19天然气储量规范.doc

GB 中华人民共和国国家标准 GBn 270-88 天然气储量规范 1988-01-04发布 1988-10-01实施 国家标准局 发 布 GBn 270-88 目 次 1 主题内容与适用范围 2 术语 3 储量计算工作的一般要求 4 天然气工业气流标准 5 天然气储量及远景资源量分级和分类 6 天然气储量计算 7 储量参数确定 8 储量评价 9 储量报告的编写要求 中华人民共和国国家标准 GBn 270-88 天 然 气 储 量 规 范 本规范是根据实施中华人民共和国矿产资源法的要求制定的。 1 主题内容与适用范围 1.1 本标准规定了天然气储量及远景资源量的分级和分类、储量计算和储量评价的方法。 1.2 本规范适用于烃类及非烃类天然气（硫化氢、二氧化碳及氦气等）的储量计算、评价与管理工作（天然气储量计算另有补充规定）。 2 术语 2.1 烃类天然气 气层气在原始储层条件下，烃类以自由气相存在。 溶解气在原始储层条件下，烃类气体以溶解状态存在于原油中。 气顶气在原始储层条件下，烃类以自由气相存在，但与原油接触，形成气顶。 水溶气在原始储层条件下，烃类气体溶于水中。 凝析气在原始储层条件下，烃类以自由气相存在，但当压力降至某一程度时，即凝析出凝析油。 2.2 地质储量 是指在地层原始条件下，具有产气能力的储层中的天然气总量。地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有技术经济条件下，有开采价值并能获得社会经济效益的地质储量。表外储量是指在现有技术经济条件下，开采不能获得社会经济效益的地质储量，当天然气价格提高或工艺技术改进后，某些表外储量可以转变为表内储量。 2.3 可采储量 是指在现代工艺技术和经济条件下，能从气藏中采出的那一部分天然气量。 2.4 剩余可采储量 是指气田投入开发后，可采储量与累积采出气量之差。 2.5 远景资源量 是依据一定的地质资料对尚未发现资源的估算值。 2.6 总资源量 是指地质储量和远景资源量之总和。 2.7 滚动勘探开发 复杂油气田，具有多层系含油，多种圈闭类型，叠合连片，富集程度不均匀、油气水纵向，横向关系复杂的特点。由于这种复杂的油气聚集带或油气藏不可能在短期内认识清楚，为提高经济效益，对不同类型的复式油气聚集带有整体认识后，可不失时机的先开发高产层系或高产含油气圈闭，在进入开发阶段以后，还要对整个油气聚集带不断扩边、连片、加深勘探，逐步将新的含油气层系和新的含油气圈闭分期投入开发。这种勘探与开发滚动式前进的做法，称为滚动勘探开发。 3 储量计算工作的一般要求 3.1 储量计算工作必须严肃认真、实事求是、科学地反映地下客观实际。储量计算应以齐全、准确的静、动态资料为基础，认真综合研究气田的地质规律和生产特征。储量参数的确定及计算方法的选用，既要有理论依据，又要有实际资料的验证。 3.2 在气田勘探开发的不同阶段，应计算不同级别的储量。在气田投人生产后，应定期核实储量，使之逐渐接近于实际。 3.3 凡获得工业气流的天然气藏、气顶气藏和凝析油气藏，均应计算地质储量、可采储量和剩余可采储量。 3.4 天然气储量计算应根据储集类型、气藏类型及勘探开发的不同阶段， 根据对气藏的认识程度，采用不同的方法计算不同级别的储量，并尽可能用两种以上方法计算，相互验证。 3.5 凡有工业价值的硫化氢、二氧化碳、氦气及地层水中稀有金属等有用矿藏，都应估算储量。 4 天然气工业气流标准 4.1 工业气井应是试气或增产措施（酸化、压裂等）后，天然气产量达到表1规定的标准，并能稳产一段时间的井。