原油采收率的确定方法（原油采收率一般多少）

国外老油田靠哪些前沿技术提高采收率

当前，我国石油产量的70%仍来自老油田，前十大油气田中有7个是已经开采30年以上的。老油田总体进入高采出程度、高含水的“双高”阶段，高含水油田的开发将成为石油行业面临的重大挑战。此前，中国石油经济技术研究院发布的《2014国外石油科技发展报告》指出，不仅在我国，未来一段时间，老油田仍将是全球石油供给的主力，全球老油田剩余油挖潜压力巨大。如何提升油田的采收率，让“老树生新芽”成为各国石油科技重点攻关课题。

提高老油田采收率符合现实需要

目前，全球平均原油采收率35%，全球常规天然气平均采收率70%。老油田剩余储量依然相当可观，油挖潜空间巨大，仍将是未来全球石油供给的主力。因此不断探索新技术、使老油田价值最大化是符合现实需要的选择。如果全球采收率提高1％，就会增加可采储量50多亿吨，相当于全球两年的石油消费量。

老油田开发主要面临五大问题：一是资源接替跟进迟缓，新增储量动用难度大；二是含水率持续升高，地下油水关系复杂；三是套损严重，基础设施老化；四是单井产量低，投资、产量、成本之间的矛盾加大；五是污染物处理未完全达标，环境保护问题突出。主要解决方案是通过找准剩余油，优化油藏管理，来提高单井产量，提高采收率，最终达到优化成本，延长油田经济寿命的目的 目前，全球石油企业正在积极行动，为达到更高的采收率目标而努力。

挪威国家石油公司2014年专门成立EOR（Enhanced Oil Recovery，提高原油采收率）业务部门，以期将海上原油采收率提高至60%。

马来西亚2012年启动了世界上最大的EOR项目，该项目用于Baram Delta油田和North Sabah油田，使这两个油田的石油采收率提高到50%左右，开采期延长到2040年。

俄罗斯实施了老油田税优惠政策，规定采出程度越高，优惠幅度越大；对难采石油储量实行开采税级差征收办法，对亚马尔-涅涅茨自治区内的老油田免征自然资源开采税。

老油田提高采收率技术与发展方向

目前，提高油田采收率需要在二次采油和三次采油上下功夫，主要方法有水驱、保持底层压力、热采、气驱、化学驱和其他方法（如微生物驱）等等。 根据中国石油经济技术研究院对1980年到2012年全球各类提高油田采收率项目数量的统计，热采技术始终保持历年项目数第一，成为提高采收率的第一大技术手段。

近年来，二氧化碳驱项目数逐年增多，成为继热采之后的第二大提高采收率技术，化学驱及非二氧化碳气驱项目数逐渐减少，热采项目数保持平稳。

目前，老油田勘探开发关键技术系列包括剩余油描述、改善水驱、新一代EOR技术等3类。

1.剩余油描述 剩余油描述就是运用新技术找准剩余油，更清晰地描述剩余油的位置及地层的状况，这是进行油藏管理、提高油田采收率的基础。剩余油藏精细描述成为这类技术未来的发展方向。具体来说，就是随着油藏开采难度的加深和生产动态资料的增加，进行精细地质特征研究和剩余油分布描述，并完善储层的地质模型，量化剩余油分布。需要物探、地质、油藏、测井多学科协作。这类新兴技术主要包括四维地震技术、光纤检测和纳米机器人。

（1）四维地震技术四维地震就是通过重复观测，研究地层中流体的变化特点。其技术优势在于可用于油田开发的全周期：开发初期，保护油田基本生产力；中期能保证高经济效益的油田管理和资源的有效开发；后期，延长油田开发期，提高最终采收率。

（2）永久性光纤井下动态监测技术光纤传感器油藏监测是在石油开采过程中，利用光纤传感器对井下多相流、温度、压力、流体持率等参数进行测试，了解油井的产液及注水井的注水情况。对这些信息的动态检测为更好的油藏管理提供了条件：有利于优化油井的产量和寿命、优化注入式油井；故障诊断、监视智能完井；监控蒸汽流和SAG-D的效率、实时监控确认井下作业的效率；改善油藏的激励和补救措施，如在压裂处理中，实时观察压裂裂缝高度增长

