质条件、有效储层下限标准、测井解释结果等，分别确定有效厚度等储量计算参数的变 化范围。 4.5.5.3根据储量计算参数变化范围，求得储量累积概率曲线，按规定概率值估算各类地质储量。

5地质储量计算参数确定

充分利用地质、地震、钻井、测并、测试和生产动态等资料，综合研究致密油分布规律，确定各类 界及致密油有效储层边界（“甜点”范围），并在构造背景下，编制有效厚度等值线图，作为圈定含油 基础。

5.1.2探明含油面积

探明含油面积包括探明已开发含油面积和探明未开发含油面积： 5.1.2.1探明已开发含油面积依据生产井静、动态资料确定的开发井距，沿井外推0.5倍开发井距确 定，开发井距大小应与实际压裂工程波及范围相匹配。 5.1.2.2探明未开发含油面积在综合评价确定的“甜点”范围及矿业权边界范围内，根据钻并控制程度 确定： a） 含油面积边部，结合已批准的开发方案，沿井外推不超过1.5倍开发井距圈定。 b）含油面积内，根据储层横向均质性程度，井间距离不大于3倍～4倍开发井距，在水平井段延伸 方向可适度放宽，但不超过1口～2口水平井部署需要。 含油面积圈定时要充分考感未来开发可行性，严格扣除因地面条件、水源地保护、环境保护等因 素不能开采的范围。 5.1.2.3含油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 定含油面积。 5.1.2.4含油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，分开圈定含油 面积

5.1.3控制含油面积

在综合评价确定的“甜点”范围及矿业权边界范围内，根据钻井控制程度确定： a）含油面积边部，沿井外推2.5倍开发井距圈定。 b）含油面积内，根据储层横向均质性程度，井间距离不大于5倍～6倍开发井距，在水平井延

向可适度放宽，但不超过2口～4口水平并部署需要。 含油面积圈定时要充分考虑未来开发可行性，严格扣除因地面条件、水源地保护、环境保护等因 素不能开采的范围。 d） 含油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 定含油面积。 含油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，分开圈定含油 面积。

5.1.4预测含油面积

在综合评价确定的“甜点”范围及矿业权边界范围内，根据钻井控制程度确定： a）含油面积边部，沿井外推3.5倍开发井距圈定， b）含油面积内，井的资料能基本控制储层的空间分布状况。 c）含油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 定含油面积。 d 含油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，分开圈定含油 面积，

油层有效厚度（简称有效厚度），是指经采取措施后达到储量起算标准的致密油层段中具有产油能力 的那部分储层厚度。包括以下三个方面： a）单井有效厚度下限标准。以岩芯分析和测井资料为基础，以测试和试采资料为依据，研究致密 油储层岩性、物性、含油性和电性的相互关系，并考虑储层的脆性指数、致密油类型及其源储配 置特点，确定划分有效厚度的下限标准。 b 单并有效厚度划分。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筒环境 （如并径变化等)校正和不同测并系列的标准化处理；以岩芯资料为主划分有效厚度时，致密油 层段关键井应取全岩芯，收获率不低于80%。 C 单元平均有效厚度确定。采用等值线面积权衡法确定单元平均有效厚度；结合储层分布状况和 钻井控制程度，也可采用井点面积权衡法或算术平均法确定；应采用多种方法相互验证后合理 选值。

有效孔隙度应为有效储集层段地层条件下的平均有效孔隙度。 有效孔隙度取值可直接采用岩芯分析资料计算，也可用岩芯资料刻度后的测井资料解释结果确定 测井解释孔隙度与岩芯分析孔隙度的相对误差不超过士8%。 对于不同时期、不同方法分析的孔隙度资料，要通过平行取样分析对地面孔隙度进行系统差异校正。 应取得岩芯覆压孔隙度分析资料，并对地面孔隙度进行覆压校正。 并点的有效孔隙度采用有效厚度权衡法确定；单元平均有效孔隙度采用面积权衡法或算术平均法确 定，并相互验证后选值。

渗透率应为有效储集层段地层条件下的平均空气渗透率， 不同时期、不同方法分析的空气渗透率资料，要通过平行取样分析对地面空气渗透率进行系统

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差异校正。 应取得岩芯覆压空气渗透率分析资料，并对地面空气渗透率进行覆压校正， 空气渗透率取值方法应与有效孔隙度取值保持一致，

