裂縫性油（氣）藏探明儲量計算細則

備案號：29760—2010中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準裂縫性油(氣)藏探明儲量計算細則Theregulationsofprovedreservesestimation2010—08-27發(fā)布2010—12—15實施國家能源局發(fā)布前言 Ⅱ1范圍 12規(guī)范性引用文件 13術(shù)語和定義 14裂縫性油(氣)藏描述 25儲量計算工作要求 26容積法儲量計算 47動態(tài)法儲量計算 78數(shù)值模擬法儲量計算 9概率法儲量計算 10經(jīng)濟可采、剩余經(jīng)濟可采與次經(jīng)濟可采儲量計算 11儲量評價 附錄A(規(guī)范性附錄)裂縫性油(氣)藏描述 附錄B(規(guī)范性附錄)儲量計算公式中參數(shù)名稱、符號、計量單位及取值位數(shù) 20附錄C(資料性附錄)東部地區(qū)儲量起算標準 參考文獻 IⅡ本標準按照GB/T1.1—2009給出的規(guī)則起草。本標準代替SY/T5386—2000《石油探明儲量計算細則裂縫性油氣藏部分》,與SY/T5386—2000相比主要有以下變化：——規(guī)范性引用文件由原來的10個引用標準減少為5個，并對前2個進行了更新(見第2章，2000年版的第2章);——增加了“術(shù)語和定義”一章(見第3章);——SY/T5386-2000中“裂縫性油(氣)藏儲量計算工作要求”一并放入“基礎(chǔ)資料錄取要求”之中，并做了較大修改(見5.1,2000年版的第3章);—“儲集空間類型及儲集類型的劃分”更名為“裂縫性油(氣)藏描述”(見第4章，2000年版的第4章); 報告編寫要求”共5章的全部內(nèi)容，刪去了“特殊油氣儲量”一節(jié)及附錄C和附錄D(見2000年版的第5章、第6章、第9章、第10章、第12章、11.3、附錄C和附錄D);——將第7章的大部分條款及內(nèi)容進行了修改、補充及完善(見第7章，2000年版的第7章);余經(jīng)濟可采與次經(jīng)濟可采儲量計算”4章內(nèi)容，增加了“東部地區(qū)儲量起算標準”(見第7章、第8章、第9章、第10章和附錄C)。本標準由石油地質(zhì)勘探專業(yè)標準化委員會提出并歸口。本標準主要起草單位：中國石油天然氣股份有限公司。本標準參加起草單位：國土資源部油氣資源儲量評審辦公室。本標準起草人：張倫友、王永祥、畢海濱、胡曉春、王靖云、黃嘉鑫、唐大海。本標準代替了SY/T5386—2000?！猄Y/T5386—1991。1裂縫性油(氣)藏探明儲量計算細則1范圍本標準規(guī)定了裂縫性油(氣)藏探明儲量計算的工作要求和方法。本標準適用于裂縫性油(氣)藏的儲量計算與評價。2規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應(yīng)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石油天然氣資源/儲量分類DZ/T0217—2005石油天然氣儲量計算規(guī)范SY/T5367石油可采儲量計算方法SY/T6098天然氣可采儲量計算方法SY/T6580—2004石油天然氣勘探開發(fā)常用量和單位3術(shù)語和定義以縫、洞為主要滲流通道的裂縫性儲集層構(gòu)成的油藏、氣藏和凝析氣藏。主要有碳酸鹽巖、變質(zhì)巖、火成巖、泥質(zhì)巖以及其他低滲透碎屑巖等巖類。裂縫性儲集層中能夠儲集油、氣、水的空隙，主要分為孔、洞、縫?？?、洞以孔洞直徑大小分為洞穴、孔洞、大孔隙、中孔隙、小孔隙和微孔隙，縫以裂縫開度大小分為巨縫、特大縫、大縫、小縫、微縫和超微縫。型。裂縫性儲集層主要有孔洞縫復(fù)合型、裂縫型、裂縫—孔隙(或孔洞)型、孔隙(或孔洞)—裂縫型、裂縫一溶洞型、溶洞—裂縫型等主要儲集類型。裂縫性儲集層中，由微裂縫及以上級別的有效縫與其相連通的洞穴、孔洞所組成的縫洞網(wǎng)絡(luò)儲集2裂縫性儲集層中，由超微縫或孔隙喉道以及所連通的各級有效孔隙所組成的超微縫孔隙網(wǎng)絡(luò)儲集系統(tǒng)試采井的單井穩(wěn)定日產(chǎn)量。