中國石油天然氣集團公司、中國石油化工集團公司、中國海洋石油總公司、各地方石油公司、各有關(guān)單位：

　　根據(jù)《關(guān)于貫徹實施新的<石油天然氣資源∕儲量分類>國家標準的通知》（國土資發(fā)［2004］162號）要求，國土資源部組織有關(guān)專家評審通過了《石油天然氣探明儲量報告編制暫行規(guī)定》，現(xiàn)予以發(fā)布試行。

　　附件：《石油天然氣探明儲量報告編制暫行規(guī)定》

二○○五年四月十八日

　　石油天然氣探明儲量報告編制暫行規(guī)定

　　為了規(guī)范石油天然氣探明儲量報告（以下簡稱儲量報告）的編制，遵照《石油天然氣資源/儲量分類》（GB/T19492—2004）國家標準和《石油天然氣儲量計算規(guī)范》（DZ/T0217—2005）行業(yè)標準的要求，特制定本暫行規(guī)定。采用容積法計算、復算和核算石油天然氣儲量時均應按照本暫行規(guī)定編制儲量報告。

　　1 儲量報告編制的基本要求

　　1.1 儲量報告應包括文字報告、插表、插圖、附表及附圖五個方面內(nèi)容。文字報告、插表及插圖統(tǒng)一編排，按A4（297mm×210mm）紙裝訂。附表、附圖編排為附圖表冊，附圖表冊按A3紙（297mm×420mm）裝訂，大型圖件可折疊后裝入附圖表冊。附圖和附表較少時可折頁與報告統(tǒng)一裝訂。

　　1.2 儲量報告的文字和圖表要簡明、清晰、美觀，便于理解和閱讀。文字與圖表信息應相符，每張圖表均應在文字中提及，并應按報告中出現(xiàn)的先后順序，按章排序。各種量、取值位數(shù)、單位及符號應符合《石油天然氣儲量計算規(guī)范》（DZ/T0217—2005）及石油工業(yè)常用量和單位（SY/T 5895）。圖例應符合石油天然氣地質(zhì)編圖規(guī)范及圖式（SY/T 5615-2004）。

　　1.3　本暫行規(guī)定列出的插表、插圖及附表、附圖的內(nèi)容和數(shù)量，可根據(jù)油（氣）藏地質(zhì)特征、資料錄取和儲量研究工作的具體情況作相應調(diào)整。

　　1.4　儲量報告應統(tǒng)一封面、扉頁和目次。目次排在正文之前。封面格式見附錄A，扉頁格式見附錄B，目次內(nèi)容與格式見附錄C。附件和附圖表冊的封面、扉頁與目次格式參照附錄A、B、C。

　　1.5 每個年度按油（氣）田編寫儲量報告，若油（氣）田中幾個區(qū)塊不宜統(tǒng)一編寫時，除油（氣）田概況統(tǒng)一編寫外，其余部分可按區(qū)塊分別編寫。

　　2　文字報告的內(nèi)容與要求

　　2.1　油（氣）田概況

　　2.1.1　申報區(qū)的位置與礦權(quán)

　　申報區(qū)是指本次申報儲量的油（氣）田或區(qū)塊。

　　1）申報區(qū)的位置應簡述

　　申報區(qū)所處的盆地、一級構(gòu)造單元和二級構(gòu)造單元的名稱，含油（氣）區(qū)帶或二級構(gòu)造帶名稱。

　　申報區(qū)的地理條件、地表、水深、氣候和交通等。

　　所處省區(qū)和縣市名稱，或海域名稱和距岸邊城市的距離。若跨省區(qū)要說明跨省區(qū)名稱。

　　申報區(qū)在本油（氣）田的位置，臨近油（氣）田的名稱、方位和距離，與可依托的重要油（氣）設施的距離等。

　　申報區(qū)東西邊界的經(jīng)度和南北邊界的緯度。

　　2） 礦權(quán)應簡述

　　逐一列出申報區(qū)所在的勘查（采礦）登記項目名稱、許可證號、有效期，最后說明法人單位、法人儲量權(quán)益比例、勘查（采礦）單位。

　　若為合資合作經(jīng)營，要說明合作者名稱和儲量權(quán)益比例。合資合作區(qū)塊的儲量統(tǒng)一計算，剩余可采儲量的凈權(quán)益另行規(guī)定。

