标准规范下载简介
DZ／T 0252-2020 海上石油天然气储量估算规范.pdf简介：
"海上石油天然气储量估算规范"（DZ/T 0252-2020）是一部标准性文件，它详细规定了海上石油和天然气储量的估算方法、步骤和技术要求。这份规范适用于中国海上石油和天然气资源的勘探、开发、评价以及储量管理等活动。它涵盖了储量分类、估算方法、数据收集、地质建立、储量计算等方面，旨在确保海上石油天然气资源储量评估的科学性、准确性和一致性。
该规范可能包括对海上石油和天然气储量的分类，如探明储量、控制储量、预测储量等，以及如何通过地质、地球物理、地球化学等多种手段进行储量估算。它还可能涉及储量报告的编写要求和数据的精度控制，以保证资源评估的可信度。
总的来说，DZ/T 0252-2020 是海上石油天然气行业的重要技术指导文件，对于规范行业行为、保障资源安全和合理开发具有重要意义。
DZ／T 0252-2020 海上石油天然气储量估算规范.pdf部分内容预览：
按储层中值孔隙度由大到小，将孔隙度分为五类：特高、高、中、低、特低。按储层中值渗透率由 ，将渗透率分为六类：特高、高、中、低、特低、致密。具体指标见附录E中表E.5、表E.6。
按原油含硫量和天然气硫化氢含量由大到小，将含硫量分为四类：高含硫、中含硫、低含硫、微 体指标见附录E中表E.7。
应用地球物理资料和技术确定储量参数的条件和要求
GB／T 6968-2019标准下载采用地球物理储层预测和油气预测资料和技术确定 储量计算参数[含油（气）面积、油（气）层厚度和储层物性等的条件和要求
B.2地层的地球物理条件
自标储层与其围岩存在明显的地球物理特征差异，并且在目的层段内保持良好的一致性。该差异应 经过非地震资料（如测井资料等）证实
拥有覆盖油（气）田（藏）全区的三维地震资料，其采集处理各环节质量合格，并且用于储层预测和油 气预测的三维地震资料应按照保幅要求处理，处理后资料成像品质好、信噪比较高、频带和主频横向比较 稳定。 油（气）田（藏）范围内应有测并和测试等资料及其处理解释成果，资料内容至少要满足B.2、B.4所 涉及的分析研究的需要。
测井和地震的时深关系应参考VSP资料并通过精细时深标定建立。精细时深标定包括：通过合成 记录确定地震剖面波峰波谷与地层正负反射界面的对应关系、地震子波、时深关系；宜采用循环逼近的办 法获得；同时要考虑合成记录与井旁道的能量匹配。 如果多口井的时深关系之间存在显著差别，应证明其合理性（如构造高低、地层新老、岩性异同、地层 倾角大小等）。
B.5采用地球物理资料和技术确定含油（气）面积的要求
采用地震储层预测描述资料和技术确定含油（
满足B.2、B.3、B. 4的条件。 在目标储集岩上下围岩的厚度均大于1/4视波长时，宜采用技术手段（如波阻抗反演等）把常规界面 型地震资料转换为地层型地震资料，并据此进行储层形态描述。 满足上述条件的储层形态描述成果（结合对流体界面的认识）可用于圈定含油（气）面积： 一单一储集岩体位于认定的流体界面之上并与证实井连片的范围可作为探明油（气）储量的面积； 单一储集岩体虽位于认定的流体界面之上但与证实井不连片的范围可作为控制油（气）储量的 面积
满足B.2、B.3、B.4的条件。
DZ/T02522020
油（气)层与非油（气)层存在经钻井证实的、规律性明显的地震响应差异（即岩右物理特征与地 具有明显的物理性或统计性相关）；或本区具有被证实的、高置信度的流体界面的特有地震响应。 在满足上述条件和要求时，流体预测的成果可用于确定含油（气）面积
B.6采用地球物理资料和技术确定含油【气）层厚度的要
