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第五章 储量计算第一节 石油资源量、储量分级与分类油气资源量和储量是一个与地质认识、技术和经济条件有关的变量。
油气勘探开发的全过程实际上是对地下油气藏逐步认识的过程，也是从油气资源量向储量转化、储量精度逐步提高和接近于客观实际的过程。
这个过程既有连续性，又有阶段性，不同勘探、开发阶段所计算的储量精度不同。
因而在进行勘探和开发决策时，要和不同级别的储量相适应，以保证经济效益。
一、 我国石油资源量、储量分级与分类 1．资源量资源量是在一定时间，估算的地层中已发现（含采出量）和待发现的油气聚集的总量。
2．地质储量地质储量是资源量中已发现的部分，即在原始地层条件下，已发现的油气储层有效孔隙中储藏的油气总体积，换算到地面标准条件下的油气总量。
3．可采储量可采储量是在现有经济技术条件下，从油气藏中可采出的油气总量。
4．储量分级与分类油气田从发现到全面投入开发，大体经过预探、评价勘探和开发三个阶段。
根据各阶段对油气藏认识程度的不同，将储量划分为预测、控制和探明三级，详见图2.5.1。
资 源 量 Resources已发现资源量 Discovered Resource 地质储量 OIP/GIP待发现资源量 Undiscovered Resource控制储量相当Probable OIP/GIP探明储量相当Proved OIP/GIP预测储量相当Possible OIP/GIP图 2.5.1 资源量、储量分级图1) 探明储量探明储量是在油气田评价勘探阶段完成后，或在开发过程中计算的储量。
探明储量是编制油气田开发方案、进行油气田开发建设的投资决策、油气田开发分析与管理的依据。
探明储量按开发状态划分为已开发探明储量和未开发探明储量两类。
详见图2.5.2。
图 2.5.2 探明储量分类图(1)已开发探明储量（简称Ⅰ类）已开发探明储量指通过开发方案的实施，已完成生产井钻井和设施建设，并已投入开发的探明储量。
储量的可信系数大于90%。
中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定（2011年1月1日实施）第一章总则第一条为认真贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针和“以人为本”的理念，不断强化油气勘探开发过程井控管理，严防井喷失控、H2S等有毒有害气体泄漏事故，保障人民生命财产安全与保护环境，维护社会稳定，有利于发现、保护和利用油气资源，依据国家安全生产有关法律法规、石油行业及中国石油化工集团公司（以下简称集团公司）标准与制度，特制定本规定。
第二条井控管理是一项系统工程，涉及井位选址、地质与工程设计、设备配套、安装维修、生产组织、技术管理、现场管理等各项工作，需要计划、财务、设计、地质、生产、工程、装备、监督、培训、安全等部门相互配合，共同做好井控工作。
第三条本规定所称“井控”是指油气勘探开发全过程油气井、注水（气）井的控制与管理，包括钻井、测井、录井、测试、注水（气）、井下作业、正常生产井管理和报废井弃置处理等各生产环节。
第四条本规定所称“三高”是指具有高产、高压、高含H2S特征的井。
其中，“高产”是指天然气无阻流量达100×104m3/d及以上；“高压”是指地层压力达70MPa及以上；“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000ppm及以上。
第五条本规定适用于集团公司国内陆上石油与天然气勘探开发井控管理；海上油气勘探开发井控管理应依据海上井控管理特殊要求，在本规定基础上修订完善执行；陆上CO2气体、非常规天然气等勘探开发井控可参照本规定执行。
第二章井控管理基本制度第六条井控分级管理制度。
总部及油田企业（单位）均应成立井控工作领导小组，全面负责井控工作。
（一）集团公司成立井控工作领导小组，组长由股份公司总裁担任，副组长由分管油田企业的副总经理和高级副总裁担任，成员由石油工程管理部、油田勘探开发事业部、安全环保局、物资装备部、生产经营管理部、发展计划部、集团（股份）财务部和人事部等部门领导组成。
