SY/T 5867-2024 油气资源评价方法分类编码

　　ICS75-010CCSE07

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T5867—2024

　　代替SY/T 5867—2012

　　油气资源评价方法分类编码

　　Coding for the classification and petroleum resourceassessment methodologies

　　2024-09-24发布2025-03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/T5867—2024

　　目次

　　前言 Ⅲ

　　1范围 1

　　2 规范性引用文件 1

　　3 术语和定义 1

　　4油气资源评价方法分类 2

　　4.1分类原则 2

　　4.2分类结果 3

　　5编码 3

　　5.1编码依据 3

　　5.2编码方法 3

　　5.3编码目录 4

　　附录A (资料性)油气资源评价方法的原理和数学模型 6

　　参考文献 24

　　前言

　　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。

　　本文件代替SY/T 5867—2012《油气资源评价方法分类编码》,与SY/T 5867—2012相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：

　　a)更改了“辅助原则”(见4.1.2,2012年版的第3章);

　　b) 更改了“编码方法”,将“四层六位层次码”更改为“三层四位层次码”(见5.2,2012年版的第4章) ;

　　c) 更改了“油气资源评价方法分类编码结构示意图”(见图1,2012年版的图1);

　　d) 更改了“油气资源评价方法分类代码表”,增加了“方法说明索引”“关键条件说明”列(见表1,2012年版的表1);

　　e)删除了“区带地质条件评价方法”“区带综合评价方法”及相应所属方法行(见2012年版的表1) ;

　　f)删除了“干酪根热压模拟法”“有机碳质量平衡法”“化学动力学法”“基于生产性能的类比法—Forspan 法”“煤气发生率法”“致密气聚集模拟法”和“单井储量估算法”;增加了“常规石油资源产油率法”“常规天然气资源产气率法”和“常规油气资源特尔菲综合法”(见表1,2012年版的表1);

　　g) 增加了非常规油气资源量估算方法17种(见表1);

　　h)更改了“油气资源评价方法的原理和数学模型”,删除了原“附录A”中已删除方法的原理和数学模型说明，增加了所有新增方法的原理和数学模型说明，更正了原有部分方法说明中存在的错误(见附录A,2012 年版的附录A)。

　　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。

　　本文件由石油工业标准化技术委员会石油信息与计算机应用专业标准化委员会提出并归口。

　　本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院、中国石化集团有限公司信息和数字化管理部、中国海洋石油集团有限公司科技与信息化部。

　　本文件主要起草人：郭秋麟、米石云、张倩、张涛、刘茂、刘辉、王建、于京都、牛敏、柳庄小雪、吴珍珍。

　　本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：

　　——1993年首次发布为SY/T 5867—1993,2012年第一次修订;

　　——本次为第二次修订。

　　油气资源评价方法分类编码

　　1范围

　　本文件给出了油气资源评价方法的分类及编码。

　　本文件适用于油气资源评价方法分类的计算机信息管理和油气资源评价方法的管理与应用。

　　2规范性引用文件

　　本文件没有规范性引用文件。

　　3术语和定义

　　下列术语和定义适用于本文件。

　　3.1

　　油气资源 petroleumresources

　　地壳中经各种地质作用天然形成、聚集的烃类总和(已经发现及尚未发现),在目前技术经济条件下能提供商业开采及未来技术经济条件下供商业开采的各类、各级油气的总称。

　　3.2

　　成因法geneticmethod

　　以烃源岩的生烃量、排烃量或运聚量为基础计算资源量的一类方法。

　　注：它是根据油气生成、运移、聚集的基本原理，建立油气生、运、聚的地质模型和数学模型，计算出油气的生成量、排出量和运聚量，从而预测出潜在区域的油气资源量。

　　3.3

　　类比法analogicalmethod

　　一种将预测区与成藏条件相近或相似的刻度(样本)区进行类比，从而由刻度区资源丰度推算出预测区的资源丰度，进而估算出预测区油气资源量的方法。

　　3.4

　　统计法statistical method

　　通过成熟探区已发现油气田的成果资料(包括发现率、钻井进尺、油气产率、油气田规模分布等),建立油气储量与各种因素之间的统计模型或油气田(藏)规模分布模型，进而预测该区未发现油气资源量的一种方法。

　　3.5

　　石油运聚系数oil migration-accumulationcoefficient

　　在同一个运聚单元中，石油地质资源量与生油量的比率。

　　3.6

　　天然气运聚系数gasmigration-accumulationcoefficient

　　在同一个运聚单元中，天然气地质资源量与生气量的比率。

　　SY/T 5867—2024

　　3.7

　　非常规油气unconventionaloilandgas

　　用传统技术和方法无法获得自然工业产量、需用新技术改善储层渗透率或流体黏度等才能经济开采、连续或断续型聚集的油气。

　　注：目前已开展工业化开采利用的包括油砂油、致密油、页岩油、油页岩油、页岩气、致密砂岩气、煤层气等。3.8

　　页岩油shaleoil

　　赋存于富有机质页岩层系中的石油。富含有机质页岩层系烃源岩内粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩单层厚度不大于5m,累计厚度占页岩层系总厚度比例小于30%。无自然产能或低于工业石油产量下限，需采用特殊工艺技术措施才能获得工业石油产量。

　　[来源：GB/T 38718—2020,3.2]

　　3.9

　　油页岩油oil shaleoil

　　油页岩经低温干馏后生成的石油。

　　注：油页岩是油母质及少量沥青质分布于无机矿物质中的一种沉积岩。

　　[来源：GB/T 35063—2018,3.2,有修改]

　　3.10

　　页岩气shalegas

　　以游离态、吸附态为主，赋存于富有机质页岩层段中的天然气，主体上为自生自储的、大面积连续型天然气聚集。在覆压条件下，页岩基质渗透率一般小于或等于0.001×10-3μm², 单井一般无自然产能，需要通过一定技术措施才能获得工业气流。

　　[来源：GB/T31483—2015,3.1]

　　3.11

　　致密砂岩气tightsandstonegas

　　覆压基质渗透率小于或等于0.1×10-³μm²的砂岩类气层，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业天然气产量。

　　注：通常情况下，这些措施包括压裂、水平井、多分支井等。

　　[来源：GB/T 30501—2022,3.1,有修改]

