资源简介
ICS 75-010 CCSE11
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 7463—2025
代替SY/T 7463—2019
页岩油储量估算规范
Specification for shale oil reserves estimation
2025-12-18发布 2026—06-18实施
国家能源局发布
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 储量估算条件与要求 2
4.1 总体要求 2
4.2 储量起算条件 2
4.3 基础资料、勘探开发程度与地质认识 2
4.4 储量估算单元 4
5 地质储量估算 5
5.1 地质储量估算方法适用范围 5
5.2 地质储量估算参数确定 5
5.3 地质储量估算方法 7
6 技术可采储量估算 9
7 经济可采储量估算 9
7.1 现金流量法 9
7.2 经济极限产量法 9
7.3 剩余经济可采储量 10
7.4 敏感性分析 10
8 储量综合评价 10
9 储量报告编写 10
9.1 报告名称 10
9.2 储量估算报告 10
附录A(规范性)页岩油储量规模和品位分类 12
参考文献 13
I
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。
本文件代替SY/T 7463—2019《页岩油储量计算规范》,与SY/T 7463—2019相比，除了结构、内容调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：
a) 文件名称更改为《页岩油储量估算规范》;
b) 删除了规范性引用文件：GB/T 19492《石油天然气资源/储量分类》、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》(见2019年版的第2章);
c) 增加了规范性引用文件：GB/T 384《石油产品热值测定法》、GB/T 11062《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》、GB/T 19492《油气矿产资源储量分类》、GB/T 23561.3《煤和岩石物理力学性质测定方法第3部分：煤和岩石块体密度测定方法》、 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》、NB/T 11609《页岩含油量及游离油含量测定方法》(见第2章);
d) 删除了甜点段、甜点区、七性关系的术语和定义(见2019年版的第3章);
e) 增加了页岩型页岩油、夹层型页岩油的术语和定义(见第3章);
f) 更改了页岩油的术语和定义(见第3章，2019年版的第3章);
g) 增加了储量估算条件与要求(见第4章);
h) 增加了储量估算的总体要求(见4.1);
i) 将储量起算标准更改为储量起算条件并修订(见4.2,2019年版的4.2.2);
j) 将勘探开发程度和地质认识程度要求更改为基础资料、勘探开发程度与地质认识并修订(见 4.3,2019年版的4.2.1);
k) 将储量计算单元划分原则更改为储量估算单元并修订(见4.4,2019年版的4.3);
1)增加了地质储量估算方法(见5.1),删除了储量估算总则(见2019年版的4.4.1);
m) 更改了含油面积确定方法(见5.2.1,2019年版的5.1);
n) 更改了有效厚度确定方法(见5.2.2,2019年版的5.2);
o) 更改了有效孔隙度确定方法(见5.2.3,2019年版的5.3);
p) 更改了原始含油饱和度确定方法(见5.2.4,2019年版的5.4);
q) 将原始原油体积系数更改为原油体积系数(见5.2.5,2019年版的5.5);
r) 更改了地面原油密度确定方法(见5.2.6,2019年版的5.6);
s) 更改了原始溶解气油比确定方法(见5.2.7,2019年版的5.5);
