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中国石化石油天然气探明储量计算细则（ 试行 稿 ）中国石油化工股份有限公司2013年6月目录前言1 范围 (1)2 规范性引用标准 (1)3 术语和定义 (1)4 探明地质储量计算 (3)5 地质储量计算参数确定方法及选值原则 (9)6 探明技术可采储量计算 (14)7 经济可采储量计算 (16)8 储量综合评价 (17)9 探明储量报告编制规范 (17)附录A （规范性附录）探明储量不同油（气）藏类型勘探开发程度及地质认识程度要求附录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附录C （规范性附录）油（气）田（藏）储量规模和品位等分类附录D （规范性附录）探明储量报告封面及目次格式附录E （资料性附录）典型图件示例附录F （资料性附录）主要附表格式前言本细则按照GB/T 1.1－2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写规则》给出的规则起草。
本细则的附录A、附录B、附录C 、附录D是规范性附录，附录E 、附录F是资料性附录。
本细则由中国石油化工股份有限公司油田勘探开发事业部提出。
本细则主要起草单位：中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司、中国石油化工股份有限公司油（气）储量评估中心。
本细则主要起草人：傅爱兵、鲁国明、郭齐军、周德志、尹忠祥、张玲、王树华、郑舰、黄学斌、魏萍、肖席珍、徐建华本细则由中国石油化工股份有限公司石油天然气储量管理委员会负责解释。
中国石化石油天然气探明储量计算细则1 范围本细则为规范性细则，规定了中国石油化工股份有限公司石油天然气探明储量计算的技术要求及储量报告编写要求。
本细则适用于中国石化矿权范围内陆上油（气）田探明储量的计算及报告编写工作，海上油（气）田可参照执行。
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，本标准以GB/T 19492—2004、DZ/T 0217－2005为基准标准，凡是不符合这两个标准的条款，均需服从于这两个标准。
天然气储量计算及其参数确定方法张伦友1 张向阳2(1.中油西南油气田分公司勘探开发研究院 2.中油西南油气田分公司重庆气矿) 摘 要 文章以我国最新的《石油天然气储量计算规范》为依据,以四川天然气储量计算为线索,详细介绍了容积法储量计算中有效储层下限的确定标准、计算参数的确定方法及资料录取要求。
对于有效储层下限应按岩性、物性、含油气性和电性“四性”标准划分;对于含气面积应针对不同类型气藏的特点选用不同的确定方法;对有效厚度的取值应以气水界面或气层识别为基础,综合测试成果,以测井“四性”关系划分为依据;用测井解释资料确定有效孔隙度时,必须用岩性分析资料进行标定;对原始含气饱和度、原始天然气体积系数等其他计算参数也提出了相应的要求,还对储量评价方法进行了总结。
主题词 天然气 容积法 储量计算 储量评价概述储量计算分为静态法和动态法两类。
静态法是用气藏静态地质参数,按气体所占孔隙空间容积计算储量的方法,简称容积法;动态法则是利用气藏压力、产量、累积产量等随时间变化的生产动态资料计算储量的方法,如物质平衡法(常称压降法)、弹性二相法(也常称气藏探边测试法)、产量递减法、数学模型法等等。
文章主要介绍在评价勘探期应用最多的容积法。
地质储量计算方法G=0101AhφS gi/B gi(1)或 G=AhS gf(2)式中 G—天然气地质储量,108m3;A—含气面积,km2;h—有效厚度,m;Φ—有效孔隙度,f;S gi—原始含气饱和度(1-S wi),f;B gi—原始天然气体积系数,f;S gf—单储系数,108m3/(km2・m)式中B gi用下式求得: B gi=P sc Z i T/P i T sc(3)式中 Z i—原始天然气偏差系数,f;P i—原始地层压力,MPa;P sc—地面标准压力,(01101)MPa;T—气藏地层温度,K;T sc—地面标准温度(293),°K储量的起算标准按照我国现行石油天然气储量计算规范的界定,当单井稳定产量达到储量起算标准规定指标时才能计算储量(表1)。
四川盆地香溪群有水气藏天然气储量计算方法向传刚1陆正元1李建兵1张亚洲2(11成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室,四川成都610059;21长庆油田分公司第一采油厂,陕西延安716000) 摘 要 四川盆地香溪群有水气藏气井普遍产水甚至水淹停喷,生产困难,采出程度较低,为了进一步挖掘各产水气井的开采潜力,采用更适合该区局限水体特征的物质平衡方法计算天然气储量,在计算过程中忽略了水侵量的大小。
计算结果表明地下储量较大,部分产水气井和水淹井尚有较大开采潜力。
关键词 四川盆地 香溪群 有水气藏 物质平衡法 排水采气 香溪群储层主要分布于四川盆地中部及西北地区,为低孔低渗储层,地下气水储集体为局限发育的裂缝-孔隙性系统,水体为局限水体,具有可排性。
针对这种局限小范围封闭性有水缝洞性气藏,前人研究指出在进行储量计算时应考虑产出水量[1],而早期采用的压降法却忽略了水体的大小,使计算的储量偏小,影响了储量计算精度。
同时由于隔气式底水气驱作用,地下尚有可观储量。
为了进一步挖掘各产水气井的开采潜力,有必要采用更适合香溪群储层的储量计算方法重新计算,以期产水气井采取更果断的排水采气措施。
采用考虑了局限水体的物质平衡方法计算天然气储量,其包括了系统内相互连通的储气空间的所有天然气储量,储量更接近真实储量。
31 地质特征111 储集体为局限发育的裂缝-孔隙系统四川盆地香二、香四和香六层是香溪群主要的油气储集层系,以中、粗粒长石石英砂岩为主,粒间含多种类型杂基和胶结物,物性较差,属低孔、低渗致密砂岩储层,具有高度非均质性。
储集空间为致密砂岩的相对高孔段和裂缝组成的裂缝-孔隙系统。
由于储层岩石致密和高度非均质性,这种裂缝-孔隙系统所控制的储集空间范围较小,横向延伸规模有限,储集空间具有局限性。
112 水体为局限水体且能量有限四川盆地香溪群气藏各井之间产能悬殊,与产水气井海拔相当的部位可钻遇干井。
以遂南气田为例(见图1),遂南构造产气井均分布于单斜构造上,无统一的气水界面[2,3],有高部位产水、低部位产气的气水分布特征,如遂8井产纯气,而比它海拔更高的遂12井却是气水同产。
