（高清版）DZT 0334-2020 石油天然氣探明儲量報告編寫規(guī)范

中華人民共和國地質礦產(chǎn)行業(yè)標準CompilationspecificationforpetroleumprovedreservesreportI前言 Ⅲ1范圍 12規(guī)范性引用文件 13探明儲量報告編制基本要求 13.1報告基本要求 13.2文字和圖表 13.3附表和附圖 13.4報告格式 23.5儲量估算情形 24文字報告編寫內(nèi)容 24.1油(氣)田(藏)概況 24.2油(氣)田(藏)地質特征 44.3地質儲量估算方法、計算單元與開發(fā)狀態(tài) 74.4有效厚度的下限標準與確定方法 84.5地質儲量計算參數(shù) 94.6探明地質儲量與技術可采儲量 4.7探明經(jīng)濟可采儲量與剩余經(jīng)濟可采儲量 4.8儲量可靠性評價與綜合評價 4.9儲量劈分 4.10問題與建議 215插表及附表編制 5.1插表及附表編制要求 215.2附表格式 5.3插表 215.4附表 226插圖及附圖編制 236.1編圖要求 236.2插圖及附圖 附錄A(規(guī)范性附錄)探明儲量報告封面和扉頁格式 附錄B(規(guī)范性附錄)探明儲量報告目次格式 27附錄C(規(guī)范性附錄)石油天然氣探明儲量報告附表格式 附錄D(規(guī)范性附錄)石油天然氣探明儲量附圖格式 附錄E(規(guī)范性附錄)油氣礦產(chǎn)資源儲量類型及估算流程圖 62附錄F(規(guī)范性附錄)油氣儲量估算情形 Ⅲ本標準按照GB/T1.1—2009《標準化工作導則第1部分：標準的結構和編寫》給出的規(guī)則起草。本標準由中華人民共和國自然資源部提出。本標準由全國自然資源與國土空間規(guī)劃標準化技術委員會(SAC/TC93)歸口。本標準主要起草單位：自然資源部油氣儲量評審辦公室、中國石油天然氣股份有限公司、中國石油化工股份有限公司、中國海洋石油集團有限公司。1石油天然氣探明儲量報告編寫規(guī)范本標準規(guī)定了我國石油天然氣探明儲量報告編寫的具體要求。本標準適用于我國石油天然氣探明儲量報告編寫。石油天然氣控制、預測儲量報告編寫可參照2規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適用于本文件。GB/T19492油氣礦產(chǎn)資源儲量分類DZ/T0217石油天然氣儲量估算規(guī)范海上石油天然氣儲量估算規(guī)范石油可采儲量計算方法石油天然氣地質編圖規(guī)范及圖式天然氣可采儲量計算方法石油天然氣勘探開發(fā)常用量和單位3探明儲量報告編制基本要求3.1報告基本要求以油(氣)田(藏)為單位編寫儲量報告。石油天然氣探明儲量報告應包括文字報告(包括必要的插圖、插表)、附圖、附表三個方面的內(nèi)容，大型油(氣)田(藏)應增加專題研究報告作為附件。附圖和附表較少時可折頁與文字報告統(tǒng)一裝訂。3.2文字和圖表儲量報告的文字和圖表要簡明、清晰。文字與圖表信息應相符，每張圖表均應在文字中提及，并應按報告中出現(xiàn)的先后順序，按章排序。各種量(綱)、單位、取值位數(shù)及符號應符合DZ/T0217、DZ/T0252及SY/T6580等的要求。3.3附表和附圖本標準列出的附表、附圖的內(nèi)容和數(shù)量不可刪減，插圖及插表可根據(jù)油(氣)田(藏)地質特征、資料錄取和儲量研究工作的具體情況做相應調(diào)整。23.4報告格式儲量報告應統(tǒng)一封面、扉頁和目次。目次排在正文之前。封面格式與扉頁格式見附錄A,目次內(nèi)容與格式見附錄B,附件和附圖表冊的封面、扉頁、目次格式見附錄A、附錄B,附表、附圖的格式見附錄C、附錄D。3.5儲量估算情形石油天然氣儲量分類采用GB/T19492。儲量類型及估算流程見附錄E。儲量估算有五種情形，分別為新增、復算、核算、標定和結算，具體要求見附錄F。4文字報告編寫內(nèi)容4.1油(氣)田(藏)概況4.1.1估算范圍的位置與礦業(yè)權4.1.1.1估算范圍的位置敘述估算范圍東西起止經(jīng)度和南北起止緯度。簡述估算范圍所處的盆地、一級構造單元和二級構造單元的名稱。估算范圍在本油(氣)田(藏)的位置，鄰近油(氣)田(藏)的名稱、方位和距離，與可依托的重要油(氣)設施的距離等。估算范圍所處省(自治區(qū)、直轄市)、市、縣名稱，或海域名稱和距岸邊城市的距離。若跨省(自治區(qū)、直轄市)、市、縣要說明跨省(自治區(qū)、直轄市)、市、縣的名稱。敘述估算范圍的自然地理條件、地表、氣候、交通條件等，海域還應敘述估算范圍的平均水深。4.1.1.2礦業(yè)權逐一列出估算范圍所在的勘查(采礦)登記項目名稱、許可證號、勘查(采礦)面積、有效期、申報評審備案單位、探(采)礦業(yè)權人。明確本次儲量估算范圍是否位于申報單位礦業(yè)權所屬范圍內(nèi)，礦業(yè)權與已知毗鄰礦業(yè)權的關系是否清楚，有無礦業(yè)權屬爭議。4.1.2勘探開發(fā)與申報評審備案簡況估算范圍的發(fā)現(xiàn)情況應說明發(fā)現(xiàn)時間、發(fā)現(xiàn)井井號、鉆井和測試等情況。油(氣)田(藏)勘探開發(fā)簡史應分階段簡述勘探、開發(fā)歷程和地質認識及本次申報之前整個油(氣)田(藏)探明儲量數(shù)據(jù)。重點對估算范圍發(fā)現(xiàn)后的工作情況做簡要論述。申報評審備案情況應簡述：申報評審備案基準日；申報的油(氣)田(藏)和區(qū)塊名稱、含油(氣)層位、儲量類型、儲量類別和狀態(tài)、含油(氣)面積、探明地質儲量、探明技術可采儲量、探明經(jīng)濟可采儲量和剩余經(jīng)濟可采儲量等(見表1);若為復算(核算、結算),首先應說明復算(核算、結算)的原因，列出復算(核算、結算)前后儲量變化情況；若估算范圍已開發(fā)，應列出估算范圍的投產(chǎn)時間、累計產(chǎn)量及目前綜合含水率等。分階段情況，可直接列表表述。描述估算范圍內(nèi)按省份(海域)、礦業(yè)權儲量劈分情況，描述估算范圍內(nèi)是否涉及自然保護區(qū)等禁止勘查開采區(qū)域。若涉及禁止勘查開采區(qū)域，儲量估算范圍及儲量按禁止勘查開采區(qū)域和非禁止勘查開采區(qū)域面積進行劈分計算。