技術(shù)可采儲量受到多種因素的制約，它與油（氣）藏性質(zhì)和開(kāi)發(fā)條件密切相關(guān)，其計算方法可分為采收率預測法和直接計算法。

采收率預測法。評價(jià)鉆探及開(kāi)發(fā)初期階段，由于缺乏足夠的開(kāi)采動(dòng)態(tài)參數，一般都采用簡(jiǎn)單的經(jīng)驗類(lèi)比法、巖心分析法、相對滲透率曲線(xiàn)法、相關(guān)經(jīng)驗公式法等計算采收率。

各種方法計算采收率后，依據地質(zhì)儲量計算可采儲量，其關(guān)系式為：

可采儲量=地質(zhì)儲量×采收率

根據油藏采收率經(jīng)驗類(lèi)比法，國內外不同驅動(dòng)類(lèi)型的油藏采收率的經(jīng)驗值一般為：

水壓驅動(dòng)30%～50%；

氣頂驅動(dòng)20%～40%；

溶解氣驅動(dòng)10%～20%。

根據氣藏采收率經(jīng)驗類(lèi)比法，國內外不同驅動(dòng)類(lèi)型氣藏采收率的經(jīng)驗值一般為：

定容消耗式氣藏80%～90%；

致密層30%～50%；

水驅氣藏45～60%；

消耗式開(kāi)采凝析氣藏40%左右；

注氣循環(huán)開(kāi)采凝析氣藏65%～85%。

直接計算可采儲量法？直接計算可采儲量法包括壓降法、水驅特征曲線(xiàn)法、遞減曲線(xiàn)法、油藏數值模擬法。水驅特征曲線(xiàn)法適用于水驅油藏中、高含水階段可采儲量的計算。遞減曲線(xiàn)法適用于處于遞減階段的各種類(lèi)型油（氣）藏，各油（氣）藏的綜合遞減率可根據油（氣）藏月生產(chǎn)曲線(xiàn)求取，也可以根據所在油（氣）藏的單井月生產(chǎn)曲線(xiàn)求取，但無(wú)論哪種求取方法，一定要注意其代表性和可靠性。

這些方法基本上都是建立在生產(chǎn)數據統計的基礎上，從已知的規律來(lái)推斷未來(lái)的變化。如水驅特征曲線(xiàn)法就是利用油藏各時(shí)間累積產(chǎn)水量和累積產(chǎn)油量建立起來(lái)的關(guān)系，水驅油藏通常含水超過(guò)40%以后會(huì )出現直線(xiàn)段，利用這個(gè)線(xiàn)性關(guān)系，我們就很容易推斷到含水98%時(shí)或經(jīng)濟極限時(shí)可得到的可采儲量。遞減曲線(xiàn)法也是同樣的道理，只要求得到油田的遞減率就可以推斷出油田枯竭時(shí)（經(jīng)濟極限值）的可采儲量。油（氣）藏數值模擬法計算時(shí)必須進(jìn)行油（氣）藏動(dòng)態(tài)歷史擬合，使用中應重視油（氣）藏模型的代表性和數學(xué)模型的選擇。油（氣）藏數值模擬法計算最為復雜，但它更充分反映了油藏靜態(tài)的特征和油田動(dòng)態(tài)的變化規律，以嚴密的理論為依據預測油田的可采儲量，在我國油田開(kāi)發(fā)設計和管理中數值模擬計算甚至法定為必不可少的方法。

儲量與儲量評價(jià)

儲量是油氣項目的價(jià)值所在，是企業(yè)的有形資產(chǎn)，也是海外油氣項目評價(jià)的核心內容之一。因此，我們非常有必要對其分類(lèi)與分級的方法、特別是各級儲量的定義有一個(gè)比較詳細的了解。對我們來(lái)說(shuō)，在海外項目購買(mǎi)與接管時(shí)可能會(huì )有各種類(lèi)型的儲量數據，有的大有的小。雖然從理論上講這些數是越大越好，但其可靠程度如何還需要做進(jìn)一步的儲量評價(jià)。有的項目有很大的儲量數據，但效果和收益并不好甚至是虧損，這是值得注意和深思的，所以我們要在正確地掌握了儲量數據的基礎上做好整體經(jīng)濟評價(jià)，畢竟只有剩余經(jīng)濟可采儲量才是最現實(shí)的，其它類(lèi)型的儲量只能是從某種意義上反映著(zhù)項目的后續發(fā)展潛力罷了。由于海外項目的合同期有限，一般都不會(huì )超過(guò)20年，而就在這20年的合作與經(jīng)營(yíng)中還要時(shí)刻面對各種不確定因素和風(fēng)險，特別是所在國的政治與經(jīng)濟風(fēng)險會(huì )始終讓我們感到如履薄冰，因而在思維上要和國內有所區別。

