DZ∕T 0335-2020 致密油儲量估算規(guī)范（正式版）

中華人民共和國地質(zhì)礦產(chǎn)行業(yè)標準中華人民共和國自然資源部發(fā)布I前言 Ⅲ 12規(guī)范性引用文件 13術(shù)語和定義 14地質(zhì)儲量估算 14.1總則 14.2儲量起算標準 24.3各級儲量勘探開發(fā)與地質(zhì)認識程度要求 34.4儲量計算單元 34.5地質(zhì)儲量估算方法 55地質(zhì)儲量計算參數(shù)確定 65.1含油面積 65.2有效厚度 75.3有效孔隙度 75.4空氣滲透率 75.5原始含油飽和度 85.6原始原油體積系數(shù)及原始溶解氣油比 85.7地面原油密度 86技術(shù)可采儲量估算 86.1計算公式 86.2技術(shù)采收率確定條件 86.3技術(shù)采收率確定方法 87經(jīng)濟可采儲量估算 97.1計算方法 97.2參數(shù)取值要求 98儲量綜合評價 99報告編寫 99.1報告名稱 99.2報告編寫要求 附錄A(規(guī)范性附錄)油氣儲量估算情形 附錄B(規(guī)范性附錄)致密油儲量容積法估算關(guān)鍵圖件需求 附錄C(規(guī)范性附錄)致密油儲量報告目錄 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(jié)構(gòu)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(shù)委員會(SAC/TC93)歸口。本標準起草單位：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長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院、中國石油化工股份有限公司。1致密油儲量估算規(guī)范本標準規(guī)定了致密油定義、致密油儲量估算方法以及儲量綜合評價的要求。本標準適用于致密油儲量估算、評價及相關(guān)技術(shù)標準制定。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DZ/T0334石油天然氣探明儲量報告編寫規(guī)范SY/T5367石油可采儲量計算方法SY/T5838陸上油氣探明經(jīng)濟可采儲量評價細則SY/T6580石油天然氣勘探開發(fā)常用量和單位3術(shù)語和定義下列術(shù)語和定義適用于本文件。夾在或緊鄰優(yōu)質(zhì)生油層系的致密碎屑巖或碳酸鹽巖等儲層中，未經(jīng)過長距離運移而形成的石油聚集，一般無自然產(chǎn)能，或自然產(chǎn)能低于經(jīng)濟油流下限，需通過大規(guī)模措施改造才能形成工業(yè)產(chǎn)能。致密油儲層滲透率一般為地面空氣滲透率小于1mD,大致相當于儲層基質(zhì)覆壓空氣滲透率小于0.1mD。儲層空氣滲透率采用中值法選值。烴源巖內(nèi)或緊鄰烴源巖的致密油儲層集中發(fā)育段，以碎屑巖或碳酸鹽巖儲層等連續(xù)發(fā)育，呈厚層狀或與泥頁巖薄互層為特征。鑒于泥頁巖單層厚度達到一定值時影響壓裂工程技術(shù)效果，同一油層組內(nèi)可根據(jù)儲集層和泥頁巖發(fā)育狀況劃分為若干致密油層段。4地質(zhì)儲量估算4.1總則按照GB/T19492劃分的探明地質(zhì)儲量、控制地質(zhì)儲量、預測2試采6個月的單井平均日產(chǎn)油量下限標準見表1。其中，試采6個月的單井平均日產(chǎn)油量下限是進m日產(chǎn)量作為儲量起算標準，見式(1)和式(2)。