原始含油饱和度应为有效储集层 的平均原始含油饱和度。 4为基础，采用测井解释、毛管压力等资料综合

5.6原始原油体积系数及原始溶解气油比

原始原油体积系数应为原始地层条件下原油体积与地面标准条件下脱气原油体积的比值。 应进行井下取样或地面配样获得有代表性的高压物性分析资料，样品平面分布应相对均匀。 原始溶解气油比可以利用有代表性的井下取样高压物性分析资料获得，也可采用合理工作制度 产气油比确定

在油田不同部位取得一定数量有代表性的地面油

根据计算的地质储量和确定的采收率，按式（6)计算原油可采储量： Nr=N,ER (6) 式中： Nr—原油技术可采储量，单位为万吨(10*t)； N，原油地质储量，单位为万吨(10*t)； ER一采收率。 溶解气技术可采储量按式（7)计算： GR=G,ER (7) 式中： Gr—溶解气技术可采储量，单位为亿立方米（10°m"）； G，溶解气地质储量，单位为亿立方米(10°m)； ER采收率。

6.2技术采收率确定条件

已实施的操作技术或近期将要采用的成熟技术，包括采油技术和提高采收率技术等；开发方案 符合相应级别储量需求；按近期平均价格和实际成本评价是经济的和次经济的。 预计提高采收率技术增加的可采储量，要求该技术在致密油生产先导试验区或类似致密油储层 成功。

6.3技术采收率确定方法

根据区块或单井生产动态资料及其变化规律，采用递减曲线法计算预测产量为零时的累积产量作为

技术可采储量，符合SY/T5367的规定；预测产量不能为零 累积产量作为技术可采储量。再利用微地震监测或其他有效方法确定的压裂工程波及范围，计算单并控 制的地质储量后，反求采收率。 对已实施提高采收率措施的致密油区块，如加密调整、二次压裂、补充能量开发等，可根据措施后效 果，结合生产动态变化趋势，采用相适应方法，计算技术可采储量，求得采收率，

6. 3. 2 类比法

未生产或处于生产初期的致密油，根据地质特征及流体性质的相似性，类比相邻的成熟已开发区块 后确定采收率；也可根据地质条件相似的相邻区块致密油单井最终可采储量，利用本区块开发方案部署 的井数，直接计算可采储量。 类比条件应符合下列条件： a） 目标区块与类比区块相邻。 b） 烃源岩和储层沉积环境、储层特征、有效储层分布状况、流体特征与分布、温压条件及驱动方式 等相似或相同。 c 已采用或预期采用的开发技术、开发方式、井网或井距相似或相同。 d 目标区块储层及流体特征要不差于类比区块

主要包括四类： a）已开发储量采用实际油气销售价格，未开发储量执行公司的规定价格。 b）产量及开发井数等工程参数采用开发方案确定值。 c）投资、成本和税费等经济参数依据实际发生值求取。 d）基准收益率取值根据有关规定执行

依据DZ/T0217中附录C（规范性附 丰度、产能、埋藏深度、储层物性 、渗透率）、含硫量、原油性质等多项参数指标的不同分类，对油田（藏）储量进行综合评价

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在DZ/T0334基础上，突出致密油相关特征、技术可行性及经济可行性论述，重点增加以下内容及 相关图表： a） 烃源岩评价及相关图表（见附录B）。 储层“七性”关系评价及相关图表（见附录B）。 c 钻采工艺技术评价。 d) 储量起算标准计算。 e) 储量已动用程度计算。 f 不同条件（油价、折现等）下经济敏感性分析及相关图表。 g 提供储量升级部署方案、开发方案等。 报告编写目录见附录C。

油田从发现直至废弃的过程中，根据地质资料、工程技术以及技术经济条件的变化，共有五种储 情形，分别为新增、复算、核算、标定和结算

在新增探明储量后又新增工作量，或开发生产井完钻后进行的再次储量估算为复算。油田投人开发 ，应结合开发生产过程对探明储量实施动态估算。储量复算后，在复算核减区如果再次估算探明储量 投入相应实物工作量并达到探明储量要求。 凡属下列情况之一者，需要进行储量复算，复算结果计入当年净增储量中： a）当独立开发单元或油田主体部位开发方案全面实施后。 b 油藏地质认识发生变化。 c）储量估算参数发生明显变化。 d）地质储量和可采储量与生产动态资料有明显矛盾。 e）探明储量尚未投入开发，新增工作量及评价资料，证实油藏地质认识发生变化

