裂缝性油（气）藏探明储量计算细则

备案号：29760—2010中华人民共和国石油天然气行业标准裂缝性油(气)藏探明储量计算细则Theregulationsofprovedreservesestimation2010—08-27发布2010—12—15实施国家能源局发布前言 Ⅱ1范围 12规范性引用文件 13术语和定义 14裂缝性油(气)藏描述 25储量计算工作要求 26容积法储量计算 47动态法储量计算 78数值模拟法储量计算 9概率法储量计算 10经济可采、剩余经济可采与次经济可采储量计算 11储量评价 附录A(规范性附录)裂缝性油(气)藏描述 附录B(规范性附录)储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数 20附录C(资料性附录)东部地区储量起算标准 参考文献 IⅡ本标准按照GB/T1.1—2009给出的规则起草。本标准代替SY/T5386—2000《石油探明储量计算细则裂缝性油气藏部分》,与SY/T5386—2000相比主要有以下变化：——规范性引用文件由原来的10个引用标准减少为5个，并对前2个进行了更新(见第2章，2000年版的第2章);——增加了“术语和定义”一章(见第3章);——SY/T5386-2000中“裂缝性油(气)藏储量计算工作要求”一并放入“基础资料录取要求”之中，并做了较大修改(见5.1,2000年版的第3章);—“储集空间类型及储集类型的划分”更名为“裂缝性油(气)藏描述”(见第4章，2000年版的第4章); 报告编写要求”共5章的全部内容，删去了“特殊油气储量”一节及附录C和附录D(见2000年版的第5章、第6章、第9章、第10章、第12章、11.3、附录C和附录D);——将第7章的大部分条款及内容进行了修改、补充及完善(见第7章，2000年版的第7章);余经济可采与次经济可采储量计算”4章内容，增加了“东部地区储量起算标准”(见第7章、第8章、第9章、第10章和附录C)。本标准由石油地质勘探专业标准化委员会提出并归口。本标准主要起草单位：中国石油天然气股份有限公司。本标准参加起草单位：国土资源部油气资源储量评审办公室。本标准起草人：张伦友、王永祥、毕海滨、胡晓春、王靖云、黄嘉鑫、唐大海。本标准代替了SY/T5386—2000。——SY/T5386—1991。1裂缝性油(气)藏探明储量计算细则1范围本标准规定了裂缝性油(气)藏探明储量计算的工作要求和方法。本标准适用于裂缝性油(气)藏的储量计算与评价。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DZ/T0217—2005石油天然气储量计算规范SY/T5367石油可采储量计算方法SY/T6098天然气可采储量计算方法SY/T6580—2004石油天然气勘探开发常用量和单位3术语和定义以缝、洞为主要渗流通道的裂缝性储集层构成的油藏、气藏和凝析气藏。主要有碳酸盐岩、变质岩、火成岩、泥质岩以及其他低渗透碎屑岩等岩类。裂缝性储集层中能够储集油、气、水的空隙，主要分为孔、洞、缝。孔、洞以孔洞直径大小分为洞穴、孔洞、大孔隙、中孔隙、小孔隙和微孔隙，缝以裂缝开度大小分为巨缝、特大缝、大缝、小缝、微缝和超微缝。型。裂缝性储集层主要有孔洞缝复合型、裂缝型、裂缝—孔隙(或孔洞)型、孔隙(或孔洞)—裂缝型、裂缝一溶洞型、溶洞—裂缝型等主要储集类型。裂缝性储集层中，由微裂缝及以上级别的有效缝与其相连通的洞穴、孔洞所组成的缝洞网络储集2裂缝性储集层中，由超微缝或孔隙喉道以及所连通的各级有效孔隙所组成的超微缝孔隙网络储集系统试采井的单井稳定日产量。