10《页岩层系石油储量估算规范》（报批稿）.docx

ICS75.010CCSE11DZ中华人民共和国地质矿产行业标准DZTXXXX-XXXX页岩层系石油储量估算规范Specificationofsha1.e1.ayersoi1.reservesestimation（报批稿）XXXX-XX-XX实施XXXX-XX-XX发布中华人民共和国自然资源部前言III1范围12规范性引用文件13术语和定义14储量估算情形11. 1总体要求14. 2具体要求25地质储量估算条件与方法25.1储量估算条件25. 2储量计算单元划分要求46. 3地质储量估算方法46地质储量估算参数确定57. 1含油面积58. 2有效厚度69. 3有效孔隙度76.4空气渗透率76.5原始含油饱和度86.6原始原油体积系数及原始溶解气油比86.7地面原油密度86.8页岩质量密度86. 9游离燃含油量87. 10地质储量估算参数选值87技术可采储量估算97.1 探明技术可采储量估算条件97.2 未开发状态-开发初期的页岩层系石油探明技术可采储量估算97.3 已开发状态的页岩层系石油探明技术可采储量估算108. 4控制技术可采储量估算108经济可采储量估算118.1 探明经济可采储量估算条件118.2 剩余探明经济可采储量估算118. 3控制经济可采储量估算条件118. 4剩余控制经济可采储量估算118. 5经济可采储量估算方法119. 6经济评价参数取值要求1210. 经济可采储量估算129储量综合评价1310报告编写1310.1报告名称1310.2报告编写要求13附录A（规范性）石油储量估算情形14附录B（规范性）各级地质储量勘探开发程度和地质认识程度基本要求16附录C（规范性）页岩层系石油探明地质储量估算的基本井距要求18附录D（规范性）储量估算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数19本文件按照GB/T1.1-2020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中华人民共和国自然资源部提出。本文件由全国自然资源与国土空间规划标准化技术委员会(SAC/TC93)归口。本文件起草单位：自然资源部油气资源战略研究中心、自然资源部油气储量评审办公室、中国石油天然气股份有限公司、中国石油化工股份有限公司、中国海洋石油集团有限公司、陕西延长石油(集团)有限责任公司、中联煤层气有限责任公司。本文件主要起草人：韩征、王玉华、蔡勋育、李其正、王香增、张道勇、郭海晓、谷宇峰、姜文利、任继红、周立明、高山林、段晓文、朱光辉、李敬功、郭顺、张革、赵铭海、黄月银、张臣、张昊泽、郑媛媛、付玲、徐建华页岩层系石油储量估算规范1范围本文件规定了页岩层系石油储量估算情形，储量的估算条件与方法，储量估算参数的确定，储量综合评价和报告编写的要求。本文件适用于页岩层系石油储量估算和评价工作。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，仅所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/T18602岩石热解分析GB/T19492油气矿产资源储量分类GB/T29172岩心分析方法DZ/T0217石油天然气储量估算规范DZ/T0252海上石油天然气储量估算规范DZ/T0334石油天然气探明储量报告编写规范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石油天然气勘探开发常用量和单位SY/T7661泥页岩含油量热解分析方法3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3. 1页岩层系石油Oi1.ofsha1.eIayers页岩层系石油是指赋存在以页岩、泥页岩、泥岩和粉砂质泥岩为主，不含或含少量夹层（砂岩、碳酸盐岩或硅质岩等储集层）的富含有机质燃源岩层系内并自生自储的石油。注1：页岩层系中夹层的单层厚度不大于2m,并在纵向单元中累计夹层厚度占页岩层系厚度比例不超过该单元的20%,且单独开发无效益。