ICS 75 -010 E11 备案号：33514—2011
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 5838—2011 代替SY/T5838—1993
陆上油气探明经济可采储量评价细则
Guidline for evaluation of land proved petroleum initial reserves
2011-11-01实施
2011-07—28发布
国家能源局 发布 SY/T 5838--2011
次
目
前言
范围规范性弓用文件术语和定义评价要求现金流法 6 经济极限法
1
2
4.
5
类比法 8 敏感性分析
7
u
11
经济可采储量评价报告编写附录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附录B（规范性附录） 现金流法经济评价附表格式附录C（规范性附录） 经济极限法经济评价附表格式附录D（规范性附录） 类比法经济评价附表格式
9
11
12
上
21
25
T
建筑321 标准查询网 www.jz321.net SY/T 5838—2011
前 言
本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草。 本标准代替SY/T5838-1993《油（气）田（藏）储量技术经济评价规定》，本标准与SY/T
5838一1993相比，主要变化如下：
一一标准名称修改为《陆上油气探明经济可采储量评价细则》；增加了规范性引用文件：
-增加了术语和定义；增加了评价要求；一增加了现金流法确定经济可采储量；修改了现金流法中价格和成本参数取值和预测；增加了经济极限法确定经济可采储量；增加了类比法确定经济可采储量。
本标准由中国石油天然气集团公司提出。 本标准由石油地质勘探专业标准化委员会归口。 本标准负责起草单位：中国石油勘探开发研究院油气资源规划研究所。 本标准参加起草单位：国土资源部油气储量评审办公室、中国石化石油勘探开发研究院战略规划
所、中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院、中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院。
本标准主要起草人：袁自学、胡晓春、张玲、杨湘龙、张伦友。 本标准代替了SY/T5838—1993。
I SY/T 5838—2011
陆上油气探明经济可采储量评价细则
1范围
本标准规定了陆上石油天然气探明经济可采储量的评价方法，包括评价方法选择、评价单元划分、确定原则、判别条件、计算方法及参数取值要求。
本标准适用于陆上石油天然气探明经济可采储量评价、评审和统计。
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—2004石油天然气资源/储量分类 SY/T5367石油可采储量计算方法 SY/T6098--2010天然气可采储量计算方法 SY/T6105—2009 油田开发可行性评价技术要求 SY/T 6310--2006 气开发可行性评价技术要求 DZ/T0217—2005 石油天然气储量计算规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
经济可采储量initial reserves 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、成本等）估算的：可经济
开采的油气数量。评估基准日之后预计可经济开采的累计产量称为剩余经济可采储量。 3.2
探明经济可采储量 proved initial reserves 满足下列条件所估算的经济可采储量： a）依据不同要求采用评估基准日的或合同的价格和成本以及其他有关的经济条件。 b)é 已实施的操作技术，或先导试验证实的并肯定付诸实施的操作技术，或本油气田同类油气
藏实际应用成功的并可类比和肯定付诸实施的操作技术。 c） 已有开发方案，并已列人中近期开发计划，天然气储量还应已铺设天然气管道或已有管道建
设协议，并有销售合同或协议。 d) 含油气边界是钻井或可靠的压力测试资料证实的流体界面，或者是钻遇井的油气层底界。
并且含油气边界内达到了合理的井控程度。 e) 实际生产或测试证实了油气层的商业性生产能力，或目标储层与邻井同层位或本井邻层位已
证实商业性生产能力的储层相似。 f) 可行性评价为经济的。
A
