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SPE储量管理系统有关规则2009年2月内容1、SPE储量概念与国内储量概念的差异2、容积法计算储量时应把握的几个要点3、我国油气储量标准与国际通行标准的差异石油被定义为是一种自然生成的烃类混合物，呈现气相、液相和固相三种相态。石油也可以包含有非碳氢化合物，如二氧化碳、氮气、硫化氢和硫。这里用到的“资源”术语是指地壳表层和内部自然生成的所有石油数量，包括已发现和未发现（可开采和不可开采）部分，再加上已经采出的石油产量。此外，也包括了不同类型的石油，无论是“常规”还是“非常规”的石油资源。右图是SPE资源分类系统的一个图解表示法。系统定义了主要的可开采资源的级别。SPE关于石油资源分类石油资源分类框架SPE关于石油资源分类根据成熟度分类根据项目成熟程度和将项目推进到商业开发（商业决策）的要求，对开发项目（即可采量）进行细分类。SPE油气资源分类体系——“3P”储量Non-recoverableResources不可采资源量Developed已开发的Undeveloped未开发的Proved证实的Probable概算的Possible可能的Unproved未证实的Reserves储量CumulativeProduction累计产量ProvedContingent证实表外资源量ProbableContingent概算表外资源量PossibleContingent可能表外资源量ContingentResources表外资源量RecoverableResources可采资源量Discovered已发现的ProspectiveResources远景资源量Undiscovered未发现的TotalOilandGas总资源/储量SPE关于石油资源分类根据储量落实程度分类证实储量（P1）是指在指定评估日，通过地质和工程数据分析，在确定的经济条件、操作方式和政府规章制度下，具有合理的确定性、将来可以从已知油气藏中经济采出的石油的数量。采用概率方法，至少有90%的概率实际可采量等于或大于估计值。概算储量（P2）是通过地质和工程数据分析指出的那部分附加储量，比证实储量的开采可能性低，但是又比可能储量开采的确定性高。实际剩余的可采量可能高于或低于证实储量与概算储量之和（2P）。采用概率方法，至少有50％的概率实际可采量等于或大于2P的估计值。可能储量（P3）是通过地质和工程数据分析指出比概算储量的开采可能性低的那部分附加储量。从项目中最终可采的总量具有低的可能性超过证实储量、概算储量和可能储量之和(3P)，相当于高估值的情况。采用概率方法，至少有10％的概率实际可采量等于或大于3P的估计值。我国的新分类体系探明已开发经济可采储量探明未开发经济可采储量总原地资源量地质储量未发现原地资源量潜在原地资源量推测原地资源量推测可采资源量不可采量产量探明已开发剩余经济可采储量潜在可采资源量不可采量探明技术可采储量不可采量探明地质储量控制地质储量预测地质储量预测技术可采储量不可采量探明经济可采储量探明次经济可采储量控制技术可采储量不可采量控制经济可采储量控制次经济可采储量——我国各级储量与SPE的大致对应关系我国未开发探明可采储量约相当于SPE的P1+P2。我国已开发油田开发标定的探明剩余可采储量约相当于SPE的P1。我国的控制和预测可采储量，主要部分相当于SPE的证实、概算和可能的表外资源量，只有直接可投入开发的一小部分可以算作储量。我国石油的储量主体是已开发油田，与国际标准的差距主要在未开发储量上。我国的新分类体系探明已开发经济可采储量探明未开发经济可采储量总原地资源量地质储量未发现原地资源量潜在原地资源量推测原地资源量推测可采资源量不可采量产量探明已开发剩余经济可采储量潜在可采资源量不可采量探明技术可采储量不可采量探明地质储量控制地质储量预测地质储量预测技术可采储量不可采量探明经济可采储量探明次经济可采储量控制技术可采储量不可采量控制经济可采储量控制次经济可采储量相当于SPE的P1+P2相当于SPE的P1我国的控制和预测可采储量，主要部分相当于SPE的证实、概算和可能的表外资源量，只有直接可投入开发的一小部分可以算作储量。