（二）集团公司井控工作领导小组综合管理与监督办公室设在安全环保局，负责集团公司井控日常综合协调管理和监督工作。
石油工程的定义: 石油工程是根据油气和储层特性建立适宜的流动通道并优选举升方法，经济有效地将深埋于地下油气从油气藏中开采到地面所实施的一系列工程和工艺技术的总称。
包括油藏、钻井、采油和石油地面工程等。
石油工程任务1勘探发现具有工业油气流的含油气构造 2制定合理的开发方案 3进行合理的钻井设计和科学的钻井施工 4制定采油工程方案，确定采油工艺技术 5开发的动态监测与开发调整 6采取有效措施，提高原油采收率 油气藏形成的必要条件：生油，运移，储集，盖层，聚集，保存。
地层原油高压物性 ：1、溶解气油比（Rs ）:在油藏温度和压力下地层油中溶解的气量与地面脱气原油体积比值，m3/m3 2压缩系数（Co ）：在温度一定的条件下，单位体积地层油随压力变化的体积变化率，1/MPa 3体积系数（Bo ）：又称原油地下体积系数，是指原油在地下体积(即地层油体积Vf )与其在地面脱气后的体积(Vs)之比。
4粘度（μ） ：当速度梯度为1时单位面积上流体的内摩擦力，单位：mPa.s 。
（一）岩石:沉积岩,岩浆岩,变质岩 孔隙度 是指岩石中孔隙体积与岩石总体积的比值。
油藏含油（水、气）饱和度 : 油层孔隙里含油（水、气）的体积与孔隙体积的比值。
是计算油田储量的重要数据。
含油饱和度越大，说明地层中含油越多。
岩石的渗透性：在一定的压差作用下，储层岩石让流体在其中流动的性质。
其大小用渗透率(permeability)表示. 绝对渗透率：指单相流体o w g K K K K++<在多孔介质中流动，不与之发生物理化学作用的渗透率。
有效渗透率：当岩石中有两种以上流体共存时，岩石对某一相流体的通过能力，又称相渗透率。
相对渗透率：当岩石中有多种流体共存时，每一种流体的有效渗透率与绝对渗透率的比值，以小数或百分数表示。
油藏岩石压缩系数: 油藏压力每变化单位压降时，油藏岩石内孔隙体积的变化率流体饱和度（1）含油（气、水）饱和度 （2）束缚水饱和度（Swi ) （3）残余含油饱和度地质储量 指在地层原始状态下，油气藏中油气的总储量。
油密AA级 5年中国石油SEC准则油气储量评估指南（试行）中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司二○○四年十一月前言自2000年以来，中国石油天然气股份有限公司（中国石油）、中国石油化工股份有限公司（中国石化）和中海石油（中国）有限公司（中国海油）三大公司相继在纽约证券交易所上市，根据美国证券交易委员会（SEC）准则进行油气储量评估已成为中国三大石油公司储量管理的重要内容。
SEC准则下的油气证实储量是油公司的核心资产。
证实储量评估的核心内容是依据生产连续性的原则和已经见到效果的技术，确定现阶段高确信度的剩余经济可采储量和储量价值。
中国石油已成功地进行了五个年度的油气储量特定资产评估，开展了《SEC标准油气储量评估方法研究与培训》项目的研究，组织了大规模的“SEC标准油气储量评估方法”培训，引进并客户化了油气储量资产评估软件，建立了上市储量评估数据库，培养了一批能按照国际通行标准开展储量评估的技术骨干，具备了全面开展SEC准则油气储量自评估的条件。
为了指导和规范各油田公司SEC准则油气储量的自评估工作，勘探与生产分公司储量管理处组织了中国石油勘探开发研究院杭州地质研究所、油气资源规划所、廊坊分院天然气地质所以及大庆、西南、辽河等有关油田公司的专家，组成《中国石油SEC准则油气储量评估指南》编制小组。
编制小组成员主要包括：王永祥、王靖云、胡允栋、谢锦龙、蒋新、郑德文、张亚庆、毕海滨、胡晓春、邓攀、张伦友、兰丽凤、李铁军等。
编制小组充分地研讨了美国SEC准则中S-X部分有关证实储量定义以及美国SEC财务会计准则第69号声明等有关油气储量准则，以《美国SEC油气储量评估方法》一书为基础，全面回顾并系统总结了股份公司上市油气储量评估的流程、内容和方法，特别对评估的技术关键和存在的问题进行了深入讨论。