另行計算的起算標準3q——單井初期最低穩(wěn)定日產(chǎn)量，單位為噸每天(t/d);D;——單井初始月遞減率，以百分數(shù)表示(%);tm——單井月生產(chǎn)天數(shù)，單位為天(d);T——投資回收期，單位為年(a);Nmn——單井最低累計產(chǎn)量，單位為噸(t)。4.3各級儲量勘探開發(fā)與地質(zhì)認識程度要求4.3.1探明地質(zhì)儲量要求探明地質(zhì)儲量是指經(jīng)評價鉆探和開發(fā)先導試驗區(qū)生產(chǎn)，證實油藏可提供開采并能獲得經(jīng)濟效益后，估算求得的地質(zhì)儲量。探明地質(zhì)儲量符合GB/T19492的規(guī)定。探明地質(zhì)儲量的估算，應查明致密油烴源巖質(zhì)量與分布、儲集層空間分布狀況、儲層特征、流體分布規(guī)律及產(chǎn)能等；各項計算參數(shù)及儲量的可靠程度高；鉆采工藝技術(shù)已成熟；開發(fā)先導試驗區(qū)已實施，油井生產(chǎn)規(guī)律(遞減率)基本清楚，并證實了儲量的商業(yè)開發(fā)價值；已有初步開發(fā)方案。綜合分析評價區(qū)地質(zhì)條件不差于開發(fā)先導試驗區(qū)。探明地質(zhì)儲量勘探開發(fā)及認識程度基本要求，詳見表2。4.3.2控制地質(zhì)儲量要求控制地質(zhì)儲量是指開發(fā)先導試驗井組試采證實油藏具有商業(yè)可開發(fā)性后，估算求得的地質(zhì)儲量?？刂频刭|(zhì)儲量符合GB/T19492的規(guī)定。控制地質(zhì)儲量的估算，應基本查明致密油烴源巖質(zhì)量與分布、儲集層空間分布狀況、儲層特征、流體分布規(guī)律及產(chǎn)能；各項計算參數(shù)及儲量的可靠程度中等；鉆采工藝技術(shù)基本成熟；開發(fā)先導試驗井組證實了儲量的商業(yè)可采性；儲量升級方案已落實。綜合分析評價區(qū)地質(zhì)條件不差于已開發(fā)試驗井組?？刂频刭|(zhì)儲量勘探開發(fā)及認識程度基本要求，詳見表2。4.3.3預測地質(zhì)儲量要求預測地質(zhì)儲量是指單井長周期試采且綜合評價表明有進一步評價和商業(yè)開發(fā)潛力后，估算求得的地質(zhì)儲量。預測地質(zhì)儲量符合GB/T19492的規(guī)定。預測地質(zhì)儲量的估算，應初步查明致密油烴源巖質(zhì)量與分布、儲集層空間分布狀況、儲層特征、流體分布規(guī)律及產(chǎn)能；各項計算參數(shù)及儲量的可靠程度較低；初步探索了鉆采工藝技術(shù)；已有儲量升級部署方案。綜合分析評價區(qū)地質(zhì)條件不差于試驗井。預測地質(zhì)儲量勘探開發(fā)及認識程度基本要求，詳見表2。4.4儲量計算單元儲量計算單元(簡稱計算單元)是計算各級儲量的基本單元。儲量計算單元以致密油層段為基本單元。致密油層段劃分還應與措施改造技術(shù)波及的范圍相匹配，措施改造未波及的零散油層不能計算儲量。計算單元劃分原則如下：a)平面上，在致密油有效儲層發(fā)育范圍內(nèi)結(jié)合礦業(yè)權(quán)證范圍、省界、自然保護區(qū)等禁止勘查開采區(qū)等邊界，根據(jù)鉆井控制程度、儲層分布狀況和各級儲量界定條件分井區(qū)確定。b)含油面積跨兩個及以上的礦業(yè)權(quán)證或省份(海域)的，應分開劃計算單元。4已實施二維地震或三維地震，滿足構(gòu)造解釋、儲集層及烴源巖空間分布預測需求鉆井與1.已完成評價井和開發(fā)先導試驗區(qū)鉆探，控2.