《页岩层系石油储量估算规范》（报批稿）.pdf

ICS 75.010 CCS E 11 DZ 中 华 人 民 共 和 国 地 质 矿 产 行 业 标 准 DZ/T XXXXXXXX 页岩层系石油储量估算规范 Specification of shale layers oil reserves estimation （报批稿） XXXX - XX - XX 发布 XXXX - XX - XX 实施 中华人民共和国自然资源部 发 布 DZ/T XXXXXXXX I DZ/T XXXXXXXX I 目 次 前言 ............................................................................... III 1 范围 ............................................................................... 1 2 规范性引用文件 ..................................................................... 1 3 术语和定义 ......................................................................... 1 4 储量估算情形 ....................................................................... 1 4.1 总体要求 ....................................................................... 1 4.2 具体要求 ....................................................................... 2 5 地质储量估算条件与方法 ............................................................. 2 5.1 储量估算条件 ................................................................... 2 5.2 储量计算单元划分要求 ........................................................... 4 5.3 地质储量估算方法 ............................................................... 4 6 地质储量估算参数确定 ............................................................... 5 6.1 含油面积 ....................................................................... 5 6.2 有效厚度 ....................................................................... 6 6.3 有效孔隙度 ..................................................................... 7 6.4 空气渗透率 ..................................................................... 7 6.5 原始含油饱和度 ................................................................. 8 6.6 原始原油体积系数及原始溶解气油比 ............................................... 8 6.7 地面原油密度 ................................................................... 8 6.8 页岩质量密度 ................................................................... 8 6.9 游离烃含油量 ................................................................... 8 6.10 地质储量估算参数选值 .......................................................... 8 7 技术可采储量估算 ................................................................... 