　　申報含油（氣）面積是否超出登記項目邊界線。

　　2.1.2　勘探開發(fā)與儲量申報簡況

　　申報區(qū)發(fā)現(xiàn)情況應說明發(fā)現(xiàn)時間、發(fā)現(xiàn)井井號、鉆井、測試等情況。

　　油（氣）田勘探開發(fā)簡史應分階段簡述勘探開發(fā)程度和地質(zhì)認識。重點對申報區(qū)發(fā)現(xiàn)后的總工作量做簡要論述。

　　儲量申報情況應簡述：儲量申報基準日；申報的油（氣）田和區(qū)塊名稱、含油（氣）層位、儲量類型、儲量類別、含油（氣）面積、地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量；若為復、核算，首先應說明復、核算的依據(jù)，并列出核銷的儲量類別、含油（氣）面積、地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量；若本區(qū)已開發(fā)或老油田擴邊，應列出經(jīng)濟可采儲量、累計采出量、剩余經(jīng)濟可采儲量和申報區(qū)的投產(chǎn)時間及綜合含水率等。分階段情況可直接列表表述。

　　2.2油（氣）田地質(zhì)特征

　　2.2.1 區(qū)域地質(zhì)簡況

　　1） 簡述申報區(qū)的區(qū)域構(gòu)造特征，包括區(qū)域構(gòu)造單元名稱、類型和特征，申報區(qū)所在單元與周圍單元的關(guān)系。

　　2） 簡述地層劃分與分層特征，包括申報區(qū)鉆遇的地層和缺失的地層，含油（氣）分布的層位，按地層分層簡述巖相、巖性、地層厚度、接觸關(guān)系、平面變化。

　　3） 簡述申報區(qū)油（氣）聚集條件，包括生油凹陷情況和位置關(guān)系，生、儲、蓋組合條件，油（氣）分布與油（氣）藏成因和充滿程度分析等。

　　2.2.2　構(gòu)造特征

　　1） 構(gòu)造圖編制情況

　　說明所用地震資料的測網(wǎng)密度和資料質(zhì)量，處理解釋和編圖情況（如層位標定、時深轉(zhuǎn)換和井斜校正等），圈閉落實程度評價。

　　2）局部構(gòu)造特征

　　說明構(gòu)造的名稱、要素和基本特征，斷裂的分布和特征。

　　3）次級圈閉的特征與劃分

　　若局部構(gòu)造進一步劃分為次級圈閉、區(qū)塊或井塊，應簡述次級圈閉等的名稱、要素和特征，次級圈閉的劃分要與平面計算單元相一致。

　　4） 構(gòu)造形態(tài)與斷裂控制油（氣）分布的情況

　　闡述油（氣）藏的主控因素—構(gòu)造、斷層、地層與古構(gòu)造形成與油（氣）富集的配置關(guān)系等。

　　2.2.3　儲層特征

　　油氣層組劃分：闡述油（氣）層組的劃分及主要依據(jù)，或引用的本油（氣）田的老區(qū)方案。油（氣）層組的劃分要與縱向計算單元相一致。

　　儲層分類評價：根據(jù)儲層厚度、巖性、儲集空間的宏觀和微觀特征等確定申報區(qū)的儲層分類評價標準。

　　儲層特征簡述：按照油（氣）層組劃分情況簡述地層厚度、巖性、巖相、儲層厚度、儲層巖性及成分、成巖作用、儲層類型、物性、裂縫發(fā)育狀況、儲層分類結(jié)果等。