满足B.2、B.3、B.4的条件。 储层上下围岩的厚度均大于地震资料视波长的1/4； 储集岩体被钻井证实并进行了地震储层形态描述，获得了经过井点校正的储集岩厚度成果（图）；结 合流体界面认识获得了对应的含油（气）层的厚度成果（图）。 对于符合上述条件的单个储集岩体： 一对应储集岩厚度大于或等于地震资料视波长1/4部分的含油（气）层厚度成果可用于确定油 （气）储量计算的厚度参数； 对应储集岩厚度小于地震资料视波长1/4部分的含油（气）层厚度成果，如果邻近有已开发油田 的类似储层、盖层被证实具 的厚度参数
B.7采用地震资料和技术确定储层物性参数的
在满足如下基本条件时，采用地震资料和技术进行储层物性描述的成果可供数量计算时参考： 满足B.2、B.3、B.4的条件； 储层物性与地震资料间存在合理的相关性（物理或统计）； 经过抽井、交叉检验，基本与井点资料吻合； 物性分布规律与地质认识规律相吻合。
海上石油天然气储量经济评价及经济可采储量计算方法
见金流量法的基本方法和
C.2. 2 产量预测
油（气）田（藏)群未来各年的油气产量，应基于探明地质储量和部分控制地质储量，根据其开发 开发概念设计进行预测：同时，对原油和天然气产品，应分别注明地面原油平均密度和天然气组分
C.2.3开发工程方案
应根据油（气）由（藏）群开发方案或开发概念设计，提出油（气）由（藏）的开发工程方案，并简要 要工程量（包括平台、井数、陆上终端、浮式生产储油轮、海底管线、海底电缆等）。必要时，可加附 意图。
C.2.4勘探投资估算
C.2.5开发投资估算
DZ/T02522020
日（藏）的勘探投资可根据石油合同或开发协议的
开发投资一般包括开发前期费、海上工程设施（含平台、储油轮、海底管线和海底电缆等）费、陆地终 端费用、钻井和完井工程费、生产准备费、油（气）藏研究费及弃置费。 开发投资的估算，可根据初步开发工程方案所设计的工程量，参照本海域/地区已开发油（气）田（藏） 实际发生的各类工程量的费用水平，或正在实施开发的油（气）田（藏）的投资估算结果，结合当前钢材、油 料和工程施工服务价格等市场信息，采用类比法进行。
C.2.6经营成本（操作费）估算
经营成本（操作费）的估算可根据本油（气)田（藏)的生产规模和主要生产设施的状况，参照本 区已开发油（气）田（藏）且前的实际操作费水平，采用类比法进行估算
C.2.7经济评价参数的选取
海上石油天然气储量经济评价的各项参数，应按以下各条（C.2.7.1至C.2.7.5)规定的原则和 行选取。
C.2. 7.1 评价基准年
2.7.2油气产品价格
一般情况下，应根据本油（气）田（藏）实际情况，考虑同类已开发油（气）田（藏）的统计资料，确定一定 时期或年度的平均值；有合同规定的，按合同规定的价格。具体可参照以下方法进行测算： a）原油和凝析油价格，有如下四种情形： 1） 已开发油（气）由（藏）（包括其新发现的区/块或扩边，下同）的原油和凝析油价格接计算储 量时的前12个月平均销售价格取值； 2） 计划或正在依托进行开发的油（气）田（藏）群，其原油和凝析油价格按所依托的已开发区在 之前12个月的原油和凝析油平均销售价格分别取值； 3 计划或正在实施独立开发的油（气）田（藏）群，其原油价格可参照本海域/地区地面原油密 度与之差异最小的已开发油（气）田（藏）在之前的12个月的原油平均销售价格取值；或根 据本规范附录E所规定的原油密度分类原则，参照本海域/地区同类原油在之前12个月的 平均价格取值； 4）计划或正在实施独立开发的油（气）田（藏）群，其凝析油价格可参照本海域/地区在同一销 售市场或相似市场上已开发油（气）田（藏）在之前12个月的凝析油平均销售价格取值。 b）天然气价格，有如下两种情形： 1 已开发油（气）由（藏）群的天然气价格按计算储量时的前12个月的平均销售价格取值； 2） 计划或正在开发建设的油（气）田（藏）群，其天然气价格采用合同/协议价格；有多个用户且 合同/协议价格不同时，按其加权平均价格取值。 公
