DB61 T 1176-2018 低渗-特低渗砂岩油(气)控制储量估算细则.pdf

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1、ICS 01.040.75E 12 DB61陕西省地方标准DB 61/T 1176 2018低渗 -特低渗砂岩油 (气 )控制储量估算细则 Rules for petroleum probable reserves estimation of low permeability ultra lowpermeability sandstone 2018 -10- 11发布 2018- 11-11实施陕西省质量技术监督局发布 DB61/T 11762018 I 目次前言 .II1 范围 .12 规范性引用文件 .13

2、术语和定义 .14 符号和缩略语 .25 估算原则 .36 控制储量界定要求 .37 控制储量计算单元划分 .4 8 控制地质储量估算 .59 控制技术可采储量估算 .810 控制经济可采储量估算 .911 控制储量综合评价与可升级性评价 .10附录 A（规范性附录）油（气）藏储量规模和品位等分类 .11 DB61/T 11762018 II 前言本标准按照 GB/T 1.1 2009给出的规则起

3、草。本标准由陕西延长石油（集团）有限责任公司提出。本标准由陕西省能源局归口。本标准起草单位：陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院。本标准主要起草人：白奋飞、耿龙祥、杜燕、王菲菲、刘飞、陈明奇、方晓君、苗小龙、周邻丹、邢云。本标准由陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院负责解释。本标准首次发布。联系信息如下

4、：单位：陕西延长石油 (集团 )有限责任公司研究院电话： 029 88899653地址：陕西省西安市雁塔区科技二路 75号邮编： 710075 DB61/T 11762018 1 低渗 -特低渗砂岩油 (气 )控制储量估算细则1 范围本标准规定了低渗 -特低渗砂岩油（气）藏石油、天然气控制储量估算的术语和定义、估算原则、界定要求、计算单元划分、估算方法和综合评价方法。本

5、标准适用于低渗 -特低渗砂岩油（气）藏的石油、天然气的控制储量估算、评价。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。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。 GB/T 19492 2004 石油天然气资源 /储量分类DZ/T 0217 2005 石油天

6、然气储量计算规范SY/T 5367 2010 石油可采储量计算方法SY/T 6098 2010 天然气可采储量计算方法3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1 控制储量 probable reserves圈闭预探获得工业油（气）流后 ,以发现探明储量为目的 ,在评价勘探过程中估算的储量。控制储量是控制地质储量和控制可采储量的统称；控制可采储量是控制技术可采储

7、量和控制经济可采储量的统称。3.2 控制地质储量 indicated petroleum initially in place在预探阶段预探井，或已探明储量滚动扩边区钻井获得油（气）流且达到了储量起算标准值，并经评价认为可提供开采后，估算求得的、确定性较大的地质储量（其相对误差不超过 50%）。3.3 控制技术可采储量 probable technical recoverable rese

8、rves在推测可能实施的操作技术条件下，经理论计算或类比估算的最终可采出的油（气）储量。3.4 控制经济可采储量 probable commercial recoverable reserves DB61/T 11762018 2 已估算控制地质储量，在已实施的或推测可能要实施的技术条件下，按经济条件（如价格、成本等）估算的可经济开采油（气）数量，可行性评价为经济的，将

9、来实际采出量的概率至少为 50%。4 符号和缩略语下列符号和缩略语适用于本文件。oA 含油面积，单位： km 2（平方千米），取值：小数点后两位giB 原始天然气体积系数，无因次，取值：小数点后五位oiB 原始原油体积系数，无因次，取值：小数点后三位RE 采收率，单位： f（小数），取值：小数点后三位df 凝析气藏干气摩尔分量，单位： f（

10、小数），取值：小数点后三位G 天然气地质储量，单位： 10 8m3 (亿立方米 )，取值：小数点后两位cG 凝析气总地质储量，单位： 108m3 (亿立方米 )，取值：小数点后两位dG 凝析气藏干气地质储量，单位： 108m3 (亿立方米 )，取值：小数点后两位dRG 凝析气藏干气可采储量，单位： 108m3（亿立方米），取值：小数点后两位cGE 凝析油的气体当量

11、体积，单位： m 3/m3 (立方米每立方米 )，取值：整数GOR 凝析气油比，单位： m3/m3 (立方米每立方米 )，取值：整数RG 天然气可采储量，单位： 108m3（亿立方米），取值：小数点后两位SG 溶解气地质储量，单位： 108m3 (亿立方米 )，取值：小数点后两位SRG 溶解气可采储量，单位： 10 8m3（亿立方米），取值：小数点后两位h 有效厚度，单

