技术可采储量与地质储量综合计算实例 石油技术可采储量的计算
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 Industrial 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）
qo 为日产油量；Go 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（OOIPEUR/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（Swi）、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
技术可采储量的计算方法是什么？~
技术可采储量受到多种因素的制约，它与油（气）藏性质和开发条件密切相关，其计算方法可分为采收率预测法和直接计算法。
采收率预测法 评价钻探及开发初期阶段，由于缺乏足够的开采动态参数，一般都采用简单的经验类比法、岩心分析法、相对渗透率曲线法、相关经验公式法等计算采收率。
各种方法计算采收率后，依据地质储量计算可采储量，其关系式为：
根据油藏采收率经验类比法，国内外不同驱动类型的油藏采收率的经验值一般为：
水压驱动30%～50%；气顶驱动20%～40%；溶解气驱动10%～20%。
根据气藏采收率经验类比法，国内外不同驱动类型气藏采收率的经验值一般为：
定容消耗式气藏80%～90%；致密层30%～50%；水驱气藏45～60%；消耗式开采凝析气藏40%左右；注气循环开采凝析气藏65%～85%。
直接计算可采储量法 直接计算可采储量法包括压降法、水驱特征曲线法、递减曲线法、油藏数值模拟法。水驱特征曲线法适用于水驱油藏中、高含水阶段可采储量的计算。递
应用水驱特征曲线推算可采储量甲型曲线是根据累积产油量与累积产水量关系来推断可采储量；乙型曲线是根据累积产量与水油比关系来推断可采储量减曲线法适用于处于递减阶段的各种类型油（气）藏，各油（气）藏的综合递减率可根据油（气）藏月生产曲线求取，也可以根据所在油（气）藏的单井月生产曲线求取，但无论哪种求取方法，一定要注意其代表性和可靠性。这些方法基本上都是建立在生产数据统计的基础上，从已知的规律来推断未来的变化。如水驱特征曲线法就是利用油藏各时间累积产水量和累积产油量建立起来的关系，水驱油藏通常含水超过40%以后会出现直线段，利用这个线性关系，我们就很容易推断到含水98%时或经济极限时可得到的可采储量。递减曲线法也是同样的道理，只要求得到油田的递减率就可以推断出油田枯竭时（经济极限值）的可采储量。油（气）藏数值模拟法计算时必须进行油（气）藏动态历史拟合，使用中应重视油（气）藏模型的代表性和数学模型的选择。油（气）藏数值模拟法计算最为复杂，但它更充分反映了油藏静态的特征和油田动态的变化规律，以严密的理论为依据预测油田的可采储量，在我国油田开发设计和管理中数值模拟计算甚至法定为必不可少的方法。
应用递减曲线法推算可采储量
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：ER——采收率，小数；φ——油层平均有效孔隙度，小数；Swi——油层束缚水饱和度，小数；Boi——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；μwi——原始条件下地层水粘度，mPa·s；μoi——原始条件下原油地下粘度，mPa·s；pi——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：μR——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＝0.85，适用于下列参数变化范围：μR＝0.5～34.3；
油气田开发地质学
（109～3200） ×10-3μm2；Vk＝0.33～2.24；h＝2.6～26.9m；Cs＝0.51～0.94；f＝7.1～74ha/口。
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；μo——地层原油粘度，mPa·s；μw——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：
ER=21.4289(K/μo)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：ED——水驱油效率，小数；Sor——残余油饱和度，小数；Soi——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：
lgWp=a+bNp
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fw＝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：
lgLp=a+bNp
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：Wp——累积产水量，104t；Np——累积产油量，104t；Lp——累积产液量，104t；fw——综合含水率，小数；R——地质储量采出程度，小数；ER——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：
Qt=Qie-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：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。
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：lgQt＝lgQi-Dit。则直线截距为lgQi，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：
油气田开发地质学
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lgQi，直线斜率为-1/n。从而可求得Qi，n及Di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Qi，初始递减率Di。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：
tQt+Np=a-cQt
根据上式，以tQt＋Np为纵坐标，Qt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Np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。
技术可采储量与地质储量综合计算实例
答：以下是技术可采储量与地质储量综合计算实例：假设一座铜矿的地质储量为5000万吨，平均品位为1%。经过勘探，确定了可采储量为2000万吨，平均品位为0.8%。根据这些数据，可以计算出以下内容：1. 可采储量含铜量：可采储量含铜量 = 可采储量 × 平均品位 = 2000万吨 × 0.8% = 16万吨2. 地质储...