若无稳定日产量，试油井可用试油稳定产量折算(不大于原始地层压力20%)压差下的产量代替；试气井可用试气稳定产量折算(不大于原始地层压力10%)压差下的产量代替，或者用天然气无阻流量的1/5～1/4折算产量代替。储量起算标准产量commercialproduction进行探明储量计算的经济条件，可根据当地、当年销售平均价和实际经营成本及税费等进行测算4裂缝性油(气)藏描述关于裂缝性油(气)藏的描述，详见附录A。5储量计算工作要求5.1.1.2油(气)藏开发前和投入开发后，应录取不同开发阶段的地层温度、关井压力及不稳定试补偿中子、补偿声波、长源距声波或阵列声波等测井资料。5.1.2.3成像及特殊测井系列可选择录取微电阻率扫描成像、井周声波成像、核磁、偶极子声波成5.1.3.1岩心的宏观描述：应包括含油气产状的观察；裂缝发育状况的分类统计(裂缝开度、密度、延伸长度、方位及倾角，裂缝组系划分、力学性质等);有效缝条数及孔洞面孔率的统计。5.1.3.2岩心的微观描述：主要包括铸体薄片、荧光薄片、电镜扫描、CT、核磁等分析方法，分析5.1.3.3其他分析：开展定向取心及核磁共振等分析工作。5.2.1针对探明未开发储量，要求单井稳定产量达到储量起算标准(单井稳定产量达到储量起算标3SY/T5386—2010等，按式(1)或式(2)测算。 (1) (2)费等，按式(1)或式(2)简化测算时，可不考虑开发井建设投资I,及投资回收期。5.2.3对于边缘井，或经济数据和稳定产量难于获取，储量起算标准可以参考东部地区(参见附录C)或类比本地区相似油(气)藏达标井产量确定。5.2.5勘探开发程度和地质认识程度应符合表1中的要求。勘探开发程度地震已完成二维地震，测网不大于1.0km×1.0km,或有三维地震满覆盖。大型、简单层状油(气)藏可适当放宽钻井1.已完成评价井钻探，能控制含油(气)边界或油(气)水界面，满足编制开发方案或概念设计的要求；2.小型以上油(气)藏的油气层段应有岩心资料，中型以上油(气)藏的油气层段至少有一个完整的取心剖面，岩心收获率应能满足对测井资料进行标定的需求；3.大型以上油(气)田的主力油(气)层，应有合格的油基泥浆或密闭取心资料测井层、裂缝段或其他特殊岩层，能满足解释储量计算参数的需要测试1.所有预探井及评价井已完井测试，关键部位井已进行了油(气)层分层测试；取全、取准流体性质、地层温度和压力资料；2.中型以上油(气)藏，已获得有效厚度下限层单层试油资料；3.油(气)藏进行了试采或系统试井，取得了压力不稳定试井资料及油(气)井产能资料分析化验1.已取得孔隙度、渗透率、毛管压力、相渗透率和饱和度等岩心(包括全直径样品)分析资料；2.取得了流体分析及合格的高压物性分析资料；3.中型以上油藏进行了确定采收率的岩心分析试验；中型以上气藏宜进行氦气法分析孔4.稠油油藏已取得黏温曲线；5.凝析气藏取得了原始条件下的PVT分析及衰竭实验分析资料地质认识程度1.构造形态及主要断层分布落实清楚，提交了由钻井资料校正的1:10000～1:25000的油气层或储集体顶(底)面构造图；对于大型气田，目的层构造图的比例尺可为1:50000,对于小型断块油藏，目的层构造图的比例尺可为1:5000;2.已查明储集类型、储层物性、储层厚度、非均质程度，基本查明缝洞系统分布范围；3.油(气)藏类型、驱动类型、温度及压力系统、流体性质及其分布、产能等基本清楚；4.有效厚度下限标准和储量计算参数基本准确；5.