中華人民共和國地質礦產行業標準代替DZ/T0217—2005中華人民共和國自然資源部發布I前言 Ⅲ1范圍 12規范性引用文件 13術語和定義 14儲量估算情形 24.1總體要求 24.2新增 24.3復算 34.4核算 34.5標定 34.6結算 35地質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地質儲量估算方法 76地質儲量估算參數確定原則 86.1含油(氣)面積 86.2有效厚度 96.3有效孔隙度 6.4原始含油(氣)飽和度 6.5原始體積系數 6.6氣油比 6.7原油(凝析油)密度 6.8地質儲量估算參數選值 7技術可采儲量估算 7.1探明技術可采儲量估算條件 7.2未開發狀態的探明技術可采儲量估算方法 7.3已開發狀態的探明技術可采儲量估算方法 7.4控制技術可采儲量估算 8經濟可采儲量估算 8.1探明經濟可采儲量估算條件 8.2剩余探明經濟可采儲量估算 8.3控制經濟可采儲量估算條件 8.4剩余控制經濟可采儲量估算 8.5經濟可采儲量估算方法 Ⅱ8.6經濟評價參數取值要求 8.7經濟可采儲量估算 9儲量綜合評價 9.1儲量規模 9.2儲量豐度 9.3產能 9.4埋藏深度 9.5儲層物性 9.6含硫量 9.7原油性質 9.8綜合評價 附錄A(規范性附錄)油氣礦產資源儲量類型及估算流程圖 附錄B(規范性附錄)儲量估算公式中參數名稱、符號、計量單位及取值位數 附錄C(規范性附錄)油(氣)田(藏)儲量規模和品位等分類 Ⅲ本標準按照GB/T1.1—2009《標準化工作導則第1部分：標準的結構和編寫》給出的規則起草。本標準自發布之日起代替DZ/T0217—2005《石油天然氣儲量計算規范》。與DZ/T0217—2005相比，主要技術內容變化如下：——增加新增、復算、核算、標定和結算五種情形儲量估算要求(見4.1至4.6)。——增加油氣礦產資源儲量類型及估算流程圖(見附錄A)。——增加經濟可采儲量估算方法有關內容(見8.1至8.7)。本標準由中華人民共和國自然資源部提出。本標準由全國自然資源與國土空間規劃標準化技術委員會(SAC/TC93)歸口。本標準起草單位：自然資源部油氣儲量評審辦公室、自然資源部油氣資源戰略研究中心。周立明。本標準的歷次版本發布情況為：1石油天然氣儲量估算規范本標準規定了石油天然氣儲量估算的基本原則，地質儲量、技術可采儲量、經濟可采儲量的估算條件和方法以及儲量綜合評價的要求。本標準適用于陸上石油天然氣的儲量估算、評價及相關技術標準制定。2規范性引用文件下列文件對于本文件的應用是必不可少的。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(包括所有的修改單)適用于本文件。GB/T19492油氣礦產資源儲量分類SY/T5367石油可采儲量計算方法SY/T6098天然氣可采儲量計算方法SY/T6193稠油注蒸汽開發可采儲量標定方法SY/T6580石油天然氣勘探開發常用量和單位3術語和定義下列術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，并含有少量雜質的混合物。本規范中石油是指液態烴類物質，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，未經加工的、已脫氣的、呈液態或半固體狀態的那部分石油。在地層條件下的氣態烴類物質，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以上重烴組分組成的液態混合物，一般可經地面分離器或專用裝置回收。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，或者溶解于油、水中，在地面標準條件下只呈氣態。本規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，在帶油環或底油的氣頂中存在的天然氣，又稱氣頂氣。溶解氣solutiongas指原始地層條件下，溶解于石油中的天然氣。