天然气储气能力计算_天然气动态储量计算方法有哪些种类的类型

1.煤层气量的计算

2.国际上油气可储量管理分类标准差异

3.油气地质储量计算的方法是什么？

4.油气储量状况如何？

5.与矿产储量估算和报告编制有关的基本概念

6.煤层气/储量规范

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]。

地质储量是指由地质勘探部门根据地质和成矿理论及相应调查方法所预测的矿产储量。这类储量的研究程度和可靠性很低，未经必要的工程验证，一般只能作为进一步安排及规划地质普查工作的依据[2]。

中文名

地质储量

外文名

geological reserves

定义

按照能源储藏规律推算出的储量

分类

表内储量和表外储量

快速

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分类

最新地质储量分类

矿井地质储量

简介

地质储量是指根据区域地质调查、矿床分布规律，或根据区域构造单元，结合已知矿产的成矿地质条件所预测的储量。这类储量的研究程度和可靠程度很低，未经必要的工程验证，一般只能作为进一步安排及规划地质普查工作的依据。在矿山设计及生产部门，为区别于生产矿山的矿量（又称生产矿量），一般都将矿山建设和生产以前，由地质勘探部门探明的各级矿产储量，统称地质储量。对于在矿山建设及生产过程中发现的新矿体的储量，有时也称地质储量。欧美各国的储量分级中，有时也将可能储量称作地质储量。前苏联的地质勘探工作中，有时把C2级储量也称地质储量，但有时又把根据地质勘探工作查明的矿床的总储量称地质储量。

分类

地质储量是在地层原始条件下，具有产油、气能力的储层中原油或天然气的总量。地质储量按开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，有开价值并能获得社会经济效益的地质储量。它相当于美国矿产分类级别中验证过的经济。表外储量是指在现有技术经济条件下开不能获得社会经济效益的地质储量。它相当于美国矿产分类级别中验证过的次经济。当原油及天然气价格提高或工艺技术改进后，某些表外储量可转变为表内储量[3] 。

煤层气量的计算

根据中华人民共和国石油天然气行业标准 《石油可储量计算方法》 （SY/T5367-1998），可储量的计算方法共10类18种方法，每种方法都有各自的适用范围和局限性。应根据油藏开发阶段和开发方式等具体条件选取适用的方法。本部分对砂岩油藏可储量的常用计算方法进行详细阐述。其他类型油藏可储量的计算方法可参阅中华人民共和国石油天然气行业标准 《石油可储量计算方法》及有关书籍。

1. 开发初期油田可储量的计算方法

开发初期是指油田的建设期或注水开发油田中低含水期。此阶段，油田动态资料少，油藏开规律不明显。计算可储量的方法有经验公式法、类比法、流管法、驱油效率-波及系数法、数值模拟法及表格法。矿场上经常用的计算方法是经验公式法、类比法及表格法。

（1） 经验公式法

经验公式法是利用油藏地质参数和开发参数评价油藏收率，然后计算可储量的简易方法。应用该法时，重要的是了解经验公式所依据的油田地质和开发特征以及参数确定方法和适用范围。

美国石油学会收率委员会阿普斯 （J. J. Arps） 等人，从1956年开始到1967年，综合分析和统计了美国、加拿大、中东等产油国的312个油藏的资料。根据72个水驱砂岩油田的实际开发资料，确定的水驱砂岩油藏收率的相关经验公式为：

油气田开发地质学

式中：ER——收率，小数；φ——油层平均有效孔隙度，小数；Swi——油层束缚水饱和度，小数；Boi——原始地层压力下的原油体积系数，小数； ——油层平均绝对渗透率，10-3μm2；μwi——原始条件下地层水粘度，mPa·s；μoi——原始条件下原油地下粘度，mPa·s；pi——原始油层压力，MPa；pa——油藏废弃时压力，MPa。

上式适用于油层物性好、原油性质好的油藏。

17～18年B·C·科扎肯根据伏尔加-乌拉尔地区泥盆系和石炭系沉积地台型42个水驱砂岩油藏资料，获得以下经验公式：

油气田开发地质学

式中：μR——油水粘度比；Cs——砂岩系数；Vk——渗透率变异系数；h——油层平均有效厚度，m；f——井网密度，ha/口；其余符号同前。

该经验公式复相关系数R＝0.85，适用于下列参数变化范围：μR＝0.5～34.3；

油气田开发地质学

（109～3200） ×10-3μm2；Vk＝0.33～2.24；h＝2.6～26.9m；Cs＝0.51～0.94；f＝7.1～74ha/口。

18年，我国学者童宪章根据实践经验和统计理论，推导出有关水驱曲线的关系式，并将关系式和油藏流体性质、油层物性联系起来，推导出确定水驱油藏原油收率的经验公式：

油气田开发地质学

式中： —束缚水条件，油的相对渗透率与水的相对渗透率比值；μo——地层原油粘度，mPa·s；μw——地层水粘度，mPa·s。

上式的优点是简单，式中两个主要因素：一是油水粘度比，很易测定；另一个因素油、水相对渗透率比值，可以根据相对渗透率曲线间接求得。

1985年我国石油专业储量委员会办公室利用美国和前苏联公布的109个和我国114个水驱砂岩油藏资料进行了统计研究。利用多元回归分析，得到了油层渗透率和原油地下粘度两者比值 （影响收率的主要因素），与收率的相关经验公式：

ER=21.4289(K/μo)0.1316

上式适合我国陆相储层岩性和物性变化大、储层连续性差及多断层的特点，计算精度较高。

（2） 驱油效率-波及系数法

驱油效率可以用岩驱油实验法和分析常规岩心残余油含量法。

1） 岩驱油实验法：用岩心进行水驱油的实验，是测定油藏水驱油效率的基本方法之一，可直接应用从油层中取出的岩心做实验，也可以用人造岩心做实验。具体方法是将岩心洗净烘干后，用地层水饱和，然后用模拟油驱水，直到岩心中仅有束缚水为止。最后用注入水进行水驱油实验，模拟注水开发油藏的过程，直到岩心中仅有残余油为止。水驱油效率为：

油气田开发地质学

式中：ED——水驱油效率，小数；Sor——残余油饱和度，小数；Soi——原始含油饱和度，小数。

2） 分析常规岩心残余油含量法：取心过程中，钻井液对岩心的冲洗作用，与注水开发油田时注入水的驱油过程相似。可以认为钻井液冲洗后的岩心残余油饱和度，与水驱后油藏的残余油饱和度相当。因此，只需要分析常规取心的残余油饱和度就能求出油藏注水开发时的驱油效率。即：

油气田开发地质学

式中：β——校正系数，其余符号同前。

原始含油饱和度的求取本章已有叙述。残余油饱和度的测定方法通常有蒸馏法、色谱法及干馏法。由于岩心从井底取到地面时，压力降低，残余油中的气体分离出来，相当于溶解气驱油，使地面岩心分析的残余油饱和度减小，所以应进行校正，β一般为0.02～0.03。

用分析常规岩心的残余油含量来确定水驱油效率，简便易行。但是实际上，取心过程与水驱油过程有差别，用残余油饱和度法求得的水驱油效率往往较油田实际值低。

上述两种方法求得的驱油效率乘以注水波及系数，即为水驱收率。

波及系数是水驱油的波及体积与油层总体积之比。水驱波及系数与油层连通性、非均质性、分层性、流体性质、注井网的部署等都有密切的关系。连通好的油层，水驱波及系数可以达到80％以上；连通差的油层和复杂断块油藏，往往只有60％～70％。

（3） 类比法

类比法是将要计算可储量的油藏同有较长开发历史或已开发结束的油藏进行对比，并借用其收率，进行可储量计算。油藏对比要同时比较地质条件和开发条件，才能使对比结果接近实际。地质条件包括油藏的驱动类型、储层物性、流体性质及非均质性。开发条件包括井网密度、驱替方式及所用的工艺技术等。

（4） 表格计算法

表格计算法是根据油气藏的驱动类型，参照同类驱动油藏的收率，根据收率估算的经验，给定某油藏的收率值，估算其可储量。

油气藏的驱动类型是地层中驱动油、气流向井底以至出地面的能量类型。油气藏的驱动类型可分为弹性驱动、溶解气驱、水压驱动、气压驱动、重力驱动。油气藏的驱动类型决定着油气藏的开发方式和油气井的开方式，并且直接影响着油气开的成本和油气的最终收率。所以一个油气田在其投入开发之前，必须尽量把油气藏的驱动类型研究清楚。

