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1、油气储量评价,几个概念,油气储量是石油和天然气在地下的蕴藏量。它是油气田勘探综合评价的重要成果之一，也是制订油田开发方案、确定油田建设规模和投资的依据。地质储量是指在地层原始条件下，具有产油（气）能力的储集层中石油和天然气的总量，是一个地质一物理概念。可采储量是指在现代工艺技术和经济条件下，能从储油层中采出的那一部分油（气）量，是一个地质、工程和经济的综合概念。,第一节 中国和国际通用储量概念及分级,一、中国储量概念及分级,1、远景资源量,远景资源量是根据地质、地球物理、地球化学资料统计或类比估算的尚未发现的资源量。它可推测今后油（气）田被发现的可能性和规模的大小，要求概率曲线上反映出的估算值
2、具有一定合理范围。,1）潜在资源量或称为圈闭法远景资源量根据地质、物探、地震等资料，对具有含油远景的各种圈闭逐个逐项类比统计所得出的远景资源量范围值。潜在资源量可作为编制预探部署的依据。2）推测资源量根据区域地质资料，与邻区同类型沉积盆地进行类比，结合盆地或凹陷初步物探普查资料，或参数井的储集物性和生油岩有机地球化学资料，可估算总资源量；或者是根据盆地模拟估算可能存在的油（气）资源量为总资源量。,远景资源量按普查勘探程度可分为以下两类：,2、储量,油（气）田从发现起，大体经历预探、评价钻探和开发三个阶段。根据勘探、开发各个阶段对油（气）藏的认识程度，可将油（气）储量划分为预测储量、控制储量和探
3、明储量三级。,1）预测储量在地震详查以及其它方法提供的圈闭内，经过预探井钻探获得油（气）流、油气层或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比，对有利地区按容积法估算的储量。A、该圈闭内的油（气）层变化、油（气）水关系尚未查明。B、储量参数是由类比法确定的，因此可估算一个储量范围值。预测储量是制定评价钻探方案的依据。,2）控制储量在某一圈闭预探井发现工业油（气）流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探过程中钻了少数评价井后所计算的储量。A、该级储量通过地震和综合勘探新技术查明了圈闭形态，对所钻的评价井已作详细的单井评价；B、通过地质一地球物理综合研究，已初步确定油（气）藏类型和储层的沉积类型，并大体
4、控制了含油（气）面积和储层厚度的变化趋势，对油（气）藏复杂程度、产能大小和油气质量已作出初步评价。C、所计算的储量相对误差不超过50。,3）探明储量在油（气）田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量，在现代技术和经济条件下，可提供开采并能获得社会经济效益的可靠储量。探明储量是编制油（气）田开发方案、进行油（气）田开发建设投资决策和油（气）田开发分析的依据。,探明储量按勘探开发程度和油（气）藏复杂程度分为以下三类：已开发探明储量（简称I类）指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施建设，并已投入开采的储量。未开发探明储量（简称类）指已完成评价钻探，并取得可靠的储量参数
5、后所计算的储量。它是编制开发方案和进行开发建设投资决策的依据，其相对误差，不得超过20。基本探明储量（简称类）对于复杂断块、岩性圈闭和裂缝型储集岩油（气）藏，在完成地震详查、精查或三维地震，并在钻了评价井后，在基本取得储量计算参数和含油面积基本控制的情况下所计算的储量为基本探明储量。,我国油气储量及资源量分级、分类表,二、国际通用的储量概念及分级,国际惯例（以SPE最具代表性）一般将油气藏中的剩余可采且具有经济价值的部分称为储量。其概念相当于中国的剩余经济可采储量。,SPE提交第十六届世界石油大会的储量分级表,两点不同。首先，表7-2是按商业价值对储量进行分级分类的，中国的储量分类基本上是纯技
6、术的；其次，表7-2中的储量是指剩余可采储量，与中国的储量概念不同。,第二节 油气地质储量计算方法,储量估算方法通常分为3类：类比法；容积法；动态法。类比法是用邻区油田的储量丰度或单储系数来计算本油田储量，一般在油气藏识别阶段使用。动态方法是利用油气藏动态方程中包含储量因素反求而得，一般分为物质平衡法、压降法、产量递减曲线法、水驱曲线法、矿场不稳定试井法等。容积法是利用油、气田的静态资料和参数来计算油、气储量的，故又可将容积法称为计算油气储量的静态法。,一、容积法计算石油储量,容积法计算石油储量的基本公式：,石油地质储量，104t,含油面积，km2,1、容积法基本公式,地层原油中的原始溶解气地
7、质储量按下式计算：,溶解气的地质储量，108m3,原始溶解气油比，m3/t。,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,含油面积的大小，取决于产油层的圈闭类型、储集层物性变化及油水分布规律,对于均质油层、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、岩性边界和断层边界等。,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