小型以上油藏，中型以上气藏，应有开发概念设计，作为经济评价和可采储量计算的依据SY/T5386—20105.3储量计算单元的划分按储集类型、岩性、岩相、油气水组合关系、流体性质、压力系统、构造特征等分层段及缝洞系统综合划分储量计算单元。平面单元按区块/井区或井控范围划分，纵向单元跨度不大于200m。5.4储量计算方法选择5.4.1未开发探明储量计算，应采用容积法或数值模拟法。5.4.2已开发探明储量的新增、复算或核算，应根据资料状况和适用条件，选用容积法、动态法或数值模拟法。5.4.3对于容积法储量参数难以确定或动态法计算条件尚不具备的裂缝性油(气)藏，可选用概5.5储量计算基本要求5.5.1采用容积法计算储量时，应根据油(气)藏的不同储集空间类型和分布特征，初步定量描述缝、洞、孔的体积。当缝洞系统的地质储量占总地质储量的10%以上时，需按本标准分别计算基质孔隙系统与缝洞系统的地质储量。5.5.2应根据不同开发阶段和拥有资料状况，选择两种以上的计算方法相互验证。5.5.3油(气)藏投入开发后，应及时进行储量复算或核算。6容积法储量计算6.1储量计算公式6.1.1基本公式6.1.1.1油藏原油(体积):原油(质量): G,=10~*NR₅6.1.1.2气藏……………………6.1.1.3凝析气藏凝析气总地质储量(Ge)由式(6)计算，式(7)中Z;则为凝析气的两相偏差系数。N₆=0.01G₆o……(9)45SY/T5386—2010fa=GOR/(GE。+GOR) GE=543.15×(1.03-γe) 6.1.2分储集系统计算公式a)缝洞系统石油、天然气地质储量：N₁=100A,hahaSo/B₈ b)基质孔隙系统石油、天然气地质储量： c)石油、天然气总地质储量： 6.1.3技术可采储量计算可根据地质储量和确定的采收率，按下列公式计算技术可采储量。原油(体积):Ng=NER……(19)原油(质量):……(22)……(23)……(24)关于采收率的确定方法，见SY/T5367或SY/T6098的相关部分。储量计算公式中各参数名称、符号、计量单位及取值位数，见表B.1及SY/T6580—2004的根据DZ/T0217—2005中第4章“术语和定义”的规定：石油为原油和凝析油的总称；天然气为气藏气、油藏溶解气和凝析气藏干气的总称。6.2含油(气)面积的圈定a)经钻井取心资料或测试资料证实，已查明流体界面的油(气)藏，可用油(气)底界圈定含b)未查明流体界面的，以试油出油(气)底界外推圈定含油(气)面积。c)当三维地震识别的缝洞发育区或储层评价的缝洞发育区，不大于流体界面圈定的范围时，可用于圈定含油(气)面积。d)根据探边测试资料计算的探测半径圈定含油(气)面积。6e)达到储量起算标准的油(气)井，最大外推1个开发井距圈定含油(气)面积。6.3有效厚度的确定6.3.1储集层和非储集层的确定针对裂缝性油(气)藏储集层裂缝、孔洞空间的非均质性以及油气聚集和渗滤的特殊条件，根据本油(气)藏的岩心、测井、测试和生产资料，综合研究储集层的岩性、物性、电性以及裂缝、孔、洞分布特点，建立以缝洞型为主要孔隙结构特征的测井解释方法和模型，研究裂缝、溶洞的测井响应关系，对裂缝、孔洞空间进行半定量～定量评价，确定划分适合本区裂缝性储集层的标准。6.3.2有效储集层的下限标准一般用有效孔隙度表征储层的储集能力；缝洞孔隙度表征储层的渗流能力；含油气饱和度表征储层的含油气能力。因此，有效储集层下限的确定，主要是对这三个参数及基质渗透率下限的界定。