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g）将来实际采出量大于或等于估算的经济可采储量的概率至少为80%。 ［GB/T19492--2004中5.3.1.2]。
3.3
探明已开发经济可采储量proved developed initialreserves 油气藏的开发井网钻探和配套设施建设完成后，已全面投人开采的经济可采储量。当提高采收率
技术（如注水等）所需的设施已经建成并已投产后，相应增加的可采储量也属于探明已开发经济可采储量。
［GB/T19492—2004中5.4.1]。
3.4
探明未开发经济可采储量provedundeveloped initial reserves 已完成评价钻探或已经开辟先导生产试验区的油气藏（田），尚未部署开发生产井网的经济可采
储量。
［GB/T19492—2004中5.4.2]。
3.5
探明次经济可采储量proved sub-economic initial reserves 探明技术可采储量与探明经济可采储量的差值，包括如下两部分： a）可行性评价为次经济的技术可采储量。 b）由于合同和提高采收率技术等原因，尚不能划为探明经济可采储量的技术可采储量。 GB/T19492—2004中5.3.1.3]。
3.6
经济采收率economicrecoveryfactor 经济可采储量与地质储量的比值，用百分率表示。
3.7
经济极限economic limit 其产量只能回收操作成本和税费时的技术界限。通常指经济极限产量、经济极限含水率、经济极
限水油比、经济极限油汽比、废弃压力等。 3.8
储量寿命 reserve life 自评估基准日至年净现金流为零时（经济极限点）剩余经济可采储量可经济开采的期限。
3.9
商品率commercialratio a）原油商品率是原油商品产量与原油核实产量的比率。原油商品产量是核实产量扣除原油损耗
量和本油田或区块自用量后的产量。 b) 天然气商品率是天然气商品产量与工业产量的比率。天然气商品产量是指工业产量扣除了
各种损耗（包括火把、运输损失、净化）和本气田或区块自用（未发生市场交易）的产量。
3.10
现金流法cashflowmethod 根据开发方案或概念设计预测的油、气产量及其他开发指标，依据目前经济条件，预测未来发生
的投资、成本、收入和税费等，编制现金流量表（见表B.1），计算财务内部收益率、净现值等经济评价指标，符合判别条件后求得的储量寿命期内的累计产量，确定为经济可采储量的方法。 3.11
经济极限法 economic limit method 根据生产历史数据中产量与时间、含水等变化趋势，外推到经济极限点时求得的累计产量，确定
2 SY/T 5838—2011
为经济可采储量的方法。 3.12
类比法analogy method 选择与评价单元相似的类比油气藏，确定类比参数和经济采收率，进而计算经济可采储量的
方法。
4评价要求
4.1资料和参数要求
要求如下： a》评价中使用的各种基础资料、数据，务求翔实、准确，避免重复计算、有意扩大或缩小。 b）收集并综合分析地质、勘探、开发、设计、计划、财务、生产等有关基础资料、数据，选
择有代表性评价参数。 C 凡属自营项目均按本标准有关条款规定执行；属中外合作项目的有关技术经济参数，应根据
合同规定执行。
4.2评价基本原则
评价基本原则为：
经济可采储量评价遵循“储量时效性”原则。当评价单元的开发技术和经济条件发生重大变
a
化时，应及时进行经济可采储量计算。 b）预测分析与统计分析相结合，以预测分析为主。 c） 经济效益分析与物质效果分析相结合，以经济效益为主。 d) 经济可采储量评价遵循保守原则。
4.3评价方法选择
经济可采储量评价方法主要包括现金流法、经济极限法和类比法。一般情况下应采用现金流法进行经济可采储量评价（见DZ/T0217一2005中8.5）。下列情况也可采用相应评价方法：
a）动态法计算技术可采储量的探明已开发储量区块，可采用经济极限法。 b）小型及以下油藏或中型及以下气藏的老油气田新增探明储量区块，可采用类比法。
4.4评价单元划分
产量预测和经济评价一般应与经济可采储量评价单元相同。对不同类型的经济可采储量，采用以下方法划分：
a》探明已开发经济可采储量以开发单元作为评价单元。 b），探明未开发经济可采储量一般以开发单元作为评价单元，也可按区块或储量计算单元划分评
价单元。
4.5储量特殊处理