8、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,对于底水油藏，由于底水存在，只有外含油边界,油水边界特征图,油水接触面确定方法有以下几种：,利用岩心、测井以及试油等资料来确定油水界面,确定油水界面图,应用毛管压力曲线确定油水界面,第一步：将实验毛管压力曲线换算油藏条件下的毛管压力曲线,第二步：将油藏条件下的毛管压力曲线换算为油（气）柱高度,MPa,m,g/cm3,利用压力资料确定油水界面,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含水部分，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，就可以利用油井和水井的压力资料及油、
9、水密度资料计算油水界面。图所示，1号井钻在油藏的顶部，测得的油层静止压力为，2号井钻在油藏的含水部界分，测得的水层静止压力为。在油藏内，水井地层静止压力：,只有一口井钻开油层,How,Ho,pi,How油水界面深度，m,Ho打开油层中部深度，m,pi油层原始地层压力，MPa,pws打开油层中部静水柱压力，MPa,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,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。,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
10、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、干层标准和夹层扣除标准;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、渗透率和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,确定有效厚度物性下限的方法有测试法、经验统计法、含油产状法和钻井液浸入法等。,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
11、，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,经验统计法 在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，或者远离油水界面的含油层段，则应乘以比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丢失的产油能力很小，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层，进行单层试油。通过试油搞清岩性、含油性、物性和产油能力的关系。在查明含油产状与含油性和物性关系的基础上，采用数理统计
12、方法来确定有效油层的物性界限，如图7-8所示。,Palogue油田含油层段含油性与储层物性的关系,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。渗透率较高的储油砂岩，钻井液驱替出原油，使取出岩样测定的含水饱和度增高；渗透率较低的储油岩，钻井液驱替出原油较少；当渗透率降低到一定程度，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。,（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，必须研究反映储集层岩性、
13、物性和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。,有效厚度测井标准:油、水层解释标准油、干层标准夹层标准,（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
14、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,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，还必需扣除夹层的厚度。低阻夹层划分方法：量取低阻夹层厚度应以岩性曲线作为判别标志，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。高阻夹层划分方法：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,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,有效孔隙度的获得有两种途径：一是岩心分析有效孔隙
