天然气动态储量计算方法有哪些应用过程和方法过程_天然气储存系统

2024-07-07 20:33:24

1.煤层气资源/储量规范

2.石油天然气关键参数研究与获取

3.测井在天然气水合物勘探与评价中的应用

4.证实储量评估目标决策管理体系的创建与应用 hse管理体系目标是什么

5.地质储量计算方法有哪些

6.天然气水合物评价预测及资源潜力

7.海洋石油和天然气资源储量究竟有多大？

天然气动态储量计算方法有哪些应用过程和方法过程_天然气储存系统

第一章油气水的化学组成及物理性质

二、主要问答题

1、简述石油、天然气的元素组成、化合物组成。

2、简述石油的物理性质。

颜色、相对密度、粘度、溶解性、荧光性、

旋光性、导电性、凝固点等

3、简述天然气的分类。

聚集型--气藏气、气顶气、凝析气等

离散型--溶解气、固态气水合物、煤层气

4、简述油田水的来源及产出状态。

来源：沉积水、渗入水、深成水、转化水

油田水的产出状态：

与油气藏关系分—油层水、上层水、层间水、下层水；

存在状态分--超毛细管水、毛细管水、吸附水；

5、简述油田水的化学组成及油田水的苏林分类。

无机组成（各种离子成分）、有机组成（烃类、酚和有机酸）、

溶解气及微量元素；

三个成因系数 Na+ Na+ Cl Cl Na+

、

和

Cl SO24 Mg2 +

Na+＞C1- 大陆水型：硫酸钠水型、重碳酸钠水型、

Na+＜C1- 海洋水型：氯化镁水型、氯化钙水型；

油田水：以氯化钙型为主，重碳酸钠型为次

第二章现代油气成因理论

二、主要思考题

1、简述石油和天然气的成因、主要依据及学派。

无机生成说--火山喷出气体中有甲烷、乙烷等烃类成分；

实验室中无机物可合成烃类；石油分布常常与深大断裂有关等。

有机生成说--岩石类型分布上；地质时代分布上；

成分特征上；某些稀有金属特征；油层温度特征；

形成时间上；近代沉积物中观察等。

成因学派：泛宇宙说（宇宙说、地幔脱气说）

地球深部无机合成说（碳化物说、高温生成说、蛇纹石化说）

2、何谓沉积有机质，简述其来源及类型。

--是随无机质点一起沉积并保存下来的生物残留物质；

来源--原地有机质、异地有机质、再沉积的有机质。

3、何谓干酪根？试述干酪根的化学分类及主要特征。

沉积岩中所有不溶于碱、非氧化型酸和非极性有机溶剂的

分散有机质。

4、试述油气生成的条件。

地质条件：大地构造背景、岩相古地理条件、古气候条件

动力条件：温度与时间、催化剂、细菌作用、放射性作用等。

5、试述有机质向油气演化的过程（成烃模式）。

生物化学生气阶段热催化生油气阶段

热裂解生凝析气阶段深部高温生气阶段

6、简述生油层的地质特征及主要地化特征。

地质特征：岩性特征、岩相特征等；

地化特征：有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等。

第三章储集层和盖层

二、主要思考题

1、简述孔隙的分类（孔隙大小及对流体作用分类、成因分类）

2、图示说明典型毛管压力曲线类型及其意义。

铸体薄片法、扫描电镜法、图像分析法、毛管压力曲线法等

3、简述碎屑岩储集层的储集空间及孔隙结构类型。

原生--原生粒间孔隙、粒内孔隙、填隙物孔隙、成岩裂隙等

次生--孔、缝两类；

大孔粗喉型、大孔细喉型、小孔极细喉型微孔管束状型

4、试述影响碎屑岩储集层储集性能的因素。

碎屑颗粒的矿物成分、粒度和分选程度、

排列方式和圆球度、胶结类型及成分、

成岩作用、层面与层理面发育程度、

构造作用影响、砂岩中泥质条带的影响等。

5、简述碎屑岩储集体的成因类型。（沉积环境分类）

6、碳酸盐岩储层储集空间类型及影响其发育的地质因素

原生孔隙、溶蚀孔隙（溶洞）、裂缝；

沉积环境、压实作用、溶蚀作用、白云岩化作用、

重结晶作用、褶皱断裂作用等

7、试述碎屑岩与碳酸盐岩储层储集空间异同。

⑴ 相同点：成因上均有原生、次生分类。

⑵ 差异点：① 孔隙类型差异：碎屑岩主要为粒间孔隙，碳酸盐

岩储集空间类型更具多样性，次生孔隙占据重要地位。

②孔隙形态及分布差异：碎屑岩储集空间形态较规则，分布较均

一，碳酸盐岩储集空间形态多样、变化大，分布不均一。

③控制孔隙发育因素差异：碎屑岩受岩石颗粒大小、形态、分选

等影响较大；碳酸盐岩受沉积环境、次生变化等影响。教材55页表

8、简述盖层的类型、封闭机理及影响其有效性的因素。

岩性分类：膏盐类、泥质岩类、碳酸盐岩类；

封闭机理：物性封闭、异常压力封闭、烃浓度封闭；

影响因素：主要是岩性、韧性、厚度和连续性。

第四章油气运移

二、问答题（图示说明题）

1、图示说明静水及动水条件下的测压面及折算压力。

2、图示说明油气运移的过程。(初次运移及二次运移)

3、试述油气初次运移的动力、途径、方向及时期。

压实作用、欠压实作用、蒙脱石脱水作用、流体热增压作用

有机质的生烃作用、渗析作用、其他作用

孔隙微层理面微裂缝

4、试述油气二次运移的主要动力和阻力。

浮力、毛细管力、水动力、构造运动力

5、油气二次运移的通道、运移方向及运移的主要时期。

储集层的孔隙和裂缝、断裂、地层不整合面

二次运移是初次运移的继续--连续的过程；

一般，大规模二次运移时期应该是主要生油期之后或同时

发生的第一次构造运动时期。

6、试述影响油气二次运移距离的主要因素。

区域构造背景；储集层的岩性、岩相变化；地层不整合

断层分布及其性质；水动力条件等。

第五章油气藏及油气聚集

二、问答题（图示说明题）

1、图示说明溢出点、闭合面积、闭合高度(构造幅度)、

油气边界与含油范围、油气藏(柱)高度。

2、图示说明油气的差异聚集(单一圈闭及系列圈闭)。

3、简述油气藏分类的基本原则及分类方案(图示说明)。

4、试述(大)油气藏形成的基本条件(富集条件)。

油气来源条件（烃源条件）；生储盖组合及运移条件；

(大容积的)有效的圈闭；必要的保存条件。

5、何谓生储盖组合，图示说明其类型。

6、何谓圈闭的有效性，如何评价圈闭的有效性？

指在具有油气来源的前提下，圈闭聚集油气的实际能力。

圈闭形成时间与油气运移时间的相应关系；

圈闭所在位置与油源区关系、与油气运移通道的关系；

水动力对圈闭有效性的影响 ……

7、图示说明断层的封闭机理及断层油气藏类型。

对置封闭、泥岩涂抹封闭、颗粒碎裂封闭、成岩封闭

根据断层性质分类：正断层油气藏、逆断层油气藏 ……

根据断层线与储层等高线的组合关系分类：

断鼻油气藏、弧形断层断块油气藏、

交叉断层断块油气藏、多断层切割的复杂断块油气藏。

8、试述断层在油气藏形成中的作用（图示说明）。

断层的封闭作用；通道和破坏作用。

9、简述含油气盆地的历史地质学分类。

区域构造及沉积史分类--台向斜型、单断坳陷型、

双断坳陷型、山间坳陷型、山前坳陷型、

山前坳陷-地台边缘斜坡型、山前坳陷-中间地块型。

10、简述盆地内构造单元的划分。

一级：坳陷、隆起、斜坡；

亚一级构造：凹陷、凸起、斜坡；

二级：背斜带、断裂带、潜山带、长垣 ……

三级构造：背斜、断块、鼻状构造、潜山 ……

第六章油气田勘探

一、问答题

1、简述区域勘探阶段的主要任务。

查明区域地质及石油地质条件；

进行早期含油气远景评价和资源量估算；

评选出最有利的坳陷(凹陷)和构造带；提出预探方案。

2、简述圈闭预探阶段的主要任务。

地震详查，编制各主要标准层的构造图；

构造分析和评价；预探井钻探，探明圈闭的含油气性；

查明含油气层位及可能油气藏类型、含油气边界等；

计算预测储量，初步确定工业价值。

3、简述油气评价勘探的主要任务。

进一步探明含油气边界及油气田特性；提交探明储量；

对油气藏进行综合评价及经济效益预测分析；

为开发方案编制提供地质基础资料及相关参数。

4、简述滚动勘探开发的适用范围及主要优点。

复式油气聚集带(区)或复杂油气田；

减少探井井数，降低勘探成本；缩短勘探周期；

加强及时分析及对比评价，提高整体效益。

二、基本概念勘探程序、区域勘探、圈闭预探、

评价勘探、滚动勘探开发

第七章钻井地质

一、主要概念：参数井、预探井、评价井、岩心录井、

岩屑录井、迟到时间、钻时录井、泥浆录井、气测录井

二、主要问答题

1、图示说明井斜角、井斜方位角、全变化角。

2、试述通过岩心录井及岩心分析可获得哪些信息。

古生物特征；确定地层时代；进行地层对比；

观察岩心岩性、沉积构造，恢复沉积环境；

储层岩性、物性、电性、含油气性--四性关系；

生油层特征；了解构造和断裂情况--如地层接触关系；

检查开发效果，了解开发过程中所必须的资料数据。

3、试述常规地质录井方法及其地质意义。

4、简述岩心描述的主要内容。

岩性；相标志；储油物性；含油气性；

岩心倾角测定、断层观察、地层接触关系等

5、简述测定岩屑迟到时间常用的方法及真假岩屑识别。

理论计算法；实物测定法；特殊岩性法

6、简述钻井液的类型及影响钻井液性能的地质因素。

两大类：水基泥浆、油基泥浆

高压油气水层、盐侵、砂侵、粘土层、漏失层等。

7、如何利用气测资料判断油、气、水层。

半自动气测资料解释、色谱气测解释

第八章地层对比及油层沉积相研究

一、主要概念：沉积旋回岩性标准层油田标准层

标志层标准化石小层平面图储集单元测井相

二、主要问答题

1、简述区域地层划分与对比的依据及方法。

2、简述碎屑岩油层划分对比的依据、方法、程序、成果。

依据：岩性特征--岩性及组合; 沉积旋回; 地球物理特征

方法1：沉积旋回--岩性厚度对比法

步骤：利用标准层划分油层组；利用沉积旋回对比砂岩组；

利用岩性和厚度比例对比单油层；连接对比线。

点(关键井)--线(骨干剖面)--面(体)。

方法2：等高程沉积时间单元对比法

步骤：三个环节。

3、试对比分析油层划分对比与区域地层划分对比的差异。

① 对比区域、对比井段、对比单元的差异：

区域对比--油区内全井段对比；油层对比--油区内含油井段的对比--砂岩组、单砂层。

② 对比依据的差异：区域对比--地震资料、古地磁资料、地层接触关系、古生物资料等

油层对比--岩性特征、沉积旋回、地球物理测井等；

③ 对比方法的差异：区域对比--岩石地层学方法、生物地层学方法、构造学方法、层

序地层学方法等; 油层对比--沉积旋回-岩性厚度对比法、等高程沉积时间单元对比法

④ 对比成果及其应用方面的差异：区域对比--主要用于指导油气勘探，指出有利生、

储油层位及地区等；油层对比--主要用于油气储量计算、指导油气开发及方案调整等。

4、简述碳酸盐岩储集单元的划分原则。

5、试述碎屑岩与碳酸盐岩油层划分与对比的异同。

油层对比的资料（依据）、对比程序、对比方法相似或相同；

油层对比单元的划分不同；单元界线（等时、穿时）；

对比依据也有一定差异等。

6、简述油层细分沉积相研究在油田开发中的应用。

深入认识油砂体纵、横向非均质性，掌握地下油水运动规律

掌握高产井的分布规律；选择调整挖潜对象。

通过A、B、C三口井的地层对比，绘制地质剖面图。

第九章油田地下构造研究

1、试述井下断层存在的可能标志

及应用这些标志需要注意的问题(图示说明)。

井下地层的重复与缺失、非漏失层泥浆漏失和意外油气显示、

近距离内标准层标高相差悬殊、近距离内同一岩层厚度突变、

短距离内，同层内流体性质等明显差异、

地层倾斜矢量图中的特征。

2、试述地层重复、缺失的地质意义(图示说明)。

钻井过程中若缺失某些地层(地层重复)，能否说明

一定存在正断层(逆断层)？图示说明。

3、何谓断层线图？简述断层线图的编制方法。

4、简述井斜校正的任务及方法（图解法，图示说明）。

5、何谓井位校正？图示说明位移方法。

剖面线与地层走向斜交或垂直

→井位沿地层走向线(等高线)移至剖面线上；

剖面线与地层走向平行→沿地层倾向投影到剖面线上。

6、试述断层封闭性研究内容。(如何判断断层的封闭性)