t) 删除了原始体积含油率确定方法(见2019年版的5.7);
u) 增加了原油与天然气等效热值比确定方法(见5.2.8);
v) 增加了岩石质量密度确定方法(见5.2.9);
w) 增加了游离烃含量确定方法(见5.2.10);
x) 增加了原始溶解气与轻烃比确定方法(见5.2.11);
y) 增加了脱轻烃气与原油比确定方法(见5.2.12);
z) 更改了容积法储量估算方法(见5.3.1,2019年版的4.4.2);
Ⅲ
aa) 更改了体积法储量估算方法(见5.3.2,2019年版的4.4.3);
ab) 增加了轻烃地质储量估算方法(见5.3.1.3和5.3.2.3),增加了脱轻烃气地质储量估算方法
(见5.3.1.4和5.3.2.4),增加了油当量地质储量估算方法(见5.3.1.5和5.3.2.5); ac) 更改了动态法估算地质储量(见5.3.3,2019年版的4.4.4);
ad) 增加了未开发或开发初期技术可采储量估算方法(见6.1);
ae) 增加了未开发或开发初期溶解气技术可采储量估算方法(见6.2);
af) 增加了开发中后期技术可采储量估算方法(见6.3);
ag) 更改完善了现金流量法，增加了基本方法和步骤(见7.1);
ah) 更改完善了经济极限产量法，增加了基本方法和步骤(见7.2);
ai) 增加了剩余经济可采储量(见7.3);
aj) 增加了敏感性分析(见7.4);
ak) 增加了储量综合评价(见第8章);
al) 增加了储量报告编写(见第9章);
am) 增加了储量规模和品位分类(见附录A)。
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。
本文件由石油工业标准化技术委员会石油地质勘探专业标准化委员会提出并归口。
本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院、大庆油田有限责任公司、自然资源部油气资源战略研究中心、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司、中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司、中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司、中海油能源发展股份有限公司、中国石油大学(北京)。
本文件主要起草人：匡立春、李国欣、侯连华、黄薇、牛小兵、毛新军、李登华、李军、吴松涛、蒲秀刚、李军亮、公言杰、李思洋、刘灵童、苏映宏、王秀娟、李建霆、徐子怡、倪振、宋舜尧、邹倩、但玲玲、张原、项荟竹、周育文、王敏、杨阳、汪莉彬、胡亚斐。
本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：
——2019年首次发布为SY/T 7463—2019;
——本次为第一次修订。
IV
1 范围
本文件规定了页岩油储量估算条件与要求，地质储量、技术可采储量、经济可采储量估算方法及储量综合评价方法。
本文件适用于页岩油地质储量、技术可采储量、经济可采储量估算。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;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 384—2025 石油产品热值测定法
GB/T 11062 天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法
GB/T 19492—2020 油气矿产资源储量分类
GB/T 23561.3 煤和岩石物理力学性质测定方法第3部分：煤和岩石块体密度测定方法 GB/T 29172—2012 岩心分析方法
DZ/T 0217—2020
石油天然气储量估算规范
DZ/T 0252—2020
海上石油天然气储量估算规范
