DZ∕T 0252-2020 海上石油天然氣儲量估算規(guī)范（正式版）

中華人民共和國地質(zhì)礦產(chǎn)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)代替DZ/T0252—2013Regulationofoffshore中華人民共和國自然資源部發(fā)布I前言 Ⅲ1范圍 12規(guī)范性引用文件 13術(shù)語和定義 14儲量估算情形 24.1儲量估算總體要求 24.2新增 24.3復(fù)算 34.4核算 34.5標(biāo)定 34.6結(jié)算 35地質(zhì)儲量估算條件與方法 45.1儲量估算條件 45.2儲量計算單元劃分原則 65.3地質(zhì)儲量估算方法 76地質(zhì)儲量估算參數(shù)確定原則 86.1含油(氣)面積 86.2有效厚度 6.3有效孔隙度 6.4空氣滲透率 6.5原始含油(氣)飽和度 6.6原始體積系數(shù) 6.7氣油比 6.8原油(凝析油)密度 6.9地質(zhì)儲量計算參數(shù)選值 7技術(shù)可采儲量估算 7.1探明技術(shù)可采儲量估算條件 7.2未開發(fā)狀態(tài)的探明技術(shù)可采儲量估算方法 7.3已開發(fā)狀態(tài)的探明技術(shù)可采儲量估算 7.4控制技術(shù)可采儲量估算 8經(jīng)濟可采儲量估算 8.1探明經(jīng)濟可采儲量的估算條件 8.2剩余探明經(jīng)濟可采儲量估算 8.3控制經(jīng)濟可采儲量估算條件 8.4剩余控制經(jīng)濟可采儲量估算 Ⅱ8.5經(jīng)濟評價方法及參數(shù)取值要求 8.6經(jīng)濟可采儲量的估算 9儲量綜合評價 9.1儲量規(guī)模 9.2儲量豐度 9.3產(chǎn)能 9.4埋藏深度 9.5儲層物性 9.6含硫量 9.7原油性質(zhì) 9.8綜合評價 附錄A(規(guī)范性附錄)油氣礦產(chǎn)資源儲量類型及估算流程圖 附錄B(規(guī)范性附錄)應(yīng)用地球物理資料和技術(shù)確定儲量參數(shù)的條件和要求 附錄C(規(guī)范性附錄)海上石油天然氣儲量經(jīng)濟評價及經(jīng)濟可采儲量計算方法 附錄D(規(guī)范性附錄)儲量估算公式中參數(shù)名稱、符號、計量單位及取值位數(shù) 24附錄E(規(guī)范性附錄)油(氣)田(藏)儲量規(guī)模和品位等分類 25Ⅲ本標(biāo)準(zhǔn)按照GB/T1.1—2009《標(biāo)準(zhǔn)化工作導(dǎo)則第1部分：標(biāo)準(zhǔn)的結(jié)構(gòu)和編寫》給出的規(guī)則起草。本標(biāo)準(zhǔn)發(fā)布之日起代替DZ/T0252—2013《海上石油天然氣儲量估算規(guī)范》。與DZ/T0252—2013相比，主要技術(shù)內(nèi)容變化如下：——在“5儲量估算情形”中增加了新增、復(fù)算、核算、標(biāo)定和結(jié)算5種情形儲量估算要求。——在附錄A中增加了油氣礦產(chǎn)資源儲量類型及估算流程圖。本標(biāo)準(zhǔn)由中華人民共和國自然資源部提出。本標(biāo)準(zhǔn)由全國自然資源與國土空間規(guī)劃標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會(SAC/TC93)歸口。本標(biāo)準(zhǔn)起草單位：自然資源部油氣儲量評審辦公室、自然資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心、中國海洋石油集團有限公司。本標(biāo)準(zhǔn)的歷次版本發(fā)布情況為：1海上石油天然氣儲量估算規(guī)范本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了海上石油天然氣儲量估算與評價的要求。本標(biāo)準(zhǔn)適用于海水高潮線至水深500m海域的海上油(氣)田(藏)石油和天然氣的儲量估算、評價及相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)制定。水深500m以上海域可參照使用。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(包括所有的修訂單)適用于本文件。GB/T19492油氣礦產(chǎn)資源儲量分類0217石油天然氣儲量估算規(guī)范5367石油可采儲量計算方法6098天然氣可采儲量計算方法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。天然存在的，以氣相、液相烴類為主的，并含有少量雜質(zhì)的混合物。本規(guī)范中石油是指液態(tài)烴類物質(zhì)，即原油和凝析油的總稱。原存在于地下儲集體中，在采至地面后的正常壓力和溫度下，未經(jīng)加工的、已脫氣的、呈液態(tài)或半固體狀態(tài)的那部分石油。凝析油condensate在地層條件下的氣態(tài)烴類物質(zhì)，在采出到地面的過程中，隨著溫度和壓力的降低，從氣相中析出的由戊烷和戊烷以上重?zé)N組分組成的液態(tài)混合物，一般可經(jīng)地面分離器或?qū)Ｓ醚b置回收。天然氣gas天然存在的烴類和非烴類氣體，以及各種元素的混合物，在地層條件下呈氣態(tài)，或者溶解于油、水中，在地面標(biāo)準(zhǔn)條件下只呈氣態(tài)。本規(guī)范中天然氣是指氣藏氣、油氣藏氣、凝析氣藏干氣和油藏溶解氣的總稱。氣藏氣non-associatedgas指原始地層條件下，氣藏中存在的天然氣。2油氣藏氣gas-capgas指原始地層條件下，帶油環(huán)或底油的氣頂中存在的天然氣。溶解氣solutiongas指原始地層條件下，溶解于石油中的天然氣。指原始地層條件下，含有凝析油的天然氣。指凝析氣采至地面后經(jīng)分離器回收凝析油后的天然氣。指油田和氣田(凝析氣田)的統(tǒng)稱。將巖芯毛管壓力與流體飽和度數(shù)值，轉(zhuǎn)換成無因次關(guān)系的一種處理函數(shù)。利用這一函數(shù)，可將同一儲層內(nèi)具有不同孔滲特征的巖樣所測得的毛管壓力曲線，綜合為一條平均毛管壓力曲線。