【DZ地质矿产行业标准】 海上石油天然气储量估算规范

ICS75.010
中华人民共和国地质矿产行业标准DZ/T0252—2020
代替DZ/T0252—2013
海上石油天然气储量估算规范
Regulation of offshore petroleum reserves estimation2020-04-13发布
中华人民共和国自然资源部
2020-05-01实施
规范性引用文件
3术语和定义
储量估算情形
储量估算总体要求
4.3复算
4.5标定
4.6结算
5地质储量估算条件与方法
储量估算条件
储量计算单元划分原则
5.3地质储量估算方法www.bzxz.net
地质储量估算参数确定原则
含油(气）面积
有效厚度
有效孔隙度
空气渗透率
原始含油(气）饱和度
原始体积系数
气油比
原油(凝析油)密度
地质储量计算参数选值
技术可采储量估算
7.1探明技术可采储量估算条件
7.2未开发状态的探明技术可采储量估算方法7.3
已开发状态的探明技术可采储量估算7.4控制技术可采储量估算
8经济可采储量估算
8.1探明经济可采储量的估算条件8.2剩余探明经济可采储量估算
8.3控制经济可采储量估算条件
8.4剩余控制经济可采储量估算
DZ/T0252—2020
DZ/T0252—2020
8.5经济评价方法及参数取值要求8.6经济可采储量的估算
储量综合评价
储量规模
储量丰度
埋藏深度
储层物性
含硫量
原油性质
9.8综合评价
附录A（规范性附录）
附录B（规范性附录）
附录C（规范性附录）
附录D（规范性附录）
附录E（规范性附录）
油气矿产资源储量类型及估算流程图应用地球物理资料和技术确定储量参数的条件和要求海上石油天然气储量经济评价及经济可采储量计算方法储量估算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数油(气）田（藏）储量规模和品位等分类15
DZ/T0252—2020
本标准按照GB/T1.1一2009(标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。本标准发布之日起代替DZ/T0252—2013《海上石油天然气储量估算规范》。与DZ/T0252—2013相比，主要技术内容变化如下：一在5储量估算情形”中增加了新增、复算、核算、标定和结算5种情形储量估算要求。一在附录A中增加了油气矿产资源储量类型及估算流程图。本标准由中华人民共和国自然资源部提出。本标准由全国自然资源与国土空间规划标准化技术委员会（SAC/TC93)归口。本标准起草单位：自然资源部油气储量评审办公室，自然资源部油气资源战略研究中心、中国海洋石油集团有限公司。
本标准主要起草人：韩征、谢玉洪、朱伟林、李敬功、李茂、张道勇、孙英涛、沈章洪、周、池树根、林春成、米立军、孙兵义、沈玉玲、姜平、赵春明、王风荣。本标准的历次版本发布情况为：DZ/T0252-2013。
1范围
海上石油天然气储量估算规范
本标准规定了海上石油天然气储量估算与评价的要求。DZ/T0252—2020
本标准适用于海水高潮线至水深500m海域的海上油（气）田（藏）石油和天然气的储量估算、评价及相关技术标准制定。水深500m以上海域可参照使用。2规范性引用文件
下列文件对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手本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修订单）适用于本文件。GB/T19492
油气矿产资源储量分类
石油天然气储量估算规范
DZ/T0217
SY/T5367
SY/T6098
SY/T6580
术语和定义
石油可采储量计算方法
天然气可采储量计算方法
石油天然气勘探开发常用量和单位下列术语和定义适用于本文件。3.1
petroleum
天然存在的，以气相、液相烃类为主的，并含有少量杂质的混合物。本规范中石油是指液态烃类物质，即原油和凝析油的总称。
原油oil
原存在于地下储集体中，在采至地面后的正常压力和温度下，未经加工的、已脱气的、皇液态或半固体状态的那部分石油。
凝析油condensate
在地层条件下的气态烃类物质，在采出到地面的过程中，随着温度和压力的降低，从气相中析出的由戊烷和戊烷以上重烃组分组成的液态混合物，一般可经地面分离器或专用装置回收。3.2
