第三讲 油藏综合评价.doc

第三章 油藏综合评价第一节 油藏评价概述 油藏评价的目的主要是对油藏的油藏概况、地质特点、油层分布、储层物性、流体物性、温度压力系统、油藏储量等方面进行全面分析评价，搞清楚油藏的基本特征，为油田开发方案设计、油田开发策略的制定等方面做好基础工作。一般油藏评价从以下几个方面分析。一、油藏概况主要包括油田区域、地理位置、面积、油藏类型等。二、油藏地质沉积特征：沉积类型、分布、年代构造特征：断层分布、断层类型、走向、倾角、遮挡作用储层特征：空隙度及分布特点，渗透率及分布特点，饱和度及分布特点，分选系数、粒度、粒径，矿物成份。微相分布及特点三、流体物性 原油物性：类型、黏度（地下、地面、50）、密度、含蜡量、胶质沥青含量地层水性质：水分析资料、矿化度、密度天然气性质：黏度、密度、压缩系数四、油藏压力温度系统评价油藏压力系统评价：原始地层压力、饱和压力、压力系数，地层压力变化情况（开发初期到分析截止时间）、生产压差温度系统评价：地层温度、温度分布五、油藏非均质性研究主要研究渗透率分布规律，通过取芯井渗透率数据分析、分层渗透率数据分析可以得到。另外研究宏观非均质性和微观非均质性第二节 油藏评价实例分析本节主要介绍在项目研究过程中所研究的具体油田，以大港油田分公司港西开发区三区二断块为实例介绍油藏评价的具体内容和研究方法。一、油藏概况港西三区二断块是黄骅凹陷中部北大港构造带凸起基底上由上第三系组成的一个断块背斜构造。区域内构造相对简单。该断块含油面积3.4平方公里，油藏埋深612.4-1360.8米，油层平均厚度11.8米，地质储量846万吨。含油层位为明二、明三和馆一组三套油层，主力油层为明二、明三。港西三区二断块油藏具有严重的非均质性、油层跨度大、原油物性差、储层物性好的特征。自1970年投入开发，1973年3月开始注水，1977年进行全面调整，1991年12月开展了注聚合物试验。先后进行过分注合采、轮采、堵水调剖、冲砂、提液等增产措施，油田开发取得了较好的开发效果。近些年，随着开采时间延伸，油藏的全面见水，加之自身的油藏特性及开采工艺技术适应性差，油藏层间矛盾加剧，开发效果不是很理想。二、油藏地质特征港西三区二断块是位于港西开发区中部，北、东、南三面为断层遮挡，向西敞开的一个地垒块。平面上断层分布较多，是一个较复杂的断块油藏。该断块从上至下主要分布着明二、明三和馆一组三套油层，明一和馆二在局部也有零星分布，主力油层为明三的2、3、4小层。西部油层主要为明三油组，东部明二、馆一较发育。三、储层与流体性质1、储层物性 三区二断块油藏储层是粒度中值为0.13mm、分选系数为2的层状粉沙岩。油层物性好，孔隙度和渗透率较高。孔隙度在23%-36%之间，平均孔隙度为31%；空气渗透率1.264m2，有效渗透率为0.412m2。束缚水饱和度0.302。胶结类型为孔隙胶结，胶结物含量21.13%，其中碳酸岩含量7.49%，粘土含量13.64%。2、流体性质 1）原油物性 断块地层油密度0.876吨/米3，粘度19.1mPas；地面原油密度0.926吨/米3，粘度89.1mPas。原油体积系数为1.081。含蜡量8.35%，含硫量0.177%，胶质+沥青含量14.89%。凝固点-13.4，初馏点181。原始油气比31.3米3/吨。 2）地层水性质地层水总矿化度12071mg/l，产出水矿化度7512mg/l，水型为NaHCO3，钾钠离子含量3584mg/l，钙镁离子含量50mg/l。地层水粘度0.53mPas。四、油藏温度压力系统评价1、压力系统油气藏的压力系统，是油气藏评价中的重要内容。对于每口探井和评价井(evaluation well)，必须不失时机地准确确定该井的原始地层压力，绘制压力与埋深的关系图，以便用于判断油气藏的原始产状和分布类型，并用于确定储量参数和储量计算。