注2：页岩层系石油属于连续性非常规油藏，一般无自然产能，需通过体积压裂等改造措施获得商业油流。4储量估算情形3.1 总体要求4. 1.1储量分类应执行GB/T1949204.1.2 页岩层系中单层厚度大于2m的夹层（砂岩、碳酸盐岩或硅质岩等储集层）应按照相应的储量规范单独进行石油储量的估算。4.1.3 页岩层系石油勘探开发可分为3个阶段：预探阶段、评价阶段、开发阶段,各阶段主要工作应达到下述要求。a）预探阶段：对有利区带，进行地球物理勘探和探井钻探，建立完整的目的层取芯剖面，基本查明储层厚度、含油性、物性等特征，对TOC.Ro,矿物组成和流体性质等进行评价并对探井进行压裂改造，测试见油流或产量达到页岩层系石油井储量起算标准，优选出有利的评价区，并初步了解评价区的油藏特征。b）评价阶段应达到下述要求：D评价区通过地球物理勘探等技术手段查明构造形态、断层分布、储层分布、储层物性变化等地质特征。2）实施评价井（直/斜井和水平井）钻探并通过压裂改造达到页岩层系石油储量起算标准，综合评价井（直/斜井和水平井）、地质研究和地震资料等基本圈定油藏范围，取全相关评价资料，查明页岩层系油藏类型、储集类型、流体性质及分布，并优选出建产区。3）在进行先导性试验时，应对建产区进行地球物理勘探，精确查明建产区构造特征、应力分布、岩石力学参数和TOC平面分布等特征。4）开展直/斜井和水平井组先导性试验，产量达到页岩层系石油储量起算标准，落实产能和开发井距等关键开发参数，完成开发概念设计。c）开发阶段：编制开发方案，按开发方案实施开发井网钻探，完成配套设施的产能建设，进行页岩层系石油开采生产活动，并在生产过程中对开发井网进行调整、改造和完善，提高采收率和经济效益，直至油田废弃。4.1.4 页岩层系石油的地震、钻井、测井、测试、分析化验等工作量，应满足估算不同级别地质储量估算的要求。4.1.5 在给定的技术经济条件下，依据对油藏的勘探程度、地质认识程度和生产能力的实际证实程度，对地质储量、技术可采储量和经济可采储量进行估算。4.2具体要求4.2.1 油田从发现直至废弃的过程中，根据地质资料、工程技术以及技术经济条件的变化，共有五种储量估算情形，分别为新增、复算、核算、标定和结算，应按照DZ/T0217和DZ/T0252中的要求进行储量估算，具体要求见附录A。4.2.2 估算结果在录入年度探明储量数据库和统计数据库时，油田年产量、累计产量、剩余经济可采储量等资料数据应更新至当年12月31日。5地质储量估算条件与方法5.1 储量估算条件5.1.1 储量起算标准储量起算标准为不同埋藏深度下页岩层系石油的单井日产量下限，是进行储量估算应达到的最低经济条件（见表1）。允许结合储量估算区情况，另行估算起算标准。另行估算的储量起算标准应不低于表1规定的起算标准。储量起算标准分别如下：a）以水平井开发为主的，储量起算标准要求如下：D水平井试采三个月或六个月的单井平均日产量下限标准见表1,用于圈定含油面积和录取储量参数的直/斜井测试应见油；2）另行估算储量起算标准的，各地区和海域可根据当地价格和成本等测算求得只回收开发井投资和单井必要的地面投资的试采三个月或六个月的单井平均日产量下限；也可用平均的操作费和油价求得平均井深的试采三个月或六个月的单井平均日产量下限，再根据实际井深求得不同井深的试采三个月或六个月的单井平均日产量下限。b）以直/斜井开发为主的，在经储层改造措施（如压裂、酸化等）后的单井稳定日产量达到DZ/T0217或DZ/T0252规定的储量起算标准。表1页岩层系水平井单井平均日产油量下限标准油藏埋藏深度m陆地水平井单井平均日产量下限m3d海上水平井单井平均日产量下限m3d3个月6个月3个月6个月5002.01.54.03.0>500-10003.02.56.05.0>1000-20004.03.08.06.0>2000-30008.06.016.012.0>3000-400012.010.024.020.0>4000-600013.016.011.0-14.026.0-32.022.028.0>600020184036注：油藏埋藏深度4000米6000米时对应的水平井单井平均日产量下限区间范围，是指埋藏深度40004500米时，对应的水平井单井平均日产量下限分别为陆地13m3d（3个月）和11m3d（6个月）、海上26m3d（3个月）和22m3d（6个月）；之后埋藏深度每增加500米，陆地的下限相应增加1.m3d,海上的下限相应增加2m3心埋藏深度55006000米时，对应的水平井单井平均日产量下限分别为陆地16m3d（3个月）和14m3d（6个月）、海上32m3d（3个月）和28m3d（6个月）。