（3）油藏纳米机器人纳米机器人是一种纳米传感器，可通过注入水进入油藏。在地下“旅行”期间，可以分析油藏的压力、温度和流体类型，将信息存储在存储器中，由生产井随原油产出并回收。在实际应用中，它们可以辅助圈定油藏范围、绘制裂缝和断层图形、识别和确定高渗透率通道；寻找油田中被遗漏的油气、优化井位、设计和生成更现实的地质模型；将化学品送入油藏深处提高油气产量；了解井间基质、裂缝和流体性质以及油气生产变化；可以通过直接与油藏接触完成的，对剩余油发现和开采具有重要作用。值得一提的是，沙特阿美石油公司于2007年提出了纳米机器人的概念，2008年进行了可行性测试，2010年进行了现场测试，技术已日臻成熟。此外，有全球多家知名油气企业组成的先进能源财团（AEC）也一直致力于利用纳米技术勘探与生产油气，研发地下微传感器和纳米传感器，在三维空间表征油藏及其所含流体，以更好地表征油藏，有效开发油气资源。2.改善水驱改善水驱主要是从两个方向来提高水驱的效果。一方面要研究井下油水分离和智能井分层注水等提高井下工艺和注水工艺的方法；另一方面是要改变注入水的水质，通过调整注入水的离子组成和矿化度，改变油藏岩石表面润湿性，从而提高原油采收率。主要方法有低矿化度水驱、智能水驱和智能流体驱，特点在于可以利用现有的水驱设备，以最少的投入获取更高的采收率。目前，BP、沙特阿美、壳牌等公司已对低矿化度水驱和智能水驱技术进行了现场试验，效果良好。室内实验提高采收率约40%；单井试验提高采收率6-12%；矿场试验增油效果明显，油井产水率降低。目前，该领域比较有代表性的技术有：（1）LoSal低矿化度水驱技术，可将采收率提高多达10%。BP公司从2005年开始，在阿拉斯加油田通过一套改良的液压装置，将低矿化度水注入地层，增油效果明显，产水率从92%下降到87%。（2）SmartWater智能水驱技术。智能水驱现场试验的生产设备在沙特Ghawar、Kindom等碳酸盐岩油藏进行了单井试验。首次在Kindom现场试验时，井周围的残余油饱和度下降7%。目前，正在开展多井智能水驱的现场试验，研究智能水驱对全油藏最终采收率的影响，预计提高采收率8%-10%。

3.新一代EOR技术这类技术主要包括气驱和微生物采油技术。

（1）气驱提高采收率技术在气驱技术中二氧化碳（CO2）驱油占主体，2012年统计，世界上有100多个CO2驱油项目在实施中，其中约90%的CO2驱油项目集中在美国。CO2驱油已成为美国第一大提高石油采收率技术，年产油量达1500万吨，年注入CO2量3000万吨。“新一代”CO2-EOR技术是通过增大CO2注入量、优化井的设计和布局、添加聚合物或其他增粘剂、加入降低最小混相压力添加剂来消除粘性指进和非混相驱的问题，进而降低油藏孔隙中水驱之后的残余油饱和度，使残余油重新流动起来，在残余油区具有较好的应用前景。残余油区（ROZ)是指在一次、二次采油中没有经济产油量的部分含油层段，其通常位于常规油田主产层下面或常规油田之间早期的水体运移通道，储量极为丰富，达到了1400亿桶。ROZ的开发预计能提高美国原油可采储量30%-50%。目前ROZ的主要开发方式是混相CO2-EOR，随着改进的“新一代”CO2-EOR技术应用，ROZ产量明显提高，但由于缺乏充足的廉价CO2供应，将阻碍产量达到更高水平。截止2012年，美国Permian Basin已实施了11个ROZ项目，日产油量超过1.3万桶。将来计划实施的ROZ项目有6个，新项目的时间取决于CO2供应的有效性。

（2）微生物采油技术

生物酶驱油技术原理：将经过特殊配制后的生物酶制剂注入到地层，使岩石的润湿性由油湿改为水湿，降低矿物颗粒与油相的界面张力，并减小流体通过孔喉的流动阻力，起到增油效果。缅甸的曼恩油田是1970年投产老油田，使用酶之后含水率大幅下降，产油量比较稳定。

AERO（活化环境采油）技术原理：通过生产营养物优化水质使微生物快速繁殖，活化的微生物可利用原油作为碳来源，充作表面活性剂来降低油水界面张力，油被释放到水流中；微生物繁殖堵塞大的水流通道，迫使水选择其他的流动路径，驱动更多的滞留原油。一旦激活AERO系统，这个程序就会不断重复，直到采出全部残余油。这个系统可回收地层中高达20％的难采原油，可以将该区原油的产量提高9%-12%。利用现有的生产设备和基础设施，不需要钻探新井。

微生物采油技术的应用：在美国微生物驱油技术被视为潜力最大的驱油技术，据统计，美国国内可用于微生物采油法的储量高达6490亿桶，占其总储量的58%。近20年来，美国能源部共支持了47个微生物采油研究项目，其中有8个项目正在进行之中。微生物驱油技术正在进行广泛的现场试验，其研究结果表明，在注水开发后期的油藏实施微生物驱油技术可提高采收率16%。

俄罗斯主要开展了内源微生物驱油技术研究，也进入较大规模的工业化应用，在罗马什金、巴什克斯坦和鞑靼等老油田取得60万吨的增油量，并延长了油藏的开发寿命。

挪威国家石油公司（Statoil）在北海油区Norne油田开展了一次世界上规模最大的微生物驱油技术试验，取得巨大的成功，预计可增产原油3000万桶。Statoil还将微生物提高采收率技术作为其今后研究主要方向。