15、度，二是测井解释有效孔隙度。,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。,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：,校正后的地层孔隙度,地面岩心分析孔隙度,静水压力作用下的三轴孔隙度,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：,岩石泊松比,物体单纯在轴向力作用下不仅产生轴向变形，而且产生横向变形，横向应变和轴向应变的绝对值的比值称泊松比,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
16、含油饱和度Soi，一般先确定油层束缚水饱和度Swi，然后通过1-Swi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、毛管压力计算等方法。,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。,二、容积法计算天然气储量,容积法是计算天然气储量的基本方法。但裂缝型与裂缝一溶洞型气藏无法应用容积法计算储量。对透镜体岩性气藏及复杂断块气藏计算的储量有一定的误差。气藏
17、储量计算单元是根据气藏不同储集类型和圈闭类型的复杂程度来选择的。在纵向上一般按同一水动力系统，以小层、油组为计算单元。在平面上简单气藏按构造或断层圈闭；复杂气田按砂体、断块及透镜体圈闭为计算单元。裂缝性气藏以裂缝系统为计算单元，对碳酸盐岩礁相及滩相气藏，应以礁体或滩体作为计算单元。,1、纯气藏中天然气地质储量计算,容积法计算天然气储量公式与容积法计算石油储量的公式基本相同，但是，天然气的物化性质与石油的物化性质有别，而且其体积严重地受压力和温度变化的影响，因此用容积法计算天然气储量时，应考虑压力、温度及波-马定律偏差系数的影响。容积法计算气藏和油藏气顶地质储量公式为,气藏的原始地质储量，108
18、m3,含气面积，km2,平均有效厚度，m,平均有效孔隙度，小数,气层温度，K,地面标准温度，K,地面标准压力，MPa,气藏的原始地层压力，MPa,原始气体偏差系数，无因次量,项实际上是天然气地下体积转换为地面标准条件下的体积换算系数，相当于气层体积系数（Bgi）的倒数（我国地面标准条件指温度20，绝对压力0.101Mpa）,地层压力是计算储量的重要参数，要想求准气藏平均原始地层压力，必须具有准确的井点原始地层压力资料。计算平均地层压力必须采用体积权衡法，实际计算中采用气藏1/2体积折算深度的压力。中原油区储量组通过公式推导得出：球冠形气藏1/4高度处的平面大致相当于气藏1/2体积的折算面。所以
19、，气水界面深度减去1/4气藏高度作为平均气层压力折算深度较为合适。对于其它形态的气藏计算压力折算面时，应采用其它相应折算高度。取得气藏1/2体积折算深度后，查本气藏深度与地层压力关系图版，便可获得气藏平均地层压力。,天然气的偏差系数是天然气在给定压力和温度下气体实际占有体积与相同条件下作为理想气体所占的体积之比。一般有三种确定方法：天然气样品测定偏差系数；根据气体组分确定偏差系数；利用气体相对密度确定偏差系数。,2、凝析气藏天然气地质储量计算,凝析气藏是采出天然气和凝析油的气藏。凝析油是汽油及密度大于汽油但小于0.786g/cm3的其它馏分的混合物。凝析气藏的特点是在地层条件下，天然气和凝析油
20、呈单一气相状态，并符合逆凝析规律。凝析气藏中天然气的原始地质储量可由下式计算：,天然气的原始地质储量，108m3,凝析气藏的总原始地质储量，108m3,天然气的摩尔分数，小数,G可由容积法计算得到,天然气的摩尔数，kmol,凝析油的摩尔数，kmol,凝析气井的生产气油比，m3/m3,凝析油的相对密度,凝析油的相对分子质量,凝析气藏中凝析油的原始地质储量为：,凝析油的原始地质储量，104m3,三、储量计算单元和参数平均方法,储量计算单元指计算一次储量的油层单元。储量计算单元划分得是否合理将影响储量计算精度。我国石油储量规范（GBn269-88）明确规定：油藏评价阶段的储量计算单元:原则上以油藏（
21、即一个油水系统）为计算单元。纵向上一般以油层组为计算单元。在平面上一般应以圈闭为储量计算单元。大型构造油田应分开发区计算；断块油田按断块计算；复杂的小断块油田，当含油连片时，可合并计算。,在油田开发阶段:储量计算单元要尽可能细一些，要与动态分析单元相吻合，有利于搞清油层储量动用状况。纵向上应以小层或单层为计算单元平面上应以油砂体为计算单元,在我国用容积法计算储量一般先确定计算单元内各参数的平均值，然后将各参数相乘得储量。平均参数不仅可计算储量，而且也是说明油田大小、储层性质和原油性质的重要特征参数。,对于已开发油田，在开发井网较均匀、油层厚度变化不大的情况下，油层储量参数平均值可采用算术平均法
