油藏工程地质储量计算

A. 石油经济可采储量计算

经济可采储量的测算方法主要采用现金流量法。现金流量法是采用投入产出平衡的基本原理，根据油藏的地质评价、工程评价及地面评价所提供的油藏工程基础参数与经济参数，编制出该油田的现金流量表。计算该油藏在累积净现值大于零，而年净现金流等于零时的累积产油量。对于新开发的油田来说，此产量是该油田的经济可采储量。对于已开发的油田来说则是剩余经济可采储量，此值与评价期前累积产油量之和即是该油田总的经济可采储量。

1. 现金流要素预测

现金流入一般包括3项：产品销售收入、回收固定资产余值、回收流动资金。

现金流出一般包括固定资产投资、流动资金投资、经营成本与费用、销售税金及附加、所得税等5项。

2. 现金流量法计算的主要指标

（1） 经济可采储量

油气田开发地质学

式中：N_e——经济可采储量，10⁴t；N_p——累积产油量，10⁴t （对新开发的油田，此值为零）；Q（t）——第t年的年产油量，10⁴t；n——经济开采期或剩余经济开采期，a。

（2） 经济采收率

油藏的经济采收率是指从油藏中采出的经济可采储量占动用地质储量的百分比。即：

油气田开发地质学

式中：R_e——经济采收率，％；N——油藏动用地质储量，10⁴t。

（3） 经济开采年限

对未开发的油藏来说，经济开采年限是指在现金流量表中，在未回收流动资金的情况下，累积净现金流量达到最大值时的年份。对已开发的油藏来说，此值是剩余经济开采年限，其经济开采年限就是此值加上已开发年限。

（4） 经济可采储量价值或剩余经济可采储量价值

对未开发的油藏来说，经济可采储量价值就是达到经济开采年限时的财务净现值。对已开发的油藏来说，计算的是该油藏的剩余经济可采储量价值，该值是油藏剩余经济开发年限内的财务净现值：

油气田开发地质学

式中：FNPV——财务净现值，即经济可采储量价值或剩余经济可采储量价值，万元；CI——现金流入，万元；CO——现金流出，万元；i_c——基准收益率，小数。

用现金流量法计算经济可采储量是目前国内外使用较普遍的一种方法，也是最主要的方法。它的经济概念十分清楚，即油田开发生产过程中每年的现金流入必须大于现金流出，企业才能获得一定的利润。当现金流入等于现金流出时，企业已无利可图，此时的累积产油量便是油田的经济可采储量或剩余经济可采储量。该方法原理科学、周密，适用于油田开发的任何阶段。但是，使用该方法必须对未来若干年的油井数、年产油量、年产液量、年注水量等开发指标以及未来若干年油价、操作费等经济指标作出预测。这些指标的预测工作量较大，要达到较高精度，难度也较大，势必影响到油田经济可采储量及其价值预测的精度。

B. 简述油藏地质储量的级别包括哪些

油气藏地质储量——一个特定地质构造中聚集的油气数量，如油区地质储量，油田地质储量和油藏地质储量等。

1、可采储量(111)：探明的经济基础储量的可采部分。是指在已按勘探阶段要求加密工程的地段，在三维空间上详细圈定了矿体，肯定了矿体的连续性，详细查明了矿床地质特征、矿石质量和开采技术条件，并有相应的矿石加工选治试验成果，己进行了可行性研究，包括对开采、选冶、经济、市场、法律、环境、社会和政府因素的研究及相应的修改，证实其在计算的当时开采是经济的。计算的可采储量及可行性评价结果，可信度高。

2、预可采储量(121)：探明的经济基础储量的可采部分。是指在已达到勘探阶段加密工程的地段，在三维空间上详细圈定了矿体，肯定了矿体连续性，详细查明了矿床地质特征、矿石质量和开采技术条件，并有相应的矿石加工选冶试验成果，但只进行了预可行性研究，表明当时开采是经济的。计算的可采储量可信度高，可行性评价结果的可信度一般。

3 、预可采储量(122)：控制的经济基础储量的可采部分。是指在已达到详查阶段工作程度要求的地段，基本上圈定了矿体三维形态，能够较有把握地确定矿体连续性的地段，基本查明了矿床地质特征、矿石质量、开采技术条件，提供了矿石加工选冶性能条件试验的成果。对于工艺流程成熟的易选矿石，也可利用同类型矿产的试验成果。预可行性研究结果表明开采是经济的，计算的可采储量可信度较高，可行性评价结果的可信度一般。