图 2-1 油藏剖面与压力梯度图对于一个具有天然气顶和边水(edge water)的油藏，在原始地层条件下，储层中的流体，将按其密度的大小，形成纵向的流体分布剖面图。在图2-1上绘出了一个具有边水油藏的剖面图，并在其含油水剖面上打探井5口。其中的3口探井打在含油部分；1口探井打在油水界面上；另一口探井打在含水部分。由这7口探井所测原始地层压力与中部深度绘成的压力梯度图，见图2-1右侧部分。由压力梯度可以看出，含油部分与含水部分的压力点，分别形成斜率不同的两条直线。而两条直线的交点处深度，即为地层油水界面的位置。 对于任何具有气顶和边底水的油藏，或具有边底水的气藏，不同部位探井的原始地层压力与埋深的关系，可表示如下：Pi=a+GDD （2-1）式中 Pi 原始地层压力，MPa； a 关闭后的井口静压，MPa；GD 井筒内静止液体压力梯度，MPa /m；D 埋深，m。井筒内的液体静止梯度，由下式表示：GD =d Pi /dD=0.01 （2-2）式中 井筒内的静止液体密度，g/cm3；GD 压力梯度，MPa /m。由（2-2）式可以看出，压力梯度与地下流体密度成正比，即液体密度小的气顶部分，比液体密度大的含油部分或边水部分，具有较小的压力梯度，而且压力梯度乘以100即为地层液体密度。因此，可以通过压力梯度的大小判断地层液体类型，并确定地层的液体密度。同时，代表不同地层液体直线的交点处，即为地层流体的界面位置。在图2-2上绘出我国涠洲10-3油田的压力梯度图。从图2-2可以看出，由压力梯度图的直线交汇法，所得到的油气和油水界面的位置具有实际意义。应当指出，原始静压数据，可以利用DST（Drill Stem Tester）、RFT（Repeat Formation Tester）或MFDT（Modular Formation Dynamics Tester）等工具测得。图 2-2 涠洲10-3油田压力梯度图 对于一个具有多层油水系统的油田，由于不同层位的边底水矿化度比较接近，地层水的密度也基本相同，因而，各油层可以形成统一的静水压力梯度(hydrostatic gradient)线，并用于确定不同层位的油水界面位置。含油部分的压力梯度线，若偏离静水压力梯度线愈大，即两直线的夹角愈大，则表明油藏的含油高度愈大。油藏不同位置的压力系统（原始地层压力与静水压力之比），由下式表示： （2-3）式中 压力系数； 原始地层压力，MPa； pws静水柱压力，MPa； 地层水的密度，g/cm3； 地层原油密度，g/cm3； Dowc油水界面的深度，m； D探井打开油层的深度，m。由（2-3）式看出，油藏不同部位探井的压力系数各不相同。顶部高，翼部低，当D= Dowc时=1，即油水界面位置的压力系数等于1.0。当已确定探井的压力系数之后，由（2-3）式改写的下式可以预测油水界面的位置： （2-4）当仅有一口探井打到含油部分，而未钻遇油水界面时，可由下式测算油水界面的位置： （2-5）当一口探井打在含油部分，另一口探井打在含水部分，两者均未实际钻遇油水界面时，可由下式测算油水界面的位置： （2-6）式中 Dw打入含水部分水井的深度，m； Do打入含油部分油井的深度，m； Piw水井的原始地层压力，MPa； Pio油井的原始地层压力，MPa；对港西三区二断块油田的17口井的测压资料，作出压力随深度的变化曲线，如图3-1：由图3-1可以看出：油藏的压力系数为1.0左右，属正常压力系统。三区二断块油藏的原始地层压力10.65MPa，饱和压力10.07MPa，地饱压差0.58MPa。不同深度的压力计算公式为：Pi=0.005+D/1002、温度系统油气藏的温度系统，也是油气藏评价的重要内容。它既涉及到储层液体参数的确定，也是计算油气藏储量的重要参数。