　　儲、蓋層對油（氣）分布的控制情況：儲層、蓋層、隔層的發(fā)育情況及對油（氣）的分隔作用，儲層平面變化對油（氣）分布的影響，巖性遮擋條件的分析。

　　2.2.4　油（氣）藏特征

　　1） 油（氣）藏控制因素與劃分

　　根據(jù)油（氣）層平面與縱向分布特征、控制因素（構(gòu)造、斷層、地層、巖性等）劃分油（氣）藏。闡述油（氣）藏的空間分布及相互關(guān)系。油（氣）藏的劃分應與計算單元相一致。

　　2） 油（氣）藏類型與要素

　　闡述油（氣）藏類型、埋藏深度、油藏中部海拔、含油（氣）高度及驅(qū)動類型等。

　　流體界面的確定：簡述采用的方法（測井解釋、試油證實、壓力測試、毛管壓力、及烴類檢測等）和求得的界面海拔域綜合確定結(jié)果。

　　3） 壓力與溫度

　　闡述地層壓力、地層溫度與深度的關(guān)系，確定油（氣）藏中部的原始地層壓力、飽和壓力、地飽壓差、壓力系數(shù)與地層溫度等，可直接用于儲量計算。凝析氣藏應論述臨界凝析溫度、臨界點或露點壓力等。

　　4） 流體性質(zhì)

　　闡述流體組分、地層及地面條件下流體的物理性質(zhì)及其變化規(guī)律。對于稠油油藏，應闡明粘、溫關(guān)系；對于凝析氣藏，應根據(jù)流體相態(tài)分析圖闡明流體類型。

　　應分析所取高壓物性資料的可靠性和代表性。對油藏，論述地層原油體積系數(shù)的變化規(guī)律，確定各油藏的地層原油體積系數(shù)、溶解氣油比；對氣藏，用實測資料確定凝析油含量和氣體偏差系數(shù)，也可用組份分析資料求取氣體偏差系數(shù)。

　　闡述原油密度的變化規(guī)律，確定各油藏的地面原油密度和凝析氣藏的凝析油密度。

　　5） 油（氣）藏產(chǎn)能情況

　　a） 根據(jù)試油、試采或穩(wěn)定試井資料，闡述各油（氣）藏的產(chǎn)能變化。確定合理工作制度下的各井的穩(wěn)定產(chǎn)量。

　　b） 儲量起算的單井下限日產(chǎn)量確定：闡述根據(jù)規(guī)范的規(guī)定或根據(jù)規(guī)范提出的方法自行研究的單井下限日產(chǎn)量。根據(jù)各井穩(wěn)定產(chǎn)量與單井下限日產(chǎn)量的比較，確定達到儲量起算標準的井號。

　　2.3　地質(zhì)儲量計算方法和儲量類別與計算單元

　　2.3.1 計算方法

　　根據(jù)《石油天然氣儲量計算規(guī)范》（DZ/T0217—2005）選擇確定，并注明公式中符號的名稱和單位。

　　2.3.2 儲量計算單元

　　儲量計算單元劃分的依據(jù)、單元數(shù)及各單元名稱。

　　2.3.3儲量類別

　　1） 勘探開發(fā)程度

　　闡述資料截止日期；

　　闡述申報儲量范圍內(nèi)的勘探、開發(fā)及分析化驗的總工作量。

　　列表說明分區(qū)塊地震（二維、三維）、鉆井（探井、開發(fā)井）、測井、取心、測試等工作量完成情況和分析化驗項目與數(shù)量的基礎上，闡述含油（氣）范圍內(nèi)的井控程度等是否達到《規(guī)范》對勘探程度的要求。

　　復、核算報告要闡述復、核算前后的資料變化情況。

　　2） 地質(zhì)研究與認識程度

　　本次重點開展的儲量研究專題、提交的成果報告和主要的參考技術(shù)資料。

　　闡述主要的研究結(jié)論和認識，是否達到了規(guī)范規(guī)定的認識程度。

　　3） 儲量類別

　　根據(jù)各計算單元的勘探開發(fā)程度、地質(zhì)研究與認識程度以及儲量可靠性分析，界定各計算單元的儲量類別。單元較多時宜列表表述。

　　2. 4　地質(zhì)儲量計算參數(shù)