断面两侧的岩性条件；断层的力学性质；

断层面及两侧岩层的排驱压力；断层活动强度；

断层产状与岩层产状配置关系；单井断点的测井曲线特征；

断层两盘的流体性质及分布；钻井过程中的显示；

断层活动时期与油气聚集期的关系。

7、简述油气田地下构造图的编制及主要用途。

第十章地层温度和地层压力

一、基本概念--静水压力、原始油层压力、压力梯度

地层压力、压力系数、异常地层压力

二、主要问答题

1、简述原始油层压力的来源、分布特征及等压图应用。

● 来源：静水压力，其次是天然气压力、地静压力等。

● 分布特征：随油层埋藏深度的增加而加大；

流体性质影响；气柱高度变化对气井压力影响很小。

● 预测新井原始油层压力、计算油藏平均原始油层压力、

判断水动力系统、计算油层弹性能量。

2、图示说明折算压头、折算压力及其计算方法。

3、试述异常地层压力的成因及预测方法。

成岩作用、热力和生化作用、断裂作用、剥蚀作用 ……

地球物理勘探方法；地球物理测井方法，如声波测井；

钻井地质资料分析法--如钻速增大、钻井液温度异常等。

4、简述地温场与油气生成、分布的关系；

影响地温场分布的主要因素。

⑴ 大地构造性质--活动性、地壳厚度等--是具全局性和主导因素。

⑵ 基底起伏--隆起区高地温梯度、坳陷区低地温梯度

⑶ 岩浆活动--活动规模、几何形状、年代等

⑷ 岩性--岩石的导热能力不同

⑸ 盖层褶皱--背斜顶部地温梯度大，翼部地温梯度小

⑹ 断层--封闭性断层或压扭性断层一般导致高异常

⑺ 地下水活动--深部热水至浅层、地表水补给

⑻ 烃类聚集--上方往往存在地温高异常。

思考题： A B C

某背斜油藏已钻3口井，

其中B井产油，A、C井位于

油水边界之外，各井数据

见下表。判断：该油藏两

翼油水界相对高低关系。

A C

原始油层压力 MPa 16 20

油层中部井深 m 2100 2600

井口海拔 m 300 300

水的密度 g/cm3 1.0 1.0

第十一章石油及天然气储量计算

一、主要概念：工业油气流标准、地质储量、可采储量

预测地质储量、控制地质储量、探明地质储量、采收率

二、主要问答题

1、简述远景资源量及储量的分级(相关概念)。

见后面内容。

2、如何确定油水界面(方法)。

① 利用岩心、测井及试油资料确定油水界面

② 利用压力梯度资料确定流体界面

③ 利用压力资料确定油水界面

④ 利用毛管压力资料确定油水界面

3、简述油层有效厚度的条件及下限标准的确定方法？

油层内具有可动油、在现有工艺技术条件下可提供开发；

测试法、含油产状法、泥浆侵入法等。

4、试述如何获取储量计算中含油面积数据。

⑴ 应确定油水界面--方法； ⑵ 确定油气藏类型；

⑶ 应确定油层顶界面构造图（断层线）、岩性尖灭线等；

⑷ 根据油水界面标高及构造图，获取含油面积。

5、图示说明压降法获取天然气地质储量及可采储量。

6、简述压降法计算天然气储量的适用条件及影响因素。

单位压降采气量非常数--

边水或底水供给、低渗透带补给、异常高压、反凝析作用等

测压和计产不准确；井身质量不达标。

油气储量的分级和分类

一、原地量分类

--总原地资源量

推测原地资源量

未发现原地资源量

潜在原地资源量

预测地质储量、控制地质储量

地质储量

探明地质储量

早期划分的含油气盆地总资源量：

包括两部分--根据勘探阶段以及对油气田认识程度：

远景资源量：推测资源量、潜在资源量

储量：预测储量、控制储量、探明储量

一、油气储量的分级和分类

1、原地量分类

⑴ 总原地资源量--指根据不同勘探阶段所提供的地

质、地球物理与分析化验等资料，经综合分析，采用针

对性方法估算出的已发现和未发现的储集体中原始储藏

的油、气总量。 ★★

包括：未发现原地资源量和地质储量。

⑵ 未发现原地资源量

--包括：潜在原地资源量和推测原地资源量。

⑵ 未发现原地资源量

● 推测原地资源量--主要在区域普查或其它勘探阶

段，对有含油气远景的盆地、坳陷、凹陷或区带等推测

的油气储集体，根据地质、物探、化探等资料估算的原

地油气总量。

● 潜在原地资源量--指在对圈闭预探前期，对已发现

的有利圈闭或区块，根据石油地质条件综合分析和类比，

采用圈闭法估算的原地油气总量。

--可作为编制预探中后期部署的依据。

⑶ 地质储量--指在钻探发现油、气后，根据已发现的

油、气藏(田)的地震、钻井、测井和测试等资料估算出

的已知油、气藏(田)中原始储藏的油气总量。 ★★

根据勘探、开发对油气藏的认识程度，分为3级：

预测地质储量、控制地质储量、探明地质储量

● 预测地质储量--指在圈闭预探阶段，预探井获得了

油、气流或综合评价有油、气层存在时，对有进一步勘探

价值的、可能存在的油气藏(田)，估算得出的、确定性很

低的地质储量。 ★★ ●估算时，应初步查明构造形

态、储层情况，预探井获油气流或钻遇油气层等。

● 控制地质储量--在圈闭预探阶段，预探井获得工业

油(气)流后，并经过初步钻探认为可提供开采后，估

算求得的、确定性较大的地质储量。 ★★

◆ 估算时，应初步查明构造形态、储层变化、油气层

分布、油气藏类型、流体性质等。

◆ 相对误差不超过±50%；

◆ 可作评价钻探，编制中、长期开发规划的依据。

● 探明地质储量--指在油气藏评价阶段，经钻探证实

油、气藏(田)可提供开采，并能获得经济效益后，估

算出的、确定性较大的地质储量。 ★★

●估算时，应查明油气藏类型、储层类型、驱动类型、

流体性质、分布、产能等。

●相对误差不超过±20%。

●是编制油田开发方案、建设投资决策等的依据。

二、油气储量的分级和分类

2、可采量分类

⑴ 可采资源量--指从原地资源量中可采出的油、气数

量。可分为：推测可采资源量、潜在可采资源量。

⑵ 可采储量--指从油、气地质储量中可采出的油、气

数量。 ★★

探明技术可采储量；探明经济可采储量

探明次经济可采储量；控制技术可采储量

控制经济可采储量；控制次经济可采储量

预测技术可采储量

煤层气资源/储量规范

油气储量是油和天然气在地下的蕴藏量，它是油气田勘探成果的综合体现。油气是工业的血液，油气储量是发展石油工业的基础。落实油气资源的探明程度、预算油气储量的大小是油气田勘探、开发过程中必不可少的一项任务。能否准确及时地提供油气储量，关系到国民经济计划安排及油田建设投资等重大问题。

一个油气田从发现、探明到开发要经历几个不同的勘探阶段。每个勘探阶段的结束都有反映该阶段勘探成效的油气储量。随着油气勘探阶段的推进，人们对地下油气田地质规律的认识不断深化，得到的油气储量的级别也不断提高。

一、油气储量的分类与分级油气田从发现起，大体经历预探、评价钻探和开发三个阶段。由于各阶段对油气藏的认识程度不同，所计算出的储量的精度也不同，因此需要对油气储量进行分级。

1.油气储量分类储存于地下的原油和天然气，由于地质上的、技术上的以及经济上的各种原因，不能全部采出。因而油气储量可分为两大类，即地质储量和可采储量。

1)地质储量地质储量是指在地层原始条件下，储集层中原油和天然气的总量。通常以标准状况下的数量来表示。地质储量又可进一步分为三种。

(1) 绝对地质储量：所有油气显示都计算在内的储量，包括不能流动的油气储量。

(2) 可流动的地质储量：指在地层原始条件下，具有生产能力的储集层中原油及天然气的总量。也就是说，不管数量多少，凡是能流动的油气都包括在内的储量。

(3) 可能开采的地质储量：是在现有技术和经济条件下，有开采价值并能获得社会经济效益的地质储量，即表内储量。在现有技术和经济条件下开采，不能获得社会经济效益的地质储量称为表外储量。当原油价格提高、工艺技术改进、成本降低后，某些表外储量可以转变为表内储量。

2)可采储量可采储量是指在现代工艺技术水平和经济条件下，能从储集层中采出的那一部分地质储量。可采储量原则上等于地质储量乘以经济采收率。显然，可采储量是一个不确定的量。随着工艺技术水平、管理水平及油气价格的提高，可采储量也会相应提高。

2.油气储量分级油气储量是编制勘探方案、开发方案的主要依据之一。事实上，对于一个较大的油气田，往往不可能一下子把实际储量搞得一清二楚。我国根据勘探、开发各个阶段对油气藏的认识程度，将油气储量划分为探明储量、控制储量和预测储量三级。

1)预测储量预测储量是Ⅲ级储量，相当于其他矿种的D—E级。预测储量是在地震详查以及其他方法提供的圈闭内，预探井钻探获得油气田、油气层或油气显示后，经过区域地质条件分析和类比，对有利地区按照容积法估算的储量。此时圈闭内的油层变化、油水关系尚未查明。储量参数是由类比方法确定的，因此它只能估算储量的范围，其精度为20%～50%，以此作为进一步详探的依据。

2)控制储量控制储量是Ⅱ级储量，相当于其他矿种的C—D级。控制储量是在某一圈闭内，预探井发现工业油气流后，为获得探明储量，在评价钻探阶段钻了少数评价井后所计算的储量。

该级储量是在地震详查和采用勘探新技术查明了圈闭形态，对所钻的评价井已做详细的单井评价，并通过地质和地球物理综合研究，初步确定了油藏类型和储集层的沉积类型，已大体控制含油面积和储集层厚度的变化趋势，对油藏的复杂程度、产能大小和油气质量已做初步评价的基础上计算出的。因此，控制储量的相对计算误差应在50%以内。

3)探明储量探明储量是Ⅰ级储量，是在油气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量。探明储量是在现代技术和经济条件下可开采并能获得社会经济效益的可靠储量。探明储量是编制油气田开发方案、进行油气田开发建设投资决策和油气田开发分析的依据。

探明储量按勘探开发程度和油藏复杂程度又分为以下三类：

(1) 已开发探明储量。简称Ⅰ类，相当于其他矿种的A级。已开发探明储量是指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施建设，已经投入开采的储量。新油田在开发井网钻完后，就应该计算已开发探明储量，并在开发过程中定期进行复核。

(2) 未开发探明储量。简称Ⅱ类，相当于其他矿种的B级。未开发探明储量是指已完成评价钻探并取得可靠的储量参数后计算的储量。它是编制开发方案和开发建设投资决策的依据，其相对误差应在20%以内。

(3) 基本探明储量。简称Ⅲ类，相当于其他矿种的C级。基本探明储量主要是针对复杂油气藏提出的。对于多含油层系的复杂断块油田、复杂岩性油田和复杂裂缝性油田，在完成地震详查或三维地震并钻了评价井后，在储量参数基本取全，含油面积基本控制的情况下，计算出的储量称为基本探明储量。基本探明储量的相对误差应小于30%。

二、计算储量的容积法对于已经探明和基本探明的油田，为了编制油田的开发方案，确定油田的生产能力和建设规模，必须进行油田资源的落实和储量计算。

油田储量计算的方法包括容积法、物质平衡法、矿场不稳定试井法、水驱特征曲线法、产量递减法和统计模拟法等。其中容积法应用最广泛，是计算油气藏地质储量的主要方法，适用于不同的勘探开发阶段、圈闭类型、储集类型和驱动方式。其计算结果的可靠程度取决于资料的数量和质量。对于大中型构造的砂岩油气藏，计算精度较高，而对于复杂油气藏的计算准确性较低。

1.油田地质储量原油在地下是储藏在多孔的储集层内，就像海绵里含有水的情况一样。如果想知道一块海绵里含有多少水，首先要计算出海绵的体积，然后计算这块海绵的孔隙体积，这就是储藏在海绵里水的体积。再根据水的密度就可计算出水的质量。然而在储集层的孔隙内，不仅含有原油，还含有束缚水。计算油的体积时要除掉水所占的孔隙体积。由于原油在地层的高温高压作用下体积有所变化，所以还要换算成地面体积。在我国，原油储量单位通常是104 t或108 t，还需将地面体积换算成质量。因此，按照容积法计算原油储量的公式是：

式中　N——地质储量，104t；A——含油面积，km2；h——油层有效厚度，m；φ——油层有效孔隙度，小数；Soi——原始含油饱和度，小数；ρo——地面原油密度，t/m3；Boi——原始原油体积系数。

油田的储量丰度(Ωo)和单储系数(SNF)，分别表示为：

SNF=N/Ah=100φSoiρo/Boi对于油田，天然气储量可能包含自由气和溶解气。无气顶油藏则仅有溶解气，其大小由下式确定：

式中　Gs——溶解天然气的地质储量，108 m3；Rsi——原始溶解气油比，m3/t。

容积法计算油气储量的原理比较简单，但要准确获得各项地下参数却十分困难。一般来说，6个参数对储量精度的影响是依次减弱的。即含油面积和有效厚度对储量的计算精度影响最大。勘探初期它们往往会出现成倍的误差，应引起特别注意。提交比较可靠的含油面积是地震和地质勘探人员的重要任务。求准其他各项参数是油田地质和测井人员的工作。准确的地质储量是地震、地质、测井和油藏工作人员共同努力的结果。