若無穩(wěn)定日產(chǎn)量，試油井可用試油穩(wěn)定產(chǎn)量折算(不大于原始地層壓力20%)壓差下的產(chǎn)量代替；試氣井可用試氣穩(wěn)定產(chǎn)量折算(不大于原始地層壓力10%)壓差下的產(chǎn)量代替，或者用天然氣無阻流量的1/5～1/4折算產(chǎn)量代替。儲量起算標準產(chǎn)量commercialproduction進行探明儲量計算的經(jīng)濟條件，可根據(jù)當?shù)?、當年銷售平均價和實際經(jīng)營成本及稅費等進行測算4裂縫性油(氣)藏描述關(guān)于裂縫性油(氣)藏的描述，詳見附錄A。5儲量計算工作要求5.1.1.2油(氣)藏開發(fā)前和投入開發(fā)后，應(yīng)錄取不同開發(fā)階段的地層溫度、關(guān)井壓力及不穩(wěn)定試補償中子、補償聲波、長源距聲波或陣列聲波等測井資料。5.1.2.3成像及特殊測井系列可選擇錄取微電阻率掃描成像、井周聲波成像、核磁、偶極子聲波成5.1.3.1巖心的宏觀描述：應(yīng)包括含油氣產(chǎn)狀的觀察；裂縫發(fā)育狀況的分類統(tǒng)計(裂縫開度、密度、延伸長度、方位及傾角，裂縫組系劃分、力學(xué)性質(zhì)等);有效縫條數(shù)及孔洞面孔率的統(tǒng)計。5.1.3.2巖心的微觀描述：主要包括鑄體薄片、熒光薄片、電鏡掃描、CT、核磁等分析方法，分析5.1.3.3其他分析：開展定向取心及核磁共振等分析工作。5.2.1針對探明未開發(fā)儲量，要求單井穩(wěn)定產(chǎn)量達到儲量起算標準(單井穩(wěn)定產(chǎn)量達到儲量起算標3SY/T5386—2010等，按式(1)或式(2)測算。 (1) (2)費等，按式(1)或式(2)簡化測算時，可不考慮開發(fā)井建設(shè)投資I,及投資回收期。5.2.3對于邊緣井，或經(jīng)濟數(shù)據(jù)和穩(wěn)定產(chǎn)量難于獲取，儲量起算標準可以參考東部地區(qū)(參見附錄C)或類比本地區(qū)相似油(氣)藏達標井產(chǎn)量確定。5.2.5勘探開發(fā)程度和地質(zhì)認識程度應(yīng)符合表1中的要求。勘探開發(fā)程度地震已完成二維地震，測網(wǎng)不大于1.0km×1.0km,或有三維地震滿覆蓋。大型、簡單層狀油(氣)藏可適當放寬鉆井1.已完成評價井鉆探，能控制含油(氣)邊界或油(氣)水界面，滿足編制開發(fā)方案或概念設(shè)計的要求；2.小型以上油(氣)藏的油氣層段應(yīng)有巖心資料，中型以上油(氣)藏的油氣層段至少有一個完整的取心剖面，巖心收獲率應(yīng)能滿足對測井資料進行標定的需求；3.大型以上油(氣)田的主力油(氣)層，應(yīng)有合格的油基泥漿或密閉取心資料測井層、裂縫段或其他特殊巖層，能滿足解釋儲量計算參數(shù)的需要測試1.所有預(yù)探井及評價井已完井測試，關(guān)鍵部位井已進行了油(氣)層分層測試；取全、取準流體性質(zhì)、地層溫度和壓力資料；2.中型以上油(氣)藏，已獲得有效厚度下限層單層試油資料；3.油(氣)藏進行了試采或系統(tǒng)試井，取得了壓力不穩(wěn)定試井資料及油(氣)井產(chǎn)能資料分析化驗1.已取得孔隙度、滲透率、毛管壓力、相滲透率和飽和度等巖心(包括全直徑樣品)分析資料；2.取得了流體分析及合格的高壓物性分析資料；3.中型以上油藏進行了確定采收率的巖心分析試驗；中型以上氣藏宜進行氦氣法分析孔4.稠油油藏已取得黏溫曲線；5.凝析氣藏取得了原始條件下的PVT分析及衰竭實驗分析資料地質(zhì)認識程度1.構(gòu)造形態(tài)及主要斷層分布落實清楚，提交了由鉆井資料校正的1:10000～1:25000的油氣層或儲集體頂(底)面構(gòu)造圖；對于大型氣田，目的層構(gòu)造圖的比例尺可為1:50000,對于小型斷塊油藏，目的層構(gòu)造圖的比例尺可為1:5000;2.已查明儲集類型、儲層物性、儲層厚度、非均質(zhì)程度，基本查明縫洞系統(tǒng)分布范圍；3.油(氣)藏類型、驅(qū)動類型、溫度及壓力系統(tǒng)、流體性質(zhì)及其分布、產(chǎn)能等基本清楚；4.有效厚度下限標準和儲量計算參數(shù)基本準確；5.小型以上油藏，中型以上氣藏，應(yīng)有開發(fā)概念設(shè)計，作為經(jīng)濟評價和可采儲量計算的依據(jù)SY/T5386—20105.3儲量計算單元的劃分按儲集類型、巖性、巖相、油氣水組合關(guān)系、流體性質(zhì)、壓力系統(tǒng)、構(gòu)造特征等分層段及縫洞系統(tǒng)綜合劃分儲量計算單元。