12、位： m (米 )，取值：小数点后一位N 原油地质储量，单位： 104m3（万立方米），取值：小数点后两位cN 凝析油地质储量，单位： 104m3 (万立方米 )，取值：小数点后两位CRN 凝析油可采储量，单位： 104m3（万立方米），取值：小数点后两位czN 凝析油地质储量，单位： 10 4t(万吨 )，取值：小数点后两位CZRN 凝析油可采储量，单位： 104t（万

13、吨），取值：小数点后两位 DB61/T 11762018 3 RN 原油可采储量，单位： 104m3（万立方米），取值：小数点后两位zN 原油地质储量，单位： 104t（万吨），取值：小数点后两位ZRN 原油可采储量，单位： 104t（万吨），取值：小数点后两位iP 原始地层压力，单位： MPa（兆帕），取值：小数点后三位scP 地面标准压力，单位： MPa（兆帕），

14、取值：小数点后三位siR 原始溶解气油比，单位： m 3/ m3 (立方米每立方米 )，取值：整数giS 原始含气饱和度，单位： f (小数 )，取值：小数点后两位gfS 天然气单储系数，单位： 108m3/（ km2.m） (亿立方米每平方千米米 )，取值：小数点后两位ofS 原油单储系数，单位： 104m3/（ km2.m）（万立方米每平方千米米），取值小数点后两位oiS 原始

15、含油饱和度，单位： f (小数 )，取值：小数点后两位T 地层温度，单位： K（开尔文），取值：整数scT 地面标准温度，单位： K（开尔文），取值：整数 iZ 原始气体偏差系数，无因次，取值：小数点后三位凝析油含量，单位： cm3/m3(立方厘米每立方米 )，取值：小数点后三位c 凝析油密度，单位： t/m3 (吨每立方米 )，取值：小数点后三位o 原

16、油密度，单位： t/m3 (吨每立方米 )，取值：小数点后三位有效孔隙度，单位： f (小数 )，取值：小数点后三位c 凝析油相对密度，无因次，取值：小数点后三位5 估算原则 5.1 油（气）经营者应在勘探开发过程中，依据地质、工程资料和技术经济条件，适时进行控制储量估算、控制储量升级及控制储量核销，勘探开发阶段划分应符合 GB/T 19

17、4922004中第 3 章的要求。5.2 控制储量估算原则上包括控制地质储量估算、控制技术可采储量估算和控制经济可采储量估算。6 控制储量界定要求 DB61/T 11762018 4 6.1 勘探程度、地质认识程度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，相对于探明地质储量具有中等的地质可靠程度。控制地质储

18、量勘探程度、地质认识程度要求见表 1。表 1 控制地质储量勘探程度、地质认识程度要求勘探程度及取资料情况地震已完成地震详查，地震主测线距 2km，复杂构造主体部位主测线距 1km。钻井已有探井、评价井，现有钻井能基本揭示油（气）层空间分布状况；主要油（气）层取得了代表性岩心（井壁取心），岩心收获率能满足测井资料标定基本要求

19、。测井采用适合本区特点的测井系列，能够识别解释油（气）层、水层，基本满足孔隙度、饱和度、有效厚度等储量参数估算的要求。测试已进行了油（气）测试，单井测试产量达到储量起算标准，取得了产能、流体性质、压力和温度资料。分析化验进行了常规的岩心分析 ,取得了油（气）、水性质及高压物性等分析资料。地质认识程度基本查明

20、了圈闭形态，初步查明了储层的岩性、储集类型、物性及厚度变化趋势，含油（气）空间分布基本清楚；初步确定了油（气）藏类型、流体性质及产能；综合确定了储量估算参数。6.2 控制储量起算标准含油（气）范围内的单井或已探明区以外可能含油（气）范围内的单井，试油（气）产量应达到储量起算标准。控制地质储量起算标准可根据当

21、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（气）价求得平均井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和储量起算推荐标准应符合 DZ/T02172005中 5.1的要求。6.3 控制储量估算条件控制储量估算条件如下：a) 探井测试产量达到储

