用什麼方法來計算原油地質儲量

㈠ 尋找關於地質儲量計算比較容易明白的方法

礦產儲量計算來
mineral reserves，calculation of
根據自地質勘查工作獲得的礦床資料，通過計算，以確定有用礦產的數量。這是礦產勘查工作的一項重要任務，是估算礦床經濟價值、確定礦山生產規模和服務年限等的基本依據。礦產儲量計算的步驟是：①通過對礦體露頭、探槽、淺井、坑道和鑽孔岩心的編錄、采樣和測試，求得儲量計算中需要的各種地質圖件及礦石的品位、體重等數據資料。②將上述各項數據資料，按三維空間坐標位置，投放到相應比例尺的地質圖件上，並按地質構造和礦化規律及礦產工業指標的要求，圈定礦體范圍。③根據礦體形態和礦石質量分布特徵，考慮勘探工程分布格局或采礦場的布局，將礦體分割成大小不等的幾何形礦塊，用體積公式計算每一礦塊的儲量（礦塊體積×礦石平均體重×礦石平均品位），然後匯總成全礦體和全礦床的儲量。礦產儲量多以有用組分或金屬的量來表示，如若干噸鐵、若干噸銅等。以上主要指固體礦產的儲量計算方法，液體（石油、地下水等）和氣體（天然氣）礦產的儲量計算方法和有關參數不全相同。

㈡ 油氣儲量是怎樣計算的

油田好比是地下「油庫」，氣田好比是地下「氣庫」，油氣田就好比是地下「油氣庫」了。油庫的大小以裝油多少來衡量，氣庫的大小以裝氣多少來衡量，油田的大小，是以含油的多少即儲量來衡量的。世界上的油田形形色色、多種多樣，只有「相似」而沒有「相同」的，儲量也相差懸殊。例如，世界排名第一的頭號油田——沙烏地阿拉伯的加瓦爾油田，其可采儲量高達114×108噸；世界排名第二的科威特的布爾干油田，可采儲量也有105×108噸。不過，這種可采儲量超過百億噸的超級大油田，到目前為止，全世界只發現兩個。原始地質儲量超過20×108噸（相當可采儲量6.8×108噸）的大型油田，世界上現有42個，我國大慶油田名列其中。而可采儲量在0.06～1.3百萬噸級的中小型油田，在世界油田中占絕大多數。

油氣儲量是油氣田勘探最重要的成果，是油氣田開發的物質基礎，也是國家制定能源政策和國家投資的重要依據。地下沒有「油海」、「油河」，油氣是儲存於岩石的孔隙、洞隙和縫隙之中的。由於儲存條件復雜，使儲存於地下的油氣不能如願以償全部採到地面。因此，把油氣儲量分為兩類：一類叫做地質儲量，即地下油氣田儲集層中油氣的實際儲量；另一類叫可采儲量，即在現有的經濟、技術條件下，可以採到地面的油氣儲量。通常把可采儲量與地質儲量的比值稱為採收率。當然，採收率越高越好。

在油氣田勘探的各個階段，都要進行儲量計算。計算的方法有好幾種，通常採用的是容積法。大家知道，油氣儲存在地下岩石的孔、洞、縫隙之中，所以容積法計算油氣儲量的實質是計算岩石孔隙中油氣所佔的體積，並把地下油氣的體積換算成地面的重量（石油）或體積（天然氣），這就是油氣的儲量。石油地質儲量的計算公式為：

公式中，天然氣體積系數是一個與天然氣組成成分、地下及地面的溫度和壓力有關的系數。

儲量計算完以後，還要對探明儲量進行綜合評價。評價的目的是檢查儲量計算的可靠性。如果把儲量計算比喻為一份考卷，那麼對儲量的綜合評價就相當於答卷者在交卷之前的自我檢查，仔細查看卷面上有無錯、漏、公式使用不當、計算失誤等等。經檢查後，如證明使用的參數齊全、准確、計算無誤，所定儲量的級別和勘探階段及研究程度相符，就可以上交了。

㈢ 地質儲量計算方法有哪些

地質儲量，1959年全國礦產儲量委員會根據地質和礦產的研究程度及相應的用途所劃分的一類儲量。地質儲量是指根據地質勘探掌握的資料，按照能源儲藏形成的規律進行推算得出的儲量[1]。

地質儲量是指由地質勘探部門根據地質和成礦理論及相應調查方法所預測的礦產儲量。這類儲量的研究程度和可靠性很低，未經必要的工程驗證，一般只能作為進一步安排及規劃地質普查工作的依據[2]。

中文名
地質儲量
外文名
geological reserves
定義
按照能源儲藏規律推算出的儲量
分類
表內儲量和表外儲量
快速
導航
分類

最新地質儲量分類

礦井地質儲量
簡介
地質儲量是指根據區域地質調查、礦床分布規律，或根據區域構造單元，結合已知礦產的成礦地質條件所預測的儲量。這類儲量的研究程度和可靠程度很低，未經必要的工程驗證，一般只能作為進一步安排及規劃地質普查工作的依據。在礦山設計及生產部門，為區別於生產礦山的三級礦量（又稱生產礦量），一般都將礦山建設和生產以前，由地質勘探部門探明的各級礦產儲量，統稱地質儲量。對於在礦山建設及生產過程中發現的新礦體的儲量，有時也稱地質儲量。歐美各國的儲量分級中，有時也將可能儲量稱作地質儲量。前蘇聯的地質勘探工作中，有時把C2級儲量也稱地質儲量，但有時又把根據地質勘探工作查明的礦床的總儲量稱地質儲量。
分類
地質儲量是在地層原始條件下，具有產油、氣能力的儲層中原油或天然氣的總量。地質儲量按開采價值劃分為表內儲量和表外儲量。表內儲量是指在現有技術經濟條件下，有開采價值並能獲得社會經濟效益的地質儲量。它相當於美國礦產分類級別中驗證過的經濟資源。表外儲量是指在現有技術經濟條件下開采不能獲得社會經濟效益的地質儲量。它相當於美國礦產分類級別中驗證過的次經濟資源。當原油及天然氣價格提高或工藝技術改進後，某些表外儲量可轉變為表內儲量[3] 。

㈣ 石油儲量 計算公式

根據容積法計算：儲量=油層厚度*含油麵積*孔隙度*含油飽和度*原油密度/原油體內積系數
當然這只是一種粗略的估容算方法，得到的是靜態儲量，動態儲量可以更加試井結果計算，那個計算公式就很多種了，也比較復雜、、、

㈤ 如何計算油田動用儲量

兩種復方法：
1、容積法。制根據油田開發方案設計，在開發井網可以控制的含油麵積內和計劃開發的層系，確定油藏的平均有效厚度、孔隙度、含油飽和度、原油密度、體積系數等參數，並類比同類已開發油藏採收率，採用容積法計算的地質儲量、可采儲量就是油田動用儲量。如果油田尚未開發，這個屬於計劃動用儲量。
2、動態法。油田投入開發後，利用油田生產動態數據，採用產量遞減曲線等方法（每年油田可采儲量標定採用的各種動態方法），計算出油田的最終可采儲量，就是油田實際動用的可采儲量。開發初期動態資料不夠時，仍採用容積法的計算結果。隨著油田開發程度的提高、動態資料的增加，改為動態法計算，並逐年進行修正。