已有開發(fā)先導試驗區(qū)3.致密油層段巖芯剖面能準確反映主要油層平面變化情況，巖芯收獲率滿足測井資料1.現(xiàn)有鉆井基本控制了油層空間分布狀況，已有代表性的開發(fā)主要油層平面變化情況，巖芯收獲率滿足測井資料標定基本需求3.已取得合格的油基泥漿或密閉取芯資料1.已有基本控制致級潛力的水平井了完整的巖芯剖面1.直井取準高精度常規(guī)測井資料；水平井取2.已取得代表性的壓裂效果監(jiān)測與評價資料(如水平井產(chǎn)液剖面、套后陣列聲波等)資料需要1.探評井測試比例不低于90%,測試井點分產(chǎn)規(guī)律(遞減率)基本清楚，并證實了儲量的3.取得了代表性生產(chǎn)井的壓力、氣油比等動1.探評井測試比例不低于70%,量達到儲量起算標準1.探評井測試比例2.單井試采超過6個月，表明了儲量的可采性1.已取得刻度“七性”關(guān)系的烴資料1.構(gòu)造形態(tài)、儲層空間分布形態(tài)清楚，能為水平井鉆探提供準確導向征等基本清楚2.可采用類比法確靠程度低3.已有儲量升級部5過100m。儲量估算公式中符號名稱和計量單位應符合SY/T6580的規(guī)定。油體積系數(shù)和地面原油密度等，溶解氣油比較高或儲量規(guī)模大于0.1×10?m3時，應計算溶解氣地質(zhì) (3)φ——有效孔隙度，以百分數(shù)表示(%);So——原始含油飽和度，以百分數(shù)表示(%);G,=10-1NRN?=Np?4.5.3類比法6標區(qū)的地質(zhì)儲量；也可利用本區(qū)已進行較長時間試采井估算的地質(zhì)儲量，結(jié)合壓裂工程效果和未來開發(fā)井網(wǎng)部署估算地質(zhì)儲量。4.5.4動態(tài)法在生產(chǎn)動態(tài)資料滿足的情況下，可根據(jù)驅(qū)動類型和開發(fā)方式等選擇合理的動態(tài)方法計算地質(zhì)儲量。4.5.5概率法化范圍。根據(jù)地質(zhì)條件、有效儲層下限標準、測井解釋結(jié)果等，分別確定有效厚度等儲量計算參數(shù)的變根據(jù)儲量計算參數(shù)變化范圍，求得儲量累積概率曲線，按規(guī)定概率值估算各類地質(zhì)儲量。5地質(zhì)儲量計算參數(shù)確定5.1含油面積邊界及致密油有效儲層邊界(“甜點”范圍),并在構(gòu)造背景下，編制有效厚度等值線圖，作為圈定含油面積的基礎(chǔ)。5.1.2探明含油面積探明含油面積包括探明已開發(fā)含油面積和探明未開發(fā)含油面積：5.1.2.1探明已開發(fā)含油面積依據(jù)生產(chǎn)井靜、動態(tài)資料確定的開發(fā)井距，沿井外推0.5倍開發(fā)井距確定，開發(fā)井距大小應與實際壓裂工程波及范圍相匹配。5.1.2.2探明未開發(fā)含油面積在綜合評價確定的“甜點”范圍及礦業(yè)權(quán)邊界范圍內(nèi)，根據(jù)鉆井控制程度a)含油面積邊部，結(jié)合已批準的開發(fā)方案，沿井外推不超過1.5倍開發(fā)井距圈定。b)含油面積內(nèi)，根據(jù)儲層橫向均質(zhì)性程度，井間距離不大于3倍～4倍開發(fā)井距，在水平井段延伸方向可適度放寬，但不超過1口～2口水平井部署需要。c)含油面積圈定時要充分考慮未來開發(fā)可行性，嚴格扣除因地面條件、水源地保護、環(huán)境保護等因素不能開采的范圍。5.1.2.3含油范圍跨兩個及以上的礦業(yè)權(quán)證或省份(海域)的，應以礦業(yè)權(quán)證或省份(海域)為界，分開圈定含油面積。