油气地质储量计算及评价

开发地质学油气地质储量计算及评价2021.8第五章油气地质储量计算石油和天然气是主要能源矿产，是保证国民经济健康开展的物质根底。正确地评估地下油气储量和在现有技术经济条件下的可采储量，是国家和石油企业可持续开展的根底工作。油气田勘探的极为重要的任务就是落实油气资源的探明程度，预算油气储量的大小，从这个意义来讲，油气储量计算，是综合评价油气田勘探成果的一项主要工作，也是编制油气田开发方案、确定油田建设规模和国家投资的重要依据。一个油气田从其发现、探明到开发，往往需要经历几个不同的勘探阶段，而每一个勘探阶段结束，均有反映该阶段勘探成效的油气储量。从油气田发现到油气田废弃的各个勘探开发阶段，人们对地下油气田地质规律认识的不断深化，所获取的参与油气储量计算的各项地质参数也不断地丰富、完善、可靠，油气储量计算的精度也就不断地提高。因此，油气田的经营者，应根据地质、工程资料的变化，技术或经济条件的变化，分阶段进行储量计算、复算、核算和结算，同时，为了评价、比照各勘探阶段计算油气储量的可靠程度，应根据不同的勘探阶段对油气储量提出相应的分类并进行综合评价。第五章油气地质储量计算第五章油气地质储量计算第一节储量计算概述第二节油气储量计算的容积法第三节油气藏采收率的预测第四节油气储量综合评价第一节储量计算概述1.从油气藏〔田〕发现直至废弃的各个勘探开发阶段，依据地质、工程、技术经济条件，分阶段进行储量计算、复算、核算、结算。储量计算包括地质储量、技术可采储量与经济可采储量的计算储量复算是指首次向国家申报储量后，开发生产井完钻后3年内进行的储量计算。储量核算是指储量复算后开发生产过程中的各次储量计算储量结算是指油气田〔藏〕废弃前的储量与产量清算，包括剩余未采出储量的核销。2.为勘探开发整体效益和中长期规划效劳，反映储量的阶段性、时效性和不确定性。一、储量计算总那么第一节储量计算概述——工业油气流标准工业油气流标准是一个经济指标，以单井日产量为标准，通过本钱核算来确定。一个油田从开始钻井直到钻完第一批生产井为止，算出总的投资额及总进尺，以总的投资额为本钱，算出每米本钱费，然后对不同井深的井算出单井本钱费，再按当时的原油价格，要求十年收回本钱，从而计算出每天应有的油气产量，即为最低工业油气流标准。二、油气储量计算的基点工业油气流标准包括：油气井的工业油气流标准

储集层的工业油气流标准第一节储量计算概述

油气井的工业油气流标准：指在现有的技术、经济条件下，一口油(气)井具有实际开发价值的最低产油气量标准(即油气井的产油气下限)。通常以单井测试最低稳定日产量表示。

储集层的工业油气流标准：指工业油气井内储层的产油气下限，即有效厚度的测试下限。凡经试油或经增产措施〔酸化、压裂、爆炸、降粘等〕，原油或气稳定日产量到达工业油气流标准者，称为工业油〔气〕流井。单井稳定日产量：指系统试采井半年以上的稳定日产量。——储量计算的起点第一节储量计算概述当前，在考虑到酸化、压裂等增产措施的有效应用条件下，我国现行油气井工业油气流标准如下：探井工业油气流标准（1988）

工工业业油油流流下下限限((tt//dd))

工工业业气气流流下下限限((mm33//dd))

产产油油气气层层埋埋深深／／mm

陆陆地地

海海域域

陆陆地地

海海域域

＜＜550000

00..33

550000

550000～～11000000

00..55

1100..00

11000000

1100000000

＞＞11000000～～22000000

11..00

2200..00

33000000

3300000000

＞＞22000000～～33000000

33..00

3300..00

55000000

5500000000

＞＞33000000～～44000000

55..00

5500..00

1100000000

110000000000

＞＞44000000

1100..00

2200000000

海上油气田的工业油气流标准必须大于陆上标准的10倍以上。

三、油气储量的分类与分级第一节储量计算概述储存于地下的油气，由于地质、技术和经济上的原因，不能全部采至地面，故可以把油气储量分为两类：表内储量表外储量开采价值地质储量可采储量油气储量1.油气储量分类第一节储量计算概述地质储量——是指在地层原始条件下，具存产油(气)能力的储集层中石油和天然气的总量。根据开采价值可分为：表内储量、表外储量。表内储量：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。表外储量：指在现有经济技术条件下，开采不能获得社会经济效益的地质储量。※当原油价格提高或工艺技术改进后，些表外储量可以转变为表内储量。第一节储量计算概述可采储量——在现有经济技术条件下，可以从储油层中采出的油(气)量。式中：N—石油地质储量，104t；NR—可采储量，104t；ER—采收率，小数。剩余可采储量——指油气田投入开发后，可采储量与累积采出量之差。采收率——可采储量与地质储量之比值。第一节储量计算概述2.油气储量分级含油气盆地的总资源量，包括两大局部：推测资源量潜在资源量预测储量控制储量探明储量根据勘探阶段以及对油气田认识程度含油气盆地总资源量远景资源量储量基本探明储量未开发探明储量已开发探明储量：根据区域地质资料，与邻区同类型沉积盆地类比，结合盆地或凹陷初步物探普查资料或参数井的储层物性和生油岩有机地化资料，而估算的资源量。——它是提供编制区域勘探部署或长远规划的依据。