㈥ 技術可采儲量與地質儲量綜合計算實例

Bakken地層緻密油技術可采儲量具有良好的生產井基礎。北達科他州工業委員會（North Dakota Instrial Commission，NDIC）網站為確定油井月生產速率提供了良好的資源，每個月的生產量根據日產量估計，用來獲取產量遞減曲線下技術可采儲量的平均生產率。這種基於歷史生產數據的產量遞減方法可以用於預測剩餘儲量，例如雙曲遞減模型（Bakken緻密油井第一年平均遞減速率為44%，個別井高達70%以上）。

為了估算技術可采儲量，一個重要的參數是廢棄產量，即該井被廢棄時的產油量。這個產量是產油率和時間關系曲線的一個分界點。通常廢棄產量從原油停止流動的生產井確定。然而，對於存在許多活躍的或新開井的油田，這個參數可以用其他鄰近井田的數據代替。分別對Antelope、Sanish和Parshall共3個Bakken地區油田的廢棄產量進行分析表明，在Antelope油田，幾乎所有的井都是垂直井，約80%已經廢棄；在Sanish油田，所有鑽孔生產井都是水平井，根據位置和深度的相似性，Antelope油田中的部分數據點可以被用於確定Sanish油田的廢棄產量，通過收集Sanish油田的26個合理數據點，確定出該油田的廢棄產量范圍為1.74～19.13B/d，中值為7B/d；與Sanish油田類似，Parshall油田生產井均為水平井，但是缺乏廢棄率數據。所以，借鑒Stanley油田（中值為5.5B/d）的廢棄產量來估計Parshall油田的技術可采儲量（圖6-27 ）。

圖6-27 Sanish油田使用廢棄產量確定油井技術可采儲量的實例

（據Dechongkit and Prasad，2011）

q_o 為日產油量；G_o 為累計產油量

1.Antelope油田

圖6-28顯示了Antelope油田的生產井及產量。圖的右側為油田的位置，圖的左側顯示了油田的52口垂直井和3口水平井。高技術可采儲量井（暖色調）在油田的中心位置呈綠色陰影。大多數低技術可采儲量井（冷色調）位於綠色陰影區域之外。此油田生產井的技術可采儲量分布范圍很廣（0.07～2417Mbbl）。其中，25口井（技術可采儲量和為11458Mbbl）在綠色陰影區的貢獻佔到了技術可采儲量的75%（技術可采總量為15329Mbbl）。多數生產井的技術可采儲量貢獻小於250Mbbl （33口井，約占總井數的63%）。此外，只有3口井技術可采儲量大於1000Mbbl （約占總井數的6%）。

2.Sanish油田

圖6-29為Sanish油田中102口井的技術可采儲量計算結果投影。圖的右側為該油田的位置，圖的左側為所鑽的102口水平井。顯然，高技術可采儲量井（暖色調）位於油田的東部地區，陰影顏色為黃色。大多數井都位於黃色陰影區以外的低技術可采儲量區。29口高技術可采儲量井（技術可采儲量和為27096MBbl）在這個黃色區域貢獻了該油田技術可采儲量總額的51%（技術可采總量為53318Mbbl）。

3.Parshall油田

圖6-30顯示了Parshall油田的162口井的技術可采儲量計算結果投影。與Antelope和Sanish油田類似，高技術可采儲量井（暖色調）均位於該油田的西部地區，如綠色區域的高亮顯示。67口井（技術可采儲量和為59821MBbl）在該地區貢獻了約占整個油田技術可采儲量的60%（技術可采總量為99317MBbl）。由於Sanish油田和Parshall油田相鄰，圖6-31中的兩個油田的結合圖指示了高技術可采儲量地區位於整個油田的中心位置。

圖6-28 Antelope油田技術可采儲量計算結果投影

（據 Dechongkit and Prasad，2011）

圖6-29 Sanish油田技術可采儲量計算結果投影

（據 Dechongkit and Prasad，2011）

圖6-30 Parshall油田技術可采儲量計算結果投影

（據Dechongkit and Prasad，2011）

圖6-32為3個油田的技術可采儲量對比。Parshall油田中大多數井的技術可采儲量為500～1000MBbl。此外，3個油田的最大特點是生產井技術可采儲量低於1500MBbl的差異很大。與只具有垂直井、沒有多級水力壓裂完井的Antelope油田相比，Parshall油田和Sanish油田儲量貢獻低於250Mbbl 井的數目降低了50%～75%（Antelope 油田63%，Sanish油田34%，Parshall油田14%）。因此，這些多段壓裂水平井的最大優勢不是高產量，而是產量比較低，但是擁有增產的潛力。

利用技術可采儲量與採收率的比值，可以計算生產井的原地石油地質儲量。其中，採收率從物質平衡方程獲取，通過概率法獲得的3 個油田的採收率平均值分別為8.9%、14.4%、15.5%，該值表示這些油田的平均采出水平，可以用單井的技術可采儲量來計算該井的原地石油地質儲量（表 6-25 ）。Antelope 油田、Sanish 油田和Parshall油田的原地石油地質儲量計算結果如圖6-33 所示，其中，Antelop油田每口井的原位地質儲量變化范圍為0.7～27433MBbl；Sanish和Parshall油田井的原地石油地質儲量范圍接近，分別為217～19440MBbl和354～11292MBbl。這一發現與技術可采儲量的統計結果一致（Antelope油田0.1～2417MBbl，Sanish油田60～2560MBbl，Parshall油田57～1694MBbl）。

圖6-31 Parshall油田和Sanish油田技術可采儲量計算結果組合投影

（據Dechongkit and Prasad，2011）

圖6-32 3個油田的技術可采儲量對比

（據Dechongkit and Prasad，2011）

表6-25 三大油田採收結果統計

（據Dechongkit and Prasad，2011）

圖6-33 三大油田原地石油地質儲量計算結果

（據Dechongkit and Prasad，2011）

以Sanish油田為例，對比容積法（OOIP_容積法）和技術可采儲量-採收率比值法（OOIP_EUR/RF）計算的原位地質儲量差異，其中，容積法的參數選取為：泄流面積（A）定為1mile²，初始含水飽和度（S_wi）、孔隙度（φ）從岩石和流體性質獲得，其他屬性參數從測井解釋獲得。由於Sanish油田所有井都是水平井，沒有厚度（h）數據，這里假定為30ft。對比結果如圖6-34所示，圖中大部分的數據點位於斜線以下，說明容積法計算結果大於比值法計算結果，實際生產井的控制面積低於1mile² ，需要對其進行修正，其實際意義為優化單井控制面積，實行加密措施。

圖6-34 容積法和技術可采儲量與採收率比值法計算的原地石油地質儲量對比

（據Dechongkit and Prasad，2011）

●表示OOIP；/表示EUR/RF法和容積法計算出的儲量相等時的線

㈦ 容積法計算石油儲量

1. 容積法基本公式

容積法計算石油儲量的實質就是確定石油在油層中所佔據的那部分體積。石油儲集在油層的孔隙空間內，孔隙內除石油以外，還含有一定數量的水，因此，只要獲得油層的幾何體積 （即油層的含油麵積和有效厚度之乘積）、有效孔隙度、含油飽和度等地質參數，便可計算出地下石油的地質儲量。