o油/氣開發(fā)狀態(tài)含油(氣)累計產(chǎn)量礦業(yè)權(海域)自然保護區(qū)原油(凝析油)溶解氣(氣層氣)原油(凝析油)溶解氣(氣層氣)原油(凝析油)溶解氣(氣層氣)原油(凝析油)溶解氣(氣層氣)原油(凝析油)溶解氣(氣層氣)已有申報省份(海域)自然保護區(qū)1244.2油(氣)田(藏)地質特征4.2.1區(qū)域地質簡況簡述估算范圍的區(qū)域構造特征，包括區(qū)域構造單元名稱、類型和特征，估算范圍所在單元與周圍單元的關系。簡述地層劃分與分層特征，包括估算范圍鉆遇的地層和缺失的地層，含油(氣)分布的層位，按地層分層簡述巖相、巖性、地層厚度、接觸關系、平面變化(見表2)。簡述估算范圍油(氣)聚集條件，包括生油(氣)凹陷情況和位置關系，生、儲、蓋組合，油(氣)分布與油(氣)藏成因和充滿程度分析等。表2××油(氣)田(藏)地層簡表厚度m系統(tǒng)組段注4:地層綜合柱狀圖在該表基礎上增加：巖性和4.2.2構造特征4.2.2.1構造圖編制情況說明所用地質、地震資料的類型及測網(wǎng)密度和資料質量，處理解釋和編圖情況(如層位標定、時深轉換和井斜校正、編圖精度等)。4.2.2.2油(氣)藏頂、底面構造圖的評價闡述用于確定含油(氣)面積的構造圖的種類(地震、鉆井、換算、借用等)、比例尺、置信度等；闡述作圖層與有效儲層頂面的距離。4.2.2.3局部構造特征說明構造的名稱、圈閉要素和基本特征及斷裂的分布和特征(見表3,表4)。5表3××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)圈閉要素表圈閉圈閉類型高點埋深m閉合線m閉合高度m閉合面積地層傾角構造走向表4××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)斷層要素表區(qū)塊斷層斷層斷層性質斷開目的層斷距m走向傾向傾角4.2.2.4次級圈閉的特征與劃分若局部構造進一步劃分為次級圈閉(區(qū)塊或井塊),應簡述次級圈閉(區(qū)塊或井塊)等的名稱、圈閉要素和特征。次級圈閉(區(qū)塊或井塊)的劃分要與平面計算單元相一致。4.2.2.5構造形態(tài)與斷裂控制油(氣)分布的情況闡述油(氣)田(藏)的主控因素與油(氣)富集的配置關系等。4.2.3儲層特征油(氣)層組劃分：闡述油(氣)層組的劃分及主要依據(jù)，或引用本油(氣)田(藏)的老區(qū)劃分方案。儲層特征：闡述儲層沉積相類型與特征，按照油(氣)層組劃分情況簡述地層厚度、深度、巖性、巖相、儲層厚度、儲層巖性及成分、成巖作用、儲集類型、物性及分類、裂縫發(fā)育狀況、儲層分類結果等(見表5,表6)。闡述有效儲層物性(地層有效孔隙度和空氣滲透率的分布范圍、平均值、中值及結論等)。闡述應用地球物理方法預測儲層的情況。表5××油(氣)田(區(qū)塊)油氣層綜合表mm巖性巖相小層6表6××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)儲層特征表區(qū)塊厚度m厚度m沉積相非均%化對油(氣)分布的影響，巖性遮擋條件的分析。4.2.4油(氣)藏特征4.2.4.1油(氣)藏控制因素與劃分根據(jù)油(氣)層平面與縱向分布特征及控制因素(構造、斷層、地層、巖性等)劃分油(氣)藏，并闡述油(氣)藏的空間分布及相互關系。4.2.4.2油(氣)藏類型與要素闡述油(氣)藏類型及埋藏深度、油(氣)藏中部海拔(深度)、含油(氣)高度及驅動類型等。4.2.4.3壓力與溫度闡述地層壓力、地層溫度與海拔(深度)的關系，包括油(氣)藏中部的原始地層壓力、壓力系數(shù)、地層4.2.4.4流體性質闡述流體組分、地層及地面條件下流體的物理性質(包括飽和壓力、地飽壓差、地層原油體積系數(shù)、地層原油黏度、溶解氣油比和地面原油密度等)及其變化特征。對于稠油油藏，應闡明黏度與溫度關系；對于凝析氣藏，應論述臨界凝析溫度、臨界點或露點壓力等，并根據(jù)流體相態(tài)分析圖闡明流體類型(見表7)。區(qū)塊驅動高點m含油(氣)高度m中部m原始壓力MPa壓力飽和壓力MPa飽和%℃4.2.4.5油(氣)藏產(chǎn)能情況根據(jù)試油、試采或穩(wěn)定試井及生產(chǎn)資料，闡述各油(氣)藏的產(chǎn)能變化及合理工作制度下的各井的穩(wěn)7定產(chǎn)量。4.2.4.6儲量起算標準儲量起算的單井下限日產(chǎn)量確定：闡述單井下限日產(chǎn)量確定依據(jù)。根據(jù)穩(wěn)定產(chǎn)量與單井下限日產(chǎn)量的比較，闡述達到儲量起算標準的代表井號及井數(shù)。儲量起算標準為油(氣)藏不同埋藏深度下石油和天然氣的單井日產(chǎn)量下限，是進行儲量估算應達到的最低經(jīng)濟條件(見表8)。允許結合儲量估算區(qū)情況，另行計算起算標準。另行計算的起算標準不能低于表8的起算標準。表8儲量起算標準m陸上天然氣單井日產(chǎn)量下限天然氣單井日產(chǎn)量下限4.3地質儲量估算方法、計算單元與開發(fā)狀態(tài)4.3.1估算方法根據(jù)DZ/T0217或DZ/T0252確定，并注明公式中符號的名稱和單位。4.3.2計算單元敘述儲量計算單元劃分的依據(jù)、單元數(shù)及各單元名稱(見表9)。若估算范圍涉及跨礦業(yè)權、自然保護區(qū)等禁止勘查開采區(qū)域，應在平面上按上述區(qū)域細分計算單元。若為復算(核算、結算),應闡述復算(核算、結算)前后計算單元變化情況及對應關系。表9××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)儲量計算單元劃分表區(qū)塊1井區(qū)1層位1油(氣)層組1油(氣)層組2區(qū)塊2井區(qū)1油(氣)層組1油(氣)層組284.3.3開發(fā)狀態(tài)4.3.3.1勘探開發(fā)程度闡述資料截止日期；闡述估算范圍的勘探、開發(fā)及分析化驗的總工作量。析化驗項目與數(shù)量的基礎上，闡述含油(氣)范圍內(nèi)的井控程度等是否達到DZ/T0217或DZ/T0252等對勘探程度的要求。復算(核算、結算)報告要闡述復算(核算、結算)前后的資料變化情況。4.3.3.2地質研究與認識程度敘述重點開展的儲量研究專題、提交的成果報告和主要的參考技術資料。闡述主要的研究結論和認識，是否達到了標準規(guī)定的認識程度。4.3.3.3開發(fā)狀態(tài)根據(jù)各計算單元的勘探開發(fā)狀況界定各計算單元的開發(fā)狀態(tài)。單元較多時宜列表表述。