石油开采为什么要注入驱油剂

① 油田采出水有什么特点其处理意义是什么

你要了解油田采出水的特点，就先弄明白采油的过程。
地下的石油专，分布层厚的，打口井就冒属油，分布较少的，需要用抽油机抽取。分布更为零散的，或者说采油采到最后的，零零星星，没有别的办法开采，就采用注水的办法。注水就是把水注入石油层，水中加入PAM、表面活性剂等助剂，改变水的表面张力和石油的亲水性。这样油和水就可以慢慢聚集起来，抽至地面。
这个水的污染物除了投加了助剂和石油分离的水，就是采出水。这个水除了有大量的难以降解的有机污染物，还有较高浓度的离子浓度，因为地下水本身比地表水盐的浓度高出很多。
所以这个水中离子的特点还有区域性，不同地方的硫酸盐或氯根差异很大。
处理工艺主要以水解酸化，厌氧再好氧处理，但是要调NP的比例。
采出水处理后需要循环注入地下的，而且量也比较大。如果处理不当，对地下水的污染也会较大。这就是采出水处理的必要性。

② 表面活性剂在三次采油中的应用

石油资源是一种重要的战略资源, 对国家的经济发展和人民生活水平的提高具有重要作 用。 然而它并不是取之不尽, 用之不竭的, 随着勘探开发程度的加深, 开采难度会逐步加大, 因此提高石油采收率不仅是石油工业界, 而且是整个工业界普遍关心的问题。三次采油技术 是中国近十年来发展起来的一项高新技术, 它的推广应用对提高原油采收率、稳定老油田原 油产量起到了重要的作用。 1 三次采油的简介 在世纪年代以前, 油田开发主要是依靠油层原始能量进行自喷开采, 一般采收率仅为 5%～10%, 我们称之为一次采油（POR）。这是油田开发早期较低的技术水平, 一次采油使左 Surfactants resistant to temperature and salt Gemini 右的探明石油储量被留在地下。随着渗理论的发展, 达西定律被应用于流体在多孔介质中的 渗流, 表明油井产量与压力梯度成正比关系。这使人们认识到一次采油造成原油采收率低的 主要原因是油层能量的衰竭, 从而提出了以人工注水气的方法, 来增补油层能量, 保持油层 压力开发油田的二次采油方法(SOR)。 这是当今世界油田的主要开发方式, 使油田采收率提高 到, 是一次油田开发技术上的飞跃, 但二次采油后仍有一剩余残留在地下采不出来。国内外 石油工作者进行了大量研究工作, 逐步认识到制约二次原油采收率提高的因素, 进而提出了 新的三次采油方法（EOR）。 三次采油指油藏经过一次采油依靠油层原始能量、二次采油通过注水补充能量后, 采取 物理一化学方法, 改变流体的性质、相态和改变气一液、液一液、液一固相间界面作用, 扩 大注人水的波及范围以提高驱油效率, 从而再一次大幅度提高采收率。 2 三次采油的分类 三次采油提高原油采收率的方法主要分为化学法、混相法、热力法和微生物法等。根据 作用原理的不同, 化学法又可以进一步分为碱（Alkaline）驱、聚合物(Polymer)驱、表面活 性剂(Surfactants)驱以及在此基础上发展出来的碱一聚合物复合驱(AP驱)、 碱一表面活性剂 一聚合物复合驱 （ASP驱） 或表面活性剂一碱一聚合物复合驱(SAP驱)。 根据混相剂的不同, 混 相法分为溶剂混相驱、烃混相驱、CO2、混相驱、N2混相驱以及其他惰性气体混相驱。在这些 混相剂未达到混相压力之前为非混相气驱, 近年来又开发出了气一水交替驱（WAG驱）。热力 法包括蒸汽驱、火烧油层等。 Alkaline） 3 碱（Alkaline）驱 碱驱油技术是三次采油技术中研究应用最早的。 碱驱油机理是碱水注入后, 碱与原油中的极性物质有机酸类物质反应生成表面活性剂, 而原油中存在的重质油如沥青质、胶质等所含的梭酸、梭基酚、叶琳等与之协同作用, 使得 油水界面张力和界面粘度降低, 并产生润湿性反转形成水包油、油包水和多重乳状液从而改 变了毛细管力、 附着力和驱动力,使原来不流动的残余油通过夹带、 聚并重新处于可流动状态, 从而提高采收率。碱不仅改变了油水界面张力, 而且也改变了岩石与油、岩石与水之间的界 面张力。碱驱后期, 含油量很低, 油相不连续, 油珠被滞留成为碱驱残余油。碱驱油技术是 三次采油技术中研究应用最早的, 但是由于碱耗和其可操作碱浓度范围过窄, 一直没有形成 规模应用。 目前在三次采油中应用的碱主要是NaOH、Na2CO3和NaHCO3、Na3PO4和Na2HPO4等。在实际的 驱油体系中多使用两种或两种以上的碱复配使用, 而且考虑到地层和复合体系影响, 现在有 向弱碱配方方向发展的趋势。 聚合物(Polymer) (Polymer)驱 4 聚合物(Polymer)驱 聚合物驱油技术是一种经济有效的提高原油采收率的方法, 其主要驱油剂是聚合物, 它 通过提高水的波及系数来提高采油采收率。最近报道, 聚合物还能通过聚合物溶液的粘弹性 提高岩心的微观驱油效率。