油層埋藏在地下深處，處於高溫、高壓條件下的石油往往溶解了大量的天然氣，當原油被採到地面上以後，由於壓力降低，石油中溶解的天然氣便會逸出，從而使石油的體積大大減小。

如果要將地下原油體積換算成地面原油體積，必須用地下原油體積除以石油體積系數（地下原油體積與地面標准條件下原油體積之比）。石油儲量一般以質量來表示，故應將地面原油體積乘以石油的密度，由此便得到容積法計算石油儲量的基本公式：

N=100A·h·φ(1-S_wi）)ρ_o/B_oi

式中：N——石油地質儲量，10⁴t；A——含油麵積，km²；h——平均有效厚度，m；φ——平均有效孔隙度，小數；S_wi——平均油層原始含水飽和度，小數；ρ_o——平均地面原油密度，t/m³；B_oi——平均原始原油體積系數。

地層原油中的原始溶解氣地質儲量按下式計算：

G_S=10^-4N·R_si

式中：G_s——溶解氣的地質儲量，10⁸ m³；R_si——原始溶解氣油比，m³/t。

容積法是計算油田地質儲量的主要方法。該方法適用於不同勘探開發階段，不同圈閉類型、儲層類型及驅動方式的油藏。計算結果的可靠程度取決於資料的數量和准確性。對於大、中型構造油藏的精度較高，而對於復雜類型油藏則精度較低。

2. 儲量參數的確定

（1） 含油麵積

含油麵積是指具有工業性油流地區的面積，是油藏產油段在平面上的投影范圍。容積法計算石油儲量公式中，含油麵積的精度對石油儲量的可靠性有決定性的影響。所以，准確地圈定含油麵積是儲量計算的關鍵。

含油麵積的大小，取決於產油層的圈閉類型、儲層物性變化及油水分布規律。對干均質油層、岩性物性穩定、構造簡單的油藏來說，可根據油水邊界確定含油麵積。對於地質條件復雜的油藏，含油邊界往往由多種邊界構成，如油水邊界、油氣邊界、岩性邊界及斷層邊界等。對於這一類油藏在查明圈閉形態、斷層位置、岩性邊界以及確定油藏油水分布規律之後，才能正確圈定含油麵積。

岩性邊界是指有效儲層與非有效儲層的分界線，也稱有效厚度零線。在確定岩性邊界時，要先確定儲層的砂岩尖滅線，然後根據規則確定岩性邊界線。

從概率學角度講，在一口無有效厚度 （物性差或岩性尖滅） 的井與相鄰有有效厚度的井之間，有效厚度零線的位置可能出現在兩井之間的任意點上，而且出現的機會均等。相對而言，零線放在兩井間的中點位置，是概率誤差最小的簡化辦法。同理，在一口有效厚度的井與相鄰相變為泥岩的井之間，岩性尖滅線的位置也應在井距1/2處。考慮到砂岩物性標准比儲層有效厚度物性標准低，砂體末端雖不以楔形遞減規律尖滅，但仍存在變差的趨勢，所以可將零線定在尖滅線至有有效厚度的井之間1/3距離處。用這種方法因定的岩性邊界，計算平均有效厚度時，宜採用井點面積權衡法或算術平均法，而不宜用等厚線面積權衡法。

斷層邊界是斷層控油范圍，是斷層面與油層頂、底面的交線。當油層位於斷層下盤時，斷層邊界為油層底面與斷層面的交線；當油層位於斷層上盤時，斷層邊界為油層頂面與斷層面的交線。

油水邊界為油層頂 （底） 面與油水接觸面的交線。油水接觸面指油藏在垂直方向油與水的分界面。對於邊水油藏，油水接觸面與油層頂面的交線為外含油邊界，它是含油麵積的外界；油水接觸面與油層底面的交線為內含油邊界，它控制了含油部分的純含油區；內、外含油邊界之間的含油部分也稱為過渡帶，油水過渡帶的寬窄主要取決於地層傾角，地層傾角大的油藏，過渡帶窄，地層傾角小的油藏，過渡帶寬。對於底水油藏，由於底水存在，只有外含油邊界。如果油層的厚度變化很小，則內外油水邊界和構造線平行。如果油層厚度在平面上有明顯變化，這時內外含油邊界不平行，在相變情況下，它們在油層尖滅位置上相合並 （圖7-1）。

圖7-1 油水邊界特徵圖

油水接觸面確定方法有以下3種：

1） 利用岩心、測井以及試油等資料來確定油水接觸面。在實際工作中，對一個油藏來說，首先要以試油資料為依據，結合岩心資料的分析研究，制定判斷油水層的測井標准，然後劃分各井的油層、水層及油水同層。在此基礎上按油、水系統，根據海拔高度作油底、水頂分布圖。如圖7-2所示，按剖面將井依次排列起來，在圖上點出各井油底、水頂位置，並分析不同資料的可靠程度。在研究油藏油水分布規律的基礎上，在油底與水頂之間劃分油水接觸面。

圖7-2 確定油水界面圖 （據韓定榮，1983）

2） 應用毛管壓力曲線確定油水接觸面。應用油層岩心的毛管壓力曲線，再結合油水相對滲透率曲線，人們能夠較准確地劃分出油水接觸面。如圖7-3所示，實驗室測定的毛管壓力曲線 （汞-空氣系統） 可換算為油藏條件下的毛管壓力曲線 （油-水系統），而且縱坐標上的毛管壓力可轉換成自由水面以上的高度表示。如果一個油田，通過岩心分析、測井解釋或其他間接方法取得含油飽和度數值時，就可直接做出含油飽和度隨深度的變化圖，即油藏毛管壓力曲線。若已知油層某部位的含油飽和度，就可在曲線上查得某部位距油水接觸面的相對高度，進而可求出油水接觸面深度。

圖7-3 利用毛細管壓力曲線與相對滲透率曲線劃分油水接觸面示意圖

3） 利用壓力資料確定油水接觸面。在一個圈閉上，只要有一口井獲得工業性油流，而另一口井打在油層的邊水部分，且這兩口井通過測試獲得了可靠的壓力和流體密度的資料，就可以利用這兩口井的壓力資料、油和水密度資料計算油水接觸面。圖7-4示，1號井鑽在油藏的頂部，測得的油層地層壓力為p_o，2號井鑽在油藏的邊水部分，測得的水層地層壓力為p_w。在油藏內，2號井的地層壓力p_w為：

油氣田開發地質學

式中：H_o——1號井油層中深海拔高度，m；H_w——2號井水層中深海拔高度，m；H_ow——油水接觸面海拔高度，m；ΔH——1號井與2號井油、水層中深的海拔高度差，m；ρ_o——油的密度，g/cm³；ρ_w——水的密度，g/cm³。

