根据地质勘查状态和商业开发程度划分的油气资源储量

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根据地质勘查状态和商业开发程度，油和天然气储量可划分为以下类别：A（证实的），B（确定的），G1（估算的），G2（推断的）。

A类（证实储量）——已开发矿藏或其按开发方案已钻开发井网地区的储量。矿藏地质构造的形状和尺寸已确定；流体界面已通过钻井、测试数据和地球物理测井资料验证；岩性成分，油气藏类型，有效储层厚度和含油气净厚度，渗透率、孔隙度性质和含油气饱和度，地层和地面标准条件下烃类的组成与性质，以及油气藏的生产特征参数（开发方式，油、气、凝析油产量，井的产能）等已根据井的生产数据确定；根据充足数据建立的可靠多维地质模型和渗流模型，已对矿藏的地层水力传导性和压电传导性，地层压力、温度，采出效率等迸行了研究。矿藏的经济开发已有开发方案为依据，并经过实际开采的确认。

A类储量包括：

1）已商业开发油气藏的储量（或其中部分），根据开发方案已钻开发井，实施了规定的开采技术与工艺。

2）已商业开发油气藏的储量（或其中部分），由于各种原因，计算时（已钻井地区）尚未投产，但作业运行是经济可行的，不需要大量额外的资本支出；

3）已开发油气藏的储量（或其中部分），应用已商业化提高采收率方法可从油气藏的地质储量中额外经济采出的部分；

4）由于加密初始生产井网，从油气藏地质储量中额外采出的储量。

B类（测定储量）——已探明待开发油气藏的储量（或其部分），已迸行地震或其他高精度方式的勘查，已钻探井、评价井和早期开发井，并获得商业油气流。在油气田地质测试和单井生产测试之后，迸行了油气藏的地质构造、储层岩石的渗透率和孔隙度性质、流体组分和性质、流体动力学特征、井的产量的细致研究。油气藏的测试参数足以建立可靠的地质和渗流模型。油气藏的经济开发已经过试采和井测试数据的证实，并有开发方案的验证。

B类储量包括在测试和（或）试采过程中获得商业油气流的井所在泄油面积内的油气藏的储量。

G1类（估算储量）——与A类和B类储量相邻井（未测试）泄油面积内的储量，已经可靠的地震或其他高精度方法勘查，有可信的地质-地球物理资料显示油气藏已钻地层的某部位具有商业产能。油气藏的地质勘查程度和地质-地球物理参数足以建立初步的地质模型，计算储量。

如果地质-地球物理信息显示地层与已确定的G1类储量区域是连续的，则可判别为G1类储量。

油气藏的技术开发参数可通过类比已探明区域和其他已开发油气田来确定。

开发的效益可根据同该油气藏已探明区域的类比来确定。

G1类储量包括：

1）矿藏中紧靠A＋B类的未钻探部分的储量，区域为可能的泄油面积；

2）矿藏中未测试井点所在位置的储量，矿藏的产能已经过其他井的测试或开发所证实。

G2类（推断储量）——矿藏中未经钻井勘查和位于未确定与井的连通性的区域的储量。矿藏地质参数的识别与已勘查区域类比，必要的话，可类比同一个含油气地区内具有相似构造的矿藏。已获取的资料要足以构建初步的地质模型和计算储量。储量的技术参数和开发成效根据矿藏已勘查区域或已开发油气田类比。

G2类储量包括：

1）矿藏已确定边界与更高级别储量区之间地区的储量，需有足够的地质地球物理信息证实地层的连通性；

2）已经过井的地球物理测试勘查，但尚未确定生产能力的地层储量。在这种情况下，可合理地认为根据井测试资料，已钻井可以投产；

3）已确定生产能力的矿藏的未钻井构造断块的储量。在这种情况下，已有的地质资料表明，断块岩相特征与矿产已确定区域相似的地层可能具有潜在的生产能力。

在登记过程中，类别储量A、B和G1建议不要与类别G2迸行合并。

根据地质勘查状态来说，石油和天然气的资源量分为类别D1（圈定的），D2（远景的）和D3（预测的）。

D1类（圈定的）——待钻探圈闭内可能有产能的地层的资源量。其形态、体积和存在条件根据地质-地球物理测试的结果确定，地层厚度和油气藏性质、组分和油气属性根据已确定油气田类比。

D2类（远景的）——在大面积区域构造区，已确定具有商业含油（气）量的构造-岩性地层和复合地层中的资源量。推测资源量的定量评估应根据区域地质、地球物理和地球化学评价的结果，可类比该评价区域已发现的油气藏。

D3类（预测的）——在大面积区域构造区，不确定是否具有商业含油（气）量的构造-岩性复合地层中的资源量。这些复合地层中的含油（气）量是根据地质、地球物理和地球化学的测试结果迸行预测。该类预测资源量的定量评估应根据其他已有油气田的成熟勘探区域的地质参数迸行类比。

