SY/T 6583-2010
基本信息
标准号： SY/T 6583-2010
中文名称：石油天然气探明储量报告编制规范
标准类别：石油天然气行业标准(SY)
标准状态：现行
发布日期：2010-05-01
出版语种：简体中文
下载格式：.rar .pdf
下载大小：14801293
标准分类号
关联标准
出版信息
出版社：石油工业出版社
标准价格：0.0 元
出版日期：2010-10-01
相关单位信息
发布部门：国家能源局
标准简介
SY/T 6583-2010 石油天然气探明储量报告编制规范 SY/T6583-2010 标准下载解压密码：www.bzxz.net
标准图片预览
标准内容
ICS75-010
备案号：29432—2010
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6583—2010
代替SY/T6583—2003，SY/T6612-2005石油天然气探明储量报告编制规范Regulationforworkingoutthe
reportofprovedpetroleumreserves2010-05-01发布
国家能源局
2010-10-01实施
规范性引用文件
储量报告编制基本要求
储量报告编写内容
5主要附图、附表.·
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(资料性附录）
附录F(规范性附录）
探明储量报告封面格式
探明储量报告靡页格式·
探明储量报告目次格式
现金流量法计算经济可采储量编写内容与格式典型图示例…·
主要附表格式
SY/T6583--2010
SY/T6583—2010
本标准代替SY/T6583—2003《石油天然气探明储量报告编制细则》和SY/T6612—2005《石油天然气探明储量报告附图表内容与格式》。本标准与SY/T6583-2003，SY/T6612—2005相比，主要变化如下：删除了“常用附表内容与格式”的文字说明（SY/T6612一2005的第5章)；删除了“储量报告常用图分类”（SY/T6612一2005的附录A）；将基本要求、编图要求与制表要求归纳列入储量报告编制基本要求（SY/T6612一2005的3.1，3.2和3.3，本版的第3章）；-调整了储量报告编写结构的内容，分为“地质储量”和“可采储量”（SY/T6583一2003的4.2.5，4.3和4.4，本版的4.3和4.4)；-增加了“经济可采储量”的内容（本版的4.4.2)；增加了“现金流量法计算经济可采储量编写内容与格式”的内容（本版的附录D)；增加了部分插表、附表（本版的表3、表10、表12、表18和表19，以及表F.1和表F.14);
增加了一般情况应附的图、附表要求（本版的第5章)；本标准的附录A、附录B、附录C、附录D和附录F为规范性附录，附录E为资料性附录。本标准由石油地质勘探专业标准化技术委员会提出并归口。本标准起草单位：中国石油新疆油分公司勘探开发研究院、国土资源部矿产资源储量评审中心石油天然气专业办公室、中国石油勘探与生产分公司储量管理处、中国石油大庆油田有限责任公司、中国石油化工股份有限公司油田事业部矿产储量处。本标准起草人：欧远德、康伟力、王永祥、方立敏、郭齐军、肖关新。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：SY/T6583--2003;
SY/T6612-2005。
1范围
石油天然气探明储量报告编制规范本标准规定了石油、天然气探明储量报告编制内容与格式。本标准适用于石油、天然气容积法计算探明储量报告的编制。2规范性引用文件
SY/T6583—2010
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。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石油可采储量计算方法SY/T5615石油天然气地质编图规范及图式SY/T6098天然气可采储量计算方法SY/T6193稠油注蒸汽开发可采储量标定方法SY/T6580石油天然气勘探开发常用量和单位3储量报告编制基本要求