圖7-4 利用測壓資料確定油水接觸面示意圖

當構造圈閉上只有一口油井，而邊部無水井時，可以利用區域的壓力資料和水的密度資料代替鑽遇水層的井的測壓資料來計算油水接觸面深度。

確定了岩性邊界、斷層邊界、油水邊界 （油氣邊界），也就圈定的含油范圍，這樣可以計算含油麵積。

（2） 油層有效厚度

油層有效厚度是指油層中具有產油能力部分的厚度，即工業油井內具有可動油的儲層厚度。劃分有效厚度的井不能理解為任意打開一個單層產量都能達到工業油流標准，而是要求該層產量在全井達到工業油井標准中有可動油流出即可。因此，作為油層有效厚度必須具備兩個條件：一是油層內具有可動油；二是在現有工藝技術條件下可供開采。所以，在工業油流井中無貢獻的儲層厚度不是有效厚度，不是工業油流井不能圈在含油麵積內，不劃分有效厚度。

研究有效厚度的基礎資料有岩心錄井、地層測試和試油資料、地球物理測井資料。我國總結了一套地質和地球物理的綜合研究方法：以單層試油資料為依據，對岩心資料進行充分試驗和研究，制定出有效厚度的岩性、物性、含油性下限標准，並以測井解釋為手段，應用測井定性、定量解釋方法，制定出油氣層劃分標准，包括油、水層標准，油、干層標准及夾層扣除標准，用測井曲線及其解釋參數確定油、氣層有效厚度。

1） 有效厚度物性標准

當油層的有效孔隙度、滲透率及含油飽和度達到一定界限時，油層便具有工業產油能力，這樣的界限被稱之為有效厚度的物性標准。由於一般岩心資料難以求准油層原始含油飽和度，通常用孔隙度和滲透率參數反映物性下限。

確定有效厚度物性下限的方法有測試法、經驗統計法、含油產狀法及鑽井液浸入法等。

◎測試法：測試法是根據試油成果來確定有效厚度物性下限的方法。對於原油性質變化不大，單層試油資料較多的大油田，可直接做每米採油指數和空氣滲透率的關系曲線。每米採油指數大於零時，所對應的空氣滲透率值，即為油層有效厚度的滲透率下限 （圖7-5）。

圖7-5 單位厚度採油指數與滲透率關系曲線

利用單層試油資料與岩心測定的孔隙度、滲透率資料交繪圖來確定有效厚度的物性下限。如圖7-6所示，圖中指出產油層滲透率下限為18×10^-3μm²，孔隙度下限為17％。

圖7-6 試油與物性關系圖

◎經驗統計法：根據美國通常使用經驗統計法，對於中低滲透性油田，將全油田的平均滲透率乘以5％，就可作為該油田的滲透率下限；對於高滲透性油田，或者遠離油水接觸面的含油層段滲透率平均值乘以比5％更小的數字作為滲透率下限。他們認為，滲透率下限值以下的砂層的產油能力很小，可以忽略。

◎含油產狀法：在取心井中，選擇一定數量的岩心收獲率高，岩性、含油性較均勻，孔隙度、滲透率具有代表性的油層進行單層試油，確定產工業油流的油層的含油產狀下限，進而確定儲層物性下限。如圖7-7所示，本例試油證實油浸和油斑級的油層不產工業油流，因此飽含油和富含油級的油層是有效油層，它們的物性下限為有效厚度的物性下限。

圖7-7 油層物性界限岩樣分布圖

◎鑽井液侵入法：在儲層滲透率與原始含油飽和度有一致關系的油田，利用水基鑽井液取心測定的含水飽和度可以確定有效厚度物性下限。水基鑽井液取心中，鑽井液對儲層產生不同程度的侵入現象。滲透率較高的儲層，鑽井液驅替出原油，使取出岩樣測定的含水飽和度增高；滲透率較低的儲層，鑽井液驅替出原油較少；當滲透率降低到一定程度的儲層，鑽井液不能侵入，取出岩樣測定的含水飽和度仍然是原始含水飽和度。因此，含水飽和度與空氣滲透率關系曲線上出現兩條直線，其交點的滲透率就是鑽井液侵入與不侵入的界限 （圖7-8）。鑽井液侵入的儲層，反映原油可以從其中流出，因此為有效厚度。鑽井液未侵入的儲層，反映原油不能從其中流出，因此為非有效厚度。交點處的滲透率就是有效厚度下限。用相同方法也可以定出孔隙度下限。

圖7-8 鑽井液侵入法確定滲透率下限圖

2） 有效厚度的測井標准

有效厚度物性標准只能劃分取心井段的有效厚度。對於一個油田，取心井是有限的，大量探井和開發井只有測井資料，要劃分非取心井的有效厚度，必須研究反映儲層岩性、物性及含油性的有效厚度測井標准。

油層的地球物理性質是油層的岩性、物性與含油性的綜合反映。因此，它也能間接地反映油層的 「儲油能力」 和 「產油能力」。顯然，當油層的地球物理參數達到一定界限時，油層便具有工業產油能力，這界限就是有效厚度的測井標准。

在測井曲線上劃分有效厚度的步驟是：首先根據油水層標准判斷哪些是油 （氣） 層，哪些是水層；然後在油水界面以上，根據油層、干層標准區分哪些是工業油流中有貢獻的有效層，哪些是無貢獻的非有效層 （即干層）；最後在有效層內扣除物性標准以下的夾層。所以有效厚度測井標准包括油、水層解釋標准，油、干層標准及夾層標准。對油、氣、水分布復雜，剖面上油氣水交替出現的斷塊油藏、岩性油藏，確定有效厚度的關鍵是制定可靠的油水層解釋標准 （圖7-9）；對於具有統一油水系統、砂泥岩交互出現的油藏，關鍵是制定高精度的油、干層標准 （圖7-9）。

圖7-9 某油田油、水、干層測井解釋標准

3） 油層有效厚度的劃分

油層有效厚度劃分時，先根據物性與測井標准確定出有效層，然後劃分出產油層的頂、底界限，量取總厚度，並從總厚度中扣除夾層的厚度，從而得到油層有效厚度。

利用測井資料劃分油層頂、底界限，量取油層總厚度時，應當綜合考慮能清晰地反映油層界面的多種測井曲線，如果各種曲線解釋結果不一致時，則以反映油層特徵最佳的測井曲線為准。例如，我國東北部某大油田，採用微電極、自然電位、視電阻率3條曲線來量取產層總厚度 （圖7-10）。

對於具有高、低阻夾層和薄互層的油層來講，除量取油層總厚度外，還必須扣除夾層的厚度。由於低阻夾層多為泥質層，故量取低阻夾層厚度應以自然電位曲線作為判別標志，以微電極和視電阻率曲線作驗證，最後，以微電極曲線所量取的厚度為准。量取高阻夾層的厚度應以微電極曲線顯示的尖刀狀高峰異常為判別標志 （圖7-11）。用油層總厚度減去夾層厚度便得油層有效厚度。

（3） 油層有效孔隙度

油層有效孔隙度的確定以實驗室直接測定的岩心分析數據為基礎。對於未取岩心的井採用測井資料求取有效孔隙度，並與岩心分析數據對比，以提高其精度。計算的地質儲量是指油藏內的原始儲油量，應使用地層條件下孔隙度參數。採用地面岩心分析資料時，應將地面孔隙度校正為地層條件下孔隙度。有效孔隙度的獲得有兩種途徑：一是岩心分析有效孔隙度；二是測井解釋有效孔隙度。

圖7-10 油層有效厚度量取方法示意圖

圖7-11 扣除夾層示意圖

通過鑽井取心，將砂岩儲層取到地面後，由於壓力釋放、彈性膨脹，孔隙度有所恢復，所以一般在地面常壓下測量的岩心孔隙度大於地層條件下的孔隙度。計算儲量時應將地面孔隙度校正為地層條件的孔隙度。

