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DZ∕T 0335-2020 致密油储量估算规范.pdf简介：

《DZ/T 0335-2020 致密油储量估算规范》是一个关于石油行业，特别是致密油储量估算的专业技术标准。致密油，通常指的是埋藏在地层深处，压力和温度条件使石油难以流动的稠密原油。这个规范详细规定了致密油储量的计算方法、参数选取、数据来源以及估算的精度要求等，旨在提供一套科学、准确和可操作的储量估算流程，以支持石油资源的开发决策和管理。

该规范可能包括对地质、地球物理、地球化学等多学科知识的综合运用，可能还涉及储量评价、开采技术、经济评价等方面的内容。通过遵循这个规范，可以确保致密油储量评估的公正性、准确性和可靠性，对于推动我国致密油资源的合理开发和有效利用具有重要意义。

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按照DZ/T0217，储量估算包括新增

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DB64∕T 1755-2020 宁夏建筑用砂矿产地质勘查技术规程DZ/T03352020

储量起算的产量标准如下： 试采6个月的单井平均日产油量下限标准见表1。其中，试采6个月的单井平均日产油量下限是进 行致密油储量估算应达到的最低经济条件

表1致密油储量起算产量标准

客地区及海域可以当地价格和成本为依据，在设定的合理生产年限内，测算回收开发并投资所需的 单井累计产量。也可根据本地区实际井型（直井、水平井）和生产动态特征转换成单井初期最低相对稳定 日产量作为储量起算标准，见式（1)和式（2）。另行计算的起算标准不能低于表1的起算标准。公式中的 符号名称和计量单位符合DZ/T0217和SY/T6580的规定。 未开发储量起算标准主要考虑开发井投资（含钻井、压裂、井口建设投资）和操作费等，已开发储量起 算标准主要考虑回收操作费等。未开发储量起算标准可参考如下计算公式。 单井最低累计产量计算公式如下：

式中： q 单井初期最低稳定日产量，单位为吨每天（t/d)； n 递减指数； D; 单井初始月递减率，以百分数表示（%)； tm 一单井月生产天数，单位为天(d)； T 一—投资回收期，单位为年(a)； Nmin 单井最低累计产量，单位为吨（t)

4.3各级储量勘探开发与地质认识程度要求

4.3.1探明地质储量要求

探明地质储量是指经评价钻探和开发先导试验区生产，证实油藏可提供开采并能获得经济效益后 估算求得的地质储量。探明地质储量符合GB/T19492的规定。 探明地质储量的估算，应查明致密油烃源岩质量与分布、储集层空间分布状况、储层特征、流体分布 规律及产能等；各项计算参数及储量的可靠程度高；钻采工艺技术已成熟；开发先导试验区已实施，油井 生产规律（递减率）基本清楚，并证实了储量的商业开发价值；已有初步开发方案。综合分析评价区地质 条件不差于开发先导试验区。 探明地质储量勘探开发及认识程度基本要求，详见表2

4.3. 2控制地质储量要求

控制地质储量是指开发先导试验并组试采证实油藏具有商业可并发性后，估算求得的地质储量：控 制地质储量符合GB/T19492的规定。 控制地质储量的估算，应基本查明致密油烃源岩质量与分布、储集层空间分布状况、储层特征、流体 分布规律及产能；各项计算参数及储量的可靠程度中等；钻采工艺技术基本成熟；开发先导试验井组证实 了储量的商业可采性；储量升级方案已落实。综合分析评价区地质条件不差于已开发试验井组。 控制地质储量勘探开发及认识程度基本要求，详见表2。

4.3.3预测地质储量要求

预测地质储量是指单并长周期试采且综合评价表明有进一步评价和商业开发潜力后，估算求得的地 质储量。预测地质储量符合GB/T19492的规定。 预测地质储量的估算，应初步查明致密油烃源岩质量与分布、储集层空间分布状况、储层特征、流体 分布规律及产能；各项计算参数及储量的可靠程度较低；初步探索了钻采工艺技术；已有储量升级部署方 案。综合分析评价区地质条件不差于试验井。 预测地质储量勘探开发及认识程度基本要求，详见表2