确定气井稳定产量一般以无阻流量的四分之一计算。 表l 工业气流标准 产气层埋藏深度，m 工业气流下限，104m3/d ＜500 0.05 500～1 000 0.1 ＞1 000～2 000 0.3 ＞2 000～3 000 0.5 ＞3 000～4 000 1.0 ＞4 000 2.0 4.2 工业气流标准受天然气价格、工业需要、生产成本及技术水平等多种因素影响，因而上述标准只适用于一般情况，如遇特殊情况，需报请全国矿产储量委员会批准后，进行适当调整。 4.3 凝析气藏工业气流标准一般与天然气藏相同，对凝析油含量大于50 g／m3应计算凝析油储量。 4.4 工业气井中非烃类天然气含量大于以下标准者，应计算储量硫化氢含量大于0.5％，二氧化碳含量大于5％，氦含量大于0.1％。 5 天然气储量及远景资源量分级和分类 5.1 天然气分类 烃类天然气体按地层中原始产状分为气层气、溶解气、气顶气、水溶气和凝析气。 5.2 天然气储量分级 气田从发现起，经过勘探到投人开发，大体经历预探、评价钻探和开发三个阶段。根据勘探、开发各个阶段对气藏的认识程度，将天然气储量划分为探明储量、控制储量和预测储量三级。 各级储量和资源量是一个与地质认识、技术和经济条件有关的变数。气藏勘探开发的全过程实际上是对地下气藏逐步认识的过程，也是储量计算的精度逐步提高和接近于客观实际的过程。这个过程既有连续性，又有阶段性。不同勘探开发阶段所计算的储量精度不同，因而，在作勘探和开发决策时，要和不同级别的储量相适应，以保证经济效益。 5.3 探明储量 5.3.1探明储量是在气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量，并在现代技术和经济条件下可提供开采的并能获得社会经济效益的可靠储量。探明储量是编制气田开发方案、进行气田开发建设投资决策和气田开发分析的依据。 计算探明储量时，应分别计算地质储量、可采储量和剩余可采储量。 计算探明储量时，应尽可能充分利用现代地球物理勘探新技术和气藏探边测试方法，查明气藏类型、含气构造形态、储层厚度、岩性、物性变化、气水界面和含气边界等。要精选评价井井位，并布置在最佳部位，用最少的井数控制最大的含气面积，获得较多的探明储量。关于计算探明储量的评价井数，应视圈闭类型、储集类型以及气水关系等地质条件的复杂程度而定。由于天然气藏的特点，评价井井数可比油田少。评价井必须以取得准确的天然气储量计算的各项参数为目的，精心设计，精心施工，搞好取芯、录井、测井和试气等项工作。如果评价井设计的取芯井段因故未能取得气层部位的岩芯，则应以15～20 cm的间隔进行系统井壁取芯。对于结构比较复杂的裂缝型气藏，必须取得储层岩芯。每口评价井完井、试气后，必须提交专门的储层综合评价报告，由储量管理部门验收。 凡属下列情况之一者，也可以计算探明储量 a. 获得工业气流的发现井本身已取得准确的储量计算参数，并有准确的物探资料为依据，在发现井附近的合理面积内，可以计算探明储量； b. 对面积小于一平方公里的小型断块，或岩性圈闭，虽然只有一口工业气井，如果取得了必要的储量计算参数，可以计算探明储量； c. 对于简单的中小型各类气藏，经地震详查，已搞清了构造形态，虽然只有少量评价井获工业气流，但在查明气藏的气水界面和含气边界，并已获得齐全准确的储量计算参数情况下，也可以计算探明储量； d. 对于大型含气圈闭，虽然还没有探明含气边界，但已有评价井控制气藏最佳部位，并已取全储量计算参数，可按评价井供气半径圆周的外切线圈定的含气面积计算探明储量。 5.3.2 探明储量按勘探开发程度和气藏复杂程度分为以下三类 a. 