指按照目前成熟可實施的技術(shù)條件，預(yù)計技術(shù)上從油(氣)藏中最終能采出的石油(天然氣)量占地質(zhì)儲量的比率數(shù)。4儲量估算情形4.1儲量估算總體要求4.1.1按照GB/T19492劃分的儲量分類進行儲量估算。油氣礦產(chǎn)資源儲量類型及估算流程圖見附4.1.2以油(氣)藏為基本評價單元，在給定的技術(shù)經(jīng)濟條件下，依據(jù)對油(氣)藏的地質(zhì)認(rèn)識程度和生產(chǎn)能力的實際證實程度，對地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量和經(jīng)濟可采儲量進行估算。4.1.3油(氣)田(藏)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4.1.4油氣探明儲量的新增、復(fù)算、核算、標(biāo)定和結(jié)算結(jié)果在錄入年度探明儲量數(shù)據(jù)庫和統(tǒng)計數(shù)據(jù)庫時，油(氣)田(藏)年產(chǎn)量、累計產(chǎn)量、剩余經(jīng)濟可采儲量等資料數(shù)據(jù)應(yīng)更新至當(dāng)年12月31日。4.2新增在油(氣)田(藏)、區(qū)塊或?qū)酉抵惺状喂浪愕膬α繛樾略?。其中首次估算的新增探明地質(zhì)儲量中，新3增探明可采儲量和采收率應(yīng)與開發(fā)概念設(shè)計的開發(fā)方式及井網(wǎng)條件相匹配。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(fù)算。油(氣)田(藏)投入開發(fā)后，應(yīng)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(fù)算后，在復(fù)算核減區(qū)如果再次估算探明儲量，須投入相應(yīng)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(fù)算，復(fù)算結(jié)果計入當(dāng)年凈增儲量中：a)當(dāng)獨立開發(fā)單元或油(氣)田(藏)主體部位開發(fā)方案全面實施后；b)油(氣)田(藏)地質(zhì)認(rèn)識發(fā)生較大變化；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，證實油氣藏地質(zhì)認(rèn)識發(fā)生變化。4.4核算儲量復(fù)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(氣)田(藏)開發(fā)調(diào)整工作的深入和對油(氣)田(藏)認(rèn)識程度的提高，應(yīng)對復(fù)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)資料反映出所計算的地質(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)實踐中表明，原儲量估算參數(shù)需要做大的修改；c)油(氣)田(藏)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。4.5.1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(biāo)定，簡稱標(biāo)定。4.5.2當(dāng)年新增儲量、復(fù)算、核算儲量不參與本年度的可采儲量標(biāo)定。4.5.3油(氣)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，應(yīng)對可采儲量進行標(biāo)定。4.5.4以開發(fā)單元為標(biāo)定單元，計算單元如部分已開發(fā)，應(yīng)劃分為已開發(fā)和未開發(fā)兩個單元；經(jīng)標(biāo)定已開發(fā)單元可采儲量發(fā)生變化的，未開發(fā)單元的可采儲量須重新估算。4.5.5可采儲量標(biāo)定方法執(zhí)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)；現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)不適應(yīng)的特殊油(氣)藏，可采用經(jīng)生產(chǎn)實踐證實為有效的新方法。4.5.6標(biāo)定前后探明技術(shù)可采儲量的變化量符合以下條件之一者，應(yīng)單獨編制標(biāo)定報告：a)大型及以上油(氣)田的探明技術(shù)可采儲量變化量大于±1%;b)中型油(氣)田的探明技術(shù)可采儲量變化量大于士2%;c)小型及以下油(氣)田的探明技術(shù)可采儲量變化量大于±5%;d)石油可采儲量變化量大于±50×10?m3;e)天然氣可采儲量變化量大于±50×10?m3。4.6結(jié)算油(氣)田(藏)廢棄或暫時封閉而進行的儲量估算為結(jié)算。包括對廢棄或暫時封閉前的儲量與產(chǎn)量4表1是根據(jù)中國近海海域開發(fā)井平均成本，在油價30美元/桶、氣價人民幣0.6元/m3等條件下測油(氣)田(藏)埋藏深度m天然氣單井日產(chǎn)量下限勘探開發(fā)程度和地質(zhì)認(rèn)識程度要求是進行儲量估算的地質(zhì)可靠程度的基本條件。探明地質(zhì)儲量的具體要求見表2,控制地質(zhì)儲量和預(yù)測地質(zhì)儲量的具體要求見表3。55.1.3探明地質(zhì)儲量具有較高的地質(zhì)可靠程度。含油(氣)面積在合理的井控條件下，主要以評估確定的油(氣)藏邊界或計算邊界為圈定依據(jù)，其中流體界面或油(氣)層底界是由鉆井、測井、測試、可靠壓力資料或本區(qū)帶類似油(氣)藏已經(jīng)鉆井驗證的可靠地震信息(見附錄B)等證實的。探明地質(zhì)儲量可靠程度高。含油(氣)范圍的單井穩(wěn)定日產(chǎn)量達到儲量起算標(biāo)準(zhǔn)。穩(wěn)定產(chǎn)量是指系統(tǒng)試采井的穩(wěn)定產(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，或用20%～35%的天然氣無阻流量代替。探明地質(zhì)儲量勘探開發(fā)程度和地質(zhì)認(rèn)識程度符合表2中的要求。