DZ/T 0334—2020
石油天然气探明储量报告编写规范
NB/T 11609 页岩含油量及游离油含量测定方法
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
页岩油 shale oil
赋存于富有机质页岩层系中的石油。需采用特殊工艺技术措施开采才能获得商业油流。 3.2
页岩型页岩油 shale-type shale oil
页岩层系中砂岩、碳酸盐岩或硅质岩夹层单层厚度小于2 m, 夹层累计厚度占页岩层系总厚度比例不大于20%的页岩油。
3.3
夹层型页岩油 interbedded-type shale oil
页岩层系中砂岩、碳酸盐岩或硅质岩夹层单层厚度2m～5m, 夹层累计厚度占页岩层系总厚度比例不大于30%的页岩油。
4 储量估算条件与要求
4.1 总体要求
4.1.1 按照GB/T 19492—2020中第4章进行储量分类。
4.1.2 页岩油储量应估算地质储量、技术可采储量和经济可采储量。
4.1.3 地质储量应估算探明地质储量、控制地质储量和预测地质储量。
4.1.4 页岩油储量宜估算原油储量、溶解气储量、轻烃储量、脱轻烃气储量与油当量储量。
4.2 储量起算条件
4.2.1 储量起算条件为不同埋藏深度下页岩油的单井日产油下限。
4.2.2 水平井储量起算条件按表1执行。
4.2.3 直井、定向井储量起算条件按表2执行。
4.2.4 允许结合储量估算区情况，另行确定起算条件。
4.3 基础资料、勘探开发程度与地质认识
4.3.1 探明地质储量
4.3.1.1 应查明页岩油层“七性”特征、甜点段和甜点区分布、流体性质及产能。
4.3.1.2 有效厚度下限和储量参数应落实可靠。
4.3.1.3 钻采、地面工艺技术已成熟。
4.3.1.4 已实施开发先导试验区或先导试验井组并试采超过三个月，油井生产规律基本清楚，证实了储量的商业开发价值。
4.3.1.5 已编制开发方案或开发概念设计，经济评价有效益。
4.3.1.6 储量估算区地质条件应与开发先导试验区(井组)相似。
4.3.1.7 勘探开发与地质认识程度要求应符合表3的规定。
4.3.2 控制地质储量
4.3.2.1 应基本查明页岩油层“七性”特征、甜点段和甜点区分布、流体性质及产能。
4.3.2.2 有效厚度下限和储量参数较可靠。
4.3.2.3 钻采工艺技术基本成熟。
4.3.2.4 开发先导试验井组试采应超过三个月，证实了储量的经济性。
4.3.2.5 已有储量升级方案，经济评价有效益。
4.3.2.6 储量估算区地质条件应与开发先导试验井组相似。
4.3.2.7 勘探开发与地质认识程度要求应符合表3的规定。
4.3.3 预测地质储量
4.3.3.1 应初步查明页岩油层“七性”特征、甜点段和甜点区分布、流体性质及产能。
4.3.3.2 有效厚度下限和储量参数基本可靠。
4.3.3.3 初步确定钻采工艺技术。
4.3.3.4 单井试采已超过三个月，应证实了储量的可采性及可升级性。
4.3.3.5 已有储量升级方案。
4.3.3.6 勘探开发与地质认识程度要求应符合表3的规定。
2
表1页岩油水平井日产量下限
油层埋藏深度
m
陆上水平井单井日产油下限
m³/d
海上水平井单井日产油下限
三个月
六个月
≤500
2.0
1.5
4.0
3.0
>500～1000
2.5
6.0
5.0
>1000～2000
8.0
>2000～3000
16.0
12.0
>3000～4000
10.0
24.0
20.0
>4000～6000
13.0～16.0
11.0～14.0
26.0～32.0
22.0～28.0
>6000
18.0
40.0
36.0
注：油层埋藏深度>4000 m～6000 m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>
4000 m～4500 m时，对应的水平井单井平均日产量下限分别为陆地13m³/d(三个月)和11m³/d(六