平面單元按區(qū)塊/井區(qū)或井控范圍劃分，縱向單元跨度不大于200m。5.4儲量計算方法選擇5.4.1未開發(fā)探明儲量計算，應(yīng)采用容積法或數(shù)值模擬法。5.4.2已開發(fā)探明儲量的新增、復(fù)算或核算，應(yīng)根據(jù)資料狀況和適用條件，選用容積法、動態(tài)法或數(shù)值模擬法。5.4.3對于容積法儲量參數(shù)難以確定或動態(tài)法計算條件尚不具備的裂縫性油(氣)藏，可選用概5.5儲量計算基本要求5.5.1采用容積法計算儲量時，應(yīng)根據(jù)油(氣)藏的不同儲集空間類型和分布特征，初步定量描述縫、洞、孔的體積。當縫洞系統(tǒng)的地質(zhì)儲量占總地質(zhì)儲量的10%以上時，需按本標準分別計算基質(zhì)孔隙系統(tǒng)與縫洞系統(tǒng)的地質(zhì)儲量。5.5.2應(yīng)根據(jù)不同開發(fā)階段和擁有資料狀況，選擇兩種以上的計算方法相互驗證。5.5.3油(氣)藏投入開發(fā)后，應(yīng)及時進行儲量復(fù)算或核算。6容積法儲量計算6.1儲量計算公式6.1.1基本公式6.1.1.1油藏原油(體積):原油(質(zhì)量): G,=10~*NR?6.1.1.2氣藏……………………6.1.1.3凝析氣藏凝析氣總地質(zhì)儲量(Ge)由式(6)計算，式(7)中Z;則為凝析氣的兩相偏差系數(shù)。N?=0.01G?o……(9)45SY/T5386—2010fa=GOR/(GE。+GOR) GE=543.15×(1.03-γe) 6.1.2分儲集系統(tǒng)計算公式a)縫洞系統(tǒng)石油、天然氣地質(zhì)儲量：N?=100A,hahaSo/B? b)基質(zhì)孔隙系統(tǒng)石油、天然氣地質(zhì)儲量： c)石油、天然氣總地質(zhì)儲量： 6.1.3技術(shù)可采儲量計算可根據(jù)地質(zhì)儲量和確定的采收率，按下列公式計算技術(shù)可采儲量。原油(體積):Ng=NER……(19)原油(質(zhì)量):……(22)……(23)……(24)關(guān)于采收率的確定方法，見SY/T5367或SY/T6098的相關(guān)部分。儲量計算公式中各參數(shù)名稱、符號、計量單位及取值位數(shù)，見表B.1及SY/T6580—2004的根據(jù)DZ/T0217—2005中第4章“術(shù)語和定義”的規(guī)定：石油為原油和凝析油的總稱；天然氣為氣藏氣、油藏溶解氣和凝析氣藏干氣的總稱。6.2含油(氣)面積的圈定a)經(jīng)鉆井取心資料或測試資料證實，已查明流體界面的油(氣)藏，可用油(氣)底界圈定含b)未查明流體界面的，以試油出油(氣)底界外推圈定含油(氣)面積。c)當三維地震識別的縫洞發(fā)育區(qū)或儲層評價的縫洞發(fā)育區(qū)，不大于流體界面圈定的范圍時，可用于圈定含油(氣)面積。d)根據(jù)探邊測試資料計算的探測半徑圈定含油(氣)面積。6e)達到儲量起算標準的油(氣)井，最大外推1個開發(fā)井距圈定含油(氣)面積。6.3有效厚度的確定6.3.1儲集層和非儲集層的確定針對裂縫性油(氣)藏儲集層裂縫、孔洞空間的非均質(zhì)性以及油氣聚集和滲濾的特殊條件，根據(jù)本油(氣)藏的巖心、測井、測試和生產(chǎn)資料，綜合研究儲集層的巖性、物性、電性以及裂縫、孔、洞分布特點，建立以縫洞型為主要孔隙結(jié)構(gòu)特征的測井解釋方法和模型，研究裂縫、溶洞的測井響應(yīng)關(guān)系，對裂縫、孔洞空間進行半定量～定量評價，確定劃分適合本區(qū)裂縫性儲集層的標準。6.3.2有效儲集層的下限標準一般用有效孔隙度表征儲層的儲集能力；縫洞孔隙度表征儲層的滲流能力；含油氣飽和度表征儲層的含油氣能力。因此，有效儲集層下限的確定，主要是對這三個參數(shù)及基質(zhì)滲透率下限的界定。a)總孔隙度：應(yīng)采用測井曲線計算孔隙度，經(jīng)巖心分析孔隙度驗證確定。b)縫洞孔隙度：應(yīng)采用成像測井、電阻率測井，結(jié)合巖心描述確定。c)含油(氣)飽和度：應(yīng)根據(jù)不同儲集類型，選用不同模型計算，應(yīng)得到密閉取心、相對滲透率分析、毛管壓力曲線、測試等資料的驗證。