4.4有效厚度的下限標準與確定方法4.4.1測井曲線的選擇及巖芯分析資料的評價闡述適用于解釋孔隙度、滲透率、泥質含量、含油(氣)飽和度及有效厚度劃分等的測井曲線的選擇依據(jù)及測井曲線的質量；闡述是否需要進行環(huán)境校正和測井資料標準化；如果需要，闡述具體方法和結果；闡述巖芯深度歸位、孔隙度和滲透率覆壓校正方法和結果。4.4.2有效孔隙度解釋方法闡述巖芯分析地層孔隙度與孔隙度測井關系研究，測井解釋地層有效孔隙度模型(或方法)的建立，測井解釋地層有效孔隙度結果與精度檢驗。4.4.3空氣滲透率解釋方法闡述地層空氣滲透率解釋方法，地層空氣滲透率模型的建立。4.4.4原始含油(氣)飽和度解釋方法采用測井解釋確定原始含油(氣)飽和度時，應論述有關參數(shù)的確定依據(jù)；采用已建立的原始含油(氣)飽和度經(jīng)驗關系式時，應說明其適用性和置信度。油基泥漿取芯或密閉取芯資料的研究成果，重視取芯井所處油(氣)藏部位、儲層物性及油氣水系統(tǒng)等的影響。測井解釋原始含油(氣)飽和度結果與精度檢驗。4.4.5有效厚度下限標準標準圖版，確定有效厚度下限值，包括估算范圍內(nèi)測試證實的、測井解釋的或類比法確定的結果。盡可能建立區(qū)域性下限標準，以彌補資料不足。也可采用統(tǒng)計性結果，或使用估算范圍內(nèi)目前測試到的下限標準(見表10)。若復算(核算、結算)儲量報告中有效厚度下限標準、孔隙度和飽和度解釋方法發(fā)生變化，應闡述變化9表10××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)油(氣)層有效厚度下限標準表油(氣)層類別電性%%含油(氣)%含油級別電阻率聲波時差油(氣)層4.5地質儲量計算參數(shù)4.5.1含油(氣)面積4.5.1.1含油(氣)邊界確定闡述流體界面的確定方法(試油證實、壓力測試、測井解釋、毛管壓力及烴類檢測等)和求得的界面海拔與綜合確定結果(見表11)。表11油(氣)水界面確定依據(jù)表m區(qū)塊試油壓力測井解釋油(氣)層底深測井解釋油(氣)水界面壓力闡述含油(氣)面積的圈定原則，含油(氣)范圍跨兩個及以上的礦業(yè)權證或省份(海域)的，應以礦業(yè)權證或省份(海域)為界，分開圈定含油(氣)面積；含油(氣)范圍與自然保護區(qū)等禁止勘查開采區(qū)域有重若使用地震信息圈定含油(氣)面積，應闡明所用地震屬性與含油(氣)的關系及置信度。闡明巖性邊界與油(氣)藏構造圖關系。權線、省界線、自然保護區(qū)界線等和圈定依據(jù)。單元及邊界類型較多時可列表表述(見表12)。表12××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)含油(氣)面積圈定依據(jù)表口區(qū)塊表12××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)含油(氣)面積圈定依據(jù)表(續(xù))口區(qū)塊注2:邊界位置是指含油(氣)邊界的方位，如東界、西南界注3:邊界確定依據(jù)應說明確定流體界面邊界、計算線的井號、界面位置、海拔等。4.5.1.2含油(氣)面積選值闡述各計算單元的計算面積、控制井數(shù)及估算范圍內(nèi)的最大疊合面積。若為復算(核算、結算)儲量報告，應闡述含油(氣)面積的變化情況及增減依據(jù)。4.5.2有效厚度根據(jù)4.4中的方法和下限標準解釋單層有效厚度，并計算單井有效厚度。闡述計算單元平均有效厚度的確定方法與取值結果(見表13)。若使用地震資料編制的有效厚度等值線圖計算平均有效厚度時，應闡明所采用的地震屬性的置信度。若為復算(核算、結算)儲量報告，應說明有效厚度變化情況及依據(jù)，有效厚度取值方法差異及單元有效厚度變化主要原因和依據(jù)。表13××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)單元平均有效厚度取值依據(jù)表含油(氣)油(氣)層口分布范圍mm區(qū)塊等值線4.5.3有效孔隙度根據(jù)4.4.2中的方法解釋單層有效孔隙度，并計算單井平均有效孔隙度。闡述單井和計算單元平均孔隙度的確定方法及選值結果(見表14)。若使用地震資料編制的有效孔隙度等值線圖計算平均有效孔隙度時，應闡明所采用的地震屬性的置信度及計算方法。若為復算(核算、結算)儲量報告，應說明復算(核算、結算)前后取值方法差異及單元有效孔隙度變化的主要原因和依據(jù)。表14××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)單元平均有效孔隙度取值依據(jù)表巖芯分析(地層條件下)口塊%口層%區(qū)塊范圍值分布范圍術平均等值線4.5.4空氣滲透率根據(jù)4.4.3中的方法(或其他方法)解釋單層空氣滲透率，并計算單井平均空氣滲透率。單井和計算單元空氣滲透率取值方法應與有效孔隙度保持一致。4.5.5原始含油(氣)飽和度根據(jù)4.4.4中的方法(或其他方法)解釋單層原始含油(氣)飽和度，并計算單井平均原始含油(氣)飽和度。闡述單井和計算單元平均原始含油(氣)飽和度的確定方法及選值結果(見表15)。采用類比法確定原始含油(氣)飽和度時，應列出類比條件。若為復算(核算、結算)儲量報告，應說明復算(核算、結算)前后取值方法差異及單元原始含油(氣)飽和度變化的主要原因和依據(jù)。表15××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)單元平均原始含油(氣)飽和度選值依據(jù)表含油口塊%口層%區(qū)塊層位范圍平均值范圍井點井點等值線壓力其他4.5.6原始原油(天然氣)體積系數(shù)闡述原始原油(天然氣)體積系數(shù)的確定方法、依據(jù)和結果。采用高壓物性分析資料確定油藏原始原油體積系數(shù)時，應分析所取高壓物性資料的可靠性和代表性。也可應用統(tǒng)計公式或類比法確定原始原油體積系數(shù)，但應說明公式適用性或類比條件(見表16)。原始天然氣體積系數(shù)根據(jù)地層溫度、地層壓力及氣體偏差系數(shù)研究結果確定。氣體偏差系數(shù)用組分分析資料計算求取時，應列出所使用的氣體組分分析資料、計算方法及計算結果(見表17)。表16××油田(藏)(區(qū)塊)原始原油體積系數(shù)選值依據(jù)表口個區(qū)塊范圍中深表17××氣田(藏)(區(qū)塊)原始天然氣體積系數(shù)、氣體摩爾分量選值依據(jù)表K壓力K壓力K壓力區(qū)塊若為復算(核算、結算)儲量報告，應說明復算(核算、結算)前后取值方法差異及單元原始原油(天然氣)體積系數(shù)變化的主要原因和依據(jù)。