个月)、海上26m³/d(三个月)和22 m³/d(六个月);之后埋藏深度每增加500 m,陆地的下限相应增加
1m³d,海上的下限相应增加2m³d;埋藏深度>5500m～6000m时，对应的水平井单井平均日产量下限
分别为陆地16m³/d(三个月)和14m³/d(六个月)、海上32m³/d(三个月)和28m³/d(六个月)。
表2页岩油直井、定向井日产量下限
陆
上直井、定向井单井日产油下限
海上直井、定向井单井日产油下限
m³ /d
0.3
0.5
1.0
7.5
12.5
17.5
>4000
25.0
表3基础资料、勘探开发程度与地质认识
探明地质储量控制地质储量预测地质储量
已实施高精度二维地震或三维地震， 已实施高精度二维地震或三维地满足构造、断裂解释和甜点区、甜点震，满足构造、断裂解释和甜点
段评价需要区、甜点段分布预测需要
1.现有钻井基本控制了甜点段、甜点1.现有钻井基本控制了甜点段、
区分布，目的层段已有代表性开发甜点区分布，目的层段已有通
分布，目的层段已有代表性的开
先导试验井组。 过措施改造具有升级潜力的单
2.关键井甜点段进行了系统取心，能井。
基本反映甜点段变化情况，岩心资2.页岩油甜点段取得了完整的岩
料基本满足测井资料标定需求。 心剖面，岩心资料初步满足测
3.有代表性保压或密闭取心资料井资料标定需求
已实施高精度二维地震或三维地震，满足构造、断裂解释和甜点区、甜点段刻画需要，能为井眼轨迹设计与钻井导向提供指导
发先导试验区或先导试验井组。
2.关键井进行了甜点段系统取心，
收获率大于85%。
3.有代表性保压或密闭取心资料
1.现有钻井控制了甜点段、甜点区
钻井与 取心
类别
地震
3
表3(续)
探明地质储量
控制地质储量
预测地质储量
测井
应有适合本地区基本测井系列，关键井应有成像测井、元素测井、核磁共振测井、阵列声波测井项目
应有适合本地区基本测井系列，关键井应有成像测井、元素测井、核磁共
振测井、阵列声波测井项目
应有适合本地区测井系列，基本满足“七性”关系评价、有效厚度下限确定和储量参数解释需要
测试
1.探井、评价井测试比例超过
50%,测试井点能控制甜点的空间展布。
2.含油面积边部井应测试。
3.采用水平井开发方式，水平井试采时间超过3个月的平均日产量达储量起算标准。
4.开发先导试验区或先导试验井组内的井达到设计产能后试采超过 3个月，生产动态规律清楚，证实了储量的商业开发价值。
5.有代表性的试采井压力、温度、 递减率、气油比资料
1.测试井基本控制甜点的空间展布。
2.有一定代表性的开发先导试验井组试采超过3个月，证实了储量的经济性。
3.有压力、温度、气油比资料
1.代表性直井或水平井证实具有产油能力。
2.单井试采超过3个月，证实了储量的可采性及可升级性
分析
化验
1.分析化验应满足刻度“七性”特征评价。
2.应有代表性地层及地面流体性质分析资料
1.分析化验应满足刻度“七性”特征评价。
2.应有代表性地层及地面流体性质分析资料
1.分析化验应满足刻度“七性” 特征评价。
2.应有地层及地面流体性质分析资料
工程
技术
1.钻采、地面工艺技术已成熟。
2.已有代表性措施改造效果监测与评价资料
钻采工艺技术基本成熟
钻采工艺技术初步确定
认识
程度
1. “七性”特征清楚，甜点段落实，甜点区平面分布清楚。
2.甜点区的构造、断层分布清楚。
3.有效厚度下限和储量参数落实可靠。
4.地层压力、温度、流体性质分布清楚。
5.开发先导试验区或先导试验井组生产动态特征清楚。
6.已编制开发方案，经济评价有效益
1.“七性”特征较清楚，甜点段较落实，甜点区平面分布较清楚。
2.甜点区的构造、断层分布较清楚。
3.有效厚度下限和储量参数较可靠。
4.地层压力、温度、流体性质分布较清楚。
5.开发先导试验井组生产动态特征较清楚。
6.已有储量升级方案，经济评价有效益
1.“七性”特征基本清楚，建立了甜点段、甜点区的评价标准，甜点分布基本清楚。
2.甜点区的构造、断层分布基本清楚。