已开发探明储量（简称I类，相当其他矿种的A级） 指在现代技术经济条件下，通过开发方案的实施，已完成生产井钻井和开发设施建设，并已投入开发的储量。该储量是提供开发分析和管理的依据，新气田在开发井网钻完后，即应计算已开发探明储量，并在开发过程中定期进行复核。对复杂气田还必须取得动态储量的有关参数，用动态法对储量进行核算。 b. 未开发探明储量（简称Ⅱ类，相当其他矿种的B级） 指已完成评价钻探，并取得可靠的储量参数后所计算的储量。它是编制开发方案和进行开发建设投资决策的依据，其相对误差不得超过20％。 c. 基本探明储量（简称Ⅲ类，相当其他矿种的C级） 对于裂缝型碳酸盐岩、复杂断块和岩性圈闭等气藏，在完成地震详查、精查或三维地震，并在钻了评价井后，在储量计算参数基本取全、含气面积基本控制的情况下所计算的储量为基本探明储量。这类储量是进行“滚动勘探开发’的依据。在滚动勘探开发过程中，部分开发井具有兼探任务，应补取算准储量的各项参数。 基本探明储量的相对误差应小于30％，在投入滚动勘探开发后的三年内，复核后可直接升为已开发探明储量。 气藏的开发井钻完后，通过气藏生产验证复算的储量，是各级储量误差对比的标准。 5.4 控制储量（相当其他矿种的C－D级） 5.4.1 控制储量是在某一圈闭内预探井发现工业气流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探过程中 钻了少数评价井后所计算的储量。该级储量通过地震详查和综合勘探新技术查明了圈闭形态，对所钻的评价井已作详细的单井评价。通过地质－地球物理综合研究，初步确定了气藏类型和储层的沉积类型，已大体控制含气面积和储层厚度的变化趋势，对气藏复杂程度、产能大小巳作出初步评价。所计算的储量相对误差不超过50％。 控制储量可作为进一步评价钻探，编制中期或长期开发规划的依据。 5.4.2 下列情况所估算的储量亦为控制储量 a. 评价钻探方案尚未全部执行完毕，在需要为中、长期发展规划提供依据的情况下，根据当时实际已取得的资料所估算的储量； b. 在评价钻探方案执行过程中，发现评价对象的储量质量较差、经济效益较低或其他原因暂时中断评价钻探，在这种情况下所估算的储量； c. 在评价钻探方案执行过程中，因资金、施工技术等原因，尚未完成评价钻探任务的条件下所估算的储量。 5.4.3 控制储量在该地区进行重大开发建设投资所依据的储量（探明储量加控制储量）中，所占比例应小于30％，以减少投资风险。 5.5 预测储量（相当其他矿种的D－E级） 5.5.1 预测储量是在地震详查以及其他方法提供的圈闭内，经过预探井钻探获得工业气流、油气层或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比，对有利地区按容积法估算的储量。该圈闭内的气层变化、气水关系尚未查明，储量参数是由类比法确定的，因此可估算一个储量范围值。预测储量是制定评价勘探方案的依据。 5.5.2 凡属下列情况之一所计算的储量为预测储量； a. 在预测含气有利的各种构造带和地层－岩性的有利地带，预探井已发现工业性气流、油气层或油气显示后，对可能含气的合理延伸部分及其他地质条件类似的毗邻圈闭上所预测的储量； b. 已开发气田的深部、浅层，经综合研究对比，对可能的新含气层系所预测的储量； c. 在评价性钻探过程中的非主要目的层，虽然发现很好的气显示，但未经测试证实产气所估算的储量。 5.6 远景资源量 5.6.1 远景资源量是根据地质、地球物理、地球化学资料统计或类比估算的尚未发现的资源量。它可推测今后气田被发现的可能性和规模的大小，在要求概率曲线上反映出的估算值具有一定合理范围。 