用什么方法来计算原油地质储量

㈠ 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。

㈡ 油气储量是怎样计算的

油田好比是地下“油库”，气田好比是地下“气库”，油气田就好比是地下“油气库”了。油库的大小以装油多少来衡量，气库的大小以装气多少来衡量，油田的大小，是以含油的多少即储量来衡量的。世界上的油田形形色色、多种多样，只有“相似”而没有“相同”的，储量也相差悬殊。例如，世界排名第一的头号油田——沙特阿拉伯的加瓦尔油田，其可采储量高达114×108吨；世界排名第二的科威特的布尔干油田，可采储量也有105×108吨。不过，这种可采储量超过百亿吨的超级大油田，到目前为止，全世界只发现两个。原始地质储量超过20×108吨（相当可采储量6.8×108吨）的大型油田，世界上现有42个，我国大庆油田名列其中。而可采储量在0.06～1.3百万吨级的中小型油田，在世界油田中占绝大多数。

油气储量是油气田勘探最重要的成果，是油气田开发的物质基础，也是国家制定能源政策和国家投资的重要依据。地下没有“油海”、“油河”，油气是储存于岩石的孔隙、洞隙和缝隙之中的。由于储存条件复杂，使储存于地下的油气不能如愿以偿全部采到地面。因此，把油气储量分为两类：一类叫做地质储量，即地下油气田储集层中油气的实际储量；另一类叫可采储量，即在现有的经济、技术条件下，可以采到地面的油气储量。通常把可采储量与地质储量的比值称为采收率。当然，采收率越高越好。

在油气田勘探的各个阶段，都要进行储量计算。计算的方法有好几种，通常采用的是容积法。大家知道，油气储存在地下岩石的孔、洞、缝隙之中，所以容积法计算油气储量的实质是计算岩石孔隙中油气所占的体积，并把地下油气的体积换算成地面的重量（石油）或体积（天然气），这就是油气的储量。石油地质储量的计算公式为：

公式中，天然气体积系数是一个与天然气组成成分、地下及地面的温度和压力有关的系数。

储量计算完以后，还要对探明储量进行综合评价。评价的目的是检查储量计算的可靠性。如果把储量计算比喻为一份考卷，那么对储量的综合评价就相当于答卷者在交卷之前的自我检查，仔细查看卷面上有无错、漏、公式使用不当、计算失误等等。经检查后，如证明使用的参数齐全、准确、计算无误，所定储量的级别和勘探阶段及研究程度相符，就可以上交了。

㈢ 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] 。

㈣ 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、、、

㈤ 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。

㈥ 技术可采储量与地质储量综合计算实例

Bakken地层致密油技术可采储量具有良好的生产井基础。北达科他州工业委员会（North Dakota Instrial Commission，NDIC）网站为确定油井月生产速率提供了良好的资源，每个月的生产量根据日产量估计，用来获取产量递减曲线下技术可采储量的平均生产率。这种基于历史生产数据的产量递减方法可以用于预测剩余储量，例如双曲递减模型（Bakken致密油井第一年平均递减速率为44%，个别井高达70%以上）。

为了估算技术可采储量，一个重要的参数是废弃产量，即该井被废弃时的产油量。这个产量是产油率和时间关系曲线的一个分界点。通常废弃产量从原油停止流动的生产井确定。然而，对于存在许多活跃的或新开井的油田，这个参数可以用其他邻近井田的数据代替。分别对Antelope、Sanish和Parshall共3个Bakken地区油田的废弃产量进行分析表明，在Antelope油田，几乎所有的井都是垂直井，约80%已经废弃；在Sanish油田，所有钻孔生产井都是水平井，根据位置和深度的相似性，Antelope油田中的部分数据点可以被用于确定Sanish油田的废弃产量，通过收集Sanish油田的26个合理数据点，确定出该油田的废弃产量范围为1.74～19.13B/d，中值为7B/d；与Sanish油田类似，Parshall油田生产井均为水平井，但是缺乏废弃率数据。所以，借鉴Stanley油田（中值为5.5B/d）的废弃产量来估计Parshall油田的技术可采储量（图6-27 ）。