6.3.3有效厚度的確定6.3.3.1基質(zhì)有效厚度的確定a)根據(jù)有效儲層下限標準，采用測井解釋成果結(jié)合巖心分析，劃分確定各單井有效儲層厚度。b)計算單元的有效儲層厚度，采用等值線面積權(quán)衡或井點面積權(quán)衡法確定。6.3.3.2縫洞系統(tǒng)有效厚度的確定a)單井可根據(jù)巖心描述和放空、井漏段統(tǒng)計，確定出在有效儲層段內(nèi)的縫洞段厚度。b)可根據(jù)成像測井，在有效儲層段內(nèi)劃分出縫洞段累計厚度。c)單井無取心、無成像測井時，可根據(jù)經(jīng)巖心刻度后的深淺雙側(cè)向測井、聲波變密度測井、微球型聚焦測井等資料，解釋出縫洞段，求累計厚度。d)計算單元采用面積權(quán)衡法或者按井點面積權(quán)衡法，求出縫洞系統(tǒng)有效厚度平均值。6.4有效孔隙度的確定6.4.1總孔隙度的確定總孔隙度是基質(zhì)孔隙度和縫洞系統(tǒng)孔隙度之和。φ=φm+ha (25)a)用儲集層全直徑巖心樣品測定。b)用巖心分析孔隙度刻度后的聲波、中子及密度測井等方法計算。6.4.2縫洞系統(tǒng)孔隙度的確定a)常規(guī)測井法。b)巖心法。根據(jù)美國阿莫科石油開采公司研究部R·A納爾遜提出的利用巖心裂縫資料，計算其孔隙度公式，計算縫洞孔隙度。7Pa=b;/(d;+b?)×100% (26)d:=H/m c)成像測井法：利用微電阻率掃描測井(FMI,STAR,XRMI等)綜合解釋縫洞孔隙度；或者在FMI圖像上，按所見到的縫洞在1m井壁上的視開口面積除以1m井段中FMI圖像的b)按式(25)由總孔隙度減縫洞孔隙度求取。6.6原始體積系數(shù)、原始氣油比、原油(凝析油)密度對于具有天然水侵、且?guī)r石和流體均為可壓縮的非定容裂縫性氣藏(凝析氣藏按井流物計算),8由式(29)代換后，化簡為式(30): (30) (32)本條所列物質(zhì)平衡方程通式(28)及其導(dǎo)出式(30)是考慮了水侵、儲層巖石和流體均為可壓縮“定容水驅(qū)藏”,式(32)變?yōu)椋旱年P(guān)系式相同)”,式(32)則變?yōu)椋?(34)c)當C≤0.10,I≤0.10時，表明變?nèi)葑饔?、水侵作用項均可忽略不計，氣藏可視為“定容封閉彈性氣驅(qū)氣藏”,式(32)則變?yōu)椋?(35)對于定容封閉的彈性驅(qū)動的單井裂縫性油(氣)藏(凝析氣藏按井流物計算),當油井的壓降測試曲線出現(xiàn)如圖2中的第Ⅲ段直線后，可采用測試壓力及產(chǎn)量資料，計算其地質(zhì)儲量及技術(shù)可采9SY/T5386—2010圖2彈性二相法壓力降落線圖pw=a-b·t pz=a-b·t 7.2.2地質(zhì)儲量計算、 b)對于氣井，根據(jù)壓力降落(見圖2)直線段斜率、穩(wěn)定日產(chǎn)氣量和原始地層壓力，可計算該 (39)式(38)中：式(39)中：Cg=Cg+C?！?41)a)油井技術(shù)可采儲量，可按6.1.3的方法確定。 (42)對已處于遞減階段生產(chǎn)的裂縫性油(氣)藏，可采用產(chǎn)量與時間的統(tǒng)計關(guān)系(見圖3),計算地 (43) (44)Q=Qe-D (45) (46) (48) (49) (51) (52)對衰竭式開采油(氣)藏，遞減期的累積產(chǎn)量隨遞減時間的變化規(guī)律，見圖4所示衰減曲線，關(guān)1/Gp=a+b/t……(53)G=1/a+Gpo………………(54)此法適用于開發(fā)處于遞減中、后期的油(氣)藏，且數(shù)據(jù)至少按月或年統(tǒng)計，時間t按計算起始對于油藏，地質(zhì)儲量與技術(shù)可采儲量計算與式(54)、式(55)相同，只需把廢棄年產(chǎn)氣量Q。圖4改進衰減曲線示意圖改為廢棄年產(chǎn)油量Qa;天然氣累計產(chǎn)量G,(或Gm)改為石油累計產(chǎn)量N。(或No),則由G變?yōu)镹;GR變?yōu)镹R。8數(shù)值模擬法儲量計算8.1地質(zhì)模型的建立根據(jù)油(氣)藏的構(gòu)造類型、圈閉類型、儲滲類型、油氣水關(guān)系及驅(qū)動類型，建立體現(xiàn)儲量單元地質(zhì)特征的雙介質(zhì)地質(zhì)模型，包括構(gòu)造頂或底面圖、儲層及分層頂面圖、含油氣面積圖、有效厚度分層圖、有效孔隙度分層圖、含油(氣)飽和度分層圖及巖石、流體物性參數(shù)等，確定方法見第6章。