5.1.2 勘探开发程度和地质认识程度要求勘探开发程度和地质认识程度要求是进行储量估算的地质可靠程度的基本条件。探明地质储量、控制地质储量和预测地质储量具体要求，见附录B。5.1.3 探明地质储量估算页岩层系石油探明地质储量，应在综合地震、钻井、测井、测试、录井及各种化验分析测试资料基础上，查明油藏构造特征、岩性组成与分布、储集空间类型、物性和含油性特征以及开采技术条件；通过实施开发先导试验区或先导试验井组证实了勘探范围内的页岩层系石油可采性；查明了产能和生产递减规律；单井平均日产量达到了储量起算标准；勘探程度和地质认识程度符合附录B中的要求。页岩层系石油探明地质储量可靠程度高。5.1.4 控制地质储量估算控制地质储量，应在综合各种资料基础上，基本查明油藏构造特征、岩性组成与分布、储集空间类型、物性和含油性特征；开采技术条件基本得到了控制，并通过单井试验和数值模拟，基本查明典DZ/TXXXXXXXX型地质背景下页岩层系石油地面钻井的单井产能情况。含油面积范围内的单井试采日产量达到储量起算标准。勘探程度和地质认识程度符合附录B中的要求。因参数井和生产试验井数量有限，估算范围内的油藏地质特征、配套开发技术和生产规律需进一步评价论证，页岩层系石油控制地质储量地质可靠程度中等。5.1.5 预测地质储量估算预测地质储量，应初步查明油藏构造特征、岩性组成与分布、储集空间类型、物性和含油性特征，初步认识了油藏的分布规律，初步获得了典型地质环境下的油藏参数，大部分页岩层系油层参数条件是推测得到的。预探井钻遇了页岩层系油层段并在压裂改造后测试获得了油流。勘探程度和地质认识程度符合附录B中的要求。页岩层系石油预测地质储量可靠程度低。5.2 储量计算单元划分要求储量计算单元（简称计算单元）划分应充分考虑构造、页岩层系展布稳定性等地质条件,结合井控、压裂改造等情况综合确定，并应符合下述要求。a）计算单元平面上一般按井区确定。D面积较大的页岩层系油藏，视不同情况可细分单元；2）当页岩层系油藏特征相似，且含油连片或叠置时，可合并为一个计算单元。b）计算单元纵向上一般按页岩层系，结合游离燃含油量、孔隙度、脆性矿物含量、总有机碳含量和压裂技术（纵向压裂缝高）等因素确定计算单元。原则上单个纵向单元不超过100m。c）含油范围跨2个及以上的矿业权证或省份的，按矿业权证或省份细划计算单元。d）含油范围与自然保护区等禁止勘查开采区域有重叠的，应分重叠区和非重叠区划计算单元。5.3 地质储量估算方法5.3.1通则页岩层系石油地质储量估算方法主要采用静态法和动态法。静态法以静态资料为主，适用于油藏未开发或开发时间短且动态资料较少情况下的储量估算，包括容积法和体积法。各地区和海域可依据本区情况选取适合的页岩层系石油地质储量估算方法。动态法主要适用于油藏开发时间长且动态资料丰富情况下的储量估算。当页岩层系油藏勘探开发阶段已取得较丰富的生产资料时，可根据产量、压力数据采用动态法估算。储量估算公式中符号名称和计量单位见附录D,符合SY/T6580o5.3.2容积法容积法估算页岩层系石油地质储量的主要参数包括含油面积、有效厚度、有效孔隙度、原始含油饱和度、原始原油体积系数和地面原油密度等。页岩层系石油中溶解气地质储量大于0.1亿立方米时，应计算溶解气地质储量。原油地质储量由下式估算：N=100Aoh5oi/Boi（1）式中：N原油地质储量，单位为万立方米（104m3）；Ao-含油面积，单位为平方千米（k112）;h一有效厚度，单位为米（m）；0有效孔隙度，用小数表示（f）；So1.原始含油饱和度，用小数表示（f）；Boi-原始原油体积系数。a）推测可能实施的操作技术。b）按经济条件（如价格、配产、成本等）估算可取得合理经济回报，可行性评价是经济的。7. 4.2估算公式和方法控制技术可采储量的估算公式和估算方法同7.2o采收率一般是确定在推测可能实施的操作技术条件下的最终采收率。