油气藏的温度系统，是指由不同探井所测静温与相应埋深的关系图，也可称为静温梯度图，如图2-3所示。应当指出，油气藏的静温主要受地壳温度的控制，而不受储层的岩性及其所含流体性质的影响。因此，任何地区油气藏的静温梯度图，均为一条静温随埋深变化的直线关系，并由下式表示：T=A+BD （2-7） 式中 T油气藏不同埋深的静温，； A取决于地面的年平均常温，； B静温梯度，/m； D埋深，m。图 2-3 油藏的静温梯度图实际资料表明，由于地壳温度受到构造断裂运动及其岩浆活动的影响，因而，不同地区的静温梯度有所不同。比如，我国东部地区各油气田的静温梯度约为3.54.5/100m。油气田的静温数据一般在探井进行测井和测压时由附带的温度计测量。 根据Nm三油组6口井的高压物性资料统计，原始地层温度可按下式计算： T=0.0245H+27.53式中：T地层温度， H油层中部深度，m油层中部温度52.9。油藏温度梯度为2.45/100m。五、油藏非均质性分析油藏的非均质程度对水驱油效率，开发的效果及开采效益有重要的影响，是认识油藏的基础，对我们进行油藏评价和油田开发调整有重要的参考作用。为此，我们以港西三区二断块为实例给出了油藏的非均质性研究的方法及对开发效果的影响，主要包括宏观非均质性和微观非均质性。1、宏观非均质性 根据三区二断块港122井和西2-8井水平渗透率在10-10000毫达西之间的812块岩样统计，按以下三种方法计算渗透率变异系数，计算结果表明，渗透率变异系数大，非均质性严重。 方法一：按统计学上的定义计算式中： -渗透率变异系数 -平均渗透率 -渗透率平均值的平方 -渗透率平方的平均值方法二：按Dykstra H. 方法计算 将岩样渗透率从大到小排队，把超过某一渗透率值的个数和超过该渗透率的渗透率之和分别分别计算其占岩样总数和全部岩样渗透率之和的百分数，然后将所得到的数值标绘在正态对数概率纸上，如图3-5所示：式中：-平均渗透率，即占累计样品数为50.0%的渗透率 -占累计样品数为84.1%处的渗透率方法三：劳伦兹曲线图3-5 断块渗透率正态对数概率分布曲线将渗透率从大到小排队成一序列，并与相应岩样块数的百分数绘制成劳伦兹曲线。如图3-6所示，十分明显对于完全均质的油藏，该曲线是一条直线AC。图中弧线与直线包络的面积So越大，表示非均质性愈严重，当包络面积等于三角形ABC面积（S）时，表示油藏极端非均质。因此面积So与三角形面积S之比表示油藏非均质程度。我们将此比值定义为渗透率变异系数。由此可知在0与1之间。对于该油藏 =So/S=0.6037。2、层内非均质性 分别对断块的明三的16、17、19号小层的37块、65块、76块岩芯的渗透率的统计，结果表明层内非均质性也比较严重：其中明三2层的17号小层的非均质性最为严重，50%的岩样占渗透率贡献的84%；明三1层的16号小层次之，50%的岩样占渗透率贡献的80%；三个层中最好的是明三的19号小层，50%的岩样也占总贡献率的72%。这表明该断块的主力油层的层内非均质性也很严重。3、微观非均质性由图3-4的27号岩样毛管力曲线，可以求得各个汞饱和度下的孔径分布和渗透率贡献分布，从而作出曲线，如图3-7所示。其饱和度中值（SHg=0.5）对应毛管半径3.95m。由图3-7可以看出，当渗透率贡献系数达到99%时，可流动的孔隙体积仅占总孔隙体积的55%，此时孔喉半径为2.55m，通常认为渗透率贡献值大于99%后的小孔喉内的流体难于流动。六、油藏储层非均质性对油田开发的影响1、纵向非均质性对油田开发的影响多层合注的注水井内，在相同的注水压力下，各层单位厚度吸水能力相差悬殊；不同的油层注水时的启动压差不同；采油井内不同的油层产油量，压力相差悬殊。由于在同一口井内，层与层之间的差异，好油层吸水多，出油多，水线推进速度快，差油层吸水少，出油少，水线推进速度慢。