本标准规定了石油天然气储量计算与评价的规则。 本标准适用于油(气)藏(田)原油、凝析油、天然气的储量计算与评价。非烃类气藏(田)和油(气)藏(田)伴生物质的储量计算可参照使用。 DZ/T 0217-2005 石油天然气储量计算规范 DZ/T0217-2005 标准下载解压密码：www.bzxz.net

ICS75.010
中华人民共和国地质矿产行业标准DZ/T0217—2005
石油天然气储量计算规范
Regulation of petroleum reserves estimation2005-04-01发布
中华人民共和国国土资源部
2005-04-01实施
DZ/T0217—2005
规范性引用标准
术语和定义
地质储量计算
地质储量计算参数确定原则
技术可采储量计算
经济评价和经济可采储量计算
储量综合评价.…
附录A（规范性附录）
附录B（规范性附录）
储量计算公式中参数名称、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+-..
本标准的附录A和附录B是规范性附录，本标准由国土资源部提出。
本标准由全国国土资源标准化技术委员会归口。言
本标准起草单位：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本标准主要起草人：吕鸣岗、程永才、袁自学、韩征、姚爱华、胡晓春、胡允栋。本标准由国土资源部负责解释。DZ/T0217—2005
1范围
石油天然气储量计算规范
本标准规定了石油天然气储量计算与评价的规则DZ/T0217—2005
本标准适用于油（气）藏（由）原油、凝析油、天然气的储量计算与评价。非经类气藏（田）和油（气）藏（田)伴生物质的储量计算可参照使用。2规范性引用标准
下列标准中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用标准.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使用这些标准的最新版本。凡是不注日期的引用标准，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SY/T5895—1993
SY/T6193—1996
SY/T53671998
SY/T6098—2000
3总则
石油工业常用量和单位勘探开发部分稠油注蒸汽开发可采储量标定方法石油可采储量计算方法
天然气可采储量计算方法
3.1从油气田发现直至油气田废弃的各个勘探开发阶段，油气田的经营者，应根据勘探开发阶段，依据地质、工程资料的变化和技术经济条件的变化，分阶段适时进行储量计算、复算、核算和结算，3.2储量计算.应包括计算地质储量、技术可采储量和经济可采储量。储量复算指首次向国家申报储量后开发生产并完钻后三年内进行的储量计算。储量核算是指储量复算后开发生产过程中的各次储量计算。储量结算指油气田废弃前的储量与产量清算，包括剩余未采出储量的核销3.3对已发现储量的分类，立足于以油气藏为基本评价单元，在勘探开发各阶段结束时，在现代经济技术条件下，对油气藏的地质认识程度和生产能力的实际证实程度，侧重于为勘探开发整体效益和中长期规划服务。而且，储量的阶段性、时效性和不确定性，要同时反映在地质储量和可采储量中。4术语和定义
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。
由oit
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、已脱气的呈液态或半固体状态的那部分石油。
凝析油
acondensate
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以上重烃组份组成的液态混合物，一般可经地面分离器或专用装置回收。1
DZ/T0217—2005
天然气gas
天然存在的烃类和非烃类气体，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、油气崴气、凝析气藏干气和油藏溶解气的总称。
气藏气non-associatedgas
本规范是指原始地层条件下，气藏中存在的天然气4.6
油气藏气gas-capgas
本规范是指原始地层条件下，带油环的气顶中存在的天然气。4.7
溶解气solntiongas
本规范是指原始地层条件下，溶解于石油中的天然气。4.8bzxz.net
凝析气condensategas
本规范是指原始地层条件下，含有凝析油的天然气。4.9
干气drygas
本规范是指凝析气采至地面后经分离器回收凝析油后的天然气。4. 10
油(气)藏