4.5.7原始氣油比闡述原始溶解氣油比確定的方法、依據(jù)和結果。采用高壓物性分析資料確定油藏原始溶解氣油比，應說明將取樣條件下的溶解氣油比換算為油藏中部深度的情況。采用生產(chǎn)氣油比，應闡述其合理工作制度下的穩(wěn)定生產(chǎn)氣油比(見表18)。凝析氣藏應論述天然氣摩爾分量的確定方法及取值結果。需計算二氧化碳及硫化氫儲量的氣藏應分別確定各自的摩爾分量。若為復算(核算、結算)儲量報告，應說明復算(核算、結算)前后取值方法差異及單元原始氣油比變化的主要原因和依據(jù)。表18××油田(藏)或凝析氣田(藏)(區(qū)塊)原始溶解(凝析)氣油比選值依據(jù)表口個口資料數(shù)個區(qū)塊范圍范圍4.5.8地面原油密度闡述地面原油密度的變化規(guī)律，確定各油藏的地面原油密度或凝析油密度(見表19)。若為復算(核算、結算)儲量報告，應說明復算(核算、結算)前后取值方法差異及單元地面原油密度變化的主要原因和依據(jù)。表19××油田(藏)或凝析氣田(藏)(區(qū)塊)原油密度選值依據(jù)表口個原油密度區(qū)塊分布范圍注：分析數(shù)據(jù)的小數(shù)應按實際分析的小數(shù)位數(shù)填4.6探明地質儲量與技術可采儲量4.6.1探明地質儲量探明地質儲量估算結果可使用文字敘述其合計數(shù)，具體數(shù)據(jù)應分計算單元列表表述，包括原油、天然氣、溶解氣、凝析油、非烴氣體(硫化氫、二氧化碳、氦氣等)等。原油和凝析油采用體積單位與質量單位兩種形式表述。若為復算(核算、結算)儲量報告，應論述復算(核算、結算)前后儲量參數(shù)的變化情況及對儲量變動的影響.4.6.2探明技術可采儲量簡述開發(fā)概念設計或開發(fā)方案要點，闡述油(氣)藏的驅動類型、開采方式、井網(wǎng)與井距等。探明技術可采儲量估算方法根據(jù)SY/T5367、SY/T6098選擇確定，并注明公式中符號的名稱、單位。根據(jù)選定的方法進行論述采收率計算方法的選擇依據(jù)及方法中有關參數(shù)的確定原則與合理性等。若采用類比法，應列出與其類比的油(氣)藏有關參數(shù)的對比；若采用經(jīng)驗公式法，應說明選擇的經(jīng)驗公式的來源、適用條件等；若采用數(shù)值模擬法，應闡述地質模型建立的成果，歷史擬合精度論述，并論證參數(shù)選取的合理性；若采用動態(tài)法，應論述動態(tài)法的適用條件和取值原則等(見表20)。區(qū)塊%公式1公式2公式3方法1探明技術可采儲量估算結果包括原油、溶解氣、氣層氣、凝析油、非烴氣體(硫化氫、二氧化碳、氦氣等)等(見表21)。若為復算(核算、結算)儲量報告，應論述復算(核算、結算)前后采收率的變化情況及對技術可采儲量變動的影響。含油(氣)厚度含油(氣)原油(凝析油)原油(凝析油)(氣層氣)原油(凝析油)(氣層氣)原油(凝析油)(氣層氣)區(qū)塊油(氣)m%%%%云4.7探明經(jīng)濟可采儲量與剩余經(jīng)濟可采儲量4.7.1產(chǎn)能評價根據(jù)試油、試采成果，論證平均有效厚度及合理生產(chǎn)壓差下的單井產(chǎn)能和平均遞減率等。4.7.2探明經(jīng)濟可采儲量論述探明經(jīng)濟可采儲量計算方法的選擇，包括現(xiàn)金流量法、經(jīng)濟極限法及類比法等。根據(jù)選擇的計算方法編寫報告(見表22,表23)。表22××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)探明儲量損益表收入費用及附加利潤利潤4.7.2.2現(xiàn)金流量法包括以下內(nèi)容：a)依據(jù)開發(fā)方案或開發(fā)概念設計，預測有關的開發(fā)指標并進行投資估算。b)簡述各種經(jīng)濟指標(成本、價格、稅c)計算經(jīng)濟可采儲量。4.7.2.3經(jīng)濟極限法包括以下內(nèi)容：a)確定經(jīng)濟極限產(chǎn)量。b)動態(tài)方法的選擇。c)計算經(jīng)濟可采儲量。4.7.2.4類比法包括以下內(nèi)容：a)同類油(氣)藏類比。與同類油(氣)藏類比確定經(jīng)濟采收率時，應列出與其類比的油(氣)藏有關特征參數(shù)的對比表。b)確定經(jīng)濟采收率，計算經(jīng)濟可采儲量。表23××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)探明儲量現(xiàn)金流量表收入流出建設投資(含投資方向調(diào)節(jié)稅)生產(chǎn)期投資經(jīng)營成本和費用附加所得稅累計凈(在折現(xiàn)率)建設期生產(chǎn)期所得稅后%投資回收期a注：根據(jù)需要可在現(xiàn)金流入和現(xiàn)金流出欄里增減項目。4.7.3剩余經(jīng)濟可采儲量根據(jù)探明技術可采儲量、探明經(jīng)濟可采儲量估算結果與累計產(chǎn)量，計算剩余經(jīng)濟可采儲量(見表24)。儲量區(qū)與自然保護區(qū)等禁止勘查開采區(qū)有重疊、無法進行商業(yè)開發(fā)時，重疊區(qū)的剩余經(jīng)濟可采儲量視為零，地質儲量和技術可采儲量正常計算。4.8儲量可靠性評價與綜合評價根據(jù)DZ/T0217或DZ/T0252等標準要求對油(氣)藏的儲量可靠性做出評價，并對儲量規(guī)模、豐度、埋藏深度、儲層物性等做出綜合評價分類。4.9儲量劈分描述儲量估算范圍與礦業(yè)權、省份(海域)、自然保護區(qū)等禁止勘查開采區(qū)域重疊情況。4.9.2劈分方法闡述按礦業(yè)權、省份(海域)、自然保護區(qū)劈分儲量的方法及原則。4.9.3劈分結果闡述估算范圍所涉及的省份(海域)的儲量，每個礦證內(nèi)(礦業(yè)權名稱、許可證編號)的儲量、自然保護區(qū)的儲量(見表25,表26)。原油(凝析油)(氣層氣)原油(凝析油)(氣層氣)原油(凝析油)(氣層氣)原油(凝析油)(氣層氣)區(qū)塊開發(fā)狀態(tài)含油厚度孔隙度空氣率含油飽和度體積系數(shù)氣油比原油密度原油溶解氣礦業(yè)權省份自然區(qū)地質采收率累計地質采收率累計區(qū)塊層位m%%%%權(海域)自然保護區(qū)12臺儲量類別含氣面積有效厚度有效孔院度空氣滲透率含氣飽和度體積系數(shù)天然氣凝析油礦業(yè)權省份(海域)自然保護區(qū)區(qū)塊層位地質儲量地質采收率累計m%%%%%%自然124.10問題與建議提出儲量估算和勘探開發(fā)方面存在的問題及下一步工作建議。