8经济可采储量估算7.1 探明经济可采储量估算条件探明经济可采储量的估算应满足下列条件：a）经济条件基于不同要求可采用申报基准日的或合同的价格和成本以及其它有关的条件；b）操作技术（主要包括提高采收率技术）是已实施的技术，或先导试验证实的并肯定付诸实施的技术，或本页岩层系油藏同类油藏实际成功并可类比和肯定付诸实施的技术；c）已有开发概念设计或正式开发方案，并已列入五年开发计划；d）实际生产或测试证实了商业性生产能力，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；e）可行性评价是经济的；f）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%。7.2 剩余探明经济可采储量估算探明经济可采储量减去页岩层系石油累计产量为剩余探明经济可采储量。7.3 控制经济可采储量估算条件控制经济可采储量估算应满足下列条件：a）按合理预测的经济条件（如价格、配产、成本等）估算求得的、可商业采出的、经过经济评价是经济的；b）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50机7.4 剩余控制经济可采储量估算控制经济可采储量减去页岩层系石油累计产量为剩余控制经济可采储量。7.5 经济可采储量估算方法8.5. 1通则经济可采储量评价方法主要包括现金流量法、经济极限法。一般情况下在未开发和开发初期的页岩层系油藏或区块的储量，宜采用现金流法进行经济评价并估算经济可采储量。投入开发生产一段时间后的页岩层系油藏或区块的储量，或用动态法估算技术可采储量的，可采用经济极限法估算经济可采储量。经济评价过程中应说明砂岩、碳酸盐岩或硅质岩等夹层单独开发是否具有经济效益。8.5.2现金流量法现金流量法是依据页岩层系油藏勘探开发过程中发生的现金流，对经济可采储量进行估算的方法。该方法根据开发方案或概念设计预测的页岩层系石油产量及其它开发指标，依据目前经济条件，预测未DZ/TXXXXXXXXc）测算页岩层系油藏经济极限产量。为某个页岩层系油藏在指定时间（年、月或日）所产生的净收入等于操作该页岩层系油藏的净支出（维护运营的操作成本和税费）时的产量；对海上页岩层系油藏，储量的经济寿命不应该超过开发该页岩层系油藏的平台寿命；d）估算经济可采储量，即从指定日期到产量降至经济极限产量，或净现值大于或等于零时的累积产量；e）储量区与自然保护区等禁止勘查开采区域有重叠、无法进行商业开发时，重叠区的剩余经济可采储量视为零，地质储量和技术可采储量正常估算；f）折现率按本企业规定的基准收益率取值。9储量综合评价依据DZ/T0217（陆上）和DZ/T0252（海上）中的储量规模、储量丰度、产能、埋藏深度、原油性质等参数指标，对页岩层系石油进行综合评价。若储量报告中单独估算了常规油、致密油储量，应分开进行储量综合评价。10报告编写10.1报告名称对于页岩层系，报告可按DZ/T0334规范要求，报告名称表述为“XX油田XX区块XX层位页岩层系石油探明储量新增（复算、核算、结算）报告”。10.2报告编写要求执行DZ/T0334,根据选择的估算方法，突出页岩层系石油储量估算参数，增加“游离燃含油量”等内容，对技术可行性及经济可行性论述，增加垃源岩评价、页岩层系“七性”关系评价和钻采工艺技术评价等方面的相关图表。附录A（规范性）石油储量估算情形油田从发现直至废弃的过程中，根据地质资料、工程技术以及技术经济条件的变化，共有五种储量估算情形，分别为新增、复算、核算、标定和结算。A.1新增在油田、区块或层系中首次估算上报的储量为新增。其中首次上报的新增探明地质储量中，新增探明可采储量和采收率应与开发概念设计的开发方式及井网条件相匹配。A.2复算在新增探明储量后又新增工作量或开发生产井完钻后进行的再次储量估算为复算。油田投入开发后，应结合开发生产过程对探明储量实施动态估算。储量复算后，在复算核减区如果再次估算探明储量，应投入相应实物工作量并达到探明储量要求。凡属下列情况之一者，需要进行储量复算，复算结果计入当年净增储量中：a）当独立开发单元或油田主体部位开发方案全面实施后；b）油藏地质认识发生变化；c）储量估算参数发生明显变化；d）地质储量和可采储量与生产动态资料有明显矛盾；e）探明储量尚未投入开发，新增工作量及评价资料，证实油藏地质认识发生变化。