9 7.1 探明技术可采储量估算条件 ....................................................... 9 7.2 未开发状态-开发初期的页岩层系石油探明技术可采储量估算 .......................... 9 7.3 已开发状态的页岩层系石油探明技术可采储量估算 .................................. 10 7.4 控制技术可采储量估算 .......................................................... 10 8 经济可采储量估算 .................................................................. 11 8.1 探明经济可采储量估算条件 ...................................................... 11 8.2 剩余探明经济可采储量估算 ...................................................... 11 8.3 控制经济可采储量估算条件 ...................................................... 11 8.4 剩余控制经济可采储量估算 ...................................................... 11 8.5 经济可采储量估算方法 .......................................................... 11 8.6 经济评价参数取值要求 .......................................................... 12 8.7 经济可采储量估算 .............................................................. 12 9 储量综合评价 ...................................................................... 13 10 报告编写 ......................................................................... 13 10.1 报告名称 ..................................................................... 13 10.2 报告编写要求 ................................................................. 13 DZ/T XXXXXXXX II 附录 A（规范性） 石油储量估算情形 .................................................... 14 附录 B（规范性） 各级地质储量勘探开发程度和地质认识程度基本要求 ....................... 16 附录 C（规范性） 页岩层系石油探明地质储量估算的基本井距要求 ........................... 18 附录 D（规范性） 储量估算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数 ..................... 19 DZ/T XXXXXXXX III 前 言 本文件按照GB/T 1.1-2020标准化工作导则 第1部分标准化文件的结构和起草规则的规定起 草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由中华人民共和国自然资源部提出。 本文件由全国自然资源与国土空间规划标准化技术委员会（SAC/TC 93）归口。 本文件起草单位自然资源部油气资源战略研究中心、自然资源部油气储量评审办公室、中国石油 天然气股份有限公司、 中国石油化工股份有限公司、 中国海洋石油集团有限公司、 陕西延长石油 （集团） 有限责任公司、中联煤层气有限责任公司。 本文件主要起草人韩征、王玉华、蔡勋育、李其正、王香增、张道勇、郭海晓、谷宇峰、姜文利、 任继红、周立明、高山林、段晓文、朱光辉、李敬功、郭顺、张革、赵铭海、黄月银、张臣、张昊泽、 郑媛媛、付玲、徐建华 DZ/T XXXXXXXX 1 页岩层系石油储量估算规范 1 范围 本文件规定了页岩层系石油储量估算情形，储量的估算条件与方法，储量估算参数的确定，储量综 合评价和报告编写的要求。 本文件适用于页岩层系石油储量估算和评价工作。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。 