實驗室提供了不同有效上覆壓力下的三軸孔隙度，利用這些數據就能夠對地面孔隙度進行壓縮校正。根據美國岩心公司研究，三軸孔隙度轉換為地層孔隙度的公式為：

φ_f=φ_g-(φ_g-φ₃)ε

式中：φ_f——校正後的地層孔隙度，小數；φ_g——地面岩心分析孔隙度，小數；φ₃——靜水壓力作用下的三軸孔隙度，小數；ε——轉換因子。

D. Teeuw通過對人造岩心模型的理論計算和實際岩心測試，得出轉換因子為：

油氣田開發地質學

式中：λ——岩石泊松比，即岩石橫向應變和軸向應變的絕對值的比值，是無因次量。

確定岩樣所在油藏有效上覆壓力下的三軸孔隙度和地面孔隙度後，即可算出每塊岩樣的地層孔隙度。為尋求本地區地面孔隙度壓縮校正規律，可制定本地區關系圖版或建立相關經驗公式。油區可利用這種圖版或相關經驗公式，將大量常規岩心分析的地面孔隙度校正為地層孔隙度。

（4） 油層原始含油飽和度

原始含油飽和度是指油層在未開采時的含油飽和度S_oi，一般先確定油層束縛水飽和度S_wi，然後通過1-S_wi求得原始含油飽和度。

確定含油飽和度的方法有岩心直接測定、測井資料解釋、毛細管壓力計算等方法。

1） 岩心直接測定

使用油基鑽井液取心，測定束縛水飽和度，然後計算出原始含油飽和度。

油基鑽井液取心井成本高，鑽井工藝復雜，工人勞動條件差。我國一般用密閉取心代替油基鑽井液取心。密閉取心採用的是水基鑽井液，利用雙筒取心加密閉液的辦法，以避免岩心在取心過程中受到水基鑽井液的沖刷。

近幾年來，美國高壓密閉冷凍取心工藝獲得成功。這種取心方法是在取心筒內割心至岩心起出井口前，岩心筒始終保持高壓密封的條件。岩心到井口後立即放在乾冰中冷凍，使油、氣、水量保持原始狀態。此方法價格高昂，取心收獲率僅在60％左右。

前蘇聯採用井底蠟封岩心的取心方法取得較好的效果。具體做法是在地面用石蠟充滿取心筒，在取心過程中，岩心進入熔化的石蠟中，阻止鑽井液與岩心接觸。多數情況下，地面可取得蠟封好的岩心。

2） 測井解釋原始含油飽和度

由於油基鑽井液取心和密閉取心求原始含油飽和度成本高，一般一個油區只有代表性幾口井，即使有的油田有1～2口油基鑽井液取心井，它的飽和度數據也不能代表整個油田，因此經常用測井資料解釋原始含油飽和度。往往測井解釋原始含油飽和度偏低，有時偏低達5％～10％。為了彌補測井解釋這一弱點，在有油基鑽井液取心井或密閉取心井的地區，都要尋求測井參數和岩心直接測定的原始含油飽和度的關系，以提高測井解釋精度。

3） 利用實驗室毛細管壓力資料計算原始含油飽和度

實驗室的毛細管壓力曲線是用井壁取心、鑽井取心的岩樣測定的，而每一塊岩樣只能代表油藏某一點的特徵，只有將油藏上許多毛細管壓力曲線平均為一條毛細管壓力曲線才能代表油藏的特徵，才有利於確定油藏的原始含油飽和度。J函數處理是獲得平均毛細管壓力資料的經典方法。用平均毛細管壓力曲線確定油藏原始含油飽和度步驟如下：

(1)將室內平均毛細管壓力曲線換算為油藏毛細管壓力曲線

實驗室毛細管壓力表達式：

油氣田開發地質學

油藏毛細管壓力表達式：

油氣田開發地質學

式中：σ_L，θ_L及 （p_c）_L——分別為實驗室內的界面張力、潤濕角及毛細管壓力；σ_R，θ_R及 （p_c）_R——分別為油藏條件下的界面張力、潤濕角及毛細管壓力。

上兩式相除，得：

油氣田開發地質學

(2)將油藏條件下的毛細管壓力換算為油柱高度

油氣田開發地質學

式中：H——油藏自由水面以上高度，m；（p_c）_R——油藏毛細管壓力，MPa；ρ_w和ρ_o——分別為油藏條件下油與水的密度，g/cm³。

圖7-12A為室內毛細管壓力曲線轉換為自由水面以上高度表示的含水飽和度關系圖。

(3)確定油層原始含油飽和度

圖7-12A可轉換為油水飽和度沿油藏埋藏深度分布圖 （圖7-12B）。根據該圖可查出油層任意深度所對應的原始含水飽和度，則可求出原始含油飽和度。

圖7-12 毛管壓力曲線縱坐標的變換 （據范尚炯，1990）

（5） 地層原油體積系數

地層原油體積系數是將地下原油體積換算到地面標准條件下的脫氣原油體積的重要參數。凡產油的預探井和部分評價井，應在試油階段經井下取樣或地面配樣獲得准確的地層流體高壓物性分析數據。

（6） 地面原油密度

地面原油密度應根據一定數量有代表性的地面樣品分析結果確定。

㈧ 求 石油天然氣儲量計算方法

容積法計算石來油地質儲量公式：源N＝100·A·h·(1—Swi)ρo/Boi式中：N—石油地質儲量，10的4次方t；
A—含油麵積，平方千米
h—平均有效厚度，m；
φ—平均有效孔隙度，f；
Swi—平均油層原始含水飽和度，f；
ρo—平均地面原油密度，g/cm3
；
Boi—
平均原始原油體積系數
Rm3/Sm3。

㈨ 石油技術可采儲量的計算

根據中華人民共和國石油天然氣行業標准 《石油可采儲量計算方法》 （SY/T5367-1998），可采儲量的計算方法共10類18種方法，每種方法都有各自的適用范圍和局限性。應根據油藏開發階段和開發方式等具體條件選取適用的方法。本部分對砂岩油藏可采儲量的常用計算方法進行詳細闡述。其他類型油藏可采儲量的計算方法可參閱中華人民共和國石油天然氣行業標准 《石油可采儲量計算方法》及有關書籍。

1. 開發初期油田可采儲量的計算方法

開發初期是指油田的建設期或注水開發油田中低含水期。此階段，油田動態資料少，油藏開采規律不明顯。計算可采儲量的方法有經驗公式法、類比法、流管法、驅油效率-波及系數法、數值模擬法及表格法。礦場上經常採用的計算方法是經驗公式法、類比法及表格法。

（1） 經驗公式法

經驗公式法是利用油藏地質參數和開發參數評價油藏採收率，然後計算可采儲量的簡易方法。應用該法時，重要的是了解經驗公式所依據的油田地質和開發特徵以及參數確定方法和適用范圍。

美國石油學會採收率委員會阿普斯 （J. J. Arps） 等人，從1956年開始到1967年，綜合分析和統計了美國、加拿大、中東等產油國的312個油藏的資料。根據72個水驅砂岩油田的實際開發資料，確定的水驅砂岩油藏採收率的相關經驗公式為：