：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。——可作为编制预探部署的依据。第一节储量计算概述推测资源量潜在资源量(圈闭法远景资源量)〔1〕远景资源量根据地质、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。根据普查勘探程度分为2类：第一节储量计算概述〔2〕预测储量在地震详查及其他方法提供的圈闭内，经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。——预测储量是制定评价勘探方案的依据。圈闭内的油层变化，油水关系尚未查明；储量参数由类比法确定，给出一个储量的估算范围；精度较低，为20%—50%。第一节储量计算概述〔3〕控制储量：在某一圈闭，预探井发现工业油气流后，并钻了少量评价井后，所计算的储量。控制储量相对误差不超过±50%

——可作进一步评价钻探，编制中、长期开发规划的依据。地震详查查明了圈闭形态；评价井已经完成单井评价；初步确定了油藏和储层类型，初步了解油气层的岩性、物性、流体性质及压力；取得了局部储量参数，面积、厚度、孔隙度等。第一节储量计算概述〔4〕探明储量：在油气田评价钻探〔详探〕完成或根本完成后计算的储量；是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。注意：计算探明储量时应分别计算：石油〔包括石油中溶解气〕、天然气的地质储量、可采储量、剩余可采储量。——探明储量是油气田开发方案编制及油气田开发建设投资决策的依据。第一节储量计算概述探明储量按勘探开发程度和油〔气〕藏复杂程度分3类：已开发探明储量：在现有经济技术条件下，通过开发方案实施，完成了开发井钻井和油(气)田建设工程，油(气)田已动用开采的储量。未开发探明储量：指已完成评价钻探，并取得可靠的储量参数后计算的储量。其相对误差不得超过±20%。根本探明储量：复杂断块油(气)田、复杂岩性油(气)田和复杂裂缝性油(气)田等在完成地震详查或三维地震并钻了评价井后，在储量参数根本取全、含油面积根本控制情况下计算的储量。相对误差<30%——生产方案的依据——开发设计及开发投资的依据——滚动开发的依据第一节储量计算概述第一节储量计算概述四、油气储量计算的单元储量计算单元：指计算一次储量的地层单元。原那么上，储量计算单元是具有统一油〔气〕水界面的单个油〔气〕藏。储量计算单元应根据油气藏的不同储集类型和圈闭类型的复杂程度采确定。在纵向上一般按同一水动力系统，以层、组为单元。在平面上，简单油气藏按构造或断层圈闭划分，复杂油气藏那么按砂体、断块及透镜体圈闭为单元。裂缝型气藏以裂缝系统为单元。碳酸盐岩礁相及滩相气藏，应以礁体或滩体为计算单元。用油藏开发过程中的动态资料计算储量的方法

第一节储量计算概述五、油气地质储量计算方法

主要有以下几种计算方法：容积法、类比法、统计模拟法、物质平衡法、压降法、产量递减法、矿场不稳定试井法、水驱特征曲线法。它们可以归结为两类：静态法和动态法。依据油藏静态地质参数计算储量的方法

容积法统计模拟法类比法

压降法

水驱特征曲线法

静态法

动态法矿场不稳定试井法

物质平衡法第一节储量计算概述容积法是油气田整个勘探阶段和开发初期阶段计算以孔隙性储集类型为主的油、气藏地质储量的主要方法，也是计算油气藏地质储量的传统方法，应用最广泛。我国油气田〔藏〕在勘探期间或开发早期一般都采用容积法计算储量。容积法适用于不同的圈闭类型、不同的储集类型和驱动方式的油气田〔藏〕。计算结果的可靠程度取决于对储集类型和油气藏类型的认识程度，以及各项资料的质量、数量及其代表性〔资料的丰富程度及精度〕。对于大、中型构造砂岩储集层油、气藏，计算精度较高，而对于复杂类型油、气藏，那么准确性较低，对裂缝性油气藏适应性较差。第一节储量计算概述类比法(经验法)适用于钻井前未探明的地区。它是根据已经枯竭，或者接近于枯竭的油、气藏，计算出在1km2面积上1m油、气层厚度中的油、气储量的平均值。将此平均值外推到和这一面积在地质上相类似的邻近面积或新油、气藏。因此，类比法一般只用于远景储量的估算，计算的储量数字可能有较大的误差。统计模拟法在国内外已逐渐成为储量计算的常规方法，在资源评价中更得到广泛应用。该法以随机变量为对象，以概率论为理论根底，计算的结果是提供一条储量概率分布曲线。根据该曲线，可以获得不同可靠程度的储量数字。统计模拟法对复杂油、气藏的储量计算十分有用，可以提供一个合理的储量范围值。第一节储量计算概述物质平衡法是利用生产资料计算动态地质储量的一种方法。适用于油、气藏开采一段时间，地层压力明显降低(大1MPa)，已采出可采储量的10％以上时，方能取得有效的结果。对于封闭型的未饱和油藏、高渗透性小油、气藏和连通性好的裂缝型油、气藏，物质平衡法计算储量的精度较高。对于低渗透的饱和油藏，精度较差。应用物质平衡方程式时，必须查明油、气藏的驱动类型，取全取准阶段的产量、压力等资料。物质平衡法计算的储量一般可作为已开发探明储量。第一节储量计算概述矿场不稳定试井法是利用出油、气的探井，进行矿场不稳定试井的测试工作。即在保持产量稳定的条件下，连续地测量井底流动压力随时间的变化关系，以确定油、气井控制的断块或裂缝、岩性油、气藏的地质储量。该法对于渗透性、连通性差的油、气藏效果不好，计算结果一般偏低。水驱特征曲线法是在油藏投入开发含水率到达50％以后，利用油藏的累积产水量和累积产油量在半对数坐标上存在明显的直线关系建立的地质储量求取方法：童宪章应用统计研究方法，将国内外135个水驱油藏(128个砂岩和7个碳酸盐岩)的地质储量和相应的甲型水驱特征曲线直线斜率的倒数，绘在双对数坐标纸上，得到地质储量与甲型水驱特征曲线直线的斜率的关系式，由此关系是可求得地质储量。第一节储量计算概述天然气储量计算方法除了容积法和物质平衡法外，主要还有压降法、气藏探边测试法等。压降法是利用气藏压力和产量间的相互变化规律求储量的，它是物质平衡法在封闭性气藏的应用特例。一般来说，气藏经过一段时间的开采(大约采出10％左右)之后，便可应用压降法。压降法不需要任何地质参数，故对于那些结构复杂，而无法求准储气空间的气藏，例如碳酸盐岩裂缝性气藏，最好采用压降法计算天然气储量。