2.气田地质储量气田的原始地质储量由下式表示：

式中　G——气田的地质储量，108 m3；A——含气面积，km2；h——气层有效厚度，m；φ——气层有效孔隙度；Sgi——平均原始含气饱和度；Bgi——原始天然气体积系数；pi——原始地层压力，MPa；psc——地面标准压力，0.101MPa；Tsc——地面标准温度，293.15 K；T——地层温度，K；Zi——原始气体偏差系数。

因此，将式(2-35)代入式(2-34)可得计算气田地质储量另一个公式：

根据经济技术条件确定气藏的废弃压力后，即可计算出定容封闭性气藏的可采储量：

式中　GR——定容封闭气藏的可采储量，108 m3；pa——气藏废弃压力，MPa；Za——废弃压力下的气体偏差系数。

三、油气储量的综合评价油气储量开发利用的经济效果不仅和油气储量的大小有关，还取决于油气储量的质量和开发的难易程度。对于油层厚度大、产量高、原油性质好(粘度低、凝固点低、含蜡低)、储集层埋藏浅、油田所处地区交通方便的储量，获得同样的产能所需要的开发建设投资必然少，经济效益必然好。对于油层厚度薄、产量低、油稠、含水高、埋藏深的储量，同样产能所需开发建设的投资必然多，经济效益就要差些。因此，分析勘探效果不仅要看探明了多少储量，还需综合分析探明储量的质量。不分析探明储量的质量，会使勘探工作处于盲目状态。为此，我国颁布的油气储量规范中，明确提出了对探明储量必须进行综合评价。

在油田储量计算完成后，应根据以下内容进行综合分析，进行储量计算的可靠性评价：第一，分析计算储量的各种参数的齐全、准确程度，检查是否达到本级储量的要求；第二，分析储量参数的确定方法；第三，分析储量参数的计算与选用是否合理，并进行几种方法的对比校验；第四，分析油田的地质研究工作是否达到本级储量要求的认识程度。

在储量综合评价中，人们都希望有一个经济评价的分级标准，因为各项自然指标只有落实到经济效果上才能衡量出它们的价值。影响经济指标的因素很多，除油气田本身的地质条件外，还有政治、经济、人文地理等社会因素。在勘探阶段提交储量时，往往计算不出这些因素的影响。因此，在我国颁布的油气田储量规范中，选择了影响经济效益的主要自然因素作为油气储量综合评价的指标。要求各单位申报的油气储量必须按以下五个方面进行综合评价。

1)流度流度定义为油层的渗透率与地下原油的粘度之比。根据流度的大小，对油田和气田的评价见表2-4。

4　根据流度的评价评价高中低特低流度,10-3μm2/(mPa·s)>8030～8010～30<102)地质储量丰度根据地质储量丰度，对油田和气田的评价，见表2-5。

5　根据地质储量丰度的评价评价油田地质储量丰度,104t/km2气田地质储量丰度,108m3/km2高丰度>300>10中丰度100～3002～10低丰度50～100<2特低丰度<5—3)地质储量根据地质储量，对油田和气田的评价，见表2-6。

6　根据地质储量的评价评价油田地质储量,108t评价气田地质储量,108m3特大油田>10大型气田>300大型油田1～10中型气田50～300中型油田0.1～1小型气田<50小型油田<0.14)油气产能大小根据油气产能大小，对油田和气田的评价，见表2-7。

7　根据油气产能大小的评价评价千米井深的稳定日产油量t/(km·d)评价千米井深的稳定日产气量104m3/(km·d)高产>15高产>10中产5～15中产3～10低产1～5低产<3特低产<15)储集层埋藏深度根据储集层埋藏深度，对油田和气田的评价，见表2-8。

8　根据储集层埋藏深度的评价评价油田储集层埋藏深度,m气田储集层埋藏深度,m浅层<2000<1500中深层2000～32001500～3200深层3200～40003200～4000超深层>4000>4000思　考　题

1.地球的内部结构如何？

2.什么叫地质作用？地质作用可分为哪两大类？

3.什么叫矿物？什么叫矿产？

4.地壳中分布着哪三大类岩石？它们之间是如何进行循环和转化的？

5.板块构造学说的核心内容是什么？

6.地质构造有哪些基本类型？

7.什么叫地质时代和地质时代单位？地质时代单位有哪些级别？

8.简述地层单位与地质时代单位之间的关系。

9.简述石油和天然气的有机成因说。

10.什么叫生油层、储集层和盖层？储集层分为哪几大类？

11.什么叫岩石的孔隙度？什么是含油饱和度？

12.什么叫岩石的渗透率？什么叫有效渗透率？什么叫相对渗透率？

13.碎屑岩储集层的岩石类型有哪些？其孔隙度一般在什么范围？

14.圈闭可分为哪三大类？

15.什么叫油气运移和油气聚集？什么叫油气藏？

16.根据烃类组成，油气藏可分为哪几类？

17.根据圈闭成因，油气藏可分为哪几类？

18.油气藏中油、气、水的宏观分布如何？简述流体的微观分布。

19.什么叫溶解气油比？

20.什么叫原油的体积系数？原油的体积系数一般大于多少？

21.什么叫天然气的相对密度？

22.什么叫压力系数？压力系数与压力梯度有何区别？

23.什么叫地温梯度？什么是地温级度？

24.油气储量可分为哪两大类？

25.什么叫地质储量？什么是可采储量？

26.油气储量可划分为哪三级？各自的精度大致是多少？

27.什么叫储量丰度？

28.为什么要对油气储量进行综合评价？如何进行综合评价？

石油天然气关键参数研究与获取

Specifications for coalbedmethane resources/reserves

中华人民共和国地质矿产行业标准

DZ/T 0216—2002

国土资源部2002-12-17发布；2003-03-01实施。

1 范围

本标准规定了我国煤层气资源/储量分类分级标准及定义、储量计算方法、储量评价标准和储量报告的编写要求。

本标准适用于地面钻井开发时的煤层气资源/储量计算，适用于煤层气的资源勘查、储量计算、开发设计及报告编写；可以作为煤层气矿业权转让、证券交易以及其他公益性和商业性矿业活动中储量评估的依据。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，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可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB 212—91 煤的工业分析方法

GBn/T 270—88 天然气储量规范

GB/T 13610—92 气体组分分析方法

储发[1986]147号煤炭资源地质勘探规范

MT/T 77—94 煤层气测定方法(解吸法)

3 总则

3.1 煤层气田(藏)储层具有不均质性，其含气性和产能等也是有差别的，宜实行滚动勘探开发，应进行动态储量评估，从发现直到废弃的各个勘探开发阶段，其经营者应根据地质、工程资料的变化以及技术和经济或相关政策条件的变化，分阶段进行储量计算、复算、核算和结算。

3.2 煤层是赋存煤层气的储层，煤田勘查程度和认识程度既是煤层气勘查部署的重要基础，也是煤层气资源/储量评估的重要依据。

4 定义

4.1 煤层气

是赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。

4.2 煤层气资源

4.2.1 定义

是指以地下煤层为储集层且具有经济意义的煤层气富集体。其数量表述分为资源量和储量。

4.2.2 煤层气资源量

是指根据一定的地质和工程依据估算的赋存于煤层中，当前可开采或未来可能开采的，具有现实经济意义和潜在经济意义的煤层气数量。

4.2.3 煤层气地质储量

4.2.3.1 定义

是指在原始状态下，赋存于已发现的具有明确计算边界的煤层气藏中的煤层气总量。

4.2.3.2 原始可采储量(简称可采储量)

是地质储量的可采部分。是指在现行的经济条件和政府法规允许的条件下，采用现有的技术，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可最终采出的煤层气数量。

4.2.3.3 经济可采储量

原始可采储量中经济的部分。是指在现行的经济条件和政府法规允许的条件下，采用现有的技术，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可以采出，并经过经济评价认为开采和销售活动具有经济效益的那部分煤层气储量。经济可采储量是累计产量和剩余经济可采储量之和。

4.2.3.4 剩余经济可采储量

是指在现行的经济条件和政府法规允许的条件下，采用现有的技术，从指定的时间算起，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可以采出，并经过经济评价认为开采和销售活动具有经济效益的那部分煤层气数量。

4.3 煤层气勘查

4.3.1 定义

是指在充分分析地质资料的基础上，利用钻井、地震、遥感以及生产试验等手段，调查地下煤层气资源赋存条件和赋存数量的评价研究和工程实施过程。可分为两个阶段，包括选区、勘探。

4.3.2 选区

主要根据煤田(或其他矿产资源)勘查(或预测)和类比、野外地质调查、小煤矿揭露以及煤矿生产所获得的煤资源和气资源资料进行综合研究，以确定煤层气勘查目标为目的的资源评价阶段。根据选区评价的结果可以估算煤层气推测资源量。

4.3.3 勘探

在评价选区范围内实施了煤层气勘查工程，通过参数井或物探工程获得了区内关于含煤性和含气性的认识，通过单井和/或小型井网开发试验获得了开发技术条件下的煤层气井产能情况和井网优化参数的煤层气勘查实际实施阶段。根据勘探结果可以计算煤层气储量。

4.4 煤层气开发

指在勘探区按照一定的开发方案部署了一定井距的开发井网后进行的煤层气资源的正式开采活动。煤层气通常适合进行滚动勘探开发。

5 煤层气资源/储量的分类与分级

5.1 分类分级原则

煤层气储量的分类以在特定的政策、法律、时间以及环境条件下生产和销售能否获得经济效益为原则，在不同的勘查阶段通过技术经济评价，根据经济可行性将其分为经济的、次经济的和内蕴经济的3大类。分级以煤层气资源的地质认识程度的高低作为基本原则，根据勘查开发工程和地质认识程度的不同，将煤层气资源量分为待发现的和已发现的两级。已发现的煤层气资源量，又称煤层气地质储量，根据地质可靠程度分为预测的、控制的和探明的3级。可采储量可根据所在的地质储量确定相应的级别。

5.2 分类

5.2.1 经济的

在当时的市场经济条件下，生产和销售煤层气在技术上可行、经济上合理、地质上可靠并且整个经营活动能够满足投资回报的要求。

5.2.2 次经济的

在当时的市场经济条件下，生产和销售煤层气活动暂时没有经济效益，是不经济的，但在经济环境改变或政府给予扶持政策的条件下，可以转变为经济的。

5.2.3 内蕴经济的

在当时的市场经济条件下，由于不确定因素多，尚无法判断生产和销售煤层气是经济的还是不经济的，也包括当前尚无法判定经济属性的部分。

5.3 分级

5.3.1 预测的

初步认识了煤层气资源的分布规律，获得了煤层气藏中典型构造环境下的储层参数。因没有进行排采试验，仅有一些含煤性、含气性参数井工程，大部分储层参数条件是推测得到的，煤层气资源的可靠程度很低，储量的可信系数为0.1～0.2。

5.3.2 控制的

基本查明了煤层气藏的地质特征和储层及其含气性的展布规律，开采技术条件基本得到了控制，并通过单井试验和储层数值模拟了解了典型地质背景下煤层气地面钻井的单井产能情况。但由于参数井和生产试验井数量有限，不足以完全了解整个气藏计算范围内的气体赋存条件和产气潜能，因此煤层气资源可靠程度不高，储量的可信系数为0.5左右。

5.3.3 探明的

查明了煤层气藏的地质特征、储层及其含气性的展布规律和开采技术条件(包括储层物性、压力系统和气体流动能力等)；通过实施小井网和/或单井煤层气试验或开发井网证实了勘探范围内的煤层气资源及可采性。煤层气资源的可靠程度很高，储量的可信系数为0.7～0.9。

关于剩余的探明经济可采储量的分类、分级参照天然气储量规范，本规范暂不对其进行命名。剩余的探明经济可采储量可以根据开发状态分为已开发的和待开发的两类：

a)已开发的，是指从探明面积内的现有井中预期采出的煤层气数量；

b)待开发的，是指从探明面积内的未钻井区或现有井加深到另一储层中预期可以采出的煤层气数量。

5.4 煤层气资源/储量分类、分级体系

根据煤层气资源/储量分类、分级标准及其与勘探控制工程的对应关系，建立煤层气资源/储量分类和分级体系(表1)。

6 煤层气资源/储量计算

6.1 储量起算条件和计算单元

6.1.1 储量起算条件

煤层气储量计算以单井产量下限为起算标准，即只有在煤层气井产气量达到产量下限的地区才可以计算探明储量。根据国内平均条件，所确定的单井平均产量下限值见表2。表3中所给出的各级储量勘查程度和认识程度是储量计算应达到的基本要求。