3.1储量报告包括文字报告、附图和附表。文字报告应按A4纸（297mm×210mm）编排成册。附图和附表宜另按A3纸（297mm×420mm）编排成附图表册。附图和附表较少时，可折页与报告统一装订。
3.2储量报告应简明、清晰、美观，便于阅读和理解。文字与图表信息应相符，每张图表均应在文字中提及。地层单位系、统、组、段与砂层组、砂层（油层组或油层）的名称在文字报告中第一次出现时应在圆括号内用其符号加以注明。各种量、单位、符号及取值位数应符合GB/T19492一2004，DZ/T0217—2005及SY/T6580的规定。3.3图、表按在文字报告中出现的先后依次按章依序编号。图幅中的图例与地物名称的字体宜按SY/T5615的规定执行。
3.4附（插）表内应填入具体数字或文字，空白表示无此项内容。表内数字采用阿拉伯数字，同一栏数字的小数点上下对齐。表内地质“层位”用其年代地层符号填人。表内汉字采用宋体，非汉字宜采用新罗马（TimesNewRoman）字体，3.5储量文字报告的封面、靡页和目次格式分别见附录A、附录B和附录C。目次另页排在正文之前，油（气）田勘查（采矿）许可证（复印件）置于文字报告靡页之后。附件的封面、页与目次格式见附录A、附录B和附录C。
4储量报告编写内容
4.1油(气）田（藏）概况
4.1.1中报储量简况
说明申报的油（气）田和区块名称、含油（气）层位、储量类型、储量状态、净增含油（气）面1
SY/T6583—2010
积、地质储量、技术可采储量及经济可采储量等。4.1.2申报区矿权
列出申报区所在的勘查（采矿）登记项目名称、面积、许可证号、有效期限。说明探矿（采矿）权法人单位、法人及勘查（采矿）单位名称。若为合资合作经营，应说明合作方名称和储量权益比例。4.1.3申报区位置
叙述申报区所处盆地、一级构造单元、二级构造单元及含油气区带名称：申报区所处省（直辖市、自治区）、地市（州）、县（旗）名称，或海域名称及距岸边城市的距离。若跨省区应说明跨省区名称，以及各省区的储量。
说明申报区邻近的主要居民地和油（气）田的名称、方位与距离。若申报区属于老油（气）田扩边，应说明申报区在本油（气）田的位置。列出申报区边界的经纬度。简述中报区地理和地面条件、气候、交通、水源、海域水深及可依托的重要油（气）设施的距离情况等。
4.1.4勘探开发简况
申报区油气发现简况，说明发现时间、发现井井号、构造位置、发现层位、开钻与完钻日期、完钻井深与层位、钻井过程中的主要情况及测试日期，射开层位、井段、层数、厚度，工作制度，日产量和压力等情况。
叙述油（气）田（藏）勘探、开发阶段简况及主要认识，若申报区已开辟了开发生产试验区或已开发，应简述其投产时间及开发现状。4.1.5资料录取情况
说明资料截止日期。
分别叙述申报区与含油气面积内地震、钻井（预探、评价井、开发井）、测井（不同系统测井数、特殊测井数）、目的层钻井取心（如有密闭取心或油基钻井液取心应说明取心情况和饱和度分析情况，并增列附表）、井壁取心（共取、含油）、气测、测试（合层、单层与措施）、达到储量起算标准的井数与层数、试采井数与层数、岩石分析化验项目、数量及流体资料录取等工作量完成情况。若为复算、核算，应说明新增加的实物工作量。若有多个区块或多个油（气）藏时，宜列表（见表1和表2)。XX油（气）田（XX区块）勘探开发工作量统计表表1）
面积面元
kmlmXm
面积内xxx
面积内
面积内
注1：面积内系指含油气面积内。井
钻井取心
注2：根据油（气）田的实际情况各表可增减栏目。2
并壁取心
达起算
井数层数
表2××油（气）田（××区块）主要化验分析工作量统计表常规分析 (块)
4.2油（气）田（藏）地质特征
4.2.1地质概况
特殊分析(块)
微观分析(块）
简述申报区所处构造单元与周围构造单元的名称、性质、特征及其关系。SY/T6583—2010
流体分析（个）
简述申报区钻遇的和缺失的地层、含油（气）分布的层位，地层厚度、接触关系、岩相、4.2.1.2
岩性可直接列表（见表3）表述。表3×X油（气）田（X×区块）地层简表地层名称
地层未分至段，此栏可取消。
地层厚度
岩性岩相简述
4.2.1.3简述申报区的油（气）来源、运移、聚集等油（气）成藏条件。4.2.2构造特征
4.2.2.1构造图编制情况