　　2.4.1 含油（氣）面積

　　1） 油（氣）藏頂、底面構(gòu)造圖的評價

　　闡述用于確定含油（氣）面積的構(gòu)造圖的種類（地震、鉆井、換算、借用等）、比例尺、置信度等；闡述做圖層與有效儲層頂面的距離。

　　2） 含油（氣）邊界確定

　　闡述含油（氣）面積的圈定原則。若使用地震信息圈定含油（氣）面積，應闡明所用地震屬性與含油（氣）的關(guān)系及置信度，并且井點至含油（氣）邊界的距離不超過開發(fā)井距的1~1.5倍。

　　對每個計算單元逐一論述含油（氣）邊界類型（油（氣）水界面、含油（氣）邊界、斷層、計算線等）和圈定依據(jù)。單元及邊界類型較多時可列表表述。

　　3） 含油（氣）面積選值

　　闡述各計算單元的計算面積、控制井數(shù)及申報區(qū)塊的最大疊合面積。

　　復、核算儲量時，應闡述含油（氣）面積的變化情況及增減依據(jù)。

　　2.4.2有效儲層下限標準

　　1） 測井曲線的選擇及巖心分析資料的評述

　　闡述適用于解釋孔隙度、滲透率、含油（氣）飽和度及有效厚度劃分等的測井曲線的選擇依據(jù)及巖心分析資料的評述。

　　2）有效孔隙度解釋方法

　　巖心分析孔隙度研究；測井解釋孔隙度圖版的建立；測井解釋孔隙度結(jié)果與精度檢驗。

　　3）含油（氣）飽和度解釋方法

　　油基泥漿取心或密閉取心資料的研究成果，重視取心井所處油藏部位、儲層物性及油氣水系統(tǒng)等的影響；采用測井解釋確定含油（氣）飽和度時，應論述有關(guān)參數(shù)的確定依據(jù)；采用已建立的含油（氣）飽和度經(jīng)驗關(guān)系式時，應說明其適用性和置信度。

　　4）有效厚度下限標準

　　闡述巖性、物性、含油性及電性等四性關(guān)系及有效厚度下限標準的研究；建立油（氣）層有效厚度標準圖版，確定有效厚度下限值包括本區(qū)實測和類比結(jié)果類比結(jié)果。明確有效厚度下限參數(shù)的物理屬性；盡可能建立區(qū)域性下限標準，以彌補資料不足；也可采用統(tǒng)計性結(jié)果，或使用本區(qū)目前測試到的下限。

　　2.4.3有效厚度

　　根據(jù)2.4.2中的方法解釋單層有效厚度，并計算單井有效厚度。闡述等值圖勾繪及計算單元平均有效厚度的確定方法與取值結(jié)果。若使用地震資料編制的有效厚度等值圖計算平均有效厚度時，應闡明所采用的地震屬性的置信度。

　　2.4.4有效孔隙度

　　根據(jù)2.4.2中的方法解釋單層有效孔隙度，并計算單井平均有效孔隙度。闡述計算單元平均孔隙度的確定方法及選值結(jié)果。孔隙度壓縮校正方法的來源、應用條件與壓實校正結(jié)果。

　　2.4.5原始含油（氣）飽和度

　　根據(jù)2.4.2中的方法解釋單層原始含油（氣）飽和度，并計算單井平均原始含油（氣）飽和度。闡述計算單元平均原始含油（氣）飽和度的確定方法及選值結(jié)果。采用類比法確定原始含油（氣）飽和度時，應列出類比條件。

　　2.4.6原始原油（天然氣）體積系數(shù)

　　地層原油體積系數(shù)根據(jù)2.2.4.3中的研究結(jié)果確定。也可應用統(tǒng)計公式或類比法確定，但應說明公式適用性或類比條件。

　　原始天然氣體積系數(shù)根據(jù)2.2.4.2和2.2.4.3中的地層溫度、地層壓力及氣體偏差系數(shù)研究結(jié)果確定。氣體偏差系數(shù)用組份分析資料計算求取時，應列出所使用的氣體組分分析結(jié)果。