表1 煤层气资源/储量分类与分级体系

表2 储量起算单井产量下限标准

6.1.2 储量计算单元

储量计算单元一般是煤层气藏，即是各种地质因素控制的含气的煤储集体，当没有明确的煤层气藏地质边界时按煤层气藏计算边界计算。计算单元在平面上一般称区块，面积很大的区块可细分井块(或井区)，同一区块应基本具有相同或相似的构造条件、储气条件等；纵向上一般以单一煤层为计算单元，煤层相对集中的煤层组可合并计算单元，煤层风化带以浅的煤储层中不计算储量，关于风化带的各项指标参照《煤炭资源地质勘探规范》。

表3 各级煤层气储量勘查程度和认识程度要求

6.1.3 储量计算边界

储量计算单元的边界，最好由查明的煤层气藏的各类地质边界，如断层、地层变化(变薄、尖灭、剥蚀、变质等)、含气量下限、煤层净厚下限(0.5～0.8m)等边界确定(对煤层组的情况可根据实际条件做适当调整)；若未查明地质边界，主要由达到产量下限值的煤层气井圈定，由于各种原因也可由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定。煤层含气量下限值如表4，表4也可根据具体条件进行调整，如煤层厚度不同时应适当调整。

表4 煤层含气量下限标准

6.2 储量计算方法

6.2.1 地质储量计算

6.2.1.1类比法

类比法主要利用与已开发煤层气田(或相似储层)的相关关系计算储量。计算时要绘制出已开发区关于生产特性和储量相关关系的典型曲线，求得计算区可类比的储量参数再配合其他方法进行储量计算。类比法可用于预测地质储量的计算。

6.2.1.2 体积法

体积法是煤层气地质储量计算的基本方法，适用于各个级别煤层气地质储量的计算，其精度取决于对气藏地质条件和储层条件的认识，也取决于有关参数的精度和数量。

体积法的计算公式：

Gi=0.01 AhDCad

或

Gi=0.01 AhDdafCdaf

式中：Cad=100Cdaf(100-Mad-Ad)；

Gi——煤层气地质储量，单位为亿立方米(108m3)；

A——煤层含气面积，单位为平方千米(km2)；

h——煤层净厚度，单位为米(m)；

D——煤的空气干燥基质量密度(煤的容重)，单位为吨每立方米(t/m3)；

Cad——煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Ddaf——煤的干燥无灰基质量密度，单位为吨每立方米(t/m3)；

Cdaf——煤的干燥无灰基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Mad——煤中原煤基水分(wB)，单位为百分数(%)；

Ad——煤中灰分(wB)，单位为百分数(%)。

6.2.2 可采储量计算

6.2.2.1 数值模拟法

数值模拟法是煤层气可采储量计算的一个重要方法，这种方法是在计算机中利用专用软件(称为数值模拟器)对已获得的储层参数和早期的生产数据(或试采数据)进行拟合匹配，最后获取气井的预计生产曲线和可采储量。

a)数据模拟器选择：选用的数值模拟器必须能够模拟煤储层的独特双孔隙特征和气、水两相流体的3种流动方式(解吸、扩散和渗流)及其相互作用过程，以及煤体岩石力学性质和力学表现等。

b)储层描述：是对储层参数的空间分布和平面展布特征的研究，是对煤层气藏进行定量评价的基础，描述应该包括基础地质、储层物性、储层流体及生产动态等4个方面的参数，通过这些参数的描述建立储层地质模型用于产能预测。

c)历史拟合与产能预测：利用储层模拟工具对所获得的储层地质和工程参数进行计算，将计算所得气、水产量及压力值与气井实际产量值和实测压力值进行历史拟合。当模拟的气、水产量动态与气井实际生产动态相匹配时，即可建立气藏模型获得产气量曲线，预测未来的气体产量并获得最终的煤层气累计总产量，即煤层气可采储量。

根据资料的掌握程度和计算精度，储层模拟法的计算结果可作为控制可采储量和探明可采储量。

6.2.2.2 产量递减法

产量递减法是通过研究煤层气井的产气规律、分析气井的生产特性和历史资料来预测储量，一般是在煤层气井经历了产气高峰并开始稳产或出现递减后，利用产量递减曲线的斜率对未来产量进行计算。产量递减法实际上是煤层气井生产特性外推法，运用产量递减法必须满足以下几个条件：

a)有理由相信所选用的生产曲线具有气藏产气潜能的典型代表意义；

b)可以明确界定气井的产气面积；

c)产量-时间曲线上在产气高峰后至少有半年以上稳定的气产量递减曲线斜率值；

d)必须有效排除由于市场减缩、修井或地表水处理等非地质原因造成的产量变化对递减曲线斜率值判定的影响。

产量递减法可以用于探明可采储量的计算，特别是在气井投入生产开发阶段，产量递减法可以配合体积法和储层模拟法一起提高储量计算精度。

6.2.2.3 采收率计算法

可采储量也可以通过计算气藏采收率来计算，计算公式：

Gr=GiRf

式中：Gr——煤层气可采储量，单位为亿立方米(108m3)；

Gi——煤层气地质储量，单位为亿立方米(108m3)；

Rf——采收率，单位为百分数(%)。

煤层气采收率(Rf)可以通过以下几种方法计算：

a)类比法：根据与已开发气田或邻近气田的地质参数和工程参数进行类比得出，只能用于预测可采储量计算。

b)储层模拟法：在储层模拟产能曲线上直接计算，可用于控制可采储量和探明可采储量的计算。

Rf=GPL/Giw

式中：GPL——气井累计气体产量，单位为亿立方米(108m3)；

Giw——井控范围内的地质储量，单位为亿立方米(108m3)。

c)等温吸附曲线法：在等温吸附曲线上通过废弃压力计算，只能用于预测可采储量的计算，也可以作为控制可采储量计算的参考。

Rf=(Cgi-Cga)/Cgi

式中：Cgi——原始储层条件下的煤层气含量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Cga——废弃压力条件下的煤层气含量，单位为立方米每吨(m3/t)。

d)产量递减法：在已获得稳定递减斜率的产量递减曲线上直接计算，可用于探明可采储量的计算。

Rf=GPL/Giw

式中：GPL——气井累计气体产量，单位为亿立方米(108m3)；

Giw——井控范围内的地质储量，单位为亿立方米(108m3)。

7 煤层气资源/储量计算参数的选用和取值

7.1 体积法参数确定

7.1.1 煤层含气面积(简称含气面积)

含气面积是指单井煤层气产量达到产量下限值的煤层分布面积。应充分利用地质、钻井、测井、地震和煤样测试等资料综合分析煤层分布的地质规律和几何形态，在钻井控制和地震解释综合编制的煤层顶、底板构造图上圈定，储层的井(孔)控程度应达到附录B和表3所规定的井距要求。含气面积边界圈定原则如下：

a)钻井和地震综合确定的煤层气藏边界，即断层、尖灭、剥蚀等地质边界；达不到产量下限的煤层净厚度下限边界；含气量下限边界和瓦斯风化带边界。

b)煤层气藏边界未查明或煤层气井离边界太远时，主要以煤层气井外推圈定。探明面积边界外推距离不大于附录B规定井距的0.5～1.0倍，可分以下几种情况(假定附录B规定距离为1个井距)：

1)仅有1口井达到产气下限值时，以此井为中心外推1/2井距；

2)在有多口相邻井达到产气下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过3个井距，可分别以这两口井为中心外推1/2井距；

3)在有多口相邻井达到产气下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过两个井距，但小于3个井距时，井间所有面积都计为探明面积，同时可以这两口井为中心外推1个井距作为探明面积边界；

4)在有多口相邻井达到产气下限值，且井间距离都不超过两个井距时，探明面积边界可以边缘井为中心外推1个井距。

c)由于各种原因也可由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定。作为探明面积边界距离煤层气井不大于附录B规定井距的0.5～1.0倍。

7.1.2 煤层有效(净)厚度(简称有效厚度或净厚度)

煤层有效厚度是指扣除夹矸层的煤层厚度，又称为净厚度。探明有效厚度应按如下原则确定：

a)应是经过煤层气井试采证实已达到储量起算标准，未进行试采的煤层应与邻井达到起算标准的煤层是连续和相似的；

b)井(孔)控程度应达到附录B井距要求，一般采用面积权衡法取值；

c)有效厚度应主要根据钻井取心或测井划定，井斜过大时应进行井位和厚度校正；

d)单井有效厚度下限值为0.5～0.8m(视含气量大小可作调整)，夹矸层起扣厚度为0.05～0.10m。

7.1.3 煤质量密度

煤质量密度分为纯煤质量密度和视煤质量密度，在储量计算中分别对应不同的含气量基准。测定方法见GB 212—91煤的工业分析方法。

7.1.4 煤含气量

可采用干燥无灰基(dry，ash-free basis)或空气干燥基(air-dry basis)两种基准含气量近似计算煤层气储量，其换算关系可根据下式计算：

Cad=100Cdaf(100-Mad-Ad)

式中：Cad——煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Cdaf——煤的干燥无灰基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Mad——煤中原煤基水分(wB)，单位为百分数(%)；

Ad——煤中灰分(wB)，单位为百分数(%)。

但是，为了保证计算结果的准确性，最好采用原煤基(in-situ basis)含气量计算煤层气储量。原煤基含气量需要在空气干燥基含气量的基础上进行平衡水分和平均灰分校正，校正公式：

Cc=Cad-β[(Ad-Aav)+(Mad-Meq)]

式中：Cc——煤的原煤基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Cad——煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Aav——煤的平均灰分(wB)，单位为百分数(%)；

Meq——煤的平衡水分(wB)，单位为百分数(%)；

β——空气干燥基含气量与(灰分+水分)相关关系曲线斜率。

各种基准煤层气含量及平衡水分测定参照美国矿务局USBM煤层气含量测定和ASTM平衡水分测定方法。

煤层气含量确定原则如下：

a)计算探明地质储量时，应采用现场煤心直接解吸法(美国矿业局USBM法)的实测含气量，煤田勘查煤心分析法(煤炭行业标准MT/T 77—94)测定的含气量也可参考应用，但宜进行必要的校正。采样间隔：煤层厚度10m以内，每0.5～1.0m 1个样；煤层厚度10m以上，均匀分布10个样以上(可每2m或更大间隔1个样)。井(孔)控程度达到附录B规定井距的1.5～2.0倍，一般采用面积权衡法取值，用校正井圈出的大于邻近煤层气井的等值线，所高于的含气量值不参与权衡。

b)计算未探明地质储量时，可采用现场煤心直接解吸法和煤田勘查煤心分析法(MT/T 77—94煤层气测定方法)测定的含气量。与邻近的、地质条件和煤层煤质相似的地区类比求得的含气量，可用于预测地质储量计算。必要时也可根据煤质和埋深估算含气量，估算的含气量可用于预测地质储量的计算。

c)矿井相对瓦斯涌出量在综合分析煤层、顶底板和邻近层以及采空区的有关地质环境和构造条件后可作为计算推测资源量时含气量的参考值。用于瓦斯突出防治的等温吸附曲线虽然也能提供煤层气容量值，但在参考引用时必须进行水分和温度等方面的校正，校正后可用于推测资源量计算。

d)煤层气成分测定参见 GB/T 13610—92气体组分分析方法。煤层气储量应根据气体成分的不同分类计算。一般情况下，参与储量计算的煤层气含量测定值中应剔除浓度超过10%的非烃气体成分。

7.2 数值模拟法和产量递减法参数的确定

数值模拟法和产量递减法参数，如气水性质、煤质与组分、储层物性、等温吸附特征、温度、压力和气水产量等，参照GB 212—91、GB/T 13610—92及有关标准执行，或另行制定细则。

7.3 储量计算参数取值

a)储量计算中的参数可由多种资料和多种方法获得，在选用时应详细比较它们的精度和代表性进行综合选值，并在储量报告中论述确定参数的依据；

b)计算地质单元的参数平均值时，煤层厚度原则上应根据实际构造发育规律，采用等值线面积平衡法或井点控制面积权衡法，但在煤田勘查的详查区和精查区可直接采用算术平均法计算，其他参数一般应采用煤层气参数试验井井点控制面积权衡法计算；

c)各项参数名称、符号、单位及有效位数见附录B的规定，计算中一律采用四舍五入进位法；

d)煤层气储量应以标准状态(温度20℃，压力0.101MPa)下的干燥体积单位表示。

8 煤层气储量评价

8.1 地质综合评价

8.1.1 储量规模

按储量规模大小，将煤层气田的地质储量分为4类，如表5。

表5 储量规模分类表

8.1.2 储量丰度

按煤层气田的储量丰度大小，将煤层气田的地质储量丰度分为4类，如表6。

表6 储量丰度分类表

8.1.3 产能

按气井的稳定日产量，将气藏的产能分为4类，如表7。

表7 煤层气井产能分类表

8.1.4 埋深

按埋藏深度，将气藏分为3类，如表8。

表8 煤层气藏埋深分类表

8.2 经济评价

a)采用净现值分析法对煤层气勘查开发各阶段所提交的各级储量在未来开发时的费用和效益进行预测，分析论证其财务可行性和经济合理性优选勘探开发项目，以获得最佳的经济效益和社会效益；

b)储量经济评价应贯穿于煤层气勘探开发的全过程，对各级储量均应进行相应的经济评价；

c)所有申报的探明储量必须进行经济评价；

d)经济评价中关于投资、成本和费用的估算应依据煤层气田的实际情况，充分考虑同类已开发或邻近煤层气田当年的统计资料；

e)对新气田煤层气井产能的预测，必须有开发部门编制的开发概念设计作为依据，平均单井稳定日产量可依据储层数值模拟做专门的论证。

8.3 储量报告

煤层气田或区块申报储量时应编写正式报告。储量报告的编写要求参照附录C。

附录A

(规范性附录)