第一节储量计算概述压降法适用于在开采期间气藏容积始终不变的那些气藏，即纯气驱气藏。而对于活泼的水压驱动气藏，那么由于在开采过程中，压力不下降或下降不明显，因此不能采用压降法。如果水压驱动不甚活泼(即气层进水不多)虽然也可以用压降法计算天然气储量，但是要从计算出的总量中减掉在计算时的压力情况下被水所占据的裂缝容积中的天然气储量。气藏探边测试法是利用不稳定试井来估算气藏中单井所控制的储量。此法在气田试采阶段即可使用。该法适用于连通性较好的中、小气藏。气藏探边测试法计算的储量可作为根本探明储量。第五章油气地质储量计算第一节储量计算概述第二节油气储量计算的容积法第三节油气藏采收率的预测第四节油气储量综合评价第二节油气储量计算的容积法一、容积法计算油气储量的思路容积法计算石油储量的根本思路，是将整个油藏当作一个有统一压力系统和彼此连通的容器。在此根底上首先确定含工业储量的油、气层的体积，然后逐次计算油层孔隙空间体积和油气的地下体积，最后将油气的地下体积折算成地面体积或质量。容积法的实质：计算地下岩石孔隙中油气所占体积，并用地面的体积单位或质量单位表示，即容积法计算的地质储量，是换算到地面标准条件下〔20℃，0.101Mpa〕的油气体积或质量。第二节油气储量计算的容积法1．油层岩石总体积Ah将整个油藏当作一个彼此连通的容器，只要求得整个油藏的含油面积A和油层平均有效厚度h，即可得到油层岩石的总体积为：Ah。2．油层孔隙空间体积Ahφ

连通孔隙空间体积占油层岩石总体积的百分比定义为有效孔隙度。只要求得油层平均有效孔隙度φ，就可得到油层孔隙空间的总体积为：Ahφ。第二节油气储量计算的容积法3．地下油气体积AhφSoi

油层平均的原始含油饱和度Soi，油层孔隙空间体积Ahφ之乘积：AhφSoi

4．油气地面体积与质量AhφSoi/Boi地下油气体积AhφSoi

除以原油的原始体积系数Boi，得到油气的地面体积N，为：AhφSoi/Boi。Bo：原油的体积系数，一般都大于1，高者常达以上。石油的地面体积乘以原油密度ρo，得到石油的质量N:AhφSoiρo/Boi5．油气储量计算公式体积质量石油储量计算公式

或式中：N，N’—石油地质储量〔体积或质量〕A—含油面积，km；h—油层平均有效厚度，m；f—平均有效孔隙度，小数；Soi—原始含油饱和度，小数ρo—地面原油密度，ｔ/ｍ3；Boi—原油原始体积系数，小数。第二节油气储量计算的容积法注意：在上述公式中，如果储量单位用104m3或104t，那么公式中的系数C=100；如果储量单位用108m3或108t，那么公式中的系数C=0.01。地层原油中的原始溶解气的地质储量为：第二节油气储量计算的容积法式中：GS——溶解气的地质储量，108m3

RSi——原始溶解气油比，m3/t。式中：

NR——可采储量，104t；ER——采收率，小数。可采储量为：第二节油气储量计算的容积法式中:G——天然气地质储量，108m3；Sgi——原始含气饱和度，小数；Bgi——天然气原始体积系数，小数。气藏天然气储量计算公式：第二节油气储量计算的容积法式中：G—天然气地质储量，108m3；A—含气面积，km2；h—平均有效厚度，m；φ—平均有效孔隙度，小数；Sgi—平均原始含气饱和度，小数；Tsc—地面标准温度，K；T—平均地层温度，K；Psc—地面标准压力，MPa；Pi—气藏的平均原始地层压力，MPa；Zi—原始气体偏差系数，无因次量；气藏天然气储量计算公式：凝析气藏：在初始条件下地层流体呈气态，在开发过程中，从井产物中能同时别离出天然气和凝析油的气藏称为凝析气藏。或：产出天然气中凝析液含量大于50g／m3的气藏。总气藏储量：干气储量：Gd=G·fd

单位：108m3凝析油储量：NC=10-4Gd/GOR单位：104m3第二节油气储量计算的容积法凝析气藏天然气储量计算公式：式中：fd——天然气〔干气〕的摩尔分数，小数。ng——天然气〔干气〕的摩尔数，kmol;no——凝析油的摩尔数，kmol;GOR——凝析气井的生产气油比，m3/m3;go——凝析油的相对密度；Mo——凝析油的相对分子质量，可由如下经验公式确定：第二节油气储量计算的容积法二、储量参数确实定容积法计算石油地质储量的参数总共有6个：含油面积、有效厚度、有效孔隙度、原始含油饱和度、原油体积系数、原油密度。其中含油面积和有效厚度对储量精度影响最大。第二节油气储量计算的容积法含油面积