5.6.2 远景资源量按普查勘探程度可分为以下两类 a. 潜在资源量或称为圈闭法远景资源量 潜在资源量是按圈闭法预测的远景资源量。它是根据地质、物探、地震勘探等资料，对具有含气远景的各种圈闭逐个逐项类比统汁所得出的远景资源量范围值，可作为编制预探部署的依据。 b. 推测资源量 根据区域地质资料与邻区同类型沉积盆地进行类比，结合盆地或凹陷的初步物探普查资料或参数井的储层物性和生油岩有机地球化学资料可以估算出总资源量，也可以根据盆地模拟估算可能存在的天然气总资源量，这两种方法估算的总资源量是在不同参数条件下，利用概率统计法给出的一个范围值。在扣除已发现的储量和潜在资源量后即可得出推测资源量。 推测资源量是提供编制早期区域勘探部署或长远规划的依据。 5.7 各级天然气储量的地质认识程度和勘探程度按表2的规定。 表2 各级储量的地质认识程度和勘探程度 级别 探 明 储 量 控 制 储 量 预 测 储 量 类别 已开发探明储量（Ⅰ类） 未开发探明储量（Ⅱ类） 基本探明储量（Ⅲ类） 地质 认识 程度 气田的构造形态、断层分布、气、水分布特征、气藏类型、储集类型、气层物性、流体性质、驱动类型以及气层生产能力和压力系统等情况均已认识清楚，储量计算参数可靠 构造圈闭类型、构造形态、高点、轴线及断层位置已查明 对储集类型、气层物性、流体性质已认识清楚。 查明了气藏类型和气水分布特征，对产气能力和驱动类型已初步认识。 已探明气藏边界或者在计算线内比较可靠的确定了含气面积 已取得较准确的储量计算参数 圈闭条件基本清楚，其中构造高点、主要断层已探明。已查清气藏类型及气、水分布特征，基本控制含气面积。气层的储集类型、岩相变化及裂缝系统大体分布已基本认识，对裂缝连通范围及小断块边界已初步了解。储量计算参数基本可靠，已取得气层物性、产气能力及流体性质等资料。用不稳定井方法初步了解了单井或几口井连通范围内的储量 通过地震或其他工作已查明圈闭形态，钻探已获得工业气流。用类比法推测了含气面积、驱动类型及大概的气、水界面。已取得部分储量计算参数，初步了解了产层的岩性及流体性质。 通过地震或其它方法证实圈闭存在。已明确目的层的层位及岩性，并见到良好气显示或气流。 储量参数由邻区资料类比确定 勘 探 程 度 地震 根据开发阶段需要解决的问题，已补做必要的地震工作 已进行地震详查、精查，测线距为0.6 1.2 km（对复杂地貌可适当放宽），测点及覆盖次数已能保证查明构造形态以及轴线、高点、断层的正确位置。重点气田已进行三维地震，提交1∶25 000（或1∶50 000）气层顶（底）面构造图 已进行地震详查、精查。测线距为0.6～1.2 km，对构造复杂的气藏适当加密，提交1∶25 000（或1∶50 000）气层顶（底）部构造图 已进行地震详查，主测线距2～4 km，已提交1∶50 000的地层各反射层的构造图 已做地震详查。 主测线距3～5㎞ 已提交1∶100 000各地震反射层构造图 钻井 已钻完开发井网，并进行了不量验证性的取芯 已完成评价井钻探，至少有1/3评价井在气层全取芯，取芯收获率达 90。气田关键部位有评价井分布，大型气田已进行油基泥浆或密闭取芯 已钻评价井，主要气层已有一个完整的岩芯剖面 已完成预探井和少数评价井钻探在气层部位至少有一口取芯井 已钻有区域控井及少量预探井，并在局部层段进行了取芯 测井 除去在开发井进行孔隙度、饱和度测井系列测量外，还应进行生产测井、监测气水界面及饱和度变化 已确定适合本气田的测井系列，所有评价井已取得全取准气层解释孔隙度和饱和度的测井资料，结合地质、测试资料已制定出储层参数及有效厚度图版。