储量计算单元（简称计算单元）是计算各级储量的基本单元 储量计算单元以致密油层段为基本单元。致密油层段划分还应与措施改造技术波及的范围相匹配， 措施改造未波及的零散油层不能计算储量。 计算单元划分原则如下： a）平面上，在致密油有效储层发育范围内结合矿业权证范围、省界、自然保护区等禁止勘查开采区 等边界，根据钻井控制程度、储层分布状况和各级储量界定条件分井区确定。 b）含油面积跨两个及以上的矿业权证或省份（海域）的，应分开划计算单元

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表2各级地质储量勘探开发及认识程度基本要习

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区的地质储量；也可利用本区已进行较长时间试采井估算的地质储量，结合压裂工程效果和未来 网部署估算地质储量

4. 5. 4 动态法

在生产动态资料满足的情况下，可根据驱动类型和开发方式等选择合理的动态方法计算地质储量。

4.5.5.1根据构造、储层、断层、地层与岩性边界、流体分布等，确定含油面积的变化范围。 4.5.5.2根据地质条件、有效储层下限标准、测井解释结果等，分别确定有效厚度等储量计算参数的变 化范围。 4.5.5.3根据储量计算参数变化范围，求得储量累积概率曲线，按规定概率值估算各类地质储量。

4.5.5.1根据构造、储层、断层、地层与岩性边界、流体分布等，确定含油面积的变化范围。 4.5.5.2根据地质条件、有效储层下限标准、测井解释结果等，分别确定有效厚度等储量计算参数的变 化范围。 4.5.5.3根据储量计算参数变化范围，求得储量累积概率曲线，按规定概率值估算各类地质储量。

5地质储量计算参数确定

充分利用地质、地震、钻井、测并、测试和生产动态等资料，综合研究致密油分布规律，确定各类 界及致密油有效储层边界（“甜点”范围），并在构造背景下，编制有效厚度等值线图，作为圈定含油 基础。

5.1.2探明含油面积

探明含油面积包括探明已开发含油面积和探明未开发含油面积： 5.1.2.1探明已开发含油面积依据生产井静、动态资料确定的开发井距，沿井外推0.5倍开发井距确 定，开发井距大小应与实际压裂工程波及范围相匹配。 5.1.2.2探明未开发含油面积在综合评价确定的“甜点”范围及矿业权边界范围内，根据钻并控制程度 确定： a） 含油面积边部，结合已批准的开发方案，沿井外推不超过1.5倍开发井距圈定。 b）含油面积内，根据储层横向均质性程度，井间距离不大于3倍～4倍开发井距，在水平井段延伸 方向可适度放宽，但不超过1口～2口水平井部署需要。 含油面积圈定时要充分考感未来开发可行性，严格扣除因地面条件、水源地保护、环境保护等因 素不能开采的范围。 5.1.2.3含油范围跨两个及以上的矿业权证或省份（海域)的，应以矿业权证或省份（海域）为界，分开圈 定含油面积。 5.1.2.4含油范围与自然保护区等禁止勘查开采区域有重叠的，按重叠区和非重叠区，分开圈定含油 面积

5.1.3控制含油面积

在综合评价确定的“甜点”范围及矿业权边界范围内，根据钻井控制程度确定： a）含油面积边部，沿井外推2.5倍开发井距圈定。 b）含油面积内，根据储层横向均质性程度，井间距离不大于5倍～6倍开发井距，在水平井延