有效厚度

有效孔隙度束缚水饱和度地面脱气原油密度原油(原始)体积系数对储量精度影响程度减弱第二节油气储量计算的容积法〔一〕含油面积含油气面积是指具有工业性油气流地区的面积。它是容积法计算储量的首要参数。含油面积确实定，本质上是确定油藏中具工业产能的油气层的四周边界。油藏或油层的四周边界确定以后，求取含油面积可以采用求积仪或网格法等方法直接量取即可。因此，怎样确定含油边界，就成为确定含油面积的主要问题。1.含油边界确定的根本方法含油气边界的范围取决于产油气层的圈闭类型、储集层物性变化及油气水分布规律，它是油气田勘探的综合成果。含油边界确实定，需要充分利用钻井、地震、测井和测试〔试油〕等资料，综合研究油气藏类型和油、气、水分布规律，确定流体界面〔油水界面、气油界面、气水界面〕以及油气遮挡边界〔断层、岩性、地层〕，编制反映油气层顶〔底〕面形态的海拔高度等值线图，以圈定含油〔气〕面积。因此，含油边界确实定，需要有比较准确的油藏顶〔底〕面构造图、遮挡边界平面、剖面展布图、一定数量的探边井。第二节油气储量计算的容积法第二节油气储量计算的容积法2.油水界面确实定第二节油气储量计算的容积法油水界面→油水过渡带对于岩性均一的储层高渗储层→毛管压力曲线近似L型，油水过渡段小→视为一个界面低渗油层→毛管压力曲线出现缓慢变化段，那么有较厚的油水过渡段。对于岩性不均一储层油水界面或过渡带可以是倾斜的或凹凸不平的。第三节容积法计算石油储量油水界面确实定方法有三种：第二节油气储量计算的容积法利用岩心、测井及试油资料确定油水界面用毛细管压力资料研究油水界面利用压力资料确定油水界面

岩心、测井及试油资料确定单井油水界面该方法中，确定油水界面最重要的资料是试油资料，尤其是单层资料起着决定作用，其它资料在某一具体情况下可能有决定意义，但通常是作补充和辅助用，在综合研究中起作用。第二节油气储量计算的容积法根本步骤：根据试油或测井解释的各井油层、水层、油水同层、干层，划分油水系统。在统一油水系统内，按油藏剖面或次序，依次将各井的油层底界和最高油水同层或水层顶界海拔高度进行标注〔先算出〕。最好用单层试油资料。整体分析油水分布规律，在油底和水顶之间合理划分油水界面。当资料较少，油底和水顶相距较远时，油水界面应偏向油底，以防面积增大。第二节油气储量计算的容积法应用毛管压力曲线确定油气水界面油藏油水垂向分布示意图30%78%Sw油水相对渗透率曲线

根据毛细管压力曲线特征及相渗透率曲线，按井的产出特征可以将油藏垂向油水分布自上而下可分为3段：产纯油段油水过渡段产纯水段第二节油气储量计算的容积法1井在油水界面处液柱产生的压力=2井在油水界面处液柱产生的压力：测压面水平储集层均质高渗地表海拔高度为0或井口海拔

应用压力资料确定油气水界面第二节油气储量计算的容积法海平面1oilwell2waterwell?—水井地层压力，MPa;—油井地层压力，MPa;—油水界面海拔，m;—油井井底海拔，m;—水井井底海拔，m;—油、水密度，g/cm3;油井底至油水界面的油柱压力水井底至油水界面的水柱压力(1)相关术语油水边界是控制含油分布的重要边界。可分为外含油边界、内含油边界。外含油边界：油水界面与储集层构造顶面交线，即最大含油面积的边界线，该边界外为纯产水区。内含油边界：油水界面与储集层构造底面交线。纯含油区：内含油边界控制的含油面积。过渡带：平均有效厚度≈该油层1/2。第二节油气储量计算的容积法3．含油边界确实定(2)含油边界的圈定第二节油气储量计算的容积法依据油藏类型圈定含油边界。油藏类型对圈定含油面积起着重要的控制作用。因此，在确定含油气边界时，首先初步确定油藏类型，了解控制油气分布主要因素。Ⅰ简单的背斜油藏Ⅱ断块(层)油藏Ⅲ构造-岩性油藏和岩性油藏

第三节容积法计算石油储量Ⅰ简单的背斜油藏对于背斜油藏，主要搞清构造形态及确定统一的油水界面之后，即可比较准确地圈定含油面积。

方法：将油水界面投影到构造图上，便可以在平面上确定油水边界，圈定油藏的含油面积。一般投在油层顶面构造图上。第三节容积法计算石油储量油层厚度稳定的背斜油藏油层厚度不稳定的背斜油藏第二节油气储量计算的容积法方法：断层边界+油水界面线，采用剖面投影法。Ⅱ断块(层)油藏确定含油边界前，必须先确定：搞清断块内油气水系统断层的正确位置断块油藏圈定含油面积通常不分纯油气区和过渡带。一般以外含油边界圈定(计算平均有效厚度时，应将过渡带厚度减薄的因素考虑在内)。

第二节油气储量计算的容积法Ⅲ构造-岩性油藏和岩性油藏该类油藏以岩性圈闭为主。确定含油面积关键：正确识别岩性油气藏确定岩性边界方法：根据岩性边界圈定含油边界。第二节油气储量计算的容积法岩性油藏的识别：