说明申报区油（气）层顶（或底）面构造图编制所采用地震资料的测网密度和资料品质、处理解释和编制情况（如层位标定、时深转换和井斜校正等）；采用钻井资料编图时，应说明井网控制程度。4.2.2.2局部构造特征
描述局部构造名称、构造类型、构造要素及断裂性质、分布特征与主要断裂名称、断裂要素（中型以上油、气藏宜简述构造发育史）。若所申报的油（气）田有多个含油（气）构造或油（气）藏的边界断裂多时，宜列表（见表4和表5)。
4.2.3储层特征
4.2.3.1、砂层、砂层组（岩性段）划分新油（气）田和老油（气）田的新层系应阑述砂层、砂层组或岩性段划分的依据（划分时要考虑到储量计算单元纵向上的划分），划分的砂层、砂层组（岩性段）的名称与符号及各层（岩性段）厚度情况；并说明主要与次要含油（气）层及储盖层组合情况。3
SY/T6583—2010
圈闭名称
4×X油（气）田（××区块）构造圈闭要素表表4
圈闭类型
高点埋深
闭合线
闭合度
闭合面积
×X油（气）田（XX区块）主要断层要素表断层
目的层
老油（气）田的新块或扩边应说明原层组划分情况。4.2.3.2沉积相（岩相）特征
断层产状
描述申报区储层沉积相（或岩相）类型、特征与申报区所处相带的位置。构造走向
延伸长度
地层倾角
钻遇井号
4.2.3.3岩性特征
简述储层岩性，包括岩石名称、颜色、物质成分、结构构造等，并说明横向变化情况等。开展了地震储层横向预测工作，应简述储层横向预测的方法、预测结果和预测精度情况。4.2.3.4物性特征
描述储层储集类型、孔隙类型、裂缝发育状况、储层非均质性、宏观与微观物性及敏感性等；并按DZ/T0217—2005中B.5的规定对储层物性做出评价分类。4.2.4油（气）藏特征
4.2.4.1油（气）藏类型
描述油（气）、水在纵向上、平面上分布特征及油（气）受控因紫（构造、断层、地层、岩性等），确定油（气）藏类型。有多个油（气）藏时，应说明油（气）藏划分的依据与油（气）藏名称。同时叙述油（气）藏顶部埋深、油（气）藏高度、油（气）藏中部深度与海拔。明确油（气）藏天然驱动类型。
有边、底水的油（气）藏或带气顶的油藏，应先说明所确定的流体界面海拔（确定的方法和依据宜在含油、气面积中阐述）。
4.2.4.2压力与温度
闸述建立原始地层压力梯度和地温梯度所应用的资料情况（宜列表，压力资料见表6）及所建立的梯度表达式；说明油（气）藏中部的原始地层压力、地层温度、压力系数与地温梯度等。当油(气）藏较多时，宜列表（见表7)。4.2.4.3流体性质
按油（气）藏依次措述油、气、水地面与地层条件下的必要的物理、化学性质及其变化特征。当油（气）藏较多时，宜列表（见表8、表9和表10）。对于油藏应根据原油含硫量、密度及黏度按DZ/T0217一2005中B.6和B.7的规定进行分类；对于稠油油藏，还应结合原油黏、温关系曲线描述原油黏度对温度的敏感性。4
××油（气）田（××区块）原始地层压力数据表表6
测压种类
测压点深度
注1：测压种类为静压、恢复压力、RFT、MDT等。测压点海拨
地层压力
注2：若压力已折算为油（气）层中部时，测压点深度、测压点海拔为油（气）层中部值。表7
油（气）藏名称
油藏名称
油（气）毅名称
XX油（气）田（X×区块）油(气）油气藏
藏主要参数表
原始地
层压力
表8××油田（××区块）原油与地层油主要性质表原
(50℃)
mPa·s
注：组分视实际情况设栏。
凝固点
饱和压力下
mPa·s
地层油
SY/T6583—2010
地层压力下
原油体
积系数
××气田（××区块）天然气性质表表9
组分，%
CHsiCHonC,HeiC,Hi2nC,Ha
油（气）藏名称
层段数
mPa·s
XX油田（XX区块）油田水性质简表密度
样品数
矿化度免费标准下载网bzxz
℃/100m
气油比
SY/T6583—2010
对于常规油藏，应说明油藏的饱和压力、饱和程度，对于未饱和油藏应同时描述饱和压力下与原始地层压力下的高压物性特征参数；对于凝析气藏，措述流体性质时应结合相态图说明露点压力、地露压差、临界凝析温度、临界点，并根据凝析油含量进行分类。4.2.4.4产能分析