oil/gaspool
本规范是指油藏、气藏、油气藏和凝析气藏的统称、4. 11
日oil/gas field
油(气)田
本规范是指油田、气田、油气田和凝析气田的统称。4.12
J-函数J-function
将岩心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5地质储量计算
按照GB/T19492一2004划分的探明的、控制的、预测的地质储量及有关规定，进行储量计算。5.1储量计算应具备的条件
储量起算标准即储量计算的单井下限日产量，是进行储量计算的经济条件，各地区及海域应根据当地价格和成本等测算求得只回收开发并投资的单并下限日产量：也可用平均的操作费和油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：下限油或气产量（吨/日或千立方米/日）三固定成本（元/日）/（销售价一税费一可变成本）（元/吨或元/千立方米）。表1是根据东部地区平均价格和成本测算的单井下限日产量，可参照应用。表2和表3中勘探开发程度和地质认识程度要求是进行储量计算的地质可靠程度的基本条件。5.1.1探明地质储量
探明地质储量的估算，已查明了油气藏类型、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并控条件下，主要以评估确定的油气藏边界或计算边界为图DZ/T0217—2005
定依据，其中流体界面或油气层底界是由钻井、测井或测试以及可靠压力资料证实的。单并稳定产量达到储量起算标准。稳定产量是指系统试采并的稳定产量，试油并可用试油稳定产量折算（不大于原始地层压力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%～25%的天然气无阻流量代替，勘探开发程度和地质认识程度符合表2中的要求。5.1.2控制地质储量
控制地质储量的估算，初步查明了构造形态、储层变化、油气层分布、油气裁类型、流体性质及产能等，具有中等的地质可靠程度。含油（气)范围的单井试油(气)产量达到储量起算标准，或同一圈闭探明区（层)以外可能含油(气）范围。
含油（气）范围的勘探程度和地质认识程度符合表3中的要求。5.1.3预测地质储量
预测地质储量的估算，韧步套明了构造形态、储层情况，预探并产量达到储量起算标准或已获得油气流，或钻遇了油气层，或在探明或控制储量之外预测有油气层存在，经综合分析有进一步评价勘探的价值含油（气）范围的勘探程度和地质认识程度符合表3中的要求。表1东部地区储量起算标准
油气截理凝深度/
>500~≤1 000
>1000~≤2 000
>2 000~≤3000
>3 004 -++ 000
>1 n00
单井油产量/《m/d)
单井气产量，(10°m.d）
表2探明地质储量勘探开发程度和地质认识程度要求类
勘探开
发程度
探明地质储基
已完成二维地震测网不大于1km×1km.或有三维地震，复杂条件除外，1.已完成评价并钻探.满足缩制开发方案的要求.能控制含油（气）边界或油（气》水界面：2.小型以上油（气)藏的油气层段应有岩心资料.中型以上油（气）藏的油气层段至少有一个完整的取心剖面.岩心收获牵应能满足对测井资料进行标定的需求；3.大型以上油（气)田的主力油气层.应有合格的油基泥浆或密闭取心井；4.疏松油气层采用冷冻方式钻取分析化验样品。1.应有合适的测并系列.能满足解释储量计算参数的需要：2.对裂肇、孔洞型储层进行了特殊项目测井.能有效的划分渗透层、裂缝段或其他特殊岩层，1.所有预探井及评价井已完井测试.关键部位井已进行丁油气层分层测试：取全取准产能、流体-性质、温度和压力资料；
2.中型以上油(气)藏，已获得有效厚度下限层单层试油资料；3.中型以上油(气)藏进行了试采或系统试井.稠油油藏进行了热采试验.低渗透储层采取了改造措施.取得了产能资料。
1.已取得孔隙度、渗透率、毛管压力、相渗透率和饱和度等岩心分析资料；2.取得了流体分析及合格的高压物性分析资料：3.中型以上油截藏进行了确定采收率的岩心分析试验.中型以上气藏直进行氮气法分析孔隙度；4.稠油油截已取得粘湿曲线，
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表2（续）
探明地质储量
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1：10000～1：25000的油气层或储集体顶（底）面构造图；对于大型气田.目的层构造图的比例尺可为1：50000，对于小型断块油截.目的层构造图的比例尺可为1：5000。地质认识程度