22、。,开发井网不均匀、油层厚度变化大的情况下，油层储量参数平均值可采用井点面积或体积权衡法。,1、油层有效厚度平均值计算,第一步将最邻近的井点依次连接成三角网。第二步将中垂线划分单井控制面积（Ai）。若中垂线之交点落在三角形之外，则以三角形之中点连线，划分单井控制面积。油水过渡带（内、外含油边界之间）取邻井有效厚度之半。第三步按下式计算纯含油区平均有效厚度。,2、油层平均孔隙度计算,平均有效孔隙度应采用岩石体积权衡法来求取，一般先用厚度权衡法计算单井平均孔隙度，计算公式为,然后用岩石体积权衡法，计算区块或油田平均孔隙度，计算公式为,3、油层平均原始含油饱和度计算,油层平均原始含油饱和度计算应采用
23、孔隙体积权衡法，其公式为,4、原油体积系数和原油密度平均计算,计算平均原油体积系数应采用地下含油体积权衡,计算平均原油密度应采用地面原油体积权衡，其计算公式分别为,第三节 油气可采储量计算方法,由于技术条件的限制，人们还不可能从经济上合理地把地下全部的油气开采出来，而只能采出原始地质储量中的一部分，甚至是很少的一部分，能被采出来的那部分储量称为可采储量，它的计算公式为,而可采储量不仅与油藏类型、储层物性、流体性质、驱动类型等自然条件有关，还与布井方式、注入方式、采油工艺、油田管理水平以及经济条件等人为因素有关。从计算油田探明储量开始就要求计算可采储量。随着油田开发工作的进展、经济技术条件的改善
24、，特别是采用新的开采工艺技术，采收率会随之提高，所以应定期计算可采储量。,一、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十类十八种方法，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。
25、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、数值模拟法和表格法。矿场上经常采用的计算方法是经验公式法、类比法和表格法。,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。这些油藏的驱动机理和岩性分类情况如表7-3所示。,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
26、验公式为,1977-1978年B.C.科扎肯根据伏尔加一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。,式中 R油水粘度比；Cs砂岩系数；Vk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为0.85，适用于下列参数变化范围：R=0.5-34.3；=（109-3200）10-3m2；Vk=0.33-2.24；h=2.6-26.9m；Cs=0.51-0.94；f=7.1-74ha/well。,1978年，我国学者重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
27、出确定水驱油藏原油采收率的经验公式。,束缚水条件，油的相对渗透率与水的相对渗透率比值,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：,上式适合我国陆相储层岩性、物性变化大，非均质严重，延续性差和多断层的特点，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
28、含量法。,岩心水驱油实验法,分析常规岩心残余油含量法,一般为0.02-0.03。,估算体积波及系数Ev法：Craig(克雷格)近似体积波及系数计算公式,Vk渗透率变异系数,最终采收率为：ER=EvED,参数的求取,(3).Vk,式中：累积频率等于50%对应的渗透率值，又称为概率平均渗透率；累积频率等于84.1%对应的渗透率值。,(4).M,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、流体性质和非均质性。开发条件包括井网密度
29、、驱替方式和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。,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计产水量和累计产油等生产数据所绘制的曲线，最典型的是以累计产水量为纵坐标，以累计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，水驱特征曲线计算可采储量共分为六种基本方法，加上童氏