特点一：剖面上水层多或泥质层多，油层少且分散，并且各井油层层位不同，不是同一砂岩体；特点二：岩性油藏(尤其是透镜体砂岩油藏)，储层封闭较好，常具有压力系数高、初期产量大、压力降落快等特点。第二节油气储量计算的容积法岩性边界一般指储层岩性发生变化的分界线。但储量计算中，岩性边界是指有效储层和非有效储层的分界线，又称有效厚度零线。岩性边界不等同于砂岩尖灭线，砂岩尖灭线指砂岩与泥岩的界限。一般来说在砂岩尖灭线的向砂体一侧。因此，一般是先确定砂岩尖灭线，再确定岩性边界。确定砂岩尖灭位置后，在尖灭线和有效厚度井之间将零线当作一条等值线来勾绘。岩性边界确实定：第二节油气储量计算的容积法油藏完全由岩性控制边界时，那么储集层尖灭线即为含油边界线。实际工作中经常以有效厚度等零线作为含油气边界线。含油边界确实定原那么：纯岩性油藏的含油面积仅受岩性边界控制第二节油气储量计算的容积法油藏上倾部位以岩性尖灭圈闭，下倾部位由油水边界控制时，那么以下倾部位的油水界面在构造图上圈定的外含油边界与储集层尖灭线〔或有效厚度等零线〕交接圈定含油面积。含油边界确实定原那么：岩性-构造油藏含油面积通常受岩性边界、油水边界控制。第二节油气储量计算的容积法油藏既有岩性边界、油水边界，同时又有断层边界时，那么三者边界线闭合圈定含油〔气〕面积。含油边界确实定原那么：第二节油气储量计算的容积法含油面积确定小结：

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油水分布规律对于油层均质、物性稳定、构造简单、很少有断裂的油藏根据油水边界确定含油面积。对于地质条件复杂的含油边界由油水边界、岩性边界和断层线等构成的油藏须查明圈闭形态、断层及岩性尖灭位置等，方可圈定含油面积第二节油气储量计算的容积法〔二〕油层有效厚度油层有效厚度，就是指储油层中具有工业产油能力的那局部油层的厚度，即工业油井内具可动油的储集层的厚度。有效厚度的工业产油气能力不能理解为任意翻开一个单层，产量都要求到达某个工业产量标准，而是要求该产量在全井到达工业油气井标准中有奉献，这种奉献不管大小，只要有可动的油气流流出即可。１.有效厚度的概念有效厚度必须具备两个条件：一是油气层内具有可动油气；二是在现代工艺技术条件下可提供开发。第二节油气储量计算的容积法2.有效厚度下限标准有效厚度下限标准指岩性、物性、含油性和电性标准。电性标准一般是实际划分有效厚度的操作依据，包括油、气、水、干层判别标准和夹层扣出标准。对储层性质和流体性质相近的多个油气藏，可制定统一的标准。原油和天然气在储层内的流动性有很大差异，油层和气层的划分标准应分别制定。当储层的孔隙度、渗透率及含油饱和度到达一定数值后，油层才具有开采价值，否那么油层失去开采价值。第二节油气储量计算的容积法确定有效厚度物性下限的方法有试油法、经验统计法、含油产状法等多种。各油田可根据具体地质条件和资料情况选择采用.3.有效厚度物性下限确实定〔1〕试油法试油法是根据试油成果来确定有效厚度物性下限的方法。单层试油成果是储集层物性、流体饱和度、流体性质和工艺技术水平的综合反映，是研究储油层中原油流动的直接资料。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。或利用单层试油资料与岩心测定的孔隙度、渗透率资料作交会图，那么可确定有效厚度的物性下限。干层油层第二节油气储量计算的容积法〔2〕经验统计法到目前为止，有效厚度下限尚无确切的物理定量界限。美国广泛使用经验统计法：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，那么应乘以比5%更小的数字作为渗透率下限。他们认为，渗透率下限以下的储层产油能力很小，可以忽略，因而丧失的产油能力很小。第二节油气储量计算的容积法〔3〕含油产状法岩心是认识地下油气层最直接的静态资料。含油产状法指用岩心的含油产状确定有效厚度物性下限的方法。通过大量的岩心研究和和试油分析，发现我国普遍存在的河流相沉积的砂泥岩互层剖面中，储油气层的岩性、物性、含油气性等有一致的变化规律。岩性粗、物性好、含油气性好的储油层，储油气能力好，产油气能力高。反之，那么储油气能力低。当储油气层的岩性、物性和含油气性差到一定程度后，试油那么没有油气流。第二节油气储量计算的容积法第二节油气储量计算的容积法

操作步骤：①划分岩心含油级别；②通过试油确定岩性和含油产状的出油下限；③用数理统计方法统计有效层物性下限。适用范围：碎屑岩储层中，含油产状与物性具有变化一致性的规律。具体而言，含油产状法就是根据油层物性与含油级别的关系，用数理统计的方法研究产油层的物性、含油性与非产油层的物性、含油性的界限。第二节油气储量计算的容积法分级含油面积含油饱满程度不含油部分储层岩性油砂＞75%饱满粉砂级以上含油50%～75%较饱满条带状油浸25%～50%不饱满连片状粉砂级泥质粉砂级油斑10%～25%斑状或条带状连片状泥质粉砂级粉砂质泥岩一般根据含油面积大小和含油饱满程度划分含油产状级别。①划分岩心含油级别第二节油气储量计算的容积法②通过试油确定岩性和含油产状的出油下限例如，大庆油田的大量试油资料说明：出油下限定在油浸粉砂岩；油浸和油斑泥质粉砂岩为非有效层。在上述含油产状划分的根底上，在取心井中，选择有代表性的单层(岩心收获率高，岩性、含油性较均匀，孔隙度、渗透率有代表性)进行试油。搞清岩性、含油性、物性和含油产状及产油能力的关系，确定岩性和含油产状的出油下限、划分有效厚度。

第二节油气储量计算的容积法③用数理统计方法统计有效层物性下限第二节油气储量计算的容积法由地球物理测井可知，油层的测井信息是油层岩性、物性及含油性等的综合响应，它可以间接地反映油层的“储油能力〞和“产油能力〞。例如，从以下图可见，油层的感应幅度差的下限标准为100毫欧姆/米，声波的下限为250微秒/米。3.有效厚度的测井标准试油与感应幅度差、声波时差关系图第二节油气储量计算的容积法因此，可以利用油层岩心、试油和物性分析资料与测井资料建立具有一定精度的相关关系〔即岩、电、物、油四性关系〕，从而制定出有效厚度的测井标准。具体而言，一般是在研究四性关系根底上，以正确反映有效厚度物性标准为目的，进行测井资料的定性、定量解释研究(各项地质参数)，制定出相关标准：判断油、气、水层的测井标准；划分油、干层的测井标准；扣除夹层的测井标准。目前，我国陆相碎屑岩储层确定有效厚度的测井系列：