C. 石油技术可采储量的计算

根据中华人民共和国石油天然气行业标准 《石油可采储量计算方法》 （SY/T5367-1998），可采储量的计算方法共10类18种方法，每种方法都有各自的适用范围和局限性。应根据油藏开发阶段和开发方式等具体条件选取适用的方法。本部分对砂岩油藏可采储量的常用计算方法进行详细阐述。其他类型油藏可采储量的计算方法可参阅中华人民共和国石油天然气行业标准 《石油可采储量计算方法》及有关书籍。

1. 开发初期油田可采储量的计算方法

开发初期是指油田的建设期或注水开发油田中低含水期。此阶段，油田动态资料少，油藏开采规律不明显。计算可采储量的方法有经验公式法、类比法、流管法、驱油效率-波及系数法、数值模拟法及表格法。矿场上经常采用的计算方法是经验公式法、类比法及表格法。

（1） 经验公式法

经验公式法是利用油藏地质参数和开发参数评价油藏采收率，然后计算可采储量的简易方法。应用该法时，重要的是了解经验公式所依据的油田地质和开发特征以及参数确定方法和适用范围。

美国石油学会采收率委员会阿普斯 （J. J. Arps） 等人，从1956年开始到1967年，综合分析和统计了美国、加拿大、中东等产油国的312个油藏的资料。根据72个水驱砂岩油田的实际开发资料，确定的水驱砂岩油藏采收率的相关经验公式为：

油气田开发地质学

式中：E_R——采收率，小数；φ——油层平均有效孔隙度，小数；S_wi——油层束缚水饱和度，小数；B_oi——原始地层压力下的原油体积系数，小数； ——油层平均绝对渗透率，10^-3μm²；μ_wi——原始条件下地层水粘度，mPa·s；μ_oi——原始条件下原油地下粘度，mPa·s；p_i——原始油层压力，MPa；pa——油藏废弃时压力，MPa。

上式适用于油层物性好、原油性质好的油藏。

1977～1978年B·C·科扎肯根据伏尔加-乌拉尔地区泥盆系和石炭系沉积地台型42个水驱砂岩油藏资料，获得以下经验公式：

油气田开发地质学

式中：μ_R——油水粘度比；C_s——砂岩系数；V_k——渗透率变异系数；h——油层平均有效厚度，m；f——井网密度，ha/口；其余符号同前。

该经验公式复相关系数R＝0.85，适用于下列参数变化范围：μ_R＝0.5～34.3；

油气田开发地质学

1978年，我国学者童宪章根据实践经验和统计理论，推导出有关水驱曲线的关系式，并将关系式和油藏流体性质、油层物性联系起来，推导出确定水驱油藏原油采收率的经验公式：

油气田开发地质学

式中： —束缚水条件，油的相对渗透率与水的相对渗透率比值；μ_o——地层原油粘度，mPa·s；μ_w——地层水粘度，mPa·s。

上式的优点是简单，式中两个主要因素：一是油水粘度比，很易测定；另一个因素油、水相对渗透率比值，可以根据相对渗透率曲线间接求得。

1985年我国石油专业储量委员会办公室利用美国和前苏联公布的109个和我国114个水驱砂岩油藏资料进行了统计研究。利用多元回归分析，得到了油层渗透率和原油地下粘度两者比值 （影响采收率的主要因素），与采收率的相关经验公式：

E_R=21.4289(K/μ_o)^0.1316

上式适合我国陆相储层岩性和物性变化大、储层连续性差及多断层的特点，计算精度较高。

（2） 驱油效率-波及系数法

驱油效率可以用岩心水驱油实验法和分析常规岩心残余油含量法。

1） 岩心水驱油实验法：用岩心进行水驱油的实验，是测定油藏水驱油效率的基本方法之一，可直接应用从油层中取出的岩心做实验，也可以用人造岩心做实验。具体方法是将岩心洗净烘干后，用地层水饱和，然后用模拟油驱水，直到岩心中仅有束缚水为止。最后用注入水进行水驱油实验，模拟注水开发油藏的过程，直到岩心中仅有残余油为止。水驱油效率为：