表2探明地質(zhì)儲量勘探開發(fā)程度和地質(zhì)認(rèn)識程度要求已完成三維地震，特殊條件除外(如海上養(yǎng)殖區(qū)、軍事區(qū)等情況)2.小型及以上油(氣)藏的主力油(氣)層，應(yīng)有巖芯資料或井壁取芯資料近油(氣)田可類比時];中型及以上油(氣)藏的主力油(氣)層應(yīng)有完整的取芯率應(yīng)能滿足對測井資料進行標(biāo)定的需求3.大型及以上油(氣)田(藏)的主力油(氣)層，宜有合4.疏松油(氣)層采用冷凍方式鉆取分析化驗樣品1.應(yīng)有合適的測井系列，能滿足解釋儲量計算參數(shù)的需要2.對裂縫、孔洞型儲層進行了特殊項目測井，能有效地劃分滲透層、1.小型油(氣)田(藏)的主力油(氣)層，鄰近類似油(氣)藏已取得可靠的產(chǎn)能資料，可進行產(chǎn)能類比，應(yīng)取全、取準(zhǔn)流體性質(zhì)、溫度和壓力資料；鄰近沒有類似油(氣)田(藏)的可靠產(chǎn)能資料，在關(guān)鍵部位井已進行測試，取全、取準(zhǔn)產(chǎn)能、流體性質(zhì)2.中型及以上油(氣)田(藏),主力油(氣)層在關(guān)鍵部位井已進行了測試體性質(zhì)、溫度和壓力資料；非主力油(氣)層，應(yīng)有證實其流體性質(zhì)的資料，且3.對特殊層，如低阻油(氣)層、火成巖油(氣)層等應(yīng)進行測試，取全1.中型及以上油(氣)藏已取得孔隙度、滲透率、毛管壓力、相滲透率等巖芯分析資料3.中型及以上油田(藏)進行了確定采收率的巖芯分析試驗，中型以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油(氣)層或儲集體頂(底)面構(gòu)造圖2.已查明儲集類型、儲層物性、儲層厚度、非均質(zhì)程度；對裂縫一孔洞型3.油(氣)田(藏)類型、驅(qū)動類型、溫度及壓力系統(tǒng)、流體5.已有以開發(fā)概念設(shè)計或開發(fā)方案等為依據(jù)的經(jīng)濟評65.1.4控制地質(zhì)儲量控制地質(zhì)儲量的估算，分以下兩種情況：圍的單井試油(氣)產(chǎn)量達到儲量起算標(biāo)準(zhǔn)，具有中等的地質(zhì)可靠程度。b)同一油(氣)田內(nèi)探明區(qū)(層)以外具有中等的地質(zhì)可靠程度的可能含油(氣)范圍。勘探程度和地質(zhì)認(rèn)識程度符合表3中的要求?？刂频刭|(zhì)儲量可靠程度中等。5.1.5預(yù)測地質(zhì)儲量預(yù)測地質(zhì)儲量的估算，分以下兩種情況：a)初步查明了構(gòu)造形態(tài)、儲層情況，預(yù)探井產(chǎn)量達到儲量起算標(biāo)準(zhǔn)或已獲得油(氣)流，或鉆遇了油(氣)層，經(jīng)綜合分析有進一步勘探評價的價值。b)同一油(氣)田內(nèi)探明或控制區(qū)(層)以外預(yù)測可能有油(氣)層存在，經(jīng)綜合分析有進一步評價價值的可能含油(氣)范圍。勘探程度和地質(zhì)認(rèn)識程度符合表3中的要求。預(yù)測地質(zhì)儲量可靠程度低。表3控制地質(zhì)儲量和預(yù)測地質(zhì)儲量勘探程度和地質(zhì)認(rèn)識程度要求已完成地震詳查，主測線距一般1km～2km已完成地震普查，主測線距一般2km～4km1.有探井、評價井，或緊鄰探明儲量區(qū)1.有預(yù)探井，或緊鄰探明儲量或控制儲量區(qū)內(nèi)采用本探區(qū)合適的測井系列，初步解釋了油、油(氣)顯示層段及解釋的油(氣)層可有中途測1.已有常規(guī)的巖芯分析及必要的特殊巖芯1.已基本查明圈閉形態(tài)，提交了由鉆井資料校正的油(氣)層或儲集體頂(底)面構(gòu)造圖厚度變化趨勢4.已初步確定油(氣)藏類型、流體性質(zhì)及分1.證實圈閉存在，提交了構(gòu)造圖5.2儲量計算單元劃分原則儲量計算單元(簡稱計算單元)一般是單個油(氣)藏，但有些油(氣)藏可根據(jù)情況細(xì)分或合并計算：7a)計算單元平面上一般按區(qū)塊劃分：1)面積很大的油(氣)藏，視不同情況可細(xì)分井塊(井區(qū));2)受同一構(gòu)造控制的幾個小型的斷塊或巖性油(氣)藏，當(dāng)油(氣)藏類型、儲層類型和流體性質(zhì)相似，且含油(氣)連片或疊置時，可合并為一個計算單元；3)含油(氣)面積跨兩個及以上的礦業(yè)權(quán)證或省份(海域)的，按礦業(yè)權(quán)證或省份(海域)細(xì)劃計算單元；4)含油(氣)面積與自然保護區(qū)等禁止勘查開采區(qū)域有重疊的，應(yīng)分重疊區(qū)和非重疊區(qū)劃計算單元。b)計算單元縱向上一般按油(氣)層組(砂層組)劃分：1)已查明為統(tǒng)一油(氣)水界面的油(氣)水系統(tǒng)一般劃為一個計算單元，含油(氣)高度很大時也可細(xì)分亞組或小層；2)不同巖性、儲集特征的儲層應(yīng)劃分獨立的計算單元；3)同一巖性的塊狀油(氣)藏，含油(氣)高度很大時可按水平段細(xì)劃計算單元；4)尚不能斷定為統(tǒng)一油(氣)水界面的層狀油(氣)藏，當(dāng)油(氣)層跨度大于50m時視情況細(xì)劃計算單元。c)裂縫性油(氣)藏，應(yīng)以連通的裂縫系統(tǒng)細(xì)分計算單元。5.3地質(zhì)儲量估算方法5.3.1原則地質(zhì)儲量估算方法主要采用容積法和動態(tài)法。容積法適用于以靜態(tài)資料為主、油(氣)藏未開發(fā)或開發(fā)時間短且動態(tài)資料較少情況下的儲量估算。動態(tài)法主要適用于油(氣)藏開發(fā)時間長且動態(tài)資料豐富情況下的儲量估算，以及無法用容積法估算儲量估算公式中符號名稱和計量單位見附錄D,符合SY/T6580的規(guī)定。5.3.2容積法油藏和氣藏的容積法地質(zhì)儲量估算公式如下(公式中各字母含義詳見附錄D):a)油田(藏)地質(zhì)儲量計算公式。1)原油地質(zhì)儲量計算公式為或 2)溶解氣地質(zhì)儲量大于0.1×10?m3并可利用時，由下式計算： 3)若用質(zhì)量單位表示原油地質(zhì)儲量時，有4)當(dāng)油田(藏)有氣頂時，氣頂天然氣地質(zhì)儲量按氣藏或凝析氣藏地質(zhì)儲量計算公式計算。b)氣田(藏)地質(zhì)儲量計算公式。G=0.01A,hóS?/Bg或8B=P.Z?T/(P?c)凝析氣田(藏)地質(zhì)儲量計算公式。