煤层气储量计算参数名称、符号、单位及取值有效位数的规定

表A.1 煤层气储量计算参数名称、符号、单位及取值有效位数的规定

附录B

(规范性附录)

煤层气探明地质储量计算关于储层的基本井(孔)控要求

表B.1 煤层气探明地质储量计算关于储层的基本井(孔)控要求

附录C

(资料性附录)

煤层气探明储量报告的编写要求

C.1 报告正文

C.1.1 前言

煤层气田名称、地理位置、登记区块名称和许可证号码、已有含气面积和储量、本次申报含气面积和储量申报单位等。

C.1.2 概况

勘查开发简史、煤田勘查背景，煤炭生产概况，煤层气勘查所实施的工作量、勘查单位、资料截止日期和取得资料情况等。

C.1.3 地质条件

区域构造位置、构造特征、地层及煤层发育特征、水文地质特征、煤层气勘查工程的地质代表性、储层特征、含气性及其分布特征等。

C.1.4 排采试验与产能分析

单井排采或小井网开发试验的时间、生产工艺，单井和井网产能及开发生产动态特征等。

C.1.5 储量计算

储量计算方式与方法选择、储量级别和类别的确定、参数确定、计算结果、可采储量计算和采收率确定方法与依据，以及储量复算或核算前后储量参数变化的原因和依据。

C.1.6 储量评价

规模评价、地质综合评价、经济评价、可行性评价等。

C.1.7 存在问题与建议

C.2 报告附图表

a)附图：气田位置及登记区块位置图、含气面积图、煤层底板等高线图，煤层厚度等值线图、煤层含气量等值线图、主要气井气水产量曲线图、确定储量参数依据等的有关图件。

b)附表：气田地质基础数据表、排采成果表、储层模拟成果表、储量参数原始数据表、主要气井或分单元储量参数和储量计算表、开发数据表、经济评价表。

C.3 报告附件

附件可包括：地质研究报告、煤储层描述研究报告、储量参数研究报告、关键井单井评价报告、试验生产报告等。

附加说明

煤层气是重要的洁净新能源，制定一个适合我国国情并与国际(油气)准则相衔接的煤层气储量计算、评价和管理规范，可以促进煤层气资源的合理利用。由于目前没有通用的储量分类标准和计算方法，为规范我国煤层气资源/储量分类和计算，并促进国际交流，根据GBn/T 270—88《天然气储量规范》、GB/T 17766—1999《固体矿产资源/储量分类》，并参考了美国石油工程师学会(SPE)和世界石油大会(WPC)、联合国经济和社会委员会以及美国证券交易管理委员会(SEC)等颁布的有关储量分类标准，制定本标准。

本标准自实施之日起，凡报批的煤层气储量报告，均应符合本标准和规定。

本标准和附录A、附录B是规范性附录。

本标准的附录C是资料性附录。

本标准由中华人民共和国国土资源部提出。

本标准由全国地质矿产标准化技术委员会归口。

本标准起草单位：中联煤层气有限责任公司。

本标准主要起草人：杨陆武、冯三利、胡爱梅、李明宅。

本标准由中华人民共和国国土资源部负责解释。

测井在天然气水合物勘探与评价中的应用

评价参数直接影响评价方法的有效性，不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数；最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响；油气资源丰度是应用类比法的依据，由已知区带的油气资源丰度评价未知区带的资源丰度；可采系数是将地质资源量转化成可采资源量的关键参数。

（一）刻度区解剖

1.刻度区的定义

刻度区解剖是本次资源评价的特色之一，也是油气资源评价的重要组成部分。刻度区解剖的目的是通过对地质条件和资源潜力认识较清楚的地区的分析，总结地质条件与资源潜力的关系，建立两者之间的参数纽带，进而为资源潜力的类比分析提供参照依据。

刻度区是为取准资源评价关键参数，以保证资源评价的客观性而选择的满足“勘探程度高、资源探明率高、地质认识程度高”三高要求的三维地质单元。刻度区可以是一个盆地（凹陷）、一个油气运聚单元、一个区带、一个成藏组合、一个层系或一个二级构造带等。为了正确和客观认识地质条件和资源潜力，刻度区的选取在考虑“三高”条件的基础上，应尽量考虑不同地质类型的综合，这样可以更充分体现油气资源丰度与地质因素之间的关系。

2.刻度区解剖内容与方法

刻度区解剖主要围绕油气成藏条件、资源量及参数三个核心展开，剖析三者之间的关联规律和定量关系。

（1）成藏特征和成藏主控因素分析。成藏特征和成藏主控因素分析实质上是对选择的刻度区进行成藏特征总结，精细刻画出成藏的定性、定量的主控因素与参数，便于评价区确定类比对象。在一个含油气盆地、含油气系统、坳陷、凹陷的成藏规律刻画中，其成藏特征差异大，故一般最好选择以含油气系统（或坳陷）及其间的运聚单元作为对象，更便于有效的类比应用。油气运聚单元是盆地（凹陷）中具有相似油气聚集特征的独立的和完整的石油地质系统，是以盆地（凹陷）的油气聚集带为核心，并包含为该油气聚集带提供油气源的有效烃源岩。油气运聚单元是有效烃源岩、油气运移通道、有效储集层、有效盖层、有效的圈闭等要素在时间和空间上的有机组合。一个油气运聚单元可以有多个有效烃源岩体和烃源岩区为其供烃，但同一个油气运聚单元的油气聚集特征是相似的。一个油气运聚单元可以只包含一个油气成藏组合，也可以包含在纵向上叠置的多个油气成藏组合。因此刻度区地质条件的评价与定量刻画就是按照运聚单元→成藏组合→油气藏的层次路线综合分析烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件等油气成藏条件。盆地模拟是地质评价流程中的一个重要组成部分，其作用主要体现在三个方面：其一是通过盆地模拟反映流体势特征，进而确定油气运聚单元的边界；其二是提供烃源参数，如生烃强度、生烃量、有效烃源岩面积等；其三是通过关键时刻的获取来反映油气成藏的动态作用过程。

（2）油气资源量确定。刻度区资源量计算与一般意义上的资源量计算稍有不同，正是由于刻度区的“三高”背景，特别是选定的刻度区探明程度越高越好，计算出的资源量更准确有利于求准各类评价参数。在本次刻度区解剖研究中，主要采用了统计法来计算刻度区的资源量，统计法中包括油藏规模序列法、油藏发现序列法、年发现率法、探井发现率法、进尺发现率法以及老油田储量增长法，不同方法估算出的资源量采用特尔菲加权综合。盆地模拟在计算生烃量方面技术已经比较成熟，因此刻度区（运聚单元）的生烃量仍由盆地模拟方法计算。

（3）油气资源参数研究。通过刻度区解剖，建立了参数评价体系和预测模型，获得了地质条件定量描述参数、资源量计算参数和经济评价参数，如运聚系数、资源丰度等关键参数。从刻度区获得的资源量与生油量之比可计算出运聚系数，刻度区的资源量与面积之比可获得单位面积的资源丰度，还可得到其他参数等。由于盆地内坳陷（凹陷）内各单元成藏条件差异，求得的参数是不同的，故细分若干运聚单元，求取不同单元的参数，这样用于类比区会更符合实际。

3.刻度区研究成果与应用

通过刻度区解剖研究，系统地获得运聚系数、油气资源丰度等多项关键参数，为油气资源评价提供各类评价单元类比参数选取的标准，保证评价结果科学合理。如中国石油解剖的辽河坳陷大民屯凹陷级刻度区，通过对其烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件五方面精细研究，获得了22项量化的成藏条件的系统参数。根据大民屯凹陷内划分的六个运聚单元，分别计算各单元的生油量和资源量，直接获得六个单元的运聚系数。同时计算出各运聚单元单位面积的资源量，获得不同成藏条件下的资源丰度参数（表4-5）。

表4-5 大民屯凹陷刻度区解剖参数汇总表

在中国石油128个刻度区的基础上，各单位根据评价需要，又解剖了一定数量的刻度区。其中，中国石油利用已有刻度区128个，新解剖刻度区4个，共应用132个；中石化新解剖42个；中海油新解剖4个；延长油矿新解剖3个。各项目共应用了181刻度区，这些刻度区涵盖了我国主要含油气盆地中的大部分不同类型的坳陷、凹陷、运聚单元和区带，基本满足了不同评价区的需要。各种类型刻度区统计见表4-6。

表4-6 各种类型刻度区统计表

（二）有效烃源岩有机碳下限

有效烃源岩有机碳下限是指烃源岩中有机碳含量的最小值，小于该值的烃源岩生成的烃量不能形成有规模的油气聚集。有效烃源岩有机碳下限是确定烃源岩体积的主要参数，直接影响生烃量的计算结果。

在大量烃源岩样品分析化验和有关地质资料研究基础上，明确了不同岩类有效烃源岩有机碳下限标准。陆相泥岩有效烃源岩有机碳下限为0.8%，海相泥岩为0.5%，碳酸盐岩为0.2%～0.5%，煤系源岩为1.5%。例如，陆相泥岩TO C与S1+S2关系表明，S1+S2在TO C为0.8%时出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.8%；碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系表明，残余吸附气量在有机碳为0.2%处出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.2%（图4-1、图4-2）。

图4-1 陆相泥岩TOC与S1+S2关系图

图4-2 碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系图

对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩有机碳含量未达统一下限的盆地，根据实际情况可进行适当调整。如柴达木盆地柴西地区，在分析了大量烃源岩有机碳和S1+S2指标资料后，明确该区有机碳含量下限为0.4%时，即达到有效烃源岩标准，并被发现亿吨级尕斯库勒大油田的勘探实践所证实。在渤海湾盆地评价过程中，建立起相对统一的有效烃源岩丰度取值下限标准：碳酸盐岩气源岩丰度下限取0.2%，碳酸盐岩油源岩丰度下限取0.5%，湖相泥岩丰度下限取1.0%。

有效烃源岩有机碳下限的基本统一，保证了生烃量计算标准的相对一致和全国范围内的可比。

（三）产烃率图版

烃源岩产烃率图版是用盆地模拟方法计算烃源岩生烃量和资源量的关键参数。产烃率图版一般采用烃源岩热模拟实验方法获得。

1.液态烃产率图版

利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自松辽、渤海湾等10个盆地，包括侏罗系、白垩系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了不同类型烃源岩的液态烃产率图版（图4-3、图4-4、图4-5）。

图4-3 湖相泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-4 煤系泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-5 煤烃源岩液态烃产率图版

2.产气率图版

由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解气的生气机制不同，因此，其产气率与干酪根和原油裂解气产气率求取方式不同。

（1）生物气产气率。对生物气源岩样品在25℃～75℃的条件下进行细菌培养产生生物气，由此得到不同温阶下各类有机质的生物气产率。在模拟实验结果的基础上，结合前人的研究结果，分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模式。

（2）干酪根和原油裂解气产气率。对于不同类型气源岩油产气率，国内外学者及一、二轮资源评价中已做过大量的工作。较多的实验是应用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率实验，这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解成气的产率，亦即常说的封闭体系下源岩的产气率，所得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求取气源岩产气率的方法是在开放体系下对源岩进行热模拟实验，各阶段生成的天然气和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中进一步裂解为天然气。这两种情况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多是半开放体系，在这种情况下，源岩生成的油既不能全部排出烃源岩，也不能完全滞留于源岩中。不同地质条件下亦即开放程度不同情况下源岩产气率如何计算？具体方法为：求得封闭和开放体系下相同类型源岩的产气率，将上述两种体系下的产气率图版（中值曲线）输入盆地模拟软件中，得出烃源岩层在不同渗透条件下产气率图版。

（四）运聚系数

运聚系数是油气聚集量占生烃量的比例，是成因法计算资源量的一个关键参数，直接影响资源量计算结果。运聚系数的确定方法包括运聚系数模型建立法和运聚单元成藏条件分析法。

1.运聚系数模型建立法

通过刻度区解剖，确定影响运聚系数的主要地质因素及其与运聚系数的相关关系。刻度区解剖研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与石油运聚系数之间存在相关关系。依此建立地质因素与石油运聚系数之间关系的统计模型，包括双因素模型和多因素模型。双因素模型（相关系数为0.922）的地质因素选用烃源岩年龄和圈闭面积系数：

lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4

多因素模型（相关系数为0.934）的地质因素选用烃源岩年龄、烃源岩的成熟度、区域不整合个数和圈闭面积系数：

lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4

式中：y——运聚单元的石油运聚系数，%;

x1——烃源岩年龄，Ma;

x2——烃源岩成熟度（Ro）,%;

x3——不整合面个数；

x4——圈闭面积系数，%。

2.运聚单元成藏条件分析法

依据刻度区提供的大量运聚系数，依盆地类型和影响运聚系数的主要地质因素，分类建立运聚系数取值标准与应用条件。在评价中，根据刻度区解剖结果，确定了油气运聚系数分级取值标准（表4-7）。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。