30、图版法，共七种方法,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(3-30mPas)的油藏。其表达式为,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,沙卓诺夫水驱曲线 沙卓诺夫水驱曲线适用于高粘度（大于30mPas）的油藏。表达式为,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,西帕切夫水驱曲线 此种曲线适用于中等粘度（3-30mPas
31、）油藏。表达式为,纳扎洛夫水驱曲线 此种水驱曲线适用于低粘度(小于3mPas)的油藏。其表达式为,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,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,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,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
32、，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,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、双曲递减和调和递减三大类。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四种计算方法。,Arps指数递减曲线公式,年产油量变化公式,累积产油
33、量计算公式,可采储量计算公式,式中：Di开始递减时的瞬时递减率，1/a；Qi递减初期年产油量，104t/a；Qt递减期某年份的产油量，104t/a；Qa油藏的废弃产油量，104t/a。,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：1nQt=lnQi-Dit。则直线截距为1nQi，直线斜率为-Di，从而求得初始产量Qi，递减率Di。第二步，确定油藏的废弃产量Qa。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
34、据经验，给定一个废弃产量。第三步，由第一步所求的Qi、Di和第二步所求的Qa，代入可采储量计算公式，即可求得油藏的原油可采储量。,Arps双曲递减曲线公式,产油量变化公式,累计产油量计算公式,可采储量计算公式,可采储量计算的步骤如下：第一步，求递减初始产油量Qi、初始递减率Di和递减指数n。产油量变化公式两边取 对数得给定一个，nDi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nDi值，并进行回归，直到相关性最好。此时，直线的截距为1gQi，直线斜率为-1/n。从而可求得Qi、n和Di值。第二步，确定废弃产油量。第三步，计算可采储量。将第一步所求得的三个参数和废弃产
35、油量代入可采储量计算公式，便可求得可采储量值。,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。,产油量变化公式,累计产油量计算公式,可采储量计算公式,可采储量计算的步骤如下：第一步，求递减初始产油量Qi、初始递减率Di。把产油量变化公式与累计产油量计算公式组合成得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，计算可采储量。将第一步所求得的三个参数和废弃产油量代入可采储量计算公式，便可求得可采储量值。,二、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，
36、根据油藏的地质评价、工程评价和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。计算该油藏在累计净现值大于零，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三项：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、所得税等五项。,2、现金流量法计算的主要指标,1）经济可采储量,2）经济采收率,3）经济开采年限,对未开发的油藏来说，经济
37、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，累计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。,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，104元；CI现金流入，104元；CO现金流出，104元；ic基准收益率，小数。,三、天然气可采储量计算,1、通过用类比法确定气藏采收率来确定