1)凝析氣田(藏)凝析氣總地質(zhì)儲量(G)由式(5)計算，式(7)中Z;為凝析氣的偏差系數(shù)。2)當(dāng)凝析氣田(藏)中凝析油含量大于或等于100cm3/m3或凝析油地質(zhì)儲量大于或等于1×10?m3時，應(yīng)分別計算干氣和凝析油的地質(zhì)儲量。計算公式如下： f?=GOR/(GE,+GOR) 3)若用質(zhì)量單位表示凝析油地質(zhì)儲量時：當(dāng)氣田(藏)或凝析氣田(藏)中總非烴類氣含量大于15%或單項非烴類氣含量大于以下標(biāo)準(zhǔn)者，烴類氣和非烴類氣地質(zhì)儲量應(yīng)分別計算：硫化氫含量大于0.5%,二氧化碳含量大于5%,氦含量大于0.01%。具有油環(huán)或底油時，原油地質(zhì)儲量按油藏地質(zhì)儲量計算公式計算。5.3.3動態(tài)法油藏和氣藏的動態(tài)法地質(zhì)儲量估算方法如下：a)油(氣)藏可根據(jù)驅(qū)動類型和開發(fā)方式等選擇合理的計算方法(見SY/T5367和SY/T6098),計算油(氣)可采儲量和選取采收率，由此求得油(氣)地質(zhì)儲量。b)氣藏主要采用物質(zhì)平衡法和彈性二相法計算天然氣地質(zhì)儲量。1)物質(zhì)平衡法：采用物質(zhì)平衡法的壓降圖(視地層壓力與累積產(chǎn)量關(guān)系圖)直線外推法，廢棄視地層壓力為零時的累積產(chǎn)量即為天然氣地質(zhì)儲量(見SY/T6098);2)彈性二相法：采用井底流動壓力與開井生產(chǎn)時間的壓降曲線圖直線段外推法，廢棄相對壓力為零時可計算單井控制的天然氣地質(zhì)儲量(見SY/T6098)。5.3.4概率法采用概率法估算儲量時，根據(jù)含油(氣)面積、有效厚度等計算參數(shù)的概率值，估算探明地質(zhì)儲量和控制地質(zhì)儲量。變化范圍。b)根據(jù)地質(zhì)條件、下限標(biāo)準(zhǔn)、測井解釋等，分別確定有效厚度和單儲系數(shù)的變化范圍。c)根據(jù)儲量計算參數(shù)的變化范圍，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。6地質(zhì)儲量估算參數(shù)確定原則6.1含油(氣)面積6.1.1總體原則9油(氣)層(儲集體)頂(底)面形態(tài)的海拔等值線圖或油氣層有效厚度等值線圖，圈定含油(氣)面積。不同類別的地質(zhì)儲量，含油(氣)面積圈定要求不同。其中以下兩種特殊情形，應(yīng)分開圈定含油(氣)面積：a)含油(氣)范圍跨兩個及以上的礦業(yè)權(quán)證或省份(海域)的，應(yīng)以礦業(yè)權(quán)證或省份(海域)為界分開圈定。b)含油(氣)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。6.1.2探明地質(zhì)儲量的含油(氣)面積已投入開發(fā)的探明地質(zhì)儲量，應(yīng)為在油氣藏或區(qū)塊中，按照開發(fā)方案，完成配套設(shè)施建設(shè)，開發(fā)井網(wǎng)已實施70%及以上的探明地質(zhì)儲量，含油(氣)面積以油(氣)開發(fā)井外推1.0倍～1.5倍開發(fā)井距圈定。未投入開發(fā)的探明地質(zhì)儲量，含油(氣)面積各種邊界的確定需達到以下條件：a)用以圈定含油(氣)面積的流體界面，應(yīng)經(jīng)測井或測試資料，或鉆井取芯資料證實，或可靠的壓力測試資料確定。b)未查明流體界面的油(氣)藏，以測試證實或測井解釋確定的最低的出油氣層(或井段)底界，或有效厚度累計值或集中段高度外推，圈定含油(氣)面積；在本區(qū)鄰近類似油(氣)田或油(氣)藏證實利用地震資料確定含油(氣)范圍有高置信度時，也可用地震信息圈定含油(氣)面積(應(yīng)用條件見附錄B)。c)油(氣)藏斷層(或地層)遮擋邊界，以油(氣)層頂(底)面與斷層(或地層不整合)面相交的外含油d)油(氣)藏儲層巖性(或物性)遮擋邊界，用有效厚度零線或滲透儲層一定厚度線，圈定含油(氣)面積；當(dāng)本區(qū)鄰近類似油(氣)田或油(氣)藏證實利用地震資料確定含油(氣)范圍有高的可靠性，可類比合理取值；未查明邊界時，以油氣流外推1.5倍～2.0倍開發(fā)井距劃計算線。e)在確定的含油(氣)邊界內(nèi)，邊部油(氣)井到含油(氣)邊界的距離過大時，可按照油(氣)井外推1.0倍～1.5倍開發(fā)井距劃計算線。f)在儲層厚度和埋藏深度等適當(dāng)條件下，高分辨率地震解釋預(yù)測的流體界面和巖性邊界，經(jīng)鉆井資料約束解釋并有高置信度時，可作為圈定含油(氣)面積的依據(jù)。6.1.3控制地質(zhì)儲量的含油(氣)面積油(氣)田(藏)的認(rèn)識程度應(yīng)達到表3中控制地質(zhì)儲量要求。控制地質(zhì)儲量的含油(氣)面積邊界圈定原則如下：a)依據(jù)測井解釋的油(氣)層底界面、鉆遇或預(yù)測的流體界面，圈定含油(氣)面積。b)在探明含油(氣)邊界到預(yù)測含油(氣)邊界之間，圈定含油(氣)面積。c)依據(jù)多種方法對儲層進行綜合分析，結(jié)合油(氣)層分布規(guī)律，確定的可能含油(氣)邊界圈定含油(氣)面積。d)探明區(qū)(層)外的含油(氣)面積可按以下幾種情況圈定：1)探明油(氣)藏外延，可根據(jù)其流體性質(zhì)、壓力推測的流體界面、地震信息、油柱高度等合理外推圈定含油(氣)面積；2)探明油(氣)藏相鄰層，測井資料解釋是油(氣)層，可按井鉆遇的流體界面、油(氣)底界深度、壓力推測的流體界面、地震信息或合理井控范圍等圈定含油(氣)面積；3)探明區(qū)塊相鄰高部位可能連通的未鉆井?dāng)鄩K或高點根據(jù)斷層邊界、溢出點深度等合理圈定含油(氣)面積。6.1.4預(yù)測地質(zhì)儲量的含油(氣)面積油(氣)田(藏)的認(rèn)識程度應(yīng)達到表3中預(yù)測地質(zhì)儲量要求。預(yù)測地質(zhì)儲量的含氣面積邊界圈定原a)依據(jù)推測的油(氣)水界面或圈閉溢出點，圈定含油(氣)面積。b)依據(jù)油(氣)藏綜合分析所確定的油(氣)層分布范圍，圈定含油(氣)面積。c)依據(jù)同類油(氣)藏圈閉油(氣)充滿系數(shù)類比或地震約束反演資料，圈定含油(氣)面積。