表4-7 石油运聚系数分级评价表

（五）最小油气田规模

最小油气田规模是指在现有工艺技术和经济条件下开采地下资源，当预测达到盈亏平衡点时的油气田可采储量。最小油气田规模对统计法计算的资源量结果有较大影响。为此，中国石油天然气集团公司等三大石油公司和延长油矿管理局对最小油田规模进行了专门研究。

通过对不同油价、不同开发方式和未来可能技术条件下最小油气田规模研究，确定了不同地区的最小油气田规模的取值。在地理环境相对较好的东部地区，其勘探开发成本较低，最小油气田规模一般在10×104～30×104t，在地理环境相对较差的西部地区，其勘探开发成本高，最小油气田规模一般在50×104t以上，对于海域来说，油气勘探开发成本更高，最小油气田规模更大，一般在150×104～500×104t。

（六）资源丰度

油气资源丰度是指每平方公里内的油气资源量，是类比法计算资源量的关键参数。通过统计分析，建立了资源丰度模型和取值标准。

1.资源丰度模型

通过刻度区解剖，建立刻度区内评价单元油气资源丰度和相关地质要素之间的统计预测模型：

新一轮全国油气资源评价

式中：y——运聚单元的石油资源丰度，104t/km2;

x1——烃源岩生烃强度，104t/km2;

x2——储集层厚度/沉积岩厚度，小数；

x3——圈闭面积系数，%;

x4——不整合面个数。

2.资源丰度取值标准

通过统计不同含油气单元资源丰度的分布特点，结合地质成藏条件，总结出各类刻度区资源丰度的取值标准。

（1）不同层系资源丰度：古近系凹陷由于成藏条件优越，成藏时间晚，石油地质资源丰度一般大于20×104t/km2；中生代凹陷成藏时间相对较长，石油地质资源丰度相对较低，一般约为10×104t/km2；古生代凹陷由于生、储层时代老，多期成藏多期改造、破坏，预计其资源丰度更低。

（2）不同类型运聚单元资源丰度：中新生代断陷或坳陷盆地长垣型、潜山型和断陷型中央背斜构造型，石油地质资源丰度高，一般大于40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地边缘构造型和古近系缓坡构造型石油资源丰度次之，一般为10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代压陷盆地的构造型石油资源丰度相对较低，一般小于10×104t/km2。

（3）不同区块或区带级资源丰度：区块或区带级石油资源丰度差异更大，从小于1×104t/km2到大于200×104t/km2。其中潜山型、岩性—构造型、披覆背斜区块资源丰度较高，一般大于50×104t/km2，最大可大于200×104t/km2。构造—岩性型、断裂构造型资源丰度一般为30×104～50×104t/km2。地层—岩性型、断鼻型以及裂缝型区块、资源丰度较低，一般小于30×104t/km2。

通过刻度区解剖标定多种成藏因素下评价单元的资源丰度，不但为广泛应用类比法计算资源量提供了可靠的参数，同时也摆脱了过去以盆地总资源量为基础，利用地质评价系数类比将资源量分配到各评价单元的做法，使类比法预测的油气资源量在空间位置上更准确，提高了油气资源空间分布的预测水平。

（七）可采系数

国外主要采用建立在类比基础上的统计法计算油气可采资源量，而我国第一轮、第二轮全国油气资源评价没有计算油气可采资源量。本轮评价开展的油气资源可采系数研究，通过可采系数将地质资源量转化为可采资源量，这在国内外油气资源评价中尚属首次。可采系数是指地质资源中可采出的量占地质资源量的比例，是从地质资源量计算可采资源量的关键参数。

可采系数研究与应用是常规油气资源评价的重要组成部分，主要目的是通过重点解剖、统计和类比分析方法，对我国油气资源可采系数进行研究，为科学合理地计算油气可采资源量提供依据，进而对重点盆地和全国油气可采资源潜力进行评价。

1.评价单元类型划分

为使可采系数研究成果与评价单元划分体系有机结合，遵循分类科学性、概括性和实用性三个基本原则，以油气资源类型、盆地类型、圈闭类型、储层岩性、储层物性等地质因素为依据，对评价单元进行了分析和分类，将国内石油评价单元分为中生代坳陷高渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗等24种类型，天然气评价单元分为克拉通盆地古隆起、前陆盆地冲断带等16种类型（表4-8、表4-9）。

表4-8 不同类型评价单元石油可采系数取值标准

表4-9 不同类型评价单元天然气可采系数取值标准

2.刻度油气藏数据库的建立

已发现油气资源赋存在油气藏中，建立刻度油气藏数据库是统计已发现油气资源采收率、分析影响采收率主控因素、预测油气资源可采系数的基础。刻度油气藏是油气资源可采系数研究中作为类比标准的，地质认识清楚、开发程度高、已实施二次采油或三次采油技术的油气藏。

刻度油气藏选择原则：①典型性——能代表国内外主要的油气藏类型，保证类比法应用基础的广泛性；②针对性和实用性——针对油气资源评价，有效地指导相应类型评价单元油气资源可采系数的确定；③开发程度高——油气藏开发程度高，地质参数和开发参数基本齐全；④三次采油技术应用具有代表性——尽量选择已实施三次采油技术的油藏，保证技术可采系数的可靠性。

对国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏进行了剖析：收集整理每个油气藏的主要地质和开发参数；每个油气藏的地质条件主要包括储层特征、圈闭条件、流体性质等，开发条件主要包括开采方式、开采速度、增产措施等；研究不同因素对采收率的影响程度，进而确定该油气藏采收率的主控因素；针对开采方式的不同，油藏的采收率可分为一次、二次或三次采收率；气藏主要是一次采收率。通过对每个油气藏的地质条件、开发条件和采收率进行分析，建立起国内外刻度油气藏数据库。

3.可采系数主控因素分析

对影响可采系数的地质条件、开发条件和经济条件进行了分析，建立起可采系数主控因素的评价模型。

（1）在大量统计和重点解剖的基础上，对油气地质条件中的因素逐一进行分析，并提炼出15项油气采收率的主控因素，即盆地类型、储层时代、圈闭类型、沉积相类型、储层岩性、储层厚度、储集空间类型、孔隙度、渗透率、埋深、含油饱和度、原油粘度、原油密度、变异系数、原始气油比。

（2）在诸多开发条件中，提高采收率技术是极为重要的因素，不同提高采收率技术适用条件不同，其提高采收率的潜力也差距很大。通过综合分析，主要技术对不同类型油藏的提高采收率潜力为：最小5%，中间值10%，最大值15%。

（3）利用石油公司提高采收率模拟研究成果，建立了大型背斜油藏、复杂背斜油藏、断块油藏、岩性油藏、复杂储层油藏等在税后内部收益率为12%、油田开发到含水95%时聚合物驱和化学复合驱采油时的油价与油田采收率之间的关系，若这五类油藏要达到相同的采收率，条件好的如大型背斜油藏、复杂背斜油藏所需的油价低于条件差的如岩性油藏、复杂储层油藏。

4.可采系数取值标准的建立

在研究中，解剖了国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏，统计分析了大量油气田采收率数据，给出了不同类型评价单元油气技术可采系数和经济可采系数取值范围，建立了不同类型评价单元油气可采系数取值标准（表4-8、表4-9）。

（1）不同类型评价单元石油可采系数相差较大，以技术可采系数为例：中生代坳陷高渗和古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗评价单元可采系数最大，其中间值大于40%；中生代坳陷中渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块中渗、中生代断陷、中新生代前陆、古生界潜山、古生界碎屑岩、古近纪残留型断陷、陆缘裂谷断陷古近纪与新近纪海相轻质油、陆缘弧后古近纪与新近纪海陆交互相轻质油等评价单元可采系数为30%～40%；中生代坳陷低渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块低渗、古生界缝洞、南方古近纪与新近纪中小盆地、低渗碎屑岩、重（稠）油中高渗、变质岩、砾岩、陆内裂谷断陷新近纪重质油、陆内裂谷断陷古近纪复杂断块等评价单元可采系数为20%～30%；低渗碳酸盐岩、重（稠）油低渗、火山岩等评价单元可采系数为15%～20%。

（2）不同类型评价单元天然气可采系数相差也较大：克拉通碳酸盐缝洞、礁滩和前陆冲断带等评价单元可采系数最大，其平均值大于70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陆前渊、南方中小盆地、陆缘断陷、火山岩、变质岩和海域古近纪与新近纪砂岩等评价单元可采系数为60%～70%；前陆斜坡、生物气、中生代坳陷、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块、残留断陷、砾岩等评价单元可采系数为50%～60%；致密砂岩等评价单元可采系数最小，其平均值小于50%。

5.可采系数计算方法的建立

可采系数计算方法包括可采系数标准表法和刻度区类比法两种方法。

（1）标准表取值法。利用可采系数标准表求取不同评价单元可采系数的步骤如下：在不同类型评价单元可采系数取值标准表中找到已知评价单元的所属类型；明确评价单元与可采系数相关因素（宏观、微观）的定性、定量资料；对照可采系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对评价单元进行类比打分；根据类比评价结果求取可采系数。

（2）刻度区类比法。以建立的国内外刻度油气藏数据库为基础，利用刻度区类比法来求取不同评价单元的可采系数。具体步骤如下：根据评价单元分类标准，将具体评价单元归类，并分析整理该评价单元的油气地质条件和开发条件；根据评价单元的类型及其地质条件和开发条件，从国内外刻度油气藏数据库选择适合的类比对象；对照可采系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对该评价单元及其类比对象进行打分并计算它们的得分差值；根据得分差值求取该评价单元的可采系数。

通过油气可采系数标准和计算方法在全国129个盆地中的推广应用，既检验了可采系数取值标准和所用基础数据的可靠性、可行性和适用性，保证了油气可采资源量计算的客观性，又获得了全国油气可采资源量。

证实储量评估目标决策管理体系的创建与应用 hse管理体系目标是什么

陆敬安

（广州海洋地质调查局广州 510760）

作者简介：陆敬安，男，（1970—），博士，高级工程师，主要从事综合地球物理资料解释工作。

摘要测井是水合物深入勘探阶段—钻探阶段的必要手段，已得到较好应用。文章综合介绍和分析了ODP204航次、加拿大西北马更些河三角洲地区Mallik 5L-38井、IODP311航次及日本南海海槽等较新的水合物钻探调查的测井方法与技术，重点分析了核磁测井、电磁波测井及偶极横波测井等测井新技术在水合物勘探与评价中的应用，对测井方法在水合物勘探中存在的问题进行了讨论。

关键词天然气水合物测井方法测井解释

1 前言

测井方法在油气藏勘探和开发过程中得到了广泛的应用，由于水合物的发现与研究相对较晚，测井方法在天然气水合物中勘探中的应用也只是随着钻探工作的开展而有了应用的空间。由于天然气水合物存在于合适的温压条件环境中，一旦脱离该条件，水合物即分解。因此，能够在原位地层压力和温度条件下测量地层物理特性的测井方法对发现和研究天然气水合物来说是其它的勘探方法所不能替代的（高兴军等，2003）。到目前为止，已有的水合物钻孔勘探中几乎都使用了测井方法，如危地马拉的570号钻孔、ODP164航次（Paull，C.K.，Matsumoto，2000）、State Ellien-2及日本南海海槽天然气水合物钻探、ODP204航次、Mallik 5 L-38井及IODP311航次等。测井方法对含水合物沉积层的识别起到了良好的效果。在水合物钻探过程中，一个井场往往要钻几口井，分别用于随钻测井、钻探取芯及电缆测井等。随钻测井方法与电缆测井是在钻井的不同阶段进行的，同样的测井方法原理基本相同。根据以往的情况分析，不是所有的水合物钻探都使用了随钻测井。作为测井工作的一部分及为了全面了解水合物测井方法及其特点，本文将分别加以介绍。

2 测井方法概述

2.1 随钻测井

天然气水合物钻探中随钻测井（LWD）的主要目的之一是为了确定合适的取芯位置。通常随钻测井与随钻测量（MWD）同时进行。LWD和MWD仪器测量不同的参数，MWD仪器位于紧邻钻头之上的钻环中，用于测量井下钻探参数（如钻头重量、扭矩等）。LWD和MWD仪器的差别是LWD数据被记录到井下内存当中并在仪器到达海面之后取出数据，而MWD数据是通过钻杆内的流体以调制压力波（或泥浆脉冲）的形式传输并进行实时监控。在LWD和MWD两种仪器联合使用的情况下，MWD仪器可同时将两种数据向井上传输。在最新的水合物钻探中，日本南海海槽的天然气水合物钻探、ODP204航次及IODP311航次使用了LWD测井，所使用的仪器名称及其输出参数见表1。

表1 天然气水合物随钻测井和随钻测量方法　Table1 The LWD＆MWD tools description used for gas hydrate logging

204航次中使用的LWD和MWD仪器有钻头电阻率仪（RAB）、能量脉冲MWD仪、核磁共振仪（NMR-MRP）及可视中子密度仪（VND），如图1 所示，图中GVR6 为可视地层电阻率仪，包括深、中、浅电阻率及环带电阻率和自然伽玛五种测量。这是NMRMRP仪器首次用于ODP航次。不同的测井方法组合在不同的测井场合有不同的名称，如在日本的天然气水合物钻探中，密度与中子组合在一起称为CDN、伽马射线和电阻率组合称为CDR，尽管名称存在差异，但其测量的物理参数是一致的。