2.已查明储集类型、储层物性、储层厚度、非均质程度；对裂缝-孔桐型储层·已基本查明裂缝系统；3.油气藏类型、驱动类型、湿度及压力系统、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基本准确；5.小型以上油田（截)，中型以上气田（截），已有以开发概念设计为依据的经济评价；其他已进行开发评价。
控制和预测地质储量勘探程度和地质认识程度要求控制地质储量
已完成地震详查，主测线距一般1km~2km。1.已有评价井：
2.主要含油气层段有代表性岩心。采用适合本探区特点的测井系列，解释了油、气、水层及其他特殊岩性段。
已进行油气层完井测试，取得了产能、流体性质、温度和压力资料。
1.进行了常规的岩心分析及必要的特殊岩心分析化验
地质认识程度
分析；
2.取得丁油、气、水性质及高压物性等分析资料。
1.已基本查明圆闭形态，提交了由钻井资料校正的1：25000~1：50000的油气层或储集体顶(底)面构造图；
2.已韧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效；
4.已韧步确定油气截类型、流体性质及分布，并了解了产能，
5.2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~4km。1.已有预探井；
2.主要目的层有取心或并壁取心。采用本探区合适的测并系列.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盗测试或完并测试。
进行了常规的岩心分析。
1.证实圈闭存在，提交了1：50000～1100000的构造图；：
2.深入研究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。计算单元平面上一般按区块划分a）
面积很大的油（气）藏，视不同情况可细分井块（井区）；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、储层类型和流体性质相似，且含油（气)连片或送置时，可合并为一个计算单元。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；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。
c）裂缝性油（气)藏，应以连通的裂缝系统细分计算单元。5.3地质储量计算方法
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地质储量计算主要采用容积法，根据油气藏情况或资料情况也可采用动态法；可采用确定性方法，也可采用概率法
储量计算公式中符号名称和计量单位见附录A（规范性附录），符合SY/T5895一1993。5.3.1容积法
a）油藏地质储量计算公式
原油地质储量出下式计算：
N=100AhSa/B.
溶解气地质储量大于0.1×10*m并可利用时，出下式计算：Gs = 10- NR
若用质量单位表示原油地质储量时：N. = No.
当油藏有气顶时，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。b）气藏地质储量计算公式
G =0.01A,hS/B
式(5)中B用下式求得：
(）凝析气藏地质储量计算公式
G=A,hSa
B= PZ,T/P,T
凝析气藏凝析气总地质储量(G,）由式（5)计算，式(7)中Z为凝析气的偏差系数（1）
（2）
（5）
.（6)
*·(7)
当凝析气藏中凝析油言量大于等于100cm/m或凝析油地质储量大于等于110\m时.应分别计算干气和凝析油的地质储量，计算公式如下：G = G fa
N, = 0.01G,o
式中：
J=GOR/GE+GOR)
G = 10°/(GE。+GOR)
(E=543.15（1.03)
若用质量单位表示凝析油地质储量时：Nu= N.p
（10）
（11)
..(13)
当气藏或凝析气截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，烃类气和非烃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%，氮含量大于0.1%。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。5.3.2动态法
难以容积法计算地质储量时，应采用动态法计算，根据产量、压力数据的可靠程度，划分探明地质储量和控制地质储量。
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a）