天然气gas
天然存在的经类和非烃类气体，以及各种元素的混合物，在地层条件下呈气态，或者溶解于油、水中，在地面标准条件下只呈气态。本规范中天然气是指气藏气，油气藏气、凝析气藏干气和油藏溶解气的总称3.2.1
气藏气
non-associatedgas
指原始地层条件下，气藏中存在的天然气。1
DZ/T0252—2020
油气藏气gas-capgas
指原始地层条件下，带油环或底油的气顶中存在的天然气。3.2.3
溶解气solutiongas
指原始地层条件下，溶解于石油中的天然气。3.2.4
凝析气condensategas
指原始地层条件下，含有凝析油的天然气3.2.5
干气drygas
指凝析气采至地面后经分离器回收凝析油后的天然气。3.3
油（气）藏oil（gas）reservoir指油藏、气藏、油气藏和凝析气藏的统称。3.4
oil(gas)field
油(气）苗
指油田和气田（凝析气田）的统称。3.5
J一函数J-function
将岩芯毛管压力与流体饱和度数值，转换成无因次关系的一种处理函数。利用这一函数，可将同一储层内具有不同孔渗特征的岩样所测得的毛管压力曲线，综合为一条平均毛管压力曲线。3.6
采收率recoveryefficiency
指按照目前成熟可实施的技术条件，预计技术上从油（气）藏中最终能采出的石油（天然气）量占地质储量的比率数。
4储量估算情形
4.1储量估算总体要求
4.1.1按照GB/T19492划分的储量分类进行储量估算。油气矿产资源储量类型及估算流程图见附录A。
4.1.2以油(气)藏为基本评价单元，在给定的技术经济条件下，依据对油（气)藏的地质认识程度和生产能力的实际证实程度，对地质储量、技术可采储量和经济可采储量进行估算。4.1.3油（气)田（藏）从发现直至废弃的过程中，根据地质资料、工程技术以及技术经济条件的变化，共有五种储量估算情形，分别为新增、复算、核算、标定和结算。4.1.4油气探明储量的新增、复算、核算、标定和结算结果在录入年度探明储量数据库和统计数据库时，油（气）田（藏）年产量、累计产量、剩余经济可采储量等资料数据应更新至当年12月31日。4.2新增
在油（气）田（藏）、区块或层系中首次估算的储量为新增。其中首次估算的新增探明地质储量中，新2
增探明可采储量和采收率应与开发概念设计的开发方式及井网条件相匹配。4.3复算
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在新增探明储量后又新增工作量，或开发生产井完钻后进行的再次储量估算为复算。油（气）田（藏）投人开发后，应结合开发生产过程对探明储量实施动态估算。储量复算后，在复算核减区如果再次估算探明储量，须投入相应实物工作量并达到探明储量要求凡属下列情况之一者，需要进行储量复算，复算结果计人当年净增储量中：a）当独立开发单元或油（气）田（藏）主体部位开发方案全面实施后：油（气）田（藏）地质认识发生较大变化；b)
储量估算参数发生明显变化；
d）地质储量和可采储量与生产动态资料有明显矛盾；e）探明储量尚未投人开发，新增工作量及评价资料，证实油气裁地质认识发生变化。4.4核算
储量复算后在开发生产过程中的各次储量估算为核算。随着油（气）田（藏）开发调整工作的深入和对油（气）由（藏）认识程度的提高，应对复算后的投入开发储量进行多次核算，直室油气枯竭。进行核算时，应充分利用开发生产动态资料，估算方法以动态法为主，容积法为辅，提高储量估算精度。凡属下列情况之一者，需要进行储量核算a）生产动态资料反映出所计算的地质储量和可采储量与生产动态资料有明显矛盾；b）对储层进一步的深人研究及生产实践中表明，原储量估算参数需要做大的修改油（气）田（藏）钻了成批的加密井、调整井，进行了三维地震或采取重大开发技术措施等之后，或c
者工艺技术手段有新的突破，地质储量参数发生重大变化。4.5标定
4.5.1在开发生产过程中，依据开发动态资料和经济条件，对截至上年末及以前的探明技术可采储量和探明经济可采储量进行重新估算的情形为可采储量标定，简称标定。4.5.2当年新增储量，复算、核算储量不参与本年度的可采储量标定。4.5.3油（气）田或区块开发调整措施实施两年后及生产动态资料表明可采储量与产量有明显矛盾时，应对可采储量进行标定。