　　3.12

　　煤层气coalbed gas

　　赋存于煤层中，以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。

　　3.13

　　最终可采量estimatedultimate recovery(EUR)

　　评估的单井最终可采储量。

　　4油气资源评价方法分类

　　4.1分类原则

　　4.1.1总原则

　　以所实现的功能、所依据的原理和需要具备的关键条件作为唯一性分类依据。

　　4.1.2辅助原则

　　辅助原则如下。

　　a) 油气资源评价方法从所实现的功能方面，划分为常规油气资源量估算、非常规油气资源量估 算、油气资源经济评价三类。

　　b) 每一种油气资源评价方法在实现其功能过程中依据了特定的原理，这些原理包括类比法、成因法、统计法、综合分析、经济指标评价预测、极限经济指标评价、不确定性分析七类。

　　c)每一种资源评价方法都要求与其相适应的关键参数或获取参数的特定手段，它们反映了评价区的地质条件和勘探程度，统称为关键条件。这些关键条件总共有37种，其具体种类及其与各评价方法的对应关系符合表1的规定。

　　4.2分类结果

　　采用4.1的分类原则，将科研生产实践中广泛使用的资源评价方法划分为42种，其中常规油气资源量估算方法15种、非常规油气资源量估算方法17种，分别采用了类比法、成因法、统计法、综合分析4种原理;油气资源经济评价方法10种，分别采用了经济指标评价预测、极限经济指标评价、不确定性分析3种原理。具体的各种资源评价方法符合表1的规定。

　　5编码

　　5.1编码依据

　　编码应使编码对象的信息资源便于传播、交换和处理。编码应提供编码对象的功能、原理和关键条件等综合信息。编码应按功能、原理、关键条件对编码对象分类。编码宜考虑编码长度的冗余度，不应出现重复和穷尽。

　　5.2编码方法

　　油气资源评价方法的编码采用有意义编码。采用“三层四位”的数字型层次码来表示资源评价方法的分类，其结构见图1。

　　a) 第一层(功能)编码值，“1”代表常规油气资源量估算，“2”代表非常规油气资源量估算，“3”代表油气资源经济评价;

　　b) 第二层(原理)编码值，“1”代表类比法，“2”代表成因法，“3”代表统计法，“4”代表综合分析，“5”代表经济指标评价预测，“6”代表极限经济指标评价，“7”代表不确定性分析;

　　c)第三层(关键条件)编码值，从01～37,具体含义见表1。

　　第三层编码(关键条件)

　　—第二层编码(原理)

　　第一层编码(功能)

　　图1油气资源评价方法分类编码结构示意图 5.3编码目录

　　油气资源评价方法分类编码应符合表1的规定。表1中各种方法的详细说明见附录A。表1油气资源评价方法分类编码 编码

　　方法名称 方法

　　说明

　　索引

　　关键条件说明 功能 原理 关键

　　条件 合成码 工 1 01 1101 常规油气资源体积丰度类比法 A.1 体积丰度 工 1 02 1102 常规油气资源面积丰度类比法 A2 面积丰度 工 2 03 1203 常规石油资源产油率法 A.3 有机碳产油率 工 2 04 1204 常规天然气资源产气率法 A.4 有机碳产气率 1 2 05 1205 常规石油资源氯仿沥青“A”法 A.5 氯仿沥青“A” 工 2 06 1206 常规油气资源盆地模拟法 A.6 盆地模拟研究 工 3 07 1307 常规油气资源饱和勘探发现率法 A.7 探井进尺 工 3 08 1308 常规油气资源时间发现率法 A.8 单位时间发现率 工 3 09 1309 常规油气资源进尺发现率法 A.9 单位进尺发现率 工 3 10 1310 常规油气资源老油气田潜在储量增长预测法 A.10 年储量增长系数 工 3 11 1311 常规油气资源油气田规模序列法(Pareto定律法) A11 已发现油气田储量 工 3 12 1312 常规油气资源发现过程法(PJLee法) A.12 已发现油气田发现序列 工 3 13 1313 常规油气资源圈闭加和法 A.13 圈闭预测与描述 工 4 14 1414 常规油气资源空间分布预测法 A14 资源风险预测及资源丰度模拟 工 4 15 1415 常规油气资源特尔菲综合法 A.15 专家评判打分 2 1 01 2101 非常规油气资源体积丰度类比法 A16 体积丰度 2 1 02 2102 非常规油气资源面积丰度类比法 A17 面积丰度 2 1 16 2116 非常规油气资源最终可采量(EUR)类比法 A.18 最终可采量(EUR)预测 2 2 17 2217 页岩油资源S含量法 A.19 热解游离烃含量S 2 2 05 2205 页岩油资源氯仿沥青“A”法 A.20 氯仿沥青“A” 2 3 18 2318 页岩气资源含气量法 A.21 单位质量页岩含气量 2 3 19 2319 煤层气资源含气量法 A.22 单位质量煤岩含气量 2 3 20 2320 油页岩油资源含油率法 A.23 油页岩含油率 2 3 21 2321 非常规石油资源蒙特卡罗容积法 A.24 石油容积法地质参数三角分布 2 3 22 2322 非常规石油资源小面元容积法 A.25 石油容积法地质参数空间赋值 2 3 23 2323 致密砂岩气资源蒙特卡罗容积法 A.26 天然气容积法地质参数三角分布 2 3 24 2324 致密砂岩气资源小面元容积法 A.27 天然气容积法地质参数空间赋值 2 3 25 2325 页岩气资源蒙特卡罗容积与体积结合法 A.28 页岩气容积与体积结合法地质参数三角分布

　　SY/T5867—2024

　　表1(续) 编码

　　方法名称 方法说明

　　索引

　　关键条件说明 功能 原理 关键

　　条件 合成码 2 3 26 2326 页岩气资源小面元容积与体积结合法 A.29 页岩气容积与体积结合法地质参数空间赋值 2 4 27 2427 非常规油气资源最终可采量(EUR)空间分布预测法 A.30 最终可采量(EUR)分布预测 2 4 14 2414 非常规油气资源空间分布预测法 A.31 资源风险预测及资源丰度模拟 2 4 15 2415 非常规油气资源特尔菲综合法 A.32 专家评判打分 3 5 28 3528 油气资源经济评价净现值法 A.33 净现值 3 5 29 3529 油气资源经济评价投资回收期法 A.34 投资回收期 3 5 30 3530 油气资源经济评价内部收益率法 A.35 内部收益率 3 5 31 3531 油气资源经济评价净现值指数法 A.36 净现值指数 3 5 32 3532 油气资源经济评价投资资本回报率法 A.37 投资资本回报率 3 6 33 3633 油气资源经济评价最小经济储量规模法 A.38 最小经济储量规模 3 6 34 3634 油气资源经济评价储量价格边际值法 A39 储量价格边际值 3 7 35 3735 油气资源经济评价敏感性分析法 A.40 敏感因素及其影响程度 3 7 36 3736 油气资源经济评价盈亏平衡分析法 A41 盈亏平衡点 3 7 37 3737 油气资源经济评价风险概率分析法 A.42 风险概率值