凝析氣condensategas干氣drygas指凝析氣采至地面，經分離器回收凝析油后的天然氣。指油田和氣田(凝析氣田)的統稱。將巖芯毛管壓力與流體飽和度數值，轉換成無因次關系的一種處理函數。利用這一函數，可將同一儲層內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。采收率recoveryefficiency指按照目前成熟可實施的技術條件，預計技術上從油(氣)藏中最終能采出的石油(天然氣)量占地質儲量的比率數。4儲量估算情形4.1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，在給定的技術經濟條件下，依據對油(氣)藏的地質認識程度和生產能力的實際證實程度，對地質儲量、技術可采儲量和經濟可采儲量進行估算。4.1.3油(氣)田從發現直至廢棄的過程中，根據地質資料、工程技術以及技術經濟條件的變化，共有五4.1.4油氣探明儲量的新增、復算、核算、標定和結算結果在錄入年度探明儲量數據庫和統計數據庫時，油(氣)田年產量、累計產量、剩余經濟可采儲量等資料數據應更新至當年12月31日。在油(氣)田、區塊或層系中首次估算的儲量為新增。其中首次估算的新增探明地質儲量中，新增探3明可采儲量和采收率應與開發概念設計的開發方式及井網條件相匹配。在新增探明儲量后又新增工作量，或開發生產井完鉆后進行的再次儲量估算為復算。油(氣)田投入開發后，應結合開發生產過程對探明儲量實施動態估算。儲量復算后，在復算核減區如果再次估算探明儲量，須投入相應實物工作量并達到探明儲量要求。凡屬下列情況之一者，需要進行儲量復算，復算結果計入當年凈增儲量中：a)當獨立開發單元或油(氣)田主體部位開發方案全面實施后。b)油(氣)藏地質認識發生變化。c)儲量估算參數發生明顯變化。d)地質儲量和可采儲量與生產動態資料有明顯矛盾。e)探明儲量尚未投入開發，新增工作量及評價資料，證實油(氣)藏地質認識發生變化。4.4核算儲量復算后在開發生產過程中的各次儲量估算為核算。隨著油(氣)田開發調整工作的深入和對油(氣)田認識程度的提高，應對復算后的投入開發儲量進行多次核算，直至油氣枯竭。進行核算時，應充分利用開發生產動態資料。估算方法以動態法為主，容積法為輔，提高儲量估算精度。凡屬下列情況之一者，需要進行儲量核算：a)生產動態資料反映出所計算的地質儲量和可采儲量與生產動態資料有明顯矛盾。b)對儲層進一步的深入研究及生產實踐中表明，原儲量估算參數需要做大的修改。c)油(氣)田鉆了成批的加密井、調整井、進行了三維地震或采取重大開發技術措施等之后，或者工藝技術手段有新的突破，地質儲量參數發生重大變化。4.5.1在開發生產過程中，依據開發動態資料和經濟條件，對截至上年末及以前的探明技術可采儲量和探明經濟可采儲量進行重新估算的情形為可采儲量標定，簡稱標定。4.5.2當年新增儲量、復算、核算儲量不參與本年度的可采儲量標定。4.5.3油(氣)田或區塊開發調整措施實施兩年后及生產動態資料表明可采儲量與產量有明顯矛盾時，應對可采儲量進行標定。4.5.4以開發單元為標定單元，計算單元如部分已開發，應劃分為已開發和未開發兩個單元，經標定已開發單元可采儲量發生變化的，未開發單元的可采儲量須重新估算。4.5.5可采儲量標定方法執行行業標準，現行標準不適應的特殊油(氣)藏，可采用經生產實踐證實為有效的新方法。4.5.6標定前后探明技術可采儲量的變化量符合以下情形之一者，應單獨編制標定報告：a)大型及以上油(氣)田的探明技術可采儲量變化量大于±1%。b)中型油(氣)田的探明技術可采儲量變化量大于士2%。c)小型及以下油(氣)田的探明技術可采儲量變化量大于±5%,d)石油探明技術可采儲量變化量大于±50×10?m3。e)天然氣探明技術可采儲量變化量大于±50×10°m3。4.6結算油(氣)田廢棄或暫時封閉而進行的儲量估算為結算。包括對廢棄或暫時封閉前的儲量與產量清算4的最低經濟條件(見表1)。各地區可根據當地價格和成本等測算求得只回收開發井投資的單井日產量允許結合儲量估算區情況，另行估算起算標準。