向可适度放宽，但不超过2口～4口水平并部署需要。 含油面积圈定时要充分考虑未来开发可行性，严格扣除因地面条件、水源地保护、环境保护等因 素不能开采的范围。 d） 含油范围跨两个及以上的矿业权证或省份（海域）的，应以矿业权证或省份（海域)为界，分开圈 定含油面积。 含油范围与自然保护区等禁止勘查开采区域有重叠的，按重叠区和非重叠区，分开圈定含油 面积。

5.1.4预测含油面积

在综合评价确定的“甜点”范围及矿业权边界范围内，根据钻井控制程度确定： a）含油面积边部，沿井外推3.5倍开发井距圈定， b）含油面积内，井的资料能基本控制储层的空间分布状况。 c）含油范围跨两个及以上的矿业权证或省份（海域）的，应以矿业权证或省份（海域）为界，分开圈 定含油面积。 d 含油范围与自然保护区等禁止勘查开采区域有重叠的，按重叠区和非重叠区，分开圈定含油 面积，

油层有效厚度（简称有效厚度），是指经采取措施后达到储量起算标准的致密油层段中具有产油能力 的那部分储层厚度。包括以下三个方面： a）单井有效厚度下限标准。以岩芯分析和测井资料为基础，以测试和试采资料为依据，研究致密 油储层岩性、物性、含油性和电性的相互关系，并考虑储层的脆性指数、致密油类型及其源储配 置特点，确定划分有效厚度的下限标准。 b 单并有效厚度划分。以测并解释资料划分有效厚度时，应对有关测并曲线进行必要的并筒环境 （如并径变化等)校正和不同测并系列的标准化处理；以岩芯资料为主划分有效厚度时，致密油 层段关键井应取全岩芯，收获率不低于80%。 C 单元平均有效厚度确定。采用等值线面积权衡法确定单元平均有效厚度；结合储层分布状况和 钻井控制程度，也可采用井点面积权衡法或算术平均法确定；应采用多种方法相互验证后合理 选值。

有效孔隙度应为有效储集层段地层条件下的平均有效孔隙度。 有效孔隙度取值可直接采用岩芯分析资料计算，也可用岩芯资料刻度后的测井资料解释结果确定 测井解释孔隙度与岩芯分析孔隙度的相对误差不超过士8%。 对于不同时期、不同方法分析的孔隙度资料，要通过平行取样分析对地面孔隙度进行系统差异校正。 应取得岩芯覆压孔隙度分析资料，并对地面孔隙度进行覆压校正。 并点的有效孔隙度采用有效厚度权衡法确定；单元平均有效孔隙度采用面积权衡法或算术平均法确 定，并相互验证后选值。

渗透率应为有效储集层段地层条件下的平均空气渗透率， 不同时期、不同方法分析的空气渗透率资料，要通过平行取样分析对地面空气渗透率进行系统

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差异校正。 应取得岩芯覆压空气渗透率分析资料，并对地面空气渗透率进行覆压校正， 空气渗透率取值方法应与有效孔隙度取值保持一致，

原始含油饱和度应为有效储集层 的平均原始含油饱和度。 4为基础，采用测井解释、毛管压力等资料综合

5.6原始原油体积系数及原始溶解气油比

原始原油体积系数应为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。 应进行井下取样或地面配样获得有代表性的高压物性分析资料，样品平面分布应相对均匀。 原始溶解气油比可以利用有代表性的井下取样高压物性分析资料获得，也可采用合理工作制度 产气油比确定

在油田不同部位取得一定数量有代表性的地面油

根据计算的地质储量和确定的采收率，按式（6)计算原油可采储量： Nr=N,ER (6) 式中： Nr—原油技术可采储量JJF（浙）1167-2019 电能计量系统在线监测（核查）技术规范，单位为万吨(10*t)； N，原油地质储量，单位为万吨(10*t)； ER一采收率。 溶解气技术可采储量按式（7)计算： GR=G,ER (7) 式中： Gr—溶解气技术可采储量，单位为亿立方米（10°m"）； G，溶解气地质储量，单位为亿立方米(10°m)； ER采收率。