油气藏驱动类型对收率的影响是很大的，但是同属一个驱动类型的油气藏，由于各种情况的千差万别，其收率不是固定的，而是存在着一个较大的变化范围。表7-3给出油藏在一次油和二次油时，不同驱动类型收率的变化范围。

表7-3 油藏收率范围表

表7-3所列出油气藏不同驱动类型时收率值的范围，是由大量已开发油气田所达到最终收率的实际统计结果而得出的。油藏三次油注聚合物等各种驱油剂的最终收率范围，则是依据实验室大量驱替试验结果得出的。不论是实际油气田的统计值还是驱替试验结果，均未包括那些特低或特高值的情况。仅由表中所列的数值范围就可看出，油气藏不同驱动类型之间最终收率相差很大，就是同一驱动类型的油气藏相差也悬殊。

（5） 流管法

流管法由于计算过程烦琐，矿场上不常用，因篇幅所限，此处不作介绍。

（6） 数值模拟法

数值模拟法适用于任何类型、任何开发阶段及任何驱替方式的油藏。开发初期，油藏动态数据少，难以校正地质模型，用数值模拟方法只能粗略计算油藏的可储量。

2. 开发中后期可储量的计算方法

开发中后期是指油田含水率大于40％以后，或年产油量递减期。开发中后期可储量的计算方法主要有水驱特征曲线法、产量递减曲线法、童氏图版法。

（1） 水驱特征曲线法

所谓水驱特征曲线，是指用水驱油藏的累积产水量和累积产油等生产数据所绘制的曲线。最典型的是以累积产水量为纵坐标，以累积产油量为横坐标所绘制的单对数曲线。

根据行业标准SY/T5367-1998，水驱特征曲线积算可储量共分为6种基本方法，加上童氏图版法，共7种方法。

1） 马克西莫夫-童宪章水驱曲线：此曲线常称作甲型水驱曲线，一般适用中等粘度（3～30mPa·s） 的油藏。其表达式为：

lgWp=a+bNp

可储量计算中，以实际的累积产水量为纵坐标，以累积产油量为横坐标，将数据组点在半对数坐标纸上。利用上式进行线性回归，得到系数a和b。然后利用下式计算可储量：

油气田开发地质学

计算技术可储量时，一般给定含水率fw＝98％，计算对应于含水率98％时的累积产油量即为油藏的技术可储量。

2） 沙卓诺夫水驱曲线：沙卓诺夫水驱曲线适用于高粘度 （大于30mPa·s） 的油藏。表达式为：

lgLp=a+bNp

以油藏实际的累积产液量为纵坐标，以累积产油量为横坐标，数据组点在半对数坐标纸上，进行线性回归，得到上式中的系数a和b。同理给定含水率98％，计算油藏的可储量，计算公式如下：

油气田开发地质学

3） 西帕切夫水驱曲线：此种曲线适用于中等粘度 （3～30mPa·s） 油藏。表达式为：

油气田开发地质学

对应的累积产油量与含水率的关系式为：

油气田开发地质学

4） 纳扎洛夫水驱曲线：此种水驱曲线适用于低粘度 （小于3mPa·s） 的油藏。其表达式为：

油气田开发地质学

对应的累积产油量与含水率的关系式为：

油气田开发地质学

5） 张金水水驱曲线：此种水驱曲线适用于任何粘度、任何类型的油藏。其表达式为：

油气田开发地质学

对应的累积产油量与含水率的关系式为：

油气田开发地质学

6） 俞启泰水驱曲线：俞启泰水驱曲线适用于任何粘度、任何类型的油藏。其表达式为：

油气田开发地质学

对应的累积产油量与含水率的关系式为：

油气田开发地质学

7） 童氏图版法：童氏图版法也是基于二相渗流理论推导出的经验公式，其含水率与出程度的关系表达式为：

油气田开发地质学

以上七个公式中：Wp——累积产水量，104t；Np——累积产油量，104t；Lp——累积产液量，104t；fw——综合含水率，小数；R——地质储量出程度，小数；ER——收率，小数。

利用童氏图版法计算可储量，首先是依据如下图版 （图7-14），将油藏实际的含水率及其对应的出程度绘制在图版上，然后估计一个收率值。最后由估计的收率和已知的地质储量，计算油藏的可储量。一般童氏图版法不单独使用，而是作为一种参考方法。

图7-14 水驱油田收率计算童氏图版

前述1～6种方法均是计算可储量常用的方法。但对某个油藏，究竟选取哪种方法合理，不能单纯凭油藏的原油粘度来选择方法。要根据油田开发状况综合考虑，避免用单一因素选择的局限性。一般的做法是：首先，根据原油粘度选择一种或几种计算方法，计算出油藏的可储量和收率。然后，参考童氏图版法，看二者的收率值是否接近。若二者取值接近，说明生产数据的相关性好。但所计算的可储量是否符合油田实际，还要根据油藏类型及开发状况进行综合分析。若经过分析认为所计算的可储量不合理，则还要用其他方法进行计算。

（2） 产油量递减曲线法

任何一个规模较大的油田，按照产油量的变化，大体上可以将其开发全过程划分为3个阶段，即上产阶段、稳产阶段及递减阶段。但有些小型油田，因其建设周期很短，可能没有第一阶段。所述的3个开发阶段的变化特点和时间的长短，主要取决于油田的大小、埋藏深度、储层类型、地层流体性质、开发方式、驱动类型、开工艺技术水平及开发调整的效果。一个油藏的产油量服从何种递减规律，主要是由油藏的地质条件和流体性质所决定的，开发过程中的调整一般不会改变油藏的递减规律。

递减阶段产油量随时间的变化，服从一定的规律。Arps产油量递减规律有指数递减、双曲递减及调和递减三大类。后人在Arps递减规律的基础上，对Arps递减规律进行了补充完善。中华人民共和国行业标准 《石油可储量计算方法》 综合了所有递减规律研究成果，列出了用产油量递减曲线法计算油藏原油可储量的4种计算方法。

1） Arps指数递减曲线公式

递减期年产油量变化公式：

Qt=Qie-D

递减期累积产油量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可储量计算公式：

油气田开发地质学

式中：Di——开始递减时的瞬时递减率，1/a；Qi——递减初期年产油量，104t/a；Qt——递减期某年份的产油量，104t/a；Qa——油藏的废弃产油量，104t/a。

递减期可储量计算的步骤是：

第一步，以年产油量为纵坐标，以时间为横坐标，在半对数坐标纸上，绘制递减期的年产油量与对应的年份数据组，并进行线性回归，得到一条直线，直线方程式为：lgQt＝lgQi-Dit。则直线截距为lgQi，直线斜率为-Di，从而求得初始产量Qi，递减率Di。

第二步，确定油藏的废弃产量Qa。计算技术可储量时，一般以油藏稳产期的年产液量对应含水率98％时的年产油量为废弃产量。也可以根据开发的具体情况，根据经验，给定一个废弃产量。

第三步，由第一步所求的Qi，Di和第二步所求的Qa，代入递减期可储量计算公式，即可求得油藏的递减期可储量。递减期可储量加上递减前的累积产油量就是油藏的可储量。

2） Arps双曲递减曲线公式

递减期产油量变化公式：

油气田开发地质学

递减期累积产油量计算公式

油气田开发地质学

递减期可储量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可储量计算的步骤如下：

第一步，求递减初始产油量Qi，初始递减率Di和递减指数n。产油量变化公式两边取对数得：

油气田开发地质学

给定一个，nDi值，依据上式，用油藏实际的产油量和对应年限数据组，进行线性回归。反复给定nDi值，并进行回归，直到相关性最好。此时，直线的截距为lgQi，直线斜率为-1/n。从而可求得Qi，n及Di值。

第二步，确定废弃产油量。

第三步，计算递减期可储量。将第一步所求得的3个参数和废弃产油量代入递减期可储量计算公式，便可求得递减期可储量值。递减期可储量加上递减前的累积产油量就是油藏的可储量。

3） Arps调和递减曲线公式

Arps双曲递减指数n＝1，就变成了调和递减曲线。

递减期产油量变化公式：

油气田开发地质学

递减期累积产油量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可储量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可储量计算的步骤如下：