在油藏地质条件一定时, 聚合物驱油的效果主要取决于驱油用水 溶性聚合物的性能。目前聚合物驱用的聚合物主要是部分水解的聚丙烯酸胺(HPAM)及其改性 聚合物, 还有生物聚合物黄胞胶(XC)以及经乙基纤维(HEC)和一些正在开发的交联共聚物。 聚 合物驱油技术已经成为解决油田后期开发减缓、产量递减的主导技术, 对稳定、优化与提高 HPAM产品的性能具有重大的理论意义和实际价值。在小于75℃条件下, 根据实际油藏地质特 性,优化HPAM的结构参数, 选用高相对分子量的同时, 应重视水解度对HPAM性能的影响。研 制、开发和应用新型聚合物和低度交联HPAM技术, 能够大幅度提高HPAM的耐温抗盐性能, 扩 大HPAM的应用范围。 表面活性剂(Surfactants) 5 表面活性剂(Surfactants)驱 表面活性剂在三次采油中的作用机理主要是加人表面活性剂以降低油/水界面张力, 改 变岩石湿润性, 以利于吸附在岩石颗粒表面的残余油膜的剥离,提高洗油效率, 并使油珠或 油滴能被注人水带走。 1971 年，Bunton 等首次合成了一族阳离子型双子表面活性剂。1990 年开始，Zhu 等合 成了阴离子型双子表面活性剂，从此引发了对双子表面活性剂的研究热潮。新型结构的双子 表面活性剂不断被报道。 传统的表面活性剂是由一个疏水基和一个亲水的极性头基构成的 ,改变和提高其表面活 性是非常有限的,通常靠加长疏水链或将几种表面活性剂复合使用;而双子表面活性剂是由2 个亲水基、2 个疏水基和1 个联接基构成的(见图1) ,通过对亲水基、亲油基以及联接基的改 变可合成多种类型的双子表面活性剂,通过改变联接基及疏水基的长度即可轻易改变其性能。 由于双子表面活性剂具有诸多优异的性能,故在石油工业有着巨大的应用前景。 传统的表面活性剂分子由于其结构的局限性,其在降低油水界面张力、 复配以及增溶等方 面的能力很有限。 而双子表面活性剂由于其特殊的结构,在很低的浓度下就有很高的表面活性, 在加入量很少的情况下就能使油水界面张力降至超低(1 ×10 - 3 mN/ m) ,且有很好的增溶 及复配能力,在化学驱采油中有巨大的应用前景。 目前,国内许多研究人员对双子表面活性剂用于三次采油都进行了一些研究。 但从公开报 道看,仅有少数几个小组开展了系统的有针对性的工作:罗平亚院士课题组从三次采油用表面 活性剂所需性能和存在的问题入手,合成了一系列不同疏水链长度、 不同联接基长度的阳离子 型双子表面活性剂,系统分析了双子表面活性剂溶液与原油之间的界面张力、 表面活性剂溶液 的黏度行为及双子表面活性剂的油水界面黏度行为,发现某些双子表面活性剂在气液界面出 现反常的吸附行为,可以将油/ 水界面张力降低至超低,且具有比普通驱油用表面活性剂更低 的油水界面黏度。但由于阳离子表面活性剂易通过静电吸附作用吸附在带负电荷的油层矿物 表面,因此用量较大。韩冬课题组针对阳离子双子表面活性剂存在的缺陷,合成出了硫酸盐、 磺酸盐型双子表面活性剂及两性双子表面活性剂,并初步研究了这些双子表面活性剂在水/ 有机相间的界面张力。 李干佐等合成了新型磺酸盐阴离子双子表面活性剂,并研究了非离子双 子表面活性剂的动态表面张力及添加剂对其浊点的影响,还考察了与阳离子双子表面活性剂 的协同效应。 蒲万芬等模拟三次采油实际环境,研究了阳离子双子表面活性剂在砂岩表面的静 态吸附行为以及阳离子双子表面活性剂/ 疏水缔合水溶性聚合物二元体系与原油的界面张 力。 冯玉军课题组重点研究了既能大幅度降低油水界面张力又能增黏的双子表面活性剂体系, 使双子表面活性剂能同时发挥三元复合驱体系中表面活性剂和聚合物的功能,并克服高分子 表面活性剂的界面张力和高增黏能力不能两全的缺陷和避免使用强碱,由此可将三元复合驱 简化为二元驱甚至一元驱。 此外,该小组还对双子表面活性剂结构和性能的关系进行了深入研 究,探讨了如何简化双子表面活性剂合成步骤,并通过对合成路线的改进把国内外报道的部分 阳离子双子表面活性剂的收率提高到85 %以上。 6 总 结：三次采油任重道远 综上所述，目前国外对三次采油表面活性剂的合成、应用的研究都高度重视。据预测， 由于表面活性剂驱油的独特优越性，表面活性剂驱油和表活剂有关的驱油技术在2015～2020 年前后的日产量将会超过聚合物的日常量。因此，结合不同的油藏地质情况，加强对三次采 油表面活性剂的合成技术、生产工艺、现场应用的研究，对于推动我国三次采油技术的研发 和现场应用具有重要意义。 但是目前我国三次采油表面活性剂研究和应用的现状及形势并不乐观。 从全国范围来看， 目前真正能够用于三次采油的表面活性剂还很少，生产厂家以及产品性能也不够稳定。因此 我国在三次采油表面活性剂的开发、生产及应用方面还是任重而道远。只有通过大家的共同 努力，才能从根本上改变目前的劣势，进而加快表面活性剂应用于我国三次采油领域的进程。