8.2數(shù)學(xué)模型的建立建立與地質(zhì)模型相適應(yīng)的數(shù)學(xué)模型，并輸入油(氣)藏各井的地質(zhì)參數(shù)及分時段的生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)，應(yīng)包括井位、井深、井口油套壓力、溫度、油氣水產(chǎn)量及生產(chǎn)時間等參數(shù)。8.3地質(zhì)儲量計算應(yīng)在成功擬合地質(zhì)模型參數(shù)場的基礎(chǔ)上，計算油(氣)藏的地質(zhì)儲量。8.4技術(shù)可采儲量計算在生產(chǎn)史擬合成功及模擬地質(zhì)儲量的基礎(chǔ)上，設(shè)計多個開采方案進行未來產(chǎn)量預(yù)測，在優(yōu)選最佳開采方案的前提下，預(yù)測至油(氣)藏廢棄時的累積采出量，即為技術(shù)可采儲量。9概率法儲量計算9.1計算步驟概率法儲量計算步驟如下：a)建立符合儲量計算參數(shù)統(tǒng)計規(guī)律的概率分布模型(這些概率分布函數(shù)反映某個參數(shù)的整個范圍，包括最小值、最大值或期望值(平均值)、頻率出現(xiàn)最高值和中值等)。b)對隨機數(shù)進行抽樣模擬計算儲量(計算公式見6.1.1),得出該計算單元的儲量概率分布曲線及分布范圍圖。c)統(tǒng)計出儲量期望值(EV)、頻率出現(xiàn)最高值和中值等，根據(jù)本標準要求，選取儲量值。9.2儲量參數(shù)的分布模型選擇9.2.1含油氣面積裂縫性非均質(zhì)油(氣)藏的含油氣面積，應(yīng)根據(jù)具體構(gòu)造及儲層分布狀況，選擇如下兩種分布之一代入模型抽樣運算。a)三角型分布(min;xp;max)模型：通常以已獲達標油氣井控制面積為最小值(min);以6.2方法確定的面積為可能值(xp);以構(gòu)造或裂縫圈閉分布面積為最大值(max)。b)均勻分布模型(min;max):需確定最小值和最大值。9.2.2有效厚度應(yīng)根據(jù)具體構(gòu)造及儲層分布狀況，選擇如下兩種分布之一代入模型抽樣運算。a)正態(tài)分布：需確定均值(h)和標準偏差(o)。b)任意分布：由巖心分析或測井解釋的各井有效厚度，或用等厚圖及分布面積，做出有效厚度直方圖，再計算不同厚度的分布頻率，并繪制有效厚度大于累計分布頻率圖，代入模型9.2.3有效孔隙度有效孔隙度只考慮總孔隙度，可由巖心分析或測井解釋的各井有效層段所對應(yīng)的孔隙度值作為樣本，按孔隙度從下限值到最大值，分級進行分布頻率統(tǒng)計，作出f(φ)—φ分布圖，代入模型抽樣運算。9.2.4含油氣飽和度可由壓汞分析或測井解釋的有效儲層段內(nèi)的孔隙度、飽和度數(shù)據(jù)，繪制孔—飽關(guān)系曲線，并回歸出相關(guān)方程式，代人模型抽樣運算。9.2.5其他計算參數(shù)選值按6.6和6.7的方法確定。9.2.6采收率的確定采收率的確定，可選擇對數(shù)正態(tài)分布模型抽樣運算。需確定頻率最高值(fm)和標準偏差(o)。9.3儲量取值9.3.1輸出結(jié)果根據(jù)各儲量計算參數(shù)的分布模型及有關(guān)取值，代入(蒙特·卡洛)數(shù)值模擬軟件進行抽樣運算，a)反映儲量值的分布概率圖、大于累計分布頻率圖。b)反映不同風(fēng)險程度的地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量的期望值(EV)、均方差(δ)、10%概率下的儲量值(N,Ng或G,GR)、50%概率下的儲量值(N,NR或G,GR)、90%概率下的儲量值(N,Ng或G,GR)等。