5插表及附表編制5.1插表及附表編制要求插表及附表編制應滿足以下要求：a)每一表應有簡短確切的表名。表號、表名置于表上居中位置，表號在左，表名在右。必要時應將表中的符號、標記、代碼以及需要說明事項，橫排于標題下作為表注，也可附注于表下。表的各欄均應標明量或項目及標準規(guī)定的符號、單位。b)表內(nèi)均應填入具體數(shù)字或文字，用“—”表示無此c)文字報告中的插表，可根據(jù)實際需要編制，輔助說明報告相關內(nèi)容。d)附表的右下方標明制表人、審核人與日期。5.2附表格式附表格式應滿足以下要求：a)制作附表類文件時應獨立制表，不得采用超鏈接的辦法鏈接其他軟件制作的表格。附表的縱向尺寸應以版心的尺寸為界限，如果橫向或縱向超出版心，可用續(xù)表。續(xù)表中表名可以省略，但表欄頭仍要保留。b)附表類文件的表名要使用標題命令進行定義，標題樣式不做具體規(guī)定，以美觀實用為原則。標題命令完成后應使用軟件自動生成目錄，其制作方法與正文類相同。d)附表各類格式見附錄C。5.3插表報告中應包含以下插表：a)××油(氣)田(藏)已有儲量和申報儲量表。b)××油(氣)田(藏)地層簡表。c)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)圈閉要素表。d)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)斷層要素表。e)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)油氣層綜合表。f)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)儲層特征表。g)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)油(氣)藏參數(shù)表。h)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)儲量計算單元劃分表。i)油(氣)水界面確定依據(jù)表。j)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)含油(氣)面積圈定依據(jù)表。k)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)油(氣)層有效厚度下限標準表。1)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)單元平均有效厚度取值依據(jù)表。m)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)單元平均有效孔隙度取值依據(jù)表。n)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)單元平均原始含油(氣)飽和度選值依據(jù)表。o)××油田(藏)(區(qū)塊)原始原油體積系數(shù)選值依據(jù)表。p)××氣田(藏)(區(qū)塊)原始天然氣體積系數(shù)、氣體摩爾分量選值依據(jù)表。q)××油田(藏)或凝析氣田(藏)(區(qū)塊)原始溶解(凝析)氣油比選值依據(jù)表。r)××油田(藏)或凝析氣田(藏)(區(qū)塊)原油密度選值依據(jù)表。s)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)采收率選值依據(jù)表。t)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)石油(天然氣)探明地質儲量與技術可采儲量數(shù)據(jù)表。u)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)探明儲量損益表。v)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)探明儲量現(xiàn)金流量表。w)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)石油(天然氣)探明可采儲量數(shù)據(jù)表。x)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)石油探明儲量數(shù)據(jù)表。y)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)天然氣探明儲量數(shù)據(jù)表。插表除表名不使用標題命令進行定義外，其他格式要求見附表格式。報告中應包含以下附表：a)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)層組劃分數(shù)據(jù)表。b)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)原油高壓物性分析數(shù)據(jù)表。c)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)地面原油分析數(shù)據(jù)表。d)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)天然氣分析數(shù)據(jù)表。e)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)地層水分析數(shù)據(jù)表。f)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)試油(氣)成果表。g)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)試采(投產(chǎn))數(shù)據(jù)表。h)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)勘探開發(fā)工作量統(tǒng)計表。i)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)分析化驗工作量統(tǒng)計表。