　　2.4.7原始氣油比

　　油藏的原始溶解氣油比根據(jù)2.2.4.3中的研究結(jié)果確定。

　　對凝析氣藏和小型油（氣）藏，采用合理的工作制度下的穩(wěn)定生產(chǎn)氣油比時，應列出統(tǒng)計的試油井的生產(chǎn)情況，并論證其合理性。

　　凝析氣藏應論述天然氣摩爾分量的確定方法及取值結(jié)果。

　　需計算二氧化碳（CO2）及硫化氫（H2S）儲量的氣藏應分別確定各自的摩爾分量。

　　2.4.8地面原油密度

　　地面原油密度或凝析油密度根據(jù)2.2.4.3中的研究結(jié)果確定。

　　2. 5　地質(zhì)儲量與技術(shù)可采儲量

　　2.5.1地質(zhì)儲量

　　儲量計算結(jié)果可使用文字敘述其合計數(shù)，具體數(shù)據(jù)應列表表述，包括原油、天然氣、溶解氣、凝析油等，采用體積單位與重量單位兩種形式表述。

　　復、核算儲量應論述復、核算前后儲量參數(shù)的變化情況及對儲量變動的影響。

　　2.5.2技術(shù)可采儲量

　　1） 計算方法

　　技術(shù)可采儲量計算方法根據(jù)《石油可采儲量計算方法》（SY/T 5367—1998）《天然氣可采儲量計算方法》（SY/T6098—2000）選擇確定，并注明公式中符號的名稱、單位。根據(jù)選定的方法編寫。

　　闡述油（氣）藏的開采機理包括驅(qū)動類型、開采方式、井網(wǎng)與井距等。

　　采收率計算方法的選擇依據(jù)及方法中有關(guān)參數(shù)的確定原則與合理性等。如采用類比法，應列出與其類比的油（氣）田有關(guān)參數(shù)的對比；如采用經(jīng)驗公式法，應說明選擇的經(jīng)驗公式的來源、應用條件與可信度等。如采用數(shù)模法，應論證參數(shù)選取的合理性。

　　論述動態(tài)法的適用條件和取值原則等。

　　2） 技術(shù)可采儲量計算結(jié)果，包括原油、天然氣、溶解氣、凝析油等。

　　2.6　經(jīng)濟可采儲量與剩余經(jīng)濟可采儲量

　　2.6.1 開發(fā)可行性評價

　　1）儲量綜合評價

　　根據(jù)規(guī)范要求對油（氣）藏的儲量可靠性做出評價，并對儲量規(guī)模、豐度、埋藏深度、儲層物性等作出評價分類。

　　2）產(chǎn)能評價

　　根據(jù)試油、試采成果，論證平均有效厚度及合理工作制度下的單井產(chǎn)能和平均遞減率等。

　　2.6.2 經(jīng)濟可采儲量

　　1） 計算方法

　　論述經(jīng)濟可采儲量計算方法的選擇，包括類比法、現(xiàn)金流法及經(jīng)濟極限法等。根據(jù)選擇的計算方法編寫報告。

　　2）　類比法

　　a） 同類油（氣）藏類比法

　　列出與其類比的油（氣）藏有關(guān)參數(shù)的對比。

　　b） 商業(yè)油（氣）流類比法

　　根據(jù)產(chǎn)能評價結(jié)果與商業(yè)油（氣）流進行比較。

　　c） 確定經(jīng)濟采收率，計算經(jīng)濟可采儲量

　　3）現(xiàn)金流法

　　a） 根據(jù)開發(fā)方案或開發(fā)概念設計，預測有關(guān)的開發(fā)指標并進行投資估算。

　　b） 經(jīng)濟指標（成本、價格、稅率及折現(xiàn)率）。

　　c） 確定經(jīng)濟采收率，計算經(jīng)濟可采儲量。

　　4） 經(jīng)濟極限法

　　a） 經(jīng)濟極限確定。

　　b） 動態(tài)方法的選擇包括產(chǎn)量遞減曲線和水驅(qū)曲線等。

　　c） 計算經(jīng)濟可采儲量。

　　2.6.3 剩余經(jīng)濟可采儲量與次經(jīng)濟可采儲量

　　根據(jù)技術(shù)可采儲量、經(jīng)濟可采儲量計算結(jié)果與累計核實產(chǎn)量，求得剩余經(jīng)濟可采儲量與次經(jīng)濟可采儲量等。