38、可采储量,气藏类型与采收率的关系（据天然气储量规范修订稿，1994）,2、根据废弃条件计算可采储量气藏的废弃条件包括经济极限产量即废弃产量和废弃压力两个参数。在当前技术经济条件下，当生产天然气的经营成本大于销售净收入时，气藏即无工业开采的价值，此时的产量即为经济极限产量。当气藏产量递减等于经济极限产量时的压力即是废弃压力。根据废弃压力即可以用相应公式计算可采储量。在自喷开采时，气藏产量在经济极限产量以上时，以井口流动压力等于输气压力为条件，计算废弃地层压力。在增压开采时，气藏产量在经济极限产量以上时，以井口流动压力等于增压机吸入口压力为条件，计算废弃压力。,根据气藏类型，用经验数值确定的废弃压
39、力。用容积法、压降法、矿场不稳定试井法计算得到的气藏地质储量乘以,即得到相应气藏的可采储量,气藏废气压力选值区间（据天然气储量规范修订稿，1994）,第四节 储量经济技术评价,一、探明储量技术评价,油汽储量开发利用的经济效果不仅和油、气储量的数量有关，还取决于储量的质量和开发的难易程度。对于油层厚度大、产量高、原油性质好、储层埋藏浅、油田所处地区交通方便的储量，比油层厚度薄、产量低、油稠、含水高、储层埋藏深的储量，建设同样产能所需开发建设投资必然少，获得的经济效益必然高。因此，分析勘探的效果不仅要看探明多少储量，还要综合分析探明储量的质量。因此，在我国颁发的油、气储量规范中（GBn26988、
40、GBn27088），明确规定对申报的储量必须进行综合评价。,1、工业油、气流标准工业油、气流标准是指在现代技术经济条件下，一口油（气）井具有实际开发价值的最低的产油（汽）量标准。高于此标准的油、气井就具有工业开采价值；低于此标准的油、气井就不具备工业开采价值。因此，工业油、气流标准即油、气井的储量起算标准。工业油、气流井可分为工业油井和工业气井。工业油井应是试油稳定日产量达到表7-7规定标准的井。对抽汲及经增产措施后，日产量在工业油流标准附近的新油田，应选择1-2口井进行半年以上的试采，根据地质、产能、压力等资料分析，找出试油产量与油井稳定产量的关系，确定相应的试油稳定日产量标准。未经增产措施
41、或措施不彻底的探井，不能否定其工业价值。工业气井应是试气或增产措施后，天然气产量达到表7-7规定的标准，并能稳产一段时间的井。确定气井稳定产量一般以无阻流量的四分之一计算，中低产井以实际稳定测试产量核定。,工业油、气流标准（据GBn269-88，270-88）,2、储量可靠性评价对于油、气储量计算结果，根据以下内容进行可靠性分析之后，再进行储量综合评价。分析各种资料的齐全、准确程度，看其是否达到本级储量的要求；分析确定储量参数的方法及各种图版的精度；分析储量参数的计算与选用是否合理，并进行几种计算方法的对比校验；分析油、气田的地质研究工作是否达到本级储量要求的认识程度；分析根据油、气藏储集类型
42、及油、气藏类型所选择的储量计算方法是否合理。,3、储量技术评价指标储量综合评价是衡量勘探经济效果，指导储量合理利用的一项重要工作。申报的油气储量按产能、储量丰度、地质储量、油气藏埋藏深度四方面进行综合评价。,1）按产能大小划分对于油的储量可根据千米井深的稳定产量、每米采油指数和流度划分为高产、中产、低产、特低产四个等级。而对于天然气的储量仅根据千米井深的稳定产量划分为高产、中产、低产三个等级,2）按地质储量丰度划分对油藏的储量可按地质储量丰度划分为高丰度、中丰度、低丰度、特低丰度四个等级，而对于气藏仅分为前三个等级,3）按油、气田地质储量大小划分对油田按地质储量大小划分为特大油田、大型油田、中
43、型油田和小型油田四个等级，而对于气田只分大、中小三个等级,4）按油、气藏埋藏深度划分按油、气藏埋藏深度划分为浅层、中深层、深层、超深层四个等级。仅在浅层、中深层油藏与气藏划分标准略有差别,4、特殊储量特殊储量是指根据流体性质、勘探开发难度及经济效益，在开发上需要采取特殊措施的储量。这类储量开发难度一般较大，因此储量规范要求将这类储量单独列出，并加以说明。1）稠油储量稠油又称重质油，由于稠油中轻质馏分少，沥青及胶质含量很高，所以稠油密度大、粘度高。储量规范将地下原油粘度大于50rnPas的原油划归为稠油。按稠油油藏开发的特点分为三类：第一类，用目前常规方法可以开采。目前我国原油地下粘度小于100
44、mPas，一般的注水抽油就可以开采。第二类，利用现代热力驱动技术可以开采，并具有经济效益，目前我国注蒸气采油的技术，深度可以达到1400rn，可以开采粘度达到15000rnPas的原油。第三类，利用现代采油工艺技术尚不能开采，或无开采经济价值。第三类稠油储量实际上为表外储量。2）高凝油储量原油凝固点在40以上者为高凝油。对于这类原油需要特殊的开采和集输工艺技术，在储量统计中要单独列出。3）低经济储量指达到工业油、气流标准，但开发难度大，经济效益低的储量。如低产、特低产油（气）层。高含水油层（试油含水率大于60）等。4）非烃类天然气储量非烃类天然气包括硫化氢、二氧化碳及氦气。工业气井中非烃类天然气含量大于以下标准者，应计算储量：硫化氢含量大于0.5，二氧化碳含量大于5，氦含量大于0.05。5）超深层储量指井深大于4000m，开采工艺要求高，开发难度较大的储量。,