油气田开发地质学

式中：E_D——水驱油效率，小数；S_or——残余油饱和度，小数；S_oi——原始含油饱和度，小数。

2） 分析常规岩心残余油含量法：取心过程中，钻井液对岩心的冲洗作用，与注水开发油田时注入水的驱油过程相似。可以认为钻井液冲洗后的岩心残余油饱和度，与水驱后油藏的残余油饱和度相当。因此，只需要分析常规取心的残余油饱和度就能求出油藏注水开发时的驱油效率。即：

油气田开发地质学

式中：β——校正系数，其余符号同前。

原始含油饱和度的求取本章已有叙述。残余油饱和度的测定方法通常有蒸馏法、色谱法及干馏法。由于岩心从井底取到地面时，压力降低，残余油中的气体分离出来，相当于溶解气驱油，使地面岩心分析的残余油饱和度减小，所以应进行校正，β一般为0.02～0.03。

用分析常规岩心的残余油含量来确定水驱油效率，简便易行。但是实际上，取心过程与水驱油过程有差别，用残余油饱和度法求得的水驱油效率往往较油田实际值低。

上述两种方法求得的驱油效率乘以注水波及系数，即为水驱采收率。

波及系数是水驱油的波及体积与油层总体积之比。水驱波及系数与油层连通性、非均质性、分层性、流体性质、注采井网的部署等都有密切的关系。连通好的油层，水驱波及系数可以达到80％以上；连通差的油层和复杂断块油藏，往往只有60％～70％。

（3） 类比法

类比法是将要计算可采储量的油藏同有较长开发历史或已开发结束的油藏进行对比，并借用其采收率，进行可采储量计算。油藏对比要同时比较地质条件和开发条件，才能使对比结果接近实际。地质条件包括油藏的驱动类型、储层物性、流体性质及非均质性。开发条件包括井网密度、驱替方式及所采用的工艺技术等。

（4） 表格计算法

表格计算法是根据油气藏的驱动类型，参照同类驱动油藏的采收率，根据采收率估算的经验，给定某油藏的采收率值，估算其可采储量。

油气藏的驱动类型是地层中驱动油、气流向井底以至采出地面的能量类型。油气藏的驱动类型可分为弹性驱动、溶解气驱、水压驱动、气压驱动、重力驱动。油气藏的驱动类型决定着油气藏的开发方式和油气井的开采方式，并且直接影响着油气开采的成本和油气的最终采收率。所以一个油气田在其投入开发之前，必须尽量把油气藏的驱动类型研究清楚。

油气藏驱动类型对采收率的影响是很大的，但是同属一个驱动类型的油气藏，由于各种情况的千差万别，其采收率不是固定的，而是存在着一个较大的变化范围。表7-3给出油藏在一次采油和二次采油时，不同驱动类型采收率的变化范围。

表7-3 油藏采收率范围表

表7-3所列出油气藏不同驱动类型时采收率值的范围，是由大量已开发油气田所达到最终采收率的实际统计结果而得出的。油藏三次采油注聚合物等各种驱油剂的最终采收率范围，则是依据实验室大量驱替试验结果得出的。不论是实际油气田的统计值还是驱替试验结果，均未包括那些特低或特高值的情况。仅由表中所列的数值范围就可看出，油气藏不同驱动类型之间最终采收率相差很大，就是同一驱动类型的油气藏相差也悬殊。