在2004年11月中旬举办的“上市储量评估数据库与资料准备会”上，各油田公司与会代表对《中国石油SEC 准则油气储量评估指南》的初稿进行了深入讨论。
第一章总则第一条为了规范油藏工程管理，加强油田开发过程调控，提高油田开发水平，根据《油田开发管理纲要》，特制定本《规定》。
第二条油藏工程管理要以油藏工程理论为指导，油田地质研究为基础，充分发挥各专业的协同优势，大力推广应用新工艺、新技术，使油田达到较高的经济采收率。
第三条油藏工程管理的主要内容是：在油藏评价和油田开发过程中，深化油藏认识，把握油田开发趋势，搞好油藏工程方案设计和实施，做好动态监测和跟踪调整工作，确保油田高效开发。
第四条本《规定》适用于股份公司及所属油（气）田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的陆上油田开发活动。
控股、参股公司和国内合作的陆上油田开发活动参照执行。
第二章油藏评价第五条油藏评价阶段油藏工程管理的主要内容是：1. 编制油藏评价部署方案。
2. 为提交探明储量和编制油田开发方案，取全取准所需要的各项原始资料。
3. 进行油藏开发技术经济评价，对有经济开发价值的油藏提交探明储量。
4. 开展开发先导试验。
5. 建立概念地质模型，编制油藏工程初步方案。
第六条油藏评价部署方案的主要内容应包括：评价目标概况、油藏评价部署、油田开发概念方案、经济评价、风险分析、实施要求等。
1. 评价目标概况应概述预探简况、已录取的基础资料、控制储量和预探阶段取得的认识及成果。
— 1 —2. 油藏评价部署要遵循整体部署、分批实施、及时调整的原则。
不同类型油藏应有不同的侧重点。
要根据油藏地质特征（构造、储层、流体性质、油藏类型、概念地质模型及探明储量估算、产能分析等）论述油藏评价部署的依据，提出油藏评价部署解决的主要问题、评价工作量及工作进度、评价投资和预期评价成果。
3. 实施要求应提出油藏评价部署方案实施前应做的工作、部署方案工作量安排及具体实施要求、部署方案进度安排及出现问题的应对措施。
第七条油藏评价部署方案中油田开发概念方案的主要内容包括：1. 可能的含油层系、产油层厚度、面积及石油地质储量。
2. 可能的油田开发方式。
SEC标准油气储量评估SEC是美国证券委员会（Secucrities and Exchange Commission）的缩写。
SEC储量就是利用SEC准则评估出的油气储量。
自1999年中石油在美国纽约证券交易所上市以来，每年需要由美国D&M公司根据SEC准则进行油气储量评估，并编制年报、披露储量信息。
为加强对D&M公司评估结果的监督，使储量管理工作逐渐与国际接轨，2004年开始，股份公司要求各油田公司同时开展自评估，并将自评估结果与D&M公司初评结果进行对比分析后，通过与D&M公司进行对接，确定最终评估方案，将终评结果进行披露。
按照SEC准则评估的证实石油储量是剩余经济可采储量的概念。
证实储量包括证实已开发储量（PD）和证实未开发储量（PUD）两部分，其中PD储量又包括已开发正生产储量（PDP）和已开发未生产储量（PDNP）储量。
其中PDP储量是已经投入正式开发，且已经出现一定生产规律的储量。
PDNP储量一般指油井刚完钻尚未投入生产或投入开发时间较短尚未出现递减规律时暂采用容积法计算结果，一般在全部投入生产出现递减规律后，PDNP储量就转入动态法评估成为PDP储量。
PDP储量一般由评估人员按照SEC准则采用动态法利用生产数据进行评估得到，D&M公司评估师一般采用递减曲线进行评估，PDP储量需要每年按照最新的开发数据和经济参数分单元开展评估。
PUD和PDNP储量均由评估人员按照SEC准则利用容积法计算地质储量，再类比采收率，计算得到，这两类储量需要每年对动用情况进行分析，看是否需要转为已开发储量。
同时，在SEC储量评估时，要按照评估储量和经济参数进行储量价值的评估，一般用于年报信息披露。
一、这几种储量的定义如下：1.证实储量（Proved Reserves）: 是在现行经济和操作条件下，地质和工程资料表明，将来从已知油气藏中能以合理的确定性采出的原油、天然气和天然气液的数量。
储量计算方法储量计算是石油工程中的一个重要环节，用于估算石油储层中的可采储量。