油氣田開發地質學

式中：E_R——採收率，小數；φ——油層平均有效孔隙度，小數；S_wi——油層束縛水飽和度，小數；B_oi——原始地層壓力下的原油體積系數，小數； ——油層平均絕對滲透率，10^-3μm²；μ_wi——原始條件下地層水粘度，mPa·s；μ_oi——原始條件下原油地下粘度，mPa·s；p_i——原始油層壓力，MPa；pa——油藏廢棄時壓力，MPa。

上式適用於油層物性好、原油性質好的油藏。

1977～1978年B·C·科扎肯根據伏爾加-烏拉爾地區泥盆系和石炭系沉積地台型42個水驅砂岩油藏資料，獲得以下經驗公式：

油氣田開發地質學

式中：μ_R——油水粘度比；C_s——砂岩系數；V_k——滲透率變異系數；h——油層平均有效厚度，m；f——井網密度，ha/口；其餘符號同前。

該經驗公式復相關系數R＝0.85，適用於下列參數變化范圍：μ_R＝0.5～34.3；

油氣田開發地質學

1978年，我國學者童憲章根據實踐經驗和統計理論，推導出有關水驅曲線的關系式，並將關系式和油藏流體性質、油層物性聯系起來，推導出確定水驅油藏原油採收率的經驗公式：

油氣田開發地質學

式中： —束縛水條件，油的相對滲透率與水的相對滲透率比值；μ_o——地層原油粘度，mPa·s；μ_w——地層水粘度，mPa·s。

上式的優點是簡單，式中兩個主要因素：一是油水粘度比，很易測定；另一個因素油、水相對滲透率比值，可以根據相對滲透率曲線間接求得。

1985年我國石油專業儲量委員會辦公室利用美國和前蘇聯公布的109個和我國114個水驅砂岩油藏資料進行了統計研究。利用多元回歸分析，得到了油層滲透率和原油地下粘度兩者比值 （影響採收率的主要因素），與採收率的相關經驗公式：

E_R=21.4289(K/μ_o)^0.1316

上式適合我國陸相儲層岩性和物性變化大、儲層連續性差及多斷層的特點，計算精度較高。

（2） 驅油效率-波及系數法

驅油效率可以用岩心水驅油實驗法和分析常規岩心殘余油含量法。

1） 岩心水驅油實驗法：用岩心進行水驅油的實驗，是測定油藏水驅油效率的基本方法之一，可直接應用從油層中取出的岩心做實驗，也可以用人造岩心做實驗。具體方法是將岩心洗凈烘乾後，用地層水飽和，然後用模擬油驅水，直到岩心中僅有束縛水為止。最後用注入水進行水驅油實驗，模擬注水開發油藏的過程，直到岩心中僅有殘余油為止。水驅油效率為：

油氣田開發地質學

式中：E_D——水驅油效率，小數；S_or——殘余油飽和度，小數；S_oi——原始含油飽和度，小數。

2） 分析常規岩心殘余油含量法：取心過程中，鑽井液對岩心的沖洗作用，與注水開發油田時注入水的驅油過程相似。可以認為鑽井液沖洗後的岩心殘余油飽和度，與水驅後油藏的殘余油飽和度相當。因此，只需要分析常規取心的殘余油飽和度就能求出油藏注水開發時的驅油效率。即：

油氣田開發地質學

式中：β——校正系數，其餘符號同前。

原始含油飽和度的求取本章已有敘述。殘余油飽和度的測定方法通常有蒸餾法、色譜法及干餾法。由於岩心從井底取到地面時，壓力降低，殘余油中的氣體分離出來，相當於溶解氣驅油，使地面岩心分析的殘余油飽和度減小，所以應進行校正，β一般為0.02～0.03。

用分析常規岩心的殘余油含量來確定水驅油效率，簡便易行。但是實際上，取心過程與水驅油過程有差別，用殘余油飽和度法求得的水驅油效率往往較油田實際值低。

上述兩種方法求得的驅油效率乘以注水波及系數，即為水驅採收率。

波及系數是水驅油的波及體積與油層總體積之比。水驅波及系數與油層連通性、非均質性、分層性、流體性質、注采井網的部署等都有密切的關系。連通好的油層，水驅波及系數可以達到80％以上；連通差的油層和復雜斷塊油藏，往往只有60％～70％。

（3） 類比法

類比法是將要計算可采儲量的油藏同有較長開發歷史或已開發結束的油藏進行對比，並借用其採收率，進行可采儲量計算。油藏對比要同時比較地質條件和開發條件，才能使對比結果接近實際。地質條件包括油藏的驅動類型、儲層物性、流體性質及非均質性。開發條件包括井網密度、驅替方式及所採用的工藝技術等。

（4） 表格計演算法

表格計演算法是根據油氣藏的驅動類型，參照同類驅動油藏的採收率，根據採收率估算的經驗，給定某油藏的採收率值，估算其可采儲量。

油氣藏的驅動類型是地層中驅動油、氣流向井底以至采出地面的能量類型。油氣藏的驅動類型可分為彈性驅動、溶解氣驅、水壓驅動、氣壓驅動、重力驅動。油氣藏的驅動類型決定著油氣藏的開發方式和油氣井的開采方式，並且直接影響著油氣開採的成本和油氣的最終採收率。所以一個油氣田在其投入開發之前，必須盡量把油氣藏的驅動類型研究清楚。

油氣藏驅動類型對採收率的影響是很大的，但是同屬一個驅動類型的油氣藏，由於各種情況的千差萬別，其採收率不是固定的，而是存在著一個較大的變化范圍。表7-3給出油藏在一次採油和二次採油時，不同驅動類型採收率的變化范圍。

表7-3 油藏採收率范圍表

表7-3所列出油氣藏不同驅動類型時採收率值的范圍，是由大量已開發油氣田所達到最終採收率的實際統計結果而得出的。油藏三次採油注聚合物等各種驅油劑的最終採收率范圍，則是依據實驗室大量驅替試驗結果得出的。不論是實際油氣田的統計值還是驅替試驗結果，均未包括那些特低或特高值的情況。僅由表中所列的數值范圍就可看出，油氣藏不同驅動類型之間最終採收率相差很大，就是同一驅動類型的油氣藏相差也懸殊。