3.有效厚度下限和储量参数基本可靠。
4.地层压力、温度、流体性质分布基本清楚。
5.水平井提产试验生产动态特征基本清楚。
6.已有储量升级方案
4.4 储量估算单元
4.4.1 纵向单元划分
4.4.1.1 对已有开发方案区进行地质储量估算时，以开发方案中的开发层系为储量估算单元，根据布井方式，采用如下原则划分储量估算单元：
——采用直井或定向井开发为主的，宜以纵向压裂改造的开发层系作为储量估算单元;
4
——采用单层水平井开发为主的，宜以单层压裂改造实际动用的开发层系作为储量估算单元;
——采用多层水平井开发为主的，若开发层系之间不存在明显隔层，可将多层水平井压裂改造实际动用的纵向范围作为储量估算单元，若开发层系之间存在明显隔层，以隔层为界可将多层水平井压裂改造实际动用的纵向范围划分为多个储量估算单元。
4.4.1.2 对尚未编制开发方案区进行储量估算时，根据甜点段纵向分布，采用如下原则划分储量估算单元：
——当甜点段内存在对压裂改造效果有明显阻挡隔层时，以隔层间的甜点段为储量估算单元; ——当甜点段内没有对压裂改造效果明显阻挡隔层时，甜点段可作为一个储量估算单元;
——单个储量估算单元厚度不宜大于100m。
4.4.2 平面单元划分
4.4.2.1 在甜点区范围内，根据沉积构造特征、页岩“七性”特征、流体性质及地层压力，结合钻井控制程度、储量类别划分储量估算单元。
4.4.2.2 含油面积跨两个及以上的矿业权证或省或海域，按矿业权证或省或海域细划估算单元。
4.4.2.3 含油面积与禁止勘查开采区域有重叠的，应分重叠区和非重叠区划分储量估算单元。
5 地质储量估算
5.1 地质储量估算方法适用范围
5.1.1 地质储量估算方法分为静态法和动态法。
5.1.2 静态法分为容积法和体积法。夹层型页岩油宜采用容积法，页岩型页岩油宜采用体积法或容积法。
5.1.3 动态法适用于开发时间较长、递减特征清楚、动态资料丰富的储量估算。
5.2 地质储量估算参数确定
5.2.1 含油面积
5.2.1.1 探明地质储量的含油面积
5.2.1.1.1 已开发的探明地质储量，直井开发井外推0.5倍开发井距为含油边界。水平井延伸方向上以水平井末端为边界，排距方向外推0.5倍开发井距为含油边界。
5.2.1.1.2 未开发的探明地质储量，含油面积应在综合评价确定的甜点区范围内及矿业权边界范围内。 根据钻井控制程度按以下方式确定：
a) 未查明地质界线时，拟用直井开发方式的沿达到储量起算标准井外推0.5倍开发井距圈定含油边界。拟用水平井开发方式的沿达到储量起算标准井外推0.5倍基本井距或过见油井圈定含油边界。
b) 含油边界内分夹层型和页岩型分别确定含油面积内井距要求，确定方法如下：
1)夹层型页岩油含油边界内相邻两井井间距离应不大于基本井距的2倍，水平段沿跟端、趾端延伸方向距离应不大于基本井距的1倍;
2)页岩型页岩油含油边界内相邻两井井间距离应不大于基本井距的3倍，水平段沿跟端、趾端延伸方向距离应不大于基本井距的1.5倍。
5.2.1.2 控制地质储量的含油面积
在确定的甜点区内及矿业权边界范围内，沿油井外推2.5倍开发井距圈定含油边界。水平井沿跟
5
端、趾端延伸方向不超过2倍水平段长度确定含油边界。
5.2.1.3 预测地质储量的含油面积
在矿业权边界范围内，以出油井的甜点区面积为含油面积。
5.2.2 有效厚度
5.2.2.1 根据页岩油层的岩性、物性、含油性、电性、脆性指数、地应力各向异性和烃源岩特性，确定有效厚度的下限标准。
5.2.2.2 应进行井斜厚度校正。
5.2.2.3 以测井资料确定有效厚度时，应对测井曲线进行环境校正，不同测井系列应进行归一化处理。
5.2.2.4 估算单元有效厚度宜采用有效厚度等值线面积权衡法求取，也可采用井点控制面积权衡法、 算术平均法求取。
5.2.2.5 探明储量估算单元有效厚度取值，应不大于该单元面积内井点有效厚度的最大值。
5.2.3 有效孔隙度
5.2.3.1 有效孔隙度应为地层条件下的有效孔隙度。