另行估算的起算標準應不低于表1的起算標準。油(氣)藏埋藏深度m天然氣單井日產量下限勘探開發程度和地質認識程度要求是進行儲量估算的地質可靠程度的基本條件。探明地質儲量的具體要求見表2,控制地質儲量和預測地質儲量的具體要求見表3。5.1.3探明地質儲量5質及產能等；流體界面或最低油氣層底界經鉆井、測井、測試或壓力資料證實；應有合理的鉆井控制程度和一次開發井網部署方案，地質可靠程度高。含油(氣)范圍的單井穩定日產量達到儲量起算標準。穩定日產量為系統試采井的穩定產量。試油井可用試油穩定產量折算(不大于原始地層壓力20%)壓差下的產量代替；試氣井可用試氣穩定產量折算(不大于原始地層壓力10%)壓差下的產量代替，或用20%～25%的天然氣無阻流量代替。勘探開發程度和地質認識程度符合表2中的要求。表2探明地質儲量勘探開發程度和地質認識程度要求已完成二維地震測網不大于1km×1km,或有三維地震，復雜條件除外1.已完成評價井鉆探，滿足編制開發概念設計的要求，能控制含油(氣)邊界或油(氣)水界面2.小型及以上油(氣)藏的油氣層段應有巖芯資料，中型及以上油(氣個完整的取芯剖面，巖芯收獲率應能滿足對測井資3.大型及以上油(氣)田的主力油氣層，應有合4.疏松油氣層采用冷凍方式鉆取分析化驗樣品1.應有合適的測井系列，能滿足解釋儲量估算參數的需要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3.中型及以上油(氣)藏進行了試采或系統試井，稠油油藏進行了了改造措施，取得了產能資料1.已取得孔隙度、滲透率、毛管壓力、相滲透率和飽和度等巖芯分析資料3.中型及以上油藏進行了確定采收率的巖芯分析試驗，中型及以隙度1.構造形態及主要斷層分布落實清楚，提交了由鉆井資料校正的1:10000～1:25000的油氣層或儲集體頂(底)面構造圖。對于大型氣田，目的層構造圖的比例尺可為1小型斷塊油藏，目的層構造圖的比例尺可為1:50003.油(氣)藏類型、驅動類型、溫度及壓力系統、流體5.1.4控制地質儲量估算控制地質儲量，應基本查明構造形態、儲層變化、油氣層分布、油(氣)藏類型、流體性質及產能等，或緊鄰探明地質儲量區，地質可靠程度中等。6含油(氣)范圍的單井油(氣)日產量達到儲量起算標準，或已獲得油(氣)流。勘探程度和地質認識程度符合表3中的要求。5.1.5預測地質儲量估算預測地質儲量，應初步查明構造形態、儲層情況，已獲得油氣流或鉆遇油氣層，或緊鄰探明地質儲量或控制地質儲量區，并預測有油氣層存在，經綜合分析有進一步勘探的價值，地質可靠程度低。單井日產量達到或低于儲量起算標準，或鉆遇油氣層，或預測有油氣層。勘探程度和地質認識程度符合表3中的要求。表3控制地質儲量和預測地質儲量勘探程度和地質認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.已有預探井或評價井，或緊鄰探明儲量區1.已有預探井或評價井，或緊鄰探明儲量或控制儲量區內采用適合本探區特點的測井系列，解釋了油、1.已進行油氣層完井測試，取得了產能、流體1.油氣顯示層段及解釋的油氣層可有中途1.進行了常規的巖芯分析及必要的特殊巖芯1.已基本查明圈閉形態，提交了由鉆井資料校頂(底)面構造圖度變化趨勢1.證實圈閉存在，提交了1:50000~1:100000的構造圖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)藏可根據情況細分或合并計算。a)計算單元平面上一般按區塊劃分。1)含油(氣)面積較大的油(氣)藏，視不同情況可細分區塊或井區；2)含油(氣)面積跨兩個及以上的礦業權證或省份的，按礦業權證或省份細劃計算單元；3)含油(氣)面積與自然保護區等禁止勘查開采區域有重疊的，應分重疊區和非重疊區劃計算7b)計算單元縱向上一般按油(氣)層組(砂層組)劃分：4)尚不能斷定為統一油(氣)水界面的層狀油(氣)藏，當油(氣)層跨度大于50m時視情況細或 G,=10-*NR N,=Np? (4)G=0.01A,hóSg/B (5)或 (6)82)當凝析氣藏中凝析油含量大于或等于100cm (9) (11)GE=543.15(1.03-γ.) Na=NcP? 