（5） 流管法

流管法由于计算过程烦琐，矿场上不常用，因篇幅所限，此处不作介绍。

（6） 数值模拟法

数值模拟法适用于任何类型、任何开发阶段及任何驱替方式的油藏。开发初期，油藏动态数据少，难以校正地质模型，用数值模拟方法只能粗略计算油藏的可采储量。

2. 开发中后期可采储量的计算方法

开发中后期是指油田含水率大于40％以后，或年产油量递减期。开发中后期可采储量的计算方法主要有水驱特征曲线法、产量递减曲线法、童氏图版法。

（1） 水驱特征曲线法

所谓水驱特征曲线，是指用水驱油藏的累积产水量和累积产油等生产数据所绘制的曲线。最典型的是以累积产水量为纵坐标，以累积产油量为横坐标所绘制的单对数曲线。

根据行业标准SY/T5367-1998，水驱特征曲线积算可采储量共分为6种基本方法，加上童氏图版法，共7种方法。

1） 马克西莫夫-童宪章水驱曲线：此曲线常称作甲型水驱曲线，一般适用中等粘度（3～30mPa·s） 的油藏。其表达式为：

lgW_p=a+bN_p

可采储量计算中，以实际的累积产水量为纵坐标，以累积产油量为横坐标，将数据组点在半对数坐标纸上。利用上式进行线性回归，得到系数a和b。然后利用下式计算可采储量：

油气田开发地质学

计算技术可采储量时，一般给定含水率f_w＝98％，计算对应于含水率98％时的累积产油量即为油藏的技术可采储量。

2） 沙卓诺夫水驱曲线：沙卓诺夫水驱曲线适用于高粘度 （大于30mPa·s） 的油藏。表达式为：

lgL_p=a+bN_p

以油藏实际的累积产液量为纵坐标，以累积产油量为横坐标，数据组点在半对数坐标纸上，进行线性回归，得到上式中的系数a和b。同理给定含水率98％，计算油藏的可采储量，计算公式如下：

油气田开发地质学

3） 西帕切夫水驱曲线：此种曲线适用于中等粘度 （3～30mPa·s） 油藏。表达式为：

油气田开发地质学

对应的累积产油量与含水率的关系式为：

油气田开发地质学

4） 纳扎洛夫水驱曲线：此种水驱曲线适用于低粘度 （小于3mPa·s） 的油藏。其表达式为：

油气田开发地质学

对应的累积产油量与含水率的关系式为：

油气田开发地质学

5） 张金水水驱曲线：此种水驱曲线适用于任何粘度、任何类型的油藏。其表达式为：

油气田开发地质学

对应的累积产油量与含水率的关系式为：

油气田开发地质学

6） 俞启泰水驱曲线：俞启泰水驱曲线适用于任何粘度、任何类型的油藏。其表达式为：

油气田开发地质学

对应的累积产油量与含水率的关系式为：

油气田开发地质学

7） 童氏图版法：童氏图版法也是基于二相渗流理论推导出的经验公式，其含水率与采出程度的关系表达式为：

油气田开发地质学

以上七个公式中：W_p——累积产水量，10⁴t；N_p——累积产油量，10⁴t；L_p——累积产液量，10⁴t；f_w——综合含水率，小数；R——地质储量采出程度，小数；E_R——采收率，小数。

利用童氏图版法计算可采储量，首先是依据如下图版 （图7-14），将油藏实际的含水率及其对应的采出程度绘制在图版上，然后估计一个采收率值。最后由估计的采收率和已知的地质储量，计算油藏的可采储量。一般童氏图版法不单独使用，而是作为一种参考方法。

图7-14 水驱油田采收率计算童氏图版

前述1～6种方法均是计算可采储量常用的方法。但对某个油藏，究竟选取哪种方法合理，不能单纯凭油藏的原油粘度来选择方法。要根据油田开发状况综合考虑，避免用单一因素选择的局限性。一般的做法是：首先，根据原油粘度选择一种或几种计算方法，计算出油藏的可采储量和采收率。然后，参考童氏图版法，看二者的采收率值是否接近。若二者取值接近，说明生产数据的相关性好。但所计算的可采储量是否符合油田实际，还要根据油藏类型及开发状况进行综合分析。若经过分析认为所计算的可采储量不合理，则还要用其他方法进行计算。

（2） 产油量递减曲线法

任何一个规模较大的油田，按照产油量的变化，大体上可以将其开发全过程划分为3个阶段，即上产阶段、稳产阶段及递减阶段。但有些小型油田，因其建设周期很短，可能没有第一阶段。所述的3个开发阶段的变化特点和时间的长短，主要取决于油田的大小、埋藏深度、储层类型、地层流体性质、开发方式、驱动类型、开采工艺技术水平及开发调整的效果。一个油藏的产油量服从何种递减规律，主要是由油藏的地质条件和流体性质所决定的，开发过程中的调整一般不会改变油藏的递减规律。

递减阶段产油量随时间的变化，服从一定的规律。Arps产油量递减规律有指数递减、双曲递减及调和递减三大类。后人在Arps递减规律的基础上，对Arps递减规律进行了补充完善。中华人民共和国行业标准 《石油可采储量计算方法》 综合了所有递减规律研究成果，列出了用产油量递减曲线法计算油藏原油可采储量的4种计算方法。