凡是注日期的引用文件， 仅所注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 18602 岩石热解分析 GB/T 19492 油气矿产资源储量分类 GB/T 29172 岩心分析方法 DZ/T 0217 石油天然气储量估算规范 DZ/T 0252 海上石油天然气储量估算规范 DZ/T 0334 石油天然气探明储量报告编写规范 SY/T 5367 石油可采储量计算方法 SY/T 6098 天然气可采储量计算方法 SY/T 6580 石油天然气勘探开发常用量和单位 SY/T 7661 泥页岩含油量热解分析方法 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 页岩层系石油 oil of shale layers 页岩层系石油是指赋存在以页岩、泥页岩、泥岩和粉砂质泥岩为主，不含或含少量夹层（砂岩、碳 酸盐岩或硅质岩等储集层）的富含有机质烃源岩层系内并自生自储的石油。 注1 页岩层系中夹层的单层厚度不大于2m， 并在纵向单元中累计夹层厚度占页岩层系厚度比例不超过该单元的20， 且单独开发无效益。 注2页岩层系石油属于连续性非常规油藏，一般无自然产能，需通过体积压裂等改造措施获得商业油流。 4 储量估算情形 4.1 总体要求 4.1.1 储量分类应执行 GB/T 19492。 DZ/T XXXXXXXX 2 4.1.2 页岩层系中单层厚度大于 2m 的夹层（砂岩、碳酸盐岩或硅质岩等储集层）应按照相应的储量规 范单独进行石油储量的估算。 4.1.3 页岩层系石油勘探开发可分为 3 个阶段预探阶段、评价阶段、开发阶段,各阶段主要工作应达 到下述要求。 a 预探阶段对有利区带，进行地球物理勘探和探井钻探，建立完整的目的层取芯剖面，基本查 明储层厚度、含油性、物性等特征，对 TOC、RO、矿物组成和流体性质等进行评价并对探井进 行压裂改造，测试见油流或产量达到页岩层系石油井储量起算标准，优选出有利的评价区，并 初步了解评价区的油藏特征。 b 评价阶段应达到下述要求 1） 评价区通过地球物理勘探等技术手段查明构造形态、断层分布、储层分布、储层物性变化 等地质特征。 2） 实施评价井（直/斜井和水平井）钻探并通过压裂改造达到页岩层系石油储量起算标准，综 合评价井（直/斜井和水平井） 、地质研究和地震资料等基本圈定油藏范围，取全相关评价 资料，查明页岩层系油藏类型、储集类型、流体性质及分布，并优选出建产区。 3） 在进行先导性试验时，应对建产区进行地球物理勘探，精确查明建产区构造特征、应力分 布、岩石力学参数和 TOC 平面分布等特征。 4） 开展直/斜井和水平井组先导性试验， 产量达到页岩层系石油储量起算标准， 落实产能和开 发井距等关键开发参数，完成开发概念设计。 c 开发阶段编制开发方案，按开发方案实施开发井网钻探，完成配套设施的产能建设，进行页 岩层系石油开采生产活动，并在生产过程中对开发井网进行调整、改造和完善，提高采收率和 经济效益，直至油田废弃。 4.1.4 页岩层系石油的地震、钻井、测井、测试、分析化验等工作量，应满足估算不同级别地质储量 估算的要求。 4.1.5 在给定的技术经济条件下， 依据对油藏的勘探程度、 地质认识程度和生产能力的实际证实程度， 对地质储量、技术可采储量和经济可采储量进行估算。 4.2 具体要求 4.2.1 油田从发现直至废弃的过程中，根据地质资料、工程技术以及技术经济条件的变化，共有五种 储量估算情形，分别为新增、复算、核算、标定和结算，应按照 DZ/T 0217 和 DZ/T 0252 中的要求进行 储量估算，具体要求见附录 A。 4.2.2 估算结果在录入年度探明储量数据库和统计数据库时，油田年产量、累计产量、剩余经济可采 储量等资料数据应更新至当年 12 月 31 日。 5 地质储量估算条件与方法 5.1 储量估算条件 5.1.1 储量起算标准 储量起算标准为不同埋藏深度下页岩层系石油的单井日产量下限， 是进行储量估算应达到的最低经 济条件（见表1）。允许结合储量估算区情况，另行估算起算标准。另行估算的储量起算标准应不低于 表1规定的起算标准。 储量起算标准分别如下 DZ/T XXXXXXXX 3 a 以水平井开发为主的，储量起算标准要求如下 1） 水平井试采三个月或六个月的单井平均日产量下限标准见表1， 用于圈定含油面积和录取储 量参数的直/斜井测试应见油； 2） 另行估算储量起算标准的，各地区和海域可根据当地价格和成本等测算求得只回收开发井 投资和单井必要的地面投资的试采三个月或六个月的单井平均日产量下限；也可用平均的 操作费和油价求得平均井深的试采三个月或六个月的单井平均日产量下限，再根据实际井 深求得不同井深的试采三个月或六个月的单井平均日产量下限。 b 以直/斜井开发为主的，在经储层改造措施（如压裂、酸化等）后的单井稳定日产量达到 DZ/T 0217 或 DZ/T 0252 规定的储量起算标准。 