9.3.2儲量取值依據(jù)GB/T19492的規(guī)定，探明地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量，應(yīng)取90%概率下的儲量值(N,Ng10經(jīng)濟可采、剩余經(jīng)濟可采與次經(jīng)濟可采儲量計算經(jīng)濟可采儲量、剩余經(jīng)濟與次經(jīng)濟可采儲量計算見DZ/T0217,SY/T5367和SY/T6098的相在油(氣)藏儲量計算完成后，應(yīng)分析各種資料的齊全、可靠程度，看其是否達到探明儲量計算的要求；分析確定儲量參數(shù)的方法及各種圖版的精度；分析儲量參數(shù)的計算與選用是否合理，還可以結(jié)合動態(tài)研究成果，進行幾種計算方法的對比評價；分析油(氣)藏的地質(zhì)研究工作，判斷其是否達11.2儲量綜合評價對油(氣)藏儲量規(guī)模、豐度、產(chǎn)能、埋藏深度、儲層孔滲大小等分類，進行地質(zhì)綜合評價，應(yīng)按照DZ/T0217—2005中附錄B的規(guī)定進行。(規(guī)范性附錄)裂縫性油(氣)藏描述A.1裂縫性油(氣)藏特征A.1.1主要特征裂縫性油(氣)藏是指由裂縫性儲集層構(gòu)成的，以縫、洞為主要滲流通道的各類油(氣)藏。A.1.2儲集層巖性裂縫性油(氣)藏儲集層為碳酸鹽巖、變質(zhì)巖、火成巖、泥質(zhì)巖及低滲透碎屑巖。A.1.3儲集空間A.1.3.1儲集空間類型劃分裂縫性儲集層儲集空間是指能夠儲集油氣水的空隙，其類型主要分為孔、洞、縫三類。儲集空間類型按空隙長寬之比分為：a)孔洞：1:1～10:1。b)縫：>10:1。按空隙直徑分為：根據(jù)孔洞直徑及碳酸鹽巖、非碳酸鹽巖裂縫開度分別劃分為六個不同級別，見表A.1。表A.1裂縫性儲集層儲集空間孔、洞、縫分級表孔洞級別孔洞直徑mm碳酸鹽巖裂縫開度非碳酸鹽巖裂縫開度洞穴巨縫巨縫孔洞特大縫>10～100特大縫大孔隙>0.5～2大縫大縫中孔隙小縫小縫小孔隙微縫微縫微孔隙超微縫超微縫A.1.3.2裂縫裂縫可劃分為構(gòu)造縫、風(fēng)化縫、溶蝕擴大縫、成巖縫。其成因分別為：a)構(gòu)造縫：由構(gòu)造應(yīng)力作用形成，受應(yīng)力性質(zhì)、巖性、區(qū)域構(gòu)造作用、構(gòu)造部位等因素控制。根據(jù)力學(xué)性質(zhì)可劃分為張性縫及剪切縫；根據(jù)裂縫傾角大小可劃分為高角度縫、低角度縫及水平縫；根據(jù)充填程度可分為充填縫、半充填縫和張開縫。b)風(fēng)化縫：由表面物理風(fēng)化作用形成，裂縫一般不穿層，縫面彎曲，形狀不規(guī)則，多呈分枝狀和網(wǎng)狀分布。c)溶蝕擴大縫：在原有裂縫的基礎(chǔ)上，經(jīng)溶蝕擴大而形成，具有縫壁不平整、縫寬不一致的特點。d)層(理)間縫：主要指在構(gòu)造力作用下形成的層理縫或?qū)娱g縫，或因巖石結(jié)構(gòu)不均形成的各種層內(nèi)縫。e)壓溶縫：在較高壓力下由選擇性溶解作用形成，常被泥質(zhì)、不溶殘渣、有機質(zhì)等充填。A.1.3.3溶蝕洞厚層狀純碳酸鹽巖儲集層溶蝕孔洞分為：a)洞穴：洞徑大于500mm。b)孔洞：洞徑小于500mm。溶蝕孔洞空間分布主要受控于：a)縫洞系統(tǒng)幾何形狀。b)沉積間斷面。c)內(nèi)部相對隔層。A.1.3.4基質(zhì)孔隙基質(zhì)孔隙包括：a)粒間孔：為巖石顆粒、生物碎屑、鮪粒之間的空隙，受沉積環(huán)境、成巖作用和巖性的控制。孔隙的大小主要由顆粒的大小、分選、形狀及基質(zhì)充填物、膠結(jié)物的含量決定，孔徑為數(shù)微米至數(shù)十微米。b)粒間溶孔：粒間空隙經(jīng)溶蝕擴大形成，孔徑為數(shù)十微米至數(shù)百微米。c)粒內(nèi)溶孔：藻屑、生物碎屑、鮪粒、易溶礦物等顆粒內(nèi)部易溶部分被溶蝕形成孔隙，孔徑為數(shù)十微米至數(shù)百微米。d)生物骨架孔隙：為生物骨架內(nèi)部未被充填部分的殘留孔隙，孔徑為數(shù)十微米。e)晶間孔：為礦物晶體之間的孔隙，由化學(xué)成因、交代成因及重結(jié)晶作用所形成的礦物晶體之間的孔隙，孔徑為數(shù)微米至數(shù)十微米。f)角礫間孔：構(gòu)造作用形成的角礫間孔隙，孔徑為數(shù)十微米至數(shù)百微米。g)氣孔：玄武巖、安山巖等火成巖噴溢熔巖冷凝時產(chǎn)生的大小不一的氣孔，氣孔多為孤立狀，只有被裂縫連通時才能成為油氣儲集有效空間。當被壓扁的氣孔被方解石、綠泥石、硅質(zhì)等充填后，殘留的孔隙變成杏仁狀孔隙。A.1.4不同巖石的儲集空間類型A.1.4.1碳酸鹽巖的儲集空間類型碳酸鹽巖油、氣藏儲集層包括白云巖、灰?guī)r、泥灰?guī)r等幾種類型。