感应和深浅侧向测井——主要反映含油气饱和度声波和中子测井——主要反映岩性和孔隙度

GR、SP、ML及井径曲线——反映储层渗透性和泥质含量第二节油气储量计算的容积法4.有效厚度的划分方法在油层岩心收获率很高(＞90%)情况下：直接依据岩心资料划分有效厚度。多数井未取心，主要利用测井资料划分油层有效厚度

主要步骤：

根据物性与测井标准确定出有效层；划分出产油层顶、底界限，量取总厚度；从总厚度中扣除夹层厚度，得油层有效厚度。第二节油气储量计算的容积法射孔精度：采用磁性定位跟踪射孔技术后，精度可到达0.2m。测井解释精度：与地质条件有关，一般地区可准确解释到0.4～0.6m的油层，沉积稳定的地区可解释到0.2m薄油层。国内：油层起算厚度为0.2～0.5m，层内起扣厚度为0.2m。有效层的起算厚度和夹层起扣厚度由于技术条件的限制，太薄的油层无法准确射孔进行开采，因此产生有效油层的起算厚度。国内50、60年代油层起算厚度定在0.4—0.5m，后来由于技术进步，一般定在0.2m。特殊情况下，起算厚度可大于0.2m。计算平均有效厚度，首先要编制有效厚度等值图，等厚线的零线〔或尖灭线〕应当与含油气面积一致。一般构造油气藏的油气水边界就是有效厚度的零线。岩性油气藏的尖灭线随岩性和厚度变化而异，因而应当首先确定尖灭线的位置。计算含油面积内的有效厚度平均值有以下3种方法：第二节油气储量计算的容积法5.平均有效厚度的计算方法〔1〕算术平均法算术平均法是根据含油气面积内，单井厚度来计算的。它适用于井多而厚度变化不大的油气田。第二节油气储量计算的容积法〔2〕面积加权平均法面积加权平均法是根据井点厚度所控制的面积来计算的，适用于井点较少和厚度变化较大的油气田。能够比较客观地反映油气层情况，是目前应用较广泛的一种计算方法。第二节油气储量计算的容积法〔3〕井点面积权衡法使用越来越多的一种方法。将最邻近的井点依次连接成三角网。取中垂线划分单井控制面积〔Ai〕。假设中垂线之交点落在三角形之外，那么以三角形之中点连线，划分单井控制面积。油水过渡带取邻井有效厚度的一半。第三节容积法计算石油储量对有效厚度的一般认识：有效厚度必须具备2个条件：油层内具有可动油；在现有工艺技术条件下可提供开发。确定有效厚度物性标准：确定物性下限的方法：测试法、经验统计法、含油产状法等有效厚度的测井标准：确定有效厚度的测井系列油层有效厚度的划分

利用测井资料划分油层顶、底界限；扣除渐变层或夹层；油层有效厚度起算和夹层起扣标准油层有效厚度确实定小结：〔四〕储量参数平均值的计算要求第二节油气储量计算的容积法计算井点有效孔隙度和原始含油、气饱和度的平均值时，应采用油气层有效厚度范围内的样品分析数据或测井解释数据。计算油气藏或分区的参数平均值时，原那么上，有效厚度采用等值线面积加权平均法或井点控制面积加权平均法计算；对已开发探明储量在井数较多、井点分布均匀的情况下，也可采用算术平均法。计算有效孔隙度采用面积加权平均法。计算含油、气饱和度采用算术平均法。第五章油气地质储量计算第一节储量计算概述第二节油气储量计算的容积法第三节油气藏采收率的预测第四节油气储量综合评价第三节油气藏采收率的预测油〔气〕藏采收率指在一经济极限内，在现代工程技术条件下，从油〔气〕藏原始地质储量中可以采出的油〔气〕体百分数。一、油气藏采收率的影响因素石油采收率是较难确定的一个参数，因为它受多种因素影响，如油层性质、流体性质、驱动类型、开发方式、外表现象等等。影响采收率的因素有两大方面：

