原油地质储量（OOIP）与采收率（RF）的核心评估方法解析
原油地质储量（Original Oil in Place, OOIP）与采收率（Recovery Factor, RF）是油藏工程与管理的关键参数，二者共同决定了油藏的原始储量和可采潜力。精准评估这些参数对优化开发策略、提升经济效益至关重要。本文系统阐述四大主流评估方法及其适用场景。
一、容积法（Volumetric Method）
原理
通过计算储层岩石总体积，结合孔隙度与含油饱和度推算储量。公式：
其中：
- = 含油面积
- = 有效厚度
- = 孔隙度
- = 含水饱和度
- = 原油体积系数
优势
- 数据需求简单（地震解释、岩心分析）
- 适用于勘探初期无动态数据阶段
局限
- 假设储层均质，忽略流体接触带与边水影响
- 未考虑压力/温度变化导致的体积修正
- 需配合概率分析（P90/P50/P10）降低不确定性
适用场景
- 新区块资源量评估
- 开发方案编制前期
二、物质平衡法（Material Balance Method）
原理
基于质量守恒定律，通过生产历史与压力数据反推动态储量。核心方程：
优势
- 动态反映储层能量变化（天然水侵、气顶膨胀）
- 可识别驱动机制（溶解气驱、水驱等）
局限
- 需长期稳定生产数据（通常>3年）
- 假设储层为封闭系统，难以处理复杂非均质
适用场景
- 中高采出程度气藏（P/z-Gp曲线法）
- 水驱油藏中后期动态验证
三、递减曲线分析法（Decline Curve Analysis, DCA）
原理
拟合历史产量趋势（指数/双曲/调和型），外推经济极限产量。经典模型：
优势
- SEC合规的证实储量（P90）评估工具
- 快速预测EUR（最终可采储量）
局限
- 需排除人工干预（加密井、调剖等）影响
- 水驱油藏见水前（含水率<50%）不适用
最佳实践
- 结合生产制度分析（如定井底流压）
- 需进行多模型对比（Arps vs. SEPD等）
四、数值模拟法（Reservoir Simulation）
原理
基于达西定律与质量守恒方程，建立三维地质模型动态预测开发指标。流程：
- 地质建模（相控属性建模）
- 历史拟合（压力/含水率校准）
- 方案优化（井网/注采策略）
优势
- 量化非均质性/流体相互作用
- 可模拟复杂开发方式（水平井+压裂、CO2驱）
挑战
- 数据需求高（岩心/测井/流体PVT）
- 计算成本与模型不确定性管理
应用层级
- 加密调整方案制定
- EOR技术潜力评估
方法整合与不确定性管理
| 方法 | 数据需求 | 适用阶段 | 主要不确定性来源 |
|---|---|---|---|
| 容积法 | 静态地质数据 | 勘探-评价 | 面积/孔隙度解释误差 |
| 物质平衡法 | 动态生产数据 | 开发中后期 | 压力监测精度/边界判定 |
| DCA | 产量历史 | 生产稳定期 | 递减模式选择/经济极限 |
| 数值模拟 | 全生命周期数据 | 方案优化阶段 | 地质模型粗化/参数敏感度 |
整合策略
- 早期阶段：容积法+类比法确定资源量范围
- 开发初期：物质平衡法校准动态储量
- 生产阶段：DCA约束数值模拟历史拟合
- 调整挖潜：模拟指导加密井/EOR方案设计
行业前沿趋势
- 数据驱动模型：机器学习辅助历史拟合（如代理模型加速计算）
- 实时优化：数字孪生技术实现动态储量滚动更新
- 非常规突破：页岩油EUR评估中嵌入式DFN（离散裂缝网络）模拟
通过多方法交叉验证与全生命周期数据整合，可显著提升储量评估精度，为资产价值最大化提供科学依据。