j)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)鉆井基礎數(shù)據(jù)表。k)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)鉆井取芯及巖芯分析情況統(tǒng)計表。1)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)有效厚度巖性、含油(氣)性、物性界限基礎數(shù)據(jù)表。m)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)有效厚度電性界限基礎數(shù)據(jù)表。n)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)單井有效厚度測井解釋成果表。o)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)巖芯分析與測井解釋孔隙度關系基礎數(shù)據(jù)表。p)××油田(藏)(區(qū)塊)油基泥漿(密閉)取芯飽和度分析基礎數(shù)據(jù)表。q)××氣田(藏)(區(qū)塊)天然氣組分分析及偏差系數(shù)計算表。r)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)類比法確定采收率基礎數(shù)據(jù)表。s)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)未來開發(fā)投資估算表。t)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)生產(chǎn)成本和費用預測表。u)經(jīng)濟參數(shù)表。v)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)產(chǎn)量預測表。w)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)石油探明儲量數(shù)據(jù)表。x)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)天然氣探明儲量數(shù)據(jù)表。y)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)石油(天然氣)探明儲量綜合評價表。6插圖及附圖編制6.1編圖要求6.1.1圖件內(nèi)容圖件主要包括油(氣)藏地質研究圖件、儲量綜合研究圖件及經(jīng)濟可采儲量計算圖件三大類。油(氣)藏地質研究圖件主要包括構造圖、典型地震地質解釋剖面、控油斷層斷面圖、地層綜合柱狀儲量綜合研究圖件主要包括儲量綜合圖、油(氣)藏剖面圖、含油(氣)面積圖及疊合圖、典型曲線圖、經(jīng)濟可采儲量計算圖件主要包括產(chǎn)量遞減曲線、水驅特征曲線、產(chǎn)量一時間剖面及可采儲量的敏感性分析曲線等。附圖各類格式見附錄D。6.1.2插圖及附圖格式要求6.1.2.1插圖格式應滿足以下要求a)插圖應美觀大方，內(nèi)容涵蓋關鍵內(nèi)容和圖例。碼等用簡練的文字橫排于圖件下方，作為圖注。6.1.2.2附圖編制應滿足以下要求：b)所有圖件采用圖例均以SY/T5615為基礎。c)圖例內(nèi)容涵蓋圖幅中敘述的主要內(nèi)容、參數(shù)解釋等，圖簽內(nèi)容必須涵蓋項目名稱、圖名、制作單6.2插圖及附圖報告中應包含以下插圖及附圖：a)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)地理位置圖。b)××地區(qū)已登記項目區(qū)塊分布圖。c)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)礦證復印件。d)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)含油(氣)面積與礦業(yè)權范圍疊合圖。e)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)含油(氣)面積與省份范圍疊合圖。f)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)含油(氣)面積與禁止勘查區(qū)域范圍疊合圖。g)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)××(層位)儲量綜合圖。h)估算范圍塊發(fā)現(xiàn)井部署圖。i)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)目的層段綜合柱狀圖。j)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)××層頂(底)面構造等值線圖。k)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)地層對比圖。I)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)地震剖面圖。m)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)××(層位)沉積相圖。n)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)地震地質層位標定圖。o)××測線波阻抗等反演剖面。p)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)××(層位)儲層平面分布預測圖。q)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)××(層位)砂巖或其他巖性厚度等值線圖，r)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)××(層位)層組劃分對比圖。s)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)××(層位)巖芯孔隙度、滲透率分布直方圖。t)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)有效儲層巖芯分析毛管壓力曲線圖。