所以由于纵向非均质性，导致在注水开发过程中产生单层突进的现象，使得水驱的体积波及系数很小。因此，在油田开发过程中要认识到非均质性选择合适的注水层位，尽量提高水驱的波及系数，从而提高水驱过程的采收率。油井层间干扰在生产中的种种表现：（1）井工作制度上的表现：油井改变工作制度时，分层产量的百分数要发生变化。增大压差，降低流压时，低产层产量百分比增加；缩小生产压差，提高井底流压时，高产层产量百分比增加。若油井见水后，当见水层的压力高于其它层时，增大生产压差，降低流压，全井含水下降；而当见水层的压力低于其它产层时，增大生产压差，降低流压，全井含水上升。（2）倒灌现象：倒灌现象在油田注水开发过程中，尤其是进入中高含水以后是多见的。倒灌现象对开采工作的影响主要表现在以下两方面：错误地判断油水层。井筒内出现倒灌现象时，多是见水层的水灌进低压油层，这样就会使在井筒附近形成水圈，分层测试找水，往往只能测出井筒附近该层的含水情况，结果就可能造成油水层判断的错误，使分层措施的目的层找不准，达不到预期的目的，甚至造成损失。降低油层的生产能力。高压水层的水倒灌到油层后，使这些井的含水上升，产油量明显下降。（3）压井：压井是油井井下作业施工中经常采用的施工工序，由于层间压力不同，所以会出现一些新的问题。先漏后喷是指压井后，井开始压住了，并出现了漏失，液面下降到一定的程度后，转喷。这是由于有的层压力低，发生井漏，井筒液面下降，当液面降到一定程度后，高压层的压力比液柱压力高了，井就开始喷了，而低压层还在漏失。压井后重新开井，由于各层压力不同，所以各个层所受压井液的污染程度不同，高压层只受轻微污染，而低压层却污染严重。（4）钻加密调整井。由于分层压力的不同，有些层的压力憋到原始压力以上几个兆帕，这样造成钻井时所需钻井液的密度很高，很容易造成卡钻和固井质量不好，更为严重是造成低压层严重污染，使得调整后井的产能很低。（5）由于层间干扰，造成各个油层动用状况不同。注水开发后，不是每个油层都见效，更不是各个油层的见效程度相差不多。这必然造成一部分油层采液强度很高，一部分很低，一部分中等，有的根本没有动用。（6）层间干扰使含水上升速度加快，注水开发的油田，含水上升快是油田高产稳产受到极大的威胁。总的来说，由于不均质性主要表现在油层的动用程度不均匀，尤其是在多层合采的条件下，有一些油层不动用或动用很差。这样导致对整个油田的采收率的影响很大，一般要下降5%10%左右。2、平面非均质性对油田开发的影响对平面非均质性严重的油层，高渗区注水低渗区采油可以获得较高的采收率，平面非均质性储层与注水井的相对距离则明显影响着整个储层的等效渗透率，由于岩心的驱油效率与其等效渗透率的大小相关。因此，对于平面非均质性而言，在较低渗区注水、较高渗区采油的注水方式的等效渗透率较小，驱油效率必定较小。岩心的渗透率变异系数越小，反映出组合岩心的吼道越均质，水的突进现象相对较小，无水采收率较高；水的突进现象较小的结果势必使大部分吼道得到水驱而使岩心的驱油效率提高。合理加密井网是解决油藏层间、平面矛盾的根本手段。3、渗透率各向异性对水平井产能的影响油藏非均质性的影响可用修正油层的厚度的方法来解决，即在水平井产能计算公式中内阻部分应用 代替实际油层的厚度。这样，可以得到修正后的Joshi公式： 由于多数储层都存在不同程度的各向异性，既水平方向的渗透率不等于垂直方向的渗透率。对于水平井来说，储层的垂向渗透率对产能有更重要的影响，其值减小会引起垂向流动阻力的增加和产油量的下降。在砂岩储层中，由于常含有页岩夹层，表现出明显的渗透率各向异性，通常认为多数砂岩储层的Kv/Kh=0.3左右。以下是不同的Kv/Kh值情况下，渗透率的各向异性对未采用增产措施的直井和水平井生产指数比的影响。