　　SY/T5867—2024

　　附录A

　　(资料性)

　　油气资源评价方法的原理和数学模型

　　A.1常规油气资源体积丰度类比法

　　地质类比法的基本假设条件是，如果某一评价区(预测区)和某一高勘探程度区(刻度区)有类似的油气成藏地质条件，那么它们将会有大致相近的油气资源丰度。地质类比法是一种基于已知区(刻度区)油气资源丰度并通过对比与已知区成藏地质条件的相似程度，来估算未知区地质资源量的方法。常规油气资源体积丰度类比法，则是其中一种基于刻度区单位体积资源丰度的类比方法。

　　计算见公式(A.1):

　　………………………………(A.1)

　　式中：

　　Q— 预测区的油气地质资源量，单位为万吨(10⁴t)(石油)或亿立方米(10°m³)(天然气);n—预测区子区的个数，自然数;

　　1——第i个子区的序号，自然数;

　　V——第i个子区的沉积岩体积，单位为立方千米(km³);

　　q— 第i个子区对应刻度区的油气资源体积丰度，单位为万吨每立方千米(10⁴/km³) (石油)

　　或亿立方米每立方千米(10°m³/km³)(天然气);a——第1个子区与刻度区的类比相似系数，无量纲。

　　A.2 常规油气资源面积丰度类比法

　　地质类比法的基本假设条件是，如果某一评价区(预测区)和某一高勘探程度区(刻度区)有类似的油气成藏地质条件，那么它们将会有大致相近的油气资源丰度。地质类比法是一种基于已知区(刻度区)油气资源丰度并通过对比与已知区成藏地质条件的相似程度，来估算未知区地质资源量的方法。常规油气资源面积丰度类比法，则是其中一种基于刻度区单位面积资源丰度的类比方法。

　　计算见公式(A.2):

　　………………………………(A.2)

　　式中：

　　Q—预测区的油气地质资源量，单位为万吨(104)(石油)或亿立方米(10°m³)(天然气);n——预测区子区的个数，自然数;

　　i——第i个子区的序号，自然数;

　　A——第i个子区的面积，单位为平方千米(km²);

　　K——第 i个子区对应刻度区油气资源面积丰度，单位为万吨每平方千米(10⁴t/km²)(石油)或亿立方米每平方千米(108m³/km²)(天然气);

　　a,—第i个子区与刻度区的类比相似系数，无量纲。

　　SY/T5867—2024

　　A.3常规石油资源产油率法

　　热解产烃率法是根据干酪根热降解的热动力反应规律，模拟不同干酪根类型烃源岩在不同演化阶段的生油潜量与生气潜量，再根据运聚系数计算油气资源量的方法。其中依据热解产油率曲线或图版计算烃源岩生油潜量的方法称为产油率法。

　　常规石油资源产油率法的计算见公式(A.3):

　　Q=10⁻¹A·h·PockTOC.C·D。·ko ……………………(A.3)

　　式中：

　　Q。——石油地质资源量，单位为万吨(10⁴t);

　　A——有效烃源岩面积，单位为平方千米(km²);

　　h——有效烃源岩厚度，单位为米(m);

　　Prock—源岩密度，单位为吨每立方米(t/m³);

　　TOC——总有机碳含量，用小数表示;

　　C—— 碳恢复系数，无量纲;

　　D.——单位有机碳产油率，单位为千克每吨(kg/t);

　　koe——石油运聚系数，用小数表示。

　　A.4常规天然气资源产气率法

　　热解产烃率法是根据干酪根热降解的热动力反应规律，模拟不同干酪根类型烃源岩在不同演化阶段的生油潜量与生气潜量，再根据运聚系数计算油气资源量的方法。其中依据热解产气率曲线或图版计算烃源岩生气潜量的方法称为产气率法。

　　常规天然气资源产气率法的计算见公式(A4):

　　Q=10²A·h·PocxTOC·C·D·kg …………(A.4)

　　式中：

　　Q——天然气地质资源量，单位为亿立方米(10°m³);

　　A——有效烃源岩面积，单位为平方千米(km²);

　　h——有效烃源岩厚度，单位为米 (m);

　　Prock—源岩密度，单位为吨每立方米(t/m³);

　　TOC—— 总有机碳含量，用小数表示;

　　C—— 碳恢复系数，无量纲;

　　D—— 单位有机碳产气率，单位为立方米每吨(m³/t);

　　kgex—天然气运聚系数，用小数表示。

　　A.5 常规石油资源氯仿沥青 “A”法

　　氯仿沥青“A”法属于一种残烃法，是以烃源岩中测得的氯仿沥青“A” 含量代表残留烃，根据 排烃效率来反推总的生烃量，再结合运聚系数计算资源量。

　　常规石油资源氯仿沥青“A”法的计算见公式(A.5):

　　………………………(A.5) 式中：

　　Q。——石油地质资源量，单位为万吨(10⁴t);

　　k——排油系数，用小数表示;

　　A——有效烃源岩面积，单位为平方千米(km²);

　　H—有效烃源岩厚度，单位为米(m);

　　CA——氯仿沥青“A”含量，用小数表示;

　　p— 烃源岩密度，单位为吨每立方米(t/m³);

　　ko——石油运聚系数，用小数表示。

　　A.6常规油气资源盆地模拟法

　　基于物理化学的地质机理，运用系统工程原理和数学定理，编制模拟软件系统，在时间和空间上由计算机定量模拟含油气盆地的形成和演化、烃类的生成、运移和聚集，以揭示盆地动态发展过程及油气分布规律。通过盆地模拟得到生油量和生气量，再依据运聚系数得到地质资源量。 常规油气地质资源量的计算见公式(A.6):