在修订《油气田储量、推测和预测资源量分类体系（2005）》的初期，本期望要改变地质储量的计算原则，包括资源储量类别的确定和几何算法，修订储量类别的参数标准，并按开发的成本效益划分为不同的组别。但同一时期，该分类体系的实施期限被不断延期（至2009和2012年）。截至今天，对《油气田储量、推测和预测资源分类体系》执行的必要性仍有两种明确的不同观点。

第一种观点来自俄罗斯天然气工业股份公司[30]。该俄罗斯最大的石油和天然气公司表示“公司已经准备过渡到采用全球普遍接受的基于PRMS标准的储量分类体系，认为没有必要创建中间的储量计算体系，现行的分类体系可用于国家层面的储量控制和登记 ”。

第二种观点是在“当前石油和天然气资源储量商业意义的评价理论与实践”（圣彼得堡）会议[36]结论的基础上形成的，俄罗斯联邦的权威科学与生产研究机构派代表参加了该会议。该观点认为，新开发的石油和天然气储量与预测资源的分类体系以及其应用的技术方案可以总体上保障俄罗斯油气田的储量按市场经济条件在商业价值上的得以区分。

此外，该分类体系可以用于：

1）评估石油和天然气资源储量的合理性和可靠性评估；

2）对储量计算参数迸行重要的再评价；

3）核实储量计算对象的勘查程度和油气商业储量的数量（体积）；

4）测试提高价格指标所能额外开采的储量；

5）根据估算实际存在的油气量划分俄罗斯含油气区和水源区；

6）确定地下矿权更合理的初始使用费用，该费用有助于补充国家预算。

同时，由于2005分类体系的执行期延长，油气资源商业价值的评估主要基于地质和技术指标，这与以前相同。因此，国家层面的相当数量的可采储量不是真正意义上的可采储量，它们的开发不能确保达到可接受的最低盈利水平。

会议通过了迸一步修订该分类体系和其应用技术方法建议的决定，强调了以下必要性：

1）调整石油和与天然气资源储量经济评价指标的量化值，根据这些调整更新经济评价的技术方法；

2）调整分类方案，用不确定的条件盈利储量组别替代低盈利储量组别，有助于工艺方法和技术的研发和提高投资吸引力和商业流通的参与度；定义高盈利储量组别，其开发将满足石油税的征收；

3）确定技术可采储量组别，在考虑油气价格波动条件下，可以考虑潜在的可采量的数量；

4）按照新的分类体系更新油气的地质勘查阶段，与其储量类别A 、B和G1的定义保持一致；

5）制订适用标准（模式）的技术方法建议，调整油田采收率，推荐其计算方法（该技术应附有详细的说明（算法），以便应用）；

6）将资源储量的定量计算过渡为概率估计（为了在国家层面核定储量，这样的话，储量的地质评估应作为基础）；

7）在经济-地质评价和储量商业价值分类时，要考虑投资的风险，不同采矿地质和地理经济条件影响着油气田开发的效益；

8）建立行业有关油气勘探和传输的成本指标管理信息库，提高石油和天然气储量的经济评价计算的客观性；

9）对油气资源量迸行经济-地质评价，认识其转化为可开发动用储量的技术与经济可能性（资源量的经济-地质评估结果将有助于调整油气资源长期开发利用战略，以及完善地下资源矿权管理的质量）；

10）研究高黏重油和天然沥青的商业储量与远景资源量的评估方法，以合理确定其数量；

11）在计算天然气和凝析油储量的过程中计算相应的可采量（为此，要制定和实施相应的技术方法）。

与会者强调了重新修改和批准《油气储量和预测资源量分类体系（2005）》的必要性，以便尽快立法实施。

地质勘探

在石油勘探过程中有很多方法最为常见的就是地质勘探，而这就需要运用知识同时还要携带相关工具。在野外通过观察研究露出的岩石以及地貌结构，通过收集地质资料以便于查看油气生成以及分布规律，从而为找到石油下坚持的基础。由于现在大部分地表都已经被沉积所覆盖，而这也就为后来的勘探工作带来了巨大的限制。

地震勘探

地震勘探，在所有的勘探方法当中反射波法是非常重要的看待方法，其中就是利用人工的地震波在不同的地层当中进行反复传播从而达到查看情况的方法。这是由于地震波场发生了变化，在经过收据相关数据后得到分析就能够知道地质结构是否存在有石油。

勘探方法

如果说石油工作者的勘探会发现本区域有石油的存在，此时就会利用专业的技术在预先选定的位置处，打好圆柱并且还要到达地下油气层而这样的工作也就称之为钻井。要知道在石油勘探与游艇开发的过程当中，钻井骑着相当重要的作用，比如说查看已经正式尤其构造以及面积还有储量，比如说四川发现的10亿吨大油田正是通过这种方法才得到准确数据。

可以说关于油田以及地质资料的开发相关数据，包括将原油从地上输送到地面，都是通过钻井得以完成的，所以这项工作也是石油开采与勘探的重要环节之一。除了这些之外是有勘探的方法还有很多，由于篇幅选择的原因也只能介绍到这里，如果感兴趣可以寻找专业书籍。

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