致密碳酸鹽巖儲集空間主要為構(gòu)造縫、溶蝕縫、風(fēng)化縫、層間縫和壓溶縫，以構(gòu)造縫和溶蝕縫擴大縫為主；細粒灰?guī)r、生物碎屑灰?guī)r以粒間孔和粒間溶孔為主，構(gòu)造縫及溶蝕縫次之；礁灰?guī)r以生物骨架孔隙和粒間孔隙為主，構(gòu)造縫及溶蝕縫次之。厚層塊狀灰?guī)r不規(guī)則的溶蝕孔洞及大型溶蝕縫洞很發(fā)育。結(jié)晶白云巖中晶間孔也很發(fā)育。泥灰?guī)r中儲集空間主要為構(gòu)造縫。A.1.4.2火成巖的儲集空間類型火成巖油(氣)藏儲集層巖性包括玄武巖、安山巖、流紋巖及凝灰?guī)r等巖類，儲集空間主要為構(gòu)造縫、節(jié)理縫、各種溶蝕孔洞及氣孔。在火成巖儲集層中的氣孔只有與裂縫相連通時才能成為油氣的有效儲集空間。A.1.4.3變質(zhì)巖的儲集空間類型變質(zhì)巖油(氣)藏儲集層巖性包括變粒巖、花崗片麻巖、混合巖、偉晶巖等巖類，主要儲集空間為構(gòu)造縫、風(fēng)化裂縫、角礫粒間孔和各種溶蝕孔縫。A.1.4.4泥質(zhì)巖類的儲集空間類型泥質(zhì)巖類油(氣)藏儲集層巖性包括(鈣質(zhì))泥、頁巖，儲集空間主要為構(gòu)造縫和層間縫。A.1.4.5低滲透碎屑巖的儲集空間類型低滲透碎屑巖油(氣)藏儲集層巖性包括砂巖和礫巖，儲集空間以基質(zhì)孔隙為主，裂縫也較發(fā)育，并有少量溶蝕孔隙，為低孔、低滲或低孔、中滲裂縫—孔隙型儲集層。A.2空隙系統(tǒng)劃分A.2.1縫洞系統(tǒng)在裂縫性儲集層中，由微裂縫及以上級別的有效縫與其相連通的洞穴、孔洞所組成的縫洞網(wǎng)絡(luò)儲集系統(tǒng)，也包括僅由洞穴、孔洞組成的孔洞系統(tǒng)，簡稱縫洞系統(tǒng)。A.2.2基質(zhì)孔隙系統(tǒng)在裂縫性儲集層中，由超微縫或孔隙喉道以及所連通的各級有效孔隙所組成的超微縫孔隙網(wǎng)絡(luò)儲集系統(tǒng)，簡稱基質(zhì)孔隙系統(tǒng)。A.2.3儲集層孔隙喉道寬度的幾個界限效喉道，其控制的孔隙體積為無效孔隙。A.3裂縫性油(氣)藏的儲集類型A.3.1儲集類型的劃分儲集類型系指儲集層中孔隙、孔洞、洞穴、喉道、張開裂縫等空間類型及其在儲集與滲濾作用中的組合關(guān)系。不同巖性的裂縫性油(氣)藏由不同儲集空間類型組成儲集層，根據(jù)縫、洞、孔(包括孔洞)在油(氣)藏中的分布和所占相對比例關(guān)系及儲集層的滲流特征來劃分其儲集類型，可用三角分類圖表示，見圖A.1。在裂縫性油(氣)藏儲集類型三角分類圖上，三個端點孔隙、裂縫、溶洞各占100%位置，I,Ⅱ,Ⅲ區(qū)命名為單一孔隙介質(zhì)儲集類型區(qū)：IV,V,VI,Ⅲ,VⅢ,IX六個區(qū)為兩種孔隙介質(zhì)復(fù)合命名區(qū)，孔隙體積與總孔隙體積之比大于50%為主名，25%～50%為輔名，輔名在前，主名在后，而第三種孔隙介質(zhì)體積不足10%,不參與定名；X,XI,Ⅱ,XV,XV為三種孔隙介質(zhì)復(fù)合命名區(qū)，孔隙體積與總孔隙體積之比大于50%為主名，25%～50%和10%～25%均為輔名，孔隙體積占10%~25%的放在名稱的最前面，25%～50%者居中，大于50%者放在名稱最后面；XVI區(qū)分布于三角形的中央部分，各種儲集空間都占有較大比例(25%～50%),故稱孔洞縫復(fù)合型儲集層。圖A.1裂縫性油(氣)藏儲集類型三角分類圖A.3.2主要儲集類型A.3.2.1孔洞縫復(fù)合型(或似孔隙型)儲集層巖性主要為裂縫、溶洞、孔隙均發(fā)育的純碳酸鹽巖，裂縫、溶洞、孔隙各占25%分布不和以中低滲透為主，其滲流特征與孔隙型儲集層相似。A.3.2.2裂縫型儲集層巖性主要為變質(zhì)巖、火成巖、致密碳酸鹽巖、泥質(zhì)巖，裂縫孔隙體積占總孔隙體積的90%以上，溶蝕孔洞不發(fā)育。裂縫既是油、氣滲流的通道，又是儲集油、氣的主要空間。裂縫發(fā)育不均，各向非均質(zhì)嚴重，同一油(氣)藏內(nèi)，油氣井產(chǎn)能相差懸殊。A.3.2.3裂縫—孔隙(或孔洞)型儲集層巖性主要為火成巖、凝灰?guī)r、結(jié)晶碳酸鹽巖及低滲透碎屑巖，裂縫孔隙體積占總孔隙體積的10%～50%,以溶蝕孔隙及基質(zhì)孔隙為主(>50%)。