第一步，求递减初始产油量Qi，初始递减率Di。把产油量变化公式与累积产油量计算公式组合成：

油气田开发地质学

累积产量与产量呈半对数线性关系。根据直线的截距和斜率，可求得Di，Qi值。

第二步，确定废弃产油量。

第三步，计算递减期可储量。将第一步所求得的3个参数和废弃产油量代入递减期可储量计算公式，便可求得递减期可储量值。递减期可储量加上递减前的累积产油量就是油藏的可储量。

4） 变形的柯佩托夫衰减曲线Ⅱ

递减期产油量变化公式：

油气田开发地质学

递减期累积产油量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可储量计算公式：

油气田开发地质学

计算可储量之前，首先要求得参数a，b，c。求参数常用且简便的方法如下：

首先，求得参数a和c。由递减期产油量变化公式和递减期累积产油量计算公式可得：

tQt+Np=a-cQt

根据上式，以tQt＋Np为纵坐标，Qt为横坐标，进行线性回归，直线截距为a，斜率为-c。从而求得参数a和c。

然后，求参数b。将所求参数a和c代入累积产油量计算公式，以累积产油量Np为纵坐标，以1/（c＋t）为横坐标，进行线性回归，则直线截距即为a，直线斜率即为要求的参数b。

国际上油气可储量管理分类标准差异

煤层气与煤炭有着密不可分的内在联系。由于含煤盆地已经不同程度地进行了煤田勘探，所以在煤层气勘探中为了降低风险和投资，首先要收集以往的勘探成果，掌握物化探及钻孔资料，充分利用煤田勘探及瓦斯测试孔的成果，尽可能对煤层地质特征及含气性进行了解。由于煤田勘探程度不同，对煤层地质特征和含气情况认识程度也不同，进而使煤层气勘探程度和量及储量的可靠性也不同。为了正确评价，首先应该分级别计算煤层气量和储量。

虽然煤层气的赋存方式和富集规律不同于常规天然气，勘探方法也有其特点。但是，与常规石油天然气勘探一样，煤层气的勘探也具有阶段性，首先应当从盆地评价工作开始，在煤田勘探的基础上进行煤层气区域勘探、预探及评价钻探，由单井试到井组试验，逐步建立起煤层气储量序列。下面根据《煤层气/储量规范》（DZ/T 0216—2002）的内容，介绍煤层气储量的计算方法。

3.4.1 煤层气

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

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

3.4.2 煤层气地质储量

煤层气地质储量：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。

原始可储量（简称可储量）：是地质储量的可部分，指在现行的经济条件和法规允许的条件下，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出的煤层气数量。

经济可储量：是原始可储量中经济的部分，指在现行的经济条件和法规允许的条件下，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出，并经过经济评价认为开和销售活动具有经济效益的那部分煤层气储量。经济可储量是累计产量和剩余经济可储量之和。

剩余经济可储量：指在现行的经济条件和法规允许的条件下，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出，并经过经济评价认为开和销售活动具有经济效益的那部分煤层气数量。

3.4.3 煤层气/储量的分类与分级

3.4.3.1 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，将煤层气量分为待发现的和已发现的两级。已发现的煤层气量，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。可储量可根据所在的地质储量确定相应的级别。

3.4.3.2 分类

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。

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给予扶持政策的条件下，可以转变为经济的。

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。

3.4.3.3 分级

预测的：初步认识了煤层气的分布规律，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，煤层气的可靠程度很低，储量的可信系数为0.1～0.2。

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，因此煤层气可靠程度不高，储量的可信系数为0.5左右。

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及可性。煤层气的可靠程度很高，储量的可信系数为0.7～0.9。

剩余的探明经济可储量可以根据开发状态分为已开发的和待开发的两类：①已开发的，是指从探明面积内的现有井中预期出的煤层气数量；②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出的煤层气数量。

3.4.3.4 煤层气储量分类、分级体系

根据煤层气储量分类、分级标准及其与勘探控制工程的对应关系，建立煤层气储量分类和分级体系（表3.5）。

表3.5 煤层气/储量分类与分级体系

3.4.4 煤层气储量计算

3.4.4.1 储量起算条件和计算单元

（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3.6。表3.7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3.6 储量起算单井产量下限标准

表3.7 各级煤层气储量勘查程度和认识程度要求

（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《煤炭地质勘探规范》。

（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（0.5～0.8 m）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（见表3.8）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3.8 煤层含气量下限标准

3.4.4.2 储量计算方法

（1）地质储量计算

A.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。

B.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。

体积法的计算公式为

Gi＝ 0.01 AhDCad

或

煤成（型）气地质学

式中：Cad＝100Cdaf（100－Mad－Ad）；Gi为煤层气地质储量，108m3；A为煤层含气面积，km2；h为煤层净厚度，m；D为煤的空气干燥基质量密度（煤的容重），t/m3；Cad为煤的空气干燥基含气量，m3/t；Ddaf为煤的干燥无灰基质量密度，t/m3；Cdaf为煤的干燥无灰基含气量，m3/t；Mad为煤中原煤基水分，%；Ad为煤中灰分，%。

（2）可储量计算

A.数值模拟法

数值模拟法是煤层气可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（或试数据）进行拟合匹配，最后获取气井的预计生产曲线和可储量。

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。

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。

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储量和探明可储量。

B.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：

1）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；

2）可以明确界定气井的产气面积；

3）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；

4）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。

C.收率计算法

可储量也可以通过计算气藏收率来计算，计算公式为

煤成（型）气地质学

式中：Gr为煤层气可储量，108m3；Gi为煤层气地质储量，108m3；Rf为收率，%。

煤层气收率（Rf）可以通过以下几种方法计算：

1）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，只能用于预测可储量计算。

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

煤成（型）气地质学

式中：GPL为气井累计气体产量，108m3；Giw为井控范围内的地质储量，108m3。

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

煤成（型）气地质学

式中：Cgi为原始储层条件下的煤层气含量，m3/t；Cga为废弃压力条件下的煤层气含量，m3/t。

4）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，可用于探明可储量的计算。

煤成（型）气地质学

式中：GPL为气井累计气体产量，108m3；Giw为井控范围内的地质储量，108m3。

3.4.5 煤层气储量计算参数的选用和取值

3.4.5.1 体积法参数确定

（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）控程度应达到表3.13和表3.7所规定的井距要求。含气面积边界圈定原则如下：

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。

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表3.13规定井距的0.5～1.0倍，可分以下几种情况（定表3.13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。

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表3.13规定井距的0.5～1.0倍。

（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：①应是经过煤层气井试证实已达到储量起算标准，未进行试的煤层应与邻井达到起算标准的煤层是连续和相似的；②井（孔）控程度应达到表3.13井距要求，一般用面积权衡法取值；③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；④单井有效厚度下限值为0.5～0.8 m（视含气量大小可作调整），夹矸层起扣厚度为0.05～0.10 m。

（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》。

（4）煤含气量

可用干燥无灰基或空气干燥基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：

煤成（型）气地质学

式中：Cad为煤的空气干燥基含气量，m3/t；Cdaf为煤的干燥无灰基含气量，m3/t；Mad为煤中原煤基水分，%；Ad为煤中灰分，%。

但是，为了保证计算结果的准确性，最好用原煤基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，校正公式为：

煤成（型）气地质学

式中：Cc为煤的原煤基含气量，m3/t；Cad为煤的空气干燥基含气量，m3/t；A为煤的平均灰分，%；Meq为煤的平衡水分，%；β为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：

1）计算探明地质储量时，应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。样间隔：煤层厚度10 m以内，每0.5～1.0 m 1个样；煤层厚度10 m以上，均匀分布10个样以上（可每2 m或更大间隔1个样）。井（孔）控程度达到表3.13规定井距的1.5～2.0倍，一般用面积权衡法取值，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。

2）计算未探明地质储量时，可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。

3）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空区的有关地质环境和构造条件后可作为计算推测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，校正后可用于推测量计算。

4）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。

3.4.5.2 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。

3.4.5.3 储量计算参数取值

1）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。

2）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，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用算术平均法计算，其他参数一般应用煤层气参数试验井井点控制面积权衡法计算。