技术可采储量的计算方法是什么?
答：直接计算可采储量法 直接计算可采储量法包括压降法、水驱特征曲线法、递减曲线法、油藏数值模拟法。水驱特征曲线法适用于水驱油藏中、高含水阶段可采储量的计算。递 应用水驱特征曲线推算可采储量甲型曲线是根据累积产油量与累积产水量关系来推断可采储量；乙型曲线是根据累积产量与水油比关系来推断可采...
石油技术可采储量的计算
答：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fw=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...
如何计算煤矿采区煤炭储量可采储量
答：1、根据煤层底板等高线算出煤层倾角和煤层水平投影面积； 2、再用三角函数求出煤层倾斜面积； 3、倾斜面积乘以平均煤厚得出体积； 4、再用体积乘以煤的容重就是煤的地质储量。 5、地质储量减去保护煤柱再乘以回采率就是可采储量。
天然气可采储量计算
答：天然气可采储量计算方法分为计算采收率和直接计算可采储量两种类型。1. 通过用类比法确定气藏采收率来确定可采储量 对尚未投入开发的气藏和采出程度很低的气藏，根据气藏储层物性、边底水活跃程度等资料与开采枯竭气藏进行类比确定采收率，再乘以计算的地质储量即可计算出气藏的可采储量。表7-4所列...
什么是技术可采储量?
答：技术可采储量是指依靠现在的工业技术条件可能采出，但未经过经济评价的可采储量。通常以某一平均含水界限（如98%）、某一平均气油比（如2000立方米/吨或10000立方英尺/桶）、某一废弃压力界限或某一单井最低极限日采油（气）量为截止值计算的可采出油（气）量，称为最终可采储量。如果考虑某一特定...
生产矿井中可采储量怎么计算
答：按规定基础储量减去设计和实际损失后的量就是矿井可采储量。实际我在计算过程中是基础储量和资源量的和也就是保有储量乘以采区回采率再减去10%的地质及水文地质损失后的量为矿井可采储量。也就是保有储量科以采区回采率再乘以0.9就是可采储量。 抢首赞 已赞过 已踩过< 你对这个回答的评价是? 评论 分享 ...
经济可采储量的计算方法是什么?
答：现金流量法 当合同区或油气田已具有初始开发方案或重大调整方案时，评价经济可采储量采用现金流量法。该方法是以一个独立开发工程项目所属的技术可采储量来整体计算。首先根据技术可采储量减去已采出油（气）量，测算出剩余的技术可采储量；然后，根据开发方案或调整方案的逐年工作量、投产井数，预测出...
油田的地质储量是怎样算出来的?
答：一些国外油田资料中所讲到的石油地质储量实际上是指可采储量。这是考虑到地下的原油不能百分之百地采出，只计算可以采出的储量，就是可采储量，它不包括预计不能采出的那部分石油地质储量。可采出的储量与地下全部地质储量之比叫做采收率。实际上，由于各油田特点不同，油田开发方法和采油工艺不同，...
可采储量名词解释
答：可采储量是指在现有技术和经济条件下，可以从油气藏中采出的那一部分油气量。这部分油气量具有工业开采价值，是油气田评价和开发设计的重要依据。可采储量的确定受到多种因素的影响。首先是地质因素，包括油气藏的储层特性、油气分布和储层厚度等。储层的质量越好，油气的分布越集中，可采储量就越大。...
