ICS 75. 020 SY E 12 备案号：29783—2010 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T60982010 代替SY/T6098—2000 中文/English 天然气可采储量计算方法 The estimated methods of natural gas recoverahle reserves 2010-08—27发布 2010一12一15实施 国家能源局 发布 SY/T6098-—2010 目 次 前言 范围 1 规范性引用文件 2 天然气可采储量计算原则 3 天然气藏及油藏溶解气影响采收率因素分类 4 废弃条件确定 5 技术可采储量计算 6 16 经济可采储量计算. 20 可采储量评价及标定值选择 8 ：22 附录A（规范性附录）计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数 天然气可采储量计算报告附表格式 27 附录B（规范性附录） SY/T6098-—2010 前言 本标准修订并代替SY/T6098--2000《天然气可采储量计算方法》。 在本次修订过程中，为了尽可能满足修订前后标准的延续性，仍基本保持了SY/T6098一2000 的结构，结合DZ/T0217一2005《石油天然气储量计算规范》的要求，在具体内容上进行了补充、修 改和完善。 本标准与SY/T6098一2000相比，主要变化如下： 适用范围增加了“计算经济可采储量”； 补充、完善了3.1的内容，增加了经济可采储量的定义； 增加了3.4的内容。SY/T6098一2000中3.4变为本标准的3.5，并补充“应重新计算经济 可采储量” 一对公式（4)、公式（8）、公式（43）中的错误进行了修改，并删减了部分公式及中间过程； 一对5.2，5.3的表述方式进行了修改； -增加了第7章的内容； 增加了附录B的内容。 本标准由油气田开发专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司勘探开发研究院。 本标准起草人：张伦友、黄嘉鑫、吴娟。 本标准代替了SY/T6098--2000。 SY/T6098--2000的历次版本发布情况为： SY/T6098—1994; SY/T62201996。 本标准以中文和英文两种文字出版。当英文和中文两种版本有歧义时，以中文版本为准。 本标准英文翻译单位：西南石油大学、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司勘探开发 研究院。 本标准主要翻译人：穆曙光、赵云翔、黄嘉鑫。 Ⅱ SY/T6098—2010 天然气可采储量计算方法 1范围 本标准规定了计算技术可采储量与经济可采储量时所应遵循的原则、可采用的方法和有关技术 要求。 本标准适用于气层气、溶解气在内的天然油气藏。凝析油含量中等及以下凝析气藏也可参考 使用。 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/T19492石油天然气资源/储量分类 SY/T5367石油可采储量计算方法 SY/T6580石油天然气勘探开发常用量和单位 DZ/T0217石油天然气储量计算规范 3天然气可采储量计算原则 3.1根据GB/T19492和DZ/T0217，本标准所指的可采储量分为技术可采储量与经济可采储量。 其中： a） 技术可采储量为现行的技术条件和政府法规下，预期从已发现的油气藏中，最终可以采出的 天然气总量，也称最终可采储量。 b) 经济可采储量是指当前已实施的或肯定要实施的技术条件下，按当前的经济条件（价格、 成本、新增投资等）估算的、可经济开采的天然气总量。 3.2统一按本标准提出的分类指标划分油气藏类型。 3.3技术可采储量应根据油气藏的开发阶段、开发方式、驱动类型等，选取合适的计算方法。对于 溶解气可采储量采出程度或原油含水率大于50%的油藏，可采用统计关系曲线法，计算溶解气可采 储量。 3.4经济可采储量应根据油气藏的规模、储量类别及开发状况等，选取相适应的计算方法。 3.5当地质储量（复算、核算或扩边等）发生变更时，应重新计算技术可采储量与经济可采储量； 随着技术、经济条件的变化或新资料的补充，需重新计算技术可采储量与经济可采储量。 4天然气藏及油藏溶解气影响采收率因素分类 4.1天然气藏影响采收率因素分类 按影响采收率主控因素分类，天然气藏可按衰竭式开发方式细分为气驱和水驱两种类型；可按储 渗条件分为常规气藏和低渗透气藏两类。在水驱气藏中，再细分为活跃水驱、次活跃水驱和不活跃水 1 SY/T6098-2010 驱三个亚类；在低渗透气藏中，再细分为低渗与特低渗两个亚类。