3）各项参数名称、符号、单位及有效位数见表3.13的规定，计算中一律用四舍五入进位法。

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

3.4.6 煤层气储量评价

3.4.6.1 地质综合评价

（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（表3.9）。

（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（表3.10）。

表3.9 储量规模分类

表3.10 储量丰度分类

（3）产能

按气井的稳定日产量，将气藏的产能分为4类（表3.11）。

（4）埋深

按埋藏深度，将气藏分为3类（表3.12）。

表3.11 煤层气井产能分类

表3.12 煤层气藏埋深分类

3.4.6.2 经济评价

1）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。

2）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。

3）所有申报的探明储量必须进行经济评价。

4）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。

5）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。

表3.13 煤层气探明地质储量计算关于储层的基本井（孔）控要求

建议进一步阅读

1.宋岩，张新民等.2005.煤层气成藏机制及经济开理论基础.北京：科学出版社，1～9

2.赵庆波等.1999.煤层气地质与勘探技术.北京：地质出版社，45～53

3.张新民等.2002.中国煤层气地质与评价.北京：科学出版社，51～61

4.中华人民共和国国土部.2003.中华人民共和国地质矿产行业标准（DZ/T 0216—2002）.煤层气/储量规范.北京：地质出版社

油气地质储量计算的方法是什么？

孙冲　任玉林　黄学斌

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

摘要 在研究了目前世界上三大阵营、5个层面的剩余可储量管理分类标准基础上，分析对比了中外油气储量分类与管理模式差异，对国际上通行的储量标定方法进行了评价，结合我国油气储量标定要求，依据储量管理的目的和原则，优选出适合我国特点的剩余可储量管理的分类标准——SPE标准。

关键词 国际油气项目 剩余可储量 分类标准 管理模式 差异

International Difference in Classification Criteria of Oil/Gas Recoverable Reserves's Management

SUN Chong，REN Yu-lin，HUANG Xue-bin

（Exploration and Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）

Abstract Based on research in classified criteria of remaining recoverable reserve’s management，which includes three camps and five levels.It analysed and compared the difference between Chinese and foreign oil reserves classifications and managing modes，evaluated international popular reserves demarcating methods.Combined China’s demand of oil/gas reserves demarcation，according to the aim and principle of reserves management.It optimized classification criteria of remaining recoverable reserve’s management，which could suit China’s characteristics—SPE standard.

Key word International oil/gas project Remainder recoverable reserves Classification criteria Managing mode

在国外，“储量（Reserves）”通常指“在现行的经济与技术条件和法规下，预期指定日期之后能从地下的油、气藏中出的原油、天然气的数量”。油气储量是油气公司的核心资产，是衡量油气公司的价值和成长的标准。对于一国的油气储量，首先要依据国际通行的标准和方法，对其储量进行合理评估。为此，国际各大石油组织、不同的国家和地区都相继建立了一系列用于油气储量评估的分类体系和评估规则。比较通用和国际公认的概念，来源于国际石油大会（WPC）、美国石油工程师协会（SPE）和美国证券交易委员会使用的SEC标准。我国石油企业经营管理的理念已发生了很大变化，储量管理也做了很多改进，但尚未与国际通行规则或SEC标准完全接轨，至少关于储量的概念，与国外就有很大的差别。需进一步阐明这些异同，以便为实现油气储量管理逐步与国际接轨创造条件。

1 世界主要国可储量分类标准及特点

矿产的分级分类体系大体可以分为三大阵营和5个层面。三大阵营分别是指以美国、加拿大、澳大利亚、南非为代表的矿业大国阵营，以工业相对发达的北欧和矿业相对富有的南美为代表的北欧、南美阵营以及以俄罗斯和中国为代表的原体制国家阵营；5个层面分别指与勘探开发有关的公司层面、行业协会层面、国家层面、国际层面和资本投资层面（表1）。在石油方面，中东国家并没有自己独特的储量分类体系，这些国家基本上使用的是西方国家的储量标准，尤其是美国标准。无论是哪个阵营和层面，建立量和储量分级分类体系的目的为：①为正确量化而建立技术指标；②为相互交流建立对应关系。

表1 世界矿产分类体系

目前，主要国在剩余可储量管理上，用的分类标准主要有：SPE标准、中国储委新标准、俄罗斯分类标准、加拿大石油学会分类标准和挪威油气储量分类标准；在储量资产上市时，用的标准为SEC储量分类标准。

1.1 SPE 可储量分类标准

石油工程师协会（SPE）可储量分类标准（图1）将剩余可储量分为证实储量和未证实储量。证实储量细分为已开发的和未开发的，未证实储量细分为概算储量和可能储量。SPE油气储量标准定义主要包括3项内容：

（1）证实储量：是指在现行经济条件、操作方法和法规下，根据地质和（或）工程数据分析，合理确信地评估，从某一指定时间以后，从已知油气藏可以商业开的石油数量。如用概率法，那么实际开数量将等于或大于此评估值的概率至少有90%。

（2）概算储量：地质和（或）工程数据表明很可能开出来的未证实储量。如用概率法，实际开数量将等于或超过评估证实与概算储量总和的概率应当至少50%。

（3）可能储量：地质和（或）工程数据分析表明比概算储量可性更差的储量。如用概率法，实际开数量将等于或超过评估证实加概算加可能储量总和的概率应当至少10%。

图1 SPE储量分类标准

1.2 中国储委新标准

为了与国际储量分类标准接轨，中国储委分别于2004年和2005年颁布了《石油天然气/储量分类》和《石油天然气储量计算规范》。中国储委新标准框图见图2。

图2 中国储委新标准

中国储委新标准定义包括3项内容：

（1）探明技术可储量是指满足下列条件所估算的技术可储量：①已实施的操作技术和近期将用的操作技术；②已有开发概念设计或开发方案，并已列入或将列入中近期开发；③以近期平均价格和成本为准，可行性评价为经济的和次经济的。继续向下分为探明经济可储量和探明次经济可储量。

（2）控制技术可储量是指满足下列条件所估算的技术可储量：①推测可能实施的操作技术；②可行性评价为次经济以上，继续向下分为控制经济可储量和控制次经济可储量。

（3）预测技术可储量是指满足下列条件所估算的技术可储量：①乐观推测可能实施的操作技术；②将来实际出量大于或等于估算的技术可储量的概率至少为10%。

1.3 俄罗斯储量新标准

俄罗斯储量新标准框图见图3。

图3 俄罗斯储量分类新标准

1.4 加拿大石油学会储量分类标准

目前，加拿大制定了一系列油气储量分类体系和评估规则。根据加拿大NI51-101法则之油气活动披露准则（Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities），油气公司必须根据加拿大油气评估手册第一卷《储量定义和评估程序》（Volume 1 of the Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook（COGEH））来进行油气储量分类，并作为所有储量评价的标准。

参照2000年SPE和WPC共同起草的《石油量分类和定义》，对于储量，COGEH推荐用证实储量（1P）、证实储量+概算储量（2P）、证实储量+概算储量+可能储量（3P）来反映其概率水平，同时认为证实储量（1P）是相对较为保守的，证实储量+概算储量（2P）是较为现实的，证实储量+概算储量+可能储量（3P）是较为乐观的。对于证实储量（1P），其评估储量可出的概率为90%或更高；对于证实储量+概算储量（2P），其评估储量可出的概率为50%或更高；对于证实储量+概算储量+可能储量（3P），其评估储量可出的概率为10%或更高。加拿大石油学会储量分类标准框图见图4。

图4 加拿大石油学会储量分类标准

1.5 SEC 储量分类标准

SEC是1929年10月由美国联邦成立的一个专门从事金融管理和市场监督的机构。为保证上市油气公司信息披露的真实性和可靠性，确保投资者的利益，SEC制定了油气储量评估规则。所有在美国上市的油气公司必须按照这一规则进行储量评估，并披露评估信息，信息的披露直接影响着上市石油公司的股票价值和信誉。在证券市场，油气储量及其价值的变化很大程度上预示着投资价值的变化。SEC标准评估的证实储量只是储量序列中最为可靠、风险最小的那一部分，也是在开发后肯定会获得经济回报的那一部分。SEC储量分类标准框图见图5。

图5 SEC储量分类标准

SEC储量分类标准定义包括3个方面：

（1）证实储量：在现行经济和操作条件下，由地质和工程资料证明将来从已知油气藏中能以合理的确定性出的原油、天然气和天然气液的数量，即价格和成本以评估时的实际情况为准。价格的变化只考虑合同协议中提供的现有价格的变化，但不包括将来条件改变引起的价格上升。证实储量又分为证实已开发储量以及证实未开发储量。