内容1、SPE储量概念与国内储量概念的差异2、容积法计算储量时应把握的几个要点3、我国油气储量标准与国际通行标准的差异确定油气藏类型圈闭类型烃类类型：油、气及组分油（气）水系统：层状、块状，有无统一油水界面流体性质：密度、粘度储集类型：孔隙型、裂缝型，孔隙裂缝型储层物性：孔隙度、渗透率、孔隙结构、非均质性驱动类型压力温度埋藏深度单元划分平面纵向区块井区断块统一油气水系统层组砂层组计算单元划分侧重：计算单元划分的合理性。平面：同一构造的小断块，当油气藏类型、储层类型和流体性质相似，且含油连片时可合并一个单元。纵向：单元划分一般不大于50米，同一油气水系统的为一个单元；不同储集类型的储层应独立划分单元；裂缝性油气藏以裂缝系统划分单元。储量评估应把握的几个要点对圈闭边界、油气藏边界、储量边界的认识三种边界圈闭边界油（气）藏边界储量边界构造溢出点岩性断层砂体零值线地层、物性油（气）水界面证实的其它遮挡有效厚度零值线预测的储量计算线油底证实的油（气）水界面外推边界断层、岩性含油（气）面积储量评估应把握的几个要点确定含油面积所采用的底图:应是计算单元油层顶面构造图，否则要对相关数据进行调整错误的面积正确的面积油水界面油层顶面作图层面确定含油面积油藏高部位见水，构造下倾方向为岩性变化，面积应以油底或油水界面圈定比较合理,按照生产井外推存在较大风险合理圈定面积地震预测的边界储量评估应把握的几个要点合理圈定面积高部位虽然无井控制，但面积较小，油层厚度大，井已证实油水界面，可以认为面积内整体含油1858488929624185848800041292089618616202434686444346864442828南部县双河160525648-新政坝构造线工业油井非工业井未试油井图例工业气井逆断层-2100-2100-2000公21该图根据2003年三维地震解释结果，与1999年、2000年三维成果及1992年二维地震加密详查成果统一拼接成图，再经实钻资料校正而成。说明储量区三维区3232陈家沟鲜店场463919公48-2100001860420121608定水寺盘龙驿石河场中兴场泸溪场年328公31-2400--21006029公2056521726-2300平头坝-62河坝场王家场古楼场7141213+-10-钟家湾公85245030-1960-黄泥湾杨家坝蟠龙场东坝场公山庙大石山-2100富利场-2200石桥铺+邓家咀186943191121254142434749535556576162--①-2200+++++-1980吴家湾王家坝+13637384560--2200-2100-+太平桥2354051--公①18公流马场1726裂缝油气藏—致密砂岩、火山岩、碳酸盐岩等裂缝性（油）气藏以井控为主圈定面积把握性较大。北边以断层为界，其它边界以工业油井外推半个井距为计算边界，较合理。裂缝性（油）气藏的显著特点：1、裂缝的非均质性极强2、形成机制多样3、分布不规则及连通性复杂容积法计算储量的最大难点：参数难取储量评估应把握的几个要点-2000-2500-1500-1000-500051015202530压力（MPa）海拔深度(m)三塘湖油田卡拉岗组地层压力与深度关系图OWC-1295Pi=-0.00713*H+7.60308(R=0.9948N=3)Pi=-0.01057*H+3.13181(R=0.9988N=7)裂缝油气藏油水界面依据压力资料确定，同时可以证明缝洞系统的连通性压力资料证实的油水界面有效厚度下限标准标准图版岩心测井测试制定图版岩物电含油性四性关系借用图版单层测试混层合试边界控制程度符合率大于80%借用下限厚度划分测井岩心借用条件环境校正起算0.2m-0.4m收获率＞80%起扣0.2m借用条件有效厚度侧重：油气水层识别四性关