1） Arps指数递减曲线公式

递减期年产油量变化公式：

Q_t=Q_ie^-D

递减期累积产油量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可采储量计算公式：

油气田开发地质学

式中：D_i——开始递减时的瞬时递减率，1/a；Q_i——递减初期年产油量，10⁴t/a；Q_t——递减期某年份的产油量，10⁴t/a；Q_a——油藏的废弃产油量，10⁴t/a。

递减期可采储量计算的步骤是：

第一步，以年产油量为纵坐标，以时间为横坐标，在半对数坐标纸上，绘制递减期的年产油量与对应的年份数据组，并进行线性回归，得到一条直线，直线方程式为：lgQ_t＝lgQ_i-D_it。则直线截距为lgQ_i，直线斜率为-D_i，从而求得初始产量Q_i，递减率D_i。

第二步，确定油藏的废弃产量Q_a。计算技术可采储量时，一般以油藏稳产期的年产液量对应含水率98％时的年产油量为废弃产量。也可以根据开发的具体情况，根据经验，给定一个废弃产量。

第三步，由第一步所求的Q_i，D_i和第二步所求的Q_a，代入递减期可采储量计算公式，即可求得油藏的递减期可采储量。递减期可采储量加上递减前的累积产油量就是油藏的可采储量。

2） Arps双曲递减曲线公式

递减期产油量变化公式：

油气田开发地质学

递减期累积产油量计算公式

油气田开发地质学

递减期可采储量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可采储量计算的步骤如下：

第一步，求递减初始产油量Q_i，初始递减率D_i和递减指数n。产油量变化公式两边取对数得：

油气田开发地质学

给定一个，nD_i值，依据上式，用油藏实际的产油量和对应年限数据组，进行线性回归。反复给定nD_i值，并进行回归，直到相关性最好。此时，直线的截距为lgQ_i，直线斜率为-1/n。从而可求得Q_i，n及D_i值。

第二步，确定废弃产油量。

第三步，计算递减期可采储量。将第一步所求得的3个参数和废弃产油量代入递减期可采储量计算公式，便可求得递减期可采储量值。递减期可采储量加上递减前的累积产油量就是油藏的可采储量。

3） Arps调和递减曲线公式

Arps双曲递减指数n＝1，就变成了调和递减曲线。

递减期产油量变化公式：

油气田开发地质学

递减期累积产油量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可采储量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可采储量计算的步骤如下：

第一步，求递减初始产油量Q_i，初始递减率D_i。把产油量变化公式与累积产油量计算公式组合成：

油气田开发地质学

累积产量与产量呈半对数线性关系。根据直线的截距和斜率，可求得Di，Qi值。

第二步，确定废弃产油量。

第三步，计算递减期可采储量。将第一步所求得的3个参数和废弃产油量代入递减期可采储量计算公式，便可求得递减期可采储量值。递减期可采储量加上递减前的累积产油量就是油藏的可采储量。

4） 变形的柯佩托夫衰减曲线Ⅱ

递减期产油量变化公式：

油气田开发地质学

递减期累积产油量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可采储量计算公式：

油气田开发地质学

计算可采储量之前，首先要求得参数a，b，c。求参数常用且简便的方法如下：

首先，求得参数a和c。由递减期产油量变化公式和递减期累积产油量计算公式可得：

tQ_t+N_p=a-cQ_t

根据上式，以tQ_t＋N_p为纵坐标，Q_t为横坐标，进行线性回归，直线截距为a，斜率为-c。从而求得参数a和c。

然后，求参数b。将所求参数a和c代入累积产油量计算公式，以累积产油量N_p为纵坐标，以1/（c＋t）为横坐标，进行线性回归，则直线截距即为a，直线斜率即为要求的参数b。

D. 地质储量计算方法有哪些

地质储量，1959年全国矿产储量委员会根据地质和矿产的研究程度及相应的用途所划分的一类储量。地质储量是指根据地质勘探掌握的资料，按照能源储藏形成的规律进行推算得出的储量[1]。

地质储量是指由地质勘探部门根据地质和成矿理论及相应调查方法所预测的矿产储量。这类储量的研究程度和可靠性很低，未经必要的工程验证，一般只能作为进一步安排及规划地质普查工作的依据[2]。