a)总孔隙度：应采用测井曲线计算孔隙度，经岩心分析孔隙度验证确定。b)缝洞孔隙度：应采用成像测井、电阻率测井，结合岩心描述确定。c)含油(气)饱和度：应根据不同储集类型，选用不同模型计算，应得到密闭取心、相对渗透率分析、毛管压力曲线、测试等资料的验证。6.3.3有效厚度的确定6.3.3.1基质有效厚度的确定a)根据有效储层下限标准，采用测井解释成果结合岩心分析，划分确定各单井有效储层厚度。b)计算单元的有效储层厚度，采用等值线面积权衡或井点面积权衡法确定。6.3.3.2缝洞系统有效厚度的确定a)单井可根据岩心描述和放空、井漏段统计，确定出在有效储层段内的缝洞段厚度。b)可根据成像测井，在有效储层段内划分出缝洞段累计厚度。c)单井无取心、无成像测井时，可根据经岩心刻度后的深浅双侧向测井、声波变密度测井、微球型聚焦测井等资料，解释出缝洞段，求累计厚度。d)计算单元采用面积权衡法或者按井点面积权衡法，求出缝洞系统有效厚度平均值。6.4有效孔隙度的确定6.4.1总孔隙度的确定总孔隙度是基质孔隙度和缝洞系统孔隙度之和。φ=φm+ha (25)a)用储集层全直径岩心样品测定。b)用岩心分析孔隙度刻度后的声波、中子及密度测井等方法计算。6.4.2缝洞系统孔隙度的确定a)常规测井法。b)岩心法。根据美国阿莫科石油开采公司研究部R·A纳尔逊提出的利用岩心裂缝资料，计算其孔隙度公式，计算缝洞孔隙度。7Pa=b;/(d;+b₁)×100% (26)d:=H/m c)成像测井法：利用微电阻率扫描测井(FMI,STAR,XRMI等)综合解释缝洞孔隙度；或者在FMI图像上，按所见到的缝洞在1m井壁上的视开口面积除以1m井段中FMI图像的b)按式(25)由总孔隙度减缝洞孔隙度求取。6.6原始体积系数、原始气油比、原油(凝析油)密度对于具有天然水侵、且岩石和流体均为可压缩的非定容裂缝性气藏(凝析气藏按井流物计算),8由式(29)代换后，化简为式(30): (30) (32)本条所列物质平衡方程通式(28)及其导出式(30)是考虑了水侵、储层岩石和流体均为可压缩“定容水驱藏”,式(32)变为：的关系式相同)”,式(32)则变为： (34)c)当C≤0.10,I≤0.10时，表明变容作用、水侵作用项均可忽略不计，气藏可视为“定容封闭弹性气驱气藏”,式(32)则变为： (35)对于定容封闭的弹性驱动的单井裂缝性油(气)藏(凝析气藏按井流物计算),当油井的压降测试曲线出现如图2中的第Ⅲ段直线后，可采用测试压力及产量资料，计算其地质储量及技术可采9SY/T5386—2010图2弹性二相法压力降落线图pw=a-b·t pz=a-b·t 7.2.2地质储量计算、 b)对于气井，根据压力降落(见图2)直线段斜率、稳定日产气量和原始地层压力，可计算该 (39)式(38)中：式(39)中：Cg=Cg+C。…………………(41)a)油井技术可采储量，可按6.1.3的方法确定。 (42)对已处于递减阶段生产的裂缝性油(气)藏，可采用产量与时间的统计关系(见图3),计算地 (43) (44)Q=Qe-D (45) (46) (48) (49) (51) (52)对衰竭式开采油(气)藏，递减期的累积产量随递减时间的变化规律，见图4所示衰减曲线，关1/Gp=a+b/t……(53)G=1/a+Gpo………………(54)此法适用于开发处于递减中、后期的油(气)藏，且数据至少按月或年统计，时间t按计算起始对于油藏，地质储量与技术可采储量计算与式(54)、式(55)相同，只需把废弃年产气量Q。图4改进衰减曲线示意图改为废弃年产油量Qa;天然气累计产量G,(或Gm)改为石油累计产量N。