C.2. 7.3税率/费率
遵照计算储量时正在实施的相关财税政策执行
采用计算储量时的上一 不月最后 一关中国人民银行公布的中间牌价
C.2.7.5通货膨胀率
C.2.8经济生产年度及经济生产年限
C.2.8.1经济生产年度，指在油（气)由（藏）群持续生产期间，所有油气产品的销售收入之和扣除税费后 的数额，不小于其当年操作费数额的所有年度。判断公式如下， 所有油气产品的年度销售收人之和一税费一年度操作费≥0 式中：税费一般包括增值税、矿区使用费和石油特别收益金等（下同）。 C.2.8.2经济生产年限，一般指在油（气）田（藏）群持续生产期间的最后一个经济生产年度；如果最后 个经济生产年度超出了相应的工程设施的寿命期，则经济生产年限应按工程设施的寿命期末计算
C.2.8.1经济生产年度，指在油（气)由（藏）群持续生产期间，所有油气产品的销售收入之和扣除税费后
的数额，不小于其当年操作费数额的所有年度。判断公式如下： 所有油气产品的年度销售收人之和一税费一年度操作费≥0 式中：税费一般包括增值税、矿区使用费和石油特别收益金等（下同）。 C.2.8.2经济生产年限，一般指在油（气）田（藏）群持续生产期间的最后一个经济生产年度；如果最后 个经济生产年度超出了相应的工程设施的寿命期，则经济生产年限应按工程设施的寿命期末计算
C.2.10经济评价指标
C.2.11经济可采储量的估算
经评价，内部收益率大于或等于基准收益率时，在经济生产年限内累积产出的油气产品量，即为探 明/控制经济可采储量
油（气）由（藏）的生产极限指标主要有极限含水率、极限产量、废奔压力等。 在海上石油天然气储量经济评价中，可通过经济极限产量指标来计算已开发油（气）田的储量，这种 方法通常称为“经济极限产量法”。 采用经济极限产量法计算储量时，一般要求按年测算经济极限产量并据此计算储量。必要时，可补 充按月测算的经济极限产量及据此计算的储量结果
C3.1经济极限产量法的基本方法和步骤
经济极限产量法的基本方法和步骤如下： a）预测未来年度或月度油气产量。 b）预测未来年度或月度经营成本（操作费）。 c）选取油气产品价格、税率/费率和汇率等经济评价参数。 d）测算经济极限产量。 e）计算经济可采储量。
已开发油（气）田（藏）未来年度或月度的油气产量可采用数值模拟法、产量递减法等求得，其他动态 法也最好转换为累积产量与生产时间关系曲线求得。不具备条件的可通过研究确定高峰期产量和递减 期递减率预测求得
C.3.3经营成本（操作费）估算
年度或月度操作费可参照本油（气）田（藏）目前的操作费水平进行预测。
C.3.4经济评价参数的选取
CJJ∕T 151-2020 城市遥感信息应用技术标准C.3.5经济极限产量的测算
油气经济极限产量，一般可按一个主要产品（原油或天然气）进行测算。油气田同时生产原油和天然 气且不易确定一个主要产品时，天然气折算成油当量来测算。 具体方法如下： a）原油经济极限产量： 经济极限产量（m/a）=
年度操作费（人民币元）
DBJ50／T-237-2016 道路橡胶沥青路面技术规程原油价格（美元/桶）×（1 铺油特别收益金（美元/桶）」×汇率×6.289（桶/m 无然气经济极阻产量
b）天然气经济极限产
c）原油及天然气经济极限产量