5.1.2.4含油范圍與自然保護區(qū)等禁止勘查開采區(qū)域有重疊的，按重疊區(qū)和非重疊區(qū)，分開圈定含油5.1.3控制含油面積a)含油面積邊部，沿井外推2.5倍開發(fā)井距圈定。b)含油面積內(nèi)，根據(jù)儲層橫向均質(zhì)性程度，井間距離不大于5倍～6倍開發(fā)井距，在水平井延伸方7向可適度放寬，但不超過2口～4口水平井部署需要。c)含油面積圈定時要充分考慮未來開發(fā)可行性，嚴格扣除因地面條件、水源地保護、環(huán)境保護等因素不能開采的范圍。d)含油范圍跨兩個及以上的礦業(yè)權(quán)證或省份(海域)的，應以礦業(yè)權(quán)證或省份(海域)為界，分開圈定含油面積。e)含油范圍與自然保護區(qū)等禁止勘查開采區(qū)域有重疊的，按重疊區(qū)和非重疊區(qū)，分開圈定含油5.1.4預測含油面積a)含油面積邊部，沿井外推3.5倍開發(fā)井距圈定。b)含油面積內(nèi)，井的資料能基本控制儲層的空間分布狀況。c)含油范圍跨兩個及以上的礦業(yè)權(quán)證或省份(海域)的，應以礦業(yè)權(quán)證或省份(海域)為界，分開圈定含油面積。d)含油范圍與自然保護區(qū)等禁止勘查開采區(qū)域有重疊的，按重疊區(qū)和非重疊區(qū)，分開圈定含油5.2有效厚度油層有效厚度(簡稱有效厚度),是指經(jīng)采取措施后達到儲量起算標準的致密油層段中具有產(chǎn)油能力的那部分儲層厚度。包括以下三個方面：a)單井有效厚度下限標準。以巖芯分析和測井資料為基礎(chǔ)，以測試和試采資料為依據(jù)，研究致密油儲層巖性、物性、含油性和電性的相互關(guān)系，并考慮儲層的脆性指數(shù)、致密油類型及其源儲配置特點，確定劃分有效厚度的下限標準。b)單井有效厚度劃分。以測井解釋資料劃分有效厚度時，應對有關(guān)測井曲線進行必要的井筒環(huán)境(如井徑變化等)校正和不同測井系列的標準化處理；以巖芯資料為主劃分有效厚度時，致密油層段關(guān)鍵井應取全巖芯，收獲率不低于80%。c)單元平均有效厚度確定。采用等值線面積權(quán)衡法確定單元平均有效厚度；結(jié)合儲層分布狀況和鉆井控制程度，也可采用井點面積權(quán)衡法或算術(shù)平均法確定；應采用多種方法相互驗證后合理5.3有效孔隙度有效孔隙度應為有效儲集層段地層條件下的平均有效孔隙度。有效孔隙度取值可直接采用巖芯分析資料計算，也可用巖芯資料刻度后的測井資料解釋結(jié)果確定。測井解釋孔隙度與巖芯分析孔隙度的相對誤差不超過±8%。對于不同時期、不同方法分析的孔隙度資料，要通過平行取樣分析對地面孔隙度進行系統(tǒng)差異校正。應取得巖芯覆壓孔隙度分析資料，并對地面孔隙度進行覆壓校正。井點的有效孔隙度采用有效厚度權(quán)衡法確定；單元平均有效孔隙度采用面積權(quán)衡法或算術(shù)平均法確5.4空氣滲透率空氣滲透率應為有效儲集層段地層條件下的平均空氣滲透率。對于不同時期、不同方法分析的空氣滲透率資料，要通過平行取樣分析對地面空氣滲透率進行系統(tǒng)8差異校正。應取得巖芯覆壓空氣滲透率分析資料，并對地面空氣滲透率進行覆壓校正?？諝鉂B透率取值方法應與有效孔隙度取值保持一致。5.5原始含油飽和度原始含油飽和度應為有效儲集層段地層條件下的平均原始含油飽和度。應以本地區(qū)有代表性的油基泥漿或密閉取芯資料為基礎(chǔ)，采用測井解釋、毛管壓力等資料綜合確定。5.6原始原油體積系數(shù)及原始溶解氣油比原始原油體積系數(shù)應為原始地層條件下原油體積與地面標準條件下脫氣原油體積的比值。