A.3核算储量复算后在开发生产过程中的各次储量估算为核算。随着油田开发调整工作的深入和对油田认识程度的提高，应对复算后的投入开发储量进行多次核算，直至油气枯竭。进行核算时，应充分利用开发生产动态资料，估算方法以动态法为主，容积法为辅，提高储量估算精度。凡属下列情况之一者，需要进行储量核算：a）生产动态资料反映出所算的地质储量和可采储量与生产动态资料有明显矛盾；b）对储层进一步的深入研究及生产实践中表明，原储量估算参数需要做大的修改；c）油田钻了成批的加密井、调整井、进行了三维地震或采取重大开发技术措施等之后，或者工艺技术手段有新的突破，地质储量参数发生重大变化。A.4标定A.4.1在开发生产过程中，依据开发动态资料和经济条件，对截至上年末及以前的探明技术可采储量和探明经济可采储量进行重新估算的情形为可采储量标定，简称标定。A.4.2当年新增储量、复算、核算储量不参与本年度的可采储量标定。A.4.3油田或区块开发调整措施实施二年后及生产动态资料表明可采储量与产量有明显矛盾时，应对可采储量进行标定。A.4.4以开发单元为标定单元，计算单元如部分已开发，应划分为已开发和未开发两个单元，经标定已开发单元可采储量发生变化的，未开发单元的可采储量应重新估算。A.4.5可采储量标定方法执行行业标准，现行标准不适应的特殊油藏，可采用经生产实践证实为有效的新方法。A.4.6标定前后探明技术可采储量的变化量符合情形之一者，应单独编制标定报告：a）大型及以上油田的探明技术可采储量变化量±1%；b）中型油田的探明技术可采储量变化量±2%；c）小型及以下油田的探明技术可采储量变化量±5%；d）石油探明技术可采储量变化量±50万立方米。A.5结算油田废弃或暂时封闭而进行的储量估算为结算。包括对废弃或暂时封闭前的储量与产量清算和剩余未采出储量的核销。凡属下列情况之一者，需要进行储量结算：a）因油田或区块的油气已经枯竭、无社会效益和经济效益等原因无法继续开采而废弃或暂时封闭的储量。b）因油气平台寿命期限到期、设施老化等原因无法继续开采而废弃或暂时封闭的储量。c）因油田被列入禁止勘查开采区、城市规划区、军事禁区等原因无法继续开采而废弃或暂时封闭的储量。d）因其他不可抗拒的原因，无法继续开采而废弃或暂时封闭的储量。附录B（规范性）各级地质储量勘探开发程度和地质认识程度基本要求B.1探明地质储量基本要求页岩层系石油探明地质储量勘探开发程度和地质认识程度基本要求见表B.1。表B.1探明地质储量勘探开发程度和地质认识程度基本要求宿号量类型探明地质储量勘探开发程度地震已完成三维地震或二维地震采集（测网密度不大于1千米X1.千米），地震资料品质能够满足构造、断裂解释和储层预测需要。钻井与取芯1 .已完成探井和评价井钻探，含油面积内井距达到附录C的要求，查明了页岩层系油层空间分布；2 .已有开发先导试验区或先导试验井组；3 .取芯井平面应分布合理，岩芯剖面能反映主要油层平面变化情况。至少有一个完整的取芯剖面，收获率为85%以上，应能够满足测井资料标定需求；4 .中型规模的油田已取得合格的代表性保压或密闭取芯资料，大型及以上规模的油田应有保压取芯资料。其中，海上油田执行DZ/T0252o测井1 .针对页岩层系石油的探井、评价井常规系列测井项目齐全，关键井应用了适合本地区页岩层系石油的核磁共振测井和其它特殊测井系歹U（如阵列声波、电成像、元素俘获等），满足“七性”评价（“七性”是指燃源岩特性、含油性、岩性、物性、电性、脆性和地应力各向异性等七个方面）和有效厚度下限确定；每口井测井资料应满足储量估算参数解释需要；其它兼探井（过路井）在页岩层系测井资料满足页岩层系评价和有效厚度确定时也可用于页岩层系石油储量估算；2 .已取得详实且具有代表性的压裂效果监测与评价资料（如微地震监测、水平井产液剖面、套后阵列声波等）。测试1.陆上，采用水平井开发方式为主的，探井、评价井测试比例不低于50%,其它兼探井（过路井）在页岩层系测试见油也可用于页岩层系石油储量估算；采用直/斜井开发方式为主的，针对页岩层系石油的探井、评价井测试比例不低于90%,测试井点分布基本均匀，测试产量达到储量起算标准；2 .