图6-27 Sanish油田使用废弃产量确定油井技术可采储量的实例

（据Dechongkit and Prasad，2011）

q_o 为日产油量；G_o 为累计产油量

1.Antelope油田

图6-28显示了Antelope油田的生产井及产量。图的右侧为油田的位置，图的左侧显示了油田的52口垂直井和3口水平井。高技术可采储量井（暖色调）在油田的中心位置呈绿色阴影。大多数低技术可采储量井（冷色调）位于绿色阴影区域之外。此油田生产井的技术可采储量分布范围很广（0.07～2417Mbbl）。其中，25口井（技术可采储量和为11458Mbbl）在绿色阴影区的贡献占到了技术可采储量的75%（技术可采总量为15329Mbbl）。多数生产井的技术可采储量贡献小于250Mbbl （33口井，约占总井数的63%）。此外，只有3口井技术可采储量大于1000Mbbl （约占总井数的6%）。

2.Sanish油田

图6-29为Sanish油田中102口井的技术可采储量计算结果投影。图的右侧为该油田的位置，图的左侧为所钻的102口水平井。显然，高技术可采储量井（暖色调）位于油田的东部地区，阴影颜色为黄色。大多数井都位于黄色阴影区以外的低技术可采储量区。29口高技术可采储量井（技术可采储量和为27096MBbl）在这个黄色区域贡献了该油田技术可采储量总额的51%（技术可采总量为53318Mbbl）。

3.Parshall油田

图6-30显示了Parshall油田的162口井的技术可采储量计算结果投影。与Antelope和Sanish油田类似，高技术可采储量井（暖色调）均位于该油田的西部地区，如绿色区域的高亮显示。67口井（技术可采储量和为59821MBbl）在该地区贡献了约占整个油田技术可采储量的60%（技术可采总量为99317MBbl）。由于Sanish油田和Parshall油田相邻，图6-31中的两个油田的结合图指示了高技术可采储量地区位于整个油田的中心位置。

图6-28 Antelope油田技术可采储量计算结果投影

（据 Dechongkit and Prasad，2011）

图6-29 Sanish油田技术可采储量计算结果投影

（据 Dechongkit and Prasad，2011）

图6-30 Parshall油田技术可采储量计算结果投影

（据Dechongkit and Prasad，2011）

图6-32为3个油田的技术可采储量对比。Parshall油田中大多数井的技术可采储量为500～1000MBbl。此外，3个油田的最大特点是生产井技术可采储量低于1500MBbl的差异很大。与只具有垂直井、没有多级水力压裂完井的Antelope油田相比，Parshall油田和Sanish油田储量贡献低于250Mbbl 井的数目降低了50%～75%（Antelope 油田63%，Sanish油田34%，Parshall油田14%）。因此，这些多段压裂水平井的最大优势不是高产量，而是产量比较低，但是拥有增产的潜力。

利用技术可采储量与采收率的比值，可以计算生产井的原地石油地质储量。其中，采收率从物质平衡方程获取，通过概率法获得的3 个油田的采收率平均值分别为8.9%、14.4%、15.5%，该值表示这些油田的平均采出水平，可以用单井的技术可采储量来计算该井的原地石油地质储量（表 6-25 ）。Antelope 油田、Sanish 油田和Parshall油田的原地石油地质储量计算结果如图6-33 所示，其中，Antelop油田每口井的原位地质储量变化范围为0.7～27433MBbl；Sanish和Parshall油田井的原地石油地质储量范围接近，分别为217～19440MBbl和354～11292MBbl。这一发现与技术可采储量的统计结果一致（Antelope油田0.1～2417MBbl，Sanish油田60～2560MBbl，Parshall油田57～1694MBbl）。