4.5.4以开发单元为标定单元，计算单元如部分已开发，应划分为已开发和未开发两个单元；经标定已开发单元可采储量发生变化的，未开发单元的可采储量须重新估算。4.5.5可采储量标定方法执行行业标准；现行标准不适应的特殊油（气）藏，可采用经生产实践证实为有效的新方法。
4.5.6标定前后探明技术可采储量的变化量符合以下条件之一者，应单独编制标定报告：a）大型及以上油（气）田的探明技术可采储量变化量大于士1%；中型油(气)田的探明技术可采储量变化量大于士2%；b)
小型及以下油（气）田的探明技术可采储量变化量大于土5%；c）
石油可采储量变化量大于土50×10°m；d)
e）天然气可采储量变化量大于士50×10m。4.6结算
油（气）田（藏）废弃或暂时封闭而进行的储量估算为结算。包括对废弃或暂时封闭前的储量与产量3
DZ/T0252—2020
清算和剩余未采出储量的核销。凡属下列情况之一者，需要进行储量结算：因油（气）田（藏）或区块的油气已经枯竭、无社会效益和经济效益等原因无法继续开采而废弃或a)
暂时封闭的储量。
因油气平台寿命期限到期、设施老化等原因无法继续开采而废弃或暂时封闭的储量。b)
因油（气）田（藏）被列人禁止勘查开采区，城市规划区、军事禁区等原因无法继续开采而废弃或暂时封闭的储量。
因其他不可抗拒的原因，无法继续开采而废弃或暂时封闭的储量。5
地质储量估算条件与方法
5.1储量估算条件
5.1.1储量起算标准
储量起算标准为油（气）田（藏）不同埋藏深度下石油和天然气的单井日产量下限，是进行储量估算应达到的最低经济条件。各海域应根据当地的油（气）价格和成本等测算，求得只回收开发井单井投资的单并下限日产量。单并日产量下限计算公式如下：单井日产量下限=
其中：
单井下限累积产量
年递减率×单井下限累积产量
1一e一年速减率×生产利）/年生产时率开发井单井投资
油气价格×（1一增值税率）一特别收益金一桶油操作费表1是根据中国近海海域开发井平均成本，在油价30美元/桶、气价人民币0.6元/m等条件下测算的单井日产量下限，可在水深不大于500m的海域内参照应用。当水深大于500m时，充许结合估算区情况，另行计算起算标准。另行估算的起算标准应不低于表1的起算标准。
表1中国近海海域储量起算标准（适用于500m以内水深）油(气）田(藏)埋藏深度
>500~1000
>1000~2000
>2000~3000
>3000~4000
勘探开发程度和地质认识程度要求5.1.2
石油单井日产量下限
天然气单井日产量下限
勘探开发程度和地质认识程度要求是进行储量估算的地质可靠程度的基本条件。探明地质储量的具体要求见表2，控制地质储量和预测地质储量的具体要求见表34
5.1.3探明地质储量
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估算探明地质储量，应查明构造形态、油（气）藏类型、储集类型、驱动类型，流体性质及分布、产能等，具有较高的地质可靠程度。含油（气）面积在合理的井控条件下，主要以评估确定的油（气）藏边界或计算边界为阁定依据，其中流体界面或油（气）层底界是由钻井，测井、测试、可靠压力资料或本区带类似油（气）藏已经钻并验证的可靠地震信息（见附录B）等证实的。探明地质储量可靠程度高含油（气）范围的单井稳定日产量达到储量起算标准。稳定产量是指系统试采井的稳定产量。试油井可用试油稳定产量折算（不天手原始地层压力20%压差下）的产量代替：试气井可用试气稳定产量折算（不大于原始地层压力10%压差下）的产量代替，或用20%～35%的天然气无阻流量代替：探明地质储量勘探开发程度和地质认识程度符合表2中的要求。表2探明地质储量勘探开发程度和地质认识程度要求储量类型
分析化验
地质认识程度
探明地质储量
已完成三维地震，特殊条件除外（如海上养殖区、军事区等情况）已完成探井、评价井钻探，满足编制开发概念设计的要求，能控制含油（气）边界或油（气）水界面1
2.小型及以上油（气）藏的主力油（气）层，应有岩芯资料或井壁取芯资料当该油（气）层与邻近油（气）田可类比时；中型及以上油（气）藏的主力油（气）层应有完整的取芯剖面，岩芯收获率应能满足对测并资料进行标定的需求3.大型及以上油（气）田（藏）的主力油（气）层，宜有合格的油基泥浆或密闭取芯井4.疏松油（气）层采用冷冻方式钻取分析化验样品应有合适的测井系列，能满足解释储量计算参数的需要.