表 1 页岩层系水平井单井平均日产油量下限标准 油藏埋藏深度 m 陆地水平井单井平均日产量下限 m3/d 海上水平井单井平均日产量下限 m3/d 3 个月 6 个月 3 个月 6 个月 500 2.0 1.5 4.0 3.0 5001000 3.0 2.5 6.0 5.0 10002000 4.0 3.0 8.0 6.0 20003000 8.0 6.0 16.0 12.0 30004000 12.0 10.0 24.0 20.0 40006000 13.016.0 11.014.0 26.032.0 22.028.0 6000 20 18 40 36 注油藏埋藏深度4000 米6000 米时对应的水平井单井平均日产量下限区间范围，是指埋藏深 度40004500 米时，对应的水平井单井平均日产量下限分别为陆地 13 m3/d（3 个月）和 11 m3/d（6 个月）、海上 26 m3/d（3 个月）和 22 m3/d（6 个月）；之后埋藏深度每增加 500 米， 陆地的下限相应增加 1 m3/d，海上的下限相应增加 2 m3/d；埋藏深度55006000 米时，对 应的水平井单井平均日产量下限分别为陆地 16 m3/d（3 个月）和 14 m3/d（6 个月）、海上 32 m3/d（3 个月）和 28 m3/d（6 个月）。 5.1.2 勘探开发程度和地质认识程度要求 勘探开发程度和地质认识程度要求是进行储量估算的地质可靠程度的基本条件。 探明地质储量、 控 制地质储量和预测地质储量具体要求，见附录B。 5.1.3 探明地质储量 估算页岩层系石油探明地质储量，应在综合地震、钻井、测井、测试、录井及各种化验分析测试资 料基础上， 查明油藏构造特征、 岩性组成与分布、 储集空间类型、 物性和含油性特征以及开采技术条件； 通过实施开发先导试验区或先导试验井组证实了勘探范围内的页岩层系石油可采性； 查明了产能和生产 递减规律；单井平均日产量达到了储量起算标准；勘探程度和地质认识程度符合附录B中的要求。页岩 层系石油探明地质储量可靠程度高。 5.1.4 控制地质储量 估算控制地质储量，应在综合各种资料基础上，基本查明油藏构造特征、岩性组成与分布、储集空 间类型、物性和含油性特征；开采技术条件基本得到了控制，并通过单井试验和数值模拟，基本查明典 DZ/T XXXXXXXX 4 型地质背景下页岩层系石油地面钻井的单井产能情况。 含油面积范围内的单井试采日产量达到储量起算 标准。勘探程度和地质认识程度符合附录B中的要求。 因参数井和生产试验井数量有限， 估算范围内的油藏地质特征、 配套开发技术和生产规律需进一步 评价论证，页岩层系石油控制地质储量地质可靠程度中等。 5.1.5 预测地质储量 估算预测地质储量，应初步查明油藏构造特征、岩性组成与分布、储集空间类型、物性和含油性特 征，初步认识了油藏的分布规律，初步获得了典型地质环境下的油藏参数，大部分页岩层系油层参数条 件是推测得到的。 预探井钻遇了页岩层系油层段并在压裂改造后测试获得了油流。 勘探程度和地质认识 程度符合附录B中的要求。页岩层系石油预测地质储量可靠程度低。 5.2 储量计算单元划分要求 储量计算单元 （简称计算单元） 划分应充分考虑构造、 页岩层系展布稳定性等地质条件,结合井控、 压裂改造等情况综合确定，并应符合下述要求。 a 计算单元平面上一般按井区确定。 1） 面积较大的页岩层系油藏，视不同情况可细分单元； 2） 当页岩层系油藏特征相似，且含油连片或叠置时，可合并为一个计算单元。 b 计算单元纵向上一般按页岩层系，结合游离烃含油量、孔隙度、脆性矿物含量、总有机碳含量 和压裂技术（纵向压裂缝高）等因素确定计算单元。原则上单个纵向单元不超过 100m。 c 含油范围跨 2 个及以上的矿业权证或省份的，按矿业权证或省份细划计算单元。 d 含油范围与自然保护区等禁止勘查开采区域有重叠的，应分重叠区和非重叠区划计算单元。 5.3 地质储量估算方法 5.3.1 通则 页岩层系石油地质储量估算方法主要采用静态法和动态法。 静态法以静态资料为主， 适用于油藏未开发或开发时间短且动态资料较少情况下的储量估算， 包括 容积法和体积法。各地区和海域可依据本区情况选取适合的页岩层系石油地质储量估算方法。 动态法主要适用于油藏开发时间长且动态资料丰富情况下的储量估算。 当页岩层系油藏勘探开发阶 段已取得较丰富的生产资料时，可根据产量、压力数据采用动态法估算。 储量估算公式中符号名称和计量单位见附录D，符合SY/T 6580。 5.3.2 容积法 容积法估算页岩层系石油地质储量的主要参数包括含油面积、有效厚度、有效孔隙度、原始含油饱 和度、原始原油体积系数和地面原油密度等。页岩层系石油中溶解气地质储量大于0.1亿立方米时，应 计算溶解气地质储量。 