1）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—2000中6.1），2）弹性二相法：采用井底流动压力与开井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—2000中6.2）。5
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b）油（气）藏也可根据驱动类型和开发方式等选择合理的计算方法（见SY/T5367一1998和SY/T6098一2000），计算油（气）可采储量和选取采收率，由此求得油（气）地质储量。5.3.3概率法
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a）
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）
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。e）
6地质储量计算参数确定原则
6.1含油（气）面积
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）藏类型，确定流体界面（即气油界面、油水界面、气水界面）以及油气遮挡（如断层、岩性、地层)边界，编制反映油气层（储集体）顶（底）面形态的海拔高度等值线图，圈定含油（气）面积。不同类别的地质储量，含油(气）面积圈定要求不同。
6.1.1探明含油（气)面积
已开发探明储量的含油(气)面积，根据生产井静态和动态资料综合圈定。未开发探明储量的含油（气）面积，各种边界的确定需达到以下条件：用以圈定含油(气)面积的流体界面，应经测井或测试资料，或钻并取心资料证实，或可靠的压a）
力测试资料确定。
b）未查明流体界面的油（气）藏，应以测试证实的最低的出油气层（或井段）底界，或有效厚度累计值或集中段高度外推圈定含油(气)面积。油（气）藏断层（或地层)遮挡边界，宜以油(气)层顶（底）面与断层（或地层不整合）面相交的外c）
含油(气)边界圈定含油(气)面积。d)
油（气）藏储层岩性（或物性）遮挡边界，用有效厚度零线或渗透储层一定厚度线圈定含油（气）面积；未查明边界时以开发并距的1～1.5倍外推划计算线。在储层厚度和埋藏深度等适当条件下，高分辨率地震解释预测的流体界面和岩性边界，经钻井e）
资料约束解释并有高置信度时，可作为圈定含油（气)面积的依据在确定的含油(气)边界内，边部油(气)井到含油(气)边界的距离过大时，可按照油(气）藏开发f）
并距的1～1.5倍外推划计算线。6.1.2控制含油(气)面积
依据测井解释的油气层底界面，依据钻遇或预测的流体界面圈定含油（气）面积b）
探明含油(气）边界到预测含油（气）边界之间圈定含油（气）面积。依据多种方法对储层进行综合分析，结合油（气)层分布规律，确定的可能含油（气）边界圈定e）
含油（气）面积。
预测含油(气)面积
依据推测的油（气）水界面或圈定溢出点的含油（气）面积。依据油（气）藏综合分析所确定的油（气)层分布范围，圈定含油(气）面积。b）
依据同类油（气）藏圈闭油气充满系数类比，或地震约束反演资料圈定的含油（气）面积。c）
6.2有效厚度
油（气)层有效厚度（简称有效厚度），指达到储量起算标准的含油气层系中具有产油气能力的那部分储层厚度。不同类别的地质储量，有效厚度确定要求不同。探明储量的有效厚度
a）有效厚度标准确定
一应分别制定油层、气层划分和夹层扣除标准。DZ/T0217—2005
应以岩心分析资料和测并解释资料为基础，测试资料为依据，在研究岩性、物性、电性与含油性关系后，确定其有效厚度划分的岩性、物性、电性下限标准。一储层性质和流体性质相近的多个小型油藏或气藏，可分别制定统一的标准。一借用邻近油（气）藏下限标准应论证类比依据和标明参考文献。一一有效厚度标准图版符合率大于80%，b）有效厚度划分
一以测井解释资料划分有效厚度时，应对有关测并曲线进行必要的井筒环境（如并径变化、泥浆侵人等)校正和不同测并系列的归一化处理。一一以岩心分析资料划分有效厚度时，油气层段应取全岩心，收获率不低于80%，一-有效厚度的起算厚度为0.2m~0.4m，夹层起扣厚度为0.2m。6.2.2控制储量的有效厚度
控制地质储量的有效厚度，可根据已出油气层类比划分，也可选择邻区类似油（气）藏的下限标准划分。
6.2.3预测储量的有效厚度
预测地质储量的有效厚度，可用测井、录井等资料推测确定，无井区块可用邻区块资料类比确定。6.3有效孔隙度
储量计算中所用的有效孔隙度是指有效厚度段的地下有效孔隙度。有效孔隙度可直接用岩心分析资料，也可用测并解释确定。测并解释孔隙度与岩心分析孔隙度的相对误差不超过士8%。