當氣藏或凝析氣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準者，烴類氣和非烴類氣地質儲量應分別估算：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a)油(氣)藏可根據驅動類型和開發方式等選擇合理的估算方法(見SY/T5367和SY/T6098),b)氣藏主要采用物質平衡法和彈性二相法估算天然氣地視地層壓力為零時的累積產量即為天然氣地質儲量(見SY/T6098);9已實施70%及以上的探明地質儲量，含油(氣)面積以油(氣)開發井外推1.0倍～1.5倍開發井距圈定。未投入開發的探明地質儲量，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，應經測井或測試資料，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。c)油(氣)藏邊界為斷層(或地層)遮擋時，以油(氣)層頂(底)面與斷層(或地層不整合)面相交的外d)油(氣)藏邊界為儲層巖性(或物性)遮擋時，用有效厚度零線或滲透儲層一定厚度線，圈定含油(氣)面積；未查明邊界時，以油氣流井外推1.0倍～1.5倍開發井距劃計算線。e)在確定的含油(氣)邊界內，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倍開發井距劃計算線。f)在儲層厚度和埋藏深度等適當條件下，高分辨率地震解釋預測的流體界面和巖性邊界，經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。6.1.3控制地質儲量的含油(氣)面積控制地質儲量的含油(氣)面積的圈定方法和條件如下：a)依據測井解釋的油(氣)層底界面、鉆遇或預測的流體界面，圈定含油(氣)面積。b)在探明含油(氣)邊界到預測含油(氣)邊界之間，圈定含油(氣)面積。c)依據多種方法對儲層進行綜合分析，結合油(氣)層分布規律，確定的可能含油(氣)邊界圈定含油(氣)面積。d)油(氣)藏邊界為斷層(或地層)遮擋時，以油(氣)層頂(底)面與斷層(或地層不整合)面相交的外e)油(氣)藏邊界為儲層巖性(或物性)遮擋時，用有效厚度零線或滲透儲層一定厚度線，圈定含油6.1.4預測地質儲量的含油(氣)面積預測地質儲量的含油(氣)面積的圈定方法和條件如下：a)依據推測的油(氣)水界面或圈閉溢出點，圈定含油(氣)面積。b)依據油(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)依據同類油(氣)藏圈閉油氣充滿系數類比或地震約束反演資料，圈定含油(氣)面積。d)油(氣)藏邊界為斷層(或地層)遮擋時，以油(氣)層頂(底)面與斷層(或地層不整合)面相交的外e)油(氣)藏邊界為儲層巖性(或物性)遮擋時，用有效厚度零線或滲透儲層一定厚度線，圈定含油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)應為達到儲量起算標準的含油氣層系中具有產油氣能力的那部分儲層厚度。不同類型的地質儲量，有效厚度確定要求不同。6.2.2探明地質儲量的有效厚度探明地質儲量的有效厚度標準和劃分要求如下：a)有效厚度標準的確定：1)應分別制定油層、油水同層、氣層劃分和夾層扣除標準；2)應以巖芯分析資料和測井解釋資料為基礎，測試資料為依據，在研究巖性、物性、電性與含油性關系后，確定其有效厚度劃分的巖性、物性、電性、含油性等下限標準；3)儲層性質和流體性質相近的多個小型油藏或氣藏，可制定統一的標準；4)借用鄰近油(氣)藏下限標準應論證類比依據和標明參考文獻；5)應使用多種方法確定有效厚度下限，并進行相互驗證；6)有效厚度標準圖版符合率大于80%。