石油天然氣儲量的分類(lèi)與分級

在此油氣儲量的分類(lèi)我們采取原始地質(zhì)儲量（OIP）—技術(shù)可采儲量（Technical Reserves ）—經(jīng)濟可采儲量（Economic Reserves ）的分類(lèi)系統，并把儲量分為三級，即證實(shí)儲量（Proved，P1）、概算儲量（Probable，P2）、可能儲量（Possible，P3）。各級儲量是一個(gè)與地質(zhì)認識、技術(shù)和經(jīng)濟條件有關(guān)的變數，不同勘探、開(kāi)發(fā)階段所計算的儲量精度不同，因而在進(jìn)行勘探和開(kāi)發(fā)決策時(shí)，要和不同級別的儲量相適應，以保證經(jīng)濟效益。

1.1 儲量的分類(lèi)

1.1.1 原始地質(zhì)儲量（OIP）

指所評價(jià)油氣田在勘探階段結束時(shí)所獲得的不同級別的資源量和開(kāi)發(fā)以后新發(fā)現的油氣資源量，是編制開(kāi)發(fā)方案重要的地質(zhì)基礎，地質(zhì)儲量只有轉化為可采儲量之后才能體現其經(jīng)濟價(jià)值，因此它的分級是偏重于技術(shù)性的，它的分級標準符合SPE和WPC標準。

1.1.2 可采儲量（Reserves）

是指在現行經(jīng)濟和操作條件下，地質(zhì)和工程資料表明，在已知的油氣藏中、在評價(jià)的可采期內可以經(jīng)濟、合理采出的油氣總量。是衡量油氣田經(jīng)濟價(jià)值及生產(chǎn)管理、投資決策的依據，它的分級則更偏重于經(jīng)濟和生產(chǎn)性。P1可采儲量（Proved Reserves）分級標準符合SEC標準，P2可采儲量（Probable Reserves）及P3可采儲量（Possible Reserves）分級標準符合SPE和WPC標準。

可采儲量（Reserves）又分為一次可采儲量（Primary）和二次可采儲量（Secondary）。二次可采儲量是由于采取二次采油措施（IOR）之后，使得一次可采儲量有可能增加的采油量。為避免分類(lèi)過(guò)于煩瑣，采取三次采油措施（EOR方法，如注聚合物、注生化劑、熱采等）增加的采油量亦歸到二次可采儲量。

1.1.3 技術(shù)可采儲量

未經(jīng)過(guò)經(jīng)濟評價(jià)的可采儲量均視為技術(shù)可采儲量（Technical Reserves ），技術(shù)可采儲量如果不考慮評價(jià)期則稱(chēng)為最終可采儲量，考慮評價(jià)期的技術(shù)可采儲量稱(chēng)為總可采儲量（Gross Reserves），在評價(jià)期內經(jīng)過(guò)經(jīng)濟評價(jià)的可采儲量稱(chēng)為經(jīng)濟可采儲量（Economic Reserves ）或稱(chēng)為凈可采儲量（Net Reserves）。

可采儲量的分級與原始地質(zhì)儲量分級原則上是相對應的，但可采儲量更強調生產(chǎn)性和經(jīng)濟性， P1的可采儲量執行SEC標準比P1的原始地質(zhì)儲量執行SPE和WPC標準更為嚴格，因此，在P1的原始地質(zhì)儲量的范圍內扣除符合SEC標準的P1可采儲量外，如果還存在非SEC標準的可采儲量（即該地質(zhì)儲量按SPE標準是屬于證實(shí)儲量，但該地質(zhì)儲量乘以采收率得到的可采儲量并不符合SEC標準），這部分可采儲量降低標準歸入P2可采儲量，其余執行SPE和WPC標準的P2及P3可采儲量與相同級別的地質(zhì)儲量的是對應的。

1.2 各級儲量的定義和類(lèi)型

1.2.1 證實(shí)的P1儲量的定義

證實(shí)儲量是已完成有評價(jià)探井、測井、巖心、生產(chǎn)測試等資料，儲量參數取全或基本取全并被證實(shí)了的儲量。該儲量是編制油（氣）田開(kāi)發(fā)方案、進(jìn)行油（氣）田開(kāi)發(fā)建設投資決策和油（氣）田開(kāi)發(fā)分析的重要基礎。證實(shí)儲量又分為已開(kāi)發(fā)(Proved Developed)，簡(jiǎn)稱(chēng)P1的PD儲量類(lèi)型；未開(kāi)發(fā)（Proved Undeveloped），簡(jiǎn)稱(chēng)P1的PUD儲量類(lèi)型。證實(shí)可采儲量實(shí)際采出的油氣量將等于或超過(guò)評估值的概率至少有90%。在西方的報告中有時(shí)采用P90的寫(xiě)法，這也是一種概率表示，表明儲量的的可靠程度要在90%以上。