气、水层解释的符合率达80 所有井已取得孔隙度、饱和度系列等全部测井资料，已初步解释出气层的孔隙度、饱和度及有效厚度等参数。并用测井资料较可靠的解释了气、水层。对裂隙性储层已取得裂隙测井资料 所有探井已取全、取准测井资料，并进行了测井与岩芯分析资料的对比，初步解释了储层参数，并划分出好的储渗层段及气水层 对已钻井进行了全套测井，运用邻区经验及图版解释了储层参数及气、水层 动态试气试采 已取得动态法计算储量所需的全部气藏动态资料 已取得分层测试资料，气水界面有足够的分层测试资料验证。已求准气井产能、原始气层压力、地层温度、天然气偏差系数，并取得3～5层验证有效厚度下限的测试资料。对于复杂气藏通过试采已取得气、水压力和产能随采气量变化的资料及井间连通关系 工业气井已取得单层测试资料，准确地求得了气导产量、压力、地温度等数据，并进行了试采，已取得估算动态储量的全部试井资料。 对有水气藏已取得边、底水的压力、产量及水性资料 工业气已取得单层测试资料，并取得气藏主要动态参数资料 显示层进行了中途测试或完井测试，已取得必要的资料 分析 化验 化验分析内容大体同未开发探明储量 岩芯分析每米取样5～10块。砂岩已取得孔隙度、饱和度、渗透率（包括绝对渗透率与相对渗透率）、毛细管压力、粒度、矿物成分、胶结类型、胶结物成分与粘土等数据。对碳酸盐岩除取得孔隙度、渗透率、饱和度分析数据外，重点井还作了薄片、铸体、电子扫描、有机碳、泥质含量等分析，并进行了一定数量的全直径岩芯物性分析。气样已进行全组分分析，水样已进行水性分析 岩芯化验分析资料要求同未开发探明储量 岩芯取样每米5～10块，并进行了储层常规物性及岩石化学分析以及流体性质分析。对天然气已进行全组分分析 岩芯每米取样5～10块，并进行了孔隙度、渗透率、饱和度测定及岩石化学分析 6 天然气储量计算 6.1 容积法 容积法是计算天然气储量的基本方法。它对各种圈闭、储集类型和驱动类型的气田，在勘探开发不同阶段均可应用，但对裂缝性气藏适应性较差。容积法计算结果的精度随勘探程度加深和资料增加而提高。利用容积法计算的储量，在气田投入开发后需用动态计算方法进行储量核实与验证。 容积法计算气田原始地质储量的公式为 式中G气田的原始地质储量，108m3 ； A含气面积，km2 ； h平均有效厚度，m； φ平均有效孔隙度，f； Swi平均原始含水饱和度，f； T气层温度，K； Tsc地面标准温度，K； Psc地面标准压力，Mpa； Pi气田的原始地层压力，Mpa； Zi原始气体偏差系数，无因次量。 凝析气田的原始地质储量仍由上式计算。所不同的是原始气体偏差系数Zi的确定，应当考虑采出的天然气和凝析油两者的摩尔组分。 6.2 物质平衡法 物质平衡法是用气田动态资料进行储量计算的一种方法。这种方法要求天然气采出程度大于10％，地层压力有明显下降（在1MPa以上）的情况下使用。复杂的断块、岩性圈闭、裂缝性及边、底水活跃的气藏均可使用。 用物质平衡法计算储量的可靠性取决于压力、流体与生产资料的准确性及对气藏的认识程度。对于连通性差的气藏计算的地质储量偏小。利用物质平衡法计算的储量，一般可作为已开发探明储量。 6.3 压降法 压降法实质上是定容封闭性气田特定的物质平衡法，或称直线外推法。，目前它是气田（特别是裂缝性碳酸盐岩气田）较为广泛使用的一种储量计算方法。压降法适用于采出程度大于10％的封闭性气藏。对于边、底水不活跃的断块、裂缝、岩性圈闭等复杂气田也可使用。对连通性差的气藏储量计算结果偏小。它不适用于边、底水活跃的气藏。该方法计算的储量一般为已开发探明储量，在扣除废弃压力后所计算的储量可作为可采储量。 