图6-31 Parshall油田和Sanish油田技术可采储量计算结果组合投影

（据Dechongkit and Prasad，2011）

图6-32 3个油田的技术可采储量对比

（据Dechongkit and Prasad，2011）

表6-25 三大油田采收结果统计

（据Dechongkit and Prasad，2011）

图6-33 三大油田原地石油地质储量计算结果

（据Dechongkit and Prasad，2011）

以Sanish油田为例，对比容积法（OOIP_容积法）和技术可采储量-采收率比值法（OOIP_EUR/RF）计算的原位地质储量差异，其中，容积法的参数选取为：泄流面积（A）定为1mile²，初始含水饱和度（S_wi）、孔隙度（φ）从岩石和流体性质获得，其他属性参数从测井解释获得。由于Sanish油田所有井都是水平井，没有厚度（h）数据，这里假定为30ft。对比结果如图6-34所示，图中大部分的数据点位于斜线以下，说明容积法计算结果大于比值法计算结果，实际生产井的控制面积低于1mile² ，需要对其进行修正，其实际意义为优化单井控制面积，实行加密措施。

图6-34 容积法和技术可采储量与采收率比值法计算的原地石油地质储量对比

（据Dechongkit and Prasad，2011）

●表示OOIP；/表示EUR/RF法和容积法计算出的储量相等时的线

㈦ 容积法计算石油储量

1. 容积法基本公式

容积法计算石油储量的实质就是确定石油在油层中所占据的那部分体积。石油储集在油层的孔隙空间内，孔隙内除石油以外，还含有一定数量的水，因此，只要获得油层的几何体积 （即油层的含油面积和有效厚度之乘积）、有效孔隙度、含油饱和度等地质参数，便可计算出地下石油的地质储量。

油层埋藏在地下深处，处于高温、高压条件下的石油往往溶解了大量的天然气，当原油被采到地面上以后，由于压力降低，石油中溶解的天然气便会逸出，从而使石油的体积大大减小。

如果要将地下原油体积换算成地面原油体积，必须用地下原油体积除以石油体积系数（地下原油体积与地面标准条件下原油体积之比）。石油储量一般以质量来表示，故应将地面原油体积乘以石油的密度，由此便得到容积法计算石油储量的基本公式：

N=100A·h·φ(1-S_wi）)ρ_o/B_oi

式中：N——石油地质储量，10⁴t；A——含油面积，km²；h——平均有效厚度，m；φ——平均有效孔隙度，小数；S_wi——平均油层原始含水饱和度，小数；ρ_o——平均地面原油密度，t/m³；B_oi——平均原始原油体积系数。

地层原油中的原始溶解气地质储量按下式计算：

G_S=10^-4N·R_si

式中：G_s——溶解气的地质储量，10⁸ m³；R_si——原始溶解气油比，m³/t。

容积法是计算油田地质储量的主要方法。该方法适用于不同勘探开发阶段，不同圈闭类型、储层类型及驱动方式的油藏。计算结果的可靠程度取决于资料的数量和准确性。对于大、中型构造油藏的精度较高，而对于复杂类型油藏则精度较低。

2. 储量参数的确定

（1） 含油面积

含油面积是指具有工业性油流地区的面积，是油藏产油段在平面上的投影范围。容积法计算石油储量公式中，含油面积的精度对石油储量的可靠性有决定性的影响。所以，准确地圈定含油面积是储量计算的关键。

含油面积的大小，取决于产油层的圈闭类型、储层物性变化及油水分布规律。对干均质油层、岩性物性稳定、构造简单的油藏来说，可根据油水边界确定含油面积。对于地质条件复杂的油藏，含油边界往往由多种边界构成，如油水边界、油气边界、岩性边界及断层边界等。对于这一类油藏在查明圈闭形态、断层位置、岩性边界以及确定油藏油水分布规律之后，才能正确圈定含油面积。

岩性边界是指有效储层与非有效储层的分界线，也称有效厚度零线。在确定岩性边界时，要先确定储层的砂岩尖灭线，然后根据规则确定岩性边界线。

从概率学角度讲，在一口无有效厚度 （物性差或岩性尖灭） 的井与相邻有有效厚度的井之间，有效厚度零线的位置可能出现在两井之间的任意点上，而且出现的机会均等。相对而言，零线放在两井间的中点位置，是概率误差最小的简化办法。同理，在一口有效厚度的井与相邻相变为泥岩的井之间，岩性尖灭线的位置也应在井距1/2处。考虑到砂岩物性标准比储层有效厚度物性标准低，砂体末端虽不以楔形递减规律尖灭，但仍存在变差的趋势，所以可将零线定在尖灭线至有有效厚度的井之间1/3距离处。用这种方法因定的岩性边界，计算平均有效厚度时，宜采用井点面积权衡法或算术平均法，而不宜用等厚线面积权衡法。