为什么要提高原油采收率,提高采收率的方法有哪些

提高原油采收率节约能源。

提高原油采收率方法：

世界上已形成提高采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。

化学法又分为化学驱和化学调剖。化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等。调整吸水剖面包括浅调、深调和调驱三类技术。调剖剂分为无机类水泥、无机盐沉淀、有机聚合物凝胶、树脂类、颗粒类及泡沫类等。

气驱包括混相、部分混相或非混相的富气驱、干气驱、CO2 驱、氮气驱和烟道气驱等，注入方式分为段塞注入、连续注入或水气交替注入。

热力法包括热水驱、蒸汽法、火烧油层、电加热等。其中蒸汽法又包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、蒸汽与天然气驱；火烧油层又分为干式、湿式、水平井注空气等。

微生物采油包括微生物调剖或微生物驱油等。此外，声波物理法采油也有大量的研究报道。

上述提高采收率技术，部分已进行工业化推广应用，部分开展了先导性矿场试验，部分处于理论研究之中。世界范围内已进行工业化推广或曾进行矿场试验的提高采收率技术包括蒸汽驱、火烧油层、蒸汽辅助重力驱、CO2 驱、烃类气驱，以及聚合物或活性剂等化学驱。诸多EOR 技术中，蒸汽驱仍是最主要的方法，其次为CO2 混相驱，烃类气体混相或非混相驱与氮气驱也起着相当重要的作用。

怎么提高石油采收率

指除依靠油藏天然能量和注水、注气(见注水开采)以外的人工提高采收率的方法。也有把注水、注气方法包括在内的。多数油藏在注水或注气(即所谓二次采油)后再选用其他提高采收率方法，因此，也常称三次采油。影响油藏采收率不高的因素较多，克服其中一个或几个因素，就有可能提高采收率。

热力驱法 又称热力开采，简称热采，加热可使原油膨胀，粘度降低，相对渗透率提高，在地层中的流动能力增加，同时产生蒸馏、原油热裂解等物理化学作用。实验证明蒸汽驱油的效率比水驱高。热力驱特别适用于稠油（美国等工业国家称为重质油 heavy oil）开采。常用的热力开采法为:①蒸汽吞吐法（图1)，将蒸汽通过生产井注入油层,短期关井，蒸汽将井底附近油层加热，稠油受热后，粘度降低，易于流动，开井生产时同一井中的采油量可大幅度增加。当油产量降到某一极限后，再次加热采油,如此多次重复,能提高采收率5～10％。蒸汽吞吐法已实现工业化,具有投资少、效率高，后期可直接转入蒸汽驱等优点，中国于60年代中期开始应用。②蒸汽驱法，将蒸汽从专门的注入井不断地注入油层，蒸汽在油层内向周围生产井连续扩散，随着蒸汽的冷却和凝结,形成蒸汽带、热水带和冷水带,使原油通过降粘、高温蒸馏、溶剂抽提和在蒸汽压力的推动作用下,流向生产井井底然后采出（图2）。因原油和储层特点不同，采收率在35～50％之间。蒸汽驱法受水的临界温度和沿程热损失的限制，不适用于深层。③层内燃烧法，俗称火烧油层，将点火器下入井底，将油层面加热到原油燃点以上，并逐渐注入空气，原油中的重质部分即被点燃（图3）。有时也只用注入的空气与原油氧化，使原油在油藏中自燃。以后继续注空气保持连续燃烧。

为什么要提高原油采收率，提高采收率的方法有哪些

提高原油采收率节约能源。

提高原油采收率方法：

世界上已形成提高采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。

化学法又分为化学驱和化学调剖。化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等。调整吸水剖面包括浅调、深调和调驱三类技术。调剖剂分为无机类水泥、无机盐沉淀、有机聚合物凝胶、树脂类、颗粒类及泡沫类等。

气驱包括混相、部分混相或非混相的富气驱、干气驱、co2

驱、氮气驱和烟道气驱等，注入方式分为段塞注入、连续注入或水气交替注入。

热力法包括热水驱、蒸汽法、火烧油层、电加热等。其中蒸汽法又包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、蒸汽与天然气驱；火烧油层又分为干式、湿式、水平井注空气等。

微生物采油包括微生物调剖或微生物驱油等。此外，声波物理法采油也有大量的研究报道。

上述提高采收率技术，部分已进行工业化推广应用，部分开展了先导性矿场试验，部分处于理论研究之中。世界范围内已进行工业化推广或曾进行矿场试验的提高采收率技术包括蒸汽驱、火烧油层、蒸汽辅助重力驱、co2

驱、烃类气驱，以及聚合物或活性剂等化学驱。诸多eor

技术中，蒸汽驱仍是最主要的方法，其次为co2

混相驱，烃类气体混相或非混相驱与氮气驱也起着相当重要的作用。

石油技术可采储量的计算

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。