22、量起算标准，初步查明了油（气）藏类型和含油（气）范围，综合确定了储量估算参数；b) 油（气）藏未钻遇油（气）水界面，油（气）层底界与合理推测的油（气）水层界面之间较可靠部分；c) 复杂小断块油（气）藏的三级圈闭中，已有断块满足估算探明储量要求，构造位置不低于该断块的相邻断块，同一含油（气）层组虽未钻探证实，但

23、综合分析有油（气）层存在；d) 同一圈闭的同一含油（气）层组中，部分井区已估算探明储量，在其以外井控程度较低的剩余部分，综合分析有油（气）层存在；e) 在地质认识上已达到探明程度，技术上具有开发可行性，由于经济、法规以及提高采收率方法尚未付诸实施等原因，暂不能估算探明储量的油（气）藏。7 控制储量计算单元划分 7.1

24、划分原则储量计算单元（简称计算单元）一般是单个油（气）藏，也可根据油（气）藏具体情况加以合并或细分。低渗 -特低渗油（气）层段计算单元划分还应考虑压裂措施改造技术波及的范围。7.2 平面计算单元划分 DB61/T 11762018 5 平面计算单元一般按区块划分：a) 面积很大的油（气）藏，根据地质特征、资料获取情况，可进一步细分平

25、面计算单元；b) 岩性油（气）藏或受同一构造控制的几个小型的断块，当油（气）藏类型、储层类型和流体性质相似，且含油（气）层连片或叠置时，可以合并为一个计算单元。7.3 纵向计算单元划分纵向计算单元按一般按油（气）层组划分：a) 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；b) 尚不能断定为统一油（

26、气）水界面的层状油（气）藏，当油（气）层跨度 50m 时视情况细划计算单元。8 控制地质储量估算 8.1 估算方法8.1.1 控制地质储量估算采用容积法，计算方法如下：a) 油藏地质储量估算：1) 原油地质储量应按公式 (1)、公式 (2)和公式 (3)进行估算：oioio BShAN 100 .(1)ofo ShAN .(2)oz NN .(3)2) 溶解气地质储量大于 0.1 10 8m3并可利用时

27、，由公式 (4)估算：sis RNG 410 .(4)c) 气藏地质储量由公式 (5)或公式 (6)估算： gigig BShA.G 010 .(5)gfg ShAG .(6)公式 (5)中 giB 用公式 (7)求得： sciiscgi TPTZPB .(7) d) 凝析气藏地质储量估算：凝析气藏凝析气总地质储量 cG 由公式 (5)估算。当凝析气藏中凝析油含量不小于 100cm3/m3或凝析油地质储量不小于 1 104m3时，应分别根据

28、公式 (8)、公式 (9)、公式 (10)、公式 (11)、公式 (12)和公式 (13)估算干气和凝析油的地质储量。 dcd fGG .(8) DB61/T 11762018 6 cc G.N 010 .(9)cccz NN .(10) GORGEGORf cd .(11) GORGEc 106 . (12) cc .GE 03115543 .(13)e) 其它估算控制地质储量的情况：当气藏或凝析气藏中总非烃类气含量大于 15%或单项非烃类气含量大于以下标准

29、者，烃类气和非烃类气地质储量应分别估算：硫化氢含量大于 0.5%，二氧化碳含量大于 5%。 8.2 参数确定8.2.1 含油（气）面积控制储量含油（气）面积的大小取决于产油（气）层的圈闭类型、储集层物性变化及油（气）、水分布规律等因素。在油（气）层顶（底）面构造图或有效砂岩等厚图等地质图件上，应根据地震、钻井、测试（含试油）

30、和测井等资料综合研究的油（气）、水分布规律和油（气）藏类型，确定流体界面（如气油界面、油水界面、气水界面），油（气）遮挡边界（如断层、岩性、地层），辅以划定的计算线综合圈定含油（气）面积，具体圈定方法如下：a) 依据钻井及取心、测试、测井解释的流体界面圈定控制储量含油（气）面积；b) 在储层厚度和埋藏深度等适

31、当条件下，利用高分辨率地震资料，经钻井资料约束预测的流体界面和岩性边界圈定含油（气）面积；c) 利用较可靠的压力资料或探边测试资料确定的边界圈定含油（气）面积；d) 油（气）藏断层遮挡边界，以油（气）层顶（底）面与断层面相交的外含油（气）边界圈定含油（气）面积；e) 复杂小断块油气田的同一三级圈闭中，无井控制的断