　　2.7　問題與建議

　　提出儲量計算和勘探開發(fā)方面存在的問題及下步工作建議。

　　3 插表與附表的編制要求及格式

　　3.1 插表名稱

　　1） ××油氣田申報儲量和已有儲量表

　　2） ××油氣田地層簡表

　　3） ××油（氣）田（區(qū)塊）圈閉構(gòu)造要素表

　　4） ××油（氣）田（區(qū)塊）斷層要素表

　　5） ××油氣田（區(qū)塊）油氣層綜合表

　　6） 儲層分類評價表

　　7） ××油氣田（區(qū)塊）油氣藏參數(shù)表

　　8） 油（氣）水界面確定依據(jù)表

　　9） ××油田（區(qū)塊）原始原油體積系數(shù)表

　　10） ××氣田（區(qū)塊）原始天然氣體積系數(shù)、氣體摩爾分量數(shù)據(jù)表

　　11） ××油田或凝析氣田（區(qū)塊）原始溶解（凝析）氣油比數(shù)據(jù)表

　　12） ××油田或凝析氣田（區(qū)塊）原油密度數(shù)據(jù)表

　　13） ××油（氣）田（區(qū)塊）儲量計算單元劃分與儲量類別表

　　14） ××油（氣）田（區(qū)塊）含油（氣）面積圈定依據(jù)表

　　15） ××油（氣）田（區(qū)塊）油（氣）層有效厚度下限標準

　　16） ××油（氣）田（區(qū)塊）單元平均有效厚度取值依據(jù)表

　　17） ××油（氣）田（區(qū)塊）單元平均有效孔隙度取值依據(jù)表

　　18） ××油（氣）田（區(qū)塊）單元平均原始含油（氣）飽和度選值依據(jù)表

　　19） ××油（氣）田（區(qū)塊）石油（天然氣）探明地質(zhì)儲量與技術(shù)可采儲量數(shù)據(jù)表

　　20） ××油（氣）田（區(qū)塊）采收率選值依據(jù)表

　　21） ××油氣田（區(qū)塊）探明儲量損益表

　　22） ××油（氣）田（區(qū)塊）未開發(fā)探明儲量現(xiàn)金流量表

　　23） 石油（天然氣）探明可采儲量數(shù)據(jù)表

　　3.2 附表名稱

　　附表1 ××油（氣）田（區(qū)塊）層組劃分數(shù)據(jù)表（計算單元頂部深度）

　　附表2 ××油（氣）田（區(qū)塊）原油高壓物性分析數(shù)據(jù)表

　　附表3 ××油（氣）田（區(qū)塊）地層原油分析數(shù)據(jù)表

　　附表4 ××油（氣）田（區(qū)塊）天然氣分析數(shù)據(jù)表

　　附表5 ××油（氣）田（區(qū)塊）地層水分析數(shù)據(jù)表

　　附表6 ××油（氣）田（區(qū)塊）試油（氣）成果表

　　附表7 ××油（氣）田（區(qū)塊）試采（投產(chǎn)）數(shù)據(jù)表

　　附表8 ××油（氣）田（區(qū)塊）勘探開發(fā)工作量統(tǒng)計表

　　附表9 ××油（氣）田（區(qū)塊）分析化驗工作量統(tǒng)計表

　　附表10 ××油（氣）田（區(qū)塊）鉆井基礎數(shù)據(jù)表

　　附表11 ××油（氣）田（區(qū)塊）鉆井取心及巖心分析情況統(tǒng)計表

　　附表12 ××油（氣）田（區(qū)塊）有效厚度巖性、含油（氣）性、物性界限基礎數(shù)據(jù)表

　　附表13 ××油（氣）田（區(qū)塊）有效厚度電性界限基礎數(shù)據(jù)表

　　附表14 ××油（氣）田（區(qū)塊）單井有效厚度測井解釋成果表

　　附表15 ××油（氣）田（區(qū)塊）巖心分析與測井解釋孔隙度關(guān)系基礎數(shù)據(jù)表

　　附表16 ××油田（區(qū)塊）油基泥漿（密閉）取心飽和度分析基礎數(shù)據(jù)表

　　附表17 ××氣田（區(qū)塊）天然氣組分分析及偏差系數(shù)計算表

　　附表18 ××油（氣）田（區(qū)塊）類比法確定采收率基礎數(shù)據(jù)表

　　附表19-1 ××油氣田××區(qū)塊未來開發(fā)投資估算表

　　附表19-2 ××油氣田××區(qū)塊生產(chǎn)成本和費用預測表

　　附表19-3 經(jīng)濟參數(shù)表

　　附表19-4 ××油氣田××區(qū)塊產(chǎn)量預測表

　　附表20 ××油（氣）田（區(qū)塊）石油（天然氣）探明儲量數(shù)據(jù)表

　　附表21 ××油（氣）田（區(qū)塊）石油（天然氣）探明儲量綜合評價表

　　3.3 編制要求

　　3.3.1 每一表應有簡短確切的表名。表號、表名置于表上居中位置，表號在左，表名在右。必要時應將表中的符號、標記、代碼以及需要說明事項，橫排于表題下作為表注，也可附注于表下。