d)探明或控制區(qū)(層)外的含油(氣)面積可按以下幾種情況圈定：1)探明或控制油(氣)藏外延，可根據(jù)其流體性質(zhì)、壓力推測的流體界面、地震信息、油柱高度等合理外推圈定含油(氣)面積；2)探明或控制油(氣)藏相鄰層，測井資料解釋是油(氣)層，按井鉆遇流體界面、油(氣)底界深度、壓力推測的流體界面、地震信息或合理井控范圍等圈定含油(氣)面積；3)探明或控制區(qū)塊相鄰可能連通的未鉆井?dāng)鄩K或高點根據(jù)斷層邊界、圈閉溢出點深度等合理圈定含油(氣)面積。6.2有效厚度6.2.1總體原則油(氣)層有效厚度(簡稱有效厚度),應(yīng)為達到儲量起算標(biāo)準(zhǔn)的含油(氣)層系中具有產(chǎn)油氣能力的那部分儲層厚度。不同類型的地質(zhì)儲量，有效厚度確定要求不同。6.2.2探明地質(zhì)儲量的有效厚度探明地質(zhì)儲量的有效厚度標(biāo)準(zhǔn)和劃分要求如下：a)有效厚度標(biāo)準(zhǔn)確定：2)應(yīng)以巖芯分析資料和測井解釋資料為基礎(chǔ)，測試資料為依據(jù)，在研究巖性、物性、電性與含3)儲層性質(zhì)和流體性質(zhì)相近的多個小型油藏或氣藏，可制定統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)；4)借用鄰近油(氣)田(藏)下限標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)論證類比依據(jù)和標(biāo)明參考文獻；5)應(yīng)使用多種方法(如電纜地層測試方法、毛管壓力方法等)確定有效厚度下限，并進行相互驗證；6)有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)圖版符合率大于80%;7)應(yīng)對所確定的有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)進行敏感性分析。b)有效厚度劃分：1)以測井解釋資料劃分有效厚度時，應(yīng)對有關(guān)測井曲線進行必要的井筒環(huán)境(如井徑變化、泥漿侵入等)校正和標(biāo)準(zhǔn)化處理；2)以巖芯分析資料劃分有效厚度時，油(氣)層段應(yīng)取全巖芯，收獲率不低于80%;3)有效厚度的起算厚度為0.2m～0.4m,夾層起扣厚度為0.2m。6.2.3控制地質(zhì)儲量的有效厚度控制地質(zhì)儲量的有效厚度，可根據(jù)已出油(氣)層類比劃分，也可選擇鄰區(qū)塊類似油(氣)藏的下限標(biāo)對于探明區(qū)(層)外的控制地質(zhì)儲量的有效厚度，可根據(jù)本層或選擇鄰區(qū)(層)類似油(氣)藏的下限標(biāo)6.2.4預(yù)測地質(zhì)儲量的有效厚度預(yù)測地質(zhì)儲量的有效厚度，可用測井、錄井等資料推測確定，也可選擇鄰區(qū)塊類似油(氣)藏的下限標(biāo)準(zhǔn)劃分，無井區(qū)塊可用鄰區(qū)塊資料類比確定。對于探明或控制區(qū)(層)外的預(yù)測地質(zhì)儲量的有效厚度，可根據(jù)本層或選擇鄰區(qū)(層)類似油(氣)藏的下限標(biāo)準(zhǔn)劃分。6.3有效孔隙度儲量計算中所用的有效孔隙度應(yīng)為有效厚度段的地層有效孔隙度?？芍苯佑脦r芯分析資料，也可用標(biāo)定后的測井解釋確定。測井解釋孔隙度與巖芯分析孔隙度的相對誤差不超過±8%?？p洞孔隙型儲層應(yīng)分別確定基質(zhì)孔隙度和裂縫、溶洞(孔)孔隙度。6.4空氣滲透率空氣滲透率應(yīng)為有效厚度段的地層空氣滲透率?？諝鉂B透率可直接用巖芯分析資料，也可用標(biāo)定后的測井解釋確定?？p洞孔隙型儲層應(yīng)分別確定基質(zhì)空氣滲透率和裂縫、溶洞(孔)空氣滲透率。6.5原始含油(氣)飽和度原始含油(氣)飽和度確定原則如下：a)大型及以上油(氣)田(藏)用測井解釋資料確定探明儲量含油(氣)飽和度(%)時，應(yīng)采用多種方法進行檢查驗證(如油基泥漿取芯或密閉取芯分析資料或核磁共振等新技術(shù)),絕對誤差不超過b)中型及以上油(氣)田(藏)用測井解釋資料確定含油(氣)飽和度時，應(yīng)有實測的巖電實驗數(shù)據(jù)及合理的地層水電阻率資料。c)用毛管壓力資料確定含油(氣)飽和度時，應(yīng)取得有代表性的巖芯分析資料，進行J一函數(shù)等處理。d)縫洞孔隙型儲層可分別確定基質(zhì)孔隙含油(氣)飽和度和裂縫、溶洞(孔)含油(氣)飽和度。e)低滲透油層或重質(zhì)稠油油層水基泥漿取芯分析的含水飽和度，能作為計算含油飽和度的依據(jù)。f)如有其他經(jīng)實踐證實有效的測井技術(shù)可應(yīng)用于含油(氣)飽和度的確定，所解釋的含油(氣)飽和度宜用多種方法進行相互驗證。6.6原始體積系數(shù)原始體積系數(shù)包括原始原油體積系數(shù)和原始天然氣體積系數(shù)。原始原油體積系數(shù)為原始地層條件下原油體積與地面標(biāo)準(zhǔn)條件下脫氣原油體積的比值。原始天然氣體積系數(shù)由式(7)求得。估算要求分別a)原始原油體積系數(shù)：1)中型及以上油田(藏),應(yīng)在評價階段在井下取樣或地面配樣獲得高壓物性分析資料求得；2)原油性質(zhì)變化較大的油田(藏),應(yīng)分別取得不同性質(zhì)的油樣做高壓物性分析求得；3)小型及以下油田(藏)可以采用建立合理關(guān)系式求得或采用類比法取值。b)原始天然氣體積系數(shù)：1)式(7)中原始地層壓力(P?)和地層溫度(T)為折算氣藏中部的地層壓力和地層溫度；2)式(7)中原始?xì)怏w偏差系數(shù)(Z?)可由實驗室氣體樣品測定，也可根據(jù)天然氣組分和相對密6.7氣油比氣油比估算要求如下：a)中型及以上油田(藏)的原始溶解氣油比，應(yīng)在預(yù)探和評價階段從井下取樣做高壓物性分析測定。b)凝析氣田和小型及以下油田(藏),可用合理工作制度下的穩(wěn)定生產(chǎn)氣油比或采用類比值。6.8原油(凝析油)密度原油(凝析油)密度宜在油(氣)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，對于小型油(氣)田(藏)或凝析氣田(藏)可采用類比值。