主要分类指标包括地层水活跃程 度、水侵替换系数、采收率值范围和开采特征描述（见表1）。其中水侵替换系数（I）按下式计算： (1) R G,· Bg 注：本标准中量的符号及单位按SY/T6580规定执行，注释见附录A。 表1天然气藏影响采收率因素分类表 分类 地层水 水侵替换 废弃相对 采收率 开采特征描述 压力 指标 活跃程度 系数I 范围值ER 可动边、底水水体大，一般开采初期（R<0.2） Ia ≥0. 4 ≥0.5 0.4~0.6 部分气井开始大量出水或水淹，气藏稳产期短， (活跃) 水侵特征曲线呈直线上升 有较大的水体与气藏局部连通，能量相对较弱。 I I b ≥0.15~ >0. 25 0.6~0.8 一般开采中、后期才发生局部水审，致使部分气 水驱 (次活跃） <0. 4 井出水 多为封闭型，开采中后期偶有个别井出水，或气 I c >0~<0.15 ≥0. 05 0.7~0.9 藏根本不产水，水侵能量极弱，开采过程表现为 (不活跃） 弹性气驱特征 无边、底水存在，多为封闭型的多裂缝系统、断 IⅡ 0 ≥0. 05 0.7~0.9 块、砂体或异常压力气藏。整个开采过程中无水 气驱 侵影响，为弹性气驱特征 储层平均渗透率0.1mD<K≤1.0mD，裂缝不太 Ia 发育，横向连通较差，生产压差大，千米井深稳 >0. 5 0.3~0.5 (低渗） 定产量0.3×10*m/（d.km）<gg≤3×10*m/ 0~<0.1 (d·km)，开采中水侵影响弱 低渗透 储层平均渗透率K<0.1mD，裂缝不发育，无措施下一 IⅡIb >0.7 <0.3 般无生产能力，千米井深稳定产量g≤0.3×10m/ (特低渗) (d·km)，开采中水侵影响极弱 4.2油藏溶解气开采及驱动方式分类 按开采及驱动方式，油藏溶解气饱和程度可划分为饱和油藏和未饱和油藏两个亚类；按开发方式 划分为依靠天然能量开发和人工注水开发两大类（见表2）。 表2油藏溶解气开采及驱动方式分类表 开发方式 油藏类型 驱动类型 开采特征描述 可采储量计算 天然水驱保持压力，地层原油不发生脱气 未饱和油藏 a）天然水驱 见式(22) 现象 天然 无水侵能量，完全依靠溶解气弹性驱动， 无气顶 b）溶解气驱 见式(23) 能量 饱和 降压开发 油藏 c）气顶和溶解气综合 无水侵能量，依靠（气顶+溶解气）弹性 有气顶 见式(24) 驱动 驱动，降压开发 r>之前（早期）注水保持压力开发， a）弹性水驱 见式(22) 地层原油不发生脱气现象 未饱和油藏 r<p之后（中期）注水保持压力开发 见式(28) 人工 弹性水驱 早期降压溶解气弹性驱，中期注水保持压 注水 无气顶 c）溶解气驱+弹性水驱 见式(34) 饱和 力开发 油藏 d）气顶和溶解气综合驱 早期降压开发，依靠（气顶+溶解气）弹 有气顶 见式（35) 动+弹性水驱 性驱动，中期注水保持压力开发 2 SY/T6098—2010 5废弃条件确定 5.1废弃条件确定原则 技术可采储量计算的废弃条件，包括废弃压力和废弃产量两个因素，应按当地的实际操作条件核 定；若难以确定时，可按5.2和5.3的方法简单确定；经济可采储量计算的废弃条件仅含废弃产量 （或称经济极限产量），可由现金流量法或经济极限法确定，详见7.2和7.3。 5.2废弃产量确定方法 简易确定法为： a）对于纯气井，单井平均废弃产量：当D>2000m时，--般取0.1×10*m²/d；当D<≤2000m 时，一般取0.05×10*m²/d。 b）对于气、水同产井（指水气比WGR>1.0m²/10*m²），单井平均废弃产量一般可取0.05× 10m/（d·km）~0.5×10°m²/（d·km），水气比越高，取值越高。 c）对于油藏溶解气，以原油废弃产量确定溶解气的废弃产量，见SY/T5367。 5.3废弃压力确定方法（只适用于气层气） 废弃井口压力确定方法 5.3.1 当气藏产量递减到等于废弃产量时： a）自喷开采以井口流动压力等于输气压力为废弃井口压力、 b）增压（工艺）开采以井口流动压力等于增压机吸人口压力为废弃井口压力。 5.3.2废弃视地层压力确定方法 5.3.2.1公式计算法 步骤如下： a）采用垂直管流压力计算公式，计算单井的井底流动压力puwf。 采用下列方程之一，求每口井平均地层压力： b)头 (2) Ag = C(pR2 - pwf2)" Pr? - pwf? = aqg + bqe? (3) 2.71433×10-5KhT c）求取废弃地层压力： 1）对于单井系统：当qa=Qa时，Pa=pR 对于多井系统：按气藏中部（近似按气藏含气体积权衡的中性面选取）的折算压力，采 2） 用加权（等压图面积加权、单井控制面积加权或孔隙体积加权等）平均法，计算得到全 气藏的平均废弃地层压力（pa）。 d）由气藏的平均废弃地层压力除以平均偏差系数（Z。），即可求得废弃视地层压力。