DB61∕T 1176-2018 低渗-特低渗砂岩油(气)控制储量估算细则

ICS01.040.75E12DB61陕西省地方标准DB61/T1176—2018低渗-特低渗砂岩油(气)控制储量估算细则Rulesforpetroleumprobablereservesestimationoflowpermeability–ultralowpermeabilitysandstone2018-10-11发布2018-11-11实施陕西省质量技术监督局发布DB61/T1176—2018I目次前言..............................................................................II1范围..............................................................................12规范性引用文件....................................................................13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..............................................................48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.................................11DB61/T1176—2018II前言本标准按照GB/T1.1—2009给出的规则起草。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：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：710075DB61/T1176—20181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/T19492—2004石油天然气资源/储量分类DZ/T0217—2005石油天然气储量计算规范SY/T5367—2010石油可采储量计算方法SY/T6098—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probablereserves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量和控制经济可采储量的统称。3.2控制地质储量indicatedpetroleuminitiallyinplace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probabletechnicalrecoverablereserves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probablecommercialrecoverablereservesDB61/T1176—20182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：km2（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（小数），取值：小数点后三位G天然气地质储量，单位：108m3(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凝析油的气体当量体积，单位：m3/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：108m3（亿立方米），取值：小数点后两位h有效厚度，单位：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：104t(万吨)，取值：小数点后两位CZRN凝析油可采储量，单位：104t（万吨），取值：小数点后两位DB61/T1176—20183RN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），取值：小数点后三位siR原始溶解气油比，单位：m3/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/T19492—2004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/T1176—201846.1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。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/T0217—2005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/T1176—20185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