根据测试等资料阐述其产量的稳定性及变化情况，并阐述根据稳定试并、测试资料和DZ/T0271-2005中5.1.1规定的合理工作制度下的各井层产量、采油（气）指数或似采油（气）指数平均米采油（气）指数，以及依据油层平均有效厚度、油层动用程度与合理生产压差下的油（气）藏初期井日平均合理产能。
开辟了生产试验区的新油（气）藏或老油（气）藏扩边，应闸明根据其生产状态、初期并日平均合理产量及递减率。储量复算、核算的老油（气）藏，亦应阐明其产量变化规律、递减率及目前区日产量。4.3地质储量
4.3.1计算方法
说明根据DZ/T0217一2005中5.3规定，视油（气）田（藏）实际情况采用的计算方法，并列出计算公式、公式中符号的名称与单位。4.3.2计算单元划分
阐述平面和纵向储量计算单元划分的依据、单元数及各单元名称。单元划分应符合DZ/T0217-2005中5.2的规定。计算单元较多时，应列表（见表11）表达。（：××油（气）田（××区块）储量计算单元划分表表11
注1；A和B表示区块、井区名称（汉字)，L，M和H表示不同的含油（气）层位（年代地层符号)。注2：表格中填有内容，表示划分的计算单元，书写如AL；“已开”或“未开”表示“已开发”或“未开发”。注3：根据区块与层位情况，行与列位置可调换列表。4.3.3储量参数
4.3.3.1含油（气）面积
a）圈定依据：说明各油（气）藏或计算单元含油（气）面积内达到储量起算标准的井数及代表性开号；阐述圈定含油（气）面积的图种名称（含层位）、比例尺。如计算单元较多时，应列表（见表12）。若进行了储量起算标准研究，应简述研究方法、依据和结果。表12×X油（气）田（××区块）计算单元达储量起算标准情况表计算单元
达到储量起算标准
SY/T6583-2010
b）圈定方法：视不同油（气）藏类型、不同油（气）边界种类，阐明圈定含油（气）边界的方法、边部井至边界的距离是否符合DZ/T0217一2005中6.1.1的要求。计算单元及其边界种类较多时，文字可只阐述含油（气）面积的圈定原则，边界的具体确定宜列表（见表13）表达。
采用流体界面圈定含油（气）面积时，应阐明流体界面确定的依据、油（气）层顶（底）界面与用以圈定面积的制图层顶（底）界面的高差及其校正情况。以断层为含油（气）面积边界时，应阐明断层与油（气）层何处交点的投影线，采用地震信息圈定含油（气）面积时，应阐明所用地震属性与含油气关系及置信度。表13：×X油（气）田（××区块）含油（气）边界确定表计算单元
油气层
确定方法
注1：油（气）边界的种类是指流体界面边界、断层边界、地层边界、岩性边界、计算线等。注2：边界位置是指对含油气面积的方位，如东界、北界等。c）圈定结果：闸述各计算单元的计算面积圈定结果；纵向上有多个计算单元叠置时，应按油（气）藏或区块说明最大叠合面积。若与老油（气）田含油（气）面积叠合时，应说明其净增面积。复算、核算储量，应说明含油（气）面积的变化情况。4.3.3.2有效厚度
阐述有效厚度划分的方法、依据、起算厚度、起扣厚度的标准。说明划分的并层数，计算单元并点值、计算单元平均值的确定方法与取值结果。如计算单元较多时，宜列表（见表14)。表14
计算单元
X×油（气）田（XX区块）平均有效厚度取值表解释
平均方法
井控面
积权衡
注1：解释层数是指含油（气）面积内该计算单元所有井累计有效厚度解释层数。注2：区间值是指计算单元并点最大值、最小值。：平均方法视实际情况设栏。
等值线
面积权衡
若以测井解释资料划分有效厚度时，应说明测井曲线的选择依据、井筒环境校正和归一化处理情况；阐述岩性、物性、含油性及电性“四性”关系及其下限；闸述有效厚度标准图版建立的方法、依据及符合率。借用已建立的划分有效厚度标准，亦应说明其来源和适应性。若以岩心分析资料划分有效厚度时，应说明油气层段取心情况、收获率及样品分析密度。SY/T6583—2010
4.3.3.3有效孔隙度
阐述油气层有效厚度内有效孔隙度确定的方法与单元井点值、计算单元值的平均方法及选值结果；并说明孔隙度压实校正关系式的来源、应用条件和校正后的取值结果。如计算单元较多时，宜列表（见表15)。
表15×X油（气）田（×X区块）平均有效孔隙度取值表计算单元
区间值
（用小数表示）
有效厚
度权衡
平均方法
并控有效
体积权衡
（用小数
表示）
（用小数
表示）
（用小数
表示)