6.9地質(zhì)儲量計算參數(shù)選值儲量估算參數(shù)選值方法和要求如下：a)應(yīng)用多種方法(或多種資料)求得的儲量計算參數(shù)，應(yīng)選用一種有代表性的參數(shù)值。b)計算單元的各類儲量計算參數(shù)選值：1)有效厚度采用等值線面積權(quán)衡法，也可依據(jù)井點控制面積或均勻網(wǎng)格面積權(quán)衡法；其中探明地質(zhì)儲量的計算單元有效厚度取值原則上不大于該計算單元面積內(nèi)井點最大有效厚度；2)在一個油(氣)藏中，有可靠資料證實其構(gòu)造認(rèn)識清楚、油(氣)藏類型清楚、儲層分布穩(wěn)定，當(dāng)有井鉆在過渡帶，預(yù)測其上傾方向油層有效厚度時，可考慮處于過渡帶井點的滲透層厚度合理取值；3)有效孔隙度采用有效厚度段體積權(quán)衡法求??；4)含油(氣)飽和度采用有效厚度段孔隙體積權(quán)衡法求??；5)在特殊情況下，也可采用井點算術(shù)平均法或類比法求取儲量估算參數(shù)；6)在作圖時，應(yīng)考慮油(氣)藏情況和儲量參數(shù)變化規(guī)律。c)當(dāng)?shù)卣鹳Y料滿足儲層參數(shù)描述的條件(見附錄B)時，可用地震儲層描述的結(jié)果確定儲量計算參數(shù)。有效厚度取值不大于鄰近可類比層鉆井揭示的儲層有效厚度平均值。d)通過綜合研究，建立地質(zhì)模型，可直接采用計算機圖形，求取儲量計算參數(shù)并計算地質(zhì)儲量。e)我國石油天然氣儲量地面標(biāo)準(zhǔn)條件指：溫度20℃,絕對壓力0.101MPa。各項儲量參數(shù)的有效位數(shù)要求見附錄D的規(guī)定。計算單元的儲量計算參數(shù)選值、儲量的計算和匯總，一律采用四舍五入進位法。7技術(shù)可采儲量估算7.1探明技術(shù)可采儲量估算條件探明技術(shù)可采儲量估算應(yīng)滿足以下條件：a)已實施的開采技術(shù)和近期將采用的成熟開采技術(shù)(包括采油技術(shù)和提高采收率技術(shù)，下同)。b)已有開發(fā)概念設(shè)計或開發(fā)方案，并已列入或?qū)⒘腥胫薪陂_發(fā)計劃。c)按經(jīng)濟條件(如價格、配產(chǎn)、成本等)估算可取得合理經(jīng)濟回報，可行性評價是經(jīng)濟的。NR=NER (14) (15)2)油藏溶解氣采收率，根據(jù)油藏的飽和情況和開發(fā)方式等情況，選擇合理的方法求取(見油(氣)田(藏)開發(fā)初期的探明技術(shù)可采儲量計算按照7.2計算。數(shù)遞減、雙曲線遞減或調(diào)和遞減等，利用這些規(guī)律預(yù)測到人為給定(經(jīng)驗)的極限產(chǎn)量，求得技術(shù)可采儲量(見SY/T5367和SY/T6098)。7.3.4物質(zhì)平衡法物質(zhì)平衡法是在氣田(藏)地層壓力降低明顯和達到一定采出程度時，根據(jù)定期的地層壓力和氣、水累積產(chǎn)量等資料，通過采出量隨壓力下降的變化關(guān)系求得與廢棄壓力相對應(yīng)的技術(shù)可采儲量(見SY/T7.3.5水驅(qū)特征曲線法水驅(qū)特征曲線法是在油(氣)田(藏)開采中后期，水驅(qū)特征曲線出現(xiàn)明顯直線段時，根據(jù)累積產(chǎn)量和含水率等變量的統(tǒng)計關(guān)系，估算到人為給定(經(jīng)驗)的極限含水率時所求得的累計產(chǎn)量，即為技術(shù)可采儲7.3.6含油率法油田(藏)產(chǎn)量由于換泵提液等措施，波動大，遞減規(guī)律不明顯，而在半對數(shù)坐標(biāo)中含油率隨累積產(chǎn)量呈較規(guī)則的直線變化時，可采用含油率與累積產(chǎn)油量的關(guān)系求取技術(shù)可采儲量。7.4控制技術(shù)可采儲量估算7.4.1估算條件控制技術(shù)可采儲量的估算應(yīng)滿足下列條件：a)推測可能實施的操作技術(shù)(如注水、三次采油等);b)按經(jīng)濟條件(如價格、配產(chǎn)、成本等)估算可取得合理經(jīng)濟回報，可行性評價是經(jīng)濟的。7.4.2估算公式和估算方法控制技術(shù)可采儲量的計算公式和計算方法同7.2。采收率一般是確定在推測可能實施的操作技術(shù)(如注水、三次采油等)條件下的最終采收率。探明區(qū)(層)外的控制技術(shù)可采儲量的估算條件和計算與探明區(qū)(層)內(nèi)的相同。8經(jīng)濟可采儲量估算8.1探明經(jīng)濟可采儲量的估算條件探明經(jīng)濟可采儲量的估算應(yīng)滿足下列條件：a)已完成探明技術(shù)可采儲量的計算，并根據(jù)開發(fā)方案或開發(fā)概念設(shè)計完成了油(氣)田(藏)群未來各年度或月度油氣產(chǎn)量的預(yù)測。b)油氣產(chǎn)品價格及成本、費用可以合理估計。c)對天然氣儲量，還應(yīng)有已鋪設(shè)天然氣管道或已有管道建設(shè)協(xié)議，并有天然氣銷售合同或協(xié)議。d)可行性評價是經(jīng)濟的。8.2剩余探明經(jīng)濟可采儲量估算探明經(jīng)濟可采儲量減去油氣累計產(chǎn)量為剩余探明經(jīng)濟可采儲量。8.3控制經(jīng)濟可采儲量估算條件控制經(jīng)濟可采儲量的估算應(yīng)滿足下列條件：a)已完成控制技術(shù)可采儲量的計算，并根據(jù)油(氣)田(藏)開發(fā)方案或開發(fā)概念設(shè)計完成了油(氣)田(藏)未來各年度或月度油氣產(chǎn)量的預(yù)測。b)油氣產(chǎn)品價格及成本、費用可以合理估計。c)對天然氣儲量，還應(yīng)已鋪設(shè)天然氣管道或已有管道建設(shè)協(xié)議，并有天然氣銷售合同或協(xié)議。8.4剩余控制經(jīng)濟可采儲量估算控制經(jīng)濟可采儲量減去油氣累計產(chǎn)量為剩余控制經(jīng)濟可采儲量。8.5經(jīng)濟評價方法及參數(shù)取值要求經(jīng)濟評價參數(shù)取值要求如下：a)未開發(fā)油(氣)田(藏)群申報新增探明、控制儲量，宜采用現(xiàn)金流量法進行經(jīng)濟評價并計算經(jīng)濟可采儲量.b)已開發(fā)油(氣)田(藏)申報新發(fā)現(xiàn)的區(qū)塊新增探明、控制儲量(該區(qū)塊新增儲量經(jīng)評價開發(fā)是經(jīng)濟可行性的),或申報儲量復(fù)算、核算或結(jié)算，可采用經(jīng)濟極限產(chǎn)量法計算經(jīng)濟可采儲量。