对裂缝、孔润型储层进行了特殊项目测井，能有效地划分渗透层、裂缝段或其他特殊岩层2.
小型油(气)田（藏）的主力油(气)层，邻近类似油(气)覆已取得可靠的产能资料，可进行产1
能类比，应取全，取准流体性质、温度和压力资料，邻近没有类似油（气）田（藏）的可靠产能资料，在关键部位井已进行测试，取全、取准产能、流体性质、温度和压力资料2.中型及以上油（气）田（藏），主力油（气）层在关键部位并已进行了测试，取全、取准产能、流体性质、温度和压力资料：非主力油（气）层，应有证实其流体性质的资料，且其储层与邻近储层有可类比性
3.对特殊层，如低阻油（气）层、火成岩油（气）层等应进行测试，取全、取准产能、流体性质、温度和压力资料
中型及以上油（气）藏已取得孔隙度、渗透率、毛管压力、相渗透率等岩芯分析资料1+
2、取得了流体分析及合格的高压物性分析资料3.中型及以上油田（藏）进行了确定采收率的岩芯分析试验，中型以上气田（藏）宜进行氮气法分析孔隙度
稠油油藏已取得黏温曲线
1.构造形态及主要断层分布落实清楚，提交了由钻井资料校正的油（气）层或储集体顶（底）面构造图
已查明储集类型、储层物性、储层厚度、非均质程度：对裂缝一孔滑型储层，已基本查明裂链2.
3、油（气）田（藏）类型、驱动类型、温度及压力系统、流体性质及其分布、产能等清楚4，有效厚度下限标准和储量计算参数，可靠程度高5、已有以开发概念设计或开发方案等为依据的经济评价，可采储量应具有经济性DZ/T0252—2020
5.1.4控制地质储量
控制地质储量的估算，分以下两种情况：a）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，含油（气）范围的单井试油（气）产量达到储量起算标准，具有中等的地质可靠程度。同一油（气）田内探明区（层）以外具有中等的地质可靠程度的可能含油（气）范围。b)
勘探程度和地质认识程度符合表3中的要求。控制地质储量可靠程度中等。5.1.5预测地质储量
预测地质储量的估算，分以下两种情况：初步查明了构造形态、储层情况，预探井产量达到储量起算标准或已获得油（气）流，或钻遇了油a
（气）层，经综合分析有进一步勘探评价的价值同一油（气）国内探明或控制区（层）以外预测可能有油（气）层存在，经综合分析有进一步评价价b)
值的可能含油（气）范围。
勘探程度和地质认识程度符合表3中的要求。预测地质储量可靠程度低。表3控制地质储量和预测地质储量勘探程度和地质认识程度要求储量类型
分析化验
地质认识程度
控制地质储量
已完成地震详查，主测线距一般1km~2km1.有探井，评价井，或紫邻探明储量区2.主要含油（气）层段宜有代表性岩芯，有井壁取芯
采用适合本探区特点的测井系列，解释了油、气、水层及其特殊岩性段
油（气）层宜有完井测试，取得了产能，流体性质，温度和压力资料
1.已有常规的岩芯分析及必要的特殊省芯分析
2.已有油、气、水性质及高压物性等分析资料1.已基本查明圈闭形态，提交了由钻井资料校正的油（气）层或储集体顶（底）面构造图2.已初步了解储层储集类型，岩性、物性及厚度变化趋势
3.综合确定了储量计算参数，可靠程度中等4.已初步确定油（气）激类型、流体性质及分布，并了解了产能
2储量计算单元划分原则
预测地质储量
已完成地震普查，主测线距一般2km~4km1.有预探井，或紫邻探明储量或控制储量区内2.主要目的层可有取芯或井壁取芯采用本探区合适的测井系列，初步解释了油，气、水层
油(气）显示层段及解释的油（气）层可有中途测试或完井测试
可有常规的岩芯分析
1，证实圈闭存在，提交了构造图2.已初步了解了构造部位的地震信息异常，并获得了与油（气）有关的相关结论3.已明确目的层层位及岩性
4.可采用类比法确定储量计算参数，可靠程度低
储量计算单元（简称计算单元）一般是单个油（气）藏，但有些油（气）藏可根据情况细分或合并计算：6
a）计算单元平面上一般按区块划分：面积很大的油（气）藏，视不同情况可细分井块（井区）：1）
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受同一构造控制的几个小型的断块或岩性油（气）藏，当油（气）藏类型、储层类型和流体性2）