（5） 流管法

流管法由於計算過程煩瑣，礦場上不常用，因篇幅所限，此處不作介紹。

（6） 數值模擬法

數值模擬法適用於任何類型、任何開發階段及任何驅替方式的油藏。開發初期，油藏動態數據少，難以校正地質模型，用數值模擬方法只能粗略計算油藏的可采儲量。

2. 開發中後期可采儲量的計算方法

開發中後期是指油田含水率大於40％以後，或年產油量遞減期。開發中後期可采儲量的計算方法主要有水驅特徵曲線法、產量遞減曲線法、童氏圖版法。

（1） 水驅特徵曲線法

所謂水驅特徵曲線，是指用水驅油藏的累積產水量和累積產油等生產數據所繪制的曲線。最典型的是以累積產水量為縱坐標，以累積產油量為橫坐標所繪制的單對數曲線。

根據行業標准SY/T5367-1998，水驅特徵曲線積算可采儲量共分為6種基本方法，加上童氏圖版法，共7種方法。

1） 馬克西莫夫-童憲章水驅曲線：此曲線常稱作甲型水驅曲線，一般適用中等粘度（3～30mPa·s） 的油藏。其表達式為：

lgW_p=a+bN_p

可采儲量計算中，以實際的累積產水量為縱坐標，以累積產油量為橫坐標，將數據組點在半對數坐標紙上。利用上式進行線性回歸，得到系數a和b。然後利用下式計算可采儲量：

油氣田開發地質學

計算技術可采儲量時，一般給定含水率f_w＝98％，計算對應於含水率98％時的累積產油量即為油藏的技術可采儲量。

2） 沙卓諾夫水驅曲線：沙卓諾夫水驅曲線適用於高粘度 （大於30mPa·s） 的油藏。表達式為：

lgL_p=a+bN_p

以油藏實際的累積產液量為縱坐標，以累積產油量為橫坐標，數據組點在半對數坐標紙上，進行線性回歸，得到上式中的系數a和b。同理給定含水率98％，計算油藏的可采儲量，計算公式如下：

油氣田開發地質學

3） 西帕切夫水驅曲線：此種曲線適用於中等粘度 （3～30mPa·s） 油藏。表達式為：

油氣田開發地質學

對應的累積產油量與含水率的關系式為：

油氣田開發地質學

4） 納扎洛夫水驅曲線：此種水驅曲線適用於低粘度 （小於3mPa·s） 的油藏。其表達式為：

油氣田開發地質學

對應的累積產油量與含水率的關系式為：

油氣田開發地質學

5） 張金水水驅曲線：此種水驅曲線適用於任何粘度、任何類型的油藏。其表達式為：

油氣田開發地質學

對應的累積產油量與含水率的關系式為：

油氣田開發地質學

6） 俞啟泰水驅曲線：俞啟泰水驅曲線適用於任何粘度、任何類型的油藏。其表達式為：

油氣田開發地質學

對應的累積產油量與含水率的關系式為：

油氣田開發地質學

7） 童氏圖版法：童氏圖版法也是基於二相滲流理論推導出的經驗公式，其含水率與采出程度的關系表達式為：

油氣田開發地質學

以上七個公式中：W_p——累積產水量，10⁴t；N_p——累積產油量，10⁴t；L_p——累積產液量，10⁴t；f_w——綜合含水率，小數；R——地質儲量采出程度，小數；E_R——採收率，小數。

利用童氏圖版法計算可采儲量，首先是依據如下圖版 （圖7-14），將油藏實際的含水率及其對應的采出程度繪制在圖版上，然後估計一個採收率值。最後由估計的採收率和已知的地質儲量，計算油藏的可采儲量。一般童氏圖版法不單獨使用，而是作為一種參考方法。

圖7-14 水驅油田採收率計算童氏圖版

前述1～6種方法均是計算可采儲量常用的方法。但對某個油藏，究竟選取哪種方法合理，不能單純憑油藏的原油粘度來選擇方法。要根據油田開發狀況綜合考慮，避免用單一因素選擇的局限性。一般的做法是：首先，根據原油粘度選擇一種或幾種計算方法，計算出油藏的可采儲量和採收率。然後，參考童氏圖版法，看二者的採收率值是否接近。若二者取值接近，說明生產數據的相關性好。但所計算的可采儲量是否符合油田實際，還要根據油藏類型及開發狀況進行綜合分析。若經過分析認為所計算的可采儲量不合理，則還要用其他方法進行計算。

（2） 產油量遞減曲線法

任何一個規模較大的油田，按照產油量的變化，大體上可以將其開發全過程劃分為3個階段，即上產階段、穩產階段及遞減階段。但有些小型油田，因其建設周期很短，可能沒有第一階段。所述的3個開發階段的變化特點和時間的長短，主要取決於油田的大小、埋藏深度、儲層類型、地層流體性質、開發方式、驅動類型、開采工藝技術水平及開發調整的效果。一個油藏的產油量服從何種遞減規律，主要是由油藏的地質條件和流體性質所決定的，開發過程中的調整一般不會改變油藏的遞減規律。

遞減階段產油量隨時間的變化，服從一定的規律。Arps產油量遞減規律有指數遞減、雙曲遞減及調和遞減三大類。後人在Arps遞減規律的基礎上，對Arps遞減規律進行了補充完善。中華人民共和國行業標准 《石油可采儲量計算方法》 綜合了所有遞減規律研究成果，列出了用產油量遞減曲線法計算油藏原油可采儲量的4種計算方法。

1） Arps指數遞減曲線公式

遞減期年產油量變化公式：

Q_t=Q_ie^-D

遞減期累積產油量計算公式：

油氣田開發地質學

遞減期可采儲量計算公式：

油氣田開發地質學

式中：D_i——開始遞減時的瞬時遞減率，1/a；Q_i——遞減初期年產油量，10⁴t/a；Q_t——遞減期某年份的產油量，10⁴t/a；Q_a——油藏的廢棄產油量，10⁴t/a。

遞減期可采儲量計算的步驟是：

第一步，以年產油量為縱坐標，以時間為橫坐標，在半對數坐標紙上，繪制遞減期的年產油量與對應的年份數據組，並進行線性回歸，得到一條直線，直線方程式為：lgQ_t＝lgQ_i-D_it。則直線截距為lgQ_i，直線斜率為-D_i，從而求得初始產量Q_i，遞減率D_i。

第二步，確定油藏的廢棄產量Q_a。計算技術可采儲量時，一般以油藏穩產期的年產液量對應含水率98％時的年產油量為廢棄產量。也可以根據開發的具體情況，根據經驗，給定一個廢棄產量。

第三步，由第一步所求的Q_i，D_i和第二步所求的Q_a，代入遞減期可采儲量計算公式，即可求得油藏的遞減期可采儲量。遞減期可采儲量加上遞減前的累積產油量就是油藏的可采儲量。

2） Arps雙曲遞減曲線公式

遞減期產油量變化公式：

油氣田開發地質學

遞減期累積產油量計算公式

油氣田開發地質學

遞減期可采儲量計算公式：

油氣田開發地質學

遞減期可采儲量計算的步驟如下：

第一步，求遞減初始產油量Q_i，初始遞減率D_i和遞減指數n。產油量變化公式兩邊取對數得：

油氣田開發地質學

給定一個，nD_i值，依據上式，用油藏實際的產油量和對應年限數據組，進行線性回歸。反復給定nD_i值，並進行回歸，直到相關性最好。此時，直線的截距為lgQ_i，直線斜率為-1/n。從而可求得Q_i，n及D_i值。

第二步，確定廢棄產油量。

第三步，計算遞減期可采儲量。將第一步所求得的3個參數和廢棄產油量代入遞減期可采儲量計算公式，便可求得遞減期可采儲量值。遞減期可采儲量加上遞減前的累積產油量就是油藏的可采儲量。