图1和图2中表现出两个明显的变化趋势：地层的渗透率各向异性指数（垂向渗透率与水平渗透率的比值越小）越高，水平井相对于直井的产能指数比越小；不均质性指数Kv/Kh越严重，水平井相对于直井的产能指数比随长度的变化越明显。图1 埕北油田产能指数比随水平段长度和不均质性的变化曲线图2 绥中油田产能指数比随水平段长度和不均质性的变化曲线4、储层微观结构对水驱油效率的影响经研究发现，本断块的驱油效率主要受孔隙结构非均质性的影响。大庆油田水驱油实验表明（陈永生，1993），退出效率与驱油效率呈良好的正相关性，即退出效率越高，驱油效率越高；油层孔道非均质性越严重，水驱油效果越差。研究区资料表明：平均孔喉半径分别与退出效率、无水采收率和最终采收率呈良好的正相关性，退出效率与平均孔喉半径、相对分选系数有良好的相关性。此外，该断块储层的孔喉分布不均，孔喉分选系数较大为2。也即喉非均质性较严重，其中1m的孔隙体积占总孔隙体积的3.5%-78.5%，平均16.43%，这部分孔隙中的原油不易驱替出来往往易形成残余油。另一方面，岩石颗粒的分选程度差，以及粘土矿物充填于粒间孔隙，这些因素共同制约和影响了储层的驱油效率。5、不同韵律类型水驱油特征许多砂岩油田储层的沉积韵律类型多样，而不同的韵律类型在油田注水开发过程中，油水运动的规律有一定的差异，图3-1为不同韵律模型见水时水线运动示意图。图中五种模型均为底部选被水淹，其中正韵律的油水界面形状是上凹的，反韵律则是上凸的，复合韵律呈多段水淹状态，均质和正韵律相似。由此说明，反韵律的注水效果要比正韵律好得多，甚至优于均质油层；正韵律油层属底部水淹型，注入水沿油层底部高渗透段突进，全层水洗厚度小，油井见水早，含水上升快，开发效果差；复合韵律油层属分段水淹型，纵向多段水洗。正复合韵律油层，注入水也沿底部高渗透段突进，但水洗厚度较正韵律油层大，水驱油效果好。反韵律油层，水淹厚度大，层内水驱油效果好。6、层内夹层对开发效果的影响层内夹层在注采井组范围内的分布状况对油水运动和开发效果起着很大的影响。成因类型相同的砂岩具有相近的渗透率，层内夹层发育与否或发育程度差异，往往使得油井开发效果不同。在没有夹层或层内夹层少的厚油层中，平均含水率相对高，含油饱和度相对低；相反，层内夹层发育的厚油层中平均含水率相对低，而含油饱和度相对高。由此说明，在夹层发育的油井中开发效果相对较差，但剩余油相对富集。即使在三角洲的厚度较大的砂坝微相，由于层内薄增值层较多，储层的连通性也会降低，导致层内水洗程度降低，所以厚油层内平均剩余油饱和度相对高。总之，在夹层分布不稳定的注采井组，仍然是底部水洗，水淹厚度小，若增值层分布稳定，易形成多段水淹，水淹厚度大。一般地，只要在注采井组内分布比较稳定的夹层，对油水就能起到封隔作用，可将油层上下分成两个独立的油水运动单元，此时可将厚油层的层内问题变成层间问题，而且稳定夹层的存在使上下两层内的水淹特点符合各自小层的沉积特点。如果隔夹层分布不稳定，则油层上下具有水动力联系，一般表现为注入水窜流，不稳定夹层越多，其间油水运动与分布也就越复杂。因此，不稳定夹层的存在对开发效果影响很大，不稳定夹层越多，油田开发效果会变得越差。7、层间非均质性与层间干扰层间非均质性是引起注水开发过程中层间干扰和单层突进的内因所在。在多层合注合采的情况下，容易出现层间矛盾。由于各小层层间渗透率差异较大，加之砂层厚度也相差悬殊，在多层合注的情况下，各层吸水能力表现出明显的差异。坨30断块部分井的吸水剖面资料表明，高渗透率层段相对吸水量比低渗透率层段的相对吸水量大，厚砂层的相对吸水量也比薄砂层相对吸水量高。位于下部的厚砂层或叠置厚砂层即使渗透率在同一俣注层系不十分突出也会优先吸入大量的水。由于在同一口井中，层间非均质性的差异，造成好油层吸水多，出油多，水线推进快，而差油层吸水少，出油少，水线推进慢，所以在采油井和注水井内表现出明显的层间干扰，在油层间出现水沿高渗透层突进现象，因而在较低渗透层内可能形成剩余油分布。