中文名
地质储量
外文名
geological reserves
定义
按照能源储藏规律推算出的储量
分类
表内储量和表外储量
快速
导航
分类

最新地质储量分类

矿井地质储量
简介
地质储量是指根据区域地质调查、矿床分布规律，或根据区域构造单元，结合已知矿产的成矿地质条件所预测的储量。这类储量的研究程度和可靠程度很低，未经必要的工程验证，一般只能作为进一步安排及规划地质普查工作的依据。在矿山设计及生产部门，为区别于生产矿山的三级矿量（又称生产矿量），一般都将矿山建设和生产以前，由地质勘探部门探明的各级矿产储量，统称地质储量。对于在矿山建设及生产过程中发现的新矿体的储量，有时也称地质储量。欧美各国的储量分级中，有时也将可能储量称作地质储量。前苏联的地质勘探工作中，有时把C2级储量也称地质储量，但有时又把根据地质勘探工作查明的矿床的总储量称地质储量。
分类
地质储量是在地层原始条件下，具有产油、气能力的储层中原油或天然气的总量。地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有技术经济条件下，有开采价值并能获得社会经济效益的地质储量。它相当于美国矿产分类级别中验证过的经济资源。表外储量是指在现有技术经济条件下开采不能获得社会经济效益的地质储量。它相当于美国矿产分类级别中验证过的次经济资源。当原油及天然气价格提高或工艺技术改进后，某些表外储量可转变为表内储量[3] 。

E. 油田的地质储量是怎样算出来的

在石油勘探的不同阶段都要进行储量估算或计算。为了给油田开发做好准备，必须提供比较准确的地质储量。所提交的地质储量是石油勘探最终成果的综合反映，是油田开发的物质基础。
计算储量有好几种方法，一般采用容积法、物质平衡法和统计法。
容积法应用比较广泛，只要把含油面积圈定准确，把第一性资料求准，就可以算出可靠的储量。物质平衡法是在油田开采一个阶段以后才能应用，在油层性质差别很大时，准确程度就不高了。统计法往往是在地下岩层比较复杂，油、水层交互出现或裂缝性油层中才使用。
这里仅就容积法介绍一下怎样计算油田的石油地质储量。按这种方法，首先要把各种计算参数搞清楚，每一个参数越准确，储量也就越接近于实际。参数中最主要的是含油面积和油层厚度。
油层厚度是指油层有效厚度，即经过油层单层试油能采出的有开采价值的原油的那些油层的厚度。
油层有效孔隙度是用岩心测量出的岩石孔隙容积占岩石总体积的百分数。我国多数油田砂岩油层孔隙度在20%左右。
含油饱和度是指在储油岩石的孔隙体积中石油所占体积的百分比。
原油的体积在地下油层中与地面上不同，在地下时因为原油中溶有大量气体，体积比较大；喷到地面后，压力降低，气体从油中跑出，原油体积就会缩小。地下体积与地面体积之比叫做体积系数。

一些国外油田资料中所讲到的石油地质储量实际上是指可采储量。这是考虑到地下的原油不能百分之百地采出，只计算可以采出的储量，就是可采储量，它不包括预计不能采出的那部分石油地质储量。可采出的储量与地下全部地质储量之比叫做采收率。实际上，由于各油田特点不同，油田开发方法和采油工艺不同，采收率也不同。
油田情况基本上搞清楚了，石油地质储量基本上计算准确了，油田就可以投入开发。到此，可以讲石油勘探的任务已经基本上完成了。
但是为了进一步查明油井生产能力和开采特点，在石油勘探后期，往往要开辟生产实验区，以取得油田开发的实际经验。在生产实验区里，可根据实际情况，采用几种不同的开发方式进行开采实验，以便于比较，为油田全面开发提供依据。这样才能制定出以地质为基础，以生产实践为根据，综合考虑各种条件的符合多快好省原则的油田开发方案。

F. 油藏类型及石油地质储量

柳北沙三³油藏相对整装，充满度较高，油藏受构造和岩性双重因素的控制作用，基本属于构造岩性油气藏。储层物性较好，平均孔隙度19.9%，平均渗透率265×10 ^-3μm²，属中孔中渗储层；储层埋深2300～3200 m，属中深层油藏；油藏含油面积5.9 km²，石油地质储量为1773.8×10⁴t，储量丰度为300.7×10⁴t/km²，属高丰度油藏。油藏地下原油黏度为1.73mPa·s，饱和压力5.93MPa，属低黏未饱和油藏。油藏边水水体欠活跃，驱动类型主要以人工水驱为主。总体上，柳北油藏属于中深层、中孔、中渗和高丰度构造岩性稀油油藏。