c)具體的經(jīng)濟評價方法及參數(shù)取值要求，見附錄C。8.6經(jīng)濟可采儲量的估算估算工作包括以下內(nèi)容：a)經(jīng)現(xiàn)金流量法評價，內(nèi)部收益率大于或等于企業(yè)基準(zhǔn)收益率時，油(氣)田(藏)在經(jīng)濟生產(chǎn)年限內(nèi)累積產(chǎn)出的各種油氣產(chǎn)品量，即為經(jīng)濟可采儲量。b)對已開發(fā)油(氣)田(藏)采用經(jīng)濟極限產(chǎn)量法計算時，在油(氣)田(藏)持續(xù)生產(chǎn)期間，所有年度(或月度)原油/天然氣產(chǎn)量高于或等于油(氣)田(藏)經(jīng)濟極限產(chǎn)量的年度(或月度)累積產(chǎn)出的各種油(氣)產(chǎn)品量，即為經(jīng)濟可采儲量。c)估算經(jīng)濟可采儲量，即從指定日期到產(chǎn)量降至經(jīng)濟極限產(chǎn)量，或凈現(xiàn)值大于或等于零時的累積產(chǎn)量。d)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(zhì)儲量和技術(shù)可采儲量正常估算。e)折現(xiàn)率按本企業(yè)規(guī)定的基準(zhǔn)收益率取值。9儲量綜合評價9.1儲量規(guī)模見附錄E中表E.1。9.2儲量豐度按技術(shù)可采儲量豐度由高到低，將儲量豐度分為四類：高、中、低、特低。具體指標(biāo)見附錄E中按千米井深穩(wěn)定產(chǎn)量由高到低，將產(chǎn)能分為四類：高產(chǎn)、中產(chǎn)、低產(chǎn)、特低產(chǎn)。具體指標(biāo)見附錄E中9.4埋藏深度按埋藏深度由淺到深，將埋藏深度分為五類：淺層、中淺層、中深層、深層、超深層。具體指標(biāo)見附錄9.5儲層物性按儲層中值孔隙度由大到小，將孔隙度分為五類：特高、高、中、低、特低。按儲層中值滲透率由大到9.6含硫量按原油含硫量和天然氣硫化氫含量由大到小，將含硫量分為四類：高含硫、中含硫、低含硫、微含硫。具體指標(biāo)見附錄E中表E.7。9.7原油性質(zhì)按原油密度由小到大，將原油分為四類：輕質(zhì)、中質(zhì)、重質(zhì)、超重。地層原油黏度大于或等于50mPa·s,稱為稠油；原油凝固點大于或等于40℃,稱為高凝油；其余稱為常規(guī)油。具體指標(biāo)見附錄E中表E.8。9.8綜合評價依據(jù)附錄E中的儲量規(guī)模、儲量豐度、產(chǎn)能、埋藏深度、儲層物性(孔隙度、滲透率)、含硫量、原油密度等多項參數(shù)指標(biāo)的不同分類，對油(氣)田(藏)應(yīng)進行地質(zhì)綜合評價。(規(guī)范性附錄)油氣礦產(chǎn)資源儲量類型及估算流程圖油氣礦產(chǎn)資源儲量類型及估算流程圖見圖A.1。探明探明探明控制探明控制油氣圖A.1油氣礦產(chǎn)資源儲量類型及估算流程圖(規(guī)范性附錄)應(yīng)用地球物理資料和技術(shù)確定儲量參數(shù)的條件和要求B.1導(dǎo)言本附錄給出了在計算海上石油、天然氣儲量時，采用地球物理儲層預(yù)測和油氣預(yù)測資料和技術(shù)確定儲量計算參數(shù)[含油(氣)面積、油(氣)層厚度和儲層物性等]的條件和要求。B.2地層的地球物理條件目標(biāo)儲層與其圍巖存在明顯的地球物理特征差異，并且在目的層段內(nèi)保持良好的一致性。該差異應(yīng)經(jīng)過非地震資料(如測井資料等)證實。B.3資料條件擁有覆蓋油(氣)田(藏)全區(qū)的三維地震資料，其采集處理各環(huán)節(jié)質(zhì)量合格，并且用于儲層預(yù)測和油氣預(yù)測的三維地震資料應(yīng)按照保幅要求處理，處理后資料成像品質(zhì)好、信噪比較高、頻帶和主頻橫向比較穩(wěn)定。油(氣)田(藏)范圍內(nèi)應(yīng)有測井和測試等資料及其處理解釋成果，資料內(nèi)容至少要滿足B.2、B.4所涉及的分析研究的需要。B.4井震匹配條件測井和地震的時深關(guān)系應(yīng)參考VSP資料并通過精細(xì)時深標(biāo)定建立。精細(xì)時深標(biāo)定包括：通過合成記錄確定地震剖面波峰波谷與地層正負(fù)反射界面的對應(yīng)關(guān)系、地震子波、時深關(guān)系；宜采用循環(huán)逼近的辦法獲得；同時要考慮合成記錄與井旁道的能量匹配。如果多口井的時深關(guān)系之間存在顯著差別，應(yīng)證明其合理性(如構(gòu)造高低、傾角大小等)。B.5采用地球物理資料和技術(shù)確定含油(氣)面積的要求B.5.1采用地震儲層預(yù)測描述資料和技術(shù)確定含油(氣)面積的要求在目標(biāo)儲集巖上下圍巖的厚度均大于1/4視波長時，宜采用技術(shù)手段(如波阻抗反演等)把常規(guī)界面型地震資料轉(zhuǎn)換為地層型地震資料，并據(jù)此進行儲層形態(tài)描述。滿足上述條件的儲層形態(tài)描述成果(結(jié)合對流體界面的認(rèn)識)可用于圈定含油(氣)面積：——單一儲集巖體位于認(rèn)定的流體界面之上并與證實井連片的范圍可作為探明油(氣)儲量的面積；——單一儲集巖體雖位于認(rèn)定的流體界面之上但與證實井不連片的范圍可作為控制油(氣)儲量的B.5.2采用地球物理流體預(yù)測資料和技術(shù)確定含油(氣)面積的要求油(氣)層與非油(氣)層存在經(jīng)鉆井證實的、規(guī)律性明顯的地震響應(yīng)差異(即巖石物理特征與地震屬性具有明顯的物理性或統(tǒng)計性相關(guān));或本區(qū)具有被證實的、高置信度的流體界面的特有地震響應(yīng)。在滿足上述條件和要求時，流體預(yù)測的成果可用于確定含油(氣)面積。B.6采用地球物理資料和技術(shù)確定含油(氣)層厚度的要求儲層上下圍巖的厚度均大于地震資料視波長的1/4;儲集巖體被鉆井證實并進行了地震儲層形態(tài)措述，獲得了經(jīng)過井點校正的儲集巖厚度成果(圖);結(jié)合流體界面認(rèn)識獲得了對應(yīng)的含油(氣)層的厚度成果(圖)。