注1：解释层数是指含油（气）面积内该计算单元所有并累计有效孔隙度解释层数。注2：区间值是指计算单元井点最大值、最小值。压缩校正系数为地层孔隙度和地面孔隙度之比值。地面
孔腺度
压缩校
（用小数
表示）
正系数*
孔隙度
（用小数
表示)
若用测井解释确定有效孔隙度，应阐述建立测井孔隙度关系式选用的岩心分析孔隙度样品数量、深度归位和测井曲线的选用及建立的关系式；并说明孔隙度关系式误差检验是否符合DZ/T0217-2005中6.3的要求。借用已建立的关系式计算，亦应说明其来源和适应性。若直接用岩心分析资料确定有效孔隙度，应分析其代表性。4.3.3.4原始含油（气）饱和度
阐述原始含油（气）饱和度的确定依据、方法与单元井点值、计算单元值的平均方法及选值结果。如计算单元较多时，宜列表（见表16）。表16
计算单元
XX油（气）田（XX区块）平均原始含油（气）饱和度取值表平均方法
区间值
（用小数表示）
孔隙厚度
（用小数
表示）
井控孔隙
体积权衡
（用小数
表示）
（用小数
表示）
注1：解释层数是指含油（气）面积内该计算单元所有井累计含油（气）饱和度解释层数。注2：区间值是指计算单元并点最大值、最小值。取值
（用小数
表示）
若采用测并解释求取原始含油（气）饱和度时，应论述有关参数确定的依据。如有合格的岩心分析的原始饱和度资料，仍采用测并解释，应说明对其结果进行检验、修正的情况，其误差符合DZ/T0217一2005中6.4的要求。借用已建立的关系式计算，亦应说明其来源和适应性。8
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附录E(资料性附录）
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增加了一般情况应附的图、附表要求（本版的第5章)；本标准的附录A、附录B、附录C、附录D和附录F为规范性附录，附录E为资料性附录。本标准由石油地质勘探专业标准化技术委员会提出并归口。本标准起草单位：中国石油新疆油分公司勘探开发研究院、国土资源部矿产资源储量评审中心石油天然气专业办公室、中国石油勘探与生产分公司储量管理处、中国石油大庆油田有限责任公司、中国石油化工股份有限公司油田事业部矿产储量处。本标准起草人：欧远德、康伟力、王永祥、方立敏、郭齐军、肖关新。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：SY/T6583--2003;
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3.1储量报告包括文字报告、附图和附表。文字报告应按A4纸（297mm×210mm）编排成册。附图和附表宜另按A3纸（297mm×420mm）编排成附图表册。附图和附表较少时，可折页与报告统一装订。
3.2储量报告应简明、清晰、美观，便于阅读和理解。文字与图表信息应相符，每张图表均应在文字中提及。地层单位系、统、组、段与砂层组、砂层（油层组或油层）的名称在文字报告中第一次出现时应在圆括号内用其符号加以注明。各种量、单位、符号及取值位数应符合GB/T19492一2004，DZ/T0217—2005及SY/T6580的规定。3.3图、表按在文字报告中出现的先后依次按章依序编号。图幅中的图例与地物名称的字体宜按SY/T5615的规定执行。
3.4附（插）表内应填入具体数字或文字，空白表示无此项内容。表内数字采用阿拉伯数字，同一栏数字的小数点上下对齐。表内地质“层位”用其年代地层符号填人。表内汉字采用宋体，非汉字宜采用新罗马（TimesNewRoman）字体，3.5储量文字报告的封面、靡页和目次格式分别见附录A、附录B和附录C。目次另页排在正文之前，油（气）田勘查（采矿）许可证（复印件）置于文字报告靡页之后。附件的封面、页与目次格式见附录A、附录B和附录C。
4储量报告编写内容
4.1油(气）田（藏）概况
4.1.1中报储量简况
说明申报的油（气）田和区块名称、含油（气）层位、储量类型、储量状态、净增含油（气）面1
SY/T6583—2010
积、地质储量、技术可采储量及经济可采储量等。4.1.2申报区矿权