　　式中：

　　Q——石油地质资源量，单位为万吨(10⁴t);

　　Q——天然气地质资源量，单位为亿立方米(10°m³);Go——生油量，单位为万吨(10⁴t);

　　Gg——生气量，单位为亿立方米(10°m³);

　　ko——石油运聚系数，用小数表示;

　　kg———天然气运聚系数，用小数表示。

　　A.7常规油气资源饱和勘探发现率法

　　…………………………………(A.6) 饱和勘探发现率法又叫饱和探井法，是在分析评价区的石油地质条件后，确定饱和勘探所需的探井数(或进尺数)的极限值即饱和探井总井数(或总进尺)基础上，进而根据本评价区已知或类比区的单位探井(或进尺)发现率来计算油气资源量的方法。

　　常规油气资源饱和勘探发现率法的计算见公式(A.7):

　　…………………………………(A.7)

　　式中：

　　Q——待发现油气地质资源量，单位为万吨(10⁴t)(石油)或亿立方米(10°m³)(天然气);a—预测的发现率，用小数表示;

　　Qa——已发现的油气储量，单位为万吨(10t) (石油)或亿立方米(10⁸m³)(天然气);h——按“饱和勘探”的标准计算的应钻总进尺数，单位为米(m);

　　h——已钻探井累计进尺数，单位为米 (m)。

　　A.8常规油气资源时间发现率法

　　属于油气发现趋势预测法的一种，其中的时间发现率法也称为年发现率法，是根据评价区随时间推移年发现储量(年发现率)的变化，来拟合得到回归经验公式，进而预测油气资源量的方法。

　　成熟探区的油气资源年发现量(dQ/dt) 随时间t 的变化见公式(A.8):

　　dQ/dt=e+bt…………………………………(A.8)

　　当勘探到t年时，年发现量(dQ/dt)达到一个经济下限时的累积发现量，即为评价区总的油气地质资源量(Q):

　　………………………………(A.9)

　　式中：

　　Q——总油气地质资源量，单位为万吨(10⁴t) (石油)或亿立方米(10⁸m³)(天然气);

　　Q——到λ年份的累积探明地质储量，单位为万吨(10t) (石油)或亿立方米(10°m³) ( 天然气);

　　tm——第一个油气田发现的年份至预测年份的年数;

　　t——第一个油气田发现的年份至累积发现量λ年份时的年数;

　　a、b——拟合系数(根据成熟探区年发现量随时间变化的回归分析，在刻度区的解剖中经统计分析得到)。

　　A.9常规油气资源进尺发现率法

　　与年发现率法类似，进尺发现率法是根据评价区随着钻探工作量(探井数或探井进尺数)增加单位探井或进尺所发现储量变化，来拟合得到回归经验公式，进而预测油气资源量的方法。

　　成熟探区的每米探井进尺的发现量(探明储量)(dQ/dh) 与累积的探井进尺(h) 的关系见公式 (A.10):

　　…………………………………(A.10)

　　当累积探井进尺达到h时，每米探井进尺的发现量(dQ/dh)达到一个经济下限时的累积发现量，即为评价区总的油气地质资源量(Q), 见公式(A.11):

　　……………………………(A.11)

　　式中：

　　Q——总油气地质资源量，单位为万吨(104t)(石油)或亿立方米(108m³) (天然气);

　　Q—— 成熟探区到λ年份的累积探明地质储量，单位为万吨(104t)(石油)或亿立方米(10°m³)

　　(天然气);

　　h——预测期末的累积探井进尺数，单位为米(m);

　　h₂——到λ年份的累积探井进尺数，单位为米(m);

　　a、b— 拟合系数(根据成熟探区探井进尺发现量随时间变化的回归分析，在刻度区的解剖中经统计分析得到)。

　　A.10 常规油气资源老油气田潜在储量增长预测法

　　勘探经验表明，随着地质认识的深化、开采技术的改进、开采经验的积累，以及资料的不断丰富，大部分油气田的储量是逐渐增加的，即油气田的储量规模是一个随开采时间变化而变化的变量。研究表明，老油气田的储量增长趋势具有一定的统计规律，这一规律可以通过对探明油气田储量增长过程的统计分析获得，并可用于对其他油气田的储量增长进行预测。该方法的评价流程如下：

　　a) 计算每个油气田的储量增长期：油气田储量增长期为最后上报储量年度减去发现年度。

　　b)计算油气田的年储量增长系数，见公式(A.12):

　　………………………………(A.12)

　　式中：

　　n——计算年份;

　　G(n)——第 n 年的储量增长系数

　　Q——新增储量，单位为万吨(10+t)(石油)或亿立方米(10°m³)(天然气)。

　　c)建立储量增长预测模型(函数):采用油气田年龄(发现后的年数)与对应储量增长系数之间的关系作图，建立油气田储量增长曲线。

　　d) 确定预测基准年和预测年份，采用油气田储量增长函数分年度计算新增预测储量。

　　e) 将所有油气田到预测年份的新增预测储量累加，即得到从预测基准年到预测年的总增长量。A.11 常规油气资源油气田规模序列法(Pareto 定律法)

　　国内外许多含油气区带的统计结果表明，区带中油气田(藏)的分布可看作离散型随机分布。以油气田(藏)储量规模为纵坐标，以油气田(藏)规模序列的序号为横坐标，在双对数坐标系上展点绘图，大致可得到一条直线，即油气田(藏)规模分布符合Pareto定律。油气田(藏)规模序列法适用于一个完整、独立的石油体系，即该体系内的油气生成、运移、聚集及而后的地质变迁都是在同一石油地质演化历史条件下形成的。在评价单元中，一定要有油气田(藏)的发现，并且发现的油气田(藏)个数在3个以上。因此该方法适用于中高勘探程度区的评价。

　　该方法的理论基础是油气田(藏)的规模分布遵循Pareto定律，其表述公式[公式(A.13)]如下：

　　对公式(A.13) 两边取对数，则有公式(A.14):

　　…………………………………(A.13)

　　……………………………(A.14) 式中：

　　Qm——序号等于m 的随机变量[第m个油气田(藏)的储量],单位为万吨(10t) (石油)或亿立方米(108m³)(天然气);