對于符合上述條件的單個儲集巖體：——對應(yīng)儲集巖厚度大于或等于地震資料視波長1/4部分的含油(氣)層厚度成果可用于確定油(氣)儲量計算的厚度參數(shù)；——對應(yīng)儲集巖厚度小于地震資料視波長1/4部分的含油(氣)層厚度成果，如果鄰近有已開發(fā)油田的類似儲層、蓋層被證實具有較高可靠性時，也可用于確定油(氣)儲量計算的厚度參數(shù)。B.7采用地震資料和技術(shù)確定儲層物性參數(shù)的要求在滿足如下基本條件時，采用地震資料和技術(shù)進行儲層物性描述的成果可供數(shù)量計算時參考：——滿足B.2、B.3、B.4的條件；——儲層物性與地震資料間存在合理的相關(guān)性(物理或統(tǒng)計);——經(jīng)過抽井、交叉檢驗，基本與井點資料吻合；——物性分布規(guī)律與地質(zhì)認(rèn)識規(guī)律相吻合。(規(guī)范性附錄)海上石油天然氣儲量經(jīng)濟評價及經(jīng)濟可采儲量計算方法C.1原則要求C.1.1本附錄適用于所有自營/合作的海上油(氣)田(藏)石油天然氣儲量的經(jīng)濟評價。合作油(氣)田(藏)應(yīng)按照合同模式進行經(jīng)濟評價。C.1.2海上石油天然氣儲量經(jīng)濟評價一般以單個油(氣)田(藏)為評價單元。當(dāng)多個油(氣)田(藏)計劃或已經(jīng)實施聯(lián)合開發(fā)時，也可以聯(lián)合開發(fā)的油(氣)田(藏)群整體作為評價單元；對于已開發(fā)油(氣)田(藏)新發(fā)現(xiàn)的區(qū)塊，也可以區(qū)塊為評價單元。C.1.3未開發(fā)油(氣)田(藏)群申報新增探明、控制儲量，宜采用現(xiàn)金流量法進行經(jīng)濟評價并計算經(jīng)濟可采儲量。已開發(fā)油(氣)田(藏)申報新發(fā)現(xiàn)的區(qū)塊新增探明、控制儲量(該區(qū)塊新增儲量經(jīng)評價開發(fā)是經(jīng)濟可行性的),或申報儲量復(fù)算、核算或結(jié)算，可采用經(jīng)濟極限產(chǎn)量法計算經(jīng)濟可采儲量。C.2現(xiàn)金流量法C.2.1現(xiàn)金流量法的基本方法和步驟現(xiàn)金流量法的基本方法和步驟是：a)預(yù)測未來各年產(chǎn)量。b)預(yù)測未來各年的開發(fā)投資、經(jīng)營成本(操作費)。d)測算經(jīng)濟生產(chǎn)年限，并計算從評價基準(zhǔn)年至經(jīng)濟生產(chǎn)年限內(nèi)未來各年的現(xiàn)金流入、現(xiàn)金流出及凈現(xiàn)金流量。e)測算經(jīng)濟評價指標(biāo)(主要指標(biāo)是內(nèi)部收益率和凈現(xiàn)值)。f)計算經(jīng)濟可采儲量。C.2.2產(chǎn)量預(yù)測油(氣)田(藏)群未來各年的油氣產(chǎn)量，應(yīng)基于探明地質(zhì)儲量和部分控制地質(zhì)儲量，根據(jù)其開發(fā)方案或開發(fā)概念設(shè)計進行預(yù)測；同時，對原油和天然氣產(chǎn)品，應(yīng)分別注明地面原油平均密度和天然氣組分。C.2.3開發(fā)工程方案應(yīng)根據(jù)油(氣)田(藏)群開發(fā)方案或開發(fā)概念設(shè)計，提出油(氣)田(藏)的開發(fā)工程方案，并簡要描述C.2.4勘探投資估算自營油(氣)田(藏)在評價基準(zhǔn)年(見本附錄C.2.7.1條的規(guī)定)及之前發(fā)生的勘探投資不計入未來現(xiàn)金流；評價基準(zhǔn)年及之后將要發(fā)生的勘探投資，可根據(jù)預(yù)計的勘探工作量，參照本油(氣)田(藏)或本海域/地區(qū)已實施的勘探工作量及相應(yīng)投資進行類比估算，并按預(yù)計發(fā)生的年度計入未來現(xiàn)金流。合作油(氣)田(藏)的勘探投資可根據(jù)石油合同或開發(fā)協(xié)議的相關(guān)條款進行回收。C.2.5開發(fā)投資估算開發(fā)投資一般包括開發(fā)前期費、海上工程設(shè)施(含平臺、儲油輪、海底管線和海底電纜等)費、陸地終開發(fā)投資的估算，可根據(jù)初步開發(fā)工程方案所設(shè)計的工程量，參照本海域/地區(qū)已開發(fā)油(氣)田(藏)實際發(fā)生的各類工程量的費用水平，或正在實施開發(fā)的油(氣)田(藏)的投資估算結(jié)果，結(jié)合當(dāng)前鋼材、油料和工程施工服務(wù)價格等市場信息，采用類比法進行。C.2.6經(jīng)營成本(操作費)估算經(jīng)營成本(操作費)的估算可根據(jù)本油(氣)田(藏)的生產(chǎn)規(guī)模和主要生產(chǎn)設(shè)施的狀況，參照本海域/地區(qū)已開發(fā)油(氣)田(藏)目前的實際操作費水平，采用類比法進行估算。C.2.7經(jīng)濟評價參數(shù)的選取海上石油天然氣儲量經(jīng)濟評價的各項參數(shù)，應(yīng)按以下各條(C.2.7.1進行選取。至C.2.7.5)規(guī)定的原則和方法C.2.7.1評價基準(zhǔn)年一般情況下，應(yīng)取本油(氣)田(藏)的初步開發(fā)工程方案所設(shè)計的建設(shè)期的第一年為儲量經(jīng)濟評價的評價基準(zhǔn)年。C.2.7.2油氣產(chǎn)品價格一般情況下，應(yīng)根據(jù)本油(氣)田(藏)實際情況，考慮同類已開發(fā)油(氣)田(藏)的統(tǒng)計資料，確定一定時期或年度的平均值；有合同規(guī)定的，按合同規(guī)定的價格。具體可參照以下方法進行測算：a)原油和凝析油價格，有如下四種情形：1)已開發(fā)油(氣)田(藏)(包括其新發(fā)現(xiàn)的區(qū)/塊或擴邊，下同)的原油和凝析油價格按計算儲量時的前12個月平均銷售價格取值；2)計劃或正在依托進行開發(fā)的油(氣)田(藏)群，其原油和凝析油價格按所依托的已開發(fā)區(qū)在之前12個月的原油和凝析油平均銷售價格分別取值；3)計劃或正在實施獨立開發(fā)的油(氣)田(藏)群，其原油價格可參照本海域/地區(qū)地面原油密度與之差異最小的已開發(fā)油(氣)田(藏)在之前的12個月的原油平均銷售價格取值；或根據(jù)本規(guī)范附錄E所規(guī)定的原油密度分類原則，參照本海域/地區(qū)同類原油在之前12個月的平均價格取值；4)計劃或正在實施獨立開發(fā)的