储量复算后在开发生产过程中的各次储量估算为核算。随着油田开发调整工作的深人和对油田认 识程度的提高，应对复算后的投入开发储量进行多次核算，直至油气枯竭。进行核算时，应充分利用开发 生产动态资料，估算方法以动态法为主，容积法为辅，提高储量估算精度。 凡属下列情况之一者，需要进行储量核算： a）生产动态资料反映出所算的地质储量和可采储量与生产动态资料有明显矛盾。 b）对储层进一步的深人研究及生产实践表明，原储量估算参数需要做大的修改。 c）油田钻了成批的加密井、调整井，进行了三维地震或采取重大开发技术措施等之后，或者工艺技 术手段有新的突破，地质储量参数发生重大变化

A.4.1在开发生产过程中，依据开发动态资料和经济条件，对截至上年未及以前的探明技术可采储量 和探明经济可采储量进行重新估算的情形为可采储量标定，简称标定。 A.4.2当年新增储量、复算储量、核算储量不参与本年度的可采储量标定， A.4.3油田或区块开发调整措施实施两年后及生产动态资料表明可采储量与产量有明显矛盾时，必须 对可采储量进行标定。 A.4.4以开发单元为标定单元，计算单元如部分已开发，应划分为已开发和未开发两个单元，经标定已 开发单元可采储量发生变化的.未开发单元的可采储量须重新估算

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A.4.5可采储量标定方法执行行业标准，现行标准不适应的特殊油藏，可采用经生产实践 的新方法。

沥青路面标准规范范本大型及以上油田的探明技术可采储量变化量大于土1%。 b) 中型油田的探明技术可采储量变化量大于土2%。 c）小型及以下油田的探明技术可采储量变化量大于士5%。 d）石油探明技术可采储量变化量大于士50X10m

a）大型及以上油田的探明技术可采储量变化量大于土1%。 b）中型油田的探明技术可采储量变化量大于土2%。 c）小型及以下油田的探明技术可采储量变化量大于士5%。 d）石油探明技术可采储量变化量大于士50×10m

油田废弃或暂时封闭而进行的储量估算为结算。包括对废弃或暂时封闭前的储量与产量清算和剩 未采出储量的核销。 凡属下列情况之一者，需要进行储量结算： a）因油田或区块的油气已经枯竭、无社会效益和经济效益等原因无法继续开采而废弃或暂时封闭 的储量。 因油气平台寿命期限到期、设施老化等原因无法继续开采而废弃或暂时封闭的储量。 因油田被列入禁止查开采区、城市规划区、军事禁区等原因无法继续开采而废弃或暂时封团 的储量。 d）因其他不可抗拒的原因，无法继续开采而废弃或暂时封闭的储量

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表B.1致密油储量容积法估算关键图件需求

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附录C （规范性附录） 致密油储量报告目录 致密油储量报告目录如下。 1油田概况 1.1申报区的位置与矿业权情况 1.2勘探开发与储量申报简况 2 油田地质特征 2.1区域地质简况 2.2构造特征 2.3储层特征 2.4致密油藏特征 3 地质储量计算方法、计算单元与储量状态 3.1计算方法 3.2计算单元 3.3储量状态 N 有效厚度的下限标准与确定方法 4.1测并曲线的选择及岩芯分析资料的评价 4.2有效孔隙度解释方法 4.3空气渗透率解释方法 4.4含油饱和度解释方法 4.5有效厚度下限标准 5 地质储量计算参数 5.1含油面积 5.2有效厚度 5.3有效孔隙度 5.4原始含油饱和度 5.5原始原油体积系数 5.6原始气油比 5.7地面原油密度 6 地质储量与技术可采储量 6.1地质储量 6.2技术可采储量 经济可采储量与剩余经济可采储量 7.1产能评价 7.2经济可采储量与次经济可采储量 7.3剩余经济可采储量 8 储量可靠性评价与综合评价

配电网标准规范范本注：附件是指专门的地质研究报告或经济评价报告。

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