断层边界是断层控油范围，是断层面与油层顶、底面的交线。当油层位于断层下盘时，断层边界为油层底面与断层面的交线；当油层位于断层上盘时，断层边界为油层顶面与断层面的交线。

油水边界为油层顶 （底） 面与油水接触面的交线。油水接触面指油藏在垂直方向油与水的分界面。对于边水油藏，油水接触面与油层顶面的交线为外含油边界，它是含油面积的外界；油水接触面与油层底面的交线为内含油边界，它控制了含油部分的纯含油区；内、外含油边界之间的含油部分也称为过渡带，油水过渡带的宽窄主要取决于地层倾角，地层倾角大的油藏，过渡带窄，地层倾角小的油藏，过渡带宽。对于底水油藏，由于底水存在，只有外含油边界。如果油层的厚度变化很小，则内外油水边界和构造线平行。如果油层厚度在平面上有明显变化，这时内外含油边界不平行，在相变情况下，它们在油层尖灭位置上相合并 （图7-1）。

图7-1 油水边界特征图

油水接触面确定方法有以下3种：

1） 利用岩心、测井以及试油等资料来确定油水接触面。在实际工作中，对一个油藏来说，首先要以试油资料为依据，结合岩心资料的分析研究，制定判断油水层的测井标准，然后划分各井的油层、水层及油水同层。在此基础上按油、水系统，根据海拔高度作油底、水顶分布图。如图7-2所示，按剖面将井依次排列起来，在图上点出各井油底、水顶位置，并分析不同资料的可靠程度。在研究油藏油水分布规律的基础上，在油底与水顶之间划分油水接触面。

图7-2 确定油水界面图 （据韩定荣，1983）

2） 应用毛管压力曲线确定油水接触面。应用油层岩心的毛管压力曲线，再结合油水相对渗透率曲线，人们能够较准确地划分出油水接触面。如图7-3所示，实验室测定的毛管压力曲线 （汞-空气系统） 可换算为油藏条件下的毛管压力曲线 （油-水系统），而且纵坐标上的毛管压力可转换成自由水面以上的高度表示。如果一个油田，通过岩心分析、测井解释或其他间接方法取得含油饱和度数值时，就可直接做出含油饱和度随深度的变化图，即油藏毛管压力曲线。若已知油层某部位的含油饱和度，就可在曲线上查得某部位距油水接触面的相对高度，进而可求出油水接触面深度。

图7-3 利用毛细管压力曲线与相对渗透率曲线划分油水接触面示意图

3） 利用压力资料确定油水接触面。在一个圈闭上，只要有一口井获得工业性油流，而另一口井打在油层的边水部分，且这两口井通过测试获得了可靠的压力和流体密度的资料，就可以利用这两口井的压力资料、油和水密度资料计算油水接触面。图7-4示，1号井钻在油藏的顶部，测得的油层地层压力为p_o，2号井钻在油藏的边水部分，测得的水层地层压力为p_w。在油藏内，2号井的地层压力p_w为：

油气田开发地质学

式中：H_o——1号井油层中深海拔高度，m；H_w——2号井水层中深海拔高度，m；H_ow——油水接触面海拔高度，m；ΔH——1号井与2号井油、水层中深的海拔高度差，m；ρ_o——油的密度，g/cm³；ρ_w——水的密度，g/cm³。

图7-4 利用测压资料确定油水接触面示意图

当构造圈闭上只有一口油井，而边部无水井时，可以利用区域的压力资料和水的密度资料代替钻遇水层的井的测压资料来计算油水接触面深度。

确定了岩性边界、断层边界、油水边界 （油气边界），也就圈定的含油范围，这样可以计算含油面积。

（2） 油层有效厚度

油层有效厚度是指油层中具有产油能力部分的厚度，即工业油井内具有可动油的储层厚度。划分有效厚度的井不能理解为任意打开一个单层产量都能达到工业油流标准，而是要求该层产量在全井达到工业油井标准中有可动油流出即可。因此，作为油层有效厚度必须具备两个条件：一是油层内具有可动油；二是在现有工艺技术条件下可供开采。所以，在工业油流井中无贡献的储层厚度不是有效厚度，不是工业油流井不能圈在含油面积内，不划分有效厚度。