系匹配下限层确定有效厚度标准图版的依据和精度储量评估应把握的几个要点井号项目气层井段(米)1287－13071582-16001386-1410岩样深度(米)12961583.11394.54岩石比表面积(米2/克)2.142611.62688.1382孔隙体积(cm3)3.3513.1743.279岩石密度(克/cm3)1.85792.3072.3吸附水含量(%)1.72077.965.395地层电阻率值8.5ΩM1.8ΩM2.8ΩM备注岩石颗粒表面吸附水膜厚度取0.1微米---理论值XXXXXXXXX岩石吸附水含量实验分析估算结果颗粒越细，比表面积越大，孔喉越小，吸附水含量越高、地层电阻率越低，可差3—4.7倍。油水层识别–重视低阻油气层识别储量评估应把握的几个要点有效厚度取值储量评估应把握的几个要点231015井点分布不均匀采用等值线面积权衡法是合理的138625井点分布不均且数值相差较大采用井点面积权衡法是合理的井点分布较均匀-采用算术平均法原则上高于钻井位置的构造等值线内，参数取值不应大于该井储量评估应把握的几个要点有效厚度取值•尽量采用等值线法确定单元有效厚度选值。•在勾绘等值线图时，不是简单采用平均内插，要考虑沉积相和物探信息。•在断面楔形区和油水过渡带，等值线可以平均内插，但应先确定断面楔形区和油水过渡带范围。有效厚度取值有效孔隙度有效孔隙度砂岩储层裂缝孔隙型储层岩芯资料测井资料覆压校正相对误差小于8%基质孔隙度裂缝溶洞孔隙度侧重：岩心在有效厚度层内分布密度、代表性如何岩心刻度测井情况孔隙度与声波时差或密度测井关系如何储量评估应把握的几个要点•孔隙度关系误差分析、检验时，计算孔隙度与分析孔隙度以全井层段平均值的误差而不是以相应层段的误差，实质是正负差值抵消后的误差。测井解释孔隙度与岩心分析孔隙度的相对误差不超过±8%。储量评估应把握的几个要点统计误差应取有效厚度层段岩芯、电性资料，原始含油（气）饱和度:其绝对误差与油基或密闭取心分析相比不得超过±5%原始含油（气）饱和度常规储层裂缝孔隙型储层低渗透或稠油储层大型以上油气藏中型油气藏测井解释油基泥浆、密闭取芯资料验证绝对误差正负5%测井解释有岩电实验资料地层水电阻率实测资料基质裂缝、溶洞岩心分析含水饱和度J-函数测井解释饱和度侧重：岩电实验资料是否实测，地层水电阻率是否实测，样品是否具有代表性。参数借用的类比条件。储量评估应把握的几个要点油气过渡带纯气区纯油区油气过渡带较宽时，在饱和度选取时纯油区与过渡带应有所区别储量评估应把握的几个要点内容1、SPE储量概念与国内储量概念的差异2、容积法计算储量时的三个主要影响因素3、我国油气储量标准与国际通行标准的差异——勘探开发阶段与储量级别的关系国际通行标准的分类，以可采储量的可靠和可利用程度划分为主，储量与评价、开发阶段紧密相连，进入开发后一直都有3P储量并存的可能性。而且，储量计算是开发和油藏部门负责的事情，不是勘探阶段的业务，勘探阶段主要是寻找油气资源，估算资源量。我国现行储量体系以勘探程度划分为主，与勘探、评价阶段紧密相连，探明储量是勘探的最终成果，进入开发后不再有低级别的（控制和预测）储量。3、我国油气储量标准与国际通行标准的差异——储量估算及其级别的动态性国际通行的储量体系是螺旋式上升的、开放式的晋级体系，储量级别可升可降，任何可能影响储量投入开采的因素都属考虑之列，级别升降次数没有限制。我国的储量体系属于有节奏的、相对封闭的进阶体系，储量级别单向上升，如果后期复算发现储量过大或部署有失误，对相对不确定的储量我们宁可核销也不降级。我国的三级储量往往是相互独立的，而国际通行的3P储量，在同一油气田（藏、井）往往是相关的，即P2和P3往往不单独存在，尤其在开发阶段的P2储量。3、我国油气储量标准与国际通行标准的差异国际标准的储量本身必须是经济的，次经济的都是表外资源量。国际惯例对于储量的经济性，首先考虑经济极限，然后考虑现有储量的开采能否收回储量基准日之后的所有投资和成本。经济性对储量的大小有直