(或No),则由G变为N;GR变为NR。8数值模拟法储量计算8.1地质模型的建立根据油(气)藏的构造类型、圈闭类型、储渗类型、油气水关系及驱动类型，建立体现储量单元地质特征的双介质地质模型，包括构造顶或底面图、储层及分层顶面图、含油气面积图、有效厚度分层图、有效孔隙度分层图、含油(气)饱和度分层图及岩石、流体物性参数等，确定方法见第6章。8.2数学模型的建立建立与地质模型相适应的数学模型，并输入油(气)藏各井的地质参数及分时段的生产历史数据，应包括井位、井深、井口油套压力、温度、油气水产量及生产时间等参数。8.3地质储量计算应在成功拟合地质模型参数场的基础上，计算油(气)藏的地质储量。8.4技术可采储量计算在生产史拟合成功及模拟地质储量的基础上，设计多个开采方案进行未来产量预测，在优选最佳开采方案的前提下，预测至油(气)藏废弃时的累积采出量，即为技术可采储量。9概率法储量计算9.1计算步骤概率法储量计算步骤如下：a)建立符合储量计算参数统计规律的概率分布模型(这些概率分布函数反映某个参数的整个范围，包括最小值、最大值或期望值(平均值)、频率出现最高值和中值等)。b)对随机数进行抽样模拟计算储量(计算公式见6.1.1),得出该计算单元的储量概率分布曲线及分布范围图。c)统计出储量期望值(EV)、频率出现最高值和中值等，根据本标准要求，选取储量值。9.2储量参数的分布模型选择9.2.1含油气面积裂缝性非均质油(气)藏的含油气面积，应根据具体构造及储层分布状况，选择如下两种分布之一代入模型抽样运算。a)三角型分布(min;xp;max)模型：通常以已获达标油气井控制面积为最小值(min);以6.2方法确定的面积为可能值(xp);以构造或裂缝圈闭分布面积为最大值(max)。b)均匀分布模型(min;max):需确定最小值和最大值。9.2.2有效厚度应根据具体构造及储层分布状况，选择如下两种分布之一代入模型抽样运算。a)正态分布：需确定均值(h)和标准偏差(o)。b)任意分布：由岩心分析或测井解释的各井有效厚度，或用等厚图及分布面积，做出有效厚度直方图，再计算不同厚度的分布频率，并绘制有效厚度大于累计分布频率图，代入模型9.2.3有效孔隙度有效孔隙度只考虑总孔隙度，可由岩心分析或测井解释的各井有效层段所对应的孔隙度值作为样本，按孔隙度从下限值到最大值，分级进行分布频率统计，作出f(φ)—φ分布图，代入模型抽样运算。9.2.4含油气饱和度可由压汞分析或测井解释的有效储层段内的孔隙度、饱和度数据，绘制孔—饱关系曲线，并回归出相关方程式，代人模型抽样运算。9.2.5其他计算参数选值按6.6和6.7的方法确定。9.2.6采收率的确定采收率的确定，可选择对数正态分布模型抽样运算。需确定频率最高值(fm)和标准偏差(o)。9.3储量取值9.3.1输出结果根据各储量计算参数的分布模型及有关取值，代入(蒙特·卡洛)数值模拟软件进行抽样运算，a)反映储量值的分布概率图、大于累计分布频率图。b)反映不同风险程度的地质储量、技术可采储量的期望值(EV)、均方差(δ)、10%概率下的储量值(N,Ng或G,GR)、50%概率下的储量值(N,NR或G,GR)、90%概率下的储量值(N,Ng或G,GR)等。