　　Q.——序号等于n的随机变量[第n个油气田(藏)的储量],单位为万吨(10t)(石油)或亿

　　立方米(108m³) (天然气);

　　k——油气田(藏)储量规模变化率，实数;

　　SY/T 5867—2024

　　m,n——1,2,3,… 的整数序列中的任一数值[油气田(藏)序列号],但m≠n。

　　根据已发现油气田(藏)采用拟合法或迭代法估算k,通过k值拟合出总油气田(藏)规模序列，并计算出已发现油气田(藏)在总油气田(藏)规模序列中的序号，然后将未发现油气田(藏)资源量求和，得到待发现资源量。

　　A.12常规油气资源发现过程法(P.J.Lee法)

　　油气田(藏)发现序列法是估算油气资源量的一种常用方法。它建立在概率论的基础之上，包括超总体模型、有限总体模型、发现过程模型及对数正态模型等。该方法的基本原理是自然界任何一个区带中的所有油气田(藏)规模都服从一个连续的分布。加拿大石油地质调查局的李沛然(PJLee)假定这一分布为如下对数正态分布[公式(A.15)]:

　　………………………(A.15)

　　式中：

　　y— 油气田(藏)规模，单位为万吨(10⁴t)(石油)或亿立方米(10°m³) (天然气);

　　θ—(μ,a²) 是被估计的母体参数，单位为万吨(104)(石油)或亿立方米(10°m³)( 天然气);

　　σ²—油气田(藏)储量分布的方差，单位为万吨(104)(石油)或亿立方米(10°m³)( 天然气);

　　μ——油气田(藏)储量分布的平均值，104t(石油)或108m³ (天然气)。

　　将已发现的油气田(藏)按发现时间排序，构成一个发现序列，设定油气田(藏)数目(N)的范围和勘探效率(β)的变化范围(0.0～1.0)及其增量，根据不同的N和β应用联合概率密度分布L(θ)公式计算出均值μ、方差σ²,使得发现过程模型的似然函数为极大，应用N、μ、o²计算出油气田(藏)序列，把计算出的油气田(藏)序列与实际发现的油气田(藏)序列进行对比，若不匹配，则修改N、μ、o²三个参数并重复匹配，直到两者匹配为止，由此得到未发现油气田(藏)个数及资源量规模，将所有未发现油气田(藏)资源量加和，即得到整个探区的待发现资源量。

　　A.13 常规油气资源圈闭加和法

　　该方法的基本原理是将评价区内所有的远景圈闭，根据圈闭体积法分别计算圈闭资源量，然后通过所有圈闭资源量的加和来得到评价区的总资源量。

　　常规油气资源圈闭加和法的计算见公式(A.16):

　　……………(A.16)

　　式中：

　　Qou,——第 i个石油圈闭石油地质资源量，单位为万吨(10⁴);

　　SY/T5867—2024

　　Q——石油地质资源量，单位为万吨(10);

　　Qgs,——第j 个天然气圈闭天然气地质资源量，单位为亿立方米(10°m³);

　　Qg——天然气地质资源量，单位为亿立方米(108m³);

　　n——石油圈闭个数;

　　m——天然气圈闭个数;

　　Ho,——第i个石油圈闭有效厚度，单位为米(m);

　　H.—— 第 j个天然气圈闭有效厚度，单位为米(m);

　　Ao,——第 i个石油圈闭含油面积，单位为平方千米(km²);

　　Ag.——第 j个天然气圈闭含气面积，单位为平方千米(km²);

　　φ。——第i个石油圈闭平均有效孔隙度，用小数表示;

　　中g.—第 j个天然气圈闭平均有效孔隙度，用小数表示;

　　S,——第 i个石油圈闭平均储集层含油饱和度，用小数表示;

　　Sg,——第 j个天然气圈闭平均储集层含气饱和度，用小数表示;

　　Po——平均原油密度，单位为吨每立方米(t/m³);

　　B。——平均原油体积系数;

　　Bg——平均天然气体积系数。

　　A.14 常规油气资源空间分布预测法

　　是一种利用多元统计学、大数据机器学习算法、人工智能技术与多源数据处理技术，来定量预测油气资源空间分布的方法，该方法包括以下两个层次的功能及目的：

　　a) 油气勘探风险可视化，有利目标优选。分析油气成藏条件，结合油气勘探数据统计，构建由已知探井组成的含各类地质参数和井类别信息的训练集。采用多元统计模型、贝叶斯网络判别模型、支持向量机等数据分析法等，预测油气资源在空间上的存在概率，从而确定并优选出勘探有利目标。包括以下步骤：

　　1)评价单元划分，即在平面上将评价单元划分为几千或几万个网格单元;

　　2)地质数据和勘探数据输入与标准化处理，获得每个网格单元标准化数据;

　　3)对不同来源的数据进行多源数据融合，获得每个网格单元的归一化油气成藏条件评价值;

　　4)采用地质风险概率计算方法，获得每个网格单元的地质风险概率;

　　5)构建由已知探井组成的含各类地质参数和井类别信息的训练集;

　　6)采用多元统计模型、贝叶斯网络判别模型、支持向量机等分析法，预测油气探井的勘探成功率;

　　7)依据油气探井的勘探成功率或地质风险概率图，划分有利区，指出有利目标。

　　b) 资源丰度模拟，资源空间分布预测。基于油气成藏风险(或勘探风险)的研究成果，结合已发现储量在空间上的分形分布特征，采用油气丰度分形模拟技术、油气成藏过程分析方法等，将油气资源在空间上的存在概率与储量在空间上的分布特征进行数据融合研究，从而预测出油气资源丰度在空间上的分布特征，并获得油气地质资源量和高丰度油气资源的分布区，为油气勘探部署提供决策依据。包括以下步骤：

　　1)输入储量分布数据图，分析储量丰度的分布特征;

　　2)依据资料的丰富程度(资料较少、较丰富到丰富),选用相对应的单因素映射法、油气成藏过程分析法、分形模拟技术等资源丰度模拟方法，获得每个网格单元的油气资源丰度，即资源丰度图;