32、块可按相邻探明断块的充满系数圈定面积，或按与之相同的流体界面圈定面积；f) 同一圈闭复杂断块中已有探明储量，井控程度低或无井控制的剩余断块部分，一般按与探明井块相同的原则或相同的界面圈定面积；g) 对于岩性油（气）藏，当边部井为无有效厚度井，且与相邻有有效厚度的井距离不超过 1.5km（原油）或 3km（天然气）时：1) 如

33、边部井为差油（气）层以该井作为储量计算边界线；2) 如边部井为致密的干层或砂岩尖灭，以从边部井到油（气）井的三分之一处划储量计算边界线。h) 对于岩性油（气）藏，当无法具体确定流体界面时，可通过边部油（气）井外推方法圈定边界线。外推距离的大小应综合考虑构造复杂程度、有效砂岩储层稳定程度、有效储层厚度大小等因素

34、： 1) 对于石油控制储量，在砂体的展布方向以边部井外推圈定含油面积边界，外推距离原则上不宜超过 1.5km；在砂体展布方向的侧翼，含油面积边界以边部井外推的距离原则上不宜超过 1km； DB61/T 11762018 7 2) 对于天然气控制储量，在砂体的展布方向以边部井外推圈定含气面积边界，外推距离原则上不宜超过 3km；在砂体展布方向的侧翼

35、，含气面积边界以边部井外推的距离原则上不宜超过 2km。i) 对于岩性油（气）藏，在圈定控制储量含油（气）面积内，原则上相邻井井距要求：油井最大不宜超过 3km、气井最大不宜超过 6km，否则应扣出非控制储量面积区。8.2.2 有效厚度8.2.2.1 单井有效厚度确定方法和要求：a) 可根据已出油（气）层的测井曲线特征类比解释控制地质储量的

36、有效厚度；b) 可类比采用相邻井区地质条件相同或相当的有效厚度下限标准确定有效厚度；c) 测试证实或经类比能够达到控制储量起算标准要求的油水层，如果油、水纵向分异不清，油水层可全厚度参与储量估算；d) 定向斜井的有效厚度应为钻遇油（气）层井段折算后的铅直厚度； e) 有效厚度的起算厚度为 0.2m 0.4m。8.2.2.2 计算单元有效

37、厚度确定方法和要求：a) 常用方法是等值线面积权衡法，也可采用井点面积权衡法、分区面积权衡法、类比法等。当井点分布较均匀时也可采用井点算术平均值；b) 构造油（气）藏根据单井所处油（气）藏位置可采用井点折算值；c) 已探明区块的相邻无井控制的复杂断块，可考虑沉积规律确定有效厚度选值，但取值不大于相邻断块有效厚度值

38、。8.2.3 有效孔隙度确定方法和要求：a）可通过经岩心刻度后的测井解释模型求取，对建立的测井解释模型应进行精度检验，要求测井解释孔隙度与岩心分析孔隙度的相对误差不宜超过 8%；b）有效孔隙度可直接采用岩心实际分析值。有效孔隙度取值时可考虑孔隙的压缩规律，将地面孔隙度校正为地下孔隙度；c）无取心资料，可采用邻区地质条

39、件相当的孔隙度解释模型估算；d）无井控制的复杂断块孔隙度采用类比法确定；e）单井有效孔隙度采用有效厚度权衡法估算；f）计算单元平均有效孔隙度采用井点算术平均法估算，也可采用等值线面积权衡法估算。8.2.4 原始含油（气）饱和度确定方法和要求：a) 有油基泥浆或密闭取心资料时，应利用可靠的岩心分析饱和度建立饱和度测井解

40、释模型，其绝对误差不宜超过 5%；b) 如果油（气）水层全厚度参与地质储量估算，则饱和度也要采用油（气）水层全厚度参与估算；c) 如采用多方法估算含油（气）饱和度，应对各方法综合对比、分析评价后应选取合理的含油（气）饱和度值； d) 在取得岩电实验资料后建立饱和度测井解释模型，根据测井参数求取原始含油（气）饱和度；e) 采

41、用本区域或类比邻区地质条件类似的含油（气）饱和度经验公式估算求取；f) 可采用毛管压力资料确定含油（气）饱和度；g) 可采用水基泥浆取心样品及时分析得到的含水饱和度作为含油（气）饱和度取值的参考资料； DB61/T 11762018 8 h) 使用有代表性的相渗透率资料，或利用相渗透率资料编制的含水饱和度与含水率关系图版作为含油（气）饱和度取值的参

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