8、平面非均质性与平面矛盾储层平面非均质性较之层内、层间非均质性更为强烈。储集砂体的平面展布受沉积条件控制，上油组冲积扇的辫状水道以及河流沉积的砂体在平面上多呈再网状交织或条带状分布，在垂直河道方向砂体的连续性、连通性较差，注采井网往往难以控制或控制不完善。下油组三角洲前缘沉积的砂体虽然平面上边疆性、连通性提高，但目前的注采井数比偏低，油井与注水井的比例仅为11.2，油井井网密度仅在2.4-4.3口/km2。根据前苏联谢尔卡乔夫提出的注水采收率与井网密度关系式推算，研究区合理井网密度约为8口/km2，显然，目前的井网密度偏低。因此，由于注采系统不完善造成平面剩余油分布复杂化。注入水在平面上总是沿高渗带快速突进。研究区平面渗透往往具有一定的方向性，顺砂体展布方向储集参数变化较小，而垂直砂体展布方向储集参数突变较快，尤其是上油组。注入水沿高渗带窜流，红绕过低渗区，从而使低渗区或低渗带注入水波及不到，原油滞留而形成剩余油滞留区。下油组顺古水流方向储层储集参数呈相对平衡的渐变式，而垂直古水流方向储集参数变化较大，因此，注入水也是首先渗透变化小的方向方向推进，然后向两则逐渐扩展。在三角洲前缘砂坝侧翼或道间浅滩等薄砂层发育区易形成剩余油富集。随着长期注水开发，平面非均质程度越强，就越加剧了平面矛盾，在油水粘度比较大的情况下，这种矛盾是不断激化的。油水粘度比高，原油的流动粘滞力大，水驱前缘推进不均匀，原油流度小，注入水易突破高孔高渗带，迅速沿阻力小的方向快速舌进，致使低渗带中的原油不易驱替，从而使驱油效率降低，在低渗带形成剩余油富集。第三节 储量评价油田勘探的主要目的，是在已发现或发现油气田的地区，寻找新的油气田或油气藏，储量评价则是油气勘探的重要成果。本节内容将涉及到油气资源与储量的分级分类、计算方法和年度剩余可采储量、储采比的计算等内容。一、油气资源与储量的分类分级6-11资源（Resource）是一个广义的物质名词。它是人类在地球上赖以生存与发展的物质基础。这些物质基础，除农业资源、森林资源、河流资源和海洋资源之外，还有风力资源、阳光资源和其它各种各类的矿产资源。石油天然气就是众多矿产资源中的一种。油气总资源量（Total Oil Gas Resources）是指在自然环境中，油气资源所蕴藏的地质总量。它包括已发现的资源量（Discovered Resources）和未发现的资源量（Undiscovered Resources）两部分。储量是资源量的延伸，它是一个泛指的名词。它可以包括：原始地质储量、原始可采储量和剩余可采储量。原始地质储量（Initial petroleum in place），是在已发现资源量的部分，根据地震、钻井、测井和测试，以及取心和液体取样等取得的各项静动态资料，利用确定参数的容积法计算的油气地质储量。原始可采储量（Initial Reserves），又称为总可采储量（Total Reserves）或最终可采储量（Ultimate Reserves），它是在现代工业技术条件下，能从已探明的油气田或油气藏中，可以采出的具有经济效益的商业性油气总量。剩余可采储量（Remaining Reserves），是指已经投入开发的油气田，在某一指定年份还剩余的可采储量。它也是原始可采储量，与某一指定年份累积产量的差值。剩余可采储量随时间而变化，因此，需要年年计算，并上报国家有关管理部门。在国际上，无论是对一个油气田或油气藏，也无论是对一个油气区，乃至对于国家、地区或全球，剩余可采储量都是指目前还拥有的、可供开采的、剩余的商业可采储量，并通用一个英文名词“Reserves”表示。关于油气资源与储量的分类，世界石油大会（WPC）、石油工程学会（SPE）、美国能源信息局（EIA）、美国石油评估学会（SPEE）和加拿大石油学会（CPS）等机构所提出的方案，大体上相同或基本一致，但其内涵均强调可采储量和剩余可采储量的划分与应用。