b)有效厚度的劃分：1)以測井解釋資料劃分有效厚度時，應對有關測井曲線進行必要的井筒環境(如井徑變化、泥漿侵入等)校正和不同測井系列的標準化處理；2)以巖芯分析資料劃分有效厚度時，油氣層段應取全巖芯，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控制地質儲量的有效厚度控制地質儲量的有效厚度，可根據已出油(氣)層類比劃分，也可選擇鄰區塊類似油(氣)藏的下限標準劃分。與探明區(層)相鄰的控制地質儲量的有效厚度，可根據本層或選擇鄰區(層)類似油(氣)藏的下限標準劃分。6.2.4預測儲量的有效厚度預測地質儲量的有效厚度，可用測井、錄井等資料推測確定，也可選擇鄰區塊類似油(氣)藏的下限標準劃分，無井區塊可用鄰區塊資料類比確定。與探明或控制區(層)相鄰的預測地質儲量的有效厚度，可根據本層或選擇鄰區(層)類似油(氣)藏的下限標準劃分。6.3有效孔隙度儲量估算中所用的有效孔隙度應為有效厚度段的地下有效孔隙度，可直接用巖芯分析資料，也可用標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%。縫洞孔隙型儲層應分別確定基質孔隙度和裂縫、溶洞(孔)孔隙度。6.4原始含油(氣)飽和度原始含油(氣)飽和度估算要求如下：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(單位為%)時，應有油基泥漿取芯或密閉取芯分析驗證，絕對誤差不超過±5%。特殊情況除外。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，應有實測的巖電實驗數據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，應取得有代表性的巖芯分析資料，進行J一函數等處理。d)縫洞孔隙型儲層可分別確定基質孔隙含油(氣)飽和度和裂縫、溶洞(孔)含油(氣)飽和度。e)低滲透儲層或重質稠油油層水基泥漿取芯分析的含水飽和度，可作為估算含油飽和度的依據。6.5原始體積系數原始體積系數包括原始原油體積系數和原始天然氣體積系數。原始原油體積系數為原始地層條件下原油體積與地面標準條件下脫氣原油體積的比值。原始天然氣體積系數由式(7)求得。估算要求分別如下：a)原始原油體積系數：1)中型及以上油田(藏),應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)原油性質變化較大的油田(藏),應分別取得不同性質的油樣做高壓物性分析求得；3)小型及以下可以采用建立合理關系式求得或采用類比值。b)原始天然氣體積系數：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)中原始氣體偏差系數(Z;)可由實驗室氣體樣品測定，也可根據天然氣組分和相對密度求得。6.6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，應在預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定生產氣油比或采用類比值。6.7原油(凝析油)密度原油(凝析油)密度應在油(氣)田不同部位取得一定數量有代表性的地面油樣分析測定。6.8地質儲量估算參數選值儲量估算參數選值方法和要求如下：a)應用多種方法(或多種資料)求得的儲量估算參數，應選用一種有代表性的參數值。b)計算單元的各項儲量估算參數選值：1)有效厚度一般采用等值線面積權衡法求取，也可采用井點控制面積或均勻網格面積權衡法求取，其中探明地質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井點最大有效厚度；2)有效孔隙度采用有效厚度段體積權衡法求取；3)含油(氣)飽和度采用有效厚度段孔隙體積權衡法求取；4)在特殊情況下，也可采用井點算術平均法或類比法求取儲量估算參數；5)在作圖時，應考慮油(氣)藏情況和儲量參數變化規律。c)通過綜合研究，建立地質模型，可直接采用計算機圖形，求取儲量估算參數并估算地質儲量。