（2）证实已开发储量：是通过现有井、用现有设施和操作方法预期可出的储量。对于通过注水或其他提高收率技术补充天然能量和改善一次开机理预期可获得的油气增加量，若划归“证实已开发储量”，仅仅是指在先导项目试验之后，或已安装的流程取得生产效果而得以证实增加的可储量是可实现的。证实已开发储量包括正生产和未生产储量。

（3）证实未开发储量：是指预期从未钻开发井地区的新井中，或需要支出相当多的费用进行重新完井能够出的储量。未钻开发井的地区仅限于那些与已钻井相邻的可生产单元。对于其他未钻井地区，只有具备与现有产层存在生产连续性的条件，才能够定位证实储量。任何地区，只要注水或其他提高收率技术的实施尚在设想中，其储量都不能归为证实未开发储量，除非这些技术通过同一地区同类油藏进行的试验证实是有效的。

1.6 各类储量分类标准间对应关系

（1）中国储委新标准—SPE—SEC储量分类标准对比：经过储量套改的中国储委新标准与SPE和SEC标准有较好的对应关系（图6），同时存在一些比较小的差异：①中国储委新标准剩余可储量管理目的是尽可能最大限度利用，偏重于计算技术剩余可储量，反映油田开发水平的高低；②SPE标准适用于国际油公司间的资产评估，注重公平利益竞争，是得到广泛认可的真正国际化的中立标准，在储量交易过程中是被世界上大多数国家和油公司普遍认可的标准。

图6 中国储委新标准—SPE—SEC储量分类标准对应关系

（2）俄罗斯储量新标准与SPE分类对比：俄罗斯储量新标准的A级、B级、C1级和C2级可储量分别对应SPE标准的证实已开发、证实未开发、概算和可能级别储量。

（3）SPE—SEC储量分类标准对比：SPE和SEC储量分类标准在技术可操作性、经济条件、时间属性、流体界面及含油面积等5个属性上具有明显不同（表2）。同时，SPE和SEC储量分类标准在储量标定方法上也存在一定差异，SEC储量分类标准更加严格；虽然SEC也认可类比法，但是要求油藏较类比油藏具有相同或更好的储层性质，而SPE只要求油藏性质类似即可（表3）。

表2 SPE—SEC储量分类标准对比（一）

表3 SPE与SEC储量分类标准对比（二）

2 储量管理国际通行标准发展趋势

展望世界油气与储量分类标准，可以看到其发展趋势：

（1）SPE标准是到目前为止最为全面和最具权威性的石油/储量分类标准，目前西方国家，尤其是美国、加拿大、澳大利亚和委内瑞拉等国的大油公司参照和直接使用的油气/储量的体系。近年来，中国、俄罗斯等国的储量标准也逐渐向此靠拢。

（2）对剩余可储量实行动态管理：西方（尤其证券市场）的油气储量是运用“商业价值—资产经营—市场化可行性—可储量—地质储量”的逆向思维来建立的，立足点在动态的剩余可储量上；国际通行标准的分类，以剩余可储量的可靠性和可利用程度划分为主，储量与评价程度、开发阶段紧密相连。

（3）剩余可储量本身必须是经济的：对于储量，首先考虑经济极限，然后考虑现有储量的开能否收回储量基准日之后的所有投资和成本，经济性对储量的大小有直接影响。储量评估标准的应用在部分地区受到区域限制，比如加拿大公司要求用加拿大储量评估标准，哈萨克斯坦要求用俄罗斯标准，目前世界上大多数咨询公司在开展储量评估时大多认可和用SPE储量分类标准（表4）。

表4 储量评估公司开展项目评估时用的储量分类标准对比

综上所述，中外油气储量分类与管理模式上存在以下差异（以美国为例）：①油气储量用途上的差异，中国将其用于国家管理规划和指导勘探开发及中长期规划，而美国为满足国家法律、规定的要求和公司管理、竞争的要求；②油气储量概念上的差异；③油气储量计算时间上的差异，中国各级储量的计算与勘探开发阶段相联系，而美国计算储量一般不限于勘探开发阶段，根据需要，随时都可计算3P（Proved Reserves，Probable Reserves，Possible Reserves）储量，作为资产管理，计算更加频繁；④油气储量分类及可靠性的差异；⑤油气储量经济性上的差异，中国的油气储量计算对商业性考虑不够，存在部分探明储量无法动用情况，而美国证实储量必须是储量评价时具有经济性的，一般不存在不能开发的虚证实储量数据；⑥油气储量级别要求上的差异，产能把握性、地质储量可靠性和提高收率方法方面存在差异；⑦油气储量管理模式的差异，国外油气储量管理的对象主要是可储量、经济可储量和剩余经济可储量，强调的是储量的货币价值，国内现行油气储量管理的对象是地质储量，强调的是各种储量的序列结构。国外对油气储量的管理实行动态管理，分类评价的主导思想是在现有开技术、经济约束条件下是否盈利，对达不到经济条件的储量进行及时的调整，降低储量级别，体现出鲜明的经济观和现实观。国内对开发储量的分类和管理比较粗放，对未来开发探明储量的分类和管理则较细，体现了鲜明的前瞻性和宏观性。

国外对油气储量的评价主要依靠经济条件、现有的工艺技术、现行的法规是否具有商业价值。国内现行的评价依据主要是根据勘探开发阶段对油气储量的认识程度。国内可储量允许一定推测，而国外强调“眼见为实”。

3 油公司储量管理选用分类标准的原则

（1）从技术上能够更好地指导开发生产，为油公司制定发展战略、决策及有关海外在产油田的技术经济政策等提供依据。

（2）满足油公司储量资产评估及管理的需要：主要是国际油公司间储量资产横向对比以及对外发布储量资产信息的需求。

（3）满足国内储量管理需求。

（4）处理好油公司与海外在产油田所属国之间储量管理的关系：油公司储量资产分布在世界各地，如何同时满足油公司和国对开发生产项目储量管理的需要，处理好其中的分歧是需要解决的问题之一。

（5）处理好油公司与不同作业者之间的关系（对储量资产的评价达成共识）：同一个项目拥有两个或两个以上作业者，如何处理好不同作业者之间的储量资产核实认同的关系是需解决的问题之一。

4 国际油气项目中的储量分类、评估和管理体系

（1）为加快我国油气储量评估与国际通用规则的接轨同步，海外项目储量管理要由地质储量为主转变为地质储量和可储量并重，由静态储量为主转变为静态储量和动态剩余可储量并重，以实现油气资产化动态管理。

（2）我国油气储量分类与国际通用标准的主要差别在探明经济可储量方面（我国储量新标准虽考虑了证实储量的分类原则，探明剩余经济可储量可以基本对应SPE/WPC的证实储量，但其细分又不能对应）。为与国际接轨，我国应增加对可储量动态价值的考量，使我国的储量分类体系既符合国情与习惯，又能实现国际间交流合作与海外项目的正常经营要求。

（3）对于探明已开发储量的评估应按照SEC标准，用国际通用的现金流法，计算剩余的可储量的经济价值。

（4）为适应国外油气储量市场的激烈竞争和石油公司参与国际上储量转让与合作开的要求，对包括探明已开发储量、探明未开发储量等不同级别的油气储量，都应建立净现值法和投资回收期法等多种不同的评估方法，为海外项目的投资决策提供技术支持。

（5）要按照SEC的做法，把储量作为一种资产，储量评估侧重于证实剩余经济可储量和储量资产剩余价值的计算。计算一般分已开发储量的剩余价值和未开发储量的剩余价值。对已开发储量的评估主要应用产量递减分析法和数值模拟法。对未开发储量来说，应按照国际勘探和评价期，用类比模拟法和容积法等方法做好石油天然气可开储量的评估、油井生产能力的早期评价、开发方式的早期预测、开发层系和井网的筛选、井网密度合理确定以及油田开发早期主要开发指标和早期的预测等工作。

（6）油气储量是一个海外油气开发项目赖以生存和发展的基础。油气储量评估则是项目获得成功的关键。根据国际石油市场原油价格、开发成本及油田变化规律，搞好海外油气项目的储量评估，是提高油田开发效果、实现利润最大化、投资回报最大化的有力保障之一。海外项目应该定期，尤其是重大投资决策或油价、税收政策发生变化或开技术实现重大突破时，对油气的剩余价值进行重新评价，分析开发速度和投资、开发技术及成本结构的内在联系，并以此作为依据制定和修改有关部署和决策，调整投资方向。