5.2.3.2 不同时期、不同方法获取的有效孔隙度数据应进行归一化校正。
5.2.3.3 测井解释与岩心分析有效孔隙度相对误差应不超过12%。
5.2.3.4 井点有效孔隙度用有效厚度加权平均确定。
5.2.3.5 估算单元有效孔隙度宜采用有效孔隙度等值线面积权衡法求取，也可采用井点控制面积权衡法、算术平均法求取。
5.2.3.6 估算单元有效孔隙度取值，应不大于该单元面积内井点有效孔隙度的最大值。
5.2.4 原始含油饱和度
5.2.4.1 估算探明储量时，宜有保压或密闭取心实验分析的原始含油饱和度。
5.2.4.2 测井解释与岩心分析原始含油饱和度偏差应不超过±5%。
5.2.4.3 井点原始含油饱和度用有效孔隙体积加权平均确定。
5.2.4.4 估算单元原始含油饱和度宜采用原始含油饱和度等值线面积权衡法求取，也可采用井点控制面积权衡法、算术平均法求取。
5.2.5 原油体积系数
5.2.5.1 宜用高压物性分析资料确定原油体积系数。
5.2.5.2 无高压物性分析时，可采用类比法、经验公式法确定原油体积系数。
5.2.6 地面原油密度
5.2.6.1 按照GB/T 29172—2012中8.4规定的方法确定地面原油密度。
5.2.6.2 估算单元地面原油密度采用地面原油密度等值线面积权衡法求取，也可采用井点控制面积权衡法、井点算术平均法求取。
5.2.7 原始溶解气油比
5.2.7.1 宜用高压物性分析资料确定原始溶解气油比。
6
5.2.7.2 无高压物性分析资料时，可用合理工作制度下稳定生产气油比确定原始溶解气油比。
5.2.8 原油与天然气等效热值比
5.2.8.1 根据原油与天然气热值计算原油与天然气等效热值比。
5.2.8.2 利用储量估算区的原油按照GB/T 384—2025总热值测定法测定原油热值。
5.2.8.3 利用储量估算区的天然气按照GB/T 11062计算天然气热值。
5.2.8.4 单井原油与天然气等效热值比用算术平均法计算。
5.2.9 岩石质量密度
5.2.9.1 按照GB/T 23561.3分析岩心的岩石质量密度。
5.2.9.2 利用分析的岩石质量密度标定密度测井，获得有效厚度段岩石质量密度。
5.2.9.3 单井岩石质量密度用有效厚度加权平均确定。
5.2.9.4 估算单元岩石质量密度宜采用岩石质量密度等值线面积权衡法求取，也可采用井点控制面积权衡法、算术平均法求取。
5.2.10 游离烃含量
5.2.10.1 按照NB/T 11609方法测试岩心游离烃含量。
5.2.10.2 测井解释与岩心实验分析的游离烃含量相对误差值应不超过12%。
5.2.10.3 单井游离烃含量采用有效厚度加权平均确定。
5.2.10.4 估算单元游离烃含量宜采用游离烃含量等值线面积权衡法求取，也可采用井点控制面积权衡法、算术平均法求取。
5.2.11 原始溶解气与轻烃比
5.2.11.1 本文件轻烃是指地面条件溶解气中乙烷及以上碳数的烃类(C2+)。
5.2.11.2 原始溶解气与轻烃比是合理工作制度下稳定生产获得的溶解气体积与溶解气中脱出的轻烃体积比。
5.2.11.3 估算单元原始溶解气与轻烃比宜采用原始溶解气与轻烃比等值线面积权衡法求取，也可采用井点控制面积权衡法、算术平均法求取。
5.2.12 脱轻烃气与原油比
5.2.12.1 原始溶解气与轻烃比是合理工作制度下稳定生产获得的液态石油体积与溶解气脱出轻烃后的脱轻烃气体积比。
5.2.12.2 估算单元脱轻烃气与原油比宜采用脱轻烃气与原油比等值线面积权衡法求取，也可采用井点控制面积权衡法、算术平均法求取。
5.3 地质储量估算方法
5.3.1 容积法
5.3.1.1 原油地质储量用体积表示时用公式(1)估算。用质量表示原油地质储量时用公式(2)估算。
N=100A。hφeS。/B。 …………………………………(1)
式中：
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N——原油地质储量，单位为万立方米(10'm³),取小数点后两位;