應進行井下取樣或地面配樣獲得有代表性的高壓物性分析資料，樣品平面分布應相對均勻。原始溶解氣油比可以利用有代表性的井下取樣高壓物性分析資料獲得，也可采用合理工作制度下的生產(chǎn)氣油比確定。5.7地面原油密度應在油田不同部位取得一定數(shù)量有代表性的地面油樣分析測定。6技術(shù)可采儲量估算6.1計算公式根據(jù)計算的地質(zhì)儲量和確定的采收率，按式(6)計算原油可采儲量：Ng=N,ER Ng——原油技術(shù)可采儲量，單位為萬噸(10?t);N,——原油地質(zhì)儲量，單位為萬噸(10?t);ER——采收率。溶解氣技術(shù)可采儲量按式(7)計算： (7)Gg——溶解氣技術(shù)可采儲量，單位為億立方米(10?m3);ER——采收率。6.2技術(shù)采收率確定條件已實施的操作技術(shù)或近期將要采用的成熟技術(shù)，包括采油技術(shù)和提高采收率技術(shù)等；開發(fā)方案進展應符合相應級別儲量需求；按近期平均價格和實際成本評價是經(jīng)濟的和次經(jīng)濟的。預計提高采收率技術(shù)增加的可采儲量，要求該技術(shù)在致密油生產(chǎn)先導試驗區(qū)或類似致密油儲層已取6.3技術(shù)采收率確定方法6.3.1動態(tài)法根據(jù)區(qū)塊或單井生產(chǎn)動態(tài)資料及其變化規(guī)律，采用遞減曲線法計算預測產(chǎn)量為零時的累積產(chǎn)量作為9技術(shù)可采儲量，符合SY/T5367的規(guī)定；預測產(chǎn)量不能為零時，預測廢棄壓力下技術(shù)極限產(chǎn)油量對應的累積產(chǎn)量作為技術(shù)可采儲量。再利用微地震監(jiān)測或其他有效方法確定的壓裂工程波及范圍，計算單井控對已實施提高采收率措施的致密油區(qū)塊，如加密調(diào)整、二次壓裂、補充能量開發(fā)等，可根據(jù)措施后效6.3.2類比法未生產(chǎn)或處于生產(chǎn)初期的致密油，根據(jù)地質(zhì)特征及流體性質(zhì)的相似性，類比相鄰的成熟已開發(fā)區(qū)塊后確定采收率；也可根據(jù)地質(zhì)條件相似的相鄰區(qū)塊致密油單井最終可采儲量，利用本區(qū)塊開發(fā)方案部署類比條件應符合下列條件：a)目標區(qū)塊與類比區(qū)塊相鄰。b)烴源巖和儲層沉積環(huán)境、儲層特征、有效儲層分布狀況、流體特征與分布、溫壓條件及驅(qū)動方式等相似或相同。c)已采用或預期采用的開發(fā)技術(shù)、開發(fā)方式、井網(wǎng)或井距相似或相同。d)目標區(qū)塊儲層及流體特征要不差于類比區(qū)塊。7經(jīng)濟可采儲量估算7.1計算方法已開發(fā)經(jīng)濟可采儲量采用經(jīng)濟極限法計算；未開發(fā)經(jīng)濟可采儲量采用現(xiàn)金流量法計算。在儲量壽命期內(nèi)，當采用現(xiàn)金流量法評價的財務內(nèi)部收益率大于或等于基準收益率時所求得的累計產(chǎn)量確定為經(jīng)濟7.2參數(shù)取值要求a)已開發(fā)儲量采用實際油氣銷售價格，未開發(fā)儲量執(zhí)行公司的規(guī)定價格。b)產(chǎn)量及開發(fā)井數(shù)等工程參數(shù)采用開發(fā)方案確定值。c)投資、成本和稅費等經(jīng)濟參數(shù)依據(jù)實際發(fā)生值求取。d)基準收益率取值根據(jù)有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。