参考文献

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油气储量状况如何？

油气地质储量通常用容积法计算。所谓容积法，就是将含油（或含气）面积乘以油层的平均有效厚度，再乘以储油层岩石的平均有效孔隙度，就得到储存油或气的孔隙体积。但整个孔隙空间并非为油气所独占，还必须将水占据的孔隙体积剔除，这就得再乘上含油饱和度（或减去含水饱和度的参数），这样，油（或气）真正占据的孔隙体积则被求出。我们计算油气量是要知道在地面条件下（标准压力、标准温度条件）的量，不是只了解油气在油气藏压力、温度条件下的体积，所以，还必须乘上油气的密度并除以油或气的体积系数，这样，才可以实实在在提交出地面条件下油气的地质储量。根据容积法的原理，当有了精细的地质模型以后，计算机就会很快将储量计算出来。

油气地质储量的计算公式如下：

（1）石油地质储量的计算（按地面条件下重量计算）。

公制单位计算公式：

式中，N为石油地质储量，万吨；A为含油面积，平方千米；h为平均有效厚度，米；Φ为平均有效孔隙度，小数；SWi为油层原始平均含水饱和度，小数；ρo为地面脱气原油密度，吨/立方米；Boi为原始原油平均体积系数，立方米/立方米。

地层原油中的原始溶解气地质储量计算公式如下：

式中，GS为溶解气的地质储量，亿立方米；Rsi为原始溶解气油比，立方米/吨。

（2）天然气地质储量的计算（按地面条件下容积计算）。

公制单位计算公式：

式中，G为天然气地质储量，亿立方米；A为含气面积，平方千米；h为平均有效厚度，米；Φ为平均有效孔隙度，小数；Swi为平均气层原始含水饱和度，小数；T为气层绝对温度，开尔文；TSC为地面标准绝对温度，开尔文；PSC为地面标准压力，兆帕；Pi为气田的原始地层压力，兆帕；Zi为原始气体偏差系数，无因次量。

与矿产储量估算和报告编制有关的基本概念

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，不能全部出。因而油气储量可分为两大类，即地质储量和可储量。

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) 可能开的地质储量：是在现有技术和经济条件下，有开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，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)可储量可储量是指在现代工艺技术水平和经济条件下，能从储集层中出的那一部分地质储量。可储量原则上等于地质储量乘以经济收率。显然，可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。

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储量：

式中　GR——定容封闭气藏的可储量，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？什么是可储量？

26.油气储量可划分为哪？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？

煤层气/储量规范

周圣华

作者简介：周圣华，中国有色金属矿产地质调查中心，地质处处长，高级工程师，矿产储量评估师。

1 矿产储量估算方法

1.1 基本概念

矿产储量估算方法，是指矿产埋藏量估算过程中，各种参数及其储量的计算方法和相应软件的统称。由于矿产赋存方式千差万别，开发利用方式也不尽相同，因此，必须要研究适合不同矿种的矿产储量估算方法。根据我国矿产勘查开发过程中的应用实践，就矿产储量估算方法选择的角度，可以将矿产划分为三大类：第一类是固体矿产，包括金属矿产、非金属矿产和煤；第二类是石油、天然气、煤层气；第三类是地下水。

1.2 矿产储量估算方法的主要种类

关于矿产储量估算方法，可以参照由国土部储量司组织编著，2000年4月由地质出版社发行的《矿产储量计算方法汇编》。

油气方面，用于储量估算的方法主要有容积法、物质平衡法、弹性二相法、概率统计法(亦称蒙特卡洛法，Monte-Carlo)以及产量递减法(计算最终可储量)；地下水方面，目前主要用数值法。

固体矿产方面，根据国内的应用实践，可以分为三大类：

1.2.1 传统方法

根据计算单元划分方式的不同，又可分为断面法和块段法两种。这两种方法是我国几十年来矿产勘查、开发过程中应用最为广泛的两大基本方法。

1.2.1.1 断面法(亦称剖面法)

依据断面之间的相互关系，进一步分为平行断面法、不平行断面法。

平行断面法，依据断面的方向，可分为：水平断面法和垂直断面法。水平断面法适用于利用水平中段计算储量，多用于坑道控制的矿体以及露天开矿床的储量计算。垂直断面法，依据断面位置的不同，可分为勘探线剖面法和线储量计算法。勘探线剖面法，要求用于储量计算的勘查工程(包括探槽、钻孔、坑道等)均位于勘探线剖面上，或偏离距离在允许范围内。线储量计算法，是以勘探线间的平分线为储量计算边界，逐个单元计算并累加，这种方法主要用于砂矿的储量计算。

平行断面法中，每个单元的储量计算方法主要有：梯形公式法、截锥公式法、楔形公式法、锥体公式法、似柱体公式法等；

不平行断面法：主要有普逻科菲耶夫计算法、佐洛塔列夫计算法。这两种方法，由于计算较为复杂，已经很少应用。

1.2.1.2块段法

依据块段划分原则的不同，可进一步分为：地质块段法、开块段法、最近地区法、三角形法、等值线法、等高线法等。

地质块段法，是勘探阶段计算储量较为常用的一种方法。其基本做法是将矿体投影到某个方向的平面上，按照矿石类型、品级、地质可靠程度的不同，并根据勘查工程分布特点，将其划分为若干个块段，分别计算储量并累加。这类方法，通常用于勘查工程分布比较均匀、勘查手段较为单一(以钻探为主)、勘查工程没有严格按照勘探线布置的矿区的储量计算。地质块段法按其投影方向的不同，还可分为垂直纵投影法、水平投影法和倾斜投影法。垂直纵投影法，适用于陡倾斜的矿体；水平投影法，适用于产状平缓的矿体；倾斜投影法，通常选择矿体倾斜面为其投影方向，理论上讲，适用中等倾斜矿体，但因其计算过程较为繁琐，一般不常应用，多以垂直纵投影法或水平投影法代替。

开块段法，适用于以坑道为主要勘探手段的矿区储量计算。基本做法是以坑道(包括部分钻孔)为边界划分大小不同的块段，分别计算储量并累加。该方法多用于生产矿区、基建矿区“”矿量的计算。

最近地区法(亦称多角形法)，是根据矿体储量计算平面图(水平投影图或垂直纵投影图)，以每个勘查工程为中心，取其与各相邻工程间距的1/2(有时根据地质规律用内插法确定距离)为边界点，将矿体划分为一系列紧密连接的多边形单元，再依据每个单元中心工程的资料，分别计算其储量并累加。这种方法，对于工程少、分布不均，各工程揭露的厚度、品位变化大，矿体形态复杂的情况，为了充分考虑各工程参数的影响范围时才使用，一般不用此方法。

等值线法，是利用矿体等厚线图或厚度 品位等值线图，分别计算各等值线范围内的体积、品位和储量。其优点是可以借助上述图件，形象地反映矿体形态、厚度、有用组分分布及变化规律；但缺点是制图复杂，特别是对于含有多种有用组分的矿区，必须按每种组分分别制图，所以，实际工作中也不常用。等高线法与之类似。

1.2.1.3 地质统计学方法

地质统计学方法，亦称克立格法，是由南非地质学家克里格创立的。目前，西方国家在矿业筹资、股票上市、矿业权交易过程中，基本都是用这种方法评价矿产，估算矿产储量；国际上一些较大的矿业公司、勘查公司以及矿业咨询公司，都已研制或拥有以地质统计学原理为基础的矿产评价软件，并已陆续进入我国矿业领域。

地质统计学方法，是以区域化变量理论为基础，以变异函数为主要工具，对既具有随机性、又具有结构性的变量进行统计学研究的一种方法。这种方法的使用，不仅提高了矿产评价的科学性，而且，也大大提高了矿产评价的效率；对于实行市场经济体制的国家，为使矿产评价及时反映市场因素的变化，实现矿产储量的动态管理，具有尤其突出的优越性。

地质统计学方法是一套方法系统。目前，在我国已有认识并获得应用的主要有：二维及三维普通克立格法、二维对数正态泛克立格法、二维指示克立格法、二维及三维协同克立格法以及三维泛克立格法。