6.4 气藏探边测试法 这是一种利用不稳定试井估算单井所控制储量的方法，在气田试采阶段即可进行。当气井试采达到拟稳定阶段，根据压降曲线资料即可估算气井所控制的储量。它适用于连通性好的中、小气藏。该方法计算的储量可作为基本探明储量。 应用该法需要取得准确可靠的气井稳定产量和井底流动压力随时间变化的压降数据，以及有关的气体性质资料。 6.5 产量递减曲线法 当气田开发进入产量递减阶段之后，可以利用产量的不同递减规律，预测气藏的可采储量。 6.6 储量计算单元 根据气藏不同储集类型和圈闭类型的复杂程度选择计算单元。 在纵向上一般按同一水动力系统，以层、组为计算单元。在平面上，简单气田按构造或断层圈闭，复杂气田按砂体、断块及透镜体圈闭为计算单元。裂缝性气藏以裂缝系统为计算单元。对碳酸盐岩礁相及滩相气藏，应以礁体或滩体作为计算单元。 7 储量参数确定 7.1 不同储量计算方法所使用的参数 利用容积法计算气田储量需要的参数是含气面积、有效孔隙度、含气饱和度、有效厚度、原始地层压力、气层温度和气体偏差系数。对凝析气藏还应求得原始气油比等。 应用动态法计算储量时，除需要上述某些参数外，还需要取得不同开采阶段的气层压力、天然气和水的产量等数据。 7.2 含气面积 利用地震、地质、钻井、测井、测试、试采等资料综合研究控制气水分布的地质规律，在此基础上确定气水界面、断层位置以及砂体、礁体或滩体的范围，在气藏顶面构造图上圈定含气面积。 a. 根据地震、地质、钻井、测井和测试资料综合分析，确定气水界面位置，圈定含气面积。 b. 利用产气井及翼部产水井的测压资料计算气水界面，圈定含气面积。对于较大气田要求两翼至少各有一口以上水井取得测压资料。 c. 断块气藏以断层线圈定含气面积，但主要断层面至少应有一口钻井资料证实。 d. 未查明含气边界的气田，应按地质特征综合各种资料圈定面积。也可用边缘产气井外推半个井距圈定含气面积，但应经气田开发及生产动态资料进行验证。 e. 对于复杂断块、岩性，不整合圈闭，砂岩透镜体，碳酸盐礁滩体等气藏，根据地震、钻井、测井、取芯和测试资料，查明储集层性质及变化趋势，结合气水界面及断层线分布资料，圈定含气面积。 7.3 有效孔隙度 有效孔隙度是指岩石中连通孔隙体积占岩石总体积的百分数。有效孔隙度应以岩芯分析数据为基础。测井图版解释的孔隙度应与岩芯分析孔隙度有良好的关系，两者的差值不得超过1％～1.5％ 。碳酸盐岩储集居和裂缝性储集层应分别确定次生（裂缝、溶孔和溶洞）孔隙度和基质孔隙度。碳酸盐岩的缝洞和砂砾岩的孔隙度，应使用全直径大岩芯测量。因基质孔隙度数值较小，分析精度要求更高，因此应使用先进的分析仪器和准确的操作技术。 储量计算中气层所用有效孔隙度是指地下孔隙度。各地区可做适量限定压力下的孔隙度岩样，研究本地区储层孔隙压实规律，将地面孔隙度校正为地下孔隙度。有效孔隙度平均值的选取，还应考虑分析仪器误差的影响。 7.4 含气饱和度 含气饱和度是指在原始状态下，储层内天然气体积占连通孔隙体积的百分数。大型气田应采用油基泥浆或密闭取芯分析的束缚水饱和度直接确定含气饱和度。用毛管压力资料确定含气饱和度也是一种较准确的方法，但需取得不同渗透率和孔隙度的岩芯分析数据进行“J－函数”处理。应制定岩芯测定的含气饱和度和测井解释的含气饱和度的关系图版，以对测井计算的含气饱和度进行校正，并根据大量测井数据建立孔隙度（或渗透率）与含气饱和度的相关公式。 对于裂缝性储层，由于裂缝的毛管作用很小，因而气层裂缝的含气饱和度可接近100％。对于油藏气顶内的含气饱和度，由于孔隙中还有一定数量的残余油，因而还需考虑束缚油饱和度的影响。 