技術可采儲量受到多種因素的制約，它與油（氣）藏性質(zhì)和開發(fā)條件密切相關，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。評價鉆探及開發(fā)初期階段，由于缺乏足夠的開采動態(tài)參數(shù)，一般都采用簡單的經(jīng)驗類比法、巖心分析法、相對滲透率曲線法、相關經(jīng)驗公式法等計算采收率。

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

可采儲量=地質(zhì)儲量×采收率

根據(jù)油藏采收率經(jīng)驗類比法，國內(nèi)外不同驅(qū)動類型的油藏采收率的經(jīng)驗值一般為：

水壓驅(qū)動30%～50%；

氣頂驅(qū)動20%～40%；

溶解氣驅(qū)動10%～20%。

根據(jù)氣藏采收率經(jīng)驗類比法，國內(nèi)外不同驅(qū)動類型氣藏采收率的經(jīng)驗值一般為：

定容消耗式氣藏80%～90%；

致密層30%～50%；

水驅(qū)氣藏45～60%；

消耗式開采凝析氣藏40%左右；

注氣循環(huán)開采凝析氣藏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(qū)特征曲線法、遞減曲線法、油藏數(shù)值模擬法。水驅(qū)特征曲線法適用于水驅(qū)油藏中、高含水階段可采儲量的計算。遞減曲線法適用于處于遞減階段的各種類型油（氣）藏，各油（氣）藏的綜合遞減率可根據(jù)油（氣）藏月生產(chǎn)曲線求取，也可以根據(jù)所在油（氣）藏的單井月生產(chǎn)曲線求取，但無論哪種求取方法，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(shù)據(jù)統(tǒng)計的基礎上，從已知的規(guī)律來推斷未來的變化。如水驅(qū)特征曲線法就是利用油藏各時間累積產(chǎn)水量和累積產(chǎn)油量建立起來的關系，水驅(qū)油藏通常含水超過40%以后會出現(xiàn)直線段，利用這個線性關系，我們就很容易推斷到含水98%時或經(jīng)濟極限時可得到的可采儲量。遞減曲線法也是同樣的道理，只要求得到油田的遞減率就可以推斷出油田枯竭時（經(jīng)濟極限值）的可采儲量。油（氣）藏數(shù)值模擬法計算時必須進行油（氣）藏動態(tài)歷史擬合，使用中應重視油（氣）藏模型的代表性和數(shù)學模型的選擇。油（氣）藏數(shù)值模擬法計算最為復雜，但它更充分反映了油藏靜態(tài)的特征和油田動態(tài)的變化規(guī)律，以嚴密的理論為依據(jù)預測油田的可采儲量，在我國油田開發(fā)設計和管理中數(shù)值模擬計算甚至法定為必不可少的方法。

儲量與儲量評價

儲量是油氣項目的價值所在，是企業(yè)的有形資產(chǎn)，也是海外油氣項目評價的核心內(nèi)容之一。因此，我們非常有必要對其分類與分級的方法、特別是各級儲量的定義有一個比較詳細的了解。對我們來說，在海外項目購買與接管時可能會有各種類型的儲量數(shù)據(jù)，有的大有的小。雖然從理論上講這些數(shù)是越大越好，但其可靠程度如何還需要做進一步的儲量評價。有的項目有很大的儲量數(shù)據(jù)，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(shù)據(jù)的基礎上做好整體經(jīng)濟評價，畢竟只有剩余經(jīng)濟可采儲量才是最現(xiàn)實的，其它類型的儲量只能是從某種意義上反映著項目的后續(xù)發(fā)展?jié)摿αT了。由于海外項目的合同期有限，一般都不會超過20年，而就在這20年的合作與經(jīng)營中還要時刻面對各種不確定因素和風險，特別是所在國的政治與經(jīng)濟風險會始終讓我們感到如履薄冰，因而在思維上要和國內(nèi)有所區(qū)別。