准确的储量计算是决定石油开发方案和经济效益的基础，因此储量计算方法的选择和应用至关重要。
本文将介绍几种常用的储量计算方法，并对其适用范围和计算步骤进行详细说明。
一、原油1. 物质平衡法物质平衡法是一种常用的储量计算方法，它基于储层中的流体平衡原理，通过石油气田的产量及气藏中原油的组分和状态参数，推算储层中的可采原油储量。
该方法适用于采收率较高且气藏物性比较单一的情况。
2. 体积法体积法以储层中的原油体积为计算依据，通过测定储层体积、有效孔隙度和饱和度等参数，计算储层中的原油储量。
这种方法适用于孔隙度较高和载油组分较复杂的储层。
二、天然气1. 产量法产量法是计算天然气储量的一种常用方法，它基于气井的产量数据和气藏参数，通过推算气藏衰减规律来估算储层中的可采天然气量。
该方法适用于气藏开发过程中产量变化较大的情况。
2. 压缩因子法压缩因子法是另一种常用的天然气储量计算方法，它通过测定天然气的压缩因子、温度和压力等参数，计算储层中的可采天然气储量。
这种方法适用于含硫气体和高压气藏等特殊情况。
三、重质油1. 含量法含量法是计算重质油储量的一种常用方法，它基于石油样品化验结果，通过测定重质油中的组分含量和密度等参数，推算储层中的可采重质油储量。
该方法适用于重质油储层中重质组分含量较高的情况。
2. 计算模型法计算模型法是另一种常用的重质油储量计算方法，它基于石油化工和油藏工程理论，通过建立数学计算模型，推算储层中的可采重质油储量。
这种方法适用于重质油储层中油质较复杂和渗透率较低的情况。
总结起来，储量计算方法依据不同的油气藏特点和采收技术要求，选择合适的计算方法进行储量估算。
在实际应用过程中，还应考虑不确定性因素对计算结果的影响，并结合其它地质和工程数据进行综合评价，以提高储量计算结果的准确性和可靠性。
以上介绍的储量计算方法仅为常见的几种，随着石油工程技术的发展，还会出现新的计算方法。
石油天然气储量计算从油气田发现直至油气田废弃的各个勘探开发阶段，油气田的经营者，应根据勘探开发阶段，依据地质、工程资料的变化和技术经济条件的变化，分阶段适时进行储量计算、复算、核算和结算。
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。
储量结算指油气田废弃前的储量与产量清算，包括剩余未采出储量的核销。
标签：勘探开发；储量；计算中图分类号：TB文献标识码：A 文章编号：1672-3198（2012）12-0196-011 概述从油气田发现直至油气田废弃的各个勘探开发阶段，油气田的经营者，应根据勘探开发阶段，依据地质、工程资料的变化和技术经济条件的变化，分阶段适时进行储量计算、复算、核算和结算。
储量计算，应包括计算地质储量、技术可采储量和经济可采储量。
储量复算指首次向国家申报储量后开发生产井完钻后三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。
储量结算指油气田废弃前的储量与产量清算，包括剩余未采出储量的核销。
本文简要地阐述了油气储量的简单计算和分类，为油气储量的分类和管理和油气田的开采可提供有益的参考。
2 地质储量分类2.1 探明地质储量探明地质储量的估算，已查明了油气藏类型、储集类型、驱动类型、流体性质及分布、产能等，具有较高的地质可靠程度。
含油气面积在合理的井控条件下，主要以评估确定的油气藏边界或计算边界为圈定依据，其中流体界面或油气层底界是由钻井、测井或测试以及可靠压力资料证实的。
2.2 控制地质储量控制地质储量的估算，初步查明了构造形态、储层变化、油气层分布、油气藏类型、流体性质及产能等，具有中等的地质可靠程度。
2.3 预测地质储量预测地质储量的估算，初步查明了构造形态、储层情况，预探井产量达到储量起算标准或已获得油气流，或钻遇了油气层，或在探明或控制储量之外预测有油气层存在，经综合分析有进一步评价勘探的价值。
3 储量计算单元划分储量起算标准即储量计算的单井下限日产量，是进行储量计算的经济条件，各地区及海域应根据当地价格和成本等测算求得。