研究有效厚度的基础资料有岩心录井、地层测试和试油资料、地球物理测井资料。我国总结了一套地质和地球物理的综合研究方法：以单层试油资料为依据，对岩心资料进行充分试验和研究，制定出有效厚度的岩性、物性、含油性下限标准，并以测井解释为手段，应用测井定性、定量解释方法，制定出油气层划分标准，包括油、水层标准，油、干层标准及夹层扣除标准，用测井曲线及其解释参数确定油、气层有效厚度。

1） 有效厚度物性标准

当油层的有效孔隙度、渗透率及含油饱和度达到一定界限时，油层便具有工业产油能力，这样的界限被称之为有效厚度的物性标准。由于一般岩心资料难以求准油层原始含油饱和度，通常用孔隙度和渗透率参数反映物性下限。

确定有效厚度物性下限的方法有测试法、经验统计法、含油产状法及钻井液浸入法等。

◎测试法：测试法是根据试油成果来确定有效厚度物性下限的方法。对于原油性质变化不大，单层试油资料较多的大油田，可直接做每米采油指数和空气渗透率的关系曲线。每米采油指数大于零时，所对应的空气渗透率值，即为油层有效厚度的渗透率下限 （图7-5）。

图7-5 单位厚度采油指数与渗透率关系曲线

利用单层试油资料与岩心测定的孔隙度、渗透率资料交绘图来确定有效厚度的物性下限。如图7-6所示，图中指出产油层渗透率下限为18×10^-3μm²，孔隙度下限为17％。

图7-6 试油与物性关系图

◎经验统计法：根据美国通常使用经验统计法，对于中低渗透性油田，将全油田的平均渗透率乘以5％，就可作为该油田的渗透率下限；对于高渗透性油田，或者远离油水接触面的含油层段渗透率平均值乘以比5％更小的数字作为渗透率下限。他们认为，渗透率下限值以下的砂层的产油能力很小，可以忽略。

◎含油产状法：在取心井中，选择一定数量的岩心收获率高，岩性、含油性较均匀，孔隙度、渗透率具有代表性的油层进行单层试油，确定产工业油流的油层的含油产状下限，进而确定储层物性下限。如图7-7所示，本例试油证实油浸和油斑级的油层不产工业油流，因此饱含油和富含油级的油层是有效油层，它们的物性下限为有效厚度的物性下限。

图7-7 油层物性界限岩样分布图

◎钻井液侵入法：在储层渗透率与原始含油饱和度有一致关系的油田，利用水基钻井液取心测定的含水饱和度可以确定有效厚度物性下限。水基钻井液取心中，钻井液对储层产生不同程度的侵入现象。渗透率较高的储层，钻井液驱替出原油，使取出岩样测定的含水饱和度增高；渗透率较低的储层，钻井液驱替出原油较少；当渗透率降低到一定程度的储层，钻井液不能侵入，取出岩样测定的含水饱和度仍然是原始含水饱和度。因此，含水饱和度与空气渗透率关系曲线上出现两条直线，其交点的渗透率就是钻井液侵入与不侵入的界限 （图7-8）。钻井液侵入的储层，反映原油可以从其中流出，因此为有效厚度。钻井液未侵入的储层，反映原油不能从其中流出，因此为非有效厚度。交点处的渗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。

图7-8 钻井液侵入法确定渗透率下限图

2） 有效厚度的测井标准

有效厚度物性标准只能划分取心井段的有效厚度。对于一个油田，取心井是有限的，大量探井和开发井只有测井资料，要划分非取心井的有效厚度，必须研究反映储层岩性、物性及含油性的有效厚度测井标准。

油层的地球物理性质是油层的岩性、物性与含油性的综合反映。因此，它也能间接地反映油层的 “储油能力” 和 “产油能力”。显然，当油层的地球物理参数达到一定界限时，油层便具有工业产油能力，这界限就是有效厚度的测井标准。