d)我國石油天然氣儲量的地面標準條件指：溫度20℃,絕對壓力0.101MPa。各項儲量估算參數的有效位數要求見附錄B的規定。計算單元的儲量估算參數選值，儲量的估算和匯總，一律采用四舍五入進位法。7技術可采儲量估算7.1探明技術可采儲量估算條件探明技術可采儲量估算應滿足以下條件：a)已實施的開采技術和近期將采用的成熟開采技術(包括采油技術和提高采收率技術，下同)。b)已有開發概念設計或開發方案，并已列入或將列入中近期開發計劃。c)按經濟條件(如價格、配產、成本等)估算可取得合理經濟回報，可行性評價是經濟的。d)在不同的開發狀態，采用不同的估算方法。7.2未開發狀態的探明技術可采儲量估算方法7.2.1探明技術可采儲量估算公式一般是根據估算的地質儲量和確定的采收率，按下列公式估算探明技術可采儲量(各字母含義詳見Ng=NER 7.2.2采收率確定采收率的確定要求和方法如下：a)確定要求：1)一般是在確定目前成熟的可實施的技術條件下的最終采收率；2)采收率隨著開采技術改變、開發方式調整以及油氣動態情況的變化而變化；3)對于提高采收率技術增加的可采儲量，分為下列兩種情況：一是提高采收率技術已經本油(氣)藏先導試驗證實有效并計劃實施；二是與本油(氣)田相似的同類油(氣)藏中使用成功并可類比和計劃實施，可劃為增加的探明技術可采儲量。b)確定方法：選擇經驗公式法、經驗取值法(表格計算法)、類比法和數值模擬法求取(見SY/T5367和2)油藏溶解氣采收率，根據油藏的飽和情況和開發方式等情況，選擇合理的方法求取(見SY/T6098),或依據溶解氣、原油采收率統計規律求取；3)氣藏天然氣采收率，根據氣藏類型、地層水活躍程度、儲層特性和開發方式、廢棄壓力等情4)凝析氣藏凝析油采收率，根據氣藏特征、氣油比和開發方式等情況，選擇經驗公式法和類比法等求取。7.3已開發狀態的探明技術可采儲量估算方法7.3.1原則油(氣)田開發初期的探明技術可采儲量計算按照7.2計算。油(氣)田投入開發生產一段時間后，已開發的探明技術可采儲量一般直接用開發井的生產數據估算，主要估算方法是產量遞減法、物質平衡法、數值模擬法和水驅特征曲線法。也可用探邊測試法和其他經驗統計法估算。已開發技術的探明可采儲量所對應的截止點參數值如壓力、產量和含水率一般是人為經驗給定的，而非本油田的實際經濟參數估算出的。7.3.2產量遞減法產量遞減法是在油(氣)田(藏)開采后產量明顯遞減時，產量與生產時間服從一定的變化規律，如指數遞減、雙曲線遞減或調和遞減等，利用這些規律預測到人為給定(經驗)的極限產量，求得技術可采儲量7.3.3物質平衡法物質平衡法是在氣田(藏)地層壓力降低明顯和達到一定采出程度時，根據定期的地層壓力和氣、水累積產量等資料，通過采出量隨壓力下降的變化關系求得與廢棄壓力相對應的技術可采儲量(見SY/T7.3.4數值模擬法數值模擬法是根據油(氣)藏特征及開發概念設計等條件，建立油(氣)藏模型，并經歷史擬合證實模7.3.5水驅特征曲線法水驅特征曲線法是在油(氣)田(藏)開采中后期，水驅特征曲線出現明顯直線段時，根據累積產量和含水率等變量的統計關系，估算到人為給定(經驗)的極限含水時所求得的累計產量，即為技術可采儲量(見SY/T5367和SY/T6098)。7.4控制技術可采儲量估算7.4.1估算條件估算控制技術可采儲量應滿足以下條件：a)推測可能實施的操作技術(如注水、三次采油等)。b)按經濟條件(如價格、配產、成本等)估算可取得合理經濟回報，可行性評價是經濟的。7.4.2估算公式和估算方法控制技術可采儲量的估算公式和估算方法同7.2。采收率一般是確定在推測可能實施的操作技術(如注水、三次采油等)條件下的最終采收率。8經濟可采儲量估算8.1探明經濟可采儲量估算條件探明經濟可采儲量的估算應滿足下列條件：a)經濟條件基于不同要求，可采用申報基準日的，或合同的價格和成本以及其他有關的條件。b)操作技術(主要包括提高采收率技術)是已實施的技術，或先導試驗證實的并肯定付諸實施的技術，或本油(氣)田同類油(氣)藏實際成功并可類比和肯定付諸實施的技術。