质相似，且含油（气）连片或叠置时，可合并为二个计算单元：3）含油（气）面积跨两个及以上的矿业权证或省份（海域）的，按矿业权证或省份（海域）细划计算单元；
4）含油（气）面积与自然保护区等禁止勘查开采区域有重叠的，应分重叠区和非重叠区划计算单元。
计算单元纵向上一般按油（气）层组（砂层组）划分：b)
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，含油（气）高度很大时1
也可细分亚组或小层；
不同岩性、储集特征的储层应划分独立的计算单元；2）
同一岩性的块状油（气)藏，含油（气)高度很大时可按水平段细划计算单元；尚不能断定为统一油（气）水界面的层状油（气）藏，当油（气）层跨度大于50m时视情况细划计算单元。
裂缝性油（气）藏，应以连通的裂缝系统细分计算单元。5.3地质储量估算方法
5.3.1原则
地质储量估算方法主要采用容积法和动态法，容积法适用于以静态资料为主、油（气）藏未开发或开发时间短且动态资料较少情况下的储量估算。动态法主要适用于油（气）藏开发时间长且动态资料丰富情况下的储量估算，以及无法用容积法估算的特殊情形，如裂缝油(气)藏）等。储量估算公式中符号名称和计量单位见附录D，符合SY/T6580的规定，5.3.2容积法
油藏和气藏的容积法地质储量估算公式如下（公式中各字母含义详见附录D）：a）油田（藏）地质储量计算公式。1）原油地质储量计算公式为
N=100A,hgS/B
溶解气地质储量大于0.1×10°m并可利用时，由下式计算：2
G,=10-NR
若用质量单位表示原油地质储量时，有3）
（3）
（4）
当油田（藏）有气顶时，气顶天然气地质储量按气藏或凝析气藏地质储量计算公式计算。4）
气田（藏）地质储量计算公式。b)
G=0.01A,haS/B
G=AhSe
（5）
DZ/T0252—2020
其中：B，用下式求得，即
B=PZT/(P,T）
c）凝析气田（藏）地质储量计算公式。1)
凝析气田（藏）凝析气总地质储量（G。）由式（5）计算，式（7）中2，为凝析气的偏差系数（7）
当凝析气田（藏）中凝析油含量大于或等于100cm/m或凝析油地质储量大于或等于1×10*m时，应分别计算干气和凝析油的地质储量。计算公式如下：GaG.fa
N.=0.01G.a
其中：
fa=GOR/(GE.+GOR)
0=10°/(GE+GOR)
GE,=543.15(1.03—)
3）若用质量单位表示凝析油地质储量时：N.=N.pe
（8）
当气田（藏）或凝析气田（藏）中总非烃类气含量大于15%或单项非烃类气含量大于以下标准者，烃类气和非经类气地质储量应分别计算：硫化氢含量大于0.5%，二氧化碳含量大于5%，氨含量大于0.01%。具有油环或底油时，原油地质储量按油藏地质储量计算公式计算。5.3.3动态法
油藏和气藏的动态法地质储量估算方法如下：a）油（气）藏可根据驱动类型和开发方式等选择合理的计算方法（见SY/T5367和SY/T6098），计算油（气）可采储量和选取采收率，由此求得油（气）地质储量。b）气藏主要采用物质平衡法和弹性二相法计算天然气地质储量。物质平衡法：采用物质平衡法的压降图（视地层压力与累积产量关系图）直线外推法，废弃1）
视地层压力为零时的累积产量即为天然气地质储量（见SY/T6098)；2）
弹性二相法：采用开底流动压力与开并生产时间的压降曲线图直线段外推法，废弃相对压力为零时可计算单井控制的天然气地质储量（见SY/T6098）。5.3.4概率法
采用概率法估算储量时，根据含油（气）面积、有效厚度等计算参数的概率值，估算探明地质储量和控制地质储量。
根据构造、储层、油（气）水界面、断层、地层与岩性边界、油（气）藏类型等，确定含油（气）面积的变化范围。
根据地质条件、下限标准、测并解释等，分别确定有效厚度和单储系数的变化范围b)
c）根据储量计算参数的变化范围，求得储量累积概率曲线，按规定概率值估算各类地质储量。6地质储量估算参数确定原则
6.1含油（气）面积
6.1.1总体原则
充分利用地震、钻井、测井和测试（含试油，下同）等资料，综合研究油、气、水分布规律和油（气）藏类8
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