3） Arps調和遞減曲線公式

Arps雙曲遞減指數n＝1，就變成了調和遞減曲線。

遞減期產油量變化公式：

油氣田開發地質學

遞減期累積產油量計算公式：

油氣田開發地質學

遞減期可采儲量計算公式：

油氣田開發地質學

遞減期可采儲量計算的步驟如下：

第一步，求遞減初始產油量Q_i，初始遞減率D_i。把產油量變化公式與累積產油量計算公式組合成：

油氣田開發地質學

累積產量與產量呈半對數線性關系。根據直線的截距和斜率，可求得Di，Qi值。

第二步，確定廢棄產油量。

第三步，計算遞減期可采儲量。將第一步所求得的3個參數和廢棄產油量代入遞減期可采儲量計算公式，便可求得遞減期可采儲量值。遞減期可采儲量加上遞減前的累積產油量就是油藏的可采儲量。

4） 變形的柯佩托夫衰減曲線Ⅱ

遞減期產油量變化公式：

油氣田開發地質學

遞減期累積產油量計算公式：

油氣田開發地質學

遞減期可采儲量計算公式：

油氣田開發地質學

計算可采儲量之前，首先要求得參數a，b，c。求參數常用且簡便的方法如下：

首先，求得參數a和c。由遞減期產油量變化公式和遞減期累積產油量計算公式可得：

tQ_t+N_p=a-cQ_t

根據上式，以tQ_t＋N_p為縱坐標，Q_t為橫坐標，進行線性回歸，直線截距為a，斜率為-c。從而求得參數a和c。

然後，求參數b。將所求參數a和c代入累積產油量計算公式，以累積產油量N_p為縱坐標，以1/（c＋t）為橫坐標，進行線性回歸，則直線截距即為a，直線斜率即為要求的參數b。

㈩ 根據SPE（PRMS）分類體系，應用油氣田地質模型計算資源儲量

計算原油儲量與評價原油資源量的基礎是地質調查結果——即綜合整理地質勘查與油氣田開發過程中所獲得的所有信息：岩石的礦物學和岩石學特徵研究成果、流體的物理性能和物理化學特性、礦產地及礦產地地球物理調查成果、地下礦田的成因條件和位置規律的相關信息、油氣地層的岩石物理性質研究成果、試井與測井信息、礦床的礦產地質以及開發過程中的調查研究成果等。

通過下列步驟來完成對信息的綜合整理：

1）劃分不同的信息單元（地震地質調查的動態單元、區域單元、梯度、礦產變數的統計特徵等），在大部分情況下，比數據錄入更具有意義；

2）對鑽孔數據復雜性的解釋和形成參數井資料庫（包含描述礦床特徵可信賴的信息）；

3）確定不同信息單元的組合（與所研究礦床的參數最相關的組合）；

4）在信息的綜合整理基礎上，構建礦床定性和定量特徵空間分布的剖面圖、地質圖及空間區域圖；

5）分析所獲得模型的可選性，確定可信度評價的數學模型，從地質和數學角度合理選擇模型。

一個整合的地質-地球物理信息資料庫是構建油氣田模型的基礎。地質和流體動力模型被用於創建3D模型。前者（地質模型）反映生產層的形成理論，與地球物理測井數據、岩心、流體形成實驗室檢測結果及地震測量數據一致。流體動力模型則描述了物理化學過程（對一種成因是典型的）的各個特點。最准確地再現油氣田形成的地質歷史，是流體動力模型的強制性要求。

鑒於上述內容，為計算已經投入運營的油氣田的儲量，上述兩類模型都應重新建立；對於僅完成了勘查工作和正准備開發的油氣田，可以只使用靜態地質模型。創建流體動力模型的理論與實踐，遠遠超過所提交材料的范疇。因此，在介紹礦床建模與油氣資源儲量計算方法時，應限於靜態地質模型的創建與使用問題，並利用SPE（PRMS）分類體系確定油氣田儲量計算的性質與主要特徵。

用容積法計算原油儲量，包括還原到標准狀態下，判斷在儲集油氣田的鬆散空間內油量和游離天然氣的體積。容積法是通用方法，可應用於不同類型的儲集空間^[2，7]。用容積法計算儲量，遵循以下三個工作步驟：①詳細對比各鑽孔剖面；②區分儲藏類型，確定成因參數和流體類型；③根據礦床勘查程度，構建靜態模型，計算儲量。

根據應用到固體礦產的通用方法建立礦床的塊模型，從而創建靜態模型，計算原油的儲量（資源量）是可能的。

計算高類別儲量的地段應符合烏克蘭《國家地下礦產資源儲量分類應用指南》中關於遠景區資源及油氣田儲量的經濟-地質研究的要求^[4]。例如，為繪制油氣儲量計算平面圖，可根據鑽孔的數量，利用以下方法，來圈定儲量類別（圖7.2-a）：

1）圍繞第一個鑽孔，圈出一個圓圈，其半徑等於構造類似的油氣田的生產井間距的兩倍；

2）圍繞兩個鑽孔，圈劃一個矩形，其短邊等於生產井間距的兩倍，長邊的長度並未指定；

3）對於礦田內僅部分區域經過勘探，用直線來限定評價范圍，以區分未經勘探的部分，這條直線距相鄰鑽孔的長度等於生產井網的兩倍間距；

4）對於已全部經過勘探的礦田，計算范圍的輪廓線為整個礦田。

SPE（PRMS）儲量分類體系採用統一方法^[21]。證實儲量是在圍繞鑽孔的正方形區域內計算的，該區域油氣資源可商業開發。正方形的邊長等於生產井網的三倍間距。鑽探儲量則在更小的方格內評價，其正方形的邊長等於生產井網的間距；未鑽探儲量在其他較大的正方形內評價。礦田內大正方形外的儲量為概實儲量（圖7.2-b）。

在地理信息系統的幫助下，通過在井軸周圍構建一定大小的平行六面體，使之與礦田的3D區塊模型一致，確定圖內區塊，並計算原產品的體積，可輕松實現SPE（PRMS）分類體系中所使用的儲量類別圈定方法（圖7.3）。

區分類別的方法之間的差異，取決於儲量計算平面圖上這些類別的幾何化差異。在烏克蘭分類體系中，將礦床資源儲量劃分為不同的類別，是以礦產地地質勘查階段為依據；其他分類體系（GRIRSGO、UNFG、PRMS）則採用概率方法來確定礦產儲量（資源）的類別。在烏克蘭分類體系中，勘查網密度是表徵礦產地地質勘查階段的一項指標；在GRIRSGO分類體系中，這一點由搜索橢球體內樣品出現的數量和均勻性所指代；在SPE（PRMS）分類體系中，則代表用於開採油氣的生產井網的平均間距。

圖7.2 儲量計算范圍（類別）圈定方法：

（a）根據烏克蘭分類體系；（b）根據SPE（PRMS）分類體系

同時，可利用地理信息系統，在某一特定礦床模型內區別不同礦產儲量（資源量）分類體系的類別。這包括以下兩個步驟：第一，根據具體分類體系的要求，創建模型並迸行計算；第二，計算一種分類體系中的儲量，並將其轉化為其他分類體系的儲量類別（兼容）。

在本文前面的章節中，對基本分類體系的細節以及不同分類體系的資源儲量類（級別）比較方法迸行了詳細分析，可作為不同分類體系礦產儲量（資源量）類別轉換與對比的信息模塊的基礎。

圖7.3 考慮SPE（PRMS）分類體系的油氣儲量計算：

（a）計算平面圖上范圍的圈定；（b）確定儲層中的油氣儲量