天然气储量计算及其参数确定方法张伦友1 张向阳2(1.中油西南油气田分公司勘探开发研究院 2.中油西南油气田分公司重庆气矿) 摘 要 文章以我国最新的《石油天然气储量计算规范》为依据,以四川天然气储量计算为线索,详细介绍了容积法储量计算中有效储层下限的确定标准、计算参数的确定方法及资料录取要求。
对于有效储层下限应按岩性、物性、含油气性和电性“四性”标准划分;对于含气面积应针对不同类型气藏的特点选用不同的确定方法;对有效厚度的取值应以气水界面或气层识别为基础,综合测试成果,以测井“四性”关系划分为依据;用测井解释资料确定有效孔隙度时,必须用岩性分析资料进行标定;对原始含气饱和度、原始天然气体积系数等其他计算参数也提出了相应的要求,还对储量评价方法进行了总结。
主题词 天然气 容积法 储量计算 储量评价概述储量计算分为静态法和动态法两类。
静态法是用气藏静态地质参数,按气体所占孔隙空间容积计算储量的方法,简称容积法;动态法则是利用气藏压力、产量、累积产量等随时间变化的生产动态资料计算储量的方法,如物质平衡法(常称压降法)、弹性二相法(也常称气藏探边测试法)、产量递减法、数学模型法等等。
文章主要介绍在评价勘探期应用最多的容积法。
地质储量计算方法G=0101AhφS gi/B gi(1)或 G=AhS gf(2)式中 G—天然气地质储量,108m3;A—含气面积,km2;h—有效厚度,m;Φ—有效孔隙度,f;S gi—原始含气饱和度(1-S wi),f;B gi—原始天然气体积系数,f;S gf—单储系数,108m3/(km2・m)式中B gi用下式求得: B gi=P sc Z i T/P i T sc(3)式中 Z i—原始天然气偏差系数,f;P i—原始地层压力,MPa;P sc—地面标准压力,(01101)MPa;T—气藏地层温度,K;T sc—地面标准温度(293),°K储量的起算标准按照我国现行石油天然气储量计算规范的界定,当单井稳定产量达到储量起算标准规定指标时才能计算储量(表1)。
石油工程（上）复习题一、名词解释1. 主力油层：分布比较稳定、渗透率比较高、储量比较丰富的油层。
2. 注水方式：油水井在油藏中所处的部位和它们之间的排列关系。
3. 产量衰减曲线：以递减期累积产量与时间的乘积为纵坐标，以时间为横坐标作图得到的直线，人们通常称之为产量衰减曲线。
4. 地层油两相体积系数：地层压力低于饱和压力时，在给定压力下地层油与其释出气的总体积与它在地面脱气后的体积之比。
5. 气藏的压力系数：原始气藏压力除以静水压力。
6. 开发层系：一些独立的、上下有良好隔层、油层物性相近、驱动方式相近、具备一定储量和生产能力的油层组合而成。
7. 递减率：单位时间内单位产量的变化。
8. 水驱规律曲线：以对数坐标表示油藏的累积产水量，以普通坐标表示油藏的累积产油量，作出二者的关系曲线，人们通常称之为水驱规律曲线。
9. 阶段评价指标：反映经济全过程中某一阶段特征的指标。
10. 饱和油藏：原始地层压力低于或等于饱和压力的油藏。
二、填空1. 注水开发效果取决于水驱油效率和注入水波及体积系数。
2. 在有天然水和人工注水弹性水压驱动方式下EDI+WeDI+WiDI=1.0。
3. 油田稳产阶段的调整目的以延长稳产期为目的并有利于提高采收率。
4. 油气藏的驱动能量、渗透率的高低、油层非均质程度、地下原油粘度、及油层厚度是影响采收率的主要地质因素。
5. n CRL表示的含义经济极限井数。
6. 地质评价的主要内容是分析地质风险和估算储量。
7. 在有人工注水弹性水压驱动方式下EDI+ WiDI=1.0。
8. 油田递减阶段的调整目的以提高采收率为主要目的，还要尽可能减缓产量的递减幅度。
9. 油田开发调整的内容包括层系调整、井网调整、驱动方式调整和开采工艺调整。
10. 常用的四种注水方式有边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水。
三、简答1.开辟生产试验区的目的？答：(1)深刻认识油田的地质特点(2)核实油田储量计算(3)研究油层对比方法和各种油层参数的解释图版(4)研究不同类型油层对开发部署的要求(5)验证适合本油田的开发指标预测方法。