在图3-1上，绘出了包括油气资源量、原始地质储量、原始可采储量和剩余可采储量的系列框图。应当指出，在图3-1中的不同储量级别，具有不同的可靠程度或称之可信度（Confidence Levels）。探明已开发可采储量（Proved Developed Reserves）的可信度为1.0；探明未开发级可采储量（Proved Undeveloped Reserves）的可信度为0.80.9；概算级可采储量（Probable Reserves）的可信度为0.40.6；可能级可采储量（Possible Reserves）的可信度为0.10.2。因此，在某一特定日期，一个具有不同级别可采储量的油田或油区，所期望的总可采储量和总剩余可采储量，可分别表示如下6，11： （3-1） （3-2）式中NtRE总可采储量，104m3；NtRR总剩余可采储量，104m3；NR1探明已开发级可采储量，104m3；NR2探明未开发级可采储量，104m3；NR3概算级可采储量，104m3；NR4可能级可采储量，104m3；NP累积产量，104m3；图3-1 油气资源与储量的分类分级框图注：（1）管后储量（behind pipe Reserves）指下套管后款射开投产层的储量 （2）次商业性储量（Sub-Commercial Reserves）指技术上可行、经济上无效的储量（3）关闭储量（Shut in Reserves）指因市场、油价、成本、设备、管线、井况等原因暂时关闭的储量二、年度剩余可采储量和储采比对于一个油气田，一个油气区，乃至一个国家来说，油气田的剩余可采储量，也就是说目前剩下的可采储量，是最有实际意义和最有实有价值的矿产资产。对一个国家来说，它不但会影响到今后产量指标的制定和完成，甚至会影响到国家市场经济的发展决策。同时，由年度剩余可采储量与年产量之比所得的储采比，也是分析油气田、油气区、乃至全国油气开发形势的重要指标。储采比随着油气田的开发而变化，根据大量油气田实际开发的统计表明，当储采比降至1012时，即进入产量递减的警示区。下面将分别介绍年度剩余可采储量和储采比的计算方法。1年度剩余可采储量的计算以油田为例，仍可用于油区或全国的年度剩余可采储量计算的关系式为6，9： （3-18）式中本年度的剩余可采储量，104m3；上年度的剩余可采储量，104m3；本年度老油田扩边、扩块增加的可采储量，104m3；本年度老油田发现新层增加的可采储量，104m3；本年度在老油田以 外新发现的独立油藏增加的可采储量，104m3；老油田因实施二次或三次技术本年度测算增加的可采储量，104m3；本年度老油田复算增加的可采储量，104m3；本年度老油田复算减少的可采储量，104m3；本年度因可采储量评价单位、评价方法和所用资料变化等原因，引起对上次原始或总可采储量的调整值，104m3；Q本年度的产量，104m3/a。在（3-25）式中，可能引起年度剩余可采储量变动的因素，对于一个油田来说，不可能同时发生。但对于一个油区或一个国家来说，这些因素的部分发生或全部发生的可能性是存在的。总之，存在什么因素，统计计算什么因素就可以了。2储采比的计算及预测根据国际上通用的定义，储采比（Reserves Production Ratio）又称为储量寿命（Reserves Life），它为某年度的剩余可采储量与当年产量之比值，并表示为： （3-19） （3-20）式中储采比，a；NRR到某年度的剩余可采储量，104m3；NR总可采储量，104m3；NP到某年度的累积产量，104m3；Q年产量，104m3/a。