石油天然氣儲量的分類與分級

在此油氣儲量的分類我們采取原始地質(zhì)儲量（OIP）—技術可采儲量（Technical Reserves ）—經(jīng)濟可采儲量（Economic Reserves ）的分類系統(tǒng)，并把儲量分為三級，即證實儲量（Proved，P1）、概算儲量（Probable，P2）、可能儲量（Possible，P3）。各級儲量是一個與地質(zhì)認識、技術和經(jīng)濟條件有關的變數(shù)，不同勘探、開發(fā)階段所計算的儲量精度不同，因而在進行勘探和開發(fā)決策時，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

1.1.1 原始地質(zhì)儲量（OIP）

指所評價油氣田在勘探階段結束時所獲得的不同級別的資源量和開發(fā)以后新發(fā)現(xiàn)的油氣資源量，是編制開發(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(xiàn)其經(jīng)濟價值，因此它的分級是偏重于技術性的，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(xiàn)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、在評價的可采期內(nèi)可以經(jīng)濟、合理采出的油氣總量。是衡量油氣田經(jīng)濟價值及生產(chǎn)管理、投資決策的依據(jù)，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。為避免分類過于煩瑣，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 技術可采儲量

未經(jīng)過經(jīng)濟評價的可采儲量均視為技術可采儲量（Technical Reserves ），技術可采儲量如果不考慮評價期則稱為最終可采儲量，考慮評價期的技術可采儲量稱為總可采儲量（Gross Reserves），在評價期內(nèi)經(jīng)過經(jīng)濟評價的可采儲量稱為經(jīng)濟可采儲量（Economic Reserves ）或稱為凈可采儲量（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(diào)生產(chǎn)性和經(jīng)濟性， P1的可采儲量執(zhí)行SEC標準比P1的原始地質(zhì)儲量執(zhí)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(nèi)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(zhí)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型

1.2.1 證實的P1儲量的定義

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

已開發(fā)的證實儲量（PD）是指根據(jù)開發(fā)方案要求已經(jīng)鉆完開發(fā)井及已建成地面集輸工程的儲量。已開發(fā)證實的可采儲量根據(jù)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。已開發(fā)未生產(chǎn)PDNP的儲量是指在評估時已射孔但尚未投產(chǎn)井層的儲量；由于市場條件或管理要求關掉井層的儲量；管外儲量，亦即是在現(xiàn)有生產(chǎn)井中可以補孔或重新完井可獲得有關層段的可采儲量。

未開發(fā)PUD的證實儲量為已證實尚未動用的儲量，在該范圍內(nèi)，尚未完成開發(fā)井鉆井及開發(fā)建設。

1.2.2 證實儲量的類型

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

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

3）證實儲量面積是以具有實際產(chǎn)量或具結論性的地層測試的生產(chǎn)井為單元計算的，證實的地質(zhì)儲量其探井最大控制密度可允許達到1Km×1Km，證實的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）證實的PUD可采儲量僅限定在緊密與生產(chǎn)單元周圍偏離一個正常井距可鉆井控制的泄油面積范圍，該控制的范圍不會超過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(xù)性，不為巖性或斷層所隔斷，該范圍內(nèi)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)過成功的現(xiàn)場試驗，對儲層已建立一套操作計劃，通過應用該項技術比一次采油能增加的可采儲量。按照操作計劃已經(jīng)實施的算入已生產(chǎn)的PD二次采油的附加油量，在每年評估儲量時，二次采油的方案雖然已獲得批準，但尚未實施或還未見到效果，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)儲量的比值稱為采收率。影響采收率的因素很多，總體而言，一是內(nèi)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(nèi)因；二是外因，凡屬于受人對油氣藏所采取的開發(fā)策略和工藝措施所影響的因素都是外因。內(nèi)因起主導作用，好油藏總比差油藏采收率高。在開發(fā)過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(nèi)在因素：

-- 油氣藏的類型，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采，凝析氣藏選擇消耗方式還是干氣回注方式開采；

井網(wǎng)合理密度及層系合理劃分；

鉆采工藝技術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行的三次采油技術，如注聚合物驅(qū)、化學驅(qū)、熱驅(qū)等；

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