海上，小型油田的主力油层，邻近类似油藏已取得可靠的产能资料，可进行产能类比，取全取准流体性质、温度和压力资料，邻近没有类似油田的可靠产能资料，在关键部位井已进行测试，取全、取准产能、流体性质、温度和压力资料；中型及以上油田，在关键部位井已进行测试，取全取准产能、流体性质、温度和压力资料，测试井平面分布合理；3 .开发先导试验区或先导试验井组试采超过3个月或6个月证实了储量的商业开发价值；4 .取得了代表性生产井的产量、产能、流体性质、压力、气油比等动态资料。分析化验1 .已取得满足刻度“七性”关系分析化验资料；2 .通过实验和测试获得分析化验资料，矿物成分、TOC、物性、含油饱和度等关键参数分析化验资料取样间隔至少1块/米。游离燃含油量测定采样间隔：页岩厚度30m以内，每Im取1个样；页岩厚度30m以上，均匀分布取30个样以上（取样间隔最高2m）；3 .对有效孔隙度、含油饱和度等关键物性参数，应开展二维核磁共振实验或岩芯分析；4 .已取得地层及地面流体分析资料；5 .各项资料分布具有代表性。工程技术钻采工艺技术已确定。附录c（规范性）页岩层系石油探明地质储量估算的基本井距要求页岩层系石油估算探明地质储量时含油面积内基本井距的要求见表C.1。基本井距基于水平井排距500米，水平段2000米的情形下设定。当开发方案设计的排距和水平段低于该情形，基本井距相应减小。控制地质储量和预测地质储量基本井距要求可参考表C.1。表C.1页岩层系石油探明含油面积内地质储量估算的基本井距要求构造复杂程度页岩层系稳定程度基本井距类特点型特点水平段延伸方向km水平井井间排距kmI型造单第类构简1 .页岩层系产状平缓2 .简单的单斜构造3 .宽缓的褶皱构造第型页岩层系稳定，页岩厚度层系变化很小，或沿一定方向逐渐发生变化341.5-2第型页岩层系厚度有一定变化，但仅局部地段出现少量的减薄，没有尖灭231-1.5第三页岩层系不稳定，页岩层系厚度变化很大，且具有明显的变薄、尖灭或分叉现象120.5-1第II类型构造较复杂1 .页岩层系产状平缓，但具有波状起伏2 .页岩层系呈简单的褶皱构造，两翼倾角较陡，并有稀疏断层3 .页岩层系呈简单的褶皱构造或单斜构造，但具有较多断层，对页岩层系有一定的破坏作用第型页岩层系稳定，页岩厚度层系变化很小，或沿一定方向逐渐发生变化231-1.5第型页岩层系厚度有一定变化，但仅局部地段出现少量的减薄，没有尖灭120.5-1第1页岩层系不稳定，页岩层系厚度变化很大，且具有明显的变薄、尖灭或分叉现象0.5-10.5第第类型构造复杂1 .页岩层系呈紧密复杂的褶皱，产状变化剧烈2 .褶皱虽不剧烈，但具有密集的断层，页岩层系遭受较大破坏3 .页岩层系受到其他岩性侵入，使页岩层系受到严重破坏第型页岩层系稳定，页岩厚度层系变化很小，或沿一定方向逐渐发生变化120.5第型页岩层系厚度有一定变化，但仅局部地段出现少量的减薄，没有尖灭0.5-10.5第I页岩层系不稳定，页岩层系厚度变化很大，且具有明显的变薄、尖灭或分叉现象0.50.5附录D（规范性）储量估算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数储量估算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数见表D.1表D.1储量估算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数参数计量单位取值位数名称符号名称符号含油面积Ao平方千米km2小数点后二位原始原油体积系数Boi小数点后三位采收率Er小数点后三位溶解气地质储量Gs亿立方米108m3小数点后二位溶解气技术可采储量Gr亿立方米108m3小数点后二位有效厚度h米m小数点后一位原油地质储量N,Nz万立方米，万吨104m3,104t小数点后二位原油技术可采储量Nr万立方米，万吨104m3,104t小数点后二位原始溶解气油比Rsi立方米每立方米m3m3整数原始含油饱和度Soi小数点后三位游离燃含油量Tf吨每吨t/t小数点后五位有效孔隙度小数点后三位地面原油密度Po吨每立方米tm3小数点后三位页岩质量密度Py吨每立方米tm3小数点后三位