任何的储集类型和驱动类型的油气田，储采比与开发时间存在如下直线关系14：logw=a+blogt （3-21）三、油田开发中后期水驱采收率计算方法由于油藏采收率计算方法较多，有静态方法、实验室分析法、动态资料分析法等，基于本项目的研究内容，主要介绍了油田开发后期几种动态资料分析法。1甲型水驱特征曲线法（马克西莫大童宪章水驱曲线）推荐用于中粘（330mPas）层状油藏。 （3-60）可采储量与含水率关系式为： （3-61）符号说明见本小节后。2乙型水驱特征曲线法（沙卓诺夫水驱曲线）推荐用于高粘（大于 30mPas）层状油藏. （3-62）可采储量与含水率关系式为： （3-63）符号说明见本小节后。3丙型水驱特征曲线法（西帕切夫水驱曲线）推荐用于中粘（330mPas）层状油藏。其表达式为： （3-64）累积产油量与含水率关系式为： （3-65） 符号说明见本小节后。4丁甲型水驱特征曲线法（纳札洛夫）前苏联学者纳札洛夫在1972年已经验公式的形式，提出了累积液油比与累积产水量的直线关系式。 推荐用于低粘（小于3mPas）层状油藏和碳酸盐岩底水驱油藏，其关系式为： （3-66）可采储量与含水率关系式为： （3-67） 符号说明见本小节后。5张金庆水驱特征曲线法适用于任何原油粘度和类型的水驱油藏。其表达式为： （3-68）累积产油量与含水率关系式为： （3-69） 符号说明见本小节后。6俞启泰水驱特征曲线法适用于任何原油粘度和类型的水驱油藏。其表达式为： （3-70）累积产油量与含水率关系式为： （3-71） 符号说明见本小节后。7无因次注采曲线法水驱油藏无因次采出曲线和无因次注入曲线(见图3-3)，无因次采出曲线方程: ln=a1+b1R= -0.0751+0.0362R(r2=0.9929)无因次注入曲线方程: ln=a2+b2R=0.5633+0.0262R(r2=0.977)由两方程交点可求得最终采收率 R=63.84%符号说明见本小节后。8无因次采出曲线法水驱油藏由无因次采出曲线方程可导出采出程度与含水百分数方程。fw= （3-72）由于该方程是超越方程，只能用迭代法求解。求得当fw=98%时的R值。 水驱系列方法中的符号说明：LP累积产液量，104m3；NP累积产油量，104m3；WP累积产水量，104m3；NR可采储量，104m3；fW经济极限含水率，%；fWL经济极限含水率，%；R最终采收率, %；a,b常数。9自组织方法最终采收率是油田开发的重要指标之一，其值的大小可用来衡量油藏的开发效果和开发水平。因此，研究影响采收率的因素和对采收率进行预测，在油田开发中十分重要。因影响采收率的因素很多，很难找到精确的测量方法和计算方法。现在人们所采用的都是一些近似的测算方法，如经验公式法、图版法、实验室法、水驱特征曲线法、递减曲线法等，但都有其局限性，有的计算出的误差较大，有时同时用两种方法计算出现矛盾:有的考虑因素太少，不能反映油藏本质等。70年代前后，苏联学者A.G.lvakhnenko运用生物控制论中的自组织原理和多层神经网络原理，以K-G多项式为基础，提出了一种复杂的非线性系统的辩识方法数据组合处理方法（Group Methodof Data Handling），简称GMDH。这种方法（也称自组织法）依据较少数据所提供的系统结构信息，自组织模型结构，自选择输入变量，根据不同的建模目的，提出多种数据分组方法和中间变量选择准则等，使之适合各种系统的模型辩识的需要。这种方法提出后，引起了普遍的重视，很快在许多不同的系统中加以应用，方法本身也不断改进、完善。油藏系统本身也是一个复杂的非线性系统，诸多因素之间的相互影响很难找表精确的表达式，为此，我们引入自组织方法进行研究。) GMDH的基本结构若系统有个输入x1，x2，xm；输入为。GMDH的目的是要建立输入输出模型（一般是非线性的） （3-92）这个最终的模型称为系统的“完全实现”。如果的形式能够知道，就可以通过非线性参数估计确定模型。但是，的形式往往是未知的