图1.7 柳北地区沙三³Ⅴ1油层厚度（m）图

各油组的主体区储量均具有一定规模，其中Ⅱ油组，含油面积1.0 km²，石油地质储量为265.2×10⁴t，储量丰度为265.2×10⁴t/km²，储量分布于断层根部；Ⅲ油组含油面积2.0km²，石油地质储量为175.6×10⁴t，储量丰度为87.8×10⁴t/km²，因地层向北东尖灭，仅分布于西南部；Ⅳ油组含油面积最大为3.0km²，石油地质储量为555.4×10⁴t，储量丰度为182.7×10⁴t/km²，为本区主要的含油层段；Ⅴ油组含油面积1.6km²，石油地质储量为206.5×10⁴t，储量丰度为128.3×10⁴t/km²。

G. 如何计算油田动用储量

两种复方法：
1、容积法。制根据油田开发方案设计，在开发井网可以控制的含油面积内和计划开发的层系，确定油藏的平均有效厚度、孔隙度、含油饱和度、原油密度、体积系数等参数，并类比同类已开发油藏采收率，采用容积法计算的地质储量、可采储量就是油田动用储量。如果油田尚未开发，这个属于计划动用储量。
2、动态法。油田投入开发后，利用油田生产动态数据，采用产量递减曲线等方法（每年油田可采储量标定采用的各种动态方法），计算出油田的最终可采储量，就是油田实际动用的可采储量。开发初期动态资料不够时，仍采用容积法的计算结果。随着油田开发程度的提高、动态资料的增加，改为动态法计算，并逐年进行修正。

H. 根据SPE（PRMS）分类体系，应用油气田地质模型计算资源储量

计算原油储量与评价原油资源量的基础是地质调查结果——即综合整理地质勘查与油气田开发过程中所获得的所有信息：岩石的矿物学和岩石学特征研究成果、流体的物理性能和物理化学特性、矿产地及矿产地地球物理调查成果、地下矿田的成因条件和位置规律的相关信息、油气地层的岩石物理性质研究成果、试井与测井信息、矿床的矿产地质以及开发过程中的调查研究成果等。

通过下列步骤来完成对信息的综合整理：

1）划分不同的信息单元（地震地质调查的动态单元、区域单元、梯度、矿产变量的统计特征等），在大部分情况下，比数据录入更具有意义；

2）对钻孔数据复杂性的解释和形成参数井数据库（包含描述矿床特征可信赖的信息）；

3）确定不同信息单元的组合（与所研究矿床的参数最相关的组合）；

4）在信息的综合整理基础上，构建矿床定性和定量特征空间分布的剖面图、地质图及空间区域图；

5）分析所获得模型的可选性，确定可信度评价的数学模型，从地质和数学角度合理选择模型。

一个整合的地质-地球物理信息数据库是构建油气田模型的基础。地质和流体动力模型被用于创建3D模型。前者（地质模型）反映生产层的形成理论，与地球物理测井数据、岩心、流体形成实验室检测结果及地震测量数据一致。流体动力模型则描述了物理化学过程（对一种成因是典型的）的各个特点。最准确地再现油气田形成的地质历史，是流体动力模型的强制性要求。

鉴于上述内容，为计算已经投入运营的油气田的储量，上述两类模型都应重新建立；对于仅完成了勘查工作和正准备开发的油气田，可以只使用静态地质模型。创建流体动力模型的理论与实践，远远超过所提交材料的范畴。因此，在介绍矿床建模与油气资源储量计算方法时，应限于静态地质模型的创建与使用问题，并利用SPE（PRMS）分类体系确定油气田储量计算的性质与主要特征。

用容积法计算原油储量，包括还原到标准状态下，判断在储集油气田的松散空间内油量和游离天然气的体积。容积法是通用方法，可应用于不同类型的储集空间^[2，7]。用容积法计算储量，遵循以下三个工作步骤：①详细对比各钻孔剖面；②区分储藏类型，确定成因参数和流体类型；③根据矿床勘查程度，构建静态模型，计算储量。

根据应用到固体矿产的通用方法建立矿床的块模型，从而创建静态模型，计算原油的储量（资源量）是可能的。

计算高类别储量的地段应符合乌克兰《国家地下矿产资源储量分类应用指南》中关于远景区资源及油气田储量的经济-地质研究的要求^[4]。例如，为绘制油气储量计算平面图，可根据钻孔的数量，利用以下方法，来圈定储量类别（图7.2-a）：