　　3)依据资源丰度图，积分求和得到评价区总资源量，划分出高丰度区域，指出油气资源富集区。

　　SY/T 5867—2024

　　A.15常规油气资源特尔菲综合法

　　是一种通过组织一组既有丰富勘探经验又熟悉油气资源评价的专家，由专家对评价区油气资源量直接进行主观评价与预测的方法。专家组每位专家首先应熟悉评价区的相关地质资料与勘探成果，特别是应了解最新的地质认识及数据，然后由每位专家对评价区油气资源潜力给出独立的主观估值，最后再根据不同专家的权威性高低给定权重大小，进行加权处理求得最终结果，计算见公式(A.17):

　　…………………………………(A.17)

　　式中：

　　Q——油气地质资源量，单位为万吨(10t) (石油)或亿立方米(108m³)(天然气);

　　n——专家总人数或地质资源量计算方法种数;

　　Q——第i位专家(或第i种方法或单位)估算的资源量，单位为万吨(10+)(石油)或亿立方米(108m³)(天然气);

　　R——第 i位专家(或第i种方法或单位)的权系数。

　　A.16非常规油气资源体积丰度类比法

　　非常规油气资源体积丰度类比法的原理同常规油气，见A.1。

　　A.17 非常规油气资源面积丰度类比法

　　非常规油气资源面积丰度类比法的原理同常规油气，见A.2。

　　A.18 非常规油气资源最终可采量(EUR) 类比法

　　非常规油气资源最终可采量(EUR) 是指根据生产递减规律，评估得到的单井最终可采储量。通过类比生产井EUR 获得评价区将来探井平均EUR,进而估算出评价区可采资源量。

　　根据EUR 值估算某评价区非常规油气可采资源量的步骤如下：

　　a)估算评价区可能的平均井控面积;

　　b)估算评价区可钻井数;

　　c)估算评价区钻井成功率及成功井数;

　　d) 通过类比得到成功井的平均EUR;

　　e) 计算评价区油气可采资源量。

　　计算见公式(A.18):

　　Qc=R×P×A/D …………………………………(A.18)

　　式中：

　　Q——可采资源量，单位为万吨(104)(石油)或亿立方米(108m³) (天然气);

　　R—开发井平均EUR, 单位为万吨(10⁴t) (石油)或亿立方米(10°m³) (天然气);

　　P——钻井成功率，用小数表示;

　　A——评价区有效面积，单位为平方千米(km²);

　　D——平均井控面积，单位为平方千米(km²)。

　　公式(A.18)中的关键参数，如开发井平均EUR, 一般以参数分布形式提供，资源量计算方法采用蒙特卡罗随机模拟法。

　　SY/T5867—2024

　　A.19页岩油资源S 含量法

　　页岩S 含量代表页岩游离烃含量，通过页岩的岩石热解或热模拟实验，可以测试获得页岩中的S含量，即页岩含油量(不含吸附烃量)。根据每吨页岩平均含油量和页岩的体积规模，就能估算出 页岩油资源量。考虑到在测试S 含量之前已有部分轻烃蒸发散失，因此需对轻烃蒸发散失量进行恢复，以获得原始S 含量。

　　页岩油资源S含量法的计算见公式(A.19):

　　Qm=10-¹A·H·PpockS·k (A.19)

　　式中：

　　Q——页岩油地质资源量，单位为万吨(10⁴t);

　　A——有效页岩面积，单位为平方千米(km²);

　　H— 平均有效厚度，单位为米(m);

　　Preck——页岩密度，单位为吨每立方米(t/m³);

　　S——页岩热解的游离烃含量，单位为毫克每克(mg/g);

　　ks——轻烃恢复系数，大于1,无量纲。

　　A.20 页岩油资源氯仿沥青“A”法

　　根据氯仿沥青“A”抽提实验，得到残留烃量，即“A”的含量，然后将残留烃中的吸附烃量排除掉得到游离烃量，即页岩油地质资源量。

　　页岩油资源氯仿沥青“A”法的计算见公式(A.20):

　　………………………(A.20)

　　式中：

　　Qo——页岩油地质资源量，单位为万吨(10⁴+);

　　Qo——页岩油原地量，单位为万吨(10⁴t);

　　Qac——页岩油吸附烃量，单位为万吨(10⁴t);

　　A——有效页岩面积，单位为平方千米(km²);

　　H— 平均有效厚度，单位为米(m);

　　Prock——页岩密度，单位为吨每立方米(t/m³);

　　CA——页岩氯仿沥青“A” 含量，用小数表示;

　　TOC——总有机碳含量，用小数表示;

　　ka——氯仿沥青“A”含量恢复系数，大于1,无量纲;

　　ka——氯仿沥青“A”吸附比例系数，大于1,无量纲。

　　A.21页岩气资源含气量法

　　页岩气资源含气量法属于体积法，根据单位质量页岩的含气量和页岩体积规模来计算页岩气地质资源量。

　　计算见公式(A.21):

　　……………………………(A.21)

　　式中：

　　Q—— 页岩气地质资源量，单位为亿立方米(10⁸m³);

　　A——含气面积，单位为平方千米(km²);

　　H— 平均有效厚度，单位为米(m);

　　p——页岩质量密度，单位为吨每立方米(t/m³);

　　C——单位质量页岩含气量，单位为立方米每吨(m³/t)。

　　A.22煤层气资源含气量法

　　煤层气资源含气量法属于体积法，根据单位质量原煤基含气量和煤层体积规模来计算煤层气地质资源量。

　　煤层气地质资源量计算见公式(A.22):

　　……………………………(A.22)

　　式中：

　　Q——煤层气地质资源量，单位为亿立方米(10⁸m³);

　　A——煤层含气面积，单位为平方千米(km²);

　　H— 煤层净厚度，单位为米(m);

　　p——煤的空气干燥基质量密度(煤的容重),单位为吨每立方米(t/m³);

　　C— 煤的原煤基含气量，单位为立方米每吨(m³/t);

　　D—— 煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m³/t);

　　C——煤的原煤基水分，用小数表示;

　　C——煤的原煤基灰分，用小数表示。

　　A.23油页岩油资源产油率法

　　油页岩油资源产油率法属于体积法，根据单位质量油页岩的产油率和油页岩体积规模来计算油页岩油地质资源量。

　　油页岩油地质资源量计算见公式(A.23):

　　Q=10²A-Hp·@ …………………………………(A.23)

　　式中：

　　Qos——油页岩油地质资源量，单位为万吨(10⁴t);

　　A——油页岩面积，单位为平方千米(km²);