8儲量綜合評價依據(jù)DZ/T0217中附錄C(規(guī)范性附錄)中的儲量規(guī)模、儲量豐度、產(chǎn)能、埋藏深度、儲層物性(孔隙9報告編寫9.1報告名稱××油田××區(qū)塊××層位致密油石油探明儲量新增(復算、核算、結(jié)算)報告。9.2報告編寫要求在DZ/T0334基礎(chǔ)上，突出致密油相關(guān)特征、技術(shù)可行性及經(jīng)濟可行性論述，重點增加以下內(nèi)容及相關(guān)圖表：a)烴源巖評價及相關(guān)圖表(見附錄B)。b)儲層“七性”關(guān)系評價及相關(guān)圖表(見附錄B)。c)鉆采工藝技術(shù)評價。d)儲量起算標準計算。e)儲量已動用程度計算。f)不同條件(油價、折現(xiàn)等)下經(jīng)濟敏感性分析及相關(guān)圖表。g)提供儲量升級部署方案、開發(fā)方案等。報告編寫目錄見附錄C。(規(guī)范性附錄)油氣儲量估算情形油田從發(fā)現(xiàn)直至廢棄的過程中，根據(jù)地質(zhì)資料、工程技術(shù)以及技術(shù)經(jīng)濟條件的變化，共有五種儲量估在油田、區(qū)塊或?qū)酉抵惺状喂浪闵蠄蟮膬α繛樾略?。其中首次上報的新增探明地質(zhì)儲量中，新增探明可采儲量和采收率應與開發(fā)概念設(shè)計的開發(fā)方式及井網(wǎng)條件相匹配。A.2復算在新增探明儲量后又新增工作量，或開發(fā)生產(chǎn)井完鉆后進行的再次儲量估算為復算。油田投入開發(fā)后，應結(jié)合開發(fā)生產(chǎn)過程對探明儲量實施動態(tài)估算。儲量復算后，在復算核減區(qū)如果再次估算探明儲量，須投入相應實物工作量并達到探明儲量要求。凡屬下列情況之一者，需要進行儲量復算，復算結(jié)果計入當年凈增儲量中：a)當獨立開發(fā)單元或油田主體部位開發(fā)方案全面實施后。b)油藏地質(zhì)認識發(fā)生變化。c)儲量估算參數(shù)發(fā)生明顯變化。d)地質(zhì)儲量和可采儲量與生產(chǎn)動態(tài)資料有明顯矛盾。e)探明儲量尚未投入開發(fā)，新增工作量及評價資料，證實油藏地質(zhì)認識發(fā)生變化。A.3核算儲量復算后在開發(fā)生產(chǎn)過程中的各次儲量估算為核算。隨著油田開發(fā)調(diào)整工作的深人和對油田認識程度的提高，應對復算后的投入開發(fā)儲量進行多次核算，直至油氣枯竭。進行核算時，應充分利用開發(fā)凡屬下列情況之一者，需要進行儲量核算：a)生產(chǎn)動態(tài)資料反映出所算的地質(zhì)儲量和可采儲量與生產(chǎn)動態(tài)資料有明顯矛盾。b)對儲層進一步的深入研究及生產(chǎn)實踐表明，原儲量估算參數(shù)需要做大的修改。c)油田鉆了成批的加密井、調(diào)整井，進行了三維地震或采取重大開發(fā)技術(shù)措施等之后，或者工藝技術(shù)手段有新的突破，地質(zhì)儲量參數(shù)發(fā)生重大變化。A.4標定A.4.1在開發(fā)生產(chǎn)過程中，依據(jù)開發(fā)動態(tài)資料和經(jīng)濟條件，對截至上年末及以前的探明技術(shù)可采儲量和探明經(jīng)濟可采儲量進行重新估算的情形為可采儲量標定，簡稱標定。A.4.2當年新增儲量、復算儲量、核算儲量不參與本年度的可采儲量標定。A.4.3油田或區(qū)塊開發(fā)調(diào)整措施實施兩年后及生產(chǎn)動態(tài)資料表明可采儲量與產(chǎn)量有明顯矛盾時，必須對可采儲量進行標定。A.4.4以