列出申报区所在的勘查（采矿）登记项目名称、面积、许可证号、有效期限。说明探矿（采矿）权法人单位、法人及勘查（采矿）单位名称。若为合资合作经营，应说明合作方名称和储量权益比例。4.1.3申报区位置
叙述申报区所处盆地、一级构造单元、二级构造单元及含油气区带名称：申报区所处省（直辖市、自治区）、地市（州）、县（旗）名称，或海域名称及距岸边城市的距离。若跨省区应说明跨省区名称，以及各省区的储量。
说明申报区邻近的主要居民地和油（气）田的名称、方位与距离。若申报区属于老油（气）田扩边，应说明申报区在本油（气）田的位置。列出申报区边界的经纬度。简述中报区地理和地面条件、气候、交通、水源、海域水深及可依托的重要油（气）设施的距离情况等。
4.1.4勘探开发简况
申报区油气发现简况，说明发现时间、发现井井号、构造位置、发现层位、开钻与完钻日期、完钻井深与层位、钻井过程中的主要情况及测试日期，射开层位、井段、层数、厚度，工作制度，日产量和压力等情况。
叙述油（气）田（藏）勘探、开发阶段简况及主要认识，若申报区已开辟了开发生产试验区或已开发，应简述其投产时间及开发现状。4.1.5资料录取情况
说明资料截止日期。
分别叙述申报区与含油气面积内地震、钻井（预探、评价井、开发井）、测井（不同系统测井数、特殊测井数）、目的层钻井取心（如有密闭取心或油基钻井液取心应说明取心情况和饱和度分析情况，并增列附表）、井壁取心（共取、含油）、气测、测试（合层、单层与措施）、达到储量起算标准的井数与层数、试采井数与层数、岩石分析化验项目、数量及流体资料录取等工作量完成情况。若为复算、核算，应说明新增加的实物工作量。若有多个区块或多个油（气）藏时，宜列表（见表1和表2)。XX油（气）田（XX区块）勘探开发工作量统计表表1）
面积面元
kmlmXm
面积内xxx
面积内
面积内
注1：面积内系指含油气面积内。井
钻井取心
注2：根据油（气）田的实际情况各表可增减栏目。2
并壁取心
达起算
井数层数
表2××油（气）田（××区块）主要化验分析工作量统计表常规分析 (块)
4.2油（气）田（藏）地质特征
4.2.1地质概况
特殊分析(块)
微观分析(块）
简述申报区所处构造单元与周围构造单元的名称、性质、特征及其关系。SY/T6583—2010
流体分析（个）
简述申报区钻遇的和缺失的地层、含油（气）分布的层位，地层厚度、接触关系、岩相、4.2.1.2
岩性可直接列表（见表3）表述。表3×X油（气）田（X×区块）地层简表地层名称
地层未分至段，此栏可取消。
地层厚度
岩性岩相简述
4.2.1.3简述申报区的油（气）来源、运移、聚集等油（气）成藏条件。4.2.2构造特征
4.2.2.1构造图编制情况
说明申报区油（气）层顶（或底）面构造图编制所采用地震资料的测网密度和资料品质、处理解释和编制情况（如层位标定、时深转换和井斜校正等）；采用钻井资料编图时，应说明井网控制程度。4.2.2.2局部构造特征
描述局部构造名称、构造类型、构造要素及断裂性质、分布特征与主要断裂名称、断裂要素（中型以上油、气藏宜简述构造发育史）。若所申报的油（气）田有多个含油（气）构造或油（气）藏的边界断裂多时，宜列表（见表4和表5)。
4.2.3储层特征
4.2.3.1、砂层、砂层组（岩性段）划分新油（气）田和老油（气）田的新层系应阑述砂层、砂层组或岩性段划分的依据（划分时要考虑到储量计算单元纵向上的划分），划分的砂层、砂层组（岩性段）的名称与符号及各层（岩性段）厚度情况；并说明主要与次要含油（气）层及储盖层组合情况。3
SY/T6583—2010
圈闭名称
4×X油（气）田（××区块）构造圈闭要素表表4
圈闭类型
高点埋深
闭合线
闭合度
闭合面积
×X油（气）田（XX区块）主要断层要素表断层
目的层
老油（气）田的新块或扩边应说明原层组划分情况。4.2.3.2沉积相（岩相）特征
断层产状
描述申报区储层沉积相（或岩相）类型、特征与申报区所处相带的位置。构造走向
延伸长度
地层倾角
钻遇井号
4.2.3.3岩性特征
简述储层岩性，包括岩石名称、颜色、物质成分、结构构造等，并说明横向变化情况等。开展了地震储层横向预测工作，应简述储层横向预测的方法、预测结果和预测精度情况。4.2.3.4物性特征