9.3.2储量取值依据GB/T19492的规定，探明地质储量、技术可采储量，应取90%概率下的储量值(N,Ng10经济可采、剩余经济可采与次经济可采储量计算经济可采储量、剩余经济与次经济可采储量计算见DZ/T0217,SY/T5367和SY/T6098的相在油(气)藏储量计算完成后，应分析各种资料的齐全、可靠程度，看其是否达到探明储量计算的要求；分析确定储量参数的方法及各种图版的精度；分析储量参数的计算与选用是否合理，还可以结合动态研究成果，进行几种计算方法的对比评价；分析油(气)藏的地质研究工作，判断其是否达11.2储量综合评价对油(气)藏储量规模、丰度、产能、埋藏深度、储层孔渗大小等分类，进行地质综合评价，应按照DZ/T0217—2005中附录B的规定进行。(规范性附录)裂缝性油(气)藏描述A.1裂缝性油(气)藏特征A.1.1主要特征裂缝性油(气)藏是指由裂缝性储集层构成的，以缝、洞为主要渗流通道的各类油(气)藏。A.1.2储集层岩性裂缝性油(气)藏储集层为碳酸盐岩、变质岩、火成岩、泥质岩及低渗透碎屑岩。A.1.3储集空间A.1.3.1储集空间类型划分裂缝性储集层储集空间是指能够储集油气水的空隙，其类型主要分为孔、洞、缝三类。储集空间类型按空隙长宽之比分为：a)孔洞：1:1～10:1。b)缝：>10:1。按空隙直径分为：根据孔洞直径及碳酸盐岩、非碳酸盐岩裂缝开度分别划分为六个不同级别，见表A.1。表A.1裂缝性储集层储集空间孔、洞、缝分级表孔洞级别孔洞直径mm碳酸盐岩裂缝开度非碳酸盐岩裂缝开度洞穴巨缝巨缝孔洞特大缝>10～100特大缝大孔隙>0.5～2大缝大缝中孔隙小缝小缝小孔隙微缝微缝微孔隙超微缝超微缝A.1.3.2裂缝裂缝可划分为构造缝、风化缝、溶蚀扩大缝、成岩缝。其成因分别为：a)构造缝：由构造应力作用形成，受应力性质、岩性、区域构造作用、构造部位等因素控制。根据力学性质可划分为张性缝及剪切缝；根据裂缝倾角大小可划分为高角度缝、低角度缝及水平缝；根据充填程度可分为充填缝、半充填缝和张开缝。b)风化缝：由表面物理风化作用形成，裂缝一般不穿层，缝面弯曲，形状不规则，多呈分枝状和网状分布。c)溶蚀扩大缝：在原有裂缝的基础上，经溶蚀扩大而形成，具有缝壁不平整、缝宽不一致的特点。d)层(理)间缝：主要指在构造力作用下形成的层理缝或层间缝，或因岩石结构不均形成的各种层内缝。e)压溶缝：在较高压力下由选择性溶解作用形成，常被泥质、不溶残渣、有机质等充填。A.1.3.3溶蚀洞厚层状纯碳酸盐岩储集层溶蚀孔洞分为：a)洞穴：洞径大于500mm。b)孔洞：洞径小于500mm。溶蚀孔洞空间分布主要受控于：a)缝洞系统几何形状。b)沉积间断面。c)内部相对隔层。A.1.3.4基质孔隙基质孔隙包括：a)粒间孔：为岩石颗粒、生物碎屑、鲔粒之间的空隙，受沉积环境、成岩作用和岩性的控制。孔隙的大小主要由颗粒的大小、分选、形状及基质充填物、胶结物的含量决定，孔径为数微米至数十微米。b)粒间溶孔：粒间空隙经溶蚀扩大形成，孔径为数十微米至数百微米。c)粒内溶孔：藻屑、生物碎屑、鲔粒、易溶矿物等颗粒内部易溶部分被溶蚀形成孔隙，孔径为数十微米至数百微米。d)生物骨架孔隙：为生物骨架内部未被充填部分的残留孔隙，孔径为数十微米。e)晶间孔：为矿物晶体之间的孔隙，由化学成因、交代成因及重结晶作用所形成的矿物晶体之间的孔隙，孔径为数微米至数十微米。f)角砾间孔：构造作用形成的角砾间孔隙，孔径为数十微米至数百微米。g)气孔：玄武岩、安山岩等火成岩喷溢熔岩冷凝时产生的大小不一的气孔，气孔多为孤立状，只有被裂缝连通时才能成为油气储集有效空间。当被压扁的气孔被方解石、绿泥石、硅质等充填后，残留的孔隙变成杏仁状孔隙。A.1.4不同岩石的储集空间类型A.1.4.1碳酸盐岩的储集空间类型碳酸盐岩油、气藏储集层包括白云岩、灰岩、泥灰岩等几种类型。