已開(kāi)發(fā)的證實(shí)儲量（PD）是指根據開(kāi)發(fā)方案要求已經(jīng)鉆完開(kāi)發(fā)井及已建成地面集輸工程的儲量。已開(kāi)發(fā)證實(shí)的可采儲量根據生產(chǎn)情況又分為已生產(chǎn)PDP（Proved Developed Producing）和未生產(chǎn)PDNP (Proved Developed Non producing)的儲量。已開(kāi)發(fā)未生產(chǎn)PDNP的儲量是指在評估時(shí)已射孔但尚未投產(chǎn)井層的儲量；由于市場(chǎng)條件或管理要求關(guān)掉井層的儲量；管外儲量，亦即是在現有生產(chǎn)井中可以補孔或重新完井可獲得有關(guān)層段的可采儲量。

未開(kāi)發(fā)PUD的證實(shí)儲量為已證實(shí)尚未動(dòng)用的儲量，在該范圍內，尚未完成開(kāi)發(fā)井鉆井及開(kāi)發(fā)建設。

1.2.2 證實(shí)儲量的類(lèi)型

1) 有商業(yè)經(jīng)濟價(jià)值的儲量。這些儲量均已具有實(shí)際產(chǎn)量或具結論性的地層測試結果和取全儲量參數，經(jīng)過(guò)經(jīng)濟評價(jià)認定具有商業(yè)經(jīng)濟價(jià)值，是當前開(kāi)發(fā)分析和生產(chǎn)管理的依據。

2）經(jīng)過(guò)鉆井、測井、地層測試證實(shí)具有確定的油-氣、油-水界面或油、氣底界，以氣底圈定的為天然氣證實(shí)儲量。以油頂及油底圈定的為原油證實(shí)儲量。

3）證實(shí)儲量面積是以具有實(shí)際產(chǎn)量或具結論性的地層測試的生產(chǎn)井為單元計算的，證實(shí)的地質(zhì)儲量其探井最大控制密度可允許達到1Km×1Km，證實(shí)的PD可采儲量單元計算的面積是以該油田正常井距控制的泄油面積確定的。

4）證實(shí)的PUD可采儲量?jì)H限定在緊密與生產(chǎn)單元周?chē)x一個(gè)正常井距可鉆井控制的泄油面積范圍，該控制的范圍不會(huì )超過(guò)確定的油水或油氣邊界，并保證與生產(chǎn)單元具有生產(chǎn)的連續性，不為巖性或斷層所隔斷，該范圍內一旦鉆井應具有商業(yè)性產(chǎn)量。

5）經(jīng)商業(yè)性二次采油所獲得的附加油量；已經(jīng)過(guò)成功的現場(chǎng)試驗，對儲層已建立一套操作計劃，通過(guò)應用該項技術(shù)比一次采油能增加的可采儲量。按照操作計劃已經(jīng)實(shí)施的算入已生產(chǎn)的PD二次采油的附加油量，在每年評估儲量時(shí)，二次采油的方案雖然已獲得批準，但尚未實(shí)施或還未見(jiàn)到效果，也只能算入P2的二次采油的附加油量。

影響油田采收率的因素

油氣田最終的可采儲量與原始地質(zhì)儲量的比值稱(chēng)為采收率。影響采收率的因素很多，總體而言，一是內因，凡屬于受油氣藏固有的地質(zhì)特性所影響的因素都是內因；二是外因，凡屬于受人對油氣藏所采取的開(kāi)發(fā)策略和工藝措施所影響的因素都是外因。內因起主導作用，好油藏總比差油藏采收率高。在開(kāi)發(fā)過(guò)程中人對油氣藏采用的合適的部署和有效的工藝措施也會(huì )使油氣藏固有的地質(zhì)特性得到改造，從而使油氣藏的采收率得到提高。

（1）油氣藏的內在因素：

-- 油氣藏的類(lèi)型，如構造、斷塊、巖性和裂縫性油氣藏；

-- 儲層的孔隙結構，如潤濕性、連通性、孔隙度、滲透率及飽和度大小等；

-- 油藏天然能力，如油藏壓力水平，有無(wú)氣頂，邊、底水天然能量的活躍程度；

-- 油氣性質(zhì)，如油、氣的密度、原油的粘度、氣油比、氣田的天然氣組分和凝析油含量。

（2）油氣藏的外在因素：

開(kāi)發(fā)方式的選擇，如油田選擇消耗方式還是注水或注氣方式開(kāi)采，凝析氣藏選擇消耗方式還是干氣回注方式開(kāi)采；

井網(wǎng)合理密度及層系合理劃分；

鉆采工藝技術(shù)水平和合適而有效的增產(chǎn)措施，如鉆水平井、復雜結構井、酸化、壓裂等；

為提高油田采收率所進(jìn)行的三次采油技術(shù)，如注聚合物驅、化學(xué)驅、熱驅等；

經(jīng)濟合理性，涉及到經(jīng)濟模式、油價(jià)、投資成本、操作成本、開(kāi)采期限、產(chǎn)量經(jīng)濟極限等。