③ 什么叫油田注水井调驱技术

它可在地层中产生注入水增粘，原油降阻，油水混相和高渗透层专颗粒堵塞等综合作属用。其结果，就可封堵注水井的高渗透层，均衡其吸水剖面，降低油水的流度比，进一步驱出地层中的残余油，并可在地层中形成一面活动的“油墙”，产生“活塞式”驱油作用，以降低油井含水提高原油采收率。
其中的驱油剂可与原油产生混相作用，有效地驱出残余油，在地层中形成向油井运移的类似于活动的“油墙”的原油富集带，具有较长期的远井地带调剖作用。堵水剂可对地层的高渗透大孔道产生封堵作用，均衡其吸水剖面，使驱油剂更有效地驱油。调剖剂可不断地调整地层的吸水剖面，并可更有效地驱油。它对低渗透地层的渗透率无伤害，用它对注水井进行处理后，在同样的注水量下，注水压力下降或上升的幅度不大。
该技术的适应性广，它适应于地层渗透率大于0.1μm2的砂岩和灰岩地层；注水层厚度大于5m，对应油井原油黏度大于1mPaS，含水大于70%的注水井；无边底水或边底水影响不大油藏的油水井对应率较高的注水井。

④ 什么是驱油剂,增油剂

驱油剂，（oil-displacing agent），一种在石油钻探开采时用以提高原油采收率的助剂。常用的是聚合专物型驱油剂。如超属高分子量聚丙烯酰胺，用0.05%的水溶液能渗入油层岩隙而多出油20%～30%，大致每用1kg驱油剂可以多出原油10桶（1590L）。 聚合物溶液和表面活性剂（石油磺酸盐与醇配成的微乳液）的分段驱油，能将岩层毛细管中的原油驱替出来，收效几乎100%。
增油剂是一种高性能的表面活性剂，能够充分解决石油开采过程中由于原油中的胶质、沥青质、蜡等重质成份的析出在地层中沉积成垢的堵塞。该产品适用于油田三次采油增产增效，具有清除有机堵塞物、恢复地层渗透率作用，增加油井产能。
增油剂剂作为无腐蚀，环保清洁助剂，可以应用在油井的增产、水井的调驱及注水井的注入水中。在油井措施中可以以将有机垢类清除；在调驱措施中可以依靠其独特的洗油作用将地层中原油清洗下来而进入油井采出地面；在注水井的注入水中可将其类比为注性水，从而增加水洗程度，提高注水效果。该产品由于无腐蚀在施工作业中不返排，不影响破乳集输系统，施工简单，增油效果明显。