致密碳酸盐岩储集空间主要为构造缝、溶蚀缝、风化缝、层间缝和压溶缝，以构造缝和溶蚀缝扩大缝为主；细粒灰岩、生物碎屑灰岩以粒间孔和粒间溶孔为主，构造缝及溶蚀缝次之；礁灰岩以生物骨架孔隙和粒间孔隙为主，构造缝及溶蚀缝次之。厚层块状灰岩不规则的溶蚀孔洞及大型溶蚀缝洞很发育。结晶白云岩中晶间孔也很发育。泥灰岩中储集空间主要为构造缝。A.1.4.2火成岩的储集空间类型火成岩油(气)藏储集层岩性包括玄武岩、安山岩、流纹岩及凝灰岩等岩类，储集空间主要为构造缝、节理缝、各种溶蚀孔洞及气孔。在火成岩储集层中的气孔只有与裂缝相连通时才能成为油气的有效储集空间。A.1.4.3变质岩的储集空间类型变质岩油(气)藏储集层岩性包括变粒岩、花岗片麻岩、混合岩、伟晶岩等岩类，主要储集空间为构造缝、风化裂缝、角砾粒间孔和各种溶蚀孔缝。A.1.4.4泥质岩类的储集空间类型泥质岩类油(气)藏储集层岩性包括(钙质)泥、页岩，储集空间主要为构造缝和层间缝。A.1.4.5低渗透碎屑岩的储集空间类型低渗透碎屑岩油(气)藏储集层岩性包括砂岩和砾岩，储集空间以基质孔隙为主，裂缝也较发育，并有少量溶蚀孔隙，为低孔、低渗或低孔、中渗裂缝—孔隙型储集层。A.2空隙系统划分A.2.1缝洞系统在裂缝性储集层中，由微裂缝及以上级别的有效缝与其相连通的洞穴、孔洞所组成的缝洞网络储集系统，也包括仅由洞穴、孔洞组成的孔洞系统，简称缝洞系统。A.2.2基质孔隙系统在裂缝性储集层中，由超微缝或孔隙喉道以及所连通的各级有效孔隙所组成的超微缝孔隙网络储集系统，简称基质孔隙系统。A.2.3储集层孔隙喉道宽度的几个界限效喉道，其控制的孔隙体积为无效孔隙。A.3裂缝性油(气)藏的储集类型A.3.1储集类型的划分储集类型系指储集层中孔隙、孔洞、洞穴、喉道、张开裂缝等空间类型及其在储集与渗滤作用中的组合关系。不同岩性的裂缝性油(气)藏由不同储集空间类型组成储集层，根据缝、洞、孔(包括孔洞)在油(气)藏中的分布和所占相对比例关系及储集层的渗流特征来划分其储集类型，可用三角分类图表示，见图A.1。在裂缝性油(气)藏储集类型三角分类图上，三个端点孔隙、裂缝、溶洞各占100%位置，I,Ⅱ,Ⅲ区命名为单一孔隙介质储集类型区：IV,V,VI,Ⅲ,VⅢ,IX六个区为两种孔隙介质复合命名区，孔隙体积与总孔隙体积之比大于50%为主名，25%～50%为辅名，辅名在前，主名在后，而第三种孔隙介质体积不足10%,不参与定名；X,XI,Ⅱ,XV,XV为三种孔隙介质复合命名区，孔隙体积与总孔隙体积之比大于50%为主名，25%～50%和10%～25%均为辅名，孔隙体积占10%~25%的放在名称的最前面，25%～50%者居中，大于50%者放在名称最后面；XVI区分布于三角形的中央部分，各种储集空间都占有较大比例(25%～50%),故称孔洞缝复合型储集层。图A.1裂缝性油(气)藏储集类型三角分类图A.3.2主要储集类型A.3.2.1孔洞缝复合型(或似孔隙型)储集层岩性主要为裂缝、溶洞、孔隙均发育的纯碳酸盐岩，裂缝、溶洞、孔隙各占25%分布不和以中低渗透为主，其渗流特征与孔隙型储集层相似。A.3.2.2裂缝型储集层岩性主要为变质岩、火成岩、致密碳酸盐岩、泥质岩，裂缝孔隙体积占总孔隙体积的90%以上，溶蚀孔洞不发育。裂缝既是油、气渗流的通道，又是储集油、气的主要空间。裂缝发育不均，各向非均质严重，同一油(气)藏内，油气井产能相差悬殊。A.3.2.3裂缝—孔隙(或孔洞)型储集层岩性主要为火成岩、凝灰岩、结晶碳酸盐岩及低渗透碎屑岩，裂缝孔隙体积占总孔隙体积的10%～50%,以溶蚀孔隙及基质孔隙为主(>50%)。