　　H—平均有效厚度，单位为米(m);

　　p——油页岩密度，单位为吨每立方米(t/m³);

　　w——油页岩产油率，用小数表示。

　　A.24非常规石油资源蒙特卡罗容积法

　　该方法的基本计算公式为基于岩石孔隙度的容积法，但在具体计算过程中采用了蒙特卡罗模拟 法，即将非常规石油容积法计算公式中的各项地质参数给定三个值(最小、可能、最大),再构建出各项地质参数的三角分布，然后采用蒙特卡罗法随机抽样，从而计算出地质资源量。

　　非常规石油资源蒙特卡罗容积法计算见公式(A.24):

　　Qn=10²(1-S.)H A·中·p-(1B) (A.24)

　　式中：

　　Qo——石油地质资源量，单位为万吨(10+);

　　S——储集层平均含水饱和度，用小数表示;

　　H— 平均有效厚度，单位为米(m);

　　A——含油面积，单位为平方千米(km²);

　　φ—平均有效孔隙度，用小数表示;

　　p——平均原油密度，单位为吨每立方米(t/m³);

　　B。——平均原油体积系数。

　　A.25非常规石油资源小面元容积法

　　该方法的基本计算公式为基于岩石孔隙度的容积法，但在具体计算过程中采用了计算单元划分与积分方法，即将评价单元划分为许多细小微单元(小面元),然后通过有限元等插值方法分别获得每个小面元评价参数值，再依次计算每个小面元资源量并将所有小面元资源量相加得到评价单元总资源量。 非常规石油资源小面元容积法的计算见公式(A.25):

　　式中：

　　Qr—非常规油地质资源量，单位为万吨(104t); n——评价区划分的评价面元个数;

　　………………………(A.25) S%,——第i个评价面元含油饱和度，用小数表示;

　　H——第i个评价面元有效厚度，单位为米(m);

　　A——第i个评价面元含油面积，单位为平方千米(km²);

　　φ——第1个评价面元平均有效孔隙度，用小数表示;

　　Po——原油密度，单位为吨每立方米(t/m³);

　　B。——原油体积系数。

　　A.26致密砂岩气资源蒙特卡罗容积法

　　该方法的基本计算公式为基于致密砂岩孔隙度的容积法，但在具体计算过程中采用了蒙特卡罗模拟法，即将致密砂岩气容积法计算公式中的各项地质参数给定三个值(最小、可能、最大),再构建出各项地质参数的三角分布，然后采用蒙特卡罗法随机抽样，从而计算出地质资源量。

　　致密砂岩气资源蒙特卡罗容积法的计算见公式(A.26):

　　………………………(A.26) 式中：

　　Q—— 致密砂岩气地质资源量，单位为亿立方米(10⁸m³);

　　A——含气面积，单位为平方千米 (km²);

　　H—平均有效厚度，单位为米(m);

　　φ——平均有效孔隙度，用小数表示;

　　Sg——储集层平均含气饱和度，用小数表示;

　　B——原始致密砂岩气体积系数;

　　P——地面标准压力，单位为兆帕(MPa);

　　Z—— 原始致密砂岩气偏差系数;

　　T——地层温度，单位为开(K);

　　p——原始地层压力，单位为兆帕(MPa);

　　T—— 地面标准温度，单位为开(K)。

　　A.27致密砂岩气资源小面元容积法

　　该方法的基本计算公式为基于致密砂岩孔隙度的容积法，但在具体计算过程中采用了计算单元划分与积分方法，即将评价单元划分为许多细小微单元(小面元),然后通过有限元等插值方法分别获得每个小面元评价参数值，再依次计算每个小面元资源量并将所有小面元资源量相加得到评价单元总资源量。

　　致密砂岩气资源小面元容积法的计算见公式(A.27):

　　……………………(A.27)

　　式中：

　　Q—— 致密砂岩气地质资源量，单位为亿立方米(10⁸m³);

　　m——评价区划分的评价面元个数;

　　A,——第j个评价面元的含气面积，单位为平方千米(km²);

　　H——第j个评价面元的有效厚度，单位为米(m);

　　φ——第j个评价面元的平均有效孔隙度，用小数表示;

　　Sg.——第 j个评价面元的含气饱和度，用小数表示;

　　B.,— 第j个评价面元的原始致密砂岩气体积系数;

　　Pc——地面标准压力，单位为兆帕(MPa);

　　Z——原始致密砂岩气偏差系数;

　　T——第 j个评价面元的地层温度，单位为开(K);

　　P-——第j个评价面元的原始地层压力，单位为兆帕(MPa);

　　T—— 地面标准温度，单位为开(K)。

　　A.28 页岩气资源蒙特卡罗容积与体积结合法

　　该方法的基本计算公式为基于岩石孔隙的容积法和基于岩石质量的体积法，先采用页岩气容积法计算游离气量、采用页岩气体积法计算吸附气量，然后相加得到总气量。但在具体计算过程中采用了蒙特卡罗模拟法，即将页岩气容积法、页岩气体积法计算公式中的各项地质参数给定三个值(最小、可 能、最大),再构建出各项地质参数的三角分布，然后采用蒙特卡罗法随机抽样，从而计算出总资源量。

　　页岩气资源蒙特卡罗容积与体积结合法的计算见公式(A.28):

　　………………………(A.28)

　　式中：

　　Q——页岩气地质资源量，单位为亿立方米(10⁸m³);Q—— 页岩吸附气含量，单位为亿立方米(10⁸m³);

　　Q——页岩游离气含量，单位为亿立方米(10°m³);A——含气面积，单位为平方千米(km²);

　　H—平均有效厚度，单位为米(m);

　　p——页岩质量密度，单位为吨每立方米(t/m³);

　　C——单位质量页岩吸附气含量，单位为立方米每吨(m³/t);

　　φ——平均有效孔隙度，用小数表示;

　　S——储集层平均含气饱和度，用小数表示;B——原始页岩气体积系数;

　　Pc——地面标准压力，单位为兆帕(MPa);Z——原始页岩气偏差系数;

　　T——地层温度，单位为开(K);

　　p——原始地层压力，单位为兆帕(MPa);T—— 地面标准温度，单位为开(K)。

　　A.29页岩气资源小面元容积与体积结合法

　　该方法的基本计算公式为基于岩石孔隙的容积法和基于岩石质量的体积法，先采用页岩气容积法计算游离气量、采用页岩气体积法计算吸附气量，然后相加得到总气量。但在具体计算过程中采用了计算单元划分与积分方法，即将评价单元划分为许多细小微单元(小面元),然后通过有限元等插值方法分别获得每个小面元评价参数值，再依次计算每个小面元资源量并将所有小面元资源量相加得到评价单元总资源量。