1）围绕第一个钻孔，圈出一个圆圈，其半径等于构造类似的油气田的生产井间距的两倍；

2）围绕两个钻孔，圈划一个矩形，其短边等于生产井间距的两倍，长边的长度并未指定；

3）对于矿田内仅部分区域经过勘探，用直线来限定评价范围，以区分未经勘探的部分，这条直线距相邻钻孔的长度等于生产井网的两倍间距；

4）对于已全部经过勘探的矿田，计算范围的轮廓线为整个矿田。

SPE（PRMS）储量分类体系采用统一方法^[21]。证实储量是在围绕钻孔的正方形区域内计算的，该区域油气资源可商业开发。正方形的边长等于生产井网的三倍间距。钻探储量则在更小的方格内评价，其正方形的边长等于生产井网的间距；未钻探储量在其他较大的正方形内评价。矿田内大正方形外的储量为概实储量（图7.2-b）。

在地理信息系统的帮助下，通过在井轴周围构建一定大小的平行六面体，使之与矿田的3D区块模型一致，确定图内区块，并计算原产品的体积，可轻松实现SPE（PRMS）分类体系中所使用的储量类别圈定方法（图7.3）。

区分类别的方法之间的差异，取决于储量计算平面图上这些类别的几何化差异。在乌克兰分类体系中，将矿床资源储量划分为不同的类别，是以矿产地地质勘查阶段为依据；其他分类体系（GRIRSGO、UNFG、PRMS）则采用概率方法来确定矿产储量（资源）的类别。在乌克兰分类体系中，勘查网密度是表征矿产地地质勘查阶段的一项指标；在GRIRSGO分类体系中，这一点由搜索椭球体内样品出现的数量和均匀性所指代；在SPE（PRMS）分类体系中，则代表用于开采油气的生产井网的平均间距。

图7.2 储量计算范围（类别）圈定方法：

（a）根据乌克兰分类体系；（b）根据SPE（PRMS）分类体系

同时，可利用地理信息系统，在某一特定矿床模型内区别不同矿产储量（资源量）分类体系的类别。这包括以下两个步骤：第一，根据具体分类体系的要求，创建模型并迸行计算；第二，计算一种分类体系中的储量，并将其转化为其他分类体系的储量类别（兼容）。

在本文前面的章节中，对基本分类体系的细节以及不同分类体系的资源储量类（级别）比较方法迸行了详细分析，可作为不同分类体系矿产储量（资源量）类别转换与对比的信息模块的基础。

图7.3 考虑SPE（PRMS）分类体系的油气储量计算：

（a）计算平面图上范围的圈定；（b）确定储层中的油气储量

I. 石油储量 计算公式

根据容积法计算：储量=油层厚度*含油面积*孔隙度*含油饱和度*原油密度/原油体内积系数
当然这只是一种粗略的估容算方法，得到的是静态储量，动态储量可以更加试井结果计算，那个计算公式就很多种了，也比较复杂、、、

J. 寻找关于地质储量计算比较容易明白的方法

矿产储量计算来
mineral reserves，calculation of
根据自地质勘查工作获得的矿床资料，通过计算，以确定有用矿产的数量。这是矿产勘查工作的一项重要任务，是估算矿床经济价值、确定矿山生产规模和服务年限等的基本依据。矿产储量计算的步骤是：①通过对矿体露头、探槽、浅井、坑道和钻孔岩心的编录、采样和测试，求得储量计算中需要的各种地质图件及矿石的品位、体重等数据资料。②将上述各项数据资料，按三维空间坐标位置，投放到相应比例尺的地质图件上，并按地质构造和矿化规律及矿产工业指标的要求，圈定矿体范围。③根据矿体形态和矿石质量分布特征，考虑勘探工程分布格局或采矿场的布局，将矿体分割成大小不等的几何形矿块，用体积公式计算每一矿块的储量（矿块体积×矿石平均体重×矿石平均品位），然后汇总成全矿体和全矿床的储量。矿产储量多以有用组分或金属的量来表示，如若干吨铁、若干吨铜等。以上主要指固体矿产的储量计算方法，液体（石油、地下水等）和气体（天然气）矿产的储量计算方法和有关参数不全相同。