LWD测量被安排在钻孔之后及钻探或取芯作业所引起的负面效应之前进行。由于钻探和测量相距的时间较短，相对于电缆测井而言钻井液对井壁的侵入处于轻微阶段。

图1 ODP204航次使用的随钻测井及随钻测量仪器串

（图中数字单位为米，从钻头最底部算起）

Fig.1 LWD＆MWD Tools Used in ODP204

（The unit of the number is meter and starts from the bottom）

LWD设备由电池提供电源并使用可擦写/编程的只读存储器芯片来存储测井数据。LWD仪器以等时间间隔的方式开展测量并与钻井架上监控时间和钻探深度的系统同步。钻探之后，LWD仪器被收上来下载数据。井上和井下时钟的同步能够使得将时-深数据与井下时间测量数据合并成一个深度测量的数据文件。最终的深度测量数据被传送到船上的实验室进行整理和解释。

2.2 电缆测井

电缆测井对天然气水合物储层的精确定量评价起非常重要的作用。由于天然气水合物储层的电阻率及声波速度明显偏高，因此电阻率测井和声波测井是识别天然气水合物的有效方法。另外，精确的评价天然气水合物储层还需要结合其它测井方法进行综合评价。天然气水合物钻探中使用过的电缆测井方法见表2，这些测井方法的详细介绍可在有关书籍和文件中找到。一些较新的测井技术，如FMI、DSI、EPT、CMR等测井方法在ODP204航次（Tréhu，A.M.，Bohrmann，2003）、Mallik 5L-38及日本南海海槽天然气水合物的识别和评价过程中发挥了重要作用。

表2 天然气水合物电缆测井方法　Table2 The wireline logging methods for gas hydrate exploration

续表

表2中大部分测井仪为204航次使用的方法，EPT在Mallik 5L-38井中首次使用，日本南海海槽的天然气水合物钻井勘探中使用了CMR仪（Takashi UCHIDA，Hailong LU，2004）。

3 水合物测井评价

天然气水合物储层测井评价的关键问题之一是建立合适的储层评价模型（手冢和彦，2003）。根据岩心观察，天然气水合物在沉积物中的分布主要有以下几种情形（王祝文等，2003）：分散胶结物、节状、脉状及块状。永久冻土带及海洋天然气水合物的储层模型如图2所示。模型共分四类，其中永久冻土带两类：冻土层内及冻土层下，二者的区别为在冻土层之下，流体部分含自由水，而在冻土层内部流体部分含冰成分；海洋天然气水合物也分两类：一类为流体部分含自由水，另一类为流体部分含游离气。在ODP204航次及日本的南海海槽水合物钻探中使用模型C对测井资料进行解释，而在Mallik井中则使用的是模型A。模型A和C均是基于常规油气评价的双水模型提出的。

由于天然气水合物具有独特的化学成分及特殊的电阻率和声学特性，因此，通过了解天然气水合物储层的这些特征应有可能获得天然气水合物饱和度及沉积孔隙度（陈建文，2002；王祝文等，2003），这也是两个最难确定的储层参数。钻井是获取孔隙度及烃饱和度的重要数据来源。本质上，目前大部分的天然气水合物测井评价技术还是定性的，且借用的是未经证实的石油工业使用的测井评价方法。为了证明标准的石油测井评价技术在评价天然气水合物储层中的有效性，还需要进行大量的实验室和现场测量。由于天然气水合物以不同的方式影响每种孔隙度测量方法，因此可通过对比不同的孔隙度测量技术来估计天然气水合物的数量。

图2 永久冻土及海洋天然气水合物储层模型

Fig.2 The reservoir models for permafrost and marine gas hydrate

3.1 孔隙度评价

天然气水合物储层的孔隙度评价所利用的测井数据主要包括电阻率测井、密度测井、声波测井、中子测井、核磁共振测井等与地层孔隙密切相关的地层物理响应，同时还辅以自然电位、自然伽玛、岩心分析等数据来进行的。有关文献已经对部分常规测井方法的应用作了介绍，这里仅介绍较新的测井手段及其解释方法。

3.2 饱和度评价

（1）电磁波传播测井

电磁波传播测井仪只在 Mallik 5L-38井中使用过（S.R.Dallimore，T.S.Collett，2005），电磁波传播测井的垂向分辨率高于5cm，用来测量天然气水合物的原位介电特性，据此计算天然气水合物的饱和度。天然气水合物储集带的平均介电常数为9，在5到20之间变化；带内的平均电阻率超过5Ω·m，当仪器的工作频率为1.1GHz时，电阻率在2Ω·m到10Ω·m之间变化。电磁波传播测井仪同时输出传播时间及信号衰减两个参数。地层的介电常数及电导率可由下式计算（Y.-F.Sun，D.Goldberg，2005）：

南海地质研究.2006

式中：tpl为慢度或传播时间，单位ns/m；a为衰减量，单位为db/m；εr为相对介电常数，无量纲；σ为电导率，单位为西门子/s，c（=0.3m/ns）为真空中光的速度。

Y.F.Sun及D.Goldberg等采用等效介质方法并假定含天然气水合物地层的多相系统可近似为连续、均质及各向同性介质，认为含天然气水合物介质的等效磁导率为1，其介电常数及体积密度遵从下面的体积平均混合规则：

南海地质研究.2006

式中，φa为第a种成分的体积百分比，ρa和εa分别是第a种成分的密度和介电常数，ρ和εr分别为体密度及体介电常数。这里假定孔隙性介质仅包含三种组分：固体颗粒、天然气水合物及水。从而上面的公式可以简化为：

ρ=（1-φ）ρs+φShρh+φ（1-Sh）ρw （6）

南海地质研究.2006

式中，φ为总孔隙度，Sh为天然气水合物的饱和度，ρs、ρh及ρw分别为固体颗粒、天然气水合物及水的密度，εrs、εrh及εrw分别为固体颗粒、天然气水合物及水的介电常数。在已知每种组分的密度和介电参数情况下，就可依据介电和密度测井由上面的方程计算出含天然气水合物地层的孔隙度和水合物饱和度。

图3所示为电磁波传播测井在Mallik 5 L-38井中含水合物层的传播时间与电阻率图。从图中可以看出，电磁波传播时间曲线与声波传播时间曲线具有相似的趋势，但其分辨率更高。右边的电阻率曲线道上，电磁波传播电阻率的分辨率也明显高于感应电阻率。

图4为根据电磁波传播测井求出的地层孔隙度及天然气水合物饱和度。图中中子孔隙度的数值偏高，这是由于中子孔隙度测量的含氢指数不仅与游离态的氢有关，还与束缚水中的氢有关。由于电磁波传播测井具有较高的垂向分辨率，因此其在揭示含天然气水合物层的细微结构方面拥有独特的能力。

（2）声波测井

与不含天然气水合物的沉积层相比，含有天然气水合物的沉积层呈现出相对较高的纵波和横波速度。目前已提出了许多不同的速度模型来预测天然气水合物对弹性波速度的影响，如时间平均方程、等效介质理论、孔隙填充模型、胶结理论、加权方程及改进的Biot-Gassmann理论（BGTL）等。以下介绍BGTL的基本理论及应用效果。

根据纵横波速度的如下关系式：

Vs=VpGα（1-φ）n （8）

式中，Vp为纵波速度，Vs为横波速度，α为骨架物质的Vs/Vp比值，n的值取决于不同的压力和固结程度，φ为孔隙度，G为取决于骨架物质的参数，Lee（2003）推导出了下面的剪切模量μ：

南海地质研究.2006

其中，

南海地质研究.2006

式中的kma、μma、kfl及β分别为骨架的体积模量、骨架的剪切模量、流体的体积模量及Biot系数。

Biot-Gassmann理论给出了沉积物体积模量的计算方法：

k=kma（1-β）+β2M （11）

饱和水的沉积物的弹性波速度可由下式依据弹性模量计算：

南海地质研究.2006

图3 电磁波传播测井曲线与声波及感应电阻率曲线的对比

（其中声波传播时间、电磁波传播时间较低段及电阻率显示高阻值段为水合物层）

Fig.3 The comparison of logging curves between EPT，acoustic and induction

（The depth interval between 906.5～925meters is the gas hydrate zone）

式中ρ为地层的密度。

对于松软岩石或未固结的沉积物，采用如下的Biot系数

南海地质研究.2006

对于坚硬或固结的地层，采用Biot系数为

β=1-（1-φ）3.8 （14）

Lee（2003）建议采用下面的方程计算n值：

图4 电磁波传播测井计算出的地层孔隙度及天然气水合物饱和度

Fig.4 The porosity and gas hydrate saturation calculated from by EPT logging

南海地质研究.2006

式中，p为差分压力（MPa），m代表固结或压实对速度的影响。实际问题中，?φ/?p很少知道，上式中的m很难直接应用。测量数据分析表明固结沉积物的m值为4～6，未固结沉积物的m值为1～2。

参数G用于补偿当骨架为富含粘土的砂岩时实测值与预测值之间的差异。对于泥质砂岩，G值为：

南海地质研究.2006

其中，Cv为粘土含量百分比。对于含天然气水合物沉积有如下的求取G的方程：

南海地质研究.2006

式中Ch为孔隙空间中天然气水合物的浓度。Lee（2002）指出含天然气水合物沉积的n=1及G=1。由于这些参数是在没有考虑速度发散的情况下在超声频率范围由速度获得的，因此参数n和G可以认为是用来拟合测量数据的自由调节参数。图5为根据纵波速度及NMR孔隙度求出的天然气水合物浓度对比图。

图5 由纵波求出的天然气水合物浓度及由NMR求出的天然气水合物饱和度

Fig.5 The gas hydrate saturation calculated from P-wave and NMR

根据分析结果可知，当采用声波数据估计天然气水合物浓度时，P波速度优于S波速度，主要原因是当采用P波速度时与BGTL中的n和G参数有关的误差较小；另外，在纯砂岩层段，NMR孔隙度测井估计的天然气水合物浓度值略高于由P波速度估计的数值。

（3）核磁共振测井

核磁共振测井在描述天然气水合物沉积方面起着重要作用。如果与密度孔隙度测量结合起来，可能是获取天然气水合物饱和度的最简单同时也是最可靠的手段。核磁共振测井仪仅对孔隙空间中的液态水有响应，对天然气水合物没有响应。计算储层孔隙度和天然气水合物饱和度的公式如下：

南海地质研究.2006

式中，水的氢指数HIw?1，甲烷水合物的NMR视氢指数HIh=0。水的密度ρw=1.0g/cm3，天然气水合物的密度ρh=0.91g/cm3，砂岩骨架的密度ρma=2.65g/cm3，Ph为天然气水合物的NMR极化校正值，仅与HIh伴生出现。λ=0.054，因此

南海地质研究.2006

声波和电阻率测井求出的饱和度在大部分层段是一致的，而在1003～1006m、1014～1020m之间，三种方法给出了三种不同的结果。而核磁共振方法与另两种确定的方法得到的结果不一致，造成这种不一致的原因目前尚不得而知，有待于进一步分析。

3.3 地层应力分析

图6 1088m深度处天然气水合物层段发散曲线

图6中a）图分别为快横波偶极挠曲波（红色）、慢横波偶极挠曲波（深蓝色）、低频单极斯通利波（淡蓝色）及高频单极斯通利波（绿色）；b）图为相应的平均谱特征。

Fig.6 The dispersion curves from the gas hydrate interval at a depth of 1088m

a）The dispersion curves for the fast shear dipole-flexural（red），the slow shear dipole-flexural（dark blue），the low frequency monopole stoneley（light blue）and high frequency monopole stoneley（green）；b）Average spectral characteristics

交叉偶极声波测井数据提供了描述地层横向各向异性的条件。传统的处理是在时间域进行的，得到的是地层各向同性或各向异性特征（Lee，M.W.，2002）。声波各向异性既可以是内在的，也可以是应力诱导的。最近的研究表明交叉偶极测井数据的频域处理可以将内在各向异性与应力诱导的各向异性区分开。交叉偶极测井数据的频域处理还使得对地层横波慢度的径向变化描述成为可能，对交叉偶极挠曲波的慢度频域分析还表明低频部分的探测深度达到六倍的井孔半径，可探测到原状岩石，而高频部分的偶极挠曲波则可以穿透一倍井孔半径的深度，探测到机械损坏区。高频测量数据偏离均质、各向同性模型则是机械破坏的指示。分析偶极发散曲线可以估计机械破坏区的深度。

声波数据的处理分两步进行：①慢度及各向异性分析，及②发散曲线分析。

图6及图7所示分别为含天然气水合物层及水填充的各向异性层段的发散曲线。曲线发散分析是了解声波波形数据的有效方法。在低频段，挠曲波穿透能力深至地层并可探测到远场应力；在高频段，挠曲波探测靠近井周的应力。图6a的纵波首波慢度大约为300us/m，它是非扩散型的且最大激发频率超过8 kHz。斯通利波慢度为850us/m，同时含有淡蓝色及绿色的点，表明低频和高频单极激发都能产生斯通利波。两条正交的偶极挠曲波发散曲线相互重叠。这是在垂直于井孔的平面内地层为各向同性的关键指示。