A—— 含油面积，单位为平方千米(km²),取小数点后两位;
h——有效厚度，单位为米(m),取小数点后一位;
中e——有效孔隙度，用小数表示(f),取小数点后三位;
S₀— 原始含油饱和度，用小数表示(f),取小数点后三位;
B——原始原油体积系数，无量纲，取小数点后三位。
Nz=Np。 ……………………………………… (2)
Nz——原油地质储量，单位为万吨(10⁴t),取小数点后两位;
Po——地面原油密度，单位为吨每立方米(t/m³),取小数点后三位。
5.3.1.2 溶解气地质储量按公式(3)估算。
Gs= 10-⁴NR i ………………………………… (3)
Gs——溶解气地质储量，单位为亿立方米(108m³),取小数点后两位;
R₃——原始溶解气油比，单位为立方米每立方米(m³/m³),取整数。
5.3.1.3 轻烃地质储量按公式(4)估算。
NLHx=Gs/RLHS ………………………………… (4)
NLHX——轻烃地质储量，单位为万吨(10't),取小数点后两位;
RLHs——原始溶解气与轻烃比，单位为亿立方米每万吨(108m³/10⁴t),取小数点后四位。
5.3.1.4 溶解气经脱水、轻烃后的气体为脱轻烃气。脱轻烃气地质储量按公式(5)估算。
GGs=10-NRocs ………………………………… (5)
GGs——脱轻烃气地质储量，单位为亿立方米(108m³),取小数点后两位;
Rocs——脱轻烃气与原油比，单位为立方米每立方米(m³/m³),取小数点后一位。
5.3.1.5 油当量地质储量按公式(6)估算。
NOGz=Nz+NLHz+RecvgGGs …………………………… (6)
NOG₂——油当量地质储量，单位为万吨(104t),取小数点后两位;
Recvg——原油与天然气等效热值比，单位为吨每万立方米(t/10⁴m³),取小数点后两位。
5.3.2 体积法
5.3.2.1 用体积法估算原油地质储量时，按公式(7)估算。
Nz=100Ahp,T ………………………………… (7)
Py——页岩质量密度，单位为吨每立方米(t/m³),取小数点后三位;
T——游离烃含量，单位为吨游离烃每吨岩石[t(游离烃)t(岩石)],取小数点后五位。
5.3.2.2 溶解气地质储量按公式(3)估算。
5.3.2.3 轻烃地质储量按公式(4)估算。
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5.3.2.4 脱轻烃气地质储量按公式(5)估算。
5.3.2.5 油当量地质储量按公式(6)估算。
5.3.3 动态法
根据动态法估算的技术可采储量与采收率的比值估算地质储量。
6 技术可采储量估算
6.1 未开发或开发初期宜用类比法、经验公式法、经验取值法和数值模拟法确定采收率。原油技术
可采储量按照公式(8)或公式(9)估算。
NR=NER (8)
或NR=N₂ER (9)
NR——原油技术可采储量，单位为万吨(104t)或万立方米(10⁴m³),取小数点后两位;
ER——采收率，用小数表示(f),取小数点后三位。
6.2 未开发或开发初期溶解气技术可采储量按公式(10)估算。
G=G₅ ER ……………………………… (10)
GR——溶解气技术可采储量，单位为亿立方米(108m³),取小数点后两位。
6.3 开发中后期宜用产量递减法、解析法、数值模拟法估算原油及溶解气技术可采储量。
7 经济可采储量估算
7.1 现金流量法
7.1.1 确定经济可采储量估算单元。
7.1.2 确定评价基准年。
7.1.3 预测未来各年油气产量。
7.1.4 预测未来各年的开发投资、操作成本。
7.1.5 确定经济评价参数。
7.1.6 测算经济生产年限，并估算从评价基准年至经济生产年限内未来各年的现金流入、现金流出及净现金流量。
7.1.7 根据测算的经济指标估算经济可采储量。
7.2 经济极限产量法
7.2.1 原油经济可采储量估算
评估基准日之前的累计原油产量与评估基准日之后的产量预测曲线中油气生产经济有效期的累计原油产量之和为原油经济可采储量。