u)××井××(層位)儲層綜合評價圖。v)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)××(層位)油(氣)藏剖面圖。w)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)原始地層壓力與深度關系圖。x)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)地層溫度與深度關系圖。y)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)地面原油密度分布圖或隨深度變化關系圖。z)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)地層水礦化度分布圖。aa)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)凝析氣藏流體相態(tài)分布圖。bb)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)稠油油藏黏溫關系曲線圖。cc)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)產(chǎn)能分布圖。dd)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)典型井單井試采曲線圖。ee)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)××(層位)含油(氣)面積圖。ff)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)新增含油(氣)面積疊合圖。gg)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)與本油田已認定的探明含油(氣)面積疊合圖。hh)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)有效厚度下限標準研究圖。i)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)××(層位)儲層四性關系圖。jj)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)有效厚度測井解釋圖版。kk)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)典型井測井解釋綜合圖。II)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)××(層位)有效厚度等值線圖或井點面積權衡法圖。mm)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)測井孔隙度解釋圖版。nn)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)孔隙度壓縮性校正圖版。oo)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)有效孔隙度等值線圖。pp)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)油基泥漿取芯或密閉取芯分析資料與電性曲線關系研究成果圖。qq)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)含油(氣)飽和度等值線圖。rr)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)地層原油(氣)體積系數(shù)隨深度(海拔)變化曲線。ss)××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)動態(tài)法確定可采儲量曲線圖。(規(guī)范性附錄)探明儲量報告封面和扉頁格式圖A.1和圖A.2給出了石油天然氣探明儲量報告封面和扉頁格式?！痢劣?氣)田(藏)××區(qū)塊××(層位)石油(天然氣)探明儲量新增申報單位圖A.1探明儲量報告封面格式××油(氣)田(藏)××區(qū)塊××(層位)石油(天然氣)探明儲量新增編寫單位負責人：×××(簽名)儲管機構負責人：×××(簽名)技術負責人：×××(簽名)總經(jīng)理：×××(簽名或蓋章)注1:扉頁報告名稱為三號黑體。圖A.2探明儲量報告扉頁格式DZ/T0334—2020(規(guī)范性附錄)圖B.1給出了探明儲量報告目次格式。1油(氣)田(藏)概況………………×1.1估算范圍的位置與礦業(yè)權……………………×1.2勘探開發(fā)與申報評審備案簡況………………×2油(氣)田(藏)地質特征…………………………×2.1區(qū)域地質簡況…………………×2.2構造特征………………………×2.3儲層特征………………………×2.4油(氣)藏特征…………………×3地質儲量估算方法、計算單元與開發(fā)狀態(tài)……………………×3.2計算單元………………………×3.3開發(fā)狀態(tài)………………………×4有效厚度的下限標準與確定方法………………×4.1測井曲線的選擇及巖芯分析資料的評價…………………×4.2有效孔隙度解釋方法…………………………×4.3空氣滲透率解釋方法…………………………×4.4原始含油(氣)飽和度解釋方法………………×4.5有效厚度下限標準 ×5地質儲量計算參數(shù) ×5.1含油(氣)面積 ×5.2有效厚度 ×5.3有效孔隙度 X5.4空氣滲透率 ×5.5原始含油(氣)飽和度 ×5.6原始原油(天然氣)體積系數(shù) ×5.7原始氣油比 ×5.8地面原油密度…………………×6探明地質儲量與技術可采儲量…………………×6.1探明地質儲量…………………×6.2探明技術可采儲量……………………………×7探明經(jīng)濟可采儲量與剩余經(jīng)濟可采儲量………………………×7.2探明經(jīng)濟可采儲量……………………………×7.3剩余經(jīng)濟可采儲量……………………………×8儲量可靠性評價與綜合評價……………………×10問題與建議………………………×附件注1:目次、附件均為三號黑體。注2:目次內(nèi)容及附件內(nèi)容為小四號宋體。