7.5 有效厚度 7.5.1 气层的有效厚度是指在现代工艺技术条件下，在工业气井内具有产气能力的储层厚度。确定气层有效厚度必须首先确定有效厚度下限标准。由于天然气在储层中有良好的流动性质，因而气层下限标准一般低于油层。确定有效厚度下限标准，要综合研究储层的各种物性参数和孔隙结构等控制气水流动的基本因素，以岩芯分析资料为基础，以单层测试为依据，广泛地应用测井资料的定量解释划分有效厚度。 对裂缝性储层，应根据岩芯观察及录井显示，结合测试结果，由测井资料划分出裂缝段。 7.5.2 有效厚度下限标准 a. 物性标准以岩芯分析资料为基础，通过对岩石物性参数、孔隙结构和相对渗透率关系的分析研究，确定气层有效厚度的孔隙度、渗透率等物性参数的下限值，并有3～5层测试资料验证。对碳酸盐岩储层，也应对接近下限值的层位，取得专门的测试资料； b. 测井标准根据岩芯物性下限、测试结果与测井参数（或原始读数）编制的关系图版，制定划分有效厚度的测井标准； c. 对于砂岩层有效厚度的起算厚度一般为0.2 m 。 7.6 动态参数 气田储量计算的动态参数，包括原始地层压力、天然气偏差系数、气层温度、天然气和凝析油的组分及性质、不同开采阶段的地层压力、气、水产量等。这些参数根据气井试气、试采、开发生产和取样分析确定。 7.7 采收率 天然气采收率是指在某一经济界限内，在现代工程技术条件下，从地质储量中可采出天然气量的百分数。它可利用物质平衡法、统计法和相关经验公式进行测算。 根据气田开发的一般经验，气田的采收率定容消耗式气田为80％～90％，致密层为30％～50％，水驱气田为45％～60％，凝析气田天然气采收率为65％～85％，而消耗式开采的凝析油采收率为40％左右。 7.8 储量参数取值的有效位数 天然气储量以标准状况（温度20℃，压力0.10l MPa）下的干燥体积单位表示。参数名称、符号、单位及取值有效位数按表3的规定。 表3 储量参数名称、符号、单位及有效位数的规定 参 数 单 位 取值位数 名 称 符号 名 称 符号 含气面积 A 平方千米 km2 小数后一位 有效厚度 h 米 m 小数后一位 有效孔隙度 φ 百分数，小数 ％ ，f 1） 小数后一位 原蛤含气饱和度 Sgi 百分数，小数 ％ ，f 1） 有效位数二位 原始束缚水饱和度 Swi 百分数，小数 ％ ，f 1） 有效位数二位 原始地层压力 Pi 兆帕 MPa 小数后二位 地面标准压力 Psc 兆帕 MPa 小数后二位 地面标准温度 Tsc 开尔文 K 取整数 地层温度 T 摄氏度，开尔文 ℃ ，K 取整数 原始气体偏差系数 Zi 无因次量 小数后三位 天然气地质储量 G 亿立方米 108m3 小数后二位 天然气可采储量 GR 亿立方米 108m3 小数后二位 凝析油地质储量 NC 万吨 104t 小数后一位 凝析油可采储量 NCR 万吨 104t 小数后一位 储量丰度 Ωg 亿立方米每平方千米 108m3/km2 小数后一位 单储系数 SGF 亿立方米每平方千米米 108m3/（km2m） 小数后一位 采收率 ER 百分数，小数 ％ ，f 1） 有效位数二位 气体相对密度 rg 无因次量 小数后三位 凝析油相对密度 ro 无因次量 小数后三位 注1）f表示小数之意。 8 储量评价 8.1 储量可靠性评价 对于气田储量计算的结果，根据以下内容进行可靠性分析 a. 分析各种资料的齐全，准确程度，看其是否达到本级储量的要求， b. 分析确定储量参数的方法及各种图版的精度, c. 分析储量参数的计算与选用是否合理，并进行几种计算方法的对比校验， d. 