图7 1112.8m深度处水填充各向异性层段发散曲线

Fig.7 Dispersion curves from the water-filled anisotropic interval at a depth of 1112.8m

a）The dispersion curves for the fast shear dipole-flexural（red），the slow shear dipoleflexural（dark blue），the low frequency monopole stoneley（light blue）and high frequency monopole stoneley（green）；（b）Average spectral characteristics

图7a所示与图6a所示具有明显的不同，即它是各向异性层。偶极挠曲波清楚显示出在低频段的各向异性特征。地层的快横波慢度约为900us/m，而慢横波约为1100us/m。这指示出了22%的各向异性。与含天然气水合物层段相比，纵波数据高度发散。

4 结论

测井技术在天然气水合物勘探的高级阶段是必不可少的工具，其对天然气水合物储层参数的精确评价对计算天然气水合物的储量至关重要，并为天然气水合物的开采提供准确的层位定位及基础数据。测井方法的发展日新月异，数据解释的精度也不断提高，在利用测井技术研究天然气水合物储层时仍限于移植油气评价方法，由于天然气水合物在地层中具有不同于油气的赋存状态，对于这样做的合理性还有待于深入的研究。根据以上研究成果得出以下结论：

1）电磁波传播测井由于具有较高的垂向分辨率，对于较薄的地层显示出较其它测井方法具有精细评价饱和度的优势；

2）核磁共振测井反映的是自由流体所占的孔隙空间，有利于详细评价自由水、束缚水及水合物所占的空间，但有关核磁测井的精细解释尚需建立在实验分析的基础上；

3）偶极声波测井对预测地层各向异性及应力分布有良好的效果；

4）另外，还应开展对天然气水合物样品的实验室研究，以便对测井解释结果进行刻度。

参考文献及参考资料

陈建文.2002.天然气水合物及其实测的地球物理测井特征，18（9）：28～29

高兴军，于兴河，李胜利，段鸿彦.2003.地球物理测井在天然气水合物勘探中的应用，地球科学进展，18（4）：305～311

手冢和彦，等.2003.天然气水合物的测井解析，海洋地质动态，19（6）：21～23

王祝文，李舟波，刘菁华.2003.天然气水合物的测井识别和评价，23（2）：97～102

王祝文，李舟波，刘菁华.2003.天然气水合物评价的测井响应特征，物探与化探，27（1）：13～17

Lee M.W.2003.Velocity ratio and its application to predicting velocities：United States Geological Survey，Bulletin 2197，15p

Lee，M.W.2002.Biot-Gassmann theory for velocities of gas hydrate-bearing sediments，Geophysics，V.67，1711～1719

Paull C K，Matsumoto R，Wallace P J，and Dillon，W P（Eds.）.2000.Proceedings of the Ocean Drilling Program，Scientific Results，Vol.164

S.R.Dallimore and T.S.Collett（ed.）.2005.Geological Survey of Canada Bulletin 585，Scientific results from the Mallik 2002 Gas Hydrate Production Research Well Program，Mackenzie Delta，Northwest Territories，Canada

Takashi UCHIDA，Hailong LU*，Hitoshi TOMARU**and the MITI Nankai Trough Shipboard Scientists，Subsurface Occurrence of Natural Gas Hydrate in the Nankai Trough Area：Implication for Gas Hydrate Concentration RESOURCE GEOLOGY，Vol.54，No.1，35～44，2004

Tréhu A M，Bohrmann G，Rack F R，Torres M E，et al.2003.Proceedings of the Ocean Drilling Program，Initial Reports Volume 204

Y.-F.Sun，D.Goldberg，Analysis of electromagnetic propagation tool response in gas-hydrate-bearing formations，in Scientific Results from the Mallik 2002 Gas Hydrate Prodction Research Well Program，Mackenzie Delta，Northwest Territories，Canada，（ed.）S.R.Dallimore and T.S.Collett；Geological Survey of Canada，Bulletin 585，8p

The Application of Well Logging To Exploration And Evaluation of Gas Hydrates

Lu Jingan

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，510760）

Abstract：Well logging is the indispensable approach when the exploration of gas hydrates step into drilling and good results has been illustrated.The paper briefly introduces and construes the well logging technologies employed in the exploration of gas hydrates of Mallik 5 L-38，IODP311 and MITI Nankai-trough well.The emphasis lies in the analysis of the application of NMR，EPT and DSI logging to exploration and evaluation of gas hydrates.Also some issues during the well log interpretation of gas hydrates are discussed.

Key Words：Gas hydrates Well logging methods Well logging interpretation

地质储量计算方法有哪些

摘要：本文从油田公司自评估与D&M公司评估之间的差异入手，根据油田的地质特征与开发特点，分析影响证实储量评估的主控因素；在组织机构、制度建设、项目管理、信息共享等方面创建了一套完善的管理体系。通过目标决策管理，在自评估过程中保证了自评估的准确性，并结合油田开发实际分析了D&M公司评估结果的合理性，找出工作重点实施有效对接，优化储量资源配置，保障了油田公司的经济效益。

关键词：证实储量目标决策　管理体系储量评估

1 证实储量评估目标决策管理体系的产生背景

中国石油天然气集团公司在境外上市后，每年要按照美国证券交易委员会（SEC）的标准对剩余经济可采储量及其价值进行评估，并作为油田公司的资产进行资产化管理和运作。

目前，证实储量自评估工作已经开展了七年，对如何正确应用SEC新准则和油气储量评估方法合理评估证实储量有了一定的认识。通过与D&M公司对接，认为部分单元存在评估结果不符合油田生产动态的现象。为了保证评估结果的合理性，根据油田的地质特征与开发特点，从影响评估结果的主控因素入手，分析与D&M公司评估造成差异的原因，通过目标决策管理，制定出有效的对接方案，确保在评估结果合理的前提下油田获得较好的经济效益。

2 证实储量评估目标决策管理体系的基本内涵和目标

目标管理是1954年由美国管理学家杜拉克提出的。主要是指由企业领导提出方针目标，先从上至下，后从下到上，上下结合反复协商，根据总目标确定一定时期的工作目标，并为了实现这个目标而进行的组织管理和控制工作。为了顺利实现证实储量评估目标，制定了研究室和科研人员两级子目标，继而形成了一个从上到下和自下而上较为完整的目标体系网络，见图1。证实储量评估目标决策管理的基本内涵是以合理评估证实已开发储量为目标，以完善的证实储量评估管理体系和目标管理协同机制为保障，建立目标管理工作平台，综合运用产量递减规律分析技术、热采稠油产量预测技术等多种研究技术手段，提高证实储量评估准确度，以维护油田总体效益。

3 实施目标决策管理的主要做法

3.1建立完善的证实储量评估管理体系

（1）组建证实储量评估管理机构

以目标管理为核心，按照股份公司证实储量自评估工作要求，油田在组织机构、制度建设、项目管理、信息共享等方面形成了一套完善的管理体系，并有了进一步的创新。油田公司成立了证实储量自评估领导小组，在开发处成立了开发项目管理部；在勘探开发研究院组织成立了开发综合所。油田开发处—直属公司及采油厂—经济评价中心—勘探开发研究院，合理配置工作，形成分工明确、互动管理、协同工作的组织机构（图2）。制订并颁布了《油田公司SEC准则油气储量自评估实施方案》等管理文件；积极完成并推广应用证实储量管理系统软件平台。建立健全了油田证实储量自评估管理体系，确保证实储量评估工作的顺利开展。

（2）确定证实储量评估目标

自2009年起，油气田企业油气资产折旧方法由直线法变更为产量法后，证实储量评估结果成为影响油气田企业年度损益的重要参数，主要体现在三个方面：一是影响油气田企业的折耗水平；二是影响企业油气资产减值准备计提额度；三是影响企业弃置费用计提的额度，进而影响企业年度折耗和财务费用水平。合理地评估油田证实储量的重要程度可见一斑。

证实储量评估工作是一项复杂的综合性工作。合理的证实储量评估结果，应该是在遵循SEC准则下，能够真实反映油田或者区块的开发实际情况，符合目前乃至历史的生产动态特征。对应的储量替换率应该与油田或区块的发展前景一致，既不能过于冒进又不能过于保守，其对应的折耗能够反映油公司真实的经济运转情况，尽量避免评估师的主观判断导致结果的不合理。

3.2科学分析影响证实储量评估的主控因素

（1）影响因素分析

结合油田开发特点，针对已开发储量评估流程的关键环节，对证实储量影响因素进行了分析。影响证实储量计算结果的因素大体可以归纳为评估初始点、未来产量递减率和经济极限产量三个因素（图3）。递减率的选取需结合油田整体的开发动态规律研究和综合调整措施对油田开发效果的影响；初始点的选取应排除生产情况异常点的影响；经济极限的增加可以导致评估结果的线性递减。敏感性分析表明，递减率对证实储量的影响程度最高，其次为经济极限和评估初始点的影响。

（2）递减率选取原则

在证实储量评估过程中，遵循一致性和保守性原则。通过研究评估单元的开发动态规律和综合调整措施对开发效果的影响后，根据以下三点原则综合确定评估单元的产量递减率。

① 目前月产油量处于递减阶段的油田，按目前的递减规律取值；

② 已进入过递减期，后由于综合调整产量有波动的油田，取调整前出现的稳定递减段预测递减率；

③ 处于上产或未出现递减规律的油田，采用油田平均单井产量的递减段预测递减率。

3.3目标决策，证实储量优化调整

目标决策管理是运筹学决策论中一种实用性较强的决策方法，在证实储量评估中应用主要目标管理进行决策，即在评估中解决主要问题，并适当兼顾其它要求。要实现合理评估证实已开发储量的总目标，就要实现自评估结果合理和与D&M公司有效对接这两项目标，且评估结果计算的折耗控制在公司财务要求范围内。对于其他指标，如评估中的各种经济参数和生产动态数据的应用，只要符合SEC准则、国家标准和行业规范即可。保障证实已开发储量评估合理的总目标决策原则和决策过程如图4。

（1）证实已开发储量自评估

在SEC准则下，采用当年12个月的原油平均销售价格和该年度实际发生的操作成本，应用递减曲线法评估已开发储量，得到自评估初步评估结果。

（2）油田公司折耗计算与分析

按照自评估证实已开发储量初评估结果、年产量和资产净值，采用单位产量法初步计算油田公司折耗。在遵循SEC准则和确保评估的证实已开发储量符合评估单元开发实际的前提下，重点对储量变化小而折耗敏感系数大的评估单元进行优化调整，以保证评估结果计算的折耗控制在公司财务要求范围内。

（3）制定可行方案，实现与D＆M公司的有效对接

首先，审查D&M公司评估结果是否违背评估单元开发实际。多年的评估经验表明，除去间歇捞油、低效生产的评估单元外，稀油、高凝油储量经济开采年限6年～10年，稠油储量4年～8年，对出现异常值的评估单元要实施对接。围绕影响证实储量的三大因素对D&M公司评估结果进行分析，重点对接三种情况：一是正生产的评估单元的证实已开发储量评估为零，而自评估经济极限产量小于目前月产量，证实已开发储量不应该为零；二是由于洪水、风暴等自然灾害等外在因素或实施组合式蒸汽吞吐影响油井初始点的评估单元，直接读取产量剖面上的评估初始点往往不是实际的能力；三是上产或稳产的热采稠油单元，由于评估师对热采稠油开发规律认识不足，使部分评估单元递减率选取偏低，造成评估结果偏高。对接过程中，有理有据地阐明观点，实现有效对接，维护了油田公司利益。

4　结束语

通过实施目标决策管理，实现了自评估决策目标和储量对接决策目标，从而实现了合理评估油田证实已开发储量，切实维护油田公司的经济利益，满足公司可持续发展的战略要求的总体决策目标。

另外，通过采用目标管理有效地组织好评估工作各个环节，使涉及储量评估工作的各个部门做到组织有序、及时沟通、相互协作，为实现同一工作目标而努力。由于各个科室协同工作，节省了工作时间1个月，不仅为更好地做好储量评估工作赢得了时间，而且节约了工作成本。

参考文献

[1] 邵明记，李洪成，李果年，等，SEC证实储量静态评估方法应用与实践[J]，吐哈油气，2009.14（4）：331-334

[2] 胡允栋，萧德铭，王永祥.按SEC 标准进行油气证实储量评估的基本原则[J].石油学报，2004.25(2):19-24

[3] 贾承造，美国SEC油气储量评估方法[M]，北京石油工业出版社，2004

[4] 赵文智，毕海滨，浅析中国与西方在储量计算中确定有效厚度之差异[J]，石油勘探与开发，2005.32(3):125-129

作者简介

陈超，女，高级工程师，从事油气田开发规划工作。

天然气水合物评价预测及资源潜力

地质储量，1959年全国矿产储量委员会根据地质和矿产的研究程度及相应的用途所划分的一类储量。地质储量是指根据地质勘探掌握的资料，按照能源储藏形成的规律进行推算得出的储量[1]。