油、氣主要儲集在溶蝕孔隙和基質(zhì)孔隙中，裂縫主要起滲流通道作用，具有雙重孔隙介質(zhì)滲流特點。儲集層巖性主要為火成巖、變質(zhì)巖、結(jié)晶碳酸鹽巖及低滲透碎屑巖，裂縫孔隙體積占總孔隙體積的50%以上，以裂縫為主要儲滲空間，其滲流特征介于裂縫型與裂縫—孔隙(或孔洞)型儲集層之間。A.3.2.5裂縫一溶洞型儲集層巖性主要為純碳酸鹽巖，溶洞孔隙體積占總孔隙體積的50%以上，溶洞為主要儲集油、氣的空間，裂縫主要為滲流通道。鉆遇溶洞處出現(xiàn)鉆具放空、井徑異常擴大和鉆井液大量漏失現(xiàn)象。A.3.2.6溶洞一裂縫型溶洞—裂縫型與裂縫—溶洞型相似，儲集層巖性為純碳酸鹽巖，溶洞及裂縫成為主要儲滲空間，裂縫孔隙體積占總孔隙體積的50%以上。鉆遇溶洞處出現(xiàn)鉆具放空、井徑異常擴大和鉆井液大量漏失現(xiàn)象。A.4.1儲集層空隙空間組合特征分類按儲集空隙空間組合特征，儲集類型主要有A.3.2所描述的孔洞縫復(fù)合型(或似孔隙型)、裂縫型、裂縫—孔隙(或孔洞)型、孔隙(或孔洞)—裂縫型、裂縫—溶洞型、溶洞—裂縫型等6種。A.4.2裂縫發(fā)育程度分類裂縫發(fā)育程度，可用裂縫滲透率與基質(zhì)滲透率的比值來確定，見表A.2。表A.2縫洞系統(tǒng)發(fā)育程度劃分表裂縫發(fā)育程度裂縫極發(fā)育裂縫型裂縫較發(fā)育孔隙—裂縫型裂縫發(fā)育差裂縫一孔洞型裂縫極不發(fā)育孔隙型A.4.3儲層物性評價方法A.4.3.1巖心分析法全直徑巖心分析可求得裂縫+基質(zhì)孔隙度和滲透率，小巖樣分析可求得基質(zhì)孔隙度和滲透率，兩者之差可代表縫洞孔隙度和滲透率。A.4.3.2測井方法測井方法可分別計算基質(zhì)和縫洞孔隙度及滲透率。A.4.3.3不穩(wěn)定試井資料解釋法不穩(wěn)定試井資料解釋，可求得雙介質(zhì)裂縫滲透率。A.4.4分類評價根據(jù)裂縫性儲集層的有效孔隙度及滲透率大小，將儲層分為特高、高、中、低及特低5類，見DZ/T0217—2005中的表B.5和表B.6。(規(guī)范性附錄)儲量計算公式中參數(shù)名稱、符號、計量單位及取值位數(shù)儲量計算公式中參數(shù)名稱、符號、計量單位及取值位數(shù)見表B.1。表B.1儲量計算公式中參數(shù)名稱、符號、計量單位及取值位數(shù)表線性方程截距a///含氣面積平方千米小數(shù)點后二位含油面積平方千米小數(shù)點后二位線性方程斜率b///裂縫寬度毫米mm小數(shù)點后二位天然氣體積系數(shù)B一1小數(shù)點后五位原始天然氣體積系數(shù)一1小數(shù)點后五位原始原油體積系數(shù)一1小數(shù)點后三位地層水體積系數(shù) 1小數(shù)點后三位氣藏的有效壓縮系數(shù)C每兆帕MPa-1小數(shù)點后五位無因次綜合壓縮系數(shù)一1小數(shù)點后三位巖石的有效壓縮系數(shù)C每兆帕MPa-1小數(shù)點后五位氣井生產(chǎn)固定成本萬元每年小數(shù)點后二位油井生產(chǎn)固定成本萬元每年小數(shù)點后二位氣井生產(chǎn)可變成本元每千立方米元/103m3小數(shù)點后二位油井生產(chǎn)可變成本元每噸元/t小數(shù)點后二位天然氣的壓縮系數(shù)每兆帕MPa~1小數(shù)點后五位地層水壓縮系數(shù)每兆帕MPa~1小數(shù)點后五位油藏總壓縮系數(shù)每兆帕MPa-1小數(shù)點后五位氣藏總壓縮系數(shù)每兆帕MPa-1小數(shù)點后五位產(chǎn)量遞減率每年小數(shù)點后三位產(chǎn)量初始遞減率D每年小數(shù)點后三位裂縫平均間距d米每條m/條小數(shù)點后二位氣藏變?nèi)菹禂?shù)一1小數(shù)點后三位采收率一1小數(shù)點后三位期望值///凝析氣藏干氣摩爾分量一1小數(shù)點后三位頻率最高值1/表B.1(續(xù))天然氣地質(zhì)儲量G億立方米小數(shù)點后二位凝析氣地質(zhì)儲量億立方米小數(shù)點后二位干氣地質(zhì)儲量億立方米小數(shù)點后二位溶解氣地質(zhì)儲量億立方米小數(shù)點后二位天然氣技術(shù)可采儲量億立方米小數(shù)點后二位縫洞、基質(zhì)系統(tǒng)的天然氣地質(zhì)儲量億立方米小數(shù)