⑤ 什么是油田采出水

油田采出水就是：地下的石油，分布层厚的，打口井就冒油，分布较内少的，需要用抽油机抽取容。分布更为零散的，或者说采油采到最后的，零零星星，没有别的办法开采，就采用注水的办法。注水就是把水注入石油层，水中加入PAM、表面活性剂等助剂，改变水的表面张力和石油的亲水性。这样油和水就可以慢慢聚集起来，抽至地面。
这个水的污染物除了投加了助剂和石油分离的水，就是采出水。这个水除了有大量的难以降解的有机污染物，还有较高浓度的离子浓度，因为地下水本身比地表水盐的浓度高出很多。
所以这个水中离子的特点还有区域性，不同地方的硫酸盐或氯根差异很大。
处理工艺主要以水解酸化，厌氧再好氧处理，但是要调NP的比例。
采出水处理后需要循环注入地下的，而且量也比较大。如果处理不当，对地下水的污染也会较大。这就是采出水处理的必要性。
油田采出水经过处理回用于油田注水，较一般淡水有以下优点：
1、油田采出水含有表面活性物质而且温度较高，能提高洗油能力。驱油效率随水的矿化度增加而提高，含表面活性剂的采出水，特别是矿化度接近底层中的采出水，其驱油效率值最大。
2、水质稳定，与油层想混不产生沉淀。

⑥ 石油开采过程中广泛采用CO2驱油，即向油井注入CO2，当CO2到达储层后，CO2溶解于水中生成碳酸溶液腐蚀岩石

（1）因碳酸能与碳酸盐反应生成碳酸氢盐，所以CO₂水溶液腐蚀石灰岩方程式为：CO₂+CaCO₃+H₂O=Ca（HCO₃）₂，碳酸钙溶解，故答案为：CO₂+CaCO₃+H₂O=Ca²⁺+2HCO₃^-；
（2）因向蒸馏水中通入CO₂达到平衡后，溶液为饱和溶液，继续通入少量CO₂，气体不溶解，溶液中的平衡：CO₂+H₂O?H₂CO₃；H₂CO₃?H⁺+HCO₃^-不发生移动，所以c（H⁺）不变，
故答案为：不变；
（3）因CO₂中碳的化合价由+4价降低为0价，所以CO₂为氧化剂，又C元素的化合价由+4价降低为0价，则每生成1个C₆H₁₂O₆转移电子数为4×6=24，所以每生成1molC₆H₁₂O₆转移电子的物质的量为24mol，故答案为：氧化剂；24mol；
（4）因NaHCO₃溶液的pH大于8，溶液显碱性，说明HCO₃^-的水解程度大于自身的电离程度，即NaHCO₃溶液中既存在电离平衡为HCO₃^-?CO₃^2-+H⁺，水解平衡为HCO₃^-+H₂O?H₂CO₃+OH^-，而HCO₃^-水解程度大于电离程度，故答案为：＜；因为NaHCO₃溶液中既存在电离平衡：HCO₃^-?CO₃^2-+H⁺，又存在水解平衡：HCO₃^-+H₂O?H₂CO₃+OH^-，而HCO₃^-水解程度大于电离程度．