注3:附件指的是專門的地質研究報告或經(jīng)濟評價報告。圖B.1探明儲量報告目次格式(規(guī)范性附錄)石油天然氣探明儲量報告附表格式表C.1至表C.25給出了石油天然氣探明儲量報告附表格式。表C.1XX油(氣)田(藏)(區(qū)塊)層組劃分數(shù)據(jù)表井區(qū)年.月.日完鉆日期層位射孔井段m取樣深度m取樣數(shù)目支壓力油層℃飽和壓力MPa%收縮率%原油密度油壓套壓流壓靜壓取樣點壓力飽和壓力油層壓力飽和壓力品名m日期原油密度原油黏度%%膠質%瀝青質%%凝固點℃初餾點℃%℃℃注：分析數(shù)據(jù)的小數(shù)位數(shù)按實際分析的小數(shù)位數(shù)填寫。井號層位m取樣日期天然氣%臨界℃臨界壓力備注甲烷乙烷已烷以上氦氮注：分析數(shù)據(jù)的小數(shù)位數(shù)按實際分析的小數(shù)位數(shù)填寫。名井號層層組(氣)砂層組試油(試采)情況水型值密度水電阻率層號m厚度試油結論陽離子陰離子總礦化度日產(chǎn)油日產(chǎn)水累計注：分析數(shù)據(jù)的小數(shù)位數(shù)按實際分析的小數(shù)位數(shù)填寫。井號層位試油序號解釋層號射孔井段m厚度m試油或措施日期年月日工作制度壓力日產(chǎn)量累計產(chǎn)量綜合含水%溫度天然氣相對密度原油性質試油結論備注方式抽深或沖程油層中深m油壓套壓靜壓流壓油t氣水油t氣水測點深度m靜溫c流溫c密度黏度凝固點c總礦化度水型8井號層位試采井段m厚度m累計產(chǎn)量月底)備注日期年月日工作制度壓力日產(chǎn)量氣油比日期年月日工作制度壓力日產(chǎn)量氣油比方式油壓套壓油t氣水油壓套壓靜壓流壓油t氣水油t氣區(qū)塊試采投產(chǎn)含油面積內(nèi)含油面積外井數(shù)口進尺m芯長m收獲率%以上m試油(氣)口試油(氣)層單試單試合試酸化酸化次/井次/井壓裂次/井試采井口投產(chǎn)井口面積測網(wǎng)長度口見油(氣)層井號獲油(氣)流井號油(氣)流井號有油(氣)井口無油(氣)井口器區(qū)塊特殊分析孔隙度滲透率飽和度粒度碳酸鹽毛管壓力大直徑率孔隙度潤濕性巖電實驗薄片鑄體電鏡x衍射圖像原油地層水高壓序號井號井別井口m補芯高度mm鉆井時間年.月.日套管程序mmm總水平位移m總方位取芯顆人工m水泥m固井mm平均收獲%XY(垂)(斜)術管油套總數(shù)含油-區(qū)塊井號層位塊備注筒次井段m進尺m芯長m收獲率%m孔隙度空氣率飽和度薄片鹽壓力X性薄片徑其他含油油浸油斑油跡熒光總長日是是范圍我范圍#厚度日厚度日告表C.13××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)有效厚度電性界限基礎數(shù)據(jù)表序號井號層位層號m厚度m水電阻率電阻率測井電阻率中子累計產(chǎn)量結論阻率電阻率時差%%中子%%油t氣水油t氣水制表人:審核人:日期:厚度厚度厚度厚度厚度E厚度日日日君含油級別結果含油(氣)中子時差阻率厚度E厚度日中果#點層點樣品歸位井段m厚度m%塊選用樣品范圍%%時差中子%%%注：表中巖芯分析孔隙度數(shù)據(jù)應為覆壓校正后的表C.16××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)油基泥漿(密閉)取芯飽和度分析基礎數(shù)據(jù)表%mmm收獲率%樣品歸位含油級別%含油安宗氣層組m天然氣K壓力K壓力備注甲烷乙烷氫區(qū)塊或所屬油(氣)田驅動中部m厚度m%壓力原油密度原油黏度氣油比井網(wǎng)口/km2%備注安安工程投資開發(fā)建設工程投資口mm投資工程投資公用投資總投資表C.20××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)生產(chǎn)成本和費用預測表1動力生產(chǎn)工人工資驅油物注入費維護及修理費油氣處理費其他直接費用廠礦管理費2期間費用管理費用財務費用其中：利息銷售費用3生產(chǎn)成本費用固定成本4經(jīng)營成本和費用5表C.21經(jīng)濟參數(shù)表原油油價(含增值稅)元/t原油油價(不含增值稅)元/t凝析油油價(含增值稅)元/t凝析油油價(不含增值稅)元/t氣價(含增值稅)元/(102m3)氣價(不含增值稅)元/(103m3)%%%%%%%%%%%注：油氣價格也可采用本公司規(guī)定的項目評價價表C.22××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)產(chǎn)量預測表采油(氣)口注水(汽)口日產(chǎn)油量t日產(chǎn)氣量(汽)量%注明單井年產(chǎn)量的遞減率；宮開發(fā)狀態(tài)含油厚度孔隙度空氣率含油飽和度體積系數(shù)氣油比原油密度原油礦業(yè)權省自然區(qū)地質采收率累計地質采收率可采儲量區(qū)塊層位m%%%%權(海域)自然保護區(qū)12儲量類別開發(fā)狀態(tài)含氣面積有效厚度有效孔隙度體積系數(shù)天然氣凝析油礦業(yè)權省份(海域)區(qū)塊層位地質儲量累計地質儲量累計地質累計地質采收率累計m%%%%%%自然12審核人：制表人：審核人：8油(氣)田區(qū)塊層位含油(氣)原油性質天然氣性質分類分類代表井號日產(chǎn)量日產(chǎn)量分類中深m分類巖性孔隙度%滲透率分類原油凝固點℃含硫量%分類硫化氫含量%凝析油%分類注：根據(jù)DZ/T0217,以油(氣)田為單元整體進行儲量綜合評價。規(guī)模單位：油為10?m3,氣為10?m3;豐度單位：油為10*m3/km2,氣為10?m3/km2;千米井深日產(chǎn)量單位：油為m3/(km·d);氣為10?m3/(km·d)。(規(guī)范性附錄)石油天然氣探明儲量附圖格式圖D.1至圖D.10給出了石油天然氣探明儲量報告附圖格式。根據(jù)國家法律、法規(guī)規(guī)定，經(jīng)審查中華人民共和國國土資源部印期圖D.1××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)礦證復印件11×××#××四編圖人：×××繪圖人：×××審核人：×××編圖人：×××繪圖人：×××審核人：×××圖D.5××油(氣)田(藏)(區(qū)塊)地理位置圖××油田××斷塊××油藏剖面圖××油田××斷塊××油藏剖面圖自然電位代表井界系統(tǒng)段相新生界白蛋系泰州組“段0深潮相許井角