原油地质储量由下式估算 oio BSAN/h100 oi （1） 式中N 原油地质储量，单位为万立方米（10 4m3）； Ao 含油面积，单位为平方千米（km 2）； h 有效厚度，单位为米（m）； 有效孔隙度，用小数表示（f）； Soi 原始含油饱和度，用小数表示（f）； Boi 原始原油体积系数。 DZ/T XXXXXXXX 5 溶解气地质储量计算公式 si 4 10 NRGS （2） 式中GS 溶解气地质储量，单位为亿立方米（10 8m3）； N 原油地质储量，单位为万立方米（10 4m3）； Rsi原始溶解气油比，单位为立方米每立方米（m 3/ m3）。 若用质量表示原油地质储量时 NNz（3） 式中Nz 原油地质储量，单位为万吨（10 4t）； N 原油地质储量，单位为万立方米（10 4m3）； o 地面原油密度，单位为吨每立方米（t/m 3）。 5.3.3 体积法 采用体积法估算页岩层系石油地质储量，主要参数包括含油面积、有效厚度、页岩质量密度、游离 烃含油量和地面原油密度等。 原油地质储量由下式估算 100（4） 式中Nz 原油地质储量，单位为万吨（10 4t） ； Ao 含油面积，单位为平方千米（km 2） ； h 有效厚度，单位为米（m） ； y页岩质量密度，单位为吨每立方米（t/m 3） 。 Tf游离烃含油量，单位为吨每吨（t/t） 。 若用体积表示原油地质储量时 /（5） 式中N 原油地质储量，单位为万立方米（10 4m3） ； Nz 原油地质储量，单位为万吨（10 4t） ； o 地面原油密度，单位为吨每立方米（t/m 3） 。 5.3.4 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页岩层系石 油地质储量。 具体情况及估算方法见DZ/T 0217和DZ/T 0252。 6 地质储量估算参数确定 6.1 含油面积 6.1.1 通则 充分利用地质、地震、钻井、测井、测试和生产动态等资料，综合研究页岩层系石油分布规律，确 定各类地质边界以及矿业权、 省份或自然保护区范围的边界， 在各纵向计算单元顶面形态的构造等值线 图上圈定含油面积。勘探程度和地质认识程度应符合附录B中的要求，井控程度达到附录C要求。不同级 别的地质储量，含油面积圈定要求不同。 6.1.2 探明地质储量的含油面积 DZ/T XXXXXXXX 6 探明含油面积包括已开发含油面积和未开发含油面积，具体要求如下 a 已投入开发的探明地质储量， 含油面积依据开发方案和生产井静动态资料确定的开发井距， 采 用直井开发方式的，沿工业油井外推 0.5 倍开发井距确定；采用水平井开发方式的，沿工业油 井外推附录 C 规定的基本井距 0.5 倍确定。 b 未投入开发的探明地质储量， 含油面积各种边界的确定需达到以下条件， 其中基本井距应按照 储量估算范围内页岩层系构造稳定性和储层横向均质性程度执行附录 C 规定 1） 含油面积边部以已查明的各类地质边界为界，如控藏断层、页岩层系厚度下限、页岩层系 油藏参数下限、地层尖灭线等。若页岩层系工业油井与已查明的地质边界距离过大时，采 用直井开发方式的，沿工业油井外推 1 倍开发井距；采用水平井开发方式的，沿工业油井 外推附录 C 规定的基本井距的 0.5 倍1.0 倍。 2） 含油面积边部未查明地质边界的， 采用直井开发方式的， 沿工业油井外推 0.5 倍开发井距； 采用水平井开发方式的，沿工业油井外推附录 C 规定的基本井距的 0.5 倍。 3） 含油面积内，根据地震和地质综合研究成果，按照页岩层系构造稳定性和储层横向均质性 程度，以直井开发方式为主的，直井井间距离不大于开发井距的 1.52.0 倍；以水平井开 发方式为主的，水平井井间距离分别不大于附录 C 规定水平井排距方向和水平井段延伸方 向基本井距的 1 倍。 c 含油范围跨 2 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。 6.1.3 控制地质储量的含油面积 在综合评价确定的含油面积范围及矿业权边界范围内，根据钻井控制程度确定，具体要求如下 a 含油面积边部，沿油流井外推附录 C 规定的基本井距 12 倍圈定； b 含油面积内， 根据储层横向均质性程度， 直井和水平井井间距离不大于附录 C 规定的基本井距 34 倍，水平井在水平井延伸方向可适度放宽，但不超过 24 口水平井部署需要； c 含油范围跨 2 个及以上的矿业权证或省份（海域）的，可以矿业权证或省份（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， 可按重叠区和非重叠区， 分开圈定含油 面积。 6.1.4 预测地质储量的含油面积 在综合评价确定的含油面积范围及矿业权边界范围内，根据钻井控制程度确定，具体要求如下 a 含油面积边部，沿见油井外推附录 C 规定的基本井距 24 倍圈定； b 含油面积内结合钻井、地震、测井等已有资料能了解储层的空间分布状况； c 含油范围跨 2 个及以上的矿业权证或省份（海域）的，可以矿业权证或省份（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， 可按重叠区和非重叠区， 分开圈定含油 面积。 