1.2.1.4 SD法(最佳结构曲线断面积分储量计算法)

SD法是在原国家科委和地矿部支持下，我国自行研制的一种矿产储量计算方法。该方法以断面构形为核心，以最佳结构地质变量为基础，利用Spline函数和动态分维几何学为工具，进行矿产储量的计算。其最具特色的内容是根据SD精度法所确定的SD审定法基础，从定量角度定义矿产勘查工程控制程度和储量精度。

1.3 矿产储量估算方法的管理

目前，我国对矿产储量估算方法仍然实行较为严格的管理，除用传统方法计算储量外，用其他方法或软件，都必须要经过专家鉴定，取得国家储量管理部门认可，并予以公告后，方能用于生产实践。

到目前为止，我国经过认可的矿产储量计算方法和软件(固体矿产方面)主要有：

(1)KPX2.1版本(固体矿产勘查评价自动化系统)(中国地质大学(武汉)研制)；

(2)《中文地勘系统软件》(CGES)(武警黄金指挥部从加拿大引进并汉化)；

(3)三维普通克立格法程序系统(北京科技大学研制)

(4)GXPX交互式固体矿产勘查微机评价系统(福建省区调队研制)；

(5)地质统计学在薄脉状金矿床品位优化估算系统(武警黄金研究所研制)；

(6)SD法矿产储量计算软件(2.0版)(北京恩地科技发展有限责任公司)；

(7)Minesight软件(2.5版)(美国Minetec公司研制，中国黄金总公司北京金迈泰克科技发展有限公司中国全权代理)；

(8)Datemine软件(5.0版)(英国矿物工业计算有限公司研制，北京有色冶金设计总院引进)。

2 矿床工业指标

2.1 基本概念

矿床工业指标，是评价矿产储量质量特征的基本准则，是衡量矿床工业价值的重要依据，是圈定矿体、计算储量的基本参数。不同矿区、不同矿种，都有其特定的合理的工业指标。某一矿区矿床工业指标的确定，往往要综合考虑多种因素，包括方面的经济政策、政策、环保政策；市场方面(国内、国外)的供需情况、产品价格情况；宏观方面的形势、社会开发利用和加工技术水平；微观方面的产出特点、加工技术条件、可能的开发方式以及产品方案，等等。因此，某一具体矿床的工业指标，必须在一定勘查工作程度和相应的矿石选冶试验基础上，经过较为详细的技术经济论证和综合研究，方能合理确定。

2.2 矿床工业指标的主要内容

矿床工业指标，通常包括两个方面的内容，一是矿石质量方面的要求，一是开技术条件方面的要求。就金属矿产而言，矿石质量方面的要求主要有：边界品位、最低工业品位(单工程最低工业品位、块段最低工业品位、矿床最低工业品位)、有害组分最大允许含量、有益组分最低含量(综合评价指标)。开技术条件方面的要求主要有：最低可厚度、夹石剔除厚度；对于薄脉型矿体，还包括最低工业米百分值；对于露矿床，还有剥比、边坡角、最低露境界等方面的要求。

此外，针对某些矿产的特殊情况和要求，还可提出其他方面工业指标的要求；针对克里格方法，可以用单项品位指标；针对同体共生的贵金属或有色金属矿床，可以下达综合品位指标。

2.3 矿床工业指标的管理

按照现行管理制度，凡依据矿组(种)规范推荐的一般工业指标，无论勘查工作程度高低，只能估算量；需要提交基础储量和储量的，必须在完成一定程度选冶试验的基础上，由具有资质的矿山设计单位进行技术经济论证并出具专门材料，经业主认可批复后，方能作为估算基础储量和储量的依据。

3 矿石选冶试验程度

目前，应继续执行1987年全国储委、国家计委、国家经委发布的《矿产勘查各阶段选冶试验程度的暂行规定》(储发[1987]27号文)。

选冶试验程度划分为五种：可选(冶)性试验、实验室流程试验、实验室扩大连续试验、半工业试验、工业试验。

各勘查阶段的选冶试验程度要求：

(1)预查阶段：类比评价即可。

(2)普查阶段：一般矿产类比；组分复杂、难选及尚无成熟经验的矿产，要求做可选(冶)性试验或实验室流程试验。

(3)详查阶段：易选矿产：类比；一般矿产：做可选(冶)性试验或实验室流程试验；难选矿产：要求做实验室扩大连续试验。

(4)勘探阶段：易选矿产：做可选(冶)性试验或实验室流程试验；一般矿产：做实验室流程试验或实验室扩大连续试验；难选矿产：要求做半工业试验；建设大型矿山的，应当做工业试验。

4 矿体的圈定

矿体的圈定是储量估算较为关键的环节。理论上讲，矿体的圈定必须遵循地质规律，决不允许“见矿连矿”；实际上，矿体圈定是否合理，是否符合客观实际，不仅与对目的矿区地质规律的认识、研究程度有关，而且与地质工作者的经验和水平也有很大关系。根据我国几十年地质勘查工作经验总结和有关规定(原国家矿产储量管理局1991年国储[1991]164号文)，结合现行矿种规范的有关规定，传统方法估算矿产储量过程中的矿体圈定，大致需要掌握如下原则：

4.1 单工程矿体边界的圈定

(1)依据边界品位和夹石剔除厚度指标初步确定矿体边界与矿体中的夹石；

(2)依据单工程最低工业品位和最低可厚度指标，调整矿体边界和矿石与夹石的界限；

(3)关于“穿鞋戴帽”问题。所谓“穿鞋戴帽”，是指中部品位较高的矿体，在单工程圈定边界时，将上、下部介于边界品位与最低工业品位的样品带入的现象。通常的做法是允许带入相当于“夹石剔除厚度”以内的样品；当连续出现多个介于边界品位与最低工业品位的样品，并且厚度大成片出现时，应单独圈出；

(4)多组分矿体的圈定，可用“混圈法”。即单工程中只要有一种组分达到边界品位和最低可厚度要求，就可圈入矿体；若有两种或两种以上组分达到最低工业品位要求，并在整个矿体或矿床中具有一定规模，即为共生矿；未能达到边界品位要求的，但能够回收利用的，即为伴生矿。

4.2 矿体的连接

4.2.1 相邻见矿工程之间的矿体连接

(1)相邻见矿工程之间的矿体，一般用直线对应连接；在有充分的地质依据时，也可用曲线连接；

(2)用曲线连接时，矿体任意位置的厚度，不得大于相邻工程实际控制的矿体最大厚度；

(3)当相邻见矿工程之间，出现破矿断层或岩脉时，应依据地质规律合理连接。

4.2.2 矿体的有限外推

当位于某一地质可靠程度对应网度范围内的两个相邻工程，一个见矿，一个未见矿时，矿体的圈连称为有限外推。

(1)当矿体长度与厚度存在正相关关系并经过足够的统计资料证实时，可以根据见矿工程控制的实际厚度，按照比例外推；

(2)无规律可循时，一般按工程间距的1/2尖推或1/4平推；当边部工程存在矿化现象(工程品位在边界品位的1/2以上)时，则可按工程间距的2/3尖推或1/3平推；

(3)见矿工程为米百分值或米克吨值工程时，一般不得外推；但对于薄脉型矿体，则可酌情外推。

4.2.3 矿体的无限外推

当见矿工程之外没有工程控制，或未见矿工程距离见矿工程较远(距离大于相应地质可靠程度对应网度)时，矿体的圈连称为无限外推。无限外推时，若矿体长度与厚度之间无规律可循，一般按相应地质可靠程度所对应网度的1/2尖推或1/4平推。

4.3块段的划分

块段是储量计算的基本单元，块段划分是否合理直接影响储量估算的精度。一般情况下，块段划分应当把握如下几项原则：

(1)不宜过大，也不宜过小。一般沿矿体走向上以两相邻勘探线为限，倾向方向上以两相邻工程连线为界；

(2)同一块段内，矿体要连续，产状要稳定；需要分别计算储量时，矿石类型、工业品级要相同；

(3)同一块段的地质可靠程度必须相同。

5 矿产储量估算中主要参数的计算

5.1 矿体厚度的计算

矿产储量估算过程中，常用到三种厚度：水平厚度、垂直厚度、真厚度。选取那种厚度，视估算方法而定。用纵投影面积时，应计算平均水平厚度；用水平投影面积时，应计算平均垂直厚度；用真面积时，应计算平均真厚度。