分析气田的地质研究工作是否达到本级储量要求的认识程度， e. 分析根据气藏储集类型及气藏类型所选择的储量计算方法是否合理。 8.2 储量综合评价 储量综合评价是衡量勘探经济效果，指导储量合理利用的一项重要工作。申报的天然气储量必须按以下四个方面进行评价 8.2.1 千米井深的稳定天然气产量[单位，104m3／（kmd）] 高产 10 中产 3～10 低产 10 中丰度 2～10 低丰度 300 中气田 50～300 小气田 4 000 8.3 特殊天然气储量 根据气体性质、勘探开发难度及经济效益，在呈报表中应将下面储量单独列出 a. 非烃类天然气储量；包括硫化氢、二氧化碳及氦气； b. 低经济储量指达到工业气流标准，但开发难度大，经济效益低的低产储量。 9 储量报告的编写要求 9.1 储量年报应包括下列内容 a. 主要勘探成果包括完成的勘探开发工作量，获得的各级天然气储量、简要的勘探效果分析； b. 新增储量要编写简要说明，并附上储量报告。当年新增的零星储量可不附储量报告，但要写清楚区块的地质特征和储量参数的选值依据（包括确定可采储量的依据）； c. 凡储量有变动，均要写清楚变动的原因、依据和结果； d. 老气田可采储量变化情况； e. 新增储量评价； f. 对未动用地质储量和剩余可采储量的分析； g. 附图附表包括天然气储量年报报表、分气田（区块）新增储量综合图及其他有关附表附图。 9.2 基本探明储量报告应包括下列内容 a. 基本情况包括气田地理位置、发现时间、发现井简况、区域地质背景、地层划分、气田构造特征、气藏类型、储集层类型及特征、气显示、测试及产能、气、水性质及气、水分布概况； b. 储量计算包括含气面积的圈定、储量参数的确定、储量计算方法、储量计算结果； c. 附图附表包括区域地质构造图（附气田位置）、含气面积图、气藏剖面图、确定储量参数依据的有关图件、动态储量计算有关图件、储量计算表、汇总表及储量参数表、探井试气成果表。 9.3 未开发探明储量报告（属正式储量报告） a. 气田概况包括气田地理概况、区域地质背景、取资料情况（包括地震、钻井、取芯、测井、测试、试采及分析化验等资料）。 b. 气田地质包括圈闭情况、地层划分及对比、气层埋藏深度、气藏类型及气水分布、储集类型和储层特征（包括沉积特征、气层物性、毛细管压力和相渗透率特征及储、渗空间特征等）、气、水性质、产能分析、气藏驱动能量及压力系统等。 c. 储量计算包括储量分级、储量参数确定的依据、储量计算单元的选择、储量计算方法、储量计算结果及对比、储量评价及存在问题。 d. 附图附表包括区域地质构造图 （附气田位置）、综合勘探成果图（附综合柱状图、油气藏剖面图）、含气面积图（要以本层组或顶、底面构造图为底图，分储量计算单元绘制，并标明井别、试气成果等）、气藏剖面图，典型井四性关系图（标明有效厚度及试气成果）、有效厚度等值线图及其他必要的研究性图件、分单元储量计算表、储量分级分层汇总表、储量参数汇总表、试气成果表等。 e. 附件储层及气田地质研究报告，气层有效厚度研究报告、油基泥浆或密闭取芯井总结报告等。 9.4 已开发探明储量报告及储量核算报告主要包括以下内容 a. 气田基本情况（简要叙述未开发探明储量报告中所列的1、2项内容）； b. 气田地质的新认识； c. 储量参数变化的原因和依据； d. 储量计算方法； e. 储量计（核）算结果及对比分析。 报告必须附有与前次储量报告对比的图表，如面积对比图、储量参数对比表等。 附加说明 本标准由全国矿产储量委员会审定提出。 本标准由石油部四川石油管理局负责起草，全国储委石油及天然气专业委员会办公室修改、补充。