已采出的累计产量应归人相应类别的经济可采储量，主要包括： a》目前已基本停产关井的已开发区块关井前的累计产量。 b）探井或评价井已试采出的累计产量。 C) 开发过程中已采出的累计产量。
3
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5现金流法 5.1经济评价指标 5.1.1净现值(NPV)
是指按基准收益率计算储量寿命期内各年的净现金流量的现值之和。是考察盈利能力的主要动态评价指标，计算方法见公式（1）。本标准计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数见附录A。
NPV= (CI-CO)
7
(1)
(1i)
5.1.2财务内部收益率（FIRR）
在储量寿命期内各年的净现金流量累计等于零时的折现率，它反映项目所占用资金的盈利率，是反映盈利能力的主要动态评价指标，计算方法见公式（2）。
>(CI- CO),
(2)
台（1FIRR) =0
5.2经济可采储量判别条件
根据计算出的评价指标达到下列判别条件，方可计算经济可采储量；否则确定为次经济可采储量。
a) 在投资完成后，年净现金流量大于或等于零。 b）财务内部收益率大于或等于财务基准收益率。 c）对于没有开发投资的评价单元，净现值大于或等于零。
5.3评价参数取值要求 5.3.1产量预测 5.3.1.1 一般要求
各年度产量一般以开发单元为基础单元进行预测。处于不同开发阶段的油气藏/区块，开发指标的预测见表B.3。商品率可根据本地区近几年或最近权威部门公布的统计数据取值。油气产量预测应遵从油田或气田开发可行性评价中的技术要求（见SY/T6105—2009中5.2及SY/T6310—2006中 5.6和5.7)。 5.3.1.2递减期产量预测
对处于开发中后期阶段的开发单元，产量递减规律较明显，应根据已有的递减规律确定合理的递减率和初始产量，选用产量递减法进行产量预测 5.3.1.3上产稳产期产量预测
对已经投人开发尚未出现递减的油气藏/区块，可采用油藏数值模拟法或类比法进行产量预测，
：运用类比法时，应选择地质特征类似、驱动类型和开采方法相同的已开发油气藏或区块，稳产期、稳
山 SY/T 5838-2011
定期产量和递减率的预测要提出依据。 5.3.1.4开发前期产量预测 5.3.1.4.1基本要求
对未开发油气藏/区块，油气田产能、单井日产、递减率等开发指标，应在试油试采和开发概念设计基础上论证确定。开发指标预测的截止点为储量评价范围技术可采储量全部被采出的时点，从预测起始年开始给出分年度的开发指标。 5.3.1.4.2未开发油藏/区块
编制开发方案或开发概念设计，确定开发层系、开采方式、开发井网、开发井数及油水井比例等。
产量和递减率预测方法采用比采油指数法和类比法。需要预测的开发指标为：天然能量开发的油田需要预测产油量，产液量：采用人工补充能量开发的油田还需要预测驱油物注人量。
未开发油田初期产能评价，应以评价井试油、试采资料为依据，并分析本油田（地区）或其他相似类型油田（油层）确定的初期产能与稳定产量的关系，若有差别，给出修正系数。稳产时间及递减率可采用类比法确定。 5.3.1.4.3未开发气藏/区块
考虑气藏地面条件、管道输气能力、市场需求、埋藏深度、储层物性、驱动类型和气体性质等因素，划分开发层系，确定合理的年采气速度、开发井距和开发井数。根据试采、稳定试井和不稳定试井结果确定单井产能。一般情况下，确定的单井产能以不超过无阻流量的1/4为宜。 5.3.2油气价格 5.3.2.1一般要求
油气价格为含税的价格，在储量评价期保持不变。 销售收人应根据油藏工程方案确定的分年油气产量、油气商品率和销售价格计算（见表B.6和
表B.7）。销售收人包括销售原油、天然气以及副产品取得的收人。计算方法见公式（3）。
CIP=Q.-R.P.Q·RP.QR·Ps
(3)
5.3.2.2原油价格
对探明已开发储量，油价统一按评估基准日之前12个月的月度销售油价的算术平均值取值；对探明未开发储量，油价可取油公司内部规定的评价油价。 5.3.2.3天然气价格
a) 根据国家规定和储量评价的范围，确定天然气出厂价格。 b）不 有多个不同类别用户时，应根据分配的气量取加权平均价格 c） 按照油公司项目评价的气价取值，或者参照邻近已开发气田近几年销售的平均气价确定。
5.3.2.4副产品价格
油气生产过程中开采可销售的其他产品，如轻烃、液化气、硫磺和二氧化碳等，原则上采用市场价。
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