⑦ 在石油现场为什么要注入氮气

油层注氮主要有如下几方面作用：
1．保持油层压力
将油气层的压力保持或高于其版露点压力或泡点压力，或保权持在目前压力水平上，以使油气层流体能顺利流出。
2．重力泄油和非混相驱
根据氮气密度小的特点，将其注入构造顶部或允许其运移至构造顶部，增强向下驱替油层流体或重力和稳定混相段塞的作用，提高油气层流体的产量。
3．混相驱
利用氮气的多次接触混相作用驱替油气层中的油气。
4．驱动二氧化碳段塞
利用氮气作为驱替流体扒动二氧化碳等溶剂在油气层中所形成的混相段塞。
5．阁楼油开采
高压氮气可将构造顶部的阁楼层中被圈闭的原油驱替到生产井中。
6．气顶驱替
在油藏最佳部位注入氮气，可保持或提高油藏压力并同时驱替和采出气顶气。
7. 管道吹扫
易燃易爆气，液输送管线维修前，须对管道中残留气、液进行吹扫。根据管道的实际情况，用一定压力和流量的氮气对管路进行吹扫作业。
8. 燃油储罐气封
燃油储罐顶部残存空气是造成油罐起火爆炸的主要原因之一。在油罐顶部充氮，是解决这一隐患的根本途径，这一方法同样用于其它液体储罐。

⑧ 钻井液用增稠剂有效果吗怎么用

先介绍下钻井液用增稠剂吧，它是一种广泛适用在石油钻井中的助剂，用版于增加钻井液的粘度和权浓稠度，使钻井液保持分散却又稳定的状态。如果使用的钻井液不够好，或者过于稀，可能会导致泥皮过于薄或者容易脆裂，不能有效地保护孔壁，甚至会造成坍塌、夹钻等事故。
一般来说，我们会在混合钻井液的时候，添加适量钻井液用增稠剂再搅拌均匀即可。添加量根据材料体系的不同而定，使用前请进行试验来得出具体的添加量，大概在配方总量的0.2%-1.0%左右。同时，在使用过后，记得要密封储存，防潮、防强碱强酸以及防雨水等杂质混入钻井液用增稠剂中。

⑨ 为什么油田采出水要处理后才能回注地下

你要了解油田采出水的特点，就先弄明白采油的过程。地下的石油，分布层厚的，打口内井就冒油，分布较少的，需容要用抽油机抽取。分布更为零散的，或者说采油采到最后的，零零星星，没有别的办法开采，就采用注水的办法。注水就是把水注入石油层，水中加入PAM、表面活性剂等助剂，改变水的表面张力和石油的亲水性。这样油和水就可以慢慢聚集起来，抽至地面。这个水的污染物除了投加了助剂和石油分离的水，就是采出水。这个水除了有大量的难以降解的有机污染物，还有较高浓度的离子浓度，因为地下水本身比地表水盐的浓度高出很多。所以这个水中离子的特点还有区域性，不同地方的硫酸盐或氯根差异很大。处理工艺主要以水解酸化，厌氧再好氧处理，但是要调NP的比例。 采出水处理后需要循环注入地下的，而且量也比较大。如果处理不当，对地下水的污染也会较大。这就是采出水处理的必要性。

⑩ 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：E_R——采收率，小数；φ——油层平均有效孔隙度，小数；S_wi——油层束缚水饱和度，小数；B_oi——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；μ_wi——原始条件下地层水粘度，mPa·s；μ_oi——原始条件下原油地下粘度，mPa·s；p_i——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：μ_R——油水粘度比；C_s——砂岩系数；V_k——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：μ_R＝0.5～34.3；

油气田开发地质学

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；μ_o——地层原油粘度，mPa·s；μ_w——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：

E_R=21.4289(K/μ_o)^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：E_D——水驱油效率，小数；S_or——残余油饱和度，小数；S_oi——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：

lgW_p=a+bN_p

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f_w＝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：

lgL_p=a+bN_p

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：W_p——累积产水量，10⁴t；N_p——累积产油量，10⁴t；L_p——累积产液量，10⁴t；f_w——综合含水率，小数；R——地质储量采出程度，小数；E_R——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：

Q_t=Q_ie^-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：D_i——开始递减时的瞬时递减率，1/a；Q_i——递减初期年产油量，10⁴t/a；Q_t——递减期某年份的产油量，10⁴t/a；Q_a——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：lgQ_t＝lgQ_i-D_it。则直线截距为lgQ_i，直线斜率为-D_i，从而求得初始产量Q_i，递减率D_i。

第二步，确定油藏的废弃产量Q_a。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Q_i，D_i和第二步所求的Q_a，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Q_i，初始递减率D_i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，nD_i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nD_i值，并进行回归，直到相关性最好。此时，直线的截距为lgQ_i，直线斜率为-1/n。从而可求得Q_i，n及D_i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Q_i，初始递减率D_i。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：

tQ_t+N_p=a-cQ_t

根据上式，以tQ_t＋N_p为纵坐标，Q_t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N_p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。