　　页岩气资源小面元容积与体积结合法的计算见公式(A.29):

　　……………………(A.29)

　　式中：

　　Q——页岩气地质资源量，单位为亿立方米(10°m³);m——评价区划分的评价面元个数;

　　Q,——第j个评价面元的页岩吸附气含量，单位为亿立方米(10⁸m³);

　　Q.——第 j个评价面元的页岩游离气含量，单位为亿立方米(10°m³);

　　A——第j个评价面元的含气面积，单位为平方千米 (km²);

　　H——第j个评价面元的有效厚度，单位为米(m);

　　p——页岩质量密度，单位为吨每立方米(t/m³);

　　C₂——第 j个评价面元的页岩吸附气含量，单位为立方米每吨(m³/t);

　　φj——第j个评价面元的平均有效孔隙度，用小数表示;

　　Sg,——第 j个评价面元的含气饱和度，用小数表示;

　　Bg.——第j个评价面元的原始页岩气体积系数;

　　P——地面标准压力，单位为兆帕(MPa);

　　Z——原始页岩气偏差系数;

　　T——第j个评价面元的地层温度，单位为开(K);

　　p——第j个评价面元的原始地层压力，单位为兆帕(MPa);

　　T.——地面标准温度，单位为开(K)。

　　A.30非常规油气资源最终可采量(EUR)空间分布预测法

　　该方法适用于非常规油气资源最终可采量及甜点位置预测。通过计算相邻井距离，模拟相邻井最终可采量(EUR) 分布，计算未知位置的EUR 分布的中位值。EUR 空间分布预测法主要分为以下6步：

　　a)计算已有数据井点间的距离矩阵;

　　b) 构建距离与EUR相关性模型;

　　c)EUR 分布模型的选择与参数的估计;

　　d) 构建预测位置处EUR分布;

　　e)计算预测位置处EUR中位值;

　　f) 根据计算结果对非常规油气资源甜点位置做空间展示。

　　A.31 非常规油气资源空间分布预测法

　　非常规油气资源空间分布预测法的基本原理和评价流程同常规油气，主要区别在于两者在油气成藏主控因素方面的差异，见A.14。

　　A.32非常规油气资源特尔菲综合法

　　非常规油气资源特尔菲综合法的基本原理和评价流程同常规油气资源，见A.15。

　　A.33油气资源经济评价净现值法

　　将评价单元作为一个独立完整的投资项目，首先根据资源量规模确定投资目标、基准收益率、投资规模、投资周期等，在此基础上计算投资项目在全周期内的所有净现值流入和流出，从而获得项目的净现值，并根据净现值大小评估项目的经济价值。

　　净现值计算见公式(A.30):

　　(t=1,2,…,n) (A.30)

　　式中：

　　NPV——净现值，单位为万元;

　　G——现金流入量，单位为万元;

　　Co——现金流出量，单位为万元;

　　SY/T5867—2024

　　H——折现率，用小数表示;

　　t——计算年份，单位为年;

　　n——计算期年限，单位为年。

　　A.34 油气资源经济评价投资回收期法

　　将评价单元作为一个独立完整的投资项目，首先根据资源量规模确定投资目标、基准收益率、投资规模、投资周期等，在此基础上计算投资项目在全周期内的所有净现值流入和流出，从而获得项目的净现值和投资回收期，并根据投资回收期长短来评估项目的经济价值。

　　投资回收期计算见公式(A.31):

　　(t=1,2,…,b-1)………………(A.31)

　　式中：

　　P-——投资回收期，单位为年;

　　b——累计净现金流量开始出现正值的年份数，单位为年;

　　ZNPV,/— 上年累计净现值绝对值，单位为万元;

　　NPV₆——第b 年净现金流贴现值，单位为万元。

　　A.35油气资源经济评价内部收益率法

　　将评价单元作为一个独立完整的投资项目，首先根据资源量规模确定投资目标、基准收益率、投资规模、投资周期等，在此基础上计算投资项目在全周期内的所有净现值流入和流出，从而获得项目的净现值和内部收益率，并根据内部收益率高低来评估项目的经济价值。

　　内部收益率的计算见公式(A.32):

　　IRR=i+(i-i)|NPV₂|/(NPV|+|NPV₂|)………………(A.32)

　　式中：

　　IRR——内部收益率，用小数表示

　　i——试算时的低贴现率，用小数表示;

　　i——试算时的高贴现率，用小数表示;

　　[NPV₁I——低贴现率的净现值绝对值，单位为万元;

　　[NPV₂I——高贴现率的净现值绝对值，单位为万元。

　　A.36油气资源经济评价净现值指数法

　　将评价单元作为一个独立完整的投资项目，首先根据资源量规模确定投资目标、基准收益率、投资规模、投资周期等，在此基础上计算投资项目在全周期内的所有净现值流入和流出，从而获得项目的净现值和净现值指数，并根据净现值指数高低来评估项目的经济价值。

　　净现值指数计算见公式(A.33):

　　NPVR=NPV/IP …………………………………(A.33)

　　式中：

　　NPVR——净现值指数，用小数表示;

　　NPV——净现值，单位为万元;

　　IP——投资，单位为万元。

　　SY/T 5867—2024

　　A.37 油气资源经济评价投资资本回报率法

　　将评价单元作为一个独立完整的投资项目，首先根据资源量规模确定投资目标、基准收益率、投资规模、投资周期等，在此基础上计算投资项目在全周期内的所有净现值流入和流出，从而获得项目的净现值、调整税后息前净运营利润和投资资本回报率，并根据投资资本回报率高低来评估项目的经济价值。

　　投资资本回报率计算见公式(A.34):

　　R=WIC …………………… (A.34)

　　式 中：

　　R——投资资本回报率，用小数表示;

　　W— 调整税后息前净运营利润，单位为万元：

　　C——总投资，单位为万元。

　　A.38 油气资源经济评价最小经济储量规模法

　　最小经济储量规模，是指将评价单元作为一个独立完整的投资项目，为确保该项目内部收益率大于或等于零时所需的