平均厚度，一般用算术平均法计算，当工程分布很不均匀或厚度变化很大时，应当用影响长度或面积加权计算。

5.2 平均品位的计算

矿产储量估算过程中，常需要计算单工程平均品位、块段平均品位和矿体平均品位。当样长度变化不大，品位变化比较均匀时，可以用算术平均法计算。当样长度变化大，或品位很不均匀时，需要用加权平均法计算；计算单工程平均品位时，应当用样品长度加权；计算块段平均品位时，应当用矿体截面面积加权；计算矿体平均品位时，应当用块段投影面积加权。当矿区勘查工作程度低、样品数量较少、品位变化又较大时，应当用几何平均数法求取矿体的平均品位。

5.3 特高品位的确定与处理

特高品位的存在，对矿产储量的估算结果影响很大。特别是在一些贵金属和有色金属矿床中，特高品位会经常出现，若不予处理，将会使矿产储量估算结果产生严重偏差。当有怀疑特高品位存在时，首先应对副样进行第二次分析，如果第二次分析结果在允许误差范围内时，再作特高品位判断(确定特高品位下限值)。

特高品位下限值的确定方法很多。克立格法和SD法，用统计学方法，确定过程比较复杂；也可以用经验法，比较简单。根据国储[1991]164号文的有关规定，对于有色和贵金属矿产，特高品位的下限值，一般可确定为矿体平均品位的6～8倍，矿体品位变化系数大时，取上限值；变化系数小时，取下限制。特高品位处理时，通常不要使其影响范围过大，以用特高品位所影响的块段平均品位代替为宜；当矿体厚大时，也可以用特高品位所在的单工程平均品位代替。

特高品位处理后，单工程平均品位、块段平均品位以及矿体平均品位均须重新计算。

5.4 体重的计算

体重是矿产储量估算的一项重要参数，必须认真对待体重样的集和计算。

小体重样的集，一方面，要注意样品的代表性，包括空间分布的均匀性和矿石类型、品位区间上的代表性；另一方面，要保证样品的数量，通常主要矿石类型的小体重样品不应少于30个，确因样品有限无法保证数量时，应尽量集与矿体平均品位接近，并且矿物组成、结构构造等矿石特征代表性好的小体重样品。

在测定小体重的同时，为了评价其代表性，一般应作化学分析；湿度较大的矿石，应同时测定湿度；对于松散、多孔、裂隙发育的矿石，应集少量大体重样(规格0.5m×0.5m×0.5m)，测定大体重。

矿产储量估算过程中，一般用矿区平均体重值统一参与计算。矿区平均体重，通常在经过样品代表性论证和取舍后，用全区有效小体重的算术平均法求取；对于体重与矿石类型或品级存在相关关系的情况，应根据各矿石类型或相应品级在全矿区所占比例，合理选择参与计算的小体重样品后，才能计算矿区平均体重；对于松散、多孔、裂隙发育的矿石，应用大体重进行校正；湿度大于3%时，应进行湿度校正。

需要分矿石类型估算储量时，平均体重应按不同矿石类型分别计算。当矿区矿石类型较为单一、体重变化也不大时，可以用全矿区所有样品的算术平均值，参与储量的估算。

6 矿产储量报告的基本形式

6.1 矿产勘查报告

主要用于矿产勘查工作的阶段性总结或最终总结。报告编写执行《固体矿产勘查/矿山闭坑地质报告编写规范》(DZ/T 0033—2002)中附录A“固体矿产地质勘查报告编写提纲”；用地质统计学方法估算储量的，报告储量估算部分的编写执行附录B“运用地质统计学方法估算/储量的固体矿产地质勘查报告中储量估算部分的编写提纲”。

6.2 矿山闭坑地质报告或矿山阶段性储量注销报告

主要是指在矿山关闭或阶段性关闭环节注销储量而编制的专门报告。报告编写执行《固体矿产勘查/矿山闭坑地质报告编写规范》(DZ/T 0033—2002)中附录C“固体矿产矿山闭坑地质报告编写提纲”。

6.3 矿产储量核实报告

主要是指矿山企业改制、矿权转让以及矿业企业上市过程中，需要对矿山占用的矿产储量进行核实而专门编制的报告；也包括建设项目压覆矿产储量而需要编制的报告。报告编写执行2007年2月6日国土部发布的《固体矿产储量核实报告编写规定》(国土资发[2007]26号)。

6.4 矿产储量检测地质报告

主要是为适应储量登记统计、储量动态监测以及矿权管理的需要，针对小矿、民矿以及砂石粘土矿等需要专门编制的报告。报告编制目前尚无统一要求，1996年原地矿部局发布的《简测计算占用矿产储量的若干说明》中涉及部分要求，大部分省(自治区、直辖市)对简测地质报告的编写已作了相应规定，可参照执行。

7 矿产储量报告的完备程度

按照现行规定，完整的矿产储量报告应当包括如下主要内容：

7.1 文字报告

7.2 主要附件

(1)矿业权权属证明材料；

(2)勘查资格证书复印件；

(3)出资人与勘查单位签订的勘查合同或勘查协议；

(4)矿床工业指标论证材料以及相应批件；

(5)矿石选冶加工技术试验报告；

(6)矿山建设可行性研究报告或预可行性研究报告以及相应批件；

(7)其他有关专题报告。

7.3 主要附图

(1)矿区或矿床地质地形图(1：1000～1：2000)；

(2)取样平面图(包括地表取样平面图、中段取样平面图)；

(3)钻孔柱状图以及探槽、坑道素描图；

(4)勘探线剖面图或储量计算剖面图；

(5)矿体纵投影图或水平投影图；

(6)其他需要的图件。

7.4 主要附表

(1)基本分析结果表以及化学全分析结果表；

(2)样品分析内检、外检结果表；

(3)钻探工程质量评定表；

(4)小体重测定结果表；

(5)单工程矿体平均品位、体重计算表(槽探、坑探、钻探)；

(6)单工程矿体厚度计算表(水平厚度或垂直厚度、真厚度，槽、坑探与钻探分别造册)；

(7)块段平均品位、厚度、体重计算表；

(8)块段(或剖面)面积计算表；

(9)块段储量计算表；

(10)矿体储量计算表；

(11)矿区储量计算表；

(12)其他需要的表格。

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/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/储量计算，适用于煤层气的勘查、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/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

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。其数量表述分为量和储量。

4.2.2 煤层气量

是指根据一定的地质和工程依据估算的赋存于煤层中，当前可开或未来可能开的，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 原始可储量(简称可储量)

是地质储量的可部分。是指在现行的经济条件和法规允许的条件下，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出的煤层气数量。

4.2.3.3 经济可储量

原始可储量中经济的部分。是指在现行的经济条件和法规允许的条件下，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出，并经过经济评价认为开和销售活动具有经济效益的那部分煤层气储量。经济可储量是累计产量和剩余经济可储量之和。

4.2.3.4 剩余经济可储量

是指在现行的经济条件和法规允许的条件下，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出，并经过经济评价认为开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)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和气资料进行综合研究，以确定煤层气勘查目标为目的的评价阶段。根据选区评价的结果可以估算煤层气推测量。

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的正式开活动。煤层气通常适合进行滚动勘探开发。

5 煤层气/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，将煤层气量分为待发现的和已发现的两级。已发现的煤层气量，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及可性。煤层气的可靠程度很高，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出的煤层气数量。

5.4 煤层气/储量分类、分级体系

根据煤层气/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/储量分类和分级体系(表1)。

6 煤层气/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/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 可储量计算

6.2.2.1 数值模拟法

数值模拟法是煤层气可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(或试数据)进行拟合匹配，最后获取气井的预计生产曲线和可储量。

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储量和探明可储量。

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 收率计算法

可储量也可以通过计算气藏收率来计算，计算公式：

Gr=GiRf

式中：Gr——煤层气可储量，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——收率，单位为百分数(%)。

煤层气收率(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，可用于控制可储量和探明可储量的计算。

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，只能用于预测可储量的计算，也可以作为控制可储量计算的参考。

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/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(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证实已达到储量起算标准，未进行试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-A)+(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)；

A——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。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空区的有关地质环境和构造条件后可作为计算推测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，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用算术平均法计算，其他参数一般应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)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 排试验与产能分析

单井排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、可储量计算和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/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/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部负责解释。