描述储层储集类型、孔隙类型、裂缝发育状况、储层非均质性、宏观与微观物性及敏感性等；并按DZ/T0217—2005中B.5的规定对储层物性做出评价分类。4.2.4油（气）藏特征
4.2.4.1油（气）藏类型
描述油（气）、水在纵向上、平面上分布特征及油（气）受控因紫（构造、断层、地层、岩性等），确定油（气）藏类型。有多个油（气）藏时，应说明油（气）藏划分的依据与油（气）藏名称。同时叙述油（气）藏顶部埋深、油（气）藏高度、油（气）藏中部深度与海拔。明确油（气）藏天然驱动类型。
有边、底水的油（气）藏或带气顶的油藏，应先说明所确定的流体界面海拔（确定的方法和依据宜在含油、气面积中阐述）。
4.2.4.2压力与温度
闸述建立原始地层压力梯度和地温梯度所应用的资料情况（宜列表，压力资料见表6）及所建立的梯度表达式；说明油（气）藏中部的原始地层压力、地层温度、压力系数与地温梯度等。当油(气）藏较多时，宜列表（见表7)。4.2.4.3流体性质
按油（气）藏依次措述油、气、水地面与地层条件下的必要的物理、化学性质及其变化特征。当油（气）藏较多时，宜列表（见表8、表9和表10）。对于油藏应根据原油含硫量、密度及黏度按DZ/T0217一2005中B.6和B.7的规定进行分类；对于稠油油藏，还应结合原油黏、温关系曲线描述原油黏度对温度的敏感性。4
××油（气）田（××区块）原始地层压力数据表表6
测压种类
测压点深度
注1：测压种类为静压、恢复压力、RFT、MDT等。测压点海拨
地层压力
注2：若压力已折算为油（气）层中部时，测压点深度、测压点海拔为油（气）层中部值。表7
油（气）藏名称
油藏名称
油（气）毅名称
XX油（气）田（X×区块）油(气）油气藏
藏主要参数表
原始地
层压力
表8××油田（××区块）原油与地层油主要性质表原
(50℃)
mPa·s
注：组分视实际情况设栏。
凝固点
饱和压力下
mPa·s
地层油
SY/T6583—2010
地层压力下
原油体
积系数
××气田（××区块）天然气性质表表9
组分，%
CHsiCHonC,HeiC,Hi2nC,Ha
油（气）藏名称
层段数
mPa·s
XX油田（XX区块）油田水性质简表密度
样品数
矿化度免费标准下载网bzxz
℃/100m
气油比
SY/T6583—2010
对于常规油藏，应说明油藏的饱和压力、饱和程度，对于未饱和油藏应同时描述饱和压力下与原始地层压力下的高压物性特征参数；对于凝析气藏，措述流体性质时应结合相态图说明露点压力、地露压差、临界凝析温度、临界点，并根据凝析油含量进行分类。4.2.4.4产能分析
根据测试等资料阐述其产量的稳定性及变化情况，并阐述根据稳定试并、测试资料和DZ/T0271-2005中5.1.1规定的合理工作制度下的各井层产量、采油（气）指数或似采油（气）指数平均米采油（气）指数，以及依据油层平均有效厚度、油层动用程度与合理生产压差下的油（气）藏初期井日平均合理产能。
开辟了生产试验区的新油（气）藏或老油（气）藏扩边，应闸明根据其生产状态、初期并日平均合理产量及递减率。储量复算、核算的老油（气）藏，亦应阐明其产量变化规律、递减率及目前区日产量。4.3地质储量
4.3.1计算方法
说明根据DZ/T0217一2005中5.3规定，视油（气）田（藏）实际情况采用的计算方法，并列出计算公式、公式中符号的名称与单位。4.3.2计算单元划分
阐述平面和纵向储量计算单元划分的依据、单元数及各单元名称。单元划分应符合DZ/T0217-2005中5.2的规定。计算单元较多时，应列表（见表11）表达。（：××油（气）田（××区块）储量计算单元划分表表11
注1；A和B表示区块、井区名称（汉字)，L，M和H表示不同的含油（气）层位（年代地层符号)。注2：表格中填有内容，表示划分的计算单元，书写如AL；“已开”或“未开”表示“已开发”或“未开发”。注3：根据区块与层位情况，行与列位置可调换列表。4.3.3储量参数
4.3.3.1含油（气）面积
a）圈定依据：说明各油（气）藏或计算单元含油（气）面积内达到储量起算标准的井数及代表性开号；阐述圈定含油（气）面积的图种名称（含层位）、比例尺。如计算单元较多时，应列表（见表12）。若进行了储量起算标准研究，应简述研究方法、依据和结果。表12×X油（气）田（××区块）计算单元达储量起算标准情况表计算单元
达到储量起算标准