在测井曲线上划分有效厚度的步骤是：首先根据油水层标准判断哪些是油 （气） 层，哪些是水层；然后在油水界面以上，根据油层、干层标准区分哪些是工业油流中有贡献的有效层，哪些是无贡献的非有效层 （即干层）；最后在有效层内扣除物性标准以下的夹层。所以有效厚度测井标准包括油、水层解释标准，油、干层标准及夹层标准。对油、气、水分布复杂，剖面上油气水交替出现的断块油藏、岩性油藏，确定有效厚度的关键是制定可靠的油水层解释标准 （图7-9）；对于具有统一油水系统、砂泥岩交互出现的油藏，关键是制定高精度的油、干层标准 （图7-9）。

图7-9 某油田油、水、干层测井解释标准

3） 油层有效厚度的划分

油层有效厚度划分时，先根据物性与测井标准确定出有效层，然后划分出产油层的顶、底界限，量取总厚度，并从总厚度中扣除夹层的厚度，从而得到油层有效厚度。

利用测井资料划分油层顶、底界限，量取油层总厚度时，应当综合考虑能清晰地反映油层界面的多种测井曲线，如果各种曲线解释结果不一致时，则以反映油层特征最佳的测井曲线为准。例如，我国东北部某大油田，采用微电极、自然电位、视电阻率3条曲线来量取产层总厚度 （图7-10）。

对于具有高、低阻夹层和薄互层的油层来讲，除量取油层总厚度外，还必须扣除夹层的厚度。由于低阻夹层多为泥质层，故量取低阻夹层厚度应以自然电位曲线作为判别标志，以微电极和视电阻率曲线作验证，最后，以微电极曲线所量取的厚度为准。量取高阻夹层的厚度应以微电极曲线显示的尖刀状高峰异常为判别标志 （图7-11）。用油层总厚度减去夹层厚度便得油层有效厚度。

（3） 油层有效孔隙度

油层有效孔隙度的确定以实验室直接测定的岩心分析数据为基础。对于未取岩心的井采用测井资料求取有效孔隙度，并与岩心分析数据对比，以提高其精度。计算的地质储量是指油藏内的原始储油量，应使用地层条件下孔隙度参数。采用地面岩心分析资料时，应将地面孔隙度校正为地层条件下孔隙度。有效孔隙度的获得有两种途径：一是岩心分析有效孔隙度；二是测井解释有效孔隙度。

图7-10 油层有效厚度量取方法示意图

图7-11 扣除夹层示意图

通过钻井取心，将砂岩储层取到地面后，由于压力释放、弹性膨胀，孔隙度有所恢复，所以一般在地面常压下测量的岩心孔隙度大于地层条件下的孔隙度。计算储量时应将地面孔隙度校正为地层条件的孔隙度。

实验室提供了不同有效上覆压力下的三轴孔隙度，利用这些数据就能够对地面孔隙度进行压缩校正。根据美国岩心公司研究，三轴孔隙度转换为地层孔隙度的公式为：

φ_f=φ_g-(φ_g-φ₃)ε

式中：φ_f——校正后的地层孔隙度，小数；φ_g——地面岩心分析孔隙度，小数；φ₃——静水压力作用下的三轴孔隙度，小数；ε——转换因子。

D. Teeuw通过对人造岩心模型的理论计算和实际岩心测试，得出转换因子为：

油气田开发地质学

式中：λ——岩石泊松比，即岩石横向应变和轴向应变的绝对值的比值，是无因次量。

确定岩样所在油藏有效上覆压力下的三轴孔隙度和地面孔隙度后，即可算出每块岩样的地层孔隙度。为寻求本地区地面孔隙度压缩校正规律，可制定本地区关系图版或建立相关经验公式。油区可利用这种图版或相关经验公式，将大量常规岩心分析的地面孔隙度校正为地层孔隙度。