油藏地质因素、人为因素第三节油气藏采收率的预测油藏类型：如构造、岩性、裂缝性油藏等；天然能量及其可利用程度：如流体弹性能、边水、底水、气顶等；储层物性及其非均质性：如孔、渗、饱；孔隙结构；润湿性；连通性等流体物性：如原油粘度、凝固点、油水粘度比等。1.地质因素的影响第三节油气藏采收率的预测开发层系的划分：高渗透层和低渗透层合采而限制低渗透层；高压层和低压层合采而低压层不出油；且高渗透层水淹快，加剧层间矛盾，这些均影响采收率。开发方式、井网密度及开发调整；开采工艺技术水平；增产措施以及采用新技术、新工艺的效果；提高采收率的三次采油方法的应用规模及效果。2.人为因素对气藏来说，影响采收率的因素主要是：驱动类型、储层渗透率、连通性和废弃地层压力的大小。第三节油气藏采收率的预测二、油气藏采收率的预测从20世纪20年代就开始用统计的方法对已开采枯竭的油田来估计油层采收率。20世纪40年代贝克莱-列维尔特等人相继提出了计算溶解气驱、气顶驱及水驱采收率的各种方法，但其方法属理想状态。20世纪50年代后开始考虑非均质性对采收率的影响。有多位专家通过对美国103个油田资料分析比照得出的采收率经验公式，有一定的参考价值。目前我国广泛使用的是在水驱油田上绘制驱替曲线方法来预测水驱油田的采收率，计算结果较符合实际，且方法简单。但是，因影响采收率的因素很多，目前为止，虽然计算方法很多，仍然还没有一种直接而又精确的方法。因此，通常采用常采用综合方法，用多种方法计算，从中选择一个近似值。第三节油气藏采收率的预测常用的预测油气藏采收率的方法如下：油藏：岩心分析法岩心模拟实验法根据油藏驱动类型确定原油采收率经验公式法气藏：统计学方法第三节油气藏采收率的预测〔1〕岩心分析法1.油藏采收率测算一种方法是在采油区内用失水最较大的水基钻井液取心，测定岩心中剩余油量，求得采收率。另一种方法是在油田的水淹区内取心，测定岩心中剩余油量，求得采收率。第三节油气藏采收率的预测①测定常规取心的剩余油饱和度计算水驱油效率通常认为，在油田中，用失水量较大的水基钻井液钻井取出的岩心受到钻井液滤液的冲刷，接近水驱过程的情况，所以可按岩心分析估算剩余油饱和度。但岩心在提出地面时由于溶解气膨胀排油的作用，因此应将实验室用抽提法测定的剩余油饱和度进行体积校正。另外考虑到取心过程中由于原油脱气使剩余油饱和度减少，而偏大的采收率应在最终采收率中扣除(前苏联采用的方法)。因此，采收率计算公式为：第三节油气藏采收率的预测式中：rg—考虑取心过程中由于原油脱气使剩余油饱和度减少而偏大的采收率，一般为0.02-0.03;Bo—水驱后油藏压力下的体积系数，m3/m3；Sor—剩余油饱和度，f；Swi—束缚水饱和度，f。②在油田水淹区内取心，测定岩心剩余油饱和度，按上述公式计算采收率。第三节油气藏采收率的预测岩心模拟可以直接用从油层所取得的岩心作试验，也可以用人造岩心作试验。用水驱油时，岩心原油采收率按下式确定：〔2〕岩心模拟实验法式中：Sor—水驱岩心剩余油饱和度，f；Soi—初始含油饱和度，f。第三节油气藏采收率的预测此法是用本油田的实际岩心进行水驱油实验，模拟地下水驱油过程，因此比较符合于油层实际情况。但是，在实验室中求出的仅仅是岩心实验模拟的结果，实际油层的非均质性未给予考虑，它实际上只是油层的洗油效率。最终采收率是注入工作剂的宏观涉及系数与微观驱油效率的乘积。因而得出的数据是最大的水驱采收率。因此在使用时应考虑由于油层非均质性，不同类型油层，注水方式不一样，取得的最终采收率也不一样。第三节油气藏采收率的预测〔3〕根据油藏驱动类型确定原油采收率国内外不同驱动类型油藏原油最终采收率经验值为：水压驱动30%～50%；气顶驱动20%～40%溶解气驱10%～20%；重力驱动10%～20%在勘探阶段资料很少情况下，根据油藏地质条件、原油性质、驱动类型，按上述经验值，确定采收率估计值。第三节油气藏采收率的预测〔4〕经验公式法在油田未投入开发或在开发初期，利用油藏地质参数和开发参数评价油藏采收率的简易方法。收集开发结束或临近结束的各类油田的实际采收率资料，对主要油藏类型研究影响采收率的各项因素，选择其中的主要影响因素研究其对采收率的影响程度，据此回归建立具统计规律的数学关系式，就成为测算油气采收率的经验公式。自20世纪50年代以来，国内外学者都根据各自收集的资料陆续建立了不少的经验公式，对油气采收率的测算起到重要的作用。第三节油气藏采收率的预测童宪章提出水驱油藏原油采收率的经验公式

1978年，我国学者童宪章根据实际油田开发资料的研究和统计理论，推导出有关水驱曲线的规律，并进而将水驱曲线的关系式与油藏流体性质、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。式中：Kro、Krw—油、水的相对渗透率，小数μo、μw—地层原油、地层水的粘度，mPa·s上式的优点是简单，而且易于理解。式中有两个主要因累，一是油水粘度比，很容易测定；另一个是油水相对渗透率比值，可以根据相对渗透率曲线求得。第三节油气藏采收率的预测我国水驱砂岩油藏的相关经验公式

由我国东部地区150个水驱砂岩油藏统计得到的相关经验公式。式中：K—有效渗透率，10-3mm2；mo—地层原油粘度，mPa·s；

f—有效孔隙度，f；S—井网密度，well/km2。上式的相关系数为0.7614，各项参数的变化范围如下表。第三节油气藏采收率的预测我国石油专业储量委员会提出的经验公式

1985年，我国储量委会利用国内外200多个水驱砂岩油藏资料，得到了如下经验公式：

该经验公式更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。此外，还有美国和前苏联学者提出了系列经验公式。为了检验国内外相关经验公式对我国油田的适用性，人们选择了我国开发时间较长且资料比较多的23个油田进行测算和比较，发现美国和前苏联的经验公式的计算结果普遍偏高，而我国的经验公式〔上式〕的计算结果与各油田标定的采收率值吻合较好。第三节油气藏采收率的预测求取采收率的经验公式很多，在应用时必须了解：