裂缝孔隙型储层必须分别确定基质孔隙度和裂缝、溶洞孔隙度。6.4原始含油（气》饱和度
）大型以上油（气）田《藏）用测井解释资料确定探明储量含油（气》饱和度（%）时.应有油基泥浆取心或密闭取心分析验证，绝对误差不超过土5个百分点。特殊情况除外中型以上油（气）田（藏)用测井解释资料确定含油（气）饱和度时，应有实测的岩电实验数据及b）
合理的地层水电阻率资料
用毛管压力资料确定含油（气）饱和度时，应取得有代表性的岩心分析资料，进行J-函数等e）
处理、
裂缝孔隙型储层可分别确定基质含油（气）饱和度和裂缝、溶洞含油（气）饱和度。d）
低渗透储层或重质凋油油层水基泥浆取心分析的含水饱和度·能作为计算含油饱和度的依据。6.5原始体积系数
原始原油体积系数，指原始地层条件下原油体积与地面标准条件下脱气原油体积的比值。a）
一中型以上油藏.应在评价勘探阶段在井下取样或地面配样获得高压物性分析资料求得：一一原油性质变化较大的油田（藏），应分别取得不同性质的油样做高压性分析求得；一小型以下建立合理关系式求得。b）原始天然气体积系数由式（7)求得、原始地层压力（P:）和地层温度（T)是指折算气藏中部的地层压力和地层温度：一原始气体偏差系数（2.）可由实验室气体样品测定，也可根据天然气组分和相对密度求得。6.6气油比
a）中型以上油田（藏）的原始溶解气比，应在评价勘探阶段从井下取样做高压物性分析测定；b）凝析气田和小型以下油田（藏），可用合理工作制度下的稳定生产气油比。6.7原油（凝析油）密度
原油（凝析油）密度应在油（气》田不同部位取得一定数量有代表性的地面油样分析测定。7
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储量计算参数选值
应用多种方法（或多种资料)求得的储量计算参数选用一种有代表性的参数值。a）
b）计算单元的各项储量计算参数选值：有效厚度采用等值线面积权衡法，也可采用并点控制面积或均匀网格面积权衡法：一有效孔隙度采用有效厚度段体积权衡法；一一含油（气）饱和度采用有效厚度段孔隙体积权衡法：在作图时，应考虑油（气)藏情况和储量参数变化规律；在特殊情况下，也可采用井点值算术平均法或权衡法。通过综合研究，建立地质模型，可直接采用计算机图形，求取储量计算参数并计算地质储量e）
d）我国石油天然气储量的地面标准条件指：温度20℃，绝对压力0.101MPa。各项储量计算参数的有效位数要求见附录A（规范性附录）的规定。计算单元的储量计算参数选值，储量的计算和汇总，一律采用四舍五人进位法。7技术可采储量计算
7.1探明技术可采储量的估算必须满足的条件已实施的操作技术和近期将采用的操作技术（包括采油气技术和提高采收率技术，下同)；a)
b）已有开发概念设计或开发方案，并已列人或将列人中近期开发计划；以近期平均价格和成本为准，可行性评价是经济的和次经济的。）
7.2未开发和开发初期石油（天然气》技术可采储量计算7.2.1技术可采储量计算公式
一般是根据计算的地质储量和确定的采收率，按下列公式计算可采储量。N=NEk
Gk =GEk
2采收率确定要求
+.+.*.(15)
a）一般是确定目前成熟的可实施的技术如注水、注气或蒸汽吞吐等条件下最终采收率。b）计算提高采收率技术增加的可采储量，分为下列情况：提高采收率技术已经本油（气》藏先导试验证实有效并计划实施，或本油（气）由同类油（气)衡使用成功并可类比和计划实施，可划为增加的探明可采储量：7.2.3采收率确定方法
%）油藏原油采收率：根据油藏类型、驱动类型、储层特性、流体性质和开发方式、并网等情况，选择经验公式法、经验取值法（表格计算法）、类比法和数值模拟法求取（SY/T5367一1998和SY/T6193-1996)。
油藏溶解气采收率：根据油藏的饱和情况和开发方式等情况，选择合理的方法求取b）
（SY/T6098一2000），或依据溶解气、原油采收率统计规律求取。气藏天然气采收率：根据气藏类型、地层水活跃程度、储层特性和开发方式、废弃压力等情况，选择经验公式法、经验取值法、类比法和数值模拟法求取（SY/T6098一2000）。凝析气截凝析油采收率：根据气藏待征、气油比和开发方式等情况，选择经验公式法和类比法d)
等求取
已开发石油（天然气）技术可采储量计算油气田投人开发生产一段时间后.已开发技术可采储量一般直接用开发井的生产数据计算.主要计算方法是水驱持征曲线法、产量递减法、物质平衡法和数值模拟法等；也可用探边测试法和其他经验统计法计算。一般来说，已开发技术可采储量所对应的截止点参数值如压力、产量和含水是人为经验给定的而非本油由的实际经济参数计算出的。8
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