6.2 有效厚度 6.2.1 通则 页岩层系油层有效厚度（简称有效厚度），应为经措施后达到储量起算标准的页岩层系中具有产油 能力的那部分储层厚度。不同级别的地质储量，有效厚度确定应按照下述相应要求确定。 DZ/T XXXXXXXX 7 6.2.2 探明地质储量的有效厚度 探明地质储量的有效厚度标准和划分要求如下 a） 有效厚度标准确定要求为 1 应分别制定页岩层系油层和干层划分标准； 2 应以岩芯分析和测井资料为基础， 以测试和试采资料为依据， 研究页岩层系石油储层岩性、 物性、含油性、电性等相互关系，确定划分有效厚度的下限标准； 3 有效厚度应主要根据钻井取芯、测井、试油试采等资料划定，非直井应进行井斜和厚度校 正。 b） 有效厚度划分要求为 1 以测井解释资料划分有效厚度时， 应对有关测井曲线进行必要的井筒环境 （如井径变化等） 校正和不同测井系列的标准化处理； 2 以岩芯分析资料划分有效厚度时，油层段应取全岩芯，收获率不低于 85。 3 干层起扣厚度为 0.2m。 c 井点有效厚度为计算单元内满足有效厚度下限标准的井段厚度的累加值。 6.2.3 控制地质储量的有效厚度 控制地质储量的有效厚度， 可根据页岩层系油层类比划分， 也可选择邻区类似页岩层系油藏的下限 标准划分。 与探明区层相邻的控制地质储量的有效厚度，可根据本层或选择邻区层类似页岩层系油藏的下 限标准划分。 6.2.4 预测地质储量的有效厚度 预测地质储量的有效厚度，可用测井、录井等资料推测确定，也可选择邻区块类似页岩层系油藏的 下限标准划分，无井区块可用邻区块资料类比确定。 与探明或控制区层相邻的预测地质储量的有效厚度，可根据本层或选择邻区层类似页岩层系油 藏的下限标准划分。 6.3 有效孔隙度 有效孔隙度的确定原则如下 a 有效孔隙度应为页岩层系原始地层条件下的有效孔隙度。 b 有效孔隙度采用测井资料计算时， 测井计算有效孔隙度应采用岩芯二维核磁共振资料或岩芯分 析进行测度。 测井解释孔隙度与岩芯二维核磁共振资料或岩芯分析孔隙度的相对误差原则上不 超过12。 c 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。 d 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。 e 井点的有效孔隙度采用有效厚度段体积权衡法确定。 6.4 空气渗透率 空气渗透率的确定原则如下 a 空气渗透率为页岩层系原始地层条件下的空气渗透率中值。 b 对于不同时期、 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 系统差异校正。 DZ/T XXXXXXXX 8 c 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。 6.5 原始含油饱和度 原始含油饱和度的确定原则如下 a 原始含油饱和度为页岩层系原始地层条件下的原始含油饱和度。 b 应以本地区有代表性的保压或密闭取芯资料为基础， 采用岩芯二维核磁实验或其它岩芯分析方 法进行分析，综合测井解释、毛管压力等资料确定。 c 用测井解释资料确定探明储量原始含油饱和度时， 应与岩芯分析资料进行分析验证， 验证时优 先选取保压或密闭取芯资料结果，绝对误差不超过5。 d d 单井原始含油饱和度采用有效厚度段孔隙体积权衡法求取。 6.6 原始原油体积系数及原始溶解气油比 原始原油体积系数及原始溶解气油比的确定原则如下 a 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。 b 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。 c 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 下的生产气油比确定。 6.7 地面原油密度 地面原油密度应在油田不同部位取得一定数量有代表性的地面油样分析测定。 6.8 页岩质量密度 页岩质量密度为视页岩质量密度， 可由取芯实验测定方法获得， 也可以由经过岩芯标定过的密度测 井值确定。含油页岩层系可采用平均页岩质量密度。 6.9 游离烃含油量 游离烃含油量的确定原则如下 a 游离烃含油量应按照 GB/T 29172、GB/T 18602 和 SY/T 7661 的要求，采用保压或密闭取芯通 过适合本地区的实验分析方法和分析参数确定， 也可通过岩芯标定后的测井资料计算确定。 常 规取芯可以通过对比同区块的保压或密闭取芯分析资料对含油量进行校正， 但校正后的游离烃 含油量不可大于保压或密闭取芯资料的取值。 