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SY／T 7463-2019 页岩油储量计算规范.pdf初步查明甜点分布，已有升级部署方案。勘探开发及地质认识程度要求见表1
4.2.2储量起算标准
QJLSY 0001S-2016 吉林省生元中药有限公司 红小豆肉桂固体饮料4.2.2.1单井经济极限累积产量
应用盈亏平衡原理，依据在一定评价期内能够回收开发井钻完并投资、单并必要的地面工租 操作成本、弃置成本及相关税费确定单井经济极限累积产量，见公式（1）：
10C,H + I, + I。+Cab + TC
一单位油可变操作成本，元/，取整数。
2.2.2单井最低初期平均
依据单井经济极限累积产量结合本区实际动态特征，计算所需的单井最低初期平均日产量作为储 量起算标准，见公式（2）：
10°EURminod eio
式中： Ae—单井初期最低平均日产量，t/d，取小数点后一位； n一稳产时间，a，取整数； D一单井年生产天数，d，取整数； d。一油产量年递减率，用小数表示，取小数点后二位。 油产量年递减率可根据本区块试采井实际递减率取值，或者类比已开发区取值。当实际年递减率 差别大或呈分段式递减的情况下，平均递减率应根据实际年递减率折算取值
4.2.2.3油并最低经济有效厚度
依据单井经济极限累积产量结合采收率反推对应的单井控制地质储量，油井最低经济有效厚度计 算宜采用公式（3）：
0.01EURmin.Ba. E.,P.A.dS.i
0.01EURmin.Bo EoRP.AOS.i
4.3储量计算单元划分原则
4.3.1计算单元划分涉及平面和纵向两部分。 4.3.2平面上，以甜点区为基本单元，根据钻井控制程度、油层分布情况、地质认识程度和开发进程 进一步细分计算单元。 4.3.3纵向上，以甜点段为基本单元，根据措施改造技术纵向波及范围及开发层系进一步细分计算单元。
地质储量计算宜采用容积法，根据勘探开发程度和资料录取情况也可采用含油体积法、动态法
地质储量计算见公式（4），若用质量单位表示地质储量计算时见公式（5）。溶解气地质储量 ×10°m3并可利用时，应计算溶解气地质储量，溶解气地质储量计算见公式（6）：
地质储量计算见公式（7）：
N,=100AhT.p./B
式中： T一原始体积含油率，用小数表示。 其他参数与容积法相同
式中： T一原始体积含油率，用小数表示。 其他参数与容积法相同
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选择动态方法计算地质储量。
5.1.1探明含油面积
5.1.1.1探明已开发含油面积应在甜点区内，以开发方案为基础，以完钻开发并外推半个开发并距， 水平井延伸方向上以完钻水平井末端确定。 5.1.1.2探明未开发含油面积应在综合确定的甜点区内，结合开发方案，沿井外推1.5倍开发井距圈 定含油面积外边界。含油面积内井间距离应不大于2倍平均水平段长度。 5.1.1.3受地面条件限制、环境保护影响不能开采的范围不计算含油面积。
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5.1.2控制含油面积
5.1.2.1含油面积边界应结合评价升级方案，沿井外推2.5倍开发井距圈定。 5.1.2.2含油面积内应根据油层非均质程度，在经过钻井、地震等综合确定的油层发育区内，以平面 上能控制油层分布圈定。
5.1.3预测含油面积
钻井、地震资料预测的含油范围内圈定含油面私
5.2.1根据“七性”关系研究结果确定甜点段，以测试和试采资料为依据确定岩性、物性、含油性、 电性、岩石脆性、地应力各向异性和烃源岩特性“七性”中关键地质参数的下限，利用测井资料划分 单井有效厚度。 5.2.2有效厚度起算厚度0.4m，夹层起扣厚度0.2m。 5.2.3单元平均有效厚度根据油层分布状况和钻井控制程度，采用等值线面积权衡法、单井（或井 组）控制面积权衡法或算术平均法确定
5.3.1用岩心标定后的测并解释结果确定。对测并解释孔隙度要进行覆压校正。测并解释的孔隙度与 岩心分析孔隙度两者的相对误差不应超过±8%。 5.3.2并点的有效孔隙度采用有效厚度权衡法确定；单元平均有效孔隙度采用单井（或井组）油层体 积权衡法确定。
以油基钻并液或密闭取心资料为基础，根据岩性、电性、物性、含油性研究结果，由测并参数计 算求得，计算的含油饱和度与岩心分析含油饱和度两者的相对误差不应超过土5%。井点含油饱和度 采用孔隙厚度权衡法确定；单元平均含油饱和度采用单井（或井组）控制有效孔隙体积权衡法确定， 也可用类比法确定。
5.5原始原油体积系数及原始溶解气油比
原始原油体积系数和原始溶解气油比根据高压物性分析资料求得，或根据原油性质、生产气油比 等，采用类比法确定。
单井或井组地面原油密度根据实际的原油样品分析结果确定，计算单元平均地面原油密度采用单 井（或井组）算术平均法确定
原始体积含油率可按照GB/T29172的规定，采用密闭取心分析确定；也可通过岩心标定后的测 井资料计算确定。
6.1技术可采储量计算
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技术可采储量计算采用类比法。投人开发生产中后期的油田进行技术可采储量计算时采用动态 法、数值模拟法。
6.2技术可采储量计算公式
6.2.1根据计算的地质储量和确定的采收率QGDW 609-2011 所用电系统状态评价导则，原油技术可采储量按公式（8）计算。
6.2.2溶解气技术可采储量按公式（9）计算。
6.2.2溶解气技术可采储量按公式（9）计算。
式中： ER——采收率，用小数表示； N——页岩油可采储量，104m²（104t）；
6.3技术采收率确定方法
根据并区、并组或单并的生产动态资料及其变化规律，采用递减曲线法预测产量为接近零时的累 积产量作为技术可采储量，符合SY/T5367和SY/T6098的规定；根据实际动用范围计算单井或井 区的地质储量后，求取采收率。
未投入开发或处于生产初期的页岩油区块，类比成熟已开发区确定采收率。类比条件应具备相同 的地质层位、相同的沉积环境、相似的地质构造、储层物性相近、流体性质相似、驱动类型和开发方 式相同。
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7.2.1已开发储量采用计算储量时的前12个月平均油气销售价格，未开发储量执行企业的规定价格。 7.2.2产量部面及开发井数等工程参数采用开发方案或平均升级方案确定值。 7.2.3成本和税费等经济参数依据实际发生值求取。 7.2.4钻完井投资和大型措施费用取值在目前实际投资的基础上考虑开发生产的规模化、市场化、工 厂化和技术进步确定。 7.2.5对共享设施经济评价可按照实际情况进行投资劈分，并提供劈分原则及方法。 7.2.6储量经济评价时对历史已发生投资费用可按沉没处理。 7.2.7基准收益率取值根据企业规定执行