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。第三节油气藏采收率的预测主要运用数理统计方法对已开发完的或接近开发完的实际气田进行采收率的分析研究。2.气藏采收率测算〔1〕在美国，有人总结了67个已采完的气田采收率，平均为82.9％，一般在65.2％～92.6％范围变化。〔2〕前苏联对已开采完或接近开采完的气田的统计结果为：第三节油气藏采收率的预测弹性气驱为70％～95％；弹性水驱为45％～70％致密气藏可降到30％；凝析气藏为65％～80％。〔3〕加拿大学者G.J.狄索尔斯归纳了世界不同类型气藏的采收率〔4〕中国天然气储量计算标准中总结了中国的气藏采收率气驱为80％～95％；水驱为45％～60％；致密气藏小于60％；凝析气藏为65％～85％，其中凝析油小于40％。第五章油气地质储量计算第一节储量计算概述第二节油气储量计算的容积法第三节油气藏采收率的预测第四节油气储量综合评价第四节油气储量评价石油储量开发利用的经济效果不仅和油气储量的数量有关，还主要取决于油气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，其开发建设投资相对较少，开发经济效益较好；而油层厚度薄、产量低、原油性质差、储层埋藏深、交通不便的储量那么开发投资大、开发效益差。分析勘探效果不仅要看探明储量的多少，还要综合分析探明储量的质量。所以，在我国颁发的油、气储量标准中明确规定，对申报的储量必须进行综合评价。储量可靠性评价储量综合评价特殊储量第四节油气储量评价鉴于油气储量对国民经济和国家战略平安的重要性，因此，在储量计算完成的同时，必须对本次储量计算的可靠性进行评价，指出本次储量计算哪些局部地区、哪些储量参数比较落实，而哪些局部地区、哪些储量参数还有疑问不落实，并对本次计算的储量精度级别做出评价。一、储量可靠性评价第四节油气储量评价各种资料的齐全、准确程度，是否到达本级储量要求；确定储量参数的方法及各种图版的精度；储量参数的计算与选用是否合理，并进行多种方法比照校验；油气田地质研究是否到达本级储量要求的认识程度；分析油、气藏储层类型及根据油、气藏类型所选择的储量计算方法是否合理。对于油、气储量计算的结果，一般应根据以下内容进行可靠性评价：第四节油气储量评价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。储量综合评价主要是针对油气储量的质量品位和开发效益进行的评价。国家储量委员会规定，申报的油气储量必须按产能大小、储量丰度、储量规模和埋藏深度等四方面进行综合评价。二、储量综合评价第四节油气储量评价产能大小是储量品质的重要指标。通常按如下标准分类：1．按产能大小评价对石油储量：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。对天然气储量：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。第四节油气储量评价储量丰度定义为单位含油面积所拥有的油气地质储量，即：2．按储量丰度评价储量丰度描述油藏单位面积所拥有或控制的油气储量，它显示出油气储量的丰富程度，是油气储量评价的重要指标。对石油储量分：高丰度、中丰度、低丰度、特低丰度四个等级对天然气储量分：高丰度、中丰度、低丰度三个等级式中：QN—储量丰度，油：

104t/km2；气：108m3/km2；

N—地质储量，油：104t；气：108m3；

A—含油气面积，km2。第四节油气储量评价从已发现油田储量丰度看，我国已发现的油田：以中丰度(100—300×104t/km2)储量为主。这类油田共发现244个，探明石油地质储量105.97亿吨，探明石油地质储量占全国总探明石油地质储量的43％；其次是高丰度(大于或等于300×104t/km2)储量，探明石油地质储量72.2亿吨，占全国总探明地质储量的29.3％。低丰度(小于100×104t/km2)储量发现相对较少，截至2004年底，已发现的低丰度储量仅占所发现石油总储量的27.7％。但从近几年的勘探实践看，低丰度石油储量已经成为我国新增石油储量的主体。近几年年增石油储量中，低丰度石油储量约占年新增石油地质储量的80％—90％。预计未来随着勘探工作的不断深入，低丰度储量将是我国石油新增储量的重点。第四节油气储量评价第四节油气储量评价据统计，中国46个大中型气田储量平均丰度为8.43×108m3/Km2，按中国的分法属于中等丰度。高丰度的大中型气田比较少，目前全国储量丰度最高的气田为塔里木盆地库车坳陷的克拉2气田，储量丰度为53.21×108m3／km2；其他的如南海琼南盆地的崖13-1气田，储量丰度为19.58×108m3/Km2。目前全国储量丰度大于10×108m3/Km2的大中型气田有16个，占大中型气田储量的30.23％；中等丰度的气田10个，占其储量的11.50％；低丰度的气田19个，占其储量的37.09％；长庆气田属于特低丰度的特大型气田，储量丰度为0.63×108m3／km2，占气储量的21.18％。总之，中国的大中型气田多数属于中低储量丰度，大中型气田储量丰度的上下主要与储集层类型和气藏类型有关。凡属大型平原三角洲、近岸滑塌浊积岩、礁块等块状巨厚、渗透性好的块状气藏类型的储量丰度都高，而三角洲前缘带和辫状河沉积的薄层细粉砂岩岩性气藏及碳酸盐岩裂缝性储集层的气藏储量丰度都低。第四节油气储量评价第四节油气储量评价此外，在油田开发界，还常常使用储量系数〔也称单储系数〕概念。储量系数定义为：式中：qN——储量系数，104t/m.km2；he——油层平均有效厚度，m。储量系数显示单位油层体积所拥有的油气储量，其定量的科学程度和横向比较的意义较储量丰度有所提高，但应用尚不及后者广泛。第四节油气储量评价

油田划分为特大、大型、中型和小型油田四个等级；气田只分大、中、小三个等级。3．按储量大小评价由于油气田开发需要建立注水、采油、井下作业、油气处理集输，以及交通、通讯等许多配套设施，显然，储量规模大的油田比储量小的油田开发本钱要低得多。因此，储量的大小也是油气储量评价的重要指标。第四节油气储量评价在我国已发现油田中，特大型油田(大于10亿吨)1个，即著名的大庆喇萨杏油田，含油面积920平方公里，探明石油地质储量41.7亿吨，占全国总探明地质储量的16.9％。储量规模在1—10亿吨的大型油田45个，探明石油地质储量101.4亿吨，探明石油地质储量占全国总探明石油地质储量的41％。从已发现油田规模状况看，我国已发现的大型和特大型油田