　　3.3.2 表的各欄均應標明量或項目及標準規(guī)定的符號、單位。

　　3.3.3 表內(nèi)同一欄數(shù)字的小數(shù)點上下對齊。表內(nèi)均應填入具體數(shù)字或文字，用“—”表示無此項內(nèi)容。

　　3.3.4 附表的右下方標明制表人、審核人與日期。

　　3.4　插表格式

　　插表格式詳見附錄D。

　　3.5　附表格式

　　附表格式詳見附錄E

　　4 插圖及附圖的編制要求與格式

　　4.1 插圖及附圖名稱

　　1） ××油（氣）田（區(qū)塊）位置圖

　　2） ××地區(qū)已登記項目區(qū)塊分布圖

　　3） 勘查（采礦）許可證劃定范圍與申報儲量面積疊合圖（有經(jīng)緯網(wǎng)）

　　4） ××油（氣）田（區(qū)塊）儲量綜合圖

　　5） 申報區(qū)塊發(fā)現(xiàn)井部署圖

　　6） ××油（氣）田（區(qū)塊）目地層段綜合柱狀圖

　　7） ××油（氣）田（區(qū)塊）××層頂（底）面構(gòu)造圖

　　8） ××油（氣）田（區(qū)塊）地層對比圖

　　9） ××油（氣）田（區(qū)塊）地震剖面圖

　　10） ××油（氣）田（區(qū)塊）××層沉積相圖

　　11） ××油（氣）田 （區(qū)塊）地震地質(zhì)層位標定圖

　　12） ××測線波阻抗等反演剖面

　　13） ××油（氣）田 （區(qū)塊）××層位儲層平面分布預測圖

　　14） ××油（氣）田（區(qū)塊）××層位砂巖或其它巖性等厚圖

　　15） ××油（氣）田（區(qū)塊）××層位層組劃分對比圖

　　16） ××油（氣）田（區(qū)塊）儲層及有效儲層孔隙度、滲透率分布直方圖

　　17） ××油（氣）田（區(qū)塊）有效儲層巖心分析毛管壓力曲線圖

　　18） ××井××層位儲層綜合評價圖

　　19） ××油（氣）田（區(qū)塊）不同方向油（氣）藏剖面圖或帶油藏海拔的對比圖

　　20） 原始地層壓力與深度關(guān)系圖

　　21） 地層溫度與深度關(guān)系圖

　　22） ××油（氣）田（區(qū)塊）地面原油密度分布圖或隨深度變化關(guān)系圖

　　23） ××油（氣）田（區(qū)塊）地層水礦化度分布圖

　　24） ××油（氣）田（區(qū)塊）凝析氣藏流體相態(tài)分布圖

　　25） ××油（氣）田（區(qū)塊）稠油油藏粘溫關(guān)系曲線圖

　　26） ××油（氣）田（區(qū)塊）產(chǎn)能分布圖

　　27） ××油（氣）田（區(qū)塊）典型井單井試采曲線圖

　　28） ××油（氣）田（區(qū)塊）各計算單元含油（氣）面積圖

　　29） ××油（氣）田（區(qū)塊）新增含油（氣）面積疊合圖