（4） 油层原始含油饱和度

原始含油饱和度是指油层在未开采时的含油饱和度S_oi，一般先确定油层束缚水饱和度S_wi，然后通过1-S_wi求得原始含油饱和度。

确定含油饱和度的方法有岩心直接测定、测井资料解释、毛细管压力计算等方法。

1） 岩心直接测定

使用油基钻井液取心，测定束缚水饱和度，然后计算出原始含油饱和度。

油基钻井液取心井成本高，钻井工艺复杂，工人劳动条件差。我国一般用密闭取心代替油基钻井液取心。密闭取心采用的是水基钻井液，利用双筒取心加密闭液的办法，以避免岩心在取心过程中受到水基钻井液的冲刷。

近几年来，美国高压密闭冷冻取心工艺获得成功。这种取心方法是在取心筒内割心至岩心起出井口前，岩心筒始终保持高压密封的条件。岩心到井口后立即放在干冰中冷冻，使油、气、水量保持原始状态。此方法价格高昂，取心收获率仅在60％左右。

前苏联采用井底蜡封岩心的取心方法取得较好的效果。具体做法是在地面用石蜡充满取心筒，在取心过程中，岩心进入熔化的石蜡中，阻止钻井液与岩心接触。多数情况下，地面可取得蜡封好的岩心。

2） 测井解释原始含油饱和度

由于油基钻井液取心和密闭取心求原始含油饱和度成本高，一般一个油区只有代表性几口井，即使有的油田有1～2口油基钻井液取心井，它的饱和度数据也不能代表整个油田，因此经常用测井资料解释原始含油饱和度。往往测井解释原始含油饱和度偏低，有时偏低达5％～10％。为了弥补测井解释这一弱点，在有油基钻井液取心井或密闭取心井的地区，都要寻求测井参数和岩心直接测定的原始含油饱和度的关系，以提高测井解释精度。

3） 利用实验室毛细管压力资料计算原始含油饱和度

实验室的毛细管压力曲线是用井壁取心、钻井取心的岩样测定的，而每一块岩样只能代表油藏某一点的特征，只有将油藏上许多毛细管压力曲线平均为一条毛细管压力曲线才能代表油藏的特征，才有利于确定油藏的原始含油饱和度。J函数处理是获得平均毛细管压力资料的经典方法。用平均毛细管压力曲线确定油藏原始含油饱和度步骤如下：

(1)将室内平均毛细管压力曲线换算为油藏毛细管压力曲线

实验室毛细管压力表达式：

油气田开发地质学

油藏毛细管压力表达式：

油气田开发地质学

式中：σ_L，θ_L及 （p_c）_L——分别为实验室内的界面张力、润湿角及毛细管压力；σ_R，θ_R及 （p_c）_R——分别为油藏条件下的界面张力、润湿角及毛细管压力。

上两式相除，得：

油气田开发地质学

(2)将油藏条件下的毛细管压力换算为油柱高度

油气田开发地质学

式中：H——油藏自由水面以上高度，m；（p_c）_R——油藏毛细管压力，MPa；ρ_w和ρ_o——分别为油藏条件下油与水的密度，g/cm³。

图7-12A为室内毛细管压力曲线转换为自由水面以上高度表示的含水饱和度关系图。

(3)确定油层原始含油饱和度

图7-12A可转换为油水饱和度沿油藏埋藏深度分布图 （图7-12B）。根据该图可查出油层任意深度所对应的原始含水饱和度，则可求出原始含油饱和度。

图7-12 毛管压力曲线纵坐标的变换 （据范尚炯，1990）

（5） 地层原油体积系数

地层原油体积系数是将地下原油体积换算到地面标准条件下的脱气原油体积的重要参数。凡产油的预探井和部分评价井，应在试油阶段经井下取样或地面配样获得准确的地层流体高压物性分析数据。

（6） 地面原油密度

地面原油密度应根据一定数量有代表性的地面样品分析结果确定。

㈧ 求 石油天然气储量计算方法

容积法计算石来油地质储量公式：源N＝100·A·h·(1—Swi)ρo/Boi式中：N—石油地质储量，10的4次方t；
A—含油面积，平方千米
h—平均有效厚度，m；
φ—平均有效孔隙度，f；
Swi—平均油层原始含水饱和度，f；
ρo—平均地面原油密度，g/cm3
；
Boi—
平均原始原油体积系数
Rm3/Sm3。

㈨ 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。

㈩ 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