7.2.2 溶解气经济可采储量估算
评估基准日之前的累计溶解气产量与评估基准日之后的产量预测曲线中油气生产经济有效期的累
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计溶解气产量之和为溶解气经济可采储量。
7.3 剩余经济可采储量
估算单元内的经济可采储量减去已累计产出油气量即为剩余经济可采油气储量。
7.4 敏感性分析
7.4.1 根据投资、油气销售价格、油气产量和成本等关键参数的变化，分析对投资回报率或财务内部收益率、经济可采储量及储量资产价值的影响。
7.4.2 应以低估值和高估值上下边界为参数变化范围进行敏感性分析。
8 储量综合评价
8.1 页岩油储量规模、储量丰度、油层埋藏深度，陆上分类按照DZT 0217—2020中第9章执行， 海上分类按DZ/T 0252—2020中第9章执行。
8.2 页岩油产能按A.1 执行，游离烃含量按A.2 执行，热演化程度分类按A.3 执行。
8.3 对页岩油储量进行综合评价。
9 储量报告编写
9.1 报告名称
报告名称应采用《××油田(地区)××区块××层位页岩油××储量新增(复算、核算、 结算)报告》。
9.2 储量估算报告
9.2.1 储量估算报告按照DZT 0217—2020的规定执行外，还应有以下内容：
a)“七性”关系研究;
b) 甜点段、甜点区;
c) 储量起算条件;
d) 开发先导试验区、开发先导试验井组和单井产能评价;
e) 储量参数与取值、储量估算;
f) 钻采工艺技术;
g)不同条件下经济敏感性分析;
h) 探明储量开发方案和控制、预测储量升级评价部署;
i) 储量可靠性和综合评价。
9.2.2 图件按照DZ/T0334—2020的规定执行外，还应有以下图件：
a ) 重点井“七性”综合评价图;
b) 页岩油层岩相平面分布图;
c) 总有机碳含量(TOC) 平面分布等值图;
d) 镜质体反射率 (R。) 平面分布等值图;
e) 烃源岩厚度等值图;
f) 压力系数平面分布等值图;
g) 甜点段××(参数)地震预测剖面图;
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h) 甜点区××(参数)地震预测平面图;
i) 甜点段、甜点区综合评价图;
j) 游离烃含量(T) 恢复系数曲线(页岩型页岩油);
k) 游离烃含量( T) 平面分布等值图(页岩型页岩油);
1)压裂效果监测与评价图;
m) 区块或典型井生产动态曲线;
n) 开发方案井位部署图;
o) 储量升级井位部署图。
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附录 A
(规范性)
页岩油储量规模和品位分类
A.1 产能
页岩油产能分类直井按千米井深稳定产量大小，水平井按千米水平段长度初期稳定产量大小按表A.1分类。
表A.1产能分类
产能分类
直井千米井深稳定产量
m³/(km ·d)
水平井千米水平段初期稳定产量
m³ /(km ·d)
高产
≥5
≥10
中产
3 ~<5
8～<10
低产
1 <3
5～<8
特低产
<1
<5
A.2 游离烃含量
游离烃含量分类应符合表A.2的规定。
表A.2游离烃含量分类
游离烃含量分类
游离烃含量
10-3t(游离烃)/t(岩石)
特高
≥8.0
高
6.0~<8.0
中
4.0~<6.0
低
<4.0
A.3 热演化程度
热演化程度分类应符合表A.3的规定。
表A.3热演化程度分类
热演化程度分类
镜质组反射率
%
≥1.3
0.7~<1.3
0.5～<0.7
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参考 文献
[1] DZ/T 0501—2025 页岩层系石油储量估算规范
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