c)已有開發概念設計，并已列入中近期開發計劃；天然氣儲量還應已鋪設天然氣管道或已有管道建設協議，并有銷售合同或協議。d)與經濟可采儲量相應的含油(氣)邊界是鉆井或測井，或測試，或可靠的壓力測試資料證實的流體界面，或者是鉆遇井的油(氣)層底界，并且含油(氣)邊界內有合理的井控程度。e)實際生產或測試證實了商業性生產能力，或目標儲層與鄰井同層位或本井鄰層位已證實商業性生產能力的儲層相似。f)可行性評價是經濟的。g)將來實際采出量大于或等于估算的經濟可采儲量的概率至少為80%。8.2剩余探明經濟可采儲量估算探明經濟可采儲量減去油氣累計產量為剩余探明經濟可采儲量。8.3控制經濟可采儲量估算條件控制經濟可采儲量估算應滿足下列條件：a)按合理預測的經濟條件(如價格、配產、成本等)估算求得的、可商業采出的、經過經濟評價是經濟的。b)將來實際采出量大于或等于估算的經濟可采儲量的概率至少為50%。8.4剩余控制經濟可采儲量估算控制經濟可采儲量減去油氣累計產量為剩余控制經濟可采儲量。8.5經濟可采儲量估算方法經濟可采儲量評價方法主要包括現金流量法、經濟極限法。一般情況下在未開發和開發初期的油(氣)田或區塊的儲量，宜采用現金流量法進行經濟評價并估算經濟可采儲量。投入開發生產一段時間后的油(氣)田或區塊的儲量，以及用動態法估算技術可采儲量的，可采用經濟極限法進行經濟評價并估算經濟可采儲量。8.5.2現金流量法現金流量法是依據油(氣)田勘探開發過程中發生的現金流，對經濟可采儲量進行估算的方法。該方法根據開發方案或概念設計預測的油氣產量及其他開發指標，依據目前經濟條件，預測未來發生的投資、成本、收入和稅費等，編制現金流量表，估算財務內部收益率、凈現值等經濟評價指標，符合判別條件后求得的儲量壽命期內的累計產量即為經濟可采儲量。現金流量法的基本方法和步驟是：a)確定經濟評價單元。b)預測未來各年產量。c)預測未來各年的開發投資、經營成本(操作費)。d)選取經濟評價參數，包括評價基準年、油氣產品價格、稅率/費率、匯率等。e)測算經濟生產年限，并估算從評價基準年至經濟生產年限內未來各年的現金流入、現金流出及凈現金流量。f)測算經濟評價指標(主要指標是內部收益率和凈現值)。g)估算經濟可采儲量。8.5.3經濟極限法經濟極限法是依據油(氣)田開發過程中預測的生產經濟極限，對經濟可采儲量進行估算的方法。該方法通過研究生產歷史數據中產量與時間、含水率等變化趨勢，根據極限含水率、極限產量、廢棄壓力等生產極限指標，推算到經濟極限點時求得的累計油氣產量即為經濟可采儲量。經濟極限產量法的基本方法和步驟是：a)預測未來年度或月度油氣產量。b)預測未來年度或月度經營成本(操作費)。c)選取油氣產品價格、稅率/費率和匯率等經濟評價參數。d)測算經濟極限產量。e)估算經濟可采儲量。8.6經濟評價參數取值要求經濟評價參數取值要求如下：a)采用現金流量法或經濟極限法對油(氣)田(藏)開發可行性進行經濟評價，其目的是確定經濟可采儲量。b)勘探投資根據含油(氣)面積內的井數和部分設施、設備投資估算，10年以前的勘探投資可按沉沒估算；開發建設投資根據開發概念設計方案或正式開發方案提供的依據測算。c)成本、價格和稅率等經濟指標，一般情況下，應根據本油(氣)田實際情況，考慮同類已開發油(氣)田的統計資料，確定一定時期或年度的平均值；有合同規定的，按合同規定的價格和成本。價格和成本在評價期保持不變，即不考慮通貨膨脹和緊縮因素。d)高峰期的產量和遞減期的遞減率，應在系統試采和開發概念設計的基礎上論證確定。e)經濟評價結果凈現值大于或等于零，內部收益率達到企業規定收益率，油(氣)田開發為經濟的，可進行經濟可采儲量估算。8.7經濟可采儲量估算估算工作包括以下內容：a)預測分年度或月度產量。已開發油(氣)田(藏)可直接采用產量遞減法求得，其他動態法也應轉換為累積產量與生產時間關系曲線求得。不具備條件的通過研究確定高峰期產量和遞減期遞減率預測求得，應在系統試采和開發概念設計的基礎上論證確定。b)投資、成本、價格和稅率等經濟指標，按8.6要求取值。c)測算油(氣)藏(田)經濟極限。為某個油(氣)藏(田)在指定時間(年、月或日)所產生的凈收入等于