　　30） ××油（氣）田（區(qū)塊）與本油田已認定的探明含油（氣）面積疊合圖

　　31） ××油（氣）田（區(qū)塊）有效厚度下限標準研究圖

　　32） ××油（氣）田（區(qū)塊）儲層四性關(guān)系圖

　　33） ××油（氣）田（區(qū)塊）有效厚度測井解釋圖版

　　34） ××油（氣）田（區(qū)塊）典型井測井解釋綜合圖

　　35） ××油（氣）田（區(qū)塊）有效厚度等值線圖或井點面積權(quán)衡法圖

　　36） ××油（氣）田（區(qū)塊）測井孔隙度解釋圖版

　　37） ××油（氣）田（區(qū)塊）孔隙度壓縮性校正圖版

　　38） ××油（氣）田（區(qū)塊）有效孔隙度等值線圖

　　39） ××油基泥漿取心或密閉取心分析資料與電性曲線關(guān)系研究成果圖

　　40） ××油（氣）田（區(qū)塊）含油（氣）飽和度等值線圖

　　41） ××油（氣）田（區(qū)塊）地層原油（氣）體積系數(shù)隨深度（海拔）變化曲線

　　42） ××油（氣）田（區(qū)塊）動態(tài)法確定可采儲量曲線圖

　　4.2 編制要求

　　4.2.1圖件主要包括油（氣）藏地質(zhì)研究、儲量綜合研究及經(jīng)濟可采儲量計算等三大類。

　　油（氣）藏地質(zhì)研究圖件主要包括構(gòu)造圖、典型地震地質(zhì)解釋剖面、控油斷層斷面圖、地層綜合柱狀圖、地層對比圖、地層等厚圖、油（氣）層對比圖及小層平面圖等。

　　儲量綜合研究圖主要包括儲量綜合圖、油（氣）藏剖面圖、含油（氣）面積圖及疊合圖、典型曲線圖、有效厚度標準圖、儲量參數(shù)研究等值線圖和各類關(guān)系曲線、直方圖、參數(shù)圖版等。

　　經(jīng)濟可采儲量計算的有關(guān)圖件主要包括產(chǎn)量遞減曲線、水驅(qū)特征曲線、產(chǎn)量—時間剖

　　面及可采儲量的敏感性分析曲線等。

　　4.2.2 插圖和附圖可根據(jù)圖件的復雜程度自行決定。經(jīng)濟可采儲量計算的有關(guān)圖件可作為插圖。

　　4.2.3 插圖的圖號與圖名置于圖下居中位置，圖號在左，圖名在右。附圖的圖號及圖名置于圖上居中位置。圖號在左，圖名在右。必要時，應將圖中的符號、標記、代碼、層位及有關(guān)條件等，用簡練的文字橫排于圖名下方，作為圖注。圖例符合SY／T5615-2004要求。

　　4.3圖件格式

　　4.3.1油（氣）藏地質(zhì)研究圖的格式參見SY／T5615-2004的有關(guān)要求。

　　4.3.2 不同類型儲量綜合研究圖件的格式詳見附錄G。

　　附錄A：探明儲量報告封面格式（略）

　　附錄B：探明儲量報告扉頁格式（略）

　　附錄C：探明儲量報告目次格式（略）