油、气主要储集在溶蚀孔隙和基质孔隙中，裂缝主要起渗流通道作用，具有双重孔隙介质渗流特点。储集层岩性主要为火成岩、变质岩、结晶碳酸盐岩及低渗透碎屑岩，裂缝孔隙体积占总孔隙体积的50%以上，以裂缝为主要储渗空间，其渗流特征介于裂缝型与裂缝—孔隙(或孔洞)型储集层之间。A.3.2.5裂缝一溶洞型储集层岩性主要为纯碳酸盐岩，溶洞孔隙体积占总孔隙体积的50%以上，溶洞为主要储集油、气的空间，裂缝主要为渗流通道。钻遇溶洞处出现钻具放空、井径异常扩大和钻井液大量漏失现象。A.3.2.6溶洞一裂缝型溶洞—裂缝型与裂缝—溶洞型相似，储集层岩性为纯碳酸盐岩，溶洞及裂缝成为主要储渗空间，裂缝孔隙体积占总孔隙体积的50%以上。钻遇溶洞处出现钻具放空、井径异常扩大和钻井液大量漏失现象。A.4.1储集层空隙空间组合特征分类按储集空隙空间组合特征，储集类型主要有A.3.2所描述的孔洞缝复合型(或似孔隙型)、裂缝型、裂缝—孔隙(或孔洞)型、孔隙(或孔洞)—裂缝型、裂缝—溶洞型、溶洞—裂缝型等6种。A.4.2裂缝发育程度分类裂缝发育程度，可用裂缝渗透率与基质渗透率的比值来确定，见表A.2。表A.2缝洞系统发育程度划分表裂缝发育程度裂缝极发育裂缝型裂缝较发育孔隙—裂缝型裂缝发育差裂缝一孔洞型裂缝极不发育孔隙型A.4.3储层物性评价方法A.4.3.1岩心分析法全直径岩心分析可求得裂缝+基质孔隙度和渗透率，小岩样分析可求得基质孔隙度和渗透率，两者之差可代表缝洞孔隙度和渗透率。A.4.3.2测井方法测井方法可分别计算基质和缝洞孔隙度及渗透率。A.4.3.3不稳定试井资料解释法不稳定试井资料解释，可求得双介质裂缝渗透率。A.4.4分类评价根据裂缝性储集层的有效孔隙度及渗透率大小，将储层分为特高、高、中、低及特低5类，见DZ/T0217—2005中的表B.5和表B.6。(规范性附录)储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数见表B.1。表B.1储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数表线性方程截距a///含气面积平方千米小数点后二位含油面积平方千米小数点后二位线性方程斜率b///裂缝宽度毫米mm小数点后二位天然气体积系数B一1小数点后五位原始天然气体积系数一1小数点后五位原始原油体积系数一1小数点后三位地层水体积系数 1小数点后三位气藏的有效压缩系数C每兆帕MPa-¹小数点后五位无因次综合压缩系数一1小数点后三位岩石的有效压缩系数C每兆帕MPa-1小数点后五位气井生产固定成本万元每年小数点后二位油井生产固定成本万元每年小数点后二位气井生产可变成本元每千立方米元/10³m³小数点后二位油井生产可变成本元每吨元/t小数点后二位天然气的压缩系数每兆帕MPa~¹小数点后五位地层水压缩系数每兆帕MPa~¹小数点后五位油藏总压缩系数每兆帕MPa-¹小数点后五位气藏总压缩系数每兆帕MPa-¹小数点后五位产量递减率每年小数点后三位产量初始递减率D每年小数点后三位裂缝平均间距d米每条m/条小数点后二位气藏变容系数一1小数点后三位采收率一1小数点后三位期望值///凝析气藏干气摩尔分量一1小数点后三位频率最高值1/表B.1(续)天然气地质储量G亿立方米小数点后二位凝析气地质储量亿立方米小数点后二位干气地质储量亿立方米小数点后二位溶解气地质储量亿立方米小数点后二位天然气技术可采储量亿立方米小数点后二位缝洞、基质系统的天然气地质储量亿立方米小数