SY/T6583-2010
b）圈定方法：视不同油（气）藏类型、不同油（气）边界种类，阐明圈定含油（气）边界的方法、边部井至边界的距离是否符合DZ/T0217一2005中6.1.1的要求。计算单元及其边界种类较多时，文字可只阐述含油（气）面积的圈定原则，边界的具体确定宜列表（见表13）表达。
采用流体界面圈定含油（气）面积时，应阐明流体界面确定的依据、油（气）层顶（底）界面与用以圈定面积的制图层顶（底）界面的高差及其校正情况。以断层为含油（气）面积边界时，应阐明断层与油（气）层何处交点的投影线，采用地震信息圈定含油（气）面积时，应阐明所用地震属性与含油气关系及置信度。表13：×X油（气）田（××区块）含油（气）边界确定表计算单元
油气层
确定方法
注1：油（气）边界的种类是指流体界面边界、断层边界、地层边界、岩性边界、计算线等。注2：边界位置是指对含油气面积的方位，如东界、北界等。c）圈定结果：闸述各计算单元的计算面积圈定结果；纵向上有多个计算单元叠置时，应按油（气）藏或区块说明最大叠合面积。若与老油（气）田含油（气）面积叠合时，应说明其净增面积。复算、核算储量，应说明含油（气）面积的变化情况。4.3.3.2有效厚度
阐述有效厚度划分的方法、依据、起算厚度、起扣厚度的标准。说明划分的并层数，计算单元并点值、计算单元平均值的确定方法与取值结果。如计算单元较多时，宜列表（见表14)。表14
计算单元
X×油（气）田（XX区块）平均有效厚度取值表解释
平均方法
井控面
积权衡
注1：解释层数是指含油（气）面积内该计算单元所有井累计有效厚度解释层数。注2：区间值是指计算单元并点最大值、最小值。：平均方法视实际情况设栏。
等值线
面积权衡
若以测井解释资料划分有效厚度时，应说明测井曲线的选择依据、井筒环境校正和归一化处理情况；阐述岩性、物性、含油性及电性“四性”关系及其下限；闸述有效厚度标准图版建立的方法、依据及符合率。借用已建立的划分有效厚度标准，亦应说明其来源和适应性。若以岩心分析资料划分有效厚度时，应说明油气层段取心情况、收获率及样品分析密度。SY/T6583—2010
4.3.3.3有效孔隙度
阐述油气层有效厚度内有效孔隙度确定的方法与单元井点值、计算单元值的平均方法及选值结果；并说明孔隙度压实校正关系式的来源、应用条件和校正后的取值结果。如计算单元较多时，宜列表（见表15)。
表15×X油（气）田（×X区块）平均有效孔隙度取值表计算单元
区间值
（用小数表示）
有效厚
度权衡
平均方法
并控有效
体积权衡
（用小数
表示）
（用小数
表示）
（用小数
表示)
注1：解释层数是指含油（气）面积内该计算单元所有并累计有效孔隙度解释层数。注2：区间值是指计算单元井点最大值、最小值。压缩校正系数为地层孔隙度和地面孔隙度之比值。地面
孔腺度
压缩校
（用小数
表示）
正系数*
孔隙度
（用小数
表示)
若用测井解释确定有效孔隙度，应阐述建立测井孔隙度关系式选用的岩心分析孔隙度样品数量、深度归位和测井曲线的选用及建立的关系式；并说明孔隙度关系式误差检验是否符合DZ/T0217-2005中6.3的要求。借用已建立的关系式计算，亦应说明其来源和适应性。若直接用岩心分析资料确定有效孔隙度，应分析其代表性。4.3.3.4原始含油（气）饱和度
阐述原始含油（气）饱和度的确定依据、方法与单元井点值、计算单元值的平均方法及选值结果。如计算单元较多时，宜列表（见表16）。表16
计算单元
XX油（气）田（XX区块）平均原始含油（气）饱和度取值表平均方法
区间值
（用小数表示）
孔隙厚度
（用小数
表示）
井控孔隙
体积权衡
（用小数
表示）
（用小数
表示）
注1：解释层数是指含油（气）面积内该计算单元所有井累计含油（气）饱和度解释层数。注2：区间值是指计算单元并点最大值、最小值。取值
（用小数
表示）
若采用测并解释求取原始含油（气）饱和度时，应论述有关参数确定的依据。如有合格的岩心分析的原始饱和度资料，仍采用测并解释，应说明对其结果进行检验、修正的情况，其误差符合DZ/T0217一2005中6.4的要求。借用已建立的关系式计算，亦应说明其来源和适应性。8
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