b 实验分析时可利用保压或密闭取芯资料通过岩石热解分析等方法获得样本总含油量（Tc），再 通过实验分析确定干酪根和无机矿物束缚烃含油量（Ta），最后用总含油量（Tc）与束缚烃含 油量（Ta）的差值确定为游离烃含油量（Tf），也可根据本地区的适用情况选择以热解 S1求取 含油量。 c 游离烃含油量测定采样间隔页岩厚度 30m 以内，每 1m 取 1 个样；页岩厚度 30m 以上，均匀 分布取30个样以上取样间隔最高2m。 以往测定的游离烃含油量可参考应用， 但应进行校正。 d 单井游离烃含油量采用有效厚度段体积权衡法计算。 6.10 地质储量估算参数选值 地质储量估算参数选值方法和要求如下 a 应用多种方法（或多种资料）求得的储量估算参数，选用一种相对合理的参数值； b 计算单元的各项储量估算参数选值 DZ/T XXXXXXXX 9 1 有效厚度、有效孔隙度、原始含油饱和度、页岩质量密度和游离烃含油量一般采用等值线 面积权衡法求取；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；当井密 度大且分布均匀时，也可采用井点算术平均法； 2 在作图时，应符合油藏情况和储量参数变化规律； 3 探明地质储量的计算单元参数取值原则上不大于该单元面积内井点参数最大值。 c 页岩层系石油储量的地面要求条件指温度20，绝对压力0.101MPa。各项储量估算参数的有 效位数要求见附录D（规范性附录）的规定。计算单元的储量估算参数选值，储量的估算和汇 总，一律采用四舍五入进位法。 7 技术可采储量估算 7.1 探明技术可采储量估算条件 探明技术可采储量的估算条件如下 a 已实施的操作技术和近期将采用的操作技术（包括采油技术和提高采收率技术，下同）； b 已有开发概念设计或正式开发方案； c 满足页岩层系石油开发需要的地质条件和工程条件； d 在不同的开发状态，采用合理的估算方法。 7.2 未开发状态-开发初期的页岩层系石油探明技术可采储量估算 7.2.1 探明技术可采储量估算公式 一般是根据估算的地质储量和确定的采收率， 按下列公式估算页岩层系原油探明技术可采储量， 也 可根据地质条件相似的相邻区块页岩层系石油单井最终可采储量，利用本区块开发方案所部署的井数， 直接计算可采储量。 NR NER （6） 或 NR NzER （7） 式中 NR 原油技术可采储量，单位为万吨（10 4t）或万立方米（104m3）； N 原油地质储量，单位为万立方米（10 4m3）； Nz 原油地质储量，单位为万吨（10 4t）； ER 采收率，用小数表示（f）； 溶解气技术可采储量按公式（8）计算 RSR EGG （8） 式中 GR 溶解气技术可采储量，单位为亿立方米（10 8m3）； GS 溶解气地质储量，单位为亿立方米（10 8m3）； ER 采收率，用小数表示（f）。 7.2.2 采收率的确定要求 采收率的确定应符合下列要求 a 一般是指在目前可实施的成熟的技术条件下（如直井、水平井、多次压裂等）的最终采收率； DZ/T XXXXXXXX 10 b 采收率随着开采技术改变、开发方式调整以及页岩层系石油动态情况的变化而变化； c 对于提高采收率技术增加的可采储量，分为下列情况提高采收率技术已经本页岩层系油藏先 导试验证实有效并计划实施；或与本页岩层系相似的同类油藏中已使用成功的提高采收率技术， 并可类比和计划实施，可划为增加的探明技术可采储量。 7.2.3 采收率的确定方法 页岩层系石油和溶解气采收率的确定方法如下 a 页岩层系石油采收率，根据页岩层系油藏成藏类型、地质特征、开发方式和废弃压力等情况， 应用生产井（组）动态生产资料和储层资料与开发成熟地区相似条件页岩层系油藏类比，选择 经验公式法、经验取值法、类比法和数值模拟法并按照 SYT 5367 规定求取采收率。 a 溶解气采收率，根据页岩层系油藏的饱和程度、开发方式等情况，可按照 SYT 6098 规定选 择合理的方法求取，或依据溶解气、页岩层系石油采收率统计规律求取。 b 未生产或处于生产初期的页岩层系石油，根据地质特征及流体性质的相似性，可类比相邻的成 熟已开发区块后确定采收率。类比条件应符合下列要求 1 目标区块与类比区块相邻或相似； 2 烃源岩、储层沉积环境、储层特征、有效储层分布状况、流体特征与分布、温压条件及驱 动方式等相似或相同； 3 已采用或预期采用的开发技术、开发方式、井网或井距相似或相同； 4 目标区块储层及流体特征要不差于类比区块。 7.3 已开发状态的页岩层系石油探明技术可采储量估算 7.3.1 通则 页岩层系油藏投入开发生产一段时间后，已开发技术可采储量一般直接用开发井的生产数据估算， 主要估算方法是产量递减法和数值模拟法等。 7.3.2 产量递减法 产量递减法是通过研究页岩层系油井的产油规律、 分析油井的生产特性和历史资料来预测储量， 一 般是在页岩层系油井经历了产量高峰出现稳定递减后，利用产量递减曲线的斜率对未来产量进行估算。 产量递减法实际上是页岩层系油井生产特性外推法，运用产量递减法应满足以下条件 a 所选用的生产曲线有典型的